新能源接入地区电网的电压安全稳定控制策略研究

汤海霞，肖 莹，肖 蕾，刘 恒

（国网湖北省电力有限公司孝感供电公司，湖北 孝感 432100）

0 引言

近年来，随着“碳达峰，碳中和”目标的纵深推进，国家能源生产正在进行消费转型，火电机组建设逐渐趋缓，构建以新能源为主体的新型电力系统，是实现“双碳”目标的重要支撑［1］。随着新能源的持续发展，未来海量新能源持续接入电网，以大规模高渗透率的可再生能源、高比例的电力电子设备“双高”为主要特征的新型电力系统正在逐步形成［2］。国网湖北省电力有限公司孝感供电公司（以下简称“孝感公司”）积极贯彻落实国家能源发展战略，大力推动地区风力发电、光伏发电、生物质能等清洁能源发展、消纳及应用工作。截止2021 年，孝感电网新能源装机容量达2 075 MW，2021 年累计发电量26.13 亿kWh，为地方经济社会可持续发展提供节能环保绿色电能服务。本文通过孝感电网调度运行数据深入分析并网新能源对孝感电网无功电压不利影响，并给出解决方案。

1 新型电力系统面临的技术挑战

随着分布式电源、储能、新型负荷等分布式资源大规模接入，传统电网的网架结构和运行调控方式将难以适应新型电力系统的发展要求。

目前，新型电力系统面临的主要挑战是：一是有功、无功实时平衡难度大［3-5］；由于新能源大量接入，其发电的随机性、波动性、间歇性，以及新能源机组对电网的弱支撑性、自身抗扰动性差，对电网安全稳定运行带来冲击，尤其对电网断面潮流稳定控制、主网电压安全稳定、无功就地平衡等方面带来巨大挑战［6-7］。二是调控运行控制模式亟待改变；新型电力系统中，控制原理将发生根本变化，控制规模呈指数级增长，控制对象差异性极大，调度运行监视、控制难度加大。以重要送出通道上的无功及电压控制为例，依靠传统的监控员下令，电厂端调节模式响应慢、配合难，弊端日益凸显。大规模新能源并网对电力系统的技术挑战远不止如此，还包括如图1 所示的系列技术挑战。亟待通过管理创新和技术创新破解新型电力系统安全稳定运行难题，更好地服务孝感市绿色低碳发展，助力国家能源“双碳”战略目标实现［8-9］。

图1 大规模新能源并网对电力系统的技术挑战Fig.1 Technical challenge of large-scale new energy connection to power system

2 系统无功电压波动原因分析

截止2021年，孝感电网新能源装机容量达2 075 MW，其中风电装机1 008.9 MW，光伏装机988.417 MW。风、光比例1.02∶1，根据不同风光比例出力特性分析，孝感地区新能源出力满足图2中的风光5∶5曲线。

图2 不同新能源配比出力特性曲线分析图Fig.2 Analysis chart of output characteristic curve of different new energy ratio

调取实际调度运行典型出力数据分析，详见图3。

图3 孝感电网新能源出力特性曲线图Fig.3 New energy output characteristic curve of Xiaogan power grid

对比图2和图3发现，风光比例接近1∶1的孝感电网新能源出力特性曲线跟理论分析的出力特性曲线基本一致，发电出力呈现的特点如下：1）全天午高峰出力最大，最大出力可达总装机容量的75%，其中光伏出力更大，达到自身装机容量的80%；2）夜间18：00-24：00，光伏停发，风电出力很小，占装机容量的20%；3）凌晨0：00-08：00，昼夜温差大风电出力大，占装机容量的80%。

选取孝感电网用电负荷曲线进行分析，详见图4。孝感电网用电负荷曲线特点如下：1）全天用电负荷呈现“双峰”特点：午高峰12：00，晚高峰21：00左右；2）凌晨0：00-08：00负荷较低。

图4 孝感电网负荷特性曲线图Fig.4 Load characteristic curve of Xiaogan power grid

通过新能源发电出力特性曲线与电网负荷曲线对比发现，在电网用电负荷午高峰时段，新能源助力大对电网负荷支持大，主网联络通道下网潮流小。在电网用电负荷晚高峰时段，新能源出力小，对用电负荷支撑小，需要通过主网联络通道下网形成有效支撑。在夜间、凌晨负荷较轻时段，风电大规模发电，需要通过主网联络通道外送至主网消纳。

调取新能源外送通道潮流（详见图5-图6）分析发现：就地消纳后的新能源通过联络线外送至主网，有功潮流呈现频繁波动特点，无功潮流呈现富余倒送主网特点。

图5 新能源外送通道有功潮流图Fig.5 Active power flow diagram of new energy delivery channel

图6 新能源外送通道无功潮流图Fig.6 Reactive power flow diagram of new energy delivery channel

综合上述图5～图8 运行数据分析，夜间电网低谷负荷低谷时段主网无功电容器均退出，此时风电发电出力相对较大，新能源外送通道上的220 kV 线路送出潮流较重，新能源送出通道上的220 kV 线路无功缺额较大，电压降低甚至越下限。白天电网用电高峰时段主网电容器全投，新能源出力对用电负荷形成支撑，新能源送出通道上的220 kV 联络线潮流轻载，线路容性充电无功导致220 kV 电压越上限，主网电压升高甚至越上限。新能源出力波动造成电网潮流反转频繁，尤其是新能源接入比例高的大悟地区电网对外联络通道潮流一天之内尽反转多达17 次。电网潮流翻转加剧了电压波动，详见图7-图8 所示电压运行曲线，因新能源出力波动频繁剧烈，在3 个小时内，主网220 kV 母线电压从233.9 kV 跌落至223.1 kV，波动高达11 kV。

图7 主网220 kV电压运行曲线Fig.7 220 kV voltage operation curve of main grid

图8 主网220 kV电压运行日曲线Fig.8 Daily 220 kV voltage operation day curve of main grid

电压升高对电气设备热稳定性造成威胁。电网用电高峰和新能源发电高峰时，电网无功不足导致主网电压降低，网损加大。电压过低可能危及电力系统安全稳定运行，在系统无功功率不足、电压水平低情况下，若同时发生某些枢纽变电站的母线微小扰动，由于新能源机组抗扰动能力不够强，面对电压波动容易脱网，造成大面积停电事故，顷刻之间会造成系统电压大幅度下降，也就是“电压崩溃”现象，其后果相当严重。

预计至“十四五”末，孝感电网新能源装机规模分别将达到600 万kW，其中风、光装机规模分别将达到142.2 万kW、407.1 万kW，风、光出力日波动分别为128 万kW、258 万kW，日波动可达386 万kW，有功波动引发的无功电压波动将更加剧烈，新能源波动引起电压不稳，日波幅超标，控制难等问题，需要从全网角度优化提升无功电压管理工作，电网无功由“就地补偿，就地平衡”转为“优化补偿，分层平衡，上下兼顾”［10-12］，才能破解电压“一高一低”频繁波动难题。

3 解决方案及成效

孝感电网220 kV 及以上变电站变电容性无功补偿容量614 MVA，占主变容量的11.67%；110 kV 变电站容性无功补偿容量567 Mvar，占主变容量的13.7%。主网无功补偿比例未达到15%～30%技术规定。目前孝感主网电容器因故障被迫停运或因未开展投切试验不能投运的电容器。这些不能投运的无功补偿设备进一步拉低了无功补偿度，减少了主网电压调整手段。

孝感电网并网新能源场站内共配置无功补偿容量550.3 Mvar，其中FC装置容量共78.5 Mvar，SVG装置容量共471.8 Mvar，SVG 具备无功双向调节功能。电厂这些无功补偿设备均能达到提升电压作用。

在新能源高渗透背景下，大规模分布式电源的引入难免带来一系列问题，如电能质量，供电能力消纳及管控等问题［13-14］。但是，电力系统可以利用风电、光伏的无功余量对系统电压水平进行优化，充足的无功补偿量可有效提高系统电压水平的同时保证新能源全额消纳。传统的AVC 无功优化控制系统受负荷波动影响，电压波动较大，易造成动作次数达上限，对人工调整需求高［15-16］。为此，孝感公司主动协调新能源厂家，创新“场网一体化无功电压协同自动控制”联合优化调度管理模式，如图9 所示。将新能源电厂的SVG 装置纳入地调AVC系统的协同控制［17］，对调度端AVC系统进行功能升级及控制策略优化［18］，打通电网至电厂协同控制网络通道，升级网络安全策略，实现区域无功厂网平衡，既减少主网投资电抗器、电容器等资金，又充分利用了电厂无功补偿设备，有效保障电网电压安全，减少网损［19-21］。

图9 场网一体化无功电压协同自动控制系统（AVC）Fig.9 Plant-grid integrated automatic reactive voltage control (AVC) system

3.1 厂网SVG试点联调

在地调AVC 主站系统中，对新能源电厂进行PAS建模，通估状态估计、潮流计算等模块并综合考虑电压、功率因数等数据，计算出新能源厂站高压母线目标值（或增量）。做好新能源厂站AVC 与远动装置的接口改造，具备主站AVC与厂站AVC系统104双向通信功能，主站AVC 下发高压母线目标值（或增量），子站AVC 进行优化调整，进而满足地调AVC 高压母线目标值的要求，实现主网无功电压调节功能。通过地调AVC 系统与110 kV 大坡顶风电厂SVG 装置的联调，并将110 kV 大坡顶风电厂SVG 装置纳入地调AVC 系统试运行。通过PDCA 循环，记录该电厂从2021 年7 月份以后通过调节后的无功电压倒送值（详见表1）。

表1 110 kV大坡顶风电厂无功倒送情况对比统计表Table 1 Comparative statistical table of reactive power backflow in 110kV Dapoding wind power plant

P计划：制定无功调节计划，将110 kV大坡顶风电厂纳入主网无功电压调试计划内。

D 执行：由主站AVC 系统实时远程调节电厂无功电压。

C 检查：核查无功电压调节是否满足实际运行要求。

A 处理：记录并分析该新能源电厂无功电压调节策略执行是否在合格范围内。

通过以上统计发现，在实现主站AVC控制110 kV大坡顶风电厂SVG装置后，风电厂SVG装置可输出感性或容性无功来平衡电网无功，期间未出现新能源电厂无功大量倒送主网情况，相应的线损、网损均有明显降低。110 kV 大坡顶风电厂SVG 装置纳入地调AVC系统试运行后，取得了较好的成果，经地调研究决定，将孝感地区35 kV及以上新能源电厂SVG装置与主站AVC进行联调，并投入试运行。

3.2 优化AVC控制策略

1）通过AVC 主站参数对控制目标的优先级进行设置，从高到低应为新能源厂站并网点电压合格、新能源厂站并网点功率因数合格、网损最小。

2）正常情况下主站5 min 下发一次指令，下发指令后2 min内每10 s监测1次，2 min内一旦有达到考核要求的点即认为调节成功，站端AVC装置具备电压保持功能，在5 min 调节周期内可自动调节至目标值，无需主站再次下发调节值。

3）AVC 主站下发的控制指令为带时标的并网点母线电压增量。

4）新能源厂站并网点功率因数绝对值宜不小于0.95，可根据电网运行情况进行调整，支持对并网点功率因数的人工配置。

5）关于步长和控制死区的要求：110 kV新能源厂站：控制步长0.5 kV，控制死区0.3 kV；35 kV新能源厂站：控制步长0.3 kV，控制死区0.15 kV；10 kV 新能源厂站：控制步长0.15 kV，控制死区0.1 kV；支持对以上各项的人工配置。

6）控制并于同一母线的多个新能源厂站间不出现无功不合理流动。

7）若并网点有功功率绝对值大于3 MW，则按照控制目标优先级进行调整；若并网点有功功率绝对值小于3 MW，则将无功功率绝对值调整至1 Mvar 以内，不考虑并网点功率因数控制约束，并网点有功功率绝对值可根据需要人工配置。

8）AVC 主站收到子站增无功闭锁或减无功闭锁信号后，发平调指令。

9）提供节假日模式。能够设置节假日新能源厂站并网点电压上下限及并网点功率因数范围，实现节假日模式切换。

10）当新能源厂站或并网区域内公用变电站母线电压、220 kV关口功率因数越限时，协调控制新能源厂站无功设备和公用变电站内的无功设备，消除电压越限，方法如下：

① 当新能源厂站并网点电压越限时，优先控制新能源厂站无功设备来消除电压越限。

② 当新能源厂站并网点电压越限且已不具有无功控制能力时，控制并网区域内公用变电站低压无功设备来消除电压越限。

③ 使用公用变电站低压无功设备来消除新能源厂站并网点电压越限的策略时，通过控制预估判定该策略不会造成其它新能源厂站压并网点电压越限，避免设备的频繁投切。

④ 当新能源厂站并网区域内公用变电站母线电压、220 kV关口功率因数越限时，优先控制站内的电容器、电抗器。

3.3 主要成效

针对目前高比例、多种能源电网在全国地市级电网并无类似发用电模式可以借鉴的现实问题，孝感公司创新打造“场网一体化无功电压协同自动控制”联合优化调度管理模式，破解清洁能源规模化发展难题，实现清洁能源安全接入、全额消纳，更好地服务孝感市绿色低碳发展，助力国家能源“双碳”战略目标实现。主要有以下成效：

一是安全效益。新能源电厂充足的SVG、FC、逆变器、风机等无功调节装置并入地调AVC 系统，大幅增加电网无功电源容量，增加主网无功调节手段，有效弥补了主网感性无功电源配置不足问题。场网一体化无功电压协同自动控制系统（AVC）具备主动监测电压越限的功能，并能迅速作出反应，可远程遥控部署在百里之外的新能源电场内的SVG、FC 装置，响应时间约1 min，响应速度快，可实现无功电源的“源随荷动”［22-23］，确保电压安全稳定运行、系统电压质量合格。

二是经济效益。将新能源电厂的SVG 装置纳入地调AVC系统的协同控制，对调度端AVC系统进行功能升级及控制策略优化，打通电网至电厂协同控制网络通道，升级网络安全策略，实现区域无功厂网平衡。“场网一体化无功电压协同自动控制”联合优化调度管理模式既减少主网投资电抗器、电容器等资金，又充分利用了电厂无功补偿设备，有效保障电网电压安全，减少网损。AVC 系统自动计算无功缺额自动投切区域内的无功电源，科学算法使得调压更加精准、效率更高，同时大大减轻监控员调压工作量，提升调控工作质效。

三是环保效益。系统电压得到有效改善有助于减少因电压越限、频繁波动导致的弃风弃光问题，提升消纳新能源能力。孝感公司“场网一体化无功电压协同自动控制”联合优化调度管理模式有望实现“十四五”孝感电网接纳清洁能源规模翻番，预计至十四五末，全市接纳清洁能源发电装机总容量接近600万kW，清洁能源消纳电量超过300 亿kWh，相当于节约1 200 万t标准煤，减排CO22 991 万t、粉尘816 万t、SO290 万t，清洁能源生产消费比重持续提升，大气污染治理贡献突出，生态环保效益显著。

4 结语

电网连接能源生产与消费，在能源清洁低碳转型中发挥着引领作用。实现“碳达峰，碳中和”，能源是主战场，电力是主力军，电网是排头兵。孝感公司创新打造“场网一体化无功电压协同自动控制”联合优化调度管理模式，将新能源电厂的SVG装置纳入地调AVC 系统的协同控制，对调度端AVC 系统进行功能升级及控制策略优化，打通电网至电厂协同控制网络通道，升级网络安全策略，实现区域无功厂网平衡。既减少主网投资电抗器、电容器等资金，又充分利用了电厂无功补偿设备，有效保障电网电压安全，减少网损，提质增效成果显著。通过探索“双高、双峰”特征下新型电力系统的电压安全稳定控制技术，以电为核心、网为平台，以因地制宜的多元能源结构为基础，发挥电网平台作用，实现能源技术自主创新，保障可再生能源和新型电力系统健康、有序发展，助力碳达峰、碳中和目标实现。