电网新能源消纳及并网安全分析

戎士洋 ,于腾凯 ,程 伦 ,纪 宁 ,王瑞欣

(1.国网河北省电力有限公司电力科学研究院,河北 石家庄 050021;2.国网河北省电力有限公司,河北 石家庄 050021)

0 引言

为应对全球气候变暖、环境污染和能源紧张等问题,世界各国积极推动能源的低碳化、清洁化和可持续化转型[1]。我国将采取更加有力的政策和措施使其CO2排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。构建以新能源为主体的新型电力系统是实现碳达峰和碳中和的重要举措,然而以风电光伏为代表的新能源机组发电原理、控制方式、并网特性均与常规同步机组有较大差别,随着新能源装机占比的持续增长,伴随出现的调峰调频、电压稳定、宽频振荡等威胁整个电力系统安全运行的问题逐步显现,源网荷的不匹配、协调也大大限制了新能源的电力消纳[2-4]。本文首先介绍了我国某地区电网新能源装机及消纳形势,结合近几年来大规模风电光伏接入的实际运行情况,剖析新能源电力消纳的主要影响因素,从集中式场站和分布式电源两方面深入分析新能源并网对电网安全造成的影响,最后给出提升电网安全及新能源消纳能力的相关建议。

1 新能源电力消纳

1.1 新能源装机及消纳现状

受政策激励及发电成本影响,近3年来某地区风电光伏装机大幅增长,2021年底新能源装机规模达到22 465 MW,全口径装机容量占比达到41.7%。表1为2019-2021年地区内新能源装机明细,可以看出,风电增长趋于平缓,分布式与集中式光伏呈现齐头并进的态势。

表1 新能源发电装机及占比统计

新能源消纳方面,2021年首次出现弃风弃光,累计期限194 h,弃限电量2.8亿kWh。风电光伏利用率分别为98.5%、99.1%。2022年新能源装机还将新增6 000 MW,预计全年新能源发电量282.69亿k Wh,弃电量11.59亿k Wh,利用率96.06%,接近国家能源局规定的95%利用率指标下限。

1.2 新能源制约因素分析

受资源条件、电源结构等因素限制,该地区电网新能源消纳条件较差,弃风弃光的主要原因有以下4个。

(1)网内新能源以光伏为主,日出力波动较风电更大。2022 年底,新能源装机将达到28 000 MW,按照近3年午后新能源同时率0.75考虑,午后新能源出力可达18 000 MW 以上,而晚高峰时段光伏出力降为0,仅剩不足3 000 MW 风电出力,新能源最大日出力波动达15 000 MW 以上。常规火电机组启停时间最少也需要6 h,且极大增加了发电煤耗,降低了机组寿命,如果仅靠负荷平衡新能源出力,极易导致午后新能源严重弃限、晚高峰电力供应不足。

(2)电源以火电为主,灵活调节资源明显不足。火电装机占比57.4%,天然气、抽蓄仅占8%,且火电装机中供热机组占比高达83%,虽然对网内煤电机组不同程度实施灵活性改造,但改造标准偏低,仅提升了调峰能力1 100 MW。“十四五”期间,所有在运火电机组均计划深度调峰改造(供热工况最小出力在40%以下,非供热工况最小出力在30%以下),但由于激励政策不足,多数电厂还处在观望状态,未来新能源弃限将成为常态。

(3)分布式光伏装机容量大,且短期内难以实现有效调控。以2022年春节及冬奥会电力平衡为例,受环保限产、春节节日效应等多重因素影响,最小用电需求仅17 000 MW,叠加分布式光伏“抵消”作用,午后最小负荷最低降至12 000 MW 以下。考虑联络线减供、供热机组最小运行方式、纯凝机组全停后,全网最小技术出力15 660 MW,集中式新能源全部弃限后,调峰缺口仍有近4 000 MW。

(4)集中式新能源场站多位于负荷偏低地区,电力送出受网架限制。集中式开发新能源项目主要集中在太行山沿线和东部沿海区域,这些区域新能源发展速度超前于电网发展速度,场站短路比不足、送出通道过载的情况较为突出。比如西南地区的1 500 MW 光伏,与常规火电厂600 MW机组共用3条细截面线路向保东东部负荷中心输送电力,按照设计单位接入系统方案,正常方式下就会出现超线路额定载流30%的安全问题,极易引发光伏高出力时段的大量弃限。

预计“十四五”末,新能源装机量为46 900 MW,如果不采取有效措施,仅按现有资源配置,有效利用率将降低至79%。除完成政府下发的火电机组灵活性改造任务外,还必须为新能源配置10%的储能,方能达到95%的最低消纳目标。

2 新能源并网运行对电网安全影响

新能源因装机容量不同,接入本地电网的方式也有差别,对电网安全造成的影响呈现不同特点,下面根据新能源集中式/分布式的不同接入方式分别分析对电网安全的影响。

2.1 集中式场站

2.1.1 场站短路比降低

和传统火电机组相比,风电、光伏等新能源机组电压支撑能力弱,大规模新能源通常处于偏远的电网末端,网架结构比较薄弱,接入后易出现系统电压水平下降,且新能源电力电子变换器本身耐压耐频能力不高,故障期间极易因电压波动脱网[5]。目前普遍采用短路比衡量并网系统电压支撑强度[6]。2019 年12 月发布的《电力系统安全稳定导则》要求送、受端系统的直流短路比、多馈入直流短路比以及新能源场站短路比应达到合理的水平。GB/T 40581—2021《电力系统安全稳定计算规范》规定,新能源场站端的多场站短路比不应低于1.5。

该地区西部风电和光伏资源富集地区并网比例较高且远离负荷中心,需要通过远距离输电从地区电网末端接入,送出网络往往较为薄弱,“大机小网”问题突出,抗扰动能力不足。2022年,西南部分新能源场站的短路比已经接近甚至低于1.5;在新能源场站附近火电厂停机的情况下,多座场站的短路比低于1.5,经电网仿真计算,该区域内发生同杆线路N-2故障,一旦保护拒动,故障持续时间超过0.16 s,可能导致接入附近220 kV公用站的光伏场站因低电压而脱网,最大脱网量可能超过2 000 MW,具体如图1所示。

图1 某光伏低穿期间有功功率曲线

2.1.2 送出通道过载

2022年,某地区电网供电范围内预计投产共计6 000 MW 光伏项目,其中4 000 MW 光伏为汇集集中接入方式,主要多数处于近山靠海的偏远位置,这些地区的电网建设受地理条件制约,网架结构相对薄弱,出现通道送出能力不足的问题,主要有:

(1)西南部地区规划建设800 MW 平价光伏项目,叠加现有新能源装机,造成该地区西电东送通道紧张,夏季光伏大发时段220 kV同杆并架线路N-1最大过载43%;

(2)东部沿海光伏项目合计投产容量1 000 MW,接入近区500 kV站220 kV侧,夏季光伏大出力时段220 kV近区线路N-1故障,其他220 kV线路最大过载11%;

(3)太行山中部地区规划建设700 MW 平价及竞价光伏项目,夏季光伏大出力时段220 kV线路N-1最大过载6%;

(4)太行山南部光伏电站在某同杆并架线 路N-2故障情况下,其余线路最大过载15%。

(5)部分220 kV站接入新能源较多,存在主变压器上送N-1过载问题,最大过载30%。

2.2 分布式光伏

2.2.1 配网承载力不足

2022年分布式光伏规模将突破10 000 MW,高比例分布式光伏具有分散多点布置、出力不稳定的特点,光伏大出力时段(中午11:00—14:00)本地负荷已经不能平衡光伏出力,部分线路及主变压器轻载,甚至出现功率上送,光伏出力波动性与负荷叠加,改变了配网动态特性,配网有源化特征愈加明显。

据统计,2021年分布式光伏日出力波动接近6 000 MW。全年26 台220 kV变压器、124 台110 kV变压器、294台35 kV变压器出现功率倒送情况,占比分别为6.1%、8.1%、13.6%。保定西部地区117台主变压器(220 kV17台、110 kV43台、35 kV57台)出现功率上送,占比近20%。线路和主变压器潮流方向的改变,一方面增大了设备损耗,使得传统以负荷为中心的供电设备运行经济性大大降低;另一方面传统单端辐射配置的阶段式保护对有源配网适应性,现有配网保护适应性亟须提升。

现有分布式光伏以用户自行投资建设为主,具有无秩序、接入分散、单点容量小等特点[7],且受光照、温度等自然因素影响较大,分钟级出力波动最大可达其容量的70%,当光伏渗透率增加到一定程度时,产生的有功冲击将引起线路短时严重过载及节点电压大幅波动[8],电网的暂态稳定性相比光伏接入前将明显恶化,尤其是在电网遇到故障时,分布式光伏将会进一步加剧电网的有功功率及电压的波动范围,图2显示了60%光伏渗透率下,某配电网线路故障情况下的有功功率波动情况。

图2 配网线路暂态有功功率曲线

当前该地区整体分布式光伏渗透率约22%,分布式光伏对于稳定性的影响不显著。到“十四五”末,可能增加到30%,对配电网造成的影响无法忽视,电网运行将面临极大挑战。

2.2.2 低频减载控制能力下降

分布式光伏出力相当于在线路上叠加了一个“逆向”负荷,分布式光伏出力越高,对低频减载控制能力影响越大[9]。图3和图4分别为晴天和多云天气下电网低频减载实控负荷比例比较,通过对比同一时期内不同天气下的情况,在同样的低频减载方案下,相当于分布式光伏装机每增加1 000MW,低频减载控制比例下降约1%左右。

图3 晴天天气低频减载负荷控制比例

图4 多云天气低频减载负荷控制比例

目前该地区电网低频减载平均控制比例约为60%,基本波动区间为55%～67%,能够满足总控比例50%的方案要求。

3 相关建议

对于影响新能源消纳的调峰能力不足、送出通道过载、主变压器潮流上送及减载控制不足等问题,从以下两方面给出建议。

(1)系统规划方面,首先要科学精准预测新能源增长情况,然后根据新能源发展配套增加详细的储能需求规划,包括惯量、调频、调压具体需求,以及相应储能容量、储能位置及类型规划,同时开展新型储能关键技术研究,提前制定储能相关管理规范;对新能源接入集中的地区考虑增加送出通道、主变压器增容等规划项目,满足大规模新能源的送出需求。

(2)系统运行方面,开展新能源场站开展耐频耐压、一次调频等涉网实验及技术监督,推动新能源具备与常规电源类似的调节性能指标;对于现有存量新能源送出引起的线路/主变压器过载程度进行详细计算,在此基础上加装过负荷联切等安全自动装置,保证正常方式下的新能源送出及故障情况下的电网安全稳定;对分布式电源出力开展精细化、常态化统计,并动态调整低频减载方案,扩充控制分路。

4 结论

本文介绍了某地区电网新能源装机及消纳情况,结合该地区近几年来大规风电光伏接入后实际运行数据,深入分析了影响新能源电力消纳的主要因素,从集中式场站和分布式电源两方面详细阐述了新能源并网对电网安全的造成的影响,最后给出提升电网安全及新能源消纳能力的相关建议。