武海燕，閆桂紅，劉紫玉，張愛軍，劉會強，達爾汗，趙 越

（內(nèi)蒙古電力（集團）有限責(zé)任公司內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院分公司，呼和浩特 010020）

0 引言

隨著“碳達峰”“碳中和”戰(zhàn)略目標的提出，我國將大力推動新能源的發(fā)展建設(shè)[1-2]。某地區(qū)能源資源稟賦優(yōu)勢明顯，風(fēng)光資源豐富，在“十四五”期間提出要推動可再生能源裝機倍增發(fā)展，最大限度輸送可再生能源，推動建設(shè)面向中東部地區(qū)的綠色電力外送通道。然而新能源發(fā)電，如風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電，通常帶有很強的隨機性、間歇性和波動性[3-4]，高比例新能源的接入使電力系統(tǒng)的運行特性變得更加復(fù)雜，電力系統(tǒng)內(nèi)在技術(shù)特性上的低抗擾性、低慣量、低短路容量等特點，將對其平衡能力、支撐能力、調(diào)節(jié)能力及安全穩(wěn)定性帶來巨大挑戰(zhàn)[5]。因此，為了降低新能源棄電率，需要準確評估系統(tǒng)新能源承載能力[6]。

目前常用的計算電網(wǎng)對新能源的消納承載能力的方法主要有典型日法和時序仿真法[7-8]。典型日法選取最小負荷日等典型時間斷面進行單點測算，操作簡單直觀，但未考慮新能源出力特性[9]。時序仿真法逐時段模擬電網(wǎng)的電力平衡情況，能夠反映各子系統(tǒng)間網(wǎng)絡(luò)約束以及風(fēng)電、光伏出力特性，但依賴較為準確的預(yù)測數(shù)據(jù)，且計算量較大[10-15]。這兩種方法均沒有考慮電壓、功角及頻率等安全穩(wěn)定性約束對新能源承載能力的影響，結(jié)果可能偏樂觀，更適用于電力系統(tǒng)規(guī)劃。

本文基于某電網(wǎng)2022年規(guī)劃數(shù)據(jù)，分析不同方式下滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行約束條件的新能源承載能力及制約因素，研究新能源承載能力與常規(guī)機組開機水平、旋轉(zhuǎn)備用容量、供電負荷大小及聯(lián)絡(luò)線功率等關(guān)鍵因素的關(guān)系，確定該電網(wǎng)在2022年預(yù)測網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和不同方式下的新能源承載能力。

1 某區(qū)域電網(wǎng)新能源現(xiàn)狀與規(guī)劃

目前，某區(qū)域電網(wǎng)新能源裝機容量29840 MW，占總裝機容量的38.4%，規(guī)模及發(fā)電量等均位居全國前列。針對電網(wǎng)東送斷面阻塞和外送通道不足，導(dǎo)致新能源外送受限明顯的問題，2020年對HF、HB斷面極限輸送能力進行重新分析計算，由此前的6000 MW和4000 MW提升至8200 MW和5200 MW，提升幅度相當(dāng)于新建一條500 kV線路，有效解決了該電網(wǎng)500 kV斷面輸電能力與日益增長的用電需求之間的矛盾，大幅提升了電網(wǎng)新能源消納能力。同時，網(wǎng)內(nèi)主要的500 kV新能源匯集站BL站于2021年新投運3組低壓電容器，DL站和WC站的主變壓器壓器上送極限提升也極大緩解了新能源送出。根據(jù)該電網(wǎng)“十四五”規(guī)劃，在WLCB、EDS、BT、BYNE、ALS等地建設(shè)千萬千瓦級新能源基地，因地制宜發(fā)展分布式新能源，推動新能源高比例發(fā)展。

2022年，該電網(wǎng)火電和水電總裝機容量約為45500 MW，新能源裝機容量約為31800 MW，其網(wǎng)架規(guī)劃如圖1所示。隨著新能源并網(wǎng)規(guī)模持續(xù)增加，意味著在未來的電網(wǎng)中，風(fēng)電和光伏將作為主要能源，而常規(guī)能源將作為輔助能源[7]。高比例新能源的滲透必然會引起電網(wǎng)電壓、頻率及功角等方面穩(wěn)定特性的變化，因此有必要綜合考慮這些安全穩(wěn)定約束，分析電網(wǎng)在不同場景下新能源的承載能力。

圖1 2022年某電網(wǎng)網(wǎng)架規(guī)劃圖Fig.1 Some power grid planning diagram in 2022

2 邊界條件與方式安排

2.1 邊界條件

電網(wǎng)運行的邊界條件是新能源承載能力計算的重要依據(jù)[13]，該電網(wǎng)新能源承載能力計算采用的邊界條件如下。

（1）聯(lián)絡(luò)線原則。電網(wǎng)外送斷面為4900 MW，HF斷面8100 MW，HB斷面5140 MW，XBKD斷面2880 MW，BWDH斷面1650 MW。500 kV斷面盡量達到控制極限110%，隨著新能源開機的增加，內(nèi)部斷面潮流有可能降到控制極限之下，可適當(dāng)放寬。

（2）常規(guī)機組無功出力原則。常規(guī)機組的無功出力最大值：600 MW及以上機組額定有功功率對應(yīng)功率因數(shù)0.9（p.u.），350 MW及以下機組額定有功功率對應(yīng)功率因數(shù)0.85（p.u.）。常規(guī)機組的無功出力最小值：按照機組額定有功功率的5%（考慮自動電壓控制子站實際定值）計算。

（3）新能源無功出力原則。按照新能源場站額定功率的50%配置無功容量參與計算，不考慮新能源本身無功出力。

（4）初始電壓原則。常規(guī)機組的機端電壓0.95～1.05（p.u.）；初始潮流500 kV站電壓滿足華北網(wǎng)調(diào)下達的電壓曲線下限。

（5）線路熱穩(wěn)定極限原則。該電網(wǎng)500 kV外送斷面（FW、HG）單回線路的熱穩(wěn)定極限25℃時為2643 MW，40℃時為2322 MW，其余500 kV線路熱穩(wěn)極限均按2322 MW控制。

（6）新能源脫網(wǎng)原則。暫態(tài)過程中除主動切機外，新能源不允許脫網(wǎng)。

2.2 方式安排

不同方式安排下，電網(wǎng)新能源承載能力不同。為了充分論證影響新能源承載能力的關(guān)鍵因素及每種影響因子與電網(wǎng)新能源承載能力的關(guān)系，計算中常規(guī)機組開機容量分別取4550 MW（初始數(shù)據(jù)常規(guī)機組開機）、4090 MW（關(guān)停初始數(shù)據(jù)10%的常規(guī)機組，開機）、3660 MW（關(guān)停初始數(shù)據(jù)20%的常規(guī)機組，開機）、3130 MW（關(guān)停初始數(shù)據(jù)30%的常規(guī)機組，開機）、2760 MW（關(guān)停初始數(shù)據(jù)40%的常規(guī)機組，開機）五個檔；供電負荷（含自備負荷）分別考慮大負荷3965 MW、中負荷3600 MW、小負荷2800 MW三種情況；新能源開機分別考慮純風(fēng)電出力和風(fēng)光同時出力兩種情況。具體方式內(nèi)容如下。

（1）方式一：初始數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上，降常規(guī)機組出力，風(fēng)電機組開機（單機開滿），供電負荷3965 MW；

（2）方式二：關(guān)停初始數(shù)據(jù)10%的常規(guī)機組，開機，再降常規(guī)機組出力，風(fēng)電機組開機（單機開滿），供電負荷3965 MW；

（3）方式三：關(guān)停初始數(shù)據(jù)20%的常規(guī)機組，開機，再降常規(guī)機組出力，風(fēng)電機組開機（單機開滿），供電負荷3965 MW；

（4）方式四：關(guān)停初始數(shù)據(jù)30%的常規(guī)機組，開機，再降常規(guī)機組出力，風(fēng)電機組開機（單機開滿），供電負荷3965 MW；

（5）方式五：關(guān)停初始數(shù)據(jù)40%的常規(guī)機組開機，再降常規(guī)機組出力，風(fēng)電機組開機（單機開滿），供電負荷3965 MW；

（6）方式六：在方式三基礎(chǔ)上，供電負荷降至3600 MW，再降常規(guī)機組出力，風(fēng)電機組開機（單機開滿）；

（8）方式八：關(guān)停初始數(shù)據(jù)20%的常規(guī)機組開機，降常規(guī)機組出力，新能源機組開機，光伏優(yōu)先；

（9）方式九：在方式八基礎(chǔ)上，供電負荷降至3600 MW，再降常規(guī)機組出力，新能源機組開機，光伏優(yōu)先；

（10）方式十：在方式八基礎(chǔ)上，供電負荷降至2800 MW，再降常規(guī)機組出力，新能源機組開機，光伏優(yōu)先。

3 新能源承載能力計算分析

為了確定不同方式下電網(wǎng)的新能源承載能力，對以上10種方式分別從電壓穩(wěn)定、功角穩(wěn)定及頻率穩(wěn)定三方面進行仿真計算，且要求各方式同時滿足2.1節(jié)中的邊界條件。以方式一為例，在初始方式的基礎(chǔ)上保持負荷不變，逐漸增加風(fēng)電出力，同時減少常規(guī)機組出力，校核其電壓、功角和頻率穩(wěn)定性，若風(fēng)電出力增加至某一值時，出現(xiàn)安全穩(wěn)定問題，則可確定該方式下的最大風(fēng)電出力，故障類型考慮N-1故障、N-2故障（考慮安穩(wěn)切機策略）。

3.1 熱穩(wěn)定校驗

當(dāng)方式一中常規(guī)機組出力降至30970 MW、風(fēng)電出力逐漸增至18100 MW時，WC主變壓器上送潮流900 MW、BZ主變壓器上送潮流700 MW、DLS主變壓器上送潮流1000 MW、HTL主變壓器上送潮流1400 MW，均達到電網(wǎng)主變壓器控制極限；BAL一回線（送MLG）+DL一回線（送QLS）斷面潮流3100 MW、KW雙回潮流2900 MW、BAL一回線（送MLG）潮流2250 MW，均達到正常方式下線路或斷面熱穩(wěn)定極限控制值，其余500 kV線路N-1故障后，滿足熱穩(wěn)定控制要求。因此，當(dāng)方式一中風(fēng)電出力逐漸增至18100 MW時，主要的500 kV風(fēng)電匯集站上送潮流及風(fēng)電送出線路/斷面潮流達熱穩(wěn)定控制極限，制約了新能源的送出。

3.2 電壓穩(wěn)定分析

3.2.1 靜態(tài)電壓穩(wěn)定分析

根據(jù)食物的食用種類來分，可以分為原食和精加工食物。比如說，肉還可以劃分為肉干、肉醬、肉片湯等等，吃法可謂千變?nèi)f化。

利用PSD-BPA仿真軟件對電網(wǎng)重要或薄弱的500 kV聯(lián)絡(luò)線路逐一進行N-1開斷后的潮流計算和靜態(tài)分析，主要判據(jù)是N-1開斷后系統(tǒng)母線電壓不越限（要求N-1開斷后500 kV站母線電壓能調(diào)回至500 kV）。當(dāng)方式一中風(fēng)電出力增至18100 MW，可得該電網(wǎng)重要的500 kV線路N-1故障潮流結(jié)果見表1，表中所列站點是電壓相對較低的500 kV風(fēng)電匯集站。

由表1計算結(jié)果可知：當(dāng)方式一中風(fēng)電出力增至18100 MW時，可調(diào)電壓中樞點沒有足夠的可調(diào)無功功率，電網(wǎng)存在低電壓問題，除WCC一回線和FW一回線N-1故障，其余線路N-1故障后，潮流計算結(jié)果均不收斂。

表1 500 kV線路N-1故障潮流計算結(jié)果（方式一）1）Tab.1500 kV line N-1 fault power flow calculation results with Method 1kV

3.2.2 暫態(tài)電壓穩(wěn)定分析

由于N-1故障后，系統(tǒng)靜態(tài)電壓降低至500 kV以下，潮流收斂結(jié)果不準確，故以暫態(tài)電壓穩(wěn)定計算的穩(wěn)定值為準。暫態(tài)電壓穩(wěn)定判據(jù)為：在電力系統(tǒng)受到擾動后的暫態(tài)過程中，負荷母線電壓應(yīng)能夠在10 s（500周波）以內(nèi)恢復(fù)到0.8（p.u）以上，長過程（1000周波及以上）恢復(fù)到0.9（p.u.）以上。當(dāng)方式一中風(fēng)電出力增至18100 MW時進行暫態(tài)電壓穩(wěn)定校驗，通過PSD-BPA仿真軟件的穩(wěn)定計算分析可知，BAL一回線故障后，各站點電壓最低。

通過暫態(tài)穩(wěn)定計算可得，BAL一回線故障后，HT站電壓為0.971（p.u.）（509.7 kV），BL站電壓為0.959（p.u.）（503.5 kV），WC站 電 壓 為0.949（p.u.）（498.2 kV）、CY站電壓為0.951（p.u.）（499.2 kV），HH站電壓為0.959（p.u.）（503.4 kV），BY站電壓為0.984（p.u.）（516.6 kV），HT站 電 壓 為0.978（p.u.）（513.4 kV）、DL站電壓為0.963（p.u.）（505.5 kV），BAL一回線故障后暫態(tài)電壓曲線見圖2。

圖2 BAL一回線故障后暫態(tài)電壓曲線Fig.2 Transient voltage curve after BAL first-line failure

通過暫態(tài)穩(wěn)定計算結(jié)果可知：BAL一回線故障后，各站點電壓均滿足10 s恢復(fù)到0.8（p.u.）以上，長過程恢復(fù)到0.9（p.u.）以上，滿足電壓運行要求。其他主要500 kV線路N-1故障均滿足暫態(tài)電壓穩(wěn)定要求，且故障后可調(diào)回至500 kV。

3.3 功角穩(wěn)定分析

3.3.1 暫態(tài)功角穩(wěn)定

暫態(tài)功角穩(wěn)定的判據(jù)是在電力系統(tǒng)遭受每一次大擾動后，引起電力系統(tǒng)各機組之間功角相對增大，在經(jīng)過第一或第二個振蕩周期失步，作同步的衰減振蕩，系統(tǒng)中樞點電壓逐漸恢復(fù)。方式一中風(fēng)電出力增至18100 MW時進行暫態(tài)功角穩(wěn)定校驗。通過校驗可知，電網(wǎng)重要或薄弱的500 kV聯(lián)絡(luò)線N-1、N-2故障后，系統(tǒng)暫態(tài)功角穩(wěn)定。其中FW一回線N-2故障后，各機組功角差相對最大，見圖3。

圖3 FW一回線N-2故障后部分機組發(fā)電機功角Fig.3 Part of generator power angle after FW N-2 failure

3.3.2 動態(tài)功角穩(wěn)定

動態(tài)功角穩(wěn)定的判據(jù)是在電力系統(tǒng)受到小擾動或大擾動后，在動態(tài)搖擺過程中發(fā)電機相對功角和輸電線路呈衰減狀態(tài)，阻尼比達到規(guī)定要求。該電網(wǎng)規(guī)定：大擾動后系統(tǒng)動態(tài)過程的阻尼比不應(yīng)小于0.015。對方式一中風(fēng)電出力增至18100 MW時進行動態(tài)功角穩(wěn)定校驗。通過Prony計算分析可知，電網(wǎng)主要500 kV線路N-1、N-2故障后，阻尼比均滿足要求，風(fēng)電無脫網(wǎng)情況。其中FW一回線N-1故障后，阻尼比最低為0.0156，F(xiàn)W一回線N-1故障后阻尼比最低的線路有功功率曲線見圖4。

圖4 FW一回線N-1故障后阻尼比最低線路有功功率曲線Fig.4 Active power curve of line with lowest damping ratio after FW N-1 failure

3.4 頻率穩(wěn)定分析

頻率穩(wěn)定的判據(jù)是系統(tǒng)頻率能迅速恢復(fù)到額定頻率附近運行，不發(fā)生頻率持續(xù)振蕩或頻率崩潰，也不使系統(tǒng)頻率長期懸浮于某一過高或過低的數(shù)值。參照相關(guān)技術(shù)規(guī)范和一般運行經(jīng)驗，對頻率穩(wěn)定整定值要求如下：在電網(wǎng)受到一般擾動時，例如發(fā)生任一電動機跳閘、直流單極故障等，頻率偏差應(yīng)當(dāng)滿足電網(wǎng)運行要求（一般不超過±0.2 Hz）；當(dāng)出現(xiàn)較嚴重故障（如N-2故障）時，包括直流雙極閉鎖等故障，會出現(xiàn)較大的功率不平衡量，此時考慮安控措施（如切機，切負荷）動作后，不會引起高頻保護或低頻減載動作，即頻率偏差不會超過允許值（一般為±1.0 Hz）。

方式一中風(fēng)電出力增至18100 MW時進行頻率校核。通過校核可知，電網(wǎng)重要或薄弱的500 kV聯(lián)絡(luò)線故障后，頻率均滿足要求，風(fēng)電無脫網(wǎng)情況。其中，XB雙回N-2故障后，風(fēng)電頻繁進出低電壓過渡狀態(tài)，最低頻率為49.8 Hz，如圖5所示。

圖5 XB雙回N-2故障后最低節(jié)點頻率Fig.5 Minimum node frequency after XB N-2 failure

綜上，通過對方式一進行電壓穩(wěn)定、功角穩(wěn)定、頻率穩(wěn)定及熱穩(wěn)定分析可以得出：方式一中新能源承載能力的制約因素主要為靜態(tài)電壓安全和熱穩(wěn)定，全網(wǎng)風(fēng)電最大發(fā)電出力為18100 MW。

4 新能源承載能力影響因素分析

對其他方式進行同樣方法的校驗，最終可得出各種方式下考慮安全穩(wěn)定約束的2022年電網(wǎng)新能源承載能力及制約因素。如表2所示，以下各方式中均保證電網(wǎng)外送斷面潮流約4900 MW，內(nèi)部斷面潮流可根據(jù)具體方式調(diào)整降至控制極限之下，廠用電負荷均約為3300 MW。

表2 2022年某電網(wǎng)新能源承載能力計算結(jié)果Tab.2 New energy carrying capacity of some power grid in 2022 MW

綜合分析以上10種方式下新能源的出力。

（1）由方式一、二、三、四、五計算結(jié)果對比可以得出：負荷水平及外送斷面不變的情況下，隨著關(guān)停常規(guī)機組容量的遞增，全網(wǎng)風(fēng)電出力呈遞減規(guī)律，電網(wǎng)風(fēng)電最大承載能力約18100 MW。因常規(guī)機組開機數(shù)量的減少，降低了系統(tǒng)中同步機組的轉(zhuǎn)動慣量，也減弱了同步機組的電壓支撐能力，降低了系統(tǒng)的暫態(tài)穩(wěn)定水平和電壓穩(wěn)定性，因此新能源的發(fā)電比例逐步減小。

（2）由方式三、六、七或八、九、十計算結(jié)果對比可以得出：常規(guī)機組開機水平及外送斷面不變的情況下，隨著電網(wǎng)內(nèi)部負荷的降低，全網(wǎng)新能源出力呈遞增規(guī)律。負荷水平的下降，意味著系統(tǒng)無功負荷和損耗均減小，因此系統(tǒng)電壓水平變好，新能源出力提高。同時，系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用容量增加，常規(guī)機組出力減少，增加了系統(tǒng)的動態(tài)穩(wěn)定支撐能力，也有利于新能源送出。

（3）在相同負荷水平和外送斷面下，隨著常規(guī)機組開機容量的變化，新能源承載能力制約因素的表現(xiàn)形式也在發(fā)生變化。方式一中常規(guī)機組容量相對充裕，制約因素主要為熱穩(wěn)定和靜態(tài)電壓安全問題；隨著關(guān)停常規(guī)機組容量的遞增，方式二、方式三對應(yīng)關(guān)停常規(guī)機組10%和20%，制約因素主要為靜態(tài)電壓安全問題；關(guān)停常規(guī)機組容量增大到30%，常規(guī)機組對電網(wǎng)電壓和動態(tài)特性的支撐能力進一步削弱，制約故障表現(xiàn)為靜態(tài)電壓安全問題和動態(tài)安全穩(wěn)定問題同時并存，對應(yīng)方式四；當(dāng)關(guān)停常規(guī)機組容量增大到40%，機組轉(zhuǎn)動慣量嚴重降低，制約因素表現(xiàn)為動態(tài)安全穩(wěn)定問題，對應(yīng)方式五。

（4）由方式八、九、十計算結(jié)果可以得出：系統(tǒng)在相同開機方式、負荷水平下，降風(fēng)電出力，增加光伏出力，系統(tǒng)總體新能源出力增加，電網(wǎng)新能源最大承載約24400 MW。由于光伏大多采用分散接入電網(wǎng)，單個場站容量小，送電距離短，有助于提高電網(wǎng)電壓支撐能力，新能源承載能力考慮光伏后顯著提高，可以提升約6300 MW。

5 結(jié)論

本文基于某電網(wǎng)2022年規(guī)劃數(shù)據(jù)，提出了一種考慮安全穩(wěn)定約束的新能源承載能力的綜合評估方法，并研究影響承載能力的關(guān)鍵因素及制約因素。通過此方法計算得到的結(jié)果表明：

（1）電網(wǎng)的新能源承載能力與常規(guī)機組開機水平、備用容量、負荷水平及聯(lián)絡(luò)線功率等關(guān)鍵因素呈現(xiàn)強相關(guān)性，隨著常規(guī)機組開機水平、備用容量的遞增，系統(tǒng)新能源出力呈現(xiàn)遞增規(guī)律；隨著負荷水平及聯(lián)絡(luò)線功率與的遞增，系統(tǒng)新能源出力呈現(xiàn)遞減規(guī)律。

（2）如果僅考慮電網(wǎng)北部通道風(fēng)電發(fā)電，該電網(wǎng)新能源最大承載能力約18100 MW，如果考慮光伏和風(fēng)電同時發(fā)電，電網(wǎng)新能源最大承載能力約為24400 MW，優(yōu)先接納光伏時新能源承載能力較高。

（3）該電網(wǎng)新能源承載能力主要受電壓安全穩(wěn)定的制約，主要原因包括網(wǎng)內(nèi)風(fēng)電場無功補償容量配置不合理、風(fēng)電場動態(tài)無功補償裝置整體投運情況差、自動電壓控制（Automatic Voltage Control，AVC）子站調(diào)節(jié)合格率低等問題，而系統(tǒng)變電站的無功補償容量并未得到相應(yīng)的優(yōu)化和改善。因此電網(wǎng)需加強新能源場站無功電壓管理，全面提高新能源場站動態(tài)無功補償裝置和AVC設(shè)備投運率，降低新能源在大開機方式下無功潮流的加重，提升電力系統(tǒng)無功電壓安全運行水平，進一步提高電網(wǎng)新能源消納能力。

（4）為了提升電網(wǎng)新能源承載能力，電網(wǎng)在電源側(cè)要深挖調(diào)峰潛力，全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，科學(xué)推進火電靈活性改造，提高抽蓄、燃機等靈活調(diào)節(jié)電源比例等。在電網(wǎng)側(cè)要優(yōu)化區(qū)域主網(wǎng)架，加強省間聯(lián)絡(luò)，進一步調(diào)整完善區(qū)域電網(wǎng)，提升各電壓等級電網(wǎng)的協(xié)調(diào)性，提高電網(wǎng)運行效率，實現(xiàn)電力資源在城市間、省間乃至跨大區(qū)域間的優(yōu)化配置。在負荷側(cè)要推進電能替代，加快微電網(wǎng)、儲能、“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源等技術(shù)攻關(guān)，用市場辦法引導(dǎo)用戶參與調(diào)峰調(diào)頻、主動響應(yīng)新能源出力變化。