新能源场站功率控制能力的影响因素分析及提升方法

丛 雨，刘 宇，王立强，原 帅

（内蒙古电力科学研究院，呼和浩特 010020）

0 引言

随着新能源接入内蒙古电网规模的不断增大，新能源发电正在由补充性能源向替代性能源转变，系统呈现电力电子化特征。特别是在高比例新能源汇集地区，输送线路长、距离常规电源远、电网较弱，电压变化较大、波动性强，给电网安全稳定运行带来一定风险，提高电网对新能源频率和电压控制能力的需求不断增加[1-2]。目前，新能源场站中有功和无功功率通过功率自动控制系统，即自动发电控制（Automatic Generation Control，AGC）系统和自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）系统进行调节，对局部电网频率控制和电压调节起到了关键作用。但现场AGC和AVC系统中对场站机组控制策略及关键控制参数的设置存在一些问题，造成新能源场站功率控制性能不满足国家相关标准[3-4]要求，新能源场站接入电网的频率和电压支撑能力受到一定程度的影响[5]。

为提升大规模新能源并网后对电网频率和电压的支撑能力，本文针对新能源场站有功和无功功率控制要求，对现场功率控制能力测试中性能指标不满足要求的原因进行分析，从AGC和AVC系统中控制策略及关键参数设置方面，提出优化方法和整改措施，提升新能源发电频率和电压的支撑能力。

1 新能源场站功率控制能力技术要求

1.1 有功功率变化率要求

新能源场站向电力系统输送有功功率受天气影响较大，场站的有功功率存在短时间内波动巨大的可能性，影响电网的稳定性，因此需要将新能源场站的有功功率变化率限制在合理的范围内[6]。有功功率变化率包括1 min有功功率变化和10 min有功功率变化，国家标准[3-4]要求的最大限值如表1所示。

表1 正常运行时新能源场站有功功率变化最大限值Tab.1 Maximum limit of active power change of new energy stations during normal operation

上述要求适用于风电场的正常停机，但也允许出现因风速降低、风速过大（超出切除风速）以及太阳能辐照度降低而造成的场站功率变化率超出限值的情况。

1.2 有功功率控制能力要求

为了保持电力系统的功率平衡，电力调度机构会根据情况实时下发并调节新能源场站的有功功率出力指令，这就要求新能源场站配置的有功功率控制系统能够及时、准确地执行调度指令，以保证系统的频率稳定性，防止出现输电线路过载等危及系统安全稳定的情况[7-8]。新能源场站有功功率控制能力主要根据其执行调度指令的精度、响应时间及调节时间等指标来评估。相关标准[3-4]要求的上述指标最大限值如表2所示。

表2 新能源场站有功功率控制指标最大限值Tab.2 Maximum limit of active power control indexes of new energy stations

1.3 无功功率控制能力要求

新能源场站一般处于电网末端且会吸收大量无功功率，大规模接入易造成整个系统的电压超出安全范围，甚至导致电压崩溃，严重影响电力系统的稳定性。因此，新能源场站均应配置无功电压控制系统，保证正常运行时并网点的电压符合国家相关标准[3-4]的要求，且无功电压控制系统应能严格执行电力调度机构下达的电压或无功指令，以实现合理的系统无功电压分布[9-13]。新能源场站无功功率控制能力主要根据其执行调度指令的精度及响应时间等指标来评估。相关标准[3-4]要求的各指标最大限值如表3所示。

表3 新能源场站无功功率控制指标最大限值Tab.3 Maximum limit of reactive power control indexes of new energy stations

2 新能源场站功率控制能力影响因素分析

2.1 功率变化率影响分析

新能源场站的有功功率变化率主要与场站AGC系统中设置的功率变化速率有关。部分新能源场站AGC系统未按照表1要求设置正常启机、停机及运行过程中的变化率限值，新能源场站有功功率变化快，存在越限问题；AGC未对调度有功功率指令和正常运行两种方式下的功率变化率进行区分，AGC在接受调度指令后仍按照功率变化率要求调节有功功率输出，造成有功功率控制调节时间不满足要求。

某110 kV光伏电站装机容量100 MW，按照国家标准[3]要求，在光伏电站启动、停机过程中，1 min有功功率变化率不应超过装机容量的10%，即功率变化不超过10 MW/min。如图1所示，现场AGC系统中启机有功功率变化参数设置为每30 s功率变化15 MW，停机有功功率变化参数设置为每30 s功率变化10 MW，启机测试的1 min有功功率变化最大值为33.3 MW，停机测试的1 min有功功率变化最大值为20.6 MW，均远超标准要求的10 MW限值，光伏电站启、停机功率快速变化对局部系统的有功和无功功率平衡造成不利影响。

图1 启、停机过程中有功功率变化曲线Fig.1 Active power variation curve during startup and shutdown

2.2 有功功率控制能力影响分析

新能源场站有功功率控制能力与AGC系统中设置的有功功率调节速率、调节死区、新能源机组有功控制能力及控制策略有关。风电场AGC调节系统中上调和下调速率若按照“每分钟小于场站装机容量的10%”进行调节步长设置，调节时间将不满足要求，光伏电站的下调速率与风电场一致，上调速率应满足“场站装机容量的20%~100%”可调节、不限制速率。风电场有功功率调节死区若没有根据场站容量的0.5%进行设置，装机容量小的风电场站有功功率调节精度将不满足要求。部分风电场有功控制策略不合理，通过启、停机调节有功功率，功率下调则部分机组停机，若再上调时停机机组不能及时启动，则会发生有功功率不能调节到目标值，响应时间、调节时间不满足要求的情况；部分新能源场站风电和光伏发电能量管理平台对机组有功功率的控制精度偏低，造成AGC指令下达后，场站有功功率不能调节到目标值。

如图2所示，某110 kV风电场装机容量50 MW，风电场有功功率下调至额定装机容量的20%时，风电能量管理平台对机组功率调节分配不均，造成多台机组停机；在上调过程中，从额定装机容量的60%调节到80%的测试中，由于风电机组启机时间过长，控制系统响应时间达284 s，远远超出30 s的允许值。

图2 风电场有功控制测试功率变化曲线Fig.2 Power variation curve of wind farm active power control test

如图3所示，某110 kV光伏电站装机容量为100 MW，有功功率从额定装机容量的20%上调至80%测试过程中，由于AGC设置不合理，有功功率调节时间达267 s，远超标准[3]要求的120 s。

图3 光伏电站有功控制上调有功功率变化曲线Fig.3 Active power variation curve of photovoltaic power station with active power control up regulation

2.3 无功控制能力影响分析

新能源场站无功功率控制能力与AVC系统的无功功率调节步长，以及新能源机组无功补偿、无功控制能力及协调控制策略有关。若AVC系统中无功调节步长设置小，无功功率控制需要经过多次设置调节步长才能调节到位，响应时间不能满足要求，电压调节速率受限。AVC系统对新能源单机无功功率控制中功率因数调节范围的设置若不满足±0.95的要求，则新能源无功出力受限，整站无功功率和电压调节范围受限。新能源场站机组多，常存在无功功率协调控制时间长、控制精度不满足要求的情况；有些新能源场站无功功率/电压控制没有优先于新能源机组进行调节，无功功率补偿装置协调控制策略有待优化。

如图4所示，某110 kV光伏电站装机容量为100 MW，AVC系统设置的无功功率单次调节步长为8 Mvar，无功功率从容性7.5 Mvar下调至感性20 Mvar，无功功率响应时间为107 s；无功功率从感性20 Mvar上调至0 Mvar，无功功率响应时间76 s，超过了标准要求（10 s）[3]。

图4 光伏电站无功控制调节无功功率变化曲线Fig.4 Variation curve of reactive power control and regulation of photovoltaic power station

如图5所示，某220 kV风电场装机容量100 MW，AVC系统风电机组功率因数设置为±0.98范围内可调，新能源无功功率调节容量范围不满足相关标准要求[4]。

图5 AVC系统风电机组可调功率因数参数设置画面截图Fig.5 Screenshot of AVC system wind turbine adjustable power factor parameter setting

如图6所示，某110 kV风电场装机容量为100 MW，AVC优先风电机组进行无功调节，无功功率从感性7 Mvar上调至容性5 Mvar，无功功率无法控制到目标值，控制精度为13%，超过了标准要求（5%）[4]。

图6 风电场无功控制调节无功功率变化曲线Fig.6 Reactive power variation curve of wind farm reactive power control regulation

3 新能源场站功率控制能力提升措施

3.1 功率控制能力测试与验证

按照GB/T 19963—2021《风电场接入电力系统技术规定》和GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》，新能源场站并网运行后应尽快开展功率控制能力测试，以验证其性能是否满足要求。新能源场站扩建或改建风电机组、光伏逆变器及无功补偿装置等影响功率控制能力的关键设备后，应重新开展功率控制能力测试进行性能验证。AGC和AVC系统调试过程中，如风电机组、光伏逆变器及无功补偿设备性能不满足要求，应通过改造设备提升性能，优化控制策略，保障新能源场站整站功率控制能力满足控制要求。

3.2 有功功率控制能力提升

3.2.1 AGC系统调节死区设置

AGC有功功率控制死区应按照风电场装机容量的0.5%进行设置，风电场应对AGC系统进行核查，不满足要求需修改调节死区设置值。风电场能量管理平台死区控制不满足AGC指令，应调整整站风电机组有功控制策略，保证整站功率控制调节死区符合要求，改造后还需对AGC系统控制死区进行测试验证；光伏电站的功率调节死区在相关标准中未作要求，可参考光伏电站功率控制精度不小于1%的要求，AGC系统有功功率调节死区设置值不小于光伏电站装机容量的1%。

3.2.2 AGC系统有功功率调节速率设置

风电场在有功功率设定值控制模式下，功率控制系统调节额定有功功率的20%时应在120 s内完成，现场AGC调节系统上调和下调速率按照“每分钟大于场站装机容量的10%”设置调节步长；光伏电站AGC调节系统下调速率亦按照“每分钟大于场站装机容量的10%”设置调节步长，上调不应限制调节速度，装机容量的20%至100%调节需满足120 s内完成调节的需要；风电能量管理平台若采用通过启、停机控制有功功率的方式，应采用变桨控制调节时间。

3.2.3 有功功率控制精度

新能源场站有功功率控制精度不满足要求时，首先应对风电机组、逆变器单机有功功率控制的精度进行测试评估；若单机不满足要求，应联系设备制造厂家改善单机设备控制精度；其次，风电有功功率控制的方式应调整为变桨控制，通过优化控制策略提升整站控制精度。

3.2.4 有功功率变化率

新能源场站有功功率变化率不满足要求时，首先应对风电和光伏发电能量管理平台接受的AGC指令进行区分，如AGC无调度指令控制，新能源并网启动和停机设置的变化率应满足1.1节中的要求；如AGC受调度指令控制，新能源并网启动和停机应按照系统设置的有功功率调节速率进行控制；其次，风电场应根据标准[4]要求按照容量范围进行有功功率变化率的准确设置，以满足整站功率变化率要求。

3.3 无功功率控制能力提升

3.3.1 AVC系统新能源无功功率输出能力设置

新能源场站AVC系统控制中，无功功率调节和电压控制应采用优先调用新能源无功功率的控制策略；风电机组和光伏逆变器的功率因数调节范围应满足±0.95连续可调，且在AVC系统中正确设置；机组无功出力不满足要求时，应通过厂家改造并进行现场测试验证，保证场站并网点电压的调节需要。

3.3.2 AVC系统无功功率调节速率设置

若AVC系统中单次无功功率调节步长设置较小，应对新能源场站无功功率调节步长进行合理设置，以满足调度对电压指令的响应时间和调节范围要求。

3.3.3 无功功率控制精度

风电机组、光伏逆变器及无功补偿装置无功功率控制响应速率和精度不满足要求时，应对设备进行升级改造，整改完成后需测试验证调节能力。整站无功功率调节受控机组多，为保证整站无功功率调节速度和精度，多机组无功功率控制应保证每台机组的无功功率输出比例与输出方向均一致，不应出现无功对冲、振荡情况。AVC系统的无功控制死区应小于机组额定容量的5%，且尽量小，以保证整站的无功输出精度满足要求。

4 结语

新能源场站的有功和无功功率控制能力对新能源参与电力系统调频、调峰、无功调节及电压控制等性能有明显影响。本文根据新能源场站接入电网有功、无功功率控制要求，对风电场和光伏电站功率控制能力测试中发现的典型超标数据和现场运行工况进行了分析，研究了影响新能源场站功率变化率、有功功率控制、无功功率控制性能的相关因素；并从新能源场站功率控制系统功率调节速率优化、死区设置、多机组有功/无功协调控制、机组无功出力设置等方面，提出了新能源场站功率控制能力提升措施。该措施能有效提高新能源场站功率控制水平，提升新能源大规模并网对电网频率和电压的支撑能力。