受调峰和安全稳定约束的华东电网新能源承载规模研究

覃琴，苏丽宁，陈典，张尚，秦晓辉

（电网安全与节能国家重点实验室(中国电力科学研究院有限公司), 北京市 海淀区 100192）

0 引言

为了响应习总书记提出的“碳达峰、碳中和”目标，国家电网公司发布了行动方案[1]，指出到2030年，公司经营区风电、太阳能发电总装机容量将达到10亿kW以上，并强调着力打造清洁能源优化配置平台，支持新能源优先就地就近并网消纳的同时，加大跨区输送清洁能源力度。华东电网作为国家清洁能源消纳的主要市场[2]，一方面海上风电、分布式光伏就近接入，预计“十四五”华东新投产新能源9800万kW，占公司经营区负荷的27.7%；另一方面通过跨区直流大规模受入西南水电、三北地区风光新能源，预计至2025年，跨区直流规模13回，电力流入8580万kW，占最大负荷的20.5%。

随着直流和新能源大规模馈入华东电网，系统的安全运行将面临一系列挑战[3-9]：1）新能源随机性、波动性、间歇性大，高峰电力供应保障和调峰难度增加；2）直流和新能源对常规机组的大量置换，系统转动惯量和电压支撑能力下降，频率和电压稳定风险突出。针对典型受端电网开展新能源承载规模上限的研究，避免新能源的过度发展，并叠加与直流的相互作用对大电网安全、新能源消纳产生不利影响。

众多学者针对受端电网新能源承载能力进行了深入研究。文献[10]从满足富余可再生能源跨省区现货交易的需求出发，提出了省级、分中心多级协同方案的受端电网接纳能力评估分析方法；文献[11]提出了一套基于系统备用需求容量和调峰能力约束的风电接纳能力评估体系；文献[12]基于电力系统静态安全域，提出了多区域大规模新能源接纳能力评估方法；文献[13]通过光伏发电出力序列重构技术和对电力系统详细网络拓扑模型及线路约束的精细化建模，提出了基于时序运行模拟的可再生能源消纳特性分析方法；文献[14]通过建立新能源消纳系数和新能源承载系数两个指标与新能源装机、负荷、调峰率、备用率之间的关系，提出基于新能源承载力指标的新能源装机规划方法；文献[15]提出了考虑新能源出力特性改进的典型日法，用于评估电网的新能源消纳承载能力。这些评估分析方法大多围绕新能源消纳特性展开，或者基于静态安全特征，极少针对多直流馈入受端电网的系统特性，未能兼顾调峰、频率、电压等多方面影响因素，难以准确反映受端电网的新能源承载能力。

本文提出一种评估受端电网新能源承载规模的方法，以电力电量平衡和安全稳定研究为出发点，采用生产模拟和时序仿真相结合的方法，统筹考虑弃电率、交流断面限制、储能应用、单一直流最大功率等因素，剖析直流与新能源之间的耦合关系，求得受调峰和安全稳定约束的华东电网承载新能源规模，提出新能源发展的制约因素及应对措施。本文研究思路及结论已应用于华东电网“十四五”规划。

1 受调峰约束的新能源承载规模及其影响因素

1.1 新能源承载规模

以《可再生能源发展“十四五”规划研究》[16]中的风电、光伏装机容量为边界基础，确定0%和5%两种弃电率目标，兼顾交流断面是否约束、储能是否应用等敏感因素，拟定4类方案，如表1所示。

表1 电力电量平衡分析比选方案Table 1 Alternative option for balance analysis on power and electricity quantity

华东电网作为典型受端电网，直流受入将挤占新能源发电消纳的空间，直流规模越大，新能源消纳空间越小，因此直流规模按15回、16回设定。

利用中国电科院自主研发的供需平衡分析工具-电力系统源网荷一体化生产模拟软件（power system department-power energy balance, PSDPEBL），开展对电力电量平衡、调峰平衡等的计算分析，计算流程如图1所示。

计算求得受调峰约束的华东电网新能源最大接入规模及比例，如表2所示。可以看出，15回直流规模场景下能够消纳的新能源接入比例均高于16回直流规模，其验证了直流将挤占新能源消纳空间的结论。

表2 不同直流规模下受调峰约束的新能源最大接入比例Table 2 The maximum grid-connected proportion of new energy constrained by peak-shaving under different DC transmission scales

从调峰约束来看，按照0%和5%两种弃电率，以及是否放开省市分区间的交流断面限制，接入16回直流，至2025年华东电网能消纳的新能源装机容量 1.5～3.3亿 kW，装机占比约27.7%～45.8%，电量占比约8.8%～18.4%。进一步增加2000万kW的储能，能够消纳的新能源装机容量可提升至3.9亿kW，装机占比约48.6%，电量占比约22.2%。

1.2 影响因素

以16回直流规模受入为例，分析新能源承载规模影响因素。

1）与风电相比，光伏对新能源消纳影响更大。

方案1的条件下，通过模拟计算得出风光电量占比8.7%、装机占比27.7%。开展逐日调峰计算得出，春节、五一、十一假期，调峰裕度明显下降，如图2所示。

观察典型日开机位置图3，当午间光伏大发、风电也具有一定规模的出力时，系统调峰能力不足造成弃风弃光。

从风电、光伏特性分析对消纳的影响。以图4安徽电网为例可以看出，对比风电、光伏的反调节特性更加明显。模拟结果显示，光伏装机的增长会加大调峰的难度，进而影响新能源消纳的电量占比。

2）省市间调峰互济有助于新能源消纳。

方案2是在方案1的基础上，放宽弃电率指标至5%。此时风光电量占比和装机占比分别提升7.2%和13.9%。

受交流断面的约束，部分省市存在低谷调节缺口，同时其他省市存在调峰裕度，说明调峰互济未能充分发挥。以某典型日调峰平衡计算结果为例，系统调峰需求为5238.1万kW，通过抽蓄、水电、燃气、燃煤参与调峰的容量为5028.8万kW，低谷调节缺口为209.3万kW，但此时系统存在689.8万kW的调峰裕度。

方案3是在方案2基础上，放开交流断面的约束。省市分区间充分发挥了调峰互济的能力，可促进新能源的消纳，风光电量占比和装机占比分别提升2.4%和4.2%。

虽然充分发挥了调峰互济能力，但在负荷低谷时段，仍存在部分弃电。以某典型日调峰平衡计算结果为例，系统调峰需求为6191.2万kW，通过抽蓄、水电、燃气、燃煤参与调峰的容量为5254.4万kW，虽然此时系统不存在调峰裕度，但仍有936.8万kW的低谷调节缺口。

3）配置储能可提升新能源消纳水平。

方案4是在方案3基础上，增加2000万kW的储能。

由开机位置图5可以看出，增加储能后，储能出力明显增加，弃电情况显著改善。储能接入后，系统新能源弃电率从5%降至3.5%，或者弃电率保持在5%，风光电量占比和装机占比分别提升3.8%和2.8%。

2 受安全稳定约束的新能源承载规模及其影响因素

2.1 研究边界

以国网公司“十四五”电网规划确定的华东电网目标网架为边界基础[2]，选取系统特性相对恶劣的汛期轻负荷方式作为主要计算方式，在13～16回直流馈入规模场景下，用新能源机组替代常规机组、提高新能源渗透率（新能源出力占负荷的比例）的方式，重点从频率和电压两方面分析新能源发展的安全稳定约束，研究新能源承载规模上限。

采用的计算数据主要边界条件包括：负荷水平为最大负荷的60%，即2.26亿kW，负荷模型为58%马达和42%静态负荷，装机水平为5.14亿kW，其中新能源装机1.13亿kW，旋转备用为12%。主网架结构如图6所示。本次研究放开网架约束的制约，对潮流过载、断面受限等加强或优化网架结构解决网架影响的因素均不考虑。

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2.2 频率稳定约束

研究频率稳定问题时，一次调频容量为同步机组开机容量的4%，低频减载第一轮动作频率49.0 Hz，延时0.5 s切除母线7%的负荷。

以准皖直流（功率缺额1200万kW）双极闭锁故障不触发低频减载动作为约束条件，求取受频率稳定约束的新能源承载规模上限，如表3所示，在13回、14回直流场景下，直流与新能源出力占负荷比例不超过41%。

表3 不同直流规模下受频率稳定约束的新能源出力上限Table 3 The maximum output power of new energy generators constrained by frequency stability under different DC transmission scales

可以看出，15回、16回直流场景下，直流受电比例分别为43%、46%，已超出41%的发展上限，即在没有新能源接入时已触发低频减载动作。

与系统频率跌落直接相关的影响因素为功率缺额规模和常规机组开机水平[16-18]。

1）功率缺额规模。

采取预控单一直流最大功率的措施，进而达到减小系统需要应对的最大功率缺额的目的。假设新能源出力占负荷比例为5%，15回、16回直流场景下，需预控单一直流最大功率分别不超过1150万kW、1080万kW，如表4、图7所示。

表4 预控直流功率效果Table 4 The effects of precontrolling DC power

2）常规机组开机水平。

为了应对准皖直流满送时双极闭锁造成的功率缺额冲击，系统须保持足够的惯量和一次调频能力。由于系统惯量和调频能力主要由常规机组提供，因此系统的频率特性与常规机组开机容量密切相关。

预控单一直流最大功率，可减小系统应对的最大功率缺额，降低对常规机组最小开机水平的要求，达到接纳更多直流和新能源的目的。由图8可以看出，预控直流功率至1000万kW、800万kW，常规机组最小开机要求下降至1.27亿kW、1.04亿kW。

2.3 电压稳定约束

研究电压稳定问题，需要考虑交流系统故障引起直流连续换相失败的情况[19-20]。根据国调中心发布的《特高压直流换相失败保护加速段调整方案》（调继[2016]71号）规定，为防止特高压直流双极同时连续换相失败对交流系统稳定造成冲击，调整特高压直流换相失败保护策略，直流满送的情况下，复奉直流连续换相失败4次则闭锁直流，宾金、锦苏、天中直流连续换相失败3次则闭锁直流。参考在运特高压直流运行情况，规划特高压直流均连续换相失败3次则闭锁直流。

通过对华东全网1000kV和500kV交流线路暂态稳定故障校核计算，以满足第一级安全稳定标准为约束条件，求取受电压稳定约束的新能源发展规模上限，如表5所示，此时的直流与新能源出力占负荷比例应不超过60%。

表5 不同直流规模下，受电压稳定约束的新能源出力上限Table 5 The maximum output power of new energy generators constrained by voltage stability under different DC transmission scales

当电力电子化电源比例超出最大承载能力，系统发生失稳的过程是一致的，如图9所示，均为交流线路三永N-1故障引起母线电压跌落，引发多回直流连续换相失败3次以上导致闭锁，同时，新能源机组并网点电压超出低电压穿越区域的范围，大量新能源机组脱网。直流与新能源的共同作用导致系统大量功率缺额引起华东频率持续下跌，触发低频减载动作，母线电压难以恢复，系统失稳。

3 结论

1）从调峰看，华东电网能消纳的新能源装机容量上限为1.5亿kW。采取差异化约束、降低弃电率标准、促进清洁能源跨省区交易、储能大规模成熟利用等措施，可提高新能源消纳水平。

2）从安全稳定看，受频率稳定、电压稳定限制的直流与新能源出力占负荷的比例分别为40%、60%。此时华东电网承载的新能源出力占负荷比例上限为5%、容量为1130万kW。参照2019年华东新能源实际出力统计数据，平均出力率为0.1637，华东电网承载的新能源装机规模上限为6900万kW。采取预控单一直流最大功率、提高常规机组开机水平等措施，可提高新能源的承载规模。

3）制约华东电网新能源发展的首要因素是频率稳定约束，其次是电压稳定约束，最后是调峰约束。