新能源基地经特高压交流送出系统输电能力与提升措施

2022-07-04习工伟赵兵郑帅飞沈琳贾琦袁超

电力建设 2022年7期

习工伟，赵兵，郑帅飞，沈琳，贾琦，袁超

(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 100192)

0 引言

截止2020年底,张家口可再生能源规划装机容量达20000 MW。张北柔直工程建成后,可以解决约14000 MW 新能源装机的电力送出(同时率0.6),2020年仍存在约6000 MW 新能源装机送出受限问题。后续张北地区新能源装机规模进一步增长,新能源消纳问题将进一步加剧。建设张北—雄安(简称张雄)特高压交流工程可缓解张北地区千万千瓦级新能源基地弃风、弃光现象。

张雄特高压交流工程是我国交流孤岛送出纯新能源电力的首个工程,工程配套千万千瓦级电源全部为新能源机组,严重缺乏常规电源支撑,新能源接入交流电网短路容量较低。此外,由于千万千瓦级新能源基地新能源机组数量庞大、类型多样,不同新能源机组动态行为各异,近区交流系统故障下大规模新能源动态特性复杂且新能源机组与场站动态无功设备交互作用,将对系统的安全稳定运行造成巨大挑战。

目前相关研究在大规模新能源经特高压交流外送系统输送能力受限原因方面尚未厘清,已有研究主要集中在新能源与常规火电打捆经直流送出或高比例新能源经交直流联合送出稳定问题分析。如文献[1]研究了风火打捆经交直流联合送出暂态过电压机理,文献[2]分析了暂态过电压引起风电机组连锁脱网风险,文献[3]分析了风机低电压穿越控制对系统暂态过电压的影响并提出优化措施,文献[4-7]主要研究了不同类型直流故障对于新能源汇集区暂态过电压的影响与对策。

本文首先研究制约大规模新能源经特高压交流送出能力的关键因素,然后定性分析暂态过电压制约新能源经特高压交流送出的影响因素,接着研究稳态低电压制约新能源送出能力的根本原因,最后给出分布式调相机的动态无功响应特性,并对分布式调相机配置对于新能源经特高压交流送出能力的提升效果进行仿真验证。

1 电网概况与输电能力受限因素

1.1 工程概况

张雄特高压交流工程输电线路全长2 ×318 km,北起张家口张北特高压变电站,南至保定雄安(北京西)特高压变电站,途经张家口市张北县、万全区、怀安县、阳原县、蔚县和保定涞源县、易县、徐水区、定兴县共9 个县(区),张北电网简化系统接线如图1所示。

图1 张北—雄安特高压交流简化接线图Fig.1 Simplified diagram of Zhangbei-Xiong'an UHVAC system

预计2023年,张雄特高压交流工程配套新能源装机将超过10000 MW (考虑同时率后有约6000 MW送出需求)。通过4 个汇集站(康宝、尚义、解放、土窑)、6 条500 kV 线路(康宝—张家口2回、尚义—张家口2 回、土窑—张家口1 回、解放—张家口1 回)汇集至张北特高压站,然后通过张北—雄安2 回1000 kV 线路送至华北主网,张北地区新能源汇集情况如图2 所示。

图2 张北新能源汇集方式Fig.2 Gathering mode of Zhangbei new energy base

1.2 输电能力受限因素分析

新能源发电机组对于交流系统电压波动耐受能力较差,长时间、大幅度的电压波动可能导致新能源大规模脱网,对电网造成严重功率不平衡,甚至引发进一步的连锁故障,在实际运行中往往采取弃风弃光、降低输送限额的应对措施,这也成为制约新能源和特高压输电通道利用率的重要因素。仿真分析中通常使用的新能源在故障后脱网判定原则如下:

1)低电压问题导致新能源脱网判定原则。新能源由于低电压问题脱网判定原则以GB/T 19963—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》与GB/T 19963—2011《风电场接入电力系统技术规定》中新能源低电压穿越能力要求为依据。为保证故障期间新能源不脱网,系统电压跌落深度及恢复时间、恢复后稳态值均要满足图3—4 所示要求。

图3 风电场低电压穿越能力要求Fig.3 Requirements for low-voltage ride-through capability of wind farm

2)过电压问题导致新能源脱网判定原则。根据风电、光伏的并网企业标准规定(Q/GDW 1392—2015、Q/GDW 1617—2015),风电场在并网点电压超过1.2 pu 时允许立即脱网,光伏电站在并网点电压超过1.3 pu 时允许立即脱网。考虑到目前张北地区风电均已完成耐压能力1.3 pu 改造,因此本文采用暂态电压超过1.3 pu 为新能源暂态过电压脱网判定标准。

图4 光伏电站低电压穿越能力要求Fig.1 Requirements for low-voltage ride-through capability of photovoltaic power station

使用电力系统分析综合程序( power system analysis software package,PSASP)建立了张北地区机电暂态模型,仿真计算了张雄特高压交流不同输送功率下,交流线路发生“三永N-1”(单回交流线三相永久性故障后切除该回线)故障后由于新能源机端电压问题导致脱网的情况。

张雄特高压交流送出新能源功率分别为2700、3900、4400、4500 MW 时,发生三永N-1 故障后新能源脱网量如表1 所示。

表1 张北—雄安三永N-1 故障期间风电机组脱网情况Table 1 Disconnection of wind power during Zhangbei-Xiong'an three-phase permanent N-1 fault

当张雄特高压交流送出4500 MW 新能源时,交流故障将导致张北地区新能源机端暂态过电压均超过脱网判定值。当张雄特高压交流送出功率降低至4400 MW 时,暂态过电压导致的新能源脱网量大幅降低至695 MW。当张雄特高压交流送出功率降低至3900 MW 时,输电能力受制因素由暂态过电压转移为故障后的机端稳态低电压,导致的新能源脱网量为41 MW。当张雄安特高压交流送出功率小于2700 MW时,交流故障后将不会引起新能源脱网。

综上,张雄特高压交流输电线路在三永N-1 故障后暂态过电压和稳态低电压问题都可能导致新能源脱网,当输送功率较大时,暂态过电压是导致新能源脱网的主要原因。

2 暂态过电压产生原因

造成大规模新能源经特高压交流送出系统暂态过电压的主要原因是由于故障后新能源进入低电压穿越导致的系统无功过剩。图5 为典型风电汇集送出系统,可使用图5 说明故障后暂态过电压问题。风电机组侧主要包括风力发电机与0.69 kV/35 kV 升压变压器,Xjz为风电机组与风电场站汇集母线之间35 kV 线路电抗。风电场站35 kV 母线配置有固定电容补偿与静止无功发生器(static var generator,SVG),Xcz为风电场站与系统220 kV 汇集母线间线路电抗,Xs为220 kV 汇集母线与主网之间等值电抗,忽略220 kV 及以下电压等级线路充电功率。

图5 风电经交流送出系统Fig.5 Wind harm AC sending system

当送出系统稳态运行时,风电场站35 kV 汇集母线上接入的固定电容补偿Qc与SVG 无功Qsvg主要用来补偿场站1 所有风电组有功出力在汇集过程中的无功损耗,稳态期间保持风电场站与系统无功交换为零。

2.1 低电压穿越有功控制因素影响

短路故障期间,距离故障点电气距离较近的风电机组机端电压会跌至0.9 pu 以下,风机并网控制器切换为低电压穿越模式,低电压穿越期间有功变化为:

式中:ΔPg1为风电低电压穿越期间有功变化量;kw为低电压穿越期间风机有功出力比例系数,典型值为0.1 ～0.5;Pg1为风电额定有功功率。

不同有功比例系数下风电机组低电压穿越有功功率响应如图6 所示。

图6 不同有功比例系数下风电低电压穿越有功响应Fig.6 LVRT active power response of wind power under different active power ratio coefficients

由图6 可知,风电低电压穿越期间有功出力被大幅限制。短路故障结束后,风电有功出力不能阶跃式变化,而是呈一定斜率较慢恢复。假设张北地区新能源大发,故障后均进入低电压穿越控制模式,且低电压穿越有功电流系数在典型值下限,则故障结束后瞬间与稳态总有功功率差额将达到5000 MW 以上,无功损耗大幅度降低。与此同时,故障结束后交流系统电压恢复速度较快,因此新能源场站母线上接入的各类无功补偿装置的无功出力以及线路充电功率能够迅速恢复至稳态值,这导致了新能源机组近区无功严重过剩。

2.2 低电压穿越无功控制因素影响

风电低电压穿越期间无功功率变化可用下式表示:

式中:ΔQg1为风电低电压穿越期间无功功率变化量;λW为低电压穿越期间风机无功出力比例系数,典型值为1 ～2;U′jd为低电压穿越期间风电机端电压;Qg1为风电额定无功出力。由式(2)可以看出低电压穿越期间无功出力与机端电压跌落幅值成正比。图7为不同无功比例系数下风电低电压穿越期间无功出力响应。

由图7 可知,在交流系统短路故障消除后,由于风机无功控制环节存在延时,故障穿越期间无功较大出力在系统电压恢复后仍继续存在几个周波,导致暂态无功过剩。

图7 不同无功比例系数下风电低电压穿越无功响应Fig.7 LVRT reactive power response of wind power under different reactive power ratio coefficients

除了以上2 个与新能源低电压穿越控制相关的因素外,在部分风机因暂态过电压保护脱网后,风电场配置的无功补偿设备未同步切除,导致网内富余无功功率进一步增大,引起新能源场站近区电压二次抬升,可能导致其余风机脱网,形成连锁故障[7]。

3 稳态低电压产生原因

造成大规模新能源经特高压交流送出系统稳态低电压的主要原因是故障后网架结构的变化引起送出线路无功功率消耗增大,同时系统动态无功的支撑不足,导致稳态无功不平衡。故障发生前,风电场站汇集送出总有功功率为:

式中:Phj为风电场站1 ～n汇集送出的总有功功率;Pcz1为场站1 有功功率;Pcz2为场站2 有功功率;Pczn场站n有功功率。

故障发生后,由于暂态过电压脱网的风机总功率为ΔPt,则故障后风电场站汇集送出总有功功率P′hj为:

故障发生后,由于切除了一回线路,导致线路电抗Xs增大至X′s,故障后稳态条件下无功潮流变化对于电压影响较小,故可忽略系统母线电压Us与风电汇集站母线电压Uhj220电压幅值纵分量,电压变化的横分量δU为:

Us与Uhj220电压矢量关系如图8 所示。

图8 电压矢量图Fig.8 Diagram of voltage vectors

故当故障期间新能源暂态脱网量ΔPt较小时新能源汇集通道有功潮流变化不大,交流送出线路N-1故障后切除线路引起送电通道等值电抗增大,传输相同有功潮流情况下无功消耗更大,导致系统重新进入稳态后新能源机端电压低于故障前稳态。此外,在新能源35 kV 场站母线,若短路故障期间SVG因过电压脱网,恢复稳态后无功支撑将进一步不足,加剧稳态低电压问题。当新能源机端稳态电压低于0.9 pu 时将反复进入低电压穿越状态,无法正常运行。

4 分布式调相机对送出能力的提升效果

除同步发电机外,目前主要的动态无功补偿装置有同步调相机、静止无功补偿器( static var compensator,SVC)和SVG。当系统运行受到较大扰动而导致换流站等枢纽站母线电压大幅波动时,SVC和SVG 无功补偿装置受其工作原理限制在故障过程中难以给系统提供足够的动态无功支撑[8],甚至由于耐压能力不足在故障后立即脱网。同步调相机高、低电压穿越能力强,短时过载能力大,其调节能力基本不受系统电压影响,故障情况下具有强大瞬时无功支撑和短时过载能力,在动态无功补偿方面具有独特的优势[9-10]。

分布式调相机在我国大规模新能源经特高压直流送出工程中已有应用,相较于传统集中式调相机,分布式调相机容量较小,通常为10 ～50 MV·A,具有良好的经济性,占地面积小,便于安装在新能源35 kV 场站,对于新能源机端电压支撑有较好作用[11-12]。

4.1 调相机动态无功特性

调相机可以在几十毫秒内将定转子储存电磁场能提供至电网,其无功功率与调相机主参数相关。机端电压突变时,次暂态过程中定子输出电流如下:

式中:I″d为次暂态过程中定子输出电流;E″q为调相机q轴次暂态电动势,在故障发生时不能发生突变;Ut为机端电压(电网电压);X″d为d轴次暂态电抗。在系统电压发生突变时,调相机可根据系统电压的情况快速发出或吸收无功功率,且不呈现无功“反调”特性,相较于SVG 的无功控制特性性能更优[13-15]。

分布式调相机主要经双绕组变压器接入35 kV场站母线,其接入方式如图9 所示。而集中式调相机主要经双绕组变压器接入220 kV 汇集母线,如图10所示。

图9 分布式调相机接入方式Fig.9 Access mode of distributed condenser

图10 集中式调相机接入方式Fig.10 Access mode of centralized condenser

当张雄特高压直流输送功率较大时,交流N-1故障引起的暂态过电压是制约新能源利用率的主要因素。 50 MV·A 分布式调相机与300 MV·A 集中式调相机在交流N-1 故障期间的暂态无功响应特性如图11 所示。

图11 调相机动态无功特性Fig.11 Dynamic reactive power characteristics of condenser

图11 中交流系统短路过程从1.00 s 持续至1.10 s,故障前调相机无功出力均为0。故障开始后,50 MV·A分布式调相机无功出力在10 ms 以内由0急剧升高至120 MV·A(约为额定容量2.4 倍),交流故障结束后,由于暂态过电压原因,调相机会立即进入进相运行方式,最高进相至27 MV·A(约为额定容量的0.54 倍)。故障开始后,300 MV·A 集中式调相机无功出力在10 ms 以内由0 急剧升高至620 MV·A(约为额定容量2.1 倍),故障结束后,由于暂态过电压原因,调相机会立即进入进相方式,最高进相至210 MV·A(约为额定容量的0.7 倍)。

4.2 调相机对新能源多场站短路比的提升

新能源多场站短路比(multiple renewable energy station short circuit ratio,MRSCR) 可作为评价多新能源场站接入交流系统电压强度的指标[16-18],其计算公式为:

式中:rMRSC,i为新能源多场站短路比;为第i个并网母线节点标称电压;为设备(新能源)发电功率在第i个节点上产生的电压;和分别为第i、j个新能源发电设备/场站提供的短路电流;为新能源并网母线的自阻抗;为新能源并网母线的互阻抗。分布式调相机接入后,改变了节点阻抗矩阵,新能源并网母线的自阻抗降低,可有效提升新能源多场站短路比[19]。

在新能源大发工况下,此时尚义地区新能源场站短路比最低为1.441,康保地区最低为1.728,解放地区最低为1.446,土窑地区最低为1.821,具体见表2所示。考虑到目前推荐的新能源场站并网点的临界短路比取为2.0 ～2.5,显然该场站并网点短路比低于最低指标要求,需配置分布式调相机。

考虑到后续新能源接入以及场站实际条件,拟在张北地区新能源多场站短路比较低的场站35 kV 侧分别配置24 台50 MV·A 分布式调相机(其中尚义区域7 台,康保区域8 台,土窑区域3 台,解放区域6台),调相机配置后,新能源多场站短路比有明显的提高,均保持在3 以上,如表2 所示。

表2 分布式调相机投运前后新能源多场站短路比Table 2 MRSCR before and after operation of distributed condenser

通过配置分布式调相机,可有效提高张北地区新能源电压支撑能力,降低交流故障后暂态过电压对新能源机组的影响。

4.3 全数字电力系统仿真器仿真验证

为进一步验证分布式调相机对于风机因暂态过电压脱网的抑制效果,使用全数字电力系统仿真器(advanced digital power system simulator,ADPSS)建立了新能源经张雄特高压交流孤岛送出全电磁暂态仿真模型,新能源采用单台机组倍乘模拟新能源场站,单组倍乘容量为20 ～100 MW,可兼顾计算精确度与并行计算速度。调相机模型采用Park 方程描述的交流同步电机模拟,线路采用考虑零序的分布参数模型,张北新能源开机5400 MW,华北主网采用等值电源加短路阻抗模拟,如图12 所示。