新能源接入地區電網的電壓安全穩定控制策略研究

湯海霞，肖 瑩，肖 蕾，劉 恒

（國網湖北省電力有限公司孝感供電公司，湖北 孝感 432100）

0 引言

近年來，隨著“碳達峰，碳中和”目標的縱深推進，國家能源生產正在進行消費轉型，火電機組建設逐漸趨緩，構建以新能源為主體的新型電力系統，是實現“雙碳”目標的重要支撐［1］。隨著新能源的持續發展，未來海量新能源持續接入電網，以大規模高滲透率的可再生能源、高比例的電力電子設備“雙高”為主要特征的新型電力系統正在逐步形成［2］。國網湖北省電力有限公司孝感供電公司（以下簡稱“孝感公司”）積極貫徹落實國家能源發展戰略，大力推動地區風力發電、光伏發電、生物質能等清潔能源發展、消納及應用工作。截止2021 年，孝感電網新能源裝機容量達2 075 MW，2021 年累計發電量26.13 億kWh，為地方經濟社會可持續發展提供節能環保綠色電能服務。本文通過孝感電網調度運行數據深入分析并網新能源對孝感電網無功電壓不利影響，并給出解決方案。

1 新型電力系統面臨的技術挑戰

隨著分布式電源、儲能、新型負荷等分布式資源大規模接入，傳統電網的網架結構和運行調控方式將難以適應新型電力系統的發展要求。

目前，新型電力系統面臨的主要挑戰是：一是有功、無功實時平衡難度大［3-5］；由于新能源大量接入，其發電的隨機性、波動性、間歇性，以及新能源機組對電網的弱支撐性、自身抗擾動性差，對電網安全穩定運行帶來沖擊，尤其對電網斷面潮流穩定控制、主網電壓安全穩定、無功就地平衡等方面帶來巨大挑戰［6-7］。二是調控運行控制模式亟待改變；新型電力系統中，控制原理將發生根本變化，控制規模呈指數級增長，控制對象差異性極大，調度運行監視、控制難度加大。以重要送出通道上的無功及電壓控制為例，依靠傳統的監控員下令，電廠端調節模式響應慢、配合難，弊端日益凸顯。大規模新能源并網對電力系統的技術挑戰遠不止如此，還包括如圖1 所示的系列技術挑戰。亟待通過管理創新和技術創新破解新型電力系統安全穩定運行難題，更好地服務孝感市綠色低碳發展，助力國家能源“雙碳”戰略目標實現［8-9］。

圖1 大規模新能源并網對電力系統的技術挑戰Fig.1 Technical challenge of large-scale new energy connection to power system

2 系統無功電壓波動原因分析

截止2021年，孝感電網新能源裝機容量達2 075 MW，其中風電裝機1 008.9 MW，光伏裝機988.417 MW。風、光比例1.02∶1，根據不同風光比例出力特性分析，孝感地區新能源出力滿足圖2中的風光5∶5曲線。

圖2 不同新能源配比出力特性曲線分析圖Fig.2 Analysis chart of output characteristic curve of different new energy ratio

調取實際調度運行典型出力數據分析，詳見圖3。

圖3 孝感電網新能源出力特性曲線圖Fig.3 New energy output characteristic curve of Xiaogan power grid

對比圖2和圖3發現，風光比例接近1∶1的孝感電網新能源出力特性曲線跟理論分析的出力特性曲線基本一致，發電出力呈現的特點如下：1）全天午高峰出力最大，最大出力可達總裝機容量的75%，其中光伏出力更大，達到自身裝機容量的80%；2）夜間18：00-24：00，光伏停發，風電出力很小，占裝機容量的20%；3）凌晨0：00-08：00，晝夜溫差大風電出力大，占裝機容量的80%。

選取孝感電網用電負荷曲線進行分析，詳見圖4。孝感電網用電負荷曲線特點如下：1）全天用電負荷呈現“雙峰”特點：午高峰12：00，晚高峰21：00左右；2）凌晨0：00-08：00負荷較低。

圖4 孝感電網負荷特性曲線圖Fig.4 Load characteristic curve of Xiaogan power grid

通過新能源發電出力特性曲線與電網負荷曲線對比發現，在電網用電負荷午高峰時段，新能源助力大對電網負荷支持大，主網聯絡通道下網潮流小。在電網用電負荷晚高峰時段，新能源出力小，對用電負荷支撐小，需要通過主網聯絡通道下網形成有效支撐。在夜間、凌晨負荷較輕時段，風電大規模發電，需要通過主網聯絡通道外送至主網消納。

調取新能源外送通道潮流（詳見圖5-圖6）分析發現：就地消納后的新能源通過聯絡線外送至主網，有功潮流呈現頻繁波動特點，無功潮流呈現富余倒送主網特點。

圖5 新能源外送通道有功潮流圖Fig.5 Active power flow diagram of new energy delivery channel

圖6 新能源外送通道無功潮流圖Fig.6 Reactive power flow diagram of new energy delivery channel

綜合上述圖5～圖8 運行數據分析，夜間電網低谷負荷低谷時段主網無功電容器均退出，此時風電發電出力相對較大，新能源外送通道上的220 kV 線路送出潮流較重，新能源送出通道上的220 kV 線路無功缺額較大，電壓降低甚至越下限。白天電網用電高峰時段主網電容器全投，新能源出力對用電負荷形成支撐，新能源送出通道上的220 kV 聯絡線潮流輕載，線路容性充電無功導致220 kV 電壓越上限，主網電壓升高甚至越上限。新能源出力波動造成電網潮流反轉頻繁，尤其是新能源接入比例高的大悟地區電網對外聯絡通道潮流一天之內盡反轉多達17 次。電網潮流翻轉加劇了電壓波動，詳見圖7-圖8 所示電壓運行曲線，因新能源出力波動頻繁劇烈，在3 個小時內，主網220 kV 母線電壓從233.9 kV 跌落至223.1 kV，波動高達11 kV。

圖7 主網220 kV電壓運行曲線Fig.7 220 kV voltage operation curve of main grid

圖8 主網220 kV電壓運行日曲線Fig.8 Daily 220 kV voltage operation day curve of main grid

電壓升高對電氣設備熱穩定性造成威脅。電網用電高峰和新能源發電高峰時，電網無功不足導致主網電壓降低，網損加大。電壓過低可能危及電力系統安全穩定運行，在系統無功功率不足、電壓水平低情況下，若同時發生某些樞紐變電站的母線微小擾動，由于新能源機組抗擾動能力不夠強，面對電壓波動容易脫網，造成大面積停電事故，頃刻之間會造成系統電壓大幅度下降，也就是“電壓崩潰”現象，其后果相當嚴重。

預計至“十四五”末，孝感電網新能源裝機規模分別將達到600 萬kW，其中風、光裝機規模分別將達到142.2 萬kW、407.1 萬kW，風、光出力日波動分別為128 萬kW、258 萬kW，日波動可達386 萬kW，有功波動引發的無功電壓波動將更加劇烈，新能源波動引起電壓不穩，日波幅超標，控制難等問題，需要從全網角度優化提升無功電壓管理工作，電網無功由“就地補償，就地平衡”轉為“優化補償，分層平衡，上下兼顧”［10-12］，才能破解電壓“一高一低”頻繁波動難題。

3 解決方案及成效

孝感電網220 kV 及以上變電站變電容性無功補償容量614 MVA，占主變容量的11.67%；110 kV 變電站容性無功補償容量567 Mvar，占主變容量的13.7%。主網無功補償比例未達到15%～30%技術規定。目前孝感主網電容器因故障被迫停運或因未開展投切試驗不能投運的電容器。這些不能投運的無功補償設備進一步拉低了無功補償度，減少了主網電壓調整手段。

孝感電網并網新能源場站內共配置無功補償容量550.3 Mvar，其中FC裝置容量共78.5 Mvar，SVG裝置容量共471.8 Mvar，SVG 具備無功雙向調節功能。電廠這些無功補償設備均能達到提升電壓作用。

在新能源高滲透背景下，大規模分布式電源的引入難免帶來一系列問題，如電能質量，供電能力消納及管控等問題［13-14］。但是，電力系統可以利用風電、光伏的無功余量對系統電壓水平進行優化，充足的無功補償量可有效提高系統電壓水平的同時保證新能源全額消納。傳統的AVC 無功優化控制系統受負荷波動影響，電壓波動較大，易造成動作次數達上限，對人工調整需求高［15-16］。為此，孝感公司主動協調新能源廠家，創新“場網一體化無功電壓協同自動控制”聯合優化調度管理模式，如圖9 所示。將新能源電廠的SVG 裝置納入地調AVC系統的協同控制［17］，對調度端AVC系統進行功能升級及控制策略優化［18］，打通電網至電廠協同控制網絡通道，升級網絡安全策略，實現區域無功廠網平衡，既減少主網投資電抗器、電容器等資金，又充分利用了電廠無功補償設備，有效保障電網電壓安全，減少網損［19-21］。

圖9 場網一體化無功電壓協同自動控制系統（AVC）Fig.9 Plant-grid integrated automatic reactive voltage control (AVC) system

3.1 廠網SVG試點聯調

在地調AVC 主站系統中，對新能源電廠進行PAS建模，通估狀態估計、潮流計算等模塊并綜合考慮電壓、功率因數等數據，計算出新能源廠站高壓母線目標值（或增量）。做好新能源廠站AVC 與遠動裝置的接口改造，具備主站AVC與廠站AVC系統104雙向通信功能，主站AVC 下發高壓母線目標值（或增量），子站AVC 進行優化調整，進而滿足地調AVC 高壓母線目標值的要求，實現主網無功電壓調節功能。通過地調AVC 系統與110 kV 大坡頂風電廠SVG 裝置的聯調，并將110 kV 大坡頂風電廠SVG 裝置納入地調AVC 系統試運行。通過PDCA 循環，記錄該電廠從2021 年7 月份以后通過調節后的無功電壓倒送值（詳見表1）。

表1 110 kV大坡頂風電廠無功倒送情況對比統計表Table 1 Comparative statistical table of reactive power backflow in 110kV Dapoding wind power plant

P計劃：制定無功調節計劃，將110 kV大坡頂風電廠納入主網無功電壓調試計劃內。

D 執行：由主站AVC 系統實時遠程調節電廠無功電壓。

C 檢查：核查無功電壓調節是否滿足實際運行要求。

A 處理：記錄并分析該新能源電廠無功電壓調節策略執行是否在合格范圍內。

通過以上統計發現，在實現主站AVC控制110 kV大坡頂風電廠SVG裝置后，風電廠SVG裝置可輸出感性或容性無功來平衡電網無功，期間未出現新能源電廠無功大量倒送主網情況，相應的線損、網損均有明顯降低。110 kV 大坡頂風電廠SVG 裝置納入地調AVC系統試運行后，取得了較好的成果，經地調研究決定，將孝感地區35 kV及以上新能源電廠SVG裝置與主站AVC進行聯調，并投入試運行。

3.2 優化AVC控制策略

1）通過AVC 主站參數對控制目標的優先級進行設置，從高到低應為新能源廠站并網點電壓合格、新能源廠站并網點功率因數合格、網損最小。

2）正常情況下主站5 min 下發一次指令，下發指令后2 min內每10 s監測1次，2 min內一旦有達到考核要求的點即認為調節成功，站端AVC裝置具備電壓保持功能，在5 min 調節周期內可自動調節至目標值，無需主站再次下發調節值。

3）AVC 主站下發的控制指令為帶時標的并網點母線電壓增量。

4）新能源廠站并網點功率因數絕對值宜不小于0.95，可根據電網運行情況進行調整，支持對并網點功率因數的人工配置。

5）關于步長和控制死區的要求：110 kV新能源廠站：控制步長0.5 kV，控制死區0.3 kV；35 kV新能源廠站：控制步長0.3 kV，控制死區0.15 kV；10 kV 新能源廠站：控制步長0.15 kV，控制死區0.1 kV；支持對以上各項的人工配置。

6）控制并于同一母線的多個新能源廠站間不出現無功不合理流動。

7）若并網點有功功率絕對值大于3 MW，則按照控制目標優先級進行調整；若并網點有功功率絕對值小于3 MW，則將無功功率絕對值調整至1 Mvar 以內，不考慮并網點功率因數控制約束，并網點有功功率絕對值可根據需要人工配置。

8）AVC 主站收到子站增無功閉鎖或減無功閉鎖信號后，發平調指令。

9）提供節假日模式。能夠設置節假日新能源廠站并網點電壓上下限及并網點功率因數范圍，實現節假日模式切換。

10）當新能源廠站或并網區域內公用變電站母線電壓、220 kV關口功率因數越限時，協調控制新能源廠站無功設備和公用變電站內的無功設備，消除電壓越限，方法如下：

① 當新能源廠站并網點電壓越限時，優先控制新能源廠站無功設備來消除電壓越限。

② 當新能源廠站并網點電壓越限且已不具有無功控制能力時，控制并網區域內公用變電站低壓無功設備來消除電壓越限。

③ 使用公用變電站低壓無功設備來消除新能源廠站并網點電壓越限的策略時，通過控制預估判定該策略不會造成其它新能源廠站壓并網點電壓越限，避免設備的頻繁投切。

④ 當新能源廠站并網區域內公用變電站母線電壓、220 kV關口功率因數越限時，優先控制站內的電容器、電抗器。

3.3 主要成效

針對目前高比例、多種能源電網在全國地市級電網并無類似發用電模式可以借鑒的現實問題，孝感公司創新打造“場網一體化無功電壓協同自動控制”聯合優化調度管理模式，破解清潔能源規模化發展難題，實現清潔能源安全接入、全額消納，更好地服務孝感市綠色低碳發展，助力國家能源“雙碳”戰略目標實現。主要有以下成效：

一是安全效益。新能源電廠充足的SVG、FC、逆變器、風機等無功調節裝置并入地調AVC 系統，大幅增加電網無功電源容量，增加主網無功調節手段，有效彌補了主網感性無功電源配置不足問題。場網一體化無功電壓協同自動控制系統（AVC）具備主動監測電壓越限的功能，并能迅速作出反應，可遠程遙控部署在百里之外的新能源電場內的SVG、FC 裝置，響應時間約1 min，響應速度快，可實現無功電源的“源隨荷動”［22-23］，確保電壓安全穩定運行、系統電壓質量合格。

二是經濟效益。將新能源電廠的SVG 裝置納入地調AVC系統的協同控制，對調度端AVC系統進行功能升級及控制策略優化，打通電網至電廠協同控制網絡通道，升級網絡安全策略，實現區域無功廠網平衡。“場網一體化無功電壓協同自動控制”聯合優化調度管理模式既減少主網投資電抗器、電容器等資金，又充分利用了電廠無功補償設備，有效保障電網電壓安全，減少網損。AVC 系統自動計算無功缺額自動投切區域內的無功電源，科學算法使得調壓更加精準、效率更高，同時大大減輕監控員調壓工作量，提升調控工作質效。

三是環保效益。系統電壓得到有效改善有助于減少因電壓越限、頻繁波動導致的棄風棄光問題，提升消納新能源能力。孝感公司“場網一體化無功電壓協同自動控制”聯合優化調度管理模式有望實現“十四五”孝感電網接納清潔能源規模翻番，預計至十四五末，全市接納清潔能源發電裝機總容量接近600萬kW，清潔能源消納電量超過300 億kWh，相當于節約1 200 萬t標準煤，減排CO22 991 萬t、粉塵816 萬t、SO290 萬t，清潔能源生產消費比重持續提升，大氣污染治理貢獻突出，生態環保效益顯著。

4 結語

電網連接能源生產與消費，在能源清潔低碳轉型中發揮著引領作用。實現“碳達峰，碳中和”，能源是主戰場，電力是主力軍，電網是排頭兵。孝感公司創新打造“場網一體化無功電壓協同自動控制”聯合優化調度管理模式，將新能源電廠的SVG裝置納入地調AVC 系統的協同控制，對調度端AVC 系統進行功能升級及控制策略優化，打通電網至電廠協同控制網絡通道，升級網絡安全策略，實現區域無功廠網平衡。既減少主網投資電抗器、電容器等資金，又充分利用了電廠無功補償設備，有效保障電網電壓安全，減少網損，提質增效成果顯著。通過探索“雙高、雙峰”特征下新型電力系統的電壓安全穩定控制技術，以電為核心、網為平臺，以因地制宜的多元能源結構為基礎，發揮電網平臺作用，實現能源技術自主創新，保障可再生能源和新型電力系統健康、有序發展，助力碳達峰、碳中和目標實現。