CN116865363A - 一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法 - Google Patents

一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，针对新能源集群接入弱电网，新能源无功电压支撑能力较弱，易出现宽频带振荡问题，依据新能源机组出力、火电机组出力、地区电网拓补和网络阻抗等参数，计算得到新能源集群新能源多场站短路比；筛选出不满足振荡临界稳定指标的场站；计算各新能源场站新能源多场站的灵敏度，根据灵敏度调节各新能源场站有功出力；重新计算各场站新能源多场站短路比和灵敏度，并根据灵敏度再次调整新能源场站有功出力，不断迭代处理直至各场站都满足振荡稳定指标。本方法有效提升新能源集群的新能源多场站短路比指标，减少有功功率损失，有助于电力***宽频振荡风险防范与电网稳定运行。

Description

一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法
技术领域
本发明涉及新能源发电技术领域，尤其涉及一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法。
背景技术
随着能源革命的不断推进，以光伏、风能为代表的可再生能源逐渐取代了传统化石能源，在能源供给侧占据主导地位。随着风电、光伏、常规/柔性直流等电力电子设备在电力***中的比例不断提高，电网强度不断减弱。在新能源装机规模与交流***强度不匹配、新能源接入弱交流***条件下，一方面弱化了同步发电机组间的机电振荡，另一方面使得电磁振荡问题频发，频率范围从几赫兹到数千赫兹的宽频带振荡动态稳定问题逐渐凸显。
集群接入地区的电网强度对于新能源接入电网的规模、消纳能力和宽频振荡风险具有极为重要的影响。短路比作为一种静态分析方法用以刻画电网强度，以其简单性、直观性，为电网的规划和运行提供了重要的参考依据。新能源多场站短路比(MRSCR)考虑到新能源设备无功影响，通过比较新能源并网产生的电压扰动相对于额定电压的大小，比传统的短路比公式更精细完备。
在汛期新能源大发的情况下，电网强度降低，容易诱发宽频振荡风险。在电网失稳后，紧急情况下必须考虑新能源场站的切场或者切机措施来缓解***有功调度压力，维持***稳定。因此对于一个并网新能源集群而言，如何在短时间内快速完成紧急功率控制，以较小的代价维持***安全稳定运行是必须解决的现实问题。
发明内容
为了解决现有技术中存在的不足，本申请提出了一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，旨在通过精细化指标调节新能源集群有功出力进而提高电网强度，以降出力总量最小为优化目标，为抑制宽频振荡风险，维持电网安全稳定运行提供可行方案。
本发明所采用的技术方案如下：
一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，包括如下步骤：
步骤(1)，计算新能源集群中每个新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi；分别将每个新能源多场站短路比MRSCR与新能源多场站短路比临界值MRSCRref之差与给定的阈值进行比较，根据比较结果筛选出具有振荡风险的场站；
步骤(2)，计算各新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi关于有功出力的灵敏度，根据灵敏度调节筛选出对新能源集群整体稳定性影响最大的关键新能源场站，调整该关键新能源场站的有功出力；
步骤(3)，完成调整后，重复步骤(1)和(2)，重新计算各新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi和灵敏度，并根据灵敏度再次调整新能源场站有功出力，迭代处理直至各新能源场站均满足振荡临界稳定指标，完成对该新能源集群的降功率运行优化处理。
进一步，所述步骤(1)中，每个新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi的表示为：
通过新能源机组实际出力、新能源机组短路容量、交流网络拓补和网络阻抗参数，计算各新能源场站的新能源多场站短路比，具体公式如下：
式中：MRSCRi是第i个新能源场站的新能源多场站短路比，Scci为第i个新能源场站的三相短路容量，该值选取根据求解机端短路比和场站短路比的不同而对应机端并网点和网侧并网点数值；Pi为第i个新能源场站实际有功功率，且Pi存在最大值为第i个场站的额定有功功率；ηim是新能源并网母线i、m的阻抗折算因子，表征各新能源发电设备电网侧接入点/新能源场站并网点等值阻抗的幅值差异，n为并网母线个数；Ui、Um分别为第i个并网母线节点的实际运行电压、第m个并网母线节点的实际运行电压；Zeqim和Zeqii分别为新能源并网母线处的交流电网等值互阻抗和自阻抗。
进一步，根据电力***安全稳定运行要求，即新能源机端短路比应不小于1.5，场站短路比应不小于2.0，进而选取MRSCRref为新能源多场站短路比临界稳定参考指标，该指标根据选取新能源集群并网点的不同而变化。
进一步，步骤1中的给定阈值为ρ，取ρ＝a*MRSCRref，a为阈值系数，取值范围为0.001-0.005。
进一步，将每个新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi分别与新能源多场站短路比临界值MRSCRref之差与阈值ρ进行比较，若差值小于阈值ρ，则该新能源场站不参与有功调节；否则，则认为该新能源场站具有振荡风险需要，对该新能源场站进行有功调节。
进一步，所述步骤(2)中计算各新能源场站的灵敏度的方法为：
步骤(2.1)，计算各新能源场站的新能源多场站短路比关于有功出力的灵敏度；
步骤(2.2)，记录步骤(2.1)求得的灵敏度，并选出最大灵敏度值所对应的新能源场站k；
步骤(2.3)，将新能源场站k的有功出力下调一个单位h，h＝0.01*SBk，SBk为场站k的额定容量。
进一步，计算各新能源场站的灵敏度M的方法如下：
其中，Mi为第i个新能源场站的灵敏度，Scci为第i个新能源场站的三相短路容量，该值选取根据求解机端短路比和场站短路比的不同而对应机端并网点和网侧并网点数值；Pi为新能源场站i实际有功功率；ηim是新能源并网母线i、m的阻抗折算因子，表征各新能源发电设备电网侧接入点/新能源场站并网点等值阻抗的幅值差异，Zeqim和Zeqii分别为新能源并网母线处的交流电网等值互阻抗和自阻抗。
由该式可知，各新能源场站新能源多场站短路比关于有功出力的灵敏度值恒小于0。
该式表明降低新能源场站的有功出力，可以显著提升该场站新能源多场站短路比值，Pi存在最大值为场站i的额定有功功率，有功出力达到额定值时，新能源多场站短路比MRSCR达到最小值。
由于整个新能源集群相互影响，一个场站出力的变化将影响整个新能源体集群的稳定性。通过对于灵敏度大小的对比，选取对整体影响最大的关键场站进行有功出力优化，可以快速的提高新能源集群整体稳定性水平。随着新能源多场站短路比值的增大，灵敏度值会随之变小，表明降低新能源场站有功出力对于MRSCR值的提升作用将逐步减小。
本发明的有益效果：
本发明基于新能源多场站短路比指标，从电网强度静态稳定性的角度去考量新能源场站的宽频振荡风险，基于对新能源多场站短路比公式的推导，通过灵敏度指标对各新能源场站有功出力进行快速准确地调节，以最小的代价提升各场站新能源多场站短路比值，有助于降低宽频振荡风险，为新能源电网安全稳定运行提供建议。
附图说明
图1为本发明实例的多新能源场站接入的交流***简化模型图；
图2为本发明实例的地区风电集群地理接线图；
图3为本发明紧急功率控制方法流程图；
图4为本发明实例的优化前后新能源多场站短路比对比图；
图5为本发明实例的两种方法优化前后各海上风电场站实际出力对比图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用于解释本发明，并不用于限定本发明。
基于某省电网的PSD-BPA规划数据，选取某地区共同接入一个新能源汇集站的8座海上风电场作为研究对象，总装机容量为2400MW，地理布局如图2所示。
对于选定的海上风电场站，选用2022年汛期新能源大发典型方式，选取原因：该省电网在汛期运行方式下，区外来电比例最大，省内常规电源开机最小，***短路容量偏低，在新能源高同时率情况下，新能源并网短路比偏低。因此选择风电同时率0.75，火电机组非全开机情形下计算接入***强度。
表1各场站装机容量与有功出力值
根据新能源多场站短路比计算公式，利用BPA-SCCP短路电流计算程序，得各场站新能源机端短路比和场站短路比值，其中机端短路比，归算到新能源发电设备交流侧，一般0.69kV；场站短路比，归算到新能源并网高压侧场站，一般为110/220kV。
表2各场站新能源短路比测算结果
依据《电力***安全计算规范》(GB/T 40581-2021)第6.12.3条“新能源机端短路比应不小于1.5，场站短路比应不小于2.0”，上述8个风电场站都不满足新能源多场站短路比临界稳定条件，存在诱发宽频振荡风险，需要进行功率控制优化。
采用图3所示流程图进行降功率优化计算，其中偏差阈值ρ设为机端0.0015和场站0.002，最大迭代次数设为500，以及场站有功出力微调步长h设为0.01SBk,SBk为场站k的额定容量。结果表明，8座海上风电场站的新能源多场站机端短路比和场站短路比均能满足临界稳定条件，且差值大于等于偏差阈值，风电集群整体出力1285MW，比原有功出力降低了515MW。
表3各场站优化后实际出力值
表4各场站优化后新能源多场站短路比值
对比图4、表1和表3，可见对于海上风电场站有功出力的调整集中在A、B两个场站，这两个场站的新能源短路比灵敏度最大，对于整个风电集群接入地区电网的电网强度有着重大影响，着重降低它们的出力可以有效提升整体电网强度，有效快速地实现降功率优化处理，维持电网的安全稳定运行。
对于该算例，选用方法二，即目前工程上常规使用的所有风险机组等比例降低有功出力方法进行比较。
将8个海上风电场进行统一降功率运行出力，不断降低风电同时率，直至所有风电场均满足新能源多场站短路比临界条件。结果风电同时率50％(即各场站有功出力为额定有功的一半)时，满足条件。
表5各场站50％同时率时新能源多场站短路比值
观察图5，发现该方法下风电集群总出力为1200MW，比未处理时有功出力降低了600MW，比利用新能源多场站短路比灵敏度的降功率运行优化方法多降低85WM。
比较两种方法利用新能源多场站短路比灵敏度的降功率运行优化方法能够以较小的代价，更为精准地提高新能源***电网强度，尤其对于对整个风电集群影响较大的场站短路比值提升明显；而方法二却相反，虽然其他场站新能源多场站短路比提升更大，但关键场站却在临界值附近，甚至不能满足偏差阈值，这将导致整体的抗风险能力下降，如果需要提升关键场站的电网强度，则会损失更多的有功出力，影响电网的经济效益。
本发明基于新能源多场站短路比指标，从电网强度静态稳定性的角度去考量新能源场站的宽频振荡风险，基于对新能源多场站短路比公式的推导，通过灵敏度指标筛选出关键场站，对各新能源场站有功出力进行快速准确地调节，以最小的代价提升各场站新能源多场站短路比值，有助于降低宽频振荡风险，为新能源电网安全稳定运行提供建议。
以上实施例仅用于说明本发明的设计思想和特点，其目的在于使本领域内的技术人员能够了解本发明的内容并据以实施，本发明的保护范围不限于上述实施例。所以，凡依据本发明所揭示的原理、设计思路所作的等同变化或修饰，均在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤(1)，计算新能源集群中每个新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi；分别将每个新能源多场站短路比MRSCRi与新能源多场站短路比临界值MRSCRref之差与给定的阈值进行比较，根据比较结果筛选出具有振荡风险的场站；
步骤(2)，计算各新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi关于有功出力的灵敏度，根据灵敏度调节筛选出对新能源集群整体稳定性影响最大的关键新能源场站，调整该关键新能源场站的有功出力；
步骤(3)，完成调整后，重复步骤(1)和(2)，重新计算各新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi和灵敏度，并根据灵敏度再次调整新能源场站有功出力，迭代处理直至各新能源场站均满足振荡临界稳定指标，完成对该新能源集群的降功率运行优化处理。
2.根据权利要求1所述的一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，所述步骤(1)中，每个新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi的表示为：
式中：MRSCRi是第i个新能源场站的新能源多场站短路比，Scci为第i个新能源场站的三相短路容量，Pi为第i个新能源场站实际有功功率，ηim是新能源并网母线i、m的阻抗折算因子，n为并网母线个数；Ui、Um分别为第i个并网母线节点的实际运行电压、第m个并网母线节点的实际运行电压。
3.根据权利要求2所述的一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，新能源并网母线i、m的阻抗折算因子表示为：
式中：Zeqim和Zeqii分别为新能源并网母线处的交流电网等值互阻抗和自阻抗。
4.根据权利要求2所述的一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，根据电力***安全稳定运行要求，即新能源机端短路比应不小于1.5，场站短路比应不小于2.0，进而选取MRSCRref为新能源多场站短路比临界稳定参考指标。
5.根据权利要求1或4所述的一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，步骤1中的给定阈值为ρ，取ρ＝a*MRSCRref，a为阈值系数，取值范围为0.001-0.005。
6.根据权利要求5所述的一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，将每个新能源场站的新能源多场站短路比MRSCRi分别与新能源多场站短路比临界值MRSCRref之差与阈值ρ进行比较，若差值小于阈值ρ，则该新能源场站不参与有功调节；否则，则认为该新能源场站具有振荡风险需要，对该新能源场站进行有功调节。
7.根据权利要求1所述的一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，所述步骤(2)中计算各新能源场站的灵敏度的方法为：
步骤(2.1)，计算各新能源场站的新能源多场站短路比关于有功出力的灵敏度；
步骤(2.2)，记录步骤(2.1)求得的灵敏度，并选出最大灵敏度值所对应的新能源场站k；
步骤(2.3)，将新能源场站k的有功出力下调一个单位h，h＝0.01*SBk，SBk为场站k的额定容量。
8.根据权利要求7所述的一种新能源集群接入弱电网限功率运行优化方法，其特征在于，计算各新能源场站的灵敏度M的方法如下：
其中，Mi为第i个新能源场站的灵敏度，Scci为第i个新能源场站的三相短路容量，Pi为新能源场站i实际有功功率；ηim是新能源并网母线i、m的阻抗折算因子。
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