3 新一代电力系统的主要技术特征
电力系统的发展可以分为三代,第一代电力系统的特点是小机组、低电压、小电网,是初级阶段的电网发展模式。第二代电力系统的特点是大机组、超高压、大电网。优势在于大机组、大电网的规模经济性、大范围的资源优化配置能力,以及开展电力市场的潜力。缺点是高度依赖化石能源,是不可持续的发展模式。第三代电力系统的特点是基于可再生能源和清洁能源、骨干电网与分布式电源结合、主干电网与局域网和微网结合,是可持续的综合能源电力发展模式[13-21]。
第三代电力系统即新一代电力系统,是百年来第一、二代电力系统的传承和发展。从第一代电力系统到第三代电力系统发展的内在动力是电能供需的变化,对于第三代电力系统而言,其主要驱动力是电源结构的变化。这种变化是伴随着能源转型发生的,原因在于化石能源的有限资源、环境保护的要求日益严格,以及在信息通信技术(information communication technology,ICT)高速发展的推动下,对系统运行和用户服务自动化、智能化水平的更高要求。因此,大规模利用清洁能源和智能化将是未来新一代电力系统的主要发展方向。
近十年来电力系统的发展,特别是风电、太阳能光伏发电的快速发展,西电东送特高压直流输电的大规模建设,用户端分布式能源多能互补综合能源和能源互联网的兴起,新一代电力系统的技术特征更加显现：电力系统中高比例可再生能源,高比例电力电子装备,多能互补综合能源,物理信息深度融合的智能电网和能源互联网,是新一代电力系统的主要技术特征。
3.1 高比例可再生能源电力系统
到2016年底,我国大陆并网风电装机达到1.4846亿kW,太阳能发电装机达到7742万kW。新能源装机容量占我国大陆总装机容量13.7%,其中西部、北部省份风电装机占大陆开发总量的80%,太阳能光伏占50%,主要采取集中开发模式;而分布式太阳能光伏正在我国东部兴起。2016年底,我国新能源装机主要省份风电加光伏装机占 比[22]如图7所示。
目前,我国电网可再生能源的高渗透率主要体现在西部和北部地区。以甘肃为例,截至2016年底,全省光伏和风电装机与全省总装机之比达到41%,是一个很典型的高渗透率电网。
面对大量新能源的集中接入,首先要解决的技术问题是大规模风电和太阳能发电接入弱电网的问题。特别是在西北部,尽管有750kV交流输电和诸多直流输电通道,这些地区的电网依然是比较薄弱的,新能源发电消纳问题比较突出。具体来说,一是大规模风电太阳能波动性电力接入弱电网系统的稳定运行问题。通过可再生能源机组、电站和电站群的协调控制及与电网控制相配合,解决可再生能源发电功率波动造成的电压、频率波动和电能质量问题。二是风电太阳能发电波动性、间歇性和不确定性的系统调峰调频,以及弃风弃光问题。
我国2016年弃风总量达到497亿kW•h,弃风率20%,其中甘肃弃风率高达43%,新疆弃风率也达到38%;2017年我国弃风电量比2016年同比减少78亿kW•h,但总量依然高达419亿kW•h[23]。
根据我国电网的实际情况,目前对于弃风弃光可考虑的技术措施主要包括：1)灵活电源和储能调节,例如三北地区燃煤发电比例达到65%~90%,而灵活电源(如抽水蓄能)比例仅有0.5%~1.2%,为了应对弃风弃光,需要对煤电进行灵活性改造并建设蓄能电站;2)因地制宜就地消纳,包括高载能产业布局、区域供热、余电制氢和甲烷等;3)电网互联风光水多能互补;4)太阳能热发电;5)输电通道建设[24-28]。
除了上述措施外,随着电网和电力技术的发展还可以探索新的途径以降低弃风和弃光率。
3.2 高比例电力电子装备电力系统
新一代电力系统中将会有大量的电力电子设备,其中最重要的是近年来高速发展的直流输电系统。2016年末,我国有29项直流输电工程运行,其中包括7项特高压直流、4项背靠背直流、4项柔性直流(VSC-HVDC)。2017年还建成了锡盟至泰州、酒泉至湖南、晋北至南京、扎鲁特至青州等特高压直流工程,具体情况如图8所示。
其中,华东和华南作为我国两大负荷集中区也是直流输电工程建设的重点,截止2017年末,各有10条直流输电落点在这两个区域,相应的系统运行技术问题如：多直流馈入受端电网的动态无功支撑应对多馈入直流相失败,交直流混合系统送受端系统稳定协调控制等新问题需要研究解决。
此外,随着未来西部可再生能源开发力度的加大和西电东送需求的增加,在我国西部通过水电、风电、光伏、具备灵活调节能力的清洁煤电等各种能源跨地区、跨流域的优化补偿调节,进一步整合以可再生能源为主的清洁电力,实现向中东部负荷中心高效远距离输送的目标。为此本文作者之前提出的在现有西电东送单项直流输电工程的基础上建设直流输电网,形成以西部源端直流输电网为基础向中东部负荷中心输电的主干输电网模式的设想[4]有可能成为现实。
2017年末开始建设的张北至北京4端柔性直流(VSC-HVDC)电网试验示范工程(如图9所示),将为我国未来的直流电网建设积累经验。
另一方面,伴随可再生能源的发展,大量风电光伏电力电子变换器接入电网,例如直驱式风电机组变流器、光伏电站和分布式光伏逆变器、非水储能电站和分布式储能逆变器等。除了集中式接入的大型风电光伏外,还有越来越多的小容量、分布式风电光伏系统投运。目前,由于西部集中式风电光伏受到弃风、弃光的影响,发展暂时遇到障碍;分布式风电和光伏在中东部地区得到较大发展;正在推行的光伏扶贫政策,也大大增加了接入电力系统的电力电子设备数量。
随着大量不同类型、不同电压等级的电力电子设备接入电网,我国电力系统电力电子化的趋势逐步显现,给系统运行安全、系统分析控制、仿真建模计算等方面也带来诸多挑战[29-33],主要包括：
1)防止直流输电受端故障闭锁引起交直流输电系统大范围功率转移、连锁故障。例如,若华东电网发生事故造成多回直流闭锁,大量的功率将会经由交流特高压线路发生转移,造成整个系统送受端大范围功率电压波动,对系统安全稳定运行造成巨大威胁(如图10所示的仿真波形)。
2)受端多馈入直流换相失败再启动引起的电压稳定问题。受端多个直流换流站同时换相失败后的再起动过程中,受端换流器将从电力系统吸收大量无功功率,有可能引发受端系统电压长时间不能恢复正常,甚至电压崩溃(如图11所示的仿真波形)。
3)系统惯性减小造成频率波动和频率稳定问题。这主要是由于大量直流换流器接入系统代替了传统交流发电机,导致整个系统惯性减小;一旦系统有功率波动,其电压和频率的波动速度将会加
快、范围也会变大。虽然目前已研究采用精准切负荷、使用调相机等方法,但这一问题对调度运行的威胁依然存在。如2015年,一回馈入华东电网的特高压直流双极闭锁,瞬时损失功率5400MW,系统频率快速跌至49.56Hz,近10年来首次跌破49.8Hz,频率越限长达数百秒,实测曲线如图12所示。
