1.2　新能源接入对电力系统的影响

1.2.1　新能源的技术特点及运行特性

1.特点

风电和光伏发电受风、光等资源影响，其出力呈现明显的间歇性和波动性。以甘肃某年出力数据为例，经统计分析发现有如下特点：

（1）出力波动明显。风电日平均出力波动范围很大，最小值接近于0，最大值接近全天满发。

（2）出力随机性强。在相同月份，会连续数日日平均出力达到额定出力，同时，也可能连续数日日平均出力不足20%额定出力甚至于0；对于相邻日，存在发电量近似相等，而出力曲线差异巨大的情况。

2.运行特性

风电和光伏发电均采用电力电子接口设备并网，其运行特性不同于常规机组，主要表现在：

（1）缺乏转动惯量。风轮叶片等效转动惯量虽然很大，但由于目前主流的双馈、直驱型风电机组均采用电力电子变流器实现有功、无功的解耦控制，采用锁相环跟踪电网频率，对电网的频率变化不敏感，因此风轮叶片的转动惯量无法作用到电网中。光伏发电无转动部件，在不增加额外措施和控制策略的基础上，对电网没有转动惯量。

（2）过载能力不足。由于电力电子器件承受过压、过流的能力不足，因此风电机组、光伏逆变器无法承受电网故障带来的设备过压或者过流。在系统发生短路时，逆变器接口的发电设备提供的短路电流基本与额定电流相当，对电力系统的支撑能力明显弱于同步发电机组。而由于电力电子器件耐受过电压能力弱，在送端直流闭锁等可能导致的系统高电压工况下，风电机组、光伏逆变器发生脱网的风险很高。

（3）一次调频能力不足。现有标准对新能源发电调频能力未做要求，新能源发电难以对系统提供有效的有功调节支撑，对电网频率稳定性造成的影响正日益显现。

（4）电压调节能力未能充分利用。风电机组、光伏逆变器虽然自身具备一定的无功输出能力，但由于电站机组数量多，实现整站的协调控制难度较大，目前风电机组、光伏逆变器的无功功率调节能力均未能充分发挥。

1.2.2　对调度运行的影响

研究人员做了大量研究分析工作，从消纳问题、调峰及备用容量等方面探讨了大规模新能源发电并网对电力系统调度运行的影响。

1.消纳问题

大规模新能源接入电力系统后，增加了系统的调节负担，常规电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源发电的出力波动。当新能源发电出力超过系统调节范围时，就必须控制新能源出力以保证系统动态平衡，从而产生弃风、弃光。

截至2017年年底，我国可再生能源发电量1.7万亿kW·h，占全部发电量的26.4%。其中，风电电量3057亿kW·h，弃风电量419亿kW·h，弃风率12%；光伏发电电量1182亿kW·h，弃光电量73亿kW·h，弃光率6%。

2.对系统调峰容量的影响

新能源发电具有不确定性，特别是风电，其功率波动常常与用电负荷波动趋势相反，即在负荷高峰时段可能无风可发电，而在负荷低谷时段又可能来大风而需要满发。同时风电机组功率由风速决定，功率变化速率较快，需要系统为之提供足够快的调峰速率。因此，风电的运行相当于产生“削谷填峰”的反调峰效果，加大了电网的等效峰谷差，扩大了全网调峰的范围和容量需求。

我国电源结构以火电为主，燃气发电等快速调节电源配置不足，导致系统调峰能力严重不足，在我国“三北”地区更为突出，尤其在冬天后半夜低负荷但风电高出力情况下，相当一部分火电机组承担供热任务，这些机组实行“以热定电”，机组调峰能力降低，进一步增加了全网调峰容量需求。

以甘肃省为例，甘肃全省具备调峰能力的发电机组容量约为8GW，受水电、火电机组运行方式以及检修等因素的影响，最大可调容量约为5GW，考虑事故备用、负荷备用以及电网结构的限制等，全省所有机组不同时期的总调峰能力约为4GW。其中，1.5GW用于常规负荷调峰，能够承担新能源调峰的容量仅为2.5GW。如果考虑通过跨省资源参与调峰，则涉及调度管理和电力交易模式等一系列管理问题。因此，在现有技术水平下，局部地区电网的整体调峰能力无法满足需求。

1.2.3　对安全稳定的影响

1.电网抗扰动能力下降

电力系统稳定运行的核心是能量的瞬时平衡。对交流电网而言，瞬时平衡的根本在于同步，当系统发生故障或扰动，产生功率冲击引起频率波动时，依靠大量旋转设备的转动惯性进行调节。系统调频能力主要与3个因素有关：①系统有效转动惯量；②机组调频能力；③负荷频率特性。系统有效转动惯量越大，机组调频能力越强，负荷频率特性越好，承受有功功率冲击、频率波动的能力越强。

大规模新能源接入电网后，大量常规电源被替代，系统调频、调压能力减弱，电网抗扰动能力下降，在出现大功率缺失的情况下，易引发全网频率问题。以西北电网和东北电网为例，西北电网在68GW负荷水平下，功率损失3.5GW，若网内无风电，系统频率下跌0.65Hz，若网内风电出力达到12GW，则频率下跌0.95Hz；东北电网55GW负荷水平下，功率损失3GW，若网内无风电，系统频率下跌0.7Hz，若网内风电出力达到10GW，频率下跌1.1Hz。

2.发生连锁故障的风险增加

新能源发电设备对高频和过电压的耐受能力较差，当系统发生扰动，频率、电压发生变化时，新能源发电设备容易大规模脱网，引发严重的连锁性故障。随着新能源发电占比的提升，该问题将日益突出。

以哈密—郑州±800kV特高压直流工程（简称天中直流）为例，送端电网暂态过电压约为1.2倍额定电压时，火电等常规机组仍能正常运行，但风电等新能源机组有可能大规模连锁脱网。

以灵绍、银东等多直流送端区域为例，单一交流故障可导致近区多回直流功率同时短时大幅跌落，引起系统频率超过50.5Hz，存在新能源大规模脱网风险。

3.发生次同步振荡的风险增加

与传统电网中同步、异步概念不同，电力电子设备诱发次同步/超同步振荡后，可能仍会并网运行，持续威胁电网安全运行。

新能源发电采用的电力电子设备普遍采用基于Park变换的dq旋转坐标轴控制方式，超同步（70Hz）的振荡分量将会耦合出次同步（30Hz）的振荡分量（关于50Hz对称），若风电阻抗与电网阻抗相互耦合，会引起系统不稳定。

近年来，在电网实际运行中，在新疆、甘肃、宁夏、河北等风电富集地区多次监测到由风电机组产生的次同步谐波。2015年7月1日，新疆哈密山北地区风电机组持续产生次同步谐波，导致花园火电厂的机组轴系次同步扭振保护动作，3台660MW火电机组相继跳闸。随着风电、光伏发电的快速发展，由新能源引起的电网次同步振荡风险进一步加大。