新能源并网功率智能控制系统的设计范文

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摘要:分析了当前新能源并网功率控制中仍存在的问题,介绍了新能源并网功率智能控制系统的功能设计与控制策略。提出新能源电站灵敏度在线计算方法。首先,根据新能源电站并网网络确定状态估计等效设备,再基于电网实时运行方式计算等效设备的灵敏度并转换为新能源电站灵敏度,据此确定参与断面控制的场站/机组及其功率调整量,解决了复杂断面结构下的风火协调控制问题。新能源参与调峰控制时,跟踪火电机组负备用并考虑机组调节速率,同时实时监视区域控制偏差,一旦出现异常则及时调整正在执行的指令,保障自动发电控制考核指标满足要求;综合新能源电站的发电能力、装机容量及电网接纳空间确定控制序列并动态更新,最大化利用接纳空间的同时实现资源优先与兼顾公平的站间控制。结合山西电网实例证明系统在保障电网安全稳定运行、提升新能源消纳及促进新能源电站公平调度方面的有效性。

关键词:新能源;功率控制;灵敏度;区域控制偏差;自动调峰;资源优先

0引言

近年来中国新能源发展迅猛,预计到2030年其发电量占比将达30%以上[1]。大规模新能源集中并网给电网调度运行控制带来了大量问题与挑战[2-7]。围绕新能源并网功率控制问题国内外学者开展了大量研究。文献[8]提出利用智能电网先进的信息与通讯技术,统一考虑常规电源、新能源、负荷、储能以及市场与环境因素给出一体化控制方案;文献[9]考虑新能源的不确定性提出了电网实时可调度性的概念,并提供了一种封闭多面体的模型及求解算法;文献[10]考虑新能源功率波动性,提出在5~15min内快速重新评估场站的参与因子,以提高实时调度精度;文献[11]设计了包含单个场站、本区域场站、跨区域场站、全网共4层结构的大型风光集群控制系统,并在甘肃酒泉千万千瓦级风光基地实现应用;文献[12-14]介绍了京津唐、吉林、新疆电网风电控制系统的设计与控制策略;文献[15-16]提出了通过扩展传统自动发电控制(AGC)系统功能实现大规模风电并网控制的思路;文献[17-18]阐述了针对多级串联断面的风电场控制策略;文献[19]提出了考虑发电交易权的可再生能源实时控制方法;文献[20]提出了考虑调峰约束与发电优先级的风电有功控制策略;文献[21-22]提出将风电场超短期功率预测值作为下一时刻的发电能力,然而调控中心和风电场站端的预测数据均存在预测精度较差、数据周期大于实时控制周期等问题,仍不适合直接应用在实时调控环节。结合已有成果及各地新能源并网功率调控的实践,本文提出的方法和开发的系统将在以下方面实现提升。1)针对已有系统普遍采用的离线灵敏度仅适用于单一运行方式下的断面控制,本文提出基于电网实时运行方式在线计算状态估计等效设备的灵敏度,进而折算出新能源电站灵敏度的方法,可以自动筛选断面控制对象并准确计算控制量,有效解决复杂断面结构、运行方式变化等条件下的风火协调控制问题。2)针对已有文献尚未深入研究新能源参与电网调峰时与区域联络线功率偏差的协调配合策略,本文提出在新能源协调火电机组进行调峰控制或者恢复自由发电过程中,结合区域控制偏差(ACE)的实际状态,对控制过程进行及时干预和调整,更好的保障电网AGC考核指标满足运行要求。3)近年来,严重的弃风弃光问题促使电力调度机构对三公调度的认识由传统的短时指令分配公平转向场站长期发电量公平。对此,本文提出资源优先与兼顾公平的策略,在非自由发电时段按照电网接纳能力与场站装机容量形成各站的标杆计划作为公平依据,再结合场站发电能力制定实发命令,通过场站间实时差异化控制,促进长时段的电量公平。4)为支撑调度机构、发电集团及其他监管部门提供对新能源调管信息的查阅与分析、支撑各类市场交易,本文所研发的系统整合各类分散的外部系统数据,并提供更丰富的信息展示与平台,对新能源实时平衡能力监视、弃风弃光精细化管理、市场交易结算等提供统一、精确的数据支持。

1控制系统总体介绍

1.1控制目标与现有新能源并网功率控制类系统相比,本系统同样以新能源最大化发电为目标,但在控制模型和约束条件中重点考虑以下问题。1)保障输电断面安全。以在线灵敏度为依据开展简单树状嵌套断面、复杂环网嵌套断面以及各类临时运行方式下的风火协调、新能源站间协调控制,提高系统适应性与控制精度。2)保证电网调峰约束。协调常规机组实现新能源优先发电,同时兼顾区域控制偏差的变化对新能源功率进行动态调整,不影响电网AGC考核指标。3)最大化利用电网新能源消纳能力与断面输送能力,减少弃风电力。4)促进新能源电站保障性电量收购目标、市场交易目标、现货交易目标等得以完成。

1.2功能架构新能源并网功率智能控制系统由外部信息综合处理子系统、新能源实时控制子系统、运行分析评价子系统3部分组成。

2多源信息处理与运行信息展示

2.1外部信息综合处理外部信息综合处理子系统整合各分散的自动化系统,通过设计灵活的数据接入、信息处理与推送模块,既可以利用标准化接口获取平台模型与实时数据,又可以适应外部系统规范,对不同厂家、不同格式、不同模型的外部数据统一处理,并转化成由本系统模型和数据结构统一描述的信息;同时提供信息与推送相关服务,支撑其他新能源类应用功能的建设,具有良好的开放性和可扩展性。

2.2运行信息展示系统定周期计算新能源送出断面的安全稳定裕度及电网调峰能力,将裕度最低的断面滚动至界面前端,给出预警提示;展示电网正负备用、区域控制偏差以及考虑调峰约束的新能源接纳能力;以曲线、表格、文字等形式展示新能源发电运行信息,内容详见附录A表A1。

3适应复杂断面结构的风火协调控制

3.1新能源电站在线灵敏度计算已有的新能源功率控制系统通常根据指定的断面—场站关联关系开展控制,场站灵敏度一般取1.0或按离线典型方式计算结果配置。当出现环网等更加复杂的断面结构时,离线灵敏度配置十分繁琐且不能适应电网运行方式的变化。因此,必须研究新能源电站在线灵敏度的计算方法。目前,新能源电站参与在线状态估计的程度较低。通常,经220kV及以上电压等级线路/变压器直接并网的新能源电站会作为独立厂站建模,而其他新能源电站则被等值为负荷或变压器终端。对此,本系统中结合新能源电站的离线并网网络模型与调度侧在线状态估计模型,通过增设新能源电站与在线状态估计设备关联关系,用状态估计设备的灵敏度代替或折算出新能源电站灵敏度。具体实现流程如图2所示。其中,步骤③所述的新能源电站与状态估计等效设备的灵敏度关系,是考虑了新能源电站通过多级低压网络逐步并入220kV网络而非直接接入时所产生的灵敏度损耗。。

3.2断面约束下的风火协调控制将断面运行状态分为安全区、预警区、紧急区,各区间定义及风火协调策略如下。1)断面潮流小于预警限时为安全区,此时新能源保持自由发电状态,火电机组按发电计划运行。2)断面潮流大于预警限且小于紧急限时为预警区,此时系统启动控制。由于断面未实际越限,且火电机组可能存在下调空间,因此系统给出的新能源电站指令相对其出力会有一定上浮,不会实际限电,但不允许其出力超过指令;同时要求火电机组逐步下调出力。3)断面潮流大于紧急限时为紧急区,此时根据断面越限程度降低新能源出力,火电机组保持最小出力运行。

4考虑区域控制偏差的新能源自动调峰

4.1控制策略设计在国内特有的多级调度模式中,为保障互联大电网安全稳定运行,各区域电网必须将系统内部功率扰动控制在合格范围,而大规模间歇式新能源并网无疑增加了控制的难度。华中和华北电网经1000kV长治—南阳—荆门特高压交流通道联网后,互联电网中任何地方发生的有功扰动都对联络线输送功率产生影响[23-24],从而导致特高压联络线功率在计划值的基础上产生大范围的波动,加剧山西电网联络线控制的难度[25]。文献[26]提出根据火电机组负备用和联络线功率偏差计算电网的新能源接纳能力。在此基础上,本文进一步提出了考虑区域控制偏差的新能源自动调峰控制策略,具体如下。1)ACE位于死区或正常区①若电网负备用高于限值,保障新能源优先发电。②调节速率控制:新能源控制指令增减幅度考虑火电机组调节速率及联络线允许的功率偏差范围,防止新能源出力调节过快造成联络线功率大幅波动。2)ACE位于次紧急区或紧急区①指令闭锁策略:在任何情况下,当区域控制偏差过大时,新能源控制指令调节方向不得与AGC调节方向相反,防止恶化AGC指标。②紧急状态同向调节:当区域控制偏差高于系统设定的门槛值(高于ACE紧急区门槛)时,若考虑火电机组调节速率后的可调量不满足控制需求,系统自动触发一轮计算,新能源进行同向紧急补充调节,优先帮助电网平抑区域控制偏差。③出力保持:恢复自由发电过程中跟踪ACE及ACE十分钟平均值(以下简称EACE,10min),一旦出现紧急情况,暂停增加新能源出力,但最终保证新能源进入自由发电状态。

4.2运行实例以某夜间风电调峰控制为例。22:00后电网负备用走低,至23:40仅为508MW,已低于限值1000MW达20min,系统由自由发电转入风电自动调峰控制,下发限风指令。25min后,风电出力降低1000MW,同时,负备用恢复至1000MW。

5资源优先和兼顾公平的新能源站间分配策略

5.1装机公平与资源优先不考虑市场因素时,场站要求在受控时段其发电指令与同装机容量者一致,以体现公平性。由于新能源实时发电能力存在差异,如果简单的按照装机容量给出发电指令,那么发电能力不足的场站会浪费较大的指令空间、发电能力好的场站反而受限,造成新能源总体接纳空间浪费。

5.2根据实时发电能力动态更新控制序列由于等效负载率高的场站占用了低者的发电空间,因此,当需要降低新能源出力时,优先选择这部分场站。具体为:根据场站等效负载率从高到低排序,按照“最小过控”原则,排序在前的场站指令降低,使其等效负载率与排序次之的场站一致。如此逐个向下滚动,直至出力降低总量首次等于或超过新能源出力需降总量,停止计算。沿用4.2节案例,首轮控制启动后,全网需降风电264MW,等效负载率大于1.39的25个风电场需要参与限电。附录A表A5为排序前10的风电场控制结果。持续控制过程中,系统跟踪各场站的实时发电能力并动态更新限电控制序列。对出力自然下降的场站逐步放开控制,转而控制出力增长达到较高水平的场站。附录A表A6为1h后的限电序列,原受限最严重的靳家洼风电场的限电顺序降至第10位,实时受限电力由21MW降至8MW。

5.3长时段调控效果分析图5为7h限风期内同地区同装机容量的两个风电场的运行曲线。限电初期,两者发电能力相近,限电序列、限电指令基本一致;凌晨01:00以后,风电场1发电能力下滑,剩余发电空间一部分为该站预留,保证其不限风,另一部分转移给风电场2,使风电场2的出力得以上涨;02:00后,风电场1的风况变好,两个场站的发电指令再次接近一致。可见,该策略可以促进资源与装机相同的新能源电站发电量接近,真正实现公平调控。

6结语

本文介绍了新能源并网功率智能控制系统的总体架构、控制策略与应用实践。系统实现了新能源电站灵敏度在线计算,可根据实际运行方式自动筛选断面控制对象;准确计算场站/机组的功率控制量,快速消除断面越限;断面裕度恢复时又能及时增加新能源电站指令,减小限电量;开展新能源自动调峰时,一方面根据电网负备用裕度及火电机组调节速率确定新能源功率调整量,另一方面根据区域控制偏差对指令及时干预和调整,不影响甚至可改善AGC考核指标;资源优先与兼顾公平的分配策略在实时调控层面通过站间精细控制提升新能源总体接纳水平,在长时间尺度层面则促进了发电量公平、利用小时数公平。山西电网的运行实例证明了系统的控制效果。随着2018年山西电网南部地区百万千瓦光伏集中并网、市场交易深入开展等新情况的出现,适应市场环境的超大规模新能源实时调控优化方案仍亟待研究与探索。

作者：段慧1；朱燕芳2；汪马翔1；徐泰山1；赵李宏2,杨大春2 单位：1.南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司,2.国网山西省电力有限公司电力调度控制中心