基于风光同场最大利润模式下AGC控制策略研究

　　随着风电、光伏等新能源快速发展,发电企业考虑到风光互补的特点、升压站设备的经济运行建设风光互补场站。其中采用在已运营风电场35kV母线上扩建光伏接入,经升压站原有主变、送出线路并入电网是比较经济的运营方式。由于此方式风电、光伏共用一台主变压器,当风电、光伏同时满发时,将出现风电、光伏发电容量大于主变额定容量的情况,针对此问题,本文从AGC控制策略、主变保护定值、跳闸回路、定值核算等方面进行了研究,通过策略优化,实现有功的自动调节,保证主变、送出线路安全稳定运行,增加风光互补场站发电量,提升场站经济效益。

　　1 电网要求

　　对于风光互补场站电网相关部门提出如下要求:发电企业要充分利用AGC控制功能,控制主变和输电线路运行潮流在额定电流以内运行,严禁主变、线路过载运行,确保电网和设备安全,发生过载时要立即进行控制并采取相应措施[1,2]。

　　2 传统AGC介绍

　　2.1 AGC工作原理

　　AGC是一个闭环控制系统,此闭环控制系统可分为两层。一层为负荷分配回路,AGC通过电网实时采集系统、通讯通道及场站监控系统获取所需的实时数据,由AGC程序形成以区域控制偏差为反馈信号的系统调节功率,根据机组实测功率和系统调节功率,按经济分配的原则,将计算出各场站的控制命令下发给各场站并转发风机、光伏能量管理控制系统;另一层是各场站功率自动控制回路,它调节风电场、光伏电站的总出力,使之跟踪AGC下发的控制命令,最终达到AGC的控制目的。场站AGC的基本原则是要求各控制区域内场站的总功率不超过电网通道的安全容量,在保证电网安全稳定运行的前提下,让场站参与系统的二次调频。

　　场站AGC是一个大型的实时控制系统,主要有三部分组成:调度中心具备自动发电控制功能的自动化系统构成控制中心部分;调度中心自动化系统与场站计算机监控系统或远动装置之间的信息通道构成通信链路部分;场站计算机监控系统及其有功功率调节装置构成执行机构部分。系统主要由电网端AGC服务器、场站端AGC服务器、风机/光伏有功功率控制系统、风机/光伏监控系统构成。电网端AGC的功能包括实时采集电网测量数据,根据系统发电计划、风资源信息预报、实时负荷变化和电网安全容量等信息量来计算出指令,并下发至风电场。场站端AGC的功能包括接收并转发电网端AGC下发的指令,监视本场站实际功率与调度下发功率指令的变化情况等。风机/光伏能量管理平台系统实现电力系统调度及场站中控室对风电场/光伏电站运行控制,包括风电场急停控制、风电场有功出力上限控制、光伏逆变器控制。

　　2.2 AGC系统功能

　　接收并转发调度机构下发的有功调整指令,根据系统实时运行情况,让风电、光伏场站参与系统的二次调频,实现对风电、光伏场站的有功自动控制。通过通信链路,获得场站网络控制系统中所涉及的场站高压侧出线有功功率、风电机组的状态、风电场的实时风速和风向等相关信息,下传有功目标指令至风电/光伏机群监控系统。接收并执行AGC转发的有功调整指令,在风速允许的情况下,场站将功率控制在0到额定容量之间,能自动解析调度下发值并对整个场站实现有功功率的优化分配和调节,确保场站最大功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值。

　　3 风光互补场站案例

　　某风电场现有装机容量为99MW,建设66台1.5MW风机接入35kV母线,通过一台额定容量100MVA的主变升压后通过220kV电压送出线路送出到电网。后续新建50MWP光伏电站一座通过2回35kV集电线路接入风电场35kV母线,减少整体工程建设成本。风电场、光伏电站送出主要受限于主变容量,若风电与光伏总出力超过100MVA时,为确保主变不过载运行,结合光伏价高于风电电价的特点,需采取弃风保光措施,确保发电企业最大的营业收入。

　　控制策略修改前风电场、光伏电站需值班人员实时监控,当风电、光伏出力接近主变容量时,值班人员对风机进行手动调节。气象变化较大时功率变化较大,人工操作较多,启停风机比较频繁,场站人员工作量大、工作强度高。通过电站的发电曲线可看出大风天气需运营人员每天有10小时的负荷调节操作。风速、光照变化无法准确预测,存在瞬时变化较快的特点(图2、图3),因此人员在控制过程中会将主变运行负荷的裕度放大,避免主变过负荷,由此导致弃风保光的损失电量增加。根据统计数据显示2017年1月～2018年10月31日累计损失1332.12万千瓦时。

　　在弃风保光过程中存在风机设备频繁操作,对设备安全稳定运行有一定影响。根据风电场停机操作记录显示,2017年因弃风保光人工启停风机台数为1292次、停机小时5095小时,2018年为2396次、停机小时12529小时,频繁启停操作将会影响风机机侧断路器、变桨电机电磁刹车控制继电器使用寿命。可通过优化AGC控制策略、调整继电保护定值等方法实现AGC自动调节,减轻值班人员工作强度、减少风机启停次数、减少损失电量,使功率曲线更平滑。

　　4 采取措施

　　4.1 AGC控制策略优化

　　风电场、光伏电站的有功功率控制系统分别接收调度下发AGC指令进行限功率控制。风电场功率控制系统通过采集风电和光伏的实时有功数据计算风电场、光伏电站的实时总有功。在风电场功率控制系统内设置总有功限值,当总有功接近于主变容量时,通过限制风机有功实现总有功的实时调节。AGC每次下发至能量管理平台的有功功率指令步长为4MW(步长可根据现场实际情况整定),指令下发频次为5秒/次(频次可根据现场实际情况整定)。如果步长整定值较大,实时总功率调节精度偏差较大,如果步长整定值较小,实时总功率突然增大时,AGC降负荷速率较慢,无法满足调节速率要求,因此根据场站有功突变历史数据整定步长值。

　　AGC系统将风电实时功率和光伏实时功率作为两个参与调节的机组,光伏实时功率只作为参数计算、不参与有功调节。AGC系统将调度指令与光伏实时功率之和作为总目标进行计算,由于光伏部分不参与调节,所以AGC系统会将调度的AGC指令下发给风机,具体分两种:当主变有功功率设定值减去光伏实时功率值大于调度AGC指令时,AGC给风机下发调度指令;反之则AGC给风机下发值应为主变有功功率设定值减去光伏实时功率的差值。由于功率调节到位时间为2分钟,当现场负荷较大时现场需实时观察功率变化,将主变有功功率设定值整定在合理范围内,使风光总功率不大于主变视在功率值。

　　AGC主变有功整定值计算如下:根据场站资料可知,主变保护定值I2为0.8A,变比k为2400/1,可得主变低压侧一次电流值为1920A。由于风机、光伏电站有功功率1分钟变化率为装机总有功功率的十分之一,场站总功率为150MW(风机100MW、光伏50MW),因此十分之一为15MW,其对应的相电流值为247A。为保证一分钟功率变化量不超过主变保护定值,主变低压侧电流必须小于1673A,满足电网公司双细则考核规定对有功功率变化速率的要求。当主变低压侧无功功率为40Mvar、电流为1673A时,可得视在功率S为101.4MVA,有功功率P为93.2MW。场站值班人员应以主变低压侧一次电流为准,不超过1680A(其中主变过负荷定值0.7,变比为2400/1)。场站可根据现场实际运行工况优化弃风保光AGC主变有功设定值[3]。

　　系统通过优化后负荷曲线如图5、图6,通过对比主变高压侧曲线可发现,自动调节比手动调节提升了速率,负荷曲线较为平滑,提升了发电能力。

　　4.2 保护定值优化

　　为防止AGC控制异常导致有功功率失控发生主变过载,对继电保护定值进行重新整定,将主变低后备保护定值整定为不经复压闭锁,防止主变过载时经复压闭锁导致主变保护无法动作发生主变事故。定值整定优先风电场集电线路跳闸,保证光伏场站的发电量,线路跳闸要优先容量较小的风电场集电线路跳闸,主变低后备保护过流二段定值设置3个时间并考虑级差配合,按照整定时限将过载的集电线路切除,保证主变正常运行。

　　根据场站设备参数,主变额定容量100MVA,接线组别Yn/Yn/D-11,各侧电压230±8×1.25%/37kV,低压侧变比2400/1,额定分接位置处短路阻抗系数为13.85%,基准容量Sj为1000MVA,基准电压Uj为36.75kV,基准电流Ij为15710A,计算可得主变阻抗Xt*为1.385。220kV等值阻抗:大方式X1=0.2704,小方式X1=0.3515,计算可得主变低压侧在系统最小方式下两相短路总阻抗∑X为1.7365,计算可得主变低压侧两相短路流过低压侧的电流Ik为7835A,主变低后备过流1段动作电流I1按35kV母线相间故障有灵敏度并可靠躲过过负荷电流整定,因此其灵敏系数k0为2,计算可得动作电流整定值I0为1.63A,动作时限取0.9S,跳主变低压侧开关(时限与低压侧配合),主变低后备过流2段1时限按躲过额定电流Ie整定,可得Ie为0.65A,过流2段按照额定电流的1.25倍整定1.25Ie(0.81A),1.2S跳集电Ⅰ线,1.5S跳集电Ⅱ线,1.8S跳集电Ⅲ线,由于主变过负荷需要跳集电线路,因此需要将复压退出。主变过负荷保护按照额定电流的1.1倍整定1.1Ie(0.72A),10S发过负荷告警。从主变保护屏至集电Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线敷设二次电缆接入35kV开关柜保护跳闸回路,对主变保护跳闸矩阵进行整定,实现主变过载优先切除风电场35kV集电线Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线,保证主变安全稳定运行,减少主变过载导致的损失电量[4]。

　　4.3 变压器负荷分析

　　依据DL/T572电力变压器运行规程第4.2.1.4条,中型电力变压器负载电流和温度的最大限值为:电流(标幺值)1.5;热点温度及与绝缘材料接触的金属部件的温度140℃;顶层油温105℃。达到1.23倍的额定电流,运行1.2S切除负荷,保护定值满足电力变压器运行规程要求[5]。

　　运行方式结合变压器热老化率和寿命进行综合考虑,通过统计变压器的运行数据,计算变压器的相对热老化率,结合变压器运行情况优化总有功限值。AGC关联风、光功率短期功率预测数据,根据预测结果制定合理的系数,设定总有功限值时乘以系数,保证在气象突变时AGC有功控制能够满足要求。

　　5 风光互补场站AGC策略优化效果

　　通过上述优化后,风光互补AGC自动控制实施后大幅降低了风机弃风保光损失电量,损失电量减少比例达到77.84%,累计减少损失电量557万kWh。

　　AGC风光互补自动调节功能优化,实现了风光互补场站AGC自动调节控制功能。通过对风电、光伏数据进行实时监测,实现光伏场站出力最大化、最优化控制和切风电机组容量最小化控制,实现风、光资源利用最大化。风机、光伏的功率控制,由人为手动控制转变为自动调节,实现了SCADA系统根据下发计划值对风机的变桨、光伏逆变器进行控制,调整场站总有功功率,避免人为频繁启停机对风电机组造成的损伤,降低人员操作的复杂性。