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摘要:分析了當前新能源并網功率控制中仍存在的問題,介紹了新能源并網功率智能控制系統的功能設計與控制策略。提出新能源電站靈敏度在線計算方法。首先,根據新能源電站并網網絡確定狀態估計等效設備,再基于電網實時運行方式計算等效設備的靈敏度并轉換為新能源電站靈敏度,據此確定參與斷面控制的場站/機組及其功率調整量,解決了復雜斷面結構下的風火協調控制問題。新能源參與調峰控制時,跟蹤火電機組負備用并考慮機組調節速率,同時實時監視區域控制偏差,一旦出現異常則及時調整正在執行的指令,保障自動發電控制考核指標滿足要求;綜合新能源電站的發電能力、裝機容量及電網接納空間確定控制序列并動態更新,最大化利用接納空間的同時實現資源優先與兼顧公平的站間控制。結合山西電網實例證明系統在保障電網安全穩定運行、提升新能源消納及促進新能源電站公平調度方面的有效性。

關鍵詞:新能源;功率控制;靈敏度;區域控制偏差;自動調峰;資源優先

0引言

近年來中國新能源發展迅猛,預計到2030年其發電量占比將達30%以上[1]。大規模新能源集中并網給電網調度運行控制帶來了大量問題與挑戰[2-7]。圍繞新能源并網功率控制問題國內外學者開展了大量研究。文獻[8]提出利用智能電網先進的信息與通訊技術,統一考慮常規電源、新能源、負荷、儲能以及市場與環境因素給出一體化控制方案;文獻[9]考慮新能源的不確定性提出了電網實時可調度性的概念,并提供了一種封閉多面體的模型及求解算法;文獻[10]考慮新能源功率波動性,提出在5~15min內快速重新評估場站的參與因子,以提高實時調度精度;文獻[11]設計了包含單個場站、本區域場站、跨區域場站、全網共4層結構的大型風光集群控制系統,并在甘肅酒泉千萬千瓦級風光基地實現應用;文獻[12-14]介紹了京津唐、吉林、新疆電網風電控制系統的設計與控制策略;文獻[15-16]提出了通過擴展傳統自動發電控制(AGC)系統功能實現大規模風電并網控制的思路;文獻[17-18]闡述了針對多級串聯斷面的風電場控制策略;文獻[19]提出了考慮發電交易權的可再生能源實時控制方法;文獻[20]提出了考慮調峰約束與發電優先級的風電有功控制策略;文獻[21-22]提出將風電場超短期功率預測值作為下一時刻的發電能力,然而調控中心和風電場站端的預測數據均存在預測精度較差、數據周期大于實時控制周期等問題,仍不適合直接應用在實時調控環節。結合已有成果及各地新能源并網功率調控的實踐,本文提出的方法和開發的系統將在以下方面實現提升。1)針對已有系統普遍采用的離線靈敏度僅適用于單一運行方式下的斷面控制,本文提出基于電網實時運行方式在線計算狀態估計等效設備的靈敏度,進而折算出新能源電站靈敏度的方法,可以自動篩選斷面控制對象并準確計算控制量,有效解決復雜斷面結構、運行方式變化等條件下的風火協調控制問題。2)針對已有文獻尚未深入研究新能源參與電網調峰時與區域聯絡線功率偏差的協調配合策略,本文提出在新能源協調火電機組進行調峰控制或者恢復自由發電過程中,結合區域控制偏差(ACE)的實際狀態,對控制過程進行及時干預和調整,更好的保障電網AGC考核指標滿足運行要求。3)近年來,嚴重的棄風棄光問題促使電力調度機構對三公調度的認識由傳統的短時指令分配公平轉向場站長期發電量公平。對此,本文提出資源優先與兼顧公平的策略,在非自由發電時段按照電網接納能力與場站裝機容量形成各站的標桿計劃作為公平依據,再結合場站發電能力制定實發命令,通過場站間實時差異化控制,促進長時段的電量公平。4)為支撐調度機構、發電集團及其他監管部門提供對新能源調管信息的查閱與分析、支撐各類市場交易,本文所研發的系統整合各類分散的外部系統數據,并提供更豐富的信息展示與平臺,對新能源實時平衡能力監視、棄風棄光精細化管理、市場交易結算等提供統一、精確的數據支持。

1控制系統總體介紹

1.1控制目標與現有新能源并網功率控制類系統相比,本系統同樣以新能源最大化發電為目標,但在控制模型和約束條件中重點考慮以下問題。1)保障輸電斷面安全。以在線靈敏度為依據開展簡單樹狀嵌套斷面、復雜環網嵌套斷面以及各類臨時運行方式下的風火協調、新能源站間協調控制,提高系統適應性與控制精度。2)保證電網調峰約束。協調常規機組實現新能源優先發電,同時兼顧區域控制偏差的變化對新能源功率進行動態調整,不影響電網AGC考核指標。3)最大化利用電網新能源消納能力與斷面輸送能力,減少棄風電力。4)促進新能源電站保障性電量收購目標、市場交易目標、現貨交易目標等得以完成。

1.2功能架構新能源并網功率智能控制系統由外部信息綜合處理子系統、新能源實時控制子系統、運行分析評價子系統3部分組成。

2多源信息處理與運行信息展示

2.1外部信息綜合處理外部信息綜合處理子系統整合各分散的自動化系統,通過設計靈活的數據接入、信息處理與推送模塊,既可以利用標準化接口獲取平臺模型與實時數據,又可以適應外部系統規范,對不同廠家、不同格式、不同模型的外部數據統一處理,并轉化成由本系統模型和數據結構統一描述的信息;同時提供信息與推送相關服務,支撐其他新能源類應用功能的建設,具有良好的開放性和可擴展性。

2.2運行信息展示系統定周期計算新能源送出斷面的安全穩定裕度及電網調峰能力,將裕度最低的斷面滾動至界面前端,給出預警提示;展示電網正負備用、區域控制偏差以及考慮調峰約束的新能源接納能力;以曲線、表格、文字等形式展示新能源發電運行信息,內容詳見附錄A表A1。

3適應復雜斷面結構的風火協調控制

3.1新能源電站在線靈敏度計算已有的新能源功率控制系統通常根據指定的斷面—場站關聯關系開展控制,場站靈敏度一般取1.0或按離線典型方式計算結果配置。當出現環網等更加復雜的斷面結構時,離線靈敏度配置十分繁瑣且不能適應電網運行方式的變化。因此,必須研究新能源電站在線靈敏度的計算方法。目前,新能源電站參與在線狀態估計的程度較低。通常,經220kV及以上電壓等級線路/變壓器直接并網的新能源電站會作為獨立廠站建模,而其他新能源電站則被等值為負荷或變壓器終端。對此,本系統中結合新能源電站的離線并網網絡模型與調度側在線狀態估計模型,通過增設新能源電站與在線狀態估計設備關聯關系,用狀態估計設備的靈敏度代替或折算出新能源電站靈敏度。具體實現流程如圖2所示。其中,步驟③所述的新能源電站與狀態估計等效設備的靈敏度關系,是考慮了新能源電站通過多級低壓網絡逐步并入220kV網絡而非直接接入時所產生的靈敏度損耗。。

3.2斷面約束下的風火協調控制將斷面運行狀態分為安全區、預警區、緊急區,各區間定義及風火協調策略如下。1)斷面潮流小于預警限時為安全區,此時新能源保持自由發電狀態,火電機組按發電計劃運行。2)斷面潮流大于預警限且小于緊急限時為預警區,此時系統啟動控制。由于斷面未實際越限,且火電機組可能存在下調空間,因此系統給出的新能源電站指令相對其出力會有一定上浮,不會實際限電,但不允許其出力超過指令;同時要求火電機組逐步下調出力。3)斷面潮流大于緊急限時為緊急區,此時根據斷面越限程度降低新能源出力,火電機組保持最小出力運行。

4考慮區域控制偏差的新能源自動調峰

4.1控制策略設計在國內特有的多級調度模式中,為保障互聯大電網安全穩定運行,各區域電網必須將系統內部功率擾動控制在合格范圍,而大規模間歇式新能源并網無疑增加了控制的難度。華中和華北電網經1000kV長治—南陽—荊門特高壓交流通道聯網后,互聯電網中任何地方發生的有功擾動都對聯絡線輸送功率產生影響[23-24],從而導致特高壓聯絡線功率在計劃值的基礎上產生大范圍的波動,加劇山西電網聯絡線控制的難度[25]。文獻[26]提出根據火電機組負備用和聯絡線功率偏差計算電網的新能源接納能力。在此基礎上,本文進一步提出了考慮區域控制偏差的新能源自動調峰控制策略,具體如下。1)ACE位于死區或正常區①若電網負備用高于限值,保障新能源優先發電。②調節速率控制:新能源控制指令增減幅度考慮火電機組調節速率及聯絡線允許的功率偏差范圍,防止新能源出力調節過快造成聯絡線功率大幅波動。2)ACE位于次緊急區或緊急區①指令閉鎖策略:在任何情況下,當區域控制偏差過大時,新能源控制指令調節方向不得與AGC調節方向相反,防止惡化AGC指標。②緊急狀態同向調節:當區域控制偏差高于系統設定的門檻值(高于ACE緊急區門檻)時,若考慮火電機組調節速率后的可調量不滿足控制需求,系統自動觸發一輪計算,新能源進行同向緊急補充調節,優先幫助電網平抑區域控制偏差。③出力保持:恢復自由發電過程中跟蹤ACE及ACE十分鐘平均值(以下簡稱EACE,10min),一旦出現緊急情況,暫停增加新能源出力,但最終保證新能源進入自由發電狀態。

4.2運行實例以某夜間風電調峰控制為例。22:00后電網負備用走低,至23:40僅為508MW,已低于限值1000MW達20min,系統由自由發電轉入風電自動調峰控制,下發限風指令。25min后,風電出力降低1000MW,同時,負備用恢復至1000MW。

5資源優先和兼顧公平的新能源站間分配策略

5.1裝機公平與資源優先不考慮市場因素時,場站要求在受控時段其發電指令與同裝機容量者一致,以體現公平性。由于新能源實時發電能力存在差異,如果簡單的按照裝機容量給出發電指令,那么發電能力不足的場站會浪費較大的指令空間、發電能力好的場站反而受限,造成新能源總體接納空間浪費。

5.2根據實時發電能力動態更新控制序列由于等效負載率高的場站占用了低者的發電空間,因此,當需要降低新能源出力時,優先選擇這部分場站。具體為:根據場站等效負載率從高到低排序,按照“最小過控”原則,排序在前的場站指令降低,使其等效負載率與排序次之的場站一致。如此逐個向下滾動,直至出力降低總量首次等于或超過新能源出力需降總量,停止計算。沿用4.2節案例,首輪控制啟動后,全網需降風電264MW,等效負載率大于1.39的25個風電場需要參與限電。附錄A表A5為排序前10的風電場控制結果。持續控制過程中,系統跟蹤各場站的實時發電能力并動態更新限電控制序列。對出力自然下降的場站逐步放開控制,轉而控制出力增長達到較高水平的場站。附錄A表A6為1h后的限電序列,原受限最嚴重的靳家洼風電場的限電順序降至第10位,實時受限電力由21MW降至8MW。

5.3長時段調控效果分析圖5為7h限風期內同地區同裝機容量的兩個風電場的運行曲線。限電初期,兩者發電能力相近,限電序列、限電指令基本一致;凌晨01:00以后,風電場1發電能力下滑,剩余發電空間一部分為該站預留,保證其不限風,另一部分轉移給風電場2,使風電場2的出力得以上漲;02:00后,風電場1的風況變好,兩個場站的發電指令再次接近一致。可見,該策略可以促進資源與裝機相同的新能源電站發電量接近,真正實現公平調控。

6結語

本文介紹了新能源并網功率智能控制系統的總體架構、控制策略與應用實踐。系統實現了新能源電站靈敏度在線計算,可根據實際運行方式自動篩選斷面控制對象;準確計算場站/機組的功率控制量,快速消除斷面越限;斷面裕度恢復時又能及時增加新能源電站指令,減小限電量;開展新能源自動調峰時,一方面根據電網負備用裕度及火電機組調節速率確定新能源功率調整量,另一方面根據區域控制偏差對指令及時干預和調整,不影響甚至可改善AGC考核指標;資源優先與兼顧公平的分配策略在實時調控層面通過站間精細控制提升新能源總體接納水平,在長時間尺度層面則促進了發電量公平、利用小時數公平。山西電網的運行實例證明了系統的控制效果。隨著2018年山西電網南部地區百萬千瓦光伏集中并網、市場交易深入開展等新情況的出現,適應市場環境的超大規模新能源實時調控優化方案仍亟待研究與探索。

作者：段慧1；朱燕芳2；汪馬翔1；徐泰山1；趙李宏2,楊大春2 單位：1.南瑞集團(國網電力科學研究院)有限公司,2.國網山西省電力有限公司電力調度控制中心