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风光电站富集区域的发电控制技术研究

时间:2024-11-08 11:30:02 来源:网友投稿

祁斌,李婧,丁蕾

青海省投资集团有限公司,青海西宁,810000

我国各个地区先后出现了越来越多的新能源发电站,特别是最近几年,随着新能源技术的进一步提升,以及《“十四五”规划纲要》中明确提出的“加快发展非化石能源,坚持集中式和分布式并举,大力提升风电、光伏发电规模,加快发展东中部分布式能源,有序发展海上风电,加快西南水电基地建设,安全稳妥推动沿海核电建设”等政策措施的实施,我国已建成很多规模较大的风光电站,为我国社会发展、工业生产及居民生活提供了充足的电力能源。但需要注意的是,风光电站与电网并网后,可能会面临频率失稳等问题,影响电网供电质量。为此,风光电站应采取有效的方式对站内发电进行控制,以提升风光电站的发电质量。

1.1 基本情况

该地区位于我国西南部,太阳能与风能资源较为丰富,是我国主要风光电站富集区。通过对该地区风光电站的调查可以发现,截至2022年,当地总发电量达到了9507.46亿kWh,其中,风光发电量约为2811.38亿kWh,占发电量的29.57%;
风力发电量为2650.75亿kWh,比前一年提高了244.42亿kWh;
光伏发电量为160.63亿kWh,比前一年提高了45.07亿kWh。同时,随着当地经济的迅猛发展,当地政府部门还在继续对风光电站进行建设,未来一段时间内当地风光发电量依然会呈现出迅猛增长的态势。

1.2 发电控制现状

当前,该地区风光电站发电控制管理采用人员结合监控系统的管理模式,通过自动化监控系统的应用,在一定程度上提高了风光电站的发电质量与效率。然而,需要注意的是,由于风光电站工作人员素质参差不齐、监控性能相对较差、控制元件精度较低等因素的影响,导致风光电站发电控制依然存在一些问题,降低了发电质量,不利于社会发展、工业生产与居民生活。

(1)系统运行稳定性较低。由于风力与光照强度具有不确定性的特点,导致风光发电并不稳定,将风光发电接入到电网系统后,将会显著降低系统内的转动惯量,影响系统振荡的负阻尼作用,从而导致整个系统稳定性明显下降。

(2)电网频率质量差。当电网系统中的风光发电量达到一定程度后,会使得系统潮流双向流动状态更加明显,从而对电网频率产生较大影响,导致电网频率存在明显波动,特别是风光电站较为集中的区域,这一问题更加显著。

(3)能源利用率较低。因当地风能与太阳能分布不均,而风光电站主要建设在较为偏僻的地区,用电量较低,无法完全将电能消耗;
与此同时,随着当地风光电站规模的不断扩大,并网问题越来越严重,从而引发了严重的弃风、弃光现象。其中,弃风率峰值为17%,弃光率峰值为20%,降低了风能与太阳能的利用率。

所以,为了提升风光发电在现代社会发展中的应用效果,应加强对风光电站富集区域的发电控制。

2.1 风光电站端发电控制

2.1.1 场站控制系统框架

风光发电站场站端应采用性能更加良好的控制系统,该系统总体结构如图1所示。风光电站发电机组现场安装了各种控制与监测元件,如风机或光伏设备监控系统、无功补偿控制系统、功率预测系统等,通过对现场发电机组运行情况数据的采集,利用交换机及运动通信管理机、电力数据通道等将数据传输给调度主站,由调度主站通过对数据的分析确定风光发电机组的运行情况,并以此为基础,自动生成对应的控制策略,确保风光电站安全、经济的条件下,最大程度提升风光发电质量与效率,符合区域对风光发电的消耗水平[1]。

图1 场站控制系统框架图

2.1.2 发电控制策略

针对风电站与光伏电站特点,分别制定不同的发电控制策略。

(1)风电站控制策略。风电站发电控制时,选择分级结构控制测量,根据风电场运行状况,将整个风电站划分成两个层次,分别为风电场控制层与风机控制层。其中风机控制层位于整个系统的最下层,其中包含多个风能功率采集元件,实时采集区域内风机功率峰值,并将检测结果传输给中间结构(风电场控制层),通过控制层对采集数据初步处理后,将运行状态信息传输给电网调度系统,由调度系统深入分析后生成控制指令[2]。之后,按照原路将控制指令传输给风机控制层,在该指令的控制下调节风电机组启停、转矩等状态,或是调节有功功率分配情况,从而达到风电站高效控制的目的,如图2所示。

图2 风电场功率控制框架图

(2)光伏电站控制策略。共采用两种策略,一个是平均分配策略,即针对预设的分配策略,分别将有功功率传输给各个光伏逆变器,光伏逆变器以此为基础,输出相应的有功功率[3]。光伏电站建设时,为了节约建设成本,提高建设效率,通常选择规格型号、容量相同的光伏阵列与逆变器,因位置差异并不是很大,周围环境光照强度基本相同,因而逆变器输出功率的波动相对较小,具体来说,平均分配策略为:

其中,Pref表示预设的输出功率;
N表示光伏电站内逆变器总数量;
Pi表示第i台逆变器分配的有功功率。因逆变器容量保持不变,若输入的有功功率在自身容量峰值以内,直接将输入的功率作为输出;
若输入的有功功率超过自身容量峰值,则将自身容量峰值作为输出。

另一种为最大有功容量成比例分配策略,即根据逆变器容量的具体情况,分别向逆变器输入不同的有功功率。近年来,随着光伏发电技术的快速发展,光伏逆变器型号、功能逐渐更新换代,光伏发电系统中的原逆变器出现问题后,很难获得相同的逆变器,使得光伏电站内存在多种不同型号的逆变器,而不同逆变器的容量并不相同,无法直接对有功功率进行分配[4]。针对这种情况,则可采用最大有功容量成比例分配策略,表达式为:

其中,Pimax表示第i台逆变器可输出的最大有功功率。

2.2 区域电网系统有功集群控制

2.2.1 区域电网系统有功集群控制流程

区域电网系统有功集群在整个发电控制系统中具有承上启下的作用。其中,在数据上传时,主要对采集到的信息进行整理与初步分析,以得到区域风光电站的运行情况,同时,将分析结果传输给调度中心;
数据下传时,调度主站通过上传数据的分析自动生成控制指令,以此动态地对各站点的有功功率进行调节,确保风光电站整体功率水平处于良好状态,具体流程如图3所示。

图3 区域电网系统有功集群控制流程图

2.2.2 风场群有功调解指令分解

有功集群控制系统运行时,先针对电站内部各个风场群的发电机组容量[5],分别生成相应的有功控制指令,以此向各个风场群分配相应的有功功率,其中,控制指令表达式为:

其中,Ωw表示风电场内风场集合;
表示第i个风场内全部风机的总装机容量;
表示第i个风场的有功控制权重打分系数。由公式(3)可知,风电场有功功率分配时,是针对各风电场实时状况动态调整的,并非静态分配,因而可忽略风机运维检修等因素的影响。

2.2.3 有功功率策略计算

由图3可知,在第一阶段当中,可向各风电场群设置整体有功分配目标,之后,通过第二阶段的计算,确定出具体的有功控制策略,进而以此为基础,实时监测与调节有功控制指令。有功功率策略计算时,主要以有功控制权重为主要指标。权重确定过程中,根据系统有功控制性能、系统运行需求等因素,引入风电站的有功控制权重打分系数cw,该系数符合下述条件:0≤cw≤1,该指标数值越大,参与控制的优先级越高。以此为基础,推导出负载率均值,公式为:

与此同时,计算出负载偏差率,公式为:

其中,Pexp,i表示第一个场站预测处的出力值。

2.2.4 风光互补协调控制

通过风光互补协调控制,使风光电站安全、稳定地与市政电网并网。协调控制过程中,将所有场站看作单独的节点,并分别分配相应的任务因子,以此当作调度运算系数。通常来说,可将任务因子设定成该场站的装机容量,同时还增加了调节性能评估机制,用于对风光电站调节水平的高低进行评估,并以此为基础,适当对分担系数予以调节,并按照性能由高到低的顺序依次排列,其中,对于评估结果优良的场站,可分配更多的任务,而对于评估结果较差的场站,则减少分配任务。此外,需要注意的是,任务因子可由人员进行设置,使得风光电站工作人员可以直接参与进来,有利于提高风光互补协调控制效率。

2.3 调度端控制

为了提升整个风光电站发电控制效果,应针对调度端运行状况设计出功能健全的控制系统,其中主要功能模块如下。

(1)能源监控模块。利用现场安装的太阳能检测元件、风力检测元件实时采集风光电厂太阳能与风能水平,并通过数据、图像等形式将各场站及整个电站的检测结果显示出来。

(2)运行统计分析模块。该模块主要用于统计风能、太阳能等资源出力特点、峰谷值特征等信息,并通过风廓线图、云况图等形式,将统计结果显示出来。

(3)有功控制模块。通过现场采集数据的整理与分析,自动生成对应的有功功率控制指令,以此对各场站有功功率予以调节,确保整个风光发电系统供需水平保持动态平衡。

(4)AGC控制模块。该模块动态调控系统频率与电压等,确保系统运行状况处于最佳状态;
调节对外联络线净交换功率,使其处于预设偏差要求区间内;
对整个发电机组性能、状态进行监测,及时发现机组中出现的异常。

(5)功率预测模块。通过对现场气候、天气等数据的采集与分析,预测未来一段时间内风光电站机组功率,并以此为基础,判断场站内是否出现短期或超短期功率情况,以此为整个风光电站的调控提供支持。

按照上述控制策略对某地区风光电站进行优化改造,并选择1年作为观察周期,统计该地区风光电站的利用时间。与此同时,通过历史资料的查询,收集该地区过去1年内风光电站的利用时间,通过改造前后风光电站利用时间的评估,判断上述发电控制策略的应用效果。通过对比分析可以得到如表1所示结果。由表1可知,该地区风光电站未改造前,一年内风电站总利用时间为2369h,改造后提高到2491h,增长了122h,增长率约为5.15%;
一年内光伏电站总利用时间为1398h,改造后提高到1476h,增长了78h,增长率约为5.58%。风光电站总利用率提高了5.31%。

表1 某地区风光电站改造前后风能与太阳能利用时间对比

综上所述,现代风光电站建设过程中应加强对发电控制技术的重视程度,并以此为基础,结合地区风光电站具体情况,设置合理的场站端发电控制策略、有功集群控制策略及调度端控制策略,以此全面对风光电站进行调控,确保风光电站安全、稳定运行的同时,提高风电站与光伏电站的使用时间。

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