華潤(rùn)新能源（大同）風(fēng)能有限公司 張艷鋒 蘇國(guó)偉 王明明

隨著風(fēng)電、光伏等新能源快速發(fā)展，發(fā)電企業(yè)考慮到風(fēng)光互補(bǔ)的特點(diǎn)、升壓站設(shè)備的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行建設(shè)風(fēng)光互補(bǔ)場(chǎng)站。其中采用在已運(yùn)營(yíng)風(fēng)電場(chǎng)35kV母線上擴(kuò)建光伏接入，經(jīng)升壓站原有主變、送出線路并入電網(wǎng)是比較經(jīng)濟(jì)的運(yùn)營(yíng)方式。由于此方式風(fēng)電、光伏共用一臺(tái)主變壓器，當(dāng)風(fēng)電、光伏同時(shí)滿發(fā)時(shí)，將出現(xiàn)風(fēng)電、光伏發(fā)電容量大于主變額定容量的情況，針對(duì)此問(wèn)題，本文從AGC控制策略、主變保護(hù)定值、跳閘回路、定值核算等方面進(jìn)行了研究，通過(guò)策略優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)有功的自動(dòng)調(diào)節(jié)，保證主變、送出線路安全穩(wěn)定運(yùn)行，增加風(fēng)光互補(bǔ)場(chǎng)站發(fā)電量，提升場(chǎng)站經(jīng)濟(jì)效益。

1 電網(wǎng)要求

對(duì)于風(fēng)光互補(bǔ)場(chǎng)站電網(wǎng)相關(guān)部門(mén)提出如下要求：發(fā)電企業(yè)要充分利用AGC控制功能，控制主變和輸電線路運(yùn)行潮流在額定電流以內(nèi)運(yùn)行，嚴(yán)禁主變、線路過(guò)載運(yùn)行，確保電網(wǎng)和設(shè)備安全，發(fā)生過(guò)載時(shí)要立即進(jìn)行控制并采取相應(yīng)措施[1～2]。

2 傳統(tǒng)AGC介紹

2.1 AGC工作原理

AGC是一個(gè)閉環(huán)控制系統(tǒng)，此閉環(huán)控制系統(tǒng)可分為兩層。一層為負(fù)荷分配回路，AGC通過(guò)電網(wǎng)實(shí)時(shí)采集系統(tǒng)、通訊通道及場(chǎng)站監(jiān)控系統(tǒng)獲取所需的實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)，由AGC程序形成以區(qū)域控制偏差為反饋信號(hào)的系統(tǒng)調(diào)節(jié)功率，根據(jù)機(jī)組實(shí)測(cè)功率和系統(tǒng)調(diào)節(jié)功率，按經(jīng)濟(jì)分配的原則，將計(jì)算出各場(chǎng)站的控制命令下發(fā)給各場(chǎng)站并轉(zhuǎn)發(fā)風(fēng)機(jī)、光伏能量管理控制系統(tǒng)；另一層是各場(chǎng)站功率自動(dòng)控制回路，它調(diào)節(jié)風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站的總出力，使之跟蹤AGC下發(fā)的控制命令，最終達(dá)到AGC的控制目的。場(chǎng)站AGC的基本原則是要求各控制區(qū)域內(nèi)場(chǎng)站的總功率不超過(guò)電網(wǎng)通道的安全容量，在保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的前提下，讓場(chǎng)站參與系統(tǒng)的二次調(diào)頻。

場(chǎng)站AGC是一個(gè)大型的實(shí)時(shí)控制系統(tǒng)，主要有三部分組成：調(diào)度中心具備自動(dòng)發(fā)電控制功能的自動(dòng)化系統(tǒng)構(gòu)成控制中心部分；調(diào)度中心自動(dòng)化系統(tǒng)與場(chǎng)站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)或遠(yuǎn)動(dòng)裝置之間的信息通道構(gòu)成通信鏈路部分；場(chǎng)站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)及其有功功率調(diào)節(jié)裝置構(gòu)成執(zhí)行機(jī)構(gòu)部分。系統(tǒng)主要由電網(wǎng)端AGC服務(wù)器、場(chǎng)站端AGC服務(wù)器、風(fēng)機(jī)/光伏有功功率控制系統(tǒng)、風(fēng)機(jī)/光伏監(jiān)控系統(tǒng)構(gòu)成。電網(wǎng)端AGC的功能包括實(shí)時(shí)采集電網(wǎng)測(cè)量數(shù)據(jù)，根據(jù)系統(tǒng)發(fā)電計(jì)劃、風(fēng)資源信息預(yù)報(bào)、實(shí)時(shí)負(fù)荷變化和電網(wǎng)安全容量等信息量來(lái)計(jì)算出指令，并下發(fā)至風(fēng)電場(chǎng)。場(chǎng)站端AGC的功能包括接收并轉(zhuǎn)發(fā)電網(wǎng)端AGC下發(fā)的指令，監(jiān)視本場(chǎng)站實(shí)際功率與調(diào)度下發(fā)功率指令的變化情況等。風(fēng)機(jī)/光伏能量管理平臺(tái)系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)調(diào)度及場(chǎng)站中控室對(duì)風(fēng)電場(chǎng)/光伏電站運(yùn)行控制，包括風(fēng)電場(chǎng)急?？刂啤L(fēng)電場(chǎng)有功出力上限控制、光伏逆變器控制。

2.2 AGC系統(tǒng)功能

接收并轉(zhuǎn)發(fā)調(diào)度機(jī)構(gòu)下發(fā)的有功調(diào)整指令，根據(jù)系統(tǒng)實(shí)時(shí)運(yùn)行情況，讓風(fēng)電、光伏場(chǎng)站參與系統(tǒng)的二次調(diào)頻，實(shí)現(xiàn)對(duì)風(fēng)電、光伏場(chǎng)站的有功自動(dòng)控制。通過(guò)通信鏈路，獲得場(chǎng)站網(wǎng)絡(luò)控制系統(tǒng)中所涉及的場(chǎng)站高壓側(cè)出線有功功率、風(fēng)電機(jī)組的狀態(tài)、風(fēng)電場(chǎng)的實(shí)時(shí)風(fēng)速和風(fēng)向等相關(guān)信息，下傳有功目標(biāo)指令至風(fēng)電/光伏機(jī)群監(jiān)控系統(tǒng)。接收并執(zhí)行AGC轉(zhuǎn)發(fā)的有功調(diào)整指令，在風(fēng)速允許的情況下，場(chǎng)站將功率控制在0到額定容量之間，能自動(dòng)解析調(diào)度下發(fā)值并對(duì)整個(gè)場(chǎng)站實(shí)現(xiàn)有功功率的優(yōu)化分配和調(diào)節(jié)，確保場(chǎng)站最大功率及功率變化率不超過(guò)電網(wǎng)調(diào)度部門(mén)的給定值。

3 風(fēng)光互補(bǔ)場(chǎng)站案例

某風(fēng)電場(chǎng)現(xiàn)有裝機(jī)容量為99MW，建設(shè)66臺(tái)1.5MW風(fēng)機(jī)接入35kV母線，通過(guò)一臺(tái)額定容量100MVA的主變升壓后通過(guò)220kV電壓送出線路送出到電網(wǎng)。后續(xù)新建50MWP光伏電站一座通過(guò)2回35kV集電線路接入風(fēng)電場(chǎng)35kV母線，減少整體工程建設(shè)成本。風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站送出主要受限于主變?nèi)萘?，若風(fēng)電與光伏總出力超過(guò)100MVA時(shí)，為確保主變不過(guò)載運(yùn)行，結(jié)合光伏價(jià)高于風(fēng)電電價(jià)的特點(diǎn)，需采取棄風(fēng)保光措施，確保發(fā)電企業(yè)最大的營(yíng)業(yè)收入。

控制策略修改前風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站需值班人員實(shí)時(shí)監(jiān)控，當(dāng)風(fēng)電、光伏出力接近主變?nèi)萘繒r(shí)，值班人員對(duì)風(fēng)機(jī)進(jìn)行手動(dòng)調(diào)節(jié)。氣象變化較大時(shí)功率變化較大，人工操作較多，啟停風(fēng)機(jī)比較頻繁，場(chǎng)站人員工作量大、工作強(qiáng)度高。通過(guò)電站的發(fā)電曲線可看出大風(fēng)天氣需運(yùn)營(yíng)人員每天有10小時(shí)的負(fù)荷調(diào)節(jié)操作。風(fēng)速、光照變化無(wú)法準(zhǔn)確預(yù)測(cè)，存在瞬時(shí)變化較快的特點(diǎn)（圖2、圖3），因此人員在控制過(guò)程中會(huì)將主變運(yùn)行負(fù)荷的裕度放大，避免主變過(guò)負(fù)荷，由此導(dǎo)致棄風(fēng)保光的損失電量增加。根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示2017年1月～2018年10月31日累計(jì)損失1332.12萬(wàn)千瓦時(shí)。

在棄風(fēng)保光過(guò)程中存在風(fēng)機(jī)設(shè)備頻繁操作，對(duì)設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行有一定影響。根據(jù)風(fēng)電場(chǎng)停機(jī)操作記錄顯示，2017年因棄風(fēng)保光人工啟停風(fēng)機(jī)臺(tái)數(shù)為1292次、停機(jī)小時(shí)5095小時(shí)，2018年為2396次、停機(jī)小時(shí)12529小時(shí)，頻繁啟停操作將會(huì)影響風(fēng)機(jī)機(jī)側(cè)斷路器、變槳電機(jī)電磁剎車(chē)控制繼電器使用壽命?？赏ㄟ^(guò)優(yōu)化AGC控制策略、調(diào)整繼電保護(hù)定值等方法實(shí)現(xiàn)AGC自動(dòng)調(diào)節(jié)，減輕值班人員工作強(qiáng)度、減少風(fēng)機(jī)啟停次數(shù)、減少損失電量，使功率曲線更平滑。

4 采取措施

4.1 AGC控制策略優(yōu)化

風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站的有功功率控制系統(tǒng)分別接收調(diào)度下發(fā)AGC指令進(jìn)行限功率控制。風(fēng)電場(chǎng)功率控制系統(tǒng)通過(guò)采集風(fēng)電和光伏的實(shí)時(shí)有功數(shù)據(jù)計(jì)算風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站的實(shí)時(shí)總有功。在風(fēng)電場(chǎng)功率控制系統(tǒng)內(nèi)設(shè)置總有功限值，當(dāng)總有功接近于主變?nèi)萘繒r(shí)，通過(guò)限制風(fēng)機(jī)有功實(shí)現(xiàn)總有功的實(shí)時(shí)調(diào)節(jié)。AGC每次下發(fā)至能量管理平臺(tái)的有功功率指令步長(zhǎng)為4MW（步長(zhǎng)可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況整定），指令下發(fā)頻次為5秒/次（頻次可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況整定）。如果步長(zhǎng)整定值較大，實(shí)時(shí)總功率調(diào)節(jié)精度偏差較大，如果步長(zhǎng)整定值較小，實(shí)時(shí)總功率突然增大時(shí)，AGC降負(fù)荷速率較慢，無(wú)法滿足調(diào)節(jié)速率要求，因此根據(jù)場(chǎng)站有功突變歷史數(shù)據(jù)整定步長(zhǎng)值。

AGC系統(tǒng)將風(fēng)電實(shí)時(shí)功率和光伏實(shí)時(shí)功率作為兩個(gè)參與調(diào)節(jié)的機(jī)組，光伏實(shí)時(shí)功率只作為參數(shù)計(jì)算、不參與有功調(diào)節(jié)。AGC系統(tǒng)將調(diào)度指令與光伏實(shí)時(shí)功率之和作為總目標(biāo)進(jìn)行計(jì)算，由于光伏部分不參與調(diào)節(jié)，所以AGC系統(tǒng)會(huì)將調(diào)度的AGC指令下發(fā)給風(fēng)機(jī)，具體分兩種：當(dāng)主變有功功率設(shè)定值減去光伏實(shí)時(shí)功率值大于調(diào)度AGC指令時(shí)，AGC給風(fēng)機(jī)下發(fā)調(diào)度指令；反之則AGC給風(fēng)機(jī)下發(fā)值應(yīng)為主變有功功率設(shè)定值減去光伏實(shí)時(shí)功率的差值。由于功率調(diào)節(jié)到位時(shí)間為2分鐘，當(dāng)現(xiàn)場(chǎng)負(fù)荷較大時(shí)現(xiàn)場(chǎng)需實(shí)時(shí)觀察功率變化，將主變有功功率設(shè)定值整定在合理范圍內(nèi)，使風(fēng)光總功率不大于主變視在功率值。

AGC主變有功整定值計(jì)算如下：根據(jù)場(chǎng)站資料可知，主變保護(hù)定值I2為0.8A，變比k為2400/1，可得主變低壓側(cè)一次電流值為1920A。由于風(fēng)機(jī)、光伏電站有功功率1分鐘變化率為裝機(jī)總有功功率的十分之一，場(chǎng)站總功率為150MW（風(fēng)機(jī)100MW、光伏50MW），因此十分之一為15MW，其對(duì)應(yīng)的相電流值為247A。為保證一分鐘功率變化量不超過(guò)主變保護(hù)定值，主變低壓側(cè)電流必須小于1673A，滿足電網(wǎng)公司雙細(xì)則考核規(guī)定對(duì)有功功率變化速率的要求。當(dāng)主變低壓側(cè)無(wú)功功率為40Mvar、電流為1673A時(shí)，可得視在功率S為101.4MVA，有功功率P為93.2MW。場(chǎng)站值班人員應(yīng)以主變低壓側(cè)一次電流為準(zhǔn)，不超過(guò)1680A（其中主變過(guò)負(fù)荷定值0.7，變比為2400/1）。場(chǎng)站可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行工況優(yōu)化棄風(fēng)保光AGC主變有功設(shè)定值[3]。

系統(tǒng)通過(guò)優(yōu)化后負(fù)荷曲線如圖5、圖6，通過(guò)對(duì)比主變高壓側(cè)曲線可發(fā)現(xiàn)，自動(dòng)調(diào)節(jié)比手動(dòng)調(diào)節(jié)提升了速率，負(fù)荷曲線較為平滑，提升了發(fā)電能力。

4.2 保護(hù)定值優(yōu)化

為防止AGC控制異常導(dǎo)致有功功率失控發(fā)生主變過(guò)載，對(duì)繼電保護(hù)定值進(jìn)行重新整定，將主變低后備保護(hù)定值整定為不經(jīng)復(fù)壓閉鎖，防止主變過(guò)載時(shí)經(jīng)復(fù)壓閉鎖導(dǎo)致主變保護(hù)無(wú)法動(dòng)作發(fā)生主變事故。定值整定優(yōu)先風(fēng)電場(chǎng)集電線路跳閘，保證光伏場(chǎng)站的發(fā)電量，線路跳閘要優(yōu)先容量較小的風(fēng)電場(chǎng)集電線路跳閘，主變低后備保護(hù)過(guò)流二段定值設(shè)置3個(gè)時(shí)間并考慮級(jí)差配合，按照整定時(shí)限將過(guò)載的集電線路切除，保證主變正常運(yùn)行。

根據(jù)場(chǎng)站設(shè)備參數(shù)，主變額定容量100MVA， 接線組別Yn/Yn/D-11，各側(cè)電壓230±8×1.25%/ 37kV，低壓側(cè)變比2400/1，額定分接位置處短路阻抗系數(shù)為13.85%，基準(zhǔn)容量Sj為1000MVA，基準(zhǔn)電壓Uj為36.75kV，基準(zhǔn)電流Ij為15710A，計(jì)算可得主變阻抗Xt＊為1.385。220kV等值阻抗：大方式X1=0.2704，小方式X1=0.3515，計(jì)算可得主變低壓側(cè)在系統(tǒng)最小方式下兩相短路總阻抗∑X為1.7365，計(jì)算可得主變低壓側(cè)兩相短路流過(guò)低壓側(cè)的電流Ik為7835A，主變低后備過(guò)流1段動(dòng)作電流I1按35kV母線相間故障有靈敏度并可靠躲過(guò)過(guò)負(fù)荷電流整定，因此其靈敏系數(shù)k0為2，計(jì)算可得動(dòng)作電流整定值I0為1.63A，動(dòng)作時(shí)限取0.9S，跳主變低壓側(cè)開(kāi)關(guān)（時(shí)限與低壓側(cè)配合），主變低后備過(guò)流2段1時(shí)限按躲過(guò)額定電流Ie整定，可得Ie為0.65A，過(guò)流2段按照額定電流的1.25倍整定1.25Ie（0.81A），1.2S跳集電Ⅰ線，1.5S跳集電Ⅱ線，1.8S跳集電Ⅲ線，由于主變過(guò)負(fù)荷需要跳集電線路，因此需要將復(fù)壓退出。主變過(guò)負(fù)荷保護(hù)按照額定電流的1.1倍整定1.1Ie（0.72A），10S發(fā)過(guò)負(fù)荷告警。從主變保護(hù)屏至集電Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線敷設(shè)二次電纜接入35kV開(kāi)關(guān)柜保護(hù)跳閘回路，對(duì)主變保護(hù)跳閘矩陣進(jìn)行整定，實(shí)現(xiàn)主變過(guò)載優(yōu)先切除風(fēng)電場(chǎng)35kV集電線Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線，保證主變安全穩(wěn)定運(yùn)行，減少主變過(guò)載導(dǎo)致的損失電量[4]。

4.3 變壓器負(fù)荷分析

依據(jù)DL/T572電力變壓器運(yùn)行規(guī)程第4.2.1.4條，中型電力變壓器負(fù)載電流和溫度的最大限值為：電流（標(biāo)幺值）1.5；熱點(diǎn)溫度及與絕緣材料接觸的金屬部件的溫度140℃；頂層油溫105℃。達(dá)到1.23倍的額定電流，運(yùn)行1.2S切除負(fù)荷，保護(hù)定值滿足電力變壓器運(yùn)行規(guī)程要求[5]。

運(yùn)行方式結(jié)合變壓器熱老化率和壽命進(jìn)行綜合考慮，通過(guò)統(tǒng)計(jì)變壓器的運(yùn)行數(shù)據(jù)，計(jì)算變壓器的相對(duì)熱老化率，結(jié)合變壓器運(yùn)行情況優(yōu)化總有功限值。AGC關(guān)聯(lián)風(fēng)、光功率短期功率預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)，根據(jù)預(yù)測(cè)結(jié)果制定合理的系數(shù)，設(shè)定總有功限值時(shí)乘以系數(shù)，保證在氣象突變時(shí)AGC有功控制能夠滿足要求。

表1 變壓器負(fù)載電流和溫度最大限值

5 風(fēng)光互補(bǔ)場(chǎng)站AGC策略優(yōu)化效果

通過(guò)上述優(yōu)化后，風(fēng)光互補(bǔ)AGC自動(dòng)控制實(shí)施后大幅降低了風(fēng)機(jī)棄風(fēng)保光損失電量，損失電量減少比例達(dá)到77.84%，累計(jì)減少損失電量557萬(wàn)kWh。

表2 某風(fēng)光互補(bǔ)場(chǎng)站損失電量統(tǒng)計(jì)

AGC風(fēng)光互補(bǔ)自動(dòng)調(diào)節(jié)功能優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了風(fēng)光互補(bǔ)場(chǎng)站AGC自動(dòng)調(diào)節(jié)控制功能。通過(guò)對(duì)風(fēng)電、光伏數(shù)據(jù)進(jìn)行實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)，實(shí)現(xiàn)光伏場(chǎng)站出力最大化、最優(yōu)化控制和切風(fēng)電機(jī)組容量最小化控制，實(shí)現(xiàn)風(fēng)、光資源利用最大化。風(fēng)機(jī)、光伏的功率控制，由人為手動(dòng)控制轉(zhuǎn)變?yōu)樽詣?dòng)調(diào)節(jié)，實(shí)現(xiàn)了SCADA系統(tǒng)根據(jù)下發(fā)計(jì)劃值對(duì)風(fēng)機(jī)的變槳、光伏逆變器進(jìn)行控制，調(diào)整場(chǎng)站總有功功率，避免人為頻繁啟停機(jī)對(duì)風(fēng)電機(jī)組造成的損傷，降低人員操作的復(fù)雜性。