劉躍榮

(國網(wǎng)新疆電力有限公司電力科學(xué)研究院，新疆 烏魯木齊 830001)

太陽能光伏發(fā)電是新能源發(fā)電的具體表現(xiàn)方式。近年來，部分大型太陽能光伏發(fā)電場的總裝機(jī)規(guī)模和總并網(wǎng)規(guī)模已經(jīng)達(dá)到150 MW以上，成為新興能源項(xiàng)目。與基于汽輪機(jī)發(fā)電的傳統(tǒng)發(fā)電系統(tǒng)相比，太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)功率受光照等自然環(huán)境影響較大，根據(jù)電網(wǎng)實(shí)際負(fù)荷需求調(diào)整發(fā)電并網(wǎng)功率的能力較低，所以對(duì)太陽能發(fā)電的微網(wǎng)控制提出了更高要求。

為了更好地滿足太陽能光伏電場全天候并網(wǎng)需求，相關(guān)人員要加強(qiáng)對(duì)其儲(chǔ)能系統(tǒng)硬件的設(shè)計(jì)。曾凡濤等[1]研究了在溫度、光照、季節(jié)等影響因素下儲(chǔ)能—發(fā)電—負(fù)荷關(guān)聯(lián)優(yōu)化運(yùn)行的太陽能光伏并網(wǎng)微網(wǎng)運(yùn)行策略。楊昌儒等[2]研究了復(fù)合式儲(chǔ)能系統(tǒng)對(duì)太陽能光伏發(fā)電場并網(wǎng)穩(wěn)定性的工程意義，并對(duì)相應(yīng)系統(tǒng)進(jìn)行了仿真研究。除了提升光伏發(fā)電場的儲(chǔ)能能力，實(shí)現(xiàn)微網(wǎng)的智能化控制也是近年來對(duì)太陽能光伏發(fā)電場并網(wǎng)微網(wǎng)運(yùn)行技術(shù)的重點(diǎn)研究方向。孫石濤等[3]研究了光儲(chǔ)微網(wǎng)控制器設(shè)計(jì)思路。凌松等[4]從物聯(lián)網(wǎng)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)入手，研究了風(fēng)光一體的儲(chǔ)能式發(fā)電并網(wǎng)微網(wǎng)控制終端設(shè)計(jì)思路。

在最大發(fā)電功率為150 MW的光伏發(fā)電場并網(wǎng)需求下，假定系統(tǒng)已經(jīng)擁有了足夠的儲(chǔ)能能力，本文研究一套擁有足夠的并網(wǎng)調(diào)控能力的光伏發(fā)電微網(wǎng)控制系統(tǒng)，并提出微網(wǎng)運(yùn)行策略建議。

1 個(gè)案基本情況簡介

1.1 太陽能發(fā)電場基本情況

某地位于溫帶大陸性氣候區(qū)，年降水量較少，四季光照充足，2015年起開始布局規(guī)?；夥l(fā)電系統(tǒng)，當(dāng)前已經(jīng)建成最大發(fā)電功率75 MW，遠(yuǎn)期規(guī)劃150 MW太陽能發(fā)電能力。系統(tǒng)通過35 kV微網(wǎng)實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)。系統(tǒng)中擁有單一逆變器控制的太陽能發(fā)電陣列6個(gè)，完成規(guī)劃建設(shè)目標(biāo)的一半，未來繼續(xù)建設(shè)單一逆變器控制的太陽能發(fā)電陣列6個(gè)，設(shè)計(jì)最大發(fā)電功率為150 MW。系統(tǒng)并網(wǎng)微網(wǎng)示意圖如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)并網(wǎng)微網(wǎng)示意圖

圖中共規(guī)劃12個(gè)逆變器，通過12個(gè)斷路器實(shí)現(xiàn)10 kV并網(wǎng)，該10 kV母線兼做廠用電母線，母線共分為4段，由201、202、203常開隔離開關(guān)進(jìn)行隔離。當(dāng)前已經(jīng)投入運(yùn)行的逆變器有6臺(tái)，分別由斷路器101～106控制并網(wǎng)，10 kV母線的Ⅰ段和Ⅱ段投入運(yùn)行。系統(tǒng)設(shè)置4臺(tái)并網(wǎng)變壓器，其中并網(wǎng)變壓器1和2已經(jīng)投入運(yùn)行。4臺(tái)并網(wǎng)變壓器通過斷路器310、311、320、321、330、331、340、341進(jìn)行高低壓側(cè)的控制。35 kV母線為并網(wǎng)母線，通過常斷隔離開關(guān)400實(shí)現(xiàn)Ⅰ段與Ⅱ段的隔離，其中Ⅰ段通過401斷路器實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)，Ⅱ段通過402斷路器實(shí)現(xiàn)并網(wǎng)。

1.2 發(fā)電場電網(wǎng)直流部分基本情況

光伏發(fā)電單元的儲(chǔ)能設(shè)施設(shè)置在逆變器之前，其布局模式如圖2所示。

圖2 逆變器前網(wǎng)絡(luò)拓?fù)鋱D

在每組逆變器之前設(shè)置3段直流母線，其中Ⅰ段連接各太陽能模塊，Ⅱ段連接各儲(chǔ)能模塊，Ⅲ段負(fù)責(zé)通過3臺(tái)直流斷路器配合Ⅰ段、Ⅱ段母線之間的隔離開關(guān)，在充放電控制器的綜合控制下，實(shí)現(xiàn)對(duì)發(fā)電—儲(chǔ)能—負(fù)荷的聯(lián)動(dòng)控制。逆變器為三相調(diào)壓變頻逆變器，確保系統(tǒng)輸出10 kV電壓，該逆變器的激勵(lì)信號(hào)源取自10 kV母線的電流互感器。逆變器核心組件線路圖如圖3所示。

圖3中，Cf與R5需要手動(dòng)整定，為確保系統(tǒng)的自適應(yīng)性，對(duì)核心組件進(jìn)行二次開發(fā)，構(gòu)建調(diào)壓調(diào)頻逆變器架構(gòu)[5]，變頻調(diào)壓逆變器示意圖如圖4所示。

圖3 逆變器核心組件線路圖

圖4 變頻調(diào)壓逆變器示意圖

2 基于智能電網(wǎng)的并網(wǎng)方案分析

該電網(wǎng)系統(tǒng)可以根據(jù)實(shí)際并網(wǎng)需求，對(duì)并網(wǎng)的電壓、頻率、相位角等進(jìn)行小范圍調(diào)整，光伏發(fā)電場的并網(wǎng)策略是，在電網(wǎng)負(fù)荷上升時(shí)，投入更多的并網(wǎng)逆變器，當(dāng)電網(wǎng)負(fù)荷下降時(shí)，切除部分并網(wǎng)逆變器，以確保并網(wǎng)頻率的穩(wěn)定性[6]。一般冬季電網(wǎng)負(fù)荷的高峰期多集中在白天工作時(shí)間，夏季電網(wǎng)負(fù)荷的高峰期多集中在夜間非工作時(shí)間，而光伏發(fā)電場的實(shí)際并網(wǎng)能力多集中在白天，所以應(yīng)根據(jù)季節(jié)、氣溫、光照等實(shí)際運(yùn)行需求[7]，及時(shí)對(duì)圖1微網(wǎng)采取倒閘策略。同時(shí)，當(dāng)并網(wǎng)需求低于太陽能發(fā)電場并網(wǎng)能力時(shí)，在發(fā)電場直流倒閘策略中進(jìn)行儲(chǔ)能充電操作[8]，反之，當(dāng)并網(wǎng)需求高于太陽能發(fā)電場并網(wǎng)能力時(shí)，在發(fā)電場直流倒閘策略中進(jìn)行儲(chǔ)能放電操作。該操作可在圖2微網(wǎng)控制策略中實(shí)現(xiàn)。

2.1 智能電網(wǎng)條件下微網(wǎng)數(shù)據(jù)采集策略

根據(jù)智能電網(wǎng)的自動(dòng)倒閘需求，使用自動(dòng)倒閘控制系統(tǒng)，其數(shù)據(jù)采集來源示意圖如圖5所示，即該系統(tǒng)通過采集10 kV母線和35 kV母線的電流電壓狀態(tài)形成兩個(gè)母線的實(shí)際錄波圖，從而獲得電網(wǎng)的負(fù)荷需求情況以及并網(wǎng)頻率情況，同時(shí)在充放電控制器中讀取12組電池組的儲(chǔ)能狀態(tài)，從而將數(shù)據(jù)匯總到數(shù)據(jù)采集網(wǎng)橋中，自動(dòng)倒閘控制系統(tǒng)在數(shù)據(jù)采集網(wǎng)橋中讀取信息[9]，并形成策略建議，然后采用智能操作票的方式，對(duì)操作票進(jìn)行確認(rèn)，當(dāng)確認(rèn)通過后，將倒閘信息提交到倒閘執(zhí)行網(wǎng)橋，控制圖1中斷路器執(zhí)行智能化倒閘，即本文系統(tǒng)中，并不支持自動(dòng)分析和自動(dòng)倒閘相關(guān)操作。

圖5 數(shù)據(jù)采集來源示意圖

2.2 智能電網(wǎng)條件下的IDC構(gòu)成模式

當(dāng)前電網(wǎng)運(yùn)行企業(yè)所用到的IDC(互聯(lián)網(wǎng)數(shù)據(jù)中心)布局一套計(jì)算中心系統(tǒng)(C.C.)、一套大數(shù)據(jù)的數(shù)據(jù)倉庫系統(tǒng)(B.D.)、一套人工智能的神經(jīng)元網(wǎng)絡(luò)機(jī)器學(xué)習(xí)系統(tǒng)(A.I.)等，配合系統(tǒng)間共享信息使用的API服務(wù)器、面向值班網(wǎng)絡(luò)和移動(dòng)網(wǎng)絡(luò)的IIS服務(wù)器或LAMP服務(wù)器、流媒體服務(wù)器等，該IDC構(gòu)成模式基本適用于所有電網(wǎng)系統(tǒng)的運(yùn)行需求。電網(wǎng)控制IDC的CBA架構(gòu)實(shí)現(xiàn)模式如圖6所示。

圖6 電網(wǎng)控制IDC的CBA架構(gòu)實(shí)現(xiàn)模式

其中，浮點(diǎn)主機(jī)、計(jì)算主機(jī)應(yīng)加強(qiáng)浮點(diǎn)計(jì)算能力，在服務(wù)器基礎(chǔ)配置模式上，增加至少4個(gè)浮點(diǎn)處理器(GPU)，且為浮點(diǎn)處理器配置獨(dú)立RAM動(dòng)態(tài)存儲(chǔ)器，數(shù)據(jù)倉庫主機(jī)在服務(wù)器基礎(chǔ)配置模式上，增加基于RAID5的海量存儲(chǔ)功能，確保單臺(tái)服務(wù)器的數(shù)據(jù)存儲(chǔ)能力在20 TB以上。所有服務(wù)器的基礎(chǔ)配置均運(yùn)行在IBM日志服務(wù)器架構(gòu)上，核心動(dòng)態(tài)存儲(chǔ)不低于64 GB，啟動(dòng)用固態(tài)硬盤(SSD)不低于500 GB。

2.3 充放電控制器的實(shí)現(xiàn)策略

充放電控制器采用離散滑模算法(DSMC)和魯棒算法(RSC)的聯(lián)合矢量控制算法，充放電控制器中使用DSMC模塊和RSC模塊。其中,DSMC重點(diǎn)針對(duì)自動(dòng)化控制過程中的過調(diào)阻尼控制，以增加自動(dòng)化控制的可靠性和穩(wěn)定性；RSC用于跟蹤處理相關(guān)調(diào)控?cái)?shù)據(jù)，增加數(shù)據(jù)的可用性和可信度。本文由于篇幅限制并不詳細(xì)探討兩種算法的實(shí)際數(shù)學(xué)原理。充放電控制器硬件架構(gòu)圖如圖7所示。

圖7 充放電控制器硬件架構(gòu)圖

充放電控制器通過一個(gè)ARM31開發(fā)板實(shí)現(xiàn)計(jì)算資源的整合，接入嵌入式DSMC和RSC模塊加強(qiáng)系統(tǒng)的計(jì)算功能，以太網(wǎng)接入模塊與IDC核心交換機(jī)連接，內(nèi)部數(shù)據(jù)存儲(chǔ)使用T-FLASH模塊實(shí)現(xiàn)。其數(shù)據(jù)采集模塊主要采集所有光伏板的運(yùn)行狀態(tài)和所有儲(chǔ)能設(shè)施的儲(chǔ)能狀態(tài)相關(guān)信息，同時(shí)獲得直流網(wǎng)絡(luò)內(nèi)的開關(guān)位置信息，這些信息可以通過FDDI模塊與IDC分享，提高網(wǎng)絡(luò)相關(guān)數(shù)據(jù)的利用率，也可通過FDDI模塊配合數(shù)據(jù)采集模塊輸入到該充放電控制器內(nèi)。其控制執(zhí)行模塊主要用于控制12臺(tái)調(diào)頻變壓逆變器的運(yùn)行。

3 電能質(zhì)量控制策略建議

3.1 加強(qiáng)日常自動(dòng)化運(yùn)行巡視

太陽能光伏發(fā)電場在實(shí)際運(yùn)行期間，將太陽能電池板采集的電能存儲(chǔ)在儲(chǔ)能系統(tǒng)中，當(dāng)電網(wǎng)有負(fù)荷供應(yīng)需求時(shí)，使用包含逆變器、并網(wǎng)變壓器等的并網(wǎng)設(shè)施將電能輸出到電網(wǎng)中，實(shí)現(xiàn)電能供應(yīng)。其直流部分的核心設(shè)備主要有三大類，分別是太陽能電池板、儲(chǔ)能設(shè)施、充放電控制器及物聯(lián)網(wǎng)設(shè)施等。本文個(gè)案系統(tǒng)中太陽能光伏發(fā)電場的直流部分完全運(yùn)行在自主控制模式下，即除非相關(guān)設(shè)備故障，其直流部分無需人工干預(yù)倒閘過程，系統(tǒng)智能化部分會(huì)根據(jù)實(shí)際微網(wǎng)運(yùn)行狀態(tài)，自主實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)的投切和充放電過程。

但是，直流部分的運(yùn)行仍需要諸多人工執(zhí)行任務(wù)：

1)太陽能電池板的狀態(tài)調(diào)整。太陽能電池板的支架角度，主要采用了固定式支架模式進(jìn)行調(diào)整，但在風(fēng)雨等氣象條件下，位于戶外的太陽能電池板支架可能發(fā)生位移或者損壞，此時(shí)需要在人工巡視過程中對(duì)太陽能電池板支架進(jìn)行及時(shí)修復(fù)和及時(shí)回調(diào)。同時(shí)，電池板表面的水漬、落塵等可能會(huì)顯著影響其光電轉(zhuǎn)化效率，所以應(yīng)每天安排專人對(duì)太陽能電池板表面清潔度進(jìn)行管理。保證太陽能電池板的正常運(yùn)行是太陽能光伏發(fā)電場的核心戶外巡視工作。

2)儲(chǔ)能設(shè)施的狀態(tài)監(jiān)測。儲(chǔ)能設(shè)施的儲(chǔ)能狀態(tài)可以在充放電控制器的監(jiān)控頁面中隨時(shí)查看，IDC提供的專家系統(tǒng)也可以通過數(shù)據(jù)曲線進(jìn)行估計(jì)分析和頻域特征分析，發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)能設(shè)備的儲(chǔ)能效率變化，從而提示可能出現(xiàn)運(yùn)行狀態(tài)故障的儲(chǔ)能設(shè)施位置。同時(shí)，儲(chǔ)能設(shè)施屬于室內(nèi)設(shè)施，室內(nèi)的溫濕度管理、空調(diào)管理、室內(nèi)粉塵管理等運(yùn)行管理內(nèi)容，也需要直流部分運(yùn)行維護(hù)人員隨時(shí)監(jiān)控并作出調(diào)整。

3)直流開關(guān)位置狀態(tài)監(jiān)測。除圖2和圖4中的大容量直流開關(guān)外，每個(gè)太陽能板、每個(gè)儲(chǔ)能子系統(tǒng)都配置了相應(yīng)的小容量直流控制開關(guān)，這些開關(guān)的位置可以從充放電控制器的監(jiān)控頁面中隨時(shí)查看，但仍需要在一定運(yùn)行周期內(nèi)(如1周)進(jìn)行一次人工巡視，特別是位于戶外的太陽能板的單板接入開關(guān)，其可能發(fā)生的過水、落地、浮塵等很難被充放電控制器監(jiān)控到，IDC的開關(guān)狀態(tài)分析AI系統(tǒng)也難以有效發(fā)現(xiàn)這些故障，所以在人工戶外巡視過程中應(yīng)該重點(diǎn)觀察這些小容量開關(guān)的運(yùn)行狀態(tài)。

綜上，直流部分的巡視任務(wù)包括針對(duì)太陽能板系統(tǒng)的戶外巡視和針對(duì)儲(chǔ)能系統(tǒng)的機(jī)房巡視，且因?yàn)閮?chǔ)能系統(tǒng)一般分布距離較遠(yuǎn)，其機(jī)房巡視的路線較長，所以兩者的巡視過程應(yīng)該合并執(zhí)行。加強(qiáng)直流部分的巡視任務(wù)，及時(shí)發(fā)現(xiàn)水漬、落塵、形變等物理故障并及時(shí)處理，可以有效提升太陽能發(fā)電站的運(yùn)行效率。

3.2 基于程序化執(zhí)行操作票的計(jì)算機(jī)輔助倒閘系統(tǒng)管理策略

程序化執(zhí)行的操作票流程，包括編制人工智能操作票，由微網(wǎng)調(diào)控值班人員進(jìn)行確認(rèn)或作出修正，報(bào)微網(wǎng)調(diào)控技術(shù)部門和主管工程師進(jìn)行簽字確認(rèn)，然后提交回IDC由倒閘執(zhí)行系統(tǒng)進(jìn)行程序化執(zhí)行。這種執(zhí)行過程有效避免了人工操作中由僥幸心理導(dǎo)致的跳步操作違章，但該執(zhí)行過程并不能對(duì)現(xiàn)場情況作出主觀評(píng)價(jià)，因此對(duì)調(diào)控值班人員的操作票邏輯性要求較高，調(diào)控值班人員應(yīng)對(duì)操作票的邏輯過程充分分析并最終確認(rèn)操作票的執(zhí)行。

早期程序化執(zhí)行操作票的過程需要倒閘現(xiàn)場的人工安全員確認(rèn)，近年來隨著高清攝像技術(shù)、紅外捕捉技術(shù)、激光點(diǎn)云測控技術(shù)等快速發(fā)展，加之開關(guān)位置監(jiān)控系統(tǒng)配合電力BIM平臺(tái)下的IDC功能得到貫徹，程序化執(zhí)行操作票的過程可以完全由值班員通過相應(yīng)監(jiān)控系統(tǒng)的監(jiān)控?cái)?shù)據(jù)在調(diào)控臺(tái)上直接完成。在倒閘過程中出現(xiàn)的各種故障和事故，在相關(guān)搶修機(jī)制下，可以確保檢修人員快速到現(xiàn)場進(jìn)行搶修。

但是，程序化執(zhí)行操作票的執(zhí)行過程涉及到的監(jiān)控設(shè)備是該過程的重要技術(shù)依托，所以在對(duì)交流部分的巡視中，應(yīng)該重點(diǎn)觀察相關(guān)監(jiān)控設(shè)備的運(yùn)行狀態(tài)，及時(shí)發(fā)現(xiàn)故障并及時(shí)處理。因?yàn)楣夥l(fā)電站的交流部分一般布置在中央變電站內(nèi)，其巡視面積較小，巡視周期較短，所以其巡視管理難度略低于直流部分的巡視管理，但其重要性與直流部分的巡視管理相當(dāng)。

4 結(jié)束語

太陽能光伏發(fā)電場在充足儲(chǔ)能設(shè)施的支持下，基本可以滿足全天候并網(wǎng)需求，其電能質(zhì)量控制管理過程基本處于機(jī)器自主管理模式下，但人工管理部分仍有操作票的確認(rèn)環(huán)節(jié)和直流網(wǎng)絡(luò)、交流網(wǎng)絡(luò)的人工巡視環(huán)節(jié)。為了保障太陽能光伏發(fā)電場的并網(wǎng)電能質(zhì)量，可通過本文設(shè)計(jì)的電能質(zhì)量管理系統(tǒng)進(jìn)行硬件層面和軟件層面的技術(shù)升級(jí)，另外在人工管理領(lǐng)域加強(qiáng)操作票的確認(rèn)環(huán)節(jié)和人工巡視環(huán)節(jié)。