大型集群风电有功智能控制系统培训资料分析.docx
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大型集群风电有功智能控制系统培训资料分析
目录
一、概念解释说明2
二、项目研究实施的目的和意义3
三、酒泉地区风电调度运行现状及问题4
1、甘肃酒泉地区风电发展概述:
4
2、风电大规模并网给电网调度运行带来的问题:
5
四、国内外集群风电有功控制现状及经验6
1、国内外风电特点6
2、风电有功控制现状6
五、系统配置6
六、控制策略8
1、控制策略整体原则8
2、控制模式8
3、控制方式9
4、申请加出力电场,执行新计划不到位,闭锁机制9
5、方式、模式转变闭锁15分钟9
6、系统高周9
7、不同区域间的协调控制10
8、计划分配算法10
9、风火联合调节策略13
七、调度监控控制平台16
一、概念解释说明
1、断面限额:
断面限额值为系统所设定的定值。
2、断面裕度:
=断面限额值-断面实时潮流的差值。
3、可再增加接纳风电能力:
即断面裕度最小值=MIN(所有影响风电送出的断面裕度)。
4、总发电计划(ZZJH):
即总接纳风电能力=当前总出力+可再增加接纳风电能力(断面裕度最小值)。
每种控制模式下计算方法不同。
5、分区发电计划:
瓜州区发电计划=瓜州区风电总出力+瓜州主变裕度;玉门区发电计划=玉门区风电总出力+玉门主变裕度。
6、风电场运行容量:
运行容量=装机容量-检修容量。
7、运行容量比:
A风电场运行容量/所有风电场运行容量和。
8、初始计划:
系统初次运行时,每个风电场的计划值。
9、标杆计划:
是各风电场按照运行容量比均分总发电计划,该计划仅为参考,并不是实际出力计划。
10、分区标杆计划:
各分区风电场按运行容量比均分分区总发电计划,校核时用。
11、当前计划:
是在满足电网安全的前提下根据风场当前出力、加出力申请、空闲程度算出每个风场计划,该计划是每个风场的实际出力计划;风电场需根据该计划及时调整出力。
12、空闲容量:
风电场当前出力小于当前计划,即认为该风电场有空闲容量,说明该风电场的当前风速、风向难以使该风场的有功出力达到计划值。
13、空闲容量比:
A风场空闲容量/所有风场总空闲容量。
14、超标杆比例:
风电场当前计划大于标杆计划,则认为该风电场超标杆计划,每个超标杆风电场的超标杆比例=风场当前计划/风场标杆计划。
15、最大发电能力:
风电场风功率预测系统提供的超短期的风功率预测值。
二、项目研究实施的目的和意义
风电机组技术的发展进步、政府对可再生能源事业的重视,中国以加速度投资建设风电。
国家新能源战略的引导下,风力发电迅猛发展,越来越多大型风电场开始接入电网,网省公司对大型风电场接入电网所带来影响尤其是对风电接入后电网安全与稳定问题开始关注。
风力发电特点:
远离负荷中心;难以单独为用户提供持续稳定电力;波动性(随机性)、间歇性电源。
风电的波动需要通过常规电源的调节和储能系统来平衡,风电提供清洁能源的同时,也对电网安全稳控运行带来挑战、冲击。
为保证电网安全,调度运行人员往往在运行控制中留有较大的安全裕度,导致电网最大可接纳风电能力不能得到充分利用,即使在缺电时,风电场有功出力也不能得到充分利用,这无疑浪费了风电的装机容量。
如何主动对风电场有功出力进行控制,是电网和风电场都十分关心的课题。
风电与常规发电方式最根本不同点在于其有功出力的随机性和间歇性,与常规调频、调峰电厂相比,风电场只具备非常有限的有功调节能力,目前还没有办法象其他常规电源那样对期出力进行计划安排和控制。
风电的大规模集中开发,对当地乃至更大区域电网安全稳定运行及电源结构配置会产生一定负面影响。
另外中国电源结构以煤电为主,系统备用容量和调峰手段本来有限,随着风电的集中开发,对电网安全稳定运行带来冲击和影响,电网调节更加困难。
从电力系统运行特性看,随着风电场容量的增加,希望风电场控制有功功率的能力也越高。
如何充分利用风电,实现各风电场协调控制以满足电网对各风电场有功综合需求,解决大规模风电接入电网后安全稳定问题等一系列问题对电网的稳定控制与调度技术提出了更高的要求。
国网公司制定《Q/GDW392-2009风电场接入电网技术规定》中指出,风电场应具备有功功率调节能力,能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。
风电场需配备有功功率控制系统,接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号,确保风电场最大功率值不超过调度给定值。
在电网紧急情况下,能根据调令控制其输出有功功率,并保证有功控制系统的快速性和可靠性。
必要时可通过安全自动装置快速动作切除或降低风机有功功率。
控制风电场有功输出方式:
切除风电机组,切除整个风电场,或者调节风机的有功输出水平。
意义:
本项目充分考虑了我国风电发展趋势即集中开发、跨区消纳、风火“打捆”外送,并结合风电调度运行中面临的送出困难、调峰困难、开机方式安排困难、风电运行单位众多,协调困难、限电状态下风电实施计划安排困难等问题,现实了大型集群风电的有功智能控制。
大型集群风电有功智能控制系统的开发和实施,既保证甘肃电网在各种运行方式下和故障情况下稳定可靠运行,同时又最大限度的提高电网的输送能力,使风电场出力最大化、最优化,实现充分利用风能资源的目标。
三、酒泉地区风电调度运行现状及问题
1、甘肃酒泉地区风电发展概述:
2010年6月酒泉地区接入风电场10座,总装机105万千瓦,主要依靠甘肃河西电网双回330kV线路送出。
330kV骨架电网输送能力仅为70万千瓦,实施河西稳控系统后,输送能力提高到90万千瓦,地方小水电、供热火电等与风电相互挤占外送通道,风电送出受限。
330kV风电送出通道示意图:
2010年底首个酒泉千万千万风电基地一期并网,总装机516万千瓦,主要依靠750kV线路送出,仍然有时间段需限制风电出力。
预计2015年酒泉风电基地总装机将达到1271万千瓦。
(敦泉限额50万千瓦,泉河张110万千瓦,河武凉120万千瓦安稳退出时;敦泉270万千瓦,泉河张330万千瓦,河武凉340万千瓦安稳投入)
750kV风电送出通道示意图:
为提高甘肃省能源基地的开发外送能力,国家电网“十二五”期间将在甘肃建设两条±800千伏直流输电特高压线路,以便使甘肃将能源资源优势转化为经济发展优势。
这两条±800千伏直流输电线路分别是酒泉-株洲±800千伏直流输电工程和陇东-新余±800千伏直流输电工程。
前者的起点为甘肃酒泉能源基地,落点为湖南株洲,线路全长约2400公里,输电能力达750万千瓦;后者的起点为甘肃陇东煤电基地,落点为江西新余,线路全长约1400公里,输电能力达750万千瓦。
2、风电大规模并网给电网调度运行带来的问题:
1)多处于偏远地区,集中接入和集中送出,地区电网相对薄弱,电网送出能力有限,在“N-1”方式下,会引发输变电设备过载问题,运行控制难度增加,严重影响电网安全稳定性和可靠性;
2)集群风电多处于同一风力资源带,风电尖峰负荷大,风电反调峰特性明显,电网调峰困难;
3)风功率预测难度大,间歇性强,电网不但要考虑负荷备用,还要考虑风电预留备用容量,在旋转备用安排上非常困难;
4)调度运行指挥难度大,酒泉风电基地投产,风电运行单位达到29家,协调指挥非常困难,特别是在电网紧急情况下,传统电话调度方式难以满足要求;
5)风电的间歇性造成电网电压波动非常频繁,无功设备投切频繁,传统电压调节控制方式不再适应;
6)低电压穿越能力等风机特性对电网安全影响加大,电网运行控制困难。
前四条均与风电有功控制密切相关,特别是送出能力和调峰能力的限制将成为影响风电发展的主要因素,增加了电网调峰调频的难度,严重时甚至威胁电网的安全稳定运行。
四、国内外集群风电有功控制现状及经验
1、国内外风电特点
国外
国内
分布式接入
集中开发,长距离、高电压输送
风电预测水平高(提前上报发电计划,提前上报时间和预测精度与电价挂钩),方便调度实时安排各相关电源的出力计划
风电预测水平低,难以满足实时调度控制的要求
电源结构及运行管理体制与国外不同。
我国对风电提出“保证接入、优先调度、全额收购”的优惠政策导致风电企业对风电预测积极性不高。
2、风电有功控制现状
风电场调节有功功率时,主要通过人工操作风电场监控系统变浆、启停风机或人工直接启停风机来实现有功的调节,且风电场监控系统厂商众多,技术水平不一,且监控主站与风机自身的控制单元经常会出现通信异常,因此单独依靠监控来调节风电场有功功率,其可靠性不高,手段单一,需引入后备控制措施,因此SCS-500W有功功率控制装置具有切除馈线的功能,作为风电监控系统的后备。
风电场监控系统可接收调度设备下发的计划值,并根据计划值自动调整出力,采用ModBus/TCP规约;某些风电场监控系统可提供超短期的风电预测数据,调度中心站可根据所提供风电预测数据下发下个周期的风电计划。
五、系统配置
该系统分为四层结构,如上图所示。
2个控制中心站,主备配置,位于甘肃省调度中心和嘉峪关地调中心,主要实现对整个系统实时监控,实现智能协调控制策略、计划值的实时计算和下发、风电场加出力申请的自动批复、申请算法和跟踪算法的切换、运行方式和控制模式的切换等主要功能。
调度员可通过中心站控制终端实时监控各风电场计划值数据、出力、电网备用容量、送出通道关键断面和风电上网主变潮流、裕度等数据及各风电场装置的运行情况、申请模式、动作报告等内容。
2个控制主站位于瓜州、玉门变,主站配置SCS-500W风电有功功率控制装置,主要实现汇集各稳控装置上送所采集的元件信息、各风电场的信息量、两火电厂出力信息上送给调度中心站,及接收转发调度中心站下发的当前计划、标杆计划、各断面值及断面裕度等到各厂站。
起到中心站与风电场间的通道联系、信息中转的作用。
控制子站由330kV瓜州、玉门、嘉峪关、张掖、山丹、凉州子站及750敦煌、酒泉、河西、武胜组成。
各站上送本站所采集的元件功率至主站和中心站,作为与控制策略有关的一个正要约束条件。
各风电场装设有SCS-500W风电场有功功率控制装置,实时监测各风电场的出力,并根据中心站自动分配给各电场出力计划控制风电场出力,实现风电场出力最大化、最优化、切风电机组最小化控制,并实现超发告警及超发切机功能。
通过以太网与风机集控系统通信,接收集控系统传送的实时预测的最大发电能力,发送给集控系统允许发电计划、总发电量、超发告警信息以实现闭环控制。
在张掖电厂和金昌电厂装设SCS-500W风电场有功功率控制装置,作为2个火电厂有功控制执行站。
按照断面裕度的变化,当需要增加风电场出力而输电通道裕度受限时,通过向火电厂发出降出力指令,把通道的输电能力尽量让给风电,实现河西电网风、火联合协调控制调节。
中心站还能与省调EMS通信,获取实时备用容量等数据,实现风电场调峰控制策略,在控制中心站与控制子站通信中断时,可以从EMS系统中获取电网断面裕度等控制策略计算所需要的数据,保证控制策略计算的正确性,提高系统的可靠性和可用性。
六、控制策略
1、控制策略整体原则
1)控制策略体现公平、公正、公开原则,保证每个风场能公平的获得发电计划,各信息相互开放,充分公开,所有风电场都能看到其它风场的出力和计划以及电网最大可再接纳容量等信息。
2)保证风电场出力最大化,实时计算电网的最大可接纳风电能力,根据接纳能力的变化及各风电场当前出力和风电场提出加出力申请(人工和自动两种方式)每固定周期计算一次各风场计划,并下发至各风场,该计划为上限值,低于该计划风场可自由发电,高于该计划需要申请。
3)以保证电网安全稳定运行为首要条件,未提出加出力申请或提出加出力申请未批准的情况下,高于计划值运行,超过规定时间,由控制执行站装置切除相应的馈线,使出力回到计划值以下,保证主网安全。
4)减少操作
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