风光电站富集区域的发电控制技术研究

2024-05-25祁斌李婧丁蕾

电子元器件与信息技术 2024年2期

祁斌，李婧，丁蕾

青海省投资集团有限公司，青海西宁，810000

0 引言

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 某地区风光电站概况

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 某风光电站富集区域发电控制策略

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。

3 应用分析

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%。