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基于网源协同的新能源电力系统一次调频改造与验证论文

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  关键词:网源协同,新能源,一次调频,响应速度,改造

  0引言

基于网源协同的新能源电力系统一次调频改造与验证论文

  2022年我国风电、光伏新能源以及核电在电源结构中的占比持续攀升,新增装机突破1.2亿kW,连续三年突破1亿kW,而山东电网新能源装机容量约占全山东电网的38%以上,随着特高压电网建设和“三华”联网工程的实施,各级电网电气联系日渐紧密,远距离、大容量输电和区域性电网交直流互联成为现代大电网不断升级发展的标志,接入电网的电源成多元化趋势,现代大电网的结构、组成和特性日趋复杂,风电、光伏等新能源发电资源的间歇性和波动性、发电设备的低抗扰性和弱支撑性,随着风、光等新能源在电力系统中的发电量占比日趋增大,导致系统传动惯量以及频率、电压调节能力总体承下降趋势,在此背景下,强化网源协调管理、厂网共筑安全防线,确保电网安全稳定运行的重要性日益明显,对机组和电网之间的协调性提出了更高要求。

  目前,对于新能源参与电网频率调整的研究较多,其中风机参与系统频率调整的方法主要包括虚拟惯性控制、下垂控制、综合惯性控制、桨距角控制、转子转速控制等。但对于实际大电网中新能源参与一次调频后对系统频率特性的影响以及不同类型发电机组间一次调频相互配合等研究较少。在国外,爱尔兰等国家已经实现风机参与电网频率的调整;在国内,西北电网也开展了新能源参与频率快速调整的工作。本文结合现场实际情况,设计了基于网源协同的新能源电力系统的快速调频改造方案,利用全场有功/频率的对抗特性,根据电网频率变化采用下垂控制算法,综合不同机组运行工况,给出调频有功调节指令,通过高速通讯网络将指令快速下发到每台机组,实现新能源场站整体的快速调频,提升新能源场站的支撑能力,提高电网的安全稳定运行水平。

  1原调频技术分析

  目前新能源场站调频方面风力发电机主要采用:虚拟惯性控制、超速控制、桨距角控制等方法,主要是通过挖掘风机内部自身潜力方式,处于被动响应状态。同时原有调频控制中一次调频指令的形成,主要依赖于AGC系统,没有电网频率实时监测的手段和方法,无法实现网源协同控制,而AGC系统属于二次调频,时间上无法满足电网一次调频有功功率的滞后时间应不大于2s的要求。

  原有工作过程:通过电力变换技术调节风电机组的输出与电网同步,这种运行方式使得风机输出的机械功率与系统的电磁功率解耦,风机转速与系统频率解耦,

  但其功率输出与电网状态无关,仅与资源和调度指令有关,无法在频率发生变化时,依靠风机转速为系统频率提供调频支持,且现有风机为了汲取最大风能,常运行在最大功率追踪点,不能提供有功备用,缺乏对系统频率和电压的快速响应和主动支撑能力,因此风电机组无法主动响应系统频率的变化[9]。

  同时电力系统各方面都将面临以下几个方面深刻而严峻的挑战。

  (1)新能源机组过/低压(或频率)穿越能力不足:电网单一故障时因高、低压穿越能力不足导致大量脱网,自身形成严重功率扰动。

  (2)新能源出力的间歇性和波动性,造成电网潮流变化更加频繁、变化幅度更大,并引发严重的电压波动问题。

  (3)电力电子的快速控制等特性,引发了次超同步功率振荡问题等新稳定形态,不及时控制则易导致常规火电机组跳闸或引发重要设备损害。

  (4)电力系统调节能力不足,弃风弃光问题愈发严峻。为了提升新能源消纳水平,出现常规电源企业经营困难、储能经济性不足等问题。

  (5)常规机组退役、新能源大量接入,由于电力电子设备对电网的弱支撑性,电力系统局部区域的控制能力降低,不同稳定问题相互交织的问题更为严重。

  GB38755—2019《电力系统安全稳定导则》提出了新能源场站应该具备一次调频、快速电压和惯量支撑等能力;2021年12月24日,国家能源局正式发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》新版两个细则,细则明确要求新能源场站需要具备一次调频、快速调压等能力。山东电力调度控制中心行文《关于开展山东电网新能源场站快速响应支撑功能建设的通知》([2022]116号)要求,建设主动支撑型新能源场站。

  2新能源调频技术

  为满足新能源系统准确、及时地响应稳态的调度指令,实现电网的调峰、二次调频、调压等功能同时,还能主动、快速地支撑所在电网的频率和电压的波动,实现传统电源的惯量响应、一次调频及快速调压等功能,同时避免新能源发电单元进入高/低穿造成电站有功缺失引起频率问题,而基于网源协同的新能源电力系统一次调频技术,可以在不改变新能源发电单元特性的基础上,实现频率与电压的解耦,这就是“主动支撑型”的内涵,也是当前及未来新能源场站的发展趋势。

  2.1一次调频改造技术方案种类

  新能源场站一次调频不同于火电机组一次调频,火电机组主要依靠原动机调速系统自动完成,新能源场站需利用自动发电控制系统(AGC),加装独立控制装置,使其在并网点进行快速调频[2]。风电场一次调频改造方案主要有以下几种:AGC系统改造、增加主动支撑控制装置,以及配备有调频功能的储能装置等。

  2.1.1改造电站AGC系统

  这种改造方案相当于把一次调频和AGC整合在一起,他的实现不仅取决于AGC自身的性能和厂家改造能力,而且改造后对电站和调度的影响不明确,改造成本也不低。新能源电站采用的AGC(自动发电控制)系统是根据电网调度指令进行整场有功功率控制,周期较长,在电网系统过渡过程中不能根据频率的变化进行快速响应,只能参与电网二次调频。

  2.1.2储能装置参与一次调频

  对于储能参与一次调频大多数省份并没有明确的要求。目前储能的成本居高不下,以及化学储能安全性问题,也是限制发展的主要原因。

  2.1.3新增一次调频主动支撑控制装置

  在新能源场站增加专用的主动支撑控制装置,该装置与AGC系统进行网络通信,通过两者的相互配合,实现对新能源场站的快速调节。他的优势在于能够专一、快速实现改造,与AGC配合联动,和机组建立独立专属通道。

  2.2技术原理

  新能源一次调频响应技术是利用全场无功功率/电压波动的对抗特性,实时监测风电场高压母线电压,当电压突变越限时,根据动态调压算法,考虑机组的无功功率约束能力,借助快速通信网络,优先调整发电终端的无功功率出力,来实现对电压/无功功率的快速调节,使发电终端在某种程度上成为多个小型无功补偿装置。

  以风电场项目为例,通过采集风电场并网点系统频率,在风资源允许的条件下(发电功率超过额定功率的20%),频率快速响应系统实时采集和分析电网的频率和电压的变化。当系统运行正常,并且频率超出死区范围时,频率快速响应系统根据当前风机的运行状态和运行工况进行判断,确定每台风机的动作逻辑。同时,监控系统进行数据监控、存储以及数据分析等功能,使风电场能够主动响应系统频率的变化,维持电网的稳定运行[3]。

  在站控层增加主动支撑控制装置,如图1所示,通过装置自身配备的高精度频率测量模块进行独立采样,计算并网点频率、有功功率、无功功率、电压、电流等电能参数,当并网点频率值满足预设的新能源一次调频控制触发条件时,根据场站当前运行状态确定有功功率变化量并生成控制指令,直接下发给新能源场站功率控制通信单元。装置还可以实现自动调压功能,仿照常规电站的电压无功功率调节功能,装置实时监测并网点的接入三相电压值,监测周期为10 ms(可设定),当三相电压中的最大值或最小值超过设定好的限定值范围时,能够快速影响,通过无功功率出力的调节进行调压。

  类似同步发电机组调速器的控制策略,即按有差调节曲线(或称下垂特性曲线)进行控制,当频率变化超出死区,按给定的曲线斜率计算出需要控制的有功数值,在场站内通过能量管理平台对各风机进行分配,并下发控制命令;同时持续跟踪频率变化,进行闭环控制。与常规能源一次调频不同的地方是,以场站为单位,采集并网点的母线电压计算出频率来作为控制依据,控制对象是全站的所有在运的能量管理平台。

  2.3技术要求


  2.3.1总体原则

  通过主动支撑控制装置调节风电场站电网的有功频率,可以确保风电场站在并网中具有迅速调整的能力,并且不会改变原监测及AGC的性能及功能。当风电场总有功大于

  20%额定功率,且并网点频率偏差超出死区范围时,风电场一次调频系统应动作,并且应按照风电场一次调频有功-频率下垂特性,如图2所示,通过设定频率与有功功率折线函数进行调节。函数表达式如下:

  式中:fd为一次调频死区,Hz;fN为系统额定频率,Hz;PN为额定功率,MW;δ%为新能源一次调频调差率;P0为有功功率初值,MW。

  2.3.2一次调频限幅

  风电场总有功大于20%额定功率时,一次调频动作应满足下列要求:(1)一次调频功率上调节限幅推荐设定值为6%PN;(2)一次调频功率下调节限幅推荐设定值为10%PN。

  一次调频动态指标应满足以下要求:(1)一次调频有功功率的滞后时间应不大于2s;(2)一次调频有功功率上升时间应不大于9s;(3)一次调频有功功率调节时间应不大于15 s;(4)一次调频达到稳定时的有功功率调节偏差不超过1%PN。

  2.3.3响应指标

  一次调频响应指标应满足下列要求:(1)新能源场站一次调频启动时间不大于3s;(2)风电场一次调频响应时间不大于10 s,调节时间不大于15 s。如图3所示。

  2.3.4惯量响应功能

  当风电场总有功大于20%额定功率,且并网点频率偏差超出死区范围时,风电场应在满足公式(1)条件下提供惯量响应,并且风电场有功功率变化量ΔP应满足式(2)。

  式中:ΔPt为风电场有功功率变化量,kW;TJ为风电场惯性时间常数,典型取值4~12 s;fN为电力系统额定频率,Hz;Δf为电力系统频率偏差,Hz;Pt为风电场额定容量,kW。

  2.4实施流程

  (1)调频装置检测到实际电网频率的变化超过频率设定的死区后,调频系统会根据频率的变化计算出有功功率的差值;

  (2)根据实时监测并网点的接入三相电压值,监测周期为10 ms(可设定),当三相电压中的最大值或最小值超过设定好的限定值范围时,能够快速响应,通过无功出力的调节进行调压;

  (3)通过判断AGC与调频系统的配合关系,将处理后的实际有功功率指令发送给能量管理平台或者直接发送给风机;

  (4)风电场能量管理平台通过IEC104协议接收新能源控制装置的有功、无功功率目标值,并快速分解下发至各台风机,风机接收并响应指令,完成有功功率的调节;

  (5)完成一次调频和惯量响应,已经自动调压结束后,恢复原来的功率控制模式。

  3验证与分析

  本方案通过在风电场电子间新加装一套主动支撑控制装置,装置硬件模块化,模拟通道支持接入交流电压、交流电流、直流电压、直流电流,可以按照工程需求灵活配置。该装置具有系统频率采集精度高(0.001 Hz)、速度快(20 ms)、有功指令传输快、系统闭环响应时间短、有功调节精度高、对时功能、输入信号接口灵活等特点,实现如下功能。

  (1)通过IEC 104协议与AGC系统通信,用于接收调度中心下发的远程测试指令,实现和完成一次调频远程扰动测试功能。

  (2)直接采集并网点电流/电压计算有功功率/频率,监测电网的频率和电压扰动,以既定的主动支撑控制策略,控制新能源发电终端、集中无功补偿装置等来实现快速的频率电压响应控制,实现一次调频快速调整功能,当频率降低超出死区设定值时,装置向能量管理平台发出有功功率增/减出力指令升,装置动作时指令级别高于站控层AGC/AVC指令。

  (3)与场站AGC/AVC子站系统建立通信,实现与场站AGC/AVC子站系统之间的协调控制,同时闭锁信号给厂站AGC/AVC系统。系统优先级高于AGC/AVC系统正常运行时的优先级。在山东某100 MW新能源场站内设置1台主动支撑控制装置,在现场风资源满足条件的情况下进行了频率49.8→50.2 Hz现场扰动测试试验,试验项目及相关数据见表1,试验曲线见图4。根据《风电场接入电力系统技术规定第1部分:陆上风电》(GB/T19963.1—2021)要求,经过改造后,场站在正常运行过程中试验各项指标情况:测试滞后时间基本在1.5 s以内,不超过2s;调节响应时间基本控制在10 s内,满足标准规定的不大于15 s要求;同时功率控制过程稳定,偏差均未超过1%PN。并网运行中实际响应动作过程如图5所示。通过试验证实了主动支撑控制装置功能满足要求,并且有功特性曲线可以精确地追踪理论有功特性。

  4结束语

  目前新能源一次调频仍处于初期发展阶段,各种调频技术方案处于百花齐放和不断突破,结合机组特性和市场经济等综合因素考虑,技术加装主动支撑控制装置是成本最优、切实可行的方案。采用此种方案可以快速、精准地对场站进行最优的协调控制,满足各项性能要求,提高电网安全与可靠性,让场站经济效益最高。通过在山东某场站的成功实施,主动支撑控制装置在电网频率变化时,实时准确的参与控制调节,滞后时间、调节时间符合标准,控制过程和控制偏差与理论值趋势基本一致,精度满足要求。通过最简通信,最快调节,绕过通信冗余环节,直测直控,群控群调,并发策略可以保证机组及通信达到最快、最准响应,提升新能源场站的支撑能力,提高电网的安全稳定运行水平,给国内其他同类型机组提供了借鉴意义。

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