基于風光同場最大利潤模式下AGC控制策略研究

華潤新能源（大同）風能有限公司 張艷鋒 蘇國偉 王明明

隨著風電、光伏等新能源快速發展，發電企業考慮到風光互補的特點、升壓站設備的經濟運行建設風光互補場站。其中采用在已運營風電場35kV母線上擴建光伏接入，經升壓站原有主變、送出線路并入電網是比較經濟的運營方式。由于此方式風電、光伏共用一臺主變壓器，當風電、光伏同時滿發時，將出現風電、光伏發電容量大于主變額定容量的情況，針對此問題，本文從AGC控制策略、主變保護定值、跳閘回路、定值核算等方面進行了研究，通過策略優化，實現有功的自動調節，保證主變、送出線路安全穩定運行，增加風光互補場站發電量，提升場站經濟效益。

1 電網要求

對于風光互補場站電網相關部門提出如下要求：發電企業要充分利用AGC控制功能，控制主變和輸電線路運行潮流在額定電流以內運行，嚴禁主變、線路過載運行，確保電網和設備安全，發生過載時要立即進行控制并采取相應措施[1～2]。

2 傳統AGC介紹

2.1 AGC工作原理

AGC是一個閉環控制系統，此閉環控制系統可分為兩層。一層為負荷分配回路，AGC通過電網實時采集系統、通訊通道及場站監控系統獲取所需的實時數據，由AGC程序形成以區域控制偏差為反饋信號的系統調節功率，根據機組實測功率和系統調節功率，按經濟分配的原則，將計算出各場站的控制命令下發給各場站并轉發風機、光伏能量管理控制系統；另一層是各場站功率自動控制回路，它調節風電場、光伏電站的總出力，使之跟蹤AGC下發的控制命令，最終達到AGC的控制目的。場站AGC的基本原則是要求各控制區域內場站的總功率不超過電網通道的安全容量，在保證電網安全穩定運行的前提下，讓場站參與系統的二次調頻。

場站AGC是一個大型的實時控制系統，主要有三部分組成：調度中心具備自動發電控制功能的自動化系統構成控制中心部分；調度中心自動化系統與場站計算機監控系統或遠動裝置之間的信息通道構成通信鏈路部分；場站計算機監控系統及其有功功率調節裝置構成執行機構部分。系統主要由電網端AGC服務器、場站端AGC服務器、風機/光伏有功功率控制系統、風機/光伏監控系統構成。電網端AGC的功能包括實時采集電網測量數據，根據系統發電計劃、風資源信息預報、實時負荷變化和電網安全容量等信息量來計算出指令，并下發至風電場。場站端AGC的功能包括接收并轉發電網端AGC下發的指令，監視本場站實際功率與調度下發功率指令的變化情況等。風機/光伏能量管理平臺系統實現電力系統調度及場站中控室對風電場/光伏電站運行控制，包括風電場急停控制、風電場有功出力上限控制、光伏逆變器控制。

2.2 AGC系統功能

接收并轉發調度機構下發的有功調整指令，根據系統實時運行情況，讓風電、光伏場站參與系統的二次調頻，實現對風電、光伏場站的有功自動控制。通過通信鏈路，獲得場站網絡控制系統中所涉及的場站高壓側出線有功功率、風電機組的狀態、風電場的實時風速和風向等相關信息，下傳有功目標指令至風電/光伏機群監控系統。接收并執行AGC轉發的有功調整指令，在風速允許的情況下，場站將功率控制在0到額定容量之間，能自動解析調度下發值并對整個場站實現有功功率的優化分配和調節，確保場站最大功率及功率變化率不超過電網調度部門的給定值。

3 風光互補場站案例

某風電場現有裝機容量為99MW，建設66臺1.5MW風機接入35kV母線，通過一臺額定容量100MVA的主變升壓后通過220kV電壓送出線路送出到電網。后續新建50MWP光伏電站一座通過2回35kV集電線路接入風電場35kV母線，減少整體工程建設成本。風電場、光伏電站送出主要受限于主變容量，若風電與光伏總出力超過100MVA時，為確保主變不過載運行，結合光伏價高于風電電價的特點，需采取棄風保光措施，確保發電企業最大的營業收入。

控制策略修改前風電場、光伏電站需值班人員實時監控，當風電、光伏出力接近主變容量時，值班人員對風機進行手動調節。氣象變化較大時功率變化較大，人工操作較多，啟停風機比較頻繁，場站人員工作量大、工作強度高。通過電站的發電曲線可看出大風天氣需運營人員每天有10小時的負荷調節操作。風速、光照變化無法準確預測，存在瞬時變化較快的特點（圖2、圖3），因此人員在控制過程中會將主變運行負荷的裕度放大，避免主變過負荷，由此導致棄風保光的損失電量增加。根據統計數據顯示2017年1月～2018年10月31日累計損失1332.12萬千瓦時。

在棄風保光過程中存在風機設備頻繁操作，對設備安全穩定運行有一定影響。根據風電場停機操作記錄顯示，2017年因棄風保光人工啟停風機臺數為1292次、停機小時5095小時，2018年為2396次、停機小時12529小時，頻繁啟停操作將會影響風機機側斷路器、變槳電機電磁剎車控制繼電器使用壽命。可通過優化AGC控制策略、調整繼電保護定值等方法實現AGC自動調節，減輕值班人員工作強度、減少風機啟停次數、減少損失電量，使功率曲線更平滑。

4 采取措施

4.1 AGC控制策略優化

風電場、光伏電站的有功功率控制系統分別接收調度下發AGC指令進行限功率控制。風電場功率控制系統通過采集風電和光伏的實時有功數據計算風電場、光伏電站的實時總有功。在風電場功率控制系統內設置總有功限值，當總有功接近于主變容量時，通過限制風機有功實現總有功的實時調節。AGC每次下發至能量管理平臺的有功功率指令步長為4MW（步長可根據現場實際情況整定），指令下發頻次為5秒/次（頻次可根據現場實際情況整定）。如果步長整定值較大，實時總功率調節精度偏差較大，如果步長整定值較小，實時總功率突然增大時，AGC降負荷速率較慢，無法滿足調節速率要求，因此根據場站有功突變歷史數據整定步長值。

AGC系統將風電實時功率和光伏實時功率作為兩個參與調節的機組，光伏實時功率只作為參數計算、不參與有功調節。AGC系統將調度指令與光伏實時功率之和作為總目標進行計算，由于光伏部分不參與調節，所以AGC系統會將調度的AGC指令下發給風機，具體分兩種：當主變有功功率設定值減去光伏實時功率值大于調度AGC指令時，AGC給風機下發調度指令；反之則AGC給風機下發值應為主變有功功率設定值減去光伏實時功率的差值。由于功率調節到位時間為2分鐘，當現場負荷較大時現場需實時觀察功率變化，將主變有功功率設定值整定在合理范圍內，使風光總功率不大于主變視在功率值。

AGC主變有功整定值計算如下：根據場站資料可知，主變保護定值I2為0.8A，變比k為2400/1，可得主變低壓側一次電流值為1920A。由于風機、光伏電站有功功率1分鐘變化率為裝機總有功功率的十分之一，場站總功率為150MW（風機100MW、光伏50MW），因此十分之一為15MW，其對應的相電流值為247A。為保證一分鐘功率變化量不超過主變保護定值，主變低壓側電流必須小于1673A，滿足電網公司雙細則考核規定對有功功率變化速率的要求。當主變低壓側無功功率為40Mvar、電流為1673A時，可得視在功率S為101.4MVA，有功功率P為93.2MW。場站值班人員應以主變低壓側一次電流為準，不超過1680A（其中主變過負荷定值0.7，變比為2400/1）。場站可根據現場實際運行工況優化棄風保光AGC主變有功設定值[3]。

系統通過優化后負荷曲線如圖5、圖6，通過對比主變高壓側曲線可發現，自動調節比手動調節提升了速率，負荷曲線較為平滑，提升了發電能力。

4.2 保護定值優化

為防止AGC控制異常導致有功功率失控發生主變過載，對繼電保護定值進行重新整定，將主變低后備保護定值整定為不經復壓閉鎖，防止主變過載時經復壓閉鎖導致主變保護無法動作發生主變事故。定值整定優先風電場集電線路跳閘，保證光伏場站的發電量，線路跳閘要優先容量較小的風電場集電線路跳閘，主變低后備保護過流二段定值設置3個時間并考慮級差配合，按照整定時限將過載的集電線路切除，保證主變正常運行。

根據場站設備參數，主變額定容量100MVA， 接線組別Yn/Yn/D-11，各側電壓230±8×1.25%/ 37kV，低壓側變比2400/1，額定分接位置處短路阻抗系數為13.85%，基準容量Sj為1000MVA，基準電壓Uj為36.75kV，基準電流Ij為15710A，計算可得主變阻抗Xt＊為1.385。220kV等值阻抗：大方式X1=0.2704，小方式X1=0.3515，計算可得主變低壓側在系統最小方式下兩相短路總阻抗∑X為1.7365，計算可得主變低壓側兩相短路流過低壓側的電流Ik為7835A，主變低后備過流1段動作電流I1按35kV母線相間故障有靈敏度并可靠躲過過負荷電流整定，因此其靈敏系數k0為2，計算可得動作電流整定值I0為1.63A，動作時限取0.9S，跳主變低壓側開關（時限與低壓側配合），主變低后備過流2段1時限按躲過額定電流Ie整定，可得Ie為0.65A，過流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，由于主變過負荷需要跳集電線路，因此需要將復壓退出。主變過負荷保護按照額定電流的1.1倍整定1.1Ie（0.72A），10S發過負荷告警。從主變保護屏至集電Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線敷設二次電纜接入35kV開關柜保護跳閘回路，對主變保護跳閘矩陣進行整定，實現主變過載優先切除風電場35kV集電線Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線，保證主變安全穩定運行，減少主變過載導致的損失電量[4]。

4.3 變壓器負荷分析

依據DL/T572電力變壓器運行規程第4.2.1.4條，中型電力變壓器負載電流和溫度的最大限值為：電流（標幺值）1.5；熱點溫度及與絕緣材料接觸的金屬部件的溫度140℃；頂層油溫105℃。達到1.23倍的額定電流，運行1.2S切除負荷，保護定值滿足電力變壓器運行規程要求[5]。

運行方式結合變壓器熱老化率和壽命進行綜合考慮，通過統計變壓器的運行數據，計算變壓器的相對熱老化率，結合變壓器運行情況優化總有功限值。AGC關聯風、光功率短期功率預測數據，根據預測結果制定合理的系數，設定總有功限值時乘以系數，保證在氣象突變時AGC有功控制能夠滿足要求。

表1 變壓器負載電流和溫度最大限值

5 風光互補場站AGC策略優化效果

通過上述優化后，風光互補AGC自動控制實施后大幅降低了風機棄風保光損失電量，損失電量減少比例達到77.84%，累計減少損失電量557萬kWh。

表2 某風光互補場站損失電量統計

AGC風光互補自動調節功能優化，實現了風光互補場站AGC自動調節控制功能。通過對風電、光伏數據進行實時監測，實現光伏場站出力最大化、最優化控制和切風電機組容量最小化控制，實現風、光資源利用最大化。風機、光伏的功率控制，由人為手動控制轉變為自動調節，實現了SCADA系統根據下發計劃值對風機的變槳、光伏逆變器進行控制，調整場站總有功功率，避免人為頻繁啟停機對風電機組造成的損傷，降低人員操作的復雜性。