大型集群风电有功智能控制系统培训

1、 大型集群风电有功智能控制系统培训资料目 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41、甘肃酒泉地区风电发展概述：42、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61、国内外风电特点62、风电有功控制现状6五、系统配置6六、控制策略81、控制策略整体原则82、控制模式83、控制方式94、申请加出力电场，执行新计划不到位，闭锁机制95、方式、模式转变闭锁15分钟96、系统高周97、不同区域间的协调控制108、计划分配算法109、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

2、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

3、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

4、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

5、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

6、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

7、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

8、、 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

9、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。这两条千伏直流输电线路分别是酒泉株洲千伏直流输电工程和陇东新余千伏直流输电工程。前者的起点为甘肃酒泉能源基地，落点为湖南株洲，线路全长约公里，输电能力达万千瓦；后者的起点为甘肃陇东煤电基地，落点为江西新余，线路全长约公里，输电能力达万千瓦。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

10、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

11、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

12、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

13、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

14、。 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，

15、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

16、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） 减少操作复杂性，对风机尽量做到无损伤控制。各风场根据发电计划调整发电出力，调整方式可由风场操作人员手动调整或由风电集控系统自动调整，进行出力

17、跟踪。5） 尽量做到风场间资源协调优化分配，根据风的大小和风场容量来分配每个风场的当前计划，无风的风场让给有风的风场，风相同时，根据运行容量等比分，以充分利用风电，并且对各风场公平。6） 提高对风场运行的管控能力，保证调度计划的公平和严肃性。2、 控制模式为适用复杂多变的电网运行情况，本系统设置4种控制模式：按各控制断面潮流裕度自动调整控制模式、调峰模式、调度员控制模式、紧急控制（降出力）模式，还可实现分区控制（分区控制也同样有该四种模式），对每个风场还可选择基点控制模式，可同时选择多个。按各控制断面潮流裕度自动调整控制模式下，系统对风电外送通道进行实时检测，可实时计算潮流断面的传送裕量，并结

18、合各风电场的出力及加出力申请情况，实现对各风场实时出力的智能控制调峰模式主要是电网运行中，因为调峰困难而限制风电的情况，系统从EMS中获得电网当前的调峰能力，然后通过对综合风场出力及申请加出力情况，优化各风场出力。若电网发生特殊情况，需要人工干预，可转入调度员控制模式，此模式可人工控制各风场的计划。电网事故情况下，若电网接纳风电能力下降，需要消减风电出力，此时可转入紧急降出力模式，此模式下，调度人员只需输入整个风电需要消减的有功出力总和，系统自动根据输入的消减量，按照公平原则分配给各风电场，风场自动调节出力，因为风电场运行单位众多，该方式大大减小事故处理时间。3、 控制方式为适用电网正常运行方

19、式和多种检修方式，系统设置了11种运行方式。当电网方式转变时，本系统能根据运行方式的变化自动调整整个风电场的计划，另外为防止运行方式变化导致风电场计划突然变小，风电场来不及调节馈线被切除的情况，当运行方式变化时，闭锁切机功能15分钟。4、 申请加出力电场，执行新计划不到位，闭锁机制为了避免风场申请值超过实际发电能力过多，造成部分发电裕度被占用，当风场提出加出力申请后，且系统批准了申请，在下个计算周期到来前该风电场出力未达到新的计划值（偏差3MW（定值），则闭锁该风电场一段时间不能申请加出力。5、 方式、模式转变闭锁15分钟方式、模式切换时，为避免计划突然变小导致风电场来不及调节，从而造成切机，

20、因此风电场有功控制装置闭锁切机功能15分钟（定值），不闭锁告警功能，出力小于计划值或15分钟后立即开放切机功能。6、 系统高周取330kV瓜敦线、330kV玉嘉线频率，两线中任一相频率满足高周定值持续5秒，判断为系统高周，高周后，不接收加出力申请，允许风电最大功率不能增加只能减少。 7、 不同区域间的协调控制对于不同入网点的风电场，在计算分配时，首先整体平衡分配，在安全校核时，因为约束条件不同，可能某区的计划超出了安全范围，此时将超出部分分给未超出部分，再次校核，实现区域间的协调，从而最大化的送出、消纳风电。目前分瓜州区、玉门区。8、 计划分配算法8.1、2种控制思路最大出力控制模式：即保证电

21、网安全稳定的前提下，根据电网风电接纳能力计算各风电场最大出力上限值，风电场出力低于上限值时处于自由发电状态，超出上限值时，可提出加出力申请，然后根据其它风场出力情况及空闲程度来确定是否批准其加出力申请，通过风电场和电网互动，实现风电计划的实时调度控制，从而达到风电出力最大化和风电场之间风资源优化利用的目标。出力跟踪模式：以各风电场风功率预测为依据，经控制中心站安全校核后的下发各风电场发电计划，各风场必须实时跟踪发电计划进行有功功率的调整。根据2种控制思路，提出了两种算法，分别为申请算法和跟踪算法。8.2、申请算法考虑到每个风场实际情况，风场申请加出力分为自动申请和手动申请2种模式，由风场根据自

22、身情况自主选择。8.2.1、初始计划计算初次运行时，需要给每个风场一个初始计划，以此计划为起点进行后面的计算分配，为减少风场调控压力，计划曲线应尽量平滑，因此初始计划应接近各风场当前出力。A风电场初始计划计算公式：PA_iniPlan= PA_cur +（PwPlanMax-PwCur）式中：PA_iniPlan为初始计划值，PA_cur 为A风电场当前出力，PwPlanMax为电网当前最大可接纳风电能力，PwCur为所有风电场当前出力总和，为A风电场运行容量占风电场总运行容量比率。A风电场初始计划值=A风电场实际出力+断面裕度最小值（即为电网可再增加接纳风电能力）A风电场运行容量/所有风电场

23、运行机容量。8.2.2、无申请时各风电场计划计算根据电网最大可接纳能力的变化，计算需要调整的风电计划总量，计算公式为：PwPlanChang= PwPlanMax-PwPlan式中，PwPlanChang为需要调整的计划总量，PwPlanMax为电网当前最大可接纳风电能力，PwPlan为当前所有风电场计划和。根据PwPlanChang的大小，具体可分为3种情况：1）|PwPlanChang|Pdz，则风电场不需要调整计划。Pdz为定值，设此定值目的是为了在电网可接纳能力变化不大的情况下，各风电场未加出力申请时，不频繁调整计划，当风电场有申请时，因需要重新计算新计划，该值取0。2）PwPlanC

24、hangPdz，增加各风电场计划，降按照运行容量比分配给各风电场。3）PwPlanChang（- Pdz），说明必须减少风电场的计划，需要降各风电场计划总量为|PwPlanChang|，流程图如下：风电场当前出力小于当前计划，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，所以消减计划先消减有空闲容量的风电场。按照空闲容量比消减有空闲容量的风电场的计算公式：PANewPlan= PAPlan +PwPlanChang为A风电场空闲容量占总空闲容量的比率。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，消减空闲容量后，若还需要消减计划，应消减超标杆计划

25、的风电场。为了公平，各风电场的超标杆比例K的差别应尽量小，因此消减时，优先消减K大的风电场计划，具体方法如下：得到超标杆的风电场的个数n，得到每个超标杆风电场的超标杆比例，为风电场的现计划（经过空闲容量消减后的计划），为风电场的标杆计划；对各超标杆风电场的K从大到小排序，；计算所有大于的风电场降计划至后可降的计划总量，i=2,3n；得出满足时，i的最小值x，其中为需降总量；将所有高于的风电场的计划降至，计算得出降的总量为；还需降得量为，从所有高于的风电场中，按照运行容量比降，之所以按照运行容量比降，是因为经过步骤的消减，高于的风电场的k都为，即在此步骤中降的风电场其超标杆比例K都是一样的。8.

26、2.3、有申请时各风电场计划的计算首先根据电网总接纳风电能力（ZZJH）的变化，计算没有申请时，各风电场的计划，计算方法同8.2.2。申请量是相对原来计划的，根据电网接纳能力的变化得到新计划后，各风电场的申请值调整如下：PA_apply2= PA_apply1-（PANewPlan- PAPlan）式中，PA_apply2为考虑电网总接纳风电能力（ZZJH）变化后的申请量，PA_apply1为实际申请量，PANewPlan为根据电网总接纳风电能力（ZZJH）的变化得出的该风电场计划，PAPlan为该风电场原计划。满足所有风电场的期望计划值后，超过电网总接纳风电能力（ZZJH）的量即为PA_ap

27、ply2，此量需要从各风电场计划中消减，消减方法同8.2.2的第3）种情况，区别是消减空闲容量时，不考虑申请加出力的电场。8.3、跟踪算法调度主站计算各风电场上传的最大发电能力之和FDHJ。当FDHJZZJH时，计算每个风电场的标杆计划=ZZJH该风电场运行容量/总运行容量；按照每个风电场超标杆计划的比例，消减计划。A风电场的计划=该风电场上传的最大发电能力（FDHJZZJH）A风电场超标杆比例。9、 风火联合调节策略为充分发挥风电有功智能控制系统对酒泉风电的调控能力，按照330kV输电断面裕度的变化，自动向张掖、金昌电厂发出增减出力指令，达到酒泉风电风火联调的目的。9.1、判断某机组是否可调

28、原则火电厂机组停运、有功低于门槛、AGC可调压板退出中满足任一条件认为该机组不可调。调度中心站接收电厂上送每台机组的有功、是否可调信息。9.2、主逻辑分支（1）、2个电厂数据都无效或不可调，则停止计划的计算；（2）、2个电厂中有一个电厂数据无效或不可调，则执行一个电厂的策略；（3）、2个电厂数据都有效且可调，则执行2个电厂的策略。9.3、一个电厂策略若是只有张掖电厂参与计算，则取Min(张山线裕度、山金线裕度、金凉线裕度)；若是只有金昌电厂参与计算，则取金凉线裕度；若裕度最小值小于50MW，则减出力50MW；若裕度最小值大于150MW，则加出力50MW。9.4、两电厂都可调程序初次运行或某电厂

29、中断后重新参加计算，则计划值=当前出力。具体策略如下：张-山-金线裕度MIN(张山线裕度、山金线裕度)张金线裕度MIN(张山线裕度、山金线裕度)下发指令为实际出力值共7个分支，每个计算周期只计算1个分支，分支优先级别如下：（1）金凉线裕度小于50MW（定值），并且小于张-山-金裕度；（2）金凉线裕度小于50MW（定值），并且大于张-山-金裕度；（3）张-山-金裕度小于50MW（定值）；（4）金凉裕度大于150MW（定值），金凉裕度小于张-山-金裕度；（5）金凉裕度大于150MW（定值），金凉裕度大于张-山-金裕度；（6）张-山-金裕度大于150MW（定值）；（此时金凉裕度在50，150之间）（

30、7）若没有以上分支的任何一个分支，则计划保持原计划，若大于该点计划值，则等于计划值，之后的流程还是没有需要调整的计划，则计划维持不变，不跟随96点曲线自动变化。分支（1）当金凉线裕度小于50MW（定值），金凉线裕度小于等于张-山-金线裕度时，按（实际出力最小出力）比分配减50MW（定值），最小下发值为最小出力。分支（2）当金凉线裕度小于50MW，金凉线裕度大于张金线裕度时，裕度差金凉线裕度张金线裕度，向张掖电厂下发减出力50MW指令，最小下发值为最小出力（不够减50MW是否需要做其他处理，目前未做处理）。向金昌电厂下发加出力指令（增加值裕度差），最大下发值为计划值。分支（3）当张金线小于50MW，向张掖电厂下发减出力50MW指令（不够减50MW是否需要做其他处理，目前未做处理），向金昌电厂下发加出力指令（增加值金凉线裕度张金线裕度）。最小下发值为最小出力，最大下发值为计划值。分支（4）当金凉线裕度大于150MW（定值），金凉线裕度小于等于张金线裕度时，向张掖、金昌电厂下发加出力指令，按（计划值实际出力）比分配增50MW，最大下发值为计划值。分支（5）当金凉线裕度大于150MW（定值），金凉线裕度大于张金线裕度时，裕度差金凉线裕度张金线裕度，当裕度差50MW（取哪个定值？目前取每次增加的量），向金昌电厂下发加出力50MW指令（增加不上去部分怎么补？