风电场无功电压自动控制技术(培训)

风电场无功电压自动控制技术(培训)第一页，共45页。主要内容风电场AVC子站实施方案问题背景和总体解决方案

总结讨论风电场AVC子站技术规范第二页，共45页。主要内容风电场AVC子站实施方案问题背景和总体解决方案

总结讨论风电场AVC子站技术规范第三页，共45页。间歇能源的无功控制问题(一)由于间歇能源本身的无功控制能力未充分发挥，过度依赖电容器和SVC随着有功出力的增加，场站内线路的无功需求及并网输电线路的无功损耗增大并网区域的无功严重不足，电压水平和系统稳定裕度降低第四页，共45页。间歇能源的无功控制问题(二)缺乏大规模间歇能源区域的总体AVC控制

各场站电压控制各自为政，缺乏统一协调，导致在某些情况，由于各场站间电压控制配合不合理，恶化电压问题。并网区域的“电压乱舞”问题区域内多个场站缺乏协调快速无功控制，互相影响，造成并网区域电压波动剧烈。

电压引起的区域风机/光伏大规模脱网问题扰动造成的低压脱网后，由于缺乏协调的电压控制策略，导致区域无功过剩“容升”，连锁高压脱网

第五页，共45页。实际案例-电压乱舞随着风电出力的增加，220kV母线的波动非常剧烈，在10秒内电压波动均超过了5~6kV，最严重的情况在2秒内电压波动超过5kV第六页，共45页。实际案例-连锁脱网某区域2011年典型脱网过程（PMU数据）连锁脱网过程：2秒涉及风场数量：10座脱网总负荷：1000MW电压变化：20~40kV最高电压：262kV电压诱导型的风机大面积脱网第七页，共45页。连锁脱网的机理仿真(1)仅投入电容器，SVC和风机不发无功投入电容器和SVC，风机不发无功第八页，共45页。连锁脱网的机理仿真(2)退出电容器，SVC和风机发无功利用风机和SVC发出无功，替换原先电容器提供的无功，在故障点风机和SVC脱网后，这部分无功一同被切除，有效遏制了由无功过剩导致的多风场内大片风机过电压连锁脱网。SVC和风机采用定电压控制（AVC子站控制），各风场电压在抵达最大值后逐步降低至稳定水平第九页，共45页。间歇能源的无功控制问题总结间歇能源场站目前的电压调节以传统电容器和SVC为主，难以满足各种运行方式下的无功支撑，并带来电压引起的连锁脱网问题。间歇能源场站内部的多种无功设备（SVC装置，电容电抗，双馈风机，光伏逆变器）缺乏协调配合。以集中并网点为目标的间歇能源场站电压控制，不能满足场站内各电源点的电压要控制求。间歇能源场站之间、间歇能源场站与传统电厂/变电站之间的无功电压缺乏统一调控。总之，不能满足稳定接纳新能源并网发电的要求。缺乏自律性缺乏协调性第十页，共45页。发展趋势对间歇能源进行有功和无功自动控制势在必行《GB/T19963-2011风电场接入电力系统技术规定》国家标准：2012年6月1日实施《GB/T19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定》国家标准：2013年6月1日实施第十一页，共45页。国标GB/T19963-2011（1）风电场无功容量风电场的无功电源包括风电机组及风电场无功补偿装置。风电场安装的风电机组应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。风电场要充分利用风电机组的无功容量及其调节能力；当风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在风电场集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。第十二页，共45页。国标GB/T19963-2011（2）风电场电压无功控制风电场应配置无功电压控制（AVC）系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，风电场自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对风电场并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求当公共电网电压处于正常范围内时，风电场应当能够控制风电场并网点电压在标称电压的97％～107％范围内。风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器第十三页，共45页。风电区域自动电压控制总体模式将问题分解为两个子问题：电网主站控制问题,子站控制问题采用分级控制的总体模式第十四页，共45页。电网调度AVC主站控制模式考虑本区域所有间歇能源场站无功调节能力，以及本区域内常规无功电压调节手段，进行区域电压控制计算。向风电场下发高压侧母线电压设定值。时间特性:分钟级解决协调性问题GPCC点第十五页，共45页。风电场子站AVC控制模式协调控制离散设备和连续设备电容、电抗器：离散调节设备SVC/SVG、风机、光伏逆变器：连续调节设备协调控制快速设备和慢速设备电容器、电抗器器：慢速（几十秒）风机、光伏逆变器：较快速（秒级）SVC/SVG：快速（毫秒级）时间特性稳态：秒级故障：毫秒级解决自律性问题第十六页，共45页。风/光电站无功控制手段风力发电机组的无功调节SVC/SVG等快速动态无功补偿设备独立的电容、电抗等离散调节设备（逐渐淘汰）升压站主变分接头第十七页，共45页。风机/逆变器的有功/无功调节风机具有有功/无功控制能力国标19963:±0.95光伏逆变器与常规的有源无功补偿/滤波装置主电路完全一致，具有发送无功的能力国标19964:±0.95第十八页，共45页。SVC的无功调节动态无功补偿——连续可调MCR型SVCTCR型SVCSVG主要作用参与稳态下的电压调节（秒级），高压母线电压合格和风机/逆变器机端电压合格指令接口：无功设定值、电压范围故障暂态下的快速调节（<30ms）,协助风机/光伏逆变器低电压穿越第十九页，共45页。电容器、主变分头电容器——离散无功设备投切容量多档可调节逐渐淘汰主变分头传统方式：人工调节新国标：主变压器宜采用有载调压变压器通过主变压器分接头调节场站内电压，确保场内设备正常运行第二十页，共45页。间歇能源？常规电厂？在无功控制方面，风电场与常规电厂有哪些区别？若能充分发挥风机本身的无功调节能力，从外特性上看风电场将具有类似于常规电厂的调节能力区别：风电场站有功出力间歇性强，电压波动剧烈。风电场无功补偿设备类型多，需要有效协调控制。风电场风机数量众多，地理分布较远，需要考虑场内有功/无功分配对馈线电压分布影响。风电厂电压控制，是微电网区域的控制问题，不是传统的单点控制。第二十一页，共45页。主要内容风电场AVC子站实施方案问题背景和总体解决方案

总结讨论风电场AVC子站技术规范第二十二页，共45页。总体要求（1）4.1风电场控制子站电压无功控制的目标为：接收AVC主站下发的风电场高压侧并网点母线电压设定值，通过实时控制全场风机无功出力和其他无功设备，达到AVC主站的控制要求。4.2风电场AVC子站安装在风场侧安全I区，与现场升压站监控系统、风机监控系统、无功补偿装置等设备通讯获取实时运行信息，从调度AVC主站接收电压的调节控制指令，计算后向风机监控系统、无功补偿装置等发送控制指令。4.3风电场AVC子站的无功控制设备对象主要包括：风电机组、动态无功补偿装置、独立并联电容器、独立并联电抗器、主变分接头第二十三页，共45页。总体要求（2）4.4风电场控制子站在进行电压无功自动控制时，在满足调度AVC主站下发的并网点电压设定值的要求同时，应保证风场内各风机机端电压正常不越限，并保证风场内的无功合理流动，SVC等动态无功补偿设备应保留合理的动态无功储备。4.5当风电场AVC子站正常接收调度主站下发的电压控制目标时，能够自动控制风电场内各种控制对象，追随调度主站下发的电压控制目标；当与调度主站通信中断时，能够按照就地闭环的方式，按照预先给定的高压侧母线电压目标曲线进行控制。第二十四页，共45页。硬件配置要求AVC子站的硬件应遵循标准化和开放性的原则配置，包括计算控制设备、历史存储设备、串口接入设备、网络交换机和后台人机工作站等设备，除人机工作站外，其他设备均应集中组屏计算控制设备：设备应采用成熟可靠的服务器或工业嵌入计算机，采用双机冗余配置，CPU主频≥1GHz，内存≥2G，千兆网卡≥4口，硬盘存储≥300G,宜采用Linux系统交换机：配置千兆网络交换机,24口/1000M串口接入设备：用于提供与动态无功补偿装置,及与变电站监控系统的通信接口,8口RS232-485/100M网络人机工作站：监控和维护历史存储设备：历史数据存储时间>5年第二十五页，共45页。控制对象和通信接口设备连接结构图第二十六页，共45页。AVC子站与其他系统通信（1）序号接口对象接口内容兼容的接口方式1调度主站发送风场可控状态，接收电压控制指令调度数据网，104规约2升压站监控系统接收风场升压站电气状态，发送独立电容/抗器和分头控制指令局域网，104规约串口，101规约串口，CDT规约3SVC/SVG装置（多套）接收SVC/SVG运行状态，发送SVC/SVG无功电压/无功控制指令串口，Modbus规约串口，CDT规约4风机监控系统（多套）接收风机运行状态，发送单机/机群有功无功控制指令局域网，Modbus规约局域网，OPC规约5光伏监控系统（多套）接收逆变器运行状态，发送单机有功/无功控制指令局域网，Modbus规约局域网，OPC规约第二十七页，共45页。AVC子站与其他系统通信（2）与风机监控系统：网络通信，MODBUS或OPC接口控制模式单机无功控制：下发每台风机的控制指令机群总无功控制：下发风机群的总无功控制指令应优先采用控制单台风机无功控制模式发送数据接收数据序号名称备注1遥调单台风机无功值单机控制模式2单台风机功率因数机群总无功值机群控制模式3序号名称备注1遥测各风机机端电压三相电压2各风机有功

3各风机无功

4机群总可增无功成组控制模式5机群总可减无功

1遥信各风机并网状态1并网、0脱网2各风机运行状态1运行、0故障3各风机受控状态1受控、0不受控第二十八页，共45页。AVC子站与其他系统通信（3）与SVC/SVG：串口通信，MODBUS或CDT接口控制模式向SVC/SVG同时下发电压上限、下限值和无功指令值：当采集母线的实时电压在下发的电压上下限范围之内时，SVC装置按照接收的无功指令进行无功出力调节；当采集母线的实时电压在下发的电压上下限范围之外时，SVC装置自主调节设备无功出力，把电压控制在上下限值范围内。实现稳态下的无功协调控制，以及故障暂态下SVC/SVG的快速响应发送数据接收数据序号名称备注1遥调电压上限值

2电压下限值

3无功设定值

序号名称备注1遥测可增加动态无功

2可减少动态无功

1遥信SVC/SVG投运信息0未投运，1投运2SVC/SVG闭锁信息0未闭锁，1闭锁第二十九页，共45页。AVC子站与其他系统通信（4）升压站监控系统：串口/网络通信，CDT/101/104规约控制模式存在独立投切的电容器，采用遥控方式进行控制：对主变分接头，采用遥调方式进行控制发送数据接收数据序号名称备注1遥控各主变分头升遥控如分头有载调压2各主变分头升遥控3各独立电容/抗器开关合遥控如有独立电容器/抗器4各独立电容/抗器开关分遥控序号名称备注1遥测各条集电线有功、无功、电流

2高压出线有功、无功

3高中低压侧母线电压三相、三线4主变高中低压侧有功、无功

5主变分头档位

6SVC/SVG无功、电流

7电容器五无功、电流

1遥信开关刀闸状态

2低压侧母线单相接地故障信号

3低压侧PT断线故障信号

4电容器保护动作闭锁信号

第三十页，共45页。AVC子站与其他系统通信（5）调度AVC主站：通过变电站监控系统转发调度主站下发上送调度主站上送可增减无功以高压侧集中并网点为单位序号名称备注1遥调高/低压侧母线电压目标值

高/低压侧母线电压参考值序号名称备注1遥测风场实时可增无功

2风场实时可减无功

1遥信AVC子站运行状态1正常

/0异常2AVC子站控制状态1远方控制/0就地控制3可增无功闭锁信号1闭锁，0正常4可减无功闭锁信号1闭锁，0正常第三十一页，共45页。控制策略要求（1）风电场AVC子站应兼顾以下三个方面，实现全场的无功电压协调控制：a、监控并维持风机机端电压在合格范围内；b、跟随主站下发的对风电场高压母线的电压控制目标；c、维持场内无功平衡与无功合理流动，并保留合理的动态无功储备。在电网稳态情况下AVC子站应充分利用风机的无功调节能力来调节电压当风机无功调节能力不足时，考虑动态无功补偿装置的无功调节。在保证电压合格基础上，动态无功补偿装置应保留合理的动态无功储备裕度。第三十二页，共45页。控制策略要求（2）在电网故障暂态情况下动态无功补偿装置可以自主动作，快速调节无功使电压恢复到正常水平，暂态下动态无功补偿装置的动作响应时间应时间<30ms当电网从故障中恢复正常后AVC子站应通过调节风机的无功出力，将动态无功补偿装置已经投入/退出的无功置换出来，使得无功补偿装置预留合理的动态无功储备考虑到风电场面临低电压和高电压双方面的问题，因此在稳态正常情况下，动态无功补偿装置应在增减无功双方向上预留合理的动态无功储备第三十三页，共45页。控制策略要求（3）AVC子站应能协调风场内的风机和动态无功补偿状态，避免风机和动态无功补偿装置之间无功的不合理流动。当升压站内有多组SVG/SVC装置时，AVC子站应协调控制各组动态无功补偿设备，各组装置之间不应出现无功不合理流动。当风场和升压站全部无功调节能力用尽，电压仍不合格时，AVC子站可以给出调节分头的建议策略。第三十四页，共45页。软件功能要求（1）集中监视功能：采用直观的图形化方法，对风场全部设备，包括各期风机、箱变、集电线、升压变全部设备进行一体化的、集中的直观监视，应能采用可视化的方式，给出风场全部范围内的总体电压、无功分布情况模型维护功能：维护控制所需模型和曲线运行监控功能：对AVC子站投入/退出状态，远方/就地控制状态进行监视和操作。控制计算功能：按照控制策略要求进行无功分配计算通信功能：与其他相关系统进行数据通信。就地控制功能：可以独立进行就地自动控制。第三十五页，共45页。软件功能要求（2）事件告警功能：AVC子站系统运行异常或故障时能自动报警，闭锁自动控制，并形成事件记录。受控设备对象出现异常或故障时能闭锁相关设备并自动报警。数据存储功能，可存储采集的数据点并形成历史数据库，用于绘制趋势曲线和形成报表，历史数据可存储3年以上。事件记录功能，可对AVC子站投退、告警、闭锁、人员操作等形成事件记录并存入历史数据库，并提供人机界面进行查询。具备和与升压站监控系统统一时钟进行对时的功能满足电力系统二次安全防护相关要求第三十六页，共45页。软件功能要求（3）安全闭锁功能：当出现以下情况之一者，AVC子站系统应自动闭锁，给出告警，正常后恢复调节。高压侧母线（节点）电压越闭锁限值。高压侧母线（节点）电压波动过大。主站指令异常。与风机监控系统通信故障。与升压站监控系统通信故障。当出现以下情况时，AVC子站系统应自动闭锁相关设备。风机停运、脱网，或者出现异常故障，不受控制。

SVC/SVG装置停运，或者出现异常故障，上送闭锁信号。电容器停运，或者出现异常故障触发保护动作。第三十七页，共45页。性能指标(1)实时性指标单次控制计算时间：≤5秒子站接收主站指令周期：≤5分钟子站下发控制指令周期：≤30秒子站与风机监控系统通信周期：≤10秒子站与升压站监控系统通信周期：≤10秒子站与动态无功补偿装置通信周期：≤10秒子站与调度主站通信周期：变位传送规模指标历史记录保存时间：≥3年系统最大升压站高压侧母线数量：≥4条系统最大升压站主变数量：≥4台系统最大支持风机数量：≥500台系统最大SVC设备数量：≥4台第三十八页，共45页。性能指标(2)考核指标子站投运率要求：满足《华北区域风电厂并网运行管理实施细则(试行)>》中对有功和无功控制性能的要求。控制性能要求：满足《华