浅谈风电场能量管理平台的有功控制策略，功率控制

1. 引言

由于能源和环境形势日趋严重，而地球上可用风资源远远大于可开发利用的水资源，风电新能源行业得到飞速发展，风电领域的科学技术发展空前盛大，越来越多新能源集团着眼于发展风电，各类大中型风电场相继建成并投入运行[1]。最新数据显示，风电在电网占比逐年增加，风场装机容量不断增长，风机的新机型研发前赴后继，风电场计入电网的电压等级更高[2]。利用风电场具有的可观性、可控性、可预测性、可调度性满足并网要求，配合电网调度，最大限度提高上网小时数、争取上网优先权、降低弃风损失，能领管理平台的可靠有效控制至关重要[3-4]。

风电场输出功率波动对电网安全性和稳定性的影响越发突出，电网对风电场功率控制考核越发严格[5-6]。部分区域风电场时常出现功率震荡、功率超发、功率欠发、AGC响应超时等问题，为了减小风电场对电网影响，2017年电网更新明确了自动发电控制技术规范要求，其中AGC要求经110kV及以上电压等级线路并网的风电场须及时开展自动发电控制（AGC）子站建设及调试工作，其技术性能应符合电网AGC技术规范的要求，并接入到所辖调度机构实现闭环控制[7-8]。针对最新有功控制要求，本文通过调整、对比、优化SCADA能量管理平台的控制策略，实现有功功率调节速度和精度的提高。

2. AGC测验形势

针对电网对风电场最新的AGC要求，各地方电网根据技术规范的要求立即响应，制定风电场满足要求的AGC测验规范，而测试要求和过程愈发严苛、艰难。以四川某风电场AGC测试要求为例，该风场配置为2MW机型35台，总装机容量达70MW，按照如下图1.1所示AGC测试要求：

图2.1 AGC测试要求

便于直观理解，以该风场为例，具体要求为：

1）有功功率稳态误差不超过±2100KW（3%额定功率），56000 kw（80%额定功率）连续运行4分钟；

2）响应AGC指令下降和上升过程，有功功率超调量不超过7000KW（额定功率的10%）；

3）响应AGC指令下降和上升过程，有功功率控制响应时间不超过120秒；

3. 控制策略的选择和对比

3.1使用优选闭环控制策略

当风电场机组总装机容量小，机组离升压站的送电线路距离较近，可适性选择开环控制策略，由于线损波动较小，可将线损理想化设为定值，把该定值计入电网AGC指令值，即电网AGC指令下发时自动加入线损补偿定值，由此得到新AGC目标值输入能量管理平台进行有功调控。

然而，风的方向和大小是不可控的，风况的不稳定性直接影响了出口功率，针对大型风电场，开环控制无出口功率反馈，以全场实发有功功率跟踪AGC目标值，容易忽视出口功率对能量管理平台AGC指令响应系统影响。由于线损动态差异过大，导致系统的稳定性不高，响应时间相对闭环控制更长，精确度也不高，无法实时对出口功率进行自动修正或补偿。

所谓优选闭环控制策略在AGC指令响应时，线损会随着线路负荷的变化而时刻变化，能量管理平台接入升压站出口功率实时值，使用升压站出口功率跟踪AGC目标值，及时将升压站出口功率比较AGC目标值，校正有功输出偏差，更有效响应电网AGC指令，更适用于大型风电场。相对于开环控制策略不接入升压站出口功率，闭环控制增加出口功率的可控性，通过出口功率反馈系统的校正提高能量管理平台功率控制的精确度。

3.2使用增持容量控制策略

增持容量控制策略是在电网AGC指令下发时无需加入线损补偿定值，将原始AGC指令输入能量管理平台，一定条件下，将线损理想化设为定值，而该定值是由能量管理平台运算处理后得到的最优线损补偿值，而后参与AGC调控。以恒定增持容量作为静态线损补偿，在AGC调控时可保证实发功率在折减线路损耗后，得到小范围波动的升压站功率稳定于AGC指令值。

实际调控过程中按照电网要求进行参数配置，当接收电网调度AGC指令值，设定电网要求的全场每分钟有功变化斜率不超过总装机容量1/10、每10分钟有功变化斜率不超过总装机容量1/3，调节有功变化斜率、有功调控梯度等参数，设定有功功率死区范围，经过多阶段功率控制，即由初略到精细的过程调节。实际调控过程效果：大范围调节过程较为缓慢，小范围调节过程较为精准。

3.3使用增援比例控制策略

增援比例控制策略作为最常用又最简单的控制方式，通过调整系统的开环增益，加快响应速度，降低系统的惰性，提高系统的稳态精度。能量管理平台有功调控时使用增援比例控制策略，电网AGC指令下发时无需加入线损补偿定值，原始AGC指令输入能量管理平台时，能量管理平台运算处理后得到最优线损补偿比例值，AGC指令经过比例运算后成为AGC目标值，以线性比例变化的AGC目标值将实时动态进行线损补偿，参数设定亦按照电网要求配置，使用升压站出口功率实施跟踪AGC目标值。

通过反复修改参数对比，虽然进一步提高AGC指令响应速度，无法保证稳态误差，即升压站出口功率无法长时间稳定于有功调节的死区范围，存在功率超调现象。实际调控过程效果：大范围调节过程响应迅速，小范围调节过程存在过多波动。

3.4使用同增比例容量控制策略

介于单独使用增持容量和增援比例控制方式的缺点，同增比例容量控制策略是指智能选择使用增援比例和增持容量的控制策略。在电网AGC指令下发时，需要大范围调节有功时优先使用增援比例调控，在升压站出口功率达到预计初调的设定值后，再使用增持容量调控，将出口功率较为精确的控制接近于目标值。

3.5使用按比分配控制策略

在AGC指令响应实际控制过程中，针对各机组功率分配目标指令的控制策略尤为重要。若目标指令分配不合理，无法最大化利用机组的性能，致使出口功率出现欠发和超发。按比分配控制策略的控制过程是参照比较机组运行状态、风况、理论有功、应发有功、实发有功等条件和参数，根据机组剩余发电能力在剩余应发总有功中的出力占比，将欠发的AGC目标指令值按占比值分配于可出力贡献的机组，从而继续参与有功调节，再反复循环执行按比分配命令，直到出口功率无限趋近于目标值。

3.6使用平均分配控制策略

为了提高机组应发有功能力，加大机组出力输出有功，区别于按比分配控制策略，在参考机组剩余发电能力中，当AGC目标值剩余欠发量较小，按比例分配后机组得到的指令值差异性不大，调控后无法达到的部分较微小，可忽略不计，此时认为系统进入功率稳定于死区范围。因此，可使用平均分配控制策略，将AGC目标值剩余欠发量平均分配到剩余具有发电能力的机组，从而参与有功调节，循环执行平均分配策略可进一步提高平台响应速度，出口功率提前达到目标值。

4. 测试结果

如下图3.1为电科院AGC实际测试结果图，使用毫秒级采集数据制图，测试得到该风场有功功率控制能力满足标准要求。为便于分析结果，使用SCADA能量管理平台秒级数据记录，得到如下图 3.2所示的AGC实际测试结果图。本次测试应为季节风况缘故，最大只能测试75%的风电场额定容量。

图4.1 电科院AGC测试结果

图4.2 SCADA数据记录AGC测试结果

由图3.2可看出：

1）有功功率在各阶段持续4分钟调节过程，前2分钟调节到目标指令，连续稳定运行2分钟；

2）响应AGC指令下降和上升过程，有功功率超调量均未超过7000KW（额定功率的10%），有功功率稳态误差未超过±2100KW（3%额定功率），具体风电场并网点有功功率设定值控制响应指标见下表3.1：

表4.1 风电场并网点有功功率设定值控制响应指标

5. 结语

本文针对各不同的风电场实际情况，优选采用不同的有功控制策略，可因地制宜更加及时有效的响应。利用能量管理平台的智能优选控制策略，在AGC指令响应过程中，考虑风电场单台机组实时发电性能和上网负荷的动态变化，利用动态补偿有功损耗让升压站出口功率精确跟踪AGC目标指令，实现有功功率的自动控制。在实际AGC实验中，响应时间远远小于标准2分钟，控制精度不超过1%，而超调量仅仅只有标准的1/5。由此在以后调度调控风电场有功时，极大提高了风电场有功利用率，在可控范围最大限度减少限电损失，让上网电量最大化。