基于GOOSE的新能源场站多级控制技术研究

牛超,单馨,蔡国洋,郭春岭

(1.南瑞集团(国网电力科学研究院)有限公司 江苏 南京 211100;2.国电南瑞科技股份有限公司 江苏 南京 211100)

0 引 言

随着新能源装机容量的迅速增大,单个新能源场站装机规模也日益增大[1-3]。由于新能源发电单元单机容量较小,场站装机规模的增大势必使得单个场站的发电单元数量变得越来越大,同时新能源场站为满足频率支撑要求,有的场站配置了储能设备[4-5],为满足无功支撑要求,场站普遍配置静止无功发生器(static var generator,SVG)[6-7]。与此同时,新能源场站的主动支撑控制技术要求日趋严格,对响应时间的要求从秒级逐渐向毫秒级发展。场站主动支撑下发的控制指令需要经过多级交换机或数据采集系统才能到达发电终端设备,而且电站通信网络内数据量很大,造成明显的通信网络延迟,极大地影响了主动支撑指令下发的时效性。常规新能源场站功率控制系统的接入点容量和单一的通信架构设计已无法满足大型新能源场站海量数据终端的接入需求及风电、光伏、储能、SVG等多种类型的有功/无功源的协调控制。

文献[8-9]中针对微电网自身的不稳定性导致运行控制困难的问题,提出了分层控制方法。每层独立完成自身的控制任务,通过通信通道向下层传达命令,且传达命令过程不影响系统稳定性,实现了不同调频特性电源的协调控制。文献[10]提出了一种基于多级协调的高比例新能源无功调压控制方法,实现了基于分析有功变化对无功电压的影响来实施无功功率的超前控制,充分发挥新能源机组无功支撑能力。文献[11]针对大规模集群可再生能源提出了按照全网层、场群层和场站层顺序逐层优化的有功控制指令协调策略。上述研究中针对不同响应特性的控制对象提出了多级协调、分层控制的控制策略,但是并未针对层级之间的通信架构及层级内部的控制策略提出切实可行的方法。

本文针对新能源场站的大型化、集群化和基地化的发展趋势提出了基于一种面向通用对象的变电站事件(generic object oriented substation event,GOOSE)快速通信协议的“四层三网”通信网络架构体系,实现单个场站海量通信终端的多级高速、灵活接入,并针对新能源基地多源协同控制提出初步的风光储的协同控制策略。

1 “四层三网”通信架构及硬件组成

1.1 通信系统网络架构

如图1所示,针对大型新能源发电基地,提出“四层三网”基础通信架构。整个新能源基地功率控制系统分为集群控制系统层、场站主机层、场站从机层和场站单机层。场站单机层为风电/光伏发电单元组成的单机设备层。场站主机层负责协调场站从机层协同完成全场的主动支撑控制,主机实现电网感知及各从机统一协调控制,从机作为分散式控制单元,实现接入发电终端的分散式功率控制。集群控制系统层负责协调集群内各场站的场站主机,其中从机层主动支撑设备与发电单元交互的网络构成单机层网络,场站主机层主动支撑设备与场站从机层主动支撑设备交互的网络构成主从层网络,集群控制主机与场站控制主机之间交互的网络构成集群场站网。根据基地的不同规模集群控制系统层和场站从机层可按需进行配置。通过建立“四层三网”的通信网络架构体系,实现海量通信终端的多级高速接入。

图1 大型新能源发电基地“四层三网”基础通信架构

1.2 系统硬件组成

单机层设备主要由风机、光伏逆变器、SVG设备、储能变流器(power conversion system,PCS)、环网交换机、数据采集器及光纤连接网络设备等组成 。

场站主机层和场站从机层均为场站级主动支撑设备,选用确保数据收发高安全性的多核多CPU软硬件冗余架构,采用低功耗、高性能的平台结构。

场站主机层,对上承担着与集群控制系统或场站其他调度控制设备的通信,建立与调度的联系,反馈装置控制状态,执行调度远程测试指令的功能;对下连接从机层各台设备。根据收集到的有功、无功、频率、电压、能量管理系统(energy management system,EMS)状态、发电单元状态等信息,计算出功率调节量,下发给各个从机装置及发电单元,根据后续反馈的状态及时进行相关的指令调整,保证整场可及时有效地响应功率调节指令。主机装置包含6路光电网络接口、16路开关量输出、32路开关量输入、8路模拟量输入及8路模拟量输出等功能,已满足现场不同的接口配置要求。1台主机最多可支持8台从机的连接,单个主从控制系统最大可满足900台发电控制单元(非最小发电单元)的通信连接,可支持总发电容量将近3 000 MW,基本可以满足大型新能源发电基地海量子站的接入要求。

场站从机层对上基于GOOSE高速通信协议与主机层进行连接,接收主机下发的总的功率指令,并按照单机的支撑能力进行分配。从机层设备对下主要承担与发电单元的通信连接,装置包含4个光/电网络接口,可支持基础的Modbus传输控制协议、IEC60870-5-104(简称IEC104)等通信协议,每台从机设备可连接100台被控设备,并对收集到的信息进行精细化的整理及计算,以虚拟能量管理系统的概念将相关信息上送至主机层设备。针对新能源发电基地错综复杂的并网连接线路,每台从机可以支持12路交流电压、12路交流电流的模拟量采样,并可根据需要配置接入点类型(叠加/删减),最终将从机采样有功、无功发送给主机装置进行整场有功无功值的计算。

集群控制层,集群控制设备主要针对特大型新能源基地,对基地内多种电源进行统筹控制,利用风电设备惯量容量较多,光伏设备功率调节速度快,储能设备无视天气和光照的影响等特点,统一将整个新能源基地所需支撑能力在3种电源直接进行调整,实现功率支撑的有效性及经济性。集群层设备选择高性能服务器设备,主动采集集群并网点/关键枢纽点的运行状态信息,参考各场站实时运行状态和支撑能力,保证集群满足调节要求的同时,也尽量保证场站层运行的稳定。

2 系统软件逻辑及其协同策略

2.1 新能源场站多级控制软件逻辑

整个新能源场站控制系统软件架构(见图2)中主机设备包含采样模块、通信模块、调频控制模块、调压控制模块、能量管理平台分配模块及发电单元分配模块,从机层设备包含采样模块、通信模块及发电单元分配模块。

图2 新能源场站主动支撑控制系统软件架构

主机设备通过采样模块和通信模块的采集和计算,获取整个场站实时状态,并将状态告知调频控制模块和调压控制模块,调频和调压控制模块根据实时状态将最终需要执行的功率指令告知能量管理平台分配模块,能量管理分配模块将整个场站所需执行的功率指令按照风电、光伏或储能的相关信息进行自动协调,如风机或PCS支持直接控制,则将分配结果通过GOOSE告知各个从机的发电单元分配模块,从机发电单元分配模块在接收到动作信号后,将总的功率指令依据发电单元状态分配至各个发电单元,并通过通信模块下发至各个发电单元,完成功率的调整。如风机或储能不支持直接控制单机,则将分配指令直接通过通信模块下发至相应的风机能量管理系统或储能系统控制系统,完成功率的调整。对于光伏发电单元没有能量管理系统的概念,则通过直接控制光伏逆变器或通过数据采集器完成功率的调整。

2.2 从机协调分配过程软件逻辑

1)有功指令分配逻辑。依据各个从机上送的有功控制能力,进行有功调节量的分配。在整场有功调节指令小于整场被控从机群有功支撑能力时,令

(1)

在整场有功调节指令大于整场被控从机群有功支撑能力时,令

(2)

2)无功指令分配逻辑。依据各个从机上送的有功控制能力,进行有功调节量的分配。在整场无功调节指令小于整场被控从机群无功支撑能力时,则有

(3)

在整场无功调节指令大于整场被控从机群无功支撑能力时,

(4)

式中的无功能力值和总能力值是基于调压动作时各个从机上送的无功支撑能力值,在调压动作期间,这两个值保持不变;调压动作复归后,装置重新计算支撑能力值。

2.3 集群控制层风光储协同控制软件逻辑

1)建立风电场调度模型。风电机组的输出功率特性与当前时刻的风速有关,把风电场等值成1台风力发电机组后,采用平均风速作为等值模型输入,机组参数取原机型的标幺值。风电机组出力与风速模型关系式如下:

(5)

式中:ρ为空气密度,R为风机叶片半径,vw为当前时刻的实际风速,CP为风机风能利用系数。

2)建立光伏电站调度模型。光伏发电中,光伏板输出电功率与光照强度、光伏板面积、光伏板发电效率有关,其关系式如下:

EPV(t)=APVηPVI(t)

(6)

式中:APV为光伏板面积,ηPV为光伏板发电效率,I(t)为当前时刻光照强度。

3)建立储能电站调度模型。储能电站是风光储系统中调度优化的核心设备。在用电高峰期可以补充功率缺额,配合发电厂起到调频调峰的作用,削峰填谷效果明显且反应时间快。其储电量与充放电功率的关系如下:

Sbat(t)=Sbat(t-1)+Ebat,c(t)ηbat,cΔt-

Ebat,d(t)/ηbat,dΔt

(7)

式中:Sbat(t)为t时刻电池的剩余电量,Sbat(t-1)为t-1时刻电池的剩余电量,Ebat,c(t)为t时刻存入电池的电功率,Ebat,d(t)为t时刻电池释放的电功率,ηbat,c为电池的充电效率,ηbat,d为电池的释放效率。

储能电站的运行有较为复杂的约束条件,也是模型中求解的关键,具体包括荷电状态约束、充放电状态约束、充放电功率约束。荷电状态约束,避免深度充放电的情况,特别是电池荷电状态不宜在低电量情况下运行,保证储能系统及时响应,其约束条件,公式表达如下:

SOC(min)≤SOC(t)≤SOC(max)

(8)

式中:SOC(min)为电池允许最低荷电状态,SOC(max)为电池允许最高荷电状态。

充发电状态约束,在1个调度周期即24 h后,电池的始末状态应该相同。其约束条件的公式表达为

SOC(0)=SOC(24)

(9)

储能电站功率约束,储能电站充放电功率需保证不大于电池最大充放电功率,可防止电池充放电的发热现象。其约束条件的公式表达式如下:

(10)

4)建立系统调度模型。基于程序内部建立的风电场、光伏电站及储能电站的调度模型,结合功率预测系统,实时估算当前整个集群所需主动支撑功率总量,并通过功率的实时调度,保证整个集群在满足系统功率需求的前提下预留出随时可用的主动支撑功率裕量,以应对随时可能发送的频率电压异常波动。

3 功能模拟测试

某光伏场站总装机容量400 MW,配置组串式光伏逆变器共1 916台,其中SUN2000-175KTL 1 708台,SUN2000-196KTL 208台。逆变器通过电力线路载波通信与113台数据集中器Smartlogger 2000实现数据的交互。为保证现场控制速率和精度,现场配置一主一从2台装置,主机通过IEC104通信协议与80台数据采集器通信并实现控制功能,从机通过IEC104通信协议与33台数据采集器通信并实现控制功能。主机和从机之间通过GOOSE通信协议实现信息的上送和控制指令的下发。现场通过模拟装置采集的并网点的频率信号及电压信号,可对该主动支撑装置进行一次调频和快速调压功能模拟测试。

3.1 有功功率控制模拟

如图3所示,阶跃启动时间为1.2 s,主动支撑控制器主机自主模拟并网点频率阶跃,同时向上调节有功功率。模拟阶跃开始前,系统频率50.00 Hz,系统有功149.52 MW,一次调频指令152.43 MW;阶跃开始后,并网点模拟频率值阶跃为49.75 Hz,进入调频死区,触发一次调频动作;阶跃开始后0.5 s,一次调频指令变化为164.58 MW;阶跃开始后0.8 s即2 s时,有功功率开始向上变化,最终在2.6 s时,系统有功功率基本达到调节最大值160.15 MW,系统有功增加10.63 MW。

图3 新能源场站49.75 Hz一次调频响应波形

3.2 无功功率控制模拟

如图4所示,主动支撑控制器主机自主模拟并网点电压值阶跃同时向上调节无功功率。阶跃开始后0.4 s即2.1 s时,无功功率开始向上变化,最终在2.73 s时,系统无功功率基本达到调节最大值79.02 Mvar,系统无功增加55.82 Mvar,系统电压上升1.8 kV。

图4 新能源场站模拟快速调压响应波形

依据上述波形数据分析,控制装置能够在0.4 s内完成频率或电压扰动量的检测和有功功率或无功功率控制指令的计算及下发,主机和从机连接的被控光伏逆变器接收和执行相关功率指令无明显时序差别。整个场站可在1 s内完成有功功率或无功功率的相应调节指令。装置性能满足新能源场站对主动支撑调节时间的要求。

4 结 语

针对新能源场站的大型化发展过程中碰到的海量被控对象数据接入问题及传统通信方案难于满足主动支撑调节速率的问题,提出了基于GOOSE通信的“四层三网”的基础通信架构,及相应的功率分配方案。该方案保证了海量数据连接的时效性和发电单元控制的及时性和有效性,并且针对不同规模新能源场站可进行灵活配置,具有较强的可推广性。