劉躍榮

(國網(wǎng)新疆電力有限公司電力科學研究院，新疆 烏魯木齊 830001)

太陽能光伏發(fā)電是新能源發(fā)電的具體表現(xiàn)方式。近年來，部分大型太陽能光伏發(fā)電場的總裝機規(guī)模和總并網(wǎng)規(guī)模已經(jīng)達到150 MW以上，成為新興能源項目。與基于汽輪機發(fā)電的傳統(tǒng)發(fā)電系統(tǒng)相比，太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的并網(wǎng)功率受光照等自然環(huán)境影響較大，根據(jù)電網(wǎng)實際負荷需求調整發(fā)電并網(wǎng)功率的能力較低，所以對太陽能發(fā)電的微網(wǎng)控制提出了更高要求。

為了更好地滿足太陽能光伏電場全天候并網(wǎng)需求，相關人員要加強對其儲能系統(tǒng)硬件的設計。曾凡濤等[1]研究了在溫度、光照、季節(jié)等影響因素下儲能—發(fā)電—負荷關聯(lián)優(yōu)化運行的太陽能光伏并網(wǎng)微網(wǎng)運行策略。楊昌儒等[2]研究了復合式儲能系統(tǒng)對太陽能光伏發(fā)電場并網(wǎng)穩(wěn)定性的工程意義，并對相應系統(tǒng)進行了仿真研究。除了提升光伏發(fā)電場的儲能能力，實現(xiàn)微網(wǎng)的智能化控制也是近年來對太陽能光伏發(fā)電場并網(wǎng)微網(wǎng)運行技術的重點研究方向。孫石濤等[3]研究了光儲微網(wǎng)控制器設計思路。凌松等[4]從物聯(lián)網(wǎng)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)入手，研究了風光一體的儲能式發(fā)電并網(wǎng)微網(wǎng)控制終端設計思路。

在最大發(fā)電功率為150 MW的光伏發(fā)電場并網(wǎng)需求下，假定系統(tǒng)已經(jīng)擁有了足夠的儲能能力，本文研究一套擁有足夠的并網(wǎng)調控能力的光伏發(fā)電微網(wǎng)控制系統(tǒng)，并提出微網(wǎng)運行策略建議。

1 個案基本情況簡介

1.1 太陽能發(fā)電場基本情況

某地位于溫帶大陸性氣候區(qū)，年降水量較少，四季光照充足，2015年起開始布局規(guī)?；夥l(fā)電系統(tǒng)，當前已經(jīng)建成最大發(fā)電功率75 MW，遠期規(guī)劃150 MW太陽能發(fā)電能力。系統(tǒng)通過35 kV微網(wǎng)實現(xiàn)并網(wǎng)。系統(tǒng)中擁有單一逆變器控制的太陽能發(fā)電陣列6個，完成規(guī)劃建設目標的一半，未來繼續(xù)建設單一逆變器控制的太陽能發(fā)電陣列6個，設計最大發(fā)電功率為150 MW。系統(tǒng)并網(wǎng)微網(wǎng)示意圖如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)并網(wǎng)微網(wǎng)示意圖

圖中共規(guī)劃12個逆變器，通過12個斷路器實現(xiàn)10 kV并網(wǎng)，該10 kV母線兼做廠用電母線，母線共分為4段，由201、202、203常開隔離開關進行隔離。當前已經(jīng)投入運行的逆變器有6臺，分別由斷路器101～106控制并網(wǎng)，10 kV母線的Ⅰ段和Ⅱ段投入運行。系統(tǒng)設置4臺并網(wǎng)變壓器，其中并網(wǎng)變壓器1和2已經(jīng)投入運行。4臺并網(wǎng)變壓器通過斷路器310、311、320、321、330、331、340、341進行高低壓側的控制。35 kV母線為并網(wǎng)母線，通過常斷隔離開關400實現(xiàn)Ⅰ段與Ⅱ段的隔離，其中Ⅰ段通過401斷路器實現(xiàn)并網(wǎng)，Ⅱ段通過402斷路器實現(xiàn)并網(wǎng)。

1.2 發(fā)電場電網(wǎng)直流部分基本情況

光伏發(fā)電單元的儲能設施設置在逆變器之前，其布局模式如圖2所示。

圖2 逆變器前網(wǎng)絡拓撲圖

在每組逆變器之前設置3段直流母線，其中Ⅰ段連接各太陽能模塊，Ⅱ段連接各儲能模塊，Ⅲ段負責通過3臺直流斷路器配合Ⅰ段、Ⅱ段母線之間的隔離開關，在充放電控制器的綜合控制下，實現(xiàn)對發(fā)電—儲能—負荷的聯(lián)動控制。逆變器為三相調壓變頻逆變器，確保系統(tǒng)輸出10 kV電壓，該逆變器的激勵信號源取自10 kV母線的電流互感器。逆變器核心組件線路圖如圖3所示。

圖3中，Cf與R5需要手動整定，為確保系統(tǒng)的自適應性，對核心組件進行二次開發(fā)，構建調壓調頻逆變器架構[5]，變頻調壓逆變器示意圖如圖4所示。

圖3 逆變器核心組件線路圖

圖4 變頻調壓逆變器示意圖

2 基于智能電網(wǎng)的并網(wǎng)方案分析

該電網(wǎng)系統(tǒng)可以根據(jù)實際并網(wǎng)需求，對并網(wǎng)的電壓、頻率、相位角等進行小范圍調整，光伏發(fā)電場的并網(wǎng)策略是，在電網(wǎng)負荷上升時，投入更多的并網(wǎng)逆變器，當電網(wǎng)負荷下降時，切除部分并網(wǎng)逆變器，以確保并網(wǎng)頻率的穩(wěn)定性[6]。一般冬季電網(wǎng)負荷的高峰期多集中在白天工作時間，夏季電網(wǎng)負荷的高峰期多集中在夜間非工作時間，而光伏發(fā)電場的實際并網(wǎng)能力多集中在白天，所以應根據(jù)季節(jié)、氣溫、光照等實際運行需求[7]，及時對圖1微網(wǎng)采取倒閘策略。同時，當并網(wǎng)需求低于太陽能發(fā)電場并網(wǎng)能力時，在發(fā)電場直流倒閘策略中進行儲能充電操作[8]，反之，當并網(wǎng)需求高于太陽能發(fā)電場并網(wǎng)能力時，在發(fā)電場直流倒閘策略中進行儲能放電操作。該操作可在圖2微網(wǎng)控制策略中實現(xiàn)。

2.1 智能電網(wǎng)條件下微網(wǎng)數(shù)據(jù)采集策略

根據(jù)智能電網(wǎng)的自動倒閘需求，使用自動倒閘控制系統(tǒng)，其數(shù)據(jù)采集來源示意圖如圖5所示，即該系統(tǒng)通過采集10 kV母線和35 kV母線的電流電壓狀態(tài)形成兩個母線的實際錄波圖，從而獲得電網(wǎng)的負荷需求情況以及并網(wǎng)頻率情況，同時在充放電控制器中讀取12組電池組的儲能狀態(tài)，從而將數(shù)據(jù)匯總到數(shù)據(jù)采集網(wǎng)橋中，自動倒閘控制系統(tǒng)在數(shù)據(jù)采集網(wǎng)橋中讀取信息[9]，并形成策略建議，然后采用智能操作票的方式，對操作票進行確認，當確認通過后，將倒閘信息提交到倒閘執(zhí)行網(wǎng)橋，控制圖1中斷路器執(zhí)行智能化倒閘，即本文系統(tǒng)中，并不支持自動分析和自動倒閘相關操作。

圖5 數(shù)據(jù)采集來源示意圖

2.2 智能電網(wǎng)條件下的IDC構成模式

當前電網(wǎng)運行企業(yè)所用到的IDC(互聯(lián)網(wǎng)數(shù)據(jù)中心)布局一套計算中心系統(tǒng)(C.C.)、一套大數(shù)據(jù)的數(shù)據(jù)倉庫系統(tǒng)(B.D.)、一套人工智能的神經(jīng)元網(wǎng)絡機器學習系統(tǒng)(A.I.)等，配合系統(tǒng)間共享信息使用的API服務器、面向值班網(wǎng)絡和移動網(wǎng)絡的IIS服務器或LAMP服務器、流媒體服務器等，該IDC構成模式基本適用于所有電網(wǎng)系統(tǒng)的運行需求。電網(wǎng)控制IDC的CBA架構實現(xiàn)模式如圖6所示。

圖6 電網(wǎng)控制IDC的CBA架構實現(xiàn)模式

其中，浮點主機、計算主機應加強浮點計算能力，在服務器基礎配置模式上，增加至少4個浮點處理器(GPU)，且為浮點處理器配置獨立RAM動態(tài)存儲器，數(shù)據(jù)倉庫主機在服務器基礎配置模式上，增加基于RAID5的海量存儲功能，確保單臺服務器的數(shù)據(jù)存儲能力在20 TB以上。所有服務器的基礎配置均運行在IBM日志服務器架構上，核心動態(tài)存儲不低于64 GB，啟動用固態(tài)硬盤(SSD)不低于500 GB。

2.3 充放電控制器的實現(xiàn)策略

充放電控制器采用離散滑模算法(DSMC)和魯棒算法(RSC)的聯(lián)合矢量控制算法，充放電控制器中使用DSMC模塊和RSC模塊。其中,DSMC重點針對自動化控制過程中的過調阻尼控制，以增加自動化控制的可靠性和穩(wěn)定性；RSC用于跟蹤處理相關調控數(shù)據(jù)，增加數(shù)據(jù)的可用性和可信度。本文由于篇幅限制并不詳細探討兩種算法的實際數(shù)學原理。充放電控制器硬件架構圖如圖7所示。

圖7 充放電控制器硬件架構圖

充放電控制器通過一個ARM31開發(fā)板實現(xiàn)計算資源的整合，接入嵌入式DSMC和RSC模塊加強系統(tǒng)的計算功能，以太網(wǎng)接入模塊與IDC核心交換機連接，內部數(shù)據(jù)存儲使用T-FLASH模塊實現(xiàn)。其數(shù)據(jù)采集模塊主要采集所有光伏板的運行狀態(tài)和所有儲能設施的儲能狀態(tài)相關信息，同時獲得直流網(wǎng)絡內的開關位置信息，這些信息可以通過FDDI模塊與IDC分享，提高網(wǎng)絡相關數(shù)據(jù)的利用率，也可通過FDDI模塊配合數(shù)據(jù)采集模塊輸入到該充放電控制器內。其控制執(zhí)行模塊主要用于控制12臺調頻變壓逆變器的運行。

3 電能質量控制策略建議

3.1 加強日常自動化運行巡視

太陽能光伏發(fā)電場在實際運行期間，將太陽能電池板采集的電能存儲在儲能系統(tǒng)中，當電網(wǎng)有負荷供應需求時，使用包含逆變器、并網(wǎng)變壓器等的并網(wǎng)設施將電能輸出到電網(wǎng)中，實現(xiàn)電能供應。其直流部分的核心設備主要有三大類，分別是太陽能電池板、儲能設施、充放電控制器及物聯(lián)網(wǎng)設施等。本文個案系統(tǒng)中太陽能光伏發(fā)電場的直流部分完全運行在自主控制模式下，即除非相關設備故障，其直流部分無需人工干預倒閘過程，系統(tǒng)智能化部分會根據(jù)實際微網(wǎng)運行狀態(tài)，自主實現(xiàn)系統(tǒng)的投切和充放電過程。

但是，直流部分的運行仍需要諸多人工執(zhí)行任務：

1)太陽能電池板的狀態(tài)調整。太陽能電池板的支架角度，主要采用了固定式支架模式進行調整，但在風雨等氣象條件下，位于戶外的太陽能電池板支架可能發(fā)生位移或者損壞，此時需要在人工巡視過程中對太陽能電池板支架進行及時修復和及時回調。同時，電池板表面的水漬、落塵等可能會顯著影響其光電轉化效率，所以應每天安排專人對太陽能電池板表面清潔度進行管理。保證太陽能電池板的正常運行是太陽能光伏發(fā)電場的核心戶外巡視工作。

2)儲能設施的狀態(tài)監(jiān)測。儲能設施的儲能狀態(tài)可以在充放電控制器的監(jiān)控頁面中隨時查看，IDC提供的專家系統(tǒng)也可以通過數(shù)據(jù)曲線進行估計分析和頻域特征分析，發(fā)現(xiàn)儲能設備的儲能效率變化，從而提示可能出現(xiàn)運行狀態(tài)故障的儲能設施位置。同時，儲能設施屬于室內設施，室內的溫濕度管理、空調管理、室內粉塵管理等運行管理內容，也需要直流部分運行維護人員隨時監(jiān)控并作出調整。

3)直流開關位置狀態(tài)監(jiān)測。除圖2和圖4中的大容量直流開關外，每個太陽能板、每個儲能子系統(tǒng)都配置了相應的小容量直流控制開關，這些開關的位置可以從充放電控制器的監(jiān)控頁面中隨時查看，但仍需要在一定運行周期內(如1周)進行一次人工巡視，特別是位于戶外的太陽能板的單板接入開關，其可能發(fā)生的過水、落地、浮塵等很難被充放電控制器監(jiān)控到，IDC的開關狀態(tài)分析AI系統(tǒng)也難以有效發(fā)現(xiàn)這些故障，所以在人工戶外巡視過程中應該重點觀察這些小容量開關的運行狀態(tài)。

綜上，直流部分的巡視任務包括針對太陽能板系統(tǒng)的戶外巡視和針對儲能系統(tǒng)的機房巡視，且因為儲能系統(tǒng)一般分布距離較遠，其機房巡視的路線較長，所以兩者的巡視過程應該合并執(zhí)行。加強直流部分的巡視任務，及時發(fā)現(xiàn)水漬、落塵、形變等物理故障并及時處理，可以有效提升太陽能發(fā)電站的運行效率。

3.2 基于程序化執(zhí)行操作票的計算機輔助倒閘系統(tǒng)管理策略

程序化執(zhí)行的操作票流程，包括編制人工智能操作票，由微網(wǎng)調控值班人員進行確認或作出修正，報微網(wǎng)調控技術部門和主管工程師進行簽字確認，然后提交回IDC由倒閘執(zhí)行系統(tǒng)進行程序化執(zhí)行。這種執(zhí)行過程有效避免了人工操作中由僥幸心理導致的跳步操作違章，但該執(zhí)行過程并不能對現(xiàn)場情況作出主觀評價，因此對調控值班人員的操作票邏輯性要求較高，調控值班人員應對操作票的邏輯過程充分分析并最終確認操作票的執(zhí)行。

早期程序化執(zhí)行操作票的過程需要倒閘現(xiàn)場的人工安全員確認，近年來隨著高清攝像技術、紅外捕捉技術、激光點云測控技術等快速發(fā)展，加之開關位置監(jiān)控系統(tǒng)配合電力BIM平臺下的IDC功能得到貫徹，程序化執(zhí)行操作票的過程可以完全由值班員通過相應監(jiān)控系統(tǒng)的監(jiān)控數(shù)據(jù)在調控臺上直接完成。在倒閘過程中出現(xiàn)的各種故障和事故，在相關搶修機制下，可以確保檢修人員快速到現(xiàn)場進行搶修。

但是，程序化執(zhí)行操作票的執(zhí)行過程涉及到的監(jiān)控設備是該過程的重要技術依托，所以在對交流部分的巡視中，應該重點觀察相關監(jiān)控設備的運行狀態(tài)，及時發(fā)現(xiàn)故障并及時處理。因為光伏發(fā)電站的交流部分一般布置在中央變電站內，其巡視面積較小，巡視周期較短，所以其巡視管理難度略低于直流部分的巡視管理，但其重要性與直流部分的巡視管理相當。

4 結束語

太陽能光伏發(fā)電場在充足儲能設施的支持下，基本可以滿足全天候并網(wǎng)需求，其電能質量控制管理過程基本處于機器自主管理模式下，但人工管理部分仍有操作票的確認環(huán)節(jié)和直流網(wǎng)絡、交流網(wǎng)絡的人工巡視環(huán)節(jié)。為了保障太陽能光伏發(fā)電場的并網(wǎng)電能質量，可通過本文設計的電能質量管理系統(tǒng)進行硬件層面和軟件層面的技術升級，另外在人工管理領域加強操作票的確認環(huán)節(jié)和人工巡視環(huán)節(jié)。