交直流混合配电（精选7篇）
交直流混合配电 篇1
传统配电网面对日益多样化的负荷和用电需求,在可靠性、经济适用性、高效性等方面面临巨大挑战。交直流混合配电网可更好地接纳分布式电源和直流负荷,可缓解城市电网站点走廊有限与负荷密度高的矛盾,同时在负荷中心提供动态无功支持,可以有效提升城市配电系统的电能质量、可靠性与运行效率。
2015年6月,国网北京市电力公司牵头承担的国家863项目“交直流混合配电网关键技术”正式启动研究。“交直流混合配电网关键技术研究”的主要任务是将柔性直流技术应用到交流配电网中,构建交直流混合配电网,包括交直流混合配电网网络结构、运行控制与调度策略、保护控制技术、物理试验平台等一系列关键技术。
2016年第8期特别策划以“交直流混合配电网关键技术研究”为主题,对国内交直流混合配电网的关键技术进行了归纳和总结。其中,肖峻等提出了城市电网分区柔性互联的概念,并介绍了国际首个城市电网分区柔性互联工程的可研论证;孙国萌等对交直流混合配电网的拓扑结构、优化规划、调度控制、经济性评估等关键技术问题进行了总结分析;汪科等阐述了交直流混合微电网的规划设计方案,并给出了交直流混合微电网的拓扑结构图,并在此基础上阐述了工程上的4种运行方式及运行方式切换控制策略;叶学顺等通过分析交直流混合配电网拓扑结构,建立了交直流变流器潮流模型,可以解决含功率型控制、电压型控制变流器的交直流网络潮流问题;张学等提出了一种交直流混合配电网的协调控制方法,详细分析了交直流混合配电网在正常运行和交流侧短路故障情况下的运行模式;陈乃仕等结合双层优化理论提出了交直流配电网双层优化策略,可实现区域内资源的经济调度,提高了可再生能源的利用率;薛士敏等深入分析了系统电容的放电特性和过渡电阻对直流配电系统极间短路故障特征的影响,提出了一种基于线路暂态电流突变量的纵联保护新原理;黄纪佳等基于PSCAD/EMTDC搭建了含背靠背MMC直流装置的交直流混合线路仿真模型,仿真研究了线路上的各种短路故障;邱德锋等介绍了柔性直流配电网动态模拟系统的设计与实现,该系统为多端可变换柔性直流配电网试验系统,能够实现多种电网主回路拓扑以及多种子模块拓扑的动态模拟;胡兆庆等对多端柔性直流系统控制策略、直流保护策略进行了深入的阐述,并通过仿真试验对五端控制保护系统的性能和功能进行了全面验证。
衷心感谢各位专家学者的大力支持,感谢《供用电》对本期专题出版所做的大量细致而专业的工作,希望本期专题能为交直流混合配电网关键技术研究提供可借鉴的观点、方法和思路。
交直流混合配电 篇2
能源危机和环境污染问题已经引起了世界各国的广泛关注,大力开发和利用可再生能源进行并网发电是解决上述问题的主要措施[1,2,3]。在目前配电网中,交流配电网仍然为主流形式,其更加适合交流分布式电源接入,而接入直流分布式电源和储能单元时需要电力电子装置实现能量转换,增加了能量转换次数和投资成本,降低了工作效率[4]。随着直流负荷的不断增加,直流配电网的研究得到了快速发展,与传统交流配电网相比,直流配电网具有转换次数少、效率高、成本低、控制结构简单、无需考虑频率和相位以及无功补偿设备等优势[5,6]。
尽管直流配电网具有特有的优势,然而由于交流配电网基础设施完善、交流电源和负载的长期存在,直流配电网难以取代交流配电网;此外,在交流配电网和直流配电网中,直流负载和交流负载的供电需要经过AC/DC和DC/AC变换器进行能量转换。而采用交直流混合配电网,交流负载和直流负载可以分别接入交流母线和直流母线,减小能量转换环节,降低成本,使得交直流负载更易于接入系统,因此交直流混合配电网是未来配电网的发展趋势[7,8,9]。
交直流混合配电网中通常集成了多个柔性互联装置、分布式发电单元、负载单元以及储能单元,如何实现多个单元之间的协调控制以确保整个系统安全可靠运行是交直流混合配电网发展的主要技术挑战。针对这一问题,提出了交直流混合配电网的协调控制方法,考虑了交直流混合配电网的正常运行和交流侧发生短路故障2种情况,给出了2种不同运行模式下不同单元的控制策略,并且通过仿真软件对所提出的控制策略进行了仿真研究。
1 交直流混合配电网结构
交直流混合配电网系统结构见图1,内部含有3个柔性互联装置,其直接通过直流母线进行互联,交流侧接有交流本地负载,直流侧集成了光伏发电单元,蓄电池储能系统以及直流负载,当直流负载电压等级与母线电压等级不匹配时可以通过DC/DC变换器进行转换。
交直流混合配电网通过采用柔性互联装置实现交流网络和直流网络互联,通过对互联装置的控制能够实现能量双向流动、功率因数可控和不间断供电等功能。光伏发电单元由光伏电池板和Boost变换器构成,主要控制目标是实现最大功率跟踪。储能单元采用蓄电池和双向buck-boost变换器构成。采用交直流混合配电网,可以将直流负载直接接入或者通过DC/DC变换器接入直流母线中减少能量转换次数,提升效率。交流母线可以接入交流分布式发电单元和交流负载,在运行过程中,当直流网络内部功率出现缺额时可以通过交流网络提供支持,反之可以通过直流网络向交流网络提供功率支持。在三端互联装置交流侧出现短路故障时,保护装置将会对故障区域进行隔离,可以改变互联装置的控制策略实现重要负载的不间断供电,提高系统可靠性。
2 运行模式和控制策略
2.1 运行模式
交直流混合配电网存在2种运行情况:正常运行和交流侧发生短路故障。下面分别对2种运行模式进行分析。
1)当正常运行时,光伏发电单元采用最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制策略实现太阳能最大化利用,为了避免蓄电池出现频繁充放电现象,设置正常运行情况下蓄电池储能系统工作在待机模式。多个柔性互联装置采用直流下垂控制对直流网络负载功率进行均分,而交流负载功率主要由大电网提供。
2)当交流侧出现三相短路等故障时,保护装置会跳闸,同时使得互联装置的控制策略由直流下垂控制切换至恒压恒频(constant voltage constant frequency,CVCF)控制策略,以维持交流本地负载的电压和频率恒定,实现重要负载的不间断供电,而非故障侧互联装置仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在极端情况下,3个交流源均出现短路故障时,为了保证交流网络和直流网络的稳定运行,不仅需要切换互联装置的控制策略,同时需要启动蓄电池储能系统由待机模式转为直流下垂控制策略,保证直流系统稳定运行。
2.2 控制模式
为了保证交直流混合配电网在正常运行和交流侧发生短路故障情况下能够安全稳定运行,需要对不同单元的电力电子装置控制策略进行深入研究,下面分别对互联装置、储能单元和光伏单元的控制策略进行详细分析。
2.2.1 互联装置的控制策略
互联装置的控制框图见图2,主要包括直流下垂控制和CVCF控制策略。图中:和Udc分别为互联装置直流电压参考值和实际值;idc为直流电流;为内环电流指令;为电感电流;分别为交流电压参考值和实际值;Imax和Imin分别为电流最大值和最小值;gvsc为互联装置驱动信号。
在正常运行情况,为了使多个换流站均分直流网络负载功率并且维持直流电压恒定,采用直流下垂控制策略。直流下垂控制存在2种形式:直流电流和电压下垂法、功率和直流电压下垂法[10,11],在此选用前者,直流下垂控制等式可以表示为:
式中:Udc(n)为第n台互联装置的直流电压,V;为直流电压参考值,V;k(n)为第n台互联装置的下垂系数,V/A;idc(n)为第n台互联装置变换器的直流电流,A。
由于线路阻抗的不一致导致多台互联装置输出直流电压不同,因此无法按照容量比例进行功率均分,为了抑制线路阻抗的影响,通常采用虚拟阻抗技术,增加虚拟阻抗来减小各支路阻抗的差异提高功率均分精度,通过合理的选取虚拟阻抗能够实现功率按照容量比例分配[12]。
直流下垂控制策略通过下垂特性曲线生成直流电压参考值,然后采用直流电压外环和电流内环控制,其中电流内环采用静止坐标系下的控制策略,运用比例谐振调节器实现对交流电压误差信号的零稳态误差调节[13]。CVCF控制策略同样采用静止坐标系下控制,通过交流电压外环和输出电流内环控制实现交流侧电压和频率控制。
2.2.2 蓄电池储能系统的控制策略
蓄电池储能系统(battery energy storage system,BESS)的控制框图见图3。图中:和Udcb分别为BESS输出端直流电压参考值和实际值;kpb为下垂系数;idcb为储能系统输出直流电流;和Ib分别为蓄电池内环电流指令值和实际值;Pbmax和Pbmin分别为储能系统输出功率最大值和最小值;gb为储能系统的驱动信号。
储能系统包括直流下垂控制和停止控制。在正常运行情况下,多端互联变换器负责控制直流母线电压,而储能系统此时处于停止模式,设置电流指令值为0,通过闭环控制使得实际输出电流为零。在交流侧发生三相短路故障时,保护装置跳闸隔离故障区域,由于互联装置的交流侧失去外部电网的电压和频率支撑,因此需要调整互联装置的控制策略使其切换到CVCF控制,此时需要通过直流网络向交流网络提供功率支持,蓄电池储能系统由停止模式切换到直流下垂控制模式,维持直流电压在允许范围内。
2.2.3 光伏发电系统控制策略
光伏发电系统的控制框图见图4,图中:和Udcv分别为光伏发电系统输出端直流电压参考值和实际值;kpv为下垂系数;idcv为光伏系统输出直流电流;和Iv分别为内环电流指令值和实际值;Ivmax和Ivmin分别为输出电流最大值和最小值;Upv和Ipv分别为光伏电池板输出电压和电流;gpv为光伏发电系统的驱动信号。
光伏发电系统主要包括MPPT控制和直流下垂控制。MPPT方法采用扰动观察法,通过检测电池电压和电流送入MPPT模块得到占空比,直接控制升压变换器开关管,实现最大功率跟踪[14]。直流下垂控制主要应用于蓄电池SOC达到上限时,将光伏发电单元切换到直流下垂控制,实现降功率运行。
3 仿真验证和分析
为了验证所提出控制算法的有效性,采用Maltab/Simulink仿真软件进行仿真研究,系统结构见图1。设置三端互联变换器额定功率为6 0 k W;交流电压为380V/50Hz;直流母线电压为800V;三端柔性互联装置的交流侧负载之和为90k W,其中重要负荷为30k W、非重要负荷为60k W,且分布对称;直流负载为45k W,其中重要负荷为15k W、非重要负荷为30k W;2个光伏发电系统的额定功率为30k W;为了保证重要负荷不间断供电,储能系统额定功率为60k W,蓄电池容量为40Ah。
3.1 单台换流站交流侧短路故障情况
首先对单台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究,仿真结果见图5。
图5中初始条件光照强度为800W/m2,直流网络负载为45k W,直流电压由三端柔性互联装置进行控制,直流电压在允许运行范围内,为了减小蓄电池频繁充电和放电次数,储能系统处于待机状态。在0.5s时,光照强度由800W/m2突变到1000W/m2,光伏输出功率增加且大于直流负载功率,因此多余的功率可以通过柔性互联装置传输给电网。在1s时,换流站3交流侧出现短路故障,断路器跳闸隔离故障区域,换流站3由直流下垂切换到CVCF控制维持交流电压和频率不变,输出功率为10k W提供给重要负载,换流站1和2仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在1.5s时,直流网络内部非重要负载由30k W减小到20k W,经过调整直流电压能够保持稳定。在2s时,电网故障清除,换流站3由CVCF控制切换到直流下垂控制,三端换流站同时控制直流电压且实现功率均分。
3.2 三台换流站交流侧短路故障情况
对三台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究,仿真结果见图6。
图6给出了三台换流站交流侧短路故障情况下的仿真结果。在初始条件下,光照强度为800W/m2,直流网络负载为15k W重要负荷,交流侧接入30k W的重要负荷。在0.5s时,三台换流站交流侧均发生短路故障,为了保证重要负荷不间断供电,三台换流站由直流下垂控制切换为CVCF控制保证交流本地电压幅值和频率恒定,并且启动直流网络内部蓄电池储能系统由待机模式切换至直流下垂控制维持直流电压在允许范围内。在1s时光照强度突变至1000W/m2,光伏发电单元输出功率增加,储能吸收功率增加。在1.5s时,直流负荷增加了20k W,此时分布式发电单元输出功率小于负载需求功率,因此储能系统放电运行补偿功率的不足;在2s时,直流负荷减小了20k W,此时储能系统充电运行,因此可以看出在光照强度变化和负载投切情况下储能变换器都能够保证直流电压在允许运行范围内,系统动态和稳态性能良好。
4 结语
本文提出了含柔性互联装置的交直流混合配电网协调控制方法。分析了正常运行和交流侧发生短路故障情况下互联装置、光伏发电单元以及储能单元的运行模式,并且给出了相应的控制策略。为了验证所提出控制策略的有效性和可行性,通过Matlab/Simulink仿真软件搭建了含三端柔性互联装置的交直流混合配电网仿真平台进行仿真研究,仿真结果表明所提出的控制策略能够在光照强度变化和负载投切情况下保证系统稳定运行,而且在一端或者三端换流站交流侧发生短路故障时,通过切换柔性互联装置和储能装置的控制策略不仅可以保证直流电压运行在允许范围内,而且可以对交流侧电压和频率进行控制,维持重要负荷不间断供电。
摘要：交直流混合配电网的运行模式和协调控制方法是保证其高效可靠运行需要解决的关键技术之一。针对这一问题,提出了一种交直流混合配电网的协调控制方法,详细分析了交直流混合配电网在正常运行和交流侧短路故障情况下的运行模式,给出了不同运行模式下互联装置、储能系统和光伏发电单元的控制框图。最后通过Matlab/Simulink仿真软件进行了仿真研究,仿真结果验证了所提出控制策略的可行性和有效性。
交直流混合供电关键技术 篇3
由于直流电能自身的诸多优势,国内外学者对直流电能进行了深入探讨并希望其能在中低压供配电领域得到应用。国内外对交直流混合供用电的研究主要借鉴了多端直流网络和直流微网的相关概念,研究侧重于网架结构、电压等级等方面。美国对于交直流混合供用电的研究起步较早,弗吉尼亚理工大学CPES中心先后提出SBI(Sustainable Building Initiative) 和SBN(Sustainable Building and Nanogrids) 计划。其中,SBN方案考虑了DC 380 V和DC 48 V两种不同电压等级的直流母线供电和与交流电网的连接方式。北卡罗来纳大学提出以即插即用和能量路由器为特征的FREEDM系统结构,并设计了DC 400 V和AC 120 V的双母线供电方案。日本大阪大学提出 ±170 V双极直流母线供电方案,并通过电力电子设备进行电能形式转换和升降压以满足负荷需求。其他各国研究与美国和日本的研究类似,强调新能源的接入并采用不同电压等级母线[1]。我国对于交直流混合供配电的研究虽起步较晚,但已有部分研究成果。参考文献[2] 中提出了直流网络的并网方式及控制目标,并对电压分级网络进行仿真,但其只关注系统级协调,并未对各类设备的控制策略有所分析。参考文献[3] 研究了直流设备的输出特性,分析了直流供电的可行性。参考文献[4] 结合遗传算法等对混合配电网络进行了规划,但未考虑模型中风电与储能的协调配合。参考文献[5] 描述了直流电网建模与仿真中的难点,分析了现有潮流计算对于直流网络的局限性。
1 交直流混合供电关键技术
1.1 交直流混合供电网架结构
因分布式电源发电的随机性,直流供电网络不能长时间独立地提供高质量电能,需通过AC/DC接口由交流网络进行电压、功率支撑。按照交流网络对直流配网的供电支持程度,可将网络分为单端供电网络、双端供电网络和环形供电网络。以下通过图1 进行说明。
图1 中供电提供三种不同模式,分别对应单端、双端和环形供电三种不同网络架构。模式1 中各交流源不进行能量互联,供电给相对应的直流母线,构成单端辐射型供电网络;模式2 中( 以U1和U2为例),闭合开关S1,母线BUS2 所连接负载可由U1和U2进行双端供电,供电可靠性得到增强。当开关S1、S2、S3和S4都闭合时,电网进入环网运行状态,此时供电最为可靠,系统潮流也最为复杂。参考文献[6] 中介绍了深圳混合交直流供电示范工程。工程采用两端供电拓扑,分析了配网运行方式,但对运行效果和网内能源协调管理运行并无详细说明。
1.2 直流母线结构与母线电压等级
直流母线结构按照单双极母线分为单极母线结构和双极母线结构。单极母线结构简单,经济性较好但输电容量小且供电可靠性不高;双极母线结构为现今直流输电等领域最常使用的母线结构,其系统冗余度高,供电可靠,可为不同额定电压的设备直接进行可靠供电。当单双极母线结构系统输送容量相近似时,双极母线结构对于线路的绝缘要求较低。单双极两种母线结构对比如图2 所示。
除母线结构外,母线的电压等级也可按用电需求进行相应配置。如对小型家用电器,配置较低的母线即可,故在入户电压的选择中,也可采用不同电压等级的母线配置。两种电压等级的母线可构成分层母线。
由于直流配电缺乏相应标准,可参考国内外交直流混合配电方案和相关专业领域直流配电工程选取直流配电电压等级。美国相关方案选取的是400 V和48 V分层电压,中国电信集团企业标准采用240 V直流电压,其他方案采用的电压等级包括±170、750 V等。参考文献[7-8] 以模糊综合评估法,得出380 V电压等级为低压直流配电合理电压的结论。但在其评价中没有综合考虑负荷种类等因素,也没有考虑使用分层母线。
1.3 电源与设备接入直流母线方式
由于交直流混合供电接入直流母线的电源和设备种类繁多,因此接入直流母线的方式有很大不同。交流电网通过双向AC/DC装置连接直流母线,参考文献[9] 将其定义为PEI(Power Electronic Interface),并指出其可以关断,关断后直流配电网络则成为离网运行状态下的直流微网。分布式电能多种多样,光伏电池、燃料电池的接入需使用DC/DC变换器;风机产生交流电能,其接入直流母线需经过AC/DC和DC/DC两级设备。储能设备包括蓄电池和超级电容。蓄电池的作用主要是稳定直流电压,吸纳分布式电源所发出的多余电能;超级电容除储能作用外,还可利用其快速放电特性平抑直流母线电压突变。直流负荷主要包括家用电子类负荷和直流电机,接入直流母线同样需要使用DC/DC变换器。若负荷额定电压与直流母线相同,可省略此环节,电能损耗将进一步降低。交流负荷包括交流电机等,其接入直流母线需通过DC/AC逆变器。若交流负荷较多,也可在交流电源与PEI之间设置交流母线。
总结可知,不同电源和设备接入直流母线主要通过AC/DC和DC/DC装置。AC/DC和DC/DC装置作为能量接口,具有“即插即用”“、双向流动”的特点。
1.4 交直流混合供电网控制策略
参考多端直流输电和直流微网的相关控制方案,按照控制对象的不同,可将混合供电网网络层级划分为如下4 层:
(1) 大电网级控制。大电网控制主要协调交直流电网间的能量传输,使交流电网对直流电网的电压和功率进行有效支撑。其控制的主要对象是PEI。各类传感器将监测到的运行信息反馈给总控制器,以此方式来调节PEI的运行状态。
(2) 直流配网级控制。当PEI关断或交流网络因故障不能支持直流配网时,直流配网应进行自我调节:从离网暂态过程平滑过渡到满足电压、电流要求的稳态运行。如果不设计直流配网的离网运行状态,此层级也可忽略。
(3) 变流设备控制。变流装置中主要包含AC/DC和DC/DC设备,对其控制包括两方面:单个变流设备控制和多个变流设备的协调控制。对于PEI而言,正常运行状态下采用定电压控制策略稳定直流网内电压,以防止引起功率振荡。当负载功率变大而使PEI额定功率到达上限时,则切换为限流控制。当直流配网存在离网需求时,PEI关断。单个DC/DC的控制包括正常运行时的下垂控制和超过额定功率时的限流运行控制。多个变流设备的协调控制策略通常分为两类,即主从控制和对等控制策略。在主从控制中,主站通常选取有稳压能力的变流装置(如连接蓄电池的DC/DC设备),并且常采用“主站定电压,多站点下垂”的设计思路。进行不同位置的变流设备下垂时还应注意电压阈值的设定,以防止下垂区间交叉影响系统运行。对等控制因无主站,各变流器能独立运行因而可靠性高,更符合“即插即用”的特点。但各点独立下垂易造成电压乱序,影响功率流动。
(4) 换流阀控制。控制换流阀主要应用于电力电子领域的相关策略。对于AC/DC设备,常采用SPWM方式。对于DC/DC设备来说,可根据其具体结构选用PWM方式或简单的相控方式。对于风机和光伏发电,可结合最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking) 策略对换流阀进行控制或进行恒压调节。但需注意分布式电能与储能设备的合理配合。
1.5 交直流混合供电网保护控制
交直流混合供电网络的保护根据故障可能发生的位置、设备不同,可分为交流侧保护、变流器保护、直流线路保护和直流负荷及直流电源保护四种。图3 中所示 ±200 V双极母线结构已给出不同区域说明。
交流侧的保护主要针对交流母线、交流负荷、变压器及其馈线所可能发生的短路或断线故障。由于交流侧故障将影响直流侧的运行,故在交流保护设置时需注意与后级保护的相互配合。
变流器保护面向各类变流设备,因此保护需结合其运行方式。直流线路保护包括直流母线和连接负载、设备的直流馈线。在母线保护中还应选取合适的接地方式来构成安全可靠的运行系统。直流负荷及直流电源保护各类直流负荷和分布式直流电源,尤其在故障时需使直流电源退出或安全接入[10,11]。
在交直流混合供电系统中,除交流系统中常用的保护设备外,还应配有直流断路器等关键器件用以保护直流网络。在接地方式的选择上,参考文献[12] 比较了TT( 电源侧和用电设备外露导体直接接地)、IT( 电源侧采用小接地,设备外露导体直接接地)、TN( 电源侧直接接地,设备外壳经保护线与电源接地点相连而接地) 三种接地方式的优劣,并且指出TT方式性能最为有益。
2 结论及展望
交直流混合系统扰动识别研究 篇4
我国已形成全国联网的大电网格局, 交直流混合输电系统在跨区电网互联中发挥着重要的作用, 交直流混合系统的动态特性也更为复杂。在大规模互联电网中, 安全稳定运行一直是人们关注的焦点, 全国联网在带来巨大经济社会效益的同时, 也对电力系统安全稳定运行带来很多的新问题。
当电网发生扰动时, 如果能够迅速准确地判断扰动类型, 及时采取合适的应对措施, 就能有效防止扰动扩散, 并对后续电网的恢复提供可靠依据和重要帮助。因此, 研究交直流混合系统的电网扰动识别对电力系统的安全稳定运行具有重要的意义, 对电网安全稳定措施的制定将有重要的作用。
2 直流输电系统概述
2.1 直流输电系统构成
直流输电系统是以直流电的方式实现电能传输的系统, 与交流输电相互配合构成现代电力传输系统。一个双极两端直流输电系统的主要元件示于下图, 下面简述各元件的功能:
(1) 换流器:实现交/直流和直/交流的变换, 由阀桥和带负载调分接头的变压器组成
(2) 平波电抗器:一般是大型电抗器, 串接在换流器的每一极上, 用来减小直流回路内的谐波电压和谐波电流, 防止逆变器的换相失败, 防止轻载时的电流不连续, 在直流线路短路时, 限制整流器的峰值电流。
(3) 交/直流滤波器:解决换流器在交/直流两侧都产生谐波电压和谐波电流的问题。
(4) 无功功率电源:直流换流器本身要吸收无功功率。
(5) 接地极:多数直流输电系统都设计成利用大地作为中性线。接地需要很大表面积的导体以便最大限度地减小电流密度和表面电源梯度, 这种导体称为接地极。
(6) 直流线路:可以是架空线或电缆。
(7) 交流断路器:为切除变压器的故障和使直流线路停运, 在交流侧要用断路器。
2.2 交直流混合系统特有问题
与交流输电相比, 直流输电具有如下技术特点:不存在因输电距离而出现的稳定性制约问题;可以方便调节潮流;不增加交流系统的短路容量;特别适合于大功率、远距离输电;从网络结构上彻底地根除了产生低频振荡的可能;从网络结构上隔断交流故障的传递, 是预防发生大面积停电事故的有效措施。但是, 交直流混合运行也带来一些新的问题:
(1) 直流输电系统对交流系统有一定的负面影响。主要表现为: (1) 直流输电系统故障对交流稳定冲击, 特别是双极闭锁冲击很大。 (2) 直流输电系统接地极电流入侵交流变压器会导致变压器励磁电流畸变。 (3) 直流输电系统的快速恢复通常情况下将有助于缓解交流系统中功率的不平衡, 但有时过快的直流功率恢复却可能造成后继的换相失败和交流系统的电压失稳。
(2) 交流系统异常对直流系统产生影响, 甚至造成直流双极闭锁事故。突出表现为: (1) 逆变侧附近交流线路发生接地故障, 经常造成换相失败。 (2) 交直流系统混合运行的保护配合问题研究不够深入存在定值不当直流保护系统考虑不周等, 发生过交流系统故障引起直流系统未避开区外故障而双极闭锁的事故。
(3) 大扰动下各条直流的控制策略十分关键, 与单馈入直流输电系统相比, 交直流混合系统中, 可用的直流调制的手段更为多样, 所需考虑的问题也更为复杂。故障恢复过程中各直流协调控制策略的选取将对系统动态特性产生重要影响。
3 交直流混合系统扰动识别
交直流混合系统扰动状态下的动态特性比单纯的交流系统情况复杂得多。下面以直流输电闭锁扰动机理为研究重点, 对比交流系统的短路、切机、切负荷的扰动特征, 提出初步的扰动识别分类。
3.1 直流闭锁扰动机理分析
造成直流单极闭锁的主要原因有:换流器故障、直流线路故障以及交流故障。由于直流系统控制装置的响应速度 (毫秒级) 远高于交流系统的常规控制器 (几十至几百毫秒级) , 因此当故障发生后, 直流系统可迅速地实现功率停送使之与故障隔离;而交流系统由于发电机转子惯性和控制器特性不能很快做出响应, 这就有可能导致交流系统动态性能恶化。
由于直流换流器工作需要大量的无功功率, 因此, 在直流系统交流侧接有一定数量的交流滤波器和无功补偿电容器, 用来滤波和补偿换流器所需的无功功率。因此, 当直流闭锁时, 在直流输电系统两侧将剩余大量无功, 这可能导致系统电压稳定问题。
3.1.1 直流闭锁后整流侧交流系统动态特性
闭锁发生后直流系统整流器将闭锁触发脉冲以截断功率传送, 这将使整流站侧交流系统瞬间剩余大量有功和无功功率。在调速器动作之前, 原动机机械转矩近似不变, 失去负荷的送端机组机械转矩将大于电磁转矩, 根据发电机转子运动方程, 转子加速, 发电机功角增大, 从而整流侧系统交流频率瞬间增大。
同时, 由于直流系统发生单极或双极闭锁时, 直流负荷急剧减少, 无功消耗随之减少, 多余的无功功率将促使系统电压上升, 使得整流站母线上出现一定的电压振荡并有明显工频电压升高, 且换流母线上的电压在这两种故障下也出现明显的振荡。
当换流器闭锁后, 需及时切除所有无功补偿设备及滤波器, 这对于维持较弱的交流系统的电压水平是十分重要的, 但由于断路器及保护动作有一定的短暂延时 (50～70ms) , 当延时切除闭锁极的无功补偿设备后, 交流电压将会降低。
3.1.2 直流闭锁后逆变侧交流系统动态特性
对直流系统的逆变侧, 故障发生后直流系统逆变器将迅速投入旁通对保护换流阀, 使功率停送至交流系统, 对逆变站侧交流系统就造成有功功率缺额和无功功率剩余。处于电网受端机组由于失去电源供给, 机组承担的负荷增加, 电磁转矩升高, 在调速器动作前, 原动机的机械功率近似不变电磁转矩将大于机械转矩角速度下降进而引起频率下降。
与整流侧动态分析相似, 由于延时切除无功补偿装置, 因此, 逆变侧交流电压在上升后也将回落。
3.2 扰动识别分类
3.2.1 其他典型扰动特征分析
(1) 三相短路
大电网中发生短路时, 在调速器动作之前, 原动机的机械转矩近似不变。处于电网送端机组由于失去负荷, 机械转矩将大于电磁转矩, 角速度就会增加;而处于电网受端机组失去电源供给, 电磁转矩大于机械转矩, 角速度下降。此时, 在短路动态过程中, 系统中不同节点频率也将产生不同程度的波动。电源频率取决于自身原动机的能量输入和其他机组同步力矩对它的牵制及负荷的分布, 因此和电网中无源节点的频率存在着差异。负荷节点的频率, 取决于系统内各电源等值电动势相量的相对运动, 传递到该节点的电压相量在时间轴上的运动轨迹。小容量电力系统当短路切除时间较长时, 也将引起频率的明显降低。
短路时由于电流未经负载而经短路点构成闭合回路, 以致阻抗减小, 故障相电流增大。由于发电机仅有正序电动势, 所以对于正序电压, 从故障点到电源逐渐升高, 到电源点等于电动势, 因此, 母线及线路上各点电压降低。
(2) 切机
切机时, 发电机突然从电网退出运行, 与电网直接没有能力交换, 输出的电磁功率为零。系统发生功率缺额时频率会降低。频率降低时, 因为发电机的电势和发电机转速有关, 系统的电压也随之降低。在大容量系统中, 电压和频率变动较小。且由于系统局部频率和相角是同步变化的, 所以切机时其他发电机的功角偏差为负。
(3) 切负荷
负荷的突然变化会引起电网中有功和无功的不平衡。由于各发电机组的调节作用, 负荷会在机组间重新分配, 导致系统各点频率的波动, 而有功的输送需要无功的支撑, 因而导致电压的波动。
由于负荷减小、原动机功率不变, 转子储存的动能将增加, 以维持系统能量均衡。转子动能增加使机组转速上升, 频率会相应升高。频率升高时, 系统电压也随之升高。因频率和相角是同步的, 所以相角也会增大。
3.2.2 扰动识别判据
总结上述部分的理论分析, 可得出反映交直流系统几种典型扰动的识别判据如下表所示。
4 结论
本文从研究交直流系统中直流输电单极闭锁机理着手, 结合直流输电系统模型重点分析了当发生直流单极闭锁扰动时系统各电气量的变化特征。通过与交流系统中典型扰动 (短路、切机、切负荷) 的机理和特征进行比较, 提出了一套适用于交直流混合系统的扰动识别判据。该判据以相关扰动机理特征为基础, 可直接反映出系统扰动类型。
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交直流混合配电 篇5
近年来，越来越多的可再生能源通过接入微电网得到了极大的利用。微电网从网架结构和供电方式上可分为交流微电网、直流微电网和交直流混合微电网[1,2]。随着数字社会的发展，直流用电设备越来越多，如电动汽车、新型家用电器、电脑通信设备等，未来将会出现直流设备与交流设备共享市场的格局。为了降低单纯的交流/直流微电网在应用中因多重AC/DC或DC/AC变换带来的功率损耗、谐波电流及控制难度，提高系统的可靠性和经济性，也为了各式各样的可再生能源和用电设备更好地接入微电网，交直流混合微电网得到了国内外的重视与研究[3,4,5,6,7]。交直流混合微电网具有非常明显的特点：(1)交直流混合微电网系统包括交流子系统(交流母线)、直流子系统(直流母线)、交直流母线间双向AC/DC变换器；(2)既可以直接向交流负载供电，又可以直接向直流负载供电，降低因多重变换器带来的损耗；(3)交、直流子系统间功率可双向流动，各子系统可独立控制也可协调控制，混合微电网可以在并网模式与孤岛模式之间切换运行[1,2,3,4,8,9]。
光伏发电容易受到环境温度和光照的影响，其发电功率具有不稳定性，本文在直流侧配置蓄电池储能，通过双向DC/DC变换器控制蓄电池的充放电来平抑光伏发电及负荷的功率波动。在交直流混合微电网并网运行时，交流母线电压和频率由大电网支撑，直流母线电压可以通过交直流母线间双向AC/DC变换器控制，也可以通过储能系统来控制[9]。针对目前因直流负荷较小而直流侧光伏发电容量较大(安装时考虑到未来直流负荷增长)导致的直流侧源荷比较大的问题，本文采用储能系统来控制直流母线电压，而双向AC/DC变换器采用P/Q控制，在满足直流侧负荷的情况下，将直流侧光伏发电功率定额并入大电网，提高直流侧光伏利用率。在交直流混合微电网孤岛运行时，双向AC/DC变换器则切换到V/f控制，以蓄电池为平衡节点来支撑系统母线电压、频率稳定，实现交直流系统之间的功率平衡。在交直流混合微电网切换运行时，交直流系统之间的功率通过双向AC/DC进行平衡，切换前后缺额功率由蓄电池平抑，保证切换前后系统稳定运行。
1 系统结构及仿真模型
1.1 交直流混合微电网系统结构
如图1所示，交直流混合微电网系统由交流子系统、直流子系统、功率交换系统、微电网控制器组成。交流子系统中，光伏发电单元通过DC/AC逆变器连接至交流母线，实现MPPT及单位功率因数控制，交流负荷直接接至交流母线。直流子系统中，光伏发电单元通过Boost变换器实现最大功率跟踪，蓄电池储能通过双向DC/DC变换器实现充放电控制，直流负荷直接接至直流母线。功率交换单元由隔离变压器及双向AC/DC变换器构成。整个系统通过交流侧的并网接口可以在并网和孤岛模式间切换运行。微电网控制器除了要完成孤岛检测、自动并网功能外，还需要通过通信系统、储能变流器、负荷控制器和光伏控制器等，实现微电网不同工况的稳定运行和顺利切换。
1.2 光伏电池仿真模型
根据图2所示的光伏电池等效电路，可以得到光伏电池的函数方程为[10]
其中：Iph为光电流(A);Io为反向饱和电流(A);Rp为光伏电池并联电阻(Ω)；Rs为光伏电池串联电阻(Ω)；q为电子电荷(1.6×1019 C);A为二极管因子；K为玻尔兹曼常数(1.38×10-23 J/K);T为绝对温度(K)。
根据式(1)在PSCAD/EMTDC搭建光伏电池模型，其参数为Umax=1 200 V,Uoc=1 280 V,Im=10.25A,Isc=10.65 A，标准温度为28℃，标准光照为1 000kW/m2。在温度不变、改变光照的情况下I-V、P-V曲线如图3(a)、图3(b)所示。
在光伏发电中，常采用最大功率跟踪控制，即MPPT控制，常用的最大功率计算方法有电导增量法、扰动观测法，牛顿拉夫逊法等，其中牛顿拉夫逊法计算速度快，精度高，得到了广泛应用。本文在求解最大功率点电流和电压时采用了牛顿拉夫逊迭代算法[11]，基本原理是应用牛顿拉夫逊迭代法对式(2)进行迭代求解，经过k次迭代，当时，Umax=Uk+1，对应的电流为Imax，此时，
式中：Uk+1和Uk分别为U的第k+1次和第k次迭代值；P'(U k)和P'(U k)分别是第k次迭代下P对U的一阶和二阶导数；ε为迭代精度。
1.3 蓄电池仿真模型
蓄电池作为分布式发电中的储能设备，其作用不言而喻，但是蓄电池内部参数之间的关系较为复杂，而且相互之间呈高度非线性关系，这成为蓄电池建模的难点。常用的蓄电池模型有谢菲尔德模型[12]、戴维南模型[13]以及通用模型[14]。本文所采用的蓄电池模型为通用模型，其物理模型如图4所示，由受控电压源和一个定值电阻串联组成，其中Ebat由式(3)确定。
其中：Ebat为蓄电池空载时的电压(V);E0为蓄电池额定电压(V);K为极化电压(V);Q为蓄电池容量(Ah)；为实际充放电电量(Ah);A为指数域电压降落值(V);B为指数域时间常数倒数(Ah-1);Ebattery为蓄电池实际端电压(V);Rbattery为终端电阻(Ω)；Ibattery为蓄电池充放电电流(A)。
根据式(3)在PSCAD/EMTDC中搭建通用蓄电池模型进行充放电仿真，参数为：蓄电池容量Q=600Ah，蓄电池额定电压E0=150 V，初始SOC=80%，充放电电流40 A，为了保护蓄电池，设置了SOCmax=95%和SOCmin=35%以限制过充过放，该蓄电池充放电结果如图5所示。
2 交直流混合微电网控制策略
2.1 直流侧光伏发电控制策略
直流侧光伏发电单元通过Boost变换器连接至直流母线，其拓扑结构如图6所示，所采用的控制策略为电压环控制模式，控制策略如图7所示。光伏电池输出电压Upv经过牛顿拉夫逊迭代计算后得到最大功率点对应的电压Um，将Um作为光伏电池出口电压Upv的参考值，经过PI调节后做为调制波与载波比较后，输出来信号驱动开关管K0，以实现最大功率跟踪。
2.2 交流侧光伏发电控制策略
交流侧光伏发电单元通过DC/AC变换器连接至交流母线，其拓扑结构如图8所示，所采用的控制策略为电压-无功(UQ)控制，即以直流电压、无功功率为外环控制，电流为内环控制，通常将无功设置为0，可实现单位功率因数控制，控制策略如图9所示。Um与光伏电池出口电压Upv的差值经过P调节后输出为直轴电流参考值，无功参考值与实测值的差值经过PI调节后输出为交轴电流参考值，然后与交、直轴电流实测值的差经过PI控制器调节，再经过解耦，输出值经过dq反变换输入到PWM发生器来驱动开关管。该控制策略不但可以实现最大功率跟踪，也可以实现单位功率因数控制。
2.3 蓄电池充放电控制策略
蓄电池通过双向DC/DC变换器来控制充放电，其拓扑结构如图10所示，其为Buck/Boost变换器，K1开通，K2关断，为Boost变换器，蓄电池放电，K1关断，K2开通，为Buck变换器，蓄电池充电。所采用的控制策略为电压外环电流内环控制，电压外环控制直流母线电压稳定，电流内环控制蓄电池充放电电流，控制策略如图11所示。Udc与直流母线电压参考值的差值经过PI调节后输出为蓄电池充放电电流参考，与充放电电流实测值的差值经过PI调节，输入到PWM发生器来驱动开关管K1和K2。
2.4 AC/DC变换器控制策略
连接交、直流子系统，实现系统功率平衡的是交直流母线间AC/DC变换器，其拓扑结构同图8虚线框内所示。AC/DC变换器在交直流混合微电网稳定运行中的作用主要有三方面：一是孤岛运行时，采用V/f控制，支撑交流母线电压、频率稳定，实现交、直流系统之间的功率平衡；二是并网运行时，采用P/Q控制，将直流侧盈余光伏发电功率定额通过交流侧并入大电网，提高直流侧光伏利用率；三是并网运行与孤岛运行切换时，使交、直流侧功率进行平衡，保证切换前后系统稳定运行。P/Q控制采用功率外环电流内环控制方式，V/f控制采用电压外环电流内环控制方式。两种控制可共用一个电流内环，切换运行时，只需切换外环控制，其控制策略如图12所示。模式1表示V/f控制，模式2表示P/Q控制，V/f控制时，dq变换的相位角由一个设定的标准50 Hz正弦电压提供，电压外环经PI调节后做为电流内环参考；P/Q控制时。dq变换的相位角为网侧相位角，功率外环经PI调节后做为电流内环参考。两种控制共用一个电流内环，控制模式之间的切换由并网点PCC发出信号。
3 算例仿真分析
3.1 仿真参数
在PSCAD/EMTDC中搭建如图1所示的交直流混合微电网，系统参数如表1所示。
光伏发电假设温度一直为20℃，光照为1 000kW/m2,4 s光照开始减弱，到6 s时降为700 kW/m2,9 s光照又开始增强，到12 s时变为1 100 kW/m2。则交直流两侧光伏发电功率Ppvac、Ppvdc和交流侧输出电压跟踪如图13所示，光伏输出功率随着光照的变化而波动，Upv能够很好地跟踪Um。
蓄电池容量设计对于系统稳定运行至关重要，本文采用工程上的经验公式确定蓄电池容量。
式中：A为安全系数，取1.1～1.4之间；QL为负载日平均耗电量；NL为最长连续阴雨天数；To为温度修正系数，一般0℃以上取1,-10℃以上取1.1,-10℃以下取1.2;CC为蓄电池放电深度，浅循环型蓄电池取50%，深循环型蓄电池取75%。
本文中，交流侧重要负荷10 k W，主要为空调用电，日平均供电4 h，负载同时率0.8；次要负荷2kW，为白天照明用电，日平均供电8 h，负载同时率0.8。直流侧主要负荷3 kW，其中2 kW为机房通信用电，日平均供电24 h，负载同时率1;1 kW为直流展厅白天照明用电，日平均供电4 h，负载同时率0.8；次要负荷2 kW，供直流展厅电子产品充电，日平均供电4 h，负载同时率0.8。由此计算得负载日平均耗电量QL=102.4 kWh。
其中：安全系数取1.1；根据本地气象信息，最长连阴雨天数取4天；温度修正系数取1；根据蓄电池类型，放电深度取75%。
蓄电池的额定电压150 V，蓄电池SOC在35%～95%范围内，其端电压范围为155～255 V，直流母线电压为380 V，考虑到不同工况切换时的电压波动并留一定裕度，取储能逆变器的最高工作电压1 000 V。
交直流混合微电网系统直流侧最大负荷5 kW，直流侧光伏最大输出功率10 k W，交流侧最大负载12 kW，交流侧光伏最大输出功率12 kW。储能逆变器的功率选择要考虑如下要素：一能完全吸收新能源功率，此时储能逆变器的最大输入功率为22 kW；二能在孤岛运行且阴雨时满足全部负荷，此时储能逆变器的最大输出功率为17 kW；考虑一定的裕度，取储能逆变器最大输入/输出功率均为50 kW。
3.2 运行仿真分析
将交直流两侧光伏发电功率、负荷功率，直流侧输入到交流侧的平衡功率分别表示为：Ppvac,Ppvdc,PLac,PLdc,Pexch。
3.2.1 并网运行(t=0～8 s,18.5～20 s)
a)t=0～2 s:PLdc为5 kW,PLdc<Ppvdc-Pexch，蓄电池充电；
b)t=2～4 s:2 s时PLdc突增到6 kW,PLdc<PpvdcPexch，蓄电池充电，4 s时Ppvdc因光照减弱开始减小；
c)t=4～4.8 s:4 s时PLdc恢复到5 kW,PLdc<Ppvdc-Pexch，蓄电池充电；
d)t=4.8～8 s:PLdc保持为5 kW,4.8 s时因Ppvdc降低，PLdc>Ppvdc-Pexch，蓄电池放电。
e)t=18.5～20 s:PLdc>Ppvdc-Pexch，蓄电池充电。
3.2.2 孤岛运行(t=8～18.5 s)
a)t=8～9.6 s:PLdc+PLac>Ppvdc+Ppvac，蓄电池放电，9 s时Ppvdc、Ppvac因光照增强开始变大，随着Ppvac的增大，直流侧输入到的交流侧的平衡功率Pexch开始减小；
b)t=9.6～18.5 s:PLdc+PLac<Ppvdc+Ppvac，蓄电池充电，11.5 s时Ppvac=PLac，交流侧光伏功率开始盈余，交流侧向直流侧输入光伏功率，Pexch<0，为了延长孤岛模式下蓄电池的使用时间，12 s时直流侧次要负荷切除，15 s时交流侧次要负荷切除。
仿真结果如图14(a)～图14(e)所示，由图14可知，并网运行时，交流母线电压、频率由大电网支撑，直流侧光伏功率波动及负荷突变能够被蓄电池平抑，维持直流母线电压稳定，且定额向交流侧输入光伏功率。孤岛运行时，蓄电池平抑了光伏、负荷功率波动，维持了直流系统电压稳定，双向AC/DC变换器维持了交流系统电压、频率稳定，并作为桥梁实现了两侧的功率平衡。
3.2.3 切换运行
8 s时，大电网故障，PPC发出信号，交直流混合微电网由并网运行向非计划孤岛切换。切换前后，因蓄电池和双向AC/DC变换器在实时维持系统稳定、功率平衡，因此在切换瞬间，蓄电池能够快速将切换功率缺额平抑，保证切换前后系统稳定运行。
由图14(a)可知，切换前，微电网与大电网之间有功率交换Ppcc=Ppvac+Pexch-PLac。此系统切换前Ppcc=1 kW，即微电网向大电网输送功率1 kW，切换时蓄电池减小放电电流以平抑此输送功率，记为工况1，如图15(a)所示。将交流侧次要功率从2 kW增加为3 kW，可以使得切换前Ppcc=0 kW，即微电网与大电网无功率交换，记为工况2，如图15(b)所示，切换时蓄电池放电电流不变。将交流侧次要功率从2 kW增加为4 kW，可以使得切换前Ppcc=-1 kW，即微电网从大电网吸收功率1 kW，记为工况3，如图15(c)所示，切换时蓄电池增大放电电流以平抑此吸收功率。切换瞬间因蓄电池平抑切换功率缺额，直流母线电压会有短暂的波动，如图14(c)所示，切换瞬间三相交流电压暂态波形如图16所示。综上，不论切换前后微电网与大电网是否有功率交换，交直流混合微电网均可实现从并网运行顺利切换到非计划孤岛运行。
18.5 s时，大电网供电恢复，PCC发出信号，交直流混合微电网由孤岛运行向并网运行切换，切换前交流母线电压幅值、频率、相角与大电网保持一致，顺利切换，如图14(d)、图14(e)所示。由图17可知此时Pexch由-3 kW变5 kW，蓄电池将增加充电电流以平抑，因此直流母线电压会有一个波动，但很快就稳定，如图14(c)所示，切换瞬间三相交流电压暂态波形如图18所示。综上，交直流混合微电网能够从孤岛运行顺利切换到并网运行。
4 结论
(1)建立了光伏发电、蓄电池储能模型并进行了光伏电池MPPT控制、蓄电池充放电仿真，验证了所建模型的正确性。
(2)交直流混合微电网并网运行时，针对目前直流侧源荷比较大，在蓄电池的平抑作用下，直流侧光伏发电以恒定的功率通过交流侧并入大电网，提高直流侧光伏利用率。
(3)交直流混合微电网孤岛运行时，蓄电池作为平衡节点，和双向AC/DC变换器一起维持系统的稳定运行，并实现交直流两侧的功率平衡。
(4)交直流混合微电网由并网运行向非计划孤岛运行切换、孤岛运行向并网运行切换时，蓄电池都能够平抑切换功率缺额，实现顺利切换。
摘要：为解决交直流混合微电网中功率波动、交直流系统之间功率平衡、直流侧源荷比相对较大光伏利用率不高的问题,研究了交直流混合微电网并网运行时,在蓄电池的平抑作用下,直流侧光伏发电以恒定的功率通过交流侧并入大电网,提高直流侧光伏利用率。孤岛运行时,蓄电池作为平衡节点,和双向AC/DC变换器一起维持整个系统的电压、频率稳定,并实现交、直流系统之间功率平衡的控制方案。最后利用PSCAD/EMTDC软件对系统功率波动、并网运行向非计划孤岛运行切换、孤岛运行向并网运行切换进行了仿真验证,运行结果表明该控制方案能有效平抑系统功率波动,维持交直流混合微电网稳定运行。
交直流混合配电 篇6
微电网是指包含分布式电源、储能系统、能量转换装置、负荷等组成部分的小型发、配、用电系统,具有自我控制和自我能量管理的能力。微电网具有很多优势:(1)有利于提高配电网系统对分布式电源的接纳能力;(2)有助于提高可再生能源的利用效率,同时能降低配电网网络损耗;(3)在电网严重故障时,可保证关键负荷供电,增强供电可靠性;(4)可用于解决海岛或荒漠等偏远地区用户的供电问题[1,2]。
随着微电网技术的发展,国内外诸多学者对微电网优化配置进行了大量研究。文献[3]介绍了微电网中优化配置过程中的优化对象,优化配置方法。文献[4-5]针对风光柴储独立型微电网,提出了不同的协调运行控制策略设计方案,并进行了风柴储生物质能独立微电网相关优化规划设计。文献[6]考虑了多状态建模下的独立型微电网优化配置。针对并网型微电网,文献[7-8]对并网型微电网的经济性、鲁棒性、自治能力等多目标提出了优化配置方法,并进行了评估分析。文献[9-10]则对微电网进行了经济性、环境性等多目标的优化配置分析。文献[11-12]则通过homer软件分析,探讨了微电网的优化配置方法,并分析了并网型微电网与独立型微电网的差异。上述文献均是对交流型微电网模型进行优化配置分析,缺少对交直流混合微电网的关注。
交直流混合微电网是微电网的未来发展趋势,相较于传统交流微电网具有以下优点:(1)交流电源连接在交流母线上,为交流负荷提供电力。直流电源则连接在直流母线上进行供电。交直流母线之间装设换流装置,相较于传统的交流微电网和直流微电网,减少了换流装置,降低了系统的换流损耗,提高了微电网的经济性;(2)交直流混合微电网中,直流部分的电源、负荷连接在直流母线上,再通过换流装置与交流母线进行功率交换,能够更好地进行交流侧的运行控制,从而保证在并网运行时的电能质量,提高微电网系统稳定性[13,14,15,16,17]。因此,进行交直流混合微电网的优化配置研究十分重要。
本文基于交直流混合微电网理论,建立了包含分布式光伏、风机、储能的并网型混合微电网模型,并针对此模型提出了相应的运行优化控制策略。通过改进型非劣排序遗传算法(NSGA-Ⅱ),得出了优化控制策略下的电源类型及容量的最优配置方案。基于该优化配置方案,对比了在不同直流负荷量情况下的交直流混合微电网与交流微电网的优化方案,为并网型交直流混合微电网优化设计提供必要的依据。
1 交直流混合微电网结构
图1为并网型交直流混合微电网的结构模型,如图所示,交流侧的分布式电源为风机,直流侧的分布式电源为光伏和储能单元。交流母线和直流母线上分别接有交流负荷和直流负荷,交直流母线间通过换流装置进行连接。整个系统通过交流侧与电网连接,实现并网。
在系统正常运行过程中,交流负荷将主要由风机进行供电,直流侧则由光伏进行供电,蓄电池则起到平抑负荷波动,削峰填谷的作用。针对优化配置研究,传统交流微电网主要通过优化算法来优化系统中的各分布式电源的容量,优化目标一般为系统的经济性、环保性等,没有考虑直流负荷的影响。随着直流负荷的日渐增多,不同于传统的交流微电网,交直流混合微电网的优化不仅仅针对系统的经济性来优化分布式电源的容量,同时兼顾了交流系统与直流系统间的功率交换,降低换流功率损耗。相较于传统交流微电网,交直流混合微电网优化的主要难点在于针对系统中的交流、直流负荷,如何通过合理的控制策略和优化手段实现交流部分、直流部分以及交直流之间的能量耦合,使其达到最优,而交流微电网不存在这种耦合。
2 优化配置模型
2.1 目标函数
1)经济成本
通过全寿命周期成本来研究工程的经济性,全寿命周期是指工程产品从研究开发、设计、建造、使用和直到报废所经历的全部时间。全寿命周期成本是在工程预期寿命周期内所需要的或产生的成本。
可使用总净现成本(NPC)来表示系统寿命周期成本。CNPC是将寿命周期内产生的各成本值折现到初始年进行统计,包括初始投资成本、运维成本、置换成本、残值。目标函数可表示为:
式中:Cinitial为初始投资成本,包含风机、光伏、蓄电池、换流器的初始投资成本;Com为总运维成本净现值,包含风机、光伏、蓄电池、换流器的运行维护费用;Creplace为总置换成本净现值,即蓄电池、换流器的置换费用,通常系统的周期为20年,光伏、风机的使用寿命也为20年,可以不考虑置换费用,蓄电池的寿命相对较短,则需要考虑置换费用;Csalvage为总残值净现值,即风机、光伏、蓄电池、换流器的残值;Cgrid为微电网向电网的购电售电费用。
Cgrid是由微电网通过电网的购电费用Cpurchase、售电费用Csell以及基本电价组成,其中基本电价包括:最大需量Cpgrid-max(每月由电网供电的最大功率)、变压器基本容量费Cstr(用户申请的变压器容量,每月缴纳的基本费用)。
不同系统规模和不同工程寿命周期可能存在差异,因此可采用单位供电成本对微电网进行分析:
式中:CCOE为单位供电成本;Eload为系统每年的负荷总量;Esell为系统每年卖给电网的总电量;Cann为等年值成本;i为折现率;N为工程寿命;CRF(i,N)为资金恢复因数函数。
2)换流器损耗
传统交流微电网中,直流负荷、光伏、蓄电池通过换流器连接至交流母线。在系统运行过程中,这些换流器将产生大量换流损耗。较之交流微电网,交直流混合微电网结构采用交流、直流两条母线,交流电源、负荷接入交流母线,直流电源、负荷接入直流母线,母线装设换流器进行换流。交直流混合微电网能够减少AC-DC,DC-AC等换流器的换流损失,换流损耗的计算公式如下:
式中:Ploss为换流损耗;Ptrans为换流功率;σ为换流器的换流效率。
随着直流负荷的增多,换流损耗必须得到重视。本文将换流器损耗作为一个优化目标进行优化配置,在特定控制策略下,考虑交直流混合微电网结构中,交流母线和直流母线间的换流器容量大小,以及换流过程中的损耗,进行优化配置。
3)自平衡率
并网型微电网与电网相连,可以由电网提供一定的电力支撑。因此,并网型微电网通过自身的微电源满足的负荷,在一定程度上反映了其供电能力和对电网的依赖程度。将并网型微电网在一定周期内,依靠自身分布式电源所能满足的负荷需求比例定义为自平衡率Rself:
式中:Eself为并网型微电网自身微电源满足的负荷电量;Etotal为总的负荷需求量;Egrid为由电网满足的负荷用电量,即微电网的购电量。
2.2 约束条件
1)系统功率约束
式中:Pload为负荷功率;Pexceed为多余功率;Pwt为风机功率;Ppv为光伏功率;Pbat为蓄电池功率,为正时表示蓄电池放电,为负时表示充电;Pgrid为微电网系统和电网间的交互能量,为正表示微电网购电,为负表示微电网售电。
2)分布式电源出力功率约束
风机、光伏输出功率约束:
式中:Pwt-max为当前风机最大可输出功率;Ppv-max为当前光伏最大可输出功率。
蓄电池功率和荷电状态(SOC)约束:
式中:SSOCmin和SSOCmax分别为SOC值SSOC的下限和上限;Pmax-charge和Pmax-discharge分别为蓄电池的最大充放电功率;η为蓄电池转换效率;Rbat为蓄电池总容量;Δt为时间步长,本文中取为1h。
3)售电功率约束
并网型微电网与电网连接,能够进行购电售电,但考虑到过大的倒送功率可能会对电网造成影响,因此需要对微电网的售电功率进行约束,可表示为:
式中:μ为售电功率最大允许比例;Pmicrogrid为微电网受配电变压器约束的功率限值。
综上,交直流混合微电网根据以上约束,以3个优化目标最优为目的,在特定的控制策略下运行。
2.3 控制策略
交直流混合微电网中包含分布式电源(风机、光伏、蓄电池),同时连接电网。为了确保微电网电源出力与负荷需求的实时功率平衡,最大化利用分布式电源;减少蓄电池充放电过程,保持蓄电池使用寿命;减少交直流母线间的功率交换,降低换流损耗,需要建立合理的运行控制策略来协调各电源的出力,控制混合微电网与电网的功率交换。本文针对微电网的不同运行状况,基于上述原则,提出了交直流混合微电网的运行控制策略,控制策略流程图如图2所示。
详细步骤如下。
Case1:交流侧风机发电满足交流负荷需求,直流侧光伏发电满足直流负荷需求。若剩余功率不超过售电功率约束值,将剩余功率全额售电。若超过约束值,则开启蓄电池吸收超过约束值的部分,以售电功率约束值售电。
Case2:交流侧风机发电满足交流负荷需求,直流侧光伏发电不满足直流负荷需求。
1)直流侧开启蓄电池填补直流侧功率缺额,若交流侧剩余功率不超过售电功率约束值,将交流侧剩余功率全额售电。若超过约束值,则开启蓄电池吸收超过约束值的部分,以售电功率约束值售电。
2)蓄电池无法满足直流功率缺额时,将交流侧多余的功率用于填补直流侧的功率缺额。若此后交流侧剩余功率不超过售电功率约束值,将交流侧剩余功率全额售电。若超过约束值,则开启蓄电池吸收超过约束值的部分,以售电功率约束值售电。
3)蓄电池无法满足直流功率缺额,而且交流侧多余的功率也无法完全填补直流侧功率缺额,此时,向电网购电满足负荷需求。
Case3:交流侧风机发电不满足交流负荷需求,直流侧光伏发电满足直流负荷需求。
1)将直流侧多余的功率用于填补交流侧的功率缺额,若此后仍有功率剩余,先用于蓄电池的充电,充电后的剩余功率在不超过售电功率限额的情况下,进行售电。由于已经进行了蓄电池充电,此时超过售电功率限额部分的功率将被弃置。
2)直流侧多余的功率无法填补交流侧的功率缺额,开启蓄电池。若蓄电池放电仍无法填补缺额,此时通过电网购电满足负荷需求。
Case4:直流侧光伏发电不满足直流负荷需求,交流侧风机发电不满足交流负荷需求。开启蓄电池满足功率缺额。若无法满足,则通过向电网购电满足负荷需求。
3 算例分析
3.1 优化算法
本文采用改进型NSGA-Ⅱ,对模型进行仿真计算。NSGA-Ⅱ中种群规模取100,迭代次数取50,达到最大迭代次数后输出结果,具体计算步骤如下。
步骤1:初始化,读取风速、光照、负荷、仿真时长等数据。
步骤2:生成规模为100的初始种群I,种群I中个体包含风机、光伏和蓄电池的容量信息。
步骤3:根据各个体的容量信息,计算相应的优化目标值以及母线间交互功率值。根据优化目标值对多目标进行非支配排序,母线间的交互功率值则为换流装置容量选择的参考依据。
步骤4:采用锦标赛选择方法,从初始种群I中选择父代种群P进行遗传操作(交叉率0.9、变异率0.1)得到子代种群O。
步骤5:计算子代种群O的相关优化目标值,并将子代种群O与父代种群P合并形成中间种群M。
步骤6:对中间种群M进行非支配排序,形成规模为100的种群I′。
步骤7:用I′替换步骤4中的父代种群P,重复步骤4至步骤6,直至迭代次数达到50,得到最终优化结果。
3.2 算例分析
根据上述优化配置模型,基于一个实际的交直流混合微电网的建设工程,开展并网型交直流混合微电网优化配置的研究,备选电源(风机、光伏和蓄电池)参数以及相应的换流器成本,如表1所示。
用户购电售电采用六时段分时电价,六时段分时电价时段划分:尖峰时段19:00—21:00;高峰时段08:00—11:00,13:00—19:00,21:00—22:00;低谷时段11:00—13:00,22:00—次日08:00。电价参数如表2所示。
本文采用实际工程数据,风光资源及负荷数据如图3所示,其中全年平均风速约为5.70m/s,日平均辐照约3.07(kW·h)/m2,夏季最大负荷约125kW,冬季最大负荷约为110kW。
具体参数如下:负荷中直流负荷占负荷总量的40%,交流负荷占负荷总量的60%。取Pmicrogrid为150kW,售电功率最大允许比例取为0.3。蓄电池的SOC范围设定为[0.5,0.95],蓄电池的初始SOC取为0.8。系统内的换流装置(AC-DC,DC-AC)的转换效率为0.95。通过NSGA-Ⅱ进行优化配置,得出优化结果。
交直流混合微电网针对单位发电成本、换流器损耗和自平衡率进行多目标优化配置。分析换流损耗、单位发电成本以及自平衡率3个优化目标,可以发现这3个目标在一定程度上存在着相互约束的关系。图4为三者关系图,通过对比分析可知,自平衡率与单位发电成本、换流损耗在一定程度上是相互制约的关系。单位发电成本与自平衡率在一定程度上相互制约,自平衡率的提高取决于分布式电源发电量的增加,这将导致投资增加,单位发电成本上升;同时,自平衡率越高,交直流系统间的功率交换更多,这将产生更高的换流损耗;单位发电成本与换流损耗之间则不存在明显的相互制约,这是由于影响换流损耗的主要因素是交直流系统间的功率交换,但单位发电成本的增加并不会直接导致功率交换的增加。
由于3个目标间存在一定程度的相互制约,最终得到一组最优解集,如表3所示,方案1和方案4较之其他方案具有最佳的经济性,单位发电成本仅为0.59元,上述两个方案经济性较好的主要原因是分布式电源的装机容量较其他方案低,降低了系统的经济成本。方案2和方案6则具有较高的自平衡率,这是因为方案中的风机、光伏装机容量较高,装机容量的提高,显著提升了自平衡率(由方案1的61.1%提高至方案6的81.4%),与此同时,随着装机容量的升高,经济成本也将随之增高,装机容量的提升会导致发电量的增加,进而使得交直流母线间的功率交换增大,造成功率损耗的增长。在风机和光伏装机容量几乎一致的情况下,方案2和方案6的经济性差异由蓄电池装机容量的差异体现,但通过对比可以发现,蓄电池装机容量在847kW时就能保证较好的自平衡率(81.4%),方案2虽然通过增加蓄电池容量至1 639kW,将自平衡率提高到了82.9%,但同时也将成本提高了0.54元。可知,在光伏和风机装机容量相差不大时,增加蓄电池的装机容量,能够小幅度提升自平衡水平,同时也会导致成本的大幅度增加。
将方案3和方案1进行对比,则能进一步验证上述结论。相较方案1,方案3的风机、光伏有少许变化,对交直流母线间的功率交换影响较小,但蓄电池容量的大幅度提升,导致了经济成本的大幅度增加。自平衡方面,方案3将自平衡率从方案1的61.1%提升至63.4%,再一次验证了蓄电池容量在847kW时就能保证较好的自平衡率,需要通过改变光伏、风机装机容量来大幅提高自平衡率。方案5则是相对方案3,增加了风机的装机容量,随着风机装机容量的提升,系统的自平衡能力得到提升(从63.4%升至73.9%)。风机装机容量的提升使得交流侧发电量增加,交直流母线间的交互功率也随之增加,导致换流损耗的变大。根据相关控制策略,直流侧出现功率缺额时,首先考虑通过蓄电池放电平抑,蓄电池容量的增加,使得平抑负荷波动能力提升,这也导致了蓄电池的多次充放电,降低了蓄电池寿命,这是导致方案5经济性变差的主要因素。
综上,交直流混合微电网中,蓄电池的容量将是影响经济性的主要因素。风机、光伏的容量变化将影响系统发电量,从而改变交直流母线间的功率交互情况,影响功率损耗值。设计风机、光伏容量时,增加容量能够提升自平衡率,但应尽量做到同步增加容量,避免出现方案5中光伏装机容量较小而导致的直流侧发电量不够,频繁使用蓄电池,影响系统经济性。此外,直流负荷比例变化时,系统的优化配置结果也将不同。
3.3 直流负荷敏感度分析
考虑未来的发展趋势,随着越来越多的电动汽车、信息设备(如计算机、通信系统设备、智能终端)、发光二极管(LED)等直流负荷接入电网,直流负荷的比例将逐步增加。本文对直流负荷的比例进行了敏感度分析,将直流负荷的比例设置为[40%,60%],分析直流负荷增加带来的交直流混合微电网优化配置结果的变化。并将此优化配置结果,与相同直流负荷比例下的交流微电网优化配置结果进行了比较,分析了交直流混合微电网的经济性与发展的可行性。
40%直流负荷情况下交直流混合微电网的优化结果如表3所示,对同等直流负荷比例下的交流微电网进行优化配置分析可得表4。通过对比表3、表4,不难发现,交流微电网由于直流负荷、光伏、蓄电池通过换流器连接至交流母线,装设的换流装置容量远大于交直流混合微电网。例如:表4中方案1换流器容量高达410kW,与之对应的表3中方案2,在分布式电源装机容量几乎一致的情况下,换流器容量只需150kW。与此同时,两者的换流损耗分别为32 806.1kW和12 404.7kW,可见,交直流混合微电网在优化系统的换流器容量,减少母线间功率交换,降低换流损耗方面具有很大优势。表4交流微电网优化配置结果中,方案1具有较高的自平衡率,其他方案均由于分布式电源装机容量较小,具有较低的自平衡率。对比方案1与方案4,可知分布式电源装机量较小,在负荷峰值时将无法正常满足负荷需求,产生较大的购电费用,影响经济性。
针对直流负荷进行敏感度分析,可以得出表5—表8的分析结果值。通过对比,可以发现随着直流负荷的增加,换流损耗也随之升高,这是因为直流负荷的增加,为了平衡功率缺额,交直流母线间的换流更加频繁。
在40%以及50%直流负荷比例下,采用同样的分布式电源容量(表3方案2,表4方案1),交直流混合微电网结构具有更好的经济性以及较少的换流损耗,但在60%直流负荷比例下,对比表8方案3与表7方案2,交流微电网却具有比交直流混合微电网更好的经济性。在较高直流负荷比例情况下,交直流混合微电网直流侧更容易出现功率缺额,按照运行控制策略,将优先开启蓄电池平抑功率缺额,蓄电池的使用频率增加,将导致更换蓄电池的费用增加,影响了交直流混合微电网的经济性。参照表7方案2与方案5可知,在直流负荷增加的情况下,应该增加光伏装机容量,降低蓄电池的装机容量,此举将提高交直流混合微电网的经济性(从方案2的1.84元降至方案5的1.22元),同时能保证系统的自平衡能力(方案5较方案2降低1.8%)。
最后,可以得出结论,较之交流微电网,交直流混合微电网能够显著减少换流装置容量及换流损耗,同时具有更好的经济性。随着直流负荷的增加,交直流混合微电网的配置方案应该通过降低系统中风机的装机容量,提高光伏的发电容量来提高系统的经济性。同时,蓄电池的装机容量不宜过高,高装机容量虽然能够提高系统的自平衡率,但也会带来更高的蓄电池维护更换费用,影响系统经济性。
4 结语
交直流混合配电 篇7
随着电力系统的高速发展,跨区域电网互联已成为主要发展趋势,互联后电力系统规模更大,动态行为更加复杂,对电力系统安全稳定带来更大的挑战。为了提高互联系统的安全性和经济性,高压直流输电系统(High Voltage Direct Current Systems,HVDC)和柔性交流输电系统(Flexible AC Transmission Systems,FACTS)装置被越来越广泛地应用于电力系统中。但该类设备使得电网的分析、运行及其控制变得更加复杂,因此有必要对包含这些设备的电力系统进行更有效更可靠的数字仿真,以便于电力工作者进行试验研究、设计规划和调度运行[1,2,3]。
提高高压交直流混合输电系统动态过程的仿真可信度,必须选择适合的模型,其中负荷模型是非常关键的,尤其当系统处于重载时,采用不同负荷模型进行仿真可能得到不同的甚至是截然相反的仿真结果[4,5,6,7]。本文利用BPA软件,采用不同负荷模型仿真了交流系统发生故障时的负荷节点电压波形及发电机功角波形,以及整流侧和逆变侧电压波形图,这为分析高压交直流输电系统中发生交流故障对直流侧的影响以及研究恢复办法提供了有效的依据。
1 高压直流输电
1.1 直流输电的现状
自1954年HVDC输电首次商业性成功地应用于瑞典大陆和哥特兰岛之间以来,随着电力电子技术的快速发展和直流输电控制能力的提高,直流输电技术蓬勃发展。由于直流输电在一些方面具有交流输电无法比拟的优点,已成为电网建设的一个发展方向。我国的葛洲坝一上海直流输电工程于1989年投入运行,天生桥—广州直流输电工程于2001年双极投入运行。此外,三峡—常州直流输电工程极I系统也已送电成功。同时为了适应我国电网发展需求,正在兴建和即将兴建的直流工程还包括即将成为世界上规模最大的直流换流站的三峡—广东直流输电工程、贵州—广东直流输电工程、三峡右岸一上海练塘直流输电工程。随着大批直流线路的投运,我国电力系统进入了交直流混合输电的时代。研究交直流混合电网的动态特性成为一项紧迫的任务。
1.2 交直流混合输电系统中需要解决的问题
目前,尽管直流输电有很多优点,但交直流混合输电系统中依然存在很多需要深入研究的问题。例如:1)直流输电系统换相失败;2)多个换流站落点的选择;3)对直流输电系统控制器的研究;4)交直流混合输电系统的暂态过程;5)交直流混合输电系统的稳态运行和调控。
解决上述问题最有效的工具就是电力系统动态仿真。众所周知,仿真中负荷模型的不确定性最大,对仿真结果的影响也很大。本文的目的就是利用BPA仿真软件研究不同的常用负荷模型对交直流混合电网的动态特性影响。
2 仿真软件BPA
BPA是一个大型电力系统分析软件包。它以1983年版美国BPA(Bonneville Power Adminisration)为基础开发而成,在程序中加入适合我国电力系统分析计算的部分功能,形成了中国版BPA程序,已在我国电力系统规划、调度、生产运行及科研等部门得到了广泛的应用[9]。
BPA包含的模型有很多种,可以进行复杂电网的仿真计算。可供选择的发电机模型很丰富,包括最简单的二阶经典模型,也包括复杂的六阶模型。BPA还提供了丰富的励磁系统模型与调速器模型。直流模型有详细和简化的双端直流系统与多端直流系统模型,且可以考虑多种控制方式和调制方式。
BPA不仅可以模拟各种对称、不对称的短路、开断等故障,还可以模拟发电机失磁、切机、快关、切负荷、直流故障等多种元件故障。
3 负荷模型介绍
负荷模型指用来描述负荷特性的数学方程。按模型是否反映负荷的动态特性来分,可以将模型分为静态负荷模型和动态负荷模型,前者多用代数方程来描述,后者多用差分方程和微分方程描述[10]。
3.1 静态负荷模型
静态负荷模型主要有2种,即指数模型和多项式模型,2种都属于非机理模型。常见的多项式模型如式(1):
式中:P0为初始有功功率;Q0为初始无功功率;电压二次项相当于恒定阻抗负荷(Z,功率与电压的关系是平方关系,这与阻抗的功率电压特性相符,故称为恒阻抗负荷),电压一次项相当于恒定电流负荷(I),电压零次项相当于恒定功率负荷(P),这就是常用的ZIP模型;为负荷的频率特性。
3.2 动态负荷模型
动态负荷模型进一步分为机理式和非机理式模型。非机理式动态模型的形式有常微分方程模型、传递函数模型、状态空间模型、时域离散模型,此外还有描述负荷非线性特性的人工神经网络模型和机理式动态模型。最初的机理式模型是一阶或三阶感应电动机模型。但是,由于感应电动机正常运行时对功率因数有一定的要求,所以,一般采用感应电动机并联恒阻抗的形式,从而保证感应电动机的初始滑差在一定的范围之内,其余部分的功率由恒阻抗消耗。
3.3 综合负荷模型
综合负荷模型是目前在仿真中最常用的模型,一般采用三阶感应电动机并联负荷静特性的模型结构。静特性部分采用不同的比例,就可以产生不同的负荷模型。如感应电动机并联恒阻抗、感应电动机并联恒功率等。目前常用的综合模型主要有2种:考虑负荷时变的自适应综合模型[11](Time Variant Adapting Model,TVA)与考虑配网支路的综合模型[12](简称配网模型)。
4 算例及结果分析
4.1 电网概述
以WSCC-36节点电网为例,其等值接线如图1所示。采用BPA对该交直流输电系统进行时域仿真计算,计算时采用了详细的发电机模型(6阶)及励磁系统、原动机调速器。直流模型在正常运行时的控制方式整流侧采用定电流或定功率控制,逆变侧采用定电压或定息弧角控制。算例的详细参数见文献[9]。
负荷模型分别采用静态的恒阻抗模型、电动机并联恒阻抗的动态模型、TV A模型与配网综合模型。
4.2 短路故障仿真计算
仿真中设Bus16与Bus20之间的线路中点在1 s时发生三相短路故障,0.1 s后切除故障,得到了负荷节点29、直流线路两端节点33、34处电压变化曲线。仿真时采用了不同负荷模型与不同的直流运行方式,目的就是比较不同负荷模型对交直流混合电网动态特性的影响。
整流侧定电流、逆变侧定电压方式的计算结果见图2～6,整流侧定功率、逆变侧定息弧角方式的仿真结果见图7～11。
4.3 结果分析
从图2～4、图7～9中可以看出直流系统不论采用何种控制方式,采用恒阻抗负荷进行仿真母线电压降低的幅度没有其他几种含有电动机负荷的大,恢复值也比其他模型高。使用配网模型的仿真结果最为恶劣,电压跌得最低,恢复也最慢,甚至在Bus29节点处发生了振荡。这是因为动态感应电动机负荷在母线电压降得很低时,电磁转矩随之减小,造成了电动机电磁功率与机械功率不平衡,电动机转速降低,转差增大,使得电动机吸收的无功电流增大,线路损耗增大,导致母线电压进一步降低。当电动机在母线电压降低时吸收的无功功率增大,如果此时母线无功功率补给不足,很容易造成电压失稳。不同的直流控制方式之间,同种模型的计算结果差别不大。
从图5～6、图10～11中可以看出,当交流侧发生故障时,直流侧的有功功率、无功功率变化也很大。使用不同的负荷模型仿真的有功功率、无功功率变化趋势同前面的分析一致,也是恒阻抗模型的结果波动幅度最小,配网模型的结果波动幅度最大。这主要是由于交流侧电压的变化及直流侧的控制方式决定的。采用定息弧角方式时,故障后更容易稳定。
5 结论
从前面的分析可知使用不同的负荷模型进行仿真时,仿真结果的差别较大。恒阻抗负荷的结果最乐观,而配网模型的结果最保守。使用不同负荷模型进行设备参数整定时,参数将有很大的不同。实际上不存在对所有的故障都保守的负荷模型,采用静态负荷模型和采用动态模型时得到的仿真结果是不同的,甚至有可能是截然相反的,这就说明研究最符合实际的负荷模型是刻不容缓的,进行系统分析时应尽可能选取能准确表示负荷动态特性的负荷模型,不能选取过于乐观的模型,也不能选过于保守的模型。另外,由于工业负荷大部分为感应电动机,一般都装设低电压保护。当电压低至阈值电压时,电动机从系统切除,所以,研究动态稳定时采用的负荷模型应该符合这一实际情况。
摘要：为了研究负荷模型对交直流系统动态稳定的影响,利用电力系统仿真软件BPA对WSCC36节点输电系统进行了动态仿真,比较了不同的直流控制方式下目前电网分析中经常使用的几种负荷模型对暂态稳定的影响。仿真结果表明:负荷特性对交直流混合输电系统的动态稳定有明显的影响,受端使用考虑配网支路的综合模型最容易造成功角失稳和电压失稳,恒阻抗静态模型最有利于功角稳定和电压稳定。由于不同模型的仿真结果差别较大,并且不存在对所有故障都保守的负荷模型,因此采用最反映实际情况的负荷模型才能有效保证仿真结果的可信度。
关键词：交直流系统,动态,仿真,负荷模型
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