无功电压协调控制策略

无功电压协调控制策略（精选9篇）

无功电压协调控制策略 篇1

0 引言

当前地区配电网运行和控制的现状已逐渐不能满足低压电力用户对电能质量的更高要求。文献[1,2,3]在提高配电网自动化和智能化水平的基础上,对无功电压可调设备进行整体决策。文献[4,5]将调压设备和无功设备进行解耦,分别进行控制决策,取得了较好的控制效果。

低压用户电压不合格主要是10kV馈线电压越限、负荷波动较大、供电半径长、各电压无功可调设备调控裕度没得到充分利用导致的。通过加装可控线路串联调压器可改善但并不能完全消除电压无功越限的情况,且造成线路调压器和主变压器(简称主变)动作方向矛盾的问题没得到合理解决。现有的控制策略依然存在可控设备动作震荡和顾此失彼的问题,没有考虑指令下发周期和可控设备动作周期的配合。

本文基于配电网电压无功控制的现状,提出以提高电压合格率为主,降低有功网损和电压偏移度为辅的协调控制策略,使电压和功率因数位于合格的范围内。

1 协调控制主要依据

配电网电压无功可调设备主要包括配电变压器(简称配变)低压侧补偿、线路集中补偿、有载调压主变、有载调压配变、可控线路串联调压器(SVR)。调整无功分布主要依靠电容器的投切,调压主要依靠变压器分接头的调整,可将无功、电压调控进行解耦,分别进行控制。

本地无功不平衡时通过调整变压器分接头调压会造成其他区域更大的无功缺额,造成其他区域电压越限,新的无功平衡又会改变节点电压,故采用先调整无功确保本地平衡后再调整电压的策略。

用户无功需求会影响上级电网无功分布,为减少无功在线路中的传输,进而减少线损,各级应按照就地平衡、分散补偿的原则进行决策[4]。无功调控采用电网端向负荷端判断,负荷端向电网端控制的原则。

主变分接头动作影响主变出口10kV馈线电压,SVR分接头动作影响SVR下游线路电压,配变分接头动作影响台区用户电压;而调整分接头对无功调整能力有限,对上级电网电压的影响可以忽略,电压调控采用负荷端向电网端判断,电网端向负荷端控制的原则。

2 控制策略设计

不同于基于九区图控制策略的传统电压无功控制[7,8],协调控制策略在对每级进行决策时需要考虑是否可以经过上级获得更好的控制效果,也要考虑对下级电网的影响;统筹考虑所有调控方案,以电压偏移度指标最小为原则选出最终控制命令。以变电站为计算单位,具体包含如下内容:

(1)无功控制决策。

基于某一潮流断面,进行各无功补偿装置投切容量的决策。首先判断流过10kV馈线进线开关的无功功率是否大于最小的无功补偿装置容量,若满足则进行无功控制决策,对各可控点依据系统有功网损对节点无功变化灵敏度排序,确定可控点的调节顺序,以可控点功率因数大于最小功率因数(如0.9)且不会无功倒送为原则确定补偿容量。剩余无功由线路集中补偿器补偿,补偿后功率因数大于最小功率因数且不会出现严重的无功倒送。无功决策流程图见图1。

(2)电压控制决策。

在无功控制指令下发后形成的潮流断面中考核10kV节点、各配变低压侧出口电压、用户侧低压监测装置采集的低压用户电压。经过以下步骤确定协调控制方案:

1)针对每台配变,若用户电压越下限请求配变上调,越上限请求配变下调,若配变有调节裕度且调整后预算电压合格则接受动作请求;若原始配变电压不合格,则生成动作命令。

2)没有配变动作请求或命令时退出。

3)统计SVR下游节点的越限节点数,越上限数大于越下限数,则请求SVR下调,否则请求上调,预算SVR动作后节点越限数,若越限数比调整前减少且SVR出口电压合格,则接受请求;若原始SVR出口电压不合格,则生成动作命令。

4)统计10kV馈线所有不合格节点,越上限数大于越下限数,则请求主变下调,否则请求上调,预算10kV各节点电压和配变电压,若越限数比调整前有所减少且主变出口电压合格,则接受请求;若原始主变出口电压不合格,则生成动作命令。

5)对同一变电站出口馈线重复执行步骤1)。

6)协调控制方案1为生成SVR控制指令,预算SVR下游节点电压,重复执行步骤1);协调控制方案2为生成主变控制指令,预算全网电压,重复执行步骤1);若每条馈线对主变的请求不一致,则只生成协调控制方案1。

其中,可控设备间的上下游关系可以采用深度优先搜索策略生成拓扑树的方式来形成。

电压决策流程图见图2。

(3)综合决策。

变电站出口馈线对主变请求不一致时,以协调控制方案1作为最终的控制指令,即不同馈线对主变请求不一致时,则主变不能动作;否则,以系统有功网损和电压偏移度较小的方案作为最终控制指令。

3 数学模型

3.1 电压灵敏度计算

节点电压变化灵敏度是衡量节点电压变化对相关联网络中其他节点电压变化的指标,在电力系统中,一般作以下假设:

(1)节点电压幅值主要与无功潮流相关,节点电压相角主要与有功潮流有关;

(2)雅可比矩阵是位置对称且各元素数值比较小的方阵。

将极坐标表示的节点功率方程有功、无功进行解耦可得到节点电压变化与无功变化的关系:

即

由式(2)可计算出节点间电压变化灵敏度:

式中:ΔU为节点电压变化向量;B-1为节点导纳虚部元素矩阵的逆矩阵;U为节点电压向量;ΔQ为节点无功不平衡向量;分别为逆矩阵B-1中节点i、j的行向量。

由式(3)可计算出相关联网络中任意两节点间电压变化的灵敏度,具体为节点i、j的行向量中对应元素的点积除以j向量模的平方。为计算主变、SVR分接头动作对下游节点电压的影响,需分别计算出10kV各节点对主变出口的电压灵敏度和SVR下游各节点对SVR的电压灵敏度。

3.2 网损灵敏度计算

网损灵敏度是衡量无功接入点无功补偿变化量对系统网损影响的指标,是确定无功规划的主要依据[9]。

系统有功网损为:

系统有功网损对节点有功、无功变化的灵敏度满足以下方程组:

式中:U、θ、P、Q分别为节点电压、相角、注入有功、注入无功。

对系统中第i个节点,有:

式中:Gij、θij为线路ij的电导和首末节点相角差。

对某一时刻的潮流断面,式(5)即为以雅可比矩阵的转置系数矩阵,以网损灵敏度为自变量,以系统网损对节点电压、相角的偏导数为因变量的线性方程组,基于电力系统潮流计算机方法中的高斯消元法,存储下三角元素进行前推计算、上三角元素进行回代计算可计算出各补偿点网损灵敏度。

3.3 节点电压预算

每台变压器的变比为:

式中:UH、UL为变压器高、低压侧额定电压;TN、TC、step为变压器分接头额定档位、当前档位、步长。

忽略下级调压设备动作对上级节点电压的影响,主变、线路调压器、配变分接头动作后低压侧出口电压的变化为:

式中:T1、T2、、ΔU分别为变压器当前变比、请求动作后变比、当前低压侧电压、请求动作后电压变化量。

将节点电压变化灵敏度和电压变化量相乘可分别预算每个可控设备动作后相关联网络中其余节点的电压。

4 算例分析

本文以东胜变电站出口2条馈线及供电台区模型为例进行分析。该模型有胜十一路和胜十五路2条10kV馈线,胜十一路有15个台区、1台线路无功补偿器、1台10kV线路串联调压器,胜十五路有7个台区,采用PSASP7.0电力系统仿真软件绘制接线图见图3。

以2016年03月07日09点09分26秒潮流断面为例,运行数据如下:

10kV母线电压10.420kV;线路调压器低压侧母线电压9.424kV;通过历史断面数据匹配将用电信息采集的电量数据补充无量测配变,功率因数越限台区数据见表1。

以胜十一路无功决策为例,进线开关量测无功740.54kvar大于最小单组电容器容量30kvar,需要进行无功控制决策,决策结果见表1。

以网损灵敏度的大小决定无功设备的动作次序,以补偿装置处功率因数决定设备投切容量,避免了反复潮流计算进行无功优化的过程。表中-25.1 lkvar表示无功倒送的情况,“+”表示仍需投入的无功,网损灵敏度为负值也验证了结果的正确性,无功决策后功率因数均大于最小功率因数的要求。

无功控制指令下发后,进行前推回代潮流计算,生成潮流断面,以此时断面数据进行电压控制决策结果见表2。

胜十一路线路调压器请求上调一档,而主变请求下调一档,且2条馈线是申请主变动作方向一致,因此生成协调控制方案1和协调控制方案2,表2中电压灵敏度约为1也验证了电压灵敏度的准确性,所示2种控制方案都能提高电压合格率,需分别计算每个方案的相对于主变出口电压的电压偏移度,以电压偏移度小的方案作为最终控制方案。

传统控制策略并未将无功、电压控制解耦,而是以电压上下限、无功上下限为边界,根据相应的决策方法生成每个可控设备的动作命令。各可控点存在独立调节的问题,而且决策结果并不考虑上级主变与下游配变的影响,会造成各可控点可控设备仍有调整裕度而设备不动作的情况,导致可控设备利用率不高。例如:奥图公园变电站经传统控制策略投入60kvar无功,电压预算为365V,此时电压仍越下限,分接头仍有动作裕度,但却得不到调整。各方案调控结果见表3。

各协调控制方案下的各节点电压结果见图4。

表3中数据均是以变电站为计算单位,变电站出口所有馈线数据统一计算的。协调控制方案1的电压偏移指标1.3040小于协调控制方案2的1.8545,节点电压曲线更为平缓,以协调控制方案1作为最终的控制命令下发。

5结语

本文在未改变配电网结构基础上,提出主变—线路—配变分层联调的电压无功控制决策,有效地解决了无功电压可调设备各自为政、独立调控的问题。对比无功优化,通过灵敏度分析预算各调控方案的结果,避免了反复潮流计算,有效地解决了可控点间顾此失彼的问题。采用历史断面数据匹配解决因量测信息不足无法计算的问题。以电压偏移度最小为依据选取最优调控方案解决了主变与线路调压器动作请求方向不一致的问题。提出的控制策略能够有效提高10kV以下配电网的电压质量和功率因数。关于短期负荷预测与电压无功可控设备动作次数的约束对控制决策的影响仍需进一步研究和分析。

摘要：针对当前地区配电网运行和控制现状,设计了配电网电压无功三级协调控制策略。以提高电压合格率为目标,无功就地平衡为约束,兼顾变电站—线路—配电变压器间各无功电压可调设备的协调控制,以灵敏度分析预算调控方案结果生成调控方案,以电压偏移度最优为原则从调控方案中选出最优调控方案。通过工程算例分析,取得较好的控制效果,验证了该方法具有工程实践的价值。

关键词：低压配电网,电压无功控制,灵敏度,电压偏移度

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无功电压协调控制策略 篇2

摘要：电能质量的好坏与电压有密切关系，只有高质量的电能，才能保证电网和用户的安全。要使人们获得良好的用电体验，就必须保证电网始终处于良好的运作状态，采用科学的方法控制电能损失。鉴于此，本文对无功补偿的作用及主要方法进行了深入的研究和探讨。随着社会的发展，用户对电能质量的要求越来越高。从电压调整的必要性、电压调整的措施、不同时段电压调整的方法几个方面进行论述，以便更好地服务社会发展。

关键词：电压调整 电能质量 无功控制 电力系统

电压质量是衡量电能的主要质量指标之一。电压质量对电网稳定、电力设备安全运行以及工农业生产具有重大影响，无功则是影响电压的一个重要因素。解决好电网无功补偿的问题，优化无功，对电网的安全性和降损节能有着重要的意义。

一、电力系统电压调整的必要性

电能质量直接决定了电压的稳定性，不符合质量标准的电压会损坏电网，影响用户的用电体验。

1.1 电网电压偏低

造成电网电压过低的原因。相关部门没有意识到养护维护无功补偿设备的重要性，或是不经常使用这些设备，这是造成这一现象的原因所在;除了人为因素之外，未按要求接电网线，或是随意放置变压器分接头，负荷功率因数偏高或是偏低，没有及时解决电力设备故障等，都是导致电网电压过低的原因。电网电压偏低的.危害。电网电压过低造成的影响。在电压稳定的情况下，发电机的电流是一定的，如果发电机在系统电压变低的情况下，依然要保持正常运作状态的话，其定子电流和功率角都会变大，换言之，发电机的定子电流与功率角呈正相关关系。

1.2 电网电压偏高

在科学技术和社会经济发展到一定高度的今天，超高压电网内接入的大容量机组越来越多，电网线路的充电功率得到了大幅度的提升，导致超高压电网(200千伏～500千伏)出现了无功过剩的现象，进而使电压逐渐升高。在高压状态下，一般照明灯的寿命会大大降低，甚至直接报废;每增加百分之五的电压，电子设备的电子阴极的寿命就会降低百分之五十。

二、造成电压不稳的原因

造成电压不稳的原因相当复杂，比较主要的原因有：

(1)网络阻抗因少数设备的退出而发生明显的变化。

(2)受政策、气候、环境因素的影响而时常出现波动。

(3)网络阻抗以及功率分布因接线方式发生变化而出现巨变。

三、不同时段电压调整

电网平时的电压调整。大多数时候，我们是可以根据某种规律来调整电压的。如果要增加电压，通常要先增加电压不足地区的无功设备，在增设电容器时，一定要按照由低到高的顺序，而且要以主电网为终点。相反地，如果要调低电压，则应该先对中枢点和电网电厂的电压进行调节，其次才是地区，倘若调节效果不理想的话，则要移除无功补偿设备，移除顺序与增加顺序相反。

浅议配网无功电压优化控制 篇3

【关键词】配网；无功电压；集中控制

一、引言

电力产业随着科学技术的发展与我国经济的增长，有了长足的进步，由上世纪粗放的生产转向环境友好、资源节约的又好又快发展。在这个发展趋势下，给了电力系统的运行与管理提出了更高的要求，第一，要确保安全并且可持续的供电；第二，提升电能质量；第三，运行成本控制与资源的节约。

其中，电压是衡量电力系统运行的重要指标，它决定了电能质量的高低、运行的安全以及对运行中消耗的控制，更决定了用户能否正常使用。无功电压是在电压稳定控制过程中越来越被重视的因素，电力系统无功补偿不足，无功电压问题处理不好，可以直接造成电压不稳。无功电压的实时控制是处理好无功补偿以及无功电压问题的有效手段，是确保系统安全、可靠、降低网损、提高电压稳定性、以及实现自动监控的重要方法。

二、配网无功电压控制现状

我国配网无功调节控制的水平由于受到整体技术、配套基础设施状况、自身设备情况、投资情况以及员工综合素质等制约，无功电压控制调节还存在着一些问题。但随着政府与电力企业的重视，在投入与技术的水平上都有了较大的提升，无功电压控制有了加大幅度的改进。无功电压优化控制技术的理论与技术在近年来，从国际到国内一直都被关注，在不断的研究和实践中，取得了一定的成果，由于我国在无功电压控制的优化研究上一般是借鉴国外的既有成果，对于自身的独立科研水平有限，并且受到国家区域建设差异的限制，大部分电网的无功电压控制采用的是分散调整的状态，在计算和分析上都有差异，因此，需要在各方面进行提升。

另一方面，在变电站实施无功电压控制的过程中，会出现变压器并列调压、无功倒送、分接头和电容器动作次数过于频繁却缺乏协调、控制目标没有以无功为目标等问题。这些问题，需要通过对无功电压在控制方式上做出优化来解决。对无功电压的控制分为集中控制与就地分散控制。

三、配网无功电压集中控制的技术分析

配网无功电压集中控制集中控制是在调度端对整个系统进行分析、计算，然后由变电端控制，是在以SCADA系统技术、远距离的数据、信息的遥信、遥测技术及遥控技术的准确性和稳定性达到一定水平为基础，在对状态评估和负荷预测可以通过电网分析设备或系统可以进行在线实现的前提下，将传统的优化技术与系统控制相结合，实现配网电压的无功集中控制。在控制方案上有以下几个阶段。

1.数据收集阶段

集中控制的优化首先要优化数据计算速度与准确度，而数据计算要在“内存数据库技术”的支持下才能提高效率，信息数据采集之后以内存互交形式存储，有效的提高了硬盘的使用时限与使用效率。针对不同的传输协议与多种数据收集，可以采用“多线程技术”来保证数据收集效果与实时监测的效果。

2.数据分析阶段

集中控制在数据分析阶段，首先将数据从SCADA数据库进行读取，保证集中控制系统在数据处理节点能有效并完整的录入数据，在数据处理系统中要设定数据检验程序，如果数据在分析中发现不合理，应该显示出错，以防止不合理数据录入系统。数据库要保证传输渠道顺畅以及资源的共享顺畅，以方便数据在传输与检验的过程中不出差错与保持效率。最后，数据处理要根据现有的数据传输网络保持能够远程操作，以便检修。

3.数据库的检验

数据库检验原则要以实时有效为准，数据库不但要具有容纳所有的实时数据的功能，还要做好实时的统计记录与分析。要检验数据库中数据的实时有效性，无论是数据收集阶段还是数据分析阶段，需要保证数据的准确稳定。

四、配网无功电压就地分散控制的技术分析

就地分散控制则与集中控制方式在原理上相反。它是将数据分散在各子系统上运行，实现资源的优化。就地分散需要对电力系统中庞大的各子系统群进行紧密的联系，进而保证整个系统的优化运行。就单个子系统来说，对于电压合格率和电容器利用率是一种效率上的提高，但是在全网来看，它不能保证全网的运行优化，需要与集中控制相结合。

就地分散控制的原则是控制无功缺额完全补偿的偏差在一定的范围内。对于电容器，统一投入运行或是推出运行。电容器的负荷变化具有随机性，电网中的无功功率也是不断变化的，因此电容器无功补偿方面存在着偏差。要保证系统安全稳定运行，就要将这个偏差保持在一定范围内。具体实施分以下几步：一是对变压器分接头的控制，在各变电站实行分散就地控制。二是按照就地平衡的原则，在电容器组投入运行时，如果无功偏差在允许的范围内，或是直接能够起到明显的补偿效果，则由各变电站就地分散控制。假如，投入运行出现过补偿较大的情况，下级变电站无法确定是否应当投入电容器运行时，则通过上级变电站实行集中控制。三是对于电容器就地投切控制，而当系统的负荷变化较大且分布不合理时，则需要上级电网进行无功电压的集中控制。

五、配网无功电压控制策略

由于无功电压的控制受到设备、地域等限制，因此在分散控制与集中控制上，需要调整策略，选择最优化的方案。在配网无功电压实时集中控制的优化技术的实施方面，要做好以下几点：

第一，确保数据传输畅通，进行网络传输通道优化。在通过“内存数据库技术”保证数据存储、传输与分析的安全，保证计算机与系统硬盘的使用效果，与数据的正常使用，定期对计算机系统进行维护，防止硬盘与数据库出现损坏。在系统运行上，要保证数据传输、使用与共享的稳定，综合应用计算机系统与“多线程技术”的配合，加强配合的连续性与互补性。在网络优化时要进行实时监测和控制，以确定定时器的使用正常。通过上述关键点的把控，能够确保网络传输通道的的畅通，保证数据的准确与信息的共享安全，进而使多项指令在共同发生时，无功优化系统能够准确的发挥作用。

第二，现场技术设备的优化。根据电压控制的具体情况与不同地域的设备情况，无功电压实时优化集中控制系统的完成需要多种设备甚至新老设备的完美配合，其中，在系统运行中，保证指变压器的正常使用与运行稳定，数据传输可靠无误。就要对变压器设备的维护与保养，及在设备的质量监测上多下功夫，设计可调整兼备自动和人工的操作控制系统，使得控制更加全面。

第三，系统调度。集中控制要实现多项指令的同时执行，这就需要系统实现更加全面的实时调度。SCADA系统要发挥数据传输和安全控制的同时，对于数据的实时分析与调度功能要充分发挥，因此，对接计算机软件要性能稳定，在调度系统数据信息传输与分析时，方便无功系统的优化。SCADA系统在无功电压运行的优化管理中，上级管理部门要兼顾对各个网点、站点要进行统一的规划管理，在配网无功电压实时优化集中控制系统运行上实现可调节和可控制。

另外，在当优化失败或者是计算出现较大偏差时，要有效利用无功就地平衡、变压器分接头调整以及远程遥测、遥控等技术。要在无功负荷就地平衡的基础上，对变压器分接头和电容器组的投切实现在各变电站的就地分散控制。当不能实现有效的数据调度与处理时，需要各变电站就地分散控制同上级调度的集中控制结合起来，以保证全网的安全经济运行。

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无功电压协调控制策略 篇4

作为一个关键指标,电压质量对于广大用户生活质量与经济发展起着重要作用。电压太低或将导致设备的运行能力下降,使得设备能耗有所提高,将用户电动机烧毁,导致电灯功率减小,造成广大电力用户的投诉,有时候还将导致更加严重的后果,例如大面积停电等。所以,进一步改善配电网的电压质量已经成为广大供电企业的当务之急。本文经由仔细的分析广大电力用户的电压需求,对新的无功协调优化控制技术进行探讨。现阶段,这个技术已经应用到某35 k V变电站之中。

1 控制策略分析

1.1 变电站和下属线路间的协调———第一级策略

在切实确保10 k V母线电压合格的基础上,系统利用智能公用变压器终端系统采集的配变电压,求解获得最优母线电压值(使配变电压合格率最大),接着把该数值当做协调目标,然后交由主网AVC执行,提高配电网调压能力。

现在所求解的电压合格率为211台配变电压的数值,按照求解结果获得最优值。比如,“建议调整某个变电站母线电压,将其变成10.5 k V,预计某个变电站智能终端电压合格率会增加至87.7%”,每15 min系统会求解出最优建议值。此为第一级联调结果,具体来说,也就是向主网AVC发送的协调目标。鉴于实践中的可操作性,给出的电压上下限分别为10.55与10.45。这个策略的有效期为15 min。

1.2 线路主干线设备和配变间的电压协调———第二级策略

具体来说,该部分调节设备主要涉及到串联电容器、线路调压器与柱上无功补偿,电压影响范围主要涉及到安装点之后的全部配变,除此之外,调压策略还兼顾到自身与影响区域中全部配变的电压约束。策略制定过程中,应当按照逆调压原则,利用采集的安装点后端的配变电压,然后结合负荷预测数值,将串联电容器、线路调压器自动调档,并且把动作次数平衡至全部设备上,由于需要与第一级策略进行密切结合,第二级有一个5min的有效期。不仅如此,对双向调压器的策略必须仔细分析潮流流向,并且充分考虑丰水期的高电压治理。

1.3 配变和低压用户间的电压协调———第三级策略

该方面主要包括有、无载调压配变两部分。其中,对于前者来说,主要利用采集获得的台区与用户数据,系统充分兼顾用户电压、变压器功率因数,科学合理地对有载调压配变档位进行调整。与之相同,其每日自动调档次数有所限制,所以具备手动遥控功能。根据后者分接头档位调节没有合理参考依据与全面策略这一个问题,该系统主要按照配变电压历史资料,兼顾季节性负荷改变对电压的作用,对分接头调节最优策略进行制定,以此来对运行者进行指导,使他们实时对无载配变的档位进行调整,最终确保电压合格率处于最佳水平。

2 主配电网协调控制构架

这一个系统为3层控制构架(分布式)。主网AVC的作用是用来协调变电站相互间的配合,具体来说,涉及到变电站之间线路的无功优化、上下级变电站的配合。主网AVC负责下发子站的电压无功目标范围,而并非对相关设备进行直接控制,该模式可以明显改善平台可靠性。主网AVC还拥有监控与建模的作用,并且还能够对“变电站区域控制装置”进行远程维护。具体主要通过组态软件+优化算法+专家系统+实时数据库的模式实现,对诸多类型的平台均支持,能够非常容易的部署于Linux、Windows等平台下,系统引入商用数据库+实时库的模式,不但可以确保计算的规模,还可以确保速度。此外,主网AVC还具有权限管理、database等服务器的作用。主站利用监控与维护工作站以及Web访问来监控配电网,进行建模等。

1)“变电站区域控制装置”可以求解变电站内部电压无功设备有关数据,然后将其向主网AVC发送,以协调主站,并且按照主网AVC求解得到本地母线的无功范围与最优电压,按照变电站内设备的各种约束,例如动作次数与控制范围等,对无功补偿设备投切进行协调等。

2)“分布式配电网控制器”可以有效控制几个馈线上的全部电压无功设备,得到调节配电网AVC的电压与无功的命令,然后进行遥控,从而实现相应的控制功能。具体来说,主要能够对以下电压无功设备进行控制:有载调压配变,低压SVG,单、双相线路调压器等。其还求解各个馈线的无功裕度,定时向配电网AVC上传,从而能够完成对主配电网的协调。

3)“配电网智能控制器”是本地控制器,能够实现对各种终端一次设备的控制,例如线路无功补偿装置、配变低压台区无功补偿装置等。因配电网具有上述特征,这一个装置可以对有无通信的条件自动适应,拥有上传监控数据的作用。可以按照负荷变化做出调整,对指令自动调整,对动作次数进行改进,降低发生故障的可能性。在通信中断的时候,可以发挥就地优化控制的功能。其中采用了VXWORKS系统、嵌入式硬件模块,具备本地保护功能,同时还能够按照电压、功率因数的进行投切,不仅如此,还拥有通信接口等。

后两者应用一致的架构设计,主要以嵌入式硬件模块为基础,还引入了Linux系统,具有以下几方面功能:上下级协调机制接口、指令执行通道、数据采集通道等。上述两模块能够按照现场具体状况、通信类型等因素来确定子站到底部署于变电站测或者调度侧。子站部署于调控中心非常方便进行控制与维护,部署于变电站对控制的安全与执行速度有帮助。

3 应用情况

某35 k V变电站,公用配变211台,下属9条10 k V线路,小水电5座,总装机容量4 830 k W。变电站10 k V母线电压一般会由于小水电发电量改变而不合格,枯水期阶段,母线电压相对较低,必须通过人动的方式进行升档;丰水期阶段,母线电压则相对较高,某些时段变电站内没有科学合理的降压方法。10 k V中压线路主干线相对较长,具有相对较多的分支线,线路末端电压相对较小,某些区段甚至为8.7 k V。台区配变都是无载调压配变,当季节性、时段性负荷改变的时候,职工必须亲自到现场进行停电调节;台区无功补偿不足,现场实测台区功率因数在负荷低谷时大约是0.94,而在负荷高峰期的时候大约是0.79。不仅如此,这一个变电站下电压在198V以下的用户大约为759户,电压合格率达到91%,但是,在丰水期时,与小水电共线的用户,将出现高电压。

为解决好现阶段配电网中无法充分消除低电压这一个问题,分析中压线路、变电站、台区彼此联系,在合理提高电压、增设无功调节设备的基础上,通过配电网电压无功多级协调控制策略,对每一个设备的调压功能进行挖掘,最大限度地降低故障的发生,改善治理效果。

这一个技术从2015年3月开始投产运行,可以充分消除低电压、调节过电压,从而在很大程度上改善了当地的电压质量,并且使得设备故障发生概率大幅减小。供区电压合格率从过去的91%增加至98%,甚至更高,功率因数从过去的0.79增加至0.98。利用综合优化协调控制,降低了相关设备投切次数,并且使其可靠性明显改善。按照电网具体状况来在线优化无载调压配变分接头,提前做出合理的调整,降低了季节性负荷波动造成的低电压,从而使得电压合格率明显改善。应用新技术还能够实时监控变电站、中压线路、台区各电压无功设备,使得配电网运行与维护工作效率明显提升,在很大程度上推动了配电网自动化建设,取得非常良好的成效。

4 结语

综上所述,本文介绍配电网电压无功多级协调控制策略及应用,该策略能有效解决配电网电压无功调节的实际问题,具有非常广阔的应用前景。

摘要：作为判定电能质量高低的关键参数之一,电压质量对供电公司与用户的作用逐渐增强。为进一步提升配电网电压质量,主要基于智能电能表电压量测数据进行研究,利用台区电压质量评估算法,并有效应用主配网协调优化控制技术,实现了配电网电压无功多级协调控制。

关键词：供区配电网,电压质量,智能电能表,协调控制,无功优化

参考文献

无功电压协调控制策略 篇5

1 大型工业企业配电网电压无功补偿技术的现状

(1) 以纯电容器补偿形式为主。因为电容器是一个比较脆弱的部件, 但是, 在现在的电网当中, 有很多的谐滤存在, 在通过纯电容器形式对系统进行无功功率补偿的时候, 谐波电流就会被放大, 导致补偿电容器、投切开关和用电设备及相关元器件的破坏。

(2) 采用接触器作为投切开关的方式为主。以接触器作为投切电容器开关的时候, 响应速度通常是比较慢的, 在电气设备无功率变化比较快的时候, 而且在有冲击性负载的系统当中, 就不会实施有效的跟踪补偿。在电容器投入的时候, 一般会产生比较大的涌流。在电容器切除的时候, 还会产生比较高的过电压。当电容器又一次投入时, 那么就需要充分的放电。

(3) 以等容循环投切控制的策略为主。在用等容循环投切制策略的时候, 分组是比较粗的, 而且, 补偿精度也是比较差的。如果电力系统一直处于欠补偿的状态下, 那么平均的功率因数就会低。

(4) 一般是采用普通型的控制器。普通型的控制器抗干扰能力是比较差的, 时常会出现一些死机现象或者是误动作, 这样就不能够在有谐波的系统中工作。同时, 控制器的功能也是比较容易简单的, 这就不能满足先进的补偿系统控制的要求了。

(5) 以三相共补的补偿形式为主。如果在三相不平衡的负载系统当中, 那么就不能实施有效地分相补偿。

(6) 保护措施没有或者是不完善。在补偿的设备出现不正常的时候, 那么就不能实施有效的保护了。

(7) 柜体的结构。成套装置的制作通常是使用器件、分离元, 柜体内部的结构是非常复杂的, 而且组装的工艺难度相当大。

(8) 元器件的整体质量水平并不高。因为元器件是分别在不同的厂家购买的, 那么, 相应的元器件的质量水平自然也就不一样, 在各种的元器件间的参数配合就会不合理或者是不准确, 这样就会导致补偿设备运行的故障率高, 不可靠。

2 大型工业企业配电网电压现存在的问题

(1) 容性无功是通过电容器的投切实现的, 因为容性功率调节的不平滑而呈现阶梯性的调节, 所以, 在系统运行过程当中, 就无法实现其最佳的补偿状态。电容器分组投切, 使得变电站无功补偿效果就会受到电容器组每组电容器容量与分组数的制约, 分组过少, 那么电容调整梯度冲击过大, 分组过多, 那么就需要增加一些开关和保护等附属的设备及其占地面积。

(2) 电容器组仅提供容性无功补偿, 当系统出现无功过剩时, 无法实现无功就地平衡。

(3) 因为系统无功的变化而造成电容器的频繁投切, 这样就会使得电容器的充、放电过程就会频繁, 就会减少其使用寿命, 同时也会对设备的运行带来不可靠因素。

(4) 这种方法需要在变压器上配置有载的开关。变压器带负荷的时候, 调节有载开关的分接头, 这样就会出现短时的匝间短路产生电弧, 影响变压器油的性能, 同时, 还会损坏电气性能和分接头的机械, 所以运行的部门通常采取尽量少调或者是不调有载分接开关的原则, 就担心VQC的综合调节效果难以实现。

(5) 变压器分接头只能调节母线电压而无法改变系统中的无功大小, 其结果是:当无功缺乏较严重的情况下调整分接头, 大量的无功将从上一级系统中被强行拉过来;系统无功过剩时调整分接头, 把大量的无功送入系统中。这些结果会导致产生大量损耗, 做法是不合理的。

3 大型工业企业配电网电压无功控制策略

静态的无功补偿系统 (SVC) 的主要内容包括:晶闸管投切电容器 (TSC) 、固定电容器组 (FC) 与晶闸管控制并联电抗器 (TCR) 。因为采用的电力电子器件实现控制, 系统的无机械触点, 控制过程执行的速度快, 并且, 可以把无功补偿的范围扩大到滞后和超前两个可连续调节的范围中, 因为它本身具有的双向无功调节能力, 所以是无功调节的一种最优方案。

与原有的VQC系统相比较来说, 通过改进, 电网的控制就可以达到以下几点的目的。

(1) 电容器作为主要的无功元件, 而电抗器作为调节的元件, 这样可以避免变电站无功波动所产生的电容器频繁投切的问题, 从而可以延长了投切开关与电容器的使用寿命。

(2) 电抗器采用可控硅控制, 它的容量可以连续无级调节, 可以消除仅有的电容器投切时所造成的阶梯式无功补偿, 实现无功的真正就地的平衡, 从而可以降低网损和提高了系统的传输能力。

(3) 扩大了变电站的无功调节容量, 使其具有更优越的电压调节效果, 从而减少变压器分接头的频度调整。

(4) 双向的无功功率补偿扩大了变电站无功调度的工作范围, 达到无功的优化调节目的, 为配电网区域无功控制提供了有效的手段。

4 结语

总而言之, 为了保证大型工业企业的用电质量, 减少电网损耗, 通过相应的解决对策, 并加以实施, 将会在一定程度上提高用户的电压合格率, 改善电能质量, 同时将降低网损, 为企业提高了经济效益。

摘要：随着工业生产的快速发展, 对电力方面的需求量也在不断的增长着, 因此, 对供电方面的质量和可靠性都提出了较高的要求。电能质量最为供电的一个重要的指标, 电压幅值是否合格, 主要对工业生产中的产品质量和设备的安全等方面有着很大的影响因素。本文主要是通过对大型工业企业中的配电网电压无功控制所存在的问题进行了相应的分析和探讨, 大型工业企业并根据分析和探讨提出了相应的配电网电压无功控制方面的策略, 便于同行进行指导和参考。

关键词：大型企业,工业企业,配电网,电压,无功

参考文献

[1]李红艳, 张可亲, 王光亮, 等, 对工业企业电网的电能质量管理方法研究[J].上海电力, 2011.

[2]辕尖肿, 江梦攀, 李文彬, 等, 对大型工业企业配电网的变电站无功控制探究[J].电力系统自动化, 2010.

[3]程艳奇, 郭文文, 陶右顺, 等, 大型工业企业配电网存在的不足之处及改进措施研究[J].中国电力, 2009.

变电站无功电压优化控制策略初探 篇6

关键词：变电站,电压无功优化控制,应对策略

0 引言

我国社会经济的快速发展，极大的丰富了人们的物质生活，电力资源的加强和电力供应的全面覆盖，使得在日常生活中，家用电器以及各种机电设备得到了广泛的普及;与此同时，在工业生产中，电气自动化生产成为了智能化生产的发展趋势，电器生产设备日趋规模化和大功率化，而电力消耗的大幅度增加也对电网的平稳运行和安全运行提出了更高的挑战，在典型的电网控制中，变电站扮演了一个控制枢纽的角色，通过变电站在输电电网和电网用户之间，配置了一个流量控制旋钮。通过预先设置的电网电压阈值，一旦电网工作电压接近或者超过阈值电压，就会在变电站的调节下，进行电网电压的整体重新配置。而变电站主要是通过无功电压控制实现电压调节的，因此，变电站的无功电压控制是保障电压质量和无功平衡、提高电网整体安全可靠性和维持电网经济性的必要措施。

1 变电站无功电压控制技术的工作原理

通常来说变电站无功电压控制是指通过调整有载变压器的分接头的位置以及改变投切电容器组的数量来实现电压的调整。在变电站的构建中，有载变压器和并联电容器组是其主要设备，由于电压的无功控制具有不连续性和动态性的变化特点，因此，从本质上来讲，电压的无功优化控制是一个多月苏条件、多变量和多控制目标的强非线性问题。常见的操作流程是：以负载结点电压和发电机的无功输出载荷为主要约束条件;以无功补偿设备和可调变压器的分接开关的实际档位为控制实现手段;集成最新的智能自动化控制技术，建立一个模拟实际电力系统的电压无功优化控制的简化数学模型。实际控制中根据电压和无功潮流的数值震荡量，以并联补偿电路，结合有载调压变压器进行无功电压的综合调控。因此，变电站的电压优化控制就转化为一个多变量、多目标的最优控制求解问题。

2 典型的变电站无功电压优化控制策略分析

传统的变电站电压控制主要是以人工操作为主，但是随着超高压技术和实时电压调节的工作需求，人工操作以及难以满足实际需求。以电压无功优化控制技术为理论依托，以调节变压器分接头和调节电容器投切为主要手段，国内外提出了一系列的无功优化控制技术，这些控制策略在控制原理、控制手段、控制时效性和控制效率上各有所长，本文将针对每一种控制策略进行系统的分析。

2.1 基于人工智能的无功电压优化控制策略

针对变电站电压控制中的不确定特征，模糊逻辑控制的控制策略逐渐被引入进来，模糊控制对参数为强非线性、多变量综合影响的复杂控制问题具有较好的处理效果，因此，以电压、无功功率的变化趋势为参数输入量，将投切电容器组数及变压器分接头档位的实际数值作为输出变量，可以建立一个典型的模糊控制器。与传统的九区控制法相比，电压和无功功率的边界数值被模糊处理，简化的数学模型更接近实际情况。变压器分接头和电容器组投切容量之间的最优配置是变电站电压调节的核心目标之一，通过模糊动态规范法，可以建立一个模糊处理目标函数进行最优化求解，通过对电压数值、电容器投切次数、变压器分接头动作次数进行模糊加成处理，采用模糊运算分析可以得出最优化控制情况下的变压器分接头和电容器组投切容量的实际配比数值。

2.2 基于负荷预测的无功电压优化控制策略

变电站的电压控制在很大一部分情况下要考虑当地电压负荷的变化量，基于变电站系统的参数数值和不确定的电压负荷，采用常规的数值计算方法很难得到无功补偿的具体数值，因此，考虑这样的计算失效的情况，在保障变电站内部变压器分接头动作次数和并联电容器组投切次数为具体有限数值的前提下，以电压符合预测技术为基础，建立变电站无功电压优化控制的数学模型，根据变电站的变压操作的数据库资料，通过数据索引和数据相关性分析，可以对变电站的电压实时负荷进行阶段性预测，结合人工智能的动态规划法进行实时的反馈补偿调节，最终得出一组变压器分接头和电容器组投切量变量组合，通过对控制目标函数进行最优化控制求解，可以找出各阶段内的分接头位置和电容器的开关状态，切实保障变电站的运行状态处于可控范围之内。

2.3 基于专家系统的无功电压优化控制策略

专家系统的核心内容是构建一个与现实情况符合度极高的数学分析模型，通过大量的实际运行数据，进行数据索引、数据分析和数据匹配，最终实现智能化和自动化控制的目的。因此，基于专家系统的无功电压优化控制主要由两部分组成，其一是构建数学分析模型，通过参考行业内的控制经验和专家意见，将指令以知识库的形式嵌入控制系统之中，形成学习范本，通过人工智能逻辑，可以根据实时的运行状态参数，进行智能控制。其次是构建一个变电站工作运行实况数据库，监测并采集变电站的实时数据，根据标准化的数据采集原则，将数据分类进行存储，以专家知识库为学习样本，结合神经网络等智能学习方法，进行控制经验的在线形成，并最终形成实时的控制指令，在预先设置的限制条件下进行最优控制。

3 结论

变电站无功电压的优化控制是变电站电压控制的主要技术手段，也是未来的变压技术的发展趋势，针对变电站无功电压的优化控制的多变量、强非线性的最优控制的特点，本文在分析变电站无功电压的优化控制的工作原理的基础上，重点阐述了三种典型的变电站无功电压的优化控制策略，为变电站无功电压的优化控制技术的进一步发展提供了新的研究思路。

参考文献

[1]钱晶.变电站无功电压控制策略.云南水力发电[J],2002(2).

无功电压协调控制策略 篇7

随着我国直流输电规模的快速增长,单个直流输送容量的增加和多馈入受端结构的形成,电网“强直流弱交流”特点逐渐明显。 南方电网作为典型的多馈入受端系统,具有负荷密集、感应电动机比例较高的特点。 在这种情况下,受端交流系统发生故障可能导致多回直流同时换相失败,并产生复杂的交直流相互作用,使得系统动态无功需求剧烈变化;同时,由于直流落点处的负荷中心地区缺乏电源支撑,动态无功缺乏,交流系统严重故障时电压稳定问题突出,威胁着系统安全[1,2]。 因此,合适的直流控制技术与动态无功补偿技术对解决受端系统电压稳定问题有着关键的作用[3,4,5,6],利用直流系统本身的无功调节能力相较于装设无功补偿装置而言,是一种更为经济的手段。

目前基于换流站控制改善交流系统无功特性的控制系统大致分为2 类:一类以交流系统无功功率交换量为控制对象,将换流器与交流系统交换的无功功率控制在一定的范围内;另一类是以换流母线电压为控制对象,以维持交流电压稳定进行换流站无功调节[7,8,9,10]。 针对多馈入系统的无功调节措施,较多采用第二类,文献[9]提出基于交流电压偏差变化的熄弧角无功调节方法,由于该方法受制于熄弧角,无功调节对受端电压稳定作用有限,仅针对过电压的情况。 文献[10]设计的协调控制器中提出定交流电压控制,能够在加快系统恢复的同时有效改善交流母线电压稳定性,但该方法的理论研究及可行性有待进一步研究。

基于上述研究,本文从换流器运行特性的角度,分析了定交流电压控制对无功功率的调制作用,结合多馈入系统结构及电压的评估指标,提出了该控制方式在逆变侧的配合及设置策略,对受端电网换流母线电压稳定问题及动态无功缺乏问题具有一定的改善作用。 最后通过算例分析,验证了该控制方案的有效性及可行性。

1 定交流电压控制特性

定交流电压控制属于直流站控制,其实质是通过调节换流器与交流系统的无功功率交换,控制换流站内交流母线的电压特性[11]。 文献[12]通过仿真研究证明了该控制方法对多馈入系统恢复期间的电压波动和后继换相失败有一定程度的抑制作用。本文从逆变器运行范围的角度对定交流电压特性进行分析。

稳态运行时,逆变器有功和无功功率的运行范围可由Pn- Qn坐标系统表示[13],如图1 所示。 以流向直流系统的功率方向为正,定直流电流Id特性是以原点为圆心的圆,需在最大电流Idmax与最小电流Idmin这2 个圆弧之间变化;定直流电压Ud特性是通过原点的直线,它与运行功率Pn轴的夹角为功率因数角 φ,Ud可在0 ~Ud0范围内调节;定熄弧角 γ 特性为一条下凸曲线,变化范围在 γ≥γ0(γ0为允许运行的最小熄弧角)内。 因此逆变器的运行范围实际是限制在定 γ0特性曲线、Idmax和Idmin圆弧以及Ud= 0所围成的封闭区域内。 图中,e为逆变器额定运行点;Pde为额定输送功率;φ0为额定功率因数角;Ud0为逆变侧空载直流电压。 由图1 可知,若逆变器不限于定熄弧角运行,在保持额定直流功率不变的情况下,其无功功率可沿线1 进行调节,由Idmax与 γ0分别限制最大与最小可调量。 该图表明,充分利用逆变器的无功功率调节能力,可以在一定程度上解决换流站内无功功率平衡问题,尤其是与弱交流系统相连的换流站。

当逆变器采用定交流电压Ui控制时,一般情况下,整流器采用定电流控制,可以维持逆变器的视在功率Si不变,运行特性与定直流电流重叠,如曲线2,在额定运行点e处与定熄弧角特性相交。 已知逆变器控制运行与功率因数的关系为:

当交流系统受到扰动,母线电压Ui呈下降趋势。 当逆变器采用定熄孤角控制时,如式(1)所示,为了维持 γ 恒定,使控制角 β 增大,功率因数角 φ 增大,即图1 中运行点沿曲线3 偏移至点e′0,逆变器消耗的无功功率Qn增加,导致Ui进一步下降;当逆变器采用定交流电压控制时,为了维持Ui在整定值内恒定,逆变器快速调节控制角,即使 β 减小,φ 减小,运行点沿e′1方向移动,逆变器消耗的无功Qn减小。

如图1 所示,在逆变器运行范围内,定交流电压控制与定熄弧角控制的无功功率特性分别为曲线2 与曲线3。 当系统轻载运行时,定交流电压控制将增大换流器无功功率吸收,维持交流母线电压为整定值;定熄弧角控制则需通过切电容器、静止无功补偿器增发感性无功等来调节过剩的无功功率,调节量由曲线2 与3 的纵坐标差决定,当Pn= 0.8Pde时,无功功率调节量约0.4Pde。 由此可见,相比定熄孤角控制,定交流电压控制具有更有利于控制无功功率、稳定母线电压,在适宜情况下可作为改善弱交流系统电压稳定性的经济控制技术。

2 多馈入系统电压稳定评估计算

2.1 电压稳定耦合因子的定义

落点较近的多馈入直流系统,换流站交流母线的电气联系较强,其间的相互作用可能导致系统总体性能下降[14]。 因此衡量换流母线电压的稳定性,需要同时考虑系统的自身强度以及直流间的耦合影响[15]。

电压稳定因子(VSF)是衡量电压稳定性的经典判据之一,它代表节点电压对注入无功扰动的灵敏度[16]。 由于其物理意义明确,该指标同样适用于多馈入系统,衡量直流输电中换流母线电压稳定性。

已知简单多馈入模型如图2 所示,对系统i而言,VSFi的定义如下:

其中,VSFi为正表示系统静态电压稳定,其值越小越稳定,越大则稳定性越弱。 从定义上看,该指标重点考虑了节点自身处的电压稳定,没有突出直流间的相互作用。

利用多馈入交互作用因子(MIIF),能够定量描述两换流母线间电压相互影响的程度[17],即母线i对母线j的交互作用因子MIIFji可表示为:

其中,为定义表达式,指在换流母线i处投入对称三相电抗器引起1% 的电压波动 ΔUi时,换流母线j的电压变化率;为结构表达式,其中Zeqij、Zeq ii分别代表保留换流母线的节点阻抗矩阵Zeq中互阻抗与自阻抗元素。 不论在定义式还是结构式中,均可看出交互作用因子指标表征了直流i对直流j的参与度。

综上分析,假定在母线i处投入三相电抗器,产生无功扰动(记为 ΔQi),i的电压波动可记为:

根据两节点间的交互关系,ΔUi使得母线j产生的电压变化为:

同理,由式(6)可定义多馈入系统中,某一换流母线i发生无功扰动 ΔQi(i = 1,2,… ,n;i ≠ j)时,母线j的电压稳定因子为:

综上,为了衡量某一换流母线电压受到所有与其相连的直流系统无功波动的影响,可定义节点j的电压稳定耦合因子(VSIF)为:

对于n馈入的直流系统,VSIFj的含义为:依次在换流母线i(i = 1,2,…,n;i ≠ j)注入无功功率,而引起1% 的电压波动时,母线j的电压稳定程度之和。

在多馈入交直流系统中,换流母线节点j的电压耦合因子VSIFj越大,则说明该母线电压受其他节点无功扰动的影响越大。 在动态无功缺乏的情况下,其他节点发生故障可引起该母线电压较大幅度的波动,同时增加了换相失败的风险[18]。

2.2 电压稳定耦合因子的计算方法

下面将通过解析法对电压稳定耦合因子进行求解分析[20]。

如图2 所示的多馈入系统,其线性化潮流形式可表示为:

其中,ΔP、ΔQ为母线注入功率的增量;J为2n × 2n阶的雅可比矩阵。

由于换流站注入节点的直流功率变化量仅与当地电压幅值相关,与交流系统电压相角无关。 对式(9)中的直流量进行修正,有:

其中,ΔP′、ΔQ′为不包含换流站注入节点的直流功率增量;J′P U、J′QU分别为JP U、JQU对角线元素的修正矩阵。 修正元素为:

令 ΔP = 0 时,根据文献[19]可知 ΔQ与 ΔU的关系为:

由电压稳定因子的定义式可知:

根据式(12)、(13)可知,电压稳定耦合因子同样可表示为:

由式(14)可知,电压稳定耦合因子为降阶雅可比矩阵JR-1第j行除对角元素的和值,其值决定了换流母线电压交互耦合的强度。 可以看出,电压稳定耦合因子与直流系统、受端交流系统的结构参数密切相关。

3 控制策略的实现

3.1 定交流电压控制的配合方式

逆变侧控制是由多个控制器相互配合组成,通常以某一控制器为主要调节,其余控制器作为附加调节。 定交流电压控制无论设为主控制或附加控制,都是通过调节 β 角控制逆变器无功消耗来维持换流母线电压稳定。 若将定交流电压控制设为主控制器,直流电压将运行在较大的范围,分析如下。

定交流电压控制的稳态运行特性为:

设在直流控制作用下Ui与Id保持恒定,认为叠弧角 μ 不变,由式(16)可知直流电压将随 β 变化而波动,已知 β  (30°,90°),将式(15)代入式(16),求Ud对 β 的偏导为:

由系统运行状态易知A1> 0,A2< 0;稳态中 β 维持在较小的角度,Ud随 β 的上调呈减小趋势。 考虑到直流输电工程中,由投切无功装置等引起换流母线无功扰动频繁,易使Ud低于额定运行点运行,从而增加有功功率的传输损耗,影响运行的经济性。然而,为了解决传统定熄弧角控制方式在扰动期间使功率因数下降,不利于电压稳定,易导致弱受端系统电压崩溃的问题,定交流电压控制更加适合作为定熄弧角控制的附加控制。 其原理框图如图3所示。

3.2 平滑切换逻辑控制器设计

为了避免噪声干扰和瞬时小扰动引起不必要的控制动作,切换控制器通常需要满足一定的切换条件[10],实现逆变器控制方式的平滑转换。

由于常规定熄弧角控制与附加定交流电压控制器参数配置的不同,在定交流电压控制接收指令退出控制时,2 种控制方式存在微小的控制量(β)差,在系统恢复稳态后,简单的切换动作也可能引起较大的振荡。 为了避免对系统的再次干扰,本文设计了基于状态跟随的平滑切换控制方法,其原理如图4 所示。

将定交流电压控制状态与定熄弧角控制状态设计为一负反馈,作为定熄弧角的一个输入,使得暂态过程中定熄弧角随时跟随定交流电压输出,保证切换前2 个控制器输出的状态量总是一致。 同时对逻辑开关K1— K4进行合理的控制实现。

(1) 系统稳态时:K2、K3闭合,K1、K4断开;逆变侧运行在定熄弧角控制方式下,隔离定交流电压控制。

(2)定交流电压控制时:K1、K3、K4闭合,K2断开;扰动期间,定熄弧角闭环控制器的状态量将跟随定交流电压控制器输出,此时逆变侧的控制是以换流母线电压为主要调制对象的控制作用。

3.3 控制器参数寻优算法

为了满足逆变侧定交流电压附加控制器的性能要求,本文采用非线性规划SIMPLEX算法对附加控制器参数KP、KI进行优化。

非线性规划数学模型的一般形式为:

设R是满足上式约束条件gj(X)的n维欧氏空间En中的一个开集,则多元函数f(X)最小极点存在的必要条件为:f(X)在R上有二阶连续偏导数,对于X*∈R,若▽f(X*) = 0 且二阶偏导数矩阵(Hessian矩阵)▽2f(X*)正定,则X*∈ R为f(X)的严格局部极小点。

在规划式(20)的求解过程中,搜索方向的确定及迭代步长的选择是优化算法的关键,由于SIMPLEX算法对初值敏感且易陷入局部最优,本文参数优化迭代过程分为初值搜索迭代和优化迭代:首先以较大步长和较小数值仿真次数得到SIMPLEX迭代初值,然后利用SIMPLEX算法在较小的步长范围内得到最优解。 本文在PSCAD程序中,分别由Multirun模块与Simplex模块来实现上述步骤。

设目标函数满足换流母线实际电压Ui与整定值Uref的偏差最小,为:

寻优控制器参数KP、KI的步骤如下。

a. 给定初值X0= [KP0KI0]及可行域R。

b. 确定搜索方向Dk与步长 λk,使迭代满足:

c. 初步求得可行域最优解, 得到SIMPLEX算法初值X(0)。

d. 设定优化次数N , 利用SIMPLEX求解目标函数。

e. 迭代结束,得到最优解KP、KI。

4 控制策略的仿真研究

4.1 系统模型

为了验证本文提出的直流控制策略效果,基于CIGRE直流输电标准测试模型搭建了三馈入直流系统,结构如图2 所示。 每条直流线路的系统参数及无功补偿参数与CIGRE标准系统参数相同。通过改变等值阻抗Z1、Z2、Z3或联络线距离可以得到不同交流系统强度和电压稳定交互因子的多馈入系统。 设Z1=4.996+j14.5852 Ω,Z2=4.75+j13.414 Ω,Z3= 5.790 6 + j20.457 Ω,各直流系统逆变侧的电气距离为l12= 50 km 、l13= 80 km 、l23= 30 km , 得到系统电压评估指标如表1 所示。 联络线阻抗为0.41 Ω / km,X / R = 6。

由表1 可以看出,多馈入有效短路比(MESCR)与电压稳定因子对换流母线电压稳定特性的评估结果一致,由弱到强依次为:DC3、DC1、DC2。 根据电压稳定耦合因子的大小,各母线电压受耦合影响,由大到小依次为:DC2、DC1、DC3。 上述指标表明,DC3 换流母线的电压稳定性最弱;DC2 母线电压受到的耦合作用最大,由于与DC2 相连的DC1、DC3 系统强度相对较弱,其受联络线无功波动产生的不利影响也将最大。 因此从改善系统整定电压稳定性角度出发,对DC3、DC2 逆变站装设定交流电压附加控制。

4.2 仿真结果

为了验证上述控制方案的效果,考察最弱系统DC3 逆变侧换流母线处发生三相短路故障,故障持续时间0.05 s,DC3、DC2 系统加入定交流电压附加控制时,各直流系统的电压恢复特性如图5 所示(交流母线电压Uac、 直流电压Ud、 直流电流Id均为标幺值)。

由图5 可见,在常规定熄弧角控制作用下,弱交流系统发生的严重故障对多条直流系统的电压稳定性产生了不利影响:随着DC3 换流母线电压骤降至0.4 p.u.,DC1、DC2 系统交流母线电压被迅速下拉至0.85 p.u.,直流电压分别跌落至0.72 p.u. 与0.26 p.u.,3 条直流逆变侧同时发生换相失败; 故障清除后,由于常规定熄弧角控制的超调作用,换流站功率因数暂时大幅减小,造成逆变侧无功功率的剧烈交换,各母线电压波动严重,尤其是电压稳定耦合因子最大的DC2系统与弱系统DC3都出现了后继换相失败。

加入定交流电压附加控制后,故障期间,DC3 系统逆变器通过调节功率因数,以阻止电压的深度跌落;故障清除后,换相电压恢复过程较平稳,电压波动较小,无后继换相失败,如图5(c)所示。 DC2 系统在加入附加控制后,扰动期间以母线电压为主要调节目标;随着系统恢复期间动态无功平衡问题得以解决,避免了由于强耦合作用引起的电压波动及后继换相失败,如图5(b)所示。 同时DC1 系统电压、电流暂态特性及熄弧角变化如图5(a)所示,在系统间的相互作用下,DC2、DC3 系统换流母线电压稳定性提高对其也有一定的支撑作用,电压波动因此减小。 综上可以看出,本控制方案能够改善联系较为紧密的多馈入系统电压稳定性,提高系统整体恢复速度。

5 结论

a. 定交流电压附加控制配合定熄弧角控制, 能够有效抑制定熄弧角控制的超调量带来的不利影响,提高电压扰动期间的稳定性,同时保证直流输电的经济运行。

b. 电压稳定耦合因子指标能够表征某一直流换流母线电压受其余换流母线的影响的程度。 以该指标来指导控制策略的布置方案能够反映出在哪些直流输电子系统中采用定交流电压控制取得的控制效果更好。

c. 设计的平滑切换逻辑控制器, 有效地减小了由于控制参数不同引起的切换振荡,保证系统工况改变时直流控制方式的顺利转换。

无功电压协调控制策略 篇8

关键词：动态电压恢复器,复合控制,电压质量,无功补偿,谐波

0 引言

分布式电源的发展、电力电子设备的大量使用以及许多特种负荷的涌入,严重影响配电网的电压质量,并对供电质量的要求也越来越高。电压暂降/骤升、谐波、功率因数低、负序、电压波动与闪变、三相电压不对称等一系列的电压质量问题,已经成为影响用电效率、用电安全的重要因素,给生产生活带来巨大损失。近年来兴起的DFACTS技术(又称Custom Power技术),是FACTS(Flexible AC Transmission Systems,柔性交流输电技术)技术在配电系统应用的延伸,用以解决配电网的电能质量问题[1]。

动态电压恢复器DVR作为DFACTS装置的成员之一,能够有效解决电压暂降/骤升等动态电压质量问题[2]。DVR常规控制方法是通过其核心的电压型逆变器输出基波有功功率,用以补偿电源电压的暂降/骤升问题[3,4],也有从能量最优的角度研究DVR的控制[5],但很少有通过DVR解决电源谐波以及网侧功率因数的问题。本文提出DVR的复合控制策略,通过控制DVR的有功功率和无功功率的输出,解决电压暂降/骤升问题的同时,提高网侧的功率因数,并可消除电源电压的谐波。

1 DVR结构原理

图1给出了一种DVR系统结构示意图,Vs为电源电压,DVR串联在电源和负载之间。DVR主要由电压型逆变器VPWM、限流电感L、耦合电容C和双向晶闸管SCR构成,其中VPWM的直流侧电源来自于快速储能环节(如超级电容器)。

电源电压Vs正常时,双向晶闸管SCR呈现通态,DVR不输出功率;电源电压Vs出现暂降/骤升问题时,DVR控制双向晶闸管SCR迅速关断,并输出相应电压进行补偿,LC构成简单的高频滤波电路,保证负载上始终维持标准的正弦电压。

2 DVR复合控制策略

常规DVR的控制,通常是通过DVR输出有功功率进行电压补偿,使负载电压维持正常工作电压。DVR有三种基本控制策略,即能量最优控制、电压质量控制、电压幅值控制[6,7]。

如图2所示,Vs为初始电压,Vsag为暂降后电压,IL为负载电流。V1表示电压幅值控制,即直接在跌落后的电压基础上进行补偿,或称为同相补偿;V2表示电压质量控制,即经DVR补偿后,负载维持原来电压Vs;V3表示能量最优控制,即DVR只输出无功功率进行补偿;VDVR1、VDVR2、VDVR3分别为三种补偿方式下的DVR输出电压矢量。

不同于上述三种控制方式,本文提出DVR复合控制策略,控制DVR的输出电压矢量,也即控制有功功率和无功功率的输出,以提高网侧的功率因数;发挥串联APF(Active Power Filter,有源电力滤波器)的作用,以消除电源电压的谐波;保证电压暂降/骤升问题的解决不受影响。不存在电压暂降/骤升以及电压谐波的情况下,根据负载的实际特性,DVR输出相应的电压,来改善网侧的功率因数;出现电压暂降/骤升问题时,DVR需同时兼顾解决功率因数和电压暂降/骤升的问题。如图3所示,Vs/VL为初始正常电源电压/负载电压;Is/IL为初始电源电流/负载电流;Vsag为暂降后的电源电压;感性负载,功率因数角为φ。通过DVR输出电压VDVR1/VDVR2,使之与电源电压合成为电压V'L,V'L与电源电压的夹角控制为φ,则补偿后的电源电流/负载电流(I's/I'L)将与电源电压Vs(相位不变)同相,实现网侧功率因数为1。

假设:

电源电压正常时,由图3所示各量关系可以求得DVR补偿电压VDVR1。

电源电压出现暂降问题时,假设:

则有:

由图3各量关系可以求得DVR此时的补偿电压VDVR2,其中

当k=1时,即没有电压暂降时,公式(5)与公式(2)结果相同;电压暂降/骤升,且相位发生变化,与原来电源电压角度为δ时,由图4可知,DVR此时的补偿电压VDVR的幅值可由公式(5)求出,相角则为(β-δ)。即:

上述分析可知,通过对DVR的输出进行控制,可以实现网侧的高功率因数控制,此时的DVR不但有有功功率的输出,也有无功功率的输出。如果在此基础上,再对电源电压可能含有的谐波提取出来,并将之滤除掉,即实现了本文的DVR复合控制策略。图5为DVR复合控制框图,采样电源电压Vs,得到其幅值与相角,经过公式(3)、公式(5)计算出DVR输出向量VDVR的幅值与相角;经过锁相环PLL确定电源电压Vs的相位角,用于计算;经过高通滤波HPF得到电源电压Vs的谐波含量Vsh,最终得到DVR的复合补偿电压参考信号Vc*,再经由闭环控制及PWM生成器控制DVR的逆变器输出,实现复合控制策略。其中Vc*由公式(7)给出:

3 仿真与实验验证

本文采用PSIM软件对DVR复合控制策略进行仿真分析。系统相关参数为:阻感负载(6.28Ω,20 mH),cosφ=2/2;仿真相关参数为:开关频率fPWM=10 kHz,采样时间Ts=5e-6s。图6、图7为DVR复合控制的仿真波形。其中图6为电源电压在0.05～0.15 s之间发生暂降时的波形,电源电压Vs和电源电流is在电源电压暂降前后一直保持高功率因数特性;负载电压VL保持幅值及相位不变,而DVR补偿电压Vc跟随电源电压的变化进行调整;DVR输出变化:电源电压无暂降时,DVR吸收有功功率,发出无功功率,而电源电压暂降期间,DVR发出有功和无功功率。图7为电源电压在0.05～0.15 s之间产生谐波时的波形,电源电流is在电源电压出现谐波时,保持与Vs基波呈单位功率因数,DVR能够实现补偿电源电压出现的谐波。

搭建实验平台对复合控制策略进行了实验研究,采用DSP28335为核心进行软硬件设计实现系统控制。实验波形如图8～10所示,阻感负载(16.8Ω,46.7 mH),Vs、Vc、VL、i依次为配电网电压、DVR输出电压、负载电压和配网电源电流波形。图8为系统不工作的情况,电源电压Vs和电源电流i存在的夹角较大,功率因数小;图9为系统工作在配电网电压正常的情况,网侧的功率因数近似为1;图10为系统工作在配电网电压Vs暂降(相电压幅值跌为260 V)时的情况,在电压暂降过程中,DVR输出电压Vs使负载电压VL幅值达到要求的同时,仍保持电源侧很高的功率因数特性。

4 结语

针对配电网的多种电压质量问题,提出了DVR的复合控制策略。通过分析该策略的工作原理与控制方法,推导了DVR的输出电压矢量,通过有功与无功功率的恰当补偿,在适时解决电源电压暂降/骤升的基础上,大大提高了网侧的功率因数,消除了电源电压谐波,实现了DVR的多功能集成,使其性能大为改善。仿真与实验分析验证了DVR复合控制策略正确可靠、切实可行。

参考文献

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[2]周雪松,张智勇,马幼捷,等.动态电压恢复器检测方法与补偿策略的研究[J].电力电子技术,2006,40(3):123-125.

[3]王晶,徐爱亲,翁国庆,等.动态电压恢复器控制策略研究综述[J].电力系统保护与控制,2010,38(1):145-151.

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无功电压协调控制策略 篇9

风力发电技术近年来在世界范围内得到了迅猛发展[1]。随着装机容量的不断扩大,大型并网风电场及其接入系统的安全稳定运行日益受到关注,大型风电场的电压稳定问题就是其中之一[2,3]。尤其是中国风电集群开发、长距离传输接入弱电网的特点使得风电场的电压无功问题更为突出[4]。因此,研究风电场电压无功紧急控制策略对风电场及其接入系统的稳定运行具有重要意义。

目前,针对风电场的电压无功问题,国内外已有部分文献进行了研究[5,6,7,8,9]。总体来讲,这些文献针对的主要是单风电场在风速波动情况下电网接入点的电压波动问题,较少涉及故障下风电场群紧急控制策略的研究。风电场群在故障时由于电压问题可能引发极其严重的连锁脱网事故[10,11]。文献[12]基于稳态运行约束和预想N-1故障集后安全约束的最优潮流(OPF)模型,提出了抑制大规模连锁脱网的风电汇集区域电压预防控制策略,没有考虑动态条件下风电场的电压无功控制;文献[13]指出由于静止无功补偿器(SVC)的滞后响应会导致电网无功功率过剩,出现电压过冲现象,从而造成风电机组二次脱网,进而提出的控制措施为一旦检测故障发生,延迟100ms将SVC电纳置零;文献[14]针对风电场连锁脱网事故,提出故障中当SVC无功出力小于25%时,将SVC切除防止故障后出现电压攀升现象。但故障持续时间具有随机性,难以控制,同时并不是每次故障都会引起风电场群的大范围连锁脱网,一旦故障未引发风电场连锁脱网事故,大范围过早地将SVC电纳置零或切除会影响故障后的恢复。

为此,着重针对风电场动态电压稳定问题引发的连锁脱网事故,通过分析其时空特性,提出了协调SVC和双馈感应发电机(DFIG)的电压无功紧急控制策略,同时提出故障中DFIG机组的有功附加控制,目的在于抑制大规模的风电场连锁脱网事故。

1 风电场连锁脱网时空特性分析

1.1 风电场连锁脱网演化机理

风电场连锁脱网事故往往由电网故障引起,起初不满足低电压穿越要求的风电机组迅速脱网,构成连锁脱网事故的第一批脱网风电机组。故障清除后,风电场开始逐步向稳定运行状态过渡。此时,采用等值的单风电场无穷大系统近似模拟风电送出系统,如图1所示,其中PCC表示公共连接点。

由图1可得:

式中:上标“*”表示取共轭。

近似认为高电压接入点为无穷大系统,即存在,将其代入式(1),整理可得:

经验证,其解为:

输电线路中,一般,忽略R,同时考虑S2=P2+Q2,则式(3)变为:

稳定运行时系统一般处于电压的合理运行范围内。但故障中随着大量风电机组的切除,有功出力P大幅降低,集电系统无功损耗也随之减小。此时由于无功补偿装置并未随风电机组切除,Q相对增大,系统出现过剩的无功功率。而视在功率S由于有功出力P的大幅降低而减小。由式(4)可知,Q增大,S减小,将造成电压Upcc的抬升,电压一旦达到风电机组保护设定的限值,将造成风电机组因高电压脱网,形成事故的第二批脱网风电机组。

1.2 风电场连锁脱网的时空特性

在风电场电压升高的过程中,由于大规模集电系统的存在,不同位置的风电机组其电压并不相同,它们并不是同时达到高压极限值,而是存在先后顺序。某些风电机组的电压将率先达到极限值,造成脱网,从而进一步降低了S,增大了Q,由式(4)可知,这将继续提高其他风电机组的电压,引发其他风电机组因高电压脱网,形成恶性循环。文献[10]给出了典型风电场连锁脱网的事故过程及时空尺度,如表1所示。

1.3 仿真验证

在DIgSILENT/PowerFactory中搭建如图2所示模型。本文采用文献[15]提出的基于动态电压的风电场等值方法将风电机组进行分群等值以便分析,具体分群结果如下:风电场A由3个等值机群A1,A2,A3构成,风电场B由3个等值机群B1,B2,B3构成,其中每个机群均由50台风电机组组成,风电机组出力水平为0.8(标幺值);风电机组、变压器及线路参数如附录A表A1至表A4所示。风电场采用集中无功补偿方式,即PCC-A母线和PCC-B母线处通过电容进行无功补偿,容量分别为35 MVA和41 MVA。

设置风电机组Crowbar投入的转子电流定值为1.2(标幺值)。设机群B1和B2不具备低电压穿越能力,当电压u≤0.9(标幺值,下同)时,延时0.1s跳闸[16],其余风电机组均具备低电压穿越能力,其低电压穿越能力设置为:u≤0.2,延时1s跳闸;u≤0.4,延时2s跳闸。所有风电机组的高压设置为u≥1.1,延时0.1s跳闸[17]。仿真中故障设置于风电场B的PCC母线PCC-B,1s时经0.1+j1Ω 的阻抗发生三相短路接地故障,1.15s故障切除。

仿真事故列表如表2所示。由于故障位于风电场B的PCC母线,故障发生后,B1,B2,B3 转子电流被激发,迅速投入了Crowbar。B1和B2不具备低电压穿越能力,依据其保护控制迅速脱网,代表了实际连锁脱网事故的低压脱网阶段;故障清除后由于无功功率并未随风电机组同时切除,造成无功功率过剩,系统电压抬升,此时风电机组A3和B3电压最先达到保护临界值,造成高压脱网,这进一步加剧了无功功率的过剩,A2和A1相继脱网,该过程代表了实际连锁脱网事故的高压脱网阶段。可以看出,风电场连锁脱网表现出了明显的时空分布特征。高压阶段,风电机组的脱网并不是同一时刻完成的,而是持续了一段时间。这与实际风电场连锁脱网事故的过程也是一致的[10,18]。

2 风电场电压无功控制措施分析

2.1 风电场无功源调节特性分析

风电场内的无功源主要包括电容器组、SVC、双馈风电机组、有载调压变压器(on-load tap changer,OLTC)分接头等[4]。不同设备的调节特性如表3所示。

电容器和变压器均属于离散调节装置,其成本低、容量大,主要用于补偿风电与电网的大幅电压波动,难以快速有效地进行动态调控,这里主要采用SVC和DFIG协调进行风电场电压无功紧急控制。下面进一步对SVC和DFIG的无功输出能力进行分析。

2.2 SVC的无功输出能力分析

以较为典型的晶闸管投切电容器(TSC)+晶闸管控制电抗器(TCR)型SVC为例,其对外输出无功功率如式(5)所示[14]。

式中:ω 为角频率;C为投入电容大小;U为端电压;α 为TCR触发角;XL为电感。

依据GB/T 20298—2006《静止无功补偿装置(SVC)功能特性 》,SVC响应时间一般为30~50ms。

2.3 DFIG风电机组的无功输出能力分析

双馈电机定子侧有功功率和无功功率运行范围主要受转子侧变换器电流限制影响。当双馈风电机组有功出力确定时,定子侧的无功输出范围如式(6)所示[13,16]。

式中:Qsmin和Qsmax分别表示定子侧无功输出的最小值和最大值;Xs和Xm分别为定子电抗和励磁电抗;Us为定子端电压;Irmax为转子侧变换器的电流最大值;Ps为定子端输出的有功功率。

对于双馈风电机组,其网侧变换器一般按风电系统的最大转差有功功率设计,其无功输出能力一般远小于风电机组定子侧输出的无功功率[17]。网侧变换器能够发出的无功功率Qc的范围如式(7)所示[16]。

式中:Pcmax为网侧变换器设计的最大功率;Pc为网侧变换器输出功率。

3 风电场群电压无功紧急控制策略

3.1 控制策略思路

抑制风电场连锁脱网的核心在于一方面提高故障时的风电机组电压,从而提高风电机组的故障穿越能力;另一方面在故障切除后电压出现大幅上升时,应迅速发出感性无功功率,抑制电压的快速上升,从而抑制连锁脱网事故的扩散。因此,对于故障中的控制措施,应通过SVC和风电机组输出容性无功功率,抬高故障中的风电机组端电压,同时考虑风电机组输出的容量限制,可适当对有功功率进行限幅;故障清除后,一旦电压攀升,应迅速发出感性无功功率。此时,SVC的滞后效应会导致故障切除后电网的无功功率过剩[13]。从抑制SVC滞后效应的角度入手,风电机组可在故障切除后依据电压情况迅速输出一定的感性无功功率,以抵消一部分SVC的滞后效应,延迟风电机组脱网时间。该延迟只需躲过SVC的响应时间即可,之后由于SVC可以迅速吸收无功功率,调整系统电压,从而避免高压脱网事故的扩散。

3.2 DFIG风电机组控制策略

3.2.1 低压阶段无功控制策略

Q/GDW 392—2009《风电场接入电网技术规定》的征求意见稿中给出低电压穿越期间风电机组应注入的无功电流[17]:

式中:UG为风电机组定子电压标幺值。

电网电压跌落期间DFIG定子侧无功输出能力远大于网侧变流器[19],因此,主要考虑由定子侧在故障中向电网提供无功电流,网侧变流器则仅在Crowbar投入、定子侧无法输出无功功率时向电网输出无功功率。为此,制定风电机组低压阶段的控制策略如下。

检测电压,当风电机组电压小于0.9(标幺值)时,启动风电机组的低压控制策略。依据转子电流大小(如设定限值为1.2(标幺值)的额定电流)设置Crowbar的投入和切除。由于故障电流衰减很快,因此,Crowbar在故障后很快即可切除,此时转子侧变换器重新获得控制能力,风电机组向外输出无功功率,输出无功电流大小如式(8)所示,同时设置其最大输出无功电流限值为1(标幺值);Crowbar投入期间,转子侧变流器不具备控制能力,风电机组无法对外输出无功功率,此时通过检测Crowbar投入和切除信号控制网侧变流器输出无功功率,其无功电流参考值置为1(标幺值)以避免过流。

3.2.2 高压阶段无功控制策略

考虑到中国的实际情况,很多风电机组在电压达到1.1(标幺值)后即迅速脱网[19],依据Q/GDW392—2009《风电场接入电网技术规定》,要求风电场应当能够控制风电场并网点电压在额定电压的97%~107%范围内。因此,从预防风电场连锁脱网的角度出发,设置风电机组高压阶段控制策略如下。

检测风电机组电压,一旦风电机组电压跃过1.07(标幺值),启动风电机组的高压控制策略。要求风电机组能够迅速发出一定的感性无功电流,参考德国E.ON公司的高电压穿越(HVRT)并网要求[20],设置风电机组发出感性无功电流大小如式(9)所示,同时设置其最大输出无功电流限值为1(标幺值)。

式中:k可根据实际情况设定一定的数值,以促使风电机组在电压升高时迅速发出一定的感性无功功率。

3.2.3 有功附加控制策略

依据DFIG的无功输出能力分析,由式(6)可得:

在电网电压定向坐标系下,有:

将式(11)代入式(10),整理可得:

在忽略定子漏抗的情况下,Xs≈Xm,则式(12)变为:

可以看出,DFIG定子的有功电流isd和无功电流isq需满足一定的约束条件。为保证故障中风电机组对外输送的无功电流满足式(8)的要求,当有功电流较大时,可适当降低有功电流。

式(13)中,Irmax表示转子侧变换器的电流极值,其值一般为1.2(标幺值);故障时无功电流需求较大时,由式(8)知,风电机组端电压也下降较多,即Us较小,而风电机组的定子电抗Xs一般较大,此时Us/Xs的值很小,因此,故障中可近似忽略Us/Xs。同时,为防止过流,进一步取Irmax为1(标幺值),则式(13)变为:

则,当无功电流isq一定时,可得:

将式(15)计算所得值作为故障中定子有功电流的限值isdmax。

对于故障后可能出现的高压阶段,由于风电机组一般具有较强的感性无功输出能力[2,12,18],且在本文的控制中,风电机组高压时向外输送的感性无功电流一般并不大,因此不再考虑对风电机组的有功功率进行限幅。

3.2.4 风电机组整体控制逻辑图

风电机组整体的控制逻辑框图如图3所示。图3中:min表示取最小值;Uw为检测的风电机组端电压:Umin为低压阈值,本文中Umin设为0.9(标幺值),当Uw<Umin时,输出逻辑信号为1,表示系统出现低压,否则为0,将该信号定义为低压输出信号;Umax为高压阈值,本文中Umax设为1.07(标幺值),当Uw>Umax时,输出逻辑信号为1,表示系统出现高压,否则为0,将该信号定义为高压输出信号;Scrowbar为Crowbar投入信号,Crowbar投入时,Scrowbar=1,否则Scrowbar=0;Iq1和Iq2分别如式(8)、式(9)所示;Iqmax为限幅环节,电流输出限值为1(标幺值);Id为稳态控制下的d轴电流,即有功电流分量;有功限幅的计算如式(15)所示。

对于网侧变频器,将Crowbar投入信号Scrowbar作为其紧急控制的触发信号;对于风电机组(机侧变频器),将低压输出信号和高压输出信号取或运算后作为其紧急控制的触发信号;对于有功附加控制,低压输出信号为其紧急控制的触发信号。

图3中,Crowbar投入信号Scrowbar取非运算后,与低压阶段Iq1、低压输出信号三者相乘,表示只有在Crowbar未投入且低压输出信号为1时,Iq1为有效值;Iq2与此类似;将二者相加并限幅后作为紧急控制下风电机组(机侧变频器)的无功电流参考值Iqref1;对于网侧变频器,只需依据触发信号输出其对应的无功电流参考值Iqref2;对于有功附加控制,则以式(15)计算所得值作为限幅,取其与稳态控制下的有功电流Id的较小值作为紧急控制下的有功电流参考值。

3.3 SVC控制策略

SVC在故障中及故障后始终保持与电网连接。因此,将SVC设定为电压控制模式,即始终以端电压1(标幺值)为控制目标。SVC的控制结构示意图如图4所示,其中u为实测端电压,uref为参考值,其值为1(标幺值),ysvc为输出等效电纳。

4 仿真案例

同样以图2所示的仿真系统作为研究对象,采用所提出的SVC和风电机组的协调控制策略,得到仿真事故列表如表4所示。表4与表2对比可知,通过综合控制大大减少了连锁脱网的风电机组数量。在算例验证控制策略时,对网侧变频器进行了适当简化,同时分别进行了单独考虑SVC、单独考虑DFIG(包括风电机组的有功附加控制)的控制效果分析,限于篇幅,不再详细列出,详见附录B。

观察风电机组与SVC无功出力响应时序配合以说明二者的协调作用。以风电机组A3 为例,其端电压及无功出力如图5 所示。PCC-A母线电压及该处SVC无功出力如图6所示。

1s时故障发生,风电机组和PCC-A母线电压迅速下降,风电机组电压跌落至0.9(标幺值)以下,风电机组启动低压紧急控制策略,向外输出容性无功功率,SVC在故障中也向外输出容性无功功率,以抬高故障电压;1.15s故障清除后,SVC存在滞后效应,电压迅速抬升,风电机组A3 电压在1.165s时跃过1.07(标幺值),风电机组启动高压紧急控制策略,开始迅速吸收多余的容性无功功率,从而抵消了SVC的部分滞后效应,SVC则经过一定延时开始大量吸收容性无功功率。风电机组和SVC配合迅速降低了故障后的电压,避免了出现高压脱网现象,对风电场连锁脱网事故起到了很好的抑制作用。

5 结语

针对大规模风电场连锁脱网事故中的动态电压问题,从集电系统的空间分布特征,推导了不同风电机组端电压的稳态分布规律;进而建立了故障时风电场PCC电压方程,结合风电场运行和控制特点,分析并仿真验证了风电机组连锁脱网的演化机理。在此基础上,提出了一种协调SVC和风电机组自身无功电压调控能力的风电场群电压无功紧急控制策略,对故障期间及故障后的风电机组电压进行快速调控。仿真结果表明,所提的风电场群电压无功紧急控制策略能很好地抑制风电场连锁脱网事故的扩散。