电网恢复（精选7篇）
电网恢复 篇1
为贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针,提高运维管理人员处理电网事故的应变能力及协作配合能力,确保电网快速恢复正常运行 ;检验各单位对各种突发事件的准备情况,以及应急预案的适用情况,保证在突发事件发生时做到临阵不乱,组织有序,阳谷县供电公司根据2014年初计划, 模拟开展了电网事故演练活动,以下笔者结合本次电网反事故演习实践,就电网事故后期的恢复处理方法做出以下几点总结性的分析。
1 电网事故的特点分析
电网事故具有停电范围大、影响面广 , 甚至会对国民经济和社会稳定带来灾难性影响的显著特征 ,从而引发阳谷电网大面积的停电事故,严重时将会影响到聊城电网的安全运行,给企业带来巨大的经济损失,在演练过程中需要参加演习的全体人员紧密配合下,各单位依靠完善的应急预案,较高的人员素质,娴熟的操作技艺,成功的使预想故障变电站快速、优质的恢复正常运行。面对电网异常,各参演人员要思路清淅、反应迅速。各参演部门分工明确、施工规范,配合流畅,在调度员的指挥协调及线路抢修人员、变电运行人员的相互配合下,事故处理才得以顺利完成,做到未雨绸缪,以不变应万变。
2 电网事故后期的恢复处理方法初探
通过上述分析,对电网事故的特点有了一定的认识。而且电网事故的危害显而易见,因而为了预防电网事故给企业带来的危害,保证整个电网安全高效运行,作为电力企业必须加强电网事故的分析和处理,尤其是利用电网反事故演习的机会,切实掌握电网事故的处理步骤和办法,才能确保电网事故发生时得到快速的恢复和处理,并在最短的时间内最大化的降低企业的损失。
2.1 迅速、精准高效的判断事故的原因
为了更好地消除事故带来的危害,确保第一时间恢复电网的正常运行,供电企业管理和运维人员必须迅速、精准高效的判断故障发生的地点和原因。应掌握判断事故原因的要点。
一是结合事故现象对事故的性质和电网运行方式进行科学合理分配和调度。因为正常情况电网的以最大运行方式,发生短路故障后系统短路电流巨大,而且短路电流波及范围扩大 ,往往会由此而引发诸多关联的事故,例如 :多条线路引起的变电站主变跳闸事故等,所以作为调度员必须加强对其故障原因的分析,找出故障源的同时找出事故的中心点,并对该中心站是处于故障的受端还是送端,从而采取针对性的隔离措施。一般情况下,如果故障设备相邻,往往只有一个故障源,如果故障设备之间没有关联性,那么就可能是多个故障源在同时作用下所导致。
二是结合电网的实际情况,对事故可能产生的后果进行判断,例如根据电网的潮流和有功、无功以及电压变化等实际情况,及时排除故障给电网的电源和负荷带来的影响,尤其是其给电力系统稳定运行带来的影响,这就需要调度员加强对其分析,并及时的找到确保整个系统的新平衡点,从而更好避免系统振荡和线路负荷过大等情况,才能在预防事态扩大的同时,确保整个电网的稳定运行。
三是结合继电保护装置和安全自动装置的动作,及时的找出事故原因的所在。若上述分析并没有找到电网事故的原因,作为调度员还应加强对继电保护装置和安全保护装置的分析,很多时候电网事故的发生,往往是上述装置误动和拒动所导致,尤其是发生大面积电网事故时,系统运行方式不管是结构还是状态,均会发生变化,整个电力系统将可能变得瘫痪甚至解列,因而对于调度员而言,应结合系统的变化找到影响系统安全运行的因素,并结合因素采取有效的防范措施,准确判断事故发生的原因,同时迅速地隔离故障源,并在加强高压系统控制的同时加强对低压系统的调控,才能更好地确保电网系统运行的安全性和高效性,同时预防事态的扩大。
2.2 电网恢复应主次有序
确保电网得到及时的恢复,在确定电网故障原因的基础上,为了确保整个系统安全高效的运行,必须在保证事态不被扩大的原则下,在最短的时间内将系统的薄弱环节消除,及时的恢复系统的负荷。因而在处理事故时,尤其是处理全网性电网故障时,必须对送电顺序进行科学合理地确定。一般情况下,为了理清送电的顺序,通常应从电源端再到负荷端对发生故障且已经隔离的设备进行送电,并在确保电网安全的前提下,对发生故障的设备实施强送电,若几条线路同时具备了送电条件,就应对系统安全运行影响最大的线路优先送电,并根据轻重缓急的原则依次迅速的恢复供电,从而确保整个电网的快速的恢复运行。
3 电网事故后期恢复处理中需要注意的问题
通过上述分析,对如何处理电网事故的方法有了一定的认识,但是在电网事故后期恢复处理过程中,为了更好地确保处理质量,在实际工作中还应注意以下几点问题,才能更好地夯实处理成效。
一是在事故处理时,始终严格按照有关规程进行操作,尤其是调度员,必须严格按照调度规程和继电保护规程,才能最大化的降低操作的失误,并在操作、稳措、投退、发令、收令等方面严格按照规则办事,对于大电网事故,必须按照规程办事,否则将会带来不可避免的影响。
二是在事故处理时,应加强与各方的沟通和联系,才能确保所传递和接受信息的及时准确性,才能更好地协调处理事故,更好地掌握事故带来的危害及其发生的成因,从而在全体人员的努力协作下完成对事故的处理。
三是加强业务学习,注重对知识的积累,深入了解所管辖的系统网络运行状态和具备相当的业务理论知识。特别是调度员平时接触的都是正常方式,对特殊的故障,从故障现象上,从保护动作情况上,以及从事故处理原则上,缺乏足够的了解。因此要求值班人员在平时多做事故预想,切实掌握特殊情况的处理方法,提高业务素质,才能在出现故障时做到有条不紊。
4 结语
综上所述,对电网事故后期的恢复处理方法进行探讨具有十分重要的意义。因而作为新时期背景下的电力企业,必须切实掌握电网事故的特点,结合电网事故发生的原因,在多方通力合作下,最大限度地确保其得到恢复,在降低事故损失的同时提高企业的电力服务水平。
摘要：本文结合阳谷县供电公司开展电网反事故演习为例,进一步检验电网反事故预案的操作性,提高各级人员应对突发电网事故的应急处置能力,本文主要就电网事故后期的恢复处理方法进行探讨。旨在与同行进行业务交流,以不断确保整个电网安全高效运行。
关键词：电网事故,后期恢复处理,方法
电网恢复 篇2
关键词：微电网,黑启动,分布式电源,启动顺序,负荷恢复,多目标粒子群优化算法
0 引言
微电网黑启动,是指在整个微电网因外部或内部故障停运进入全黑状态后,不依靠大电网或其他微电网的帮助,仅通过启动微电网内部具有黑启动能力的分布式电源(DG),进而带动微电网内无黑启动能力的DG,逐步扩大系统的恢复范围,最终实现整个微电网的恢复[1]。 微电网黑启动过程一般包括3 个阶段,即DG恢复、网架重构和负荷恢复[2]。 其中,DG恢复是整个恢复过程的基础,而负荷恢复则是黑启动的最终目的。
一些学者对传统电网黑启动的各个阶段进行了详尽的研究。 在机组恢复方面,文献[3]提出了多目标的优化策略,将机组恢复过程划分为多个时步,并采用改进的遗传算法进行求解,但未对负荷恢复进行优化,难以保证机组恢复过程中系统的稳定性。文献[4]建立了单目标的优化模型,将模型离散化为多个“背包”问题,并采用回溯算法逐一求解,但文中优化模型的目标函数仅考虑了机组的发电量,忽略了机组所在节点的重要性,另外文献也未考虑负荷的优化控制及无功电压问题。 在负荷恢复方面,文献[5]将机组启动过程中的负荷恢复分为两方面进行优化,即平衡机组出力的负荷恢复和向线路充电时的负荷恢复,但优化中所采用的二分法收敛速度较慢,并不适用于规模较大的系统。
相较于传统电网,微电网的黑启动研究正处于起步阶段。 文献[6]通过对微电源及逆变器进行分析,建立了低压微电网的控制模型,并结合多代理技术,提出了有效的恢复策略。 文献[7]提出了基于分层多代理技术的微电网黑启动策略,通过对具有黑启动能力的微电源进行预启动和同步运行,逐步实现了微电网系统的恢复,并在一定程度上提升了黑启动的稳定性。
鉴于微电网的黑启动研究尚未深入,本文针对微电网黑启动中的DG恢复阶段提出了DG启动的多目标优化策略,同时兼顾了启动过程中的负荷恢复问题,制定了一套完整有效的DG恢复方案。
1 DG启动的优化模型
DG恢复阶段是负荷恢复阶段的前提和基础,只有在确定DG启动顺序之后才能根据各DG的恢复情况确定应恢复的负荷节点、投入顺序以及投入量值,以达到维持系统功率平衡、电压频率稳定的目的,为此首先需完成DG恢复的优化,进而在优化结果的基础上完成负荷恢复的优化。
为了简化DG恢复过程,本文采用离散时间段的方法,即将连续的DG恢复阶段划分为多个时步,针对每一时步建立DG启动优化模型和负荷恢复模型并求解,最后综合所有时步的最优解按时序进行组合,得到最终的DG恢复方案。 本文设定DG恢复阶段的优化总时间为T,被划分为N个时步,时步步长为 Δt。 为使分析具有普适性,以下将针对第k时步的DG启动和负荷恢复进行优化计算。
1.1 DG启动次序安排的一般原则
DG启动次序的确定是DG恢复阶段需要解决的首要问题,参考传统电网的机组恢复原则[8],并分析各DG特性对启动的影响程度,提出以下几点原则。
a. 优先安排容量大的DG启动。
DG恢复阶段的最终目标是得到尽可能多的系统出力以尽快恢复负荷供电。 因此,优先启动容量大的DG能够在短时间内为负荷提供足量的恢复功率。
b. 优先安排离重要负荷近的DG启动。
启动重要负荷附近的DG利于缩短向重要负荷供电时的送电路径,减少重要负荷的恢复时间。
c. 优先安排带载能力强的DG启动。
带载能力强的DG能够在相同的时间内带动更多的负荷。 为此,优先安排启动带载能力强的DG以尽快完成负荷恢复供电,DG的带载能力采用DG在单位时间内所能承载的负荷变化(单位:% / min)表示。
d. 优先安排启动时间短的DG启动。
DG启动时间的长短直接关系到系统的恢复速度,启动速度较慢的DG将会给下一时步的DG出力和负荷恢复造成不良影响。
e. 优先安排调压、调频能力强的DG启动。
在微电网的黑启动过程中,为了给系统提供参考电压和频率,具有黑启动能力的DG采用V / f控制,而无黑启动能力的DG则采用PQ控制,不同控制方式下的DG会表现出不同的调压、调频能力,V / f控制的DG可以缓冲恢复过程中的扰动,减少电压、频率越限情况的发生。 DG的调压、调频能力可分为弱、较弱、一般、较强、强5 个等级。
1.2 DG的黑启动能力评估
DG的黑启动能力是指不借助于外部电源的帮助,仅依靠自身启动电源平稳启动,并能在启动后给一定量的负荷提供稳定供电的能力。 一般而言,具有黑启动能力的DG应具有以下特性:
a. 电压源输出特性;
b.充足的发电容量与备用容量;
c.启动迅速;
d. 带载能力强;
e. 较强的调压、调频能力。
因此,本文采用灰色多属性决策方法[9],综合考虑DG的容量、启动时间、带载能力以及调压、调频能力,对不同类型的DG进行黑启动能力评估。
灰色多属性决策采用灰色系统理论效果测度的方法,对多个决策组合进行计算得到决策矩阵,进而根据决策矩阵和属性权重评估方案的优劣。
在灰色多属性决策中,决策组合包括事件集、对策集以及局势矩阵。 事件集也即属性集,可记作E={ei︱i = 1,2,…,n};对策集是所有备选方案的集合,记作C ={cj︱j= 1,2,…,m};任一方案cj在任一属性ei下的评估结果ri j称为局势,根据每个方案在每个属性下的评估结果就可建立局势矩阵R= [rij]n×m。 灰色多属性决策过程如下。
a. 效果测度。
类似于灰色关联分析,在任一属性ei下的方案评估结果序列{ri1,ri2, … ,rim} 中, 各元素与虚拟标准列的相关关系以效果测度 ηi j表示。 ηij的求取方法依属性期望的目标效果而定。
属性期望最大时,采用上限效果测度,即:
属性期望最小时,采用下限效果测度,即:
有特定属性期望时,采用特定中心效果测度,即:
其中, j = 1,2,…,m;η′i为属性ei下的特定评估结果期望。
b. 决策矩阵。
以效果测度 ηij为基础,对包含n个属性、m个备选方案的决策组合建立决策矩阵H:
c. 决策评分。
对每个方案cj在所有属性下进行综合决策,在采用权重交换法[9]确定各属性权重 ωHi后,结合决策矩阵对方案评分,综合评分结果如下:
其中,ωHi∈[0,1]。
根据上述决策过程,对多个DG备选方案进行综合评分,并将各方案按分数从高到低排序,评分最高的即为黑启动能力最强的DG。
1.3 目标函数
在DG恢复阶段,为了尽快给系统提供尽可能多的有功出力,并有利于后续阶段中重要负荷的恢复供电,按照前文中所提的离散时间段的方法,将第k时步优化模型的目标函数设定为:
其中,第1 个目标设为在当前时步内启动DG所提供的发电量最大,第2 个目标设置为该时步内启动DG附近的负荷重要度之和最大;nG.k为第k时步待启动DG的数目;Δt为时步步长;aGi为第i个DG的启动状态,aG i= 1 表示DG启动,aG i= 0 表示DG未启动;Pi(t)为第i个DG在t时刻的有功出力;Zi为第i个DG附近负荷重要度;ωZ.l为l级负荷的负荷权重;Zi .l为与第i个DG相连的所有节点负荷中l级负荷所占的比重。
1.4 约束条件
约束条件包括等式约束和不等式约束。 等式约束即为潮流方程,包括有功功率和无功功率的平衡方程。 不等式约束表述如下:
其中,Pimin、Pimax分别为第i个DG有功出力的下限和上限;Qimin、Qimax分别为第i个DG无功出力的下限和上限;Uimin、Uimax分别为第i个节点上电压所允许的最小值和最大值;nP为系统节点总数;PXi为第i条线路流过的有功功率;PXimax为第i条线路上所允许流过的最大有功功率;nL为系统线路总数。
2 DG启动优化模型的求解
2.1 多目标粒子群优化算法概述
粒子群优化PSO(Particle Swarm Optimization)算法最早是受鸟群觅食行为的启发而被提出的,由于其具有收敛速度快、计算量小等优点而被广泛应用于工程领域。 针对实际应用中的多目标问题,文献[10] 提出了基于外部精英集的多目标粒子群优化(MOPSO)算法,通过Pareto支配关系[11]更新并选取粒子最优位置,以指导其他粒子寻优,并采用自适应网格法及轮盘赌选择法改善了Pareto前沿分布的均匀性,标准函数测试表明此算法具有与快速非支配排序遗传算法NSGA-Ⅱ、Pareto存档进化策略PAES等高性能多目标进化算法同等的高效性。
2.2 模型求解步骤
为了最大限度地满足1.1 节中所述的DG启动原则,本文结合1.2 节中对DG黑启动能力的综合评分,将适应值函数设置如下:
其中,γ1、γ2为自适应惩罚因子[12];ΔGi为第i个DG的黑启动能力综合评分(以下简称黑启评分)低于该时步黑启评分最低要求的值;γ1max、γ2max为最大惩罚系数;I为当前迭代次数;Imax最大迭代次数;Gkmin(k=1,2,…,N)为第k时步黑启评分最低要求,Gkmin值随k的增加而降低。
本文将各DG黑启评分低于该时步最低要求的值以惩罚函数的形式加入目标函数而形成适应度函数,目的是使黑启评分高于时步最低要求的DG优先启动,即黑启动能力强的DG优先启动,这样文中设定的适应值函数就较为全面地顾及了DG启动的各项原则。
求解该模型的具体步骤如下。
a.参数设置与种群初始化。
以nG维的粒子位置代表该时步nG个待恢复DG的启动状态,启动取1,否则取0。 因此在种群初始化时需要随机得到一组二进制编码的粒子位置向量。
b. 个体最优存档与外部精英集的形成。
将初始化的粒子位置保存至个体最优存档中,并依据Pareto支配关系将非劣适应值对应的粒子位置加入外部精英集中。
c. 粒子速度与位置更新。
粒子的个体最优位置取自个体最优存档,而全局最优位置则运用自适应网格法[13]以及轮盘赌选择法从外部精英集中选取分布稀松区域中的1 个粒子位置。 结合个体最优位置和全局最优位置更新各粒子速度后,利用二进制粒子群算法中的位置更新公式更新粒子位置。
d. 个体最优存档与外部精英集的更新策略。
个体最优存档保持其中成员为该粒子历史非劣适应值所对应的位置。 而对于外部精英集,若其规模未达到规定大小,则将非劣粒子位置直接加入;否则根据支配关系判定是否将新粒子位置与精英集中成员交换。
e. 迭代终止条件。
如果迭代次数达到了预先设定的最大迭代次数,则计算终止并输出结果,否则返回步骤c重新计算,直至满足迭代终止条件。
2.3 最优解选取
由于最优解集即为外部精英集,外部精英集的规模决定了最优解集的规模,因此求解模型后会得到多个互不支配的DG启动方案,为了根据决策者的预期选择最优启动方案,本文采用直觉模糊数多属性决策方法[14]进行决策分析。
在决策问题中,设S={si︱i=1,2,…,m}为方案集,X={xj︱j=1,2,…,n}为属性集,W={ωj︱j=1,2,…,n}为与属性对应的权重集,其中 ωj为属性xj的权重,并满足 ωj∈ [0,1]。
a. 产生直觉模糊决策矩阵。
决策者对方案si关于属性xj进行评估得到直觉模糊数,其中,αij为决策者评估方案si满足属性xj的程度,βij为决策者评估方案si不满足属性xj的程度。 综合各直觉模糊数,即可构成直觉模糊决策矩阵。
b. 确定最优属性权重。
考虑本文中需解决的决策问题,此处采用属性权重信息不完全情况下的偏差最大化方法计算最优权重。构造方案si与其他方案sk关于所有属性xj的总偏差Bi(ω):
其中,为加权海明距离。
为求取最优属性权重值,现构造偏差函数:
结合各属性权重不完全信息集合V,得到以下线性规划模型:
求解此模型即可得到各属性权重的最优值。
c.计算方案综合属性值。
采用直觉模糊加权平均(IFWA)算子计算方案si的综合属性值:
d. 综合属性值评分。
对方案si的综合属性值求取计分函数:
若值相同,则进一步计算其精确函数:
其中,λi和 μi分别为方案si符合和不符合决策者预期的综合隶属度。
最后根据和值的大小对所有方案进行排序,函数值越大的方案越符合决策者预期。
2.4 DG恢复路径优化
DG恢复路径的优化,需要首先给待恢复网络中的每条线路赋予路径权值,然后以节点之间路径权值之和最小为原则,采用最短路径搜索算法为待恢复DG选择最优恢复路径。
为使得最优恢复路径所代表的恢复时间最短,采用文献[15]所述的线路操作时间对线路赋权,根据操作人员经验确定乐观操作时间L、悲观操作时间B以及最可能估计时间K,而线路的实际操作时间则在L和B之间呈贝塔分布,操作时间tCi的期望和方差分别为:
其中,E(tCi)为操作时间tCi的期望值;σi为操作时间tCi的方差。
结合上述设置的路径权值,采用经典的狄克斯特拉(Dijkstra)算法为各待恢复DG搜索最优恢复路径,所得路径能有效缩短DG的恢复时间,加快黑启动进程。
3 DG启动过程中的负荷恢复优化
3.1 负荷恢复的优化模型
在确定DG启动顺序并搜索到最优恢复路径后,需要进一步考虑DG启动过程中的负荷恢复问题。而第k时步的负荷恢复优化模型是在求解了该时步DG启动优化模型后建立起来的,建模步骤如下。
3.1.1 目标函数
其中,nF. k为第k时步待恢复的负荷节点个数;aL i为负荷i的投入状态,aLi= 1 表示负荷投入,aL i= 0 表示负荷未投入;ωLi为负荷i的负荷权重;PLi为负荷i的有功功率。
3.1.2 约束条件
a. 单次投入的最大负荷量约束。
对于某个负荷节点,单次投入负荷所引起的系统频率下降幅值不应超过标准的频率偏差限值。 本文采用文献[16]中的方法计算第k时步中单次投入的最大负荷量Peach.max.k:
其中,Δ f为系统所允许的频率最大下降值,取为负值;nQ. k为第k时步已启动并出力的DG个数;PN j为第j个DG的额定有功出力; fr j为第j个DG在该时步负荷率下的频率响应值。
b. 最大充电路径权值和约束。
在给负荷送电的过程中,为减少负荷的恢复时间,结合2.4 节中的方法,根据系统恢复时间要求设定最大充电路径权值和 ωsum.max。
c. 时步最大可恢复负荷量约束。
第k时步的最大可恢复负荷量Psum.max.k应取该时步所有启动DG的有功出力增量之和。
d. 网络约束。
网络约束包括潮流约束、DG有功/ 无功出力上下限约束、节点电压上下限约束以及线路功率传输极限约束等。
3.2 模型求解
3.2.1 约束条件的处理
对于约束条件a和b,根据该时步待恢复负荷节点的负荷量及其充电线路的路径权值和,将不满足这2 个约束条件的负荷节点剔除,接下来的模型求解中只考虑剩余的负荷节点。
对于约束条件c,将此条件以罚函数的形式加入目标函数中,形成模型求解的适应值函数:
其中,γL为自适应惩罚因子;γLmax为最大惩罚系数。
3.2.2 基于二进制粒子群优化算法的模型求解步骤
鉴于所建模型的离散特性,本文采用改进的二进制粒子群优化(MBPSO)算法[17]求解模型,计算步骤如下。
a. 参数设置与种群初始化。
类似于DG启动优化模型,以nF维粒子位置代表nF个待恢复负荷节点的投入状态,粒子位置取值为1 表示投入,粒子位置取值为0 表示未投入,因此粒子位置采用nF位的二进制编码。 另外,为获得较好的最优解搜索效果,算法中的惯性权重采用自适应惯性权重。
b. 最优位置的初步选取。
将粒子的随机初始位置作为个体最优位置,并以适应值最小为原则选取全局最优位置。
c. 粒子速度与位置更新。
根据粒子的最优位置更新粒子速度,然后采用二进制更新公式更新粒子位置。
d. 最优位置更新。
利用更新后的粒子位置计算各粒子适应值,然后再次以适应值最小为原则更新粒子的个体最优与全局最优位置。
e. 迭代终止条件。
如果全局最优位置对应的适应值达到收敛精度或迭代次数达到最大值,迭代结束,输出结果;否则返回步骤c重新计算,直至满足迭代终止条件。
在得到负荷恢复优化模型的最优解后,综合前文所求得的DG启动优化模型最优解,就可形成一套完整的DG恢复方案,指导DG恢复阶段顺利进行。
4 算例分析
图1 为综合文献[18]设计的算例以及IEEE 30节点算例得到的微电网模型,基于MATLAB仿真软件对DG恢复阶段进行了仿真计算,以验证所提方案的有效性。
如图1 所示,此微电网系统包括7 个DG、30 个负荷节点以及41 条线路。 各DG的相关参数如表1所示,由于DG2容量大,带载能力强且调压、调频能力强,因此将其作为黑启动微电源之一,并安排在第1 时步之前启动并网。 本文设置优化总时间T为24 min,时步步长 Δt为8 min。
参照表1 中各DG的容量、启动时间、带载能力以及调压、调频能力值,采用灰色多属性决策方法评估各自的黑启动能力,得到的黑启动能力综合评分如表1 所示。
在第1 时步中,系统中有6 台待启动DG,首先进行DG启动的优化计算。 在MOPSO算法中,设置粒子种群数为50,粒子速度和位置维数为6,最大迭代次数为50,惯性权重最大值和最小值分别为0.9、0.4,外部精英集规模设置为3。 另外,本文设定1 级负荷权重取1,2 级负荷权重取0.3,3 级负荷权重取0.08。 计算得到3 组互不支配的DG启动方案,每组方案对应的发电量和负荷重要度之和如表2 所示。将发电量和负荷重要度作为方案的2 个属性,应用直觉模糊数多属性决策方法从3 个方案中选取最优。由于DG恢复初期最主要的目的是尽快给系统提供足够多的有功功率,故根据专家决策建议将发电量的属性权重范围设置为[0.73,0.80],负荷重要度属性权重范围设置为[0.20,0.27],计算得到计分函数值如表2 最后1 列所示,据此选择方案1 作为该时步最优DG启动方案。 按照选取的DG启动方案,结合路径权值并采用Dijkstra算法,搜索得到了待启动DG的最优恢复路径,应投入的线路为:2-6、6-10、10-21、21-22、6-28、28-27。 然后进行此时步的负荷恢复优化,在MBPSO算法中, 种群规模设置为30, 速度限值设置为[-4,4],惯性权重的最大、最小值分别设置为0.9、0.4。 另外,系统所允许的频率最大下降值 Δ f设置为-0.2 Hz。 优化计算得到该时步可恢复的负荷节点为节点2、6、10、22、27。 最后对该时步整体恢复方案进行潮流校验,未出现潮流越限情况,方案可行。
后续时步恢复方案的优化过程可参照第1 时步进行。 值得注意的是,在直觉模糊数决策过程中,发电量和负荷重要度的属性权重范围应随时步的推移而作相应的改变。 故在考虑专家决策建议的基础上,将第2 时步的发电量、负荷重要度的属性权重范围分别设置为[0.41,0.52]、[0.48,0.59];第3 时步的发电量、负荷重要度的属性权重范围分别设置为[0.32,0.43]、[0.57,0.68]。 最终计算得到的各时步恢复方案如表3 所示。
在表3 所示的DG恢复方案中,DG22、DG27由于具有较强的黑启动能力,且能在恢复初期快速为系统提供更多的有功出力,因而被优先启动。 第2 时步中,恢复重要负荷节点以初步形成恢复网架变得更加重要,因此优先恢复节点重要度更大的DG3、DG13。从算例结果可以看出,除去黑启动微电源的启动过程,整个系统的DG恢复在3 个时步内完成,达到了黑启动快速性的要求;且方案初步实现了部分枢纽节点以及重要负荷的恢复供电,为后续网架恢复和负荷恢复阶段奠定了基础;最后在潮流检验中,网络中未出现潮流越限的情况,实现了黑启动的稳定性目标。
5 结论
电网恢复 篇3
电力系统受到的扰动及外力破坏是不可预测且客观存在的,导致电力系统发生电网局部瓦解、甚至大面积停电不可避免。电网发生局部瓦解或大面积停电后,首要任务是及时恢复电网运行,为尽快恢复电网运行,减少停电带来的社会经济损失,电力部门制定了一系列离线预案以指导电网恢复,但典型离线预案恢复模式不能准确反映电网故障时刻的运行方式, 恢复过程中不得不对事先制定的离线预案重新校核和评估,导致电网恢复时间过长,损失严重。
为实现电网的快速恢复,需要在线恢复技术支撑,本文围绕电网在线应急恢复支持技术, 完善了电力系统应急恢复技术体系,提出了“机组分层、电网分区、多目标协调”的并行恢复方法及导航式的在线应急恢复推演技术,实现了电网在线快速重构及电网恢复在线推演。
1电网在线应急恢复策略
1.1电网在线应急恢复策略
电网大停电后的系统在线恢复是一个极其复杂的过程,不仅要快速辨识电网实时运行状态、建立在线恢复模型,还要具备快速可靠的恢复方法,同时,运行人员还能直观掌控电网的恢复过程。为实现电网在线恢复,本文提出如下恢复策略:
首先,基于一体化电网运行监控系统平台(OCS)在线辨识电网运行状态及在线获取应急恢复支持所需信息,并建立电网状态模型, 辨识出电网的可恢复区域。然后,通过提出的“机组分层、电网分区、多目标协调”的并行恢复方法及调度原则与跟踪动态仿真相融合的安全校核方法,构建电网恢复路径,实现电网的快速、可靠恢复。最后,基于研发的在线应急恢复平台, 通过导航式的在线应急恢复展现方式,实现电网恢复全过程的展现,指导了电网运行人员对电网恢复过程的掌控。
1.2在线应急恢复方法
为实现电网的快速恢复,本文提出“机组分层、电网分区、多目标协调”的恢复方法。 机组分层:将一个电厂的机组分为网络层机组和厂站层机组,网络层机组用于快速构建网架, 厂站层机组用于恢复负荷。电网分区:基于谱聚类的子系统动态分区方法与电网行政分区相结合将电网划分为多个区域。多目标协调:同一个分区内的网络层、厂站层机组、网架和负荷最优协调恢复,多区域并行恢复并网。
1.2.1网络重构层机组的优化目标
网络层机组恢复的优化目标是优先恢复启动后能提供较大发电出力且本厂剩余机组总容量较大的网络层机组。
式(1)中:nG为系统中电厂的个数;nGi为电厂i(i∈{1,2,…,nG})中机组的台数;T1为总优化时间;Gij(j∈{1,2,…,nGi})代表电厂i中的第j台机组;cij表示机组Gij是否在本时段投入,是为1,否为0;α(t)为不同时段内机组出力的加权系数。
1.2.2厂站层机组优化目标
厂站层机组恢复的目的是给系统提供发电功率支撑,其优化目标是机组启动后在总优化区间内能提供的发电量最大。
1.2.3负荷恢复优化目标
网架重构阶段负荷恢复的主要目标为:充分利用已并网机组提供的发电功率,恢复尽可能多的重要负荷并保证网架重构过程的顺利进行。
负荷恢复的优化目标函数如下:
式(3)中:nL为系统中负荷节点的个数,wI,s、wII,s、wIII,s为负荷节点s(s∈{1,2,…,nL})中I、II、III类负荷的综合权重,PLI,s、PLII,s、PLIII,s为负荷节点s中I、II、III类负荷的有功功率;cI,s、cII,s、cIII,s表示负荷节点s中的I、II、III类负荷是否在本时段投入,是为1,否为0;bI,bII,bIII为I、II、III类负荷之间的重要性比例系数,bI取较大的值,bII取中间值,bIII取较小的值,使得在优化中,优先恢复I类负荷的供电,再恢复II类负荷,最后恢复III类负荷。
由以上建立的网络层机组、厂站层机组、 负荷的恢复目标函数,网架重构多目标优化问题的优化总目标如下:
1.2.4约束集
(1)启动功率约束
(2)单个负荷的最大功率约束
(3)机组启动时间约束
热启动机组Gij的最大临界热启动时间约束为:
冷启动机组Gij的最小临界启动时间约束为:
(4)系统运行约束
主要为潮流约束及系统频率的上下限、发电机有功、无功输出范围、节点电压上下限、 线路功率传输极限等约束。用下列等式及不等式表示:
式(9)中:x为系统状态变量,u为控制变量。
2系统架构及功能设计
2.1系统运行环境设计
系统运行环境利用虚拟化技术在省调调度自动化系统中形成统一的硬件资源管理和调配模式。在这种模式下,通过一定的规范约束搭建起统一的服务器、存储、网络设备以及支撑应用软件(数据库、中间件服务)的共享资源池。通过虚拟化技术,将其划分为可灵活配置和动态调整的逻辑的主机及相应的内存、外存、 网络和应用服务,以为各类业务系统分配所需的资源,并可实现资源按需动态调配。
系统采用上述模式,实现对网络拓扑结构、 系统运行状态、恢复决策的规则和知识等数据信息的存储,完成在线应急恢复方案的多目标优化、引导式电网恢复辅助决策及方案的在线动态校核和调整等分析计算功能。
系统应采用深度嵌入调度自动化系统的方式,采用与省调OCS系统平台一致的界面开发软件开发,具有以下接口的调用权限:电网静态模型参数获取API、电网实时状态数据获取API、通用数据库API、潮流计算API、用户交互服务API等。
2.2软件结构设计
根据所提出的电网在线动态应急恢复支持技术的整体思路,在平台运行所需硬件环境的基础上,电网在线动态应急恢复支持平台的系统总体结构如图1所示。
2.3导航式的电网在线恢复推演流程
首先根据电网的拓扑结构及其中电源和负荷的分布情况确定应优先恢复的目标网架,作为恢复操作的参照目标;然后监测电力系统运行状态来实时跟踪系统的恢复状态,通过统计恢复情况来判定当前实际系统状态与目标状态的差距,根据当前的电网恢复情况动态地生成每一恢复阶段的网架恢复方案,直至完全恢复目标网架。通过导航式的展现方法,可清晰的展现电网整个恢复过程。具体流程如图2所示。
3结束语
本文通过理论研究及平台构建,成功研发了电网在线应急恢复支持系统并用于云南电网, 实现了电网大面积停电、局部电网瓦解、不完整网架的在线恢复,大幅度提高了电网的应急恢复管控能力,系统已投入运行,该系统自投运以来,在电网异常处理、不完整结构网架恢复、 线路及电力设备复电的安全校核、预案制定及培训等方面进行了大量应用。通过该系统实现了云南电网电厂黑启动电源的在线管理、电网黑启动方案的编制,基于该系统实现了电力系统日常运行的自励磁等安全校核,对保证电网的安全稳定运行发挥了重要作用。为电网事故后的电网恢复提供技术支持,具有显著经济效益和社会效益。
摘要：电网恢复是电力系统安全控制体系的重要组成部分,目前已有的恢复方式仍然基于典型离线预案,导致电网恢复时间长、损失大。为解决离线方式的固有弊端,本文提出了电网在线应急恢复架构体系、“机组分层、电网分区、多目标协调”的并行恢复方法及导航式的在线应急恢复推演技术,实现了电网在线快速重构及电网恢复全过程推演。研发的电网在线应急恢复支持系统已成功用于云南电网,在电网异常事件处理中发挥了重要作用。
电网恢复 篇4
随着社会经济的快速发展,信息化、现代化程度越来越高,人们对电力的依赖程度也越来越大。突然的断电不仅扰乱了人们正常的生活秩序,还有可能造成重大的经济损失或人身伤亡。然而,电力故障具有突发性,不以人们的意志为转移,即使电网设施再先进,意外的断电也在所难免。因此对城市电网而言,如何在应急过程中优先确保重要用户的供电安全是摆在城市电网规划设计和运行人员面前的一个富有挑战性的难题。
目前,城市供电系统的安全对策一般是采用环网接线,为城市电力提供可靠的电源,对重要用户采用多路进线的供电方式,并设计合理的网络接线方式,以便倒供。但从工业、民用建筑的使用情况来看,仅仅靠公用电网还远远不够,必须具备应急供电系统,以便在事故发生的情况下确保提供重要用户所需的应急电力,以有效降低断电造成的损失,为人们的生产和生活安全提供保障。文献[1] 和[2] 就严格规定:“一级负荷应有两个电源供电,当一个电源发生故障时,另一个电源应不致同时受到损坏。一级负荷中,除上述两个特别重要的电源外,还必须增设应急电源(Emergency Power Supply ,EPS)。同时,供电公司也应配置移动发电车,随时准备为重要用户提供保证供电的服务”。因此,应急电源也被称为“城市生命线系统”的重要组成部分。
目前,应急电源已被广泛应用于建筑电气、特殊应急供电等各个领域,包括医院、通信、广播电视、油田、矿山、野外勘探、考场、重大比赛和会议现场等,而且发挥的作用越来越大。但目前应急电源(指移动发电车)的造价还比较昂贵,我国城市各分区供电所应急电源的配置数量也较少。因此,在这种情况下,综合考虑新增应急电源的投资费用、重要用户的停电损失费用以及应急电源的运行和维护费用,为城市供电企业提供一个最优应急电源配置方案和采用不同应急电源恢复重要用户供电的方案具有非常重要的现实意义,能够增强城市电网的供电应急处理能力。
本文从四种恢复重要用户供电的手段,即网络倒供、分布式电源、移动发电车以及电压暂降与短时中断保护装置入手,分析了应急电源的种类、特点及其作用,指出了移动发电车在恢复重要用户供电方面的优势;然后分析对比了四种恢复重要用户供电的手段,提出了危机状态下恢复重要用户供电的流程;最后从各分区供电所应急电源的容量配置现状和重要用户的应急电源需求情况出发,充分考虑供电可靠性和供电企业经济性之间的关系,在一定的约束条件(时间约束、容量约束等)下,提出了以总费用最小为目标的应急电源优化配置方案,并以实际算例验证了所提模型的有效性。
应急电源及其种类
应急电源是为消防应急照明、消防设施、消防控制中心或其他一级负荷、特别重要负荷供电的应急电源装置。一般情况下是作为消防或生产在紧急情况下使用的电源,在电网突然发生中断时仍然能保持正常供电。例如在高层建筑、商场、医院、地下防空工程等人多、出口少、自然光源有限的地方,一旦出现火灾或电网受到破坏,当光源消失一片漆黑时,由于人多出口少,带来的后果将不堪设想。同时消防队会因为缺少电源供应而无法施展救助工作,更加重了灾害的程度。因此,应急电源对现代社会的安全将发挥越来越重要的作用。常用的应急电源有以下几种:
(1)电网中有效地独立于正常电源的专门供电线路,即电网供电时采用两路独立的电源,若主供电线路停电,则由备用线路供电,采用这种方式虽然简单、可靠,但供电线路复杂。当发生大面积停电事故时,两路电源均可能发生停电事故。供电线路的容量一般为几兆瓦到几十兆瓦。
(2)不间断电源(Uninterrupted Power Supply,UPS),可使负载“万无一失”,但UPS造价昂贵,特别是在线式UPS。UPS广泛应用于信息类负荷,不适合应急、事故照明等场合。小型UPS的容量一般为几千伏安,少量大型UPS的容量最高可达500k VA。
(3)分布式电源。分布式电源指的是在用户现场或靠近用电现场配置的较小的发电机组(容量一般小于8MW),以满足特定用户的需要,支持现存配电网的经济运行,或者同时满足这两个方面的要求。这些小机组包括燃料电池、小型燃气轮机或燃气轮机与燃料电池的混合装置。由于它们靠近用户,提高了服务的可靠性和电力质量。
(4)独立于正常电源的发电机组,如移动发电车。其主要作用是:1给某些没有第二路供电的场合或用户提供一个临时的、应急的第二路供电;2对某些突发性断电事故提供一个紧急的应急供电措施;3对电网改造与检修中某些用户不能停电的设备提供一种应急供电服务;4对电网范围之外的场合提供临时供电服务。移动发电车相当于变电站,可向一定范围内的部分用户供电,同时具有很强的机动性和环境适应性,可对灾难性事故即时响应。用作区域性支援时,移动发电车能以80 ~ 100km的时速赶赴事故现场,及时保证电力供给,能有效避免或降低事故所造成的影响,因而适合应急使用。移动发电车的容量一般为10~2500k VA,持续运行时间1~2.5 小时,有的可高达48 小时。
由于发电车都是依靠柴油机启动,当需要发电车供电而启动时,往往会存在一个几分钟的过程。国外发达国家生产的移动发电车本身带有一个附属设备,它的转换时间为零秒,能达到零秒启动的效果,即由这种发电车保障的线路一旦出现状况会自动转换,不会出现停电的情况。目前国内最先进的移动发电车是飞轮磁悬浮储能不间断发电车,它依靠飞速旋转的储轮,将电力储存起来,可以即刻恢复供电。
(5)电压暂降与短时中断保护装置。在数字化时代的今天,大量敏感负荷(如DCS、PLC、接触器、继电器、传感器、变频器等)在工业现场应用。这些敏感负荷对电压暂降、短时中断等电能质量的扰动非常敏感,当电网出现电压暂降或短时中断的问题时,就会造成敏感负荷的停机,从而引起连续性生产企业的非计划停运,给企业带来极大的经济损失和安全事故。所以,电压暂降与短时中断保护装置(见图1)对于需要不间断运行的敏感负荷来说意义重大,能够提供大电网所不能提供的高供电可靠性,为用户避免损失。
不同应急电源恢复供电的方案
确保重要用户安全供电的方案很多,从电网的自身结构上,对重要用户可以采用多路进线的方式进行供电,并设计合理的网络接线方式,以便倒供。从重要用户自身的角度出发,可以增设自备电源,在必要时具备紧急启动的能力[3]。从供电公司的角度出发,可以配置移动发电车,随时准备为重要用户提供保证供电的服务。因此,本文综合考虑四种恢复重要用户供电的手段:网络倒供、分布式电源、移动发电车以及电压暂降与短时中断保护装置,其优缺点对比情况见表1。
网络倒供恢复供电速度快,可以用秒计量,而且可以恢复大面积用户供电。但是当设备故障时,网络倒供也无法恢复某些重要用户的供电,而且设备的修复时间比较长。
在这种情况下,可以考虑采用分布式电源,一是因为分布式电源直接建在终端用户的附近,恢复用户更加方便;二是因为分布式电源可以大大提高网络的供电可靠性;三是因为目前大量分布式电源纷纷接入电网,成为一股越来越重要的资源。但分布式电源也有自身的缺点,例如不接受统一调度,受地理位置限制只能恢复其附近用户的供电。
因此,在恢复重要用户供电方面,移动发电车比分布式电源更有优越性。移动发电车有很强的机动性和环境适应性,不受地理位置和环境的影响,可对灾难性事故即时响应。但是,移动发电车也有自身的缺点,由于容量和电压限制,移动发电车一般只能出救中、低压用户,对高压用户只能通过分布式电源或网络恢复。
电压暂降与短时中断保护装置,恢复时间极快,容量配置灵活,特别适用于现有的配电网不满足供电可靠性的连续性生产企业,是敏感负荷不间断运行的强有力的保护设备。但限于储能设备的容量问题,保护时间不能无限延长。
综上所述,结合以上四种手段的优缺点,制定恢复重要用户供电的流程(见图2)。
(1)首先,电压暂降与短时中断保护装置作为敏感负荷的保护装置,可根据用户实际需求在用户侧单独配置,在电压暂降和短时中断期间,为敏感负载提供短时间的电压供给,故不在图2 中标识。
(2)当停电事故发生时,先采用网络倒供恢复重要用户供电。为了有效地减少大面积停电事件发生所造成的损失,要开展大面积停电恢复控制研究,综合考虑用户的重要程度和分布、网络的连接情况以及停电恢复时间等因素,确定不同情况下恢复重要用户供电的优先顺序,制定不同情况下恢复重要用户供电的方案,并编制城市恢复重要用户供电的预案。根据城区电力系统突发事件应急预案编制原则,突发事件应急预案要体现安全第一、以人为本、全力抢修、保主保重、有保有限的原则[4,5,6,7]。
(3)如果网络不能恢复某些重要用户的供电,要充分考虑现有分布式电源的分布、可调容量大小、响应时间等来出救其附近的重要用户。
(4)分布式电源不能出救的重要用户由应急电源恢复供电,即确定出救的分区供电所与重要用户、出救容量和应急电源的行车路线。当停电用户需要的应急电源容量大于现有应急电源的总容量时,只能出救部分停电的重要用户;否则,可以出救全部停电的重要用户。其目标函数如下:
1)出救部分重要用户时: 仍然存在重要用户的停电损失,因此决定出救与否的依据就是重要用户的停电损失,目标函数是重要用户的停电损失最小。
2)出救全部重要用户时: 重要用户的停电损失为零,因此时间的紧迫性自然成为应急电源出救问题的最显著特点。当大面积停电发生时,人们总是期望应急电源能够尽快从分散的分区供电所运送到应急地点,因此目标函数是应急电源到重要用户的时间和最小。
应急电源的优化配置方案
问题描述
为满足重要用户的用电可靠性要求,减少重要用户的停电损失,提高网络的供电可靠性和应急能力,必须考虑电网规划改造的投资与应急电源配置投资之间的平衡问题,即供电企业应考虑配置应急电源,某些重要用户在供电可靠性和供电企业的应急电源均不能满足要求时还应考虑配置自备电源。
城市重要用户应急电源的优化配置,应充分考虑现有分布式电源的分布情况,从各分区供电所应急电源的容量配置现状和重要用户的应急电源需求情况出发,建立在当前网络条件下使总费用(包括新增应急电源的投资费用,用户的停电损失和应急电源的运行和维护费用)最小的应急电源的优化配置模型,即按照目前已生产的移动发电车的容量级别,确定每个分区供电所应配置的移动发电车的台数和容量。从应急电源成本与供电可靠性分析(见图3)可以看出,系统的可靠性越高,应急电源的投资费用也就越高,用户的停电损失也就越小,因此总能找到一个最优点,使两者的费用之和最小[8,9]。
目标函数
目标函数为总费用最小。总费用=供电企业新增应急电源设备的投资费用+供电企业应急电源设备运行和维护费用+用户停电损失费用。
用户停电损失一般分为直接停电损失和间接停电损失。前者是指实际发生停电时及以后一段时间内承担的损失,后者是指用户为减少停电影响,调整其活动而支付的额外费用,或采用备用能源而承担的费用。直接停电损失通常是由未曾预期到的停电的短期效应决定的;而间接停电损失则是预期将发生停电的更长期考虑所产生的。用户的停电损失主要受用户类别、停电的发生时间、停电频率和停电持续时间等因素影响[10,11,12]。此外,突然或没有准备的停电所造成的后果比计划停电或得到预先通知的停电对用户造成的后果要严重得多。
优化原则和边界条件
(1)优化原则:1先考虑现有应急电源容量,并先用现有容量;2移动发电车越早到达,对于重要用户越有利。
(2)用户方面:1要明确重要用户的分布及位置,每个用户接入电网的电压等级及所连接的网络节点的可靠性指标、用户供电质量要求和可靠性要求。同时要明确每个重要用户的应急电源需求容量、应急电源可持续运行时间、最大允许停电容量、最大允许停电时间、备用电源的容量和可持续运行时间以及备用电源的投切时间等。2要根据重要用户的性质划分其优先级(或重要等级),具体分几个优先级,要进行实地调研和分析。一般必须力保(或出救)的重要用户(如医院)为第一优先级。
(3)供电企业(网络)方面:
1)明确所有分区供电所的位置、分布情况、分区应急范围、现有应急电源的容量、应急电源的可持续运行时间和每个分区供电所到每个重要用户所走的可能路线及其路程长度,并在此基础上进行基于GIS的最短线路分析。
2)分区供电所对应急电源的要求是:1由10k V电缆(多胶软芯)将配电车组成单电源或双电源的环网供电系统;2牵引车具备指挥车功能,配备必要的工具、仪表、备件等;3配电车可满足500 ~2500k VA的负荷要求,也就是说一台移动发电车可以通过拉线同时为几个重要用户应急,几台移动发电车也可以连接起来同时为几个重要用户应急。
(4)其他方面:包括分布式电源的分布、可调容量大小、响应时间等。
算例分析
某市有4 个分区供电所,应急电源配置现状见表2,其中市西区供电所和市东区供电所没有配置应急电源。20 个10k V重要用户包含医院、市府、党政机关等,总自备电源容量为3590k W,对应急电源的总需求容量为9884k W。
假设所有移动发电车的使用寿命为20年,平均每年出救1次,平均每次的停电恢复时间为1 小时,移动发电车单位容量的投资费用为2200 元/k W,移动发电车的运维率为0.4。应用优化配置模型,得到应急电源优化配置结果如下:
(1) 应急电源优化配置前, 某市应急电源总容量为960k W,占应急电源总需求容量的9.71%。在移动发电车的寿命周期内,最小总费用为2223.5 万元(其中,用户停电损失费用为2139 万元,移动发电车的运行和维护费用为84.5 万元),只能恢复市政府、市立医院和某通信公司3 个重要用户。
(2)应急电源优化配置后,应急电源的总容量为2129 k W(其中新增容量1169k W),占应急电源总需求容量的21.5%。在移动发电车的寿命周期内,最小总费用为1669.8 万元(其中,新增应急电源的投资费用为257.2万元,用户停电损失费用为1225.2万元,移动发电车的运行和维护费用为187.4 万元)。力保的重要用户增至7 个,包括体育中心、市立医院、市政府、中心医院、大酒店、国际新闻中心和某部队后勤部。
综上所述,医院、市政府、党政机关等特别重要的用户都在力保的范围之内,因此优化配置结果比较合理;其次力保的重要用户由3 个增至7 个,用户停电损失明显减少,应急响应能力明显提高;再次虽然应急电源的投资费用增加257.2 万元,但移动发电车寿命周期内的总费用降低了42.7%,由2139 万元降至1225.2 万元。
结语
电网恢复 篇5
关键词：冰雪灾害,严重故障,电压稳定
1 前言
冰雪灾害对电网今后的安全稳定运行提出了新的要求, 即:在冰灾等严重自然灾害下, 输电网如果发生严重故障, 如何对电网运行状况作出快速准确的评估?如何实时计算电网安全稳定裕度?如果电网已经失去稳定, 如何快速给出电网恢复策略以供运行人员参考?目前, 对于故障后电网电压稳定裕度的在线计算往往依赖于事先给定的预想故障集, 针对预想故障离线计算电压稳定指标从而实现在线应用。但是, 对于类似冰灾条件下的输电网严重故障而言, 故障设备数量众多, 远远超过常规的N-2或者N-3故障, 在这种情况下事先计算预想故障集将面临“维数灾”问题, 很难囊括所有可能出现的严重故障。因此, 研究输电网严重故障后的电压稳定裕度快速实时评估方法, 以及在输电网严重故障后快速实时地给出电网最优恢复策略, 将对保障重大自然灾害下电网的安全稳定运行具有重要的理论意义和实用价值。以下针对输电网严重故障后的电压稳定裕度评估与恢复策略展开研究, 提出一种新的不依赖于预想故障集的电压稳定裕度和电网最优恢复策略快速计算方法, 为今后进一步建立实用化的电力系统应急平台做好理论和方法上的准备。
2 输电网故障后的静态电压稳定域
电力系统的静态电压稳定域 (SVSR) 是由所有满足静态电压稳定条件的系统运行点所构成的区域。对于某一系统而言, SVSR只和系统图形相关, 在给定系统网架结构下其SVSR是唯一的, 不会随功率注入方向的变化而变化。电力系统的功率注入空间 (包括负荷和发电机出力) 实际上是一个多维空间, 以下将在三维或者二维空间中对SVSR进行可视化描述。图1给出了三维功率注入空间中的SVSR, 其中:Σ是SVSR的边界, 是由电压稳定临界点组成的集合;Σ包围的部分是满足静态电压稳定要求的运行点;Σ以外的部分是不满足静态电压稳定要求的运行点;Σ’是Σ的切平面, 它可以看作是Σ的局部近似。
对于一种固定的网架结构, 系统的潮流函数是确定的, 故静态电压稳定域也是唯一确定的。当由于故障导致电网网架结构发生变化时, 静态电压稳定域将向内收缩。图2在二维空间中给出了输电网故障后静态电压稳定域的变化情况。P0是系统当前运行点, Σ1是输电网正常运行时的SVSR边界, P0至P1就是沿着该方向增长功率时的电压稳定裕度。当输电网发生故障时, SVSR将向内收缩, 这就会产生如下两种情况:
情况1:假设在某种故障后SVSR边界收缩为Σ2, 此时P0位于SVSR内部, 系统仍然可以保持电压稳定, P0至P2是沿着该方向增长功率时的电压稳定裕度。
情况2:假设在某种故障后SVSR边界收缩为Σ3, 此时P0位于SVSR外部, 系统将失去电压稳定, 必须采取措施减少负荷和发电机出力, 使系统运行点尽快回到稳定域内。
需要关注的问题是:输电网遭遇严重故障后, 在情况1时如何快速计算当前电压稳定裕度, 在情况2时如何制定系统恢复策略使运行点尽快回到电压稳定域内。
对于情况1, 由于运行点位于SVSR内部, 可以采用常规连续性潮流 (CPF) 方法追踪给定功率增长方向下的电压稳定临界点P2, 从而得到给定功率增长方向下的电压稳定裕度。
对于情况2, 由于运行点位于SVSR外部, 常规潮流方法会出现迭代发散或振荡的情况, 因此考虑采用阻尼牛顿法进行计算。
3 阻尼牛顿法计算故障后恢复策略
在引入阻尼牛顿法之前, 首先给出静态电压稳定域外的潮流计算模型。
潮流方程可由下式表示:
f (x) =g (x) -S=0 (1)
其中x是系统状态变量 (包括节点电压幅值和相角) , S是系统注入量 (包括节点有功、无功注入) 。
一般情况下, 式 (1) 可以通过Newton-Raphson等常规潮流方法直接求解。但是当注入点S位于静态电压稳定域外的时候, 式 (1) 没有实根, 这时常规方法会出现迭代发散或振荡的情况使得计算无法进行。
为此, 将 (1) 的求解转化成具有如下目标函数的优化问题:
min F (x) =[g (x) -S]T[g (x) -S] (2)
通过对这个优化问题的求解可以得到 (1) 的最小不匹配解S′=g (x′) 。该优化问题的解具有如下性质:
命题1:若注入点S位于潮流可行域之外, 式 (2) 确定的优化问题的解S′将位于静态电压稳定域 (即潮流可行域) 的边界面Σ上, 解得的优化乘子即为潮流Jacobian矩阵在这一点零特征值所对应的左特征向量, 且在最优解处 (S-S′) 为边界面Σ的法向量。
由命题1可知, 式 (2) 确定的优化问题的解轨迹将沿着到曲面Σ之间的最短路径到达Σ。
对于图3所示, 电网严重故障后SVSR边界由Σ1收缩为Σ3, 此时P0位于SVSR外部, 通过式 (2) 确定的优化问题求解P0点潮流, 最终得到点P3, 那么首先P3一定在边界Σ3上, 并且线段P0 P3将是P0到Σ3的最短距离。这也就意味着:沿着P0→P3方向减少负荷和发电机出力将是系统从当前运行点P0回到电压稳定域内的最优恢复策略。
式 (2) 确定的优化问题可以通过两种方式进行求解:常规优化方法和阻尼牛顿法。常规优化方法 (例如内点法、遗传算法等) 虽然能够得到精确的结果, 但是过于耗费时间, 不符合快速计算的要求。阻尼牛顿法与传统Newton-Raphson法紧密结合, 通过引入阻尼乘子, 采用不断近似迭代的方法收敛到最小不匹配解, 具有速度快、编程实现方便 (仅需对原有潮流程序做少量改动) 的优点。
对于潮流方程 (1) , 每步迭代过程中使用下式更新x:
undefined
其中J (xk) 是第k次迭代中的潮流Jacobian矩阵, μ*是本次迭代中的最优阻尼乘子。下面介绍μ*的确定方法。
在点xk附近沿着Δxk定义的方向, 可以用二次函数来Φ (μ) 近似表示 (3-22) 中的不平衡量函数F (x) 。其中标量μ是Φ (μ) 在Δxk方向上的参数。如图3-4所示, 当μ=-μ0, μ=0, μ=μ0时得到三个点Φ1、Φ2和Φ3, 通过这三个点可以得到二次函数Φ (μ) 的表达式:
undefined (4)
其中
undefined
根据二次函数的性质, 在第k步迭代中使Φ (μ) 取最小值的undefined为:
undefined
上面给出的μ*确定方法在实际计算过程中被证明非常有效, 平均只需要经过7次迭代即可求得最小不匹配解。
4 计算方法
根据前面两节的内容, 可以提出电网严重故障后的电压稳定裕度和最优恢复策略快速计算方法, 该方法的流程见图5。
5 算例分析
下面以修改后的IEEE118节点系统为例验证上述方法的有效性。IEEE 118节点系统接线见图6, 其负荷水平在原有数据基础上按照等比例方式增加1倍。
所有算例均使用C语言编写程序, 在Inter Celeron 2.0GHz PC上进行运算获得。
5.1 情况1计算分析
假设如下3条线路故障停运:33—15、38—30、24—23。计算过程如下:
1) 通过阻尼牛顿法计算, 得到真实解, 由此可以判断当前运行点位于电压稳定域内部。该过程耗时0.05s;
2) 根据当前负荷和发电机出力水平, 按照等比例方式增长功率, 通过连续性潮流计算得到电压稳定域度为1.5%。该过程耗时0.38s。
3) 根据1.5%的电压稳定裕度运行人员可以作出如下判断:故障后电网电压稳定域度远低于10%, 系统失去电压稳定的风险较大, 因此在故障线路恢复送电之前需要通过限制负荷来提高系统电压稳定水平。
5.2 情况2计算分析
假设如下6条线路故障停运:33—15、38—30、24—23、17—18、4—11、27—25。计算过程如下:
1) 通过阻尼牛顿法计算, 得到最优解, 由此可以判断当前运行点位于电压稳定域外部。该过程耗时0.23s;
2) 根据计算得到的最优解, 可以确定如表1所示的最优恢复策略 (仅列出部分发电节点和负荷节点) 。按照该恢复策略调整相关节点负荷和发电机出力, 可以使系统运行点以最短的距离回到电压稳定域内部。该过程耗时约为0.0001s。
6 结论
以上针对输电网严重故障后的电压稳定裕度评估与恢复策略展开研究, 提出了一种新的不依赖于预想故障集的电压稳定裕度和电网最优恢复策略快速计算方法。该方法具有结构简单、计算速度快、精度高的优点, 可以应用于未来实用化的电力系统应急调度平台中。
参考文献
电网恢复 篇6
电力系统恢复初期,变压器作为电力系统中的重要电气设备,承担着电压变换、电能分配和传输,并提供相应电力服务,其安全恢复关系到整个电力系统恢复过程的成败。
由于电力系统恢复初期的网络结构及容量等特点,主变的恢复对于小系统的安全稳定运行存在较大的不确定因素。和应涌流作为运行变压器中的一种涌流,可能使运行的并联变压器出现差动保护误动[1,2,3,4,5],对系统的安全稳定运行造成很大危害,对此国内外进行了相应研究。国外早在20世纪40年代就以现场录波和试验测试的方式对和应涌流进行了深入分析[6],并讨论了和应涌流对变压器差动保护的影响。文献[7-9]通过数值仿真的方式分析了一台变压器空充而另外一台与之并联运行的变压器在空载、负载和并联电容器的情况下的和应涌流现象,并指出其部分影响因素。近年来,国内也出现了一批阐述和应涌流的文献[10,11,12,13,14,15,16,17,18,19],但上述研究绝大部分都针对无穷大系统所展开,而对于系统恢复初期的薄弱小系统中和应涌流的研究甚少。在系统恢复初期,系统容量十分有限,在此方式下,过大的和应涌流对系统影响较之无穷大系统更大,鉴于此问题在系统恢复初期的重要意义,本文在考虑运行变压器空载的基础上,从并联的两台变压器的磁链解析表达式和用积分形式表达的和应涌流数学模型出发,详尽阐述了和应涌流的产生机理及发生过程,然后深入分析了系统阻抗、运行变压器所带负荷量及负荷功率因数对和应涌流产生的影响,为正确认识系统恢复初期的和应涌流现象提供了有益的结论及参考。
1 变压器并联和应涌流机理分析
系统恢复初期,两台双绕组变压器并联,运行变压器T1空载,变压器T2待合闸且与T1并联,电气连接如图1所示,图2为相应简化等效电路图。为分析方便,忽略变压器一次、二次线圈绕组电阻和线路电阻、电容。
图2中US为发电机等效电源,RS、XLS分别为发电机电阻和电抗,XLl为线路电抗,XL11、XL12和XL1m分别是变压器T1的一次绕组、二次绕组的漏电抗和励磁电抗,XL21和XL2m分别是变压器T2一次绕组的漏电抗与励磁电抗,R1m和R2m分别为变压器T1和T2的励磁电阻,U1为两台变压器并联公共点处的电压。令L1=L11+L1m,L2=L21+L2m。
设系统电源为us(t)=Umsin(ωt+α),α为合闸时刻(t=0)电压US的初始相位。由电路原理[20]有
其中,ψ1、ψ2为变压器T1、T2的磁链。
因变压器的铁心磁化曲线具有非线性,故式(1)为非线性方程组。要求得解析表达式,必须对其进行线性化处理,在此用变压器励磁回路的平均电感来代替非线性的励磁电感Lm。为简化分析,令L1=L2=L,R1m=R2m=R。设变压器T1初始磁链为ψ1(0),T2初始剩磁为ψ2(0),对式(1)运用拉普拉斯变换可解得未知函数ψ1(s)和ψ2(s),再对其运用拉氏反变换可得两台变压器的磁链在时域的表达形式[13]为
其中:Z=[(R+2Rs)2+(L+2Ls+2Ll)2]1/2;θ=arctanω(L+2Ls+2Ll)/(R+2Rs)。
为更有效地说明和应涌流的产生机理,分析两台变压器的磁链变化是比较直接的办法[9]。
在t≥0期间,变压器T2一次绕组中电流i2满足微分方程式(4)。
为简化分析,在合闸的初始阶段可以忽略不计较小的电阻压降Rsis、R2mi2。合闸瞬间is电流对时间的微分为零,故式(4)变为
考虑到变压器T2空载合闸前磁链为0,据磁链守恒原理可确定该微分方程的初始条件。于是解微分方程得到
其中ψm=Um/ω为稳态磁通最大值。
当t=0时,α=0,由式(6)得
式中:ψm是磁通的暂态分量,因忽略了电阻Rs,故无衰减;-ψmcosωt是磁通的稳态分量。从t=0开始经半个周期即t=π/ω时,磁通ψ2=2ψm达到最大值,即变压器T2合闸后磁通可达到稳态分量最大值的2倍,铁心已过饱和状态,可能产生很大的励磁电流i2,称为励磁涌流。
当t=0时,α=π/2,由式(6)得到ψ=ψmsinωt,即变压器T2从合闸开始就能建立稳态磁通,没有偏磁,此时变压器铁心不会饱和,即T2不会产生励磁涌流。
重写图2的电压方程为
由图2得关系式
将式(10)代入式(8)有
将式(11)、式(9)分别进行一个周期的积分,因和应作用尚未发生时Us、i1是对称的周期函数,故在一个周期内积分为零,dis/dt亦为零。可得一个周期内两台变压器的磁链变化量表达形式为
从式(13)可看出,T2的磁链变化与单台变压器空投时的规律一致。从式(12)可看出,T1磁链的变化量主要由两台变压器并联公共点处电压U1的变化引起,即运行变的磁链变化是由T1电源侧的电压突变产生的。其值大小由U1在一个周期内积分的值决定。运行变的磁链变化将会导致绕组铁心饱和,从而引发和应涌流。
由上述分析可知和应涌流的发生过程:首先,合闸变随机空载合闸,因合闸角不同而导致合闸变产生偏磁,其磁通的瞬变使合闸变产生励磁涌流,该励磁涌流又会引起系统电流突变,突变的系统电流流经系统阻抗和线路阻抗又会导致两变压器并联公共点U1处的电压下降,引起运行变磁链突变,进而在运行变上发生和应涌流。
由以上分析可知,变压器和应涌流产生的本质原因是主变充电过程中变压器磁通的饱和,而导致磁通饱和的外部诱因则是变压器并联公共点处电压的突变。因此,为增强系统恢复初期运行的稳定性,应重视可能引起变压器并联公共点处电压幅度和速率变化的因素:系统电阻、系统电抗、运行变所带负荷量和负荷功率因数。
2 各种影响因素的仿真分析
为了研究不同因素对和应涌流产生的影响,利用PSCAD/EMTDC搭建系统仿真平台,如图1所示。设α=0,由式(6)的分析可知,随着合闸角的增大,所产生的偏磁减小,当合闸角增大为π/2时没有偏磁。即合闸角为0°时偏磁最大,励磁涌流最大,相应的和应涌流也最大,故本文假设这种情况来进行分析。系统额定频率50 Hz,发电机等值电阻RS=2Ω,等值电抗LS=0.221 H,单位长度线路电抗Ll=0.000 97 H,单位长度线路对地电容C=12.74×10-9 F,线路长度80 km,发电机考虑励磁系统及调速系统作用,额定容量53 MVA,两台并联运行的变压器采用考虑饱和模型,额定容量40 MVA,额定电压110 k V/10.5 k V,Y-d11接线,中性点均采取直接接地的方式。为了方便分析,每次仿真只改变一个影响因素的参数值而固定其他参数值不变。仿真时间为0.5 s时进行合闸变合闸操作。
2.1 不同系统电阻对和应涌流的影响
发电机系统电阻为2Ω、3Ω时的和应涌流变化曲线如图3所示,其对应的并联公共点处的电压有效值如图4所示。
由图3可以看出,随着系统电阻的微弱增大,变压器T1达到饱和的速度越快,即和应涌流出现最大值的速度越快,且和应涌流的最大幅值由0.096k A增大到0.103 k A。由式(2)可知,磁链ψ1(t)的两个衰减时间常数为(L+2LS+2Ll)/(R+2RS)和L/R,当系统电阻RS微弱增大时,(L+2LS+2Ll)/(R+2RS)减小,第一项直流分量衰减得越快,T1达到饱和的速度越快,即和应涌流出现最大值越快。由式(2)还可分析,当系统电阻RS较大从而使衰减时间常数(L+2LS+2Ll)/(R+2RS)减小时,磁链ψ1(t)衰减加快,即相同时间内磁链变化相对较大,变压器饱和程度增强导致涌流较大。其本质是系统电阻增大,系统支路电流变化率相对较大,从而导致变压器并联公共点处电压U1的变化率相对较大,由式(12)可知铁心饱和程度也相对大,所以涌流大。由图4可看出,RS为2Ω时,U1电压在合闸开始的一个周期内由10.450 3 k V变到10.084 3 k V,变化了0.366 k V,Rs为3Ω时,U1由10.448 9 k V变到10.075 0 k V,变化了0.373 9 k V,该压降变化较0.366 k V大,即Rs较大时U1处的电压变化较大,磁链Ψ1(t)的变化较大,即T1达到的饱和程度更深,故和应涌流最大幅值更大。
综合图3、图4可见,增大系统电阻会加快变压器并联公共点处电压变化的速率,从而使和应涌流最大幅值出现的时间缩短,同时最大幅值变大。
2.2 不同系统电抗对和应涌流的影响
保持系统电阻为2Ω不变,系统电抗LS为0.21H和0.22 H时的和应涌流变化曲线如图5所示,其对应的并联公共点U1处的电压有效值如图6所示。
由图5可看出,将系统电抗由0.21 H增大到0.22 H,和应涌流的最大幅值由0.100 4 k A下降到0.095 k A,且达到最大值的速度减慢。由式(2)可知,增大LS会使衰减时间常数(L+2LS+2Ll)/(R+2RS)增大,即达到最大值变慢。由式(2)还可分析,当系统电抗LS较大从而使衰减时间常数(L+2LS+2Ll)/(R+2RS)增大时,磁链ψ1(t)衰减减慢,即磁链变化相对较小,变压器饱和程度减弱导致涌流较小。其本质是系统电抗增大,系统支路电流变化率相对较小,从而导致节点电压U1的变化率相对较小,由式(12)可知铁心饱和程度也相对小,所以涌流小。由图6可看出,系统电抗为0.21 H时U1在合闸开始的一个周期内由10.512 5 k V变化到9.78 k V,变化了0.732 5 k V;而为0.22 H时,U1在一个周期内由10.515 2 k V变化到9.801 7 k V,变化了0.713 5 k V,该仿真结果与以上分析相一致。
综合图5、图6可见,增大系统电抗会减慢变压器并联公共点处电压变化的速率,从而使和应涌流最大幅值出现的时间变长,同时最大幅值变小。
2.3 不同负荷量对和应涌流的影响
恢复系统电阻为2Ω,电抗为0.221 H,运行变压器T1带1.5 MVA和6 MVA负荷时的和应涌流变化曲线如图7所示。
从图7可以看出,负荷为1.5 MVA时和应涌流最大幅值为0.077 35 k A,负荷为6 MVA时为0.072k A,即T1带较大负荷时和应涌流较小。由式(12)可知,合闸前T1所带负荷越大,负荷电流i1就越大,合闸后短时间内在系统电流iS中所占的比重就越大,因合闸前i1电流是对称的,积分为零,合闸后占系统电流比重较小的i2电流流经系统及线路阻抗时产生压降,因此导致T1节点处电压的变化幅度较小,从而更加不易引起和应涌流的发生。
该种情况对应的有效值电压U1变化曲线分别如图8所示。
由图8可看出,负荷较小时变压器并联公共点处电压在一周期内由10.454 9 k V变到9.768 2 k V,变化了0.686 7 k V。而负荷较大时由10.408 k V变化到9.754 7 k V,变化了0.653 3 k V,该仿真结果与以上分析相一致。
综合图7、图8可见,增加运行变负荷量会减小变压器并联公共点处电压变化的幅度,从而使和应涌流最大幅值变小。
2.4 不同负荷功率因数对和应涌流的影响
保持系统视在功率1.5 MVA不变,将负荷功率因数由0.995减小为0.6,其对应的和应涌流和有效值电压变化曲线如图9所示。
对比图7(a)可见,当负荷功率因数减小时,和应涌流的最大幅值由0.077 35 k A增大到0.084 85k A,这说明增大负荷功率因数可以有效抑制和应涌流,由式(12)可知,在视在功率相同的情况下,随着负荷功率因数的减小,阻性负荷变小而感性负荷增大,由图2可看出,该负荷与变压器T1等值电路串并联之后的总阻抗值较负荷功率因数较大时小,故合闸前的负荷电流i1较大。合闸后近乎相同的i2电流流经系统阻抗和线路阻抗,这就导致iS电流较大,因此T1节点电压的变化幅度较大(由图9(b)可看出,U1一周期内的电压由10.395 k V变化到9.689 2 k V,变化了0.705 8 k V,大于功率因数为0.995时的电压变化0.686 7 k V)。
总之,降低运行变负荷功率因数会增大变压器并联公共点处电压变化的幅度,从而使和应涌流最大幅值变大。
3 结语
电力系统恢复初期由于系统阻尼较小,网架结构薄弱,电网容量不大,机组调节能力有限,变压器的空充电过程可能会导致系统运行状况变坏,本文通过理论推导与仿真相结合的方式讨论了系统恢复初期由于变压器铁心饱和导致和应涌流这一物理现象,并分析了系统阻抗、运行变压器所带负荷量及负荷功率因数的影响,得出以下结论:
(1)变压器和应涌流产生的本质原因是主变充电过程中引起变压器磁通的饱和,而导致磁通饱和的外部诱因则是变压器并联公共点处电压的突变。
(2)系统阻抗会影响变压器并联公共点处电压速率的变化。系统电阻越大,运行变达到饱和的速度越快,和应涌流越大。系统电抗越大,运行变达到饱和的速度越慢,和应涌流越小。
(3)负荷会影响变压器并联公共点处电压幅度的变化。运行变所带负荷量越大,相应的和应涌流减小。负荷功率因数越大,和应涌流的幅值越小。
摘要：系统恢复初期,在空充主变的过程中由于其饱和导致和应涌流现象。针对该问题,从并联的两台变压器磁链解析式与和应涌流的积分表达式出发,指出和应涌流主要是由并联变压器公共点处电压的突变造成运行变压器的磁链改变而产生的,其大小由并联公共点处电压在一个周期内的积分值决定。然后深入分析了系统阻抗、运行变压器所带负荷量及负荷功率因数对和应涌流产生的影响。利用计算机仿真验证了分析的结论,为正确认识系统恢复初期和应涌流现象提供了有益的结论与参考。
电网恢复 篇7
1 DVR的基本工作原理
DVR的主要功能是为敏感负荷提供稳定的交流电压,使敏感负荷不受电压暂降、瞬时中断、谐波等电能质量问题的影响。DVR串联在电源与敏感负荷之间,当负荷正常运行时DVR被旁路,由电网提供电压;当电网电压发生电压问题时,DVR可以在毫米级内向线路中注入一个幅值、相位可控的串联补偿电压,以确保敏感负荷输入电压的恒定。
常见的DVR主要由电压型逆变器、控制单元、储能单元、输出滤波单元和串联变压器组成,其典型主电路结构如图1所示。当DVR工作时,必然会与系统之间进行能量交换,储能装置就是给DVR提供能量的部分,通常有2种结构:直接采用储能单元的储能元件和采用整流方式。直接采用储能元件有电容储能、蓄电池储能、超导储能等,这种方式只能在一段时间内对电能质量进行补偿;而采用整流方式的DVR可以一直不间断的对电源电压进行补偿,缺点是会给电网带来一定的谐波污染。
控制单元利用传感器、检测系统检测出电网电压,经过对采集到的数据分析、判断,利用控制环节产生逆变器中功率开关器件所需的脉宽调制PWM信号,再由驱动电路控制逆变器中功率开关器件的导通。逆变器主要产生系统所需的补偿电压,补偿电压经过输出滤波单元滤除高次谐波电压后,再由串联变压器或直接通过滤波器电容注入电网,最终产生的补偿电压将抵消电网侧电压波动,确保负载侧输入电压的稳定,提高系统的电能质量。
2 新型DVR的工作原理
2.1 主电路结构
DVR从补偿方式上看可分为2类:基于线电压补偿且各相相互关联的线电压补偿型DVR和基于相电压补偿且各相相互独立的相电压补偿型DVR。DVR从逆变器拓扑的结构上来看主要有:三相桥结构、三相四线结构和三单相结构。针对我国低压电网现状,用于低压电网的DVR通常采用补偿电容器与系统串联的方式,这种方式也更符合工程的实际应用。文中提出一种新型的用于低压电网的三单相结构的相电压补偿型DVR,其主电路如图2所示。
该新型DVR采用三单相结构,分别对每相电压进行补偿,主要包括LC滤波器、功率单元模块、控制电路和移相变压器4个组成部分。首先检测出电网电压信号,然后通过控制电路得到各个功率单元逆变电路的开关器件绝缘栅双极型晶体管(IGBT)的脉宽调制(PWM)驱动信号,控制IGBT的导通,使功率单元模块输出所需要的补偿电压,并经LC滤波器滤除高次谐波电压后与电源电压串联,从而保证敏感负荷输入电压的稳定。
DVR与系统的耦合方式有2种,即串联变压器耦合和电容耦合。耦合变压器可以降低DVR电压等级,隔离系统与DVR装置,但是变压器的存在会增加逆变器的容量,也可能给控制的精度和稳定性带来负面的影响。因此,在电压等级较低的应用中可以考虑省去串联变压器。文中的DVR采用电容耦合方式,用工频变压器隔离直流侧和电网。
每个功率单元模块由2个功率单元逆变电路输出串联而成,每个功率单元由6个二极管组成的三相整流电路通过电解电容连接到4个IGBT和4个二极管组成的单相逆变电路构成。该模块中的2个逆变电路开关器件IGBT的驱动信号错开一定角度,使逆变输出电压波形毛刺减少,从而降低LC滤波器中电感的要求。此外,2个功率单元的串联省去了传统方式中的串联变压器,降低了装置成本,可靠性相对较高,不存在传统器件串联引起的均压问题。
6个功率单元分别由移相变压器的6个二次侧绕组供电。移相变压器有1个一次侧星形绕组和6个二次侧绕组,其二次侧绕组中3个为星形联结,其他3个为三角形联结,每个二次侧绕组分别移相一定的角度给6个功率单元的6脉波二极管整流供电。移相变压器的采用实现了其一次侧、二次侧线电压的相位偏移,使得由于整流而产生的谐波折算到移相变压器一次侧时相互抵消,从而消除整流产生的谐波对电网的影响。此外,移相变压器不仅实现功率单元与电源间的电气隔离,还使每组功率单元的主回路相对独立,彼此间相互绝缘,互不影响。当某个功率单元出现故障时,可自动退出系统,而其余的功率单元可继续保持运行,减小停机时造成的损失。
2.2 DVR的检测算法
电压幅值和相位实时、准确的检测是DVR的关键。常见的检测算法主要有:有效值法、峰值电压法、dq变换和小波变换等[2]。这些检测算法大多基于频域分析,只有dq变换法实时性较高,其余算法需要的采样数据量很大,实时性较差。因此在对实时性要求较高的DVR检测中通常都采用dq变换。
传统的dq变换以三相对称系统为基础,能实时、快速、准确地检测出三相对称系统的电压跌落。而低压电网中电压跌落多为单相事件,三相不对称居多,此时负序分量较大,传统的dq变换不能准确提取出电压基波正序分量,检测精度受到影响。因此,文中采用改进的dq检测算法(如图3所示),用于提取三相不对称系统的电压基波正序分量,滤除负序分量转化带来的二次谐波[3],同时消除低通滤波器带来的延时,提高DVR检测的实时性。
这种改进的dq检测算法实质是:(1)先将三相电网电压由三相静止坐标系变换到两相静止αβ坐标系,如式(1)所示;(2)通过最小二乘法建立方程分离+出+uα,uβ的正序分量,接着将分离出的正序分量uα,uβ进行dq变换,如式(2)所示;(3)使用低通滤波器滤除其他频次的分量,得到由基波正序分量转换后的直流分量;(4)将得到的直流分量进行dq变换和αβ变换的逆变换即可得系统基波正序分量。
式中:θ为d轴与α轴之间的夹角。计算出的基波正序分量的有效值和相位分别为:
改进的三相DVR检测方法,在确保检测精度的情况下,减少了计算量,有效地提高了dq变换在三相不对称情况下的实时性。
2.3 无差拍控制策略
随着高性能数字信号处理器(DSP)的出现,一些先进的控制策略随之产生:如空间矢量控制、滞环比较控制、无差拍控制、模糊控制、重复控制、神经网络控制等等[4]。文中采用无差拍控制策略,该控制策略是在滞环比较控制技术的基础上发展起来的一种全数字化控制技术,至今已发展成一种较为理想的输出电压瞬时值控制技术。
该新型DVR逆变器的无差拍算法流程如图4所示,其中:ucaf为输出电容电压;iLa为负载电流;uref为输出电压参考值。
无差拍控制策略的本质是由DVR逆变系统(包含滤波器)的状态方程和输出反馈信号推算出下1个开关周期的脉冲宽度[4]。这样就能确保各个采样时刻输出的电压值与给定的参考值精确相等,任何由负载引起的输出与给定的偏差,都能在1个开关周期内得到校正。无差拍控制具有消除稳态误差、快的暂态响应以及控制精度高等优点。
3 仿真分析
为了验证新型DVR的性能,特对其进行了仿真分析,其主电路如图2所示。先将系统参数作如下设计:输入相电压额定有效值U=220 V,电网基波频率f=50 Hz,逆变器IGBT开关频率为10 kHz。在时间t=0.5~0.6 s之间注入30%的5次谐波和30%的电压骤降,DVR的运行结果如图(5—8)所示。
可见,该新型DVR具有良好的补偿特性;在DVR工作期间,即0.5~0.6 s之间,电网侧电流波形接近正弦,表明DVR的功率单元模块中的整流并未对系统电网造成谐波污染。
4 结束语
文中提出一种新型的用于低压电网电压稳定的实时DVR,其采用三单相结构、一种改进的dq检测算法和无差拍控制策略,通过移相变压器从电网获得DVR的能量,再通过功率单元的串联输出所需要的补偿电压。在三相平衡和不平衡时都能对系统电压进行很好的补偿,且消除了DVR中的储能元件整流方式引入的谐波影响,同时降低了对LC滤波器中电感的要求,具有较高的实时性和可靠性、良好的动态性能和补偿效果等优点。这种新型DVR控制简单,易于实现,其缺点是采用了较多的功率开关器件和较贵的移相变压器,成本较高。
摘要：动态电压恢复器(DVR)具有良好的动态性能,对电网电压波动有着很好的调节作用。提出了一种用于低压电网的新型动态电压恢复器,详细介绍了该DVR的工作原理,包括其主电路结构、检测算法和控制策略。并在仿真软件PSIM中建立了该DVR的详细模型,对电压波动情况下的DVR电压补偿过程进行仿真。仿真结果表明,该新型DVR具有较理想的动态特性和补偿效果。
关键词：动态电压恢复器,dq检测算法,无差拍控制
参考文献
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[2]张国荣,丁明,梁海涛,等.一种应用于单相DVR的检测算法与仿真[J].系统仿真学报,2007,19(4):732-734.
[3]杨新华,郭志成.动态电压恢复器电压跌落检测[J].低压电器,2011(5):51-54.