电压均衡控制策略（精选8篇）
电压均衡控制策略 篇1
摘要：模块化多电平换流器(MMC)传统的电压均衡控制需要对电容电压排序,排序运算的计算量降低了控制系统的响应速度。在分析冒泡原理基础上,提出一种快速电压均衡控制策略。每个控制周期内通过若干步冒泡运算分别得到投入、退出状态的电压最值子模块。当投入的子模块数量指令变化时,仅对最值子模块的开关状态进行改变。当投入和退出子模块电压差值超过电容电压允许偏差定值时,交换两者中越界的子模块开关状态。在PSCAD/EMTDC平台上搭建MMC模型,仿真结果表明所提策略可以在较少计算量下实现电容电压的均衡控制。
关键词：模块化多电平换流器,冒泡原理,电压均衡,开关频率,最近电平控制,换流器,电压控制
0引言
模块化多电平换流器MMC(Modular Multilevel Converter)作为一种新型电压源换流器结构 ,采用子模块SM(Sub-Module)级联型拓扑,具有模块化结构易于扩展、低次谐波含量低、损耗小的优点[1,2,3],在HVDC方向得到大力推广。
作为MMC关键技术之一的电压均衡控制,其研究的目的是为了在保证各悬浮电容器电压的均衡前提下减小开关的动作频率。 鉴于电压均衡控制对于MMC稳定运行的重要作用,国内外学者在均衡控制算法方向进行了大量的研究。 文献[4]提出了为子模块电容电压设计闭环控制,但复杂的控制系统使其局限于较低电平的应用。 文献[5]提出了基于能量平均的电压均衡控制策略,该算法不需测量电容电压,减少了硬件的投入,但该算法计算复杂且其暂态稳定性有待进一步验证。 而对于大多数均衡控制策略采用了基于电容电压排序算法,该类算法原理清晰,实现简单,为多数文献所采用[6,7,8,9,10,11,12,13,14]。 文献[6]引入保持因子,使电容电压具有保持原来开关状态的能力,降低了开关器件的动作频率。 文献[7-8]对传统直接由电压排序和桥臂电流方向确定子模块触发脉冲的方法进行了改进,引入子模块间最大电压偏差量控制,降低了排序的频率,一定程度上减少了IGBT不必要的开断操作。
随着MMC-HVDC传输容量及直流电压等级的提升,受电力设备耐压的限制,桥臂串联的子模块需要相应的增加[9]。 TRANS BAY CABLE Project是世界上第一个使用MMC技术的柔性直流输电工程,其额定容量为400 MW,单个桥臂串联子模块已达到200个[10]。 当MMC电平数增长达到数百时 ,电压均衡控制策略的排序运算占用的计算资源将不能忽视。 文献[11]对基于排序的电压均衡控制算法的运算量及时间复杂度进行了分析,通过双保持因子降低子模块的开关动作的频率,采用分组排序减小排序运算量。 但分组排序及组间能量的均衡增加了控制策略的复杂度。
为了减少直流电容电压排序耗费控制系统的计算资源,提高控制系统的响应速度,本文设计了一种快速的电容电压均衡控制策略,相比传统排序极大地减小了电压均衡控制策略的计算量。 该策略利用冒泡原理简化了电容电压的排序过程,通过参数的设置能够在较低开关频率下实现电压的均衡控制。 最后通过PSCAD / EMTDC时域仿真模型对本文所提出的均衡控制策略的有效性进行了验证。
1MMC基本原理
MMC拓扑结构如图1所示,换流器由3个相单元组成,每相各有上、下2个桥臂,每个桥臂串联n个子模块 。 半H桥型子模 块结构HBSM (HalfBridge SM)如图2所示 ,其中IRM为桥臂电流,UC为电容电压。 每个子模块共有2个IGBT开关及反并联二极管,在正常运行状态下,当VT1导通时,USM等于直流电容电压UC;当VT2导通时,USM等于0。 假设直流电容额定电压为UCref,保持上 、下桥臂同时投入的子模块总和为n,可以维持直流电压Udc恒定,通过控制上、下桥臂投入子模块个数可以使各相跟踪控制系统调制电压[15]。
2脉冲调制技术
目前常用的MMC调制方法可以划分为两大类:脉宽调制(PWM)技术[16]和阶梯波调制(staircase modulation)技术[12]。 当电平数较低时,采用PWM技术能够明显改善低电平换流器的输出特性,但随着电平数的增加,过于复杂的控制系统及因高频调制方式导致的过大的损耗使该种技术不再适用。 最近电平控制NLC(Nearest Level Control)[13]技术作为阶梯波调制技术的一种,其原理为使用最接近的电压电平瞬时逼近调制波。 NLC实现简单,当电平数足够多时能够在较低开关频率下跟踪调制电压,尤其适合于大功率应用场合,其具有开关频率低、损耗小的优点。 NLC调制技术原理如图3所示,随着正弦调制波升高,下桥臂将投入的子模块逐步增加,而上桥臂将投入的子模块相应地减少,使相单元的输出电压随着正弦调制波而变化。
3基于冒泡原理的均衡控制策略
3.1冒泡原理
冒泡(Bubble)是计算机科学领域的一种简单算法。 它的原理为访问要排序的数列,一次比较数列中相邻储存的2个元素,按照元素大小对其位置进行调整。 下面以降序冒泡为例,对算法的流程说明如下:从数组的最后一个元素开始,比较相邻的2个元素,如果当前单元的元素值大于上一单元的元素值, 则交换两者位置,否则保持元素现有位置不变,从后向前直到比较到数组第一个元素为止。 这样的一次降序冒泡运算可以将数组中最大的元素移至数组的前列,同理升序冒泡可以将数组最小的元素移至数组的前列。 而对于m次冒泡运算则可将m个较大元素移动到数组中指定的位置。
3.2基于冒泡原理的均衡控制策略
对于级联结构的MMC,如何保证各子模块悬浮电容器的电压均衡是MMC控制系统设计需要考虑的主要问题之一。 当MMC应用于高压应用领域时需采用较低开关频率的NLC,而适用于该调制技术的电压均衡控制大多需要对电容电压排序。 排序运算占用了大量的控制系统计算资源,加重了控制器的负担。 文献[6-7]对传统的电压均衡控制方法进行改进,通过分别对投入和退出状态的子模块排序来完成最值寻找,并根据电流方向及投入电平数变化来改变最值电容器的运行状态,维持桥臂整体的电压均衡。 该类方法虽然将电压排序限定在了2个分块内,相比对桥臂内所有子模块排序的算法,一定程度上降低了计算量,但减小的幅度有限。
对于投入子模块数变化量为ndiff的控制,其需要改变运行状态的对象是最值子模块,因此只需计算得出投入或者退出子模块中ndiff个最值子模块即可。 如果采用冒泡比较ndiff次运算就可达到要求,相比于全排序,极大地减小了运算量。 对于采用NLC的MMC系统 ,为了降低系统谐波含量 ,需要提高控制器的控制频率,使MMC中的各子模块得到充分利用[14]。 此时投入电平将以较小的幅度变化,如图3所示。 如果每个控制周期内对投入状态和退出状态的子模块分别冒泡寻找最值,则仅需较少次运算即可完成。 为此本文在利用冒泡原理的基础上设计了一种无需对电容电压进行排序的快速均衡控制策略。 该策略实现过程如图4所示。 各种工况下电压均衡控制的具体方法详述如下。
a. 创建子模块序号记录向量Von及Voff,分别记录投入子模块序号及退出子模块序号,设定投入与退出子模块间允许最大电压偏差 ΔU。 对序号记录向量Von及Voff加以保存,前一仿真周期Von及Voff最后计算值将作为下一周期Von及Voff计算的初始值。
b. 本文定义冒泡规则如下 :当桥臂电流大于零时,对Von记录的子模块序号按电容电压从尾部开始进行降序冒泡,即将投入状态电压值最高的子模块序号移至Von的头部;对Voff记录的子模块按电容电压从尾部开始进行升序冒泡,即将退出状态电压值最小的子模块序号移至Voff的头部。 当桥臂电流小于零时,对Von记录的子模块按电容电压从尾部开始进行升序冒泡,即将投入状态电压值最小的子模块序号移至Von的头部;对Voff记录的子模块按电容电压从尾部开始进行降序冒泡,即将退出状态电压值最高的子模块序号移至Voff的头部。
c. 接收上一控制周期计算得到的序号记录向量Von、Voff及当前投入子模块数non。
d. 由电平调制策略计算需要投入子模块数nref, 则投入子模块数变化量ndiff= nref- non。 当ndiff= 0,即投入电平 数不变时 保持现有 的Von及Voff不变 。 当ndiff≠0时,对投入和退出子模块组进行ndiff次冒泡运算( · 为绝对值运算符)。 当ndiff< 0时 ,即要退出部分已投入的子模块,将冒泡运算后Von中记录的前ndiff个子模块序号逆序移至Voff的尾部,Von依次上移。 当ndiff> 0时 ,即要投入更多的子模块 ,将Voff中记录的前ndiff个子模块序号逆序移至Von的尾部,Voff依次上移。 当ndiff> 0时的调整示意图如图5所示 , 其中i′表示Von中位置i储存的子模块序号;相应的i″ 表示Voff中位置i储存的子模块序号。 由步骤b可知,不论桥臂电流大于0或者小于0,冒泡操作均是将需要改变状态的子模块移至序号记录向量的前列,因此投入子模块数调整时无需再次对桥臂电流进行讨论。
e. 电压偏差控制 。 为了保持投入子模块组与退出子模块组电压的相对一致,维持整体电压稳定性, 需要对两者之间的最大电压偏差进行控制。
当桥臂电流大于零时,首先进行一次冒泡运算, 若Von(1) 对应的投入子模块最大电容电压值大于Voff(1)对应的退出状态子模块组最小电压值与 ΔU的和,则表示组间电压偏差过大,继续冒泡、比较。 直到投入子模块组中元素Von(m + 1)对应的电容电压小于退出模块中元素Voff(m + 1)对应的电容电压与 ΔU的和。 将Von的前m个元素逆序存入Voff的尾部,将Voff中的前m个元素逆序存入Von的尾部,将Von及Voff中其他元素依次上移m次。 当电流大于0, 电压偏差调整示意图如图6所示。
当桥臂电流小于零,首先进行一次冒泡运算,若Von(1)对应的投入子模块最小电容电压值与 ΔU的和小于Voff(1) 对应的退出状态子模块组最大电压值,则表示组间电压偏差过大,继续冒泡、比较。 直到投入子模块组中元素Von(m + 1)对应的电容电压与 ΔU的和大于退出模块中元素Voff(m + 1)对应的电容电压与 ΔU的和。 将Von的前m个元素逆序存入Voff的尾部,将Voff中的前m个元素逆序存入Von的尾部, 将Von及Voff中元素依次上移m次。
f. Von中记录序号的子模块设置为投入状态;Voff中记录序号的子模块设置为退出状态。 保存本控制周期的Von、Voff及nref为下一控制周期使用。
本文提出的电压均衡控制策略对上一步投入和退出子模块序号进行了保存,每一步电压偏差控制都会额外进行一次冒泡,使保存的子模块序号趋于有序化。 同时通过保证基本次数的冒泡运算保证了算法的有效性。 投入子模块与退出子模块间交换能够保证不同状态的子模块间电容电压在可控的范围内,同时电压偏差参数控制能够限制因为微小的电压差值而造成的开关的频繁动作。
4仿真验证
在PSCAD / EMTDC仿真平台上搭建了21电平MMC-HVDC输电系统 ,如图7所示 ,对本文提出的基于冒泡原理的快速电压均衡控制策略的有效性进行验证。 其中交流系统额定电压均为220 k V,直流线路电压为 ±200 k V,传送容量为600 MW。 子模块电容值为3 000 μF,环流电抗器电感值为0.04 H。 采用了文献[17]提出的技术对环流进行抑制。
若nsw为桥臂内所有子模块的开关次数,则其平均开关频率fsw可以表示为[18]:
图8为不同 ΔU参数条件下桥臂电容电压及触发脉冲仿真计算结果。 由图可知,随着最大电压偏差控制参数的增大,子模块平均开关频率下降,当 ΔU= 1 k V、电压允许波动值为额定值的5 % 时, fsw已经下降到了100 Hz以下。 虽然在参数增大的过程中,电容电压的一致性减弱,但其仍在可控的范围内。
图9为模拟MMC1侧功率发生翻转的过程中各特征量仿真计算结果,其中1 s时MMC1侧传送功率由600 MW改变为 -600 MW。 由图9可以看出,在传输有功功率发生大幅度变化的暂态过程中,本文提出的均衡控制算法也能完成电压均衡控制的任务,且在功率调整的过程中冒泡次数也保持在较低水平,进一步表明本文提出的算法在电力系统大扰动条件下也是有效的。
图8 算例仿真结果 Fig.8 Simulative results of cases
为了验证本文提出的电压均衡控制策略对计算量的优化效果,在PSCAD / EMTDC上分别搭建了21、 101及201电平的MMC模型[19,20],并对提出的均衡控制策略在每个周期内平均冒泡的次数进行统计。 系统均运行于额定工况下,电压允许波动值均为额定值的5%,仿真步长为20 μs。 由于换位操作具有不可预测性,且其最大值不大于比较运算的次数,因此可以通过比较运算次数来确定各均衡算法的效率。 对于桥臂子模块总数为n的MMC,每次冒泡计算量为n - 1,基于排序算法(包括全排序及投入、退出分块排序)的计算量为n(n - 1) ~n n2-1[11]。 则本文22
提出的均衡控制算法的计算量与采用传统排序算法计算量对比如表1所示。 由表1可得,每个周期内, 本文提出的均衡控制策略相比于传统排序计算量减少明显;而且随着电平数的增加,本文提出的均衡控制策略的优化效果更加显著。
5结语
本文提出了一种基于冒泡原理的MMC快速电压均衡控制策略,该策略改变了传统电压均衡控制策略需对电容电压进行排序的常规思路,以用较少计算量来完成电容电压均衡控制为目的。 该策略结合NLC调制技术的特点,以冒泡运算寻找投入或者退出状态子模块电容电压的最值,改变最值子模块的运行状态以满足维持电压均衡的要求。 设置了组间允许最大电压偏差允许组间子模块交换,维持了桥臂整体电压稳定性,并一定程度上可以控制开关动作频率。
在PSCAD / EMTDC仿真计算 平台上搭 建了MMC-HVDC模型,对本文提出的快速电压均衡控制策略的有效性进行验证,结果表明本文设计的控制策略可以在较少计算量的前提下实现电压的均衡控制。
电压均衡控制策略 篇2
摘要：电力能源生产与输送事业的运行和发展质量水平，对我国经济社会建设事业的温定有序发展具备着极其重要的约制力量，本文针对交流输电线路架空地线感应电压控制策略问题，首先引入了一种测量与计算相结合的感应电压参数强度特征的确定方法。之后实际选取普通地线LGJ-95/55，以及OPGW（AY/ST127/28）地线，对不同接地点位选取和建设条件之下，交流输电线路架空地线全程感应电压分布的强度特征展开了分析，并以此为实现交流输电线路架空地线感应电压控制目标创造了充分的支持条件。
关键词：交流输电线路；架空地线；感应电压；控制策略；分析
电力能源生产与输送事业，对我国经济社会建设事业的温定有序发展具备着极其重要的助力作用，探讨交流输电线路技术体系运行过程中的基本問题，对我国电力能源工业领域的稳定有序发展具备的着极其重要的推动意义。根据对我国电力能源工业领域技术资料的分析可知，在针对架空地线运用逐基式接地技术方案的背景之下，在220kV交流输电线路每年实施电力能源输送工作过程中产生的电能消耗就可以达到（5-9）104kW·h/（百公里·年），在中国电力能源生产与输送事业迅猛发展以及输电线路的建设总里程不断扩展的背景之下，找寻有效解决电能输送消耗现象的技术对策，意义深远，为切实降低交流输电线路架空地线引致的电能损耗，就必须对架空地线运行过程中产生的感应电压问题展开精确而有效地控制，有鉴于此，本文将针对交流输电线路架空地线感应电压控制策略展开简要的论述分析，预期为我国电力能源生产与输送技术领域的一线技术人员提供借鉴意义。
一、感应电压控制策略方案的总体研究思路
本文选取220kV单回交流输电线路作为研究分析对象，这里选取一条普通地线LGJ-95/55，以及一条OPGW（AY/ST127/28）地线，普通地线选取绝缘接地方式，而OPGW地线选取逐基式接地技术模式。通过专业化的技术测量工具，可以获取绝缘架空地线在布设沿线的感应电压强度变化趋势：
从通过对测量技术过程中实际获取的绝缘架空地线在布设沿线的感应电压强度变化趋势展开技术分析，可以切实发现如下结论：
绝缘架空地线换位杆塔位置实际测量获取到的感应电压极大值分布，具备较大的差异特征，直接揭示了这一输电线路在设计施工建设环节，未能实现对电线换位节点相互位置距离参数的科学而合理地控制，进而无法实现通过地线换位的方式降低架空地线感应电压强度的技术目标。
在下文叙述的仿真计算过程中。本文设定两条架空地线都具体化地选择绝缘架空的技术建造模式，并探讨不同的技术状态设定对实现降低交流输电线路中感应电压强度的实际效果。在这样的技术形态设定背景之下，系统中安装的两条架空地线实际产生的电势参数的变化趋势如图所示：
根据图中列示的两条绝缘架空地线上感应电电势的变化波动规律，可以清晰地发现：在单回交流输电线路中，两条架空地线之间的感应电势之间存在着反相的技术特征，因此可以运用地线换位的技术操作，使得相邻换位节距中架空地线感应电压互相抵消。
二、交流输电线路地线接地点的选择
（一）端部接地
在这样的技术约制模式之下，交流输电线路中的架空地线选取了绝缘单点接地的形式，其接地点安排在输电线路的端点位置，致使地线实际接地点位的感应电压数值接近于0，而感应电压的最高值将会出现在输电线路的另一端。在这种技术模式之下，普通地线，以及OPGW地线上的的最高感应电压参数数值分别为2579.23V和2608.11V，其电压强度数值的变化特征如图所示：
从这张变化趋势图中，可以清晰地认知到架空地线实际具备的感应电压强度分布特征，与线路长度之间的大致性线性关系。通过测量和计算，可以获取到两条架空地线之上单位长度的感应电压强度数值分分别为77.54V/m和78.64V/m。
在不存在地线换位技术现象，以及地线分段技术现象的条件下，交流输电线路架空地线采用单点接地技术模式的条件下，感应电压的强度将会伴随着线路长度的不断增加而无限增大，而这样的现象在既可能引致输电线路实际技术运行过程中的地线绝缘子保护间隙错误放电现象，又可能引致对输电塔上带电作业技术人员的安全威胁，因此探寻有效降低地线感应电压强度的由有效措施，对于保障我国电力能源输送事业的稳定有序发展具备着极其重重要的实践意义。
（二）中部接地
如果交流输电线路架空地线在整体线路的中间点位设计和建设接地点，那么整条架空地线接地及时结构中的感应电压最小值将会出现在实际的接地点位，其实际测量获取到的感应强度是2.5伏特。而地线整个线路中的最大感应电压将会出现的子啊整条架空地线结构的两端点位，整条线路的感应电压强度的分布变化特征如图所示：
从图中列示的交流输电线路架空地线线路全程的感应电压强度分布规律图中可以感知：OPGW地线端实际测量获取的感应电压强度值分别为1356伏特和1297伏特，而普通地线两端实际测量获取的感应电压最大值为1325伏特和1279伏特。均大致地是端部接地技术模式之下感应电压（初始感应电压参数强度）实际强度的一半。
三、结语
针对交流输电线路架空地线感应电压控制策略问题，本文选取普通地线LGJ-95/55，以及OPGW（AY/ST127/28）地线，对不同接地点位选取和建设条件之下，交流输电线路架空地线全程感应电压分布的强度特征展开了分析，预期为相关领域的研究人员提供借鉴意义。
参考文献：
[1]薛辰东，杨晓洪，崔鼎新，蒋俊.1000kV交流输电线路架空地线感应电压测试分析[J].高电压技术，2009，08：1802-1806.
[2]毛先胤，彭向阳，张峰，陈锐民，郭希义.交流输电线路架空地线感应电压控制策略研究[J].广东电力，2013，05：45-51.
电压均衡控制策略 篇3
电压质量是衡量电能质量和电力系统运行水平的主要指标之一。电力系统调压的目的在于保证系统中各节点电压在允许的偏移范围内,而那些能够反映全网电压水平的节点是电力系统电压监视和调整的重点对象。随着对电力系统电压控制和自动化水平要求的提高,自动电压控制(AVC)在电力系统中得到了广泛应用,该系统通过对全网无功电压状态进行集中监视和分析计算,从系统的角度采用分层控制的方法对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制,控制目标和控制手段更趋多元化[1,2]。
电厂侧AVC系统是电网AVC系统的子系统,其控制策略的有效实施取决于多种因素。其中,系统阻抗测量的准确程度直接影响到系统电压调控水平,特别是在采用恒定阻抗整定方法的系统中,运行方式的突然变化可能导致由于整定阻抗未能及时调整引起的系统电压波动事故,因而常规的电压调整策略存在一定的运行风险。本文提出了一种基于Boltzmann公式[3]的电压调控方法,保证了电厂并网方式变化时系统不发生电压波动事故。
1 AVC系统存在问题分析
1.1 AVC系统与阻抗计算
对于网、省级大规模电网来说,主要的无功调节手段包括连续变量(发电机无功出力)和离散变量(变电站侧的电容电抗器、有载调压分接头等)[4],由于大电网中枢纽厂站的动态电压支撑问题日益突出[5],对发电厂电压调节性能的要求也在逐步提高。AVC系统通过控制区域内枢纽厂站母线电压,以使所有厂站电压满足运行要求,如图1所示。
发电厂AVC装置在接收到AVC主站的电压给定值后,首先要将电压目标转换成为达到这个电压目标时电厂需向系统送出的无功功率,然后,再将这个无功目标优化分配给各台机组作为单机无功目标。无功电压控制的迭代关系为:
式中:Q(k+1)为下一步目标无功;U(k+1)为下一步目标电压;U(k)为当前电压;Q(k)为当前无功。
正常情况下,电网电压运行在一个狭窄区域内,系统阻抗值的准确整定有利于系统电压的快速有效调整,按照设计要求,AVC子站在调节过程中容许系统阻抗有±30%的偏差。若偏差过大,将会对电压调整带来不利影响。机组按照接入稳定大系统考虑[6],系统无功和电压测点如图2所示。
由于发电机升压变出口侧与系统连接处相角差值不大,且在高压输电线路中,电抗值远大于电阻值,根据电力线路功率传输的基本理论可得:
若i时刻和j时刻2次测量结果对应的电压及无功值分别为v1i,v2i,Q1i和v1j,v2j,Q1j,假定系统侧电压保持不变,可以得到系统阻抗的计算方法为:
1.2 问题分析
根据上述阻抗值计算方法计算的系统阻抗存在一定误差,但这种误差一般都在可接受范围内。AVC系统阻抗整定值一般采用机组调试期间的测试结果,系统运行方式的改变,如发电厂并网线路或者其并网通道中主要线路检修或事故跳闸,将使系统阻抗发生较大变化,发电机无功出力仍会按照原方式对发电机目标电压进行跟踪调整。若系统阻抗偏差过大,发电机无功出力将会根据式(1)计算结果以目标电压为中间值周期性地上下调整。从静态的角度看,电压的频繁调节不利于电网的经济运行[7],从动态的角度看,机端电压的波动可能危及发电机设备安全,甚至会威胁电网的安全稳定运行。
尽管系统阻抗自辨识功能[8]可以解决系统阻抗与实际值偏差过大的问题,但由于装置本身的不可靠性以及阻抗值的频繁调整可能会给电压控制带来新的问题,因此实际运行中常不被采用。通常情况下,系统阻抗偏差维持在可以接受的范围内,并不影响电压调节的精度和速度。如果机组采取不同的并网方式,在系统阻抗无法有效作出自动调整的情况下,为保证电网电压稳定性,需要对电厂侧AVC装置的电压控制策略进行改进。
本文采用自适应变步长电压跟踪控制算法,根据电压调整要求的速度和频度,采用变步长的分步电压调整方法逐步逼近主站下发的电压目标控制,避开了阻抗变化时可能出现的电压超调点,从而有效防止阻抗发生较大变化时电压失稳事故的发生。
2 自适应变步长电压跟踪控制算法
2.1 Boltzmann公式
在热力学概念中,由于系统的缓慢冷却,其内能依赖于粒子所处的状态,系统的能量服从Boltzmann概率分布,即P(E)分布。系统依概率处于任一能量为E的热平衡状态:
式中:T为绝对温度;θ为Boltzmann常数。
式(4)说明随着温度的降低,系统处于高能状态的概率会降低。广为应用的模拟退火算法即以此式为基础,将优化组合问题与热平衡问题作类比,解决不同领域复杂的全局优化问题。由式(4)可以看出,Boltzmann公式服从指数函数变化趋势,在系统冷却过程中会逐步趋向某一稳定数值,正是由于此特性,将该公式改进后可用于解决类似的问题。为避免陷入局部最优点,对Boltzmann公式进行了不断改进,并以相对指标变化取代绝对指标的变化。本文由此公式得到启发,根据特定需要对Boltzmann公式进行修改,并以运行试验数据进行了试探和模拟,得出一个新的寻优公式。
2.2 基于Boltzmann公式的电压跟踪算法
根据上述无功电压调整的基本思想,电压调整需考虑电网调度运行中的具体要求和发电机本身的跟踪调节能力,并兼顾系统的动态和稳态要求,实现电压的平滑调节,同时需具备一定的纠错功能,避免误调或超调。电压自动调节过程中,如果实际电压偏离目标电压较大,希望系统加大调节步长,缩短跟踪时间,此时对调节精度要求相对较低。如果实际电压偏离目标电压较小,则希望缩短步长,逐步逼近目标电压,减小稳态误差。
本文仿照Boltzmann公式提出了自适应变步长电压跟踪控制算法:
式中:Kstep为步长扰动因子;μ为步长衰减因子;Uob为主站下发电压目标值;ΔU=Uob-U(k)。
若全网共有m个电压调控节点,则系统调整方案可表示为:
令ε=exp((Uob-U(k))/Uob)-1,则ε∈(-1.0,1.7)。考虑到实际电网中,设定运行电压变化范围为0.98~1.02,则ε∈(-0.02,0.02)。
该控制方案中,根据电压控制精度和速度的要求,通过仿真及试验的方法确定步长Kstep和步长衰减因子μ,可在变步长方式下快速、有效地跟踪电压变化。控制参数的选择取决于不同电压等级下电压调节速度的要求、发电机组的调节能力以及电压控制过程中系统稳定性、平滑性的要求。一般来讲,电压变化范围越大,电压调节速度要求越高,步长衰减因子μ值越大,步长Kstep的确定取决于电压变化范围和衰减函数之间的比例关系。
图3为在选取不同衰减因子时,在偏离目标电压区域内调节步长的变化曲线。
由步长衰减曲线仿真结果可知,衰减因子μ越大,在进行较大幅度的电压跟踪时有较好的动态性,在跟踪结束时有较好的稳态性;μ值越小,步长衰减越慢,在电压目标值附近进行电压调整时步长较大,跟踪速度快,但若μ值过小,可能造成在电压目标值附近的电压大幅变化。此外,考虑到发电机端电压频繁调节的经济性和安全性,推荐在电压变化范围比较小的地区,选择μ∈(1.0,2.0);电压变化范围比较大的地区,选择μ∈(0.5,1.0)。
为保证电压调节过程的稳定性,防止其他因素导致的电压误调,可设置单次电压调节限值ΔUmax,在选定μ值以后,Kstep确定为:
实际的电压调控方案中,单次电压调整限值和调整频率取决于调度部门考核要求和发电机组无功调节性能,一般可以按照各网调度体制由不同级别的调度部门和电厂方共同协商决定[9]。单次电压采样频率越高,数据精度越高;单次调整幅度越大,越有利于电网电压保持较高合格率,对发电机组性能要求也越高。一般情况下,对500kV电网来说,采样周期设为10s级,电压调整周期ΔT设为1~5min,单次电压调整值不超过8kV。为保证电压调整过程的相对稳定性,可以设置电压调整的死区[10],如可设定ΔU∈(-0.5kV,0.5kV)时,发电机组不再进行无功出力的调整。
2.3 机组间的无功分配
根据电压调控目标确定的发电厂无功出力需在各个机组间进行合理分配。无功分配的方法有多种,实际运行过程中,主要考虑的因素包括平均、比例、等功率因数以及向最佳无功运行点调节方式等[11,12]。在同一个电厂内,机组出力特性相差不大的情况下,无功分配不会产生大的差别。本文根据发电机自身的无功调节能力进行无功分配:
式中:Qg为机组无功出力;Qg_max和Qg_min分别为该机组无功出力的上下限;Qtotal为电厂总的无功出力。
3 算例分析
如图4所示系统,检修方式下,由于变电站AB之间线路断开,发电厂P并入系统方式改变,阻抗发生较大改变。下面针对系统阻抗整定值变化前后2种不同的电压控制策略下机端电压的调整结果进行对比分析。为比较不同控制策略下电压调整的效果,以下方案中均不设置电压调整的死区。
假定系统阻抗为10Ω,初始状态下发电机端电压为537 kV,高于AVC主站下发电压目标值534kV,由于系统运行方式变化导致系统阻抗变为30Ω,AVC系统设置电压保护上下限,原控制策略下电压变化过程见表1。
上述方式下采用新的控制策略下的控制效果见表2。其中,μ=1.1,Kstep=600kV,系统阻抗为10Ω。
假定系统运行方式改变,系统阻抗为30Ω。采用新的控制策略的控制效果见表3。
上述3种不同控制策略下电压变化曲线如图5所示。
由图5中3条不同的曲线可知,若采用原来的电压控制方式,将发生电压失稳,给电网安全稳定运行带来严重威胁;若采用本文提出的新的电压控制方式,在系统阻抗不发生变化时,电压调整过程动态特性较好,曲线较平滑;若系统阻抗变化而AVC系统却未能及时对其作出调整时,发电机端电压发生小幅波动,但仍能将电压逐步调节到合理范围。
参考文献
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电压均衡控制策略 篇4
关键词：静止同步补偿器,链式多电平,逆变器,直流侧电容电压,冗余,电压控制
0 引言
链式结构[1,2]是实现高压大容量的重要拓扑结构,由直流侧相互独立的全桥模块串联组成。与变压器多重化结构相比,该结构省略了变压器,节约了成本,但带来显著优点的同时也带来了问题[3,4]。各模块直流侧电容互相独立、直流侧电容电压不平衡是链式STATCOM[5,6,7]在实际应用中必须解决的问题。文献[8-9]分析了链式结构中造成直流侧电容电压不平衡的原因,谐波和串联型损耗的差异不会造成电容电压不平衡;电容器容量差异会影响动态过程中电容电压的分配,但不会造成稳态时电容电压不平衡;稳态时电容电压的不平衡主要是由于混合型损耗差异、并联型损耗差异以及脉冲延时不同造成的。现有的一些直流侧电压平衡控制的方法[10,11,12]应用到链式STATCOM中,取得了较好的性能,事实上,直流侧电压平衡的控制也一直是研究的热点和难点。
本文首先对链式STATCOM调制策略进行了分析,指出调制策略也能造成直流侧不平衡,在此基础上提出一种新的基于电压冗余状态的链式STATCOM直流侧电压平衡控制策略,其直流侧电容电压平衡控制与STATCOM控制系统相互独立,系统控制部分只需产生所需的参考波形即可,省略了直流侧电压平衡调节PI环,随着链式个数的增加,算法的复杂度略有增加,所需硬件资源少,扩展和实现方便。
1 STATCOM调制策略分析
相移载波调制PSCPWM(Phase-Shifted Carrier Pulse Width Modulation),通过比较参考波和载波输出PWM波形,具有控制简单、实时性好等特点,适用于链式多电平调制。以双极性相移载波调制为例,在N个模块串联的链式逆变器中,每相均采用N个具有相同频率fc、相同峰峰值Ac的三角载波,将各三角载波的相位互相错开2π/N,分别与一个频率为fm、幅值为Am的正弦调制波相比较,如果调制波的幅值大于载波则开通相应的开关器件,反之则关断相应的开关器件,单相2 H桥链式结构和相移载波调制的原理分别如图1和图2所示。
载波和调制波都是周期性波形,通常采用双重傅里叶级数来对输出电压波形进行分析,N个H桥串联时,整体输出电压表达式如式(1)所示:
其中,J2n-1(m Mπ)为Bessel函数,UP为正桥臂输出电压,N为级联的H模块数,M为三角波频率与参考波频率之比,ωm为调制波角频率,ωc为三角载波角频率。
经过相移载波双极性调制后,在不提高单个开关频率fc(fc=ωc/(2π))的前提下,每相等效的开关频率为N fc,整体开关频率提高了N倍,极大提高了整相输出电压谐波性能,特别适合于链式多电平变流器。公式mωct+nωst=±ωst反映了三角波频率对基波的影响,在级联多电平逆变器中,载波频率低(一般为500 Hz以下),即N较小,满足条件的m也就比较小,低阶Bessel函数的影响不可忽略,这将造成模块输出基波相位、幅值的差异,在STATCOM中,直流侧电容取值有限,造成电流对直流电容充放电时间不同,这种差异使得在理想无损情况下,链式结构各个直流电压也会有很大的不平衡。
2 新型直流侧平衡控制策略
针对直流侧电容电压不平衡,利用链式结构输出电压存在较多的冗余开关状态,本文根据电流方向和输出电压冗余状态的不同,有选择地交换各个桥的触发脉冲来平衡直流侧电压[13]。文中以单相4 H桥拓扑为例进行分析,表1给出了总输出电压值和对应各个H桥的输出电压值,可以看出除输出电压值为±4Udc时没有冗余状态,其他状态下均有冗余。
当流入变流器的电流I>0、模块输出电压为+Udc时,直流电容充电,直流电容电压升高;当模块输出电压为-Udc时,直流电容放电,直流侧电压降低;当电流I<0时情况相反,所以当输出状态和电流方向不同时,直流侧电压的变化趋势也不同。
本文所采用的方法是当直流侧电压不平衡超过一定范围时,将各个直流侧电压进行排序,然后根据电流方向和输出状态,选择合适的冗余状态进行交换,将直流侧电压最高的模块的开关状态向使直流侧电压降低的开关状态交换,同时把直流侧电压低的模块的开关状态向使直流侧电压升高的开关状态交换,使两者向平均值方向变化,减小直流侧电压不平衡[14,15]。
当Udc4>Udc2>Udc1>Udc3时,4个桥臂的输出状态依次为+Udc、-Udc、-Udc、+Udc,电流方向为流入,则电流对Udc4充电,对Udc3放电,该状态使不平衡加大,根据提出的方法,桥臂总的输出电压为0时,该输出电压具有冗余状态,故可以将输出脉冲交换为+Udc、-Udc、+Udc、-Udc,让电压最高的模块放电,而电压最低的模块充电,使得电容电压趋向于平衡。平衡控制策略实现的原理框图如图3所示。
对单相4 H桥进行仿真分析,其中一个H桥的输出电压uo仿真波形如图4所示。
3 直流侧电压平衡控制策略的改进
由图4可见,采用所提的方法后,开关频率明显增大,截取输出波形0.02 s至0.03 s之间输出电压和直流侧电压的波形(见图5)进行分析(假设输出容性电流),该时间段电流为正,0.02 s时刻H桥输出电压为正,对电容充电,电容电压升高;随着对电容的充电,该模块直流电压逐渐升高,高于平均值,出现直流侧电压不平衡,根据提出的平衡控制策略,将该输出的正电压与其他某个输出为负电压的模块进行交换,交换后,该模块输出电压为负,电容放电,直流电压降低;随着该模块直流侧电压降低,电容电压又满足平衡条件,然后恢复H桥原先的触发脉冲,输出电压变为正,电容电压再次升高;一段时间后直流侧电压又出现不平衡时,根据判断再次交换脉冲,这种交换循环往复,导致开关频率严重增加。
考虑到上述开关频率增加的情况,基于提出的平衡控制策略,在交换判断依据中加入一个滞环比较器,当不平衡出现时,根据电流方向,若直流侧电容电压最大和最小对应的输出电压有冗余,则交换触发脉冲,从而使最大电容电压值降低,最小电容电压值升高;然后保持这个触发脉冲,直到直流侧最小电容电压值与最大电容电压值之差大于平均值的一定范围为止。对改进直流侧电压平衡方法进行仿真分析,其中一个H桥输出电压波形如图6所示,从图可知开关频率大为降低,且能保证直流侧电容电压平衡且不影响输出电压波形质量。
4 仿真结果分析
本文针对基于电压冗余状态的直流侧电压平衡方法和改进平衡方法,对4 H桥链式STATCOM进行了仿真分析。仿真参数:系统电压为2 200 V,直流侧电容为5 000μF,三角载波频率为500 Hz,调制比为0.9,参考波滞后系统电压0.04 rad。不对直流侧电压平衡进行控制时的仿真波形如图7所示,可以看出4个H桥直流侧电压出现了明显的不平衡,时间越长,出现的直流侧不平衡越明显,在理想情况下也会出现直流侧不平衡,所以必须对直流侧电容电压不平衡进行控制。
在理想情况下,采用脉冲循环交换方法,对4 H桥STATCOM进行仿真分析,其直流侧电容电压瞬时值和平均值波形如图8所示。由图可知,在理想情况下直流侧电压是平衡的,平衡所需时间较长,直流侧惯性较大,效果不太理想。
计及各种损耗造成直流侧电容电压的不平衡时,脉冲循环交换只能消除调制所带来的不平衡,不能解决器件个体差异造成的不平衡。仿真是针对4 H桥进行的,在其直流侧加入了一个等效损耗的10 kΩ并联电阻,循环交换直流侧电容电压的波形见图9。由图可知,依然存在直流侧电压不平衡现象。
对本文所提出的直流侧电压平衡控制新方法进行仿真,仿真结果如图10所示。从图中可以看出,利用冗余状态来调节直流电压,直流侧电压维持在平均值附近上下波动。该方法能够很好地维持直流侧电压平衡,不影响输出电压波形质量,开关频率增加较少。
5 结论
电压均衡控制策略 篇5
微电网将微电源、负荷和电力电子装置等整合成一个独立可控的小型发电系统,在充分发挥分布式发电(DG)优势的同时又能克服其给配电网带来的不利影响,利于新能源和可再生能源发电的大规模应用,成为近年来的研究热点[1,2,3]。微电源主要包括光伏电池、燃料电池、微型燃气轮机和风力发电机等分布式电源,以及蓄电池、超级电容器和飞轮等储能装置。微电网既可以并网运行,也可以孤岛运行,还可以在2种运行模式之间进行无缝转换[4,5]。
微电源通过直流变换器或整流器产生直流电后,再通过逆变器产生交流电,从而形成一个接入微电网的DG单元。对于其中的逆变器一般采用PQ控制或电压源逆变器(VSI)控制,这2种控制方法只需逆变器的当地信息即可实现。采用PQ控制的逆变器可以等效成电流源,其输出功率由功率设定值决定,不受微电网内部功率变化的影响,适用于所有的分布式电源。采用VSI控制的逆变器可以等效成电压源,其输出功率随微电网内部功率的变化而改变,起到调节功率的作用,适用于配备有储能装置的分布式电源。微电网并网运行时,可由配电网为其提供电压和频率支撑;孤岛运行时,由于微电网已经与配电网解列,必需有一定数量的采用VSI控制的DG单元为其提供电压和频率支撑,以保证微电网的正常运行[6,7,8]。本文主要考虑由这类DG单元组成的微电网控制策略。
在VSI控制中通常使用电压—频率下垂控制产生参考电压,该方法又称为V/f控制[9,10,11]。如果用电压—相角下垂控制取代电压—频率下垂控制,可以使微电网孤岛运行时拥有更好的运行频率,因而为文献[12-15]所采用。但是文献[12-13]只考虑了微电网孤岛运行的情况,没有研究微电网并网运行及微电网运行模式的转换;文献[14]在微电网运行模式转换时没有采用同步控制器,因此存在较大冲击电流的可能,无法实现无缝转换;文献[15]只研究了分布式电源运行模式的转换,而非微电网运行模式的转换。
本文对微电网的2种运行模式采取不同的控制策略。微电网孤岛运行时,DG单元采用VSI控制,使用电压—相角下垂控制产生参考电压,为微电网提供电压和频率支撑。微电网并网运行时,DG单元采用PQ控制,输出指定功率。同时,设计了适用于微电网同步运行过程的同步控制器,以实现微电网运行模式的无缝转换。通过比较微电网孤岛运行时使用的2种下垂控制的差异,体现了使用电压—相角下垂控制的优势。
1 微电网结构
本文研究的微电网结构如图1所示。该微电网将3个分散的DG单元和1个负荷通过线路和开关并联于母线1,在公共连接点(PCC)通过开关K5和升压变压器连接到10kV配电网。
2 控制器设计
DG单元结构如图2所示。
图2中:Udc为直流侧电压;ui和uo分别为逆变桥电压和DG单元输出电压;iL,iC和io分别为电感电流、电容电流和DG单元输出电流。由图2可以看出,直流侧电压由分布式电源和储能装置经过电力电子变换器后提供,通过使用电压空间矢量脉宽调制[16]的逆变器输出三相交流电,由微电网运行模式决定逆变器采用PQ控制或VSI控制。
2.1 PQ控制器设计
本文设计的PQ控制器结构如图3所示。
图3中:Po和Qo分别为DG单元的输出有功功率和无功功率,Po*和Qo*为相应的功率参考值;uodq,iLdq和iodq分别为uo,iL和io的dq轴分量;u*dq和u*αβ分别为控制器产生的逆变桥调制电压信号的dq轴分量和αβ轴分量;ω为角频率;θ为坐标变换角。由图3可以看出,PQ控制器主要由功率计算、锁相环、电流环控制和坐标变换组成,对uo利用锁相环技术得到ω和θ。
电流环控制器结构如图4所示。
图4中:uod和uoq分别为uo的d轴和q轴分量;iLd和iLq分别为iL的d轴和q轴分量;i*Ld和i*Lq分别为电感电流参考值的d轴和q轴分量;ud*和uq*分别为逆变桥调制电压信号的d轴和q轴分量。由图4可以看出,通过对Po*和Qo*进行解耦得到电感电流参考值,其与电感电流实际值的差值经过前馈解耦和电流环比例—积分控制器之后,产生调制信号[17,18]。
2.2 VSI控制器设计
本文设计的VSI控制器结构如图5所示。
图5中:u*odq为DG单元输出电压参考值的dq轴分量。由图5可以看出,VSI控制器主要由功率计算、功率控制、电压电流双环控制和坐标变换等部分组成,其中ω,θ和参考电压都由功率控制器产生。
结合图2可以得到DG单元的输出功率为:
式中:Uom和Em分别为DG单元输出电压幅值和母线电压幅值;δ和δe分别为DG单元输出电压相角和母线电压相角;Z和φ分别为线路阻抗和相角。
由于微电网线路阻抗呈现阻性[19],可以近似认为Z≈R,φ≈0,当相角差δ-δe很小时,由式(1)可以得到以下关系:
由式(2)可以看出,Uom和δ分别受Po和Qo的影响。采用电压定向控制[20]且引入负反馈,可以得到DG单元的电压—相角下垂控制的规律为:
式中:u*od和δ*分别为DG单元输出电压参考值的d轴分量和相角参考值(电压参考值的q轴分量u*oq=0);Uodref和δref分别为空载时DG单元输出电压参考值的d轴分量和相角参考值;m和n分别为电压幅值下垂系数和相角下垂系数。
为使DG单元1至DG单元3在微电网孤岛运行时依照其额定容量的比值按比例分配负荷功率,下垂系数应满足m1SN1=m2SN2=m3SN3,n1SN1=n2SN2=n3SN3,其中SN为DG单元的额定容量[21]。
根据上述分析,本文设计的功率控制器结构如图6所示,其中参考频率f*在微电网孤岛运行时为工频,在微电网并网运行时为配电网频率。
电压电流双环控制器结构[22]如图7所示。
图7中:iod和ioq分别为io的d轴分量和q轴分量。由图7可以看出,功率控制器产生的输出电压参考值与输出电压实际值的差值经过前馈解耦和电压环比例—积分控制器之后,得到电感电流参考值作为电压外环;电感电流参考值与实际值的差值经过前馈解耦和电流环比例—积分控制器之后,产生调制信号作为电流内环。
2.3 同步控制器设计
微电网由孤岛运行转入并网运行之前要先经过同步运行过程,使得微电网和配电网的电压实现同步,即电压幅值、相角和频率能够达到一致,这需要使用同步控制器[23]。本文设计的同步控制器结构如图8所示。
图8中:ω*为配电网角频率;ΔUm和Δδ分别为图1中开关K5两侧的电压幅值差和相角差,二者分别通过包含限幅功能的比例—积分控制器和比例控制器作用,使图6中的Uodref,δref和ω变成Uodref′,δref′和ω*,完成电压同步。在此之后,开关K5可以闭合,微电网由孤岛运行转入并网运行,同时同步控制器退出工作。
3 仿真分析
3.1 仿真参数
DG单元的参数如表1所示。
直流侧电压Udc均为700V。微电网线路参数为R=0.642Ω/km,X=0.083Ω/km。配电网线路参数为R=0.161Ω/km,X=0.190Ω/km。负荷是额定有功功率为30kW、额定无功功率为20kvar的具有时变性的负荷。在下垂控制中,Uodref=390V,δref=0rad;m1=3×10-4V/W,m2=4×10-4V/W,m3=6×10-4V/W,n1=6×10-7rad/var,n2=8×10-7rad/var,n3=1.2×10-6rad/var。微电网孤岛运行时,DG单元1,2,3按4∶3∶2的预定比例分配负荷功率。
3.2 仿真结果
算例1:微电网1.0s前孤岛运行,0.6s时开始同步运行,1.0s时连接到配电网并转入并网运行模式,1.5s时与配电网断开并转入孤岛运行模式,仿真结果如图9所示。图9(a)和图9(b)表明DG单元在微电网孤岛运行时能够跟踪负荷功率的变化,按预定比例分配负荷功率,实现微电网内部功率平衡。在微电网转入并网运行之后,不受负荷功率变化的影响而按照功率设定值输出功率。
图9(c)表明在微电网孤岛运行时由DG单元为母线1提供电压支撑,其电压幅值与DG单元输出的有功功率有关。
图9(d)表明由于同步控制器的作用,在微电网同步运行过程中,母线1首先降低频率以实现电压相角的同步,然后升至配电网频率以实现电压频率的同步。
图9(e)表明在微电网同步运行过程中,由于同步控制器的作用,开关K5两侧的电压差逐渐减小直至为0,实现微电网和配电网的电压同步。
图9(f)表明在微电网运行模式发生转换时,开关K5处没有冲击电流,微电网能实现无缝转换。在微电网并网运行时,流经K5的电流即为配电网注入微电网的电流,由配电网跟踪负荷功率的变化。
算例2:微电网孤岛运行时,分别使用电压—相角下垂控制及电压—频率下垂控制,仿真结果如图10和图11所示。
图10(a)、图10(c)和图11(a)、图11(c)表明,由于电压幅值下垂控制的作用,母线1的电压幅值随DG单元输出有功功率的变化而变化,在有功功率减小(增大)时略微升高(降低),在变化过程中实现DG单元按预定比例分配负荷有功功率。
图10(b)和图10(d)表明,由于电压—相角下垂控制的作用,母线1的电压频率虽然随DG单元输出无功功率的变化而变化,但是只需在工频附近进行微小的变化就可实现DG单元按预定比例分配负荷无功功率。图11(b)和图11(d)表明,由于电压—频率下垂控制的作用,母线1的电压频率同样随DG单元输出无功功率的变化而变化,在无功功率增大(减小)时略微升高(降低),但是却需较多地偏离工频才能实现DG单元按预定比例分配负荷无功功率。通过对比可以发现,在相同的负荷无功功率分配条件下,用电压—相角下垂控制代替电压—频率下垂控制,可以使微电网孤岛运行时拥有更接近于工频的运行频率。
4 结语
采用VSI控制的DG单元在微电网孤岛运行时使用电压—相角下垂控制产生参考电压。该下垂控制可以跟踪负荷功率的变化,实现微电网内部功率平衡。其在微电网并网运行之后转为采用PQ控制,可以不受负荷功率变化的影响而按照功率设定值输出功率,此时由微电网和配电网共同为负荷提供功率。利用设计好的同步控制器可以实现微电网运行模式的无缝转换。仿真结果验证了所提出的控制策略的有效性。该控制策略主要适用于并联结构的微电网,其他结构微电网的控制策略有待进一步的研究。
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。
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[1]钱晶.变电站无功电压控制策略.云南水力发电[J],2002(2).
直流配电网的电压协调控制策略 篇7
面对经济的快速发展,用户对供电可靠性、电能质量等要求不断提高,传统的交流配电网面临着诸多挑战。相比于传统的交流配电网,直流配电网在分布式电源接入、增大输送容量、提高电能质量和供电可靠性等诸多方面有着显著优势[1,2,3,4]。
在直流配电网中,直流电压是反映系统平稳性的重要指标,直流电压稳定,就可以确保网络的功率平衡,维持系统运行平稳。直流配电网中电压协调控制策略的研究难点在于:①分布式能源的功率扰动会引起直流电压的波动;②因大容量换流器的投退或电网侧系统故障引起的剧烈功率波动可能会引起直流电压崩溃。
直流配电网的协调控制策略可参考多端柔性直流输电系统的控制策略。文献[5-6]提出的主从控制策略实现简单,原理清晰,但对换流站的通信要求较高,一旦通信失败,整个网络将面临崩溃的危险;文献[7]将自适应电压下降控制策略应用于多端柔性直流输电系统,多个换流站共同协调控制直流电压,不依赖通信,但是该控制策略难以实现潮流的自由控制,且当负荷较低时,多台定电压控制换流器的电压差值将在网络中引起环流,不利于系统平稳运行;文献[8]提出了直流电压偏差控制策略,从换流站通过检测直流电压变化而动作,该方法能实现定有功控制模式与定直流电压控制模式之间的自动转换,但在控制模式转换的过程中,直流电压变化较大,会对系统产生较大的暂态冲击;文献[9]提出了直流微网中的电压分层控制策略,各电力电子器件通过检测直流电压变化来协调各变流器的工作方式,该控制策略对直流微网可以实现有效控制,但直流配电网中一般有多个换流站与交流主网互联,因此该控制策略不适用于直流配电网。
本文综合电压偏差控制与下降控制两者的优点,设计了直流配电网的电压协调控制策略,既可以实现稳态运行时的精确潮流控制,又能够保证控制模式的平滑切换。各控制单元根据本地信息量选择动作方式,当直流电压波动较小时,主换流站控制直流电压;当系统发生较大扰动而使主换流站失去控制直流电压能力时,从换流站根据检测到的直流电压变化量进入下降控制;储能装置通过快速充放电实现控制策略的平滑切换。同时,该控制策略考虑到了直流电压的稳定裕度、换流器容量和储能装置荷电状态(state of charge,SOC)等实际条件,实现了多约束条件下的直流电压协调。为验证该控制策略对直流配电网的有效控制,基于PSCAD/EMTDC建立两端直流配电网的系统模型,并对不同运行模式下的系统进行仿真研究。
1 直流配电网的组成及协调控制策略
1.1 系统组成
根据系统的接线方式不同,直流配电网的拓扑结构分为放射式、环式和两端配电三种[1],本文只讨论后两种拓扑结构,均有多个接入交流电网的换流站,其中,控制直流电压的换流站为主换流站,剩余的换流站为从换流站。本文采用两端配电系统进行分析,如图1所示,该系统主要包括以下四部分。
1)并网换流站。直流配电网经模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)与交流主网相连。在系统正常运行时,从换流站控制有功功率,主换流站控制直流电压;当主换流站退出运行或因主网故障有功输入受限而失去调压能力时,从换流站将继续控制电压,维持系统平稳。
MMC有触发频率低且电能质量高的优点,其拓扑结构及子模块结构如附录A图A1所示,它由6个桥臂组成,每个桥臂由多个相互连接且结构相同的子模块与一个电抗器串联组成。MMC换流站的控制策略采用带前馈解耦的矢量控制,调制方式采用最近电平逼近调制(nearest level modulation,NLM)[10]。
2)分布式电源。直流配电网中的分布式电源主要包括直流电源和交流电源两大类。本文以光伏阵列和永磁直驱风力发电机(PMSG)为代表分析分布式电源的并网问题。这两种电源通过DC/DC变换器和AC/DC变流器接入直流母线,本文分别采用Boost变换器[11]和电压源换流器(VSC)[12]实现并网。正常运行时,通过调整端口电压和电流保证光伏阵列运行于最佳伏安特性曲线,通过控制开环桨距角保证直驱风机运行在最佳风能曲线,从而使光伏阵列和直驱风机均运行于最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)模式[13],提高新能源利用率;当系统供电冗余时,应降功率运行。作为系统规划时需要考虑的问题,分布式电源在整个系统的渗透率不应过大,否则将影响系统的运行可靠性。
3)储能装置。储能装置采用蓄电池储能,通过双向DC/DC变换器接入直流母线,本文采用Buck/Boost变换器[14]。当蓄电池放电时,变换器工作于Boost模式,向直流母线提供电能;当蓄电池充电时,变换器工作于Buck模式,储存直流母线多余电能。
4)负荷单元。直流负荷通过DC/DC变换器或直接并入直流配电网,采用DC/DC变换器时可利用移相控制保证负荷侧直流电压稳定[15];交流负荷通过MMC换流站并入直流配电网,控制交流侧电压幅值和频率恒定[16]。系统有功输入不足需要减载时,负荷切除顺序由负荷的优先级确定。
1.2 稳态运行参考值的确定
在给定直流配电网拓扑结构及直流电压参考值前提下,整个网络的状态变量(包括各节点直流电压及主换流站输入功率)将随从换流站有功参考值的变化而变化,为保证给定运行状态下各电气量不越限,应通过潮流计算给出合理的调度方案[17]。
在计算直流配电网直流侧的局部潮流时,主换流站作为平衡节点,电压已知,无需计算;从换流站、负荷和分布式电源作为P节点,电压未知,从换流站直流侧功率为有功参考值减去换流站损耗,负荷功率和分布式电源功率作为不可控变量通过预测得到。
利用牛顿—拉夫逊法进行潮流计算,给出相应的收敛判据,多次迭代得到平衡节点的输入功率和P节点的节点电压,进而判断在给定参考值时各电气量是否越限,若某个电气量越限,则改变从换流站的有功参考值重新进行潮流计算,直至系统能够安全平稳运行。
1.3 直流配电网的电压协调控制策略
通过潮流计算,可以确保直流配电网在可预知的运行状态下平稳运行,但当负荷和分布式电源出现功率波动或大容量换流器突然退出运行时,应利用直流配电网的系统级控制实现电压快速稳定。
以换流器注入直流网络的功率参考方向为正,本文提出的电压协调控制策略如图2所示。主从换流站和蓄电池均为调压器件,分布式电源和负荷以恒功率单元处理。图2中:Udc为直流电压;Udcref为直流电压参考值;PG为主换流站输入功率;PGmin和PGmax分别为主换流站的最小和最大允许输入功率;PGref为稳态运行时主换流站的输入功率;PLi为第i个从换流站输入功率;PLmini和PLmaxi分别为第i个从换流站的最小和最大允许输入功率;PLrefi为稳态运行时第i个从换流站的输入功率;PBES为蓄电池的输入功率;PBES_min和PBES_max分别为蓄电池的最小和最大允许输入功率;PDG为分布式电源的输入功率;PDG_ref为稳态运行时分布式电源的输入功率;PLOAD为负荷功率;PLOAD_ref为稳态运行时负荷功率。
1)当直流电压波动不超过一定范围时,各控制单元端口直流电压稳定,主换流站控制直流电压,当输入功率超过额定值时,将转入限流模式,不再维持直流电压。主换流站的控制策略如附录A图A2所示,通过设定比例—积分(PI)调节器的上下限,保证输入功率不越限。
在实际系统中,为了保证功率流动,各节点电压不相等,控制策略转换的直流电压门槛值应大于各电力电子器件稳态运行时直流电压的最大波动范围,从而保证器件动作的可靠裕度,本文将主从换流站的控制策略转换门槛值定为(1±3%)Udcref。
2)当从换流站端口直流电压波动不超过±3%时,从换流站控制有功功率;当直流电压超出范围并且输入功率在额定值范围内时,采用定直流电压的下降控制;当输入功率超出最大允许范围时,转入定功率控制。
当系统中存在多个从换流站时,若所有从换流站均检测到端口电压低于0.97(标幺值)或高于1.03,则各从换流站相互配合,共同维持直流电压稳定;由于线路损耗会产生压降,若某个从换流站检测到的端口电压不低于0.97或不高于1.03,则该从换流站将继续运行于恒功率模式。在实际情况中,若要求各个从换流站控制直流电压的优先级别不同,则可根据从换流站的不同优先级别灵活设置不同的直流电压门槛值,当直流电压变化时,各从换流站依照各自直流电压门槛值由低到高的顺序依次进入电压控制模式。
图2所示的U-P下降特性曲线可表示为:
式中:PL为从换流站的输入功率;Pref为有功参考值,通过潮流计算给出;kB为下降系数,当系统中有多个从换流站时,可根据各个从换流站的不同容量特性设置不同下降系数,以增强控制的可靠性与灵活性;U*dc为从换流站进入下降控制的门槛值,分别为1.03或0.97。
从换流站的控制策略如附录A图A3所示,对电压控制器进行下降特性的调整,对3个PI调节器的输出取最大最小操作得到idref,实现了定有功控制模式与定直流电压控制模式之间的自动切换。
3)当蓄电池并网端口侧的直流电压波动在一定范围之内(本文定于±5%)时,蓄电池处于闲置状态;当直流电压超出范围时,蓄电池并网变换器进入下降控制,与从换流站相互配合,进行直流电压二次调整。较高的控制策略切换门槛值可避免DC/DC变换器在Boost与Buck模式间频繁切换,从而提高了蓄电池的运行寿命且减小了电力电子器件频繁动作引起的谐波[18]。
蓄电池的并网变换器的U-P下降特性曲线与从换流站类似,其中PBES_ref=0,U*BES_dc取为1.05或0.95。参考从换流站的控制策略,蓄电池并网变换器的控制策略如附录A图A4所示,其中Ibat为蓄电池的放电电流。
4)当系统出现较大功率缺额且各调压器件的输入功率均达到容量极限时,直流电压将长时间处于较小值,当负荷侧检测到直流电压小于0.95且经过一定延时后,负荷将按照优先级别分阶段进行切负荷操作,直至系统的直流电压恢复到0.95,切除负荷的功率总额最小值应满足:
当系统的分布式电源渗透率较高且系统负荷较小时,直流电压将长时间处于较大值,当分布式电源检测到直流电压大于1.05且经过一定延时后,应调整MPPT模式为降功率运行。分布式电源减少的输出功率最小值应满足:
直流配电网中各单元协调控制总体结构如图3所示,各控制单元根据检测到的端口直流电压等本地信息量进行模式选择,保证系统的平稳运行。
2 系统的运行模式及对应的控制策略
直流配电网通过换流站与交流主网联网运行,负荷侧对可靠性和电能质量的要求决定了主换流站出现故障退出运行或调节能力受限时,系统仍能够平稳运行,通过分析主换流站的工作状态可以分析网络的协调控制策略,本文根据主换流站的工作状态将直流配电网分为恒压控制模式、限流控制模式和退出运行模式三类。
2.1 恒压控制模式
此模式下主换流站正常工作,作为平衡节点控制直流电压,通过潮流计算给出的从换流站初始参考值确保系统的安全平稳运行,对应于图2的运行曲线①。若从换流站正常工作,风电机组和光伏阵列工作于MPPT模式,蓄电池充电一定容量后处于待机状态;若某一从换流站退出运行或输入功率受限,应根据直流电压波动范围调整系统运行策略。不考虑网损,该工作模式下主换流站的输入功率为:
当PGmin<PG<PGmax时,系统可以平稳地运行于该模式。
2.2 限流控制模式
该模式下主换流站无法继续作为平衡节点控制直流电压,由从换流站进行电压控制。该模式可能出现在以下2种情况。
1)主换流站输入功率超过换流器额定值时,换流站进入限流模式运行。根据进入限流模式前的换流站运行状态,限流模式分两类:由于整流电流越限而触发的限流模式称为“整流受限模式”;反之,由于逆变电流越限而触发的限流模式称为“逆变受限模式”。
2)交流系统故障导致电压跌落使得向直流配电网输送功率骤减时,主换流站进入限流模式运行。该情况下的主换流站工作点发生变化,当交流系统故障为三相接地短路,则PG为0。若交流主网发生的故障为永久故障,该运行曲线在主换流站切除之前将不再变化;若交流主网发生的是瞬时故障,故障清除后,主换流站仍运行于恒压控制模式。
该模式下主换流站输入功率有限,调压能力受限,直流电压有可能发生波动,当从换流站检测到端口直流电压波动范围大于±3%时,将进入下降控制模式,维持系统平稳。不考虑网损,该工作模式下从换流站的输入功率为:
当PLmin<∑PLi<PLmax时,系统可以稳定地运行于该模式;当∑PLi>PLmax或∑PLi<PLmin时,应切除次级负荷或减少分布式电源功率而使从换流站的工作点落在下降曲线区间内。
2.3 退出运行模式
该模式指的是交流侧断路器跳开,内部闭锁,主换流站与交流主网不再有功率交换。由于平衡节点的消失,系统中各个元件的端口电压将偏离直流电压参考值,当从换流站检测到其端口电压低于0.97或高于1.03时,将进入下降控制模式,维持电压稳定,对应的控制策略如附录A图A5所示。若换流站退出运行之前工作于整流模式,则从换流站有功输入增大PG,对应于图A5的工作点Ⅰ;若主换流站退出运行之前工作于逆变模式,从换流站有功输入减小PG,对应于图A5的工作点Ⅱ。
如果所有从换流站均运行于最大容量额定值且仍存在功率缺额时,直流电压将继续处于较低水平,负荷在检测到其端口直流电压且经过一定延时后按照负荷优先顺序分阶段进行切负荷操作,直至电压恢复;如果所有从换流站均运行于最小容量额定值且存在功率盈余时,直流电压将继续处于较高水平,分布式电源根据检测到的端口直流电压选择降功率运行,直至电压恢复。
2.4 模式切换过程
在上述任意两种模式互相切换过程中,若系统功率出现大幅缺额或盈余,直流电压将短时出现较大的波动幅度,变化范围可达到|ΔUdc|>5%,对应于图2曲线④⑤。利用蓄电池与从换流站的配合实现主从换流站控制策略的无缝转换,尽量减小控制策略切换过程中由于功率不匹配带来的暂态冲击。若从换流站的功率输出越限,则从换流站以PLmax或PLmin恒功率运行,不参与调压,对应于图2曲线⑥⑦。
由于蓄电池的容量有限,应保证蓄电池的SOC值SSOC维持在一定范围(本文取为40%<SSOC<80%),避免蓄电池运行在深度放电和深度充电状态,保证其运行寿命[19]。对蓄电池的SOC实时监测,当监测到SOC值超过该范围(SSOC>80%或SSOC<40%)时,关闭蓄电池,利用分布式电源或者负荷单元的配合实现模式切换。
3 仿真分析
为了验证本文提出的直流配电网电压协调控制策略的有效性,采用PSCAD/EMTDC软件仿真,所搭建直流配电网的拓扑结构如图1所示。直流母线额定电压为±7.5kV,两端电网电压均为10kV,通过网侧变压器将电压降为6kV。
MMC换流站子模块的电容额定电压为0.8kV,每个桥臂采用30个子模块组成,子模块电容值为1 000μF,并网等值电阻和电感分别为0.02Ω和1mH,桥臂滤波电抗的电感为4 mH,仿真时对MMC换流站进行戴维南等效处理以加快仿真速度[20]。主换流站容量为2 MW,无功参考值为0;从换流站容量为2.5 MW,无功参考值为0,U-P特性曲线的下降系数为-1 MW/kV。
小型永磁直驱风力发电系统容量为1.5 MW,风机额定风速为10.5 m/s,切入、切出风速分别为3m/s和15m/s,交流侧输出电压为0.69kV,额定频率为12.18Hz,通过VSC并网运行;光伏阵列由光伏电池板的串并联组成,短路电流为0.65kA,开路电压为2kV,最大功率点电压为2.13kV,最大输出功率为1.3 MW,通过Boost变换器并网运行;储能装置由铅酸蓄电池的串并联组成,容量为0.6 MVA/0.5 MW,SOC最大值和最小值分别定为0.8和0.4,SOC初值定为0.8,U-P下降系数取为-2 MW/kV。初始条件下光照强度为1 000 W/m2,温度为25℃,风速为10m/s。
交流负荷为2 MVA,功率因数为0.95,额定电压为0.38kV,并网换流站的交流电压参考值为6kV;直流负荷为3 MW,直接并入直流配电网。
节点参数和线路参数如表1和表2所示,其中,规定各单元注入直流配电网的功率方向为正,从换流站的有功参考值暂定为2.25 MW,Pmin和Pmax分别为节点的最小和最大输入功率,不考虑直流负荷接入直流配电网的损耗率。
编制潮流计算程序,得到各节点直流电压及输入功率如表3所示。
由表3可知,在该运行状态下,各节点直流电压偏差均不超过0.01,且主换流站输入功率不越限,系统可以平稳运行。下面分别对不同运行模式进行仿真,直流电压均采用标幺值。
3.1 恒压控制模式仿真结果
图4给出了当分布式电源功率输出变化时的仿真结果。图4中:Pw和PPV分别为风机和光伏功率。1.5s之前,稳定运行结果与潮流计算结果基本一致,如图4(a)和图4(d)所示。
1.5s时,风速变化至7 m/s,光照强度变化至500 W/m2,由图4(b)和图4(c)可知,分布式电源功率输出共减少约0.9 MW,由于功率缺失,直流电压下降,如图4(a)所示,在100ms后直流电压出现最小值0.98,主换流站通过PI控制器的调节增大输入功率,如图4(d)所示,在400ms后将直流电压稳定为1;2.5s时,风速变化至9 m/s,光照强度变化至1 200 W/m2,分布式电源输出增加约0.9 MW,由于功率盈余,直流电压上升,如图4(a)所示,在100ms后直流电压出现最大值1.015,主换流站通过PI控制器的调节减小输入功率,如图4(d)所示,在200ms后将直流电压稳定为1。
该模式下的直流电压稳定于0.97~1.03,对应于图2的运行曲线①,通过主换流站与交流主网的功率交换调整实现直流电压稳定。由于从换流站和蓄电池检测到的端口电压均未超过界限,所以两者均不参与系统调压。
3.2 限流控制模式仿真结果
图5给出了直流配电网工作于限流控制模式下的仿真结果。风速和光照强度不变,分布式电源输出功率保持1.75 MW恒定,从换流站初始有功参考值为2.25MW,1.5s之前的运行曲线与恒压控制模式一致。
1.5s时,大容量直流负荷突然投入,直流负荷由3 MW增加到4.5 MW。由于系统有功出现大幅缺额,直流电压骤降,如图5(a)所示,主换流站通过增大输入功率以维持功率平衡,但受限于主换流站容量,其无法满足系统缺额,主换流站转入限流模式运行,如图5(b)所示。由于系统仍存在功率缺额,直流电压将继续下降,约1.55s时,从换流站检测到端口直流电压下降为0.97,其控制策略转为下降控制,有功输出增大,如图5(c)所示;约1.6s时,蓄电池并网变换器检测到直流电压下降为0.95,蓄电池也转入下降控制策略,开始快速放电,如图5(d)所示。1.75s时,直流电压稳定于0.94,从换流站输入功率稳定于2.5 MW(额定功率),蓄电池输出功率为0.4 MW,对应的控制策略为图2曲线⑦。
经过短时调整后,主从换流站输入功率均达到极限,且蓄电池的SOC持续减小,如图5(e)所示,因此直流电压仍小于0.95。负荷侧检测到端口电压后经过一定时间的延时,切除1.5 MW的次级负荷,由于功率盈余,200ms后直流电压升高至1,从换流站和蓄电池相继检测到端口电压达到0.95和0.97,从换流站由下降控制转为恒功率控制,蓄电池停止放电,此时SOC为0.47。
3.3 退出运行模式仿真结果
图6给出了直流配电网工作在退出运行模式下的仿真结果,对应于附录A图A5的运行曲线。2s时,主换流站交流侧断路器跳开,输入功率降为0,如图6(b)所示,系统只通过从换流站与交流主网相联。
由于平衡节点的消失,主换流站的输入功率需由从换流站承担,从换流站输入增大,如图6(c)所示,则电压下降,如图6(a)所示。2.05s时,从换流站检测到直流电压下降至0.95,其控制策略切换为下降控制;2.15s时,蓄电池检测到端口电压达到0.97,其控制策略也转入下降控制,快速放电,如图6(d)所示。从换流站和蓄电池均以最大输出功率运行,但输入功率仍小于负荷,电压仍将下降。负荷侧检测到直流电压小于0.95后在2.25s时切除0.5MW负荷,此时功率盈余,电压上升,2.5s时,直流电压达到0.95,蓄电池停止放电,SOC稳定于0.72,从换流站也相应地减小功率输出,约在2.65s时电压稳定于0.97。
由于稳定后由从换流站为下降控制,因此直流电压并不等于1。整个协调控制过程中电压变化平缓,系统不会产生大的暂态冲击,实现了各个模式之间的平滑切换。
4 结语
直流电压是保证直流配电网功率平衡的重要条件,本文提出了多约束条件下的直流配电网电压协调控制策略。各电力电子器件的控制切换条件由直流电压变化量、并网器件容量以及蓄电池SOC决定,以上变量均为本地信息量,不依赖通信,实现了各电力电子器件的分散自律控制,同时通过协调各器件的工作方式保证了系统的高可靠性。
电压均衡控制策略 篇8
1 风力机运行特性分析
在直驱永磁风力发电系统中, 风力机将捕获的风能转化成转动势能去带动永磁发电机工作。风力机捕获的风能的大小跟发电机转速和桨距角有着密切的关系。
风力机从空气中捕获的风能方程[12]为
其中:
式中:ρ为空气的密度, kg/m3;R为风力机叶片半径, m;vw为风速, m/s;Cp为风能利用系数;β为叶片的桨距角;λ为风力机叶尖速比;ω为风力机的转速, rad/s。
在风速vw和空气密度ρ不变的情况下, 由式 (1) —式 (4) 可知, 风力机所捕获的风能只和发电机的转速有关, 即某风速下风力机只有运行在特定的转速下, 才可以获得最大的风能。将不同风速时风力机捕获最大风能的转速值连线, 得到的就是此风力机的最大风能捕获曲线。最大风能捕获曲线可以通过风力机的数学模型直接计算或通过试验的方法进行确定。为了保证曲线的准确性, 通常分别对风力机运行状态的启动区、最大风能捕获区、衡转速区和恒功率输出区进行试验, 以获得最优风能给定曲线[13]。
2 飞轮储能单元数学模型
飞轮储能单元控制系统的主要作用, 是控制飞轮转速转化为飞轮转动势能的大小, 以达到稳定直流侧电容电压的目的。
飞轮电机数学模型与永磁发电机类似, 飞轮电机控制电压可表示为
式中:ufd为飞轮电机定子d轴电压, ufq为飞轮电机q轴电压;Rf为定子电阻;ifd为飞轮电机定子d轴电流, ifq为飞轮电机q轴电流;Lfd为飞轮电机定子d轴电感, Lfq为飞轮电机q轴电感;ωsf为电机的电转速且ωsf=pfωf (其中:pf为飞轮电机极对数;ωf为电机的机械转速) ;ψf为飞轮电机的转子磁链[14]。
在d、q轴系、飞轮电机转子磁场定向、ifd=0的矢量控制下。电机的电磁转矩可表示为
当飞轮系统处于加速储能状态时, 飞轮电机作电动机运行, 电机驱动飞轮转动, 飞轮相当于电机的负载;当飞轮系统处于释放能量的减速状态时, 驱动电机以发电机形式运行, 飞轮驱动电机转动, 飞轮相当于电机的驱动装置。因此, 飞轮可等效为具有一定转动惯量的质量块, 以飞轮的转矩量表示的数学模型为
式中:Jfm为飞轮等效转动惯量, 且Jfm=Jf+Jm;Jm为驱动电机转动惯量。
飞轮通过转速的变化获得相应的转矩, 储存或释放需求的功率。若忽略损耗, 则在稳态的情况下, 作用在飞轮上的转矩Tf即等于驱动电机的电磁转矩Tfe, 其表达式为
在转速恒定或者转速已知的情况下, 通过控制电机转矩可控制电机输出功率, 即通过控制定子q轴电流, 可控制飞轮系统的功率Pf (飞轮系统通过直流链与电网交换的功率) , 其表达式为
3 直驱永磁风力发电系统控制策略
3.1 机侧变流器控制策略
用发电机侧变流器实现发电机转速的控制。永磁同步发电机的电压方程[15]可写成:
式中:usd、usq和isd、isq分别为发电机出口电压和电流的d轴、q轴分量;Ld、Lq、Rs分别为定子d轴、q轴电感、定子电阻;ωs为发电机转速;ψf为永磁磁通。
永磁同步发电机的电磁转矩方程为
式中, p0为发电机极对数。
在直驱永磁发电机中, 永磁体磁链和定子极对数都是固定不变的, 且对于径向式转子磁路结构有Ld=Lq, 因此电磁转矩不受isd的影响, 发电机的电磁转矩方程可写为
机侧变流器采用基于磁链定向的双闭环控制, 如图1所示。q轴有功功率外环控制中, 发电机输出的参考有功功率由发电机的转速确定, 跟发电机实际输出有功功率进行差值比较, 经过PI控制器可以得到q轴电流的参考值。其中, 由于发电机实际输出有功功率含有较多的高次谐波分量, 所以在其反馈量前加入滤波环节。d轴控制发电机的运行状态, 若采用id=0的控制方式, 可直接令d轴参考电流等于零。
3.2 网侧变流器控制策略
网侧的脉宽调制 (pulse width modulation, PWM) 变流器能实现发电机组的单位功率因数运行和对直流侧电容电压的稳定控制。
在d-q同步旋转坐标系下网侧变流器输出的有功功率和无功功率为
式中:ugd、ugq和igd、igq分别为电网电压和电流的d轴、q轴分量;Pg和Qg分别为网侧变流器输入到电网的有功功率和无功功率。
经电网电压矢量定向, d轴电压分量ugd=ug, q轴电压分量ugq=0, 则有功功率和无功功率又可以表示为
这样实现了有功和无功的解耦控制, 有功功率仅和d轴电流有关, 无功功率仅和q轴电流有关。网侧变流器控制框图如图2所示。
d轴外环以直流侧电容电压uDCref为目标量, 通过跟直流电容电压uDC进行比较, 经比例-积分 (proportional integral, PI) 控制器PI4输出d轴电流给定值。q轴采用外环无功功率, 其输出值为无功电流的给定值。无功功率参考值可以直接根据控制要求给定, 可以选择恒定电压控制或者单位功率因数控制等。
3.3 飞轮储能控制
当电网电压跌落时, 直驱永磁发电机组的发输电不平衡, 不平衡能量累计在直流侧。此时在直流侧并入飞轮将不平衡能量转化成动势能, 以达到降低直流电容电压和抑制并入电网有功功率波动的作用, 提高直驱永磁风力发电机组的低电压穿越能力。飞轮储能系统控制策略如图3所示。
首先对直驱永磁发电机发出有功Ps和网侧变流器并入电网的有功Pg进行作差, 然后对其差值做出判断。若差值没有超过给定上限值, 控制系统给定值为0, 即此时直流侧可以通过自身控制系统抑制不平衡能量产生的电压波动;若差值超过给定上限值, 则功率差值ΔPref作为控制系统的有功给定值, 通过闭环控制实现对飞轮系统的控制, 将多余能量转化为飞轮的转动势能。其中d轴采用ifdref=0控制[16]。
3.4 卸荷电阻控制
增加直流侧卸荷电路, 在电网电压发生故障时, 可以有效地防止直流侧过电压, 保护直流侧电容。相比于控制方法的改进, 增加卸荷电路可以更大程度提高机组的低电压穿越能力[17]。卸荷电阻控制策略如图4所示。
控制器通过判断发电机输出有功Ps和系统输入到电网有功Pg的差值ΔP来得到卸荷电阻的触发信号。为防止ΔP作为判断条件时控制不够快, 而导致直流侧电容电压UDC快速上升, 卸荷电阻电路控制选择UDC作为辅助的判断条件, 实现卸荷电阻的及时投入。当卸荷电阻由不平衡功率ΔP或直流侧电容电压UDC触发投入工作后, 直到卸荷电阻本次动作退出, 都只以使其投入运行的条件作为判断依据, 防止两种判断条件产生交错影响[18]。
4 系统的新型低电压穿越控制策略
电网电压发生跌落时, 网侧变流器为了维持直流电压不变会增大输出电流, 但变流器热容量有限, 网侧电流被限制在额定电流以下, 系统传输有功功率的能力下降。而发电机发出的有功功率保持不变, 直流侧电容上的输入和输出有功出现不平衡, 导致电容电压上升。因此, 将飞轮储能模块和卸荷电阻模块加入仿真系统, 以进一步提高系统的低电压穿越能力。
电压发生跌落时, 为防止网侧变流器过电流, 网侧变流器电流被限定在某一额定值, 此时网侧变流器的有功输送能力下降, 发电机发出的有功不变。所以, 为防止直流电容过电压, 采用直流侧加入飞轮储能控制系统。飞轮储能系统通过三相变流器将因电网电压跌落产生的不平衡功率转化为飞轮同步电机的转动势能。当电网电压跌落时, 飞轮同步电机投入, 消耗直流侧电容上产生的不平衡功率, 稳定直流电容电压。当永磁同步飞轮电机转速超过额定转速时, 飞轮电机模块退出, 同时卸荷电阻模块投入, 消耗掉直流电容上的不平衡功率。通过协调投入和退出飞轮电机模块和卸荷电阻模块可使直驱永磁风力发电系统成功实现低电压穿越。新型低电压穿越控制策略流程如图5所示。
5 仿真分析
5.1 轻度电网电压跌落仿真
为了验证本文提出的低电压穿越协调控制策略的有效性, 本文基于PSCAD/EMTDC对电网电压不同深度跌落的2个算例进行仿真试验。仿真系统参数如表1所示。
故障前, 风力发电系统运行在额定风速下, 以单位功率因数状态运行, 在4 s时, 机端发生三相对称电压跌落故障, 故障持续时间为1 s, 电压恢复。故障期间电网电压由0.690 k V跌落至0.552 k V, 跌落深度为20%, 仿真结果如图6所示。
故障发生后, 电网电压跌落, 如图6a所示。故障发生后系统输送有功能力下降, Pg减少至1.20 MW, 如图6b所示。直流侧电容上输入和输出有功功率的差值瞬间增大, 故障发生后直流电压UDC有一个上冲, 如图6c所示。飞轮电机控制器检测到机端电压跌落后, 电机转速开始上升, 直流侧电容上的多余功率转化为发电机的转动势能, 如图6e所示。从图6c和图6f可以看出, 卸荷电阻投入的两个条件均不满足, 所以, 卸荷电阻没有被投入。期间发电机发出有功功率保持不变, 如图6d所示。
5.2 深度电网电压跌落仿真
在4 s时, 机端发生三相对称电压跌落故障, 5 s时, 故障消失。故障期间电网电压由0.690 k V跌落至0.345 k V, 跌落深度为50%, 仿真结果如图7所示。
故障发生后, 电网电压跌落, 如图7a所示。系统输送有功能力下降, Pg减少至0.80 MW, 如图7b所示。飞轮电机转速ωs开始升高, 过剩功率由飞轮电机承担, 如图7e所示。当ωs超过ω0, 飞轮电机控制器退出。多余的不平衡功率再次由直流电容承担, 如图7f所示, 此时Ps和Pg的差值ΔP大于卸荷电阻控制器的阈值ΔPmax, 卸荷电阻投入, 消耗ΔP。
故障切除后, Pg恢复至1.5 MW, ΔP<Pt, 卸荷电阻电路退出。在电网电压深度跌落时, 由于卸荷电阻的投入, 飞轮电机转速没有超过额定转速, 因此, 在协调控制策略的作用下, 直驱永磁风力发电机组同样能实现低电压穿越。
6 结论
本文针对电压跌落过程中出现的变流器直流电容和发电机的能量不平衡问题, 提出了一种新的低电压穿越协调控制策略, 并在轻度和深度电网电压跌落2种工况下, 基于PSCAD/EMTDC, 对系统进行了仿真分析。仿真结果表明, 当轻度电网电压跌落时, 飞轮电机在不超过额定转速的情况下, 有能力将多余的功率转化为自身的转动势能;当电网电压跌落较严重时, 飞轮电机超过额定转速后, 卸荷电阻投入, 消耗多余功率。故障期间飞轮电机转速和直流电容电压都没有超过设定的上限值, 所以直驱永磁风力发电机组成功地实现了低电压穿越。
摘要：针对风力发电机组并网后出现的电网电压跌落状况, 分析了风力机组运行特性, 建立了飞轮储能单元数学模型。提出了一种新的低电压穿越控制策略, 即低电压穿越协调控制策略。基于PSCAD/EMTDC对电网电压不同深度跌落的2个算例进行仿真, 其结果验证了该控制策略的有效性和正确性。