电压稳定性（共11篇）
电压稳定性 篇1
0 引言
在电力系统运行中, 保持系统的稳定性是非常重要的任务。系统稳定破坏可能导致系统瓦解和大面积停电等灾难性事故, 给社会带来巨大的损失。
1 电压失稳的特征
(1) 起始事件可能由不同的原因引起:小的逐渐的系统变化, 如系统负荷的自然增长, 或大的突然扰动, 如失去发电机组或重负荷线路。有时, 看上去不大的初始扰动可能导致相继事件, 最终引起系统崩溃。
(2) 问题的核心是系统不能满足其无功要求。通常 (但不总是) 电压崩溃与带有重负荷线路的系统条件有关。当从相邻地区输入无功时, 任何需要额外无功支持的变化, 都可能导致电压崩溃。
(3) 电压崩溃通常表现为电压缓慢衰减。这是由设备、控制装置及保护系统的动作和相互的累积过程的结果。崩溃的时间过程在这种情况下, 可能是几分钟。在一些情况下电压崩溃的动态过程的持续时间可能很短, 大约在几秒钟时间里。这些事件通常是由不利的负荷成分引起, 如感应电动机或直流输电换流器, 这种类型的电压崩溃的时间范围与转子角度失稳的时间相同。在许多情况下, 电压和角度不稳定之间的区别可能不明显, 两种现象的一些方面都可能存在。
(4) 电压崩溃受系统工况和特性影响很大。
(5) 电压崩溃问题可能因为过量地使用并联电容器而变得更加严重。合理地选择并联电容器、静止无功补偿器以及同步调相机的组合, 可以使无功补偿更为有效。
2 提高电压稳定性的措施
2.1 电网规划
一个规划得好的电网结构是保证电力系统安全稳定运行的物质基础, 而一个结构上不健全或不合理的电网很难保证不发生稳定破坏事故。所谓好的电网结构包括两方面的内容:其一, 是为了适合负荷的需要, 配置足够的、布置合理的、单机容量和电厂容量不过分集中的电源。其二, 是与电源容量和负荷水平相适应的、有足够传输能力的、在正常运行时具有必要的灵活性并且足以应付运行中各种偶然情况, 特别是事故情况下的电网结构。
对于大电源集中的远距离向负荷中心送电的方式, 应通过各种途径来提高其抗扰动的能力。加强系统网架结构的建设, 在发电机和负荷之间增加新的输电线路。电力网络的传输能力, 特别是从发电侧向负荷侧输送无功功率的能力应引起重视。对于新建线路, 采用高波阻抗功率值的线路可以提高电压稳定性。可以通过应用分裂导线和紧凑型线路来实现, 增加每相线路分裂导线的数目, 可以减小电抗, 其等价于对线路进行均匀分布的补偿。
在长距离重负荷的输电线路中间装设串联电容器, 串联电容器能有效地缩短线路的电气长度, 理想的串联电容器提供的无功功率正比于线路电流的平方而与母线电压无关, 这将对电压稳定性产生有利的影响。
功率平衡原则是电网规划的基本原则, 受端系统应作为实现合理电网结构的关键环节应予以加强, 从根本上提高系统的安全稳定水平。
对于传输巨大功率的输电系统, 维持其电压稳定性和最小的损耗是十分重要的。装设足够的无功补偿装置, 不仅要满足系统正常运行中系统内需要的无功功率, 减少无功功率在电网中的流动, 而且满足紧急状态下系统的无功需求。无功补偿装置的大小, 容量和地点的选择必须根据所有保证系统能满意运行的最为繁重的系统工况的详细研究确定。
合理地分散配置并联电容器以及并联电抗器, 特别是应增加在故障期间能进行快速投入和断开的控制装置。另外在远距离大容量负荷线路的受端接入大容量并联电容器时, 必须特别注意可能产生的电压不稳定现象。
2.2 系统运行
对于电力系统的运行人员来讲应采用合理的运行方式, 及时投切电压和无功功率调整设备。在电力系统重载或紧急情况下, 运行人员必须应用可以支配的手段保持输电电压在允许的高水平, 确保电压的分布, 使负荷母线电压处于临界电压值以上。如果使用现有的无功补偿装置不能达到上述要求, 就必须限制传输功率, 启动发电机组以提供电压支持。
许多发电机运行在高功率因数状态。为了提高电力系统的电压稳定性, 应当对发电厂运行人员进行电压稳定性的基本知识的培训。当电力系统处于罕见的紧急状况, 需要发电机输送大量的无功功率时, 要求运行人员不能降低发电机的无功功率的输出。在一些情况下, 减少特定发电机的有功出力可以获得更多的无功功率, 从而改善电力系统的电压稳定性。
正常状态下通过投入并联补偿装置, 使发电机运行在适中的或较低的励磁状态, 以提供足够的“旋转”无功备用。
实际应用中, 应合理地采用带负荷调节分接头的变压器。分接头的调节目标在于维持低压侧电压的恒定, 分接头调整使用不当可能产生严重的消极后果, 对系统的稳定性造成很不利的影响。故障情况下, 应首先考虑投入无功功率电源。
低压减载是解决电压稳定性问题的重要后备手段, 是解决电压稳定性的一种有效的分散型控制措施。当电压低到一定程度时, 立即切除部分负荷, 在事故发生后, 要确保主要地区的供电, 而不能保证所有地区都能供电。在实际运行中通过甩负荷来维持系统电压稳定性的方法还很少用, 这是维持系统电压稳定的最后一道防线。
2.3 电压安全监控系统
随着计算机技术的日益发展, 为建立电压安全监控系统, 帮助调度员发挥作用提供了条件。
电压安全监控系统应该具备以下功能, 告诉调度人员电力系统当前运行状态的电压稳定性如何;当电压稳定裕度不够时向调度人员提供可以采取的措施, 显示电压稳定易于破坏的薄弱区域;当切负荷成为不可避免的手段时, 告诉调度人员在哪些节点, 分别切除多少负荷最为合适。
开发出具备以上功能的软件将极大的提高电力系统安全运行的水平, 使电力系统运行能够防患于未然。调度员能够及时发现可能导致电压失稳的诱因, 采取及时必要的措施予以排除, 从而使电力系统运行于安全、经济、可靠条件下, 产生出巨大的社会和经济效益。
2.4 建立正确计算模型做好充分预案准备
由于负荷组成的复杂性, 负荷模型和实际情况相差较大成为制约仿真结果正确性的主要因素。负荷特性及配电系统电压控制装置是影响系统电压稳定性的关键因素。掌握一个实际系统的负荷特性的详细资料, 对系统的规划运行意义重大。根据现场实测综合负荷数据, 进行总体测辩建模, 以确定负荷模型的参数, 对电力系统的生产运行、规划设计具有重要的意义。准确的负荷模型对电压稳定的研究至关重要。对负荷模型的研究工作正在受到日益关注。研究解决如何建立符合实际情况的负荷模型将成为未来仿真软件的主要任务之一。
3 结束语
总之, 随着我国电力系统的发展壮大, 电力系统稳定问题成为越来越重要的问题。
参考文献
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[2]程浩忠, 吴浩.电力系统无功电压稳定性[M].北京:中国电力出版社, 2004.
[3]韩桢祥.电力系统稳定[M].北京:中国电力出版社, 1995.
[4]王奔.电力系统电压稳定性[M].北京:电子工业出版社, 2008.
[5]马维新.电力系统电压[M].北京:中国电力出版社, 1996.
电压稳定性 篇2
（附试题答案）
一、单项选择题（每题4分，共28分）在每小题后备选答案中有一个是符合题目要求的，请将其代码填写在相应的括号内，错选、多选或未选均无分。
1、分析简单电力系统并列运行的暂态稳定性采用的是（）。
A、小干扰法；
B、分段计算法；
C、对称分量法。
2、不计短路回路电阻时，短路冲击电流取得最大值的条件是（）。
短路前空载，短路发生在电压瞬时值过零时；
B、短路前带有负载，短路发生在电压瞬时值过零时；
C、短路前空载，短路发生在电压瞬时值最大时。
3、电力系统并列运行的暂态稳定性是指（）。
A、正常运行的电力系统受到小干扰作用后，恢复原运行状态的能力；
B、正常运行的电力系统受到大干扰作用后，保持同步运行的能力；
C、正常运行的电力系统受到大干扰作用后，恢复原运行状态的能力。
4、对于旋转电力元件（如发电机、电动机等），其正序参数、负序参数和零序参数的特点是（）
A、正序参数、负序参数和零序参数均相同；
B、正序参数与负序参数相同，与零序参数不同；
C、正序参数、负序参数、零序参数各不相同。
5、绘制电力系统的三序单相等值电路时，对普通变压器中性点所接阻抗的处理方法是（）。
A、中性点阻抗仅以出现在零序等值电路中；
B、中性点阻抗以3出现在零序等值电路中；
C、中性点阻抗以出现三序等值电路中。
6、单相接地短路时，故障处故障相短路电流与正序分量电流的关系是（A）。
A、故障相短路电流为正序分量电流的3倍；
B、故障相短路电流为正序分量电流的倍；
C、故障相电流等于正序分量电流。
7、对于接线变压器，两侧正序分量电压和负序分量电压的相位关系为（C）
A、正序分量三角形侧电压与星形侧相位相同，负序分量三角形侧电压与星形侧相位也相同；
B、正序分量三角形侧电压较星形侧落后，负序分量三角形侧电压较星形侧超前
C、正序分量三角形侧电压较星形侧超前，负序分量三角形侧电压较星形侧落后。二、判断题（下述说法是否正确，在你认为正确的题号后打“√”，错误的打“×”，每小题3分，共12分）
1、快速切除故障有利于改善简单电力系统的暂态稳定性。（）
2、中性点不接地系统中发生两相短路接地时流过故障相的电流与同一地点发生两相短路时流过故障相的电流大小相等。（）
3、电力系统横向故障指各种类型的短路故障（）
4、运算曲线的编制过程中已近似考虑了负荷对短路电流的影响，所以在应用运算曲线法计算短路电流时，可以不再考虑负荷的影响。（）
三、简答题
（每题15分，共60分）
1、二次电压控制的目的是什么？
2、为什么说感应电动机负荷是在电力系统电压稳定性评估中的一个重要设备？
3、采取抑制长期不稳定性校正措施的目的是什么？
4、在稳定性研究中所采用的建模方法通常依赖的假设是什么？
大学本科电力系统电压稳定性试题答案
选择题
1.B
2.A
3.B4、C5、B6、A7、C
判断题
1.√
2、×
3、√
4、√
简答题
答：（1）确保主导点电压在一个特定整定值上；（2）使每台发电机的无功输出正比于它的无功容量。
答：（1）它是在1s的时间框架内的一个快速恢复复合；（2）它是一个低功率因数负荷，具有很高的无功功率需求；（3）当电压较低或机械负荷增加时，它趋于停转。
3、答：（1）恢复长期平衡（足够快，以至于这个平衡是吸引的；（2）避免短期动态的短期-长期不稳定性；（3）阻止系统恶化；
电压稳定性 篇3
关键词 电气连接强度；受端交流系统；静态电压；稳定性
中图分类号 TM712 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)051-0172-01
1 受端交流系统静态电压稳定性的概念
在介绍受端交流系统静态电压稳定性的概念前，有必要了解一下静态稳定的概念，所谓的静态稳定是指电力系统在某一正常运行状态下受到小干扰后，不发生自发振荡或非周期性失步，自动恢复到原始运行状态的能力。而关于受端交流系统静态电压稳定性的定义至今仍存在分歧，其中普遍比较认可的定义就是指受端交流系统维持电压的能力。即当负荷导纳增大时，负荷功率也随之增大，并且功率和电压都是能控的。
2 受端交流系统静态电压稳定性的分析方法
当前受端交流系统静态电压稳定性的常用分析方法主要包括最大功率法和灵敏度分析方法，以下将分别给予详细的说明。
2.1 最大功率法
当负荷需求超出电力网络传输功率极限时，系统将会出现异常现象，其中包括电压失稳。这是一种朴素的物理观点。把电力网络输送功率的极限作为静态电压稳定临界点正是最大功率法的基本原则。常用的最大功率判据有：任意负荷节点的有功功率判据，无功功率判据以及所有负荷节点的复功率之和最大判据。其中采用最大功率判据作为临界点判据的较多。
2.2 灵敏度分析方法
灵敏度分析方法利用系统中某些量的变化关系来分析稳定问题。常见的灵敏度判据有：
，，，
其中VL，QL，EG，QG分别为PQ节点和PV节点的电压和无功功率注入量，DQ为电网输送给负荷节点的无功功率的总和与负荷需求的无功功率之差。把灵敏度判据推广到复杂系统中，则转化为对某种形式的雅可比矩阵的数学性质的判断。在简单系统中，各类灵敏度判据是相互等价的，且能准确反映系统输送功率的极限能力。但在推广到复杂系统后，则彼此不再总是一致，也不一定能反映系统的极限输送能力。
3 电气连接强度对受端交流系统静态电压稳定性的影响
在电力需求不断增加，受端系统不断扩大，电气连接强度不断增强，而电源又远离负荷中心的情况下，当输电系统带重负荷时，会出现如下所示电压不可控制且连续下降的电压不稳定
现象。
3.1 受端交流系统静态电压稳定性稳定性分析
在给定功率P的情况下，负荷吸收的无功功率越小，受端的电压越高。P增大时，为了维持输电容量和受端电压，必须增加受端系统的无功功率补偿容量。要维持较高电压时，甚至要向系统输入无功功率。
与分析发电机同步运行的功角稳定性相似，在同一负荷情况下，可得到两个不同的负荷端电压值。其中较大的电压值是属于静态稳定的运行方式，另一个较小的电压值则是静态不稳定的。随着负荷的增加， 较大的电压值相应减小，而较小的电压值相应增大。这两个电压值逐渐趋近。
3.2 电气连接强度对受端交流系统静态电压稳定性的影响
3.2.1 电源对负荷点电压稳定性的影响
对于一个可得到两个不同的负荷端电压值，其中较大的是静态稳定的运行方式，另一个较小的电压值是静态不稳定的运行方式。根据负荷特性，节点负荷的功率随电压的变化有很大的增减，特别是无功功率的变化更为显著。其中综合负荷无功功率与电压的关系曲线表明当电压偏离额定值时，电压的增大将使电动机和变压器所消耗的励磁无功功率增加；而电压的下降使铁芯吸收的励磁功率减少，因而负荷的无功功率相应减少。但当电压进一步下降时，在电动机的转差增大直至电动机停转的过程中，电动机将吸收大量的无功功率。
3.2.2 并联电容器对电压稳定性的影响
系统运行中，为了减少无功功率的不合理流动，提高局部地区的电压，在负荷侧的变电所或负荷端并接并联电容器，改善功率因数，减少线损，提高负荷端的电压。并联电容器对电压稳定性的影响要根据具体情况来确定，应该分两种情况来讨论。
1）在接入电容器前电压偏低，接入后不进行任何电压调整。并联电容器的接入使负荷点的无功功率特性发生改变。负荷无功功率特性与供电无功功率特性也随之发生改变。这表明接入电容器后，负荷端电压发生了变化。
2）并联电容器用来提高功率因数，接入电容器后在正常情况下要改变变压器分接头来调整电压。此时，由于改变变压器分接头，相应改变了电容器的特性，使负荷端电压回复到原始电压，接入电容器后，正常电压与极限电压之间的差距减小，对电压稳定性不利。
3.2.3 带负荷自动调分接头对电压稳定性的影响
电压下降时，由于负荷特性，负荷从系统吸取的无功功率要相应减少，这在一定程度上起着自动维持电压的作用，使系统在一个接近初始状态的运行点运行。但是，带负荷调节变压器将根据负荷侧电压的下降程度自动调节变压器的分接头，力图使负荷侧电压恢复到整定值。这使负荷从系统吸取的无功功率也相应增加，恶化系统运行状态，从而使负荷侧电压进一步降低。如此反复循环，直到变压器的分接头达到极限位置。
所以，在接近电压稳定极限时，变压器分接头的调整将使系
统提前进入电压不稳定区域，使原来可以在较低电压水平下维持稳定运行的系统发生电压崩溃。这就是带负荷自动调节变压器分接头在电压崩溃过程中起的副作用。
3.3 控制电气连接强度对受端交流系统静态电压稳定性影响的有效措施
3.3.1 配置必要的发电设备
在搭建新线路或因事故原因而导致变压器投入运行的时间被推迟使，需要将不太经济的发电机投入运行，通过提供电压支持来改变潮流。
3.3.2 串联电容器
串联电容器是减小线路电抗的一种重要方法，进而可以起到降低无功网损的效果。通过串联电容器，可以通过联络线路将无功功率从强系统一端转向无功短缺系统的一端。
3.3.3 并联电容器
尽管采用并联电容器容易导致线路电压的不稳定，但必要时采用并联电容器却能够有效解决电压不稳定的现象，这是因为线路所需要的无功功率大多是就地提供的，而有功功率则是来源于发电机，因此，必要时可以通过并联电容器来有效控制电气连接强度对受端交流系统静态电压稳定性的影响。
3.3.4 静止无功补偿器
控制电压和防止电压崩溃最为有效的一种方法就是要实现静止无功补偿器和同步补偿器的配合使用，同时要充分考虑静止无功补偿器和同步补偿器的配合使用的极限值。如果超过极限值，系统中的电压就极有可能出现崩溃的问题。
3.3.5 低电压甩负荷
避免电压崩溃的有效方法就是减少一定的负荷。在辐射状负荷的情况下，要求甩负荷应该基于一次侧电压。甩掉受端系统的负荷在静态稳定问题中是最有效的解决方法。
3.3.6 低功率因数发电机
在靠近需要大的无功储备或无功短缺区域时，采用功率因数为0.8或0.85的发电机最为合适。因为采用具有无功过负荷能力的高功率因数发电机和并联电容器的组合可能更灵活，更经济。
4 结束语
受端交流系统静态电压稳定性是电力系统维持负荷电压水平的能力。它与电力系统中的电源配置，网络结构及运行方式，负荷特性等因素有关。往往由于电力系统电气连接强度的问题而导致受端交流系统静态电压不稳定。所以，受端交流系统静态电压稳定性作为电力系统稳定性的一个重要组成部分，有效控制电气连接强度对受端交流系统静态电压稳定性的影响，具有非常重要的意义。
参考文献
[1]呈.电网连接强度对交、直流混联系统静态电压稳定影响的研究[J].广东电力,2011,16.
电压稳定性 篇4
近年来，随着对清洁能源建设的大力推进，包括现在拟建的大型风力发电项目，地理位置上都远离负荷中心，并通过相对较弱的输电网络相连。在这样传输网络中的风电场存在严重的安全性和稳定性问题[1,2]。诸如风电场缺乏行之有效地无功电压评判体系，无功功率/电压管理系统配置不统一，相关无功电压控制的装置在风电机组低电压穿越(Low Voltage Ride-though,LVRT)期间无功控制能力较弱，高低压问题交替出现，风电机组大规模脱网等[3,4,5,6]。可见，无功电压控制是风电场并网急需解决的问题之一[7,8,9]。
由于技术上的限制，电力系统的静态电压稳定性会影响风电并网。文献[10]提出了双馈风电机组(Doubly-fed Induction Generator,DFIG)快速变桨静态电压稳定增强控制策略，由微电网中央控制器根据风速、负荷安排设置桨距角来进行静态电压控制。文献[11,12]通过过滤集合的原对偶内点法(Primal Dual Interior Point Method,PDIPM)，调节风电场和汇集站内的多种无功设备，以多目标控制模型为指标进行优化控制。文献[13]将整个系统的静态电压稳定性(Static Voltage Stability,SVS)进行了定量分析，探索分布式电源出力对集中接入和分布式接入方式下电网SVS的影响。
上述文献中风电场的无功电压控制主要是针对多无功源的运行特性分析，探讨如何协调无功源来优化电压控制，但是并没有将静态电压稳定性纳入到一个整体的无功电压控制策略中。本文通过研究大规模风电场并网的静态电压稳定机理，并在现有调压手段的基础上，适时调整风电机组无功出力，升压变压器抽头以及调无功补偿装置(Static Var Compensator,SVC)，进一步提出了基于分层管理的无功功率/电压控制策略，并将该策略嵌入到风电场电压/无功自动管理平台(Voltage/Var Management Platform,VMP)。对风电场的现场试验发现，VMP无功电压控制策略能够改善LVRT期间无功表现，提高风电场无功电压的稳定性。
1 风电场静态电压稳定机理
现行风电场各方面研究并不成熟，加之无功控制策略的局限性，不协调性，以及控制设备不稳定性，如何提高风电场静态电压稳定性就显得更为必要[14]。风力发电机具有间歇性，高穿透性和较低的惯性响应，这些特征常会导致风电场电压的不稳定。为研究方便，本文通过如图1所示的风电场等值系统模型，来对风电接入电网后的静态电压稳定机理进行研究。
图1中，为系统平衡点电压，为风电场并网点(Point of Common Coupling,PCC)电压，Rs+j Xs为风电场PCC到系统的等效阻抗，Pw+j Qw为风电场输出的视在功率，j Qc为风电场无功补偿装置发出的无功功率，为风电场送出线路的电流。由图1可得：
考虑无功补偿发出无功功率后，风电场PCC向电网发出的功率为(假设
式(2)化简可得
式(3)移项，消去θ，可得
等式(4)两侧均乘以(Rs2+Xs2)2，可得
可求得风电场PCC电压，其中
忽略传输线路电阻Rs，可得
令式(7)中的基准电压为E，基准容量为E2/Xs，无功支撑为0时风电场有功出力(p.u.值)Pw和电压(p.u.值)Upcc的典型PV曲线如图2所示。
由图2可以看出，随着风电场有功出力的增加，PCC电压逐渐降低，电压-有功灵敏度逐渐增加，微小的有功功率扰动将引起较大的电压变化，系统电压稳定性降低，在风电场出力达到0.5 p.u.时，电压达到崩溃点。因此需要调节风电场无功出力以降低有功功率波动对系统电压稳定性的影响。
2 VMP系统工作原理及无功控制策略研究
风电场VMP系统是指风电场电压/无功自动管理平台的简称，主要用来降低风电场内的集中无功补偿设备额定容量(甚至替代)，以提高风电场发电效益。目前各型风电场VMP的结构基本相似，本文以如图3所示的金风VMP结构进行分析。
由图3可以看出，该VMP系统将风电场(由A1～Ai个风机构成)看成为一个连续可调的无功源，根据无功电压分层协调控制原则，由电网公司自动电压控制(Automatic Voltage Control,AVC)无功电压控制系统主站经电网通信通道下发无功电压调节信号或命令，信号传至金风VMP工作站，经状态反馈分析计算，下达指令给金风VMP子站，以实现其与风机、无功补偿装置等通讯网络和变电站数据采集装置的互联通信，从而能够对系统的无功电压实时调节。
为此，各风电场应满足电网无功容量确定的基本原则[15]：对于直接接入电网的风电场，其具有的容性无功容量至少能够补偿风电场满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及风电场送出电路的一半感性无功之和，其具有的感性无功容量至少能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的一半充电无功功率；风电场无功容量应结合风电场的实际接入情况，通过风电场接入电力系统无功电压来确定，在风电机组的无功容量不能满足风电场的电压调节需要时，应在风电场配置集中无功补偿装置。目前风电场调压手段主要有调节风电机组无功出力，调升压站变压器抽头以及调无功补偿装置等。通过调压控制使风场能够平抑由于风速变化或者系统中的小扰动引起的电压波动。因此，本文基于以上三种无功调压电压手段，本文提出一种新的最优无功控制策略方案如流程如图4所示。
VMP无功电压协调控制策略是以风电场汇集站高压侧母线电压为参考电压，若采集到的母线电压低于设定的参考电压值时，VMP系统下发指令调节风电机组无功出力，若风电机组无功出力达到额定值，再调整升压站变压器分接头(包括主变分接头升档调节和降档调节)，若电压仍是低于参考电压值，则需要联合无功补偿设备SVC，采用手动控制方式联合控制风电场的无功电压，最终实现风电场电无功电压的协调控制。
VMP系统下发指令调节风电机组无功出力时，在功率因数-0.95～0.95确定的风电机组无功容量范围内，通过改变风电机组功率因数目标值，来确定风电机组的无功控制能力。在有功出力不同，1号风电机组无功出力控制结果如表1所示，以判断风电机组无功出力能力达到额定值。
若风电机组无功出力能力达到额定值时，则需要调整升压站变压器分接头，包括主变分接头升档和降档两个调节。首先，将主变分接头有2档调节至3档，风电场输出功率为9.9 MW，记录VMP的动态响应过程。表2记录了升档调节前后风电场和风电机组的电气参数。
其中VMP动态响应时间为44.5 s,1号风电机组动态响应为45.2 s。
其次，再将主变分接头有3档调节至2档，风电场输出功率为9.1 MW，记录VMP的动态响应过程(若升档调节已满足参考电压，此降档调节可省略)。表3记录了降档调节前后风电场和风电机组的电气参数。
其中VMP动态响应时间为38.1 s,1号风电机组动态响应为41.7 s。
若调整升压站变压器分接头，电压仍是低于参考电压值，则需要联合无功补偿设备SVC，采用手动控制方式设定联合运行的初始态，初始态下，风电场110 kV、35 kV母线电压在合理范围内，将主变分接头由2档调节至3档，测试联合运行条件下SVC的响应特性，表4为升档前后系统的电气参数。
3 VMP系统无功控制方案现场试验
以新疆某风电场的金风VMP系统控制方案为例，风电场无功补偿装置测试点采集的信号为风电场主变高压侧三相电压/电流，主变低压侧三相电压，无功补偿装置三相电流，风电场35 kV线路#1风电机组机端三相电压/电流。其中，风电场主变高压侧三相电压/电流，主变低压侧三相电压，无功补偿装置三相电流的采集点取自风电场SVG室屏柜PT、CT二次端子，1号风电机组机端三相电压取自风电机组变流器网侧铜排，三相电流取自风电机组变流器网侧电缆。VMP系统控制方案如图5所示。
图5中VMP系统控制的风电场装机容量为174 MW，含有116台金风1.5 MW风机，2台主变压器(简称1号主变)及2套SVC。1号主变容量均为100 MVA，其高低压侧电压分别为35 kV与110 kV，并由110 kV母线送出系统，风电场内2套SVC的容量分别为22 Mvar和30 Mvar。1号主变压器选用的是R10型，采用有载调压方式，并满足无功控制系统要求。实验所需要的设备与软件如表5和表6所示。
该风电场的金风VMP系统1号主变的实时运行数据结果如图6所示(1 min间隔数据图)。
由图6(a)1号主变低压侧运行数据可以看出，风电场实际运行电压为37.5～38.5 kV，围绕目标值38 kV微小波动，设备满足控制方案要求，风电场内电压运行稳定。同样图6(b)1号主变高压侧电压以116 kV为中心在113～118 kV范围内波动，最高短时尖峰电压不超过119 kV，最低短时尖峰电压为111 kV，符合电网运行要求。
暂态运行结果：在VMP运行期间，风电场经历了一次电网电压跌落，安装金风VMP控制系统的风电场(共116台机组)电压运行稳定，没有出现电压振荡问题，并且机组全部实现低电压穿越如图7所示。
由图7可以看出，风电场风机在40 ms左右发生低电压故障，电压有38 kV跌落至30 kV左右，VMP系统控制风机以提供容性无功电流支撑，使得无功电压在约为40 ms时间内得到响应，无功电流大小根据电网电压跌落深度进行调节(为系统电压跌落标幺值的2倍)，最大值为1.05倍的额定电流。在80 ms系统故障清除，无功功率控制平稳，无功电压迅速恢复到稳态正常水平，转为稳态控制。
金风VMP已经同新疆电网公司主站通过IEC104协议交换器进行对接，可将无功/电压命令下发给金风VMP，同时将VMP采集的风电场内部数据上报至电网公司进行反馈，从而对风电场并网点进行无功/电压进行控制。在50%电压跌落3相对称时，无功电流响应局部放大如图8所示。
由图8可见，在三相对称，电压降低一半时，由于VMP系统可以控制风机提供无功电流支撑，无功电流瞬间放大14倍左右，以降低系统电压的跌落，使得电压能够升至65%倍的额定电压。10.5 s时刻电网故障清除，无功电流迅速降低，经过短暂的波动恢复至初始值，电压立刻增至目标值附近。可见VMP系统能充分发挥风电机组自身无功特性，改善低电压穿越期间无功表现，避免产生功率持续振荡。
4 结论
本文通过现场试验对风电场VMP系统无功控制进行研究，得出以下结论：
(1)根据风电场静态电压稳定机理推导得出的并网点电压，得出有功功率扰动将引起较大的电压变化，以及调整风电场的无功出力对于稳定系统无功电压的必要性。
(2)根据目前调压手段，本文提出的风电场VMP控制策略已成功应用于新疆某地区电网，该控制策略能够改善低电压穿越期间无功表现，提高风电场无功电压的稳定性，同时避免了功率振荡的产生。
(3)采用VMP系统无功控制策略控制风电场并网点的电压，在暂态期间提供持续的容性无功电流支持，同时保证了暂稳态过程的无缝衔接控制，满足IEC61400-21Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines。
摘要：随着规模化、集群化风电基地的初步建成,风电作为一种清洁高效的能源得到了快速的发展,但短时间内大规模风电场集中接入电网,给电网的功率平衡带来扰动,造成了电网电压的不稳定。针对风电场并网后的电压控制问题,研究了大规模风电场并网的静态电压稳定机理。并在现有调压手段的基础上,通过适时调整风电机组无功出力,升压站变压器抽头以及调无功补偿装置,进一步提出了基于分层管理的无功功率/电压控制策略,并将该策略嵌入到风电场电压/无功自动管理平台(VMP)。通过新疆某地区风电场现场试验发现,该控制策略能够改善低电压穿越期间无功表现,提高风电场无功电压的稳定性,同时避免了功率振荡的产生。该研究结果可以为风电场无功电压协调控制的理论研究和工程实际提供参考依据。
电力系统电压稳定机理研究论文 篇5
关键词：电力系统；电压稳定；机理；负荷动态特性
在电力系统的研究领域当中，电压稳定问题是一项十分重要的课题，因为它直接决定着电力系统能否正常运行⑴。研究电力系统电压稳定主要有三个步骤：第一，明确理解电压稳定机理；第二，根据电压稳定机理来建立可以从本质上反映系统电压崩溃的模型；第三，找到分析和控制电力系统电压稳定性的手段与方法Ｗ。其中掌握电压稳定机理是其余两个步骤的关键性基础，因此本文就目前国内外对于电压稳定机理的研究成果进行系统的归纳和总结，并指出其相应的优缺点。
１电压稳定的定义
目前对于电压稳定的定义，不同文献资料中的研究成果不尽相同。但从总体上可以归为两类，大干扰电压稳定和静态电压稳定［３］。其中大干扰电压稳定还包括暂态电压稳定，动态电压稳定和中长期电压稳定。这类问题主要反映在系统运行过程当中有大扰动介人时，系统不会发生电压崩溃的能力。而静态电压稳定则指在电力系统运行过程中，小干扰事件发生并介人电力系统时，系统电压水平能够保持或者恢复到系统可接受的范围极限内，不发生电压崩溃的能力⑷。然而，以上定义电压稳定的方法十分宏观，对于具体定量的研究电力系统电压稳定不利。因此本文引入电力系统电压稳定的最新定义，电压稳定是指：当负荷试图通过增加电流来从系统中获得更大的功率时，系统电压的降低不足以抵消功率增大的趋势，此时称为电压稳定状态［５］。由此电压稳定的概念得到了进一步的具体化，能更好的为反映电力系统电压稳定本质而服务。
２电压稳定机理的研究现状
关于电力系统电压稳定机理的学术研究成果中，影响电压稳定的因素大体上可以分为四类：第一类，负荷的动态特性；第二类，电力系统受端的电压支撑情况；第三类，电力系统送端的供电极限；第四类，综合因素影响。本文将分别就以上四类影响电压稳定的因素进行归纳总结并加以拓展。
２．１负荷的恢复特性对电压稳定性的影响
负荷动态特性对于电压稳定的影响，目前的学术成果可分为两类：一类观点认为，系统在发生故障时，负荷为了维持它自身的有功功率平衡，会试图改变其自身对外的等效电纳以此来进行功率调节，从而影响了电力系统电压的稳定性［６］，然而这种调节自身导纳的方式会因为具体元件的特性而有一定差异。例如，异步电动机常常利用电磁功率的输入与机械功率的输出来进行导纳调节，配电系统中的ＯＬＴＣ（ＯｎＬｏａｄＴａｐＣｈａｎｇｅｒ有载分接开关）则会在维持其副边电压恒定的前提下，通过自动调节变比来实现导纳的调节。含电力电子元件的负荷，调节自身导纳的情况则更为复杂［６’７］。总体上来看，当元件的有功功率平衡被打破以后，若负荷输出的其他形式功率多于输人的电磁功率，那么负荷就会根据自身特点自动选择恰当手段来减小其等效阻抗，从而获得自身所需要的功率［８］。但是随着元件恢复功率过程中电流的增加，负荷元件的漏抗上会消耗更多的无功功率，这一部分的无功消耗，可以加剧整个系统的无功欠缺［９］。无功功率不足，使得系统电压持续下降，进而产生电压失稳的现象［１°］。这种观点在用于定量研究负荷特性对电压稳定的影响时意义重大，但理论不够成熟，有待进一步完善。另一类观点认为，电压失稳与系统所带负荷的性质密切相关［１１］。例如，系统所带负荷为恒阻抗静态负荷时，假定其功率因数为ｃｏｓｐ，阻抗为＆＝札＋）＆，那么负荷消耗的有功功率如式（１）所示：由ＰＬ的单调性可知，当满足｜Ｚ，｜＝丨＆｜时，在恒定功率因数的负荷模型下，负荷有功功率最大，由于电压降低时恒阻抗负荷功率会下降，有利于电压稳定［１２］，那么当系统的功率和电压水平均低于期望值时，系统电压会保持稳定［１３］。当系统所带的负荷为恒功率负荷模型时，一旦负荷端电压降低，负荷为了保持恒定功率，必然会导致负荷电流的增加，由于输电线路上阻抗的存在，使得输电线路的压降进一步增大，从而造成了更低的负荷端电压［１４］。这也形成了一个电压下降的正反馈机制，最终必然会导致电压崩溃［１５］。这种观点在计算和理论发展上，都比较成熟。但是，在实际电力系统当中，特别是系统受到扰动的过程当中，实际的负荷很难以恒定功率或恒定功率因数运行［１６］，因此将该理论算法应用于计算实际电力系统运行状态时会存在一定误差。
２．２电力系统受端电压支撑情况对电压稳定的影响
重负荷的电力系统本身就具备很多薄弱环节，一方面，受端的发电机一直处于过载状态，发电机励磁系统过载，如果这时出现了大干扰事件，负荷为了恢复其有功功率的平衡，试图调节自身电流获得更大的功率［１７］。但是发电机励磁绕组本身的热容量存在一定限值。过励磁限制器会将励磁电流强制减少到额定值，使得负荷的有功功率无法平衡［１８］，同时网络中的无功功率大量缺失。这种情况下受端发电机无法提供足够的无功功率来支持系统的正常运行，最终导致电压失稳甚至电压崩溃…］。另一方面由于电力系统的无功功率的大小随着电压的平方而发生变化，如果系统电压下降，则无功功率会以更快的速度减少，因此ＨＶＤＣ、ＳＶＣ以及大量安装并联电容器也是造成暂态电压失稳的重要原因。
２．３电力系统送端供电极限对电压稳定的影响
由于受到线路阻抗、输电距离、电压等级的制定以及送端发电机励磁绕组的热容量限制等一系列因素的影响，送端并不能毫无限制的向受端供电，并且送端对全网电压的调节能力有限，因此在研究电力系统电压稳定特性时，常常将电压崩溃的临界点作为衡量电网输送能力的指标［２°］。动态负荷有功功率的恢复特性，即在电压下降以后，各类负荷的有功功率和无功功率都会以或快或慢的速度恢复到一定水平，其中发电机、调相机侧励磁系统、负荷侧同步电动机、电动机静止无功补偿器都属于反应快速的元件，他们在暂态电压失稳中，起到的作用十分巨大。因此为了提高在工程实践中对于电压稳定性评估的精确程度，常常使用瞬时有功功率随暂态电压变化的关系曲线来研究电压稳定性问题［Ｍ］。系统向负荷提供的功率随着电流的增加而增加时，系统负荷元件可以保持自身功率平衡，系统电压处于稳定状态，反之系统电压不稳定。
２．４综合因素对电压稳定的影响
从单一类因素去考虑电力系统电压稳定性的研究大多数意义明确，但是由于考虑因素不够全面，因此这种理论成果与工程实际情况差距比较大，所以从以上三类因素的综合作用来解释电压稳定的机理会更加完善。当有干扰事件介人电力系统后，发电机励磁系统会启动强励磁作用，系统无功缺失，电压下降，负荷对于功率的需求也相应的减少［２１］。此时系统能在短时间内保持电压稳定，但是在系统负荷的中心电压会维持在较高的水平，若负荷中心电压降低，则该现象会迅速反映到配电系统中，那么在２－４分钟内ＯＬＴＣ会起到连续调节的作用，使负荷的功率和电压恢复到故障前水平，同时使ＯＬＴＣ原方电压下降，并且ＯＬＴＣ每次的分接头调整都会导致超高压线路负荷的增加［２２］。由此可得，发电机需要强制增大无功功率的输出来满足系统电流的上升趋势。但这种无功功率的输出不会是没有限制的，一旦造成发电机无功功率越限的连锁反应，就会使得系统的电压急剧下降，这个过程最终必然会导致发电机组失步，最后对受电系统停电［Ｍ］。虽然从综合因素角度来分析电力系统电压稳定机理比较全面，但是影响电压稳定的因素实质上是多种因素的有机叠加，该方法只停留在理性阶段，在工程实践的应用中，很难形成准确的判据。
３结论
研究人员从不同的角度来研究了电压稳定机理，这些理论研究取得了很多成果，但是也确实存在着亟待解决的问题，本文对迄今的研究成果进行了系统的总结。随着新的电压稳定理论模型以及研究方法的引人，人们对电压稳定机理的认识将走向成熟。电压稳定问题在电力系统的研究领域当中虽然是一个基础性的课题，电力系统的结构也千差万别，进而一系列综合因素的有机叠加必将造成电力系统电压的失稳。在做到考虑全面的前提下，还应当注重数学工具的恰当引入，使得完善的理论可以有效的与实际结合。
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电压稳定约束下的无功补偿探讨 篇6
关键词:电压稳定 无功补偿 选择 计算
中图分类号:TM71文献标识码:A文章编号:1674-098x(2012)04(a)-0055-01
近年来,电压稳定始终是国际电力界非常关注的重要课题,电力系统电压稳定问题已经成为制约电力系统实现进一步发展的巨大障碍,但至今人们对于电压失稳的确切原因仍无法完全解释。从本质上来讲,电压稳定是一个功率问题,而问题的根源往往是局部无功短缺,为此,无功补偿就成为预防电压失稳的常用方式,但因系统电压水平同系统失稳不存在必然联系,故探讨压稳定约束下的无功补偿十分必要。
1 电压稳定问题的出现
对于电力工业来讲,电压稳定和控制问题并不是新的概念,但在许多电力系统中其受重视程度则非常之高。过去电压问题主要伴随长线路和弱系统,在高度发达电网中,因负载重,而使电压稳定问题成为焦点。随着近年来,一些大电网崩溃事故的发生,均是由不稳定的电压造成的,如比利时北部系统故障、瑞典系统故障等。从而将电压稳定问题推至一个新高度,成为当前摆在电力领域的重要课题。
2 以往补偿方式存在的缺陷
在以往无功补偿中,常用指示为系统运行电压,并选择系统内较低电压水平的负荷点来实施补偿,然而虽然系统电压幅值同其系统稳定形状有着一定的关系,但并不完全相同,在较高系统电压的情况下,可能发生电压失稳现象,由此可以看出,以往补偿方式主要具有以下方面的缺陷:第一,系统稳定性的唯一指标为电压,缺乏完善的理论依据;第二,只能依据某一系统场景来计算,且在依据不同场景所得结论可能存在较大差异;第三,当系统内存在多个低压节点时,对其进行排序无法实现,选择补偿点时表现出盲目性;第四,缺乏补偿手段选用的相关指导,补偿方式在选择时表现出盲目性。
无功功率比较抽象,它是用于电路内电场与磁场的交换,并用来在电气设备中建立和维持磁场的电功率。它不对外作功,而是转变为其他形式的能量。凡是有电磁线圈的电气设备,要建立磁场,就要消耗无功功率。比如40瓦的日光灯,除需40多瓦有功功率(镇流器也需消耗一部分有功功率)来发光外,还需80乏左右的无功功率供镇流器的线圈建立交变磁场用。由于它不对外做功,才被称之为“无功”。无功功率的符号用Q表示,单位为乏(Var)或千乏(kVar)。
无功功率并不是无用功率,它的用处很大。电动机需要建立和维持旋转磁场,使转子转动,从而带动机械运动,电动机的转子磁场就是靠从电源取得无功功率建立的。变压器也同样需要无功功率,才能使变压器的一次线圈产生磁场,在二次线圈感应出电压。因此,没有无功功率,电动机就不会转动,变压器也不能变压,交流接触器不会吸合。在正常情况下,用电设备不但要从电源取得有功功率,同时还需要从电源取得无功功率。如果电网中的无功功率供不应求,用电设备就没有足够的无功功率来建立正常的电磁场,那么,这些用电设备就不能维持在额定情况下工作,用电设备的端电压就要下降,从而影响用电设备的正常运行。
把具有容性功率负荷的装置与感性功率负荷并联接在同一电路上,能量在两种负荷之间相互交换。这样,感性负荷所需要的无功功率可有容性负荷输出的无功功率来补偿。实质上就是把原来由电网或者变压器提供的无功功率,改为由交流电力电容器来提供。
3 压稳定约束下的无功补偿
基于上述缺陷,本文采用L1(局部电压稳定指标)来就压稳定约束下的无功补偿方式选择和地点确定进行探讨。
3.1 多场景环境下的补偿地点选择
系统弱负荷阶段集指的是在系统故障情况和可信系统负荷增长模式下的压稳定薄弱节点。应用概率处理方法,便可对压稳定弱节点集的概率进行计算,并作为系统候选补偿点的节点集。其方式具体如下:结合实际情况来对系统安全运行局部指标极限进行确定;对系统中可信事故集加以确定,基于每一个可信事故,来对每个负荷节点的指标概率期望值进行计算;选择满足条件的节点,来构成弱节点集,并依据从大到小的顺序来排序节点;重复排序节点内容,直至将所有同可信事故相对应的弱节点集合排序算出;对弱节点集中每个节点的运行危险性指标进行计算;依据运行危险性指标的大小,进行整体的次序排序,即为补偿地点的选择顺序,若选择一个门限值,则多场景环境下的补偿地点的集合将最终确定。
3.2 压稳定约束下的补偿方式选择
电力系统弱负荷节点的发电机相关集是通过因子绝对值中负荷的排序来加以确定的。分析无功补偿矩阵,其表示负荷节点同PV节点间等值的电气距离。基于此,便可得出压稳定约束下补偿方式选择的指导法则:对补偿地点集合中已确定的补偿节点,就其发电机相关集进行分别计算;就发电机相关集中每一个节点同系统节点间的耦合平均系数进行计算;依据从大到小顺序,对耦合平均系数进行排序,并重新排序补偿地点集合中的负荷节点,其中,在前排序的优先应用并联补偿手段,在后排序的优先应用串联补偿方式;当确定串联补偿手段时,应依据发电机相关集的排序来对无功补偿线路优先顺序进行选择,并应用串联补偿于较小相关线路中。
3.3 压稳定约束下的无功补偿量计算
为保障系统电压稳定和运行水平要求同时被满足,可确定压稳定约束下无功补偿量的计算公式为:。其中Cs和Cp分别为补偿时所采用串联补偿和并联补偿的功率值,约束条件分别为:线路电流约束、节点电压约束、系统稳定约束。在保证电压电流约束、系统安全运行约束的条件下,为实现最小化的新增补偿量,可将上衣公式转换为: 。其中Co表示新增无功补偿后,系统运行损耗费用的增加量,包括设备运行费用和网损的增加等,当运行损耗整体减少时,其便为负值。Cn表示为无功补偿装置上新增的投资费用。此时,应用拉格朗日变换法,便可解答压稳定约束下的最小化问题。
4 结语
上述内容从压稳定约束下的多场景补偿点选择、补偿方式选择、补偿量计算方面进行了较为深入的探讨,明确其相关内容,结合系统运行实际,来指导无功补偿的具体实施,从而为电力系统的实践规划提供借鉴。
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浅谈电力系统电压稳定性 篇7
关键词：电力系统,电压稳定,静态,动态
最近30年来,世界各国的电力系统普遍进入大电网、高电压和大机组时代,巨量的电能需要通过长距离的高压输电线送到负荷中心,电力系统面临的压力越来越大,很多电力系统不得不运行在其稳定极限附近,极易发生失稳事故。这些事故损失是巨大的,引起人们对电压稳定问题的严重关注。可以说电压稳定问题目前已成为世界各国电力工业领域研究的热点。
1 电力系统电压稳定的定义及分类
1.1 电压稳定定义
电力系统电压稳定性是指给定一个初始运行条件,扰动后电力系统中所有母线维持稳定电压的能力。在发生电压失稳时,可能引起电网中某些母线上的电压下降或升高,从而导致系统中负荷丧失、传输线路跳闸、级联停电及发电机失去同步等。
1.2 电压稳定分类
目前,文献中可以见到与电压稳定的主要有静态电压稳定、暂态电压稳定、动态电压稳定、中长期电压稳定等,对它们的含义和范畴,至今还没有一个统一的定义。2004年,IEEE/CIGRE稳定定义联合工作组给出了电力系统电压稳定的分类:电力系统电压稳定分为小扰动电压稳定和大扰动电压稳定。
小扰动(或小信号)电压稳定是指电力系统受诸如负荷增加等小扰动后,系统所有母线维持稳定电压的能力。大扰动电压稳定是指电力系统遭受大干扰如系统故障,失去负荷,失去发电机或线路之后,系统所有母线保持稳定电压的能力。
2 电力系统电压失稳的机理
对电力系统电压失稳机理的研究是十分重要的,合理解释和明确区分电压失稳现象,可以正确应对预想的事故。静态研究认为电压失稳原因是负荷超过了网络的最大传输极限,从而造成潮流方程无解。随着对电压稳定研究的进一步深入,越来越多的人们开始用非线性动力学系统的理论知识来解释电压失稳的机理。对于电压失稳机理,T.Van Custem提出:电压失稳产生于负荷动态地恢复其自身功率消耗的能力超出了传输网络和发电机系统所能达到的最大极限。把电压稳定问题仅当作静态问题的观念是不周全的;负荷是电压失稳的根源,因此,电压失稳这一现象也可称为负荷失稳,但负荷并不是电压失稳中唯一的角色;发电机不应视为理想的电压源,其模型(包括控制器)的准确性对准确的电压稳定分析十分重要。
3 电压稳定性的分析方法
电力系统作为一个复杂的非线性动力系统,考虑其动态因素,数学上可用一组DAE(Differential Algebraic Equations)微分代数方程组来表示。微分方程组主要体现动态元件,代数方程组主要体现网络结构等约束条件。目前,电力系统电压稳定性的分析方法主要有:静态分析方法、动态分析方法、非线性动力学方法。
3.1 静态电压稳定分析方法
潮流方程和扩展的潮流方程是静态分析方法的基本立足点。静态分析方法一般认为潮流方程的临界解就是电压稳定的极限静态方法,将一个复杂的微分代数方程组简化为简单的非线性代数方程实数,大体上可以归纳为:连续潮流法、特征值分析法、最大功率法等。
3.1.1 连续潮流法
连续潮流法(CPFLOW)又称延拓法,连续潮流法使用包括有预估步和校正步的迭代方案找出随负荷参数变化的潮流解路径。连续潮流法跟踪负荷和发电机功率变化情况下电力系统的稳态行为,通过求解扩展潮流方程可以成功得到穿越潮流雅可比矩阵奇异点的解曲线。
3.1.2 特征值分析法
当系统运行点到达稳定极限时,总有一特征值首先通过零点,同时,该特征值的模必然最小[1]。特征结构分析法正是通过求取潮流雅可比矩阵的最小模特征值及其相对应的左右特征向量,以最小模特征值作为系统接近电压不稳定的量度。
3.1.3 最大功率法
最大功率法将电力网络向负荷母线输送功率的极限运行状态作为静态电压稳定的极限运行状态,可以采用有功功率最大或无功功率最大值作为判据[2]。实际上,这类方法就是基于P-U或Q-U曲线定义电压稳定的方法,最大功率对应于曲线的顶点。
基于潮流方程的静态分析方法已经取得很大进展,但是不管哪种方法,其物理本质都是把电力网络输送功率的极限运行状态作为电压失稳的临界点,不同之处在于抓住极限运行状态的不同特征作为依据。电压失稳的发生应该归于网络输送功率能力的有限和动态元件的固有特性。静态研究成果需要接受动态机理的检验。
3.2 动态分析方法
动态分析方法考虑了元件的动态特性,理论上可以更真实地揭示电压失稳过程的本质。动态分析方法主要分为小扰动分析方法和大扰动分析方法。
3.2.1 小扰动分析方法
小扰动分析方法是电力系统稳定性分析的一般性方法,也适用于电压稳定性分析。小扰动电压稳定是指电力系统受到诸如负荷增加等小扰动后,系统所有母线维持稳定电压的能力。小扰动分析方法采用在一个给定运行点上,将非线性的系统线性化后进行研究。小扰动分析的数学基础是李雅普诺夫线性化方法,根据李雅普诺夫线性化理论,由于小干扰足够小,可在运行点处将电力系统非线性微分方程线性化,用线性化系统的稳定性来研究实际非线性电力系统的稳定性。
一般描述电力系统的DAE微分代数方程组为:
其中,x为状态变量,包含发电机转速,功角等;y为代数变量,包含负荷节点的电压和相角等。将式(1)在运行点处线性化,得:
其中,gy就是完整的潮流雅可比矩阵。定义状态矩阵As如下:
状态矩阵As可以描述电力系统的电压稳定性。研究系统的状态矩阵As的特征根可以判断系统的电压稳定性的特征:若所有的特征根都位于复平面的左半平面,则系统是小干扰电压稳定的;若有一个实特征根或一对共轭特征根位于右半平面则系统电压不稳定;若特征根位于虚轴上则对应临界状态。而且,稳定的系统的动态特性主要由系统的主导特征根决定,即复平面上最靠近虚轴的特征根决定(即实部最大的特征根决定)。特征根的实部刻画了系统对振荡的阻尼,而虚部则指出了振荡的频率。负实部表示衰减振荡,正实部表示增幅振荡。根据研究目的考虑合适的动态元件,建立尽可能简化而又精炼的模型是小干扰分析法的关键[3]。
3.2.2 大扰动分析法
大扰动分析法主要是时域仿真法和QSS法。时域仿真法采用对微分代DAE方程组进行数值积分,得到电压和其他量的时域响应曲线,进而预测和判断电压稳定性,是较为精确的方法。缺点是数值积分速度慢,特别是计算稳定极限时,计算量非常大。QSS法是通过将复杂的耦合动态系统的长期动态过程和短期动态过程分开处理,忽略短期动态过程,只考虑长期动态过程,是进行长期动态电压稳态分析的方法。
4 结束语
电力系统电压稳定性一直是近年来的热点研究问题之一,经过众多研究人员长时间的努力,取得了大量的研究成果。同时,随着电力系统的发展及新技术的不断涌现,这一领域仍存在大量有待进一步研究的问题。
参考文献
[1]周双喜,朱凌志.电力系统电压稳定性及其控制[M].北京:中国电力出版社,2004.
[2]HAQUE M H.Determination of steadystate voltage stability limit using P-Q curves[J].IEEE Power Eng Rev,2002,22(4):71-72.
大型风电并网系统电压稳定性研究 篇8
风力发电以其成本低、无污染、规模效益显著等优点在近年来得到迅速发展[1]。但是风速具有随机性和不可调度性等特点,同时大型并网风电场一般位于电力系统的弱节点,因此风电功率的波动将给系统的电压稳定性[2]带来不利影响,故给风电并网系统提供足够动态无功功率支持以增强其电压支撑能力已成为当前亟待解决的问题。
由于电力电子元件性价比的提高,兼具功率控制灵活和成本较低等优点的双馈风力发电机在风电场中正得到广泛应用。但其变频器的过流能力较低致使机组的无功电压调控能力受到限制,故风电并网系统仍需附加无功补偿设备来改善其稳定性。静止同步补偿器(STATCOM)作为新型的FACTS装置,其输出的无功功率与系统电压成比例,即输出的无功电流与系统电压无关,因此其无功特性比其他同样容量的补偿装置更好[3]。基于此,若风电场采用STATCOM配合双馈风机的控制策略,快速调节其无功功率使风电机组机端电压维持在合理的水平范围之内,就可以保持风电并网系统的电压稳定。
本文基于双馈机组模型构建了其转子侧变流器的滞环电流控制和网侧变流器的电流解耦控制策略,同时阐明了STATCOM的暂态稳定性和潮流模型。结合IEEE14节点标准测试系统,仿真研究风电接入电网后对系统稳定性影响,以及STATCOM对电压稳定性的改善作用。仿真结果验证了双馈风机控制方案的有效性,同时表明风电的接入会对并网系统稳定性带来不利影响,而STATCOM装置有效地提高了风电场的稳定性,确保了风电并网系统能够安全稳定运行。
1 双馈风力发电机滞环矢量控制策略
1.1 双馈电机数学模型
双馈风力发电机的基本原理是通过背靠背变流器在感应电机的转子回路中加入一个可控电压源,通过改变其电压幅值或相角,实现对风机转速和功率因数的控制。其内部等值电路如图1所示。
rs—定子电阻xs—定子电抗xr—转子电抗xm—励磁电抗
图1中r'r=rr/S,U'r=Ur/S,其中rr为转子电阻,S为转子滑差,Ur为转子回路中可控电源的电压值。
在同步旋转坐标系(q轴超前d轴90°)下,根据图1规定的正方向,按电动机惯例可列出双馈风电机组定子电压、磁链和功率标幺值方程[4]:
式中,Xsm=xs+xm。
1.2 转子侧变流器的滞环电流控制
为了简化计算,忽略定子侧的电磁瞬时过程和定子侧电阻,并将d轴定义在定子磁链上,则:
将式(2)和式(4)依次代入式(3)中,可得:
由式(5)可见,在基于定子磁链定向的同步旋转坐标系中,双馈风机定子侧有功、无功功率分别与转子电流q轴和d轴分量成线性关系。因此要实现电机的功率解耦控制只需调节转子电流的dq轴分量即可。
转子侧变流器采用的滞环电流控制是一种典型的直接电流控制技术,其动态响应快,而且实现简单。图2为转子侧变流器的矢量控制框图。风力发电机输出的无功功率和其转速各自与相应的实际值比较后,分别通过PI调节器得到转子电流的d轴和q轴分量,然后运用2/3变换得到转子电流的三相电流参考值。其中滑差角θslip为电机当前旋转定子磁链位置角θs与转子位置测量值θr之差。实际的转子电流信号与该控制电路所产生的参考电流信号进行比较,当实际值超过预先设定的滞环带上限时,变流器上桥臂关断、下桥臂导通;同理,当实际值到达预先设定的滞环带下限时,变流器下桥臂关断,上桥臂导通,从而实现对转子变流器的滞环电流控制。
1.3 网侧变流器的电流解耦控制策略
交流电网通过连接在定子侧的整流器和直流电容向转子侧变流器提供其所需的直流电源[5]。假定网侧变流器和电网之间的变压器的电阻和电抗分别为R和L,则:
其中,。式中vd、ed和eq分别为前置电压(vq=0)、定子侧电压源变换器的d轴和q轴分量,id和iq分别为变压器二次侧电流的d轴和q轴分量。图3为典型的网侧变流器解耦控制系统,直流电容电压误差值通过PI调节器产生id的参考值,而iq参考值一般设为零。该控制电路产生的正弦电压调制波与系统侧电压相角θ0所产生的三角波通过比较器即可发出控制网侧变流器的PWM信号。
2 STATCOM数学模型
STATCOM是典型的电压源逆变器,可以将直流输入电压转换成交流输出电压以补偿系统所需的有功和无功功率。图4为基于PI控制的典型STATCOM暂态稳定性模型[6,7]。
该模型对应的代数微分方程可表示为:
其中,δ和θ分别为机端电压和通过STATCOM电流的相角;导纳G+j B=(R+j X)-1;xc为内部控制系统变量;m为脉宽调制比,可以直接控制交流侧电压的幅值;常数;α为相角,该变量通过电容充放电决定流过控制器的有功功率。通过该控制策略,STATCOM可以根据电压变化及时地吸收或者补偿系统功率不平衡量,改善系统的电压稳定性。
3 仿真研究
本文仿真算例采用IEEE14节点标准系统,风电场采用40台1.5 MW双馈风力发电机[8],通过一台13.8/0.69 k V变压器接入节点14。
3.1 静态电压稳定性分析
连续潮流法[9,10]是计算电力系统静态电压稳定裕度的常用手段:
式中,x是状态变量,如节点电压幅值和相角;u是控制变量,如发电机内电势和转子角等;λ为系统中的可变参数(如风速),通过改变此变量的值可以得到其对系统运行工况的影响。该法一般通过改变系统参数λ做出PV曲线,从而模拟系统的过渡过程以及求取临界点。为了研究风电并网对系统静态稳定性的影响,本文将可变参数λ定义为风电的穿透功率,则系统的电压崩溃点(鞍结型分岔点或约束诱导型分岔点)所对应的λ值即为风电的最大注入功率。静态连续潮流法只考虑系统的标准潮流模型,所有的双馈风电机组均当作PQ节点。图5分别为在节点14连接STATCOM装置前后风电并网系统节点4、5、9和15的PV曲线。
图5 a)表明随着风电注入功率λ的不断增加且由于系统中输电线路消耗的功率逐渐增大,各母线电压一直呈下降趋势,当λmax=3.891 3时达到电压稳定极限。当在节点14加入STATCOM后,图5 b)显示母线电压下降趋势较平稳,系统的电压稳定裕度提高到λmax=4.015 3,这是由于STATCOM根据风电并网系统电压变化,可以补偿部分无功消耗,改善了系统的静态电压稳定性。
3.2 故障研究
假定在t=1 s时节点14与节点9之间的联络线出现断线故障,图6分别为在节点14连接STATCOM装置前后风电并网系统节点1、14和15的电压变化曲线。
仿真结果表明短线故障会对系统的电压造成巨大的冲击,图6 a)显示风电机组的滞环电流控制策略可以使并网节点电压故障后迅速恢复稳定,但由于正常工作时风机不发出无功,因此系统稳定后的电压水平决定于电网的静态参数。图6 b)表明加入STATCOM后,该装置参与系统的电压控制,使并网节点电压迅速恢复至故障前水平,这是因为STATCOM可以向电网动态地发出或吸收无功功率,对系统电压具有支撑作用。
4 结语
风力发电作为一种新兴的高效清洁能源,正在全世界范围内迅猛发展。但风速的波动性和不可预测性等缺点使得其对并网系统的稳定性带来不利影响。本文构建了双馈风力发电机基于电流解耦的滞环矢量控制策略,以及STATCOM的暂态稳定性和潮流模型。结合实际系统验证了所提出的控制方法的有效性,同时表明风电的接入会对并网系统稳定性带来不利影响,而STATCOM装置有效地提高了风电场的稳定性,确保了风电并网系统能够安全稳定运行。
摘要：随着风电渗透功率的增加,大型风电并网系统的稳定性问题亟待研究。在构建了双馈风力发电机基于电流解耦的滞环矢量控制策略的基础上,分别建立了静止同步补偿器(STATCOM)的暂态稳定性和潮流模型,结合IEEE14节点标准测试系统仿真研究了风电接入电网对系统电压稳定性的影响,以及STATCOM对风电并网系统稳定性的改善作用。仿真结果验证了滞环电流控制方案的有效性,同时表明风电的接入会对并网系统稳定性带来不利影响,而STATCOM装置有效地提高了风电场的稳定性,确保了风电并网系统能够安全稳定运行。
关键词：风电场,双馈风电机组,控制策略,电压稳定,静止同步补偿器
参考文献
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风电场电网电压稳定性的探究 篇9
关键词：风电场,电网,电压稳定性
一、引言
尽管我国的社会主义经济建设取得了十分巨大的成就, 但是这是在付出了过度消耗不可再生能源的巨大代价下得到的结果, 日益枯竭的不可再生能源给我国的社会主义发展带来了巨大的压力, 而诸如煤炭、石油等能源的消耗所产生的污染严重破坏了自然环境, 导致环境的日益恶化, 所以开发利用环保的新能源对保证我国的社会主义发展具有十分重要的意义, 也是构建资源节约型和环境友好型社会的需要。风能作为一种新能源, 具有环保洁净、经济性很强等优点, 而且随着不断地发展, 风能发电的技术不断成熟, 设备研究日趋完善, 可以说风能发电具备十分广阔的前景。但是风电场电网的电压稳定性是否良好, 严重影响着风能作用的发挥, 所以本文将针对提高电网电压的稳定性来展开叙述。
二、风电场的运行特点
风能作为一种环保洁净的自然能源, 是一种可再生资源, 而且随着研究的不断深入, 技术设备都逐渐地成熟起来, 风电场的运行特点主要表现在以下几个方面:
1. 风电场的发电场所通常位于我国的偏远地区, 主要位于我国西北、东北、华北地区, 距离电力资源比较缺少的大城市比较远, 输电线路很长, 而且在输送过程中的电能损耗较多, 阻碍了风能的顺利发展。
2. 由于自然风的季节性, 风的大小与方向具有很大变化性, 导致风力发电的稳定性较差, 所以对风力发电设备的设计要求很高。风力设备的工作状况受风力的影响特别大, 通常会导致风电场不能持续稳定发电。
3. 由于风力的能量密度相对较小, 所以导致发电设备通常都十分庞大, 在生产运输和安装过程中会引起一定的不便, 而且风电场的规模一般都很大, 占据了很多的土地资源。
4. 人们对风力的大小和方向不能进行控制, 所以不能使设备稳定发电, 而且风能的储存十分困难, 所以在实际运行中还要配备相关的储能设备, 且发电效率不高。
尽管有多方面的制约因素, 但是风力发电还是有十分广阔的前景的, 而且制约因素在不断地研究和改进过程中也会逐渐地被消除。
三、风电场电网对电压稳定性的影响原理
就目前的状况来看, 电网电压的问题越来越明显, 而且逐渐地成为了制约风力发电的主要因素, 电网对电压稳定性的影响原理大致如下:所谓的风电场电网的电压稳定性, 是指风电系统在允许的负荷功率的前提下, 电网所具备的经过一定范围的动态变化之后电网的各个负荷节点仍然能够将电压维持在允许范围之内的能力。按照影响时间分类, 可以将电压稳定性分为长期电压稳定性、暂态电压稳定性和静态电压稳定性三种情况。
在我国由于多数风电场位于较为偏远的地方, 所以风电场电网在并入整个电网系统的时候通常会选择比较薄弱的地方电力系统作为并网的接入点, 当风力出现波动时, 会导致风机所吸收的无功量的变化, 当电压低于一定水平时会导致无功补偿量降低, 而且无功支持量不足加剧了风电场对电网的无功需求, 导致了电压进一步降低。风电场在整个电网系统中的重要性不可忽视, 电网薄弱部位的电压稳定性不足再加上风电场输出电压的不稳定会加剧对整个电网的影响程度, 会打破整个电网系统的动态平衡, 引起系统的瘫痪崩溃。
四、提高风电场电网的电压稳定性的措施
为了保证整个电力系统的正常运行, 需要提高风电场电网的电压稳定性, 可以从以下几个方面来实现:
1. 通过对相关设备的正确选择来保证电压的稳定性。
合适的设备是保证电压稳定性的基础。异步发电机是风电系统必不可少的重要部件, 当系统的电压比临界电压低的时候, 会使异步发电机吸收无功功率的效率和数值大大提高, 鉴于这一特点, 可以选择临界电压值较小的发电机。风力发电机则应选择较容易控制转速的电机设备, 因为当风机运行速度超过一定数值时会导致效率下降, 进而可以实现对发电机组加速的控制。
2. 通过提高保护措施的灵敏程度来实现电压的稳定性。
提高保护措施的灵敏度, 加快设备的保护反应动作速度, 可以有效地缩短故障时间, 进而减小因故障而造成的电压不稳定的持续时间, 进而实现对电压的稳定性控制。
3. 通过控制风电单元的容量来保证电压的稳定性。
鉴于风电场电网并网的位置通常是整个电网系统中比较薄弱的环节, 其经受不稳定电压冲击的能力也比较弱, 所以在并网设计的过程中, 可以将风电场电网的并网节点分为多个, 既减小了不稳定电压对电网系统的冲击, 又能够减少节点之间彼此的影响, 进而实现整个电网电压稳定性的提高。
4. 通过提高系统的无功控制和补偿能力来提高电压的稳定性。
研究表明, 提高系统的无功控制能力和补偿能力是提高电网电压稳定性的重要措施, 也是在实际中最常用的措施之一。在风电场电网并网节点的位置安装低频低压减载装置, 能够有效地减少电压因不稳定而产生的下降幅度, 减少电压浮动造成的电网损害, 起到保护作用。在风电场的并网接入点安装动态无功补偿装置可以提高电压的稳定性, 减少因短路而引起的电压波动范围。
五、结束语
风力发电以其独有的优势和特点引起了人们越来越多的关注, 具有十分广阔的发展前景和空间。电压稳定性不足是阻碍风电发展的重要因素, 本文通过研究其影响原理, 并提出了提高电压稳定性的措施, 可以促进风力发电的发展进程。风力作为一种可再生无污染的资源, 其大力开发和利用可以极大的减少环境污染, 有效缓解当前能源不足的危机。
参考文献
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直流输电对电压稳定性的影响研究 篇10
关键词：直流输电,电压稳定性,仿真分析
为了适应我国电力需求的快速增长, 国家电网已将特高压直流输电系统建设作为一项战略目标, 加快了对直流输电工程的建设, 预计到2020年我国直流输电工程将达到27项。直流输电系统在创造巨大社会效益的同时, 也给电网电压支撑能力带来了巨大负担, 在直流输电系统稳定性研究中, 电压稳定性是最受关注的问题, 在当前形势下, 探讨直流输电对电压稳定性的影响, 具有重要的现实意义。
1 高压直流输电系统电压稳定性研究现状
作为一种复杂的非线性动力系统, 电力系统的动力行为可以归纳成一个非线性微分代数方程组, 对电压稳定性的研究主要是围绕微分代数方程组进行。根据失稳机理, 电压稳定性研究方法主要分为静态和动态分析方法两种。以往, 研究高压直流输电系统的电压稳定性主要采用静态分析方法, 该种方法还停留在原理性分析阶段, 设计的仿真模型比较简单, 不能反映系统的负荷动态变化, 也不能对系统控制的动态特性作用进行仿真分析, 具有很大的局限性。随着研究的逐渐深入, 人们越来越关注电压稳定的动态本质问题, 为了从根本上解释电压的失稳机理, 有必要建立动态模型, 运用动态分析方法对电压稳定问题进行仿真分析[1]。
2 直流系统控制方式对电压稳定性影响的分析
直流输电系统主要包括四种控制方式:定电流控制、定电压控制、定功率控制以及定关断角控制, 这些控制方式与直流输电的系统设计、运行特点以及运行的可靠性密切相关。目前世界上应用比较广泛的电力系统仿真软件主要有PSASP、PSCAD/EMTDC、BPA等, 我国电力行业应用比较广泛的仿真软件是PSCAD/EMTDC, 其在直流系统分析中也比较常用, 经过国内外大量的仿真实验证明, PSCAD/EMTDC是目前研究直流输电系统相关问题的有效工具。
直流输电系统通过控制系统对换流器的触发角进行调整, 从而实现对系统的控制调节, 对其进行仿真建模, 能够更好地模拟实际系统, 在整流运行时应输入电压和电流控制误差信号中的最小值, 而在逆变运行时则应输入电压和电流控制误差信号中的最大值, 通过仿真模拟比较, 整流测定电流、逆变测定电压的控制方式, 直流输电系统的电压稳定性最好。在直流控制方式下, 直流输电能够获得比交流输电更好的电压稳定性, 鉴于直流系统运行和控制的复杂性, 这种状态下的电压稳定性并不容易获得, 当运行情况改变时, 直流输电反而会对系统的电压稳定性产生负面影响, 因此, 建立仿真模型, 研究直流控制状态下对高压直流输电系统的影响已经成为一项不可或缺的工作[2]。
3 提高直流输电系统电压稳定性的具体措施
研究认为, 影响电压稳定的因素主要有两个:功率传输能力和动态无功储备不足, 因此, 在直流输电系统正常运行中, 要想提高电压稳定性, 就应从这两个方面来考虑, 同时还要对系统的控制方式进行分析。
3.1 提高有效短路比
仿真模拟研究表明, 在直流系统控制方式不变情况下, 有效短路比越大, 交流系统对直流系统的无功支援就会越强, 从而有效地保障了换流站母线电压的稳定, 提高直流系统有效短路比可采取以下措施:其一, 提高发电机的功率输出能力和机端电压水平, 保持高压侧电压恒定, 有效缩短负荷和电源之间的电气距离, 从而增强整个系统的电压稳定;其二, 采用同步调相机来增加无功补偿, 或采用串联无功补偿以减少线路的无功传输损耗, 再或者同时采用可控串联补偿和无功补偿器进行协调控制;其三, 可以在枢纽节点增设电抗器或并联电容对电压进行调节, 确保系统获得最大的功率储备[3]。
3.2 采用低压减载装置和WAMS系统
低压减载装置是目前国内外电力系统普遍采用的一种自动装置, 该装置的合理配置对高压直流输电系统电压稳定性将起到关键性作用, 是防止电网电压崩溃的一道重要防线。WAMS系统就是广域监视/测量系统, 该系统能够对电网的数据进行实时采集, 这其中就包括对高压直流输电系统电压的采集, 能够对电压的运行进行实时监测, 对获取的电压数据进行分析计算, 进而掌握电压运行的动态过程, 实现预防电压失稳的目的。此外, 换流站的控制方式对高压直流输电系统的电压稳定性会产生一定的影响, 通过仿真分析, 我们发现整流测定电流、逆变测定电压控制方式的电压稳定性最好, 因此, 有必要采用更高级的控制方式来对交直流系统的相互作用进行改善, 从而提高高压直流输电系统的电压稳定性[4]。
4 结束语
综上所述, 通过对高压直流输电系统电压稳定性研究现状的探讨, 以往采用的静态分析方法无法从根本上解释电压的失稳机理, 有必要建立动态模型, 运用动态分析方法对电压稳定问题进行仿真分析, 这已成为研究直流控制状态下对高压直流输电系统影响的一项不可或缺的工作, 对揭示直流输电系统的电压失稳机理有着重要的理论指导意义, 能够为直流输电工程的设计、建设、运行提供必要的依据。
参考文献
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电压稳定性 篇11
1 电网电压稳定运行的重要性
电网电压稳定运行是用电安全的重要保障, 在电网运行中, 如果能够保持电压的稳定, 电网或电力系统发生电力故障、停电事故等的概率就会降低很多。反过来, 如果电网运行中的内部电压无法保持稳定, 那么就极有可能会增大电网的运行故障, 严重者还会引发电力安全事故, 给电力企业带来严重的经济损失, 也给用电客户的生活、工作造成停电影响。需要提及的是, 在电网运行中, 如果内部电压一直处于失稳状态, 如果情况过于严重的话, 很容易导致电压崩溃, 造成大面积停电, 严重影响人们的日常生活。因此, 当电网正常运行时, 一定要注意采取适当措施, 切实保证电网电压的稳定。
2 我国电网电压运行不稳定的原因
20世纪70年代, 国外多个国家曾先后发生过几场大型、大面积的电网停电事故, 比如比利时、加拿大等等。究其原因, 发现这些国家之所以会发生大面积停电事故, 多由电网电压云顶不稳定所致。由于国家电网电压运行严重失稳, 所以电网运行安全无法得到保障, 进而引发一系列的停电事故。当然, 严重者还有可能导致电力安全事故, 威胁人们的生命安全。据研究表明, 在电力系统运行中, 能够对电压稳定性产生影响的因素主要包括以下四点:
(1) 环境变化影响。这里所说的环境主要是指社会经济环境, 为了能更充分的满足客户的用电需求, 在综合考虑了环境保护与经济发展两大因素之后, 电力企业在电网中引入了各种发电、输电设施, 并且在使用数量上已经达到了电网运行的极限标准;
(2) 无功补偿增加。电网并联电路中的无功补偿有了大幅度增加, 而这种无功补偿在降低电网电压的同时, 其向电网所补偿的无功功率按照电压的平方依次下降;
(3) 对功角稳定性的过分关注。长期以来, 人们对电网运行稳定的关注大多只停留在功角稳定性层面, 忽视了对电压稳定性的关注, 从而导致因电网电压运行不稳定而引起的电力事故大量发生;
(4) 管理力度减弱。就我国而言, 随着国家电力市场化的不断深入, 各大电网的建设规模不断扩大, 相应的电网运营商以及各大发电商在规划电网, 或管理电网运行时不再遵从以前的垂直管理模式, 而选择自行管理。这一举措最终使得电网电压的运行稳定性很难像以前那样得到维持, 从而导致电压不稳定问题出现。
3 电网电压稳定性的计算分析
3.1 灵敏度分析方法
灵敏度分析在电压稳定研究中应用越来越广泛, 其突出的特点是物理概念明确, 计算简单。灵敏度分析方法属于静态电压稳定研究的范畴, 它以潮流计算为基础, 以定性物理概念出发, 利用系统中某个感兴趣的标量对于某些参数的变化关系, 即它们之间的微分关系来研究系统的电压稳定性。灵敏度指标是一个状态指标, 它只能反映系统某一运行状态的特性, 而不能计及系统的非线性特性, 不能准确反映系统与临界点的距离。
3.2 最大功率法
最大功率法基于一个朴素的物理观点, 当负荷需求超出电网极限传输功率时, 系统就会出现象电压崩溃这样的异常运行现象。电压崩溃裕度是系统中总的负荷允许增加的程度。当负荷需求超过电力系统传输能力的极限时, 系统就会出现异常, 包括可能出现电压失稳, 因此将输送功率的极限作为静态电压稳定临界点。负荷如果从当前的运行点向不同的方向增加, 就会有不同的电压稳定临界点, 有不同的电压稳定裕度, 但在这些方向中总会有一个方向的电压稳定裕度最小。计算出这个方向和电压稳定临界点, 就能为防止电压失稳提出有效的对策。
3.3 3Q-U法
CIGRE对电压崩溃十分重视, 38.01工作组在1987年提出电网应按照防止电压崩溃的准则进行规划设计, 并提出了防止电压崩溃的Q-U法。Q-U法是将电网中的某节点或母线作为研究对象, 通过一系列潮流计算, 确定其Q-U特性曲线, 并根据无功储备准则或电压储备准则, 来确定所需的无功功率。该方法的优点是物理概念明确, 缺点主要是潮流方程在电压崩溃点处不易收敛。
4 电网电压稳定性的控制措施
4.1 更精确的电压稳定极限确定所需的模型
感应电动机负荷是非常重要的一类负荷, 在以往的电压稳定极限计算中, 对这一类负荷常常以静态负荷替代, 或是用具有功率恢复特性的动态负荷模型近似, 研究表明, 基于恒稳态功率恢复特性的动态负荷的小扰动分析所得的SNB点与基于静态负荷的CPF所得的Fold分岔点是一致的, 而考虑具体的感应电动机负荷后刻画电压稳定极限的工作变得更为复杂。因此, 在更精细的描述系统电压稳定极限的工作中, 对于感应电动机负荷模型应予充分重视。
4.2 不断发展计算方法
迅速发展的计算机技术以及基于几何概念的非线性动力学定性理论促进了非线性动力系统数值计算方法的发展和应用, 目前已有AUTO, MAPLE等著名商业软件可供选择。但是目前还没有用来分析多机电力系统的稳定性的好经验。
分析当前现有的稳定性计算方法, 发现最常用的是延拓算法, 这种延拓算法可以准确计算出电网电压的稳定性, 但这种算法只适合应用于小型的电力系统。对于大系统来说, 其电压稳定性的计算更适合采用“两步法”。
结束语
综上所述, 电网电压稳定性计算与控制研究是促进我国电网事业进步的关键, 对于国家电网系统来说, 其在运行时如果电压无法保持稳定, 就很容易引发电压崩溃或电力安全事故, 给电力企业造成严重的经济损失。为此, 在电网运行中, 一定要采取措施严格控制好电网电压, 保证电网电压的稳定运行。
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