电压控制策略（通用12篇）
电压控制策略 篇1
0 引言
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。
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电压控制策略 篇2
摘要：电能质量的好坏与电压有密切关系，只有高质量的电能，才能保证电网和用户的安全。要使人们获得良好的用电体验，就必须保证电网始终处于良好的运作状态，采用科学的方法控制电能损失。鉴于此，本文对无功补偿的作用及主要方法进行了深入的研究和探讨。随着社会的发展，用户对电能质量的要求越来越高。从电压调整的必要性、电压调整的措施、不同时段电压调整的方法几个方面进行论述，以便更好地服务社会发展。
关键词：电压调整 电能质量 无功控制 电力系统
电压质量是衡量电能的主要质量指标之一。电压质量对电网稳定、电力设备安全运行以及工农业生产具有重大影响，无功则是影响电压的一个重要因素。解决好电网无功补偿的问题，优化无功，对电网的安全性和降损节能有着重要的意义。
一、电力系统电压调整的必要性
电能质量直接决定了电压的稳定性，不符合质量标准的电压会损坏电网，影响用户的用电体验。
1.1 电网电压偏低
造成电网电压过低的原因。相关部门没有意识到养护维护无功补偿设备的重要性，或是不经常使用这些设备，这是造成这一现象的原因所在;除了人为因素之外，未按要求接电网线，或是随意放置变压器分接头，负荷功率因数偏高或是偏低，没有及时解决电力设备故障等，都是导致电网电压过低的原因。电网电压偏低的.危害。电网电压过低造成的影响。在电压稳定的情况下，发电机的电流是一定的，如果发电机在系统电压变低的情况下，依然要保持正常运作状态的话，其定子电流和功率角都会变大，换言之，发电机的定子电流与功率角呈正相关关系。
1.2 电网电压偏高
在科学技术和社会经济发展到一定高度的今天，超高压电网内接入的大容量机组越来越多，电网线路的充电功率得到了大幅度的提升，导致超高压电网(200千伏～500千伏)出现了无功过剩的现象，进而使电压逐渐升高。在高压状态下，一般照明灯的寿命会大大降低，甚至直接报废;每增加百分之五的电压，电子设备的电子阴极的寿命就会降低百分之五十。
二、造成电压不稳的原因
造成电压不稳的原因相当复杂，比较主要的原因有：
(1)网络阻抗因少数设备的退出而发生明显的变化。
(2)受政策、气候、环境因素的影响而时常出现波动。
(3)网络阻抗以及功率分布因接线方式发生变化而出现巨变。
三、不同时段电压调整
电网平时的电压调整。大多数时候，我们是可以根据某种规律来调整电压的。如果要增加电压，通常要先增加电压不足地区的无功设备，在增设电容器时，一定要按照由低到高的顺序，而且要以主电网为终点。相反地，如果要调低电压，则应该先对中枢点和电网电厂的电压进行调节，其次才是地区，倘若调节效果不理想的话，则要移除无功补偿设备，移除顺序与增加顺序相反。
电压控制策略 篇3
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。
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电压控制策略 篇4
光伏发电系统所发出的电能随太阳光照强度变化而变化,一般不能提供持续稳定的电能。随着近年来光伏发电产业的快速发展,尤其是大规模光伏并网电站的大量投入使用,对电网运行的稳定性构成一定问题,特别是在电网出现低电压跌落情况下如果许多这类电源出现集体瞬间脱网,将加剧电网振荡,甚至导致电网崩溃的重大事故[1]。因此许多国家对光伏并网发电系统的低电压穿越(LVRT)能力提出强制标准。LVRT是指在电网电压跌落处于一定范围内,并网逆变器必须保持和电网的连接,并尽可能向电网提供超前无功功率支持[2]。
电网电压的跌落包括单相跌落、两相跌落、三相对称和不对称跌落,其中三相对称电压跌落出现的概率很小。非对称电压跌落(即除三相对称电压跌落之外的其他电压跌落)使得电网电压中出现较大负序分量。
目前,针对电网电压多数跌落过程含有负序分量的情况,通常采用双同步旋转坐标系控制[3,4,5],即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,并分别对正、负序电流进行前馈解耦控制[6,7,8]。但是该控制方法在数字信号处理器进行运算的过程中,由于采样及运算带来控制延迟,通过角度补偿的办法可以在稳态较好跟踪电网电压,实现电网电压前馈解耦控制;而在电网电压幅值发生快速变化(例如跌落)时,上述延迟使得前馈电压的幅值在动态滞后于实际电压幅值,电流调节器可以在发生电网电压跌落起到一定调节作用,但一般情况下按负载模型设计的电流调节器比例比较小,主要依靠电压前馈解耦控制。此外,由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号(包括正序和负序分量)中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,且即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。因此,仅采用双旋转同步坐标系的解耦控制方法,只能解决电网电压跌落后的稳态(即电压幅值变化率相对小一些的区域)的电流控制,在较大电压跌落情况下逆变器仍可能因初始较大过电流而脱网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时如果并网的逆变器响应滞后,仍然维持数个采样周期输出超前无功,可能导致电网过电压,也可能使逆变器输出过流和脱网。
因此必须研究有效的控制方法,防止逆变器在电网电压跌落过程过流,才能实现并网逆变器LVRT。
2常规并网三相光伏逆变器控制系统及其LVRT能力
2.1 常规光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
常规光伏并网三相逆变器控制系统如图1所示,其中PV为光伏电池阵列,PB为三相逆变器,L1为三相输出滤波电抗器,C1为三相输出滤波电容。光伏逆变器将光伏电池阵列的直流电能变换为三相交流电能,并输向电网。
控制回路通常采用锁相环PLL检测电网电压(正序)矢量。用PLL计算出的电网电压旋转角度φs将逆变器输出交流电流经过矢量变换,分解为有功(d轴)和无功(q轴)的直流分量,以便对有功和无功功率分别进行控制。
控制系统采用MPPT(最大功率点跟踪)计算逆变器直流电压给定U*dc,经直流电压调节器计算出有功电流给定Id*,d轴电流调节器计算出d轴电压调节量△Ud。电网电压正序幅值Ud和逆变器输出无功电流在q轴的电抗压降作为电压给定的前馈解耦分量,用于提高逆变器输出响应。
大功率光伏逆变器通常具有无功调节能力,外环为无功功率调节器,用于控制输出的无功功率,其输出为无功电流给定Iq*,通过q轴电流调节器计算出q轴电压调节量△Uq。逆变器输出有功电流在q轴的电抗压降作为q轴电压给定的前馈解耦分量。
图1所示系统适用于三相电压对称跌落情况下的LVRT,存在控制响应之后问题,在较大电压跌落情况下逆变器会在初始产生过电流。而对于三相电压不对称跌落,则因负序分量失于控制而产生较大过电流以致脱网。
2.2 双旋转坐标系控制的光伏并网三相逆变器控制系统及其LVRT能力
为解决三相电压不对称跌落下的LVRT,通常采用双同步旋转坐标系控制,即采用结构完全对称的正、负序旋转坐标系,对正、负序电流独立进行控制,分别对正、负序电流进行前馈解耦控制。参见图2。
当电网发生单相、两相、或三相非对称电压跌落时,伴随着电网电压的不对称,电网电压中不仅存在正序分量,同时还存在负序分量和零序分量。本文只考虑三相三线制系统,忽略零序分量[9],则不平衡三相电压可以表示成以下形式:
式中:ω为电网电压角频率;Vm+为电网电压正序分量幅值;Vm-为电网电压负序分量幅值;φ+为电网电压正序分量的初始相角;φ-为电网电压负序分量的初始相角。
经坐标变换,可得到旋转坐标系下的电压矢量为
其中V+dq=Vd++j Vq+
式中:下标d和q分别为同步旋转坐标系下的d,q轴分量;上标+和-分别为正序和负序分量。
当负序分量出现时,按常规矢量分解方法得到的正序和负序旋转坐标系d-q轴分量中存在2倍频交变成分,需采用适当的滤波后才可用于调节器反馈或前馈,否则可能导致系统振荡和过电流。
图2所示系统可用于所有电压跌落情况下的LVRT,但响应滞后采样周期,在较大电压跌落情况下逆变器可能在初始以及电网电压恢复时产生过电流。
3 电网电压跌落过程初始过电流分析
逆变器所输出的电压矢量与电网电压矢量的差等于加在交流电抗上的电压矢量,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压关系为
因此,如果交流电感基本不变,逆变器输出电流与加在交流电抗上的电压幅值成正比。
导致逆变器在LVRT初始瞬间过电流的主要原因是系统对电网电压跌落的响应时间滞后,在此时间内逆变器给定电压基本仍按原电压矢量幅值输出,使得交流电抗上的电压瞬间异常增大,导致逆变器输出电流异常快速上升,这是LVRT过程初始过电流的主要原因。因此,解决电网电压前馈滞后问题是保证实现LVRT安全性的关键。
4 电网电压直接前馈控制策略
本节详细叙述基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,鉴于篇幅,其中涉及光伏逆变器的一些其他技术问题这里不作过多叙述。
4.1 控制器硬件组成
光伏逆变器控制器采用数字信号处理器(DSP)和大规模门阵列(FPGA)为核心的硬件结构。通过电压和电流传感器、以及模拟量采集芯片对电网电压、电流以及直流电压和电流进行采样。
对电网电压信号采集平均值和瞬时值,其中平均值采样周期与PWM控制周期同步,用于正常情况下的系统控制;瞬时值采样为数μs级平均值,用于LVRT时的控制。
4.2 系统控制方案
基于前两节中对电网电压跌落故障矢量分析、以及逆变器过流原因分析,改进的系统控制方案如图3所示。
DSP主要执行控制运算功能,FPGA主要完成逻辑控制和脉冲形成等功能。
4.3 电网电压跌落判断
通过对电网电压瞬时值幅值的检测,可及时判断电网电压的跌落。通过检测负序电压分量的幅值判断是否发生电网电压不对称运行。
4.4 负序电流分量控制
电流信号经矢量变换成为负序d-q轴电流Id-和Iq-。在电网正常时,负序有功电流和无功电流实际值基本为零。在电网发生低电压故障时,负序有功电流和无功电流中含有2倍于电网频率的交流量,需经滤波去除,并通过比例积分调节器将负序有功电流和无功电流调节为零,从而达到有效控制系统中产生的负序电流分量,减少对电网产生的偶次谐波[10]。
将负序电流调节器的输出结果△Ud-和△Uq-经矢量变换为三相电压给定负序调节变量△U-*abc;正序电流调节器输出结果△Ud+和△Uq+经矢量变换为三相电压给定正序调节变量△U+*abc;相加后合成三相电压给定调节变量△U*abc。
4.5 电压直接前馈控制策略
为解决电网电压跌落的初始瞬间电压前馈滞后的问题,本文提出了一种电网电压直接前馈控制策略:策略一是将电网电压瞬时值信号经滞后补偿后直接作为电压给定前馈;策略二是在发生电网电压跌落故障时,采用电网电压的采样值作为前馈进行控制。前者解决LVRT稳态控制,并提高逆变器的动态响应;后者解决LVRT开始瞬间的过流控制。
由于电网电压跌落多为三相非对称,电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中存在二次谐波分量,一方面产生的二次谐波难于彻底滤除,另一方面滤波(包括一阶惯性滤波、二阶陷波滤波、移相滤波等)均使前馈电压信号产生滞后,不仅使初始响应滞后,还使得即使在电网电压处于跌落的稳态时三相电流幅值仍可能有较大脉动。
常规的电压给定前馈分解出的直流分量,与电流调节器输出及交流电抗压降叠加后,经矢量变换后作为给定电压输出(参见图1、图2),这需要进行滞后补偿。电网正常稳态运行时没有问题,而一旦电网电压出现波动或负序,由于前馈电压的滞后以及偶次谐波滤波的滞后,电流就会产生较大动态脉动。
采用上述控制策略一,在不降低电压信号采样精度前提下,使前馈电压的滞后缩短,且避免了对电网电压在同步旋转坐标系下直流信号中二次谐波的滤波,解决了LVRT稳态控制问题,也同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。
仅采用上述策略一,还有一定滞后,仍会造成LVRT初始产生过流。为此加入上述策略二,当检测到电网电压跌落,使用电网电压瞬时值作为前馈电压。这时可能有4种情况:1)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;2)如故障处于PWM前半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可在PWM后半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期;3)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲尚未发出,则可按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲后沿,该相电压给定基本适应电网电压跌落,对电网电压跌落的响应没有滞后;4)如故障处于PWM后半周,对于任意相,这时如果PWM脉冲已经发出,则可以在下一个PWM前半周按瞬时值电压前馈计算的电压给定控制脉冲前沿,该相电压给定对电网电压跌落的响应滞后约半周期。
从上述4种情况看,采用电网电压瞬时值直接前馈,其对电网电压跌落的最短响应时间为数μs,最长响应时间约半个PWM周期,因此可以有效解决LVRT开始瞬间的过流问题。
4.6 逆变器输出电流控制策略
为满足电网需要,提出逆变器输出电流的控制策略:在电网正常时,DSP中的正序有功电流给定为MPPT控制的、或由电网调度控制的电流,由直流电压调节器给出,正序无功电流给定为0(功率因数为1)、或在逆变器样本规定的无功输出范围由电网调度控制;当电网发生电压跌落故障时,限制最大有功电流给定为额定值的80%,同时令超前无功电流给定等于100%减去有功电流给定平方后的开方值,使总输出电流维持100%额定,从而最大限度输出超前无功电流以支撑电网。
在电网正常情况下过多超前无功使得电网电压升高,特别在LVRT结束时,如果并网的逆变器由于控制滞后仍维持数个采样周期输出超前无功,则可能导致电网过电压,并可能使逆变器输出过流和脱网。因此,当检测到电网电压接近90%额定电网电压时,提前取消超前无功电流支撑电网功能,避免LVRT结束时过多无功加剧电网过电压。
5 实验结果
根据本文提出的基于电网电压瞬时值前馈的LVRT控制策略,在250 k W光伏逆变器装置上进行了LVRT功能实验,交流电源采用某知名品牌公司生产的800 k W电网电源模拟装置进行测试,逆变器工作在额定功率向电网送电状态。
图4、图5分别是电网发生单相跌落和两相跌落时的LVRT试验波形,通道1,2和3分别为三相电网电压波形,通道4,5和6分别为逆变器三相输出电流波形(图4,图5中纵坐标1 V对应1 A)。从波形上可以看出,A相电压发生跌落后,逆变器输出电流在经过短暂调整后恢复额定电流(380 A)输出,没有过流发生,实现了并网逆变器低电压安全穿越。
6 结论
本文所提出的基于电网电压直接前馈的LVRT控制策略,具有以下若干特点:在电网发生低电压故障时,可快速准确地判断出当前电网进入低电压故障状态;有效地抑制了电网电压跌落过程、特别是初始和结束时逆变器输出过流,防止逆变器脱网;最大限度输出超前无功电流支撑电网;在电网电压跌落结束前,提前退出无功电流支撑电网功能,避免电网电压恢复时过多超前无功对电网电压造成过压冲击;避免了对电网电压在d-q轴同步旋转坐标系下,电压电流信号中二次谐波的滤波产生的响应滞后问题,解决了LVRT稳态控制问题,同时提高了逆变器在正常运行时的动态响应。经试验证明该策略简单可行,实现了光伏并网逆变器的低电压安全穿越。
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变电站内电压无功自动调节和控制 篇5
变电站内电压无功自动调节和控制，是通过站内智能设备实时采集电网各类模拟量和状态量参数，采用计算机自动控制技术、通信技术和数字信号处理技术，对电力系统电压、潮流状态的实时监测和估算预测实现自动调节主变压器分接头开关和投切补偿电容器，使变电站的母线电压和无功补偿满足电力系统安全运行和经济运行的需要。提高变电站电压合格率并降低网损，减轻值班人员劳动强度。基本原理
1.1 变电站运行方式的变化对电压无功控制策略的影响 1.1.1 变电站运行方式的识别
(1)完全分列运行。变电站高、中、低压侧母线均分开运行。
(2)分列运行。变电站高、中、低压侧任一侧母线并列运行，其他母线分开运行。
(3)并列运行。变电站高、中、低压侧任两侧母线并列运行。信息请登陆:输配电设备网
1.1.2 不同运行方式下的电压无功控制策略
(1)完全分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。各低压母线段电容器组分别进行循环投切。此时控制电压及无功定值各自分别选定，有功、无功功率为各自主变压器高压侧的有功、无功功率。
(2)分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。变压器分接头调节可以根据各变压器的电压目标进行分别控制。
(3)并列运行。各台变压器分接头必须在相同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。并列运行时，并列母线的电压应选定一个电压值作为控制电压，并列主变压器的调整方式为联动调整，处于越限状态的主变压器作为主调，另一台主变压器作为从调，主调主变压器分接头成功动作后，再控制从调主变压器；若主调主变压器分接头动作未成功，将自动闭锁对从调主变压器的调节，并将主调主变压器分接头回调。
1.1.3 电压无功控制策略的优化
(1)要考虑电容器组投切对变电站高压母线电压的影响，投入电容器组使母线电压升高，切除电容器组使母线电压降低。尽可能多利用电容器组投切控制，少进行变压器分接头调节来达到较好的控制效果。信息来自:输配电设备网
(2)电压无功控制策略的选择应避免进入循环振荡调节，即在不同区域由于采取不适合的调节控制策略而导致在两个不合格区域内振荡调节，对系统产生较大的影响同时对变电站内有载调压分接头和电容器组的频繁升降和投切造成设备损坏。
1.2 变电站电压无功控制的闭锁条件及要求
所谓电压无功控制的闭锁，是指VQC装臵在变电站或系统异常情况下，能及时停止自动调节。如果没有完善的闭锁或闭锁响应时间达不到运行要求，将会对变电站的安全运行带来严重威胁。
1.2.1 VQC闭锁条件
闭锁条件和要求要全面，VQC闭锁需考虑以下几个方面：①继电保护动作（包括主变压器保护及电容器保护动作）；②系统电压异常（过高或过低）；③变压器过载；④电压断线；⑤电容器开关或主变压器分接头开关拒动；⑥电容器开关或主变压器分接头开关动作次数达到最大限值；⑦主变压器并列运行时的错档；⑧主变压器分接头开关的滑档；⑨主变压器、电容器检修或冷备用时的闭锁；⑩外部开关量闭锁分接头调节或电容器组投切。
1.2.2 闭锁响应时间的要求
对于VQC闭锁的要求，各个不同的闭锁量响应时间要求不一样，如保护动作、主变压器开关滑档、TV断线、外部开关量闭锁、系统电压异常等闭锁要求快速响应。针对某些VQC的实现方式需要考虑VQC闭锁的实时性问题，远方调节控制必须实现就地闭锁才能保证变电站电压无功控制的安全性。信息请登陆:输配电设备网
1.3 系统对变电站电压无功控制的约束条件
（1）系统在事故情况下或运行方式发生大的改变时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。
（2）变压器高压侧电压越限超过闭锁定值时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。
（3）变压器高压侧电压越限但未超过闭锁定值时，应调整VQC控制策略以免使系统运行状况进一步恶化。电压无功控制的实现方法
目前电力系统内变电站常用的电压无功控制的实现方法有3种：独立的VQC装臵，基于站内通信实现的软件控制模式，基于调度系统和集控站的区域控制模式。
2.1 独立的VQC装臵
变电站内装设独立的VQC装臵目前是电力系统中实现电压无功控制的一种主要方式，它采用自身的交流采样和输入输出控制系统，多CPU分布式模块化的体系结构（见图1），对应于变电站内的主变压器和相应的电容器组设有独立的控制单元，另外还有一个主控单元负责管理主变压器控制单元的运行与通信。收集其采集的信息（电气参数和开关量状态），根据运行方式的变化及系统电压无功的要求选择控制策略，向主变压器控制单元发出控制命令。主控单元还负责数据统计、事件生成和打印、与上位计算机通信等工作，同时主变压器控制单元应具有瞬时反应系统各类电气参数开关量状态变化的能力，就地判别是否闭锁主控单元下达的控制命令，并实时监视和记录系统电压合格率和谐波状况。
图1 独立VQC装臵多CPU分布模块化结构原理图
2.2 基于站内通信的软件控制模式
基于站内通信的软件控制模式的结构原理见图2，其功能实现是在变电站的智能ＲＴＵ模块或后台监控系统中嵌入ＶＱＣ控制软件。通过站内通信网采集各类电气参数和开关量的状态，由控制软件模块进行综合判别，选择合适的控制策略，由站内通信网下达遥控命令至监控系统中的各单元测控装臵实现对主变压器有载调压分接开关的升降和电容器组的投切控制。
图2 软件控制模块式的结构原理图
表1 3种电压无功控制实现方式的比较 信息请登陆:输配电设备网
2.3 基于调度系统或集控站的区域控制模式
基于调度系统或集控站的区域电压无功控制模式在一些省市电力网中得到了应用，其功能实现是在调度系统或集控站的SCADA系统或EMS系统软件中设臵一个电压无功控制的高级应用软件。根据系统高级应用软件的潮流计算和状态估计得出各个变电站节点的电压和无功范围，将系统收集的各变电站的实际电气参数和开关量状态与系统安全经济运行要求的电压无功范围进行比较，给出每个变电站的控制策略，通过远动通道下达控制分接头升降及电容器投切命令。该模式由于考虑了全网的运行方式和潮流变化，并可以做到分层分级对电压无功进行优化控制，即先调节控制枢纽的节点变电站的电压无功，再调节未端变电站的电压无功，从根本上可以改变由于各个局部变电站的独立电压无功控制影响全网电压无功的优化。电压无功控制的发展方向
电力系统是一个复杂的动态关联系统，其潮流是动态变化并相互关联的。变电站内变压器分接开关在某个范围内的调整将影响无功功率的交换，进而影响电网无功潮流的分布和节点电压的变化。因此，如果某一地区因为节点电压低依靠变压器分接头向同一方向调整，将引起无功功率在该地区的大转移，造成系统无功波动，对系统电压也会造成严重影响。这也是单个变电站独立实行电压无功控制达到局部优化但影响全局的弊端。
要解决上述弊端，必须考虑全局的优化，将各个变电站点采集的电压无功数据和控制结果送至调度中心或集控站的主机，依据实时的潮流进行状态估计，确定各个变电站节点电压和无功要求，对全网的电压无功进行分层分级综合调整。
基于调度系统或集控站的区域集中控制模式是维护系统电压正常，实现无功优化综合控制，提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案，应要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件，各变电站有可靠的通道和智能控制执行单元。另外一个地区调度系统有几百甚至上千个变电站的运行方式、运行参数、分接头当前位臵、电容器状态以及各变电站低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多信息均输入调度中心计算机，必然会造成电压无功控制软件复杂化和控制的实时性变得很差，因此实现分层分级和分散就地的关联控制是全网电压无功控制的发展方向。
全网电压无功控制有2层意义：①为了电网的安全稳定运行必须确保系统内各发电厂和枢纽变电站的电压稳定性。②为了电网的经济运行、降低网损，必须实现全网的无功优化和就地平衡。应该认识到电压无功控制是正常稳定运行状态下的调节控制，在事故状态下这样的调节控制反而会恶化系统的稳定，必须要闭锁。同时电压无功控制是一个全网关联的控制问题，应在考虑全网优化的前提下实现区域或变电站的局部优化。因此全网的电压无功控制是一个分层分级、分散就地的网络关联控制系统，见图3。图3 分层分级电压无功控制结构图
所谓分层分级是指全网根据调度要求进行分区分片控制，省级调度应站在全网安全稳定和经济运行的高度，调度各发电厂和枢纽变电站的电压和无功输出水平，并要求各地区调度合理调度实现就地无功平衡，控制与系统电网的无功交换。地区调度负责对区域高压变电站和集控站的控制，集控站和县级调度负责对低一级电压等级变电站的控制。系统在发生大的运行方式和潮流改变时应闭锁各级电压无功控制功能，由调度主站先控制各发电厂和高压枢纽变电站的电压无功状态，再由地区调度、县级调度或集控站控制下一级变电站或直供变电站的电压无功状态。
所谓分层分级和分散就地的关联控制是指在电力系统正常运行时，由分散安装在各个变电站的电压无功控制装臵或控制软件根据系统调度端下达的电压无功范围进行自动调控，调节控制范围和定值是从电网的安全稳定和经济运行要求出发，事先由调度中心的电压无功优化程序计算好下达给各变电站。在系统运行方式或潮流发生较大改变以及事故情况时，调度中心给各变电站发出闭锁自动控制的命令，由调度中心直接控制枢纽变电站的电压无功，待高压电网运行稳定后，由调度中心修改各下层变电站的电压无功定值范围下达至变电站，满足系统运行方式变化后的新要求。
分层分级和分散就地的关联控制优点在于：在系统正常运行时，可以由分散在各变电站的电压无功控制装臵或软件自动化执行对各受控变电站的电压无功调控，实现功能分散、责任分散、危险分散；在紧急情况下调度中心执行应急程序，闭锁下级调度或集控站以及各变电站的自动调控功能，由调度中心直接控制或下达电压无功系统参数至枢纽变电站，可以从根本上保证全网系统运行的安全性和经济性。为达到分层分级和分散就地的关联控制的目的，要求各变电站需装设执行分散就地控制任务的装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件），并且应具有对受控变电站状态的分析、判别和控制功能，以及较强的通信能力和手段。正常运行情况下，ＶＱＣ装臵或软件向调度报告控制结果和各类参数。同时接受上级调度下达的命令和参数，自动修改或调整定值或停止执行自动调控，成为接收调度下达调控命令的智能执行装臵。由于此类分散就地控制装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件）能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的局部调控策略，可以自动判别运行方式和计算投切电容器及调节分接头可能发生的变化的配合问题。因此分层分级和分散就地的关联控制兼顾了全局优化和局部优化问题。结论
电压无功优化控制系统研究 篇6
【关键词】计算机技术；电压无功；自动化；应用
1.自动控制系统的结构
1.1调压方式
无功优化控制系统设计在设置母线电压限定范围后，自动对高峰负荷时段、低谷负荷时段的电压值进行适当调整，以保证在合格范围内的电压满足逆调压方式。当电压超出额定范围时，则与同级和上级变电所的电压进行比较，然后判断出应该调节同级还是上级变电所的主变档位。
1.2调整策略
电压无功优化自动控制包含两个方面，分别是电压优化和无功优化：
1.2.1电压优化
当母线电压超上限时，首先下调主变的档位，当不能满足要求时才切除电容器；当母线电压超下限时，首先投入电容器，当不能满足要求时再上调主变档位，总之要确保电容器最合理的投入。
1.2.2无功优化
当系统电压保持在限定范围内后，通过系统的自动控制，决定各级变电所电容器的先后投入，使得无功功率的流向最平衡，最能提高功率因数。
2.自动化数据采集、计算和传输
作为一个自动控制系统，全面的数据采集是整个控制过程最关键的一部，其采集数据的精度和安全直接影响整个系统的精度和安全。一个完善的无功优化自动控制系统应该能实时自动的从调度中心、各监控站采集电网电压、功率、主变档位、电容器运行状态等数据并能确保当遥测遥信值不变时不与SCADA系统进行数据传输，减少系统资源占用。
在采集到实时数据后，过往的自动控制系统都是通过“专家系统”对数学模型进行简化和分解，然后利用潮流计算和专家系统等方法进行求解。随着自动化技术的高速发展，自动控制系统能够突破优化计算难于寻找工程解的难题，采用模糊控制的算法，充分考虑谐波，功率因数摆动，电压波动和事故闭锁等因素，通过一系列精密芯片的配合计算出使电网电能损耗最小的变压器档位、电容器投入量和电网最优运行电压以供控制部件执行。
系统在数据传输上使用只与内存交互数据而不存取硬盘的内存数据库技术，既提高了数据的存取速度，又节省了硬盘使用。为了提高传输效率，系统还会根据传输数据的类型和要求的不同，自动采用不同的传输协议：使用TCP/IP协议传输大量的重要数据，使用UDP协议传输少量的广播数据。在数据传输准确度方面，子站在接受到数据后会自动向主站发送反校信号，以验证所受数据的准确性。
3.系统的自动控制
电压无功优化控制的基本过程如下：首先是主站控制系统进行电压无功计算，然后把计算得到的各级变电所的功率因数、电压的区域无功定值结果通过光纤通道传达至各级变电所的电压无功控制系统。各级变电所的控制系统周期性的把本站的功率因数、电压和接收到的定值结果比较，以判断是否越限。
为了保证电网损耗最低，主站的控制系统要不断跟紧电网运行方式的变化，随时计算出最新的区域无功定值结果并传达至各级变电所的电压无功控制系统。由于主站的控制系统计算最初的区域无功定值时需要一定的时间，这就会造成各级变电所从启动控制系统至接收到第一个信号间有一个时间段，系统定义这段时间内的定值是按照本地系统运行的。
当主站系统遇到特殊情况（如有影响电网拓扑结构的遥信变位发生）时，能够即时撤销子站控制系统当前正在执行的区域无功定值。子站控制系统即以本地无功定值运行，待再次受到主站重新计算的定值时才转以新定值运行。子站控制系统实时监视主站的定值下传通道是否正常，通信异常时，立即改为执行本地定值，直至通道恢复正常。
4.系统自动化的安全保证
目前国内的一些系统仅仅只做到了一层闭环控制，安全可靠性根本无法保证。而随着自动化技术的发展，最新的系统则是采用主站和子站同时的双层实时闭环反馈控制结构。实验证明由于采用了双层实时闭环反馈控制结构，当运行中发生用户定义的需要闭锁的异常事件时，控制系统能够立即执行闭锁，符合电网结构和调度运行特点，适合各种大小电网的安全可靠运行，能更有利地保证提高电网的电能质量，其具体的安全策略如下：
自动估算电网电压，使电容器平稳投切，避免出现振荡；自动估算电压调节后的无功变化量，使主变档位平稳调整，避免出现振荡。
当需要调节的变电所的主变并联运行时，为了避免出现其中一台主变频繁调节的情况，首先调节据动率较高的那台主变的档位。应对于主变和电容器出现的异常情况，系统能够自动减少主变档位调整次数，使设备寿命增加，电网安全得到保证。当遭遇设备异常时，系统自动闭锁，而且必须人工手动来解除封锁。具体的异常情况有：电容器或主变档位异常变位；系统需要采集的数据异常；系统数据不刷新。特别的当发生10kV单相接地时，系统自动闭锁电容器的投切。为避免采集到的数据不准确，系统采用同时判断遥测数据和遥信数据的方式，提高了采集数据的准度。
5.结论
电压无功优化自动控制装置由大量的数据采集、数据计算、数据传输、数据控制、程序执行元件组成，通过一系列自动化技术将其功能整合在一起，因此，了解电压无功优化自动控制中的自动化原理对于研究电压无功优化自动控制有着十分重要的作用。本文通过对电压无功优化控制系统的浅要介绍，分析了其包含的自动化技术，从一个侧面反映了我国电力系统自动化科技的发展，也展现了电力行业专业人才的卓越才能。本文对电压无功优化控制系统从设计思想，系统构成方面进行的论述，可作电力专业的教辅材料，也可供电压无功优化控制装置设计和运行参考。
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电压控制策略 篇7
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。
电压控制策略 篇8
1 大型工业企业配电网电压无功补偿技术的现状
(1) 以纯电容器补偿形式为主。因为电容器是一个比较脆弱的部件, 但是, 在现在的电网当中, 有很多的谐滤存在, 在通过纯电容器形式对系统进行无功功率补偿的时候, 谐波电流就会被放大, 导致补偿电容器、投切开关和用电设备及相关元器件的破坏。
(2) 采用接触器作为投切开关的方式为主。以接触器作为投切电容器开关的时候, 响应速度通常是比较慢的, 在电气设备无功率变化比较快的时候, 而且在有冲击性负载的系统当中, 就不会实施有效的跟踪补偿。在电容器投入的时候, 一般会产生比较大的涌流。在电容器切除的时候, 还会产生比较高的过电压。当电容器又一次投入时, 那么就需要充分的放电。
(3) 以等容循环投切控制的策略为主。在用等容循环投切制策略的时候, 分组是比较粗的, 而且, 补偿精度也是比较差的。如果电力系统一直处于欠补偿的状态下, 那么平均的功率因数就会低。
(4) 一般是采用普通型的控制器。普通型的控制器抗干扰能力是比较差的, 时常会出现一些死机现象或者是误动作, 这样就不能够在有谐波的系统中工作。同时, 控制器的功能也是比较容易简单的, 这就不能满足先进的补偿系统控制的要求了。
(5) 以三相共补的补偿形式为主。如果在三相不平衡的负载系统当中, 那么就不能实施有效地分相补偿。
(6) 保护措施没有或者是不完善。在补偿的设备出现不正常的时候, 那么就不能实施有效的保护了。
(7) 柜体的结构。成套装置的制作通常是使用器件、分离元, 柜体内部的结构是非常复杂的, 而且组装的工艺难度相当大。
(8) 元器件的整体质量水平并不高。因为元器件是分别在不同的厂家购买的, 那么, 相应的元器件的质量水平自然也就不一样, 在各种的元器件间的参数配合就会不合理或者是不准确, 这样就会导致补偿设备运行的故障率高, 不可靠。
2 大型工业企业配电网电压现存在的问题
(1) 容性无功是通过电容器的投切实现的, 因为容性功率调节的不平滑而呈现阶梯性的调节, 所以, 在系统运行过程当中, 就无法实现其最佳的补偿状态。电容器分组投切, 使得变电站无功补偿效果就会受到电容器组每组电容器容量与分组数的制约, 分组过少, 那么电容调整梯度冲击过大, 分组过多, 那么就需要增加一些开关和保护等附属的设备及其占地面积。
(2) 电容器组仅提供容性无功补偿, 当系统出现无功过剩时, 无法实现无功就地平衡。
(3) 因为系统无功的变化而造成电容器的频繁投切, 这样就会使得电容器的充、放电过程就会频繁, 就会减少其使用寿命, 同时也会对设备的运行带来不可靠因素。
(4) 这种方法需要在变压器上配置有载的开关。变压器带负荷的时候, 调节有载开关的分接头, 这样就会出现短时的匝间短路产生电弧, 影响变压器油的性能, 同时, 还会损坏电气性能和分接头的机械, 所以运行的部门通常采取尽量少调或者是不调有载分接开关的原则, 就担心VQC的综合调节效果难以实现。
(5) 变压器分接头只能调节母线电压而无法改变系统中的无功大小, 其结果是:当无功缺乏较严重的情况下调整分接头, 大量的无功将从上一级系统中被强行拉过来;系统无功过剩时调整分接头, 把大量的无功送入系统中。这些结果会导致产生大量损耗, 做法是不合理的。
3 大型工业企业配电网电压无功控制策略
静态的无功补偿系统 (SVC) 的主要内容包括:晶闸管投切电容器 (TSC) 、固定电容器组 (FC) 与晶闸管控制并联电抗器 (TCR) 。因为采用的电力电子器件实现控制, 系统的无机械触点, 控制过程执行的速度快, 并且, 可以把无功补偿的范围扩大到滞后和超前两个可连续调节的范围中, 因为它本身具有的双向无功调节能力, 所以是无功调节的一种最优方案。
与原有的VQC系统相比较来说, 通过改进, 电网的控制就可以达到以下几点的目的。
(1) 电容器作为主要的无功元件, 而电抗器作为调节的元件, 这样可以避免变电站无功波动所产生的电容器频繁投切的问题, 从而可以延长了投切开关与电容器的使用寿命。
(2) 电抗器采用可控硅控制, 它的容量可以连续无级调节, 可以消除仅有的电容器投切时所造成的阶梯式无功补偿, 实现无功的真正就地的平衡, 从而可以降低网损和提高了系统的传输能力。
(3) 扩大了变电站的无功调节容量, 使其具有更优越的电压调节效果, 从而减少变压器分接头的频度调整。
(4) 双向的无功功率补偿扩大了变电站无功调度的工作范围, 达到无功的优化调节目的, 为配电网区域无功控制提供了有效的手段。
4 结语
总而言之, 为了保证大型工业企业的用电质量, 减少电网损耗, 通过相应的解决对策, 并加以实施, 将会在一定程度上提高用户的电压合格率, 改善电能质量, 同时将降低网损, 为企业提高了经济效益。
摘要：随着工业生产的快速发展, 对电力方面的需求量也在不断的增长着, 因此, 对供电方面的质量和可靠性都提出了较高的要求。电能质量最为供电的一个重要的指标, 电压幅值是否合格, 主要对工业生产中的产品质量和设备的安全等方面有着很大的影响因素。本文主要是通过对大型工业企业中的配电网电压无功控制所存在的问题进行了相应的分析和探讨, 大型工业企业并根据分析和探讨提出了相应的配电网电压无功控制方面的策略, 便于同行进行指导和参考。
关键词：大型企业,工业企业,配电网,电压,无功
参考文献
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[3]程艳奇, 郭文文, 陶右顺, 等, 大型工业企业配电网存在的不足之处及改进措施研究[J].中国电力, 2009.
直流配电网的电压协调控制策略 篇9
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。
电压控制策略 篇10
当前地区配电网运行和控制的现状已逐渐不能满足低压电力用户对电能质量的更高要求。文献[1,2,3]在提高配电网自动化和智能化水平的基础上,对无功电压可调设备进行整体决策。文献[4,5]将调压设备和无功设备进行解耦,分别进行控制决策,取得了较好的控制效果。
低压用户电压不合格主要是10kV馈线电压越限、负荷波动较大、供电半径长、各电压无功可调设备调控裕度没得到充分利用导致的。通过加装可控线路串联调压器可改善但并不能完全消除电压无功越限的情况,且造成线路调压器和主变压器(简称主变)动作方向矛盾的问题没得到合理解决。现有的控制策略依然存在可控设备动作震荡和顾此失彼的问题,没有考虑指令下发周期和可控设备动作周期的配合。
本文基于配电网电压无功控制的现状,提出以提高电压合格率为主,降低有功网损和电压偏移度为辅的协调控制策略,使电压和功率因数位于合格的范围内。
1 协调控制主要依据
配电网电压无功可调设备主要包括配电变压器(简称配变)低压侧补偿、线路集中补偿、有载调压主变、有载调压配变、可控线路串联调压器(SVR)。调整无功分布主要依靠电容器的投切,调压主要依靠变压器分接头的调整,可将无功、电压调控进行解耦,分别进行控制。
本地无功不平衡时通过调整变压器分接头调压会造成其他区域更大的无功缺额,造成其他区域电压越限,新的无功平衡又会改变节点电压,故采用先调整无功确保本地平衡后再调整电压的策略。
用户无功需求会影响上级电网无功分布,为减少无功在线路中的传输,进而减少线损,各级应按照就地平衡、分散补偿的原则进行决策[4]。无功调控采用电网端向负荷端判断,负荷端向电网端控制的原则。
主变分接头动作影响主变出口10kV馈线电压,SVR分接头动作影响SVR下游线路电压,配变分接头动作影响台区用户电压;而调整分接头对无功调整能力有限,对上级电网电压的影响可以忽略,电压调控采用负荷端向电网端判断,电网端向负荷端控制的原则。
2 控制策略设计
不同于基于九区图控制策略的传统电压无功控制[7,8],协调控制策略在对每级进行决策时需要考虑是否可以经过上级获得更好的控制效果,也要考虑对下级电网的影响;统筹考虑所有调控方案,以电压偏移度指标最小为原则选出最终控制命令。以变电站为计算单位,具体包含如下内容:
(1)无功控制决策。
基于某一潮流断面,进行各无功补偿装置投切容量的决策。首先判断流过10kV馈线进线开关的无功功率是否大于最小的无功补偿装置容量,若满足则进行无功控制决策,对各可控点依据系统有功网损对节点无功变化灵敏度排序,确定可控点的调节顺序,以可控点功率因数大于最小功率因数(如0.9)且不会无功倒送为原则确定补偿容量。剩余无功由线路集中补偿器补偿,补偿后功率因数大于最小功率因数且不会出现严重的无功倒送。无功决策流程图见图1。
(2)电压控制决策。
在无功控制指令下发后形成的潮流断面中考核10kV节点、各配变低压侧出口电压、用户侧低压监测装置采集的低压用户电压。经过以下步骤确定协调控制方案:
1)针对每台配变,若用户电压越下限请求配变上调,越上限请求配变下调,若配变有调节裕度且调整后预算电压合格则接受动作请求;若原始配变电压不合格,则生成动作命令。
2)没有配变动作请求或命令时退出。
3)统计SVR下游节点的越限节点数,越上限数大于越下限数,则请求SVR下调,否则请求上调,预算SVR动作后节点越限数,若越限数比调整前减少且SVR出口电压合格,则接受请求;若原始SVR出口电压不合格,则生成动作命令。
4)统计10kV馈线所有不合格节点,越上限数大于越下限数,则请求主变下调,否则请求上调,预算10kV各节点电压和配变电压,若越限数比调整前有所减少且主变出口电压合格,则接受请求;若原始主变出口电压不合格,则生成动作命令。
5)对同一变电站出口馈线重复执行步骤1)。
6)协调控制方案1为生成SVR控制指令,预算SVR下游节点电压,重复执行步骤1);协调控制方案2为生成主变控制指令,预算全网电压,重复执行步骤1);若每条馈线对主变的请求不一致,则只生成协调控制方案1。
其中,可控设备间的上下游关系可以采用深度优先搜索策略生成拓扑树的方式来形成。
电压决策流程图见图2。
(3)综合决策。
变电站出口馈线对主变请求不一致时,以协调控制方案1作为最终的控制指令,即不同馈线对主变请求不一致时,则主变不能动作;否则,以系统有功网损和电压偏移度较小的方案作为最终控制指令。
3 数学模型
3.1 电压灵敏度计算
节点电压变化灵敏度是衡量节点电压变化对相关联网络中其他节点电压变化的指标,在电力系统中,一般作以下假设:
(1)节点电压幅值主要与无功潮流相关,节点电压相角主要与有功潮流有关;
(2)雅可比矩阵是位置对称且各元素数值比较小的方阵。
将极坐标表示的节点功率方程有功、无功进行解耦可得到节点电压变化与无功变化的关系:
即
由式(2)可计算出节点间电压变化灵敏度:
式中:ΔU为节点电压变化向量;B-1为节点导纳虚部元素矩阵的逆矩阵;U为节点电压向量;ΔQ为节点无功不平衡向量;分别为逆矩阵B-1中节点i、j的行向量。
由式(3)可计算出相关联网络中任意两节点间电压变化的灵敏度,具体为节点i、j的行向量中对应元素的点积除以j向量模的平方。为计算主变、SVR分接头动作对下游节点电压的影响,需分别计算出10kV各节点对主变出口的电压灵敏度和SVR下游各节点对SVR的电压灵敏度。
3.2 网损灵敏度计算
网损灵敏度是衡量无功接入点无功补偿变化量对系统网损影响的指标,是确定无功规划的主要依据[9]。
系统有功网损为:
系统有功网损对节点有功、无功变化的灵敏度满足以下方程组:
式中:U、θ、P、Q分别为节点电压、相角、注入有功、注入无功。
对系统中第i个节点,有:
式中:Gij、θij为线路ij的电导和首末节点相角差。
对某一时刻的潮流断面,式(5)即为以雅可比矩阵的转置系数矩阵,以网损灵敏度为自变量,以系统网损对节点电压、相角的偏导数为因变量的线性方程组,基于电力系统潮流计算机方法中的高斯消元法,存储下三角元素进行前推计算、上三角元素进行回代计算可计算出各补偿点网损灵敏度。
3.3 节点电压预算
每台变压器的变比为:
式中:UH、UL为变压器高、低压侧额定电压;TN、TC、step为变压器分接头额定档位、当前档位、步长。
忽略下级调压设备动作对上级节点电压的影响,主变、线路调压器、配变分接头动作后低压侧出口电压的变化为:
式中:T1、T2、、ΔU分别为变压器当前变比、请求动作后变比、当前低压侧电压、请求动作后电压变化量。
将节点电压变化灵敏度和电压变化量相乘可分别预算每个可控设备动作后相关联网络中其余节点的电压。
4 算例分析
本文以东胜变电站出口2条馈线及供电台区模型为例进行分析。该模型有胜十一路和胜十五路2条10kV馈线,胜十一路有15个台区、1台线路无功补偿器、1台10kV线路串联调压器,胜十五路有7个台区,采用PSASP7.0电力系统仿真软件绘制接线图见图3。
以2016年03月07日09点09分26秒潮流断面为例,运行数据如下:
10kV母线电压10.420kV;线路调压器低压侧母线电压9.424kV;通过历史断面数据匹配将用电信息采集的电量数据补充无量测配变,功率因数越限台区数据见表1。
以胜十一路无功决策为例,进线开关量测无功740.54kvar大于最小单组电容器容量30kvar,需要进行无功控制决策,决策结果见表1。
以网损灵敏度的大小决定无功设备的动作次序,以补偿装置处功率因数决定设备投切容量,避免了反复潮流计算进行无功优化的过程。表中-25.1 lkvar表示无功倒送的情况,“+”表示仍需投入的无功,网损灵敏度为负值也验证了结果的正确性,无功决策后功率因数均大于最小功率因数的要求。
无功控制指令下发后,进行前推回代潮流计算,生成潮流断面,以此时断面数据进行电压控制决策结果见表2。
胜十一路线路调压器请求上调一档,而主变请求下调一档,且2条馈线是申请主变动作方向一致,因此生成协调控制方案1和协调控制方案2,表2中电压灵敏度约为1也验证了电压灵敏度的准确性,所示2种控制方案都能提高电压合格率,需分别计算每个方案的相对于主变出口电压的电压偏移度,以电压偏移度小的方案作为最终控制方案。
传统控制策略并未将无功、电压控制解耦,而是以电压上下限、无功上下限为边界,根据相应的决策方法生成每个可控设备的动作命令。各可控点存在独立调节的问题,而且决策结果并不考虑上级主变与下游配变的影响,会造成各可控点可控设备仍有调整裕度而设备不动作的情况,导致可控设备利用率不高。例如:奥图公园变电站经传统控制策略投入60kvar无功,电压预算为365V,此时电压仍越下限,分接头仍有动作裕度,但却得不到调整。各方案调控结果见表3。
各协调控制方案下的各节点电压结果见图4。
表3中数据均是以变电站为计算单位,变电站出口所有馈线数据统一计算的。协调控制方案1的电压偏移指标1.3040小于协调控制方案2的1.8545,节点电压曲线更为平缓,以协调控制方案1作为最终的控制命令下发。
5结语
本文在未改变配电网结构基础上,提出主变—线路—配变分层联调的电压无功控制决策,有效地解决了无功电压可调设备各自为政、独立调控的问题。对比无功优化,通过灵敏度分析预算各调控方案的结果,避免了反复潮流计算,有效地解决了可控点间顾此失彼的问题。采用历史断面数据匹配解决因量测信息不足无法计算的问题。以电压偏移度最小为依据选取最优调控方案解决了主变与线路调压器动作请求方向不一致的问题。提出的控制策略能够有效提高10kV以下配电网的电压质量和功率因数。关于短期负荷预测与电压无功可控设备动作次数的约束对控制决策的影响仍需进一步研究和分析。
摘要：针对当前地区配电网运行和控制现状,设计了配电网电压无功三级协调控制策略。以提高电压合格率为目标,无功就地平衡为约束,兼顾变电站—线路—配电变压器间各无功电压可调设备的协调控制,以灵敏度分析预算调控方案结果生成调控方案,以电压偏移度最优为原则从调控方案中选出最优调控方案。通过工程算例分析,取得较好的控制效果,验证了该方法具有工程实践的价值。
关键词：低压配电网,电压无功控制,灵敏度,电压偏移度
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电压控制策略 篇11
【关键词】频率；电压；紧急控制
电力系统对电能质量的要求很高，特别是频率质量。我国电力系统的额定频率是50Hz，频率偏差为±0.2 Hz。根据电力系统的容量，频率偏差可以放宽到±0.5 Hz；而用户冲击引起的频率偏差一般不得超过±O.2Hz。
电力系统的频率偏离额定值，会严重影响电力系统用户的正常工作，比如电动机频率降低，会降低转速和输出功率、由于电动机按照额定负荷运行，由此导致电动机的工作电流增大，这样会使电动机线圈发热增加，甚至可能毁坏电机；相反，频率升高会提高电动机转速，不仅加大功率损耗，更严重的后果是会导致那些对转速稳定性要求较高的工业生产部门如电解铝厂、纺织等部门的产品质量受到影响，甚至报废大量产品。对发电厂的影响就更为严重，比如发电厂锅炉的风机、给水泵等离心式设备，当频率降低时，电动机的转速急剧降低，大大降低了锅炉的输出功率，甚至会导致停炉。同时会减少电力系统的电能输出，导致电力系统频率进一步下降，造成严重的后果。
电压质量对各类电气及用电设备的安全及经济运行有着直接的影响。由于电气设备的设计制造是以额定电压下为基础，当电压偏离额定值时，电气设备的性能、寿命以及安全等指标就会受到影响。比如对电力系统中普遍使用的电动机，当输出功率一定时，电动机的工作电流、功率因数、效率随电压变化。因异步电动机的最大转矩与端电压的平方成正比，如果电压过低，电机有可能停转或无法启动。当端电压降低时，电动机定子、转子电流明显增大，导致电动机温升加剧，甚至烧毁电动机；反之，端电压过高时，会使各类电气设备绝缘老化过程加快，缩短设备寿命等。对电热装置而言，电压过高导致温度过高，会损伤设备；电压过低则达不到所需的温度。另外，无线电、传真等设备对电压稳定的要求更高，电压超过允许偏差将使设备工作特性严重改变影响正常工作。由于各类用电负荷的性能与电压偏差有着密切关系，电压偏差过大也会给发电厂和供电系统本身造成威胁。所以，电力系统中对电压偏差的允许范围有明确的规定，通过设备监测、控制电压质量，使用电设备的电压控制在允许偏差之内，确保设备正常运行。
总之，电力系统频率、电压的变化，会给电厂及相关用户带来严重的不良后果。为了遏制因电力系统频率、电压的变化，给电力系统本身和电能用户带来事故和损失，在变电所中安装频率电压紧急控制装置。本文以南京南瑞集团公司的产品UFV—200型频率电压紧急控制装置为例，说明其在新型数字化变电所中，在控制、维护电能质量技术中的重要作用和积极意义。
1.频率电压紧急控制装置的工作原理
该装置同时测量装置安装处的两段母线电压、频率及电压和频率的变化率。装置对输入的两段母线三相交流电压进行采样，电压幅值采用滤波算法，频率值采用硬件捕获加软件校验算法，得到两组数据进行判断的。若由于有功功率引起频率下降时，装置自动根据频率降低值，依提前设定的负荷级别切除部分负荷，使电网的频率恢复正常；若由于有功功率过剩出现频率上升时，装置根据频率升高自动切除电厂部分机组，使系统的电源与负荷重新平衡。当电力系统由于无功的不足引起电压下降时，装置自动根据电压降低值，依提前设定的负荷级别切除部分电力用户负荷，确保系统内无功的平衡，使电网的电压恢复正常。本装置根据电压切负荷的出口与根据频率切负荷的出口可以相互独立。配置低频减载8轮和低压减载8轮，可直接切除24回负荷线路。低频减载和低压减载的每一轮，都有自定义出口，能够切断提前设置的不同级别的线路。
2.频率电压紧急控制装置的功能
（1）当电力系统功率缺额较大时，本装置具有在切第一轮时可加速切第二轮或二、三两轮，尽早制止频率的下降。
（2）当电力系统电压下降太快时，可加速切负荷，尽早制止系统电压的下降，避免发生电压崩溃事故，保证电压稳定。
（3）本装置具有独特的短路故障判断自适应功能，低电压减载的整定时间不需要与保护动作时间相配合，保证系统低电压时快速动作，短路故障时不动作。
（4）本装置设有闭锁功能，防止由于短路故障、负荷反馈、频率和电压异常情况可能引起的误动作。具有PT断线闭锁功能。
（5）本装置可以低频解列、低压解列。
（6）装置具有事件记录、数据记录、自检、打印、异常报警等功能。
（7）装置具有与外部监控系统进行通信的功能，可以与故障信息系统、变电站监控系统相连接，装置能提供多种多个独立的通信接口。
（8）装置具有对时功能，具备软件对时和GPS脉冲对时能力。
3.设备的主要特点
（1）结构合理
设备采用前插方式，整合了灵活性和抗干扰性的特点，同时在软件设计上采取了有效的抗干扰措施，装置具有很强的抗干扰和抗电磁辐射能力。结构上采用前插式结构，既保留了背插式机箱进出线分离的抗干扰特点，又具有维护的灵活性。通过合理的安排布局，在单层机箱内，不仅可以方便走线，而且小巧美观。
（2）速度快
装置内CPU采用新一代的RISC架构的32位处理机，不仅处理速度快，而且内存空间大，可以访问的内存多。
（3）精度高
硬件上采用16位A/D转换芯片，不仅采样速度更快，采样精度提高，为多种算法提供了硬件保证。芯片采用差分输入，将多达6路的采样保持转换整合，具有很高的硬件可靠性。
（4）记录信息
装置上具有大容量的存储设备，可记录大量数据。软件上具有完善的事件记录报告处理，可保存最近至少6次动作报告及故障录波报告，动作报告和数据在装置掉电后也不会丢失。
（5）模拟量输入多，远方通信能力强大
一层4U机箱在保持出口不变的情况下可以输入两段母线的三相电压、四段母线的三相电压、或接入110kV两段母线和35kV两段母线的情况，也可以接入四条线路的三相电流和电压，并可提供8个64K数字同向口，或E1接口或调制调解器用于远方通信。
（6）软件灵活
采用模块化编程方法，软件扩充灵活，可靠性高；同时根据硬件特点，改善大量算法，对数据的分析处理能力强。
（7）通信方式多
装置具有多种通信方式，方便监控通信。配置有多个串行通信接口，以太网接口，红外通信等。支持对厂站监控系统通信、电力行业标准的通信规约。
4.结语
在电力系统中，频率电压紧急控制装置的投入使用，对提高供电可靠性、提高电能质量、减轻电力人员负担、提高电能经营质效起到了保障和促进作用，推动了供电设备向精确、可靠、智能、多功能、数字化高端方向发展。
参考文献
[1]李晓明.电力系统几个基本概念的分析与探讨[J].电力系统保护与控制，2009，37（19）：130-132.
电压控制策略 篇12
电压凹陷已经成为威胁各种用电设备正常、安全工作的重要干扰[1,2,3],动态电压恢复器(DVR)是解决这个问题的最好选择,国内外专家进行了广泛的研究[4,5,6,7,8,9]。DVR的主要优点是能有效补偿动态电压质量,不仅稳态误差小,而且动态响应速度快。
文献[10]采用了基于负载电流反馈的闭环控制策略,反馈采用比例控制。文献[11]采用了基于负载电压反馈的闭环控制,反馈采用PI控制。以上闭环方法减小了系统稳态误差,但并不能消除稳态误差。文献[12]采用前馈和反馈的复合控制策略,反馈控制策略采用双闭环反馈控制,内环是滤波电容电流瞬时反馈控制,外环是负载电压瞬时反馈控制,前馈为电网电压前馈。但在实际控制中,需要检测电容电流瞬时值。文献[13]为了消除负载电流的影响,提出了同时利用电网电压前馈和负载电流前馈的双前馈开环控制方法,并提出了用负载电压估计负载电流的估算方法。但由于在电流前馈估算时,采用上一个采样周期的误差校正本周期的控制量,估算的前提是2个周期之间的负载电流变化率偏差不大,但当负载电流存在频率很高的谐波时,校正效果会变差,仅有前馈控制并不能消除各种扰动的影响。
本文在此基础上再加上一个负载电压反馈的闭环控制,即系统电压、负载电流双前馈加负载电压反馈的控制策略,既能保证系统的快速响应和稳定性,又能消除系统的稳态误差。在实际控制中,只需检测电网侧和负载侧电压值,不需要检测负载侧电流值。最后通过仿真和样机实验验证该方法的正确性。
1 DVR系统结构和补偿策略
线电压补偿型DVR系统结构如图1所示。补偿电压通过3个相同的单相变压器串联接入电网。
对于三相三线系统,因为没有中性线,能够测量的只有线电压,并且:
所以只需测量2个线电压即可。本文选择uab、ubc,并与理想的电压u*ab、u*bc比较,得到应该补偿的电压u′ab、u′bc,如下式所示:
则三相逆变器输出的补偿电压u′ca为
可见,只要能够保证负荷侧2个线电压为理想值,那么负荷侧的电压就是理想的。因此,应将得到的线电压瞬时值u′ab、u′bc转换为相电压瞬时值u′a、u′b、u′c。可以采用如下方法进行转换:
2 DVR控制策略
以单相DVR为例研究DVR控制策略,根据图2可以写出系统的状态变量方程如式(5)所示,式(5)中主要参数及其参考方向如图2所示。
其中,di为逆变器中开关管VS1+和VS2-的占空比;us、ui、uC、ut2、ucmp、uL分别为网侧电压、逆变器输出电压、滤波电容电压、变压器原边电压、变压器副边电压、负载电压;Lf、Cf为低通滤波器的参数;Lt1、Lt2为变压器漏感;ii、it2、iL分别为逆变器输出电流、变压器原边电流、负载电流。
逆变器工作在双极性调制模式下,且开关频率足够高。串联变压器的变比为1,这样变压器原、副边电压和电流相等。设2di-1=k,可以得到系统框图如图3所示。
则负载端电压为
考虑到LC滤波器是为滤除开关纹波而设计的,并且设计时要求其对系统特性的影响尽可能小,所以在电网电压所包含的频率范围内,有以下近似条件:
所以式(7)和式(9)可以简化为
结合式(6)(8)(11)(12),可得:
把负载电压uL(s)看作DVR的控制对象,k(s)看作控制量,电网电压us(s)和负载电流iL(s)看作干扰量,被控制对象同时受控制量和2个干扰量的影响。
2.1 前馈控制
基于电压前馈的开环控制中,首先检测电网电压并和标准电压比较,然后将偏差作为逆变器输出的参考量进行脉宽调制控制。开环控制下控制量k(s)为
其中,ur为负载参考电压。
结合式(6)(14),可得:
从式(15)可以看出,系统存在稳态误差。在电路参数确定以后,其大小由负载电流决定。
2.2 反馈控制
文献[11]采用了负载电压反馈的闭环方法,控制器采用PI控制器,k(s)的表达式如下:
其中,KP和τI分别为PI环节比例系数和积分时间常数。
结合式(13)(16),可得:
从式(17)可以看出,负载电压由参考电压、电网电压、负载电流3个量共同决定,系统不能保证负载电压稳定跟踪参考电压。文献[11]又在上述控制的基础上增加了电网电压的前馈,使得DVR的响应速度有所增强,同时基本消除了电网电压对负载电压的影响。此时控制量k(s)的表达式如下:
k(s)=[ur(s)-us(s)]+[ur(sU)dc uL(s)]垲KP+τ1Is垲(18)
结合式(13)(17),可以得负载电压表达式:
该控制方法也不能消除负载电流的影响,但由于电压反馈的存在,稳态误差比开环时要小。
2.3 双前馈加反馈控制
上述控制策略中,稳态误差都受负载电流的影响。要消除负载电流的影响,在电网电压前馈和负载电压反馈的基础上,对负载电流也进行一个前馈处理。由于变压器漏抗难以准确测量,并且滤波器电感和变压器漏抗都会随着工作状态的改变而改变,因此难以直接测量负载电流并计算负载电流前馈量。现采用以下方法计算负载电流前馈量。
由式(19)变换得:
设Δk为实际控制量和理想控制量之间的偏差。将上一周期的控制量偏差记录下来,并在本采样周期对控制量进行校正。由此得到负载电流前馈量估算表达式为
所以双前馈加反馈的控制量表达式为
电网电压和负载电流双前馈可以抵消大部分的扰动,其他模型不精确和检测引起的误差由负载电压反馈控制抑制,控制参数比单纯的负载电压反馈控制要小。在文献[12]中,参数KP=30,τI=0.001 s;本文中参数KP=5,τI=0.000 2 s。在实际控制中,只需要检测电网侧电压和负载侧电压,利用式(22)来计算控制量。
3 仿真和实验验证
3.1 仿真
电网相电压正常时有效值为220 V,将电网侧的电能通过不控整流变成直流电后存储在储能单元中。系统侧电压在0.1 s时基波幅值跌落50%,图4—6为采用不同控制策略时补偿效果对比,图4为采用前馈控制补偿,电压明显存在稳态误差且电压有波动;图5为采用负载电压反馈控制补偿,电压有稳态误差,但比前馈控制小,电压有波动;图6为采用双前馈加反馈控制,基波能完全补偿。图7是接整流负载时补偿效果对比:图7(a)为采用系统电压前馈加负载电压反馈,整流负载电流中含有大量谐波,补偿电压波动较大;图7(b)为采用双前馈加反馈控制,补偿效果好。
3.2 实验
针对三相三线制系统设计出线电压补偿型10 k V·A DVR,负载功率为5~10 k W,主处理芯片为TMS320LF2407A,采用本文所提出的双前馈和反馈的复合控制策略。实验中为了维持直流电容电压的稳定,从负载端取电,通过不控整流给直流电容充电。注入变压器采用3个独立的单相变压器构成,除了将变流得到的电压注入主电路之外,还起到了平波和隔离的作用,可以通过调节变压器的变比来改变DVR的补偿范围和补偿能力。在实际变压器加工时中间有抽头,可以得到1:2、1:1或2:1的不同变比。实验中采样频率为10 k Hz,滤波电感为1.1 m H,滤波电容为60μF。样机设计框图如图8所示。
实验过程如图9所示,开始时,系统侧电压uab为额定值时,DVR不补偿,过一段时间发生电压跌落,系统侧电压有效值下降,DVR检测到发生电压跌落后开始补偿,负荷侧电压基本维持在额定值;当跌落结束时,系统侧电压恢复正常,逆变器封锁开关信号,DVR停止补偿。图10中,在电压跌落过程中发生闪变,负荷侧电压仍然维持在额定值,系统动态响应快,DVR完全达到了治理电压跌落的目的。
4 结论