直流电网（精选8篇）
直流电网 篇1
1微电网的提出
近年来世界各地接连发生大面积停电事故:2009年大型水电工程伊泰普坝供电系统突然瘫痪, 让巴西、巴拉圭6700万人陷入停电状态;2012年印度三大电网相继瘫痪, 超过一半地区电力供应中断, 6亿多人受到影响;2012年飓风桑迪引发了60余起美国公民的死亡, 造成7百万人停电, 以及上百亿的损失等。传统大电网成本高, 运行难度大, 难以适应用户越来越高的安全、可靠性和多样化供电的需求。该文将从直流微电网优势切入, 分析了直流微电网应用范围、实际案例, 为今后中国含直流微电网的配电系统的发展提供参考。微电网可孤岛或并网运行, 能够提高用户侧的供电可靠性和分布式能源利用率, 减少对大电网冲击, 具有很好的经济和社会效益。
2直流微电网的优势
2.1微电网结构
由于传统电力系统和负荷都是交流电, 目前大多微电网的研究都是围绕交流微电网而开展。直流微电网在运行和控制上有着交流微电网无法比拟的优势。直流微电网是以直流配电的形式, 用公共直流母线将分布式电源、储能、负荷和控制管理等系统融合起来。构成一个可以实现自我控制、保护和管理的自治系统, 既可以与外部电网并网运行, 也可以孤立运行的发配电系统, 如图1所示。
2.2直流微电网具有以下几个方面的优势:
(1) 分布式电源在接入直流微电网时只需要一次DC/DC或AC/DC变换, 变换器控制简单、损耗小。可以更直接、更高效的利用分布式电源;
(2) 微电网的直流母线也只需要通过一次DC/AC逆变即可与外部电网并网连接。结构简单控制方便;
(3) 直流微电网中的能量控制取决于直流母线电压, 对潮流的控制更大程度上取决于电流, 实现系统中心各单元间的协调控制;
(4) 直流微电网中的储能装置可以跟踪负荷的变化为迅速反应, 从而平衡系统中的能量变化;以及在孤岛运行时, 为负荷提供持续的供电, 不受大电网故障的影响;
(5) 目前电网中的直流负荷越来越多, 如地铁等交通工具、通讯设备和云计算数据中心服务器、直流家用电器以及LED照明等。直流微电网很好地适应了现代生活对电力能源的需求和未来负荷的发展;
(6) 整个直流微电网系统拓扑简单, 换流损耗小, 发配电效率高。
3直流微电网的应用范围
基于分布式电源特点, 直流微电网的发展主要有两个领域为:
(1) 工业园区, 大学校园, 商业楼宇或高档住宅等, 主要采用并网运行的工作方式, 提供应急与抗灾能力;改善电能质量、可靠性;提高可再生能源利用率。
(2) 山区, 孤岛等偏远地区, 主要采用孤岛运行的工作方式, 为偏远原地区提供能源, 减少远距离输电的基础设施建设成本和电能损耗, 并降低传统化石燃料的消耗。
4直流微电网解决方案
直流微电网解决方案, 由能源系统、用户负荷和动力与环境综合管理等系统组成。其中能源系统包括光伏发电单元、高压直流单元和储能单元;用户负荷包括汽车充电站单元、直流数据中心、直流通讯设备、直流家电、直流照明和直流应用测试平台等;动力与环境综合监控管理单元为该系统提供一个智能化、 信息化、精细化的设备与环境管理的支撑平台。
直流微电网解决方案采用光伏发电作为分布式电源, 地域适应性好, 使用方便;采用技术成熟, 应用广泛铅酸或铁锂蓄电池组作为储能装置。光伏发电与蓄电池组组成分布式电源, 可与孤岛运行形成独立光伏发电的直流微电网能源系统。也可与高压直流电源系统组成光电互补的直流微电网能源系统。不管是独立光伏发电系统还是组成光电互补系统都规避了微电网并网运营模式所面临的政府相关政策尚不清晰的问题;同时也避免了并网运行时对大电网的影响。该解决方案特点在于:
(1) 具有极强的地域适应性;
(2) 独立光伏发电, 100%绿色可再生能源;
(3) 光电互补改造简单, 建设周期短, 系统可搬迁;
(4) 辅助储能单元延长备电时间, 提高系统可靠性;
(5) 系统维护简单, 运行费用低;
(6) 监控管理平台可提供精细化管理金和增值业务;
(7) 系统极其易于实现, 低成本投入可实现大规模节能减排。
5直流微电网解决方案的应用
直流微电网应用实例由能源系统、用户负荷和动力与环境综合管理等系统组成。系统采用可再生能源 (光伏发电) 和高压直流系统组成光电互补的直流微电网能源系统, 提供一体化的能源保障服务。能源系统包括光伏发电单元、高压直流单元和储能单元;用户负荷包括汽车充电站单元、直流通信设备、直流数据中心、直流办公设备和家电和直流照明等;动力与环境综合监控管理单元包含光伏气象站、能源监测和管理、光伏系统管理、汽车充电站管理、设备及环境管理和状态展示平台等。
光伏发电单元可独立工作, 高压直流单元作为备用电源;两者也可组成光电互补系统, 为储能单元和用户负荷提供稳定可靠能源供给。实现节能减排、消峰填谷、提高用电可靠性等功能。
6结语
直流微电网技术的迅猛发展, 以及直流微电网应用和推广, 将在节能减排方面起到非常重要的作用;会促进新型直流节能设备及其相关产业得以迅速发展;能推进可再生能源发电的开发和利用, 特别是光伏发电向全国各地区扩散, 促进光伏发电在住宅小区、工业园区和偏远地区等得到更广泛的应用;光伏建筑一体化 (BIPV) 的理念将会有更为巨大的应用前景。
参考文献
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[2]施婕, 艾芊.直流微电网在现代建筑中的应用[J].现代建筑电气, 2010 (6) :47-51.
[3]时珊珊, 鲁宗相, 周双喜, 等.中国微电网的特点和发展方向[J].中国电力, 2009 (7) :21-25.
直流电网 篇2
典型电网工程投资成效基本情况分析
对于典型电网工程的投资成效分析，主要是从造价控制、运行实效、电价成本、工程建设、环境保护等方面对电网工程的投资成效和运营情况进行分析评价。2015年5～11月份，在电网企业报送工程材料的基础上，结合现场核查，对锦苏直流等8项典型电网工程进行了具体的分析，主要情况如下。
（一）造价控制情况
工程造价分析主要包括工程概算与估算、决算与概算的投资比较以及工程决算完成情况。
8项工程中有7项概算投资控制在估算投资内，1项工程概算投资超估算投资。其中，锦屏送出工程概算较估算增加5.47%，主要原因是政策性文件调整、抗冰加强引起线路工程量和概算费用增加。
8项工程决算投资均控制在概算投资范围内，但节余率普遍较高。高岭扩建工程节余5.31%，锦苏直流工程、锦屏送出工程、西北二通道工程节余均在10%，祯州工程节余13.27%，黄坪工程节余18.42%，灰腾梁工程节余19.76%，酒泉送出工程节余20.57%。除灰腾梁工程投资节余的原因为主变由购买改搬迁，节省了设备购置费外，其他工程节余 的主要原因均为施工图工程量变化及设备、材料招标采购价格降低。
图1 典型电网工程估算、概算、决算投资比例
黄坪、锦屏送出、灰腾梁工程自投产至2015年6月仍未完成竣工决算审计，在建工程转固定资产完成滞后。
（二）运行实效情况
运行实效分析主要包括工程的功能定位、输电能力、年输电量（年利用小时数）等内容与设计预期的比较。
1．跨省区联网工程
（1）西北二通道工程。工程投产后，新疆外送断面达到4回750千伏线路，加强了新疆电网与西北主网的联系，提高了新疆向西北主网的送电能力，为敦煌、柴达木地区新能源开发创造了有利条件，同时还提高了海西地区的供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。但是由于青海省负荷发展低于预期，且新能源发展迅速（截至2014年底青海省新能源装机容量接近450万千瓦），同时新疆电
源建设也存在一定的滞后。2014年，沙州～鱼卡双回750千伏线路输电量为48.3亿千瓦时，烟墩变、沙州变净上网电量分别为30.8、55.94亿千瓦时，哈密～天山换流站双回750千伏线路、烟墩～天山换流站双回750千伏线路共向天山换流站送电118.58亿千瓦时，烟墩～沙州双回750千伏线路输电量仅为23.23亿千瓦时，2014年新疆外送断面最大输送功率仅为200万千瓦，不足设计最大输出功率的50%，输电能力和输电量均低于设计预期，且存在反向潮流送电的情况。
（2）锦苏直流工程。本工程将雅砻江流域官地，锦屏一、二级水电站丰水期富余水电送至江苏，为四川水电送出和江苏电网电力供应创造了条件，增强了电网跨区资源优化配置的能力，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。2013、2014年输电量分别为224.64、352.37亿千瓦时，年利用小时数分别为3120、4894小时。2013年由于锦屏一级、二级及官地电站投产机组容量合计10×60万千瓦，直流年最大输送功率630万千瓦；2014年随着电站全部投运，直流达到满功率720万千瓦运行。其输电能力和输电量达到设计预期。
（3）高岭扩建工程。本工程增强了东北向华北的送电能力，为扩大东北地区风电的消纳创造了条件，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。本工程扩建后，最大输送功率可达到300万千瓦左右，2013年、2014年输电量分别
为181.79、217.38亿千瓦时，利用小时数6060、7246小时，工程利用率较高。根据调度控制功率曲线来看，东北华北联网高岭背靠背换流站夜间小方式送电功率可达到210万千瓦，有利于东北地区风电的消纳，输电能力和输电量达到设计预期。
2．电厂送出工程
（1）锦屏送出工程。本工程满足了锦屏一级6×60万千瓦机组、二级8×60万千瓦机组和官地4×60万千瓦机组电力送出的需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。该工程包括2012年投运的官地电站至月城变2回、月城变至换流站2回、锦屏二级至换流站2回和2013年投运的月城变至沐溪2回、锦屏一级至换流站3回、锦屏二级至南天2回，共计13回500kV线路。正常方式下，每个通道（2至3回线路）潮流在80至140万千瓦之间，调度运行控制功率每回线约250万千瓦，满足水电外送要求。2013年锦屏二级、官地电站外送电量230亿千瓦时、2014年锦屏一级、二级、官地电站外送电量470亿千瓦时。输电能力和输电量达到了设计预期。
（2）酒泉送出工程。本工程满足了酒泉风电基地一期风电项目的汇集和送出，同时还满足了地区负荷发展需求，提高了供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中北大桥东风电、北大桥西风电、干河口西风电、干河口东风电、干河口北风电、桥湾风电、昌马风电330kV
送出线路2013年输电量分别为2.0、11.4、9.9、10.19、8.4、11.2、14.68亿千瓦时，2014年输电量分别为1.84、9.7、8.41、8.48、7.46、10.2、15.7亿千瓦时，输电能力达到了设计预期。但受电力需求不足的影响，虽未出现因电网原因弃风限电的现象，但工程输电量低于设计预期。
（3）灰腾梁工程。本工程满足了灰腾梁地区12家风电场的汇集送出问题，风电能源的送出能力大幅提高，还提高了锡林郭勒及周边地区的供电可靠性，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。变电站2012年、2013年、2014年输电量分别为69.7、70.8、70.5亿千瓦时。2012年调度运行控制功率为64万千瓦，2013年第二台主变投产后，年调度运行控制功率为128万千瓦，变电站2012年、2013年、2014年实际最大输送功率分别为64.3、91.2、84.1万千瓦；年停运小时数分别为104.85、109.95、385.46小时，输电能力和输电量达到了设计预期。
3．网架加强工程
（1）黄坪工程。本工程加强了滇西北网架，为澜沧江等大型水电接入云南主网提供了汇集点，满足了“十二五”及中长期滇西北中小水电富裕容量及三江干流留存云南大型水电外送，同时还减轻了500千伏大理变供电压力，满足了大理州北部供电需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中黄坪～仁和甲（乙）500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到150万千瓦左右，年输送电量
分别为48.3、41.5亿千瓦时；仁和～厂口甲（乙）线路500千伏线路2013年、2014年最大输送功率均达到300万千瓦，年输送电量分别为93.3、146亿千瓦时，较好的满足了滇西北地区水电汇集送出的需要，因此从汇集送出该地区水电的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但黄坪变电站2013年、2014年年输电量仅为12.68、5.08亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。
（2）祯州工程。本工程有效加强了粤东电网与珠三角核心电网的联系，进一步拓宽了粤东电源送出通道，为平海电厂等大型电源项目电力安全、高效送出提供保障，有效满足粤东及珠三角地区电力负荷发展需要，工程所实现的功能定位与设计预期基本一致。工程中胪祯双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为71.9、89.5、63亿千瓦时，最大输送功率可达250万千瓦左右；祯宝双回500千伏线路2012年至2014年输电量分别为170.6、177.3、145.4亿千瓦时，最大输送功率接近400万千瓦，因此，从提升粤东电力送出能力的角度，该工程输电能力达到了设计预期。但祯州500千伏变电站2012年至2014年输电量仅为8.48、5.9、2.2亿千瓦时，输电量低于设计预期，主要原因是当地负荷发展低于预期。
（三）电价成本情况
电价成本分析主要包括对工程的测算电价与国家批复电价的对比,以及工程的成本费用分析。
1．电价情况
8项工程中只有锦苏直流工程及锦屏送出工程国家对其进行了电价核定，其余6项均没有电价批复。
《关于向上线和锦苏线±800千伏特高压直流示范工程输电价格的批复》（电监价财〔2013〕2号）对锦苏直流工程的输电价格进行了批复，锦苏直流工程的核定输电价格为0.0856元/千瓦时，输电损耗率为7%；锦屏送出工程的核定输电价格为0.0144元/千瓦时。
锦苏直流工程总投资199.28亿元，按照工程目前及未来年均输送电量330亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0946元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。
锦屏送出工程总投资54.31亿元，按照工程目前及未来年均输送电量460亿千瓦时计算，测得工程单位电量分摊电价为0.0173元/千瓦时，与国家批复电价基本持平。
2．成本情况
电网工程的成本费用主要分为折旧费用、运维大修费用、财务费用、分摊总部管理费用等。
折旧费用按照电网企业的固定资产管理办法计提，本次调研的变电设备的折旧年限为12年，输电线路的折旧年限为20年。
运维大修费用目前是按照成本属性进行归集，在不同工程中进行分摊计算。分摊原则是变电工程根据固定资产原值的比例进行分摊，线路工程根据线路长度的比例进行分摊。
8项工程年均运维费用均控制在投资总额的2.5%以内。
财务费用主要为工程建设贷款发生的利息费用，依据工程贷款额度和年限不同而不同。
分摊总部管理费用主要指电网企业总部分摊到跨区联网工程上的除折旧费用、运维大修费用、财务费用以外的管理成本费用，费用按照工程输电量占系统联网输电量的比例进行测算取得。8项工程中,高岭扩建工程、锦苏直流工程计列了该项费用,2014年两工程该项费用分别为13658.16万元和22139.69万元。
（四）工程建设与环境保护情况 1．工程建设情况
8项工程均如期建成投产。其中4项工程开工时间先于核准时间，其关键时间节点如下：
（1）灰腾梁工程 2013年6月核准，2013年9月批复初步设计。1号变2010年4月开工、2011年9月投产，2号变2013年4月开工、2013年9月投产。
（2）锦屏送出工程 2011年12月核准，2012年9月批复初步设计，2010年10月开工。
（3）黄坪工程 2011年12月核准，2013年批复初步设计。2011年3月开工，2013年5月投产。
（4）高岭扩建工程 2012年7月核准，2012年12月批复初步设计。2012年2月开工，2012年11月投产。
1项工程的建设规模与核准规模不符。灰腾梁工程核准规模为新建2组主变、1组高抗，实际建设规模为新建1组主变、搬迁1组主变及1组高抗。
2项工程投产短期内实施技改项目。黄坪变电站2013年投入运行，2014年新建1个值休楼。祯州变电站2011年投入运行，增建1个生产综合楼，多用地0.19公顷，2012年220千伏由双母线改造为双母双分段接线。基建与生产标准不统一，工程投产短期内实施技改项目，存在建成即改现象。
2．环境保护情况
8项工程中有3项工程严格履行了环保手续，但黄坪工程等5项工程投入正式运行后仍未取得环保验收意见。
（1）黄坪工程 2013年5月投产，截至2015年7月已完成环境保护验收调查和监测，因厂口变厂界噪声治理和仁和开关站排水系统正在整改中，尚未取得环保部门验收合格意见。
（2）祯州工程 2011年5月投产，其中祯州500千伏变电站工程于2013年7月取得广东省环保厅验收合格意见。500千伏胪岗-祯州线路工程因改线穿越了惠东县莲花山白盆珠自然保护区和海丰县境内饮用水源保护区的情况与环评批复不一致，截止2015年7月尚未取得环保部门验收合格意见。
（3）锦屏送出工程 2013年12月全部投产，由于线路工程仍有未拆迁房屋和沿线敏感目标发生变化，截止2015年7月尚未取得环保部门验收合格意见。
（4）高岭扩建工程 2012年11月投产，2013年7月已委托开展竣工环保验收调查工作，截止2015年7月尚未取得环保部门验收合格意见。
（5）灰腾梁工程 2013年9月投产，已完成环境保护验收调查和监测，截止2015年7月尚未取得环保部门验收合格意见。
（6）酒泉送出工程 2011年投产，2012年12月取得环保部门验收合格意见。
（7）锦苏直流工程、西北二通道工程 已取得环保部门验收合格意见，并且均获得国家优质工程奖。
电网省际直流输电通道故障调度 篇3
高压直流输电因其可以远距离、大功率输电, 且具有调节速度快、可实现交流系统异步连接、无运行稳定问题等优点, 故已逐步在国内外广泛应用[1,2,3]。目前, 仅云南电网内就有三条直流向广东送电:±800 k V楚穗直流、±800 k V普侨直流及±500 k V牛从直流, 其中±800 k V楚穗直流为世界第一条±800 k V特高压直流输电工程, 于2009年7月投产运行, 西起云南楚雄, 东至广东穗东, 最大输送功率达5 000 MW。交直流互联方式下, 因直流输送功率较大, 对于送端的云南电网, 若发生直流闭锁故障而稳控装置不安排切机或拒动, 必将导致网内相关交流断面、省际交流通道过负荷甚至越极限。提前制定相关处置方案可为省调调度员在直流故障情况下安全、高效地处理事故提供保障。
1 故障后送端电网内现象
省际高压直流输电通道故障后, 会出现一系列明显的现象, 对于送端电网, 一般会有下列现象[4,5]:
1) 若发生双极闭锁 (即该直流通道全部闭锁) , 直流输送功率突降为零;若仅单极闭锁, 则直流输送功率还剩原一半左右 (取决于运行极过负荷能力) 。
2) EMS系统中AGC一般会暂停控制, 因潮流变化幅值较大, 超出AGC最大允许变化值。
3) 省内与直流通道平行 (指输送潮流方向) 交流通道 (尤其是500 k V交流通道) 过负荷甚至越极限。
4) 省际交流联络通道潮流过负荷甚至越极限。
5) 因潮流大量转移, 送端网内相关厂站电压值将大幅下降。
2 省际直流送电通道故障处置难点
省际直流送电通道故障后的处置涉及网、省两级调度同时进行, 总调会快速调减云南网内所调电厂出力, 省调也会令调管电厂快减出力, 极易出现减幅过猛使省内电力平衡及外送功率偏差过大导致频率下降过多;若减的力度不够, 又会加长相关断面超极限运行时间, 风险并未解除。处置的难点就在于如何确定一个边界来供网、省两级调度参照, 保证快速性和适度性。
3 直流送电通道故障调度处置原则
1) 通过“三监视”及时判断直流通道故障。“三监视”指在EMS上重点监视直流通道、省内交流通道及省际外送交流通道潮流值, 根据监视断面潮流值突变、大幅转移即可判断出有直流送电通道故障闭锁。另外AGC暂停控制、电压大幅降低等现象也可辅助判断。
2) 依据“两明确”决定采取相关调控措施。省调调度员向总调值班调度员确认发生省际直流送电通道故障后, 立即与之请示明确省际交流外送通道断面控制值、总外送功率值, 第一个值将省际交流通道实时潮流人为“钳住”不超极限, 第二个值保证相关电力平衡偏差不致过大。两级调度依据该边界条件及时调节所辖电厂出力, 保证快速性和适度性。
3) 采取“三控”措施调整水、火电出力。即按照上级调度指令首先将省际交流外送通道断面潮流调减不超控制值, 再控制省内相关交流通道在极限值以内, 然后将总外送功率按第2步中明确的值进行控制 (若需增加出力, 应优先非源端电厂, 否则省内交流通道又可能越极限) 。由于此时需要越限断面送端电厂快减出力, AGC调减速度达不到要求, 故在此阶段应将待减电厂AGC退出, 电话下令电厂快减出力。
4) 及时通知相关厂站进行电压调整。由于潮流大量转移, 将导致相关厂站电压大幅降低, 省调调度员应及时令受影响电厂发电机迟相运行, 变电站投退无功补偿设备, 将电压控制在合格范围内。故障处置流程如图1所示。
4 实例仿真分析
下面就通过模拟±800 k V楚穗直流输送功率5000 MW时发生单极闭锁后, 作为送端网的云南电网省调值班调度员的处置过程来具体说明以上方案执行情况。
4.1 故障前的电网运行方式
云南电网通过2条±800 k V直流通道、1条±500 k V直流通道、4条500 k V交流线路及2条220 k V交流线路向南方电网输送电能, ±800 k V楚穗直流交直流互联方式下, 云电外送理论上最大值可达18 800 MW, 其中±800 k V楚穗直流双极最大可送5 000 MW、4条500 k V交流通道控制极限为4 300 MW。500 k V主网系统正常运行方式无检修、水电出力按汛期最大出力考虑。
图2为部分接线示意图及相关断面潮流值。为安全起见, 500 k V外送交流通道留出200 MW裕度。±800 k V普侨直流按半极投运考虑, 最大输送1 250 MW, ±500 k V牛从直流目前仅一极投运, 最大输送1 600 MW。
4.2 楚穗直流单极闭锁后的电网运行方式
±800 k V楚穗直流单极闭锁后, 剩余运行极有短时1.1倍过负荷能力, 能输送2 750 MW。因安全稳定控制装置针对单极闭锁故障不安排切机, 故将有2 250 MW的功率会瞬时通过500 k V和平断面送入主网, 云南电网网内由西至东断面将严重过载。相关断面控制极限如图3所示。
由此可知, ±800 k V楚穗直流单极闭锁故障后将导致省内、省际相关交流断面严重过载, 其中, 因总外送计划值尚未修改, 而其他两路直流通道已满送, 故2 250 MW可能全部转移至500k V省际交流通道, 该通道功率达6 350 MW, 过负荷148%, 严重影响电网安全。
4.3 直流单极闭锁后的处置
省调值班调度员根据“三监视”原则判断出楚穗直流发生单极闭锁后 (功率由5 000 MW突降为2 750 MW) , 立即与南网总调联系, 取得“两明确”数据, 并询问总调管辖的小湾、金安桥电厂会减多少功率;与此同时, 省调其他调度员直接电话令功果桥、阿海电厂、漫湾、大朝山等电厂快减出力, 迅速将云南省内由西向东500k V交流断面、省际500 k V交流断面潮流值调减下来 (“三控”中的前两控) 。因西 (北) 部水电调减后, 电力平衡会受影响, 需要在“两明确”的指导下, 增加滇东部、东北部、南部水、火电及滇西南水电出力, 平衡省内、外送 (第三“控”) 所缺电力。
潮流大幅转移后, 将导致500 k V和平、草铺、宝峰、七甸、红河、砚山等变电站电压下降20~30 k V左右, 故省调调度员应及时关注并调整上述厂站电压, 属网、省两级调度共同管辖变电站, 应及时向总调申请调整。
待总调明确闭锁的楚穗直流单极能否恢复运行后, 省调调度员根据总调确定的云南外送功率曲线及小湾、金安桥电厂发电曲线, 将西电东送值按最新计划模式执行, 同时将AGC恢复正常运行。
4.4 小结
判断出直流闭锁故障后, 省调值班调度员要在最短的时间内将省内、省际相关断面潮流调减下来, 以防再发生N-1故障后引发连锁、解网性电网事故;同时要兼顾电力平衡, 防止部分电厂块减出力后导致频率下降。若是发生双极同时闭锁且安全稳定控制装置拒动或者双极相继故障 (间隔时间大于稳控装置动作时间) , 5 000 MW有功几乎全部转移至省内、省际交流通道, 要求更快、更大幅的调减源端电厂出力, 影响面更广、更深。
5 结束语
随着电网的不断发展, 高压直流输电技术的应用会越来越广泛, 由于高压直流通道输送容量大, 交直流互联方式下闭锁故障后对电网威胁较大, 类似云南这种送端电网中值班调度员务必在最短时间内将省内、省际相关交流断面潮流值调减至控制极限以内, 并与上级调度协调总外送值, 否则相关通道再发生N-1故障跳闸, 可能会引发连锁、解网性电网事故。因此, 制定直流通道闭锁故障后的相关处置方案, 有利于值班调度员快速、有效地进行事故处理, 对于电网安全、稳定运行有着重要的意义。
摘要：以云南电网为例, 分析了省际高压直流输电通道发生闭锁故障后, 后送端电网的内现象、省际直流送电通道故障处置难点、云南的送端电网采取的快速处置方案。
关键词：云南电网,省际高压直流输电,调度故障处置
参考文献
[1]换流站现场运行技术[M].北京:中国电力出版社, 2013.
[2]电力系统运行技术[M].北京:中国电力出版社, 2007.
[3]发电厂电气部分 (第四版) [M].北京:中国电力出版社, 2010.
[4]中国南方电网电力调度管理规程[Z].北京:中国电力出版社, 2008.
直流电网 篇4
关键词：模块化多电平换流器,直流电压下垂控制,电压死区,高压直流电网
0 引言
电压源型换流器(voltage source converter,VSC)[1,2],特别是模块化多电平换流器(modular multilevel converter,MMC)[3,4],具备较灵活的控制方式和较高的可行性和经济性,使得建立基于VSC技术的高压直流输电(HVDC)网络成为现实[5,6]。直流电网的协调控制是确保其稳定安全运行的关键控制技术,协调控制的两个典型控制目标是:①将直流侧电压控制在允许的电压区间内;②维持直流与交流电网瞬时交换功率的平衡[7,8,9]。
由于仅采用本地测量且无需依赖站间通信,分布式控制[10]相较于集中式控制[11]更适合用于直流电网的协调控制策略。直流电压下垂控制[9](以下简称下垂控制)是一种典型的分布式控制策略,当直流系统输入和输出的功率达到平衡时,直流电压保持稳定,其原理类似于交流电网的“功率—频率”控制特性。下垂控制可分为带死区的下垂控制[9]和不带死区的下垂控制[12]。二者主要区别在于:①带死区的下垂控制在死区内保持定功率/电流控制,而不带死区的下垂控制则无上述过程;②带死区的下垂控制只采用一个下垂斜率,而不带死区的下垂控制采用多个下垂斜率。
带死区的下垂控制使换流站在死区内保持定功率/电流控制,即保持换流站最经济的初始稳态运行点[9]。不带死区的下垂控制虽然采用多个下垂斜率来优化换流器的动态特性,但也需要较多的条件判断来选择合适的下垂斜率,这在实际应用中十分不方便。
带死区的下垂控制需要为每个换流站设计独有的电压裕度及死区[9]。由于直流电压允许变化的范围有限(如±10%),当直流电网包含多个换流站时,为每个换流站设计独有的电压裕度和死区将较难实现。另外,当接入直流电网的换流站个数变化时,需要重新设计每个换流站的电压裕度和死区,工作量繁重且降低了该控制策略的可行性。文献[7]在设计下垂斜率时仅考虑了换流站接入交流母线的短路比(short-circuit ratio,SCR),该斜率无法保证换流站在允许的电压裕度范围内可以达到其功率的限值从而最大限度地协助直流电网消除不平衡功率。
针对以上问题,提出了一种适用于柔性直流电网的新型带死区下垂控制策略。该策略将直流电网中的VSC分为4组,并为每个换流站组设计不同的电压裕度和死区来划分参与协调控制的不同优先等级。这样,已设计好的各分组的电压裕度和死区就不会受VSC个数变化的影响。当系统发生暂态故障时,直流电网内的各换流站均可参与协调控制,消除不平衡功率且稳定直流电压;当系统过渡至新的稳态运行点时,具备较低优先等级的VSC将会调整其功率至初始运行点。
另外,考虑到实际工程中VSC仅有降功率运行的趋势,提出了一种改进的功率—电压特性曲线及其下垂斜率的计算方法,来确保换流站可以在允许的电压裕度内达到其功率的限值。
1 带死区的下垂控制
带死区的下垂控制是利用基于dq双闭环控制原理[13,14]的控制器来实现其控制目标的,如附录A图A1所示。附录A图A1(a)和(b)分别给出了基于直流电压控制和基于有功功率控制的外环d轴控制器,用以产生d轴电流参考值idref。附录A图A1(c)给出了两条功率—电压(P-Udc)特性曲线,用以阐述附录A图A1(a)中基于直流电压控制的控制器和附录A图A1(b)中基于有功功率控制的控制器的配合原理。
附录A图A1(a)中,Pmax_1(Pmin_1)为直流电压控制类换流站的最大(最小)功率限值;Pmax_2(Pmin_2)为直流功率控制类换流站的最大(最小)功率限值;idref_max(idref_min)为idref的上(下)限值;Pref和Udcref分别为稳态有功功率和直流电压参考值;Pmea和Udcmea分别为有功功率和直流电压的测量值;K1至K4和T1至T4分别为对应的比例-积分(PI)控制器的增益系数和时间常数。附录A图A1(b)中的Udc_x为附录A图A1(c)所示P-Udc特性曲线中的Udc_vm_1或Udc_vm_2。附录A图A1(b)中k为附录A图A1(c)中P-Udc特性曲线在功率限值区间(Pmin_2,Pmax_2)内的各线段的斜率。EN为使能因子,当Udc_vm_2<Udcmea<Udc_vm_1时EN=0,否则EN=1。
如附录A图A1(c)所示,在电压裕度内,一个控制器控制直流电压而另一个控制器控制功率。因此附录A图A1(c)中的“A”点就是此时系统的稳态运行点(Pref,Udcref)。当直流电压超出附录A图A1(c)中的电压裕度时,直流电压控制型控制器从定直流电压控制变为定有功功率控制,而有功功率控制型控制器变为下垂控制。因此,新的稳态运行点将会是“B”或“C”点。k1和k2为两个下垂斜率。
一般情况下,k1和k2的取值不同。这是因为实际中换流站很难提升功率运行,多数情况仅有降功率运行的趋势,从而导致A点距离B或C点的距离不同。因此,根据A点位置,确定斜率k时,仅考虑k1或k2就足够了。因此在之后部分会提出一条改进的P-Udc特性曲线及其斜率k的计算方法。
2 换流站分组
通过将换流站分组,并对每个分组设计独有的电压裕度和死区,使每个分组在参与协调控制时具备不同的优先等级。这样,在暂态时确保系统具备良好的动态特性,在新稳态时确保优先等级低的换流站恢复其最经济的运行点。根据国际大电网组织CIGRE对柔性直流电网的定义[15],柔性直流电网应包含4个或更多个VSC。在所提策略中,将这些VSC分为以下几组。
1)第1组:控制系统直流电压的换流站(通常只有1个),即换流站采用直流电压控制型控制器,如附录A图A1(a)所示。
2)第2组:采用有功功率控制型控制器的换流站,控制器如附录A图A1(b)所示,并且该换流站接入的交流母线为强交流母线(SCR大于2)。
3)第3组:采用有功功率控制型控制器的换流站,但接入交流母线SCR小于2的换流站。
4)第4组:不能参与协调控制的换流站,如无源供电工况的VSC。
第1至4组换流站分组参与协调控制的优先等级是递减的。如果上一分组中的换流站均达到其功率限值且直流电压仍不能稳定,则下一分组的换流站启用下垂控制并参与协调控制。
这样分组依据和优先等级划分的依据是:①使得电压裕度和死区不受换流站个数变化的影响;②接入强交流系统母线的换流站在暂态中多承担协调控制任务,因为其交流母线抗干扰能力强;③接入弱交流系统的换流站尽量在暂态中少受影响,甚至不受影响。
当暂态故障发生后,新稳态运行点的直流电压将被尽量稳定在第1组或2组的电压裕度区间内。这样,第3组和4组的换流站将会保持其最经济的稳态运行点。在换流站允许的电压裕度区间内,其功率必须可达到规定的限值,这也决定了附录A图A1(b)中斜率k的最小值。所提出的换流站分组方法具有以下优势。
1)为实际工程应用提供了一个简单实用的协调控制方法,仅需要设计4个电压裕度。
2)所设计的4个电压裕度就可以适应换流站个数变化的情况,并不需要做任何修改。
3)在换流站允许的电压裕度区间内,可利用其最大的功率变化值来消除直流电网的不平衡功率。
4)确保接入弱交流系统的换流站在暂态中尽量少受影响,并在新稳态运行点回归其最经济的功率值,以减弱协调控制过程中对交流系统造成的冲击。
需要说明的是,本文提出的分组协调控制的方法并不要求每个分组都必须有对应的换流站,而是当有了这样特征的换流站,应分入对应的分组。
3 电压裕度与死区的选择
3.1 电压裕度与死区
第1至4组换流站参与协调控制的不同优先等级是通过设计每组的电压裕度区间UM1至UM4来实现的,如图1所示。各组的电压裕度区间由不同的电压值UL1至UL8构成。由于UM4与其他电压裕度区间不共享边界,因此无需为UM4设计电压死区。由于第4组的换流站不能参与下垂控制,因此当直流电压进入UM4时,该组换流站将被切除。需要注意的是,当直流电压进入UM4上(下)半部分时,仅切除第4组中的整流站(逆变站)。UM1至UM3的上下部分并不区分整流站或逆变站。
为了避免系统运行点在UM1和UM2或UM2和UM3的边界振荡,需要为第2组和第3组VSC的下垂控制引入电压死区,包括“激活区域”和“闭锁区域”,见图2(a)和图2(b)。
图2中,UWj(USj)是激活(闭锁)区域的电压门槛值,其中j=1,2(3,4)属于第2(第3)组并且奇数(偶数)代表上(下)半区域。第2(第3)组被激活的条件为Udc>UW1(UW3)和Udc<UW2(UW4)。第2(第3)组被闭锁的条件为US2(US4)<Udc<US1(US3)。当Udc满足激活(闭锁)条件时,相应换流站的下垂控制将被激活(闭锁)。
在设计第2或第3组的电压死区时,UWj的取值应该接近于ULj的取值,其中j=1,2,3,4。由于协调控制中换流站多为降功率运行趋势,上升(下降)的直流电压意味着直流系统应该从(向)交流系统吸收(释放)更少的功率。因此,当同一组换流站激活下垂控制时,整流站相较于逆变站应该对上升的直流电压更灵敏,而逆变站相较于整流站应该对下降的直流电压更灵敏。所以,整流站(逆变站)的UW1和UW3应分别略小于(大于)UL1和UL3。逆变站(整流站)的UW2和UW4应分别略大于(小于)UL2和UL4。
在图2(a)中,US1和US2取值应接近Udcref且US1<UW1和US2>UW2。但US1和US2之间应有足够空间容纳直流电压测量值中的波动。在图2(b)中,US3(US4)应略小于(大于)UL1(UL2)。
3.2 下垂斜率
图3中比较了原始P-Udc特性曲线和改进后包括激活和闭锁特性的P-Udc特性曲线。图3中H1至H6的取值会根据第2组或第3组的不同而异。
图3的P-Udc特性曲线中垂直于电压轴的线段并不表示定电压控制,而是启用/闭锁下垂控制时功率指令值的变化。图3中改进的P-Udc特性曲线包括激活和闭锁两部分,分别对应于图2(a)和图2(b)中的激活区域和闭锁区域。
原始和改进的P-Udc特性曲线主要区别为:①改进的P-Udc特性曲线将附录A图A1(b)中的Udc_x直接赋值为Udcref,而原始P-Udc特性曲线需要在H2或H5之间选择;②改进的P-Udc特性曲线的下垂斜率k是由降功率运行部分线段的斜率决定的。因此,改进的P-Udc特性曲线具备以下优势。
1)简化了Udc_x和k的求取过程。原始P-Udc特性曲线需要判断Udc_x=H2或H5后才能计算k。不同的Udc_x和k值分别应用于提升或降低换流站功率绝对值的工况。由于实际工况中,换流站很难提升功率绝对值,多为降功率运行,因此1组重点考虑换流站降功率运行工况的Udc_x和k值即可满足要求。
2)使新稳态运行点的直流电压更接近Udcref。例如,在图3中当Udc小于H5时,下垂控制被激活。假设新稳态运行点的有功功率为零,那么采用改进P-Udc特性曲线时的直流电压在H4和H5之间,而采用原始P-Udc特性曲线的直流电压则小于H5。因此,采用改进P-Udc特性曲线的下垂控制可使换流站在新稳态运行点得到一个更接近Udcref的直流电压。
采用图3中改进P-Udc特性曲线时,由于Udc_x=Udcref,附录A图A1(b)中下垂斜率k可由式(1)计算。
式(1)中给出了可使换流站在允许的电压裕度区间内达到其功率限值的最小k值,而关于k值的优化问题则不在本文讨论的范围内。图3给出了一个Pref接近Pmin而远离Pmax的例子,因此k值等于由Pref至Pmax的线段的斜率。如果当Pref接近Pmax而远离Pmin时,k值则由Pmin至Pref的线段斜率决定。式(1)利用最大值函数max()囊括了以上两种情况。需要注意的是,式(1)中的电压和功率均为标幺值。
4 仿真验证
4.1 仿真系统
采用文献[16]中的交直流混合系统来测试所提出的新型下垂控制策略的有效性,如图4所示。该系统的交流部分是基于IEEE 39节点标准测试系统[17]的修改版本,即加入了5端MMC-HVDC系统。直流系统电压为±320 k V,每个MMC桥臂包含400个半桥子模块。
MMC4为孤岛运行且连接着一台同步发电机(可等效离岸风机群)。直流输电网络包括3条架空输电线和4条地下电缆输电线。直流系统的详细信息见文献[16]和附录A表A1。功率正方向规定为从交流系统流入直流系统的方向。
稳态时,MMC3控制直流电压,其他MMC控制注入或流出直流系统的功率。MMC5为无源负荷供电,采用M-δ控制[14]。
4.2 电压裕度、死区和下垂斜率
根据附录A表A1中MMC接入交流母线的SCR值以及各MMC的控制方式,可将5个换流站分组如下:MMC3和MMC2分别组成第1组和第2组;MMC1和MMC4组成第3组;MMC5为第4组。各分组的电压裕度区间如附录A表A2所示,死区门槛值如附录A表A3所示。由于MMC5不能以整流站方式运行,因此附录A表A2中UL7没有取值。附录A表A2和表A3中的参数均是标幺值,电压和功率的基准值以附录A表A1中稳态运行点的电压和功率值为准。
附录A表A2说明采用所提出的新型下垂控制时允许系统直流电压在其初始稳态值的±10%范围内波动。当直流电压小于0.7(标幺值)时,MMC5将被切除,从而以减轻负荷的方式试图稳定下降中的直流电压。在附录A表A3中,UWj的取值很接近ULj的值(j=1,2,3,4)。为了使整流站(逆变站)在面对上升(下降)的直流电压时更灵敏地激活下垂控制,在第3组中MMC1的UW3和UW4值要比MMC4的略大一些。附录A表A4给出了各换流站的功率限值和由式(1)计算得到的下垂斜率k值。
4.3 动态效果评估
本节将测试图4所示的交直流混合系统在应用所提出的新型下垂控制策略的条件下,暂态过程是否具备良好动态特性。图4所示系统的初始运行点为附录A表A1所示的稳态运行点。所测试的暂态故障包括换流站和直流输电线路的N-1故障。
测试1:换流站N-1故障
在t=7 s时,系统切除MMC3,具体过程为:①MMC3的交流侧断路器先断开;②大约10 ms后MMC3直流侧电流为0,此时断开直流侧断路器。附录A图A2给出了系统的暂态响应过程。
附录A图A2(a)给出了各MMC直流电压在暂态时的变化过程。由于在7 s时系统发生暂态故障,所有MMC的直流电压从1(标幺值)跌落至0.869,该值不仅小于MMC2的UW2也小于MMC1和MMC4的UW4。因此MMC1,MMC2和MMC4启用下垂控制,直流电压开始回升。MMC1和MMC4的直流电压分别在7.23 s和7.24 s时大于其下垂控制的闭锁区域门槛值US4,并且再未小于过各自激活区域的门槛值UW4,因此这两个换流站的下垂控制闭锁,回到初始运行点的定功率控制。MMC2的直流电压从7 s至11.7 s内多次重复进入/退出其下垂控制的激活区域和闭锁区域。在11.7 s后,MMC2的Udc进入其下垂控制的激活区域并再未进入闭锁区域。因此,系统新稳态运行点的直流电压由采用下垂控制的MMC2控制。MMC5的直流电压在整个暂态过程中始终大于UL8=0.7,这说明直流电压未进入第4分组的电压裕度内,因此MMC5保持常规运行模式。附录A图A2(a)说明,当采用所提出的下垂控制策略时,即使切除控制直流电压的MMC3也并不会导致系统直流电压崩溃。
附录A图A2(b)展示了暂态中换流站与交流系统交换功率的变化。在7 s时,由于故障后直流电压跌落且第2,3组的换流站启用下垂控制,MMC1,MMC2和MMC4迅速调整其功率来消除直流系统内不平衡功率以稳定直流电压。在暂态过程中,第2组的MMC2的功率变化较第3组的MMC1和MMC4的功率变化更为明显。这说明第3组的MMC较第2组的MMC在暂态过程中受冲击影响更小。当直流电压在7 s开始降低时,第3组内逆变站MMC1较整流站MMC4的有功功率变化更为明显。这说明所提出的下垂控制可以使同一分组中的逆变站比整流站在面对下降的直流电压时,可更灵敏地激活下垂控制。这样的做法符合实际工况中换流站多为降功率运行的要求。在t=50 s后,系统过渡至新稳态运行点,MMC2改变自己功率以控制直流电压而MMC1和MMC4的功率回归初始运行点。MMC5的功率在暂态过程中几乎未受到明显影响。
附录A图A2(c)给出了发电机G1至G3的动态响应特性。G1和G3的输出功率在暂态时有更明显的波动而G2的转速波动更为明显。这是因为G2为孤岛运行状态,且暂态过程中与G2相连接的MMC4的功率未有较剧烈的变化。本例中,故障引起的系统潮流变化基本由除G2外的其他发电机共同承担。
测试2:直流输电线N-1故障
测试2的初始运行点与测试1的相同,即附录A表A1所示的稳态运行点。目标直流输电线为图4中Bus D和Bus F之间的输电线,因为该线路负荷最大。在7 s时,目标线路发生接地短路故障,1 ms后保护设备探测到故障位置并在另1 ms后切除故障线路[15]。附录A图A3给出了系统暂态响应过程。
附录A图A3(a)显示了切除线路后各换流站直流电压变化过程。在7 s时,MMC1和MMC2的Udc下降但其他MMC的Udc上升。MMC1的Udc始终大于其下垂控制的闭锁门槛值US4,因此MMC1的下垂控制始终闭锁。MMC2的Udc在7 s时下降并小于其下垂控制的激活门槛值UW2,但0.24 s后就大于闭锁门槛值US2。之后在7 s至8.68 s内,MMC2的Udc重复进入/退出其下垂控制的激活区域和闭锁区域。在8.68 s后,MMC2的Udc进入下垂控制的闭锁区域并再未进入过激活区域。因此,MMC2的下垂控制在8.68 s后处于闭锁状态。MMC4的Udc在7 s时大于其下垂控制的激活门槛值UW3,但0.27 s后就小于闭锁门槛值US3,因此MMC4的下垂控制先激活后立刻闭锁。
MMC3是控制系统直流电压的换流站。在故障发生后,MMC3试图将上升的直流电压(峰值1.034)降至初始运行值(1)。MMC5在暂态过程中并未参与调节直流电压。在附录A图A3(a)所示过程中,MMC2和MMC4的下垂控制曾被激活并协助MMC3控制Udc。在新稳态运行点,MMC2和MMC4的下垂控制闭锁,直流电压仍被MMC3控制。当直流线路被切除后,直流系统内潮流重新分部,导致各MMC的新稳态直流电压有微小变化,如附录A图A3(a)所示。
附录A图A3(b)给出了暂态过程中MMC与交流系统交换功率的变化过程。由于MMC2和MMC4在暂态过程中激活过下垂控制以消除不平衡功率和稳定直流电压,因此这两个换流站的功率变化较MMC1和MMC5的功率变化更为明显。在t=20 s后,系统过渡至新稳态运行点。
附录A图A3(c)展示了发电机的暂态变化过程。由于直流输电线路被切除仅造成了直流系统内部的潮流重新分布,交流系统的运行点并未受到太大影响。因此附录A图A3(c)中的发电机功率和转速变化并不如附录A图A2(c)中的剧烈。
5 结语
本文提出了一种适用于柔性直流输电网的新型下垂控制策略。该策略可以保证直流系统和交流系统交换功率的平衡,并提出了一条改进的P-Udc特性曲线保证换流站具备更好的动态特性,即新稳态运行点的直流电压更接近原始运行点的直流电压。所提出的新型下垂控制策略具有以下特点。
1)将直流系统内的换流站分为4组,并通过为每组设计独有的电压裕度和死区来确定其参与协调控制的优先等级。这样可使已有的电压裕度和死区不再受直流系统内换流站个数变化的影响。在暂态过程中各组换流站可以激活下垂控制,消除系统内不平衡功率并稳定直流电压。在新稳态运行点,优先等级低的换流站闭锁下垂控制并将功率调整至最经济的初始运行点。因此,既提供了暂态下良好的动态特性,又保证了新稳态下经济的运行特性。
2)提出了改进的P-Udc特性曲线,使得新稳态运行点的直流电压值更接近初始运行点的直流电压值。同时,改进的P-Udc特性曲线还重点考虑了换流站在实际工程中受设备耐流能力的限制,仅能降功率运行的特性。这使得所提出的下垂控制策略更具备实践的可行性。
针对所提出的下垂控制策略,未来需要根据交直流系统的动态特性(如暂态下发电机和换流站功率、电压和电流的过调量和调整时间)来优化各换流站的电压死区门槛值和下垂斜率。
智能电网发展与高压直流输电研究 篇5
经济快速发展背景下,能源资源短缺问题也日益凸显出来,其也直接引发一系列环境问题,如温湿气体排放等,极大程度上影响可持续发展目标的实现。此时,能源资源高效利用、优化配置等显得极为重要,如在电网建设方面,需以能源的利用为依托,规划建设智能电网。但如何保证智能电网建设目标实现,又需考虑将高压直流输电引入其中。因此,本文对高压直流输电、智能电网的相关研究,具有十分重要的意义。
1 国内外智能电网规划现状
智能电网规划是当前世界各国电网建设的重点内容。本文在研究中主要选取欧洲国家、美国以及中国等智能电网规划现状作为实例,对智能电网规划情况进行分析。首先,从欧洲国家电网发展情况看,由于欧洲在经济发展过程中致力于将环境保护、能源建设等融入其中,所以在电网建设方面也提出能源供应网等策略,以其中超级电网为例,强调借助潮汐能、风能等资源,可使传统资源的消耗减少许多,且以往温室气体排放问题也将得以改善。同时,超级电网建设下,也将充分利用高压直流输电方式,其可满足大容量远距传输、新能源并网等要求,电力消费区的用电需求都可得到满足。其次,对于美国智能电网建设,其可被置于国家战略高度,强调在超级电网上不断突破。如SPPS、PJM、Midwest ISO等要求在2024年,东部电网联网建设中,需从电力输送、新能源建设两条线路方面着手,确保新能源得以充分利用。同时,在规划中也要求做到统一、智能,其中的统一主要指连接北美分散电网,使新能源可覆盖大多区域。而智能表现在新技术如自动控制、信息通信以及传感测量等运用下,使电力供应更为安全、可靠。另外,我国电网建设中,由于面临严重的能源分布不均情况,如太阳能在北部、西部地区较为丰富,而风电资源在东南沿海、背部与西部地区较为丰富,其他水力资源、煤炭等分布也极不均匀。
2 智能电网和高压直流输电研究
2.1 智能电网发展特征分析
智能电网建设在当前新能源利用背景下,强调以高效、环保作为主要方向,其呈现的特点主要表现在:第一,分散的电源分布。能源资源分布处于不均匀状态,也直接导致电场分布较为分散,如江河地区以水力发电为主、高原地区为太阳能或风力发电。第二,智能化特点。在发电形式趋于多样化的背景下,发电场分布极不均匀,这为实际调配电力资源带来极大难题。此时,为保证电力资源得以配置,需使电力系统达到智能化标准。第三,超级化特点。如欧美国家电网建设中提出的超级电网,其也将成为我国电网建设的重要目标。超级电网建设下,要求解决以往能源应用下存在的间歇性特征问题,确保电力系统运行更为稳定[2]。
2.2 高压直流输电特征分析
我国当前智能电网建设中,直流输电工程所占比重极高,其具有输送容量大、电压等级高等特征。对比交流输电,高压直流输电在电网建设中的优势表现为:(1)远距离电缆输电要求得以满足,交流输电很难达到这一标准;(2)输电损耗优势较为明显,长距离输电中,高压直流输电不会对输电走廊过多占用,损耗极低;(3)系统稳定性较强,如交流系统在相同或不同额定频率下,不会以同步互联方式为主,加上输电可被有效控制,对系统稳定性的提高可起到明显作用;(4)柔性直流输电引入其中,在无功功率、有功功率等方面都能被有效控制,且无需将换相电源引入,便能使负荷接入、电源接入等要求得到满足。此外,直流输电中,假若输电处于正常状态,无电容电流,所以也不必考虑进行无功补[3]。
3 智能电网和高压直流输电发展建议
智能电网未来发展中将更注重引入新能源,并将超级电网作为主要发展方向。从欧美国家超级电网建设现状便可发现,超级电网中融入智能电网建设中的许多优势,可使不同区域供电需求都得到满足。但需注意的是超级电网本身作为较为专业、复杂的系统工程,实际建设中将面临较多技术难点,要求采取分阶段建设的方式。我国在超级电网建设中可考虑从五个阶段着手,即:第一,在常规发电上不断建设。常规发电厂在社会经济发展中扮演重要角色,要求在建设中扩大其发电容量,不断完善交流区域电网。第二,在水力发电厂建设上不断加强。可考虑将高压直流输电引入其中,利用其将大型水力发电厂中的电力资源向其他区域输送,有利于电力资源的有效配置。第三,新能源应用。能源的引入将成为电厂建设中需考虑的主要内容,要求通过新能源使发电量有限、环保问题都得以解决。第四,新能源发电基地。该阶段主要强调以相应的技术为依托,增加系能源发电比重,利用远距离输送、并网技术等实现能源的输送,这也是推动直流输电工程的重要方式。
4 结论
智能电网的建设是我国未来电网发展的重要方向。实际发展智能电网中,应正确认识当前智能电网规划的主要现状,对比国内外智能电网发展特点,在此基础上分析我国智能电网建设的特征以及直流输电工程的应用,可考虑在未来智能电网建设中充分发挥高压直流输电的优势,可结合不同区域电力资源情况,采取分阶段建设方式,以此推动我国电网建设进程的加快。
摘要：随着电网建设步伐的加快,新能源发电技术的应用也成为世界各国关注的焦点。然而以往电网建设中,采用的多为交流输电方式,很难与职能电网中对高压直流输电的要求相适应,导致智能电网发展受到极大程度的制约。这就要求在发展智能电网中,进一步明确高压直流输电的优势,保证其能为智能电网建设提供支撑。本文将对国内外智能电网规划现状、智能电网与高压直流输电的特征以及未来发展的建议进行探析。
关键词：高压直流输电,智能电网,规划,建议
参考文献
[1]姚良忠,吴婧,王志冰,李琰,鲁宗相.未来高压直流电网发展形态分析[J].中国电机工程学报,2014(34):6007-6020.
[2]杨帆,赵书强.智能电网的发展对大电网可靠性评估的影响[J].电网与清洁能源,2013(10):24-30+36.
昭通电网直流融冰装置应用 篇6
1.1 直流融冰原理
直流融冰电源装置利用直流短路电流在导线电阻中产生热量使覆冰融化。直流电流产生的热量必须大于导线散热量和融冰热量之和, 覆冰才能融化。这要求:
1) 线路所通融冰电流I需要达到一定的数值。
2) 融冰电流确定以后, 融冰装置的电源容量P1对应一定长度的线路R, 并且装置的电压也受到I×R的限制。
总之, 直流融冰电源可调节直流输出电压, 对不同线径和长度的线路采用不同融冰电流, 融冰时对系统冲击小, 需要的倒闸操作少。
1.2 系统电源融冰方案
此方案由系统提供电源, 经整流变压器、整流装置, 带线路融冰。要完成三相线路融冰需要2到3次倒换操作。
2 融冰装置接入系统方案
2.1 昭通电网概况
2.2 具体接入系统方案
220kV大关变电站直流融冰设备主要由35kV 335出线间隔、融冰专用整流变压器、直流融冰装置、直流融冰母线构成。
移动式移动融冰装置交流侧电源由 35kVI 段母线提供, 35kVI 段母线经335 出线间隔与整流变压器连接, 整流变压器再与直流融冰装置连接, 融冰装置将交流电转换为直流电, 转换为直流后经过直流融冰母线再通过临时引流线与被融线路连接, 就可以对各条220kV、110kV 线路进行直流融冰。融冰装置主接线图见图2。
融冰整流装置对三相线路采用的融冰方式为:退出运行的线路, 将三相并联通过三相线路的自动切换装置, 由控制装置来自动切换三相线路连接到整流装置, 保证三相线路均衡融冰, 切换过程中整流装置及开关的操作可由手动或自动顺序控制来实现。这种融冰方式的特点是三相线路融冰程度均衡, 不会产生三相导线的张力差并对杆塔造成影响。
3 直流融冰方案计算
3.1 运行参数理论计算值
根据大关变电站的系统及交流线路的具体参数, 直流融冰装置的运行参数的理论计算结果如下, 其中最小融冰电流均为1.2倍10mm冰的最小融冰电流:
3.2 仿真计算结果
以220kV大镇线为例, 分析结果如下:
由于大镇线线路较长, 根据理论计算, 融冰装置按照1-1方式运行时无法达到1044A的最小融冰电流, 在融冰时应采用1-2方式运行。
通过同样的方法对220kV大镇线+镇威线, 220kV昭大I回、220kV昭大II回、220kV大盐线进行分析, 由仿真计算结果可知:不装设交流滤波器对融冰装置本身的稳定运行没有影响, 系统侧电压、电流谐波较小。35kV侧电压谐波基本满足相关的国家标准, 部分线路融冰时35kV侧的电流谐波略超过相关国家标准, 但由于本身谐波电流不大, 对主变影响较小;并且, 考虑到作为直流融冰是短时间运行工况。因此大关站直流融冰装置运行时不必加装滤波器等补偿设备。
4 直流融冰系统调试试验
4.1 调试依据
试验依据相关标准。
4.2 调试项目
4.2.1 不带电顺序操作试验
在工作站对直流融冰装置的隔离刀闸、接地刀、断路器进行单步操作。
4.2.2 不带电跳闸试验
利用各个被试直流融冰装置保护开出功能分别传动跳开整流变与35kV母线连接断路器。
4.2.3 充电试验
利用各个被试直流融冰装置保护开出功能分别传动跳开整流变与35kV母线连接断路器。
1) 合整流变与35kV母线连接断路器, 向整流变压器和换流阀组充电。
2) 充电5分钟后断开换流阀和35kV母线连接断路器。
3) 将直流融冰装置转为检修状态。
4) 检查集装箱内和整流变压器有无损伤痕迹。
5) 重复1-4两次。
4.2.4 抗干扰试验
在直流融冰装置一次设备带电、二次设备盘柜全部带电的状态下, 在距盘柜前/后门正前方20厘米处, 在开门和关门两种状态下, 手持站内通讯用步话机/手机通话。步话机的发射功率应在3～5 瓦范围内。
4.2.5 带融冰线路小电流试验
1) 将直流融冰装置操作至准备解锁状态。
2) 在最小直流电流定值 (400A) 下解锁换流器。
3) 在控制保护系统中校核各交/直流电压信号、各交/直流电流信号。
4) 停留10分钟后闭锁换流器。
5) 断开换流阀和35kV母线连接断路器。
6) 将直流融冰装置转为检修状态。
7) 检查集装箱内无损伤痕迹。
4.2.6 带融冰线路大电流试验
1) 将直流融冰装置操作至最小直流电流 (300A) 运行工况。
2) 在工作站上设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为800A, 启动电流上升指令, 在上升至400A的过程中试验“暂停”功能。
3) 停留5-10分钟后设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为1000A, 启动电流上升指令。
4) 停留5-10分钟后设定直流电流升/降率为100A/Min, 直流电流指令为1200A, 启动电流上升指令。
5) 在电流为1200A状态下停留10-20分钟, 密切监视线路、金具、接头和直流融冰装置各设备的温度, 如有异常, 立即停止试验。
6) 设定直流电流升/降率为400A/Min, 直流电流指令为300A, 启动电流下降指令, 在下降至1000A的过程中试验“暂停”功能。
7) 在300A停留2-5分钟后手动闭锁直流融冰装置。
4.3 调试结论
21MW站间移动式直流融冰装置现场系统调试共进行不带电顺序操作试验、不带电跳闸试验、充电试验、抗干扰试验、带融冰线路小电流试验、带融冰线路大电流试验等6个项目。融冰装置各项功能满足规范要求, 可以投入现场运行。
调试中融冰试验电流稳步升至1200A, 试验线路、金具、接头和直流融冰装置各设备运行正常, 220kV昭大二回线路温升达到35摄氏度。21MW站间移动式直流融冰装置实际运行的参数和设计参数基本吻合。通过阻波器升流试验, 对于昭通电网来说, 验证了在阻波器参数满足要求的情况下, 可以通过直流电流, 融冰期间可以不用短接阻波器, , 这项工作极大的节省了融冰前的装备时间及工作量。
4.4 实际融冰效果
昭通覆冰在线监测系统显示220千伏昭大Ⅰ回线覆冰厚度达21.5毫米, 启动直流融冰工作。覆冰全部脱落, 融冰成功。
5 结束语
直流融冰系统的投运极大地增强了昭通地区线路抗覆冰能力, 增强了昭通电网抵御冰灾的能力, 该套系统投运, 将对昭通电网冰灾中保证供电, 避免电网受损提供了有力手段。
参考文献
[1]蒋兴良, 易辉.输电线路覆冰及防护[M].北京:中国电力出版社, 2002:153-187.
[2]李再华, 白晓民, 周子冠, 胡志军, 许婧, 李晓珺.电网覆冰防治方法和研究进展[J].电网技术, 2008, 32 (4) :7-13.
交直流混合微电网协同控制策略 篇7
微电网由负荷、微型电源和储能装置构成，可同时提供电能和热能，微电网内部电源主要由电力电子器件负载能量转换，并提供必要的控制及接口[1,2]。微电网可分为交流和直流2类，由于传统大电网以交流形式存在，导致目前研究较多的是交流微电网。但是相比交流微电网，直流微电网不存在相位同步、谐波和无功功率损耗等方面问题[3,4]，因此其研究得到了重视。实际微电网中，往往同时存在交流和直流2条母线，分别和微电网中的交流和直流部分相连，即形成交直流混合微电网[5]。
文献[6]介绍了当前研究交直流混合微电网面临的挑战，分析了实际实现所需的关键技术。文献[7]提出了交直流混合微电网中AC/DC双向功率变流器控制策略，但缺乏对直流微电网内部微电源、储能系统以及直流负荷控制的研究。文献[8]提出一种基于直流总线电压信息的能量变换与管理方法，考虑了直流微电网系统的并网与孤岛运行，但未考虑系统各个接口变换器的功率上限优化设计，且只设计了直流负荷，不适用于当前供电方式。文献[9]提出以直流电压变化量为判定基准的电压分层协调控制策略，各变流器独立工作，无需相互通信，可简化控制系统结构，使直流微电网具备“即插即用”功能，但并网情况下，减少风电微源出力的策略不利于充分利用分布式电源的能量。采用多个逆变器分别进行并网与直流微电网内供给交流负荷，效率低。文献[10]提出一种以直流总线电压作为控制信号的直流独立电网系统能量管理策略，但忽略了储能电池输入输出限制、负荷重载状态下直流母线过低可能会导致系统崩溃。文献[11]针对包含太阳能、储能电池、计划重要负荷的混合交直流微电网，提出一种新的功率控制方法，但研究只注重了孤岛运行模式，所设计分配负荷功率并未灵活利用微源间歇式发电的特点。文献[12,13]分别研究了在并网与孤岛模式运行下的交直流微电网系统电压控制，未对重载与过载情况进行处理，只进行仿真研究，缺乏实验验证。文献[14]针对光储微电网孤岛系统，提出一种新型超级电容与蓄电池储能系统的功率自适应控制策略，使输出功率得到合理分配、能量得到高效管理。其只研究了用于交流微电网的孤岛情况，未考虑并网工况运行。文献[15]研究一种低压单极型直流微电网的运行控制策略，通过滑模控制实现超级电容的快充快放，稳定直流母线电压。其需要通信线，采用中央控制器协调控制不方便，且仅进行仿真研究。文献[16]研究了交直流混合微电网的能量管理策略，介绍了含风力、光伏、电池、超级电容等的管理策略，但缺乏可靠的实验分析研究。
本文针对上述研究的不足，结合交直流微电网系统结构以及综合控制目标，提出一种综合协同控制的能量管理策略，保障微电网内计划重要负荷供电的可靠性、系统运行的稳定性。分析了交直流混合微电网各微源控制器能量分配设计方法，高效利用单个交直流接口变流器，降低成本，提高效率，实现并网与孤岛2种工况运行的策略转换。通过充放电限制保护，优化利用了储能电池。针对当前传统供电方式，设计交直流混合微电网实验平台，采用直流母线电压分层控制的策略，微电网系统内各个接口控制器自治运行，协同控制维持微电网稳定可靠运行。
1 交直流微电网系统介绍
交直流微电网系统如图1所示，混合微电网系统包含直流与交流母线。
直流微电网部分包括由光伏发电及其控制电路单向DC/DC变换器、储能装置及其控制电路双向DC/DC变换器、直流负荷，并通过双向AC/DC变换器与交流母线连接，给交流侧负荷供电和连接大电网。
2 系统控制与能量管理策略
2.1 直流母线电压分层
结合微电网的运行状态，需要在不同状态下选择合适的控制策略，本文研究交直流系统，针对保障并网和孤岛运行2种工况，设计不同工况下的控制与能量管理策略。首先，本文以直流微电网内直流母线电压为基准[7]，分层设计协同控制光伏电池、储能、交直接口AC/DC、直流负荷与交流负荷的能量传输交换策略，使其在不同工况下都能稳定运行，各个变流器独立工作，无需相互通信，提高了系统的实时性与经济性。如图2所示，将直流微电网的直流母线电压额定电压定为UN，±10%内电压浮动，将0.9UN～1.1UN内电压分为4层。其中，UH、UL分别为直流母线电压上界、下界，UL=0.9UN,UH=1.1UN;U1、U2、U3为直流母线电压切换层判断电压，U1=0.93UN,U2=0.98UN,U3=1.02UN;Uref1、Uref2、Uref3分别为需要稳定在该层次工作的参考电压。
2.2 微源基本控制策略
直流微电网内部光伏电池可采取的控制策略有最大功率点跟踪（MPPT）、恒压控制（CVT），孤岛工况根据直流母线电压变化进行切换，原理如图3所示。图中，Ipv为光伏电池输出电流；Upv为光伏电池输出电压；U*pv为光伏电池MPPT参考电压；Udc为直流母线电压；U*dc为直流母线电压参考值。
储能蓄电池采用双向DC/DC变换器，其控制原理如图4所示，并网与孤岛运行工况都根据直流母线电压的变化，采用限流或者稳压控制。图中，Iba为储能电池电流；I*bat为储能电池参考电流。
交直接口是一个双向AC/DC变换器，依据微电网系统并网工况或者孤岛工况运行进行策略选择，并网工况交直接口要进行单位功率因数控制，孤岛工况采取恒频恒压（V/f）控制，其控制原理如图5所示。图中，vd、vq为交直流变流器输出三相电压经Park变换计算后的有功与无功分量；id、iq为输出三相电流经Park变换计算后的有功与无功分量；vd*、vq*,id*、iq*分别为变流器控制电压、电流有功/无功参考量；θ为并网锁相计算电网相位；θ1为孤岛V/f控制中参考相位；f为变流器输出电压频率；f*为参考频率。
2.3 并网运行
并网工况下根据直流母线电压处于不同层，系统内各个部分控制策略与能量流动方向如表1所示。
微电网系统设计时，充分利用分布式微源发电，考虑保障交流母线侧重要负荷Pload3以及直流母线侧重要负荷Pload2持续稳定供电，理论上负荷变化都不能超过额定负载，当系统中直流微电网内部负荷或微源出力变化，会造成功率波动，引起直流母线电压上升或下降，依据负荷与功率供给间的变化，控制策略需要协同调整，策略设计分析如下。
第一层时，直流母线电压UL<Udc<U1，直流负荷持续重载、超载或光伏发电不足等情况，储能调压达输出功率上限，大电网通过交直接口提供电能也不足以维持系统内功率平衡，直流母线电压持续下跌。此时系统内功率情况：
其中，Ppv为光伏微源提供功率；Pbat为储能交换功率；Pinv为交直接口变流器交换功率；Pload1为直流可控负荷；Pload2为直流重要负荷；（Pbat)max为储能充放电上限值。
设计系统是不希望运行在第一层情况，此时有一种极限功率情况需要考虑：
其中，（Pinv)max为交直接口变流器输出/输入上限值，此式中为整流输入，由此式可设计直流母线侧额定负荷大小，实际要考虑裕量。
直流负荷满载或短暂过载时，光伏发电很小，储能处于最大输出限流放电，交直接口需要向直流微电网内提供能量（Pinv)max，所以设计储能能够在光伏发电为0时，在过载等突发情况下，通过切除部分可控负荷，交直接口变流器以额定功率向直流微电网内部输送能量，光伏侧采用MPPT，储能侧以上限输出限流放电，能使直流母线电压回升至第二层或者以上工作。
第二层时，U1<Udc<U2，直流微电网内重载或光伏发电不足等情况，储能已达到调压输出功率上限，会造成直流母线电压下跌，功率情况为：
此时，交流母线侧负荷由大电网供给，通过交直接口变流器整流控制向直流微电网内补充功率缺额，将直流母线电压稳压在Uref1进行工作，使储能减少部分放电，光伏微源持续MPPT控制，系统内将重新达到功率平衡：
其中，Pnet为反映与大电网侧交换能量情况。
利用大电网支撑作用，向微电网提供电能，减轻储能压力，对储能设备进行一定的保护。
第三层时，U2<Udc<U3，系统最期望并网工况下工作在第三层，策略设计也是从第三层向上下展开分析，此时负荷与各微源之间能量分配为：
当光伏发电充足时，直流微电网内能量供需能够平衡，储能稳压调节功率波动，完全可以自治，为友好型微电网，设计直流微电网与交流母线侧不交换能量，交流母线侧负荷Pload3由大电网供给。通过储能充放电调节将直流母线电压稳定在Uref2额定电压工作。
第四层时，直流母线电压U3<Udc<UH，直流微电网内负荷Pload1、Pload2轻载，储能吸收已达上限或者光伏发电充足等情况，系统内功率情况为：
直流母线电压会持续上升，通过交直接口变流器采取单位功率因数逆变控制，稳定直流母线电压在Uref3进行工作，光伏侧持续MPPT控制，储能侧以上限输入限流充电，使系统重新达到功率平衡：
此时，大电网侧Pnet能依据交流母线侧负荷增减变化供给或吸收电能，充分利用微电网系统的富余电能。系统设计考虑下式极限情况：
其中，（Pinv)max为交直接口变流器输出/输入上限值，此式中为逆变输出。
为了充分利用分布式电源发电，可依据此极限式，确定选型光伏侧微源的最大发电量，由此可以很经济地优化配置储能与交直接口的额定功率大小。
2.4 孤岛运行
孤岛工况下，失去大电网的支撑，将由储能单元起主要作用。根据直流微电网内部直流母线电压处于不同层，设计控制策略如表2所示。
控制策略的设计依然是基于直流微电网内部直流母线电压分层。不同于并网工况，孤岛工况时，交直流接口变流器将会一直采取V/f逆变控制，维持交流母线恒频恒压，Pload3由直流微电网侧供给能量。由于失去大电网的支撑，系统内负荷将会做一定调整，协同控制策略需要相应改变，做以下设计分析。
第一层时，直流母线电压UL<Udc<U1，系统内负荷重载、储能放电达到输出上限、光伏微源发电不足等情况，功率缺额较大，导致直流母线电压拉低，系统内功率情况为：
此时，为了使微电网系统不崩溃，采取卸荷操作保障重要负荷，光伏侧MPPT控制，储能侧输出上限限流放电，直流母线电压将会回升至第二层工作。
第二层、第三层时，U1<Udc<U3，系统内能量供需能够维持平衡，为保持设计策略的一致性，失去电网支撑后实际合为一层控制，系统内功率情况为：
光伏侧维持MPPT充分利用，储能侧将稳压第二层以上或Uref2电压工作。
第四层时，U3<Udc<UH，由于微电网内部负荷轻载，功率大量富余，储能以上限限流充电工作，导致直流母线电压上升。系统内功率情况为：
储能侧采取输入上限限流充电，通过光伏侧微源调整为CVT，降低光伏输出功率，将电压稳定在Uref工作。
3 实验分析
按前文所述协同控制策略搭建了相应的实验平台，设计额定直流母线电压为125 V,Uref1、Uref2、Uref分别为118 V、125 V、130 V。交流母线电压额定值为75 V，采用变比为380/75的变压器与大电网相连接。可控负荷Pload1阻值范围为2.7～220Ω，直流负荷Pload2阻值范围为0～25Ω，交流负荷Pload3阻值范围为23～220Ω，储能最大放电电压/电流为73 V/6 A，充电电压/电流为112 V/2 A。光伏侧最大功率点电压/电流为80 V/18 A。
3.1 并网运行
为了验证所设计控制策略的正确性，通过变动直流微电网内的直流负荷，造成功率波动，从而改变直流母线电压，来验证不同层的协同控制情况。为了最大化利用分布式电源发电，光伏侧利用光伏模拟器一直采取如图6所示MPPT控制。
图7给出了将微电网系统内直流负荷不断减轻情况下的运行特性。当光伏微源侧保持如图6所示MPPT控制，能够供给直流微电网内负荷，此时图7中直流母线电压Udc处于第三层，且有富余能量将被储能吸收，储能侧通过图7中储能电流Ibat（为负值）进行充电稳压，稳定在125 V的参考电压工作，交流侧负荷由大电网供给，交直接口控制不交换能量，如图7中三相电流中电流Ia所示。当逐渐减轻直流负荷至t1时刻时，达到储能吸收输入上限，此时大量富余能量将通过交直接口变流器逆变输出给交流侧，如图7中所示三相电压中相电压Ua与相电流Ia相位相反表示逆变，通过储能侧如Ibat所示上限限流充电，交直接口进行逆变稳压在参考电压130 V工作，向交流侧提供能量。
图8为加大微电网系统内直流负荷至重载的过程，光伏侧保持如图6所示的MPPT控制，系统内微源出力逐渐无法满足负荷需求。由图8中直流母线电压Udc可知处于第三层，此时如图8交流三相电流中电流Ia所示，交直接口控制保持与交流侧不交换能量，系统内微源出力还能保证负荷供给，如储能电流Ibat所示储能侧能够通过放电稳压在125 V工作。当不断加大负荷至t1时刻时，如图8中Udc所示将下跌至第二层工作，此时储能侧由图中Ibat可知以上限限流放电，图8中三相电压中相电压Ua与电流Ia相位相同表示整流，可知交直接口整流稳压在参考电压118 V工作，通过交直接口从大电网网侧吸收能量对直流侧进行支撑，交流侧负荷由大电网侧供给。
图9为系统内直流负荷重载至过载情况，图9中直流母线电压Udc所示处于第二层，缓慢加大可控负荷Pload1，微源出力不足，储能电流Ibat反映储能侧以上限限流放电，通过如图9中交直接口输出电流I整流稳压。当可控负荷电流IL1如图9中所示不断加大时，直流母线电压将在t1时刻跌落至第一层，储能侧需要如图9所示Ibat快速上限大电流放电，由图9中可控负荷电流IL1可知进行了卸载可控负荷，同时大电网侧保持通过交直接口整流输出支撑，使直流母线回升稳定至图9中Udc所示第二层工作，由图9所示储能侧进行非输出上限限流放电，交直接口处如图9所示进行整流稳压，大电网侧除供给交流侧负荷外，输出支撑直流微电网。
3.2 孤岛运行
当检测到电网故障时微电网系统将转换到孤岛工况运行，失去大电网支撑后主要由储能进行稳压控制，第三层与第二层合为一层控制，要保障直流重要负荷Pload2与交流重要负荷Pload3。
图10为孤岛工况下加大直流负荷运行情况，光伏电池工作状态如图6所示保持MPPT控制，直流母线电压Udc处于设计的第二层工作，图10中IL1为可控负荷电流，Uabc为交流侧负荷电压，因为交流侧保持V/f控制，其幅值、频率保持稳定不变，储能侧电流Ibat值为正时储能侧通过限流放电满足系统内功率平衡，使其稳定在第二层内工作。当如IL1所示可控负荷不断加大至t1时刻时，储能已无法维持在第一层以上运行，Ibat以最大上限放电稳压，直流母线电压跌落至第一层，将通过卸荷操作，如图10中所示可控负荷电流IL1减值到0，使直流母线回升至第二层工作，交流侧负荷保持不变，仍然持续稳定供电。
图11给出了直流负荷不断缓慢减轻时的运行情况，当直流重要负载Pload1缓慢减轻，直流可控负荷Pload2减小保持到轻载，储能侧Ibat可以通过充电进行稳压工作。持续减小负载能量至t1时刻，富余储能吸收达上限，直流母线电压将上升至第四层，此时光伏如图12所示，转变为CVT控制。Ibat显示储能侧采取限流充电控制，孤岛整个过程中交流侧采取V/f控制，输出电压Uabc如图11中所示，其幅值、频率均保持稳定。
4 结语
目前，交直流混合微电网具有较强的应用前景，能分别利用直流与交流微电网的优势。本文提出的综合协同控制的能量管理策略，能很好地协同控制微电网内微源，以经济的工作方式进行能量的合理分配与利用，在并网与孤岛稳定运行工况下，能够维持微电网系统内重要负荷的稳定与可靠供电、直流微电网内部直流母线电压的稳定、交流侧母线电压的恒频恒压，实验研究验证了协同控制策略的可行性与正确性。
摘要：为了保障交直流混合微电网供电可靠性与运行稳定性,基于改进直流母线分层思想,提出了一种综合协同控制的能量管理策略。根据直流侧直流母线电压变化,分别设计了并网和孤岛工况下微电网内微源的协同控制策略,其为无需通信线的分散控制,协调对光伏电池、储能电池、交直流接口变流器、直流负荷、交流负荷与大电网之间的控制。所提策略保障了分布式微源发电的充分利用与计划重要负荷的持续稳定供电,优化了储能电池能量利用。分析了微电网内控制器设计与微源能量分配方法。设计搭建了交直流混合微电网实验平台,实验验证了该协同控制的能量管理策略的可行性与正确性。
直流电网 篇8
直流微电网具有系统电源的分布式特性、大量的控制数据、灵活多变的控制方式, 运行时, 需要考虑系统的可扩张性和设备的热插拔能力, 因此直流微电网稳定性控制的研究则成为了直流微电网研究的重点。文献[5]提出在系统中增加一个中央控制器 (Data Center) 来实现微电源之间的协调控制, 但该方法依据通讯总线实现对微电源的控制, 对传输线路的可靠性依赖强, 同时由控制中心统一判断、调度的集中式控制方式难以实现灵活、有效控制。文献[6]提出了分层控制方法, 将系统分为若干层控制, 每层控制采用各自的控制策略, 但该方法不能实现新能源优先出力的最优控制模式。文献[7-8]提出了基于直流母线信号的分布式控制结构, 但是没有实现同一个电压等级下多个微电源的功率分配以及系统与大电网间功率的双向流动。基于此, 本文提出一种并网运行模式下的直流微电网协调控制策略。微电源、储能系统以及并网变换器采用分散式控制拓扑结构, 太阳能光伏发电采用最大功率跟踪控制, 提高新能源的利用效率, 双向AC/DC并网变换器采用双闭环的PWM矢量解耦控制, 实现与大电网功率的双向流动。
1 微电网结构及工作原理
1.1 微电网结构
直流微电网的拓扑结构如图1所示。系统主要由双向变流器、分布式电源、储能装置、直流母线和直流负荷构成。双向AC/DC变流器作为接口变换器与交流大电网相连。在直流微电网内部, 光伏发电作为系统的分布式发电单元。储能单元作为稳定直流母线电压的功率补充, 通过双向DC/DC变流器与直流母线相连。
1.2 运行原理
为了增加系统可靠性和灵活性, 微电网通常采用分散式的控制方法, 即赋予微电网中的分布式电源、储能单元以及并网接口控制上的自主性, 在本地建立各自的控制策略。在直流微电网中, 电压是反应系统功率是否平衡的最主要指标, 因此在分散式控制的基础上利用电压的下垂特性控制具有良好的控制效果。下垂控制原则是以尽可能小的电压偏差在微源和负载之间, 按下垂系数分配功率以达到微电网的功率平衡。为了更好地协调大电网、微源、储能以及负载之间的运行, 设置每个变换器的控制阈值及下垂率, 实现各微源、储能与并网接口的优先级及功率分配。
针对图1中各个接口变换器, 设计了静态U-I特性曲线, 如图2所示。其中:Ib为蓄电池输出电流, Ipv为太阳能模块输出电流, Ig为并网变换器输出电流。
从图2可以看出, 该系统的额定电压为750 V, 具有±5%的电压波动, 选择设定的最高阈值为780 V, 最低为720 V。为实现新能源的最大化利用, 光伏作为可再生清洁能源系统, 采用最大功率跟踪控制。储能单元存在损耗, 优先权较低, 当新能源提供功率不能满足负载需求时, 直流侧电压平衡由并网变换器优先进行控制。并网变换器和储能变换器均采用母线电压信号控制策略, 通过调节各自的下垂系数进行功率分配。当电网电压在730~770 V时, 并网变换器采用下垂控制策略控制母线电压稳定。当直流母线电压大于750 V时, 直流微电网向大电网输送能量, 变换器输出电流Ig为负;当直流母线电压小于750 V时, 直流微电网从大电网吸收功率, 电流Ig为正。
蓄电池单元充电阈值设定为760 V, 放电阈值设定为740 V。当母线电压高于760 V时, 蓄电池采用下垂控制方式充电。为避免蓄电池频繁充放电, 当母线电压在740~760 V时, 蓄电池不工作。母线电压低于740 V时, 采用下垂控制方式放电。如果充电过程中检测到蓄电池充电完成, 则蓄电池应工作在关闭状态。
2 控制策略
2.1 光伏发电控制策略
为了实现清洁能源的有效利用, 太阳能发电采用最大功率跟踪 (Maximum power point tracking, MPPT) 控制[9]。
光伏发电系统的控制框图如图3所示。光伏组件通过Boost升压电路提供直流电压, 系统通过MPPT控制器小干扰法寻找光伏组件的最大功率点, 发出控制信号, 根据发出的PWM驱动信号调节Boost电路开关管T的占空比D和输入电压US, 使光伏组件的最大电压维持在最大功率点附近。控制光伏组件始终工作在最佳状态, 输出最大功率, 达到能量最佳利用。
2.2 蓄电池控制策略
由于光伏发电是间歇性能源, 不能提供稳定的功率输出, 为了维持暂态功率平衡和母线直流电压稳定, 引入蓄电池储能装置[10], 系统结构如图4所示。
选取Buck电路派生的非隔离性双向变换器, 开关管的驱动采用互补PWM方式。为实现各并联变换器之间电流共享和减少环流, 系统采取下垂控制策略进行并联蓄电池充放电。控制策略如图5所示, 采用双闭环的控制方法。
直流母线额定电压Ud*由下式计算得到:
式中:Uref为空载电压参考值;Ib为蓄电池的实际工作电流;K为虚拟输出阻抗。K由下式得到:
式中:imax为最大输出电流;ev为最大电压允许偏差[11]。
外环采用电压控制环, 通过直流母线电压的测量值Ud与额定电压Ud*比较所得的误差经由PI调节器后得到电池的参考电流Ib*。内环是电流控制环, 通过对蓄电池的实际工作电流Ib的检测来跟踪外环所给定的参考电流值Ib*。实际工作电流Ib与参考电流值Ib*比较后, 经PI调节器和PWM后输出控制双向DC/DC变换器信号。
2.3 并网变换器控制策略
并网接口变换器连接直流微电网和大电网, 目的是控制变换器输出端电压和电流的稳定, 并且满足单位功率因数输出, 同时保证并网电流电能质量满足并网标准[12]。采取AC/DC双向变流器的方式来解决微电网的并网问题并实现功率的双向流动。双向AC/DC变流器控制原理如图6所示。
为维持直流母线电压稳定、平衡功率流动, 采用了完全可控的三相换流器来实现交、直流母线的连接耦合。双向AC/DC变流器采用矢量解耦控制。从三相静止坐标系到两相静止坐标系采用Park等量变换, 同时选择d-q旋转坐标系中的q轴与电压矢量重合。在d-q坐标系中, 为q轴电流参考值, iDC为直流侧电流, 为直流母线电压参考值 (由下垂控制得到) , 设为750 V, θ由交流侧同步锁相环得到。经过电压电流双闭环PI控制, 由PWM输出信号控制双向AC/DC变流器。
在d-q坐标系中, 有功功率只与id有关, 称为有功电流;无功功率只与iq有关, 称为无功电流。直流电压可由有功电流控制, 而功率因数可由无功电流控制。因此, PWM变流器采用d-q坐标系下的电压电流双闭环控制, 可以高效稳定地实现功率在直流侧和交流侧的快速流动。
3 仿真验证
为验证控制策略的可行性, 在Matlab/simulink仿真软件中建立图1所示直流微电网模型, 在并网运行模式下进行仿真。
光伏发电MPPT控制仿真所用太阳能电池组件的参数为Vm=28.8 V, Im=6.94 A, Isc=7.44 A, Voc=35.4 V。为模拟太阳能电池阵列的输出特性, 采用并联方式将7个太阳能电池并联, Boost电路电感工作在连续模式。仿真时, 系统选用的外界条件为S=1000 W/m2, T=28℃。为了模拟外界条件改变时系统的控制状态, 光强曲线S在3.5~4 s和6.5~7 s时分别加以±300 W/m2的变化。在光照强度变化时光伏阵列的输出功率变化曲线如图7所示。从图7可以看出, 光伏阵列在光强变化时能实现最大功率跟踪。
在系统仿真时, 根据图2特性曲线, 太阳能电池作为新能源发电单元, 采用最大功率跟踪控制, 不再设置光强变化。从0 s开始, 系统低负荷启动, 为验证在直流母线电压不同阶段各个控制器动作情况, 在1 s系统稳定后, 增加负荷350 k W, 在1.5 s时, 增加负荷800 k W。直流母线电压变化曲线、蓄电池输出电流曲线以及并网接口双向AC/DC变流器直流侧电流曲线分别如图8—图10所示。
由仿真结果图8可知:当低负荷运行时, 直流母线电压稳定在770 V左右;在1 s时, 系统增加350 k W负荷, 母线电压维持在755 V左右;在1.5 s时, 系统继续增加负荷800 k W, 母线电压跌落至720 V左右。
规定蓄电池放电电流方向为正, 由仿真结果图9可知:当母线电压大于760 V时, 蓄电池采用下垂控制方式充电, 电流为负值;当母线电压在740~760 V时, 蓄电池不工作, 充放电电流为零;当母线电压低于740 V时, 采用下垂控制方式放电, 电流为正值。
规定并网接口双向AC/DC变流器中电流流向直流侧方向为正, 由仿真结果图10可知:当直流母线电压大于750 V时, 直流微电网向大电网输送能量, 直流侧电流为负值;当直流母线电压小于750 V时, 直流微电网从大电网吸收功率, 直流侧电流为正值。
由仿真结果图9、图10可知, 当母线电压在740~760 V时, 蓄电池变换器优先级低于并网变换器, 蓄电池不工作, 由双向AC/DC并网变换器实现与大电网的功率双向流动。
4 结语
针对直流微电网并网运行模式, 提出一种协调控制策略。通过仿真分析证明, 该控制策略可以实现直流微电网的灵活控制, 并保持直流微电网系统的高效、节能、稳定运行, 即合理设置各变换器的分段阈值电压, 实现分布式发电单元、并网变换器以及储能单元按照优先级顺序控制, 采用下垂控制实现各变换器功率分配和电压控制。
摘要：为实现直流微电网简洁、高效、灵活的控制, 提出了并网运行模式下的直流微电网协调控制策略。通过合理设置各变换器的分段电压阈值, 控制分布式发电单元、储能单元以及并网变换器的优先级, 使其运行在最大功率状态或下垂控制状态。对于同一个电压等级下的多个变换器通过下垂控制实现功率分配和电压控制。双向AC/DC并网变换器采用双闭环的PWM矢量解耦控制实现与大电网间的功率动态平衡。仿真结果证明了该策略的可行性和有效性。
关键词：直流微电网,协调控制,最大功率跟踪,下垂控制,AC/DC双向换流器
参考文献