交流电网

交流电网（精选9篇）

交流电网 篇1

0 引言

进入21世纪以来,微电网(以下简称微网)以其具备灵活的运行方式、高可靠性的供电能力以及优质的电能质量等诸多优点成为电力工业发展的重要方向之一[1,2]。相比于传统配电网,微网具有正常情况下并网运行和外网供电出现扰动时孤岛运行2种状态[3]。系统保护是保证微网安全、稳定运行的基础,其一方面可切断微网内外的故障穿越,另一方面与控制、通信等单元共同作用减小故障对微网及配电网稳定运行的冲击。微网系统保护按其功能可分为并网保护(interconnection protection)和微网内部保护(inner microgrid protection)[4]。目前对微网系统保护的研究主要集中于微网内部保护,对并网保护的研究一直比较薄弱。IEEE P1547.4对公共连接点(point of common connection,PCC)处电能质量以及微网运行方式切换提出明确要求,文献[5-6]对PCC处保护动作于电能质量及开关动作特性进行了研究和分析,文献[7]提出了并网保护配置位置及应该动作的故障类型。上述文献虽然对并网保护提出了一定的技术要求,但缺少对并网保护系统性分析及配置策略的研究。

本文首先分析了系统级、区域级以及单元级交流微网的结构与特性,并参照微网类型对微网并网保护进行分类。基于并网保护的动作要求,通过分析微网内外扰动时PCC处相关电气量的故障特点,提出3种类型并网保护的配置策略。考虑到较大规模微网(系统微网、区域微网)结构层次的复杂性,不同级别微网之间可能存在相互包含,分析了3种类型并网保护之间的配合。最后通过PSCAD/EMTDC对并网保护的配置方案进行仿真,验证了方案的可行性。

1 基于微网结构特性的并网保护分类

1.1 微网结构及特性

交流微网是微网的主要形式,不同类型的交流微网基本结构相似,大多采用辐射状网架,分布式电源(distributed generator,DG)、储能系统以及负荷等直接或经换流装置接入系统。微网通过PCC与外网连接,使其具有并网和孤岛2种稳态运行方式,且可在稳态运行方式间进行双向切换。根据微网内部负荷类型、设备运行特点以及微网结构的不同,可将交流微网分为3种类型:系统级微网(system microgrid,SMG)、区域级微网(district microgrid,DMG)和单元级微网(unit microgrid,UMG)[8]。如图1所示为IEEE P1547.4定义的典型微网结构,图示结构属系统级微网,并网母线经分段开关Brk分段,两段母线分别通过PCC_S1和PCC_S2与配电变电站的降压变压器T1和T2相连。系统级微网结构复杂,包括区域级微网和单元级微网,运行方式灵活[9]。

系统级微网由母线和多条馈线呈辐射状构成,每条馈线可分层接入子微网、DG或就地负荷。系统级微网可根据微网并网需要经多个PCC接入外网,如图1中PCC_S1和PCC_S2。区域级微网按负荷对电能质量要求确定其结构,重要负荷及稳定性强的DG一般接入同一条馈线,通过单个PCC与外网连接,如图1中PCC_D。单元级微网由稳定性能较好的DG和敏感(重要)负荷构成,也可根据需要接入少量普通负荷。单元级微网结构较为简单,经单个PCC接入外网,如图1中PCC_U。3种类型微网的结构及特性如表1所示。

1.2 并网保护分类

PCC是微网与外网电气连接的节点,为防止其两侧故障穿越,一般在PCC处配置微网并网保护。当外网发生扰动时,并网保护根据微网内部负荷及电气设备运行要求与外网解列,微网进入孤岛运行状态;当微网内部出现故障或不正常运行状态时,并网保护与微网内部保护配合切除故障,在必要情况下可优先动作将微网切除以保证外网的稳定运行。

根据交流微网的分类,将并网保护分为系统并网保护(system interconnection protection,SIP)、区域并网保护(district interconnection protection,DIP)和单元并网保护(unit interconnection protection,UIP)。由于每种微网类型的结构与特性不同,对并网保护的动作要求也各有差异,表2所示为3种并网保护在图1中对应位置及其动作特性。考虑到微网中部分DG供电具有随机性和波动性,PCC处并网保护除表2中所列动作类型外应可靠不动作,确保微网与外网的电气连接。

2 并网保护配置策略

2.1 微网电源故障特性

微网电源按其并网形式可分为3类:同步型电源、异步型电源以及逆变型电源[1]。同步电机故障后输出的短路电流较大,在故障初期达5~10倍额定电流;异步电机在故障初始阶段短路电流值也可达5~10倍额定电流,但与同步电机不同的是,短路电流会很快衰减到很小值;而对于逆变型电源,其短路电流值除与故障类型及故障点相关外,还取决于过流能力和控制方式[10,11]。

逆变型电源由电力电子元件构成,热稳定性较差,因此过流及过压能力较弱。在外电路短路故障时,逆变器承受的故障电流不能超过2倍额定电流。当逆变型电源输出电流达到限值后,为保护逆变器安全,有2种处理方法:一种是电力电子元件自身的保护动作使故障电流消失;另一种方法是在控制模块中增设饱和环节将输出电流限制在1.2~2倍额定电流[10]。本文选择后一种方法。

逆变型电源的控制方式主要有3种:恒功率(PQ)控制、恒频恒压(v/f)控制以及下垂(droop)控制,3种控制方式各有应用场合,本文逆变器控制方式选择为PQ控制及v/f控制。PQ控制时,发生三相短路,在输出电流未达到限值前,逆变电源表现为恒功率源,达到限值后表现为恒电流源;不对称故障时,输出功率不变,输出正序电流增大,且出现负序电流。v/f控制时,发生三相短路,在输出电流未达到限值前,逆变电源表现为恒压源,达到限值后表现为恒电流源;不对称故障时,输出功率不变,输出正序电流增大,且出现明显负序电流[12]。

2.2 单元并网保护配置策略

单元级微网规模较小,由少量DG及负荷组成,当负荷主要由敏感(重要)类型组成时,由于敏感负荷对电能质量要求较高,当电网扰动造成供电质量下降至负荷正常运行限值时,并网保护动作将单元级微网与外网分离;当负荷为普通类型时,UIP与DIP类似,如2.2节分析。本文主要考虑UMG的负荷为敏感类型的情况,此时单元并网保护动作于以下2类事件[1]:

1)电能质量下降到负荷允许的最低水平。

2)与单元级微网相连的出线故障,单元级微网持续向故障点提供短路电流。

UIP与负荷对电能质量的要求紧密相关,根据敏感负荷性质,电能质量主要包括电压、频率和电流谐波含量。不论是微网内部故障还是微网与上级电网连接线故障,都会导致电能质量的下降。此外,当系统中其他点发生故障影响敏感负荷正常运行时,UIP也必须动作将单元级微网与上级电网分离。需要注意的是,UIP保护的配置需要根据具体负荷对电能质量的要求来确定,本文以电压、频率及电流谐波含量作为判据。

如图2所示为单元并网保护逻辑图。

UIP的电压、频率和谐波整定如下式所示:

式中:Um,fm,Im.h.i,Im.h.THD分别为电压、频率、i次谐波以及谐波总含量的测量值;Us.max.1,Us.max.2,…,Us.max.n,tu1,tu2,…,tun,fs.max.1,fs.max.2,…,fs.max.n,tf1,tf2,…,tfn,Is.h.i,th.i,Is.h.THD,th.THD分别为电压、频率和i次谐波、总谐波含量及相应动作时间的整定值,整定值可由负载对电能质量要求来确定。

半导体生产设备等重要负荷对电源切换时间有严格规定,则当故障时继电保护和断路器动作时间之和大于规定时间时,可配置静态切换开关,以确保切换速度[6]。

2.3 区域并网保护配置策略

区域级微网由多种类型的DG和负荷组成,一般为较复杂的网络拓扑。区域并网保护不但要满足内部敏感负荷的供电质量,还应具备不间断供电能力,保证普通负荷的持续供电。区域级微网容量较大,相对于单元级微网,PCC上功率的双向性更加明显,这也就要求区域并网保护在两个功率方向上均能与相应保护配合切除故障。

区域级微网内部故障、DIP的配置策略需要综合考虑区域级微网结构、负荷、电压等级以及馈线距离等因素。除此之外,DIP的选择还需要兼顾区域级微网在系统级微网中的作用,防止在系统级微网孤岛运行模式下微网内部故障时,保护动作不当导致孤岛系统失稳,表3为微网内部故障时DIP可选择的主保护方案及应用情况。

除上述主保护方案外,DIP还须配置后备保护,由于外网容量较大,提供的短路电流值要远大于正常负荷电流值。设PCC处电流从相邻母线流出为正向,则微网内部故障并网保护的判据为:

式中:和为测量电压和电流的相量;Um和Im分别为其有效值;krel为可靠系数;ILoad.max为最大负荷电流值;Iset为电流值整定值;为微网运行阻抗角。

当外网故障时,若故障点处于并网保护范围内,则必须由并网保护切断故障电流;若故障点处于并网保护范围外,则并网保护作为后备与相应保护配合动作。外网故障时,系统级微网内部的单元级微网可能迅速离网,其他DG的运行也处于动态变化中,因此只有部分DG提供短路电流;同时考虑到系统级微网含大量逆变器并网DG,外网故障时DG提供的短路电流较小[13,14],因此电流保护和电压保护的可靠性均非常有限。针对以上问题,可使用差动保护,并网保护判据为:

式中:n为区域级微网接入母线出线条数;为第i条出线电流相量;为进线电流相量;Iset为差动保护整定电流值。式(5)构成了区域级并网保护反向判据。

与区域级微网相连的母线通常有较多馈线,因此,在反方向上DIP构成了其他馈线的后备保护。DIP作为后备保护的配置策略需要结合其他馈线功率方向及相应保护状态确定,如图3所示。当第k条出线正方向故障时,故障相功率方向Strip.k为真,此时连接在该母线上的其他线路故障相功率方向全为负,经一定延时后跳闸,第i条线路的负向后备保护判据如下:

式中:,为DIPi处电压和电流相量。

式(4)—式(6)构成了区域并网保护的判据;由于区域并网保护处于系统并网保护及单元并网保护之间,三者之间的配合主要体现在保护的动作时限。

2.4 系统并网保护配置策略

系统级微网结构层次复杂,PCC通常连接上一级变电站变压器的低压侧和下一级微网系统母线。考虑到PCC处潮流的双向性,SIP必须按2个方向分别配置。

当系统级微网内部故障时,若故障点位于微网系统母线区域,与母线相连的所有进线及馈线均跳开,此类故障对系统的影响较大,通常由进线及出线共同构成的差动保护切除故障,差动保护判据如式(5)所示。若故障点位于微网系统母线下游,则由过电流保护作为故障元件的远后备,同时过电流保护也可作为系统母线故障的近后备,过电流保护判据如式(4)所示。因此,SIP配置电流差动保护及过电流保护实现对微网内部故障的可靠切除。

对于外网故障,由于系统级微网通常与保护配置完备的变电站连接,如图1所示,当变电站内部发生故障时,微网必须在短时间内由并网运行切换至孤岛运行,跳开并网断路器,切断系统级微网向短路点提供短路电流。SIP与变压器进线保护共同构成变压器差动保护。考虑到SIP作为变电站其他非直接连接元件的后备保护,而电流保护和电压保护的可靠性非常有限,可采用距离保护作为外网相邻设备的远后备保护。距离保护可使用四边形特性或准四边形特性来躲过过渡电阻的影响[15]。

系统级微网与公网的电气连接十分重要,除连接线和母线故障外,系统并网保护一般不宜作为远后备保护动作切除公网或微网内部故障[6]。但在连接线或母线故障时,系统并网保护必须以足够快的速度切断微网与外电网的联系,一方面降低外网振荡的风险,另一方面防止微网系统运行方式切换失败。因此,系统级微网对并网保护及其进出线的保护可靠性要求较高。

3 并网保护的配合

如图1所示,单元级微网是区域级微网的组成单元,区域级微网又是系统级微网的一部分。各级微网间连接开关的动作情况对微网安全、稳定运行影响较大。因此,并网保护除合理的配置策略外,相互配合也十分重要。有选择性地断开连接开关,不仅可以有效切除故障,保护故障元件不受损坏,而且有利于微网运行方式切换、缩短过渡过程[16]。

微网经PCC并入外网,网络潮流出现双向性,并网保护需要适应这种变化,在两个功率方向上都必须具有可靠性[17]。因此,并网保护不仅需要设置不同的保护策略,同时也需要在不同方向上进行保护的配合。与传统保护相同,并网保护的配合主要体现在其后备保护的动作整定值以及动作时间。

如图4所示,潮流流出母线方向为正向,流入母线方向为负向。单元并网保护动作于故障和电能质量下降,在正方向上为系统的最末级;反方向上,故障或扰动同样会导致电能质量不满足敏感(重要)负荷的要求,因此UIP只按单元级微网内部负荷性质及要求进行整定。DIP处于SIP及UIP之间,正方向上与单元并网保护配合,反方向上与系统并网保护以及其他馈线正方向保护进行配合。系统级微网与变电站相连,SIP正方向为微网与变电站保护配合,反方向上与微网内部元件保护配合。

表4为图4中3级并网保护的后备保护动作时间整定值,其中DG4,UIP,UIP2和UIP3的正方向和反方向动作时间相同,分别为tDG4,tUIP,tUIP2和tUIP3,负载L1的保护只有在正方向故障时才动作,其正方向动作时间为tL1。

DIP,DIP2及SIP在正反两个方向故障时的动作时间分别为td.pos,td.neg,td2.pos,td2.neg,ts.pos,ts.neg,其与DG、负载保护、UIP配合后的整定时间如下式所示:

式中:Δt为上、下级保护配合延时时限。

可以看出,td.pos,td2.neg及ts.neg值可能较大,这对于主保护拒动需要后备保护切除故障的情况十分不利,随着微网技术的发展,基于通信的保护方案可以解决这类问题[18]。

4 并网保护仿真

4.1 仿真系统及参数

在PSCAD/EMTDC中建立典型微网拓扑结构如图4所示,仿真系统由40 MVA的35kV/10kV变电站和系统级微网通过PCC_S连接组成。系统级微网电压等级为10kV,包含3条馈线和DG4(同步电机),馈线1和馈线2连接区域级微网,馈线3连接普通负载L1,L1有功功率为2 MW、无功功率为1 Mvar,DG4容量为1 MVA。系统级微网内部包含区域级微网和单元级微网,单元级微网由DG1(逆变电源)和0.5 MW的敏感负载组成,DG1额定容量为1MVA,仿真时调节输出为P=0.6MW,与区域级微网的公共连接点为PCC_U。区域级微网包含单元级微网、DG2(同步电机)、DG3(同步电机)及普通负载,DG2和DG3的容量分别为0.1 MW和0.5 MW,T1变压器变比为10kV/0.4kV,与外网的公共连接点为PCC_D。微网系统采用主从控制,系统级微网中DG4为主电源,区域级微网中DG3为主电源,单元级微网中DG1为主电源。

在PCC_S,PCC_D和PCC_U处分别配置保护SIP,DIP和UIP,按照第2、第3节对3种并网保护的配置整定如附录A表A1所示。在图4中设置5个故障点,分别为f1,f2,…,f5,每个故障点均设置多个类型的短路故障。对表2中3种保护,除DIP和SIP的过电流保护动作速度受微网并网状态影响外,其他保护判据受其影响较小,故本文以微网并网运行时发生故障进行验证。

4.2 仿真结果

对图4所示的仿真系统按故障点位置分别进行仿真,分析发生各种类型故障(AB相间故障f(2)、AB接地故障f(1,1)以及三相接地故障f(3),由于仿真系统不直接接地,单相接地短路不予以考虑)时并网保护动作情况。

1)f1点故障

f1处故障,PCC_U,PCC_D,PCC_S处相应测量值(故障后0.04s)如附录A表A2所示(表中每组电气量含ABC三相,用“/”隔开,下同)。三相短路时PCC_U处测量值及并网保护动作波形如附录A图A1所示,图中左侧虚线为故障开始时刻,右侧虚线为保护动作故障切除时刻(下同)。由附录A表A2和图A1可知,当单元级微网内部发生故障时,并网保护均起动,由于并网保护间通过时间进行配合,最终由单元并网保护切断微网与外网的电气联系,切除故障。

2)f2点故障

f2处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A3所示,并网保护动作情况如附录A图A2(a)所示。从附录A表A3、图A2(a)可以看出,当f2发生3种类型故障时,并网保护均起动,由DIP和UIP动作将故障切除。

微网和外电网正常工作时,电力电子装置为主要谐波源。由于滤波器的作用,谐波含量通常在标准之内。当系统出现故障或不正常运行状态时,谐波含量可能增加,影响敏感负载的运行。为检验UIP是否能正确动作于电流谐波含量超标,在f2处注入谐波电流,假设该敏感负荷允许的电流最大谐波含量为2%。PCC_U处检测到的电流谐波含量及UIP动作情况分别如附录A图A2(a)和(b)所示,谐波含量超过2%的限值,因此UIP正确动作。

3)f3点故障

f3处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A4所示,并网保护动作情况如附录A图A3(a)所示。从附录A表A4和图A3(a)可以看出,当f3发生3种类型故障时,并网保护均起动,且出口动作。

4)f4点故障

f4处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A5所示,并网保护动作情况如附录A图A3(b)所示。从附录A表A5、图A3(b)可以看出,当f4发生3种类型故障时,由于微网主连接线故障对微网系统影响较大,单元并网保护与系统、区域并网保护一起动作,最终系统并网保护将系统级微网与外网分离;单元并网保护动作,保证负载供电质量。

5)f5点故障

f5处故障时,PCC_U,PCC_D,PCC_S处测量值(故障后0.04s)如附录A表A6所示,并网保护动作情况如附录A图A4所示。当BRK3保护正常工作时,并网保护动作情况如附录A图A4(a)所示;当BRK3保护拒动或断路器拒动时,与馈线2相连的母线所有出线必须解列,并网保护的动作情况如附录A图A4(b)所示。

综上所述,在仿真系统的不同位置发生各种类型故障时所配置的并网保护均能正确动作,与相应保护配合在最短的时间内切除故障,满足负荷对电能质量的不同要求。

5 结语

目前,微网保护的研究主要集中于微网内部线路及元件,对微网与上一级电网接口保护(并网保护)的研究较少。本文以交流微网的结构及特点为基础,将微网并网保护分为系统并网保护、区域并网保护及单元并网保护。通过分析不同级别微网负荷、运行方式的特点,结合其功能、并网保护动作要求,提出并网保护的配置策略及相互间的配合方式。最后通过PSCAD/EMTDC建立微网仿真系统,对并网保护的配置方案进行验证,仿真结果表明,本文提出的并网保护方案可行、有效。

摘要：交流微电网系统保护按其功能可分为并网保护和微电网内部保护。文中以交流微电网的结构和特点为基础,重点分析不同规模微电网并网保护,参照微电网类型将其分为系统并网保护、区域并网保护及单元并网保护。通过对不同级别微电网负荷、运行方式进行分析,结合各级微电网的功能,提出3种类型并网保护的配置策略。考虑到大型微电网结构复杂,不同级别微电网之间可能存在包含关系,分析了发生区内、区外故障时3种类型并网保护之间动作时间的配合。最后在PSCAD/EMTDC中建立IEEE P1547.4典型微电网拓扑,仿真验证了并网保护配置方案的有效性与可行性。

关键词：并网保护,交流微电网,保护配置,保护配合,微电网结构

交流电网 篇2

2011年8月31日至9月4日期间，本人有幸随同浙江省电力公司赴广东电网公司考察团一行在广东对佛山供电局和深圳供电局进行了参观考察和学习。由于是第一次走出浙江近距离接触我们的电力同行，所以在考察过程中总会有心无心的将浙江和广东两省的电力发展现状做个比较，在感叹近年来浙江电力长足进步的同时，也感受到广东作为经济超发达地区在电力工业领域方方面面展现的先进管理理念和尖端技术。

由于本次赴广东考察主要是学习广东电网公司先进配网运行管理经验，提升浙江公司配网管理水平，所以本人在考察中对广东电网公司配网现状、结构、设备、发展水平及运行管理模式；供电可靠性管理；配网带电作业；配网状态检修管理；电缆运行管理、智能配网建设等工作投入了更多的关注。现就考察体会向各位领导作如下总结汇报：

第一部分：广东电网公司配网模式 1.配网管理人员配置

广东电网公司在生产管理方面和浙江省电力公司略有不同，在省、市局层面广东电网公司设生产技术部，下设四个分部，分别是：生产运行管理分部、设备管理分部、科技管理分部及配电管理分部。其中配电管理分部设主任一名，下设四个专责管理岗位，分别是配电可靠性管理专责、配电运行管理专责、配电设备管理专责、配电自动 化管理专责。在县分局层面广东电网公司无生产技术部，配电管理部门他们称为配电部，负责全县分局的10千伏及0.4千伏配网管理工作，下设三个班组，分别是运维班、急修班、试验班。三个班组按照县分局的大小又分为运维一班、运维二班……运维班人数稍多，需要倒班，急修班、试验班人数为6-8人左右，不需要倒班。从广东电网公司可以看出：他们配网管理人员较多，分工很专、很精、很细。反观我们，配网管理从省公司、市局、县局专责就一人，且该专责可能还兼着其他岗位，导致该专责可能顾此失彼。2.配网运行、检修模式

在配网运行、检修模式上，广东、浙江目前模式差不多，运行仍然自己负责，他们落实到具体班组为运维班，负责线路巡视、设备巡视、通道维护、状态监测等任务。在检修模式上他们和我们一样，也采取外包的形式。不过他们的操作相对规范，每年他们都会为检修及抢修安排专项资金，报省公司，由省公司统一招投标。另外，他们的外包施工公司资质是由省公司统一管理，所以他们的外包施工公司要入网是比较困难的。要求他们取得权威机构鉴定颁发的施工资质，具备较高的专业技能和安全意识，这样下属各供电局在使用时才会放心。在佛山供电局，他们的生技部配电分部主任告诉我们，他们正计划准备将配网运行任务也外包给专业工程公司，基本模式是专业工程公司按照配网运行规程要求的巡视周期将巡视结束后采集的照片、视频信息等进行后期专业分析处理，将缺陷、隐患点等情况以报告的形式提供给供电部门作为运行结论。供电部门再根据专业工程公司提供 的运行结论进行核实评估，然后再由另外的外包公司对核实后的缺陷、隐患进行消缺处理。个人认为，如果这样的模式能够实施，那么对这样的专业工程公司的能力水平及其责任心要求将是及其高的，国家权威机构对他的资质审核要求也将是及其苛刻的，因为这已经达到了“以包代管”的程度。这是一种建立在一系列良性运行状态下的企业管理模式，甚至涉及国家权威机构的公平公正、公司化契约关系、社会诚信度等人文道德范畴。相信，随着我国经济的发展，社会的进步，这种良性状态的公司生产运营模式将成为未来我们的一种方向，从而产生分工的更进一步细化和专业水平的更高提升。3.配网带电作业

佛山供电局配网带电作业起步较晚，2008年才开始实施。但是他们发展很快，2009年只有80多次，2010年就达到985次，2011年预计将达到3000次（估算有6000余次的需求）。目前他们有7辆带电作业车，80人的带电作业队伍，带电作业项目开展已经达到40多种，象带电立杆这样难度较大的项目他们开展已经是常态化，更不用说带电搭火这样的简单项目，旁路作业他们也有尝试。和我们不同的是他们的带电作业是由三产公司来实施，完全市场化运作，带电作业人员、带电作业车、带电作业工器具全部属于三产公司，带电作业培训也由三产公司组织，主业人员只是在带电作业开展初期提供过基本的帮助扶持。在带电作业开始的时候，象用户搭火这样的带电作业费用他们纳入用户工程施工费用结算，但是国家电监会随后出台了严禁带电作业向用户收费的政策，他们就在每年的综合计划中列出专项 资金作为带电作业费用向三产公司结算。个人对佛山局这种带电作业模式还是表示认同的，因为三产公司是以赢利为目的，有带电作业市场，他们就会想方设法去钻研带电作业项目，增加带电作业车辆、人员，提高带电作业人员素质，把停电作业尽量多的变为带电作业，这样他们的经济利益就会增长，而我们的停电次数就会减少，供电可靠性就会提高，这是一种双赢的模式。佛山局的工程师告诉我们，2009年他们的用户年平均停电时间还是12-13小时，2010由于带电作业的大力开展，用户年平均停电时间就降到了5小时内，带电作业效果是相当明显的。4.配网设备

深圳供电局由于电缆化程度高，配网设备普遍采用合资设备，国产设备只是在关外柱上部分少量采用。为了实际了解学习，我们特意参观了深圳供电局下属罗湖供电局的一个配电房。一进入配电房，给我的第一感觉是干净、整洁，一瞄设备，似曾相识，仔细看原来是ABB公司的Safe型环网柜。经过几分钟的仔细观察，个人认为该配电房至少能体现出以下几个方面：1.环网柜为合资ABB公司Safe柜，电缆为YJV22-8.7/15-3*300型，体现设备及电缆档次。2.Safe柜2个间隔作为一个气箱，便于改造及故障抢修，体现工程设计合理。3.设备命名、一次接线图齐全，环网柜、负荷开关、电缆命名等全部张贴，一次接线图上墙，体现生产管理精细。最值得称道的是在压变柜上粘贴着一张配电设备身份证，上面详细表示出了工程名称、工程编号、设备名称、设备型号、设备编号、生产厂家、出厂日期、投运日 期、产权属性、施工单位、施工负责人等信息，一目了然。4.安全警示标志醒目，负荷开关、隔离开关全部上锁，体现防误管理到位。5.设备安全操作规程、电房运行管理制度全部上墙，体现安全管理严谨。

通过和罗湖局工程师的交谈，个人认为他们还是有点小小的瑕疵：1.配电房进出线电缆无总平图。我们瑞安局现在配电房、开闭所全部都有电缆线路总平图上墙，在1：500的地图上电缆工井起点、终点、转弯点、路径一目了然，便于电缆通道巡视。2.该配电房已经配置了压变柜，但是进出线柜竟然无电动操作，个人对此相当不理解，他们的工程师只是告诉我说那是为以后配网自动化预留的。5.配网网架形式

从深圳罗湖供电局的简介中得知：他们的电缆化率已经达到了95%以上，环网率已经达到了100%，负荷可转供率已达83.23%，公用线路平均负载率才44.81%。他们的配变主要是配电房户内变，户外箱变、杆上变几乎不用，另外，他们户外环网站、户外电缆分接箱也几乎没有，户内开闭所也很少，全罗湖局才19个。个人认为这是由深圳高端的城市品位决定的，户外电气设备必须要占用珍贵的城 6 市空间，给城市形象带来影响，所以他们几乎不采用户外电气设备。罗湖局的电缆环网几乎全采用在配电房内环网的形式，他们的工程师告诉我们：房开公司在投资建设配电房的时候，供电部门在方案初步阶段就告诉他们必须要预留中压环网柜，便于以后其他用户环出，所以他们的环网发展是很快的。另外，他们也采用了公用、专用负荷尽量分开，负荷根据性质的不同尽量分开搭接的方式。在和罗湖供电局的工程师交流时，他特意向我们介绍了他们配网网架主要采用的”三供一备“环网供电模式。通过对”三供一备“接线模式的观察及和罗湖局工程师的交流，个人认为该模式至少具有以下优点：1.电缆利用率高。拉手环网时，电缆利用率为50%，而采用”三供一备“后，电缆利用率提高到75%。2.节省变电站10KV出线柜。三个拉手开式环网时，需要六个变电站出线柜，而采用”三供一备“后，只需要四个变电站出线柜，节省两个，使环网的实施不再受变电站出线柜不足的限制。3.节省中压电缆线路的投资。一般情况下，各同方向环网线路末端用户间的距离远远小于到变电站的距离。所以用变电站一条电缆出线作三个回路的备用电源，相当于节省了变电站两条造价昂贵的电缆线路的大部分投资限制。4.运行方式灵活，负荷可随时转供。其实这种“N供M备“的接线方式我们瑞安局也有采用，但我们的更为复杂，在万松路电缆环网中我们采用了四供二备方式，只不过我们的环网设备不是户内环网柜，而是户外电缆分接箱。个人认为在全电缆化、城市品位要求高的的地区，“N供M备”接线、户内环网点、配网自动化的方式应该是一种比较理想的配电形式。下面是一张“三供一备“的接线图，F59、F12为工业线路，F6为居民供电线路，F14为备用。8 备用备用线路。

6.可靠性管理

在佛山供电局和深圳供电局交流期间，我不止一次听到他们谈到“以提高供电可靠性为主抓手”，也就是说，配网工作的一切原则都是为了提高供电可靠性，因为配网是面对用电客户的最后一个电压等级电网。为了提高供电可靠性，广东电网公司甚至把供电可靠性管理上升到创先的高度，印发了《广东电网公司供电可靠性创先工作方案》，明确了工作思路，制定了工作目标，通过深入分析影响供电可靠性的主要因素并比较现状与目标的差距，在五大领域，制定了提高供电可靠性22项措施。另外，他们还采取横向、纵向比较的方式，自我加压，主动和国内及国外先进供电企业进行可靠性对标。如佛山供电局就选择了杭州电力局及新加坡新能源公司进行对标，深圳供电局甚至直接提出了全面接轨香港中华电力公司的口号。

7.配电电缆管理

在佛山供电局，电缆化率已达50%以上，在深圳罗湖供电局，电缆化率已达95%以上，所以他们对于电缆管理是相当有经验的。在和佛山局的工程师交流时，我们了解到广东电网公司电缆工程建设的基本模式是由政府在道路建设时同步建设电缆沟（一般为暗沟，尺寸为1.4m*1.4m），间隔20余米设置检修工井，供电部门出资负责敷设电缆。由于双方都认可接受这种模式并且建设资金充足，使得城区的电缆化率很高。从这里可看出他们和我们不一样的是他们电缆敷设采用的几乎全是电缆沟的形式，而在浙江全省几乎采用都是电缆排管的形式。他们认为在市政道路建设的同步建设电缆沟是相当方便的，但他们也谈到了采用电缆沟的弊端，那就是施工需要大面积开挖，铺盖板、11 电缆绝缘皮被盗现象严重等。我想电缆排管和电缆沟这两种电缆敷设形式也不能说谁是谁非，这大概可能是每个地区的风俗习惯不一样吧。在运行管理上，他们在电缆路径每隔一段距离都有电缆标桩，在中间接头的位置地面上都有标示地贴，便于巡视管理。

深圳局电缆地面走向标志地贴图

深圳局电缆地面标志桩图

电缆沟

另外，由于他们设有试验班且目前变频交流耐压试验仪器与OWTS 10kV电缆振荡波局放测试与故障定位系统在佛山局、深圳局已经普及应用，所以电缆试验他们开展已是常态化。深圳局甚至以发文的形式明确要求各相关单位自变电站引出的10kV第一段交联聚乙烯电力电缆投运前或大修后必须进行OWTS电缆振荡波局放测试试验，其余各段10kV交联聚乙烯电力电缆投运前或大修后进行现场交流耐压试验。据他们的工程师介绍，OWTS电缆振荡波局放测试相当 有效，已经帮助他们多次发现了电缆缺陷。而在我们温州局，今年初OWTS电缆振荡波局放测试试验才在中试所的协助下在鹿城局进行了初次尝试。个人认为象我们瑞安这样的大局、强局，OWTS电缆振荡波局放测试系统的配备迫在眉睫。7.配网故障抢修复电管理

佛山供电局的工程师特意向我们介了他们的配网快速复电智能化管理。他们从配网管理理念到机制保障、创新规划手段、建立技术支撑、专业服务配套等方面着手，已走出一条配网快速复电智能管理新模式，故障抢修人员平均到位时间与配网故障平均复电时间分别同比减少了45%和21.87%。特别一提的是他们在配网生产管理信息系统中开发了故障抢修现场作业界面，通过具备通讯功能的PDA，急修班快速接收故障复电指令，同时配置GPS定位功能，为跨区调配急修人员提供技术支持。带上PDA，急修人员在哪个位置，离故障点还要多长时间到达、是否按要求到达现场等信息一目了然。作为抢修现场记录作业电子工作表单，现场抢修人员将故障定位、故障隔离、检修过程、复电时刻等信息随着抢修进度同步录入PDA、和95598人员共享，便于95598人员向客户解释，确保客户知情权，同步了解快速抢修进度和经专业预测的复电时间，解客户之急。个人认为，他们这种生产和营销通过PDA联动的形式是值得我们参考的。8.配网中性点接地方式

在佛山供电局和深圳罗湖供电局，我和对方的工程师特意交流了配网中性点接地方式的选择。佛山局工程师告诉我他们主要采用的是经消弧线圈接地，而深圳罗湖局则主要采用的是低电阻接地，但我们瑞安局和佛山局、罗湖局都不一样，我们主要采用的是中性点不接地。其实三种接地方式的选择归根到底还是由网架结构来决定的。我们主要是架空线，电缆化程度低，佛山局电缆化程度居中，深圳罗湖局位于关内，电缆化程度高达95%以上。采用中性点不接地或者消弧线圈接地的主要好处是发生单相接地时能带故障运行两小时，提高供电可靠性，但是当接地的容性电流较大时，可能引起弧光过电压而引起设备绝缘损坏，而且当发生接地时，上述两种接地方式的选线正确率都不高，调度对故障线路的判断只能采取试拉的方式，造成可能误拉无故障运行线路。而罗湖局因为大量电缆的采用，单相接地时容性电流相当大，弧光过电压概率明显上升，且电缆线路的运行受外界因素的影响小，发生瞬时性接地机会较少，一旦发生绝缘击穿即为永久性故障，绝缘不能自动恢复，如果不及时断电，故障处的绝缘会被迅速烧坏，发展成为相间故障，使事故扩大。而采用低电阻接地，线路发生单相接地时零序保护直接动作跳开出口短路器切除故障，故该种接地方式能迅速切除故障且对设备绝缘水平要求较低。罗湖局的工程师告诉我说：中性点经小电阻接地方式虽能有效防止非瞬时性单相接地故障发展成相间短路故障，提高零序保护的灵敏度，快速切除故障线路，保证设备的安全、稳定运行，但同时瞬时单相接地引起的跳闸率也大大上升，从一定程度上也损害了用户供电可靠性，他们也为此而 深感头痛。个人认为，中性电不接地、经消弧线圈接地、经低电阻接地三种接地方式各有利弊，选择适合自己的才是最重要的。9.智能电网建设

由于时间短暂，我们没能见到佛山局及深圳局的配网自动化系统。但是我们在参观配电房的时候正好见到了他们的电动汽车充电站。据深圳局的工程师介绍说：他们在2009年12月投入使用2座充电站，134个充电桩，至2011年8月大运会前，60余座充电站、2011辆电动汽车投入使用，到2012年，南方电网在深圳建设89个充电站、29500个充电桩，充电站、充电桩，数量走在全国的前列。

另外，应厂家的大力邀请，我们还赴深圳南瑞科技有限公司就配网自动化建设进行了学习交流，在南瑞，我们重点就该公司的PRS3000智能配电网主站及ISA-300GP配网自动化智能终端进行了探讨，还参观了他们生产车间，大家都认为南瑞的DTU及FTU体积过大，开闭所内及柱上都不易安装。

即将发货到河南郑州东区的DTU

DTU的一些模块

DTU的空开

FTU 第二部分：广东电网公司配网管理特色之处 1.配电设备试验

在我们所到的佛山供电局和深圳供电局，基层配网运维部门都设 19 置有试验班，专门负责配网设备的试验。目前他们配变开展的项目有绝缘油试验、直流电阻测试、绝缘电阻和耐压、红外测温测试，前三个项目结合停电实施，最后一个带电检测；开关柜开展项目有局放测试、红外测温测试，都为带电检测；柱上开关只开展带电红外测温测试；电缆开展振荡波局放测试及电缆接头红外测温测试，局放测试结合停电进行，测温带电测试；避雷器开展红外检测及直流一毫安电压及75%该电压下泄漏电流测试，红外测温带电，泄露电流停电。通过周期进行预防性试验，运维部门就能及时掌握配电设备运行状态，及时消除设备隐患，这与我们国网公司提出的配网设备状态检修是不谋而合的。2.配电管理系统

通过和佛山供电局及深圳供电局工程师的交流及演示，我发现他们的配电管理系统相当实用化。如配网故障复电管理系统，实现了生产和营销的联动；配网巡检系统，实现了对配电设备巡视人员责任心的监控及巡视质量的掌握 ；配网报表系统，实现了报表数据的自动上传统计分析。最值得称道的是他们的营配一体化系统，和我们今年刚刚上线的PMS配网系统相似，但是他们已经延伸到了营销专业。在GIS图上，我们甚至能观察到低压用户表箱的位置、类型及该表箱内表计的户主名字、联系方式、编号等信息。在该系统中，除了生产技术管理、运行维护管理、生产计划管理、安全管理、停电管理、班组管理这些常规模块之外，还有一个模块非常实用化，他们称为电子化移交模块。一个配网工程从可研到投运中的每一个流程都有专门的 岗位去维护，一步一步向下流转移交，可研报告、工程批复、工程图纸、工作联系单、设计变更单、试验报告、验收报告等相关信息在该系统中能全部查到，所以他们的配网工程管理是相当精细的。

配电GIS 3.配网规划

深圳罗湖供电局配电网是按网格化区域供电模式来进行规划的，以“三供一备”为标准接线模式，“二供一备”、“单环网”接线方式并存，有效提高环网率和线路利用率，做到配电网经济可靠运行。深圳罗湖供电局和佛山供电局的电缆网环网率和可转供率都较高，线路负载合理，基本可以实现转供，为供电可靠性提供支撑。09年以前罗湖局中压配电网对存在的线路无序联络、线路交叉迂回、供电区域不清、电源舍近求远、主干线节点多、支线多级放射、网络环中环、不同性质负荷混合供电、10kV线路并柜、组网电源同站同母线等10大问题进行梳理，并在09年的配网基建项目中对莲塘、东湖等片区及28 条线路进行了 “网格化区域供电模式”网络改造尝试。完工后，各网格内形成典型接线网络，并以3供1备网络为主，实现了片区接线方式的标准化。对于他们的规划原则，个人感觉可以取其精华，去其糟粕，由于网架结构水平明显不在一个档次上，他们的模式不一定适合我们，但有些思想理念我们还是可以借鉴的，比如他们的“网格化区域供电模式”，电缆主干线选择300铜电缆，支线选择120铜电缆，架空线主干选择240绝缘线，支线选择120绝缘线等等。

赴广东考察学习的时间虽然短暂，但短短的几日行程已给了我无数次的唏嘘和感叹，遥想30多年前深圳不过是南海边的一个小渔村，现如今物换星移，他们的发展似乎已远远超越了我们。但这也正是希望，无数的个体希望凝聚在一起，祝福我们浙江、我们温州、我们瑞安砺风雨，经奋斗，达富强；祝福我们浙江电力、我们温州电力、我们瑞安电力振精神、扩视野、上台阶、创一流、达坚强、奔智能！

(生产技术部

谢佳家）

交流微电网逆变器控制策略述评 篇3

关键词：微电网(微网),多逆变器,并网和离网运行,协调控制

0 引言

微电网作为可再生能源与电网之间的缓冲和纽带,近年来得到了广泛的关注[1,2]。针对微电网技术的可行性和经济性,美国、欧盟、日本和中国已经开展了深入的理论研究和工程示范[3,4]。微电网可分为交流微电网、直流微电网和交直流混合微电网三大类[5],逆变器作为交流微电网中的重要部件,直接关系到微电网的运行性能和技术经济效益[6]。然而,由于其控制灵活、功能多样,现有关于交流微电网逆变器的系统性对比研究和述评还不多见。

出于不同的研究目的,对逆变器建模和控制的侧重点不尽相同,以至于对交流微电网逆变器的控制,难于形成一个系统的框架。文献[7]立足电力电子装备及控制,从分布式发电系统入手,介绍了并网逆变器的一些控制策略,然而还不能适应微电网逆变器的众多控制功能。文献[8]以一个典型的并网逆变器结构为例,系统地介绍了可再生能源分散接入用先进并网逆变器的构架。文献[9]从电压支撑、电流跟随等角度,介绍了微电网并网逆变器的控制策略,却忽视了微电网逆变器中诸如直接功率控制、虚拟同步发电机控制等众多控制方法的发展。

本文按逆变器电气量的频率划分,从单台逆变器的基波和谐波功率控制角度,对交流微电网逆变器的控制策略进行了一次系统的总结和评述。同时,还探讨了微电网中多台逆变器之间的协调控制。厘清微电网中逆变器各种控制策略之间的内在联系,梳理出了一些微电网逆变器控制策略的发展脉络和创新趋势。

1 交流微电网逆变器的技术挑战

图1(a)给出了一个交流微电网中的系统构架,微电网内的分布式电源和储能单元通过逆变器接入电网,下面从时间、空间和频率三个维度来梳理微网逆变器的技术挑战。

首先,从图1(a)可以发现:在固态转换开关(static transform switch,STS)的控制下,微电网既可运行于并网模式,也可以工作于离网模式,这是微电网相对于传统电网的一大特点。从时间维度来看,微电网中逆变器的并网运行控制、离网运行控制显得非常重要,尤其是两种运行模式之间的平滑切换控制是有别于传统电网的新兴技术需求。

其次,如图1(b)所示,从空间的维度来看,微电网中还存在多台逆变器,或称分布式电源(distributed generator,DG),这些DG之间的交互耦合、协调控制也是微电网的一大技术挑战。

最后,如图1(b)所示,从频率的维度来看,在逆变器高速开关频率和灵活控制策略的影响下,微电网的电压和电流在一个非常宽的频率范围内都会存在一些待解决的技术问题,然而现有逆变器的研究主要集中在基波功率的控制,以实现可再生能源的并网。对负序分量,5、7、11、13等低次谐波,高次谐波谐振,开关纹波等频率点处的研究还有待进一步地拓展。

下面围绕微电网逆变器在空间、时间和频率维度等方面的诸多技术挑战,从单台和多台逆变器的控制对微电网中逆变器的控制策略进行述评。

2 单台逆变器的基波控制策略

在微电网中,一台逆变器的典型接线如图2所示。

一般地,逆变器通过三相两电平电路和输出滤波器将分布式电源连接到微电网的公共耦合点(point of common coupling,PCC),在PCC处还接有负荷、电网或者其他逆变器。逆变器通过其输出电流iabc和机端电压uabc的反馈,实现各种灵活地控制。

为了最大限度地利用可再生能源并网发电,一般要求微电网中的风/光可再生能源逆变器在最大功率点跟踪(maximum power point tracking,MPPT)控制的基础上[10,11],工作于恒定输出有功功率和无功功率的控制模式(PQ模式)[12]。

恒功率控制方式在微电网并网运行模式是有效的,但是这种控制策略并不一定能适应离网运行模式。若微电网仅由逆变器型DG组成,而没有主电源作为电压支撑,平衡有功功率和无功功率需求,系统在离网时电压和频率有可能会失去稳定。

一般地,在离网运行模式下,微电网至少需要一个可以支撑微电网频率和电压的电源。一方面,若光伏、风机变流器仍运行在恒功率的PQ控制模式,微电网通常利用柴油发电机等同步发电机装置作为主电源,当然也可以利用大容量的储能装置运行在电压—频率控制模式(Vf控制模式)来担当主电源(主从控制模式)。另一方面,也可以采用具有功率调节能力的多台逆变器(直流侧配有一定容量储能单元的光伏和风力发电机等)运行在下垂控制模式来共同担当主电源(对等控制模式)。

2.1离网控制策略

1)Vf控制模式

Vf控制策略如附录A图A1所示。当检测到微电网处于离网运行模式时,事先选定的DG无缝地切换到Vf运行模式[12]。从另一个角度来看,也即该Vf运行的DG提供了微电网在离网运行模式下的不平衡功率(作为传统电力系统中的Vf节点)。这样能最大限度地保证风/光等可再生能源逆变器做恒功率运行(作为传统电力系统中的PQ节点)。

2)下垂控制模式

在离网运行模式下,为了让多个逆变器共同担当主电源,支撑微电网的电压和频率,也可以采用下垂控制,来模拟传统同步发电机的输出外特性,如附录A图A2所示。

通常所用的下垂控策略假定线路为纯感性[13],存在其局限性。首先,当计及线路电阻、滤波电感的等效电阻等阻性分量时,逆变器输出电压的角频率不再仅仅和有功功率有关,还与无功功率有关。类似地,输出电压的幅值还和有功功率相关[14,15],无法仅依靠有功功率和无功功率的简单解耦来实现对DG的控制。其次,逆变器输出滤波器和线路阻抗的不一致,会导致负荷功率在多台逆变器之间的分配出现不均衡。

因此,往往还需要引入虚拟阻抗控制或者鲁棒下垂控制,来消除功率分担的不均衡[16]。为了获得更好的下垂控制性能,也相继出现了自适应下垂控制[17]、有功-相角下垂控制[18]等策略。此外,为了进一步模拟同步发电机的运行特性,还出现了下垂控制的升级方案———虚拟同步发电机(virtual synchronous generator,VSG)技术[19,20]。

2.2 并网控制策略

微电网中的逆变器向电网注入恒功率的工频基波电流(PQ控制模式),主要通过对其功率、电压、电流或阻抗的控制来实现。如图3所示,L1和L2分别为滤波电感,C为滤波电容,R为阻尼电阻。对于该逆变器的二端口网络,当外部电压u被电网钳住后,只要控制二端口的功率、电压、电流或阻抗四个变量中的任何一个变量,即可控制其他三个变量[6]。

由电路理论,逆变器输出的视在功率S可表示为:

式中:为逆变器输出电压相量;表示逆变器输出电流相量,上标“*”表示复数的共轭;Zf表示逆变器的输出阻抗。

目前,并网逆变器电流(或功率)的跟踪控制已有三类策略,即控制并网逆变器的输出功率S、输出电压或输出电流三者中的任何一个量。因此,现有并网逆变器的控制可以分为直接功率控制[21]、直接电压控制和直接电流控制[22],下面分别给出分析。

1)直接功率控制

直接功率控制策略如附录A图A3所示,通过并网逆变器输出功率的反馈,在与指令功率进行比较和控制之后,直接驱动逆变器的开关管[21]。除传统的直接功率控制外,还出现了直接功率滑模控制等一些新的控制方案[23]。该类控制策略具有控制结构简单、功率跟踪响应速度快的优点。但是,由于未对并网电流进行控制,失去了对并网电流电能质量的调节能力。

2)直接电压控制

当然,对于图3所示的并网逆变器等效电路模型,也可以通过控制并网逆变器的输出电压来控制并网电流,这就是所谓的直接电压控制。由于是通过控制输出电压来间接控制并网电流,这种控制策略也被称为间接电流控制[24]。

如图3所示,通过控制电压相量的幅值和相位,使之和电压相量之间存在差异,这个相量差自然地在滤波电感支路上“拉”出所需要的并网电流。一方面,这种控制策略受到滤波网络阻抗参数Zf摄动的影响较大,进而导致实际的并网电流可能与其指令值之间存在较大的偏差。另一方面,由于失去了对电流的直接调节能力,并网电流的电能质量也无法直接控制。但是,直接电压控制具有控制结构简单的优势,且能将并网逆变器控制为电压源,因此也得到了一定程度的应用。

值得一提的是,一些逆变器的下垂控制和基于虚拟同步发电机的控制[25],除适合于离网运行控制外,也同样适用于并网运行控制。一般地,这两种控制方法也可以看做是直接电压控制,通过控制逆变器的输出端电压,使其具有类似同步发电机的运行特性,从而控制其并网功率。

3)直接电流控制

由于并网逆变器是典型的电力电子装置,其对电网电能质量的影响受到了更多的关注。因此,能直接对并网电流进行控制的直接电流控制策略,由于能有效调节逆变器输出电流的电能质量,得到了更多的研究和应用。

不失一般性,对于图3所示的LCL滤波并网逆变器的控制,可以采用逆变器侧电流反馈控制,也可以采用网侧电流反馈控制[6,26]。研究表明:网侧电流反馈的LCL滤波并网逆变器无法做到单闭环控制稳定[26],因此大量的研究将焦点集中在了如何构造其他反馈量来提升该类控制策略的稳定性,相继提出了多环反馈[27]、虚拟阻尼控制[28]、加权电流反馈控制[29]等控制策略。相反,逆变器侧电流反馈控制,算法简单并能保证系统稳定。但是,由于滤波电容支路不受控制,并网逆变器的控制器无法补偿滤波电容支路的容性电流分量,因此并网逆变器会向电网注入无功电流,使得并网逆变器的功率因数略微偏低。当然,一个经过合理设计的LCL滤波器,能够保证这个不受控的并网无功功率在可接受的范围之内[30]。

此外,指令电流iref的计算对于逆变器的控制密切相关,可以由瞬时功率理论计算得到[31],具体见附录B。

为了模拟传统同步发电机的运行特性,虚拟惯性和阻尼,以及同步发电机参与电网电压、频率特性调整,可以在指令电流的计算部分引入同步发电机的摇摆方程和机端电压方程模型。进而得到指令电流的计算模型和跟踪控制策略[32],如附录A图A4所示。

以变流器侧电流反馈控制为例,附录A图A5—图A7给出了LCL滤波并网逆变器在dq、αβ和abc坐标系下的控制框图。其中,为了实现并网逆变器对正弦指令电流的无静差跟踪,此时需要采用PI控制器在旋转坐标系下的对偶形式———比例—谐振(proportional resonant,PR)控制器[33]。

4)直接阻抗控制

由前述分析可见,并网逆变器的输出电压、功率、电流和阻抗之间存在定量关系,控制这四个变量中的任何一个即可控制其他三个变量。因此,也应该出现输出阻抗控制的并网逆变器[34]。通过对并网逆变器输出阻抗的控制,实现对并网功率的调节。同时,通过阻抗控制,还能轻松地引入谐波阻抗控制和电能质量控制等诸多电网辅助服务功能[6]。该类控制方案还有待进一步的研究。

2.3 运行模式切换

微电网具有离网和并网两种不同的运行模式,从并网模式切换到离网模式时的控制相对容易,从离网模式到并网模式的切换控制更具挑战。因为离网运行的微电网和电网具有不同的电压频率、幅值和相位,若并网点两侧的电压不同步或者差异较大,就无法实现离网到并网模式的无缝切换。

为了保障微电网离网到并网运行模式的无缝切换,已有部分文献进行了研究。主要是一些基于dq轴电压控制[35,36,37]和锁相环(phase-locked loop,PLL)[38]的方法。一种快速有效的离网到并网同步方法要求:并网逆变器输出电压的幅值和相位快速平滑地跟踪电网电压的相应值,这还有待进一步的研究。

3 单台逆变器的谐波控制策略

3.1 开关纹波抑制

如图2所示,逆变器桥臂中点的输出电压是开关脉冲,含有大量的谐波分量。为了提升微电网的电能质量,降低谐波对微电网的不良影响,在并网逆变器的输出端,一般会装有相应的滤波单元,主要有L、LC和LCL滤波器三大类,如附录A图A8 所示。通常将滤波器的带宽配置在开关频率的1/10以内,以便对开关频率次谐波分量具有足够好的衰减效果。同时,滤波器的阶数越高,对开关纹波的衰减能力也越强。但是,LC滤波器和电网电感Lg,或者LCL滤波器都构成了三阶滤波网络,其中蕴含一个高频谐振峰,对谐振频率处的谐波分量具有很强的放大作用,在严重情况下还可能会导致逆变器的不稳定甚至跳闸[39,40]。

3.2 谐波谐振抑制

为了抑制LCL滤波网络中的谐波谐振,提高谐振阻尼的能力,大量学者进行了研究,相继提出了诸多解决方案,大致可以分为无源阻尼和有源阻尼两大类[41]。

1)无源阻尼

无源阻尼方法主要在滤波网络中引入无源的阻尼电阻,抑制谐波谐振的发生。其中,主要的无源阻尼电路如附录A图A9所示[41]。最直接的方法是在滤波电容Cf支路串联阻尼电阻Rd,但是该方法的损耗较大。为此,出现了诸多降低阻尼电阻损耗的措施,譬如引入额外的辅助阻尼RdCd支路或者复杂的二阶阻尼支路,亦或引入一个或多个调谐支路,或采用并联谐振LdCd支路选通谐振电流。

2)有源阻尼

有源阻尼方法主要利用逆变器的数字控制器,灵活地构造出具有阻尼谐振的控制回路。这类方法主要包括:超前相位补偿、陷波器网络补偿、虚拟电阻、电网电流反馈、加权电流反馈等,如附录A图A10所示。由于不需要引入额外的无源阻尼电阻,有源阻尼方法具有更高的效率和更多的灵活性,因此受到了广泛的重视。

3.3 谐波和负序电压抑制

对于并网逆变器,电网电压同步对其指令电流的计算息息相关。若电网电压中含有谐波或者不平衡,对于其输出电流的电能质量具有重要的影响,同时负序分量还会导致直流母线电压的2 倍频波动[42]。因此,电网同步与基波电压的检测具有重要的研究价值和实际意义。

为了有效抑制谐波和负序电压对并网逆变器的影响,大量的学者研究了电网电压负序,3、5、7等低次谐波对锁相环的影响,提出了多种解决方案。其中,具有里程碑意义的是双同步坐标系(double synchronous frame,DSF)PLL[43]、二阶广义积分器(second order generalized integrator,SOGI)PLL[44]以及自适应同步方案[45],这些PLL能有效克服电网电压中的谐波和不平衡,从中有效检测出同步所需的基波电压分量。

3.4 谐波电流补偿

微电网中往往含有大量的并网逆变器、不平衡和非线性负荷,给微电网电能质量带来了不小的挑战。为了解决微电网的电能质量问题,补偿微网内的谐波负荷电流,有电能质量补偿功能的复合多功能并网逆变器得到了广泛的关注[46]。不需要再添加额外的电能质量治理装置,只需要利用并网逆变器的闲置功率容量,即可有效地改善(甚至是定制)微电网的电能质量[47,48]。一台典型的多功能并网逆变器的构架如附录A图A11所示。在传统并网逆变器的基础上,只需要添加额外的负荷无功和谐波电流检测,并引入到指令电流部分,即可让并网逆变器在实现可再生能源并网的同时,治理本地的电能质量问题[6]。由于仅需对现有并网逆变器的控制程序做适当升级和改进即可完成,因此具有较好的可操作性和实用价值。

4 多台逆变器之间的协调控制

为了优化调度微电网中的多台逆变器以及其他一些可控单元,还需探讨这些可控设备之间的协调运行,一般有集中和分散两种实现方式。

4.1 集中控制

微电网是一种特殊的电网,逆变器型DG可以等效为电网中的同步发电机,但逆变器不具有转子动能,因而普遍缺乏惯性。因此,在微电网中需要配置一定容量的储能,来实现负荷动态过程中的能量平衡。这里的储能可以直接安装在每个分布式单元的直流侧,也可以通过逆变器连接到交流母线。若将储能配置到每个逆变器的直流母线,在失去任何一个逆变器单元时,都可以保证N -1可靠性。但是,这种对等的控制策略中,仅使用了同步发电机的下垂控制策略,类似于同步发电机的一次调频控制,是一种有差调频,在负荷动态扰动后,微电网的频率会偏离额定值。

为此,有学者在逆变器底层的对等控制基础上,进一步引入了传统电网中的二次调频控制和三次调频控制或称自动发电控制(automatous generation control,AGC)[49]。在对等控制(一次控制)完成动态调节后,通过二次调频控制重新调整并网逆变器的有功和无功指令,保证微电网的频率和电压为额定值。此外,通过控制微电网和配电网之间联络线的功率,可以控制微电网注入电网的有功和无功功率,实现微电网的优化、经济运行,类似于同步发电机的AGC控制。

4.2 分散控制

为了避免前述集中式控制的不足,提升本地控制器的控制自由度和自治能力,出现了基于代理(Agent)的微电网分散控制策略[50],或称为基于多代理系统(multi-agent system,MAS)的控制策略。

在MAS中,每一个逆变器的本地控制器都是一个Agent,包括本地可控负荷和MGCC也都是不同属性和功能的Agent。通过这些Agent之间的通信和协调,即可有目标地完成微电网的各种优化控制和辅助服务。

相对于集中控制,MAS的最大优势在于:逆变器能获得更多的信息、对数据通信的要求低、系统的开放性强。然而,基于多代理的分散控制也存在一定的不足,以至于其并未得到广泛的采用。一方面,系统全局参与性差。并非全部信息都传输到中央控制器,系统决策变得更加困难。另一方面,实际应用困难。微网中心控制器对底层设备的掌控能力变差,系统的优先级和协调变得更加困难。

通常,当微电源和负荷属于同一个主体,或者属于同一运行商的小尺度微电网时,采用集中控制更加合适。相反,分散控制更加适合于微电源属于不同的主体,微电源的运行除发电外还有诸多控制目标和服务的情况。

5 进一步研究展望

本文通过对微电网逆变器控制策略的述评和对比,梳理出微网及其逆变器的一些新兴关键技术需求和技术发展趋势。

1)交流微电网变流器的阻抗控制。前述分析表明,并网逆变器可以通过直接功率、直接电压或直接电流控制来完成可再生能源并网。但是,其输出阻抗是不受控的,会因阻抗不匹配而引发一些特殊的稳定性问题,譬如谐波谐振等。为此,若能直接控制逆变器的输出阻抗,即可很好地解决微电网运行控制中遇到的若干技术难题。逆变器的阻抗与微电网系统的稳定直接相关,研究单台逆变器的输出阻抗特性,以及分析多台逆变器阻抗之间的稳定判据,具有重要的意义[51,52]。此外,研究一些逆变器输出阻抗的重塑方法[28,53],提升微电网系统的稳定也具有十分重要的研究价值。

2)交流微电网内变流器之间的谐波谐振。微电网中的大量变流器通过阻抗耦合在一起,并可能形成复杂的谐波谐振,已有部分研究初步揭示了谐波谐振的数学物理机理及其抑制措施,但是如何从微电网众多逆变器中识别出参与谐波谐振的变流器,对于微电网的安全稳定运行具有重要的研究价值和应用前景。此外,为了抑制谐波谐振,除了可以利用可再生能源并网逆变器之外,还可以利用仅针对谐振频率处进行控制的“有源阻尼器”(active damper,AD)加以有效应对[54]。

3)交流微电网逆变器的虚拟电机控制。为了协调微电网中的多台逆变器,针对传统电网的运行机制,相继出现了下垂控制、虚拟同步发电机控制策略。但是逆变器的控制方式更加灵活、暂态响应速度过快,因此,模拟传统电网中同步电机的运行机制不见得是微电网中的最佳解决方案,其他一些全新的协调运行措施或机制还有待进一步地深入挖掘和探索发现。 例如,采用基于虚拟振荡器的控制等[55]。虚拟同步发电机技术作为一种能并网运行,也能离网运行的控制方案,在单台逆变器的控制方面显示出了诸多优越性能。但是,多台虚拟同步电机之间的协调控制,以及虚拟同步电机与传统同步电机之间的协调运行都还有待进一步研究。

4)交流微电网逆变器的多功能化。微电网中逆变器的出现为其运行和控制提供了全新的自由度。因此,可以期待逆变器能为微电网的诸多技术问题提供全新的解决途径。多功能并网逆变器的概念为其发展提供了一条可以借鉴的道路。但是,一些新的附加辅助功能还有待挖掘。此外,如何优化地协调多功能并网逆变器的诸多辅助服务功能同样值得进一步的深入研究。

5)交流微电网内多逆变器孤岛检测的协调。孤岛检测是逆变器和微电网所面临的一项特殊问题,单台逆变器的孤岛检测近来得到了很好的解决[56,57],但是含多台变流器的微电网的孤岛检测还有待进一步的研究。

6)交流微电网逆变器的锁相环与系统稳定。微电网逆变器一般配备有锁相环用以保持和电网的同步,该锁相环的功能和传统同步发电机的功能具有一致性。微电网中大量逆变器改变了传统以同步发电机为主的电网结构,给系统的稳定、运行和控制带来了巨大的差异。因此,有必要深入研究逆变器锁相环的数学物理本质,及其与微电网稳定和控制之间的内在联系。同时,研究微电网中多个变流器通过锁相环相互耦合的内在机理[58],对于研究微电网的稳定具有重要的价值。

7)交流微电网逆变器的惯性缺失机理与修复。微电网变流器具有非常快的暂态过程,几乎没有惯性,给电网稳定带来了一定的挑战。尤其是在离网运行模式下,新能源输出功率的波动性大,在变流器没有足够旋转惯量的情况下,微电网的频率波动较大。值得指出的是,微电网中的风力发电机本身具有惯性,只是通过变流器的阻隔后,部分甚至完全失去了惯性[59]。通过在变流器的直流侧引入储能,并通过灵活的控制策略,可以在变流器合成出虚拟的惯量特性,增强系统的频率稳定性[32,60]。分析变流器惯性缺失的内在机理,以及惯性的修复控制策略具有重要的意义。

8)交流微电网的负荷。微电网靠近负荷末端,单相负荷、小功率光伏、风电机组等以单相的形式接入微电网,使得微电网不平衡问题突出,针对微电网不平衡的应对及解决方案,具有重要的研究价值,负荷均衡化具有重要的价值。微电网由电源和负荷两大能量主体构成,大多通过逆变器接入微电网。已有大量的研究关注到微电网电源中所配置的逆变器所具有的调节能力,出现了具有多种电网辅助服务功能的变流器。但是,微电网中负荷侧变流器的可控性和可调节能力还关注不多,随着越来越多的负荷采用变流器接入电网,微电网负荷侧的调节自由度还有待进一步的深入开发。同时,在微电网重要负荷的高质量供电方面,电气弹簧(Electrical Spring)技术也引起广泛的关注[61,62]。将重要负荷通过电气弹簧连接到微电网母线,抑制因新能源发电引起的微电网电压波动,保障对该类负荷的高品质供电。

9)交流微电网的故障限流。微电网中聚集了大量的分布式电源,这些电源改变了微电网的短路特性,遮蔽了传统配电网中断路器的开断能力,因此有必要针对微电网应用场景的不同,深入研究一些软开断装置或者故障限流装置。在此应用背景下,具有柔性开断能力的软开点(soft open-points,SOPs)技术[63],具有故障限流能力的固态限流器具有重要的研究前景。

10)新型电力电子器件在微电网变流器中的应用。碳化硅(SiC)等宽禁带的新型电力电子器件以其优异的性能,给微电网带来了崭新的机遇[64]。譬如,新型电力电子器件相对于硅(Si)器件具有更高的开关速度,提高器件开关频率,可以相应地提高控制器的带宽,提高系统的动态性能;同时,该类器件还具有更低的损耗,可以进一步提高变流器的功率密度。针对新型器件在微电网变流器中的应用,同样也面临诸多亟待解决的技术挑战。譬如,新型电力电子器件的建模(包括物理模型、行为模型和电路模型)、高频场合下应用设计与应对(寄生参数等)、功率器件的新型集成封装技术等。

11)多微网以及能源互联网视角下的微电网研究。在完成单个微电网不同运行模式、电能品质的控制之后,还需要进一步研究多个微电网之间的互联与互动,包括多微网的设计、优化运行控制技术等。此外,微电网也可以看做是能源互联网环境中的一个能量个体,能量分配的电力路由器和故障隔离的固态限流器是能源互联网的两大关键技术[65,66]。研究微电网及其变流器与能量路由器、固态限流器之间的优化设计、协调运行、深度互动,对于提升多能源的相互渗透和优化集成具有重要的意义。

12)除本文所述与能量变换直接相关的控制之外,微电网中逆变器的最大功率跟踪[11,12]、调制[67]等也是其控制的重要组成部分,都还有待进一步的研究和发展。

6 结语

本文针对微网中逆变器的控制策略进行了总结和比较,就微电网逆变器控制的诸多研究方向进行了展望,全文总结如下:

1)针对基波功率的控制,逆变器用于将分布式电源接入电网,虚拟同步发电机技术在一定程度上具有替代传统逆变器控制方式的可能,但是还有待进一步研究,甚至寻找新的协同机制;为了控制逆变器的基波输出功率,采用直接功率、直接电压、直接电流,甚至是直接阻抗控制。

2)针对谐波功率的控制,为了抑制开关纹波,逆变器的滤波网络越来越复杂,迫切需要抑制其中的谐波谐振,逆变器越来越多地需要具有电网负序、谐波等非理想情况下的增强运行能力,逆变器也能主动参与低次谐波电流的治理,提高其电能质量。

3)在多台逆变器间的协调运行控制方面,配电网、微电网、逆变器呈现典型的三层控制体系,集中式的分层控制和分散式的MAS控制各有千秋,可以根据不同的微电网特征和技术需求,灵活优化地选择。此外,也有待研究一些新的协调控制体系。

4)针对微电网的技术发展趋势,总结和梳理出了一些具有参考价值的创新研究方向。

交流电网 篇4

2008年以来，河北省电力公司认真落实国网公司农电标准化建设工作要求，以抓组织、强管理、细考核为手段，以重素质、求突破、讲实效为目标，完善标准体系，强化制度落实，全员发动、全力推进、全面提高，激发了广大员工工作积极性，促进了标准化建设工作有力、有序开展。下面，按照会议安排，着重将我单位贯标和标准化供电所建设工作进行汇报。

一、完善标准体系，强化制度落实，夯实农电管理基础

（一）加强制度建设，健全农电标准制度体系

认真贯彻落实国网公司“抓基础、上台阶，大力推进农电标准化建设”工作要求，全面开展农电标准体系建设工作。一是建立健全农电管理标准体系。对照《农电基础标准目录》，对现有省公司、县公司和供电所三级标准制度进行全面梳理、审核和规范，确定建标任务，分解编制计划，落实工作责任，建立起职责清晰，流程规范，运转高效的农电管理标准体系。二是统一编制县公司和供电所标准制度范本。充分利用农电系统各单位资源，发挥一流县供电企业整体合力，统一编制标准制度范本，推动了农电建标工作的全面开展。三是规范县公司管理流程，组织编制了涉及农电安全管理、生产管理、营销管理、人力资源管理等方面主要工作流程74项，对各项基本工作的管理过程、管理责任，以及各岗位工作标准进行了统一和规范。

（二）强化制度落实，夯实农电管理基础 标准体系建设信息量大、涉及面广、节点多，是一个动态过程，需要不断充实、修改、完善。因此在标准体系建设中，我们坚持标准制定与实施有机衔接，将建标和贯标同步推进。

一是在贯标过程中，建立了一套自上而下的组织保障体系。省、市、县公司均成立了推进领导小组和标准化建设工作小组，从制度标准化、实践系统化、运行常态化入手，不断优化、完善标准体系建设和执行。

二是开展了以加强执行力建设为重点的“制度落实年”活动。全面梳理了农电各项规章制度，加强了制度学习和落实，建立了用制度管人，按制度办事，靠制度监督，靠制度落实的农电管理制度体系，突出了管理指标控制和员工责任落实，提高了规章制度的执行效果和质量。

三是明确管理责任，细化工作任务，建立了制度落实的常态机制。建立健全各项工作责任制，将工作责任和任务要求落实到具体部门、具体岗位；完善公文管理流程，明确公文处理时限要求，对涉及安全生产和优质服务的重要文件必须迅速传达到基层班组和一线员工，确保各类文件制度能够得到及时有效传达和处理。

四是逐级加强培训，促使员工对制度准确理解和全面落实。省公司分期组织开展了对县公司各级管理人员的培训班，根据专业和岗位不同，开展了有针对性的制度培训活动，帮助县公司管理人员准确把握制度规范的内容要求。同时将制度学习作为2009年培训工作的重要内容，并将学习效果与职工薪金挂钩，以员工整体素质和工作能力的提升，促进管理制度落实。

五是在贯标的过程中充分调动员工的主观能动性，引导员工积极参与标准体系建设和执行工作。员工在贯标过程中编制了“本”、“册”、“图”、“卡”，清晰表达了工作的全部内容。每位员工结合自己的工作职责，梳理汇总在工作过程中用到的各类制度，形成“本”；将工作职责、工作内容、工作目标、形成的记录进行梳理，制订适合自己的“标准化管理手册”或“我的工作指导卡”，形成“册”或“卡”；每位员工将工作任务涉及的流程进行梳理，明确节点任务，产生的记录，形成“图”。

六是开展了农电标准体系管理平台建设。利用省公司门户网站和各县公司网站，建立了省公司农电标准体系管理信息网络，实现了各级标准制度的发布、传递和成果共享，加快了标准化体系的推广应用。

七是建立了制度执行的反馈机制。省、市公司对制度落实情况进行了跟踪，及时掌握基层单位在执行中存在的困难和问题，提出具体意见和建议，帮助解决问题，促进制度落实。

二、领导重视，措施有力，供电所管理由规范化走向标准化

国家电网公司开展供电所规范化管理工作以来，河北公司各级领导按照国家电网公司的决策部署，深入基层，靠前指挥，亲自组织、调度、主持制定具体的实施方案，合理设置供电所数量，配置精干高效的供电所人员，明确各岗位的职责，加大人力物力投入，形成了一级抓一级，层层抓落实的良好工作机制。经过几年的建设，供电所的营业服务管理水平有了较大提高和改善，为开展标准化供电所建设奠定了基础。

（一）制定标准化供电所评价标准

2006年开始，河北公司尝试开展了供电所标准化建设，制定了标准化供电所建设评价标准。2009年，我们对照国网公司《标准化供电所建设框架标准》，对河北公司标准化供电所评价标准进行了全面的修订完善，包含基础管理、人员管理、安全管理、生产运行管理、营销管理、优质服务等六大项目53个评价指标，明确了供电所设置原则、功能区域构成、设施配置标准及各专项工作的管理要求。

（二）完善了供电所考核体系

制定了《县供电企业对供电所考核指标体系》，将供电所的安全管理、生产管理、营销管理等分别纳入县公司的安全管理体系、生产管理体系和营销管理体系，县公司对供电所按月进行考核，供电所每月对员工进行二次考核，并与评先评优和人员薪酬挂钩，逐级落实了员工的管理责任。

（三）统一了标准化供电所管理模式

为促进标准化供电所建设，使各项管理工作有标准、有依据，组织编制了《供电所标准化管理模式（2009版）》，管理模式共分三册、九个章节，涵盖了供电所的所有工作。《管理模式》的推广应用，在供电所管理方面取得了以下四点突破：一是供电所的各项工作都有了标准；二是实现硬件管理（房间布置、家具摆设、上墙公布的内容及样式等）和软件管理（工作内容、流程、工作记录、责任人、完成期限阶段等）的统一；三是明确了供电所有哪些管理工作，每项管理工作谁来干、干什么、怎么去干；四是规范了工作流程各节点的记录模板和填写规范。

（四）加强基础设施建设，供电所外观形象实现标准化 省公司制定了《新建供电所标准化设计和原有供电所改造统一规定》，规范了供电所主体建设的外观和各功能模块的设计，使供电所的视觉形象达到统一。从门楣到背景墙，从上墙制度到各类宣传展板，从门牌、工作人员岗位牌、胸牌到各种工作记录，全部推广应用了国家电网公司视觉识别系统，使供电所成为展示企业品牌的窗口。同时对供电所各功能区进行了合理划分，并全部实现了定置管理，体现了农电企业良好形象。

（五）规范岗位设置，供电所组织机构实现标准化 落实国家电网公司《关于推行农村供电所作业组织专业化的指导意见》要求，在试点工作的基础上，结合河北南网实际，选取了第三种典型模式，推行“一长三员三班”模式，并进一步明确了班组工作岗位，推行以岗定薪。截至2009年6月底，河北南网1217个供电所全部完成作业组织专业化整合。

与此同时，以规范营业管理为重点，推进营销管理体制改革，制定了《关于全面推进标准化抄表中心建设和开展集中抄表工作的指导意见》，实施了农电营销“五分离”管理模式，即抄表和管理、核算、收费、稽查、计量分离，对抄核收工作过程实行量化控制和流程优化。

（六）强化过程控制，供电所工作流程实现标准化 以国网公司46项标准化作业流程为基础，结合河北南网实际，对供电所标准化作业流程进行了细化补充，确定了涉及供电所人员管理、安全管理、生产运行管理、营销管理、优质服务、基础管理等方面主要工作流程40项，对流程各节点需要作什么工作、由谁来做、做到什么程度、完成的期限、记录的填写内容等均进行了统一和规范，形成了指导性、针对性、可操作性并重的供电所工作流程体系，使供电所各项工作实现了有制可依、有规可循，每个班组员工职责明确、流程清楚、标准统一，工作效率明显提高。

（七）突出现场管理，供电所现场作业实现标准化 一是全面实施现场标准化作业，在试点的基础上，省公司修订和完善了典型作业指导卡，规范现场勘查、危险点辨识、安全措施的制定、审批和执行等各项工作，充分利用标准化作业辅助系统编制现场标准化作业指导书，推广应用了一批农电典型标准化作业指导卡，组织进行了标准化作业示范活动，提高各单位对标准化现场的认识，促使农网现场作业规范有序开展。二是强化农电作业现场的安全管控，制定下发了《县公司管理人员生产现场到岗到位管理规定》和《农电作业现场安全督导检查制度》，明确了县公司领导干部、各生产部门和生产工区管理人员到现场督导检查工作的数量、频次、工作内容和责任，规范了县公司安全监督部门现场检查行为，进一步贯彻了安全生产“关键在现场、重点在一线”的工作要求。三是建立了供电所生产作业“派工单”制度，针对供电所农村电工人员多、居住分散，低压小型维修现场数量多，涉及面广、作业成员少、安全管理不易控制的问题，我们提出在供电所实行“派工单”制度，严禁未经允许私自开展电气作业。同时，加大95598服务电话的宣传力度，实现所有用户报修电话的统一受理和抢修工作的统一安排布置。

（八）严格标准化作业流程执行，规范生产与服务行为 今年以来，我们将供电所标准化作业40项工作流程与供电所标准体系紧密结合，解决了工作过程中各专业协调配合中的薄弱环节，将各项技术标准、管理标准、工作标准贯穿于作业流程各个环节，形成闭环管理。同时将40项流程逐项分解到三员、三班，并组织员工对相关工作流程进行了深入认真的学习，使大家清楚的知道每项工作该“干什么、怎么干、干到什么程度”。在实际工作中，要求所长和“三员”对职责分工内的工作进行检查时，要把是否符合流程要求作为必备条件，并严格进行考核，有效的保证了工作开展的规范性和有序性。

通过大力推进农电标准化建设，县供电企业的精益化管理水平、人员综合素质和服务水平得到有效提升。一是标准化意识进一步增强。农电干部职工从思想上由“要我标准”转变为“我要标准”，都自觉把是否符合流程和标准作为衡量工作是否规范的前提，使标准成为每位员工认真遵守的工作准则。二是精益化管理水平进一步提高。各基层单位更加注重对工作完成情况和质量的“量化”评价和考虑，强化过程控制，抓好全过程管理，促进了各项专业管理工作的精益化。三是工作流程进一步优化。经过认真梳理、研究、整合，提高了各专业管理流程的实用性和可操作性，增强了员工对工作关键点和重点环节的把控。四是农电信息化水平进一步提升。标准化作业管理系统、现场标准化作业辅助系统、远程抄表系统、电网地理信息系统、PDA线路巡检系统等信息系统的应用，有效的提高了工作效率和工作质量，极大推动了农电企业由传统管理向现代化管理方式的转变。

在农电标准化建设工作中，我单位取得了一些成绩，但与国家电网公司的要求和兄弟单位的先进做法相比还有一定差距，我们将以此次会议为契机，认真落实国家电网公司各项工作部署，借鉴兄弟单位先进经验，进一步统一思想，落实责任，坚定不移的深入推进农电标准化建设，努力实现农电事业的又好又快发展，推动农电管理水平再上新的台阶。

国家电网公司

深化农电标准化建设现场会交流材料

安徽省电力公司

根据国家电网公司推进农电标准化建设的工作部署和要求，安徽公司把全面建立健全农电标准体系，深入开展农电企业贯标工作，优化和规范管理工作流程，作为提升农电管理水平的着力点。经过两年多时间的努力，建立了符合安徽农电实际的省公司、县公司、乡镇供电所三级农电标准体系，并通过建立载体、强化考核等措施，加强标准体系的贯彻执行，进一步规范了农电企业各项管理和工作行为，取得了阶段性工作成果。我们主要做法是：

一、精心组织，健全农电标准体系建设工作机制

（一）加强工作的组织领导。公司成立由分管副总经理为组长的农电标准化建设工作领导组，以及由农电部牵头，相关专业部门共同参与的农电标准化体系建设日常工作机构，明确工作任务、进度安排和职责分工，落实工作责任。各市、县公司相应成立标准化建设工作组织，按照省公司统一部署开展工作，保证工作推进有序、协调和统一。

（二）制订实施方案和计划。研究制定《安徽省电力公司农电标准化建设专项工作方案》，按照“自上而下、试点先行、总结提炼、全面铺开”的工作思路开展标准体系建设工作。召开全省农电标准化建设工作会议，贯彻国网公司农电标准化建设的要求，安排部署工作任务，统一思想认识。建立工作载体，按照总体工作计划，分别将2008年、2009年作为“标准建设年”和“标准执行年”，集中精力分阶段推动工作开展。

（三）建立工作管控机制。将标准体系建设、执行情况作为对各级农电管理工作考核评价的重点内容。一是纳入市公司农电目标管理考核，年中点评，年末考核排序。二是作为县公司创一流评价的标准，对未按要求建立标准体系的“省一流”县公司创建单位不组织验收。三是作为供电所“梯级晋阶”基本条件，执行标准体系不到位的供电所不参与示范和星级供电所评选。四是建立月度工作督察通报制度，每月在《安徽农电信息》上对各市、县公司工作进展情况进行点评通报。

二、注重实效，扎实开展建标工作

（一）突出重点，健全省公司农电管理基础标准。按照国网公司确定的标准目录，结合我省农电管理实际，对农电各项管理制度进行全面梳理，及时废止过时标准。根据需要补充和完善的相关内容，将省公司层面的建标工作划分为10个专业模块，农电部会同相关部门统筹开展修订工作，并选择8家市公司参与省级标准体系的建设。细化内容、落实责任，最终形成了由885项农电标准构成的《安徽省电力公司农电管理基础标准》，作为县公司、供电所两级标准体系建设的总纲和基本原则。在省公司《农电管理标准》的总体框架下，所属72个县级农电企业的建标工作于2009年6月全部完成。

（二）三个“明确”，抓好县、乡两级标准体系建设。一是明确工作目的，重点解决一些现行制度与县公司、供电所发展和管理要求不相适应，针对性、可操作性不强，内容重复，以及在基层单位难以操作等问题。二是明确工作界面，在省公司农电管理基础标准总体框架和原则下，县公司层面的管理标准由所属市公司统一发布，工作标准由各县公司分别制定；供电所层面的标准经市公司审定确认后由县公司统一发布。保持标准体系总体统一的同时体现市、县公司间的客观差异。三是明确工作程序，各市、县公司统一按照启动布置、梳理汇总、确认归类、完善整合、工作总结五个阶段分步实施，确定各阶段工作任务和时间节点，规范制度制定程序，突出制度和流程系统、规范、实用、可操作的工作要求。

（三）四项“结合”，保持与专项工作开展协调统一。一是与推进供电所作业组织专业化相结合，按照专业化和扁平化的要求，推进县供电企业组织机构和业务重组，优化供电所业务职能。二是与各类“违章”行为集中排查整治活动相结合，完善制度，健全内控体系，从根本上、源头上杜绝各类“违章”问题的发生。三是与农电信息化建设相结合，结合ERP建设和SG186业务模块的应用，系统设计、规范各项业务流程。四是与减轻基层工作负担相结合，深入开展供电所管理工作调研，把握供电所工作重点和中心，改进管理方式，使基层供电所集中精力抓好营销、服务等核心业务。

三、强化执行，推动农电标准体系贯彻落实

地区电网交流送出断面调控研究 篇5

关键词：溪洛渡,滇东北部电网,交流断面,潮流控制

1 前言

溪洛渡右岸电厂总装机9×770 MW, 大部分电力送出将通过双回±500 k V直流输电线路送广东从化, 线路全长约1 286 km, 额定输送容量6400 MW。按计划, 至2013年底, 溪洛渡右岸电厂6台机组将投产运行, 投产容量4 620 MW, 溪洛渡直流送出工程将投运单回单极, 输送容量1600 MW[1,2]。

滇东北部电网电力资源丰富, 电源装机规模较大, 负荷较轻, 是典型的送出型电网。目前, 滇东北部电网主要电力仅通过500 k V多乐永丰双回线和220 k V永迤双回线4回交流线路送出, 大机小网问题较为突出。受溪洛渡直流送出工程滞后于机组投产的影响, 直流送出线路全部投运前, 滇东北部电网将出现溪洛渡右岸电厂交流联网运行、溪洛渡直流单回单极联网运行的过渡运行方式 (以下称过渡运行方式) , 滇东北部电网交流送出断面潮流控制无疑会成为电网调度运行的难点与风险所在[2]。

文中从电网调度运行的角度出发, 从多角度分析滇东北部电网电源组成结构, 结合滇东北部电网送出通道稳定控制要求, 讨论了溪洛渡右岸电厂投产后各种过渡运行方式下滇东北部电网交流断面的潮流分布, 并提出相应的解决措施。

2 滇东北部电网结构

截至2013年底, 滇东北部电网预计全口径装机容量8 297.77 MW, 建有500 k V变电站3座, 220 k V变电站9座。其中, 火电厂2座, 火电总装机容量2 400 MW, 装机容量在200 MW及以下的电厂有148座, 中小型水电装机总规模达1277.77 MW, 主要分布在8个县区, 通过10 k V、35 k V、110 k V、220 k V多个电压等级接入系统[5]。

2013年底滇东北地区220 k V及以上电网主接线图如图1所示。

3 电网交流送出断面控制要求

如图1, 正常方式下, 500 k V/220 k V永丰-多乐电磁环网、500 k V/220 k V甘顶-永丰电磁环网合环运行, 基于此运行方式, 按照交流输电断面N-1故障后系统仍能保持稳定的原则, 分析溪洛渡直流单极投运前滇东北部交流送出断面的控制要求。

溪洛渡直流单极投运前, 为防止500 k V多乐永丰双回线N-1故障后220 k V线路过载, 需将220 k V者迤双回线 (下称S2) 、220 k V永迤双回线 (下称S4) 断面潮流在340 MW以内;溪洛渡直流单极投产后, 为防止直流单极闭锁故障后线路过载, 需控制S2、S4断面潮流在330 MW以内。相应的, 在昭通地区不同开机方式和负荷水平下, 昭通地区电网外送通道500 k V多乐永丰双回+220 k V者迤双回 (下称S3) 断面实际送电能力要控制在930至1 700 MW左右。同时, 500 k V永甘双回 (下称S1) 断面潮流应控制在1 100MW以内。如表1所示。

4 电网交流送出面临的问题

溪洛渡直流双极投运后是否孤岛运行尚不明确[3], 但是溪洛渡右岸电厂部分机组投运后的过渡运行方式下, 为有效保障电力送出, S1、S2、S3、S4等交流断面必将长时间贴近极限运行, 在断面潮流越限期间发生风险较大的N-1故障跳闸可能造成电网稳定破坏, 且滇东北部电网电源分布复杂、机组一次调频性能差异较大, 将进一步加大交流送出断面的调控难度。如何有效、快速、合理控制过渡方式下滇东北部电网交流送出断面潮流, 确立行之有效的调控手段和方式, 降低电网运行风险, 是本文探讨的重点。

5 地区电网各类电源组成分析

文中以溪洛渡右岸电厂6台770 MW机组和直流单回单极全部投产运行这一时间节点来讨论不同分类方式下滇东北部电网电源组成情况, 如表2所示。

5.1 按调管范围分析

对表2分析可知, 截至2013年底, 滇东北部电网电源装机主要由总调直接调管, 调管容量为4 620 MW, 达到了地区电网电源总装机的55.68%, 扣除因保障水电资源送出长时间带至最低稳燃负荷进行深度调峰的火电装机容量, 该比例达到了78.33%;省、地调调管装机容量为3677.77 MW, 其中火电装机容量为2 400 MW, 具备快速调节交流送出断面潮流的机组主要为中、小水电机组, 装机容量为1 277.77 MW, 占滇东北水电装机容量的21.66%。

虽然溪洛渡直流单回单极投运后将吸纳部分电力送出, 但是由于溪洛渡右岸电厂装机容量远大于直流单极运行额定输送容量, 即便在考虑溪洛渡直流单极输送有功1 600 MW满载运行后的滇东北地区水电装机分布中, 总调直调电厂装机比例仍占到了70.27%, 其电力送出仍然是断面潮流的主要构成部分。

5.2 按水库调节能力分析

对表2分析可知, 滇东北水电中具备年调节能力的水库主要为溪洛渡右岸电厂, 装机容量4620 MW, 占滇东北具备年调节能力水电总装机的99.73%;省、地调直调水电具备年调节能力装机容量12.6 MW, 仅占滇东北具备年调节能力水电总装机的0.27%。

5.3 按机组自动控制能力分析

对表2分析可知, 滇西北地区火电机组全部不具备AGC功能, 省、地调直调水电中也普遍不具备AGC调节功能, 仅天花板电厂2台90 MW机组可实现AGC实时调整机组出力, 而溪洛渡右岸电厂6台机组全部具备AGC功能, 占具备AGC功能总装机容量的96.25%, 且机组调节响应较快, 调节范围较广。

6 电网交流送出断面潮流控制

由上文分析可知, 从装机容量、自动控制水平、水库调节能力等方面来看, 溪洛渡右岸电厂为滇东北部电网交流送出断面潮流调控首选电厂。下文将结合电网实际运行方式, 通过仿真分析滇东北断面潮流对个电厂出力调节灵敏性加以分析, 以期找到最恰当的调控措施, 为实际电网调度运行提供指导依据。

6.1 仿真模型

以枯大方式下滇东北部电网完整网架、多乐-永丰、甘顶-永丰电磁环网合环运行、机组实际出力调整参数、交流送出断面控制到表1所列控制范围内、预计最高统调负荷900 MW、火电机组调峰深度为40%为基础, 采用考虑频率特性的静态负荷模型, 利用基于PSD-BPA暂态稳定分析程序, 仿真分析了各断面潮流在超过控制极限60 MW后, 各电厂单独参与调控时, 将S1、S2、S3断面潮流控制至极限范围内所花费的时间作为溪洛渡直流单回单极投运前、后各交流断面对电厂出力调整的灵敏性的考量依据, 研究过渡运行方式下滇东北部电网交流送出断面有效的潮流控制措施。

因在天花板电厂开机方式下, S2断面不越限时, S4断面必然满足控制要求, 针对S4断面控制后文不再赘述。

6.2 直流单极投运前

滇东北地区电网小水电按来水发电尽可能平衡近区负荷, 其余机组出力按装机等比例原则分配剩余交流送出断面原则安排开机方式, 仿真计算该开机方式下各电厂对各断面调控速率如表3所示。

6.3 直流单极投运后

滇东北地区电网小水电按来水发电尽可能平衡近区负荷, 溪洛渡直流单回单极满载送出1 600MW, 其余机组出力按装机等比例原则分配交流送出断面安排开机方式, 仿真计算该开机方式下各电厂对各断面调控速率如表4所示。

对表3、表4分析可知, 在调整滇东北部交流送出断面潮流时, 溪洛渡电厂调节范围较广, 其它电厂调节容量较小。由于多乐-永丰电磁环网合环运行, 不同电压等级接入电厂对S2断面调控灵敏性差异较大, 在S2断面潮流波动达到60MW时, 镇雄、威信电厂受最低稳燃负荷限制没有调节手段。

在甘顶-永丰合环运行方式下, 镇雄电厂、天花板电厂未经过该环网接入系统, 无法通过加减出力调控S1断面潮流。

对溪洛渡直流单极投运前后滇东北部电网各交流送出断面对各电厂调减出力的灵敏度进行对比不难发现, 镇雄、威信电厂可对S1、S2断面潮流进行有效控制, 但调减出力过慢, 调控时间过长;断面潮流虽然对天花板电厂出力调整更为敏感, 但是由于机组振动区过宽 (0~50 MW) , 大幅度调减出力时需要电话联系停机, 效率较低。只有溪洛渡电厂可兼顾S1、S2、S3断面潮流控制, 效果较好, 调控速率较快, 直流单极投运后对S1断面控制效果更为突出。

7 结束语

除溪洛渡电厂以孤岛方式运行进行电力送出外, 其它时期S1、S2、S3、S4断面将长期面临压稳定极限运行的风险, 当出现地区电网负荷波动、直流送出功率变动、各电厂出力变动、网内故障, 均可能导致送出断面超稳定极限。通过本文分析, 对溪洛渡右岸电厂投产后实际电网运行有以下几点建议:

1) 可明确S1、S2、S3、S4断面潮流由溪洛渡电厂根据实时监控通过AGC及时调整控制;在S2、S4断面潮流持续越限时, 由天花板电厂辅助调控。

2) 溪洛渡电厂机组投产时其AGC须同步投运。

3) 各级调度机构应在调度自动化系统中加装断面防越限安全控制功能, 如功率波动导致断面潮流接近极限, 或故障导致越限, 则各级调度机构应根据断面调控责任范围通过AGC快减出力, 第一时间消除越限风险[4]。

参考文献

[1]金小明, 等.溪洛渡、糯扎渡直流输电规模对南方电网安全稳定影响[R].南方电网技术研究中心, 中南电力设计研究院, 西南电力设计研究院, 广东省电力设计研究院, 2008.

[2]朱余启, 等.关于溪洛渡电厂投运后防止昭通地区电网与云南主网交流联络线潮流越稳定极限运行的控制措施报告[R].云南电力调度控制中心, 2013.

[3]云南省工业和信息化委员会.关于下发2013年云南电网发电调度原则的通知 (云工信电力[2013]206号文) [EB].云南省工业和信息化委员会, 2013.

[4]云南电网公司.关于防范云南电网昭通地区重大电力安全风险的报告[EB].云南电网公司, 2013.

交流微电网逆变器控制策略探析 篇6

1 交流微电网逆变器存在的技术问题

交流微电网在管理的过程中可能存在较大的问题, 这个是和其系统构架分不开的, 微电网主要的组成部分是分布式的电源和储能式的单元, 这些单元在运行中都需要逆变器来进行维护, 对于逆变器的管理可能存在一定的问题, 造成逆变器在管理的过程中, 因为线路之间的复杂性, 造成逆变器的管理达不到要求, 技术性的难题较多。微电网运行需要满足相互之间各种模式的转换, 并且在并网中进行离网的控制, 在这两种情况下进行网络的切换本身技术难度较高, 对于逆变器的要求更加明显。

从空间方面分析, 微电网中的逆变器的数量较多, 这些逆变器在管理的过程中也是需要关注的问题, 相互之间的调控和管理等问题突出, 为了使管理更加协调, 需要重视对技术的控制。而且从频率的角度出发, 需要将逆变器的高速开关等进行灵活的控制, 掌握好相互之间的频率转换, 这些都是需要研究的问题, 也是在管理中将要面临的挑战。

2 逆变器的控制策略分析

2.1 单台逆变器基波的控制

如图1所示, 单台逆变器在电网运行中主要是通过三相两电平电路对信号进行控制, 合理的控制PCC处连的连接和电网的连接, 从而实现逆变器和电网的管理, 使得电网的控制更加的灵活。但是在进行管理的过程中需要将基波进行控制, 合理的控制离网的位置, 将离网运行中的不平衡功率进行控制, 实现可再生能源逆变器做恒功率运行。

2.2 单台逆变器谐波控制策略

任何逆变器在管理的过程中都会产生一定的谐波, 因此在进行微电网的管理中需要对谐波进行一定的控制, 首先在电网中尽量不要增加一些辅助设备, 尽可能的利用并网逆变器的闲置功率容量进行工作, 这样可以改善微电网的电能质量。其次需要针对电网电压进行控制, 对电网的电压和指令电流进行控制, 防止因为电网电压不同步造成的谐波的产生。

3 多台逆变器的管理控制

微电网的运行是一个整体, 在运行的过程中需要控制逆变器的运行, 尽量的达到同步, 但是逆变器在运行中不能像转子一样存在惯性, 因此需要在其中增加一定的储能, 实现负荷状态中的能量平衡, 保证逆变器的运作, 实现能量的平衡。同时, 可以对微电网实行分散式的管理, 提升对电网的控制力度, 分散式的为电网管理, 赋予每个逆变器本地控制的不同功能, 单独的对逆变器进行控制, 从而完成对微电网的各种优化控制和辅助服务。

相较于集中式的控制来讲, 分散式控制最大的优势在于可以保证逆变器获得更多的信息, 对数据通讯的要求也更低, 系统在开放性方面更强, 系统的运行也更加流畅, 但是该系统在全局性方面较差, 系统的整体决策变的困难, 因此需要针对方面的问题及进行完善, 将集中式和分散式的逆变器管理系统进行融合, 进一步提升微电网的管理质量。

3 结语

综上所述, 微电网的出现, 在一定的程度上替代了传统逆变器的控制方式, 但是在使用中需要进一步控制谐波等问题, 并根据不同的需要对逆变器实行集中或者分散式的管理, 将微电网的管理与实际进行结合, 从而进一步增加管理的有效性, 提升配电网管理的效率。

参考文献

[1]曾正, 邵伟华, 冉立, 吕志鹏, 李蕊.虚拟同步发电机的模型及储能单元优化配置[J].电力系统自动化, 2015 (13) .

[2]程明, 王青松, 张建忠.电力弹簧理论分析与控制器设计[J].中国电机工程学报, 2015 (10) .

[3]陈宇航, 王刚, 侍乔明, 付立军, 蒋文韬, 黄河.一种新型风电场虚拟惯量协同控制策略[J].电力系统自动化, 2015 (05) .

[4]田新首, 王伟胜, 迟永宁, 李庚银, 汤海雁, 李琰.基于双馈风电机组有效储能的变参数虚拟惯量控制[J].电力系统自动化, 2015 (05) .

交流电网 篇7

1 故障情况介绍

某变电站110kV线路进站侧遭雷击, 线路保护动作跳闸后, 重合闸后加速再跳开线路开关, 但是一段时间后线路开关再次发生重合闸跳闸, 随后连续发生多次跳闸-重合-跳闸-重合的循环现象, 导致区域电网系统出现较大冲击。同时在故障期间发现该站的10kV站用变低压侧380V交流电源工作不正常。

2 电网障碍原因分析

从保护装置的事件记录和变电站录波图来看, 可以确认造成本次障碍的原因是由于雷击, 因此线路保护装置的第一次保护动作跳闸、重合闸后加速跳闸是完全正确的。造成电网障碍关键在于该线路开关重合闸后加速跳闸后仍然发生出现了多次重合-跳闸的循环, 对电网系统的多次较大冲击。

2.1 线路保护重合闸充电逻辑

以LFP941为例, 如图1所示, 当保护装置合后继电器 (KKJ) 在合后位置, 开关跳位 (TWJ) 未动作, 保护启动元件 (L∑0) 不启动, 重合闸装置经过充电延时后充电成功 (充电延时一般设置为15s) 。

2.2 线路保护二次重合闸分析

在图2所示的控制回路中, 当线路保护跳闸或后加速动作开关跳闸后, 保护装置 (KKJ) 仍然在合后, 保护启动元件 (L∑0) 返回, 虽然开关DL合上, 但是开关机构完成开关储能前储能接点 (CK) 断开, 因此保护装置反映的开关跳闸位置 (TWJ) 仍然为0, 按照图1的重合闸充电逻辑分析, 保护装置开始充电。

在正常情况下, 110kV开关储能时间一般短于重合闸充电延时, 开关储能完成后储能接点 (CK) 闭合, 开关跳闸位置TWJ由0转为1, 保护装置充电逻辑被中断, 因此保护装置无法出现二次或者多次重合闸。

在异常情况下, 110kV开关储能无法在充电延时时间内完成, 保护装置重合闸充电完成, 当开关储能完成后开关储能接点 (CK) 闭合, 开关跳闸位置 (TWJ) 由0转为1, 保护装置重合闸逻辑启动, 因此保护装置发生二次重合闸。

2.3 站用交流电源情况分析

该变电站有部分110kV开关储能电机使用380V站用交流电源, 当110kV线路进端处发生三相永久故障, 导致该站的110kV母线电压、10kV母线电压及380V站用电压严重降低。站用变380V#1、#2进线开关的欠压保护动作瞬时切开进线开关, 造成380V电源系统失压;因此在保护后加速动作后, 110kV开关应该开始下一次开关储能, 但是因为站用交流系统失压导致110kV开关无法进行正常储能。

110kV线路开关距离保护动作切除故障后, 110kV母线电压、10kV母线电压恢复正常, 但是因为380V#1、#2进线开关已经跳闸, 380V站用电源必须等待#1、#2进线电压恢复正常后, 通过380V进线开关储能完成后才重新自动合闸 (该变电站的站用交流系统的380V进线开关也有开关储能, 时间设定15s, 避免主系统电压波动引起站用380V交流电源频繁波动) 。

2.4 事故情况分析

(1) 当110kV线路发生进端三相永久故障, 导致该站的380V站用电压瞬时降低, 380V进线开关失压保护动作脱扣后造成站用交流电源失压。

(2) 当110kV线路保护后加速跳闸切开故障后, 系统电压恢复正常, 但是由于站用交流电源的380V进线开关脱扣以后重合闸需要的开关储能时间15s, 导致110kV线路开关储能时间被延长至约30s。

(3) 在110kV线路开关储能时间内, 开关储能接点CK一直处于断开状态, 因此开关跳闸位置TWJ为0, 因此微机保护的重合闸充电逻辑满足条件并经15s完成充电。

(4) 在开关机构30s完成储能后, 开关跳闸位置TWJ变为1, 满足保护装置的重合闸出口逻辑条件, 使110kV线路开关再次发生重合闸, 并合于永久故障再次加速跳闸。

(5) 合于永久故障后, 导致380V交流进线开关再次脱扣, 交流电源再次失压, 重复上述过程, 出现多次重合-跳闸的循环, 对电网系统造成多次冲击。

3 整改措施

3.1 线路保护装置整改措施

通过上面的事例分析中发现该类线路保护本身不具备开关储能与重合闸充电的协调闭锁机制, 完全依靠储能时间与重合闸充电时间来确保开关不发生多次跳合, 存在较严重安全隐患。

同时借鉴新型保护的重合闸充电逻辑可以清楚看到, 在重合闸充电逻辑中增加开关合闸位置或者增加控制回路断线闭锁重合闸充电逻辑就可以避免重合闸误充电情况发生。

3.2 站用交流系统整改措施

站用交流系统的瞬时失压是造成该故障发生的重要因素, 为避免这种情况的发生, 可延长站用380V电源进线开关欠压脱扣时间, 由原来的瞬时脱扣改为延时2~3s (此时间可按实际情况整定) 脱扣 (躲过开关距离保护跳闸、重合闸及后加速时间) , 这样就避免了主系统电压波动引起站用380V交流电源失压。

3.3 运行维护的改进措施

交流电网 篇8

1 FACTS技术在智能电网中应用研究的重要性

新电力市场环境中, 客户除了对供电电能功率、容量提出新的要求外, 对电能质量、可靠性、经济性等均提出更高的要求。系统中越来越多的自由潮流不仅会给电网调度增加更大的压力, 同时其还会引起电网损耗的不断增多。功率倒流、功率绕送、长距离输电等, 均会引起电网电压发生波动, 直接影响到电网运行的安全稳定性;系统环流的频繁发生, 引起电网三相不平衡率增大, 引起电网波动和线损增加。因此, 在输变电网络中合理运用以FACTS调控装置为核心的柔性交流输电技术, 通过控制装置对电网运行工况状态的动态分析, 及时进行补偿和调控保护, 对系统多变运行工况和复杂潮流进行智能化、灵活化调控保护, 以实现对电能资源的全面优化配置和合理调节, 确保输变电系统安全可靠、灵活稳定、节能经济的高效稳定运行。

2 柔性交流输电技术在电网中的应用

2.1 SVC静止无功补偿调控装置

SVC是输变电系统中广泛采用的电压调控和无功功率补偿及吸收的FACTS控制器[3]。SVC装置按照其控制电力电子元器件的不同, 电网中应用主要分为TCR晶闸管控制容性无功补偿电抗器、TSR晶闸管投切容性无功补偿电抗器、TSC晶闸管投切感性无功补偿电容器等。输变电系统为了实现无功功率的连续动态可靠调控, 通常将容性无功补偿电抗器和感性无功补偿电容器两者结合起来运用, 工程中采用的组合方式为:TCR+TSC+FC (固定电容器) 、TCR+TSC、TCR+FC。通过在电网系统中合理位置设置容量适当的SVC无功补偿调控装置, 可以有助于控制分布式负荷与电网系统间无功交换, 有效增强电网系统运行的安全稳定性, 降低线损。

2.2 SVG静止无功发生装置

SVG调控装置经内部自换相的半导体桥式交流器合理切换来完成无功功率的发生和吸收控制, 实现对电网系统无功功率的按需动态补偿。SVG无功发生装置, 其内部主要包括交流环节和直流环节两个功能单元, 交流环节功能单元与系统补偿相相连接。SVG装置通过对电网系统实时运行工况状态的动态检测, 并结合内部电路的转换, 完成对电网系统无功功率的平滑可控动态调控。

2.3 UPFC统一潮流控制装置

按照变化器的接线方式的不同, UPFC统一潮流控制器主要由并联变化器和串联变化器两个功能单元组成, 其中并联变换器可以看成是SVG静止无功发生补偿装置, 而串联变化器则可以看成是SSSC静止同步串联无功补偿器。两个变换器其直流端均与同一组电容器互联, 进而形成“背靠背”的连接结构, 这样两个变换器其交流端可以看成是理想的“交-交变换器”, 这样系统有功功率就可以在两个变换器间进行双向流通, 即可实现在交流端吸收和发出有功功率, 完成对电网系统的实时调节控制。UPFC统一潮流控制装置, 其并联和串联直流部分均可以独立产生或吸收无功功率, 通过并联变化器和串联变化器间的无功功率差值, 可以实现对电网系统接入点的动态无功补偿。UPFC统一潮流控制装置, 通过2个变化器耦合接入到电网系统中, 主要应用在220kV及以上电压等级的电网系统中, 进行动态的电网运行工况调节控制。

2.4 APF有源电力滤波器

利用电力电子PWM全控调整脉冲占空, 提供与电网系统补偿相应的大小相等、极性相反的电流或电压分量, 以达到抑制电网系统中负载在运行过程中产生的有害电流或电压分量, 避免高次谐波等分量进入电网系统中污染电网, 达到综合主动补偿目的。有源滤波可以根据电路结构和电力电子控制技术, 按照电网运行特性实现高次谐波补偿、基波正序无功补偿、三相不平衡补偿、长距离线路电压差补偿等功能, 且可以根据工程实践应用需求采取上述多种补偿组合方式。利用电阻、电感、电容等电力电子元器件与有源滤波器并联, 有效抑制高次谐波分量, 并补偿负载端的无功功率分量, 改善电网供电电能质量, 提高供电公司供电服务水平。

2.5 PQC (PQM) 电压质量调整 (制) 器

对于一些精密加工企业或质量标准较高的高新产品, 其在生产制造过程中对电能质量和供电安全可靠性要求非常高。通过PQC (PQM) 电压质量调整 (制) 器的合理使用, 可以根据配电网运行工况快速补偿电压中突变 (突降、突升) 、闪变等问题, 同时可以经内部分析运算自动调节供电系统中存在的三相不平衡、故障时短期电压中断等问题。目前, 工程中常用的是以IGBT绝缘栅双极型晶体管为核心的PWM换流器, 串并联接入电网系统中, 具有双向补偿的功能, 防止正常负荷波动和非正常负荷的干扰影响。

3 结束语

随着电网系统中柔性交流输电技术FACTS应用的不断深入和优化, 为现代大量分布式新能源接入电网引起的潮流变化和电能损耗问题而发生的波动的解决, 提供了重要方法和技术手段, 确保电网安全可靠、节能经济的稳定运行。在工程实践应用中, 合理采取积极有效的FACTS柔性交流输电技术和设备装置, 可以大大改善电网系统的供电和用电质量水平, 在智能电网中发挥非常良好的应用效果。

参考文献

[1]周承启, 郭捷.智能电网中面向服务的智能柔性交流输电系统[J].广东电力, 2010 (04) :21-24.

[2]姚尧, 邱昊, 陈柏超等.一种新型统一潮流控制器[J].电力系统自动化, 2008:78-82.

交流电网 篇9

与传统交流配电网相比,基于柔性直流技术的智能配电网具有供电容量大、线路损耗小、电能质量高、无需无功补偿、有利于新能源和储能装置接入等优点,逐渐成为国内外研究热点[1,2,3,4,5]和能源互联网发展的关键技术之一[6,7,8,9,10]。

基于柔性直流技术的智能配电网尚处于初步研究阶段,还存在许多待解决的问题。目前的研究主要集中在系统控制、保护策略及关键设备研制等方面[9,11,12,13],对其接入交流电网的方式尚未开展专门的研究。传统高压直流输电系统通过换流变压器接入交流电网,换流变压器与换流阀一起实现交流电与直流电之间的相互转换,以及交直流系统间的电气隔离[14]。柔性直流输电系统一般通过联接变压器与交流系统连接,联接变压器可以对交流系统的电压进行变换,使电压源换流器工作在最佳的电压范围内[15,16]。基于柔性直流技术的智能配电系统与交流电网的连接也可通过联接变压器实现,在交直流系统侧不存在电压匹配问题时,也可以省略联接变压器,直接通过桥臂电抗器与交流母线或线路连接。基于柔性直流技术的智能配电网接入交流电网方式是系统设计的基础,也是直流配电中的关键技术之一,其研究可为直流配电技术的发展和示范工程的建设提供参考。

本文针对±10kV基于柔性直流技术的智能配电网,考虑其与10kV交流电网之间配置联接变压器和不配置联接变压器两种连接方式,从理论上简要分析了交直流侧故障之间的相互影响,并通过仿真计算定量研究了交直流系统故障之间的相互影响,最后从系统运行可靠性和经济性角度提出基于柔性直流技术的智能配电系统与交流电网之间推荐的连接方式。

1 系统主回路接线

图1为典型的±10kV基于柔性直流技术的智能配电网主回路结构图。交流侧接入10kV交流配电网,交直流侧不存在电压匹配的问题,交直流系统之间的连接方式存在配置联接变压器和不配置联接变压器两种情况。

系统主回路接线是理论分析和仿真建模的基础,不同的连接方式下,交直流侧接地方式不同,对应系统主回路接线存在不同的结构,具体分析见附录A。

2 交直流系统相互影响理论分析

配置与不配置联接变压器的情况可能带来交直流系统相互影响程度的差异,进而影响系统设计。本文首先结合交流配电系统的接地方式,从交流侧故障对直流侧电压和电流的影响、直流侧故障对交流侧电压和电流的影响两个方面开展理论分析。交流系统故障考虑最常见的单相接地故障和最严重的三相短路故障。直流系统故障则主要分析单极接地故障和双极短路故障。

2.1 交流系统故障

当10kV交流系统发生单相接地故障时,假设A相发生金属性接地故障,见附录A图A5中K1点。此时交流系统向量图见附录A图A6,则有

式中:分别为交流系统侧三相对地电压;分别为故障点三相对地电压。

根据对称分量法,由上式可得故障处的零序电压,即此时的地电位参考点电压为:

配置独立的联接变压器时,如附录A图A5所示,因交流系统侧采用三角形连接,零序电流不会在变压器中流通,故联接变压器阀侧及直流侧均不会出现零序分量,联接变压器中性点电位不变,即直流侧地电位参考点电位不变,因而直流侧单极对地电压及极间电压均不受影响。

不配置联接变压器时,交流系统产生的零序电流通路见附录A图A7,则直流线路上将流过零序电流。此时,直流系统地电位参考点与交流系统相同,故直流单极对地电压将随着交流系统中性点电位变化而改变,直流正负极对地电压分别如式(3)和式(4)所示。·····

式中:为故障后单极对地电压;为正常运行时单极对地电压。

由此可知,交流系统单相接地故障后直流单极对地电压将会出现基频共模振荡,产生过电压。

当交流系统发生三相短路故障时,交流系统中会出现很大的故障电流。配置联接变压器时,系统故障回路中增加了联接变压器的漏抗,对故障电流有一定的限制作用,故传递到换流阀和直流线路的故障电流小于不配置联接变压器的情况。因此,故障电流对换流阀、桥臂电抗器的冲击也会减弱。

2.2 直流系统故障

直流侧单极接地故障时,故障点见附录A图A5中K2点,此时故障极电位跳变为零,地电位参考点电压跳变为故障极的负值,而非故障极电压将变为正常运行时的两倍。若配置联接变压器,根据系统主回路接线的分析,交直流系统接地点此时相互独立,故直流系统地电位的变化不会对交流系统电压和电流产生大的影响。不配置联接变压器时,交直流系统相当于共用接地点,单极接地时地电位参考点出现持续直流分量,交流母线对地电压也将出现持续直流分量,产生过电压,对交流系统设备绝缘造成较大影响。

直流双极短路时,子模块电容上的电压会通过子模块电容、线路对地电容、直流电抗器及线路等值电阻和电抗构成的回路放电,系统中将出现很大的故障电流。在实际运行中,如此大的电流会对换流阀的绝缘栅双极型晶体管(IGBT)造成严重影响,甚至使IGBT烧毁,给系统运行带来严重损失。因此双极短路时换流阀往往会闭锁,但是故障电流仍可以通过换流阀中的反并联二极管传到交流侧,对交流系统造成影响。

3 建模与仿真分析

3.1 系统建模

本文根据系统配置联接变压器和不配置联接变压器时的系统主回路接线图,在PSCAD中搭建了±10kV基于柔性直流技术的智能配电网仿真模型。两端交流电源采用110kV理想电压源模拟。通过110kV/10kV电力变压器引出10kV交流母线。两端换流器采用模块化多电平换流器(MMC)结构,上下桥臂分别串联25个子模块,IGBT选择CM2400HC-34H,桥臂电抗器为2.5mH,子模块电容为30 000μF,直流电抗器为8mH。线路总长度为6km,采用10kV电缆。两端换流器分别采用定直流电压、定无功功率控制方式,以及功率协调控制、定无功功率控制方式。直流电压为±10kV,无功功率整定值为0 Mvar,能够传输的最大有功功率值为23 MW。交流微电网采用6 MW等效负荷代替;直流微电网采用受控电源等效,有功功率值设为5 MW。

3.2 计算条件

针对配置联接变压器和不配置联接变压器两种情况,仿真计算交流侧单相接地故障、三相短路故障、直流侧单极接地故障和直流双极短路故障4种故障工况下,直流配电系统关键位置的过电压和过电流。

仿真时,设定引入故障的时刻均为1.0s,交流侧故障持续时间为0.05s,直流单极故障持续1.0s,双极短路故障持续0.005s,考虑到线路长度,仿真步长取为3μs。

因系统初步设计暂不考虑系统的保护策略,故本文各种故障工况仿真分析中均采取自清除的方式。

3.3 仿真结果与分析

基于不同连接方式下的仿真模型,开展了典型故障工况下的过电压和过电流仿真计算。配置联接变压器时的仿真结果如表1所示,表中数据除标明单位的以外,均为正常运行条件下电压和电流的倍数。

由表1可知,配置联接变压器时,交流系统单相接地故障下,交流系统中出现零序分量,接地电阻两端最大电压为5kV,在联接变压器的隔离作用下,直流侧电压和电流几乎不受影响,电压和电流倍数均为1。交流系统三相短路故障时,交流母线上流过很大的短路电流,电流最大值为11.22kA,该电流通过联接变压器传递到桥臂电抗器、换流阀和直流线路,在桥臂电抗器两端均产生较大的过电压,为正常运行时的5.7倍。

直流侧单极接地故障下交流母线对地电压如图2所示,可知单极故障对交流母线电压影响较小。直流侧双极短路故障下,由于未考虑保护策略,系统中流过很大的短路电流,在直流电抗器和桥臂电抗器上会产生很大的过电压,交流母线电压也上升到较高水平。

不配置联接变压器、交流系统侧经小电阻接地时,典型故障工况下的仿真结果如表2所示。

交流系统单相接地故障产生的零序分量,会通过换流阀传递到直流侧,引起直流线路电压波动,如图3所示,单极对地电压最大值为正常运行水平的2.98倍。交流系统三相短路故障产生较大的短路电流,直接通过换流阀和桥臂电抗器,对其造成巨大冲击,桥臂电抗器两端过电压倍数达7.9,明显大于配置联接变压器的情况。

由表2中的数据可知,直流单极接地故障下,交流系统侧出现持续的直流分量,交流母线和接地电阻两端的电压较高,接地电阻两端电压最大值为9.7kV。交流母线电压波形如图4所示,最大过电压倍数为2.53。由此可知,直流侧故障在交流系统设备上产生了较大的过电压。

不配置联接变压器、交流系统侧经消弧线圈接地时,仿真计算结果如表3所示。交流系统单相接地故障时在消弧线圈两端产生较大的过电压,最大过电压为42.8kV。

直流侧单极接地故障时,接地变压器中性点电压跳变到9.8kV,消弧线圈通过故障点与接地点形成的回路放电,其两端电压降低,故直流极间电压将持续下降而无法维持稳定。因此,在这种接线情况下,无法保证直流单极接地故障下直流配电系统的持续运行,即连接在正负直流线路间设备电压达不到20kV。

表4中的数据为不配置联接变压器、交流侧不接地时过电压和过电流的计算结果。此种接线形式下,交流配电系统相当于经直流侧的高阻接地。

由表中数据可知,交流系统单相接地故障时,接地电阻两端电压为10.3kV,直流侧单极对地电压出现较大波动,过电压倍数为2.04。直流侧单极接地故障时,交流母线电压波形与图4类似,交流系统中也会出现持续直流分量,交流母线过电压上升到正常运行时的2.2倍,交流系统母线过电压保护将动作,对交直流系统的持续运行都造成影响。

换流阀和桥臂电抗器均为直流配电系统中的核心设备[17],故障时其电压和电流需重点关注。交流系统侧发生三相短路时,不同接线形式下通过换流阀的电流和桥臂电抗器两端的电压波形分别见图5和图6。其中,曲线1为配置联接变压器的情况,曲线2,3,4分别为不配置联接变压器交流系统经小电阻接地、经消弧线圈接地、不接地时的情况。

由图5和图6可知,配置联接变压器时,故障下流过换流阀的电流明显低于不配置联接变压器的情况,且对桥臂电抗器绝缘的冲击要比不配置联接变压器时小得多,与理论分析结果一致。因此,配置联接变压器时,可以选择通流能力更小的换流阀和绝缘水平较低的桥臂电抗器,从而大大提高系统运行可靠性,并节约成本。

上述理论及仿真分析结果均表明,配置联接变压器能有效隔离交直流系统间的故障,减小交直流侧故障对彼此关键设备的冲击,提高交直流配电系统运行可靠性。因此,建议±10kV柔性直流配电系统通过联接变压器与10kV交流配电网连接。

4 结论

通过理论分析和仿真计算,从交直流配电系统故障对系统交直流侧过电压和过电流的影响、系统可靠性和经济性的角度,分析了±10kV柔性直流配电系统与10kV交流电网连接方式,结论如下。

1)配置联接变压器时,交流系统单相接地故障下,直流侧电压和电流基本不受影响;直流单极接地故障下,交流母线电压几乎不受影响,系统可持续运行,大大提高了直流配电系统的可靠性。

2)不配置联接变压器的3种接线方式下,交流系统单相接地故障时,均会引起直流侧电压的较大波动;交流系统经小电阻接地和不接地时,直流单极接地故障下,交流系统中均会出现持续的直流分量,影响交直流系统的持续运行;交流系统经消弧线圈接地时,交流侧单相接地故障下,直流极间电压下降,直流配电系统无法持续运行。

3)配置联接变压器时,交流侧三相短路故障对换流阀电流冲击和对桥臂电抗器的电压冲击,明显小于不配置联接变压器的情况,可降低对关键设备的要求,从而大大节约成本。

综上,建议基于柔性直流技术的智能配电网通过联接变压器与交流配电网连接。同时,本文的研究思路可为不同电压等级的直流配电网与交流电网的连接方式的研究提供借鉴和参考。