控制电压

2024-05-17

控制电压（精选12篇）

控制电压篇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。

参考文献

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控制电压篇2

北极星风力发电网讯:风力发电作为目前世界上可再生能源开发利用中技术最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式之一，由于其在减轻环境污染、调整能源结构、解决偏远地区居民用电问题等方面的突出作用，越来越受到世界各国的重视并得到了广泛的开发和利用。

根据我国风电发展规划，我国将在甘肃、内蒙古、新疆、河北、吉林和江苏建立七个千万千瓦级风电基地，预计到2015年要建成5808万千瓦，2020年要建成9017万千瓦，占全国风电装机总容量的78%。由于我国陆上风能资源主要集中于“三北”地区，因此对于位于电网末端的风电基地，除了具有常规风力发电的共性问题以外，还存在许多特殊的个性问题，包括系统稳定、输送能力、调频调峰和电量消纳等，其中无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一，需要采取措施对风电场无功电压进行有效调节。

发展现状

早期的风电机组主要采用异步发电机，它们不具备维持和调节机端电压水平的能力，在运行时还要从系统吸收无功功率，相应地，风电场需要装设固定进行补偿，随着电力电子技术的发展，出现了SVC和STATCOM等动态无功，风电场就采取固定电容+动态无功补偿装置的方式对无功进行控制。

近年来，针对风电场的电压稳定而进行的无功补偿问题一直是电力企业和相关研究机构关心的热点。在此背景下，国内逐渐开展了对风电场无功控制技术的研究，包括风电机组无功控制技术研究、风电场无功补偿装置研究、FACTS装置协调控制等方面。

(1)风电机组无功控制技术研究现状

随着风电技术的发展，风电机组从原来的不具有无功控制能力发展到能够输出一定的无功。目前，双馈式异步风力发电机组和永磁直驱风力发电机组是主流的机型，双馈式异步风力发电机组通过控制实现有功/无功的解耦，具备一定的动态调节无功输出的能力;而永磁直驱风力发电机组由于通过全容量与电网连接，则能够灵活地对无功进行控制。这两种风力发电机组都具备以恒电压模式工作的能力，可以在一定程度上实现对无功和电压的控制。

(2)风电场无功补偿装置研究现状

为适应不同场合的需要，适用风电场的无功补偿装置已发展出多种类型，它们的所需成本不尽相同，对电网电压的暂态特性影响也不一样。

①并联电容器

并联电容补偿可用断路器连接至电力系统的某些节点上，并联电容器只能向系统供给容性的无功功率。并联电容具有投资省，运行经济、结构简单、维护方便、容量可任意选择、实用性强;缺点是：(1)并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的，因调节不平滑呈阶梯性调节，在系统运行中无法实现最佳补偿状态。采用电容器分组投切方式时，无功补偿效果受电容器组分组数和每组电容器容量的制约。(2)电容器的投切主要采用真空断路器实现，其投切响应慢，不宜频繁操作，因而不能进行无功负荷的快速跟踪补偿。如果使用晶闸管投切电容器组来代替用真空开关投切电容器组，解决了开关投切响应慢和合闸时冲击电流大的问题，但不能解决无功调节不平滑以及电容器组分组的矛盾，同时由于采用了大功率的电力电子器件，也大大提高了系统的造价。(3)由于开关投切电容器是分级补偿，不可避免出现过补偿和欠补偿状态。根据无功与电压关系，过补偿时会引起电压升高，欠补偿时感性负荷引起电压降低。(4)电压下降时急剧下降，不利于电压稳定，投入时会产生尖峰电压脉冲。电容器发出的无功功率与电压的平方成正比，在低电压时输出的无功功率减少，而这时显然需要更多的无功，如果不能及时供给无功，将导致系统的电压水平下降。

②有载调压变压器

有载调压变压器(OLTC)不仅可以在有载情况下更改分接头，而且调节范围也较大，通常可有UN±3×2.5%或UN±4×2.0%，既有7个至9个分接头可供选择。因而有载调压器OLTC是电力系统中重要的电压调压手段，在系统运行中可以自动改变分接头，调节其变比，以维持负荷区域内的电压水平。但变压器不能作为无功电源，相反消耗电网中的无功功率，属于无功负荷之一;变压器分接头(抽头)的调整不但改变了变压器各侧的电压状况，同时也对变压器各侧的无功功率的分布产生影响。有文献指出在某些情况下，OLTC按其升降逻辑改变分接头时，非但没有改善电压条件，反而会使之更加恶化，甚至认为是引起电压崩溃的重要原因之一。因此，在风电场并网运行时需慎重考虑该设备的使用。

③静止无功补偿器

静止无功补偿器(Static Var Compensator，SVC)通常是由并联电容器组(或滤波器)和一个可调节电感量的电感元件所组成。SVC与一般的并联电容器补偿装置的区别是能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压的稳定。SVC是完全静止的，但它的补偿是动态的，即根据无功的需求或电压的变化自动跟踪补偿。静止无功补偿系统都是无功部件(电容器和电抗器)产生无功功率，并且根据需要调节容性或感性电流。静止补偿器可以提高电压稳定极限值，而装设在系统中部节点上的SVC有很好的作用，在技术经济比较中往往成为优选方案。有文献将柔性交流输电系统(FACTS)设备运用到风电场以提高其运行的电压稳定性，说明了SVC在风电场无功补偿方面的优良性能。

④静止同步补偿器(STATCOM)

静止同步补偿器(STATCOM)也称为静止无功发生器(Static Var Generator，SVG)，其基本电路分为电压型桥式电路和电流型桥式电路两种类型。电压型桥式电路，其直流侧采用电容作为储能元件，而交流侧通过串联电抗器并入电网：电流型桥式电路，直流侧采用电感作为储能元件，而交流侧并联电容器后接入电网。实际上，由于运行效率的原因，迄今投入使用的STATCOM大都采用电压型桥式电路。STATCOM的基本工作原理是将桥式变流电路直接并联或通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式变流电路交流侧输出电压的相位和幅值或直接控制其交流侧电流，使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，从而实现动态无功补偿的目的。与SVC相比，STATCOM具有5个优点：调节速度快、运行范围宽、调节范围广、元件容量小、谐波含量小。

变电站电压无功综合控制研究篇3

关键词：无功电压；变电站；综合控制；方式；调节判据

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2014）12-0075-02

配电网的无功优化对配电网运行安全性、可靠性和经济性等方面有重要影响。目前，各国配电网电压无功控制方式逐步向分层集中综合优化控制模式方向发展。我国虽然有一部分变电站特别是近些年新建的变电站，通过自动控制来实现电压调节和无功平衡，但是其控制效果并不理想，而且大部分变电站仍采用人工调节控制的方式，很难做到对情况进行准确判断并及时调节，不能充分发挥设备的补偿作用和有效保证电压合格率。为此，提出变电站电压无功综合控制方式。

1 变电站电压无功控制方式

目前，变电站电压无功控制方式主要有3种：集中控制方式、分散控制方式和关联分散控制方式。

1.1 集中控制方式

集中控制是指在调度中心根据采集的各项数据，通过遥控装置对各个变电站的调压设备、无功补偿设备统一进行控制。从理论上讲，集中控制方式应该是保持配电网电压合格、无功平衡的最佳方案。但它对调度中心的要求相对较高，在软件方面要求配备实时控制软件，在硬件方面要求配电中心达到“三遥”的水平，最好在各个配电中心针对这一环节配备单独的智能模块。目前，各地变电站的基础设施条件和智能化水平参差不齐：有的地方相对发达一些，设备比较先进，智能化水平较高；有的地方相对落后一些，设备比较陈旧，基本没有自动化装置；有的地方变电站各方面建设虽然比较先进，但是缺少相关操作人才，也难以实现集中控制。因此，当前要想实现整个电力系统全部采用集中控制方式还是比较困难的，只能在相对发达的地区先建设一部分，逐步在其他地区循序渐进地推开。

1.2 分散控制方式

分散控制方式是指在每个变电站专门建设一台电压无功自动控制平台，该装置根据采集的数据，自动调节分接头位置或投切并联电容器组，从而实现对电压调节装置和无功补偿设备的控制，当主变压器负荷发生变化时，保证该变电站供电半径内配电网电压质量合格、无功功率合格。分散控制的优点是控制简易、投入较小，符合当前我国大部分地区的基本情况；缺点是难以实现整个地区大面积的统一操控。随着计算机、通信技术在电力行业的应用越来越广泛，实现对整个地区进行集中控制是大势所趋，分散控制装置由于其自身的条件所限，逐步会被淘汰，但在局部地区其使用还具有一定的优越性。

1.3 关联分散控制方式

集中控制方式理论上能够及时掌握整个地区变电站的相关情况并进行最好的集中控制，但是此控制方式对变电站的软硬条件的要求比较高，需要投入更多资金，并且由于多个变电站在一个调度中心进行集中操作管理，控制系统比较复杂，操作难度较大，一旦发生问题，影响很大。目前，国内大部分地区应用比较广泛的是分散控制方式，但此控制方式不能实现整个地区的集中管理。关联分散控制方式是指在正常运行情况下，由安装在各变电站的控制装置根据编好的控制程序进行调控。在保障整个系统安全可靠运行的前提下，分别计算出正常运行、紧急情况、系统运行方式发生大变动时的调控范围，由调度中心根据采集的数据情况直接进行操作或修改变电站母线电压和无功功率值，以满足辖区内电力系统安全、可靠运行的要求。关联分散控制的最大优点是无论在正常情况下还是在紧急状态下，都能有效保障辖区内的供电可靠性和经济性。关联分散控制装置要求必须满足对受控厂站分析、判断和控制的强大通信功能，以及时将采集到的信息报告给调度中心，并执行好调度中心下达的各项调控命令。

2 变电站电压无功综合控制方式调节判据

变电站电压无功综合控制调节判据分为以下5个方面：1）按功率因数控制；2）按电压控制；3）按电压综合控制有载分接开关和电容器组；4）按电压和功率因数复合控制；5）按电压、时间序列复合控制。

2.1 按功率因数控制

根据功率因数的大小，来确定投切并联电容容量。如果功率因数低于确定值则通过自动控制装置投入电容，如果高于确定值则通过自动控制装置切除电容。此办法没有把电容对母线电压的影响考虑进来，并且当变压器负荷较小时，可能存在自动控制装置动作频繁的问题。

2.2 按电压控制

有的枢纽变电站由于对电压质量要求比较严格，采用以电压的变化情况作为判据进行控制调节并联电容自动投切装置，完全不考虑无功问题，这种方式在原理上和补偿效果上都比较差。

2.3 按电压综合控制有载分接开关和电容器组

当母线电压为U≤UT下限时，降低有载分接开关升压；当U≤UC下限时，投入电容器组；当U≥UT上限时，升有载分接开关降压；当U≥UC上限时，切除电容器组。此方式的主要作用在于较好地实现了对电容器组的调节，但没有考虑无功优化的效果，且投切电容器组的过程也不太合理。

2.4 按电压和功率因数复合控制

按电压和功率因数复合控制有两种方式：一是以电压为主，功率因数为辅，只要电压达标，不考虑功率因数，若电压不达标，则根据相关数据自动投切电容器组；二是将电压和功率因数并行使用，电压和功率因数都满足条件才会投切电容器组。第一种判别方式无功补偿效果较差；第二种判别方式存在对频繁误投切并联补偿电容现象。

2.5 按电压、时间序列复合控制

根据变电站的日负荷曲线，将每天分为多个时段，根据不同负荷时段对电压和无功的要求，来调节变压器分接头或投切并联电容器组。此方法适应性较差，只适于负荷较稳定的变电站，且负荷时段的划分必须随季节和负荷的变化进行调整。

3 结语

当前配电网的结构越来越复杂，电压等级也越来越高，在运行过程中产生的无功电压危害也越来越大，如果还单纯依靠发电机自身调节无功电压，已经满足不了要求。因此，必须大力增强电网调控能力，通过合理的无功补偿方式来提高电能质量。

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控制电压篇4

电力系统的无功补偿与无功平衡是保证电压质量的基本条件, 有效地控制和合理的无功补偿, 不仅能保证电压质量, 而且提高了电力系统运行的稳定性和安全性, 降低电能损耗, 充分发挥电能经济效益[7]。

随着电力系统互联的深入发展, 大容量超高压直流输电的应用, 分布式电源的并网[3], 负荷快速而不均匀的发展以及负荷峰谷差的不断拉大, 显著增大了电网无功电压耦合的复杂性, 给电网的无功电压调控带来了巨大的挑战和难度[2]。

系统电压控制涉及发电出力、负荷情况、功率因素、主变档位、无功分布等因素, 然而目前并没有对电压控制较为易于理解的决策支持方法。为解决此问题, 对影响电压、无功的诸多因素进行统筹分析, 依托电压无功象限分布情况, 制定了基于电压、无功象限分布的系统电压控制决策方法。

1 传统电压控制方法

系统运行人员根据电压无功曲线

下达无功调整操作指令

变电运行人员根据操作指令操作

图1系统电压无功管控流程

对于未实现AVC控制的电网, 传统的电压控制方法是由调度机构下达节点电压无功曲线, 由系统运行人员根据电压无功曲线, 结合节点电压实际情况进行控制, 流程如图1所示。而调度机构下达的电压无功曲线仅包含电压的上下限, 节点功率因素, 机组无功出力, 厂站无功投退情况。对于电压、无功的组合调节并无明确的要求, 需要系统运行人员根据自身经验进行考虑, 从而导致经验欠缺的运行人员, 往往只重视电压的管控, 对无功分布的管控欠缺。

2 影响电压无功分布的重要因素分析

影响电压、无功分布的重要因素主要包含发电机无功出力、无功就地补偿容量、主变档位、节点电压支撑需求及负荷情况等[1]。然而对不同情况下的电网, 影响电压无功分布的重要因素的重要性不同。在不同的负荷情况及发电出力情况下, 节点电压支撑需求不同, 从而相应的无功就地补偿要求及主变档位调整要求不同。

根据以上分析及文献[1], 可建立基于电压无功分布的双目标优化函数模型:

式中:α、β为双优化目标的加权因子, 根据目标函数的重要度进行设定, α+β=1;f1 (Vad) 为电压质量最优目标函数, n为除平衡节点外的节点总数, U为监测节点实际电压, Uj为节点给定电压, ∆Uj为节点电压给定最大偏移值;f2 (Ploss) 为网损最优目标函数, nl为系统总支路数, Gk (i, j) 为支路i至j的电导, Ui, j分别为节点i和j的电压, θ (i, j) 分别为节点i和j的相角;G (Pi) 为给定系统潮流情况下的i机组无功出力, 其中Gi1为机组最大进相运行无功出力值, Gi2为机组最大迟相运行无功出力值;B (Pi) 为节点i在给定潮流情况下的无功补偿值, Bi1为该节点最大无功补偿值;T (Pi) 为主变i在给定潮流下的监测点侧电压值, 一般取中压、低压侧, Ti1为主变i在最高档位时的电压调节能力, Ti2为主变i在最低档位时的电压调节能力;U (Pi) 为上级调度对系统在i状态下的电压评估结果, Ui1为相应状态下可能的最低电压, Ui2为相应状态下可能的最高电压。

根据公式1可知, 系统电压无功双优化目标函数是一个复杂的数学模型, 不仅要考虑在一个静态潮流下, 相关约束变化后导致的电压、无功分布情况, 还要在一个静态潮流下因一个约束条件变化后重新计算相应的静态潮流变化及其为了达到优化目的而制定的另外的约束变化。当电网节点数增大n倍后, 计算量呈n次方增长, 显然不利系统运行人员快速判断, 对工程应用也无实际效用。

3 电压无功象限分布的决策方法

3.1 电压无功象限分布决策原则

为解决电压无功双目标优化函数模型复杂性对系统运行人员快速判断的影响, 同时从工程应用的角度出发, 对电压无功在不同分布状态下需求的调节手段进行定性分析, 如下表所示。

为了做到在调整电压的同时能兼顾无功分布, 使得系统在确保电压稳定的同时, 输电网络损耗尽量降低。考虑将节点的电压状态与节点无功分布情况相结合, 制定电压、无功的象限分布图, 并针对每个象限的情况制定相应的适合工程应用的调整原则。如图2所示。

3.2 电压无功象限分布决策方法

根据图2所示, 在以上四个象限情况下的控制原则, 对应的控制手段分为不同情况, 但需考虑该手段对电压或者无功的影响, 确保在电压合格的情况下, 无功也尽量满足最优分布要求。结合表1中的相关常用手段, 以及工程实际应用中的需求, 制定了电压无功象限分布决策方法, 如图3所示。

通过图3所示的电压、无功象限分布决策方法, 可避免系统运行人员因为时间紧迫而导致决策错误。运行人员通过判断目前电压情况及无功分布情况, 查找对应的象限, 从而根据电压无功象限分布决策方法及厂站实际情况, 选择目前可用的控制手段。为系统运行人员快速制定电压、无功调整控制策略提供了定性的帮助。虽然无法达到电压无功的最优调节, 但能使得电压无功的匹配调节达到一个较为有效的结果。

3.3 扩展应用

制定电压无功象限分布决策方法的目的, 是为了对未实现AVC控制的电网, 制定应用于人工控制的快速决策方法, 但本方法仍然适用于AVC控制系统。AVC控制系统常用的控制方法[8,9], 以节点电压为唯一控制标准, 通过对无功装置、主变档位、机组出力的协调控制, 使得电压能满足设定要求。

然而利用电压无功象限分布决策方法, 结合AVC系统的数据采集、比对功能, 可实现电压无功在象限内的决策手段进一步细化。形成图4所示的电压无功象限分布决策方法。

基于图4所示电压无功比对的象限分布决策方法, 利用了AVC系统的数据采集、比对功能, 但还需要在AVC系统中设定电压、无功比对边界条件。因此需要系统运行人员根据电网长期的电压无功运行数据, 制定边界条件, 便于AVC系统根据决策方法, 快速选择调整手段。

4 应用情况

由于昆明电网2015年还未完成AVC系统的建设投产, 系统电压控制主要还是靠系统运行人员根据电压无功曲线人工控制, 应用电压无功象限分布决策方法对昆明电网2015年110k V、35 k V、10 k V母线电压进行管控调节, 取得了明显的效果。昆明电网2014、2015年110k V、35 k V、10 k V母线电压合格率如表2所示。昆明电网2014、2015年综合线损率也取得了较为明显的提高, 虽不完全是因电压无功匹配调整的成效, 但通过电压无功象限分布决策方法实行电压无功的匹配调整, 对综合线损率也具有积极效应。

5 结束语

1) 利用电压无功象限分布决策方法能快速指导系统运行人员作出决策, 对未实现AVC控制的电网具有明显的指导作用。

2) 利用电压无功象限分布决策方法具有兼顾电压合格率及网损的效果, 通过应用本方法虽无法做到电压、无功的精确控制, 但在一定粗糙度范围内可达到电压、无功匹配调整的目的。

参考文献

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[8]翟伟芳.基于上下层电网协调的变电站电压无功控制策略研究[D].华南理工大学硕士学位论文, 2012.05.

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

控制电压篇6

【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.

“三控制”治理低电压篇7

1 了解现状, 制定预案, 超前控制

1.1 调查统计

为减少用户投诉, 变被动为主动, 该公司将用户是否确有电压偏低现象作为治理的唯一标准。以配电台区为单位, 开展细致周密的调查分析, 梳理可能产生低电压的台区及其原因。

各运行单位重点做好末端用户的走访工作, 了解用户用电情况, 询问用户上年度夏季时的空调器、日光灯、电风扇等使用情况, 并结合上年迎峰度夏负荷实测数据, 分析台区负荷增长, 列出可能发生低电压的台区, 按可能性程度依次排序, 排在最前面被认为最有可能发生低电压, 已列入2011年一、二季度改造工程项目的台区没有统计, 并加强对往年已咨询台区的统计工作。

调查统计可能有657个台区会发生低电压, 其中有288个台区上年有用户咨询过电压质量问题。

1.2 确定原则

为减少投资, 针对可能低电压台区, 该公司拟出处理原则, 管理手段作为第一要素, 在管理手段没有效果情况下落实改造工程项目。设计单位提前做好可能产生低电压台区的改造设计工作。

管理手段主要从变压器调挡、调荷及防超容用电着手, 并落实实施步骤及工作要求;变压器容量不够, 运行单位内部进行容量上的调整;低压线路可以就近切换的进行提前切换;能进行变压器移位解决邻近台区的末稍供电问题的, 就不考虑新增变压器;制定对策时, 将邻近几个台区一起分析, 综合采取措施;在新增布点时优先选用旧变压器, 一台新配电变压器要能提升两个台区的供电能力。

2 做好监控, 掌握变化, 控制过程

2.1 强化管理责任

随着夏季负荷高峰的来临, 该公司强化台区的管理责任, 针对已怀疑可能会产生低电压的台区, 实施全面监控, 并采取相应措施。

(1) 凡气温高于30℃, 责任人均要对可能低电压台区进行负荷及电压实测工作, 记录下台区首端各相负荷、电压及分支线末端电压。此项工作间断, 责任人留下必要的记录, 如测量时间、测量人、地点及有关负荷、电压数据等。

(2) 测得三相负荷不平衡, 及时进行调荷工作, 保证三相负荷均衡。

(3) 发现末端电压低于200 V, 立即开展变压器分接开关调整工作。

(4) 变压器调荷、调挡工作开展的同时, 梳理台区负荷性质, 调查有无超容用电现象, 对超容用电的用户开展说服工作, 要求其错峰用电, 不听劝告, 报稽查班处理。

(5) 管理措施落实到位, 如测得变压器负荷超过80%或末端电压低于196 V, 立即填写立项申请表, 公司根据前期准备好的设计方案实施改造。

2.2 严把处理流程

为保证7天内解决低电压投诉, 该公司制定详细的低电压处理工作流程, 提出工作事项、工作要求和注意点。

客户中心接用户低电压咨询、投诉, 立即通知相关人员;运行班组派人到现场核实情况;运行单位初拟回复单报至上级;主管部门答复客户中心。前四个步骤要求在2天内完成。

在确认低电压投诉属实, 管理手段没有效果情况下, 进入工程实施阶段, 项目实施、项目跟踪、用户回访在后5天内完成。

2.3 加强考核工作

为减少管理手段运用不到位带来的投诉及避免工程实施缓慢而影响用户用电, 该公司制定低电压工作考核办法, 对事前控制及处理过程进行逐项考核。

考核内容主要涉及对可能低电压台区监控不到位, 管理手段运用不充分, 提交工程立项申请表不及时, 弄虚作假行为及工程实施不及时等, 同时对没有发生95598系统投诉低电压或虽有投诉但经核查情况不属实的运行单位进行奖励, 以进一步调动人员参与治理低电压的积极性。

3 沟通及时, 控制反弹, 服务百姓

3.1 及时沟通

接到用户投诉, 台区责任人现场复核, 了解用户实际用电情况, 分析原因, 做好现场解释工作, 对于用户自身原因引起的低电压做好整改指导和协调工作。

因天气或不可抗力等因素, 影响工程进度, 及时联系用户说明原因, 避免用户可能产生的烦躁情绪, 减少重复投诉。

3.2 回访到位

每个低电压投诉解决后, 该公司安排人员进行回访, 调查解决的实际效果, 并要求责任人再去现场复核, 避免措施不到位而引起新的低电压。

百姓满意是对供电公司工作最大的肯定。通过回访, 该公司不仅及时了解低电压治理效果, 也进一步分析农村用电趋势、负荷特点, 为将来农网建设和运行管理提供参考依据。

控制电压篇8

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。

参考文献

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[3]Etxeberria-Otadui I,Viscarret U,Caballero M,et al.NewOptimized PWM VSC Control Structures and Strategies underUnbalanced Voltage Transients[J].IEEE Transactions on In-dustrial Electronics,2007,54(5):2902-2914.

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[5]王久和,杨秀媛.电网不平衡时电压型PWM整流器控制策略[J].中国电机工程报,2011,31(8),14-20.

[6]Xiao P,Corzine K A,Venayagamoorthy G K.Multiple Refer-ence Frame-based Control of Three-phase PWM Boost Recti-fiers under Unbalanced and Distorted Input Conditions[J].IEEE Transactions on Power Electronics,2008,23(4):2006-2017.

[7]魏克新,汪水明.电网不平衡条件下PWM整流器最优化控制策略研究[J].现代电力,2009,26(5):1-6.

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[9]刘义成,张学广,景卉,等.电网电压正负序分量快速检测算法[J].电工技术学报,2011,26(9):217-222.

电网自动电压控制模式研究篇9

关键词：电网电压,电压控制模式,电压分区,数学描述

0 引言

现代电网的电压控制问题,有不同的控制模式,这些模式在最底层的执行机构上来看,并没有大区别,一般都是通过发电机的的自控励磁调节装置调节,电容电抗器的投切,有载调压变压器的分接头调整,静止无功补偿器的调节等控制元件来实现。真正电压的分级控制来源于无功分层区控制原则用于协调电网中各个无功补偿设备的运行,实现以网损最小化为目标的优化。而局部电压的不稳定会造成全局电压的不稳定甚至电网崩溃,所以电压分级控制的思路是:先将整个电网分成各个互相弱耦合的子区域,再通过分级控制实现电网电压的全局控制,这个思路具有重大的实际意义[1]。分级电压控制原理图如图1所示。

电压稳定现象自身具有区域特性,采用区域控制能有更好的效果,它可以使得局部的变化不影响整个系统,提高可靠性。

1 一级电压控制模式

一级电压控制是系统中整个防止电压失稳控制框架中,首先,响应的控制系统,一级电压控制的原理就是通过本身的闭环控制将其控制目标保持在设定值附近,它属于典型的本地控制,只能保证本地控制目标的实现,本身无法预计也不去考虑当前的控制会对整个电网产生什么样的影响,是反应比较快速的闭环控制,响应时间通常在1秒到几秒内,由广泛分布在整个电力系统的各种现有的发电机的自动电压调节器组成,如:同步电机的无功功率控制,静止无功补偿器的控制,以及有载调压分接头(OLTC)快速自动投切电容器和电抗器等,由负荷波动,电网切换和事故引起的快速电压变化,通常是由一级电压控制进行调整的[2]。

2 二级电压控制模式

最优控制的目标是在保证电压质量的前提下使电网运行在一个更经济的状态,而电网最优运行点将随着系统负荷的变化而不断改变,如果在每个点都进行最优控制计算,就会大大增加最优控制的频度,实现起来比较困难。我们知道,系统的负荷变化具有一定的规律性,一段时间内其负荷水平不会由太剧烈的变化,所以我们可以利用负荷水平随时间变化的特点将最优控制计算只放在一些关键的时刻点进行,从而将负荷在时间尺度上进行了解耦。在两个采样点k Ts和(k+1)Ts之间,系统的负荷是不变的,则系统负荷可以分解为时间尺度Ts上的分量L(k Ts)和时间尺度Tt上的分量L(k Tt)之和[3]:

分量L(K)在KTt和(K+1)Tt之间保持不变,它表征的是系统在较长时间段内的变化趋势,可以认为是系统负荷的主导分量,而分量L(k)跟随负荷的变化,每个Ts时刻变化一次,叠加到主导分量L(K)上后得到最终的负荷变化曲线。如果认为最优控制的主要目的是针对负荷变化的主导分量L(K),而将L(k)看作对系统主导负荷分量的一种扰动而加以忽略,则可得到二级电压控制模型的数学模型:

这种控制方案相当于在一级电压控制基础上增加了一层协调,从最优控制模式到二级电压控制模式,重要的变化在于降低了最优控制的频度,实现起来比较容易。大大减少了最优潮流计算的次数。

3 三级电压控制模式

二级电压控制模式降低了最优控制的频度,大大减少了最优潮流计算的次数,与理想化的最优控制模型相比,实现难度大大降低。但是由于全网节点的状态变量在现阶段不可能完全实时采集,所以最优控制策略的求解必须基于状态估计的结果。解决问题的一个有效方法是对对象电网进行分区,每个区内的无功电压耦合较强,不同区之间的无功电压耦合较弱。这样就可以按区域进行无功电压控制,减小了求解问题的维数[4]。

将最优控制的数学模型在(x(k),u(k))处线性化,则

其中,式(3)给出了状态变量增量和控制变量增量之间需要满足的等式关系,其在物理意义上体现的是灵敏度的概念,S即状态变量与控制变量之间的灵敏度矩阵。若存在M个集合,将系统状态变量和控制变量可以划分成M个子向量的形式:

从数学上看,这要求将状态变量和控制变量划分成M个集合,使得不同集合之间的状态变量和控制变量之间是完全解耦的。从物理意义上分析,这就是将电网划分成不同的控制区域的过程,希望一个区域内的控制变量的控制作用完全被限制在本区域中,对其他区域的状态变量的控制灵敏度为0。至此,利用电压控制问题在空间上的解耦特性,将在全网计算的二级控制子问题分解成了M个在控制区域内部计算的二级电压控制子问题,在这种情况下,二级电压控制模式可以演化成一种新的控制模式[5]:

1)将电网划分成M个控制区域,对于控制区域J(J=1,2,M),选取中枢状态变量xJP。

2)在KTt(K=1,2…)时刻,针对系统负荷变化的主导分量L(K),进行一次以电网经济性为优化目标的最优控制计算,即三级电压控制。它将电力系统的电压控制功能按时间和空间分开,具有分级递阶的控制结构。

三级电压控制处于最高层,是对全系统的控制,由系统控制中心执行,其响应时间为几十分钟。主要控制作用为电压稳定的监视与控制。这类控制主要是协调各二级控制系统,指导调度人员的干预。除安全监视外,经济问题是该控制层主要考虑的问题,经济调度是这一控制层的日常工作。

4 总结

研究了理想化的最优控制模式,然后通过在时间、空间和目标三个方面对其进行合理的简化,逐步将其演化为当前国内外正在广泛使用的二级电压控制模式和三级电压控制模式据此进行了必要而合理的简化,更加符合当前迅速发展的中国电网的特点。

参考文献

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[2]周全仁,张海.现代电网自动控制系统及其应用[M].北京:中国电力出版社,2004.

[3]郭庆来,孙宏斌,张伯明,等.江苏电网AVC主站系统的研究和实现[J].电力系统自动化,2004,28(22):83-87.

[4]郭庆来,孙宏斌,张伯明,等.协调二级电压控制的研究[J].电力系统自动化,2005,29(23):19-23.

控制电压篇10

关键词：控制中心,自动电压控制,协调控制,强耦合电厂,无功负载率,能量管理,运行控制

0 引言

自动电压控制 (automatic voltage control, AVC) 为保证电网安全优质经济运行发挥了重要作用[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。在实际运行中, 参与闭环控制的电厂间无功出力不均衡问题频繁发生, 典型表现在以下几个方面。

1) 振荡与反调:当电厂电气距离较近时, 本电厂的控制行为对其他电厂的运行状态产生较大影响, 若电厂均参与AVC, 各电厂可能由于控制不同步而出现振荡现象。

2) 过调与不调:由于各电厂控制状态、电压调节死区及调节速度等参数的差异, 各电厂对电网电压波动的响应也不尽相同。当电网出现电压调节需求时, 可能会有些电厂由于不响应或者响应较慢而不调, 还有些电厂由于积极快速响应而过调。

3) 无功负载大小不均衡:不均衡的电厂无功出力给电网安全经济运行带来诸多问题。为此, 需要在控制中心AVC主站研究强耦合电厂间的协调控制方法 (以下简称厂厂协调) , 通过控制中心在全网层面的协调, 消除或降低由于各电厂AVC子站的自律调节所带来的电厂间不合理无功分布, 使得电厂无功电压运行状态满足控制中心预期。

基于AVC的已有成果, 本文总结了导致电厂间无功运行不均衡的原因, 分析了传统无功电压控制面临的技术挑战, 提出一种工程实用的厂厂协调控制方法, 并通过仿真算例和实际效果证明了本文方法的效果。

1 技术挑战及解决思路

1.1 原因总结

实际运行中导致电厂间无功运行不均衡的原因可归纳为两大类。

1) 电压设定值不协调。电气耦合紧密电厂的电压设定值来源不同, 如受不同的调度中心控制, 不同的控制算法、目标函数或约束条件均可能产生不同的控制策略, 各电厂AVC子站收到的电压设定值不协调 (如相邻两电厂的电压调节方向相反) , 导致控制后出现不合理的无功分布。

2) 电压跟踪偏差。由于控制死区的存在, 电厂AVC子站在追踪电压设定目标并进入控制死区后, 电压实际值与精确设定值可能有一定偏差。控制后的电压偏差使得电厂间无功出力与控制中心预期的无功设定值产生差异。电压跟踪偏差的大小及分布和各子站的控制性能 (主要包括调节速率和控制死区) 有关。电压偏差对无功偏差的影响和电网结构有关。

电压设定值不协调的问题可通过控制中心间的协调或制定相应完善的运行管理规定等来解决。本文重点针对第2类成因给出对应的厂厂协调方法。

1.2 传统控制面临的技术挑战

分析实际运行数据可知, 强耦合电厂间的无功波动属于局部的、分钟级的快速无功波动, 按照分级电压控制理论[11,12], 以全网无功优化为目标的小时级三级电压控制 (tertiary voltage control, TVC) 将不起作用, 需要以分钟级为启动周期的协调二级电压控制 (coordinated secondary voltage control, CSVC) [13]来解决强耦合电厂之间的无功电压协调问题。为描述方便, 将文献[13]中的CSVC多目标二次规划模型简写如下:

式中:ΔQG为控制变量 (发电机无功调节增量) ;H (·) 为目标函数, 包含中枢母线电压偏差最小目标HP (·) 和发电机无功均衡目标HQ (·) 两部分;WP和WQ分别为两目标的权重;G (·) ≤0为约束条件。

由于参与协调电厂间的无功电压运行和控制的强耦合特点, 给传统CSVC方法带来了新的技术挑战, 主要体现在以下几个方面。

1) CSVC加权多目标优化模型中引入HQ (·) 目标函数的目的是使得各发电机无功出力更均衡, 但实际运行中该目标函数经常不能发挥作用。其原因是为了保证中枢母线电压追踪其优化设定值, 第1项的目标权重WP (典型值为10.0) 会远大于WQ (典型值为0.01) 。当中枢母线电压实测值偏离设定值较远时, 受电厂调节步长等约束限制, 给出的控制策略可能不能保证第1项目标值为0 (或接近0) , 使得第2项控制目标失效, 导致给出的无功设定值不满足无功均衡要求。

2) 在常规的AVC系统中, 为了避免电厂的频繁调节, 当中枢母线电压调节到位后, 电厂高压母线电压的设定值一般会直接保持上次设定值不变;而实际运行中, 即使中枢母线电压调节到位, 当厂厂协调组内电厂无功出力不均衡时, 也需要进行无功协调。

3) 为了实现无功均衡, 一般情况下, 无功负载率较小的发电机会增加无功出力, 无功负载率较大的发电机会降低无功出力, 当各发电机的无功调节作用叠加后, 有可能使得给出的电厂高压母线调节量较小, 甚至小于电厂控制死区, 此时只向电厂AVC子站下发电压调节指令的传统控制方式已经不能满足厂厂协调的控制要求, 需要同时下发无功调节指令。

1.3 解决思路

如表1所示, 针对上述3个技术挑战, 分别给出了3种解决思路。

2 协调控制方法

根据上节分析, 厂厂协调的工程实用方法应当具备如下功能。

1) 分组协调:基于给定的电厂耦合系统门槛值, 判定两电厂是否需要无功协调。

2) 电压调节无功跟踪控制:若中枢母线电压未调节到位, 在消除中枢母线电压调节偏差的同时, 兼顾电厂间的无功负载率偏差满足协调约束。

3) 电压保持无功均衡控制:若中枢母线电压调节到位, 增加厂厂协调无功负载率偏差最小协调目标, 保证主站给出的控制策略既能使得中枢母线电压保持在设定值死区范围内, 又能优化电厂间的无功分布。

4) 无功调节指令:在传统电压调节指令的基础上, 增加无功调节指令。

2.1 生成厂厂协调组

各电厂之间的耦合关系主要取决于电厂间的电气距离参数, 表现为电厂之间的无功电压灵敏度, 定义为电厂间的互耦合系数。

基于给定的电厂间无功电压灵敏度, 建立电厂间的邻接关系矩阵, 通过拓扑搜索生成厂厂协调组, 其搜索算法如图1所示。

经过厂厂协调分组, 同一组内各电厂由于强耦合而需要无功协调, 组间的各电厂由于相对弱耦合而不需要无功协调。

2.2 电压调节无功跟踪控制

若中枢母线电压实测值与设定值的偏差超过控制死区, 则启动基于厂厂协调约束的电压调节无功跟踪控制, 在中枢母线电压追踪其优化设定值的同时, 避免各电厂的无功出力不满足均衡控制要求。

对于第k个厂厂协调组, 定义其控后平均无功负载率为:

式中:Zkgg为属于第k个厂厂协调组的发电机集合;ΔQiG为第i台发电机的无功调节量;QiG, curr, QiG, max, QiG, min分别为第i台发电机的无功实测值、无功上限和无功下限。

定义发电机无功负载率偏差指标ΔLi为:

式中:Li′为第i台发电机的控后无功负载率, 其定义为

在实际应用中, 各发电机的无功上限和无功下限等参数会根据各机组的类型/容量等静态参数, 以及当前有功出力等动态参数而自动实时更新。

在电网有调节中枢母线电压的需求时, 针对每一台参与厂厂协调的发电机, 在原CSVC模型中增加厂厂协调约束:

式中:εq为发电机无功负载率偏差控制死区。

2.3 电压保持无功均衡控制

若中枢母线电压已经调节到位, 则启动基于厂厂协调目标的无功均衡控制, 降低厂厂协调组内各发电机的无功负载率偏差。

构造二次规划数学模型:

满足如下约束:

式中:C为参与厂厂协调的受控电厂发电机集合, 这类电厂发电机由于相互无功电压强耦合, 所以需要通过进一步的无功再分配来保证无功均衡;CN为不参与厂厂协调的受控电厂发电机集合, 这类电厂发电机与其他电厂发电机之间无功电压弱耦合, 因而不需要参与厂厂协调, 并且为了避免该类电厂无功电压调节指令的频繁变化, 引入无功调节量最小的控制目标;Wcp为厂厂无功负载率偏差最小目标权重;Wcq为发电机无功调节量最小目标权重;G (ΔQG) ≤0为传统CSVC模型的约束条件;Vip和分别为第i条中枢母线电压实测值及电压设定值;Sipg为第i条中枢母线电压对发电机无功的调节灵敏度向量;εV为中枢母线电压控制死区。

2.4 无功调节指令

为了使得电厂AVC子站能准确把握AVC主站提出的无功电压调节需求, 避免由于电厂的自律动作使得强耦合电厂间出现不合理的无功分布或者无功波动。如图2所示, 在传统电压调节指令的基础上, 增加向电厂下发无功调节指令, 对AVC主站进行改造。图中:TV为针对各软分区的二级电压控制计算周期 (典型为5min) ;Tq为针对各厂厂协调组的无功协调周期 (典型为1min) 。

关键技术要点如下。

1) 在同一厂厂协调组内, 选择动作速度较快、响应较灵敏的发电厂作为无功协调电厂, 其他电厂作为传统的电压协调电厂。

2) 单次CSVC计算后 (5 min级) , 向电压协调电厂下发电厂高压母线电压调节指令。

3) 在两次CSVC计算周期之间, 以1 min为周期, 各AVC主站通过无功决策, 向无功协调电厂下发全厂总无功调节指令, 使得厂厂协调组内各电厂间无功出力均衡。

相应的, 需要扩展电厂AVC子站功能, 使之具备接收并按照全厂无功设定目标进行调节的功能, 如图3所示。

说明如下: (1) AVC子站接收到全厂总无功调节指令时, 调节厂内各发电机的无功出力, 使得全厂无功出力追踪AVC主站下发的无功调节指令; (2) AVC子站接收到高压母线电压调节指令时, 则调节厂内各发电机的无功出力, 使得电厂高压侧母线电压追踪AVC主站下发的电压调节指令。

2.5 计算控制流程

AVC主站的厂厂协调计算控制流程如图4所示。

厂厂协调以软分区为单位进行, 流程如下。

1) 在各软分区内进行厂厂协调分组, 确定需要进行协调的电厂组合。

2) 在策略计算环节, 判断该分区内的控制目标 (即中枢母线电压) 是否调节到位 (即是否追随三级优化设定值) , 若没有调节到位, 则进行考虑厂厂协调约束的电压调节无功跟踪控制;反之, 则进行考虑厂厂协调目标的电压保持无功均衡控制。

3) 在指令下发环节, 选择动作速度较快、响应较灵敏的发电厂作为无功协调电厂并下发无功调节指令, 其余电厂作为电压协调电厂并下发电压调节指令。

4) 在指令执行环节, 由各电厂根据接收到的指令类型及指令值进行跟踪调节。

3 仿真控制效果

以IEEE 39节点系统为对象, 仿真分析耦合度系数、AVC子站调节时间常数以及电厂控制母线死区参数对控制后各发电机无功出力的影响, 具体见附录A。

4 实际控制效果

本文方法已在多个实际现场投入实际应用, 以下将从厂厂协调分组结果以及实时电厂无功负载率均衡效果两方面说明本文效果。

4.1 厂厂协调分组结果

本节给出了厂厂协调分组方法在多个网省级电网的应用情况, 各电网的厂厂协调分组情况如表2所示。

上述结果得到了现场运行人员的认可, 说明了本文厂厂协调分组方法的合理性。

4.2 实际效果

以山西省调的电厂WX和YS为例, 来说明本文厂厂协调方法的实际效果。

4.2.1 模型及参数

电厂WX和YS均通过YS开闭站上网。表3给出了这两个电厂受控发电机的控制参数。

表4给出了这两个电厂受控发电机的无功电压灵敏度。

根据灵敏度计算出的两电厂的耦合系数λM为0.43, 并且两电厂AVC子站的电压控制死区为0.5kV, 可见, 两电厂需要进行厂厂协调。

4.2.2 厂厂协调前后的效果对比

随即选择投入厂厂协调前的两日 (1月5日和2月10日) 和投入厂厂协调后的两日 (2月27日和4月7日) 进行对比, 验证厂厂协调的投入对电厂间无功负载率偏差的影响 (见表5) 。

由表5可以看出, 在厂厂协调前, 这两个电厂存在着明显的无功不平衡现象。同时, 这种不协调现象不能通过电厂高压母线电压的变化来突出体现, 在厂厂协调后, 两电厂的无功负载率更加均衡。

4.2.3 典型过程分析

为更清晰地说明厂厂协调方法的效果, 本文以2012年3月12日19:59—20:13时段为例, 分析两电厂的无功分布变化情况。图5给出了两电厂的无功负载率变化情况。

可知在初始阶段, 电厂WX无功负载率偏高 (接近75%) , 向下可减少的无功旋转备用不足, 同时, 电厂YS无功负载率偏低 (接近35%) , 向上可增加的无功旋转备用不足;通过三轮的厂厂协调控制, 最终两个电厂的无功负载率之差小于5%, 达到了厂厂协调目的。

5 结语

针对强耦合电厂间的无功电压协调控制问题, 本文提出并实现了厂厂协调电压控制方法。一方面, 通过考虑厂厂协调约束的电压调节无功跟踪控制, 使得中枢母线电压追踪优化设定值, 并兼顾发电机无功负载率偏差指标满足控制要求;另一方面, 通过进行基于厂厂协调目标的电压保持无功均衡控制, 降低发电机的无功负载率偏差, 并保证中枢母线电压维持在控制死区范围内;同时, 在传统电压调节指令的基础上增加向电厂下发无功调节指令, 使得电厂能准确把握AVC主站的无功调节需求, 抑制电厂间的无功波动。

在实际运行中, 导致强耦合电厂间无功出力不均衡的原因很多, 需要从完善运行管理规定制度, 提高AVC主、子站的控制技术等多个方面共同努力, 将人工经验与计算机技术相结合, 才能从根本上解决问题。

另外, 在实际运行中, 电厂的互耦合系数门槛值由运行人员根据自身电网特点结合运行经验人工确定。实际运行经验表明, 电厂互耦合系数门槛值过大时可能会漏掉需要协调的电厂;门槛值过小则可能导致本来不需要协调的电厂参与协调而产生不合理的协调指令。

目前本文提出的厂厂协调方法已经应用于交流特高压近区电网的AVC, 该方法同样可应用于风电汇集区域多风电场间的无功电压协调控制[14,15,16,17]。

控制电压篇11

摘要：提出基于功率控制的三相电压型PWM（pulse width modulation）整流器控制器设计方法。根据能量守恒原理建立的VSR（voltage source rectifier）数学模型可通过忽略回路电阻及电感充放电所消耗的能量等效成线性定常系统。系统外环采用电容储能控制，内环采用电流控制，同时引入直流负载功率补偿，实现对电容储能变化率的直接控制。电流内环采用前馈解耦PI（proportionalintegral）控制，将内环等效成一阶惯性环节。电容储能外环采用PI控制，利用代数分析及根轨迹分析，提出外环PI参数的设计方法。VSR系统整体等效为二阶系统。仿真结果表明：本文所提出的控制器设计方法能使得VSR达到优异的性能。

关键词：PWM整流器；功率控制；电容储能；功率补偿；控制器设计

中图分类号：TM461文献标识码：A

Abstract：This paper presented the controller design for threephase voltage source PWM rectifier based on power control. The mathematical model of VSR was established in accordance with principle of conservation of energy， and it can be equivalent to linear time-invariant system by omitting loop resistances energy and the energy consumed by charging and discharging of inductors. Capacitiveenergystorage control was adopted in outer loop of the system， and a current control in the inner loop. Meanwhile， power compensation of DCload was also used to control the change rate of capacitor energy storage directly. In the inner loop， feed forward decoupling control method with PI regulator was used to make the loop equivalent to a firstorder inertial element. PI control was adopted in the outer loop， and algebraic analysis and root locus analysis were used to provide PI parametric design method. The whole VSR system is equivalent to a secondorder system， and the simulation results show that the controller design method proposed can bring VSR an excellent performance.

Key words：PWM rectifier； power control； capacitance energy storage； power compensation； controller design

1引言

整流器是一类重要电力电子变流装置，与传统相控型整流器相比，PWM整流器能提供高质量的直流电源，仅产生易于滤除的高次谐波，并能实现单位功率因数控制。

近年来，国内外同行提出了多种控制方案，主要集中于两类，即直接功率控制[2-4]和基于电流电压双闭环的矢量控制[1]。但直接功率控制和矢量控制的关键区别在于功率控制的实现。矢量控制通过调节电流，进而调节有功和无功。而直接功率控制通过选择整流桥开关函数实现对有功无功的直接控制。这些都是针对内环的控制方案。文献[1]提出了VSR数学模型的改进，即采用电压平方代替原有的电压，但仅用很少量篇幅，也没有指明电压平方的物理意义。文献[4]采用电压平方作为系统外环的控制目标，但是文献[4]的主要研究内容是电流内环。

姜卫东等学者提出了直流负载反馈和负载功率前馈的控制策略[5，6]，本文称之为功率控制。文献[5]主要应用于DC/DC的boost变换器。文献[6]主要应用于AC/DC的boost变换器，即本文所述的PWM整流器。文献[5]、[6]思路一致，仅应用对象不同。文献[5]、[6]并没有详细叙述控制器的设计方法，仅参考文献[2]的方法，将VSR系统设计成Ⅱ型系统，且叙述篇幅少。并且，所提出的通过忽略电阻消耗功率和电感储能吸收功率来简化系统模型，其合理性，并没有验证。

本文将VSR系统设计成二阶系统，因为对二阶系统性能的研究最为简便。

2三相电压型PWM整流器的数学模型

其中ea、eb、ec为互差120deg的三相交流电网电压，ia、ib、ic为三相交流侧电流，va、vb、vc为整流器三相交流侧电压，R为交流等效电阻、L为交流电感、udc为直流侧电压，idc为负载电流，RL为负载电阻，C为直流电容，sa、sb、sc为整流桥开关函数。

5数字仿真

前文讨论了基于功率控制的VSR控制策略及控制器的设计，在控制器设计中简化了VSR数学模型。基于MATLAB平台，数字仿真分为两部分：1. 利用POWER SYSTEM工具箱进行电力电子系统仿真，验证控制策略的有效性；2.对VSR简化数学模型进行基于传递函数的数字仿真，并与电力电子系统仿真结果进行对比，验证模型简化的合理性。

5.1电力电子系统仿真

利用MATLAB平台POWER SYSTEM工具箱进行10kW电力电子系统仿真。系统控制结构如图6所示。主要仿真参数为：

直流电压UDC=700 V；电网电压EN=220 V；

交流电流最大值（峰值）IACmax =idmax =30 A；

交流电感L=4 mH；交流电阻R=0.15 Ω；

直流电容C=2350 uF；负载电阻RL=49 Ω。

传感器采样周期Ts=（1/18000） s；

电容储能外环参数：KQCP=960KQCI=96；

电流内环参数：KiP=24KiI=900；

由上图可知，基于传递函数的数字仿真与电力电子系统仿真波形非常接近，由计算得到，误差小于5%。两次仿真的结果仅在VSR负载突变瞬间有一定的差异。这是因为在电流突变瞬间，电感充放电会吸收（释放）能量，也仅在此刻，前述的模型简化会带来一定误差。但总体而言，模型的简化是合理的。

6结论

本文提出了基于功率控制的三相电压型PWM整流器控制器设计方法，在控制器设计中，通过简化模型，将VSR系统整体等效成二阶系统。仿真结果表明，本文所提出的控制器设计方法能使VSR达到优异的性能，并且，设计过程中的模型简化是合理的。

参考文献

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控制电压篇12

关键词：静止同步补偿器,链式多电平,逆变器,直流侧电容电压,冗余,电压控制

0 引言

链式结构[1,2]是实现高压大容量的重要拓扑结构,由直流侧相互独立的全桥模块串联组成。与变压器多重化结构相比,该结构省略了变压器,节约了成本,但带来显著优点的同时也带来了问题[3,4]。各模块直流侧电容互相独立、直流侧电容电压不平衡是链式STATCOM[5,6,7]在实际应用中必须解决的问题。文献[8-9]分析了链式结构中造成直流侧电容电压不平衡的原因,谐波和串联型损耗的差异不会造成电容电压不平衡;电容器容量差异会影响动态过程中电容电压的分配,但不会造成稳态时电容电压不平衡;稳态时电容电压的不平衡主要是由于混合型损耗差异、并联型损耗差异以及脉冲延时不同造成的。现有的一些直流侧电压平衡控制的方法[10,11,12]应用到链式STATCOM中,取得了较好的性能,事实上,直流侧电压平衡的控制也一直是研究的热点和难点。

本文首先对链式STATCOM调制策略进行了分析,指出调制策略也能造成直流侧不平衡,在此基础上提出一种新的基于电压冗余状态的链式STATCOM直流侧电压平衡控制策略,其直流侧电容电压平衡控制与STATCOM控制系统相互独立,系统控制部分只需产生所需的参考波形即可,省略了直流侧电压平衡调节PI环,随着链式个数的增加,算法的复杂度略有增加,所需硬件资源少,扩展和实现方便。

1 STATCOM调制策略分析

相移载波调制PSCPWM(Phase-Shifted Carrier Pulse Width Modulation),通过比较参考波和载波输出PWM波形,具有控制简单、实时性好等特点,适用于链式多电平调制。以双极性相移载波调制为例,在N个模块串联的链式逆变器中,每相均采用N个具有相同频率fc、相同峰峰值Ac的三角载波,将各三角载波的相位互相错开2π/N,分别与一个频率为fm、幅值为Am的正弦调制波相比较,如果调制波的幅值大于载波则开通相应的开关器件,反之则关断相应的开关器件,单相2 H桥链式结构和相移载波调制的原理分别如图1和图2所示。

载波和调制波都是周期性波形,通常采用双重傅里叶级数来对输出电压波形进行分析,N个H桥串联时,整体输出电压表达式如式(1)所示:

其中,J2n-1(m Mπ)为Bessel函数,UP为正桥臂输出电压,N为级联的H模块数,M为三角波频率与参考波频率之比,ωm为调制波角频率,ωc为三角载波角频率。

经过相移载波双极性调制后,在不提高单个开关频率fc(fc=ωc/(2π))的前提下,每相等效的开关频率为N fc,整体开关频率提高了N倍,极大提高了整相输出电压谐波性能,特别适合于链式多电平变流器。公式mωct+nωst=±ωst反映了三角波频率对基波的影响,在级联多电平逆变器中,载波频率低(一般为500 Hz以下),即N较小,满足条件的m也就比较小,低阶Bessel函数的影响不可忽略,这将造成模块输出基波相位、幅值的差异,在STATCOM中,直流侧电容取值有限,造成电流对直流电容充放电时间不同,这种差异使得在理想无损情况下,链式结构各个直流电压也会有很大的不平衡。

2 新型直流侧平衡控制策略

针对直流侧电容电压不平衡,利用链式结构输出电压存在较多的冗余开关状态,本文根据电流方向和输出电压冗余状态的不同,有选择地交换各个桥的触发脉冲来平衡直流侧电压[13]。文中以单相4 H桥拓扑为例进行分析,表1给出了总输出电压值和对应各个H桥的输出电压值,可以看出除输出电压值为±4Udc时没有冗余状态,其他状态下均有冗余。

当流入变流器的电流I>0、模块输出电压为+Udc时,直流电容充电,直流电容电压升高;当模块输出电压为-Udc时,直流电容放电,直流侧电压降低;当电流I<0时情况相反,所以当输出状态和电流方向不同时,直流侧电压的变化趋势也不同。

本文所采用的方法是当直流侧电压不平衡超过一定范围时,将各个直流侧电压进行排序,然后根据电流方向和输出状态,选择合适的冗余状态进行交换,将直流侧电压最高的模块的开关状态向使直流侧电压降低的开关状态交换,同时把直流侧电压低的模块的开关状态向使直流侧电压升高的开关状态交换,使两者向平均值方向变化,减小直流侧电压不平衡[14,15]。

当Udc4>Udc2>Udc1>Udc3时,4个桥臂的输出状态依次为+Udc、-Udc、-Udc、+Udc,电流方向为流入,则电流对Udc4充电,对Udc3放电,该状态使不平衡加大,根据提出的方法,桥臂总的输出电压为0时,该输出电压具有冗余状态,故可以将输出脉冲交换为+Udc、-Udc、+Udc、-Udc,让电压最高的模块放电,而电压最低的模块充电,使得电容电压趋向于平衡。平衡控制策略实现的原理框图如图3所示。

对单相4 H桥进行仿真分析,其中一个H桥的输出电压uo仿真波形如图4所示。

3 直流侧电压平衡控制策略的改进

由图4可见,采用所提的方法后,开关频率明显增大,截取输出波形0.02 s至0.03 s之间输出电压和直流侧电压的波形(见图5)进行分析(假设输出容性电流),该时间段电流为正,0.02 s时刻H桥输出电压为正,对电容充电,电容电压升高;随着对电容的充电,该模块直流电压逐渐升高,高于平均值,出现直流侧电压不平衡,根据提出的平衡控制策略,将该输出的正电压与其他某个输出为负电压的模块进行交换,交换后,该模块输出电压为负,电容放电,直流电压降低;随着该模块直流侧电压降低,电容电压又满足平衡条件,然后恢复H桥原先的触发脉冲,输出电压变为正,电容电压再次升高;一段时间后直流侧电压又出现不平衡时,根据判断再次交换脉冲,这种交换循环往复,导致开关频率严重增加。

考虑到上述开关频率增加的情况,基于提出的平衡控制策略,在交换判断依据中加入一个滞环比较器,当不平衡出现时,根据电流方向,若直流侧电容电压最大和最小对应的输出电压有冗余,则交换触发脉冲,从而使最大电容电压值降低,最小电容电压值升高;然后保持这个触发脉冲,直到直流侧最小电容电压值与最大电容电压值之差大于平均值的一定范围为止。对改进直流侧电压平衡方法进行仿真分析,其中一个H桥输出电压波形如图6所示,从图可知开关频率大为降低,且能保证直流侧电容电压平衡且不影响输出电压波形质量。

4 仿真结果分析

本文针对基于电压冗余状态的直流侧电压平衡方法和改进平衡方法,对4 H桥链式STATCOM进行了仿真分析。仿真参数:系统电压为2 200 V,直流侧电容为5 000μF,三角载波频率为500 Hz,调制比为0.9,参考波滞后系统电压0.04 rad。不对直流侧电压平衡进行控制时的仿真波形如图7所示,可以看出4个H桥直流侧电压出现了明显的不平衡,时间越长,出现的直流侧不平衡越明显,在理想情况下也会出现直流侧不平衡,所以必须对直流侧电容电压不平衡进行控制。

在理想情况下,采用脉冲循环交换方法,对4 H桥STATCOM进行仿真分析,其直流侧电容电压瞬时值和平均值波形如图8所示。由图可知,在理想情况下直流侧电压是平衡的,平衡所需时间较长,直流侧惯性较大,效果不太理想。

计及各种损耗造成直流侧电容电压的不平衡时,脉冲循环交换只能消除调制所带来的不平衡,不能解决器件个体差异造成的不平衡。仿真是针对4 H桥进行的,在其直流侧加入了一个等效损耗的10 kΩ并联电阻,循环交换直流侧电容电压的波形见图9。由图可知,依然存在直流侧电压不平衡现象。

对本文所提出的直流侧电压平衡控制新方法进行仿真,仿真结果如图10所示。从图中可以看出,利用冗余状态来调节直流电压,直流侧电压维持在平均值附近上下波动。该方法能够很好地维持直流侧电压平衡,不影响输出电压波形质量,开关频率增加较少。

5 结论

【控制电压】推荐阅读：

电压控制策略07-20

控制电压环05-21

直接电压控制08-21