电压稳定性指标论文（精选7篇）
电压稳定性指标论文 篇1
0 引言
电压稳定是一个相当复杂的问题。对于系统电压稳定性的研究，一方面有必要继续深入研究电压失稳的机理，另一方面需要对电压稳定问题进行简化描述，以便于运行人员对电压失稳的判别和预防控制[1,2]。电压稳定指标[3]能够反映电力系统在承受元件开断和负荷增加等扰动方面的鲁棒性，并且容易计算和理解。其中，最基本的、被广泛接受的是裕度指标[3,4]，它是指由系统给定运行状态出发，按照某种模式，通过负荷增长或传输功率的增长逐步逼近电压崩溃点，则系统当前运行点到电压崩溃点的距离可作为电压稳定性程度的指标。其大小直接反映了当前系统承受负荷及故障扰动、维持电压稳定能力的大小。
由于对电压失稳机理的理解不同，求取电压稳定极限的方法也不同，从而得出各种不同的裕度指标[5]。文献[6,7,8,9,10]分别从系统临界电压崩溃点的功率损耗特征、受端有功功率方程、动态负荷的有功功率最大点、等值负荷阻抗及负荷静态特性等不同角度对电压稳定裕度指标进行了研究。考虑到现代互联电网对电压稳定在线监测要求，负荷裕度指标在计算的实时性及对实际系统的适应能力等方面还有待提高。
本文基于系统当前的运行点，采用PMU的同步测量数据，推导了负荷节点有功极限和无功极限的快速计算新方法，并由此分别得出电压稳定的有功裕度指标和无功裕度指标，能够为电压稳定的在线判别和控制提供准确的参考依据。
1 基于π型电路的参数辨识
电压稳定分析通常是建立在简单系统模型的基础上，因此需要将局部负荷支路等值成简单系统。系统等值模型很大程度上影响着电压稳定的分析结果，如何选取适当的算法和模型，以提高其等值的准确性与实时性是问题的关键[11,12]。
目前，静态电压稳定分析常采用如图1所示的无穷大母线通过支路接负荷的简单2节点系统[13]。其中，支路大都采用阻抗(或纯电感)的模型。
然而，对于高压输电网络，线路分布电容的存在和无功补偿装置的使用，使得无功功率的分布发生了较大改变，因此这种简单的系统模型不再适合高压输电系统的静态电压稳定问题的研究，需要采用图2所示的π型支路模型。
对于某一个时刻k:Ur为负荷母线的电压幅值;Us为外部系统等值电势的幅值;δ为外部等值电势与负荷母线电压的相角差;B为等值支路的充电电容导纳;等值支路阻抗Z∠θ=R+j X。
为了得到图2所示的任意时刻k的等值π型电路，需要对电网进行实时的参数辨识。由于PMU能够直接测量节点的电压以及各支路的电流，可以采用不同时刻的同步测量数据对负荷节点进行实时等值[14,15,16]。由于采样数据的不断刷新，为避免数据溢出，本文采用递推最小二乘法[17,18]，对外部等值系统的电势、阻抗以及电容参数进行实时等值。
2 负荷功率极限的在线计算
由图2可得受端(负荷母线)功率的表达式如下：
由式(3)和式(4)消去θ-δ可以得到：
图3给出了当Us=1 p.u.，θ=85°，Z=0.1 p.u.时，受端电压Ur分别为0.9 p.u.和0.95 p.u.时的P-Q功率圆图。功率圆图是描述功率传输极限的更一般和准确的方法，本文所提出的负荷功率极限的快速计算就是以此为基础的。
由图3可见，受端有功功率Pr、无功功率Qr以及受端母线电压Ur3个变量之间相互影响。
因此，本文在推导功率传输极限时，分别考虑了当前运行点的无功和有功负荷对临界电压和功率传输极限的影响，使得计算结果更加准确。
2.1 有功极大值Prmax
将式(5)展开成有功功率Pr的表达式：
解方程式(6)可得：
图4给出了在不同的无功负荷Qr情况下的P-U
曲线。由图可知，当d Pr/d Ur=0时，Pr取得最大值，可以计算得到临界电压值：
当Qr>0时，式中的±号取负;当Qr<0时，式中的±号取正。
将Ucri,p代入式(7)即可得到有功的最大值Pr,max。
图5为不同无功负荷Qr水平下有功取得极大值时对应的临界电压Ucri,p曲线。
由图4和图5可得以下结论：有功传输的极限Pmax随着Qr的增大而减小，临界电压Ucri,p也随之降低。因此，在求取有功功率极大值Pr,max时，必须考虑当前无功负荷的影响，否则求得的结果将偏于乐观。
2.2 无功极大值Qmax
同理，将式(5)展开成如下Qr的表达式，来求取无功极大值Qmax。
可得：
图6给出了在不同有功负荷Pr下的Q-U曲线。
当d Qr/d Ur=0时，Qr取得最大值，可以计算得到临界电压值为
将Ucri,q代入式(11)即可得无功功率极大值Qmax。
图7为不同有功负荷Pr水平下无功取得极大值时对应的临界电压Ucri,q曲线。
由图6和图7可知：无功功率的传输极限Qmax随着Pr的增大而减小，临界电压Ucri,q也随之升高。可见，在求取无功功率的极大值Qr,max时，也必须考虑有功功率的影响，否则求得的结果不准确。
2.3 电压稳定裕度
在得到Pr,max和Qr,max后，就可以分别得到当前运行点的有功裕度Pr,margin和无功裕度Qr,margin。
定义电压稳定指标VSI(Voltage Stability Index):
当指标VSI趋向于零时，负荷母线的电压失稳。其中，有功指标VSIp反映由于有功过重而引起的电压临界崩溃程度;无功指标VSIq反映由于无功缺乏所导致的电压临界崩溃程度。
3 算例
本文以IEEE 118节点系统为例进行仿真计算，节点69为平衡节点。计算过程考虑无功越限，当PV节点无功越限时，转化为PQ节点进行计算。
a.仿真事件1：逐渐增加母线B43上负荷的有功功率，无功功率不变。
在B43有功负荷增长过程中，U43跌落最快，图8为B43有功负荷增长时的P-U曲线和电压稳定指标变化曲线。可见，当临近电压崩溃点(Pr,max=3.24 p.u.)时，有功指标VSIp也接近0，而无功指标VSIq却基本不变。由电压稳定指标可以看出是由有功过载而引起的电压失稳，与实际情况相符。并且在负荷变化的过程中，有功指标VSIp呈现了良好的线性。
b.仿真事件2：逐渐增加母线B43上负荷的无功功率，有功功率不变。
在B43无功负荷增长过程中，U43跌落最快，图9为B43无功负荷增长时的Q-U曲线和VSI曲线。
由图9可见，当临近电压崩溃点(Qr,max=2.04 p.u.)时，无功指标VSIq也接近0，有功指标VSIp虽然也在邻近崩溃过程中下降较大，但其幅值仍然远高于VSIq。由指标分析可见，电压失稳是由于有功过载而引起的，与实际情况相符。在负荷变化的过程中，无功指标VSIq也呈现了良好的线性度。
c.仿真事件3：同时增大B43的有功和无功负荷。
现在按照负荷的初始功角θ=arctan(P0/Q0)=68.7°逐渐增大B43的视在功率Sr。
图10中，有功指标VSIp下降较快，率先接近0，说明此时有功负荷达到极限，此时对应的Sr=3.18p.u.，Pr,max=2.97 p.u.，Qr=1.15 p.u.。与图8比较可知，无功增大会减小有功传输的极限，反之亦然。
4 结论
a.所提出的求取有功和无功功率传输极限的方法，采用简单的代数运算即可求得负荷的功率极限，计算速度快，并且不受系统规模的制约;还充分考虑了当前运行状态对有功和无功传输极限的影响，使结果更加准确。
b.采用了基于节点功率的电压稳定指标，具有良好的单调性和线性特征;并且采用π型电路模型进行分析，更接近高压电网的实际情况。
c.所提出的有功裕度指标VSIp和无功裕度指标VSIq，能够明确区分由于有功过重还是无功缺乏引起的电压失稳，能够为调度人员定量给出有功和无功的控制量作为电压稳定控制的参考依据。
d.采用WAMS中PMU采集的同步数据进行稳定裕度的快速计算，能够实现电压稳定的在线分析与控制。
电压稳定性指标论文 篇2
以静止无功补偿器(SVC)和静止同步补偿器(STATCOM)为代表的动态无功补偿装置应用于电力系统时,可在系统故障后动态地提供电压支撑,确保母线电压的稳定性,提高电力系统暂态稳定水平,防止因暂态电压崩溃导致的负荷损失以及大面积恶性停电事故[1,2,3,4]。
要想充分发挥动态无功补偿装置作用,优化配置是前提。近些年来,动态无功的优化配置得到广泛的研究,并有不少研究成果。从方法上可大致分为以下2类:①基于模态分析的方法,如先导节点法[5,6]、灵敏度法[7,8]、参与因子法[9]等;②基于潮流计算的方法,如以提高功率裕度为目标的方法[10,11]。上述2类方法主要考虑潮流水平、网络结构等静态特性,对扰动后激发的动态特性考虑不足,本质上是从确保静态电压稳定的角度配置动态无功。
需要指出的是,动态无功补偿并不是解决静态电压稳定问题的最经济的手段,并联电容器组等固定补偿也能胜任。动态无功补偿装置的优势在于快速的可控性,非常适合扰动引起的暂态电压失稳等需要快速无功支撑的场合,这是固定补偿所无法实现的[12,13,14]。因此,考虑系统的动态特性,从确保暂态电压稳定的角度考虑动态无功的优化配置问题更具有现实意义。
本文提出一种基于暂态电压稳定指标的动态无功优化配置方法。首先分析了暂态电压失稳的一般机理以及动态无功装置抑制暂态电压失稳的机理,其次选取延长故障后的极限切除时间为优化目标设计了一种动态无功的优化配置方法。并通过IEEE 39母线系统的算例分析论证了所提出的方法的有效性。
1 暂态电压失稳机理
暂态电压失稳指的是在扰动后快速发生的电压失稳,其时间跨度在1 s~10 s内。引起暂态电压失稳的主要是响应时间较快的设备和控制,例如电动机负荷及高压直流(HVDC)装置等。
暂态电压失稳的机理大致可分为2类[15]:第1类是扰动后电网系统失去稳定的平衡点;第2类是扰动后的电网系统存在新的稳定平衡点,但是其稳定域太小未足以将扰动后系统牵入该平衡状态。在负荷高度集中的受端负荷中心,比较常见的是第2类暂态电压失稳场景。下面以一个单负荷无穷大系统为例说明其特点。无穷大电源通过五回输电线路以及降压变压器向工业负荷区供电,用一个大的异步电动机模拟工业负荷。为简单起见,假设电动机的机械转矩具有恒定特性,不随转速变化而变化。
假设在t=10 s时刻,一回输电线路靠近负荷侧发生三相接地短路故障、两侧开关跳开以切除故障。图1给出了故障切除时间分别为0.03 s和0.04 s的仿真结果,可以看出,若故障在0.03 s之前切除,负荷侧电压能恢复到接近0.9(标幺值),电动机运行在一个滑差稍大的稳定状态。若0.04 s以后才切除故障,负荷侧电压将无法恢复,电动机滑差持续增大直至停转,即已发生暂态电压失稳。
可通过图2来解释上述失稳的机理。由于在切除时间小于0.03 s的情况下系统能够运行在一个新的稳定点,这意味着单纯失去一回线路后,系统仍存在一个新的稳定平衡点,可以用图2中S1点所示。发生三相对地短路故障后,负荷侧电压非常低,电动机转速迅速减小。如果故障快速切除,那么电动机仍有可能被牵回到S1所示的平衡点。从图2可以看出,在系统运行至U1点之前切除故障,电磁转矩大于机械转矩,电动机将加速并最终回到S1点。相反,如果切除延时太长,电动机滑差增大到超过不稳定平衡点U1所对应的滑差水平,则由于电磁转矩已经小于机械转矩,电动机将继续减速直至最终停转,即已发生暂态电压失稳。这就是暂态稳定平衡点缺乏足够吸引能力导致暂态电压失稳的典型场景。
U1点对应的滑差s1本质上是系统发生暂态电压失稳的临界滑差,而故障发生后电动机滑差由s0增大到s1经过的时间就是故障的极限切除时间。极限切除时间可以在一定程度上反映电网的暂态电压稳定水平——极限切除时间越长,表明电网的暂态电压稳定水平越高。
上述分析实际上给出了第2类暂态电压失稳机理的典型与主要的失稳形式——即在重负荷区,若严重的电网故障不能快速切除,电动机类负荷有可能持续减速直至停转,同时消耗大量无功功率,引起负荷区的无功失衡和电压崩溃。在这种失稳机理中,除电网元件参数外,故障持续时间是决定暂态电压稳定的主要因素,因而极限切除时间可以作为定量评估暂态电压稳定性的近似指标,本文提出的动态无功优化配置方法正是基于这一指标。
2 动态无功补偿抑制暂态电压失稳的机理
动态无功补偿装置可以在系统发生扰动、无功平衡被破坏、电压下降的时候快速提供无功支撑,帮助系统恢复无功平衡和电压稳定。考虑在单机无穷大系统的负荷侧安装900 Mvar动态无功补偿装置以提高系统的电压稳定性。图3给出了t=10 s时刻发生单回线路三相永久性故障,0.05 s后两侧开关跳开切除故障的仿真结果,可以看出,在动态无功的支撑下,即使切除时间大于0.04 s,系统仍然能够保持暂态电压稳定。
动态无功抑制暂态电压失稳的机理可以用图4来说明。与初始状态相比,失去一回线路后电动机负荷的转矩—滑差曲线向下方偏移,虽然仍与负载转矩曲线有交点,然而若故障切除太晚,电动机滑差已经滑过不稳定平衡点U1对应的滑差s1,系统将继续减速无法被牵回新的平衡点S1。安装动态无功补偿后,其效果相当于在故障后提高了负荷母线的电压,电动机负荷的转矩—滑差曲线将有所提高,此时只要故障切除时刻不晚于U2所对应的滑差s2,比如在电动机运行于X点时刻切除故障,系统将沿着U1→X→Y→S1的轨迹被牵入新的稳定平衡点。可见,动态无功的作用相当于将系统发生暂态电压失稳的临界滑差从s1提高到s2,本质上是延长故障的极限切除时间,加强了系统的暂态电压稳定性。
从上述分析可知,极限切除时间可以衡量故障严重程度以及电网暂态电压稳定水平,而动态无功补偿装置在扰动后提供的电压支撑可以有效提高系统的暂态电压稳定性,直观的表现是延长了故障的极限切除时间。相同容量的动态无功,以不同的方式配置于电网,对于关键故障的极限切除时间将有不同程度的提高,其最大者可视为动态无功的最优配置。根据这一思路,本文提出一种以最大程度地延长电网各关键故障下的极限切除时间为目标的动态无功优化配置方法,具体步骤如第3节所述。
3 动态无功优化配置方法
动态无功优化配置方法主要包含以下步骤:
1)通过时域仿真寻找关键扰动和敏感母线,形成关键扰动集{C1,C2,…,CM}和敏感母线集{B1,B2,…,BN},M和N分别为关键扰动和敏感母线的数量。
2)按照扰动的影响范围、失稳速度等因素对关键扰动的严重程度排序,严重的扰动赋以更高的权值,权值记为{W1,W2,…,WM}。
3)计算未配置动态无功时各关键扰动的极限切除时间{T1_0,T2_0,…,TM_0}。
4)选取固定的动态无功容量,或集中或分散地配置于敏感母线集合内,假设有K种配置方式,计算每一种配置方式下各种关键扰动的极限切除时间,记为{T1_i,T2_i,…,TM_i| i=1,2,…,K}。
5)定义第i种配置方案对关键扰动的极限切除时间的总体提高效果Ei如下:
Ei最大者即为最优配置方式。
6)上述最优配置方式本质上是最佳的动态无功安装地点,最优的容量可按照满足电网暂态电压稳定标准的最小容量选取。
4 算例分析
本文通过IEEE 39母线系统的仿真研究进一步说明上述优化配置方法的应用细节,并验证该方法的有效性。为了研究需要,IEEE 39母线系统中各主要负荷节点均按40%恒阻抗+60%电动机的比例配置。
首先通过时域仿真,搜索系统中存在的暂态电压失稳隐患。本文选取线路三相永久性故障,0.1 s切除故障线路对全网进行稳定性扫描,发现可能引起失稳的故障以及失稳形式如附录A表A1所示。
从附表A表A1可知,IEEE 39母线系统有2个相对独立的存在暂态电压失稳隐患的区域:一个由负荷母线3,4,7,9及其邻近母线构成,其中支路1-8的故障是引发该区域电压失稳的关键故障;另一个由负荷母线15,16,21,24及其邻近母线构成,其中支路9-13的故障是引发该区电压失稳的关键故障。从失稳的情形看,2个区域内发生的暂态电压失稳都是由于扰动后的稳定域太小未足以将系统牵入新的平衡状态。接下来以STATCOM为例依次研究2个区域内动态无功的优化配置。
在由负荷母线3,4,7,9及其邻近的母线构成的区域1内,按照第4节介绍的方法,选取支路1-8的故障为关键故障,由于这些故障引起失稳情形基本相同,其权值可均设为1。敏感母线包括母线3,4,5,6,7,8,9,11,14,同时,这些母线也是安装动态无功的备选母线。为了判别最优的安装位置,选取容量为200 Mvar的STATCOM分别安装在上述备选母线上,并计算各方案中故障极限切除时间的延长值,部分计算结果如表1所示。
表1中各方案的总体效果Ei由各关键故障极限切除时间的加权和计算得到,比较Ei的数值,可以看出表1所示的7个配置地点中,在母线7和母线8安装STATCOM对关键故障的极限切除时间的总体提高效果最优,是无功配置的最优位置。
最后一步是选取最优容量。按照三相永久性故障0.1 s切除,全网保持暂态电压稳定的标准校核,需要在母线7或母线8最少安装210 Mvar容量的STATCOM。至此,区域1内动态无功的最优选址和最优容量问题均已解决。
在由负荷母线15,16,21,24及其邻近的母线构成的区域2内,情况稍有不同。首先,各关键故障引发的失稳情形有所不同,9号故障仅引起负荷母线15的电压失稳,12号和13号故障将引起该区域内负荷母线的电压失稳,而10号和11号故障的影响范围最广,将引发全网的暂态电压失稳和暂态功角失稳。根据各故障影响范围的不同,分别设定不同的权值,如表2所示。
另一方面,在优化计算的过程中,发现在区域2内分散配置STATCOM的效果比集中安装在一个母线上的效果要好,其中比较明显的是分散安装在母线15和母线16上。表2中给出了7种安装方案的效果,其中含有3个分散配置方案:
分布方案1:母线16和母线15按50%∶50%配置容量;
分布方案2:母线16和母线15按60%∶40%配置容量;
分布方案3:母线16和母线15按70%∶30%配置容量。
从表2中总体效果Ei的数值比较可以看出,分布方案2可以获得最优的控制效果。按照三相永久性故障0.1 s切除、全网保持暂态电压稳定的标准校核,需要的STATCOM容量配置是:母线16为280 Mvar,母线15为190 Mvar。
5 结语
动态无功补偿器,如SVC、STATCOM等,与传统无功补偿设备相比的优越性在于具有快速的可控性,适合于电网发生扰动后的紧急控制,避免出现暂态电压失稳或者电压崩溃事故。在研究动态无功优化配置问题的时候,应该充分考虑它的这种特点。基于这一思路,本文提出一种以最大程度提高电网各种关键扰动的极限切除时间为目标的动态无功优化配置方法,紧密结合了动态无功补偿装置在电网中实际发挥作用的最佳方式,可供工程应用参考。
通过IEEE 39母线系统的仿真研究,详细说明了优化配置方案实施的具体步骤,初步验证了这种思路的有效性。为了适应大规模电网优化计算的要求,使其更接近工程实用化,还需深入研究解决以下几个关键问题:关键扰动的判别及其严重程度排序,复杂电网的扰动临界切除时间的快速计算等。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
电压稳定性指标论文 篇3
在电力系统运行中, 保持系统的稳定性是非常重要的任务。系统稳定破坏可能导致系统瓦解和大面积停电等灾难性事故, 给社会带来巨大的损失。
1 电压失稳的特征
(1) 起始事件可能由不同的原因引起:小的逐渐的系统变化, 如系统负荷的自然增长, 或大的突然扰动, 如失去发电机组或重负荷线路。有时, 看上去不大的初始扰动可能导致相继事件, 最终引起系统崩溃。
(2) 问题的核心是系统不能满足其无功要求。通常 (但不总是) 电压崩溃与带有重负荷线路的系统条件有关。当从相邻地区输入无功时, 任何需要额外无功支持的变化, 都可能导致电压崩溃。
(3) 电压崩溃通常表现为电压缓慢衰减。这是由设备、控制装置及保护系统的动作和相互的累积过程的结果。崩溃的时间过程在这种情况下, 可能是几分钟。在一些情况下电压崩溃的动态过程的持续时间可能很短, 大约在几秒钟时间里。这些事件通常是由不利的负荷成分引起, 如感应电动机或直流输电换流器, 这种类型的电压崩溃的时间范围与转子角度失稳的时间相同。在许多情况下, 电压和角度不稳定之间的区别可能不明显, 两种现象的一些方面都可能存在。
(4) 电压崩溃受系统工况和特性影响很大。
(5) 电压崩溃问题可能因为过量地使用并联电容器而变得更加严重。合理地选择并联电容器、静止无功补偿器以及同步调相机的组合, 可以使无功补偿更为有效。
2 提高电压稳定性的措施
2.1 电网规划
一个规划得好的电网结构是保证电力系统安全稳定运行的物质基础, 而一个结构上不健全或不合理的电网很难保证不发生稳定破坏事故。所谓好的电网结构包括两方面的内容:其一, 是为了适合负荷的需要, 配置足够的、布置合理的、单机容量和电厂容量不过分集中的电源。其二, 是与电源容量和负荷水平相适应的、有足够传输能力的、在正常运行时具有必要的灵活性并且足以应付运行中各种偶然情况, 特别是事故情况下的电网结构。
对于大电源集中的远距离向负荷中心送电的方式, 应通过各种途径来提高其抗扰动的能力。加强系统网架结构的建设, 在发电机和负荷之间增加新的输电线路。电力网络的传输能力, 特别是从发电侧向负荷侧输送无功功率的能力应引起重视。对于新建线路, 采用高波阻抗功率值的线路可以提高电压稳定性。可以通过应用分裂导线和紧凑型线路来实现, 增加每相线路分裂导线的数目, 可以减小电抗, 其等价于对线路进行均匀分布的补偿。
在长距离重负荷的输电线路中间装设串联电容器, 串联电容器能有效地缩短线路的电气长度, 理想的串联电容器提供的无功功率正比于线路电流的平方而与母线电压无关, 这将对电压稳定性产生有利的影响。
功率平衡原则是电网规划的基本原则, 受端系统应作为实现合理电网结构的关键环节应予以加强, 从根本上提高系统的安全稳定水平。
对于传输巨大功率的输电系统, 维持其电压稳定性和最小的损耗是十分重要的。装设足够的无功补偿装置, 不仅要满足系统正常运行中系统内需要的无功功率, 减少无功功率在电网中的流动, 而且满足紧急状态下系统的无功需求。无功补偿装置的大小, 容量和地点的选择必须根据所有保证系统能满意运行的最为繁重的系统工况的详细研究确定。
合理地分散配置并联电容器以及并联电抗器, 特别是应增加在故障期间能进行快速投入和断开的控制装置。另外在远距离大容量负荷线路的受端接入大容量并联电容器时, 必须特别注意可能产生的电压不稳定现象。
2.2 系统运行
对于电力系统的运行人员来讲应采用合理的运行方式, 及时投切电压和无功功率调整设备。在电力系统重载或紧急情况下, 运行人员必须应用可以支配的手段保持输电电压在允许的高水平, 确保电压的分布, 使负荷母线电压处于临界电压值以上。如果使用现有的无功补偿装置不能达到上述要求, 就必须限制传输功率, 启动发电机组以提供电压支持。
许多发电机运行在高功率因数状态。为了提高电力系统的电压稳定性, 应当对发电厂运行人员进行电压稳定性的基本知识的培训。当电力系统处于罕见的紧急状况, 需要发电机输送大量的无功功率时, 要求运行人员不能降低发电机的无功功率的输出。在一些情况下, 减少特定发电机的有功出力可以获得更多的无功功率, 从而改善电力系统的电压稳定性。
正常状态下通过投入并联补偿装置, 使发电机运行在适中的或较低的励磁状态, 以提供足够的“旋转”无功备用。
实际应用中, 应合理地采用带负荷调节分接头的变压器。分接头的调节目标在于维持低压侧电压的恒定, 分接头调整使用不当可能产生严重的消极后果, 对系统的稳定性造成很不利的影响。故障情况下, 应首先考虑投入无功功率电源。
低压减载是解决电压稳定性问题的重要后备手段, 是解决电压稳定性的一种有效的分散型控制措施。当电压低到一定程度时, 立即切除部分负荷, 在事故发生后, 要确保主要地区的供电, 而不能保证所有地区都能供电。在实际运行中通过甩负荷来维持系统电压稳定性的方法还很少用, 这是维持系统电压稳定的最后一道防线。
2.3 电压安全监控系统
随着计算机技术的日益发展, 为建立电压安全监控系统, 帮助调度员发挥作用提供了条件。
电压安全监控系统应该具备以下功能, 告诉调度人员电力系统当前运行状态的电压稳定性如何;当电压稳定裕度不够时向调度人员提供可以采取的措施, 显示电压稳定易于破坏的薄弱区域;当切负荷成为不可避免的手段时, 告诉调度人员在哪些节点, 分别切除多少负荷最为合适。
开发出具备以上功能的软件将极大的提高电力系统安全运行的水平, 使电力系统运行能够防患于未然。调度员能够及时发现可能导致电压失稳的诱因, 采取及时必要的措施予以排除, 从而使电力系统运行于安全、经济、可靠条件下, 产生出巨大的社会和经济效益。
2.4 建立正确计算模型做好充分预案准备
由于负荷组成的复杂性, 负荷模型和实际情况相差较大成为制约仿真结果正确性的主要因素。负荷特性及配电系统电压控制装置是影响系统电压稳定性的关键因素。掌握一个实际系统的负荷特性的详细资料, 对系统的规划运行意义重大。根据现场实测综合负荷数据, 进行总体测辩建模, 以确定负荷模型的参数, 对电力系统的生产运行、规划设计具有重要的意义。准确的负荷模型对电压稳定的研究至关重要。对负荷模型的研究工作正在受到日益关注。研究解决如何建立符合实际情况的负荷模型将成为未来仿真软件的主要任务之一。
3 结束语
总之, 随着我国电力系统的发展壮大, 电力系统稳定问题成为越来越重要的问题。
参考文献
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电压稳定性指标论文 篇4
近年来，随着对清洁能源建设的大力推进，包括现在拟建的大型风力发电项目，地理位置上都远离负荷中心，并通过相对较弱的输电网络相连。在这样传输网络中的风电场存在严重的安全性和稳定性问题[1,2]。诸如风电场缺乏行之有效地无功电压评判体系，无功功率/电压管理系统配置不统一，相关无功电压控制的装置在风电机组低电压穿越(Low Voltage Ride-though,LVRT)期间无功控制能力较弱，高低压问题交替出现，风电机组大规模脱网等[3,4,5,6]。可见，无功电压控制是风电场并网急需解决的问题之一[7,8,9]。
由于技术上的限制，电力系统的静态电压稳定性会影响风电并网。文献[10]提出了双馈风电机组(Doubly-fed Induction Generator,DFIG)快速变桨静态电压稳定增强控制策略，由微电网中央控制器根据风速、负荷安排设置桨距角来进行静态电压控制。文献[11,12]通过过滤集合的原对偶内点法(Primal Dual Interior Point Method,PDIPM)，调节风电场和汇集站内的多种无功设备，以多目标控制模型为指标进行优化控制。文献[13]将整个系统的静态电压稳定性(Static Voltage Stability,SVS)进行了定量分析，探索分布式电源出力对集中接入和分布式接入方式下电网SVS的影响。
上述文献中风电场的无功电压控制主要是针对多无功源的运行特性分析，探讨如何协调无功源来优化电压控制，但是并没有将静态电压稳定性纳入到一个整体的无功电压控制策略中。本文通过研究大规模风电场并网的静态电压稳定机理，并在现有调压手段的基础上，适时调整风电机组无功出力，升压变压器抽头以及调无功补偿装置(Static Var Compensator,SVC)，进一步提出了基于分层管理的无功功率/电压控制策略，并将该策略嵌入到风电场电压/无功自动管理平台(Voltage/Var Management Platform,VMP)。对风电场的现场试验发现，VMP无功电压控制策略能够改善LVRT期间无功表现，提高风电场无功电压的稳定性。
1 风电场静态电压稳定机理
现行风电场各方面研究并不成熟，加之无功控制策略的局限性，不协调性，以及控制设备不稳定性，如何提高风电场静态电压稳定性就显得更为必要[14]。风力发电机具有间歇性，高穿透性和较低的惯性响应，这些特征常会导致风电场电压的不稳定。为研究方便，本文通过如图1所示的风电场等值系统模型，来对风电接入电网后的静态电压稳定机理进行研究。
图1中，为系统平衡点电压，为风电场并网点(Point of Common Coupling,PCC)电压，Rs+j Xs为风电场PCC到系统的等效阻抗，Pw+j Qw为风电场输出的视在功率，j Qc为风电场无功补偿装置发出的无功功率，为风电场送出线路的电流。由图1可得：
考虑无功补偿发出无功功率后，风电场PCC向电网发出的功率为(假设
式(2)化简可得
式(3)移项，消去θ，可得
等式(4)两侧均乘以(Rs2+Xs2)2，可得
可求得风电场PCC电压，其中
忽略传输线路电阻Rs，可得
令式(7)中的基准电压为E，基准容量为E2/Xs，无功支撑为0时风电场有功出力(p.u.值)Pw和电压(p.u.值)Upcc的典型PV曲线如图2所示。
由图2可以看出，随着风电场有功出力的增加，PCC电压逐渐降低，电压-有功灵敏度逐渐增加，微小的有功功率扰动将引起较大的电压变化，系统电压稳定性降低，在风电场出力达到0.5 p.u.时，电压达到崩溃点。因此需要调节风电场无功出力以降低有功功率波动对系统电压稳定性的影响。
2 VMP系统工作原理及无功控制策略研究
风电场VMP系统是指风电场电压/无功自动管理平台的简称，主要用来降低风电场内的集中无功补偿设备额定容量(甚至替代)，以提高风电场发电效益。目前各型风电场VMP的结构基本相似，本文以如图3所示的金风VMP结构进行分析。
由图3可以看出，该VMP系统将风电场(由A1～Ai个风机构成)看成为一个连续可调的无功源，根据无功电压分层协调控制原则，由电网公司自动电压控制(Automatic Voltage Control,AVC)无功电压控制系统主站经电网通信通道下发无功电压调节信号或命令，信号传至金风VMP工作站，经状态反馈分析计算，下达指令给金风VMP子站，以实现其与风机、无功补偿装置等通讯网络和变电站数据采集装置的互联通信，从而能够对系统的无功电压实时调节。
为此，各风电场应满足电网无功容量确定的基本原则[15]：对于直接接入电网的风电场，其具有的容性无功容量至少能够补偿风电场满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及风电场送出电路的一半感性无功之和，其具有的感性无功容量至少能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的一半充电无功功率；风电场无功容量应结合风电场的实际接入情况，通过风电场接入电力系统无功电压来确定，在风电机组的无功容量不能满足风电场的电压调节需要时，应在风电场配置集中无功补偿装置。目前风电场调压手段主要有调节风电机组无功出力，调升压站变压器抽头以及调无功补偿装置等。通过调压控制使风场能够平抑由于风速变化或者系统中的小扰动引起的电压波动。因此，本文基于以上三种无功调压电压手段，本文提出一种新的最优无功控制策略方案如流程如图4所示。
VMP无功电压协调控制策略是以风电场汇集站高压侧母线电压为参考电压，若采集到的母线电压低于设定的参考电压值时，VMP系统下发指令调节风电机组无功出力，若风电机组无功出力达到额定值，再调整升压站变压器分接头(包括主变分接头升档调节和降档调节)，若电压仍是低于参考电压值，则需要联合无功补偿设备SVC，采用手动控制方式联合控制风电场的无功电压，最终实现风电场电无功电压的协调控制。
VMP系统下发指令调节风电机组无功出力时，在功率因数-0.95～0.95确定的风电机组无功容量范围内，通过改变风电机组功率因数目标值，来确定风电机组的无功控制能力。在有功出力不同，1号风电机组无功出力控制结果如表1所示，以判断风电机组无功出力能力达到额定值。
若风电机组无功出力能力达到额定值时，则需要调整升压站变压器分接头，包括主变分接头升档和降档两个调节。首先，将主变分接头有2档调节至3档，风电场输出功率为9.9 MW，记录VMP的动态响应过程。表2记录了升档调节前后风电场和风电机组的电气参数。
其中VMP动态响应时间为44.5 s,1号风电机组动态响应为45.2 s。
其次，再将主变分接头有3档调节至2档，风电场输出功率为9.1 MW，记录VMP的动态响应过程(若升档调节已满足参考电压，此降档调节可省略)。表3记录了降档调节前后风电场和风电机组的电气参数。
其中VMP动态响应时间为38.1 s,1号风电机组动态响应为41.7 s。
若调整升压站变压器分接头，电压仍是低于参考电压值，则需要联合无功补偿设备SVC，采用手动控制方式设定联合运行的初始态，初始态下，风电场110 kV、35 kV母线电压在合理范围内，将主变分接头由2档调节至3档，测试联合运行条件下SVC的响应特性，表4为升档前后系统的电气参数。
3 VMP系统无功控制方案现场试验
以新疆某风电场的金风VMP系统控制方案为例，风电场无功补偿装置测试点采集的信号为风电场主变高压侧三相电压/电流，主变低压侧三相电压，无功补偿装置三相电流，风电场35 kV线路#1风电机组机端三相电压/电流。其中，风电场主变高压侧三相电压/电流，主变低压侧三相电压，无功补偿装置三相电流的采集点取自风电场SVG室屏柜PT、CT二次端子，1号风电机组机端三相电压取自风电机组变流器网侧铜排，三相电流取自风电机组变流器网侧电缆。VMP系统控制方案如图5所示。
图5中VMP系统控制的风电场装机容量为174 MW，含有116台金风1.5 MW风机，2台主变压器(简称1号主变)及2套SVC。1号主变容量均为100 MVA，其高低压侧电压分别为35 kV与110 kV，并由110 kV母线送出系统，风电场内2套SVC的容量分别为22 Mvar和30 Mvar。1号主变压器选用的是R10型，采用有载调压方式，并满足无功控制系统要求。实验所需要的设备与软件如表5和表6所示。
该风电场的金风VMP系统1号主变的实时运行数据结果如图6所示(1 min间隔数据图)。
由图6(a)1号主变低压侧运行数据可以看出，风电场实际运行电压为37.5～38.5 kV，围绕目标值38 kV微小波动，设备满足控制方案要求，风电场内电压运行稳定。同样图6(b)1号主变高压侧电压以116 kV为中心在113～118 kV范围内波动，最高短时尖峰电压不超过119 kV，最低短时尖峰电压为111 kV，符合电网运行要求。
暂态运行结果：在VMP运行期间，风电场经历了一次电网电压跌落，安装金风VMP控制系统的风电场(共116台机组)电压运行稳定，没有出现电压振荡问题，并且机组全部实现低电压穿越如图7所示。
由图7可以看出，风电场风机在40 ms左右发生低电压故障，电压有38 kV跌落至30 kV左右，VMP系统控制风机以提供容性无功电流支撑，使得无功电压在约为40 ms时间内得到响应，无功电流大小根据电网电压跌落深度进行调节(为系统电压跌落标幺值的2倍)，最大值为1.05倍的额定电流。在80 ms系统故障清除，无功功率控制平稳，无功电压迅速恢复到稳态正常水平，转为稳态控制。
金风VMP已经同新疆电网公司主站通过IEC104协议交换器进行对接，可将无功/电压命令下发给金风VMP，同时将VMP采集的风电场内部数据上报至电网公司进行反馈，从而对风电场并网点进行无功/电压进行控制。在50%电压跌落3相对称时，无功电流响应局部放大如图8所示。
由图8可见，在三相对称，电压降低一半时，由于VMP系统可以控制风机提供无功电流支撑，无功电流瞬间放大14倍左右，以降低系统电压的跌落，使得电压能够升至65%倍的额定电压。10.5 s时刻电网故障清除，无功电流迅速降低，经过短暂的波动恢复至初始值，电压立刻增至目标值附近。可见VMP系统能充分发挥风电机组自身无功特性，改善低电压穿越期间无功表现，避免产生功率持续振荡。
4 结论
本文通过现场试验对风电场VMP系统无功控制进行研究，得出以下结论：
(1)根据风电场静态电压稳定机理推导得出的并网点电压，得出有功功率扰动将引起较大的电压变化，以及调整风电场的无功出力对于稳定系统无功电压的必要性。
(2)根据目前调压手段，本文提出的风电场VMP控制策略已成功应用于新疆某地区电网，该控制策略能够改善低电压穿越期间无功表现，提高风电场无功电压的稳定性，同时避免了功率振荡的产生。
(3)采用VMP系统无功控制策略控制风电场并网点的电压，在暂态期间提供持续的容性无功电流支持，同时保证了暂稳态过程的无缝衔接控制，满足IEC61400-21Measurement and assessment of power quality characteristics of grid connected wind turbines。
摘要：随着规模化、集群化风电基地的初步建成,风电作为一种清洁高效的能源得到了快速的发展,但短时间内大规模风电场集中接入电网,给电网的功率平衡带来扰动,造成了电网电压的不稳定。针对风电场并网后的电压控制问题,研究了大规模风电场并网的静态电压稳定机理。并在现有调压手段的基础上,通过适时调整风电机组无功出力,升压站变压器抽头以及调无功补偿装置,进一步提出了基于分层管理的无功功率/电压控制策略,并将该策略嵌入到风电场电压/无功自动管理平台(VMP)。通过新疆某地区风电场现场试验发现,该控制策略能够改善低电压穿越期间无功表现,提高风电场无功电压的稳定性,同时避免了功率振荡的产生。该研究结果可以为风电场无功电压协调控制的理论研究和工程实际提供参考依据。
浅谈电力系统电压稳定性 篇5
关键词：电力系统,电压稳定,静态,动态
最近30年来,世界各国的电力系统普遍进入大电网、高电压和大机组时代,巨量的电能需要通过长距离的高压输电线送到负荷中心,电力系统面临的压力越来越大,很多电力系统不得不运行在其稳定极限附近,极易发生失稳事故。这些事故损失是巨大的,引起人们对电压稳定问题的严重关注。可以说电压稳定问题目前已成为世界各国电力工业领域研究的热点。
1 电力系统电压稳定的定义及分类
1.1 电压稳定定义
电力系统电压稳定性是指给定一个初始运行条件,扰动后电力系统中所有母线维持稳定电压的能力。在发生电压失稳时,可能引起电网中某些母线上的电压下降或升高,从而导致系统中负荷丧失、传输线路跳闸、级联停电及发电机失去同步等。
1.2 电压稳定分类
目前,文献中可以见到与电压稳定的主要有静态电压稳定、暂态电压稳定、动态电压稳定、中长期电压稳定等,对它们的含义和范畴,至今还没有一个统一的定义。2004年,IEEE/CIGRE稳定定义联合工作组给出了电力系统电压稳定的分类:电力系统电压稳定分为小扰动电压稳定和大扰动电压稳定。
小扰动(或小信号)电压稳定是指电力系统受诸如负荷增加等小扰动后,系统所有母线维持稳定电压的能力。大扰动电压稳定是指电力系统遭受大干扰如系统故障,失去负荷,失去发电机或线路之后,系统所有母线保持稳定电压的能力。
2 电力系统电压失稳的机理
对电力系统电压失稳机理的研究是十分重要的,合理解释和明确区分电压失稳现象,可以正确应对预想的事故。静态研究认为电压失稳原因是负荷超过了网络的最大传输极限,从而造成潮流方程无解。随着对电压稳定研究的进一步深入,越来越多的人们开始用非线性动力学系统的理论知识来解释电压失稳的机理。对于电压失稳机理,T.Van Custem提出:电压失稳产生于负荷动态地恢复其自身功率消耗的能力超出了传输网络和发电机系统所能达到的最大极限。把电压稳定问题仅当作静态问题的观念是不周全的;负荷是电压失稳的根源,因此,电压失稳这一现象也可称为负荷失稳,但负荷并不是电压失稳中唯一的角色;发电机不应视为理想的电压源,其模型(包括控制器)的准确性对准确的电压稳定分析十分重要。
3 电压稳定性的分析方法
电力系统作为一个复杂的非线性动力系统,考虑其动态因素,数学上可用一组DAE(Differential Algebraic Equations)微分代数方程组来表示。微分方程组主要体现动态元件,代数方程组主要体现网络结构等约束条件。目前,电力系统电压稳定性的分析方法主要有:静态分析方法、动态分析方法、非线性动力学方法。
3.1 静态电压稳定分析方法
潮流方程和扩展的潮流方程是静态分析方法的基本立足点。静态分析方法一般认为潮流方程的临界解就是电压稳定的极限静态方法,将一个复杂的微分代数方程组简化为简单的非线性代数方程实数,大体上可以归纳为:连续潮流法、特征值分析法、最大功率法等。
3.1.1 连续潮流法
连续潮流法(CPFLOW)又称延拓法,连续潮流法使用包括有预估步和校正步的迭代方案找出随负荷参数变化的潮流解路径。连续潮流法跟踪负荷和发电机功率变化情况下电力系统的稳态行为,通过求解扩展潮流方程可以成功得到穿越潮流雅可比矩阵奇异点的解曲线。
3.1.2 特征值分析法
当系统运行点到达稳定极限时,总有一特征值首先通过零点,同时,该特征值的模必然最小[1]。特征结构分析法正是通过求取潮流雅可比矩阵的最小模特征值及其相对应的左右特征向量,以最小模特征值作为系统接近电压不稳定的量度。
3.1.3 最大功率法
最大功率法将电力网络向负荷母线输送功率的极限运行状态作为静态电压稳定的极限运行状态,可以采用有功功率最大或无功功率最大值作为判据[2]。实际上,这类方法就是基于P-U或Q-U曲线定义电压稳定的方法,最大功率对应于曲线的顶点。
基于潮流方程的静态分析方法已经取得很大进展,但是不管哪种方法,其物理本质都是把电力网络输送功率的极限运行状态作为电压失稳的临界点,不同之处在于抓住极限运行状态的不同特征作为依据。电压失稳的发生应该归于网络输送功率能力的有限和动态元件的固有特性。静态研究成果需要接受动态机理的检验。
3.2 动态分析方法
动态分析方法考虑了元件的动态特性,理论上可以更真实地揭示电压失稳过程的本质。动态分析方法主要分为小扰动分析方法和大扰动分析方法。
3.2.1 小扰动分析方法
小扰动分析方法是电力系统稳定性分析的一般性方法,也适用于电压稳定性分析。小扰动电压稳定是指电力系统受到诸如负荷增加等小扰动后,系统所有母线维持稳定电压的能力。小扰动分析方法采用在一个给定运行点上,将非线性的系统线性化后进行研究。小扰动分析的数学基础是李雅普诺夫线性化方法,根据李雅普诺夫线性化理论,由于小干扰足够小,可在运行点处将电力系统非线性微分方程线性化,用线性化系统的稳定性来研究实际非线性电力系统的稳定性。
一般描述电力系统的DAE微分代数方程组为:
其中,x为状态变量,包含发电机转速,功角等;y为代数变量,包含负荷节点的电压和相角等。将式(1)在运行点处线性化,得:
其中,gy就是完整的潮流雅可比矩阵。定义状态矩阵As如下:
状态矩阵As可以描述电力系统的电压稳定性。研究系统的状态矩阵As的特征根可以判断系统的电压稳定性的特征:若所有的特征根都位于复平面的左半平面,则系统是小干扰电压稳定的;若有一个实特征根或一对共轭特征根位于右半平面则系统电压不稳定;若特征根位于虚轴上则对应临界状态。而且,稳定的系统的动态特性主要由系统的主导特征根决定,即复平面上最靠近虚轴的特征根决定(即实部最大的特征根决定)。特征根的实部刻画了系统对振荡的阻尼,而虚部则指出了振荡的频率。负实部表示衰减振荡,正实部表示增幅振荡。根据研究目的考虑合适的动态元件,建立尽可能简化而又精炼的模型是小干扰分析法的关键[3]。
3.2.2 大扰动分析法
大扰动分析法主要是时域仿真法和QSS法。时域仿真法采用对微分代DAE方程组进行数值积分,得到电压和其他量的时域响应曲线,进而预测和判断电压稳定性,是较为精确的方法。缺点是数值积分速度慢,特别是计算稳定极限时,计算量非常大。QSS法是通过将复杂的耦合动态系统的长期动态过程和短期动态过程分开处理,忽略短期动态过程,只考虑长期动态过程,是进行长期动态电压稳态分析的方法。
4 结束语
电力系统电压稳定性一直是近年来的热点研究问题之一,经过众多研究人员长时间的努力,取得了大量的研究成果。同时,随着电力系统的发展及新技术的不断涌现,这一领域仍存在大量有待进一步研究的问题。
参考文献
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大型风电并网系统电压稳定性研究 篇6
风力发电以其成本低、无污染、规模效益显著等优点在近年来得到迅速发展[1]。但是风速具有随机性和不可调度性等特点,同时大型并网风电场一般位于电力系统的弱节点,因此风电功率的波动将给系统的电压稳定性[2]带来不利影响,故给风电并网系统提供足够动态无功功率支持以增强其电压支撑能力已成为当前亟待解决的问题。
由于电力电子元件性价比的提高,兼具功率控制灵活和成本较低等优点的双馈风力发电机在风电场中正得到广泛应用。但其变频器的过流能力较低致使机组的无功电压调控能力受到限制,故风电并网系统仍需附加无功补偿设备来改善其稳定性。静止同步补偿器(STATCOM)作为新型的FACTS装置,其输出的无功功率与系统电压成比例,即输出的无功电流与系统电压无关,因此其无功特性比其他同样容量的补偿装置更好[3]。基于此,若风电场采用STATCOM配合双馈风机的控制策略,快速调节其无功功率使风电机组机端电压维持在合理的水平范围之内,就可以保持风电并网系统的电压稳定。
本文基于双馈机组模型构建了其转子侧变流器的滞环电流控制和网侧变流器的电流解耦控制策略,同时阐明了STATCOM的暂态稳定性和潮流模型。结合IEEE14节点标准测试系统,仿真研究风电接入电网后对系统稳定性影响,以及STATCOM对电压稳定性的改善作用。仿真结果验证了双馈风机控制方案的有效性,同时表明风电的接入会对并网系统稳定性带来不利影响,而STATCOM装置有效地提高了风电场的稳定性,确保了风电并网系统能够安全稳定运行。
1 双馈风力发电机滞环矢量控制策略
1.1 双馈电机数学模型
双馈风力发电机的基本原理是通过背靠背变流器在感应电机的转子回路中加入一个可控电压源,通过改变其电压幅值或相角,实现对风机转速和功率因数的控制。其内部等值电路如图1所示。
rs—定子电阻xs—定子电抗xr—转子电抗xm—励磁电抗
图1中r'r=rr/S,U'r=Ur/S,其中rr为转子电阻,S为转子滑差,Ur为转子回路中可控电源的电压值。
在同步旋转坐标系(q轴超前d轴90°)下,根据图1规定的正方向,按电动机惯例可列出双馈风电机组定子电压、磁链和功率标幺值方程[4]:
式中,Xsm=xs+xm。
1.2 转子侧变流器的滞环电流控制
为了简化计算,忽略定子侧的电磁瞬时过程和定子侧电阻,并将d轴定义在定子磁链上,则:
将式(2)和式(4)依次代入式(3)中,可得:
由式(5)可见,在基于定子磁链定向的同步旋转坐标系中,双馈风机定子侧有功、无功功率分别与转子电流q轴和d轴分量成线性关系。因此要实现电机的功率解耦控制只需调节转子电流的dq轴分量即可。
转子侧变流器采用的滞环电流控制是一种典型的直接电流控制技术,其动态响应快,而且实现简单。图2为转子侧变流器的矢量控制框图。风力发电机输出的无功功率和其转速各自与相应的实际值比较后,分别通过PI调节器得到转子电流的d轴和q轴分量,然后运用2/3变换得到转子电流的三相电流参考值。其中滑差角θslip为电机当前旋转定子磁链位置角θs与转子位置测量值θr之差。实际的转子电流信号与该控制电路所产生的参考电流信号进行比较,当实际值超过预先设定的滞环带上限时,变流器上桥臂关断、下桥臂导通;同理,当实际值到达预先设定的滞环带下限时,变流器下桥臂关断,上桥臂导通,从而实现对转子变流器的滞环电流控制。
1.3 网侧变流器的电流解耦控制策略
交流电网通过连接在定子侧的整流器和直流电容向转子侧变流器提供其所需的直流电源[5]。假定网侧变流器和电网之间的变压器的电阻和电抗分别为R和L,则:
其中,。式中vd、ed和eq分别为前置电压(vq=0)、定子侧电压源变换器的d轴和q轴分量,id和iq分别为变压器二次侧电流的d轴和q轴分量。图3为典型的网侧变流器解耦控制系统,直流电容电压误差值通过PI调节器产生id的参考值,而iq参考值一般设为零。该控制电路产生的正弦电压调制波与系统侧电压相角θ0所产生的三角波通过比较器即可发出控制网侧变流器的PWM信号。
2 STATCOM数学模型
STATCOM是典型的电压源逆变器,可以将直流输入电压转换成交流输出电压以补偿系统所需的有功和无功功率。图4为基于PI控制的典型STATCOM暂态稳定性模型[6,7]。
该模型对应的代数微分方程可表示为:
其中,δ和θ分别为机端电压和通过STATCOM电流的相角;导纳G+j B=(R+j X)-1;xc为内部控制系统变量;m为脉宽调制比,可以直接控制交流侧电压的幅值;常数;α为相角,该变量通过电容充放电决定流过控制器的有功功率。通过该控制策略,STATCOM可以根据电压变化及时地吸收或者补偿系统功率不平衡量,改善系统的电压稳定性。
3 仿真研究
本文仿真算例采用IEEE14节点标准系统,风电场采用40台1.5 MW双馈风力发电机[8],通过一台13.8/0.69 k V变压器接入节点14。
3.1 静态电压稳定性分析
连续潮流法[9,10]是计算电力系统静态电压稳定裕度的常用手段:
式中,x是状态变量,如节点电压幅值和相角;u是控制变量,如发电机内电势和转子角等;λ为系统中的可变参数(如风速),通过改变此变量的值可以得到其对系统运行工况的影响。该法一般通过改变系统参数λ做出PV曲线,从而模拟系统的过渡过程以及求取临界点。为了研究风电并网对系统静态稳定性的影响,本文将可变参数λ定义为风电的穿透功率,则系统的电压崩溃点(鞍结型分岔点或约束诱导型分岔点)所对应的λ值即为风电的最大注入功率。静态连续潮流法只考虑系统的标准潮流模型,所有的双馈风电机组均当作PQ节点。图5分别为在节点14连接STATCOM装置前后风电并网系统节点4、5、9和15的PV曲线。
图5 a)表明随着风电注入功率λ的不断增加且由于系统中输电线路消耗的功率逐渐增大,各母线电压一直呈下降趋势,当λmax=3.891 3时达到电压稳定极限。当在节点14加入STATCOM后,图5 b)显示母线电压下降趋势较平稳,系统的电压稳定裕度提高到λmax=4.015 3,这是由于STATCOM根据风电并网系统电压变化,可以补偿部分无功消耗,改善了系统的静态电压稳定性。
3.2 故障研究
假定在t=1 s时节点14与节点9之间的联络线出现断线故障,图6分别为在节点14连接STATCOM装置前后风电并网系统节点1、14和15的电压变化曲线。
仿真结果表明短线故障会对系统的电压造成巨大的冲击,图6 a)显示风电机组的滞环电流控制策略可以使并网节点电压故障后迅速恢复稳定,但由于正常工作时风机不发出无功,因此系统稳定后的电压水平决定于电网的静态参数。图6 b)表明加入STATCOM后,该装置参与系统的电压控制,使并网节点电压迅速恢复至故障前水平,这是因为STATCOM可以向电网动态地发出或吸收无功功率,对系统电压具有支撑作用。
4 结语
风力发电作为一种新兴的高效清洁能源,正在全世界范围内迅猛发展。但风速的波动性和不可预测性等缺点使得其对并网系统的稳定性带来不利影响。本文构建了双馈风力发电机基于电流解耦的滞环矢量控制策略,以及STATCOM的暂态稳定性和潮流模型。结合实际系统验证了所提出的控制方法的有效性,同时表明风电的接入会对并网系统稳定性带来不利影响,而STATCOM装置有效地提高了风电场的稳定性,确保了风电并网系统能够安全稳定运行。
摘要：随着风电渗透功率的增加,大型风电并网系统的稳定性问题亟待研究。在构建了双馈风力发电机基于电流解耦的滞环矢量控制策略的基础上,分别建立了静止同步补偿器(STATCOM)的暂态稳定性和潮流模型,结合IEEE14节点标准测试系统仿真研究了风电接入电网对系统电压稳定性的影响,以及STATCOM对风电并网系统稳定性的改善作用。仿真结果验证了滞环电流控制方案的有效性,同时表明风电的接入会对并网系统稳定性带来不利影响,而STATCOM装置有效地提高了风电场的稳定性,确保了风电并网系统能够安全稳定运行。
关键词：风电场,双馈风电机组,控制策略,电压稳定,静止同步补偿器
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风电场电网电压稳定性的探究 篇7
关键词：风电场,电网,电压稳定性
一、引言
尽管我国的社会主义经济建设取得了十分巨大的成就, 但是这是在付出了过度消耗不可再生能源的巨大代价下得到的结果, 日益枯竭的不可再生能源给我国的社会主义发展带来了巨大的压力, 而诸如煤炭、石油等能源的消耗所产生的污染严重破坏了自然环境, 导致环境的日益恶化, 所以开发利用环保的新能源对保证我国的社会主义发展具有十分重要的意义, 也是构建资源节约型和环境友好型社会的需要。风能作为一种新能源, 具有环保洁净、经济性很强等优点, 而且随着不断地发展, 风能发电的技术不断成熟, 设备研究日趋完善, 可以说风能发电具备十分广阔的前景。但是风电场电网的电压稳定性是否良好, 严重影响着风能作用的发挥, 所以本文将针对提高电网电压的稳定性来展开叙述。
二、风电场的运行特点
风能作为一种环保洁净的自然能源, 是一种可再生资源, 而且随着研究的不断深入, 技术设备都逐渐地成熟起来, 风电场的运行特点主要表现在以下几个方面:
1. 风电场的发电场所通常位于我国的偏远地区, 主要位于我国西北、东北、华北地区, 距离电力资源比较缺少的大城市比较远, 输电线路很长, 而且在输送过程中的电能损耗较多, 阻碍了风能的顺利发展。
2. 由于自然风的季节性, 风的大小与方向具有很大变化性, 导致风力发电的稳定性较差, 所以对风力发电设备的设计要求很高。风力设备的工作状况受风力的影响特别大, 通常会导致风电场不能持续稳定发电。
3. 由于风力的能量密度相对较小, 所以导致发电设备通常都十分庞大, 在生产运输和安装过程中会引起一定的不便, 而且风电场的规模一般都很大, 占据了很多的土地资源。
4. 人们对风力的大小和方向不能进行控制, 所以不能使设备稳定发电, 而且风能的储存十分困难, 所以在实际运行中还要配备相关的储能设备, 且发电效率不高。
尽管有多方面的制约因素, 但是风力发电还是有十分广阔的前景的, 而且制约因素在不断地研究和改进过程中也会逐渐地被消除。
三、风电场电网对电压稳定性的影响原理
就目前的状况来看, 电网电压的问题越来越明显, 而且逐渐地成为了制约风力发电的主要因素, 电网对电压稳定性的影响原理大致如下:所谓的风电场电网的电压稳定性, 是指风电系统在允许的负荷功率的前提下, 电网所具备的经过一定范围的动态变化之后电网的各个负荷节点仍然能够将电压维持在允许范围之内的能力。按照影响时间分类, 可以将电压稳定性分为长期电压稳定性、暂态电压稳定性和静态电压稳定性三种情况。
在我国由于多数风电场位于较为偏远的地方, 所以风电场电网在并入整个电网系统的时候通常会选择比较薄弱的地方电力系统作为并网的接入点, 当风力出现波动时, 会导致风机所吸收的无功量的变化, 当电压低于一定水平时会导致无功补偿量降低, 而且无功支持量不足加剧了风电场对电网的无功需求, 导致了电压进一步降低。风电场在整个电网系统中的重要性不可忽视, 电网薄弱部位的电压稳定性不足再加上风电场输出电压的不稳定会加剧对整个电网的影响程度, 会打破整个电网系统的动态平衡, 引起系统的瘫痪崩溃。
四、提高风电场电网的电压稳定性的措施
为了保证整个电力系统的正常运行, 需要提高风电场电网的电压稳定性, 可以从以下几个方面来实现:
1. 通过对相关设备的正确选择来保证电压的稳定性。
合适的设备是保证电压稳定性的基础。异步发电机是风电系统必不可少的重要部件, 当系统的电压比临界电压低的时候, 会使异步发电机吸收无功功率的效率和数值大大提高, 鉴于这一特点, 可以选择临界电压值较小的发电机。风力发电机则应选择较容易控制转速的电机设备, 因为当风机运行速度超过一定数值时会导致效率下降, 进而可以实现对发电机组加速的控制。
2. 通过提高保护措施的灵敏程度来实现电压的稳定性。
提高保护措施的灵敏度, 加快设备的保护反应动作速度, 可以有效地缩短故障时间, 进而减小因故障而造成的电压不稳定的持续时间, 进而实现对电压的稳定性控制。
3. 通过控制风电单元的容量来保证电压的稳定性。
鉴于风电场电网并网的位置通常是整个电网系统中比较薄弱的环节, 其经受不稳定电压冲击的能力也比较弱, 所以在并网设计的过程中, 可以将风电场电网的并网节点分为多个, 既减小了不稳定电压对电网系统的冲击, 又能够减少节点之间彼此的影响, 进而实现整个电网电压稳定性的提高。
4. 通过提高系统的无功控制和补偿能力来提高电压的稳定性。
研究表明, 提高系统的无功控制能力和补偿能力是提高电网电压稳定性的重要措施, 也是在实际中最常用的措施之一。在风电场电网并网节点的位置安装低频低压减载装置, 能够有效地减少电压因不稳定而产生的下降幅度, 减少电压浮动造成的电网损害, 起到保护作用。在风电场的并网接入点安装动态无功补偿装置可以提高电压的稳定性, 减少因短路而引起的电压波动范围。
五、结束语
风力发电以其独有的优势和特点引起了人们越来越多的关注, 具有十分广阔的发展前景和空间。电压稳定性不足是阻碍风电发展的重要因素, 本文通过研究其影响原理, 并提出了提高电压稳定性的措施, 可以促进风力发电的发展进程。风力作为一种可再生无污染的资源, 其大力开发和利用可以极大的减少环境污染, 有效缓解当前能源不足的危机。
参考文献
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