电压模式（共12篇）
电压模式 篇1
摘要：电力系统的规模日益扩大,结构互联也逐渐增加。电网在增加巨大经济效益的同时,也带来电压不平衡的危害。本文结合控制理论,研究不同的电网电压控制模式,得出一种电压控制模式,它能在最大程度上利用实际电网控制中出现的问题在时间、空间和目标在三个方面的特点,据此再进行简化,得到理想的最优控制模式。
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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电压模式 篇2
1接地极址附近地面允许的最大跨步电压值应符合设计要求，
2接地极址附近允许的最大接触电压，一般不作规定。
3一般而言，接地极附近下列位置跨步电压和接触电压值较大，
a.接地极导体正上方地面距接地极导体径向几米处。
b.地面不平的低洼与潮湿之处。
c.散流不均匀的接地导体、电流密度大的导体上方地面。
d.与周围土壤相比，局部土壤电阻率突变的地方。
女人的电压 篇3
女人初涉爱河的时候总是忐忐忑忑的，由于这样或者那样的原因，此时女人的电压就极为不稳。她的忽高忽低会让你心里发热头脑发晕。
男人的心是一个马达，男人与男人之间的区别也绝不在于他外表的潇洒与否，而在于他的那个心灵马达功率的大小。
一个叱咤风云的男人，他心灵马达的功率就很大，若找个心手相牵的人生伴侣，那么这个女人必须有个能够与之匹配的电压。这样的女人不仅要漂亮，而且还要聪颖能干，可以帮助男人处理各式各样的突发事件。
反之，一个老实巴交的男人，他心灵马达的功率就相对小些。他所找的女人并不需要有很高的电压，一般来说只要贤惠、本份就行了。因为对于一个普通的家庭来说，所谓婚姻，说白了就是搭伙过日子。
在现实生活中我们不难看到，一台功率较大的马达如果配给它的电压很低，那它就无法启动机器；同样，一个功率较小的马达，倘若配给它的电压很高，那很有可能烧坏机器，所有的人都懂得这样一个道理：只有电压与马达相匹配，才能发挥出最佳的工作效率，这也许就是婚姻中的男人与女人之间的辩证关系。
电压模式 篇4
1 数学模型
自动电压控制以区域内经济性为目标函数, 以安全性为约束条件, 同时将控制设备动作次数还原为经济成本, 实现全网的优化:
式中:Ploss为系统的有功损耗;n1, n2, n3, n4分别为电压考核节点个数、无功考核节点个数、可调主变数, 可控容抗器数;Vi, Vimax, Vimin分别为各电压考核点的电压、电压上限、电压下限;Qg, Qgmax, Qgmin为当前关口的无功值、无功上限值和下限值;Qi, Qimax, Qimin分别为各无功考核点的无功值、无功上限值和下限值;λu, λg, λq分别为电压罚因子、关口无功罚因子、无功罚因子;λT, ΔXT为主变分头的调节罚因子和可动作次数;λC, ΔXCi为容抗器的调节罚因子和可动作次数。各个惩罚因子可按电网系统中安全权重来综合考虑, 电压安全优先级最高, 权重最大, 一般取0.6, 而关口无功罚因子、无功罚因子、主变和容抗器调节罚因子都取0.1。
2 基于地级电网的超高压自动控制方案
2.1 负荷预测的处理
地区电网能量管理系统 (EMS) 基本可实现系统负荷预测及母线负荷预测功能, 能够提供较高质量的负荷预测结果。自动电压控制系统根据母线负荷预测的结果划分为几个不同的区间, 然后根据母线负荷预测结果以及电网的拓扑连接关系, 计算各自动电压控制关口的负荷预测结果, 从而可以判断各自动电压控制关口的负荷变化趋势, 为关口母线制定合理的电压控制目标。
2.2 控制方案
在电网实际运行中, 在安全约束条件的约束下, 尽可能少动作设备来达到快速优化电压质量。在地级电网中, 220 k V枢纽变电所高压侧的负荷水平和负荷变化趋势影响了整个220 k V片区的电压质量。而传统的220 k V自动电压控制对220 k V侧的电压调节能力非常有限, 为此, 文中提出了地级电网的超高压自动电压控制模式, 在地级电网加入超高压变电站模型, 通过地级电网的500 k V和220 k V电压的联合控制, 提升地级电网的电压控制效果和减少无功设备的调节次数其控制流程如图1所示。
该控制策略是在地级电网中引入超高压控制, 解决地区电网中控制的盲点。该算法检测到供电区域中枢纽母线 (一般是220 k V) 越限时, 就启动超高压算法, 快速解决220 k V电压越限点, 整体快速优化该供电区域的质量。该算法比传统算法增加了地区电网的盲点 (一般指220 k V母线) 调节, 使得地区电网电压调节能力大大增强和可靠。
3 算例分析
将文中的方案应用于中山电网EMS中, 用户自定义选择常规控制方案和结合超压控制方案。超高压控制方案枢纽母线控制如图2、图3所示, 对比结果见表1和表2。
由表1、表2可知, 文中的控制方案较常规控制方案供电安全性和经济性都有一定程度的提高。
4 结束语
提出了地级电网中超高压与常规自动电压控制的混合策略方案, 该方案不依赖于省级电网的潮流计算, 独立运行于地级电网中。中山地区的闭环运行结果表明, 该控制策略可有效提高电压合格率, 并减少无功设备的动作次数。
参考文献
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什么叫安全电压及安全电压等级 篇5
行业规定安全电压为不高于36V，持续接触安全电压为24V，安全电流为10mA，电击对人体的危害程度，主要取决于通过人体电流的大小和通电时间长短。电流强度越大，致命危险越大;持续时间越长，死亡的可能性越大。能引起人感觉到的最小电流值称为感知电流，交流为1mA，直流为5mA;人触电后能自己摆脱的最大电流称为摆脱电流，交流为10mA，直流为50mA;在较短的时间内危及生命的电流称为致命电流，如100mA的电流通过人体1s，可足以使人致命，因此致命电流为50mA。在有防止触电保护装置的情况下，人体允许通过的电流一般可按30mA考虑。
农网低电压问题分析 篇6
关键词：农村电网；低电压；三级联调
中图分类号：TM761.1 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）26-0120-02
1 农网低电压问题概况
1.1 农网低电压问题的现状
一般来说，农村电网是指110 kV以下覆盖县级以下用户的配电网，具有网点多、覆盖面广、线路长、负荷率低、季节差异显著等特点。由于我国电力系统长期以来比较重视骨干网架以及城市配电网建设，而对处于配电网末端的农网重视程度不足，导致农网运行过程中暴露出诸多问题。
部分农网设备老化严重，网架薄弱，建设标准低，且多以10 kV线路为主，且在用电高峰时段末端电压不稳定，供电能力严重不足。而随着农村用电量的不断攀升，农网低电压问题日益严重。
1.2 农网低电压的特点
我国农网低电压的问题由来已久，并且在近几年不断加剧，对农民的日常生产生活造成巨大影响。
首先，农网低电压的季节性特点比较突出，春夏两季是低电压问题最为严重的季节，根据某县级供电公司的统计，2014年春夏两季接到的农村低电压投诉数占到全年低电压投诉数的80%以上。
其次，农网低电压也具有时段性特点，午高峰与晚高峰是低电压问题出现的主要时段，其中尤以下午6点至晚上10点的低电压问题最为突出。
另外，农网低电压多出现在偏远山区、集镇、城乡结合部等，区域化特点显著。
1.3 农网低电压带来的问题
随着农网低电压问题的不断加剧，低电压所带来的问题也不断增加。农村电网低电压造成供电质量下降，导致在用电高峰期用户家中电器无法正常使用，农民的用电投诉越来越多，严重影响农村经济发展和农民增收。而且由于农网具有较长的供电半径及运行周期，低电压及配电超载问题也增大了线路的安全隐患，线路老化严重，反过来也将进一步影响配电质量，农网运行的稳定性得不到保障。
另外，低电压问题也成为农村用户拒缴电费的理由，严重影响农网的正常运行与维护。
2 农网低电压问题的原因
2.1 农村用电量逐年增长
农网低电压问题的原因是多方面的，直接原因是农村用电量的快速攀升。改革开放以来，我国的社会经济取得了举世瞩目的发展，人民的物质生活水平快速提高，农民的经济条件得到极大改善，家用电器的数量也不断增加，电力需求量也快速增长。
另外，近年来我国对于“三农”、城镇化建设、农村产业的支持力度不断加大，种植业、养殖业、旅游业等都取得了长足发展，相应的用电量也迅速提升，原有配电网早已满足不了农村发展的要求。
2.2 农村电力线路设备较为落后
为了满足社会经济飞速发展的用电需求，国家对电力建设的投入力度也在不断加大，但是建设重心偏向骨干网路及城市电网。当前我国农网线路多为十几年前建设或改造的老旧线路，在多次电网改造中由于标准太低、线路设备更换不彻底，仍然存在大量的老化线路，且配电网的调度不合理也导致了农网在淡季处于近似空载状态，线路损耗严重。
另外，农网的变压器配置不合理，高压网路难以深入电压负荷中心，供电线路较长，导致末端电压不稳定。
2.3 农村电力运行管理存在问题
除了用电量增大、线路设备落后等问题，农网运行管理的不科学也是导致低电压的重要因素。
一是农网运行管理制度落实不到位，三相负荷不平衡，电力设备运行不稳定的问题长期存在；
二是缺乏严格的管理监测机制，运维人员的职责分配不明确，导致工作效率低下，配电网管理存在诸多问题；
三是农网对低电压检测、数据收集与分析工作的重视程度不足，严重缺乏技术型人才和自动化装备；
四是农网用户报装管理的规范化不足，单相负荷无序使用的问题较为严重。
3 农网低电压问题的综合治理
3.1 制定科学的农村电网发展规划
农网低电压问题是关系到农民日常生产生活的重要问题，需要从多个方面入手解决，首先应制定科学的农村电网发展规划。这就要求国家从政策上推动农村电网改造升级计划的实施，不断加大农网建设投入。配电网末端的农网必须并入电网建设的总体规划中，骨干网架及城市电网建设均需考虑农村电网的发展需要。农村电网的发展规划也应建立在对科学的长期负荷预测的基础上，并与城市电网建设统筹规划，对农网架构、线路及设备进行全面优化。
3.2 加大农村电网建设的投入力度
科学的农村电网发展规划需要足够的资金支持，这就要求国家进一步加大农村电网建设的投入力度，并在资金投入的同时扩大技术支持，为农网系统提供更多的专业技术人员，并重视农网配电自动化技术的研究，将解决低电压问题作为农网建设的主要目标之一。
农村电网建设应抓住新一轮电网改造的机遇，在科学的长远规划下，充分利用现有的技术与设备，加快农村电网智能化建设步伐，不断提高农村电网的配电质量。
3.3 建立完善的农网低电压预防机制
配电网的稳定运行不仅需要资金与技术支持，还需要建立科学的农网运行管理制度，加快完善农网低电压预防机制。供电公司应根据用电量统计数据进行科学调度，加强对农网线路与设备的检修与维护，提高配电设备的稳定性与可靠性，根据区域性用电差异对变压器进行改造。
另外，必须重视农网低电压预防机制的建立，从制度上杜绝低电压问题的出现；基层供电企业应根据本地区负荷预测数据，在用电高峰期采取一定的预防措施，避免低电压问题的出现。
4 解决农网低电压问题的技术策略
4.1 电压无功三级联调方案
要治理农村电网低电压问题，除了以上提出的重视电网规划、加大建设投入、完善运行管理等措施外，还必须重视技术措施的研究，从而为农村电网的长远发展提供技术支撑。
笔者在对我国农村低电压问题进行分析与探讨的基础上，引入电压无功控制的相关理论，建议对农网进行无功优化补偿，从而达到提高末端电压的目的。三级联调是电压无功优化补偿的一种较为复杂的控制方案，即在综合考虑农网各部分电压等级、各类调压与无功设备协调控制的基础上对低电压问题进行解决。
4.2 电压无功三级联调的控制策略
电压无功三级联调与VQC、AVC系统存在差异，在协调控制的实施中更为复杂，需要遵循以下原则：
一是在电压越限情况下启动电压修正程序，并以恢复电压稳定为目标；
二是电压无功不越限情况下启动电压无功优化程序，降低有功损耗；
三是电压无功调整时保证配电网的稳定运行。电压无功三级联调是一个复杂的控制过程，有载调压、10 kV调压器、10 kV无功设备、站内无功补偿、配电低压无功补偿、低压用户电压检测都属于三级联调的控制范畴。
4.3 电压无功三级联调的技术实现
考虑到控制系统涵盖一级安全区、二级安全区、三级安全区以及配电外网，电压无功三级联调控制系统的信号传输应采取串口通信、无线通信与专线相结合的方式。变电站电压无功控制则选择压控型无功补偿装置，保证系统电压的稳定。10 kV线路的调压控制则可以在线路中段安装5 000 kVA自动调压器，通过自动有载电压来保证配电网末端用户电压的稳定。
而针对农网线路老化的问题，则可以在配变处安装智能调压控制器，从而与自动调压器构成统一的低压控制系统，并借助RS485接口对调压控制器进行并联控制。
4.4 电压无功三级联调的效果分析
通过电压无功三级联调控制，能够在充分利用现有的设备的基础上，有效控制配电网末端用户的低电压问题。而且三级联调控制能够实现站内电压无功调节、线路电压无功调节、配变电压无功调节等设备的协调与控制，从而达到提高配电质量的目的。
在对电压无功三级联调控制系统试点地区的效果分析中，笔者发现变电站母线电压以及配电网末端用户电压的合格率分别提升了0.8与2.0个百分点，电网低电压的问题得到有效解决。
5 结 语
农村电网低电压问题出现的原因是多方面的，农村用电量的增长、电力线路的老化、运行管理问题都导致了农网低电压的出现。对农村电网低电压问题的综合治理应从电网发展规划、电网建设力度、农网低电压预防机制等三个方面入手，并不断采取技术措施。本文提出了通过三级联调方案来解决农网低电压问题，经过分析与验证发现电压控制效果良好，对于农网供电电压质量的提升有着重要意义。
参考文献：
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电压模式 篇7
“低电压”治理需要根据变电站母线电压、中低压线路供电半径及负载水平、配电变压器(简称配变)台区出口电压、配变容量及负载水平、配变低压三相负荷不平衡度等因素综合分析问题产生原因,按照变电站、线路、配变台区逐一制定整改措施。①对于电压无功控制系统及装置(AVC、VQC)控制策略设置不完善、配变分接头运行挡位不合理、配变低压三相负荷不平衡、低压无功补偿装置运行异常等情况,优先采取运维管控措施治理。②对于变电站中压母线“低电压”及无功电压调节能力不足等问题,应加强输变电设备技术改造,提高变电站中压母线电压质量。③对于中压配电线路末端“低电压”问题,应考虑采取增加变电站布点、缩短配电线路供电半径、35kV配电化、实施配电设备技术改造等措施治理。④除变电站母线和中压配电线路原因以外的配变台区“低电压”问题,应根据实际情况采取新增配变布点,改造低压线路及无功补偿装置,更换有载调压(调容)配变等技术手段治理[1,2,3]。
综上,低电压治理措施与方案有多种,但是哪些措施适合应用节能的模式进行配电网改造?如何将这些低电压治理措施进行优选,使其低电压治理效果和节电量工程都能科学合理?本文通过采取配电网低电压治理方案比选,提出比选模型和方法,得到适用于合同能源管理的、满足多指标管理要求和多种约束条件的配电网低电压治理改造项目包,使低电压治理效果及经济性达到最优组合。
1 适用于合同能源管理的低电压治理方案
合同能源管理(EPC)是以减少的能源费用来支付节能项目成本的一种市场化运作的节能机制。低电压治理要适用合同能源管理方式运作,必须在治理低电压的同时具有一定的节能量和节能收益。因此,改造范围限于能产生节电收益的改造方案。适用于合同能源管理的低电压治理措施见表1,采用合同能源管理方式运作时,配电网节能改造可选取以下治理措施进行组合,形成各种不同的组合方案和改造项目包。
2 低电压治理项目优选模型
2.1 方案比选模型
配电网低电压治理方案比选主要用于多方案排序,即计算每个方案的投资效益比,得到资金受控条件下的最优方案组合。本文低电压治理项目优选方案在合同能源管理的基础上,采用收益成本比(B/C)评估法,既考虑了项目投资的成本,也考虑到项目的收益,适用于多属性规划方案的比选。
收益成本比法(B/C法)是基于收益增量与成本增量比值的评估方法,为多属性规划,这个比值有时也称为B/C增量比或B/C边际比,其中收益增量是当前方案与相邻方案(比当前方案收益稍差的方案)间的收益差值,成本增量是当前方案与相邻方案间的投资成本差值。收益增量/成本增量的值可以用来衡量方案决策的有效性,为选择一个合理的方案而不是一个更便宜的方案提供依据。B/C法在进行项目评估和排序时,能够尽可能地将预算资金分配给备选方案。
2.2 方案比选原理
具体方案比选原理如下:
1)增供电量效益。
增供电量效益是电网供电能力提高而增供的电量所产生的效益,由某一电压等级电网的增供电量乘以该电压等级单位电量利润得到。
2)降损效益。
降损效益是指电网线损率降低节约电力电量所带来的效益。供电企业统计计算的线损率包括了管理线损率,因为管理线损率与电网投资没有直接关系,所以为了体现电网投资所带来的经济效益,采用相关原始指标估算法进行网损电量的理论计算。
适用于合同能源管理的降损效益亦称节电量效益,配电网改造中具有显著节电量效益的设备包括线路、变压器、无功补偿设备。
3)可靠性效益。
供电可靠性是指供电系统持续供电的能力。可靠性效益是指年度地区电网投资后供电可靠性较上年度的提高,为供电企业多供的电量以及减少预安排停电和故障停电给用户避免的停电损失。应用基于指标数据的可靠性评估模型对中低压电网具体线路和配变的可靠性损失电量进行计算。
4)初始投资。
初始投资指年度建成投产项目的投资。若项目已部分投资,但未建成投产,则不应计入年度电网投资;若项目是上一年度开始建设,在本年度建成投产,此投资应折算为现值后计入年度电网投资。
5)运维费用。
运维费用是指年度电网运行中发生的自营材料费、外包材料费、外包检修费和其他运行费用等,此费用每年均会发生。
2.3效益计算
2.3.1增供电量效益计算
增供电量是由于供电能力增加导致的售电量增加值,因此,增供电量收益是方案比选中权重较高的效益。增供电量效益适用于线路扩径,配变增容改造等明显具有提高供电能力的电网改造方案。增供电量收益能在多大程度实现取决于两个因素:首先有没有足够的负荷增长,如果没有负荷增长,再大的供电能力也不能实现收益的增加;其次,有没有合适的供电能力的支撑,大量负荷增长会使得电网处于不安全稳定、不可靠状态,超出设备本身供电能力的电量也不能计算成增供电量收益[4,5,6]。
供电能力和负荷应该协调发展,但在实际电网发展中存在三种状态:供电能力大于当前负荷、供电能力小于当前负荷、供电能力同步负荷发展,基于合同能源管理的增供负荷只考虑供电能力大于当前负荷发展情况。以下给出增供负荷的计算方法,图1是供电能力与负荷发展模型。
(1)增供负荷。
图1中:第0年表示投运前,第1年表示投运后,第i年表示投运后i年;蓝线表示供电能力,C0表示投运前电网供电能力,C1表示投运后电网供电能力;红线表示负荷预测值,P0表示投运前负荷,P1表示投运1年后负荷预测值,Pi表示投运后第i年负荷预测值。
1)首先计算第1年建设项目新增负荷。投资前电网的负荷大于供电能力(P0>C0),电网存在过载负荷:P0-C0。投资后电网新增供电能力C1,供电能力大于负荷(C1>P1)。说明新建项目解决了原有电网整体存在的过载负荷(P0-C0)问题,且使电网新增了部分负荷(P1-P0),所以投资后第1年建设项目的新增负荷为原电网过载负荷与新增负荷之和,当i=1时,计算公式如下:
2)当i<n时(其中n为负荷值达到供电能力的年份),即在预测负荷未达到供电能力的年份时,建设项目新增负荷与第1年情况一致,第i年建设项目新增负荷的计算公式为:
3)当i≥n时,即第i年较第0年增长负荷的情况下,与上文电网投资滞后情况相同,增长值为C1-P0,第0年过载负荷依然为P0-C0,那么第i年建设项目新增负荷为:
将以上情况综合,得到建设项目新增负荷的计算公式:
式中:Pi为第i年电网负荷预测值,C1为投资后电网供电能力,C0为投资前电网供电能力,n为负荷值达到供电能力的年份。
(2)增供电量。
预测各评价年最大负荷利用小时数,取平均值,计算增供电量:
式中:ΔE为第i年的增供电量,ΔPi为第i年的增供负荷;为第i年最大负荷利用小时数平均值。
(3)增供电量效益。
首先计算出建设项目逐年新增负荷,乘以最大负荷利用小时数,再乘以该电压等级电网单位电量收益,得到建设项目投资后第i年增供电量效益:
式中:BQi为投资后第i年增供电量效益;ΔPi为第i年增供负荷;Tmax为该电压等级电网最大负荷利用小时数;B为该电压等级电网单位电量收益。
2.3.2降损效益计算
配电网建设改造项目均能降低网损,新建变压器、线路可以均衡负荷,缩短供电半径,从而降低网损;改造高损耗变压器、小截面导线,可以降低变压器空载损耗,减小线路阻抗,可降低线路损耗;增加无功设备,可优化无功潮流从而降低网损。
基于合同能源管理的降损效益也称节电量效益,低电压治理项目中改造高耗能变压器节电量计算采用国家电网公司企业标准Q/GDW11035-2013《变压器更换节约电力电量测量与验证规范》[7],加装线路无功补偿设备和台区无功补偿设备节电量计算采用国家电网公司企业标准Q/GDW 11036-2013《并联无功补偿装置节约电力电量测量与验证规范》[8],10kV线路和400V线路改造节电量计算采用国家电网公司企业标准Q/GDW 11039-2013《电力线路增容改造节约电力电量测量与验证规范》[9]。
2.3.3可靠性效益计算
中压的可靠性效益包括减少预安排停电和故障停电给用户避免的停电损失。首先计算投资前后故障损失电量,其次计算投资前后损失电量比,最后计算10kV电网可靠性收益。即:
可靠性收益=∑(投资前可靠性损失电量比例-投资后可靠性损失电量比例)×投资后供电量×单位电量停电损失
数学公式表示为:
式中:Br(P)为10kV电网可靠性收益;Qsq%为投产前损失电量比;Qsi为投产后损失电量比;Qi为投资后供电量;ks为单位电量停电损失。
3 低电压治理方案优选
低电压治理方案优选首先确定方案的项目建设内容和投资等,分析与项目密切相关的电网结构、参数和负荷等参数,对相关电网进行负荷预测得到现状、近期、中期和远景的负荷预测结果以便计算全寿命周期内的增供电量效益、降损效益和可靠性效益。接着,计算全寿命周期内方案涉及项目的初始投资和每年的运维费用。最后,计算投资效益比作为方案比选或排序的依据。
以对某地区进行低电压治理为例,有以下4种改造方案可供选择:
1)方案A:增加10kV线路无功补偿10台,配变低压侧无功补偿设备360套,含配电变压器综合配电柜(无功JP柜)50座,改造10kV线路6回23km;改造配变55台,0.4kV主干线7km。
2)方案B:增加10kV线路无功补偿20台,配变低压侧无功补偿设备430套,含无功JP柜60座,改造10kV线路6回20km;改造配变45台,0.4kV主干线7km。
3)方案C:增加10kV线路无功补偿20台,配变低压侧无功补偿设备570套,含无功JP柜50座,改造10kV线路6回14km;改造配变35台,0.4kV主干线7km。
4)方案D:增加10kV线路无功补偿25台,配变低压侧无功补偿设备650套,含无功JP柜60座,改造10kV线路6回5km;改造配变25台,0.4kV主干线14km。
方案A、B、C、D在相同投资额情况下,从不同侧重点进行“低电压”治理,满足“低电压”治理目标。本文按照上述方案比选模型和效益计算方法,约束条件为投资资金2000万元,浮动比例小于2%,投资回收期最长为7年,建设期1年。四种不同组合方案的投资效益比选结果如表2所示。
由表2可以看出仅考虑分享期为7年情况下,方案A投资效益比小于1,属于不可执行项目;方案B、C、D投资效益比大于1,并且方案D投资效益比最优。仅考虑投资回收期情况,方案A大于7年,超过投资回收期约束条件,属于不可执行项目;方案D投资回收期最小,5.52年便可收回投资。
固定投资规模的节电效益见图2。
采用方案比选方法得出了适用于合同能源管理的低电压治理项目包,即改造方案D。以上只是按照上述低电压治理优选策略给出的一个算例。实际项目执行过程中将根据实际情况,可按照不同的组合方案进行低电压治理项目优选。
4 结语
本文通过建立配电网低电压治理项目优选模型和方法,得出适用于合同能源管理的、满足多目标要求和多种约束条件的配电网低电压治理改造项目包,使低电压治理效果及经济性达到最优组合。实际项目执行过程中可根据实际情况,按照优选模型和方法进行低电压治理项目优选以得到改造项目包。
摘要：低电压治理措施中涉及的配电网节能改造项目有多种,研究如何对这些低电压治理措施进行优选,使其低电压治理效果和节电量工程都科学合理有重要意义。文中通过建立配电网低电压治理方案比选模型,采用收益成本比(B/C)评估法,得到适用于合同能源管理的、满足多指标管理要求和多种约束条件的配电网低电压治理改造项目包,使低电压治理效果及经济性达到最优组合。
关键词：配电网,低电压治理,合同能源管理,节能改造,治理改造项目包
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电压模式 篇8
随着政府部门节能减排政策的推广,分布式发电技术及微网技术研究受到越来越多的电力系统研究人员的关注,现代电力系统中分布式能源的渗透率也越来越高。然而分布式能源可控性差,很难做到常规发电单元可调可控的性能指标。因此,分布式能源渗透率增加对分布式发电控制技术提出挑战[1]。
目前应用较广的并网逆变器控制策略是电流控制型逆变器[2,3,4,5,6,7](current-controlled inverter,CCI), 此类策略采用逆变器输出电流作为逆变器控制对象,逆变器并网电流正弦度高,对系统电能质量影响小。但逆变器输出特性被控制为电流源,只能运行在并网模式下,当电网发生故障时会造成分布式能源利用率下降。因此,此类逆变器控制策略在实现逆变器电压与频率控制和模式切换等方面存在困难,难以满足分布式能源在弱电网环境下的并网控制。针对以上问题,基于输出电压控制的电压控制型逆变器(voltage-controlled inverter,VCI)控制策略被提出。
当前VCI的研究热点主要集中于虚拟同步发电机技术[8,9],其控制技术基于同步发电机的工作原理,使虚拟同步发电机具有类似发电机的输出特性。 但虚拟同步发电机技术限于逆变器直流输入电压稳定且功率可控的场合,限制了其在发电功率可控性差的分布式发电系统中的应用。从常规逆变器控制策略角度考虑[10,11],在并网运行时,VCI能够向电 网传递分布式功率;当电网故障时,VCI能够为本地负荷提供稳定的电压与频率。与CCI相比,VCI在逆变器输 出电压频 率控制[12]与逆变器 模式切换[13,14]问题上具有一定的优势。文献[15-16]中提出VCI输出功率解耦需要在逆变器与电网间增置较大的解耦电感来实现,这样网侧电感体积增大,成本增加。
文献[17]中提出了一种带轴压调节电压控制型逆变器 (voltage-controlled inverter with axes, VIA)控制策略。但文中未就逆变器并网运行模式提出有效可行的实现方法。本文在VIA控制策略基础上,分析了逆变器功率解耦控制方法,提出了两种并网逆变器运行模式。在储能系统配合的条件下能够保证输入功率稳定,此时逆变器可工作于同步发电机模式;对于间歇性较大的分布式能源即可通过最大功率运行模式,实现分布式能源的最大化利用。两种运行模式针对不同的应用场合提出,均能够提升分布式系统的控制能力。
1VIA控制策略简介
VIA主电路结构图如图1(a)所示。图中:ED为直流输入电源;Lp,Lsp,CF和RF构成带阻尼电阻的LCL滤波器;SW为并网开关;PCC表示公共耦合点。
控制策略采用文献[17]中所提出的电压控制型控制策略,该策略由两部分组成,控制框图见附录A图A1。第1部分为滤波电容电压控制部分。该部分包含3个环路:逆变桥侧电感电流ip反馈环、并网电流isp前馈环以 及滤波电 容电压vfil补偿环。 图A1中:β为前馈系数;γ 为电容电流补偿环系数; j为脉宽调制(PWM)参考电流。逆变桥部分可认为是增益为GPWM的电流比例放大器;vE为电容电压参考值,其给定由第2部分的轴压调节器生成;α 和Ti为比例—积分(PI)控制器参数。合理选取控制参数,可以获取精确的逆变器等效模型。
第2部分为轴压调节控制部分。信号流方向主要是从右至左的方向。滤波电容电压vfil的频率分量vq与调频轴结合送入锁相环,生成电压参考值vE的频率分量参考信号,实现对电容电压频率的调节和控制;电压参考值vE的幅值分量则由调压轴实现。图A1中,ωb和Eb分别为滤波电容电压频率和幅值的基准值;θi为逆变器等效电动势电压的相位角;VA*和Vf*分别为调压轴和调频轴参考值; AAVR和fAVR分别为轴压调节器的轴压约束关系,表达式为 :其中KmuA和Kmuf分别为调频轴与调压轴的轴压调节系数 。
根据以上讨论的控制策略可知,图1(a)所示的主电路结构具有如图1(b)所示的等效电压源模型。 vi(t)为逆变器等效交流电压源电压;Zi+jωLsp为逆变器内部等效阻抗;Lsp为原电路中逆变器LCL滤波器电感,未作等效处理,且其取值较小可忽略。逆变器内部等效阻抗为Zi。等效电压电动势vi及其电压频率ωi、等效阻抗Zi的表达式分别如式(1)至式(3)所示。
式中:Vfil为滤波电 容电压vfil的有效值;Kf为附录A图A1所示控制策略中惯性环节的惯性系数。
由式(1)和式(2)可知,等效电压源的电压幅值可由调压轴参考值VA*调整,输出频率可以通过调压轴参考值Vf*调整。引入轴压调节的概念,使得逆变器模型在等效简化的基础上增加了控制的灵活性。
从式 (3)可知,逆变器等 效阻抗Zi可简化为Zi=R+j X。考虑图3表示的逆变器并网结构。定义为:
式中:δi为功角;Vi和Vs分别为vi(t)和vs(t)的有效值;ωs为电力系统的电压频率。
选取逆变器输出电压相量为q轴参考方向,d轴滞后90°,则逆变器 输出电压vi、输出电流ii的dq轴分量vi d,vi q,ii d,ii q分别为:
根据瞬时功率理论可知,逆变器的输出功率可表示为:
式(7)表示,由于逆变器输出阻抗中电阻分量R的存在,逆变器输出的有功功率与无功功率间存在耦合。由式(3)可知,等效阻抗Zi与逆变器原LCL滤波器参数无关,仅与控制参数有关。因此,配置等效阻抗Zi为感性电抗,弱化电阻分量,即可实现对逆变器输出有功功率与无功功率间的解耦控制。Li为等效电感(ωLi≈Zi),取值公式为:
根据式(1)和式(2)可知,有功功率与无功功率可以分别由Vf*和VA*控制。因此,在不需要外置解耦电感的情况下,带轴压调节的电压控制型控制策略可以依据对内部虚拟阻抗的控制,较好地实现对逆变器输出功率的解耦,同时可以减小LCL滤波器体积,降低逆变器损耗。
2并网运行模式
2.1同步发电机运行模式
作为传统电力系统唯一的有功电源,同步发电机能够为电力系统提供稳定的电压与频率支撑。这一部分主要分析VIA实现同步发电机运行模式的机理。
由文献[17]分析可知:
式中:A,B,K,τ 均由控制环中的参数确定,见文献 [17]。
式(9)的形式与同步电机转子运动方程一致,说明VIA具备虚拟同步电机运行特性的基本能力。
同步发电机的节点特性可等效为PQ节点。在此逆变器功率控制是将逆变器输出功率参考值与实际值的差值经PI调节生成轴压参考值,分别通过调压轴与调频轴的控制实现对逆变器输出功率的控制。
发电功率与负荷功率不平衡时系统频率随之变化。频率下垂控制的实现借助逆变器的有功功率环,将系统频率偏差 Δω 与增益系数的乘积添加到逆变器功率控制环实现。图2(a)中,PI_P与PI_Q分别为功率下垂控制模式下有功功率与无功功率控制环的PI控制器;Dp为频率下垂控制环系数,其表达式为:
结合逆变 器控制策 略和频率 下垂算法 (见图2(a)),即可实现类似于同步发电机系统的一次调频特性。
类似地,将PCC电压(与Vfil基本相同)偏差值 ΔV与增益系数的乘积添加到逆变器无功功率环, 即可实现电压下垂控制。图2(b)中,PI_E与PI_0分别为最大功率控制模式下有功功率与无功功率控制环的PI控制器;ED为母线电压;ED*为母线电压参考值;Q为逆变器无功功率输出,其参考值为零, 可以省略;Dq为电压下垂控制环系数,其表达式为:
虚拟同步发电机运行模式的实现,需要借助直流变换器稳定直流母线电压,且要求输入功率可调度。因此,虚拟同步发电机模式非常适合于逆变器接入交直流混合微网中。在微网孤岛运行时,直流侧包含多种能量互补的分布式能源,再安装小容量的储能即可达到功率平衡,为交流侧稳定地提供功率。
2.2最大功率运行模式
逆变器虚拟同步发电机模式适合于多种分布式能源混合接入电网的场合。但目前多数情况是局部分布式能源种类单一,且实时功率间歇性与波动性明显。其表现特征之一就是母线电容电压ED难以保持稳定,需配备大量储能才能做到功率稳定[18,19,20]。 这就需要调整控制方式利用分布式能源。以分布式光伏为 例,直流变换 器需通过 最大功率 点跟踪 (MPPT)算法锁定光伏板最大功率点电压,进而获取光伏最大功率。
从第1节的分析中可知,VIA有功功率与无功功率的控制可以通过调频轴与调压轴的作用实现。 在本节,直流变换器能够锁定光伏板最大功率,但不能保证母线电压ED的稳定。根据式(7)可知,逆变器有功功率主要决定于逆变器等效电源电压与电网电压间的功角。VIA可以省略有功功率控制环,直接在调频轴上增加母线电压环即可做到逆变器的最大功率控制。由式(7)可知,通过配置感性的内部阻抗可以实现逆变器功率解耦,但是在逆变器功角变化时其无功功率仍会有小范围的变化。在调幅轴上添加无功功率控制环,就可以有效提高逆变器功率因数,其控制框图如图2(b)所示。
因为入网功率波动较大,并网逆变器常常不会工作于其额定功率点。传统逆变器的MPPT不能够始终保持入网功率以高功率因数运行。相比之下,VIA能够实现更宽运行范围的高功率因数功率入网。
最大功率控制模式从控制原理上讲是通过对母线电压的下垂特性调节逆变器的功率流动。若直流侧带直流负荷,直流负荷增大会引起母线电压降低, 逆变器的潮流 方向即发 生逆转。从这方面 看来, VIA控制策略能够 实现双向AC-DC变换器的 功能,可应用于交直流混合微网的并网模式中实现功率双向控制。
3仿真分析与实验验证
VIA能够建立幅值与频率均可调可控的电压, 这部分内 容已在文 献 [18]中验证。 本文利用PSCAD 4.20软件搭建了一套电压为200V、频率为50Hz、功率为1kVA的仿真模型。相应的并网实验平台如附录A图A2所示。并网逆变器通过隔离变压器接入200V/50 Hz的交流电网。隔离变压器变比为200V/200V,漏感为0.8 mH(0.63%)。 直流电源采用CHROMA直流仿真电源。主电路参数及控制参数见附录A表A1。由式(1)可得:
在空载情况下,由式(2)求得θi(t)为:
等效输出 电感可根 据式 (4)计算可得,Li= 6.36mH。
3.1同步发电机模式并网运行
仿真从0s开始。在开始阶段,并网系统通过锁相环进行同步并网。仿真结果记录从0.8s开始, 此时系统已并网成功并稳定运行。运行至1.9s,此为第1阶段,在此阶段PCC电压的幅 值与频率 不变。有功功率与无功功率的初始设定值为零。在0.9~1.0s期间,逆变器输 出有功功 率从零增 加至800 W,之后有功输出保持稳定。在1.25~1.3s期间,逆变器输出无功功率从零线性增加至400var, 保持稳定至1.5s,逆变器输出无功功率在0.05s内线性降低至零并维持稳定。从1.9s开始为第2阶段。在1.9~1.95s期间,PCC电压的频率由50Hz线性降低至49.8 Hz,并维持频率不变至2.1s。之后PCC电压频率在0.05s内由49.8 Hz线性恢复至50Hz。自此PCC电压频率不再变化。在2.4~ 2.45s期间,PCC电压幅值 由200 V线性增加 至205V,维持幅值稳定至2.6s。在2.6~2.7s期间, PCC电压幅值从205V线性降低至195V,并维持幅值稳定 至3s。 从3s开始,PCC电压幅值 在0.05s内由195V线性恢复至200V,之后PCC电压不再变化至第2阶段结束。
仿真结果如图3所示。从整体来看,逆变器输出电压的频率跟随PCC电压的频率。第1阶段中, 在0.9~1.0s,1.25~1.3s,1.5~1.55s期间,逆变器输出功率能够快速跟随指令变化,且电压幅值与频率无冲击,耦合关系不明显。第2阶段中,PCC电压发生变化,逆变器输出功率根据外部电压的情况进行相应调整。基本原则是:在系统频率降低时,逆变器输出有功功率增加;在幅值增加或降低时,无功功率流动方向为吸收或发出。但功率下垂受逆变器容量限制,逆变器只能够依据自身最大容量进行功率输出。在本次仿真中,有功下垂的最大输出功率为200 W,无功下垂的最大输出功率为 ±500var。 本次仿真并没有达到最大功率限额,根据逆变器容量限制,无功输出还可以增加至±600var。
在实验中,首先验证逆变器功率输出特性,分别设定逆变器输出有功功率与无功功率指令为:P*= 0.5kW,Q*=0kvar;P*=0kW,Q*=0.5kvar; P*=0kW,Q*=-0.5kvar,并记录逆变器并网输出波形。图4所示在逆变器功率指令设为吸收无功功率时,逆变器输 出电压相 位超前输 出电流相 位π/2,两波形相位相差半个周期。同理,在逆变器功率指令设为输出无功功率时,逆变器输出电压相位滞后输出电流相位π/2,波形图见附录A图A3。在逆变器输出功率仅为输出有功功率时,逆变器输出电压与输出电流相位相同,波形图见附录A图A4。 由实验结果可以看出,VIA能够较为准确地控制逆变器的功率输出,具有良好的功率解耦特性。
在此基础上,测试逆变器对PCC电压变化的响应。图5(a)描绘的是有功功率在跟随PCC频率变动时的输 出情况。 其中PCC电压幅值 固定在200V。PCC电压为200V、频率为50 Hz;逆变器输出功率 为105 W,-205 var是起始测 量点。 图5(b)描绘的是无功功率在跟随PCC幅值变动时的输出情 况。其中PCC电压频率 固定在50 Hz。 图中实线通过设计参数计算得到。
对比仿真结果与实验结果可知,逆变器能够根据外部PCC电压的运行情况控制输出进而调整外部电压的幅值与频率。这样的运行特性能够使得逆变器如同发电机一样在一定程度上维持系统的稳 定。
3.2最大功率并网模式
光伏板标准参数见附录A表A1。仿真结果记录从0.28s开始,此时系统已并网成功并稳定运行。 经过短暂的系统调整后,大约在0.35s开始进行最大功率追踪,逆变器输出功率逐渐增加。在0.65s时,实现最大功率输出,经过短期功率振荡系统达到稳定。在1.3~1.8s期间,光照强度 从标准值1 000 W/m2线性降低至900 W/m2,之后保持光照强度不 变。 在2.5~3.0 s期间,光照强度 从900 W/m2线性恢复至1 000 W/m2,之后保持光照强度不变至仿真结束。仿真结果见图6。
VIA能够保证母线电压稳定并高效传递光伏发电功率,最大入网功率达823 W。在追踪过程中, 逆变器吸收部分无功功率,此时无功功率波动较大, 最大达到-36var(功率因数为0.999 0)。在有功功率输出稳定后,逆变器无功功率输出很小,大约为10var(功率因数为0.999 9)。在光照强度发生变化时,逆变器输出无功功率较大,但均低于光伏功率追踪过程中的无功功率输出。在光照强度降低时,光伏并网功率相应最大降低至739.1 W,但光伏板最大功率工作电压变化很小。
实验中,设定直流 仿真电源 的输出特 性为VOC=250 V,ISC=4 A,其实验结 果见附录A图A5。并网前,逆变器传递功率为零。并网后,逆变器输出功率慢慢增加,母线电压出现小范围波动。 待母线电压稳定后,逆变器输出功率达到直流电源的最大功率点。保持直流仿真电源最大输出电压VOC为250V不变,分别设定输出最大电流ISC为1, 2,4A,重复进行多次实验。实验结果如图7所示, 与CCI相比,VCI能够在宽域内获得更高的功率因数。实验结果表明VIA在功率因数控制能力方面具有一定的提高。
4结语
基于VIA控制策略,本文提出了两种并网运行模式,两种并网模式分别适用于两种不同的应用场合。
1)同步发电机模式适用于直流侧功率稳定且能调度的情景,其外特性可等效为同步发电机。这种模式提高了逆变器的网源互动能力。
2)最大功率模式适用于直流侧功率不稳定的情景,该模式能够最大化地利用分布式能源,且提高了对并网逆变器功率因数的控制能力。
两种并网模式均体现了VIA具有较好的功率解耦能力,提高了常规VCI的功率控制能力。
电压模式 篇9
1 电路结构及分析
本文提出的电路结构如图1所示,由各端口电压-电流关系可得:
运算放大器Ai的开环电压增益Ai(s)可以近似用单极点网络函数表示,所以
(2)式中,Bi是运算放大器Ai的增益带宽积。
根据(1)式～(2)式得出各输出端口Vo1(s)、Vo2(s)、Vo3(s)的输出函数:
(3)式中,
从式(3)可知,选择不同的输入方式(如一端输入时,其它输入端接地)和输出端,可使电路具有各种不同的滤波特性,如表1所示。表1中的Vi123=Vi1=Vi2=Vi3,当实现带阻滤波时须满足B1=B2,实现全通滤波时满足B2=2B1。从式(4)可以看出,ω0的平方与系数k成正比,Q的平方与系数k成反比,k是OTA跨导的比值,因此,ω0和Q对温度变化不敏感。
由灵敏度定义,可求得品质因数Q和中心频率ω0的有源灵敏度分别为:
从式(5)可以得到,因此本文提出的滤波器有很低的灵敏度。
2 计算机PISPICE仿真
设滤波器的中心频率ωo=2π×106(rad/s),品质因数,运算放大器为LM 741,其增益带宽积B≈2π×106(rad/s)。由式(4)可知,取gm 1=0.125ms,gm 2=0.012 5ms,OTA采用CA 3080的宏模型[5],其电路参数为Ri=100Ψ,Ro=70MΨ,Ci=26pF,Co=3.6pF。
图2为各输出端电压V01、V02、V03与输入电压Vi3的幅频特性曲线,图3中参数取gm 1=0.8ms,gm 2=0.05ms,时输出电压V03与Vi1、Vi2、Vi3同时输入同一电压时的幅频特性曲线。仿真结果证明,提出的电路设计是正确的。
3 结论
本文提出的是一种仅用四个有源器件来实现的二阶的电压模式滤波器,电路结构简单。通过前面的分析可知,电路通过选择不同的输入和输出端能够实现低通、高通、带通、带阻和全通的功能,通过调节电路的跨导增益可实现传输函数的参数可调。通过对灵敏度的分析可知,本文提出的电路具有较低的灵敏度,通过激励得到的响应也具有很好的频率范围,本文的电路结构简单,占用芯片面积少,容易集成。
当然,有源器件的非理想性可能会影响电路的特性,对此,以后我们将会进一步研究。
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电压模式 篇10
1 系统结构
本系统是基于网络的电压监测管理系统,系统集数据的采集、通信和管理于一体,系统结构如图1所示,其中电压监测仪负责对电网电压进行24小时实时监测,并将监测数据保存在其大容量存储器内,并上传于指定的C/S服务器;C/S服务器负责将各电压监测仪的监测数据进行存储、分析统计、故障报警、报表生成等处理,并且根据需求将数据上传于WEB服务器;在某些情况下,WEB服务器可兼做C/S服务器使用。WEB服务器采用Windows Server 2003操作系统、.NET Framework 3.5和Oracle 9i数据库管理系统。用户可以通过IE依据权限直接进行电压监测信息浏览,包括系统设置、资料维护、通信指令调度、查看各种实时信息和历史统计数据、报表生成打印等。
程序设计语言为C#,系统中信息的流程为:
①电压监测仪采集实时电压信息量,作为原始数据存于本地,同时上传C/S服务器。
②C/S服务器处理数据,并根据需求将数据上传于Web服务器。
③Web服务器将电压监测信息以网络形式对外发布,通过网络可以实现上下级之间的上传和下达。
④上下级用户之间可以就实时电压、电网运行情况等进行网上交流和对话。
⑤电压监测数据分别保存到电压监测仪、C/S服务器和Web数据库。
2 电压监测仪(数据采集)
电压监测仪是系统的监测装置,用于监测电网的实时电压采集,并统计出每天的电压合格运行时间、超上限时间、超下限时间、停电时间、停电次数、最高电压及出现时间、最低电压及出现时间、24小时整点电压等,并且根据需求将相关数据进行上传C/S服务器。数据采集层采用.net技术框架、C#语言开发,与传统的其他框架相比,在速度上具有明显的优势。
3 电压信息管理
3.1 权限管理
3.1.1 系统权限管理的需求
在任何一个信息管理系统开发过程中,都要涉及到对人员操作的管理,因此用户权限管理方法的设计与实现非常重要。[3]在电力系统管理体制中分有省级、市级、县级和站所级,分别设定为1级、2级、3级和4级。各级单位人员只能查看本单位及本单位下属单位的电压监测信息。本系统的角色为三类:普通级、企业级和管理员;普通级用户只有一般的新闻浏览、文件下载和短消息等基本功能;企业级用户享有一些基本功能,还能浏览电压监测信息和打印报表和电压曲线;各级单位都设有管理员,对本单位人员进行管理;上级管理员可以设置其所属下级单位管理员。为保证系统的正常运行更适合实际,对系统用户、操作权限进行动态管理。
3.1.2 系统用户权限管理设计
(1)建立单位表(单位编号、单位名称、单位级别),所有单位编号取10位长度,前2位为省级、3-4位为市级、5-6位为县级、7-10位为站所,级别高的单位编号不足2位,其前加0,如:设02为江西省电力公司(省级),01为南昌市供电公司(市级),则南昌市供电公司单位编号为:0201000000。主要用于记录用户、监测点的所属单位和确定单位的上下级关系,这样方便管理。
(2)以单位编号、用户工号为主键,单位编号为外键建立用户表(单位编号、用户工号、用户姓名、用户密码、用户级别,有效位),用户密码要经过加密后存表,设置“有效位”更体现人性化,对于一些停职人员,只需将“有效位”设置为“无效”,而不用删除该用户,以保留其完整信息;用于记录用户详细信息和用户登录。
(3)以单位编号、监测点编号为主键,单位编号为外键建立监测点表(单位编号、监测点编号、监测点名称),主要记录用户对应的用户密码(用户密码要经过加密后存于用户表中)。
(4)以单位编号、用户工号和操作编号为主键,建立系统日志表(单位名称、用户名称、操作名称、客户机标识、操作时间)和系统日志备份表,记录每一个用户登录的时间,提供系统使用日志,方便系统管理员查询管理范围内各项操作中的系统故障和违规操作,并且定期将日志转储到系统备份日志表中。系统备份表将历年来所有的用户操作日志保存起来,方便以后查询。
3.1.3 系统初始化过程
(1)用户登录需选择单位(含单位编号)、输入用户工号和密码,三者相匹配且为有效用户才能登录成功。
(2)用户登录成功将记录其单位编号和用户级别;单位编号和单位级别规定用户查阅范围,本单位及其下属单位监测信息;用户级别规定用户的操作范围,比如:普通级用户是不能查阅报表和管理用户的。
3.2 主要功能模块与实现
3.2.1 OA功能
为增强整个电压监测信息管理系统的实用性,在系统中加入部分OA功能,其中包括:新闻栏目、最新通知、文件下载、站内短消息。其中文件下载主要用于一些公文、报表或者软件的下载;站内短消息大大方便了广大用户在线信息交流和讨论问题;另外,系统具有对用户是否在线的检测功能。
3.2.2 图形显示
曲线更为直观地反映了电压的变化。系统配有24小时整点电压曲线、月电压曲线、月电压合格率柱状图。通过单位、监测点和时间的选择,很容易得到上述各种图形,其中整点电压曲线可以实时动态更新。绘制图形采用.net自带的绘图方法,手动画图,经测试比众多现成图形控件响应更快而且控制更为灵活。
3.2.3 报表生成、网络打印
电压监测信息报表是整个系统最重要的内容,报表包含有电压数据原始值和各种统计数据,各类报表总数近30种,其中主要有:整点电压报表、月电压汇总表、季电压汇总表、年电压汇总表、电压明细表、停电报表、农网电压无功报表等等。报表网络打印是B/S架构的一个优势体现,用户可以在站所或者在省局只要有电脑和网络都可以方便地进行报表打印,而C/S架构下往往只有几台电脑能打印。报表网络打印和导出技术实现一直是个难题,本系统采用了微软公司最新推出的报表系统RDLC,支持网络打印,其打印效果良好;RDLC系统和MS Office办公系统软件都出自微软公司,它们之间的兼容性良好,报表导出到Excel的效果很好。
4 结束语
结合电压监测管理系统的结构特点,将C/S与B/S引入系统中,充分发挥了两种结构的优点,满足了现代电力系统的电压监测管理对数据信息安全性和实时性的要求。
摘要：介绍了一套基于客户机/服务器(C/S)和浏览器/W eb服务器(B/S)模式的电压监测管理系统,阐述整个系统的结构、权限管理和主要功能模块,其满足了当前对数据信息实时性、共享安全性的要求。
关键词：客户机/服务器,浏览器/Web服务器,电压监测,权限管理
参考文献
[1]曾明如.基于网络的电压质量监测管理系统[J].信息技术,2004,28(8):24-25.
[2]余斌,葛亮,房萍.变电站Web发布系统的实现[J].电网技术,2004,28(24):39-43.
输电线路电流电压保护分析 篇11
【关键词】输电线路；电流电压；保护
1.输电线路电流电压保护的基本概况
1.1输电线路电流电压保护发展历史简介
最早用于输电线路电流电压保护的设备是熔断器，这种继电保护装置在19世纪70年代开始广泛的在输电线路电流电压的保护。随着物理学中对电磁的研究进一步深入，上个世纪初期出现了基于电磁原理的电磁型电流电压保护装置。电力系统对电流电压保护提出新的要求，出现了高灵敏度和高性能的电子型静态电流电压保护装置，但是这种装置很容易受到外部环境的影响。1965年开始，随着计算机技术和信息技术的发展，出现了基于大规模集成电路和微处理技术的输电线路电流电压保护技术，这一技术的优势明显，并在输电线路电流电压保护工作中取得了较好的成绩。
1.2输电线路电流电压保护作用和意义
电流和电压是输电线路的核心要素，也是整个电力系统的核心。输电线路电流电压保护能够保证电力的持续供应。输电线路电流电压继电保护装置够维持电流电压在输电线路中的正常流转，能够在输电线路出现异常时保证线路中的电流电压在最短时间内恢复正常，并且能够较为及时的发现线路中电流电压的异常，并检测出出现异常的元件。对输电线电流电压的保护对保证电力系统的正常安全运行，稳定电流和电压以及预防故障和事故具有重要意义。
2.输电线路电流电压保护存在的问题分析
电力系统具有生产与使用同步的特性，这种特性决定了电力系统中的每一个组成部分都很重要。特别是对电网来说，输电线路电流电压保护出现问题造成严重的事故，由于输电线路的设计安装和外部环境的制约，输电线路电流电压保护出现的问题主要有以下几点。
2.1输电线路配电变压器保护存在问题
配电变压器是输电线路的源头，配电变压器的继电保护装置主要有断路器和负荷开关。这两种装置设备各有优缺点，如在费用上来说，负荷开关相对来说较为便宜，而断路器的价格则较高；在两者的性能上来说，负荷开关在发生短路现象时不能断开电流，而断路器则具备这种功能并且技术性能较好。在使用范围方面，负荷开关主要用于容量相对较小的配电变压器，并且和熔断器相互配合就可以满足一般配电保护要求，而断路器则主要用于容量较大的配电变压器保护，并且要结合瓦斯类继电保护装置一起使用。在实际操作中，往往由于追求经济利益和知识水平有限等原因没有注意两者之间的区别，错误的选择使用而影响到输电线路中电流与电压的保护。
2.2低压输电线路保护的配置及存在问题
我国低压输电线路继电保护主要是阶段式电流保护，即第Ⅰ段为电流速断保护，第Ⅱ段为限时电流速断保护，第Ⅲ段为过电流保护。它以第Ⅰ段和第Ⅱ段作为主保护，以第Ⅲ段作为辅助保护。当第Ⅰ、Ⅱ段灵敏系数不够时，可采用电流、电压联锁速段保护。第Ⅰ段保护动作时间短，速动性好，但其动作电流较大，不能保护线路全长，保护范围最小；第Ⅱ段保护有较短的动作时限，而且能保护线路全长，却不能作为相邻元件的后备保护；第Ⅲ段保护的动作电流较前两段小，保护范围大，既能保护本线路的全长又能作为相邻线路的后备保护，灵敏性最好，但其动作时限较长，速动性差。使用Ⅰ段、Ⅱ段、Ⅲ段组成的阶段式电流保护的主要优点是简单、可靠，并且在一般情况下能够满足快速切除故障的要求。输电线路在输电过程中起到传送的作用。一般地，输电设备的配电线路的电压等级大部分以10千伏为主，这种10千伏的输电线路本身的结构和性能存在一定的隐患。如多个变压器连接到同一条线路上，并且呈现杂乱的放射状，对电流电压产生影响；输电线路的长短不一致导致电流的传输距离不同，不利于电流保护；连接在线路上各个变电站或变压所的出线方式不同，不利于电压的保护。
2.3输电线路电流电压保护工作人员存在问题
对输电线路电流电压的保护虽然依靠继电保护装置和相关设备来实现，但是维持装置设备正常工作的工作人员才是输电线路电流电压保护的根本保障。由于装置保护设施设备工作人员和保护人员存在从业技能不高和素质能力不强等是造成的电流电压保护失误一个很重要的原因。虽然工作人员具有一定的知识和理论，但是在实际工作中，由于缺乏将理论与实际相结合的能力，加上工作经验尚浅，在遇到问题时没有冷静的思考和果断的处理，无法解决输电线路电流电压保护中的复杂故障问题。另外，如果没有学习新保护装置设备的操作，没有及时更新自身的知识能力，忽略对自动保护装置的维修和检查，随着时间的累积也会输电线路电流电压保护造成负面影响。
2.4输电线路电流电压保护工作程序存在问题
电网发生短路故障所呈现的基本稳态特征是在保护安装所检测到的电流会升高，电压要降低，阻抗、相位等都会发生变化。中性点非直接接地电网中，输电线路的相间短路时，短路电流过大，对设备造成很大的危害，保护必须动作于断路器跳闸。单相接地时，由于故障点的接地电流很小，三相之间的线电压仍保持对称，对负荷的供电没有影响，因此，在一般情况下允许再继续运行1-2小时，而不必立即跳闸，这也是采用中性点非直接接地运行的主要优点。但是，在单相接地以后，其他两相对地电压要升高1.732倍。为了防止故障进一部扩大成两点接地或相间短路，应及时发出信号，以便于运行人员采取措施予以消除。由此，在单相接地时，一般只要求继电保护能有选择性的发出信号，而不必跳闸。但当单相接地对人身安全和设备安全构成威胁时，则应动作于跳闸。输电线路电流电压的保护是一个系统复杂的工作，具有一定的规律性和原则性。如保护设备和元件不能按照要求进行安装和更新，就会对输电线路电流电压的保护工作产生影响。从而影响输电线路电流电压的保护，为整个电力系统设备的安全埋下巨大的隐患。
通过以上分析可以知道，输电线路电流电压保护是电力系统中各个部分共同作用的结果，不论是作为源头的配电变压器、作为运送设备的输电电线，还是工作人员，都对输电线路电流电压的保护产生影响。
3.输电线路电流电压保护完善措施和建议
通过对输电线路电流电压保护中存在的问题进行分析，结合相关工作经验，对完善输电线路电流电压保护提出几点措施和建议。
3.1输电线路电流电压保护要配置合理，具体配置原则遵循以下几点
根据输电线路电流电压保护的要求和电力系统的特点选择合适的相关设备，如根据电容量的大小选择是采用负荷开关还是断电器。具体地，继电保护配置时要考虑到选择性性的切除故障，仅将故障元件从电力系统中切除，使停电范围尽量缩小，以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行；速动性：故障后为防止并列运行的系统失步，减少用户在电压降低情况下工作的时间及故障元件损坏程度，应尽量地快速切除故障。灵敏性：继电保护的灵敏性是指保护装置对于其应保护的范围内发生故障的反应能力。（保护不该动作情况与应该动作情况所测电气量相差越大→灵敏度↑）。一般用灵敏系数Klm来衡量灵敏度。可靠性：继电保护的可靠性是指保护装置在电力系统正常运行时不误动；再规定的保护范围内发生故障时，应可靠动作；而在不属于该保护动作的其他任何情况下，应可靠的不动作。
3.2规范输电线路的连接
根据电力用途不同，输电线路输送的电流流量和电压等级不同，并且不同的输电线路连接的设备和装置也存在不同，输电线路的连接也根据相关要求和操作标准有所不同。在实际操作中，要规范输电线路的连接标准和要求，根据线路连接两端的装置设备特点选择合适的线路长度和线路连接方法，不能随意的更改操作标准或者因为追求经济利益而偷工减料，为以后的安全运行埋下隐患。
3.3提高输电线路电流电压保护工作人员的能力和素质
针对人为造成的输电线路电流电压保护问题，要加大对工作人员知识和技能的培训教育，通过系统的学习、讲座等方式帮助工作人员构建相关知识框架，同时开展经验交流活动，工作人员之间就存在的问题和处理的方式方法进行交流，以便更好的掌握技能。另外，很多工作人员出现操作失误大都是由于缺乏较强的操作能力，因此要定期举办情景模拟、操作技能考核等测试方式，以便工作人员熟练掌握。另外，要注重培养工作人员的心理素质，尤其是在出现紧急状况时的冷静思考和果断动手能力，在思想意识上对工作人员进行心理强化，使得工作人能够在输电线路电流电压保护过程出现紧急状况时能够采取有效措施。
3.4建立输电线路电流电压保护体制
体制是采取措施的依据和保障，因此要对输电线路电流电压的保护体制进行完善。首先要制定有关设备定期维护和检查条例，并且对设施设备的运行状况做好记录，并形成阶段性结论。其次，实行责任到人的管理体制，建立岗位责任要求和岗位工作标准，保证输电线路电流电压保护的每个岗位都有人进行维护工作。再次，要做好继电保护装置的保养工作，在保养过程中为了防止出现失误，最好每次保养都要有两人参与，这样既可以保证设施设备的安全，也能够避免人身触电事故。再次，重点设备要重点对待，这样才能提高效率，如要每周记录一次微机保护的电流电压值。最后定期检查和保养相关设备，如定期采取红外测温技术对输电线路进行温度测试，避免和及时发现由于线路接触不良造成的发热；定期检查监测保护装置的时间设定是否精确，这样能够为以后的故障分析提供支持。
4.结语
随着电力系统的大力发展，输电线路电流电压保护技术得到进一步发展，保护技术以计算机技术和信息科技为基础，输电线路电流电压保护装置出现智能化、一体化趋势，这一变化对输电线路电流电压保护技术以及相关工作人员提出新的挑战。在输电线路电流电压保护过程中，要注重各个方面，对选择合适的装置设备，采取相应的技术，并且要注重定期的维护和保养，从而及时发现隐患和故障，并采取有效措施进行处理。
【参考文献】
[1]史晓红，卓勇.论剩余电流保护技术在电网应用中存在的问题及解决方法[J].中小企业管理与科技，2012（28）.
电压模式 篇12
在近几年世界范围内接连几次发生大面积停电事故和自然灾害以后,大电网的脆弱性充分地暴露出来,大电网成本高,运行难度大,难以满足用户越来越高的安全性和可靠性要求[1]。
随着能源瓶颈现象日益凸显,微电网作为新型能源在中国发展,而对于多微电网的无功电压控制的研究具有极大的紧迫性[2]。 微电网的无功和有功电压出力的稳定,将直接影响多微电网的母线电压和频率,进而使系统稳定。 然而,随着微电网技术的不断推广应用,如何妥善管理微电网内部分布式电源和储能的运行,实现微电网经济、技术、环境效益的最大化成为重要的研究课题[3]。
由于微电网内能源结构、分布式电源类型和控制方式的多样性,微电网的能量管理和优化运行具有较高的复杂性[4,5]。 同时,考虑微电网本身的多目标属性,传统的以大型发电机为主的单目标调度优化方法难以适应复杂的微电网环境[6]。 集中控制和分散控制相结合的方式将取代原有的统一调度方式,成为微电网控制的最佳手段之一。 但目前在多微电网控制方面的研究还有待深入。
文献[7]提出了将多代理系统MAS(Multi Agent System) 应用于孤岛模式下电力系统的无功电压的控制中,但现有研究还未涉及不同运行状态下多个微电网之间的协调控制,这对于多微电网的正常运行和本地负荷的可靠供电至关重要。 文献[8]对微电网接入主动配电网后的网架结构、规划设计、控制方案、运行模式、综合效益等问题进行了阐述,分析了应用微电网技术为主动配电网带来的优势,但没有阐述微电网应用于主动配电网的具体措施。 文献[9]验证其所提暂态电压稳定协同控制策略能有效增强微电网的电压稳定性,但是文章所提方法是否具有广泛适用性仍有待考究。 文献[10]提出了多微电网分层孤岛设计模式,但没有对子微电网之间的具体协调控制策略进行描述。
现阶段元胞自动机CA(Cellular Automata)模型多应用于研究交通、农村土地格局优化、金融以及工业生产等,在电力系统方面的应用尚在起步阶段,而在微电网中的应用则更少,CA因其自身的灵活性应用于微电网中将具有一定的优势。 文献[11]运用多智能体和CA相结合来模拟城市用地扩张的方法,将影响和决定用地类型转变的主体作为Agent引进CA模型中,Agent在CA确定的城市发展概率的基础上,决定元胞下一时刻的城市发展概率。 文献[12]提出了一种将Fisher判别方法和CA理论结合后应用于微电网格局计算的方法,用来制定微电网元胞空间的总体演化规律。 文献[13]根据CA的基本理论及其在城市动态演化模拟中的应用,提出了新的电力负荷空间分布预测方法。 文献[14]提出一种基于Fisher判别和离散选择模型相结合自动获取地理CA转换规则的方法,但没有涉及元胞之间的具体作用。 文献[15]提出了一种基于MAS和CA的“自下而上”的微电网分布式协调控制模型以及微电网自趋优控制策略,但没有涉及CA和MAS模型在多微电网中的应用。 文献[16]提出了基于虚拟功率的下垂控制法,通过把实际有功功率和无功功率转换成虚拟功率,对传统下垂控制法进行修正。 但文献[17]指出了其缺陷并提出了基于虚拟频率-电压的下垂控制法,然而这种方法要求并联逆变器具有相同的转换角,实现难度大。
本文考虑了微电网孤岛模式下的无功电压控制,创新性地提出了孤岛模式下基于MAS和CA的多微电网无功电压控制策略,构建了基于MAS和CA的微电网分布式协调控制模型,并在此基础上进行了仿真,验证了该方法可以有效地调节微源的有功和无功出力情况以及系统的母线电压和频率,维持系统的稳定运行。
1 多微电网系统无功电压控制
1.1 微电网孤岛运行无功电压特点
孤岛运行时,由于缺少外部大电网的电压和频率的支撑,微电网的频率控制具有一定的挑战性。此时,微电网的负荷全部由分布式电源提供[1]。 这就需要微电网自身保持其内部电能的供求平衡,还需要保证电压和频率的相对稳定,但是微电网自身的调节能力不一定满足负荷的要求。 若负荷波动较大,则微电网很难实现对电压的调节,甚至会出现电压崩溃的情况;若微电网的调节能力能够满足负荷变化的要求,但负荷变化特别是无功负荷的变化也可能会引起电压较大的波动。 所以在孤岛运行模式下,要综合考虑负荷变化以及微电网自身的调节能力[2]。 当多微电网中的某子微电网处于孤岛模式,并难以实现本身电能的供需平衡时,其与其他的子微电网之间是否存在交互、如何维持母线电压以及输出频率的稳定,这在目前是十分有必要研究的。
为了解决这一问题,本文构建了基于MAS和CA的多微电网分布式分层协调控制模型,来跟踪孤岛模式下多微电网的无功电压输出、各子微电网的无功电压输出情况以及在某个子微电网出现故障时其他子微电网之间对于协调多微电网总体稳定的处理情况。
1.2 微电网无功电压的数学模型
对于任意一个多微电网的子网,子网内每个节点处的无功功率平衡方程为[7,18]:
其中,Bij为节点i和j之间的互导纳;Ui和Uj分别为节点i和j的电压;Fi为相邻微电网注入节点i的无功电压潮流,本文中不考虑多微电网子网之间的彼此影响,令Fi= 0。
使用向量形式表示所有负载和发电机向量在该地区的利益,得到:
则方程(1)可以写成:
其中,D为灵敏度矩阵,即潮流方程雅可比矩阵中与电压、无功功率相关的部分,DG G为微电源馈线之间的互导纳,DGL和DLG分别为微电源馈线和负荷馈线之间的互导纳,DLL为负荷馈线之间的互导纳。 因此线性化系统模型可用如下灵敏度方程表示为(假定
其中,ΔUL为负荷电压变化值;ΔUG为微电源电压变化值;ΔQL为负荷无功功率变化值;ΔQG为微电源无功功率变化值。
若令CU= -DLL-1DLG,CQ= -DLL-1,则式(7)可简化为:
其中,CUΔUG为对负荷节点电压的影响;CQΔQL为无功扰动引起的负荷节点电压变化值。 式(8)也是对负荷Agent计算电压偏差值的表达式。
2 基于MAS和CA的双层多微电网分布式协调控制模型
2.1 MAS说明与构建
多个结构和性能较为简单的Agent组成一个结构较为松散的MAS[19]。 在MAS中每个需要完成的任务对于一个Agent而言是透明的,每个Agent只拥有部分功能权限和信息资源,如果各个Agent之间无法进行通信联系来协调,将无法解决实际问题,这就是群体共同解决问题的流程,如果只是单个Agent来负责,无法解决如此繁复的任务。 目前来看,MAS的解决方案正被广泛应用于各个领域。 随着MAS应用领域的扩展,MAS的智能化水平越来越高,解决实际复杂问题的能力越来越强。
微电网为典型的分布式系统,MAS可以提高其分布式电源之间、分布式电源与负荷之间以及微电网之间的协调控制。
MAS模型中的每一个Agent都可以代表一个实体或一种决策过程,并且Agent具有自治、通信、可协调等特点。 MAS中的Agent之间相互影响,它们一方面根据运行情况自主完成特定的调压任务,另一方面可通过通信系统与同级Agent之间分享信息,接收上级Agent下达的调压任务并反馈执行情况,实现系统的整体协调,达到维持微电网电压水平的目的[12]。 本文中主要运用4 种Agent:电网Agent(PCC Agent)、微电网Agent (microgrid Agent)、 当地控制Agent(LC Agent)、微源Agent。
电网Agent的主要功能是提供大电网与微电网的接口,通过该接口可以实现微电网与大电网的并网运行状态和微电网孤岛运行状态的切换;同时大电网可以通过电网Agent向微电网下达命令。
微电网Agent的主要功能是对当地控制Agent的监控与管理。 一方面,微电网Agent获取来自各当地控制Agent的信息,对各区域进行监控和管理;另一方面,微电网Agent负责组织和管理当地控制Agent,接收大电网的命令。
当地控制Agent的主要功能是对当地的微源Agent和负荷单元进行管理。 一方面,当地控制Agent对微源Agent和负荷单元进行管理,执行控制策略;另一方面,它负责接收微电网Agent发来的命令及向其发送反馈信息。
微源Agent的主要功能是对当地的微源进行管理,存储微源(光伏电池组、风力发电机、微型燃气轮机等)的相关信息(额定功率、分布式能源种类、可增发负荷等),并监测微源的功率输出情况和运行状态,转换微源的控制方式等;与其他微源Agent进行通信;接收上级当地控制Agent的命令。
微电网中,各Agent之间的交互情况如图1 所示。
2.2 CA简介
CA是一种通过简单的局部运算模拟空间上离散、时间上离散的复杂性现象的模型[7]。 元胞以某种离散状态分布于规则网格中的任意地方,并且以相同的规则进行状态更新,它们通过简单的相互作用来形成一个动态的系统。 CA包括元胞及状态、元胞空间、邻居以及转换规则,其模型如图2 所示[12]。
元胞是CA的基本元素,通常情况下元胞以0、1这2 种状态存放元胞状态集,元胞空间是元胞所处的空间网格的集合。 CA中的邻居作用于当前元胞状态,使之在直接相邻元胞范围发生状态转变。 二维的CA邻居有Moore型、冯诺依曼型以及扩展Moore型,其中Moore型比较常见。 本文CA模型中的邻居采用Moore型,其定义为[12]:
其中, ︱vix- v0 x︱≤1; ︱viy- v0 y︱≤1;(vi x,vi y)∈ Z2,Z2代表二维元胞空间;vi为邻居元胞;(v0x,v0y)为中心元胞的坐标;(vix,viy)为邻居元胞的坐标。
而CA的演化规则指元胞根据自己当前的状态及其邻居的状态来确定下一时刻状态的函数。 该函数考虑了这个元胞所有状态和这些状态的变换规律,构造成一种简单、离散的局部变换模型。 由此可定义CA模型如下[12]:
其中,f为CA演化规则;t为时间;Cit为t时刻元胞i的状态;CNi为元胞邻居状态组合;Cit+1为t+1时刻元胞i的状态。
2.3 基于MAS和CA的双层协调控制模型
本文中构建了一种基于MAS和CA的双层架构模型结构,然后用它来建立“由下而上”的多微电网分布式协调控制模型。
上层模型通过微电网中的Agent之间的交互信息来实现微电网分布式协调控制功能;下层模型基于CA建模,用来监测并描述微电网中微源和负荷的参数变化情况以及孤岛模式下各子微电网之间的协作状况。 下层模型不断地为上层模型提供制定优化控制策略所需要的基础数据,并根据上层模型提供的控制策略改变自己的行为;上层模型根据下层模型提供的数据通过交互操作来制定优化控制策略,并指导下层模型的行为[15,20]。 该双层模型中MAS部分由图2 中涉及的4 种Agent之间的交互组成,因此本文所构建的基于MAS和CA模型的多微电网分布式协调运行双层框图如图3 所示[14]。
3 基于MAS和CA的多微电网无功电压控制
常见的分布式电源有2 类:微型燃气轮机、燃料电池是一类功率可调的机组,并网运行时采用P / Q控制,而在各子微电网孤网运行时,为调节系统的安全稳定性,采用U / f控制;风电、光伏发电是间歇性的,受风和光等因素的影响较大,采用P / Q控制。
在2.1 节中提到微电网可以通过电网Agent实现与大电网的互连和断开状态的切换,这样只要通过监测PCC处的电力参数即可确定微电网在下一时刻的连接状态,从而确定微电网是否处于孤网状态。 可以通过观测微电网的孤岛电压限值实现,微电网孤岛电压限值如表1 所示[15]。
本文结合3.2.1 节中所讲述的CA的特性,将微源和负荷抽象成微电网中的元胞,它们的集合构成了一个元胞空间;用元胞规则来模拟各元件的运行情况;给每个元胞赋一定的初值,这样就可以建立起用CA来模拟微源和负荷运行的子微电网以及子微电网之间的运行跟踪模型。
根据元胞的频率变化值 Δ f和电压变化值 Δu是否超过频率和电压控制范围来判断当前元胞的状态。 元胞超过范围就会出现故障,此时元胞状态值置为“1”;若在控制范围内,则已经处于正常运行状态或元胞可以经过微调恢复正常状态,此时元胞状态值置为“0”。 我国采用的额定频率为50 Hz,正常运行时应当保持在(50±0.2)Hz的范围之内;用户供电电压的允许偏移量对于10 k V及以下电压等级为±7 %,微电网由380 V~10 k V供电电压组成,本文模型假设按380 V供电,因而电压允许偏差应不超过20~25 V[21]。
孤岛模式下,微源元胞输出功率与负载吸收功率的能量守恒方程为[17,18]:
其中,ω′=ω+Δω 为孤岛模式下公共连接点(PCC)处的角频率;ω 为PCC处的角频率;U′PCC= UPCC+ ΔUPCC为孤岛模式下PCC处的相电压,UPCC为PCC处的相电压;P为微源输出的有功功率和无功功率;PL为负荷吸收的有功功率和无功功率;ΔP为多余的有功功率和无功功率。
当多微电网处于正常运行状态下,电网Agent、微电网Agent和微源Agent / 负荷元胞都处于监测状态,电网Agent监测大电网PCC处的相电压,微电网Agent监测大电网的母线电压、各负荷节点电压变化情况,而微源Agent监测本地的频率和线路电压变化值。 根据负荷节点电压是否越限可以判断微电网是否进入紧急情况。 控制策略步骤如下[15]。
(1)当电网Agent监测到大电网PCC处的相电压超出孤岛电压限值时,电网Agent将大电网的断路器断开,此时多微电网进入孤岛状态。
(2 ) 微源Agent / 负荷元胞周期性地监测本地电压频率和变化值,并将该值实时传送给当地控制Agent。
(3) 当地控制Agent判断负荷元胞发送来的频率和电压变化值是否在故障范围内,若不在故障范围内,则当地控制Agent继续实时接收来自负荷元胞的反馈信息;若在故障范围内,则判断通过调节电压控制器是否可以消除电压越限,如果可以,则命令电压控制器来调节负荷电压值,否则当地控制Agent向微电网Agent发出调压请求。
(4) 微电网Agent收到调压请求后命令相应的微源Agent / 负荷元胞调节电压值来消除越界。
(5)微源Agent / 负荷元胞判断通过自身调节是否可以消除越界,若可以,则自行调节电压值,否则立即向微电网Agent发出协助调压请求。
(6)微电网Agent收到请求后,选择需要协助调压的微源Agent / 负荷元胞,若能发现这种Agent,则继续步骤(7),否则跳至步骤(9)。
(7) 微源Agent / 负荷元胞收到微电网Agent发出的调压命令后,要判断协助调压是否会对自身电压值造成干扰,若不会,则进行协助调压,否则拒绝执行调压。 协助调压的微源Agent / 负荷元胞在完成任务后要向微电网Agent反馈信息。
(8)微电网Agent收到反馈信息后,判断电压越界是否消除,若消除,则将该信息发送给请求协助调压的微源Agent / 负荷元胞,跳至步骤(10),否则继续步骤(9)。
(9) 微电网Agent根据负荷元胞相对于微电网的重要程度来选择需要切除的负荷,并命令相应的当地控制Agent断开连接;当地控制Agent收到断开连接的命令后,将断路器的连接状态置为“0”(“0”代表断开状态,“1”代表连接状态),并向微电网Agent反馈信息,跳至步骤(8)。
(10)微源Agent / 负荷元胞收到电压越限消除的消息后,再次检测电压的状态,若电压恢复正常,则向协助调压的微源Agent / 负荷元胞发出确认信息,否则跳至步骤(5)。
(11) 此时大电网的故障消除,3 s后, 微电网Agent向被切掉负荷的当地控制Agent发送重新接入微电网的命令,其将断路器的连接状态置为“1”,重新接入微电网。
(12) 大电网故障消除后,会向电网Agent发送故障已消除的信息。 电网Agent会将各孤岛模式下的子微电网重新接入大电网,恢复并网状态。 系统此时可能需要重新加以调节,跳至步骤(1)。
当微电网的某子微电网发生故障时,会自行切断断路器,以保证大电网母线及其他子微电网的安全运行。 而此时大电网中的其他子微电网会承担调节母线电压及频率的任务。 若母线电压无法稳定,则必须切除不必要的负荷来维持电压的稳定。
4 系统建模与仿真
4.1 系统仿真模型
本文研究的多微电网由3 个可孤岛运行的子微电网构成。 当孤岛运行时,每个子微电网相当于一个单独的供电系统,而孤岛模式下子微电网是存在相互影响的。 该仿真模型中包含着2.1 节中所述的4 种类型的Agent(电网Agent、微电网Agent、当地控制Agent以及微源Agent)。 其中子微电网A包括微型燃气轮机(MT)和光伏电池组(PV);子微电网B包括燃料电池(FC)和风力发电机组(WD);子微电网C包括光伏电池组和风力发电机组。 用PSCAD构建仿真模型如图4 所示(本仿真模型中暂不考虑导线电阻及其在传输过程中的损耗)。 其中,DMS代表配电网调度系统;MV代表控制电压;LV代表低电压;MC表示人工控制;LC表示负荷中心。
根据分布式电源的参数范围,本文模型中各微源元胞的参数如表2 所示[1,22]。
4.2 算例仿真分析
根据2.2 节中所述的微电网无功电压数学模型,结合CA监测的电压和频率的变化值,判断系统是否可以正常运行,进行孤岛模式下多微电网的无功电压控制仿真实验。 本文主要考虑光照、风速以及某个子微电网故障对多微电网及子微电网之间的影响。 仿真时开关BRK0 断开,各子微电网进入了孤岛模式。 假定仿真时间为10 s。
4.2.1 光照强度改变对各微电网的影响
开始时光照强度是600 W / m2,第3 s时增大至800 W / m2,第6 s时光照强度恢复到600 W / m2,仿真结果如图5 — 7 所示。 其中,QM T、QFC、QWD、QPV分别为微型燃气轮机、燃料电池、风力发电机组、光伏电池组输出的无功功率;Ubus为母线电压有效值(标幺值);fs为系统频率。
由图5 可知,光伏电池在光照强度为600 W / m2时,微型燃气轮机输出的无功功率上升为20 kvar,燃料电池输出的无功功率上升为10 kvar,风力发电机无功功率维持在0 kvar,光伏电池无功功率为0 kvar;第3 s时,光照强度由600 W / m2增加至800 W / m2,光伏电池无功出力稳定在0 kvar,微型燃气轮机和燃料电池无功出力维持不变;第6 s时,光照强度回到600 W / m2,微型燃气轮机和燃料电池的无功功率仍维持不变。
由图5 — 7 可知,在光照强度发生变化时,子微电网A在微型燃气轮机的调节下,其母线电压基本维持不变;子微电网B在燃料电池的调节下,其母线电压基本维持不变;子微电网C中的光伏电池和风力发电机的无功功率输出为0;系统频率在光照强度发生变化时有微小波动,但是频率改变值维持在(50 ± 0.02)Hz内,能够满足微电网运行要求。
由上述结论可知,无功功率和母线电压在光照强度发生变化时基本不变,系统频率在允许的范围内有较小的波动,各微源对无功电压的控制取得了较好的效果。 因此,子微电网A中的微型燃气轮机不仅对自身电压起调节作用,还对子微电网B和C起到了良好的调节作用,使得多微电网整体功率相对平稳。
4.2.2 风速变化对各子微电网的影响
实验采用随机风速,光照强度保持在800 W / m2,仿真时间为10 s,仿真结果如图8—10 所示。
由图8 — 10 可知,风速增大时风力发电机的无功输出增多,风速减小时风力发电机的无功输出减少,且其无功输出在0 kvar上下波动;微型燃气轮机输出的无功功率在23 kvar上下波动;燃料电池输出的无功功率在15 kvar左右波动;光伏电池无功输出恒为0 kvar。 多微电网母线电压在1.0 p.u. 左右波动,系统频率在50 Hz左右小范围波动,满足系统最低要求。
由以上分析可知,孤网模式下,随风速的变化,为了维持多微电网系统无功出力的平衡,子微电网A中微型燃气轮机对调节子微电网B和子微电网C起到了良好的作用,多微电网中的各微源无功电压在允许的范围内波动,使母线电压和系统频率相对平衡。
4.2.3 燃气轮机和光伏电池组(子微电网A)故障对多微电网的影响
开始时,各子微电网在孤网模式下各自平稳运行,在第5 s时将子微电网A与母线连接的开关BRK1断开,来模拟燃气轮机和光伏电池组故障,仿真时间10 s,仿真结果如图11—13 所示。
由图11 可知,在0~5 s内,微型燃气轮机和风力发电机波动较大,且其无功输出分别在20 kvar和0 kvar上下波动;燃料电池和光伏电池组无功输出平稳,燃料电池输出的无功功率在15 kvar左右波动,光伏电池无功输出恒为0 kvar。 多微电网母线电压在(1 ± 0.005)p.u. 左右波动,系统频率在(50 ± 0.02)Hz左右小范围波动,满足系统最低要求。
在第5 s时,将子微电网A与大电网母线相连的开关BRK1 断开,从图11 可知微型燃气轮机和光伏电池组的无功输出功率恒不变,燃料电池和风力发电机组的无功输出功率分别一直在15 kvar和0 kvar小范围波动。 而从图12、13 可知母线电压和系统频率也恒不变。
由以上分析可知,在子微电网A中的微型燃气轮机和光伏电池组发生故障时,子微电网B中的燃料电池起到了良好的调节作用,使母线电压和系统频率十分平稳。
4.2.4 燃料电池和风力发电机(子微电网B)故障对多微电网的影响
开始时,各子微电网在孤网模式下各自平稳运行,在第5 s时将子微电网B与母线连接的开关BRK2断开,来模拟燃料电池和风力发电机故障,仿真时间为10 s,仿真结果如图14 —16 所示。
由图14 可知,在0~5 s,微型燃气轮机和风力发电机波动较大,且其无功输出分别在20 kvar和0 kvar上下波动。 燃料电池和光伏电池组无功输出平稳,燃料电池输出的无功功率在15 kvar左右波动,光伏电池无功输出恒为0 kvar。 多微电网母线电压在(1±0.005)p.u. 左右波动, 系统频率在(50±0.02)Hz左右小范围波动,满足系统最低要求。
在第5 s时,将子微电网B与大电网母线相连的开关BRK2 断开,从图14 可知燃料电池和风力发电机组的无功输出功率恒不变,微型燃气轮机和光伏电池组的无功输出功率分别一直在20 kvar和0 kvar左右波动。 而从图15 、16 可知母线电压和系统频率也恒不变。
由以上分析可知,在微型燃气轮机和光伏电池组发生故障时,微型燃气轮机起到了良好的调节作用,各子微电网之间相互协调交互的效果明显,使母线电压和系统频率十分平稳。
4.3 和其他无功电压控制方法的比较
通过上面的实验以及分析可以得知,在孤岛模式下使用MAS与CA的双层多微电网无功电压控制模型可以很好地调节和控制微电网的母线电压及微电源的无功输出功率。 上文提到,MAS和下垂控制法是目前电压控制领域中比较常用的电力电子技术方法,而基于MAS和CA的无功电压控制方法较之于其他微电网无功电压控制的优势主要体现在以下几个方面。
a. 下垂控制法没有考虑到系统电压的恢复问题,因此当微电网遭受严重干扰时,系统的电压质量可能无法保证;单一的MAS控制虽然可以在一定程度上对微源元胞进行调压,但它不能检测各个子微电网微源元胞的运行状态,不能及时地做出响应;而本文提出的基于MAS和CA的电压控制法不仅可以对微源元胞进行实时监控,还可以向MAS反映元胞的状态,使其快速地给出解决方法,并且通过实现电压控制策略可以达到恢复系统电压的目的,即使在微电网遭受严重扰动时,仍然能够保证整个微电网电压的质量。
b. 下垂控制法仅针对各分布式电源间的控制,MAS以及CA方法适用于微电网模型中的任何元器件,元件可灵活地加入微电网中,并对其进行实时监测。
c. 下垂控制法没有考虑微源之间、负荷之间以及微源与负荷之间、微电网主控单元与微源和负荷之间的协调问题,调节电压相对主观;而MAS技术考虑到了这一点,提供了通信机制,可以令各元器件之间协调调压;而本文加入的CA可以和MAS进行实时通信,使多微电网的无功电压控制方法更加有效,这在本文实验中已有所体现。 文献[23]将下垂控制法在微电网模型上进行了仿真,从仿真结果来看,虽然该方法也能够达到调整无功输出、稳定系统电压的目的,但相比本文提出的方法,下垂控制法在时间上不具有优势;文献[7]将MAS方法应用于孤岛模式下电力系统的无功电压的控制中,从该文实验结果可以看出,微电网从扰动恢复稳态的时间较本文提出的MAS和CA控制方法的电压控制在时间上(见图5)有所逊色。 三者的微电网无功电压控制时间比较如表3 所示。 其中,t1为微电网从启动到状态稳定的时间;t2为系统从并网模式切换到孤岛模式后恢复到稳定状态的时间。
5 结论
本文建立了基于MAS和CA的双层多微电网孤岛模式下无功电压控制模型。 该模型包括上下两层结构,上层模型通过系统中的各Agent之间的交互信息来实现微电网分布式协调控制功能;下层模型基于CA建模,用来描述微电网中微源和负荷的参数变化情况,为系统中Agent的决策提供所需信息。 通过该模型提出了MAS和CA相结合的多微电网无功电压的分布式协调控制策略,最后通过仿真实验证明了该策略对孤岛模式下的多微电网的无功电压输出、系统频率和母线电压具有良好的控制效果。 基于MAS和CA的多微电网无功电压控制具有较高的灵活性和智能性,在微电网的控制方面中取得了一定的进步。