电压质量改善

电压质量改善（精选8篇）

电压质量改善 篇1

0 引言

自1950年220 k V串联电容器在瑞典成功投运以来,串联补偿技术在国内外高压及以上输电网中得到越来越广泛的应用,主要起到提高稳定极限,增强输送能力和调节潮流分配等作用。为了连续调节、控制潮流,随着电力电子技术的进步,可控串联补偿技术在输电网中也得到了发展[1,2,3]。

在欧美国家(如瑞典、美国、加拿大等)的中低压配电网(10 k V及以下)中,串联补偿技术用于解决配网电压问题也有80多年的历史[4,5,6,7,8,9,10]。但是,该技术在国内配电网却极少应用,而且相关文献也较少,多数文献只是对国外配网串补工程的介绍或基本原理的分析[11,12]。

众所周知,配网电压质量是衡量供电质量是否符合标准的一项重要指标,其质量的优劣直接关系到用电设备的安全经济运行和生产的正常运作,而且随着社会的发展,电网公司及电力用户对电压质量的要求日趋提高。然而,我国配电网建设相对输电网严重滞后,其网架薄弱,设施老化,线径小,线路长(尤其是山村线路),配电变压器数量多[13],甚至较多线路带有多台大容量的电动机或变化迅速的工业负荷,往往导致线路末端电压低、电压跌落严重。此外,南方地区部分配电线路有较多小水电站分布,往往存在丰水期时线路电压过高的问题。

以往采取的解决措施主要有:改变变压器分接头、更换线径更大的导线和采用分散式并联无功补偿[14]。其中,第一种方法最为常用,但该方法可调范围小,不能解决整条长线路的电压问题;第二种方法的投资费用高且回收效益低,不适合解决配网低电压这一普遍性的问题;第三种方法采用的并联无功补偿装置往往数量多,维护量大,开关动作频繁,噪声大,响应速度慢,而且往往会引起“重载时电压低、轻载时电压高”的问题。

然而,配网串补技术主要起到改善辐射状配电线路沿线电压分布和减小电压跌落的作用,并具有负荷“自适应”电压调节和实时响应的特点,而且该装置的结构和控制相对简单,尤其适用于偏远的山村用电,以及某些末端带有大型电动机负荷(如锯木厂、矿山、破碎机、轧制机)的线路[4,5,6,7,8,9,10],这正是国内配网所需要的。又因为配网串联电容器固有的负荷“自适应”电压调节特点,配网串补一般不需要采用可控式而是固定式电容器,而且配网固定串联电容器(Distribution-Fixed Series Capacitor,D-FSC)相比可控串联电容器更具经济性。

本文分析了D-FSC在辐射状线路中改善电压特性的基本原理,并阐述了D-FSC在配网中应用的特点和作用,在此基础上,分析了D-FSC位置和容量的确定方法,并提出电容器过压保护设计和谐振保护措施,以及D-FSC装置的控制器功能。

1 D-FSC改善线路电压特性的基本原理

1.1 不加D-FSC时的线路电压特性

图1根据辐射状线路电路图,分别给出感性负荷用电(电力用户的负荷特性通常为感性)和小水电发电情况下的向量图。其中供电管理部门对小水电功率因数考核标准为:枯水期一般在0.8~0.85,丰水期提高到0.85~0.95不等,且为发出感性无功[15],可知功率因数角在198°~217°内变化。

图中US和UR分别代表辐射状线路的首端和末端电压,IL代表线路电流,RL和XL分别代表线路的电阻和电抗,SR、PR和QR分别代表末端三相视载、有功和无功功率,φR为末端的功率因数角。

此时,由图1中的向量图可得,线路首末端线电压之差(一般只考虑纵分量)为

在感性负载情况下,末端电压低于首端电压,△U代表电压降;在小水电发电情况下,末端电压则高于首端电压,△U代表电压升。

1.2 加入D-FSC时的线路电压特性

当线路中加入串联电容器XC时,如图2所示。

此时线路首末端线电压之差

由式(2)可知,D-FSC在线路中相当于一个电压调节器,在两种情况下,它总能产生一个与线路电抗电压相反的电压,其值为

该串联电容器提供的无功补偿容量为

由式(3)和式(4)可知,D-FSC补偿的电压与线路电流成正比,容量与电流的平方成正比,这是D-FSC能够“自适应”电压调节的基本原理。

2 D-FSC装置的结构图

D-FSC装置串于配电线路中两个分接点(配变支路与主线的连接点)之间,通常架于后一分接点的电力杆上,其主要由电容器组、电容器保护设备、阻尼设备和控制器组成,如图3所示[6,10]。

对图3作以下五点说明:

1)D-FSC装置的投入过程为(此时隔离开关1为闭合状态):断开线路断路器,合上隔离开关2、3,断开隔离开关1,合上线路断路器。而退出过程则相反:断开线路断路器,合上隔离开关1,断开隔离开关2、3,合上线路断路器。

2)电容器组是D-FSC的主体部分,其安装位置和容量需通过原始线路潮流分析来确定。

3)D-FSC装置的保护设备用于保护串联电容器,其具体构成可见文中第5小节。

4)阻尼设备用于抑制谐振电流,其中Rb、Xb分别为阻尼电阻和电抗,早期的串联补偿装置多数只采用阻尼电阻。阻尼设备可永久或暂时性投入,前者不需配置阻尼开关和控制,但会产生较大的功耗,后者则需要增加一台断路器的成本,并由控制器检测谐振电流来控制其投切。工程实践中可经过谐振仿真分析来决定是否配置该阻尼设备[16,17]。

5)串补控制器主要有两个功能:检测故障和谐振,自动控制开关动作进行保护;监测D-FSC装置状态并发送至主控室,接受主控室信号并执行命令。

3 D-FSC的特点和在配网中的主要作用

3.1“自适应”电压调节和实时响应

由1.2节的分析可得,当D-FSC下游负荷越重,即造成线路首末端电压差越大时,D-FSC补偿的电压也就越大,而当负荷较轻或空载时,线路电流很小,其补偿的电压也随之减小,称这个效应为D-FSC的“自适应”电压调节,这是D-FSC最大的特点和优势。然而并联电容器由于其补偿容量与安装点的电压平方成正比,负荷越大时电压越低,其补偿的无功越小,从而进一步减小其电压调节的能力,因而往往伴随着低电压效应,严重时甚至引起电压瘫痪;当负荷较轻或空载时,电压较高,其补偿作用反而更大,从而使得电压抬升过高,如浙江省舟山和金华地区便存在这种并联补偿不合理现象。

由式(3)和图4中的电压跳变可知,D-FSC安装处的电压变化是瞬时且连续的,而且该装置长期串于线路中,从而避免了开关频繁投切及其响应时间,因此对于快速变化的负荷,如锯木厂、压碎机,D-FSC能够实时响应并瞬时调整补偿的电压[4,5]。

3.2 改善线路电压分布

由1.2节可知,不论感性负荷用电还是小水电发电情况,D-FSC总能使得沿线电压分布向合理方向修正,这是D-FSC用于改善配网电压质量的关键作用。

假设一条10 k V/LGJ-120/18 km配电线路有9个分接点,且各分接点间距离相等,每个分接点处的负荷大小或发电量均为200 k VA,功率因数均为0.85。此时考虑两个极端情况,图4中的(a)、(b)分别表示不加入D-FSC时纯感性负荷和纯小水电情况下的电压分布图,可见线路的首末端电压差接近10%。

若在3号分接点的电力杆上加入D-FSC以使得其产生一个0.5 k V的电压补偿量,经过潮流计算可得流过该分接点的电流大小为99.6 A,则该D-FSC的欧姆值、额定电流和容量应选择为5Ω/200 A/400kvar(见式(6)~式(8)),此时其线路电压分布如图4(c)、(d)所示,可见D-FSC能够在其安装点处向首末端电压变化相反方向产生一个电压补偿量,从而使得全线电压均在额定电压的5%以内。

图5为广东地区某条10 k V/LGJ-120/26.3 km线路(35个分接点)末端在负荷高峰季节某一天的整点电压图,可见6:00~19:00期间电压较低,其中a点负荷最重,电压最低(低至8.8 k V),b点为午间休息时间,负荷较轻,电压得以回升(升至10.1k V)。根据现场提供的历史负荷数据,经过潮流分析,a、b时刻的线路电压分布图分别见图6和图7。由4.1节所述,D-FSC安装位置应安装在最大负荷时电压差为全线压差的1/3~1/2处,此时取图6中(a)线的中点(约9.6 k V),即第19个分接点处,经式(6)~式(8)计算可得,应加入8.84Ω/2.5 k V/535kvar的D-FSC,此时末端电压在最大负荷情况下被抬升至9.6 k V,见图6。而且在b时刻,虽然负荷变轻,但是D-FSC补偿的电压随之减小,第19~35分接点的电压同样不会被抬升过高,见图7,这便体现了配网串补的“自适应”电压调节作用的特点。

3.3 减小线路电压跌落

电压跌落被认为是影响许多用电设备正常、安全运行的最严重的动态电能质量问题之一。IEEE对电压跌落(Voltage Sag)定义为:工频电压有效值的下降,其持续时间为10 ms~1 min[6]。异步电动机的启停和加速是引起电压跌落的最主要原因之一,这是因为异步电动机的启动电流通常能够达到额定电流的4~7倍,部分国产电动机的启动电流经过实际测量高达8~12倍[18,19]。

假设一台50 Hz/400 V/400 k VA电动机位于一条10 k V/LGJ-120/15 km线路的末端,在第1 s时启动电动机,第6 s时投入额定负载,并于第10 s断开电动机,图8为邻边分接点处在该电动机启停过程中的电压变化情况。

由图8可知,当主线上不加D-FSC时电动机于第4 s时启动完成,在1~4 s中由于电动机的启动电流很大,使得邻边分接点的电压跌落18.6%;当投入额定负载时电压跌落2.9%;当电动机断开时电压跳升4.3%。若在主线上加入4.8Ω的D-FSC后,电动机于第3 s启动完成,启动期间电压仅跌落7.4%,跌落程度减小到原来的40%;当投入额定负载时电压跌落2.1%;当电动机断开时电压跳升3.5%。

经过比较可得:D-FSC能够减小线路电压跌落程度,且当电动机启动时效果最为明显。

4 D-FSC位置和容量的确定

4.1 辐射状配电线路上D-FSC的位置确定

由于存在电压问题的配电线路往往较长,串联电容器安装在不同位置时其补偿效果差别较大,而且直接影响其容量的选择,因此准确选择D-FSC装置的安装位置,可使得在解决线路电压问题的同时达到安装数量和补偿容量最小的目的。

若辐射状配电线路仅为末端一个负荷供电,如远方矿山或山村负荷,电压调节效果则与串联电容器位置无关,最佳位置则是线路最远端且紧靠负荷的电源侧,此时串联电容器承受的故障应力最小,可选择较经济的保护配置。若线路沿线有多条分支馈线,为使得全线电压均在要求范围内,则选择最大负荷时电压差为全线压差的1/3~1/2处[20]。

4.2 辐射状配电线路上D-FSC的容量确定

D-FSC的大小往往由“补偿度”k%表示,其定义为串联电容器的电抗值与系统和电容器安装点之间的总电抗之比。

假设D-FSC安装于图9所示线路的某线段中,则其串补度为

其中:XC为串联电容器的电抗值,它是由D-FSC在安装点处需补偿的最大电压ΔUC_max和流经其最大负荷电流IC_max的比值决定,ΔUC_max为最大负荷时全线压降的1/3~1/2,其中全线压降可由式(1)得到;XE包括系统电抗、变电所变压器电抗和母线至电容器安装点的线路电抗。

D-FSC装置的电容器额定电流ICN通常取其安装点处流过最大负荷电流的2~3倍,在确定XC和ICN之后,可得电容器的额定电压以及额定容量为

5 配网固定串联电容器的保护

5.1 电容器过压保护

在辐射状配电线路(不接地系统)中安装D-FSC后,当D-FSC下游支路发生两相短路、两相接地短路以及三相短路时,其短路电流会使得电容器两端电压急剧加大,若选择电容器额定电压为短路时其两端承受的电压,这是很不经济的。通常使用的保护措施是将电容器旁路,常用的旁路设备(按保护速度从小到大排序)有:普通间隙、火花触发间隙、金属氧化物压敏电阻(Metal Oxide Varistors,MOV)等,其中MOV能够在电容器两端电压超过规定限值时瞬间动作。

注意,若装置仅采用MOV/间隙保护,则会导致MOV的容量过大、成本过高,以及间隙动作时间过长、老化迅速,因此需配置旁路开关作为这些快速保护设备的保护,以减少MOV的容量和间隙的动作时间。旁路开关的动作时间为30~100 ms,在其完全闭合之前则由MOV/间隙进行保护。

为描述方便,将串联电容器的保护设备根据不同的动作时间分为一、二、三等级。在高压输电网中,串联电容器通常配置MOV作为一级保护以满足电容器的快速过压保护,火花触发间隙作为二级保护以进一步减小MOV的容量,以及旁路开关作为三级保护。考虑到配电网系统容量小以及投资成本的约束,辐射状配电线路的串联电容器通常只配备间隙保护或MOV作为一级保护,以及旁路开关作为二级保护,其保护接线如图10所示。

由于旁路间隙或开关动作后,电容器组将迅速对其放电,放电电流为高频高幅值振荡电流,对旁路间隙和开关的安全运行威胁很大,因此图10中与之串联的阻尼电抗正是为了抑制放电电流[16]。

5.2 电容器谐振保护

电容和电感串联组合将构成串联谐振回路,而配电网中往往存在大量变压器和电动机等感性电机,因此D-FSC在配电网中运行时可能会遇到两种谐振问题:铁磁谐振和感应电动机自激。为避免谐振电流对串联电容器、配变和电动机产生不利影响,需要对D-FSC采取相应的谐振保护措施。

5.2.1 铁磁谐振

由于变压器铁芯饱和的非线性,当变压器空载合闸或外部故障切除后电压恢复时会产生很大的励磁电流,在最不利的情形下,可达到正常励磁电流的上百倍,即可达到变压器额定电流的8~10倍,则称该励磁电流为励磁涌流[21]。这个变化快速的大电流是串联电容器所支持的,它能迅速对电容器进行充电,并在其两侧产生很大的电压升,从而加大变压器铁心饱和程度,并使得变压器电感值继续变化,当该电感和串联电容器达成谐振条件时,则产生持续的谐振电流,使得变压器电压和电流畸变严重,这种现象便称为“铁磁谐振”。铁磁谐振条件是由周边变压器充电的励磁涌流激发的。其振荡频率是串联电容器阻抗的函数,如串补度较高,则可能产生基频铁磁谐振[22]。

为防止铁磁谐振,通常采取以下措施:

1)避免辐射状配电线路的串联电容器出现过补偿,即串补度k%应避免大于1。

2)在确定D-FSC的位置和容量时,应避免安装后其下游线路各分接点的电压超过线路额定电压的105%。

3)为使得全线电压均满足电压质量要求而无法避免过补偿,则可配置旁路阻尼电阻并联于串联电容器,在变压器充电前投入阻尼电阻,也可通过控制器检测到谐振电流时合上旁路开关并保持15s,其中后者更为经济。

5.2.2 感应电动机自激

若装有串联电容器的线路上有较多异步电动机,当机电参数配合不当,有可能引起交流电机自激,在工程、矿山和农用配电线路中,往往是几十台或上百台异步电动机并联运行,应用串联电容器后可能使异步电机机群发生自激,电网发生振荡,导致保护跳闸无法运行。对于大型电动机,在启动时,发生自激的可能性更大。当发生自激时,电动机可能被锁定在次同步振荡频率上,并持续以由次同步频率的速度旋转,使得电动机滑差减小,从而产生次同步大电流,导致电机过热,振动过度,并最终造成电机损坏[23,24]。

为防止感应电机自激振荡,通常采取以下措施:

1)电动机启动时将串联电容器暂时旁路。但是如果串联电容器主要用于改善电动机的启动条件和电压,这一方法则不可行。

2)在串联电容器上永久或暂时并联阻尼电阻或阻尼阻抗[23],但是前者造成的功耗较大。阻尼电阻或阻尼阻抗的大小通常选择串联电容器电抗值的5~10倍,针对具体工程需要单独模拟。

6 D-FSC控制器功能

D-FSC控制器的自动保护功能包括:线路停电或故障断电时D-FSC旁路保护,从而避免线路投运或重合闸时多台变压器的励磁涌流对电容器造成损害;线路充电或重合闸时D-FSC延时投运;线路故障时D-FSC过电压保护;以及谐振检测和保护。

由于一个市局配网中配电线路众多,安装D-FSC装置的个数可达到几十甚至上百个,因此建立D-FSC和主控室之间的通信是有必要的。D-FSC控制器的通信功能包括:发送状态信息和告警信号;接受人工命令。

7 结论

1)通过向量图分析,在感性负荷用电或小水电发电情况下,D-FSC可减小线路首末端电压差。

2)配网串补的过压保护通常只采取两级保护,即间隙(或MOV)和旁路开关配合。

3)合理选择补偿度,通过将电容器旁路或增加阻尼电阻支路,可预防铁磁谐振和感应电机自激,并根据工程实际进行仿真模拟来决定是否采用阻尼支路和确定阻尼阻抗的大小。

4)D-FSC控制器可在线路充电、失电、故障以及谐振情况下自动对串联电容器进行保护,可向主控室发送状态信息和告警信号以及接受人工命令。

固定串联补偿装置的结构紧凑,且控制简单,从经济性和推广应用角度考虑,该装置易于产品化,不仅投资低,效益回收快,而且随着配网改造新技术的推广和使用,尤其电气设备新材料新产品不断开拓,具有诸多优良性能和具备市场竞争能力的配网串补装置具有良好的应用前景。

提高电能电压质量的技术方法 篇2

电力系统电压调整的主要目的是采取各种调压手段和方法，在各种不同运行方式下，使用户的电压偏差负荷国家标准。但由于电力系统结构复杂、负荷众多，对每个用电设备电压都进行监视和调整，既不可能也无必要。电力系统电压的监视和调整可以通过对中枢点电压的监视和调整来实现。所谓中枢点是指电力系统可以反映系统电压水平的主要发电厂和变电站的母线，很多负荷都由这些母线供电。若控制了这些中枢点的电压偏著，也就控制了系统中大部分负荷的电压偏差。

对中枢点的电压调整，可根据电力网的不同性质，大致确定一个中枢点电压的变动范围。其具体方式有3种：逆调压、顺调压、恒调压。

1.逆调压如果中枢点供电至各负荷点的线路较长，各负荷的变化规律人致相同，而负荷变动比较大，则在高峰负荷时适当提高中枢点的电压以补偿线路上增大的电压损耗：在低谷负荷时，供电线路电乐损耗比较小，中枢点电压适当降低，以防止负荷点电压过高。这种高峰负荷时电压高丁低谷负荷时电压调整方式，称为逆调压。逆调压方式是一种要求较高的调乐方式，一般需要在中枢点装设特殊的调压设备才能实现。中枢点采用逆调压方式的，在高峰负荷时一般保持电压比线路额定电压高5%，在低谷负荷时电压下降至线路额定电压。

2.顺调压对供电线路不长、负荷变动不入的中枢点，可以采用顺调压。顺调压方式是指在高峰负荷时允许中枢点电压略低，低谷负荷时电压略高。顺调压一般要求高峰负荷中枢点电压不低丁线路额定电压的102.5%，低谷负荷时中枢点电压不高丁线路额定电压的107. 5%0 3.恒调压介于逆调压和顺调压之间的是恒调压。恒调压是指在任何负荷时，保持中枢点电乐基本不变，一般保持在额定电压的102%-105%。这种方式一般避免采用，只有在无功调整手段不足时，负荷变动甚小时，或用户处下允许电压偏移较大的农业电网时，才可采用。

发电机不仅是有功电源，也是无功电源，有些发电机还能通过进相运行吸收无功功率，所以可用调整发电机端电压的方式进行调压。现在同步发电机都装有自动励磁调解设备，其主要功能是白动调整发电机的机端电压、分配无功功率以及提高发电机同步运行的稳定性。按规定，发电机可以在其额定电压的95%- 105%范同内保持以额定功率运行。这是一种充分利用发电机设备、不需额外投资的调压手段。对于由发电机直接供电的负荷，如果供电线路不长、电压损耗不大，通过发电机调压就能满足负荷的电压要求。但如果通过多级变压供电，仅用发电机调压， 往往不能满足负荷的电压要求。而且因为发电机要照顾近处的地方负荷，电压不能调的过高，所以远处负荷的电压调整，还要靠有载调压变乐器等其他调压措施来解决。

改变电网无功功率分布对电压的影响当线路、变压器传输功率时，会产生电压损耗，因而如果能改变线路、变压器等电网元件上的电压损耗，也就改变了电网节电的电压大小。由电压损耗表达式△U= cPR+ox） /U可知，要改变电压损耗有两种办法。一种改变网络参数，可用的办法是串联电容，利用串接的电容、电感上电压相位著180。的特点，抵消部分电抗：另一种是改变电网元件中传输的功率。在满足负荷有功功率的前提下，要改变供电线路、变压器传输的有功功率，是比較困难的，除非负荷是由环形网供电。所以改变线路、变压器传输功率都是改变其无功功率。

3.改变电网参数改变元件的电阻利电抗，也能起到改变电压损耗的作用。增大导线截面减小电阻以减小电压损耗，这种方法只是在负荷功率因数较高、原有导线截面偏小的配电线路中才比较有效。一般不宜采用。改变电网的接线方式，如切除或投入双回线路中的一同线路，切除或投入变电站中一部分并列运行的变压器等。采用以上方法时，要考虑不降低供电可靠性和不显著增加功率损耗等因素，所以投切线路的办法很少采用。 电网中用的最多办法是减小线路中的电抗。在超高压输电线路中广泛采用的分裂导线就可以明显降低线路的电抗。在我国，输电线路一般采州分裂导线，还可以减少导线周围的电场强度，减小电晕放电，降低线路电抗。

电压调整是个比较复杂的问题，冈为整个系统每个节点的电压都不相同，运行条件也有差别，因此，电压调整要根据系统具体情况选用合适的方法。

发电机调压是各种洞压手段中首先被考虑的。冈为它不需要附加设备，而是充分利用发电机本身具有发出或吸收无功功率的能力，从而不需要附加投资。但这种方法往往只能满足电厂地区负荷的凋压要求，对于通过多级电压输电的负荷，还需要采取其他凋乐措施才能保证系统电压质量。

电压质量改善 篇3

供电质量主要包括供电可靠性和电能质量2个范畴[1]。衡量供电可靠性的指标主要可分为4类：频率指标，如平均故障次数等；概率指标，如可用度等时间指标，如平均故障时间、平均修复时间等；期望值，如发生故障天数的期望值等。供电电压电能质量问题包括电压偏差、电压波动与闪变、电压畸变率、电压不平衡和频率偏差等[2]。目前我国城市和农村配电网中最为关注和存在问题最大的是供电电压偏差[3]。

目前国家针对城市配电网和农村配电网的供电可靠性和供电电压质量均制定了相应的国家标准提出了相应的指标要求[4,5]。供电部门也采取了很多措施以提高城市和农村配电网的供电可靠性和供电电压质量，自1998年起我国在全国范围内实施了次大的配电网改造，一定程度上提高了这些区域的供电质量。但目前配电网尤其是农村电网仍存在供电质量差、供电可靠性低、运行和维修费用高等突出问题[6]，主要的原因有2个。

a.对配电网供电电压偏差的状况缺乏全面、客观的了解，缺乏准确可靠和实用性强的分析评估手段仅依靠用户投诉来判断供电电压偏差超标情况的发生，少数情况下通过现场测量来了解某个负荷点的实时电压偏差，无法获知配电网各馈线上负荷点电压偏差的大小及变化规律。在制定治理措施时存在盲目性和不合理性，无法对治理措施的效果进行分析评估。

b.在制定供电质量改善措施时未能综合考虑措施的技术可行性和经济性。一些方法仅从治理措施的技术层面进行评估，忽略了其经济性约束[7]。另一些考虑经济性约束的方法仅考虑一次性投资成本未能从全寿命周期成本LCC(Life-Cycle Cost）角度进行评估，在评估这些措施的效果时考虑因素不全面，所得结果准确性、客观性较差[8]。

LCC是一种具有全局性和系统性的理念，可对设备或系统在整个寿命周期中各项费用的构成及其影响因素作出全面系统的分析，为成本或费用决策提供依据。国外的实践表明，使用LCC理论可实现对电力系统中的元件如机组、线路、变压器和断路器等的全寿命周期分析，计及设计、制造、维修、运行和退役清理等成本，实现对设备在整个寿命周期中各项费用的构成及其影响因素全面系统的分析，提高资金使用效率[9,10,11,12]。

本文对改善配电网供电质量的措施的优化方法进行了研究：给出了优化方法的原理和实现步骤；分别基于前推回代法和隐马尔科夫法，对配电网各负荷点供电电压偏差和供电可靠性进行了全面的分析评估；以某具体配电网为对象，对现有的配电网提高供电可靠性和改善供电电压偏差的治理措施的技术可行性进行了评估；基于LCC分析法，对技术可行的改善措施进行了经济性比较，得出优化的改善方案。

1 供电质量改善措施优化方法的实现

1.1 实现步骤

供电质量改善措施优化方法的实现主要包括如下步骤。

(1)收集目标配电网基础数据，包括各条馈线配变容量及所接负荷类型、各段馈线长度及型号、馈线供电主变容量及其参数、变压器档位等。

(2)进行初始供电可靠性和供电电压偏差评估根据评估结果分3种情况进行处理：

a.同时满足这2项要求的馈线无需制定改善措施；

b.对不满足供电可靠性或供电电压偏差要求的馈线，则只需应用改善措施进行相应的再次评估，满足要求的则保留为备选改善措施，否则放弃；

c.对供电可靠性和供电电压偏差要求均不满足的馈线，应用改善措施后再次分别进行供电可靠性和供电电压偏差评估，如果该改善措施能同时满足这2项要求，则保留为备选改善措施，否则放弃。

(3)建立备选改善措施的费用分解模型，计算其LCC:

a.对不满足供电可靠性或供电电压偏差要求的馈线，只需比较备选改善措施的LCC,LCC小的即为优化方案；

b.对供电可靠性和供电电压偏差要求均不满足的馈线，则需要重新制定措施。

1.2 配电网供电电压偏差评估

由于LCC考虑了设备的寿命周期，配电网供电电压偏差评估也需要考虑时间周期，因此电压偏差评估不仅需要考虑负荷波动性的影响，还需要计及负载率随时间的变化。

配变负载率可根据各馈线往年负载率情况进行预测：

其中，Sn,N为该馈线截止第n年的配变总容量；γn,max为该馈线第n年的最大负载率；Sn,max为该馈线第n年的最大负载。

根据负荷增长预测，可计算得出第n+k年的某馈线最大负载：

其中，Sn+k,max为该馈线第n+k年的最大负载；ηavg为该地区年平均负荷增长率。

结合线损率即可计算出该馈线配变最大负载之和：

其中，Sn+k,Tmax为该馈线第n+k年配变的最大负载之和；β为10 kV馈线的平均线损率。

同时还需要根据电网发展规划，对未来几年内配变的最大负载率进行预测，以评估未来可能出现的供电电压偏差的情况。其原理为保持现有网络结构和变压器安装情况不变，根据对负荷增长率的预测值进行计算。

在得到某馈线各类配变最大负载的条件下，还需要设置负载的概率变化模型，进而求解各配变10 kV侧电压偏差变化的概率分布。

在进行电压偏差评估时需要考虑负荷接入的时变性。由于多数馈线上的负荷数目众多，且存在几种不同类型，若负载概率分布模型设置复杂，则仿真计算过程也非常复杂，同时难以分析得出结果的变化规律。本文按如下原理考虑配变负载的波动性。

将某一天区分为工作日和节假日；将工作日全天时间划分为白天时段07:00—17:00、晚上时段17:00—22:00和夜间时段22:00至次日07:00，将节假日全天时间划分为正常活动时段07:00—22:00和夜间时段22:00至次日07:00。

根据负荷波动性将负荷划分为：恒定性负荷，如电信基站等，其功率在全部时间段内保持为最大功率不变；半波动性负荷，如民用负荷、市政负荷、工厂负荷等，认为其功率在不同时间段内波动，且波动范围不同；全波动性负荷，如路灯负荷等，认为其功率在工作时间内为100%，在非工作时间段内为0。表给出了全部时段不同性质负荷的设置。

对于半波动性负荷，需要在各时段内的波动范围内设置随机分布，以模拟负荷的波动性。本文将半波动性负荷在其波动范围内划分为10个等距区间负荷处于哪个区间则采用等概率分布模拟。

根据上述各种负荷的波动性设置和对未来几年的馈线负载率的预测，通过潮流计算可以得到各负荷点的实际电压，经过计算可以得到电压偏差评估结果。

1.3 配电网供电可靠性计算

规划配电网的网络规模比较庞大，故障模式影响分析法是计算典型接线模式供电可靠性的最为实用的方法。

根据计算经验，线路的可靠率和截面积的关系如表2所示。

此外，根据国家电网的统计数据可知：10 kV馈线上开关的可靠率为0.9992，公用变压器的可靠率为0.999 3，专用变压器的可靠率为0.999 4。

根据上述数据和10 kV馈线的基础数据，可计算出供电可靠率（RS-1、RS-2、RS-3，单位为h/户下文略）、用户平均停电时间（AIHC-1、AIHC-2AIHC-3）等指标。指标缩写中，1、2、3分别表示计入外部影响、不计外部影响、不计电源不足限电的统计结果。

供电可靠率：在统计期间内，对用户有效供电时间总小时数与统计期间小时数的比值。

2 改善措施及其技术可行性分析

目前常用的配电网供电电压偏差改善措施主要有以下几种。

a.无功补偿技术，可采用同步调相机、无功补偿电容器、无功补偿电抗器、静止无功补偿器（SVC）和静止无功发生器（SVG）。

并联电容器和并联电抗器适用于负载变化慢、补偿性能要求不高的场合。只有当系统无功发生变化时，控制器根据其变化量来控制电容器或者电抗器的投切。SVC和SVG都是动态无功补偿装置，补偿的跟随性能好，可以实现一个正弦波周期内作出响应，不但可以补偿感性无功，而且还可以补偿容性无功，但其投资很高。

b.在电力输配电系统中，导线截面的选择关系到输配电系统能否安全、可靠、经济、合理地运行。导线截面选择过小，将会导致线路电能、电压损耗增加，降低机械强度与绝缘水平，使故障率上升。导线截面过大，将会导致原材料浪费，增加有色金属的损耗，增大初始投资，增加施工强度、难度以及维护检修费用等。因此，在电力输配电系统中，正确选择导线截面具有十分重要的意义。

c.串联电压补偿技术，包括加装不间断电源（UPS）装置、稳压装置和动态电压恢复器（DVR），该方式可靠性高，响应速度快，但价格较为昂贵，适用于有特殊需求的场合。

d.调整变压器分接头，该方法投入最小，但一般难以满足不同时刻对供电电压的需求。

e.缩短供电半径，此方式对改善供电电压偏差最为直接有效，但无论是从已有的电源重新铺线还是新增电源点方面而言，投资都很巨大。

提高供电可靠性的方法与措施主要有以下几种。

a.加强配电网规划和改造优化配电网结构。

网架结构是影响配电网供电可靠性的重要因素，坚强的配电网络是保证对用户可靠供电的物质基础与必要手段。提高供电可靠性是一个系统工程，应从电网的规划、设计以及对现有配电网络的优化改造入手。

b.实施状态检修和带电作业，缩短停电时间。

计划检修安排不合理会造成系统可靠性指标偏低，在某些情况下计划检修对配电网可靠性的影响大于故障的影响。因此，采取更科学合理的检修手段对提高配电网可靠性有很大帮助。

c.降低故障率的技术措施，包括选择合理的中性点接地方式，提高配电网绝缘水平，防止外力破坏导致的停电事故，建立配电网综合自动化系统。

d.改进和完善供电指标评价体系。

随着电力企业现代化管理工作的不断发展和深化，供电可靠性指标在生产管理工作中所占位置越来越重要。由于我国的可靠性统计指标都是在历史统计数据的基础上经过简单计算得到的，即对系统输配电设备以及各电压等级用户的历史可靠性状况进行分析和评价，因而有必要制定预测规划系统可靠性水平的规范化方法和指标。推广概率可靠性评估方法，可以较为全面地预测出各种威胁电力设备和电网安全稳定运行的隐患，提高电网投资的经济效益。

e.加强配电网管理工作，提高可靠性水平。

供电企业员工技术水平不高、责任心不够等人为原因造成的事故依然存在，因此，建立完善的供电可靠性管理体系，加强配电网管理的基础工作对供电可靠性的提高有很大意义。

在本文的研究中，主要从加强配电网规划和改造优化配电网结构方面来提高10 kV线路的供电可靠性，其中重点考虑了增大馈线主干线的导线截面方法。

3 基于LCC的改善措施优化

LCC包含电力设备或系统从设计到退役的整个期间需要的费用总和，包括一次投资成本、运行损耗成本、运行维护成本、退役成本4个方面。

3.1 一次投资成本

一次投资成本包括各种设备（主要有配电变压器、导线、电杆及配件）的购买与安装费用。

其中，下标T、P和L分别代表配电变压器、电杆以及裸导线/绝缘导线；C对于变压器代表新增的或者更换的变压器的容量，对于电杆代表其数量，对于导线代表其长度；P为设备单价；A为该对象附件需要在原值上增加的百分比；D为施工难度系数，主要与地形或者所处区域特征有关，如城市或者农村，平原还是山区；n、m和h分别为配电变压器、电杆及导线的数量。

考虑到一次投资成本在投资初期，根据资金的时间价值，将其转化为设备投资的等年值：

其中，λc为贴现率；N为设备使用寿命，单位为a。

3.2 运行损耗成本

运行损耗对于配电网而言主要是线损[14]。本文基于潮流进行网损分析及快速计算[15,16]，其具体原理为：当采用直角坐标时，依据潮流方程，某一时刻的线损功率一定能表达成电力系统状态变量（用x表示，是电压实部和虚部构成的列向量）的二次型。对应某一潮流状态x0，线损功率可精确表达为：

其中，z为潮流因变量矩阵；β（x0）为初始潮流因变量矩阵z0下线损对因变量的灵敏度向量；E(x0）为误差矩阵，该矩阵仅与电网结构以及初始潮流因变量矩阵z0（节点注入）有关；Δx为状态变量的偏差向量。

则运行损耗成本COe可表示如下：

基中，Ploss(t）为计算周期内有功损耗的瞬时功率；N为设备使用寿命；p(t）为实时单位功率成本电价；Ty为第y年总供电时间。

3.3 运行维护成本

电力设备运行维护成本CMe涵盖范围广，不仅包括设备维修产生的费用CM，还包含设备维修引起的停电损失CL。

维修费用根据维修设备的不同而不同，且每年设备需要维修次数不同，一种简单的方法是将所有运行维护成本进行均摊，即设备维修费用按其投资的百分数给出：

其中，H为设备维修费用占投资的比例系数。

停电损失CL则需要结合供电可靠性指标———期望缺供电量指标（ENNS）进行计算，CL可表示为：

其中，Ln为负荷点总数；T=1 a;Pq(t）为负荷点q在t时刻对应的供电电量；Closs q(t）为负荷点q在t时刻对应的单位停电损失；λq(t）为负荷点q在t时刻的故障率，其由配电网络元件故障率、网络结构、修复率、修复时间决定，具体可通过隐马尔科夫模型，结合供电可靠性进行求解。

3.4 退役成本

各设备退役成本CDe差别很大，有些设备能够回收利用，具有一定的残值，有些需要额外的处理费用，即残值为负值。设备的残值一定程度上是在一次投资时刻就已决定了，因此，退役成本可简单记为：

其中，d为设备平均回收价值。

3.5 改善措施的全寿命周期模型

本文主要从配电网规划和改造优化配电网结构方面来改善电压偏差情况及提高供电可靠性，重点考虑增大馈线主干线的导线截面方法。

对于每种措施，投资措施的LCC等年值费用为设备一次投资费用、设备运行损耗费用、运行维护费用之和减去退役成本。

对各方案进行LCC评估后，LCC值最小的即为最优方案。

4 实例分析

某市农村共有10 kV公用线路35条，线路总长1 032.119 km，其中主干线长242.64 km；公用配电变压器共有304台，容量为50705 kV·A。10 kV网络形成以变电站、开闭所为电源点，辐射供电模式为主的中压网架结构。据统计：主干长度在5 km以内的线路有17条，占线路总数的48.57%；主干长度为5～10 km的线路有12条，占线路总数的34.29%；主干长度为10～15 km的线路有3条，占线路总数的8.57%；主干长度在15 km以上的线路有3条，占线路总数的8.57%。负载率超过70%重载的线路共有5条，占线路总数的14.29%；负载率低于20%的轻载线路有6条。10 kV线路线损率大小与线路结构线路电流大小有关，统计表明，10 kV线路平均线损率为7.34%，线损率高、线路设备选型标准偏低，是该地区的主要问题。

根据统计数据与实际配电网参数建立该地区的10 kV馈线模型，利用PSCAD软件仿真计算电压偏差情况。下面仅给出该地区长丰所的计算数据，进行LCC分析。

表3给出了长丰所4条10 kV馈线线路的组成型号与距离。

根据仿真计算结果，长丰所的4条馈线电压偏差均超过国家标准，最大偏差分别为-20.57%-10.64%、-14.75%、-22.34%。其原因为线路较长线径小、负荷较重。因此，根据发热要求、线损要求经济电流密度要求计算导线截面，给出2种方案如表4所示。

根据上述方案，重新进行PSCAD仿真，可得到新的电压偏差，表5给出改造前后电压偏差对比。从表5看出，方案1与方案2能有效改善该地区的电压偏差问题。

结合供电可靠性理论，对各方案进行可靠性评估，表6给出原始可靠性评估结果，改造后可靠性评估结果如表7所示。

结合上述理论与结果，对2种方案进行LCC评估，评估结果见表8。

从表8可以看出，对于长丰线、东和线与新中线，方案1的LCC更优，对于牛漏线，方案2的LCC更优。最终可以确定长丰所的改造方案为：对长丰线、东和线与新中线实施方案1，对牛漏线实施方案2。

5 结论

电压质量改善 篇4

配电网将电能通过配电设施配送给用户。中压配电电压为35kV,20kV和10kV，低压配电电压为380V(220V)[1]。

长期以来，配电网建设受到忽视，配电网薄弱问题一直存在。近年来，配电网建设逐步得到重视，投入了不少资金，但是在供电可靠性、供电质量等方面还存在诸多问题[2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16]。

其中，配电网末端电压低就是核心问题之一。除城市核心区以外的部分地区，特别是农村配电网，负荷低，负荷中心之间相互距离远，输变电损耗大，不满足新建变电站的条件，这些地区只能借助相邻地区的变电站供电。由于地区之间的距离过长，往往超过配电线路的供电半径，导致线路末端电压过低。此外，配电网普遍存在无功补偿容量不足的问题。

本文主要就配电网末端电压调制技术展开研究。首先，讨论了配电网末端电压低的成因，并就影响其“供电能力不足”和“电压低”问题的关键因素的敏感性展开了深入分析；其次，讨论了解决该问题的技术路径，并比较了不同技术路径之间的优劣性；最后，提出了配电网末端“供电能力不足”和“电压低”问题的解决方案。

1 配电网低电压问题的影响因素

1.1 理论模型

配电网常见的供电形式是由35kV(66kV）终端变电站供电，再由变电站10kV出线经过10kV/400V配电变压器接入用户。这种供电模式具备供电半径长、导线截面小、线损率高、电压衰减大、变压器多为高耗能变压器等缺点。

以图1所示典型的放射式配电系统为例，研究系统参数对用户电压及短路容量的影响。图中：为配电变压器高压侧电压；为配电变压器低压侧电压；为用户侧电压；P+j Q为用户负荷；r+j x为变压器等效参数；R0为单位长度低压输电线路的等效电阻；X0为单位长度低压输电线路的等效电抗；l为线路长度。

式（1）给出了图1所示系统的电压关系。

分析式（1），假设，为突出主要矛盾，忽略虚部的影响，有

1.2约束条件

要使式（2）有解，要求：

同时，GB/T 12325—2008规定，20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%，则

综合式（3）和式（4），得到：

式（5）中，R0和X0均取决于导线型号以及架设方式，一旦选定，R0和X0均为定值，无法改变。因此，要满足配电系统安全运行的需求，需要对线路长度l、传输有功功率P和无功功率Q进行约束。显然，线路传输功率P和线路长度l的乘积受始端电压U1制约，U1高，功率和长度的乘积就大。因此，提高始端电压U1是提升低压配电线路供电能力和末端电压U2的最有效也是最原始的方法。提高线路始端电压必须增加变电站布点，这需要电网建设上的支持。

式（5）还表明，在始端电压一定的情况下，PR0+QX0与线路长度l成反比，相互制约。要使传输距离远，则PR0+QX0必须满足一定的要求。假设传输的无功功率可以通过配置无功补偿电容等传统方式来解决，则可以认为Q=0，因此，线路的长度l和P直接成反比。

以常用的10kV架空输电线路LGJ-50为例，典型参数R0=0.63Ω/km,X0=0.379Ω/km。图2给出了最大线路长度lth随P的变化曲线。当传输有功功率超过10 MW时，线路长度不允许超过1km。这个约束条件在末端电网来说非常难以实现。因此，必须探讨一种新的方法，允许传输距离足够远而且线路末端电压足够高。

2 基于风电分散接入的新思路

2.1 风电分散接入方案

吉林省是农业大省，末端配电网存在的问题多，传统解决方法难度大；同时，吉林省是风电大省，风能开发便利而且基础较好。因此，通过风电分散接入来解决农村供电问题具有现实意义。

采用如图3所示的方案来解决配电线路末端低电压的问题。图中，10kV线路末端并入了出力为PW+j QW的风电机组，用以提升线路末端的电压水平。

式（2）可以改写为：

如果配置得当，使得P=PW,Q=QW，则有U1=U2。同时风电机组并网的容量以及与负荷的时间同步性需要合理配置，避免出现由于风电机组容量过大且在出力高峰负荷低谷时刻并网，导致出现末端电压超过上限的问题。

2.2 馈线末端电压对风电机组出力波动的敏感性

风电系统存在着风速变化或风速较低、风力发电机出力变化较大、幅值较低且频率变化等缺点，导致风电出力存在间歇性、波动性、难预测性等缺点，较常规机组而言利用难度大。同时，由于在负荷侧引入了电源，势必对电网的保护和运行控制产生较大影响。

为研究馈线末端电压对风电机组出力波动的敏感性，假设风电机组充分使用其无功调节能力，保证Q-QW=0。定义敏感性系数为：

取1.2节计算参数，在P=10 MW时，绘制敏感性系数曲线，如图4所示。可见，风电机组出力有助于降低系统电压的波动。出力越大，敏感性系数越小，越有利于末端电压的稳定。

3 风电分散接入对配电网的影响

3.1 对电压的影响

为了使分析结果有代表性，选取某风电场一台1.5MW机组2009年2月12日的出力为例进行分析。该机组通过10km的LGJ-50线路供给某10kV负荷PL，最大负荷1.5 MW，最小负荷0.9MW，负荷曲线如图5(a）所示。

风电机组有功出力曲线如图5(b）所示。该风电机组有功出力非常典型，01:00—07:00负荷低谷时段接近满发状态，此后一直随机波动。

受风电机组有功出力的影响，馈线末端电压会发生改变，如图5(c）所示。可以看出，风电机组并网前线路末端电压越下限的时长占全天的61.1%，电压合格率只有38.9%，不能够满足电网供电电压合格率的要求。风电机组并网后，对于电压提升的贡献非常明显，末端电压全天的合格率达到了100%。

3.2 对电能质量的影响

双馈型和直驱型风电机组分别包含1/3和100%额定容量的变流器，而变流器中开关器件高速通断造成能量大、频率高的电磁骚扰，接入配电网后对系统的电能质量产生影响，主要表现在以下几个方面[5,6,7]。

1）电压跌落

发生三相短路故障时，具备低电压穿越能力的分散式接入的风电机组短时间内能提供短路电流，对电压起到支撑作用，能够显著改善负荷末端的电压跌落情况，而且注入功率越大电压支撑效果越好。同理，单相接地故障时，故障相电压也能得到有效支撑；而非故障相的电压幅值也会随风电机组的接入而抬升，抬升幅度与电源容量成正比。

2）电压闪变

负荷的瞬时变化超过电网的调节能力后会带来供电电压的闪变。分布式风电机组接入后，可能会改善电压闪变。原因为：电力电子变流器能够起到稳定输出电压的作用，一定程度上的负荷变化会被变流器抵消；但是如果变化幅度或速率超过其调节能力，效果会有所下降。

3）电磁干扰

风电机组电力电子变流器中的开关器件频繁的通断易产生开关频率的高频分量，会对电网造成50Hz以外的电磁骚扰。机组安装位置越接近线路末端，电磁干扰将越严重；反之，机组越接近系统母线对系统的电磁干扰影响越小。如果变流器的电磁兼容设计合理的话，这种影响处于可以接受的范围内。

总之，风电机组由于包含大量的电力电子变流器，它能够及时快速地投入运行，当系统故障时，它能在相关控制策略下在尽可能短的时间内投入使用，使系统尽可能减少故障时间，提高整个电网系统的稳定性。其次，电力电子变流器等效为一台静止同步补偿器，可以改善配电网电能质量。

3.3 对供电可靠性的影响

由于分散式并入的风电机组能有效减少配电线路的实际输送功率，提高系统电压支撑能力，因此能够提高供电可靠性。另外，配电网发生瞬态故障时，配电网可以分解成若干孤岛独立运行，既可以减小停电面积，又可以提高系统可靠性[17]。但是，如果配电网发生永久性故障，由于风电波动性很大，尤其是小容量风电机组没有储能做支持，很难单独维系一个区域的正常供电（孤岛自治运行），需要在投资许可的范围内配置储能元件。

分布式接入的风电机组与配电网的继电保护的配合直接影响系统的可靠性。同时，安装地点、容量和连接方式也会影响配电网可靠性。

3.4 对配电效率的影响

风电机组分散接入配电网中，能够大幅度降低馈线的损耗。图1所示系统中，馈线的线损可以表述为：

风电接入后，忽略无功功率传输，线损的表述可以修正为：

由于（P-PW)2+(Q-QW)2<P2+Q2，故ΔS′<ΔS。

为了便于分析，假设无功功率都能得到很好地平衡，式（9）可以简化为：

以3.1节数据为例，计算风电机组并网前后的馈线线损，如图6所示。可见，馈线末端并入风电机组后，馈线线损大幅度下降。线损减少率最大100%，最小21%，平均有75%。

计算表明，风电机组并网前馈线线损为0.23MW·h，线损率为0.85%，风电机组并网后馈线线损为0.06 MW·h，线损率为0.21%，降低75%，效果非常可观。如果每天都按照这个数据计算，仅仅在一条线路上每年就能节省电量62.05MW·h，节约电费3.8万元。

3.5 对配电网二次系统的影响

1）对继电保护的影响。一般情况下，低压配电网以辐射式网络居多，因此配电网的继电保护无需方向元件。但是风电机组接入以后，直接影响故障电流的流向，在没有方向元件的情况下，保护无法判断故障位置，可能导致误动。这时，可以在系统中加入故障限流器解决此问题。同时，可以利用多代理技术来实现保护方案，实现较复杂的保护算法，从而使保护在配合和整体上具有更好的自适应性和灵活性[17]。

2）对重合闸的影响。重合闸动作时，风电机组仍未解列，非同期合闸导致冲击电流致使重合闸失败。建议采取同期并网的方式解决此问题。

3）对计量的影响。分布式电源接入后，潮流可能是双向的，因此现有的计量装置不能满足需要。可以考虑增加双向计量电能表。

4）对故障处理模式的影响。目前比较典型的故障处理模式包括基于重合器的故障处理模式、基于主站监控的故障处理模式以及基于系统保护的故障处理模式。分布式风电接入系统建议采用基于系统保护的故障处理模式，它将保护功能完全下放，力求在新型带方向的馈线终端单元（FTU）上实现馈线保护功能，有助于提高配电网故障处理的响应速度和供电可靠性[18]。

4 结语

本文深入研究了配电网末端“供电能力不足”和“电压低”问题。从问题的成因和关键因素的敏感性展开分析，比较了不同的技术路径之间的优劣性，并提出了基于分布式风电的配电网末端电压调制技术方案，得到如下结论：风电机组接入配电网末端对于电压的贡献非常明显，风电机组分散接入后，末端电压全天的电压合格率由38.9%提升到了100%；风电机组分散接入将有效提高配电网线损，接入后馈电线路线损降低75%，效果非常可观；风电机组分散接入将有效提高供电可靠性。

但是，风电机组分散接入也将加剧配电网末端电压波动性、增加保护及计量的复杂性，同时也会提高配电网调度运行的难度。因此，需要对接入配电网末端的风电机组容量进行合理配置，创新配电网末端保护和计量设备，优化配电网调度模式，这样才能从根本上既解决配电网“供电能力不足”和“电压低”问题，又满足经济性的要求。

摘要：配电网处于供电服务的最后环节,其“薄弱”问题长期存在,导致末端电压低和供电能力不足的问题经常出现,靠常规手段难以解决。文中提出一种基于分布式风电的配电网末端电压调制技术,其核心思想是在配电网末端并入风电机组,减轻配电线路传输电力,以此提升线路末端电压。以一段典型的辐射式配电线路为例,研究了该技术在改善配电网末端电压、提升配电网效率等方面的实际效果,分析了要使这种技术实用化的需要解决的关键技术,并说明了下一步工作重点。实践数据印证了所述的理论分析结果。

电压质量改善 篇5

20世纪末,ABB发电公司的Mats Leijon博士等人历经8年努力,发明了一种利用高压电缆绕制定子绕组的新型发电机———Powerformer[1,2,3]。理论上,该发电机的机端电压可以达到400 kV以上,从而能够实现发电单元与高压输电网的直联。这项技术引起了国内外学者的广泛关注:文献[4-5]介绍了Powerformer的原理及运行特点,并预测了Powerformer在电力系统中的应用前景;文献[6]指出,随着时间的推移,Powerformer的市场份额会逐渐增大;文献[7]探讨了Powerformer的投入使用对电力系统电压稳定性的影响;文献[8]介绍了Powerformer继电保护问题的研究现状;文献[9]建立了Powerformer内部故障仿真模型,为其相关保护的研究奠定了基础。角度稳定性是指电力系统中互联的同步发电机维持同步运行的能力。现有的研究Powerformer相关问题的文献中,尚没有对角度稳定问题进行探讨。

发电机励磁控制的基本任务是维持发电机端电压在给定值,同时又是电力系统稳定控制中最基本、最重要的手段。研究表明,通过控制系统高压侧电压的方法实现对电压稳定的控制,对维持一个性能良好的电力系统有很多潜在的好处[10,11]。在传统的发送电模式中,发电机只能通过变压器与高压电网相连,不能直接控制高压母线的电压,其调压范围还受到变压器运行特性的制约,如不能引起变压器过激磁等。Powerformer和高压电网直联,因此能够直接控制高压母线的电压,其调节能力只受自身设计和运行特性的影响。本文在研究常规发电机高压侧电压控制(HSVC)原理的基础上,探讨了Powerformer电压控制方法,对Powerformer高压侧电压控制在改善角度稳定性方面的作用进行了仿真分析,并与常规发电机AVR励磁控制及常规发电机HSVC做了比较,论证了Powerformer电压控制的优越性。

1 常规发电机HSVC原理

新型HSVC的思路是在传统的励磁系统中引入对无功电流的补偿,控制高压侧的电压基本恒定。高压侧电压控制器的结构如图1所示,图2是应用HSVC的一个简单电力系统。

图1、2中Ug为发电机机端电压;Us为无穷大系统母线电压;Q为发电机所发无功;xt为升压变压器电抗;xe为线路电抗;xdr为设定的电压下降特性,即电压随无功电流变化的斜率;Iq0为额定无功电流;n为升压变压器变比;UH为升压变压器高压侧电压。HSVC可按不同的方程实现,此处仅给出基本方程。

如果高压侧电压预定为UHref,则发电机端电压可控为

其中,Iq=Q/Ug。这时,高压侧电压实际为

式(2)表明,高压侧电压随无功电流的增加而下降。对于设定的目标UHref,可以控制UH随着设定的xdr的变化而变化。一般xdr可取1%～5%。

无功电流补偿方程、基于xe的无功电流补偿方程和对应于升压变压器分接头位置变化的下降率补偿方程参见文献[10]。

2 采用Powerformer的高压侧电压控制对角度稳定性的影响

带自动电压调节器(AVR)的单机-无穷大系统如图3所示,Powerformer机端电压Ug作为AVR的输入信号,AVR的放大倍数为Ke。

放大倍数Ke越大,就可以使反馈作用越明显,负荷变化对发电机的端电压影响越小,它的作用相当于补偿了一部分发电机的电抗,使在直轴等效电抗xx处的电势Ex维持不变。设Powerformer的同步电势为Eq,同步电抗为xd,Ug=Ugq(Ugq为Ug的q轴分量),当不考虑调节系统各中间环节的时间常数时,有如下关系[11]:

其中,xl为高压母线到负荷母线之间的线路电抗。Powerformer机端电压控制补偿作用示意图如图4所示。

如图4所示,令距离高压母线发电机侧xx处的电势为Ex,可得:

即

当运行条件发生微小变化时,取其微分:

将式(3)代入式(6),得ΔEx与Δδ的关系为

ΔEx为0,即Ex保持恒定的条件是式(7)里面中方括号内的值为0,由此得出:

具有AVR的Powerformer的等效模型是Ex和xx,Ex是xx后面的电势,它保持恒定。而常规发变组采用HSVC时,有xdg为常规发电机的同步电抗,xt为升压变压器电抗。Powerformer无需升压变压器与高压母线直联,与常规发电机HSVC的效果类似,减小了电源与负荷间的有效电抗,从而在传输同样的稳态功率时,发电机的功角也相应减小[12]。在系统大扰动情况下,根据等面积定则的分析,故障切除后,减速面积增大,系统的角度稳定裕度提高。

3 仿真验证

3.1 单机无穷大系统仿真

为检验Powerformer高压侧电压控制对电力系统角度稳定的改善情况,明确界定影响因素,首先分析了图5所示的单机无穷大系统发生接地短路故障时的角度稳定情况。仿真平台为中国电力科学研究院开发的电力系统综合分析程序(PSASP)。以常规发电机AVR和常规发电机HSVC 2种励磁系统控制方式对系统角度稳定性的影响为参照系,考察Powerformer电压控制方式对系统角度稳定性的影响。

计算图5所示的Powerformer单机无穷大系统初始潮流,可得Ug=UH=1.035 71 p.u.;类似的,对图2所示的常规发变组单机无穷大系统计算初始潮流,可得当机端电压以及无穷大系统电压均为1.0 p.u.,n为1.05 p.u.时,UH为1.01232 p.u.。

论文所采用的AVR结构框图如图6所示。

图中,Kr=1.0,KA=80,K2=1.0,τr=0.03s,τa=0.03s,τ1=2.0s,τ2=3.0s,τ3=2.0s,τ4=2.0s,Efdmax=5p.u.,Efdmin=0。K2为变换中间环节类型的参数,K2=1.0时为移相环节。

论文对于常规发变组进行高压侧电压控制时所采用的Ugref方程为

即将图6中的UT0用Ugref代替,其中,UHref=1.012 32 p.u.,n=1.05 p.u.,xt=0.1 p.u.,xdr=0.02 p.u.,Iq=Q/Ug。

对图5所示的Powerformer系统采用AVR励磁控制方式,对系统在接地短路故障下进行了暂态时域仿真,分别考察了三相接地短路和两相接地短路2种故障情况,故障点如图5中k点所示。对图2所示的常规发变组系统,分别采用常规AVR和HSVC2种励磁控制方式对系统在接地短路故障下进行了暂态仿真,故障选在靠近变压器高压侧的线路上,如图2中k点所示,同样考察了三相接地短路和两相接地短路2种故障情况。下面列举仿真结果。

3.1.1 三相接地短路情况下的仿真结果

仿真中,故障起始于0.1 s,故障持续时间150 ms。采用Powerformer进行高压侧电压控制的仿真结果如图7所示,图中给出了Powerformer功角曲线、有功功率曲线、无功功率曲线,以及高压侧母线电压,即Powerformer机端电压曲线。

根据图7可见,故障发生后,Powerformer的功角、有功功率、无功功率均减幅振荡,最终趋于故障前的水平;Powerformer机端电压在故障存在期间短时降至0.28 p.u.,故障切除后,机端电压在额定值附近减幅振荡趋于故障前的水平。Powerformer的角度稳定性得以维持。由于篇幅限制,相同故障条件下采用常规发电机AVR励磁控制和常规发电机HSVC励磁控制详细的仿真结果不在此处列出。

图8在同一幅图中给出了常规发电机AVR励磁控制和常规发电机HSVC励磁控制2种情况下的功角曲线(实线对应AVR,虚线对应HSVC;图10同),可以看出,HSVC具有更好的抑制电力系统功角振荡的效果。

图9给出了Powerformer高压侧电压控制和常规发电机HSVC励磁控制2种情况下的功角曲线(实线对应Powerformer,虚线对应HSVC;图11同),由于两者的初始功角不同,为了更好地比较2种情况下功角的变化幅度,对Powerformer的功角曲线进行纵向平移。可见,在抑制功角振荡方面,Powerformer高压侧电压控制具有与常规发电机HSVC励磁控制相近的效果。

3.1.2 两相接地短路情况下的仿真结果

仿真中,故障起始于0.1s,故障持续时间为150 ms。

图10给出了常规发电机AVR励磁控制和常规发电机HSVC励磁控制2种情况下的功角曲线,可见,HSVC能更好地抑制电力系统振荡。

图11给出了Powerformer高压侧电压控制和常规发电机HSVC励磁控制2种情况下的功角曲线,对Powerformer的功角曲线进行纵向平移。可以看出,在初始阶段,Powerformer高压侧电压控制对电力系统角度振荡的抑制效果略逊于常规发电机HSVC励磁控制,随着时间的推移,两者的抑制效果相近。

3.2 修正的EPRI-7节点系统仿真

为了进一步验证Powerformer电压控制对角度稳定性的改善作用,以修正的EPRI-7节点系统为研究对象进行仿真分析(1)。该系统接线图如图12所示。

系统中gS为平衡节点,g1为PQ节点,发电机G1的额定功率为1 200 MW,g2为PV节点,发电机G2的额定功率为1 800 MW。仿真中将与母线B2-220相连的发变组替换成Powerformer,进行角度稳定分析,并与发电机G2采用常规AVR励磁控制的情况进行对比。

仿真中设置母线B4-500与B3-500间的一回线路发生三相短路故障,如图12所示。故障起始时刻为0.1 s,故障持续100 ms,考察此大扰动情况下,采用不同的控制模式时对系统的角度稳定性的影响。

图13给出了节点g2采用常规发电机AVR励磁控制时,发电机G2、GS间的功角曲线。

可见,在这样的严重故障冲击下,系统发生第1摆功角失稳。下面对比考察Powerformer电压控制的控制效果。

图14给出了节点B2-220采用Powerformer电压控制时,发电机G2、GS间的功角曲线。

图14的结果表明,G2、GS间的同步得以维持。另外,根据仿真结果,此时发电机G1、GS及G1、G2间均保持同步,因篇幅所限,不做图示。由此,系统的角度稳定性得以保持。

可见,相比于常规的发电机AVR励磁控制,Powerformer电压控制对角度稳定性的改善作用明显,这是因其内在地具备了高压侧电压控制的特点决定的[13,14]。

4 结论

电压质量改善 篇6

1 分布式光伏并网系统的组成及控制原理

通常情况下, 光伏发电主要由两种形式构成, 第一是通过高线路的输电网来完成, 第二是通过低压线路的接入形式的配电网来型号曾。这两种形式在不同的领域中得到了高效的应用。分布式光伏电源, 简称为PV。PV并网系统主要分为光伏阵列、逆变器以及变压器和控制系统等等。具体的结构如图1所示。

具体来说, 分布式光伏电源的性能要求不同, 因此, 能量传输和变换的控制方式也存在着严重的区别。从输入角度上看, 光伏逆变系统主要表现为两种形式:第一, 电流源型, 第二是电压源型。对于电流源型来说, 直流电可以提供稳定的直流输入, 但是传入的大电感会直接影响到系统运行的速度。在实际的应用中, 电压源型的电容会作为储能元件, 得到广泛地应用。

从输出角度上看, 并网逆变器的输出控制模式也同样有电压和电流两个方面构成, 宾王逆变器对电网呈现阻抗特性。同时输出的是标准的调制信号。电流和电源完全以电网的电压为依据。另外, 并网的逆变器主要呈现出的特点就是高阻康特性。从这一角度上看, 电网的电压对电流的影响较大, 改善的电流质量水平较高, 应用情况也相对较多。

2 分布式广泛电源并网模型的建立

光伏出力情况直接影响到馈线, 进而直接影响到电压的分布状态。为了对PV进行分析, 需要选择的是一条10KV左右的馈线, 线上共有6个负荷接入点。在设备运行的过程中, 负荷接入点和其他的节点之间的距离需要同时在图中得到体现。其中干线的单位抗阻主要为0.2+j0.4Ω/km。对于配电网来说, 主要采用的是简单的PI控制系统, 同时还能够建立分布式的光伏电源接入配电网。具体的模型建立需要根据相关的工作原理来进行。

3 光照引起的光伏出力变化情况对电压影响的仿真分析

在外界条件一定的情况下, 光伏阵列的输出率并不是一成不变的, 而是根据负荷大小的变化而出现变化。如果负载的阻抗和内阻抗相匹配时, 光伏出力程度就相对较大。在对功率进行检测的过程中, 需要采用大功率的跟踪技术来对其进行控制。光伏输出的最大功率主要受到两种因素的影响, 第一是点样的辐照度, 第二是温度的变化量。如果一天中的温度保持不变, 太阳辐射量就变成了印象光伏出力的位移因素, 在具体的数据分析的过程中, 出现正比的关系。图2为某市7月份某日的光伏阵列的实测功率图。

PV光伏阵列直流侧最大输出功率随辐照度的波动而出现类似的波动, 光伏阵列输出功率最大值出现在13:00左右, 对应的辐照度为1195.1W/m2, 功率输出达到143.5k W。同时, 对应辐照度的较大波动, 光伏电站单位时间内 (即1min) 直流侧输出功率最大跌幅可达32.7k W, 约为最大输出功率的23%。PV的输出功率直接影响线路的潮流, 从而影响线路电压分布。

4 防止电压波动和电压越限的措施

由于PV既可以发出有功功率, 也可以发出无功功率;SVC可以动态调节无功功率。因此, 可以通过PV与SVC共同进行无功调节来改善电压质量。采用PV与SVC共同进行无功功率调节抑制电压波动后的负荷点5电压波形。通过PV与SVC复合调节可以有效抑制该负荷点的电压波动。

当PV作为电源退出电网运行时, 为防止原PV接入点电压失去支撑而造成电压降落过大, 此时在接人点处采用SVC来支撑线路电压。当装在负荷5的PV退出运行后, 造成负荷5的电压降落过大, 不利于电网的安全运行。这时, 可通过在负荷5接入的SVC进行电压调节。SVC发出感性无功功率, 对线路电压起支撑作用, 使线路各节点电压均满足供电电压偏差要求。当太阳辐照度高, PV输出功率较大时, 为防止PV接入点电压升高过多, 通过改变PV的运行方式和调节SVC来调整电压, 使其不超过电压上限。

综上可知, 通过PV与SVC复合调节可以有效地解决由于太阳辐照度变化引起分布式光伏电源低出力或退出运行 (或过高功率运行) 时引起的配电线路电压波动和电压越限问题。

5 结论

通过理论和仿真分析得出, PV接人配电网引起电压波动和电压越限的主要原因是太阳辐照度的变化。周围环境温度一定时, 太阳辐照度越强, 光伏电源的输出功率越大, 对电网电压的抬升作用越大, 光伏接人点的电压就可能超出限值, 随着太阳辐照度的逐渐减弱, 光伏电源的输出功率减小, 电网电压下降。由于太阳辐照度变化引起PV出力波动或退出运行时会引起配电线路电压波动和电压越限。通过PV与SVC复合式调节, 使线路上所传输的无功功率可以由PV和SVC共同提供, 也可以由SVC单独提供, 这样在PV并网和退出运行时可以保证线路各节点电压均满足供电电压偏差要求, 同时有效地抑制了电压波动, 解决了电压越限问题。

摘要：在电力系统运行的过程中, 对配电网电压的要求相对较高, 在实际的配网电压运行中, 需要对分布式光伏电源对电压的影响程度进行分析, 然后根据相应的配电网电压的控制原理来对电力系统的运行进行改进和完善。由于这一工作具有较大的复杂性和难度性, 所以对于相关的工作人员需要提出较高的要求。在进行理论分析的过程中, 需要对太阳辐射, 温度以及光照条件等因素进行分析和了解。然后分析一天中光伏出力情况的辩护程度对电压的影响。本文中, 主要对分布式光伏电源对配电网电压的影响于改善的相关问题进行分析和阐述, 希望能够给相关的工作人员提供借鉴和参考。

关键词：分布式光伏电源,配电网,太阳辐照度,电压

参考文献

[1]王博, 李安, 向铁元, 张均.三相光伏并网系统的运行控制研究[J].电力科学与工程, 2011 (1) .

[2]许晓艳, 黄越辉, 刘纯, 王伟胜.分布式光伏发电对配电网电压的影响及电压越限的解决方案[J].电网技术, 2010 (10) .

[3]赵平, 严玉廷.并网光伏发电系统对电网影响的研究[J].电气技术, 2009 (3) .

[4]周德佳, 赵争鸣, 吴理博, 袁立强, 孙晓瑛.基于仿真模型的太阳能光伏电池阵列特性的分析[J].清华大学学报 (自然科学版) , 2007 (7) .

电压质量改善 篇7

随着我国直流输电规模的快速增长,单个直流输送容量的增加和多馈入受端结构的形成,电网“强直流弱交流”特点逐渐明显。 南方电网作为典型的多馈入受端系统,具有负荷密集、感应电动机比例较高的特点。 在这种情况下,受端交流系统发生故障可能导致多回直流同时换相失败,并产生复杂的交直流相互作用,使得系统动态无功需求剧烈变化;同时,由于直流落点处的负荷中心地区缺乏电源支撑,动态无功缺乏,交流系统严重故障时电压稳定问题突出,威胁着系统安全[1,2]。 因此,合适的直流控制技术与动态无功补偿技术对解决受端系统电压稳定问题有着关键的作用[3,4,5,6],利用直流系统本身的无功调节能力相较于装设无功补偿装置而言,是一种更为经济的手段。

目前基于换流站控制改善交流系统无功特性的控制系统大致分为2 类:一类以交流系统无功功率交换量为控制对象,将换流器与交流系统交换的无功功率控制在一定的范围内;另一类是以换流母线电压为控制对象,以维持交流电压稳定进行换流站无功调节[7,8,9,10]。 针对多馈入系统的无功调节措施,较多采用第二类,文献[9]提出基于交流电压偏差变化的熄弧角无功调节方法,由于该方法受制于熄弧角,无功调节对受端电压稳定作用有限,仅针对过电压的情况。 文献[10]设计的协调控制器中提出定交流电压控制,能够在加快系统恢复的同时有效改善交流母线电压稳定性,但该方法的理论研究及可行性有待进一步研究。

基于上述研究,本文从换流器运行特性的角度,分析了定交流电压控制对无功功率的调制作用,结合多馈入系统结构及电压的评估指标,提出了该控制方式在逆变侧的配合及设置策略,对受端电网换流母线电压稳定问题及动态无功缺乏问题具有一定的改善作用。 最后通过算例分析,验证了该控制方案的有效性及可行性。

1 定交流电压控制特性

定交流电压控制属于直流站控制,其实质是通过调节换流器与交流系统的无功功率交换,控制换流站内交流母线的电压特性[11]。 文献[12]通过仿真研究证明了该控制方法对多馈入系统恢复期间的电压波动和后继换相失败有一定程度的抑制作用。本文从逆变器运行范围的角度对定交流电压特性进行分析。

稳态运行时,逆变器有功和无功功率的运行范围可由Pn- Qn坐标系统表示[13],如图1 所示。 以流向直流系统的功率方向为正,定直流电流Id特性是以原点为圆心的圆,需在最大电流Idmax与最小电流Idmin这2 个圆弧之间变化;定直流电压Ud特性是通过原点的直线,它与运行功率Pn轴的夹角为功率因数角 φ,Ud可在0 ~Ud0范围内调节;定熄弧角 γ 特性为一条下凸曲线,变化范围在 γ≥γ0(γ0为允许运行的最小熄弧角)内。 因此逆变器的运行范围实际是限制在定 γ0特性曲线、Idmax和Idmin圆弧以及Ud= 0所围成的封闭区域内。 图中,e为逆变器额定运行点;Pde为额定输送功率;φ0为额定功率因数角;Ud0为逆变侧空载直流电压。 由图1 可知,若逆变器不限于定熄弧角运行,在保持额定直流功率不变的情况下,其无功功率可沿线1 进行调节,由Idmax与 γ0分别限制最大与最小可调量。 该图表明,充分利用逆变器的无功功率调节能力,可以在一定程度上解决换流站内无功功率平衡问题,尤其是与弱交流系统相连的换流站。

当逆变器采用定交流电压Ui控制时,一般情况下,整流器采用定电流控制,可以维持逆变器的视在功率Si不变,运行特性与定直流电流重叠,如曲线2,在额定运行点e处与定熄弧角特性相交。 已知逆变器控制运行与功率因数的关系为:

当交流系统受到扰动,母线电压Ui呈下降趋势。 当逆变器采用定熄孤角控制时,如式(1)所示,为了维持 γ 恒定,使控制角 β 增大,功率因数角 φ 增大,即图1 中运行点沿曲线3 偏移至点e′0,逆变器消耗的无功功率Qn增加,导致Ui进一步下降;当逆变器采用定交流电压控制时,为了维持Ui在整定值内恒定,逆变器快速调节控制角,即使 β 减小,φ 减小,运行点沿e′1方向移动,逆变器消耗的无功Qn减小。

如图1 所示,在逆变器运行范围内,定交流电压控制与定熄弧角控制的无功功率特性分别为曲线2 与曲线3。 当系统轻载运行时,定交流电压控制将增大换流器无功功率吸收,维持交流母线电压为整定值;定熄弧角控制则需通过切电容器、静止无功补偿器增发感性无功等来调节过剩的无功功率,调节量由曲线2 与3 的纵坐标差决定,当Pn= 0.8Pde时,无功功率调节量约0.4Pde。 由此可见,相比定熄孤角控制,定交流电压控制具有更有利于控制无功功率、稳定母线电压,在适宜情况下可作为改善弱交流系统电压稳定性的经济控制技术。

2 多馈入系统电压稳定评估计算

2.1 电压稳定耦合因子的定义

落点较近的多馈入直流系统,换流站交流母线的电气联系较强,其间的相互作用可能导致系统总体性能下降[14]。 因此衡量换流母线电压的稳定性,需要同时考虑系统的自身强度以及直流间的耦合影响[15]。

电压稳定因子(VSF)是衡量电压稳定性的经典判据之一,它代表节点电压对注入无功扰动的灵敏度[16]。 由于其物理意义明确,该指标同样适用于多馈入系统,衡量直流输电中换流母线电压稳定性。

已知简单多馈入模型如图2 所示,对系统i而言,VSFi的定义如下:

其中,VSFi为正表示系统静态电压稳定,其值越小越稳定,越大则稳定性越弱。 从定义上看,该指标重点考虑了节点自身处的电压稳定,没有突出直流间的相互作用。

利用多馈入交互作用因子(MIIF),能够定量描述两换流母线间电压相互影响的程度[17],即母线i对母线j的交互作用因子MIIFji可表示为:

其中,为定义表达式,指在换流母线i处投入对称三相电抗器引起1% 的电压波动 ΔUi时,换流母线j的电压变化率;为结构表达式,其中Zeqij、Zeq ii分别代表保留换流母线的节点阻抗矩阵Zeq中互阻抗与自阻抗元素。 不论在定义式还是结构式中,均可看出交互作用因子指标表征了直流i对直流j的参与度。

综上分析,假定在母线i处投入三相电抗器,产生无功扰动(记为 ΔQi),i的电压波动可记为:

根据两节点间的交互关系,ΔUi使得母线j产生的电压变化为:

同理,由式(6)可定义多馈入系统中,某一换流母线i发生无功扰动 ΔQi(i = 1,2,… ,n;i ≠ j)时,母线j的电压稳定因子为:

综上,为了衡量某一换流母线电压受到所有与其相连的直流系统无功波动的影响,可定义节点j的电压稳定耦合因子(VSIF)为:

对于n馈入的直流系统,VSIFj的含义为:依次在换流母线i(i = 1,2,…,n;i ≠ j)注入无功功率,而引起1% 的电压波动时,母线j的电压稳定程度之和。

在多馈入交直流系统中,换流母线节点j的电压耦合因子VSIFj越大,则说明该母线电压受其他节点无功扰动的影响越大。 在动态无功缺乏的情况下,其他节点发生故障可引起该母线电压较大幅度的波动,同时增加了换相失败的风险[18]。

2.2 电压稳定耦合因子的计算方法

下面将通过解析法对电压稳定耦合因子进行求解分析[20]。

如图2 所示的多馈入系统,其线性化潮流形式可表示为:

其中,ΔP、ΔQ为母线注入功率的增量;J为2n × 2n阶的雅可比矩阵。

由于换流站注入节点的直流功率变化量仅与当地电压幅值相关,与交流系统电压相角无关。 对式(9)中的直流量进行修正,有:

其中,ΔP′、ΔQ′为不包含换流站注入节点的直流功率增量;J′P U、J′QU分别为JP U、JQU对角线元素的修正矩阵。 修正元素为:

令 ΔP = 0 时,根据文献[19]可知 ΔQ与 ΔU的关系为:

由电压稳定因子的定义式可知:

根据式(12)、(13)可知,电压稳定耦合因子同样可表示为:

由式(14)可知,电压稳定耦合因子为降阶雅可比矩阵JR-1第j行除对角元素的和值,其值决定了换流母线电压交互耦合的强度。 可以看出,电压稳定耦合因子与直流系统、受端交流系统的结构参数密切相关。

3 控制策略的实现

3.1 定交流电压控制的配合方式

逆变侧控制是由多个控制器相互配合组成,通常以某一控制器为主要调节,其余控制器作为附加调节。 定交流电压控制无论设为主控制或附加控制,都是通过调节 β 角控制逆变器无功消耗来维持换流母线电压稳定。 若将定交流电压控制设为主控制器,直流电压将运行在较大的范围,分析如下。

定交流电压控制的稳态运行特性为:

设在直流控制作用下Ui与Id保持恒定,认为叠弧角 μ 不变,由式(16)可知直流电压将随 β 变化而波动,已知 β  (30°,90°),将式(15)代入式(16),求Ud对 β 的偏导为:

由系统运行状态易知A1> 0,A2< 0;稳态中 β 维持在较小的角度,Ud随 β 的上调呈减小趋势。 考虑到直流输电工程中,由投切无功装置等引起换流母线无功扰动频繁,易使Ud低于额定运行点运行,从而增加有功功率的传输损耗,影响运行的经济性。然而,为了解决传统定熄弧角控制方式在扰动期间使功率因数下降,不利于电压稳定,易导致弱受端系统电压崩溃的问题,定交流电压控制更加适合作为定熄弧角控制的附加控制。 其原理框图如图3所示。

3.2 平滑切换逻辑控制器设计

为了避免噪声干扰和瞬时小扰动引起不必要的控制动作,切换控制器通常需要满足一定的切换条件[10],实现逆变器控制方式的平滑转换。

由于常规定熄弧角控制与附加定交流电压控制器参数配置的不同,在定交流电压控制接收指令退出控制时,2 种控制方式存在微小的控制量(β)差,在系统恢复稳态后,简单的切换动作也可能引起较大的振荡。 为了避免对系统的再次干扰,本文设计了基于状态跟随的平滑切换控制方法,其原理如图4 所示。

将定交流电压控制状态与定熄弧角控制状态设计为一负反馈,作为定熄弧角的一个输入,使得暂态过程中定熄弧角随时跟随定交流电压输出,保证切换前2 个控制器输出的状态量总是一致。 同时对逻辑开关K1— K4进行合理的控制实现。

(1) 系统稳态时:K2、K3闭合,K1、K4断开;逆变侧运行在定熄弧角控制方式下,隔离定交流电压控制。

(2)定交流电压控制时:K1、K3、K4闭合,K2断开;扰动期间,定熄弧角闭环控制器的状态量将跟随定交流电压控制器输出,此时逆变侧的控制是以换流母线电压为主要调制对象的控制作用。

3.3 控制器参数寻优算法

为了满足逆变侧定交流电压附加控制器的性能要求,本文采用非线性规划SIMPLEX算法对附加控制器参数KP、KI进行优化。

非线性规划数学模型的一般形式为:

设R是满足上式约束条件gj(X)的n维欧氏空间En中的一个开集,则多元函数f(X)最小极点存在的必要条件为:f(X)在R上有二阶连续偏导数,对于X*∈R,若▽f(X*) = 0 且二阶偏导数矩阵(Hessian矩阵)▽2f(X*)正定,则X*∈ R为f(X)的严格局部极小点。

在规划式(20)的求解过程中,搜索方向的确定及迭代步长的选择是优化算法的关键,由于SIMPLEX算法对初值敏感且易陷入局部最优,本文参数优化迭代过程分为初值搜索迭代和优化迭代:首先以较大步长和较小数值仿真次数得到SIMPLEX迭代初值,然后利用SIMPLEX算法在较小的步长范围内得到最优解。 本文在PSCAD程序中,分别由Multirun模块与Simplex模块来实现上述步骤。

设目标函数满足换流母线实际电压Ui与整定值Uref的偏差最小,为:

寻优控制器参数KP、KI的步骤如下。

a. 给定初值X0= [KP0KI0]及可行域R。

b. 确定搜索方向Dk与步长 λk,使迭代满足:

c. 初步求得可行域最优解, 得到SIMPLEX算法初值X(0)。

d. 设定优化次数N , 利用SIMPLEX求解目标函数。

e. 迭代结束,得到最优解KP、KI。

4 控制策略的仿真研究

4.1 系统模型

为了验证本文提出的直流控制策略效果,基于CIGRE直流输电标准测试模型搭建了三馈入直流系统,结构如图2 所示。 每条直流线路的系统参数及无功补偿参数与CIGRE标准系统参数相同。通过改变等值阻抗Z1、Z2、Z3或联络线距离可以得到不同交流系统强度和电压稳定交互因子的多馈入系统。 设Z1=4.996+j14.5852 Ω,Z2=4.75+j13.414 Ω,Z3= 5.790 6 + j20.457 Ω,各直流系统逆变侧的电气距离为l12= 50 km 、l13= 80 km 、l23= 30 km , 得到系统电压评估指标如表1 所示。 联络线阻抗为0.41 Ω / km,X / R = 6。

由表1 可以看出,多馈入有效短路比(MESCR)与电压稳定因子对换流母线电压稳定特性的评估结果一致,由弱到强依次为:DC3、DC1、DC2。 根据电压稳定耦合因子的大小,各母线电压受耦合影响,由大到小依次为:DC2、DC1、DC3。 上述指标表明,DC3 换流母线的电压稳定性最弱;DC2 母线电压受到的耦合作用最大,由于与DC2 相连的DC1、DC3 系统强度相对较弱,其受联络线无功波动产生的不利影响也将最大。 因此从改善系统整定电压稳定性角度出发,对DC3、DC2 逆变站装设定交流电压附加控制。

4.2 仿真结果

为了验证上述控制方案的效果,考察最弱系统DC3 逆变侧换流母线处发生三相短路故障,故障持续时间0.05 s,DC3、DC2 系统加入定交流电压附加控制时,各直流系统的电压恢复特性如图5 所示(交流母线电压Uac、 直流电压Ud、 直流电流Id均为标幺值)。

由图5 可见,在常规定熄弧角控制作用下,弱交流系统发生的严重故障对多条直流系统的电压稳定性产生了不利影响:随着DC3 换流母线电压骤降至0.4 p.u.,DC1、DC2 系统交流母线电压被迅速下拉至0.85 p.u.,直流电压分别跌落至0.72 p.u. 与0.26 p.u.,3 条直流逆变侧同时发生换相失败; 故障清除后,由于常规定熄弧角控制的超调作用,换流站功率因数暂时大幅减小,造成逆变侧无功功率的剧烈交换,各母线电压波动严重,尤其是电压稳定耦合因子最大的DC2系统与弱系统DC3都出现了后继换相失败。

加入定交流电压附加控制后,故障期间,DC3 系统逆变器通过调节功率因数,以阻止电压的深度跌落;故障清除后,换相电压恢复过程较平稳,电压波动较小,无后继换相失败,如图5(c)所示。 DC2 系统在加入附加控制后,扰动期间以母线电压为主要调节目标;随着系统恢复期间动态无功平衡问题得以解决,避免了由于强耦合作用引起的电压波动及后继换相失败,如图5(b)所示。 同时DC1 系统电压、电流暂态特性及熄弧角变化如图5(a)所示,在系统间的相互作用下,DC2、DC3 系统换流母线电压稳定性提高对其也有一定的支撑作用,电压波动因此减小。 综上可以看出,本控制方案能够改善联系较为紧密的多馈入系统电压稳定性,提高系统整体恢复速度。

5 结论

a. 定交流电压附加控制配合定熄弧角控制, 能够有效抑制定熄弧角控制的超调量带来的不利影响,提高电压扰动期间的稳定性,同时保证直流输电的经济运行。

b. 电压稳定耦合因子指标能够表征某一直流换流母线电压受其余换流母线的影响的程度。 以该指标来指导控制策略的布置方案能够反映出在哪些直流输电子系统中采用定交流电压控制取得的控制效果更好。

c. 设计的平滑切换逻辑控制器, 有效地减小了由于控制参数不同引起的切换振荡,保证系统工况改变时直流控制方式的顺利转换。

电压质量改善 篇8

风力发电技术近年来在世界范围内得到了迅猛发展[1]。随着装机容量的不断扩大,大型并网风电场及其接入系统的安全稳定运行日益受到关注,大型风电场的电压稳定问题就是其中之一[2,3]。尤其是中国风电集群开发、长距离传输接入弱电网的特点使得风电场的电压无功问题更为突出[4]。因此,研究风电场电压无功紧急控制策略对风电场及其接入系统的稳定运行具有重要意义。

目前,针对风电场的电压无功问题,国内外已有部分文献进行了研究[5,6,7,8,9]。总体来讲,这些文献针对的主要是单风电场在风速波动情况下电网接入点的电压波动问题,较少涉及故障下风电场群紧急控制策略的研究。风电场群在故障时由于电压问题可能引发极其严重的连锁脱网事故[10,11]。文献[12]基于稳态运行约束和预想N-1故障集后安全约束的最优潮流(OPF)模型,提出了抑制大规模连锁脱网的风电汇集区域电压预防控制策略,没有考虑动态条件下风电场的电压无功控制;文献[13]指出由于静止无功补偿器(SVC)的滞后响应会导致电网无功功率过剩,出现电压过冲现象,从而造成风电机组二次脱网,进而提出的控制措施为一旦检测故障发生,延迟100ms将SVC电纳置零;文献[14]针对风电场连锁脱网事故,提出故障中当SVC无功出力小于25%时,将SVC切除防止故障后出现电压攀升现象。但故障持续时间具有随机性,难以控制,同时并不是每次故障都会引起风电场群的大范围连锁脱网,一旦故障未引发风电场连锁脱网事故,大范围过早地将SVC电纳置零或切除会影响故障后的恢复。

为此,着重针对风电场动态电压稳定问题引发的连锁脱网事故,通过分析其时空特性,提出了协调SVC和双馈感应发电机(DFIG)的电压无功紧急控制策略,同时提出故障中DFIG机组的有功附加控制,目的在于抑制大规模的风电场连锁脱网事故。

1 风电场连锁脱网时空特性分析

1.1 风电场连锁脱网演化机理

风电场连锁脱网事故往往由电网故障引起,起初不满足低电压穿越要求的风电机组迅速脱网,构成连锁脱网事故的第一批脱网风电机组。故障清除后,风电场开始逐步向稳定运行状态过渡。此时,采用等值的单风电场无穷大系统近似模拟风电送出系统,如图1所示,其中PCC表示公共连接点。

由图1可得:

式中:上标“*”表示取共轭。

近似认为高电压接入点为无穷大系统,即存在,将其代入式(1),整理可得:

经验证,其解为:

输电线路中,一般,忽略R,同时考虑S2=P2+Q2,则式(3)变为:

稳定运行时系统一般处于电压的合理运行范围内。但故障中随着大量风电机组的切除,有功出力P大幅降低,集电系统无功损耗也随之减小。此时由于无功补偿装置并未随风电机组切除,Q相对增大,系统出现过剩的无功功率。而视在功率S由于有功出力P的大幅降低而减小。由式(4)可知,Q增大,S减小,将造成电压Upcc的抬升,电压一旦达到风电机组保护设定的限值,将造成风电机组因高电压脱网,形成事故的第二批脱网风电机组。

1.2 风电场连锁脱网的时空特性

在风电场电压升高的过程中,由于大规模集电系统的存在,不同位置的风电机组其电压并不相同,它们并不是同时达到高压极限值,而是存在先后顺序。某些风电机组的电压将率先达到极限值,造成脱网,从而进一步降低了S,增大了Q,由式(4)可知,这将继续提高其他风电机组的电压,引发其他风电机组因高电压脱网,形成恶性循环。文献[10]给出了典型风电场连锁脱网的事故过程及时空尺度,如表1所示。

1.3 仿真验证

在DIgSILENT/PowerFactory中搭建如图2所示模型。本文采用文献[15]提出的基于动态电压的风电场等值方法将风电机组进行分群等值以便分析,具体分群结果如下:风电场A由3个等值机群A1,A2,A3构成,风电场B由3个等值机群B1,B2,B3构成,其中每个机群均由50台风电机组组成,风电机组出力水平为0.8(标幺值);风电机组、变压器及线路参数如附录A表A1至表A4所示。风电场采用集中无功补偿方式,即PCC-A母线和PCC-B母线处通过电容进行无功补偿,容量分别为35 MVA和41 MVA。

设置风电机组Crowbar投入的转子电流定值为1.2(标幺值)。设机群B1和B2不具备低电压穿越能力,当电压u≤0.9(标幺值,下同)时,延时0.1s跳闸[16],其余风电机组均具备低电压穿越能力,其低电压穿越能力设置为:u≤0.2,延时1s跳闸;u≤0.4,延时2s跳闸。所有风电机组的高压设置为u≥1.1,延时0.1s跳闸[17]。仿真中故障设置于风电场B的PCC母线PCC-B,1s时经0.1+j1Ω 的阻抗发生三相短路接地故障,1.15s故障切除。

仿真事故列表如表2所示。由于故障位于风电场B的PCC母线,故障发生后,B1,B2,B3 转子电流被激发,迅速投入了Crowbar。B1和B2不具备低电压穿越能力,依据其保护控制迅速脱网,代表了实际连锁脱网事故的低压脱网阶段;故障清除后由于无功功率并未随风电机组同时切除,造成无功功率过剩,系统电压抬升,此时风电机组A3和B3电压最先达到保护临界值,造成高压脱网,这进一步加剧了无功功率的过剩,A2和A1相继脱网,该过程代表了实际连锁脱网事故的高压脱网阶段。可以看出,风电场连锁脱网表现出了明显的时空分布特征。高压阶段,风电机组的脱网并不是同一时刻完成的,而是持续了一段时间。这与实际风电场连锁脱网事故的过程也是一致的[10,18]。

2 风电场电压无功控制措施分析

2.1 风电场无功源调节特性分析

风电场内的无功源主要包括电容器组、SVC、双馈风电机组、有载调压变压器(on-load tap changer,OLTC)分接头等[4]。不同设备的调节特性如表3所示。

电容器和变压器均属于离散调节装置,其成本低、容量大,主要用于补偿风电与电网的大幅电压波动,难以快速有效地进行动态调控,这里主要采用SVC和DFIG协调进行风电场电压无功紧急控制。下面进一步对SVC和DFIG的无功输出能力进行分析。

2.2 SVC的无功输出能力分析

以较为典型的晶闸管投切电容器(TSC)+晶闸管控制电抗器(TCR)型SVC为例,其对外输出无功功率如式(5)所示[14]。

式中:ω 为角频率;C为投入电容大小;U为端电压;α 为TCR触发角;XL为电感。

依据GB/T 20298—2006《静止无功补偿装置(SVC)功能特性 》,SVC响应时间一般为30~50ms。

2.3 DFIG风电机组的无功输出能力分析

双馈电机定子侧有功功率和无功功率运行范围主要受转子侧变换器电流限制影响。当双馈风电机组有功出力确定时,定子侧的无功输出范围如式(6)所示[13,16]。

式中:Qsmin和Qsmax分别表示定子侧无功输出的最小值和最大值;Xs和Xm分别为定子电抗和励磁电抗;Us为定子端电压;Irmax为转子侧变换器的电流最大值;Ps为定子端输出的有功功率。

对于双馈风电机组,其网侧变换器一般按风电系统的最大转差有功功率设计,其无功输出能力一般远小于风电机组定子侧输出的无功功率[17]。网侧变换器能够发出的无功功率Qc的范围如式(7)所示[16]。

式中:Pcmax为网侧变换器设计的最大功率;Pc为网侧变换器输出功率。

3 风电场群电压无功紧急控制策略

3.1 控制策略思路

抑制风电场连锁脱网的核心在于一方面提高故障时的风电机组电压,从而提高风电机组的故障穿越能力;另一方面在故障切除后电压出现大幅上升时,应迅速发出感性无功功率,抑制电压的快速上升,从而抑制连锁脱网事故的扩散。因此,对于故障中的控制措施,应通过SVC和风电机组输出容性无功功率,抬高故障中的风电机组端电压,同时考虑风电机组输出的容量限制,可适当对有功功率进行限幅;故障清除后,一旦电压攀升,应迅速发出感性无功功率。此时,SVC的滞后效应会导致故障切除后电网的无功功率过剩[13]。从抑制SVC滞后效应的角度入手,风电机组可在故障切除后依据电压情况迅速输出一定的感性无功功率,以抵消一部分SVC的滞后效应,延迟风电机组脱网时间。该延迟只需躲过SVC的响应时间即可,之后由于SVC可以迅速吸收无功功率,调整系统电压,从而避免高压脱网事故的扩散。

3.2 DFIG风电机组控制策略

3.2.1 低压阶段无功控制策略

Q/GDW 392—2009《风电场接入电网技术规定》的征求意见稿中给出低电压穿越期间风电机组应注入的无功电流[17]:

式中:UG为风电机组定子电压标幺值。

电网电压跌落期间DFIG定子侧无功输出能力远大于网侧变流器[19],因此,主要考虑由定子侧在故障中向电网提供无功电流,网侧变流器则仅在Crowbar投入、定子侧无法输出无功功率时向电网输出无功功率。为此,制定风电机组低压阶段的控制策略如下。

检测电压,当风电机组电压小于0.9(标幺值)时,启动风电机组的低压控制策略。依据转子电流大小(如设定限值为1.2(标幺值)的额定电流)设置Crowbar的投入和切除。由于故障电流衰减很快,因此,Crowbar在故障后很快即可切除,此时转子侧变换器重新获得控制能力,风电机组向外输出无功功率,输出无功电流大小如式(8)所示,同时设置其最大输出无功电流限值为1(标幺值);Crowbar投入期间,转子侧变流器不具备控制能力,风电机组无法对外输出无功功率,此时通过检测Crowbar投入和切除信号控制网侧变流器输出无功功率,其无功电流参考值置为1(标幺值)以避免过流。

3.2.2 高压阶段无功控制策略

考虑到中国的实际情况,很多风电机组在电压达到1.1(标幺值)后即迅速脱网[19],依据Q/GDW392—2009《风电场接入电网技术规定》,要求风电场应当能够控制风电场并网点电压在额定电压的97%~107%范围内。因此,从预防风电场连锁脱网的角度出发,设置风电机组高压阶段控制策略如下。

检测风电机组电压,一旦风电机组电压跃过1.07(标幺值),启动风电机组的高压控制策略。要求风电机组能够迅速发出一定的感性无功电流,参考德国E.ON公司的高电压穿越(HVRT)并网要求[20],设置风电机组发出感性无功电流大小如式(9)所示,同时设置其最大输出无功电流限值为1(标幺值)。

式中:k可根据实际情况设定一定的数值,以促使风电机组在电压升高时迅速发出一定的感性无功功率。

3.2.3 有功附加控制策略

依据DFIG的无功输出能力分析,由式(6)可得:

在电网电压定向坐标系下,有:

将式(11)代入式(10),整理可得:

在忽略定子漏抗的情况下,Xs≈Xm,则式(12)变为:

可以看出,DFIG定子的有功电流isd和无功电流isq需满足一定的约束条件。为保证故障中风电机组对外输送的无功电流满足式(8)的要求,当有功电流较大时,可适当降低有功电流。

式(13)中,Irmax表示转子侧变换器的电流极值,其值一般为1.2(标幺值);故障时无功电流需求较大时,由式(8)知,风电机组端电压也下降较多,即Us较小,而风电机组的定子电抗Xs一般较大,此时Us/Xs的值很小,因此,故障中可近似忽略Us/Xs。同时,为防止过流,进一步取Irmax为1(标幺值),则式(13)变为:

则,当无功电流isq一定时,可得:

将式(15)计算所得值作为故障中定子有功电流的限值isdmax。

对于故障后可能出现的高压阶段,由于风电机组一般具有较强的感性无功输出能力[2,12,18],且在本文的控制中,风电机组高压时向外输送的感性无功电流一般并不大,因此不再考虑对风电机组的有功功率进行限幅。

3.2.4 风电机组整体控制逻辑图

风电机组整体的控制逻辑框图如图3所示。图3中:min表示取最小值;Uw为检测的风电机组端电压:Umin为低压阈值,本文中Umin设为0.9(标幺值),当Uw<Umin时,输出逻辑信号为1,表示系统出现低压,否则为0,将该信号定义为低压输出信号;Umax为高压阈值,本文中Umax设为1.07(标幺值),当Uw>Umax时,输出逻辑信号为1,表示系统出现高压,否则为0,将该信号定义为高压输出信号;Scrowbar为Crowbar投入信号,Crowbar投入时,Scrowbar=1,否则Scrowbar=0;Iq1和Iq2分别如式(8)、式(9)所示;Iqmax为限幅环节,电流输出限值为1(标幺值);Id为稳态控制下的d轴电流,即有功电流分量;有功限幅的计算如式(15)所示。

对于网侧变频器,将Crowbar投入信号Scrowbar作为其紧急控制的触发信号;对于风电机组(机侧变频器),将低压输出信号和高压输出信号取或运算后作为其紧急控制的触发信号;对于有功附加控制,低压输出信号为其紧急控制的触发信号。

图3中,Crowbar投入信号Scrowbar取非运算后,与低压阶段Iq1、低压输出信号三者相乘,表示只有在Crowbar未投入且低压输出信号为1时,Iq1为有效值;Iq2与此类似;将二者相加并限幅后作为紧急控制下风电机组(机侧变频器)的无功电流参考值Iqref1;对于网侧变频器,只需依据触发信号输出其对应的无功电流参考值Iqref2;对于有功附加控制,则以式(15)计算所得值作为限幅,取其与稳态控制下的有功电流Id的较小值作为紧急控制下的有功电流参考值。

3.3 SVC控制策略

SVC在故障中及故障后始终保持与电网连接。因此,将SVC设定为电压控制模式,即始终以端电压1(标幺值)为控制目标。SVC的控制结构示意图如图4所示,其中u为实测端电压,uref为参考值,其值为1(标幺值),ysvc为输出等效电纳。

4 仿真案例

同样以图2所示的仿真系统作为研究对象,采用所提出的SVC和风电机组的协调控制策略,得到仿真事故列表如表4所示。表4与表2对比可知,通过综合控制大大减少了连锁脱网的风电机组数量。在算例验证控制策略时,对网侧变频器进行了适当简化,同时分别进行了单独考虑SVC、单独考虑DFIG(包括风电机组的有功附加控制)的控制效果分析,限于篇幅,不再详细列出,详见附录B。

观察风电机组与SVC无功出力响应时序配合以说明二者的协调作用。以风电机组A3 为例,其端电压及无功出力如图5 所示。PCC-A母线电压及该处SVC无功出力如图6所示。

1s时故障发生,风电机组和PCC-A母线电压迅速下降,风电机组电压跌落至0.9(标幺值)以下,风电机组启动低压紧急控制策略,向外输出容性无功功率,SVC在故障中也向外输出容性无功功率,以抬高故障电压;1.15s故障清除后,SVC存在滞后效应,电压迅速抬升,风电机组A3 电压在1.165s时跃过1.07(标幺值),风电机组启动高压紧急控制策略,开始迅速吸收多余的容性无功功率,从而抵消了SVC的部分滞后效应,SVC则经过一定延时开始大量吸收容性无功功率。风电机组和SVC配合迅速降低了故障后的电压,避免了出现高压脱网现象,对风电场连锁脱网事故起到了很好的抑制作用。

5 结语

针对大规模风电场连锁脱网事故中的动态电压问题,从集电系统的空间分布特征,推导了不同风电机组端电压的稳态分布规律;进而建立了故障时风电场PCC电压方程,结合风电场运行和控制特点,分析并仿真验证了风电机组连锁脱网的演化机理。在此基础上,提出了一种协调SVC和风电机组自身无功电压调控能力的风电场群电压无功紧急控制策略,对故障期间及故障后的风电机组电压进行快速调控。仿真结果表明,所提的风电场群电压无功紧急控制策略能很好地抑制风电场连锁脱网事故的扩散。