电压无功控制策略

电压无功控制策略（共12篇）

电压无功控制策略 篇1

对大型的工业来说, 大部分的设备都是属于消耗量大的无功功率负荷, 其用电量是非常之大的, 而其中功率因数较低的特点就决定了大型工业企业就需要从供电端来吸取很多的无功功率, 这样就严重的影响了供电方面的质量。若是靠供电段的电压调节法来进行的话, 是根本无法满足生产对电压的要求的, 我们就必须的加强其自身配电网中的电压无功调节的能力, 进而确保了生产可以安全的进行。满足于生产中的监测点的功率因数和电压的质量是控制策略中的额首要目标, 我们要在此基础上进行调节配电网电容器和首端变压器分接头, 来控制下级变压器的运行电压处于稳定, 使得变压器处于最佳的运行电压的周围, 这样就可以使变压器的损耗降到最低。

1 大型工业企业配电网电压无功补偿技术的现状

(1) 以纯电容器补偿形式为主。因为电容器是一个比较脆弱的部件, 但是, 在现在的电网当中, 有很多的谐滤存在, 在通过纯电容器形式对系统进行无功功率补偿的时候, 谐波电流就会被放大, 导致补偿电容器、投切开关和用电设备及相关元器件的破坏。

(2) 采用接触器作为投切开关的方式为主。以接触器作为投切电容器开关的时候, 响应速度通常是比较慢的, 在电气设备无功率变化比较快的时候, 而且在有冲击性负载的系统当中, 就不会实施有效的跟踪补偿。在电容器投入的时候, 一般会产生比较大的涌流。在电容器切除的时候, 还会产生比较高的过电压。当电容器又一次投入时, 那么就需要充分的放电。

(3) 以等容循环投切控制的策略为主。在用等容循环投切制策略的时候, 分组是比较粗的, 而且, 补偿精度也是比较差的。如果电力系统一直处于欠补偿的状态下, 那么平均的功率因数就会低。

(4) 一般是采用普通型的控制器。普通型的控制器抗干扰能力是比较差的, 时常会出现一些死机现象或者是误动作, 这样就不能够在有谐波的系统中工作。同时, 控制器的功能也是比较容易简单的, 这就不能满足先进的补偿系统控制的要求了。

(5) 以三相共补的补偿形式为主。如果在三相不平衡的负载系统当中, 那么就不能实施有效地分相补偿。

(6) 保护措施没有或者是不完善。在补偿的设备出现不正常的时候, 那么就不能实施有效的保护了。

(7) 柜体的结构。成套装置的制作通常是使用器件、分离元, 柜体内部的结构是非常复杂的, 而且组装的工艺难度相当大。

(8) 元器件的整体质量水平并不高。因为元器件是分别在不同的厂家购买的, 那么, 相应的元器件的质量水平自然也就不一样, 在各种的元器件间的参数配合就会不合理或者是不准确, 这样就会导致补偿设备运行的故障率高, 不可靠。

2 大型工业企业配电网电压现存在的问题

(1) 容性无功是通过电容器的投切实现的, 因为容性功率调节的不平滑而呈现阶梯性的调节, 所以, 在系统运行过程当中, 就无法实现其最佳的补偿状态。电容器分组投切, 使得变电站无功补偿效果就会受到电容器组每组电容器容量与分组数的制约, 分组过少, 那么电容调整梯度冲击过大, 分组过多, 那么就需要增加一些开关和保护等附属的设备及其占地面积。

(2) 电容器组仅提供容性无功补偿, 当系统出现无功过剩时, 无法实现无功就地平衡。

(3) 因为系统无功的变化而造成电容器的频繁投切, 这样就会使得电容器的充、放电过程就会频繁, 就会减少其使用寿命, 同时也会对设备的运行带来不可靠因素。

(4) 这种方法需要在变压器上配置有载的开关。变压器带负荷的时候, 调节有载开关的分接头, 这样就会出现短时的匝间短路产生电弧, 影响变压器油的性能, 同时, 还会损坏电气性能和分接头的机械, 所以运行的部门通常采取尽量少调或者是不调有载分接开关的原则, 就担心VQC的综合调节效果难以实现。

(5) 变压器分接头只能调节母线电压而无法改变系统中的无功大小, 其结果是:当无功缺乏较严重的情况下调整分接头, 大量的无功将从上一级系统中被强行拉过来;系统无功过剩时调整分接头, 把大量的无功送入系统中。这些结果会导致产生大量损耗, 做法是不合理的。

3 大型工业企业配电网电压无功控制策略

静态的无功补偿系统 (SVC) 的主要内容包括:晶闸管投切电容器 (TSC) 、固定电容器组 (FC) 与晶闸管控制并联电抗器 (TCR) 。因为采用的电力电子器件实现控制, 系统的无机械触点, 控制过程执行的速度快, 并且, 可以把无功补偿的范围扩大到滞后和超前两个可连续调节的范围中, 因为它本身具有的双向无功调节能力, 所以是无功调节的一种最优方案。

与原有的VQC系统相比较来说, 通过改进, 电网的控制就可以达到以下几点的目的。

(1) 电容器作为主要的无功元件, 而电抗器作为调节的元件, 这样可以避免变电站无功波动所产生的电容器频繁投切的问题, 从而可以延长了投切开关与电容器的使用寿命。

(2) 电抗器采用可控硅控制, 它的容量可以连续无级调节, 可以消除仅有的电容器投切时所造成的阶梯式无功补偿, 实现无功的真正就地的平衡, 从而可以降低网损和提高了系统的传输能力。

(3) 扩大了变电站的无功调节容量, 使其具有更优越的电压调节效果, 从而减少变压器分接头的频度调整。

(4) 双向的无功功率补偿扩大了变电站无功调度的工作范围, 达到无功的优化调节目的, 为配电网区域无功控制提供了有效的手段。

4 结语

总而言之, 为了保证大型工业企业的用电质量, 减少电网损耗, 通过相应的解决对策, 并加以实施, 将会在一定程度上提高用户的电压合格率, 改善电能质量, 同时将降低网损, 为企业提高了经济效益。

摘要：随着工业生产的快速发展, 对电力方面的需求量也在不断的增长着, 因此, 对供电方面的质量和可靠性都提出了较高的要求。电能质量最为供电的一个重要的指标, 电压幅值是否合格, 主要对工业生产中的产品质量和设备的安全等方面有着很大的影响因素。本文主要是通过对大型工业企业中的配电网电压无功控制所存在的问题进行了相应的分析和探讨, 大型工业企业并根据分析和探讨提出了相应的配电网电压无功控制方面的策略, 便于同行进行指导和参考。

关键词：大型企业,工业企业,配电网,电压,无功

参考文献

[1]李红艳, 张可亲, 王光亮, 等, 对工业企业电网的电能质量管理方法研究[J].上海电力, 2011.

[2]辕尖肿, 江梦攀, 李文彬, 等, 对大型工业企业配电网的变电站无功控制探究[J].电力系统自动化, 2010.

[3]程艳奇, 郭文文, 陶右顺, 等, 大型工业企业配电网存在的不足之处及改进措施研究[J].中国电力, 2009.

[4]李逵顺, 王涸澡, 江洒洒, 等, 对大型工业企业配电网无功控制策略的初探[J].中国电力, 2010.

电压无功控制策略 篇2

摘要：电能质量的好坏与电压有密切关系，只有高质量的电能，才能保证电网和用户的安全。要使人们获得良好的用电体验，就必须保证电网始终处于良好的运作状态，采用科学的方法控制电能损失。鉴于此，本文对无功补偿的作用及主要方法进行了深入的研究和探讨。随着社会的发展，用户对电能质量的要求越来越高。从电压调整的必要性、电压调整的措施、不同时段电压调整的方法几个方面进行论述，以便更好地服务社会发展。

关键词：电压调整 电能质量 无功控制 电力系统

电压质量是衡量电能的主要质量指标之一。电压质量对电网稳定、电力设备安全运行以及工农业生产具有重大影响，无功则是影响电压的一个重要因素。解决好电网无功补偿的问题，优化无功，对电网的安全性和降损节能有着重要的意义。

一、电力系统电压调整的必要性

电能质量直接决定了电压的稳定性，不符合质量标准的电压会损坏电网，影响用户的用电体验。

1.1 电网电压偏低

造成电网电压过低的原因。相关部门没有意识到养护维护无功补偿设备的重要性，或是不经常使用这些设备，这是造成这一现象的原因所在;除了人为因素之外，未按要求接电网线，或是随意放置变压器分接头，负荷功率因数偏高或是偏低，没有及时解决电力设备故障等，都是导致电网电压过低的原因。电网电压偏低的.危害。电网电压过低造成的影响。在电压稳定的情况下，发电机的电流是一定的，如果发电机在系统电压变低的情况下，依然要保持正常运作状态的话，其定子电流和功率角都会变大，换言之，发电机的定子电流与功率角呈正相关关系。

1.2 电网电压偏高

在科学技术和社会经济发展到一定高度的今天，超高压电网内接入的大容量机组越来越多，电网线路的充电功率得到了大幅度的提升，导致超高压电网(200千伏～500千伏)出现了无功过剩的现象，进而使电压逐渐升高。在高压状态下，一般照明灯的寿命会大大降低，甚至直接报废;每增加百分之五的电压，电子设备的电子阴极的寿命就会降低百分之五十。

二、造成电压不稳的原因

造成电压不稳的原因相当复杂，比较主要的原因有：

(1)网络阻抗因少数设备的退出而发生明显的变化。

(2)受政策、气候、环境因素的影响而时常出现波动。

(3)网络阻抗以及功率分布因接线方式发生变化而出现巨变。

三、不同时段电压调整

电网平时的电压调整。大多数时候，我们是可以根据某种规律来调整电压的。如果要增加电压，通常要先增加电压不足地区的无功设备，在增设电容器时，一定要按照由低到高的顺序，而且要以主电网为终点。相反地，如果要调低电压，则应该先对中枢点和电网电厂的电压进行调节，其次才是地区，倘若调节效果不理想的话，则要移除无功补偿设备，移除顺序与增加顺序相反。

浅议配网无功电压优化控制 篇3

【关键词】配网；无功电压；集中控制

一、引言

电力产业随着科学技术的发展与我国经济的增长，有了长足的进步，由上世纪粗放的生产转向环境友好、资源节约的又好又快发展。在这个发展趋势下，给了电力系统的运行与管理提出了更高的要求，第一，要确保安全并且可持续的供电；第二，提升电能质量；第三，运行成本控制与资源的节约。

其中，电压是衡量电力系统运行的重要指标，它决定了电能质量的高低、运行的安全以及对运行中消耗的控制，更决定了用户能否正常使用。无功电压是在电压稳定控制过程中越来越被重视的因素，电力系统无功补偿不足，无功电压问题处理不好，可以直接造成电压不稳。无功电压的实时控制是处理好无功补偿以及无功电压问题的有效手段，是确保系统安全、可靠、降低网损、提高电压稳定性、以及实现自动监控的重要方法。

二、配网无功电压控制现状

我国配网无功调节控制的水平由于受到整体技术、配套基础设施状况、自身设备情况、投资情况以及员工综合素质等制约，无功电压控制调节还存在着一些问题。但随着政府与电力企业的重视，在投入与技术的水平上都有了较大的提升，无功电压控制有了加大幅度的改进。无功电压优化控制技术的理论与技术在近年来，从国际到国内一直都被关注，在不断的研究和实践中，取得了一定的成果，由于我国在无功电压控制的优化研究上一般是借鉴国外的既有成果，对于自身的独立科研水平有限，并且受到国家区域建设差异的限制，大部分电网的无功电压控制采用的是分散调整的状态，在计算和分析上都有差异，因此，需要在各方面进行提升。

另一方面，在变电站实施无功电压控制的过程中，会出现变压器并列调压、无功倒送、分接头和电容器动作次数过于频繁却缺乏协调、控制目标没有以无功为目标等问题。这些问题，需要通过对无功电压在控制方式上做出优化来解决。对无功电压的控制分为集中控制与就地分散控制。

三、配网无功电压集中控制的技术分析

配网无功电压集中控制集中控制是在调度端对整个系统进行分析、计算，然后由变电端控制，是在以SCADA系统技术、远距离的数据、信息的遥信、遥测技术及遥控技术的准确性和稳定性达到一定水平为基础，在对状态评估和负荷预测可以通过电网分析设备或系统可以进行在线实现的前提下，将传统的优化技术与系统控制相结合，实现配网电压的无功集中控制。在控制方案上有以下几个阶段。

1.数据收集阶段

集中控制的优化首先要优化数据计算速度与准确度，而数据计算要在“内存数据库技术”的支持下才能提高效率，信息数据采集之后以内存互交形式存储，有效的提高了硬盘的使用时限与使用效率。针对不同的传输协议与多种数据收集，可以采用“多线程技术”来保证数据收集效果与实时监测的效果。

2.数据分析阶段

集中控制在数据分析阶段，首先将数据从SCADA数据库进行读取，保证集中控制系统在数据处理节点能有效并完整的录入数据，在数据处理系统中要设定数据检验程序，如果数据在分析中发现不合理，应该显示出错，以防止不合理数据录入系统。数据库要保证传输渠道顺畅以及资源的共享顺畅，以方便数据在传输与检验的过程中不出差错与保持效率。最后，数据处理要根据现有的数据传输网络保持能够远程操作，以便检修。

3.数据库的检验

数据库检验原则要以实时有效为准，数据库不但要具有容纳所有的实时数据的功能，还要做好实时的统计记录与分析。要检验数据库中数据的实时有效性，无论是数据收集阶段还是数据分析阶段，需要保证数据的准确稳定。

四、配网无功电压就地分散控制的技术分析

就地分散控制则与集中控制方式在原理上相反。它是将数据分散在各子系统上运行，实现资源的优化。就地分散需要对电力系统中庞大的各子系统群进行紧密的联系，进而保证整个系统的优化运行。就单个子系统来说，对于电压合格率和电容器利用率是一种效率上的提高，但是在全网来看，它不能保证全网的运行优化，需要与集中控制相结合。

就地分散控制的原则是控制无功缺额完全补偿的偏差在一定的范围内。对于电容器，统一投入运行或是推出运行。电容器的负荷变化具有随机性，电网中的无功功率也是不断变化的，因此电容器无功补偿方面存在着偏差。要保证系统安全稳定运行，就要将这个偏差保持在一定范围内。具体实施分以下几步：一是对变压器分接头的控制，在各变电站实行分散就地控制。二是按照就地平衡的原则，在电容器组投入运行时，如果无功偏差在允许的范围内，或是直接能够起到明显的补偿效果，则由各变电站就地分散控制。假如，投入运行出现过补偿较大的情况，下级变电站无法确定是否应当投入电容器运行时，则通过上级变电站实行集中控制。三是对于电容器就地投切控制，而当系统的负荷变化较大且分布不合理时，则需要上级电网进行无功电压的集中控制。

五、配网无功电压控制策略

由于无功电压的控制受到设备、地域等限制，因此在分散控制与集中控制上，需要调整策略，选择最优化的方案。在配网无功电压实时集中控制的优化技术的实施方面，要做好以下几点：

第一，确保数据传输畅通，进行网络传输通道优化。在通过“内存数据库技术”保证数据存储、传输与分析的安全，保证计算机与系统硬盘的使用效果，与数据的正常使用，定期对计算机系统进行维护，防止硬盘与数据库出现损坏。在系统运行上，要保证数据传输、使用与共享的稳定，综合应用计算机系统与“多线程技术”的配合，加强配合的连续性与互补性。在网络优化时要进行实时监测和控制，以确定定时器的使用正常。通过上述关键点的把控，能够确保网络传输通道的的畅通，保证数据的准确与信息的共享安全，进而使多项指令在共同发生时，无功优化系统能够准确的发挥作用。

第二，现场技术设备的优化。根据电压控制的具体情况与不同地域的设备情况，无功电压实时优化集中控制系统的完成需要多种设备甚至新老设备的完美配合，其中，在系统运行中，保证指变压器的正常使用与运行稳定，数据传输可靠无误。就要对变压器设备的维护与保养，及在设备的质量监测上多下功夫，设计可调整兼备自动和人工的操作控制系统，使得控制更加全面。

第三，系统调度。集中控制要实现多项指令的同时执行，这就需要系统实现更加全面的实时调度。SCADA系统要发挥数据传输和安全控制的同时，对于数据的实时分析与调度功能要充分发挥，因此，对接计算机软件要性能稳定，在调度系统数据信息传输与分析时，方便无功系统的优化。SCADA系统在无功电压运行的优化管理中，上级管理部门要兼顾对各个网点、站点要进行统一的规划管理，在配网无功电压实时优化集中控制系统运行上实现可调节和可控制。

另外，在当优化失败或者是计算出现较大偏差时，要有效利用无功就地平衡、变压器分接头调整以及远程遥测、遥控等技术。要在无功负荷就地平衡的基础上，对变压器分接头和电容器组的投切实现在各变电站的就地分散控制。当不能实现有效的数据调度与处理时，需要各变电站就地分散控制同上级调度的集中控制结合起来，以保证全网的安全经济运行。

参考文献：

[1]王涛，陈伟，龙伟.区域电网无功优化集中控制系统应用探讨[J].电工技术，2011，（12）.

[2]宁爱华.区域网无功电压优化集中控制技术及其有效性评价[J].中国电力教育，2013，（33）.

变电站无功电压优化控制策略初探 篇4

关键词：变电站,电压无功优化控制,应对策略

0 引言

我国社会经济的快速发展，极大的丰富了人们的物质生活，电力资源的加强和电力供应的全面覆盖，使得在日常生活中，家用电器以及各种机电设备得到了广泛的普及;与此同时，在工业生产中，电气自动化生产成为了智能化生产的发展趋势，电器生产设备日趋规模化和大功率化，而电力消耗的大幅度增加也对电网的平稳运行和安全运行提出了更高的挑战，在典型的电网控制中，变电站扮演了一个控制枢纽的角色，通过变电站在输电电网和电网用户之间，配置了一个流量控制旋钮。通过预先设置的电网电压阈值，一旦电网工作电压接近或者超过阈值电压，就会在变电站的调节下，进行电网电压的整体重新配置。而变电站主要是通过无功电压控制实现电压调节的，因此，变电站的无功电压控制是保障电压质量和无功平衡、提高电网整体安全可靠性和维持电网经济性的必要措施。

1 变电站无功电压控制技术的工作原理

通常来说变电站无功电压控制是指通过调整有载变压器的分接头的位置以及改变投切电容器组的数量来实现电压的调整。在变电站的构建中，有载变压器和并联电容器组是其主要设备，由于电压的无功控制具有不连续性和动态性的变化特点，因此，从本质上来讲，电压的无功优化控制是一个多月苏条件、多变量和多控制目标的强非线性问题。常见的操作流程是：以负载结点电压和发电机的无功输出载荷为主要约束条件;以无功补偿设备和可调变压器的分接开关的实际档位为控制实现手段;集成最新的智能自动化控制技术，建立一个模拟实际电力系统的电压无功优化控制的简化数学模型。实际控制中根据电压和无功潮流的数值震荡量，以并联补偿电路，结合有载调压变压器进行无功电压的综合调控。因此，变电站的电压优化控制就转化为一个多变量、多目标的最优控制求解问题。

2 典型的变电站无功电压优化控制策略分析

传统的变电站电压控制主要是以人工操作为主，但是随着超高压技术和实时电压调节的工作需求，人工操作以及难以满足实际需求。以电压无功优化控制技术为理论依托，以调节变压器分接头和调节电容器投切为主要手段，国内外提出了一系列的无功优化控制技术，这些控制策略在控制原理、控制手段、控制时效性和控制效率上各有所长，本文将针对每一种控制策略进行系统的分析。

2.1 基于人工智能的无功电压优化控制策略

针对变电站电压控制中的不确定特征，模糊逻辑控制的控制策略逐渐被引入进来，模糊控制对参数为强非线性、多变量综合影响的复杂控制问题具有较好的处理效果，因此，以电压、无功功率的变化趋势为参数输入量，将投切电容器组数及变压器分接头档位的实际数值作为输出变量，可以建立一个典型的模糊控制器。与传统的九区控制法相比，电压和无功功率的边界数值被模糊处理，简化的数学模型更接近实际情况。变压器分接头和电容器组投切容量之间的最优配置是变电站电压调节的核心目标之一，通过模糊动态规范法，可以建立一个模糊处理目标函数进行最优化求解，通过对电压数值、电容器投切次数、变压器分接头动作次数进行模糊加成处理，采用模糊运算分析可以得出最优化控制情况下的变压器分接头和电容器组投切容量的实际配比数值。

2.2 基于负荷预测的无功电压优化控制策略

变电站的电压控制在很大一部分情况下要考虑当地电压负荷的变化量，基于变电站系统的参数数值和不确定的电压负荷，采用常规的数值计算方法很难得到无功补偿的具体数值，因此，考虑这样的计算失效的情况，在保障变电站内部变压器分接头动作次数和并联电容器组投切次数为具体有限数值的前提下，以电压符合预测技术为基础，建立变电站无功电压优化控制的数学模型，根据变电站的变压操作的数据库资料，通过数据索引和数据相关性分析，可以对变电站的电压实时负荷进行阶段性预测，结合人工智能的动态规划法进行实时的反馈补偿调节，最终得出一组变压器分接头和电容器组投切量变量组合，通过对控制目标函数进行最优化控制求解，可以找出各阶段内的分接头位置和电容器的开关状态，切实保障变电站的运行状态处于可控范围之内。

2.3 基于专家系统的无功电压优化控制策略

专家系统的核心内容是构建一个与现实情况符合度极高的数学分析模型，通过大量的实际运行数据，进行数据索引、数据分析和数据匹配，最终实现智能化和自动化控制的目的。因此，基于专家系统的无功电压优化控制主要由两部分组成，其一是构建数学分析模型，通过参考行业内的控制经验和专家意见，将指令以知识库的形式嵌入控制系统之中，形成学习范本，通过人工智能逻辑，可以根据实时的运行状态参数，进行智能控制。其次是构建一个变电站工作运行实况数据库，监测并采集变电站的实时数据，根据标准化的数据采集原则，将数据分类进行存储，以专家知识库为学习样本，结合神经网络等智能学习方法，进行控制经验的在线形成，并最终形成实时的控制指令，在预先设置的限制条件下进行最优控制。

3 结论

变电站无功电压的优化控制是变电站电压控制的主要技术手段，也是未来的变压技术的发展趋势，针对变电站无功电压的优化控制的多变量、强非线性的最优控制的特点，本文在分析变电站无功电压的优化控制的工作原理的基础上，重点阐述了三种典型的变电站无功电压的优化控制策略，为变电站无功电压的优化控制技术的进一步发展提供了新的研究思路。

参考文献

[1]钱晶.变电站无功电压控制策略.云南水力发电[J],2002(2).

变电站内电压无功自动调节和控制 篇5

变电站内电压无功自动调节和控制，是通过站内智能设备实时采集电网各类模拟量和状态量参数，采用计算机自动控制技术、通信技术和数字信号处理技术，对电力系统电压、潮流状态的实时监测和估算预测实现自动调节主变压器分接头开关和投切补偿电容器，使变电站的母线电压和无功补偿满足电力系统安全运行和经济运行的需要。提高变电站电压合格率并降低网损，减轻值班人员劳动强度。基本原理

1.1 变电站运行方式的变化对电压无功控制策略的影响 1.1.1 变电站运行方式的识别

(1)完全分列运行。变电站高、中、低压侧母线均分开运行。

(2)分列运行。变电站高、中、低压侧任一侧母线并列运行，其他母线分开运行。

(3)并列运行。变电站高、中、低压侧任两侧母线并列运行。信息请登陆:输配电设备网

1.1.2 不同运行方式下的电压无功控制策略

(1)完全分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。各低压母线段电容器组分别进行循环投切。此时控制电压及无功定值各自分别选定，有功、无功功率为各自主变压器高压侧的有功、无功功率。

(2)分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。变压器分接头调节可以根据各变压器的电压目标进行分别控制。

(3)并列运行。各台变压器分接头必须在相同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。并列运行时，并列母线的电压应选定一个电压值作为控制电压，并列主变压器的调整方式为联动调整，处于越限状态的主变压器作为主调，另一台主变压器作为从调，主调主变压器分接头成功动作后，再控制从调主变压器；若主调主变压器分接头动作未成功，将自动闭锁对从调主变压器的调节，并将主调主变压器分接头回调。

1.1.3 电压无功控制策略的优化

(1)要考虑电容器组投切对变电站高压母线电压的影响，投入电容器组使母线电压升高，切除电容器组使母线电压降低。尽可能多利用电容器组投切控制，少进行变压器分接头调节来达到较好的控制效果。信息来自:输配电设备网

(2)电压无功控制策略的选择应避免进入循环振荡调节，即在不同区域由于采取不适合的调节控制策略而导致在两个不合格区域内振荡调节，对系统产生较大的影响同时对变电站内有载调压分接头和电容器组的频繁升降和投切造成设备损坏。

1.2 变电站电压无功控制的闭锁条件及要求

所谓电压无功控制的闭锁，是指VQC装臵在变电站或系统异常情况下，能及时停止自动调节。如果没有完善的闭锁或闭锁响应时间达不到运行要求，将会对变电站的安全运行带来严重威胁。

1.2.1 VQC闭锁条件

闭锁条件和要求要全面，VQC闭锁需考虑以下几个方面：①继电保护动作（包括主变压器保护及电容器保护动作）；②系统电压异常（过高或过低）；③变压器过载；④电压断线；⑤电容器开关或主变压器分接头开关拒动；⑥电容器开关或主变压器分接头开关动作次数达到最大限值；⑦主变压器并列运行时的错档；⑧主变压器分接头开关的滑档；⑨主变压器、电容器检修或冷备用时的闭锁；⑩外部开关量闭锁分接头调节或电容器组投切。

1.2.2 闭锁响应时间的要求

对于VQC闭锁的要求，各个不同的闭锁量响应时间要求不一样，如保护动作、主变压器开关滑档、TV断线、外部开关量闭锁、系统电压异常等闭锁要求快速响应。针对某些VQC的实现方式需要考虑VQC闭锁的实时性问题，远方调节控制必须实现就地闭锁才能保证变电站电压无功控制的安全性。信息请登陆:输配电设备网

1.3 系统对变电站电压无功控制的约束条件

（1）系统在事故情况下或运行方式发生大的改变时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（2）变压器高压侧电压越限超过闭锁定值时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（3）变压器高压侧电压越限但未超过闭锁定值时，应调整VQC控制策略以免使系统运行状况进一步恶化。电压无功控制的实现方法

目前电力系统内变电站常用的电压无功控制的实现方法有3种：独立的VQC装臵，基于站内通信实现的软件控制模式，基于调度系统和集控站的区域控制模式。

2.1 独立的VQC装臵

变电站内装设独立的VQC装臵目前是电力系统中实现电压无功控制的一种主要方式，它采用自身的交流采样和输入输出控制系统，多CPU分布式模块化的体系结构（见图1），对应于变电站内的主变压器和相应的电容器组设有独立的控制单元，另外还有一个主控单元负责管理主变压器控制单元的运行与通信。收集其采集的信息（电气参数和开关量状态），根据运行方式的变化及系统电压无功的要求选择控制策略，向主变压器控制单元发出控制命令。主控单元还负责数据统计、事件生成和打印、与上位计算机通信等工作，同时主变压器控制单元应具有瞬时反应系统各类电气参数开关量状态变化的能力，就地判别是否闭锁主控单元下达的控制命令，并实时监视和记录系统电压合格率和谐波状况。

图1 独立VQC装臵多CPU分布模块化结构原理图

2.2 基于站内通信的软件控制模式

基于站内通信的软件控制模式的结构原理见图2，其功能实现是在变电站的智能ＲＴＵ模块或后台监控系统中嵌入ＶＱＣ控制软件。通过站内通信网采集各类电气参数和开关量的状态，由控制软件模块进行综合判别，选择合适的控制策略，由站内通信网下达遥控命令至监控系统中的各单元测控装臵实现对主变压器有载调压分接开关的升降和电容器组的投切控制。

图2 软件控制模块式的结构原理图

表1 3种电压无功控制实现方式的比较 信息请登陆:输配电设备网

2.3 基于调度系统或集控站的区域控制模式

基于调度系统或集控站的区域电压无功控制模式在一些省市电力网中得到了应用，其功能实现是在调度系统或集控站的SCADA系统或EMS系统软件中设臵一个电压无功控制的高级应用软件。根据系统高级应用软件的潮流计算和状态估计得出各个变电站节点的电压和无功范围，将系统收集的各变电站的实际电气参数和开关量状态与系统安全经济运行要求的电压无功范围进行比较，给出每个变电站的控制策略，通过远动通道下达控制分接头升降及电容器投切命令。该模式由于考虑了全网的运行方式和潮流变化，并可以做到分层分级对电压无功进行优化控制，即先调节控制枢纽的节点变电站的电压无功，再调节未端变电站的电压无功，从根本上可以改变由于各个局部变电站的独立电压无功控制影响全网电压无功的优化。电压无功控制的发展方向

电力系统是一个复杂的动态关联系统，其潮流是动态变化并相互关联的。变电站内变压器分接开关在某个范围内的调整将影响无功功率的交换，进而影响电网无功潮流的分布和节点电压的变化。因此，如果某一地区因为节点电压低依靠变压器分接头向同一方向调整，将引起无功功率在该地区的大转移，造成系统无功波动，对系统电压也会造成严重影响。这也是单个变电站独立实行电压无功控制达到局部优化但影响全局的弊端。

要解决上述弊端，必须考虑全局的优化，将各个变电站点采集的电压无功数据和控制结果送至调度中心或集控站的主机，依据实时的潮流进行状态估计，确定各个变电站节点电压和无功要求，对全网的电压无功进行分层分级综合调整。

基于调度系统或集控站的区域集中控制模式是维护系统电压正常，实现无功优化综合控制，提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案，应要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件，各变电站有可靠的通道和智能控制执行单元。另外一个地区调度系统有几百甚至上千个变电站的运行方式、运行参数、分接头当前位臵、电容器状态以及各变电站低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多信息均输入调度中心计算机，必然会造成电压无功控制软件复杂化和控制的实时性变得很差，因此实现分层分级和分散就地的关联控制是全网电压无功控制的发展方向。

全网电压无功控制有2层意义：①为了电网的安全稳定运行必须确保系统内各发电厂和枢纽变电站的电压稳定性。②为了电网的经济运行、降低网损，必须实现全网的无功优化和就地平衡。应该认识到电压无功控制是正常稳定运行状态下的调节控制，在事故状态下这样的调节控制反而会恶化系统的稳定，必须要闭锁。同时电压无功控制是一个全网关联的控制问题，应在考虑全网优化的前提下实现区域或变电站的局部优化。因此全网的电压无功控制是一个分层分级、分散就地的网络关联控制系统，见图3。图3 分层分级电压无功控制结构图

所谓分层分级是指全网根据调度要求进行分区分片控制，省级调度应站在全网安全稳定和经济运行的高度，调度各发电厂和枢纽变电站的电压和无功输出水平，并要求各地区调度合理调度实现就地无功平衡，控制与系统电网的无功交换。地区调度负责对区域高压变电站和集控站的控制，集控站和县级调度负责对低一级电压等级变电站的控制。系统在发生大的运行方式和潮流改变时应闭锁各级电压无功控制功能，由调度主站先控制各发电厂和高压枢纽变电站的电压无功状态，再由地区调度、县级调度或集控站控制下一级变电站或直供变电站的电压无功状态。

所谓分层分级和分散就地的关联控制是指在电力系统正常运行时，由分散安装在各个变电站的电压无功控制装臵或控制软件根据系统调度端下达的电压无功范围进行自动调控，调节控制范围和定值是从电网的安全稳定和经济运行要求出发，事先由调度中心的电压无功优化程序计算好下达给各变电站。在系统运行方式或潮流发生较大改变以及事故情况时，调度中心给各变电站发出闭锁自动控制的命令，由调度中心直接控制枢纽变电站的电压无功，待高压电网运行稳定后，由调度中心修改各下层变电站的电压无功定值范围下达至变电站，满足系统运行方式变化后的新要求。

分层分级和分散就地的关联控制优点在于：在系统正常运行时，可以由分散在各变电站的电压无功控制装臵或软件自动化执行对各受控变电站的电压无功调控，实现功能分散、责任分散、危险分散；在紧急情况下调度中心执行应急程序，闭锁下级调度或集控站以及各变电站的自动调控功能，由调度中心直接控制或下达电压无功系统参数至枢纽变电站，可以从根本上保证全网系统运行的安全性和经济性。为达到分层分级和分散就地的关联控制的目的，要求各变电站需装设执行分散就地控制任务的装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件），并且应具有对受控变电站状态的分析、判别和控制功能，以及较强的通信能力和手段。正常运行情况下，ＶＱＣ装臵或软件向调度报告控制结果和各类参数。同时接受上级调度下达的命令和参数，自动修改或调整定值或停止执行自动调控，成为接收调度下达调控命令的智能执行装臵。由于此类分散就地控制装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件）能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的局部调控策略，可以自动判别运行方式和计算投切电容器及调节分接头可能发生的变化的配合问题。因此分层分级和分散就地的关联控制兼顾了全局优化和局部优化问题。结论

电压无功控制策略 篇6

【摘 要】对于地区电网而言，无论电压过高或过低都将影响到设备和系统的正常运行，因而保证用户处的电压接近额定值是地区电网运行的重要任务。在电网电网中应用电压无功综合控制系统，能够在确保电压合格的基础上，提高设备的使用寿命，降低值班人员的工作降低和电网的损耗，改善电网电压质量，因此本文首先分析了电压无功综合控制在地区电网应用的重要性，然后深入探讨了电压无功综合控制系统的功能。

【关键词】地区电网；电压无功；综合控制；功能

【中图分类号】O213.1【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0429-01

近年来，地区电网电压无功综合控制经历了由手动控制走向自动控制，由分散式控制走向集中式再到分布式控制，由无序控制走向优化控制，由单站单一控制走向网络分级控制的发展历程，在确保地区电网电压合格率和电能质量上发挥了重要的作用。在地区电网中使用电压无功综合控制装置，不仅能够顺利完成测量和控制等任务，还具有统计、事故报警、通讯、事件顺序记录、打印和显示等多项高级功能，从而确保电力系统内各个节点的电压随时处于适合的数值。

1.电压无功综合控制在地区电网应用的重要性

随着电力系统规模日益扩大，负荷需求逐渐增长，出现了在高峰负荷时电压偏低，低谷负荷时电压偏高的现象，原来的那种凭经验进行无功配置与调度的手段已经难以适应现代电网的需要。在地区电网中应用电压无功综合控制，能够通过科学手段在满足负荷发展需要的前提下，充分利用系统的无功资源，实现无功的合理规划与调度，减少有功损耗，保证电能质量，提高地区电网的运行稳定性和经济性。具体说来：

（1） 电压无功综合控制关系着地区电网运行电压的水平高低。电力系统的电压水平高低是电力系统能否正常可靠运行的重要指标，也是电能质量的主要指标之一，而电压水平的高低直接取决于无功功率是否充足、无功配置是否合理以及无功潮流分布是否合理等。

（2） 电压无功综合控制关系着地区电网的经济运行。由于电网中无功潮流的流动将在线路和变压器等相关输变电设备上造成有功损耗，从而影响到电力系统的经济运行，因此电压无功综合控制可以提高地区电网运行的经济性，从而提高输电效率。

（3） 电压无功综合控制关系着地区电网的动态电压稳定。发电机励磁系统的无功动态特性、电动机的无功动态特性以及负荷的动态电压特性等都对电力系统动态电压具有重要影响，因此电压无功综合控制影响着地区电网动态电压的稳定，它可以有效提高地区电网运行可靠性，防止电压失稳事故的发生。

（4） 电压无功综合控制关系着值班人员的劳动强度。传统无人值班变电站的电压及无功调节都是由集控中心人工调节，这不仅增加了值班人员的工作量和负担，而且人为判断和操作极大地增加了调节的不合理性，因此已经难以满足发展的需要。而采用电压无功综合控制系统，能够通过自动控制来减轻集控中心值班人员的劳动强度，同时也避免了人为误差，真正实现全网电压无功的实时控制，完善并提高了无人值班变电所的自动化水平。

（5） 电压无功综合控制关系着设备的运行状况。在地区电网运用电压无功综合控制，由于可以进行自动化分析，因此可以将有载变压器分接头调节次数大大降低，从而提高设备的使用寿命。

2.电压无功综合控制在地区电网应用的原则

在地区电网中应用电压无功综合控制时，其总体思想为利用SCADA系统采集地区电网各节点无功功率、运行电压和有功功率等实时数据，然后在现有EMS系统的基础上，以电网电能损耗最少和各节点电压总体水平为综合控制目标，以各节点电压合格为约束条件，进行综合优化处理后，形成有载调压变压器分接开关调节和无功补偿设备投切控制的指令，然后利用调度自动化系统的“四遥”功能，实现地区电网无功电压的优化运行。

当根据地区电网的实际运行情况来设计电压无功综合控制系统时，需要依托现有地区电网调度自动化系统平台，并与其他模块协调工作来形成一个高级应用系统。具体说来，地区电网的电压无功综合控制系统的设计思想为：（1）要对已有的无功电压自动调节装置和无功电压综合控制装置的功能进行充分利用，如电容器投切功能，然后在此基础上进行功能的完善和延伸。（2）电压无功综合控制系统在使用之初不用于闭环自动控制，只是经实时系统的优化计算，给出无功及电压优化调度的结果和列表，从而为调度员提供无功电压调节措施及控制决策方案；后续可以考虑投入闭环自动运行，从而实现全自动无功调节系统。（3）充分考虑电压无功综合控制系统未来的升级和扩展，控制策略采用混合优化策略，并引入模糊逻辑来处理无法量化的优化目标。

3.电压无功综合控制系统的功能分析

作为典型的智能控制系统，电压无功综合控制系统能够优化调节地区电网的电压，对无功功率进行优化补偿，并且具有控制信息管理功能等，具体说来：

（1） 电压优化调节功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够确保各节点电压的合格，并在此基础上对全网分析确定线损最低的运行电压点，从而获得明显的降损节电效果。此外，电网无功综合控制系统可以实施有载调压变压器分接开关调节次数的优化分配，确保电网有载调压变压器分接开关动作安全和减少日常维护工作量。

（2） 设备保护功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够预先计算控制措施的效果，防止无功补偿设备投切振荡，并且以尽量少的设备动作次数来实现其基本功能，有效防止电容器和主变分接头的频繁投切。

（3） 无功优化补偿功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够确保在系统功率因素合格的情况下进行无功潮流的优化；能够在电网内各级变电站电压处在合格范围时，控制本级电网内无功功率流向合理，达到无功功率分层就地平衡，提高功率因数；能够根据地区电网对无功和电压变化的需求，计算决策同电压等级不同变电站电容器组、同变电站不同容量电容器组谁优先投入，同变电所电容器轮换投入。

（4） 变压器经济运行功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够充分利用现有变压器经济运行的研究成果，实现全系统的变压器优化经济运行，改变目前只是定期单个变电站的变压器经济运行的现状。

（5） 防止电压失稳的功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够选择有效的基于就地信息或区域信息的电压稳定指标，并将它们引入无功电压集中优化控制中来，从而实现电网或重负荷节点的电压稳定性监控。

（6） 控制信息管理功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够记录系统每一次动作的执行时间和执行原因，形成设备动作记录表；能够记录主变分接开关、无功补偿设备开关每年每月每日动作次数，为最大限度发挥设备潜力和设备检修提供科学依据；能够提供负荷24小时电压运行曲线，从而直接判断电压的运行水平。

（7） 自诊断和自闭锁功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够监视自身优化控制计算结果，当结果出现明显错误时果断闭锁系统的运行，并通过报警通知调度员，防止误操作。

参考文献

[1] 肖锋.浅析变电站电压无功控制装置的设计与应用[J].中国新技术新产品，2011（6）.

[2] 严浩军.变电站电压无功综合自动控制问题探讨究[J].电网技术，2002，24（7）.

电压无功控制策略 篇7

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。

电压无功控制策略 篇8

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。

电压无功控制策略 篇9

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。

电压无功控制策略 篇10

微电网与传统大电网相比截然不同,它规模较小,主要采用清洁能源发电,并且分布式能源种类多样[1,2]。由于其具有分布式的性质、灵活的控制方式以及大规模的控制数据等特点,因而难以将传统的统一调度、集中的控制方式应用于微电网当中[3,4,5]。如果能够使微电网的各个元器件都具有一定的自治能力和智能性,那么就可以使得负责集中控制的元器件不必进行大量的运算,实现实时控制,而且具有智能性的元器件能够对局部干扰产生快速反应。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,因此,以分布式控制为基础的具有良好的集中、分散特性的多智能体系统(MAS)得到了广泛的重视和研究,但目前微电网在基于MAS的频率和电压等方面的研究还不太成熟,有待深化。

文献[6]将MAS应用于电力系统的无功电压控制中,提出了将MAS的协调机制应用于二级电压控制的思路,但该文并没有给出控制策略的详细内容。文献[7]实现了采用MAS技术实行电压无功控制的二级管理模式,而且给出了Agent的决策步骤和控制算法,但该文并没有给出Agent之间具体的协调策略。文献[8]提出了一种全新的以操作优劣距离最短来确定最优操作动作的二级电压无功控制策略,但是该策略没有体现MAS技术的优势性,并且该文没有指出Agent之间具体的协调调压策略。文献[9]在文献[7]的基础上增加了Agent之间具体的协调控制策略,但是该文没有考虑电压越限及负荷出现故障的情况。

本文在参考了一些无功电压控制研究的基础上,提出了孤岛模式下基于MAS的微电网无功电压控制策略,利用分布式能源增发、投切电容和投切负荷相结合的控制方法,解决孤岛模式下的微电网电压控制问题,并在微电网模型上进行了仿真验证,证明了该方法可以有效地调节控制系统的母线电压以及微源的无功输出功率,保证系统的稳定运行。

1 孤岛运行时微电网无功电压特性

孤岛运行时,由于微电源自身调节能力有限、可变负荷的种类多样化、储能元件的容量有限且对电压要求较高等原因,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。

由于微电网无功电压控制的研究还不太成熟,相关方面的思想和技术还未能引起足够的重视,技术方面还有待完善,为了解决这一问题,本文从负荷变化及微电网内部Agent相互协调控制的角度出发,给出了比较全面的微电网无功电压控制策略,并通过仿真验证,证明了该策略的正确性和可行性。

2 微电网无功电压控制措施

2.1 常见的电压控制措施

文献[10]总结了交流电路系统中所有元件设备的性能,本文在参考其中部分元件性能的基础上,总结了常用设备的调压性能,结果见附录A表A1。

当不能采取上述设备调节电压时,或者系统发生紧急故障而电压急剧下降时,或者采取上述设备调节电压的速度不够快时,就应考虑切除部分重要等级较低的负荷,以确保整个系统的安全稳定运行。

2.2 微电网无功电压控制措施

由于微电网中的不可控微电源(比如风力发电机、光伏电池组等)受自然环境的影响很大、发电功率极不稳定,微电网的容量小并且运行模式可变、多样,微电网负荷变化快,以及微电网可能存在故障等特点,使得微电网电压控制非常复杂。因此,要求微电网的无功电压控制必须满足以下几个原则:①电压调节速度快;②电压控制能力强;③具备连续调节电压的能力;④由于微电网规模较小,因此无功电压设备的投资不能太高,控制不能太复杂。

根据上述分析及附录A表A1中对各种电压控制设备的比较,可以选择适合微电网的电压控制措施,即选择微电源(如发电机(含自动电压调节器)等)、相关储能设备(如超级电容器等)和静态无功补偿装置(SVC)来调节电压值。

目前在微电网电压控制方面有几种比较常见的控制方法,具体如下。

1)文献[11]提出了一种主从站控制方法,该方法由主控单元向从控单元下发控制命令,但从控单元对主控单元有很强的依赖性,需要可靠的通信线路传递信息,通信线路的故障可能导致整个系统不稳定。

2)文献[12]提出了一种联络线控制方法,该方法管理微电网与大电网之间连接点馈线的潮流和电压,因而该方法的控制范围具有一定的局限性。

3)文献[13-15]利用目前电压控制领域中最常用的电力电子技术方法———下垂控制法,该方法是基于“对等”与“即插即用”控制思想提出的,采用下垂特性曲线进行控制,它动态地给各个微电源分配系统的不平衡功率,因而该方法比较简单、易于实现。下文将对该方法与本文提出的方法在稳定性、适用范围以及运行时间上进行比较分析,从而体现本文提出的电压控制策略的优势性。

4)本文及文献[6-9]提出的是基于MAS技术的控制方法,这也是目前电压控制领域中应用的最热门的控制方法。由于微电网是由多用户组成的,并且每个用户都希望利益最大化,因而会竞争发电。为了解决这个问题,用户负荷与微电源之间可以通过交换信息来确定输出功率,而MAS技术的协调通信机制恰好能够实现这样的要求,并且该通信机制属弱通信联系,即使短时通信失败,微电网仍能够正常运转。

3 微电网自趋优分布式无功电压控制策略

3.1 自趋优

自趋优是指某个对象通过自身的自动调节,实现从不令人满意的状态到令人满意的状态的一个过程[16]。对于本文而言,衡量微电网在孤岛模式下是否处于趋优状态的标准就是母线电压及微电源无功功率的稳定。微电网的自趋优是指微电网能够依托某一途径(比如采集、通信等),通过某一策略方法,在实现自行监测、自发计算和信息通信的基础上,不断地对自我状态进行综合调控,使得微电网自身状态趋向最优。MAS技术提供了通信机制,并且能够通过自发计算找到趋优的动作,使微电网在孤岛模式下的状态趋向最优。以下对孤岛模式下如何使用MAS技术进行自趋优作了详细的介绍。

3.2 基于MAS的微电网无功电压控制系统结构设计

本文在微电网系统中建立了三种类型的Agent,包括:微电网Agent、微电源Agent和负荷Agent(系统结构见附录A图A1)。

微电网Agent设在微电网控制中心,主要用于监测整个微电网中的电压变化情况,当电压值出现异常时,通过计算选择调控电压值的最优动作,并向微电源Agent或负荷Agent发送控制命令;接收来自于微电源Agent和负荷Agent的反馈信息。

微电源Agent设在微电源节点处,每种类型的设备设置一个Agent,主要用于接收来自于微电网Agent的无功调压信号,调节微电源的输出电压值。

负荷Agent设在每个负荷节点处,主要针对无功电压控制设备的调控,它们主要用于周期性地计算电压偏差值;接收微电网Agent的无功调压信号,控制负荷连接和断开状态的转换;监测负荷电压值,电压越限时命令电压控制器调节负荷电压或向微电网Agent发送越限信号。

此外,微电网Agent与微电源Agent和负荷Agent之间的信息交流可以通过广播通信与黑板系统相结合的方式来实现。当某条信道发生故障时,微电网Agent能够感应故障,并命令其他Agent代替工作,若无Agent可以代替工作,则微电源Agent或负荷Agent能够根据经验维持系统范围内电压的稳定。这里的广播通信采用的是消息传递接口(MPI)模型,黑板系统中的数据库使用的是MySQL数据库。

3.3 无功电压控制的数学算法

对于某一选定的微电网,微电网内任意节点的无功平衡方程为[17]:

式中:Bij为节点i和j之间的互导纳;QTLi为相邻微电网注入节点i的无功潮流,本文暂不考虑微电网间的彼此影响,此处令QTLi=0;Ui和Uj分别为节点i,j的电压。

线性化系统模型可用如下灵敏度方程表示[17]:

式中: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;ΔUG为微电源电压变化值;ΔUL为负荷电压变化值;ΔQG为微电源无功功率变化值;ΔQL为负荷无功功率变化值;SGG为微电源馈线之间的互导纳;SGL和SLG分别为微电源馈线和负荷馈线之间的互导纳;SLL为负荷馈线之间的互导纳。

令CU= -SLL-1SLG,CQ= -SLL-1,则式(2)可化为:

式中: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。同时式(3)也是负荷Agent计算电压偏差值的表达式。

3.4 基于MAS的无功电压控制策略

图1为嵌入MAS的微电网电压控制系统模型,其中包含3.2节中列出的各种类型的Agent。

图中:SD表示静态开关;MT表示微型燃气轮机;SC表示超级电容器;PV表示光伏电池组;WT表示风力发电机。本文在各种Agent具体功能的指导下提出了利用Q学习算法来确定最优操作动作的控制策略。先由各个负荷Agent根据3.3 节中的计算公式计算出电压偏差值,当微电网Agent监测到某个电压偏差值出现异常时,则利用Q学习算法确定最优的操作动作。

这里首先定义5个基本的操作动作:不动作、投电容、切电容、升压、降压,这5个动作基本包括了现有的无功电压设备的基本功能。利用Q学习算法计算最优操作动作的方法如下[18,19]。

步骤1:观察当前的电压值st。

步骤2:选择并执行下一个动作at。

步骤3:观察理想的电压值st+1。

步骤4:产生强化信号rt。

步骤5:根据强化信号rt更新Qt值。即

式中:α为学习率;β为 折 扣 因 子;R(·)为奖励函数;Qt(st,at)为在电压值st下采用动作at时所获得的回报奖赏总和,微电网Agent可根据该值选择最优操作动作。若两种操作动作的奖励值相同,则优先保证电压合格,最大限度地利用投切电容的策略。

微电网的运行情况是复杂多变的,因而要考虑各种情况下的调压问题。

1)正常运行状态下,微电网Agent和微电源Agent都处于监测状态,微电网Agent监测微电网母线电压、各负荷节点电压变化情况及系统功能储备情况,而微电源Agent监测线路电压。紧急状态由负荷节点电压越限触发,微电网Agent与微电源Agent的工作流程见附录A图A2。 在参考了IEEE 1547和IEEE 1741的电压标准后,本文设置的电压越限值为低于0.20kV或高于0.24kV的电压值。具体工作流程如下。

步骤1:当微电网Agent检测到有负荷节点的电压越限时,系统进入紧急状态。

步骤2:负荷Agent判断通过调节电压控制器是否可以消除越限,若可以,则命令电压控制器调节负荷电压值;否则负荷Agent向微电网Agent发出调压请求。

步骤3:微电网Agent收到调压请求后,命令相应的微电源Agent调节电压值,消除越限。

步骤4:微电源Agent判断通过自身调节是否可以消除越限,若可以,则自行调节电压值;否则,该Agent立即向微电网Agent请求协助调压,并说明电压越限值。

步骤5:微电网Agent收到请求后,选择协助调压的微电源Agent,若能够找到这样的Agent,则流程继续进行;否则,跳至步骤8。

步骤6:微电源Agent收到调压命令后,要判断协助调压是否会对自身的利益造成危害,若不会,则开始进行调压;否则,拒绝执行调压动作。协助调压的微电源Agent在完成任务后需向微电网Agent反馈信息。

步骤7:微电网Agent收到反馈信息后,判断电压越限是否消除,若消除,则告知请求协调调压的微电源Agent,跳至步骤9。

步骤8:微电网Agent根据负荷的重要等级确定所需要切除的负荷,并命令相应的负荷Agent断开连接;负荷Agent收到断开连接的命令后,将断路器的连接状态置为0(“0”表示断开状态,“1”表示连接状态),然后向微电网Agent反馈信息,跳至步骤7。

步骤9:微电源Agent收到电压越限消除的消息后,需再次检测电压的状态,若电压确实恢复正常,则向协助调压的Agent发出确认信息,协调调压完成,否则,跳至步骤4。

步骤10:2s后,微电网Agent向被切掉负荷的Agent发送接入微电网命令,令其将断路器的连接状态置为“1”,重新接入微电网后,系统内可能会出现不平衡,则需要重新进行调节,跳至步骤1。

以图1中的馈线3为例,当光伏电池组输出的无功功率无法满足负荷需求时,微电网Agent会命令PV Agent调节光伏电池组的无功输出,若PV Agent无法完成该任务,它就会立即向微电网Agent请求协调调压,微电网Agent选定SVC Agent和SC Agent进行协调调压。这是因为超级电容器启动速度快但容量有限,而SVC的启动速度比较慢但却能提供连续的无功功率,因此先由超级电容器为馈线3提供短时内的无功功率,阻止电压下降,然后由SVC为馈线3提供持续的无功功率以维持电压稳定。

2)当某条馈线发生故障时,该条馈线上的断路器就会自行断开以保证母线及其他馈线的安全运行,此时该馈线就形成了一个小型的微电网,并且只由一个微电源控制运行,由它来弥补该馈线的功率缺失,保证其电压稳定。如果通过微电源的调节无法使电压恢复平稳,电压的变化值已超出了微电源能够调节的范围,则微电源Agent就会请求SC Agent协助调压,但是超级电容器只能提供短时无功支持,如果无功负荷继续增加,则必须切除负荷来维持电压的稳定。

综上所述,本文提出的微电网电压无功控制策略弥补了文献[6-8]没有给出具体调压策略的缺陷,综合考虑了各Agent之间协调调压的问题,引入了各Agent之间通信的机制;而且利用了MAS提供的学习算法来计算最优操作动作,与文献[8]相比,本文的策略更具智能性,随着学习次数的增加,通过学习算法计算出的最优操作动作将更加准确,调压用时将大大缩短。该策略还考虑了文献[9]没有研究的电压越限情况,制定了紧急状态下微电网的调压策略。

4 算例仿真

本文在PSCAD软件中建立了一个由大电网、4个微电源(包括2个微型燃气轮机、1个光伏电池组和1个风力发电机)、超级电容器、SVC、三相感性和阻性负荷、Micro-grid Agent、微电源Agent(包括MT Agent,PV Agent,WT Agent,SC Agent和SVC Agent)、Load Agent、断路器、母线、电力连接线及其他单元(如电压测量单元、功率测量单元、频率测量单元、定时器、示波器和故障发生单元等)组成的微电网仿真模型,如附录A图A3所示,它是在图1提供的系统模型的基础上建立起来的,其中各微电源的相关参数如表1所示。由于开关元件的阻抗,波形中的功率和电压等数值会有较小的偏差,但不会影响最终的仿真结果。

MPI模型除了能够实现模块间的通信,还能够实现程序的并行化运算,本文在PSCAD中实现了各Agent的通信功能以及负荷Agent监测节点电压、判断电压是否越限的功能,在MATLAB中实现了微电网Agent计算最优执行动作及作图的功能,通过MPI模型又实现了各负荷节点同时监测各自电压变化值并在越限时向微电网Agent提出调压请求,以及实时记录各微电源的无功出力情况和母线电压变化情况的并行化功能,以缩减系统的运行时间,优化系统的性能。

4.1 孤岛模式下负荷变化时微电网运行仿真分析

仿真时假定BRK0在第4s时断开,此后进入孤岛运行状态。第8s时微电网内接入新的负荷,第10s时负荷退出运行,第16s时微电网重新接入大电网,仿真时间为20s。观察孤岛瞬间、孤岛运行及孤岛后并网时无功负荷变化引起的电压变化,仿真结果如图2和图3所示。

通过分析可以得到以下结论。

1)微电网在第4s时与大电网断开连接,微电网Agent将微型燃气轮机的控制模式变换为U/f控制,由于微电网内无功功率大于负荷需求,因而母线电压在瞬间出现了较为明显的上升,波动幅值在1±0.005(标幺值)内,微型燃气轮机1,2在控制系统调节下迅速调整无功输出,经振荡后分别稳定在17kvar和16kvar左右,微电网内部无功供需重新平衡,电压经振荡后恢复到原有水平。

2)由图2 所示,第8s时微电网内接入一个6kvar的负荷,微型燃气轮机1 增加无功出力至20kvar左右,其无功输出量已达到极限,无法承担负荷调压任务,此时微电网Agent选择切掉3kvar负荷,命令BRK7 断开连接,1s后系统恢复平稳。由图3所示,在增加负荷的瞬间,由于系统内无功功率小于负荷需求,因而母线电压值有所下降,之后由于微型燃气轮机的调节以及切负荷的作用使之恢复平稳。

3)在第10s时刚接入系统的6kvar负荷退出运行,母线电压由于无功功率大于负荷需求出现了上升的趋势,此时微电网Agent将切掉的3kvar负荷重新接入系统,同时微型燃气轮机降低无功出力调节母线电压失稳的状况,最终无功出力值稳定在17kvar左右,系统重新恢复平稳。

4)在第16s重新接入大电网瞬间,微电网Agent将微型燃气轮机的控制模式变换为P/Q控制,母线电压在开关动作的瞬间由于无功功率小于负荷需求会出现下降趋势,此时微型燃气轮机1,2对于母线电压的变化迅速做出反应,调整无功输出使母线电压恢复至原有水平。

5)由上述4个结论可以得知:孤岛运行时,微型燃气轮机能根据微电网无功负荷的变化自动调整无功输出,维持微电网电压稳定,但是其输出的无功功率是有限制的。若短时内无功负荷的增量超出了微型燃气轮机的调节范围,那么微电网电压将必然会下降甚至可能会崩溃,因此必须切除多余的无功负荷,这样才能保证微电网电压的稳定。

4.2 孤岛模式下光照变化时微电网运行仿真分析

光伏电池组的PSCAD仿真模型见附录A图A4,其中包括2个输入量:T表示电池温度,S表示光照强度。通过公式计算可以得到2个输出量:Pout和Qout分别表示输出的有功和无功功率。

本节实例的仿真时间为10s,假设仿真时微电网已处于孤岛运行模式,光照强度在第3s时增大,由800 W/m2增加至1 000 W/m2,在第6s时光照强度回到800 W/m2。观察光照变化时微电源输出有功和无功功率以及母线电压变化情况,仿真结果如附录A图A5、图4和图5所示。

通过分析可知,有功和无功功率在光照强度发生改变时会有小幅度振荡,但通过微电源Agent的调节,微电网整体功率相对平稳,各微电源的控制取得了较好的效果,母线电压基本维持不变。

4.3 孤岛模式下风速变化时微电网运行仿真分析

风力发电机的PSCAD仿真模型见附录A图A6,其中包括2个输入量:V表示风速,ω 表示风力发电机转速。通过公式计算可以得到2 个输出量:Pout和Qout。

自然条件下的风速是时刻变化的,因此在本节仿真中风能选用随机噪声风来最大限度地模拟现实环境,如附录A图A7 所示。 光照强度维持在1 000 W/m2,仿真时间为10s,假设仿真时微电网已处于孤岛运行模式。观察风速变化时微电源输出无功功率以及母线电压变化情况,仿真结果如图6和图7所示。

通过分析可知,随机噪声风对微电网的运行影响远比光照强度变化要大,风速增大时风力发电机吸收的无功功率增多,风速减小时风力发电机吸收的无功功率则减少。为了维持微电网系统内无功出力的平衡,微型燃气轮机1的无功输出也相应地减少或增多。母线电压虽然受到了风力发电机所在馈线电压的影响,但经过微型燃气轮机的无功调节,其波动范围仍维持在1±0.005内,系统可正常运行。

4.4 孤岛模式下风机切除时微电源运行仿真分析

当风速变化波动较快时,微电网可以将风电机组切除,来得到较高水平的电压和频率质量。在第5s时将风电机组切除,观察风电机组切除时微电源输出无功功率以及母线电压变化情况,仿真结果如图8和图9所示。

通过分析可知,在0~5s内风速变化波动较快,虽然风电机组的无功输出发生扰动,导致母线电压发生波动,但通过微型燃气轮机1的调节,母线电压未发生大幅波动,扰动范围维持在1±0.005内,没有发生电压崩溃。在第5s风电机组切除以后,母线电压波动即刻消失,电压质量恢复了较高水平。

4.5 与其他控制方法的比较

通过上面的分析可以得知,在孤岛模式下使用MAS技术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,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的无功电压控制方法较之于下垂控制法的优势主要体现在以下几个方面。

1)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;而本文提出的基于MAS的电压控制法可以通过计算电压偏差值指定某个或某几个微电源进行调压,不需要无关微电源参与调节过程中,减轻了无关微电源的运行压力,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,这在图2和图3中已有所体现,即使在微电网遭受严重扰动时,仍有策略能够保证整个微电网电压的质量。

2)下垂控制法仅针对微电源间的控制,而本文提出的方法适用于微电网模型中的任何元器件,元件可以灵活地加入微电网中,当有新的元件接入系统中时,仅需要在模型中建立一个控制该元件运行的Agent或将其纳入某个Agent的管辖范围内即可,方便灵活,易于操作。

3)下垂控制法没有考虑微电源之间、负荷之间以及微电源与负荷之间、微电网主控单元与微电源和负荷之间的协调问题,调节电压相对主观;而MAS技术恰好考虑到了这一点,提供了通信机制,可以令各元器件之间协调调压,这在本文的策略中已有所体现。由于文献[14]的研究思路与本文大致相同,所以在这里以该文作为研究对象与本文的仿真结果进行对比。在文献[14]中,作者利用下垂控制法在微电网模型上进行了仿真,从仿真结果(文献[14]中图4(b)和图4(c))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,但相对本文提出的方法来说,下垂控制法在时间上不具有优势,对比结果如表2所示。表中:t1为系统在联网模式下从开始运行到状态稳定的时间;t2为系统从联网模式切换到孤岛模式后恢复到稳定状态的时间;t3为系统从孤岛模式切换到联网模式后恢复到稳定状态的时间。随着学习的不断进行,本文提出的方法在稳定时间上将越来越快,调节电压的效果也会越来越好。

5 结语

本文分析了微电网无功电压控制原理,结合多智能体技术,提出了基于MAS的微电网无功电压控制系统,并给出了该系统在孤岛运行时的控制策略。最后通过仿真分析说明了在孤岛模式下该系统对微电网母线电压、系统无功平衡等都具有良好的调节控制作用。近年来,在计算机学科中MAS技术已经成为了一个热门的研究领域,在电力系统中的应用也得到了快速发展,基于MAS的无功电压控制具有良好的智能性、灵活性和开放性,相对于简单地依靠电力电子技术的常规方法来说实现了跨越式的突破。

电压无功控制策略 篇11

【关键词】配网结构;电压质量;无功补偿

引言

现代化的社会发展建设离不开稳定的电力资源的保证，电力资源在提升人民物质生活、文化生活方面有着特殊的意义。尽管，我国经济发展水平相比原来已经有了较大的提升，但是电力工程的配网结构相对较为落后， 生产效率和企业效益相对较低， 这给电力企业的发展带来了一定的困难。面对国内外相关行业的竞争，必须加快电力工程配网结构深化改革，通过减小配网结构对电压质量的影响，进而来提高企业的核心竞争力。

1.配电网络的特点

配电网络是指在电力网中起电能分配作用的网络。通常是指电力系统中二次降压变压器低压侧降压或直接后向用户供电的网络。架空或电缆配电线路、配电开关类设备、配电所、柱上变压器、配电箱等组成配电网络。

由于配电网的规模快速增长，所以设计时除保证用户供电可靠性外，如何保证电能质量和降低损耗是配电网的两个重要设计目标，中低压配电网故障频繁，但继电保护选择性配合困难，决定了中低压配电网必须采用与输电网不同的故障隔离方式。

2.配网结构的分类

配网结构可以按照不同的分类方式进行分类。

2.1 按电压等级分类

按配电网电压等级可将配电结构分为：高压配电网（35-110KV），中压配电网（6-10KV），低压配电网（220-380V）;按供电区的功能来分类，可分为城市配电网，农村配电网和工厂配电网等。

2.2 按配电网络接线分类

（1）放射式配电网络。降压变电所3～10千伏侧引出许多条单独线路，每条单独线路均向一个或几个配电变电所供电的接线方式。其主要特点有：维护方便，保护简单，便于发展;使用设备多，灵活性和可靠性差，线路及设备检修时，就要中断供电。

（2）树干式配电网络。由降压变电所3～10千伏侧引出一条或几条主干线路，每条主干线路可供几个配电所供电的接线方式。其主要特点有：当主干线发生故障时，连接这条主干线上的负荷均要停电比较放射式配电网络使用设备少，可使网络简化;接线比较灵活，易于增加或减少配电变电所的数目;任何一个配电变电所中的变壓器均有切断设备，当某一台配电变压器故障时，并不影响其他配电变电所的供电。

（3）环状干线式配电网络。由降压变电所3～10千伏侧引出两条主干线路，每条主干线路可供给几个配电变电所，两条主干线之间通过隔离开关QS连接或断开。其主要特点有：供电的可靠性较高，当干线某出处发生故障时，只需要多有配电变电所短时停电（约30～40分钟）;这种网络要求操作水平较高，否则易发生误操作。

（4）混合式配电网络。由工作干线和公共备用干线混合组成的配点网络。正常运行时，由3～10千伏侧的各条工作干线供电给各配电变电所，公共备用干线处于不带电状态;当工作干线的某一段发生故障或检修时，将分段断路器QF1和该段进线端断路器QF2断开，手动或自动投入备用干线，即可恢复供电。其主要特点有：优点是供电可靠;缺点是敷设线路和建造配电变电所需要的投资很大。

3.电压偏差合格率指标

衡量电能质量的一个重要指标是电压偏差合格率，根据不同的电压等级将其分A、B、C、D、E五类，C、D、E三大类是配网上的电压监测。主网的电压波动与调整，监控人员的责任心，VQC装置的动作正确率，用电户的无功补偿等都会影响电压。由于存在各电压兼职人员对配变的分接开关调整和设置不及时，配网供电半径较长，导致C、D、E类三类的电压合格率徘徊在98%左右。

电压合格率指标完成情况实行分级管理逐级上报的方式。电管站负责辖区低压用户客户端电压合格率（D类电压监测点）管理统计工作;营销部负责大用户客户端电压合格率（B、C类电压监测点） 管理统计工作;调度、输变电工区负责变电站母线电压合格率（A类电压监测点）管理统计工作;生产技术部负责公司各类电压合格率管理统计工作。各责任部门要按时向生产技术部上报统计数据，由生产技术部汇总上报上级部门。

4.配电网的无功补偿与电压调整

4.1 相位补偿

功率因数补偿也称为相位补偿。当代人们所用的电器的结构多为电磁结构，工作时需要较大的励磁功率，这就会由于滞相致使用户的功率因数较低，一般在70%左右。励磁功率在配电网中流动为滞相的无功功率，不仅造成不必要的损耗、占用配电网容量，而且导致用户电压降低。以进相的无功补偿设备（如并联电容器）就近供给配电网或用户所需要的滞相无功功率为相位补偿，相位补偿可以减少无功功率在配电网中流动，改善电压质量，降低网损。

4.2 电压调整

为了保证用电电器有良好的工作电压必须对电压进行调整。配电网需要进行电压调整，避免受配电网电压波动的影响。配电网电压调整的措施包括：调压变压器调压、无功补偿调压以及中心调压。

（1）为弥补中心调压方式的不足可采用调压变压器调压进行局部调压。调压变压器有串联升压器、感应调压器以及有载调压变压器三种。靠改变电力网的无功潮流来实现调压变压器的调压作用，它本身励磁的需要而消耗无功功率，而且还不产生无功功率。但是当电网的无功电源不足时，调压效果不显著。如果调压变压器装设过多，拉低全网电压水平，增大网损，将加重配电网的无功功率消耗，严重时有可能造成恶性循环的趋向。

（2）无功补偿调压由于增加了电力网的无功电源，能起到改善电网电压的作用。装设于变电所内的无功补偿装置，还可采用分组投切的办法，对供电地区实行中心调压。

（3）利用地区枢纽变电所或发电厂进行中心调压，这种调压措施经济方便，但它不能改善电压分布，只能改变整个供电地区的电压水平。当供电地区的供电距离长短悬殊、地域比较广阔时，中心调压措施有顾此失彼的缺点，往往不能兼顾全区。

5.无功功率的平衡与补偿

电力系统中无功功率电源不足，系统结点电压就要下降。电力系统必须具备足够的无功电源才能维持所要求的电压水平，以满足系统安全稳定运行的要求，以下对电力系统中的无功负荷构成、无功电源构成、电力系统无功功率平衡问题以及为改善系统无功功率不平衡而采取的补偿措施等方面进行阐述。

（1）电力系统中的无功负荷与无功损耗主要由用户与发电厂厂用电的无功负荷（主要是异步电动机）、线路和变压器的无功损耗、并联电抗器的无功损耗组成。

（2）电力系统中的无功电源。一是同步发电机以及过激运行的同步电动机，二是无功补偿电源包括电容器、静止无功补偿器和同期调相机，三是110KV及以上电压线路的充电功率。

（3）电力系统的无功平衡与补偿。无功补偿容量的配置应取分区平衡、分级补偿原则。

（4）无功功率管理的具体措施。电力用户的功率因数达到0.95以上;分散安装电容器，就地供无功功率。在一次及二次变电所的低压母线上安装电容器，枢纽变电安装调相机。在有无功冲击负荷的变电所以及超高压送电线末端宜安装静止无功补偿器;对于水、火联合电网，枯水期利用水电机组调相运行，丰水期利用火电机组调相运行，供出感性无功功率;同步电动机过激运行，供出感性无功功率。

6.电压控制的目的

电压调控的主要目的有：保持电网枢纽点电压水平，保证电力系统稳定运行;保持供电电压的正常范围，保证用户的供电质量;减少网络损耗;在偶然事故下快速强行励磁，防止电力系统瓦解。

7.结语

在电力工程中，需要掌控配网结构对电压质量的影响以及无功补偿的策略，进而提高电网供电质量，保证用户的用电安全。

参考文献

[1]王兆安，杨君，刘进军.谐波抑制和无功功率补偿[M].北京：机械工业出版社，2011.

电压无功控制策略 篇12

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

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

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

1 传统电压控制方法

系统运行人员根据电压无功曲线

下达无功调整操作指令

变电运行人员根据操作指令操作

图1系统电压无功管控流程

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

2 影响电压无功分布的重要因素分析

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

根据以上分析及文献[1], 可建立基于电压无功分布的双目标优化函数模型:

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

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

3 电压无功象限分布的决策方法

3.1 电压无功象限分布决策原则

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

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

3.2 电压无功象限分布决策方法

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

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

3.3 扩展应用

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

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

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

4 应用情况

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

5 结束语

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

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

参考文献

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[2]顾丹珍, 徐瑞德.一种地区电网多目标无功优化的新方法-改进模拟退火算法[J].电网技术, 1998, 22 (1) :71-74.

[3]文福栓, 韩祯祥.人工神经元网络模型的无功电源最优分布及经济调度[J].中国电机工程学报, 1992, 12 (3) :20-28.

[4]刘传铨, 张焰.电力系统无功补偿点及其补偿容量的确定[J].电网技术, 2007, 31 (12) :78-81.

[5]张勇军, 林建熙, 杨银国.电力系统无功电压调控配合研究综述[J].电网技术, 2012, 36 (3) :101-106.

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[7]夏成军, 崔弘, 王强, 等.考虑静态安全约束的分布式电源准入容量计算[J].电网技术, 2009, 33 (16) :96-100.

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