电压无功控制策略（精选十篇）
电压无功控制策略 篇1
从某种程度上讲, 电压是衡量电能的指标之一, 其影响因素有电力系统中的无功不足与无功分布情况不科学[1]。现阶段, 随着现代化电力行业进步发展, 广大客户对于电能质量水平的要求更加严格, 因此我们要借助科学化的手段来降低变电站的网损情况, 尽量改善其电压水平, 确保电压的稳定性以及可靠性。
1 变电站无功电压优化的基本论述
(1) 变电站无功电压优化的特点。目前, 变电站中的无功电压控制存在动态性、离散性、非线性、大规模以及不连续性的特点, 电压无功控制主要是指在满足多种约束条件的基础上, 最大限度利用最少的无功投入来有效改善变电站电压的实际质量水平, 在一定程度上减少网损。具体来说, 变电站中的无功控制借助合理调整端电压、无功补偿设备以及系统中变压器的分接头位置, 并有效利用先进化以及科学化的人工智能化管理技术, 建立起变电站无功的优化控制数学化模型。采用负荷预测的方法, 实现变电站的无功优化控制。
(2) 变电站中无功平衡以及电压之间的关系。从专业化角度出发, 当隐极发电机在经过了一段线路然后再向负荷进行供电的时候, 若有功功率已经被确定, 则发电机能够送到的无功功率可以表示为:
从公式中我们可以看出来, 当公式中电势E被确定为定值的时候, 则Q以及V之间的关系可以如图一所示, 其中曲线1就是两者之间的关系, 而负荷的实际无功电压情况则如图中的曲线2所示。图1中的曲线1以及曲线2之间的交点可以有效确定运行电压Va。从某种程度上讲, 当负荷不断增加的时候, 无功电压的实际特性情况则表示为图中的曲线2。但是如果无功电源并未增加, 那么其特性还是可以用曲线1来表示。而且曲线1与2之间的交点则是全新的运行点, 而且Va‘则是负荷的电压。从以上的情况可以看出, 无功功率缺乏, 会造成电压下降, 而无功功率相对来说比较充足的话, 则电压就会不断提高。那么就可以在一定程度上充分满足在负荷上的无功增加, 确保负荷的实际电压程度[3]。
2 变电站无功电压优化的控制措施
(1) 合理优化相应的数学模型。从专业化理论角度来看, 为了降低电力网损, 不断提高设备实际寿命, 需要将变电站二十四小时的网损最小作为其目标函数, 把相关设备的动作次数以及母线电压的实际质量合格情况作为其约束条件, 其控制方法是电容器组的投切以及有载调压变压器的分接头控制调节, 从而有效建立优化的专业化数学模型, 具体表示为:
(2) 负荷分段方案的合理化控制优化。因电力系统中的负荷变化具有连续性的特点, 然而用于优化的负荷应属于分段静止的, 所以就必须对连续性的负荷实施阶梯性的分段划分, 将每个分段划分内的负荷假定为保持不变的。其分段原则主要是把负荷变化幅度相对较大的阶段实施分开划分, 满足各个划分段内部的实际电压合格率。从负荷分段方法上来看, 可以把预测日的标准化负荷曲线看成是首尾相连的。为控制好目标函数, 应实施两次分段, 第一次控制方案把主变压器的实际分接头动作次数作为约束条件, 明确主变压器的实际分接头档位。第二次把电容器组的实际投切次数作为约束条件来明确投切方案; (3) 段内方案的二次优化。二次优化需对大时段内部的负荷进行优化, 确定预测日的主变压器在分接头方面的档位。借助电容器实际投入组数量与主变压器分接头档位情况来确定优化控制方案, 确保网损最小化与母线电压达到合格水平。若任意组合方案的母线电压都不合格, 则选择最接近实际合格标准的组合方案; (4) 明确设备动作最终方案。在对变电站的电压、无功进行优化控制期间, 因需充分考虑到设备的实际动作次数制约情况, 所以不可以按照之间原有的静态化无功控制的计划方案来实施无功补偿。预测日负荷的划分期间, 需要充分考虑到优化方案在实际求解方面的复杂程度, 若如果分段过多, 尽管优化控制方案已经最接近实际, 而且网损降低程度相对较高以及电压在合格率上也相对较高, 但是相应的优化方案在具体求解上却是十分复杂。具体设备调节次数会在一定程度上日益增加。
3 结语
总而言之, 在我国的配电事业发展过程中, 变电站担负着非常重要的无功调节职责, 关系到电网的安全经济运行。因此, 需要对变电站的无功电压进行合理化优化控制。具体来说, 在实际控制期间, 可以通过合理优化相应的数学模型、负荷分段方案的优化、段内方案的二次优化以及明确设备动作最终方案等, 发挥电压无功优化控制的实际意义。
摘要：现阶段, 随着现代社会发展水平的不断提升以及科学技术的进步发展, 我国的电网发展速度不断加快。从专业化角度出发, 变电站无功电压的合理优化控制成为对电网安全化、稳定化以及经济化运行的重要要求。我国的大规模无功电压控制方法仍然是以计划指令为主, 也就是上级电网按照季度下达的无功功率补偿的相应指标, 对下级电网进行控制。其局限性在于难以适应电网的变化运行要求。本文就变电站的无功电压的合理化优化控制策略展开详细论述。
关键词：变电站,无功电压,优化控制策略
参考文献
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桥湾风电场智能无功电压控制策略 篇2
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技
术 Power System Technology Vol.37 Supplement 1
Jun.2013 文章编号：1000-3673（2013）S1-0000-00
中图分类号：TM 76
文献标志码：A
学科代码：470·40
桥湾风电场智能无功电压控制策略
张丽坤，郭宁明，董志猛，栾福明
（国网电力科学研究院，北京市 昌平区 102200）
A Reactive Power Control Strategy of Qiaowan Wind Farm ZHANG Likun, GUO Ningming, DONG Zhimeng, LUAN Fuming(State Grid Electric Power Research Institute, Changping District, Beijing 102200, China)摘要：风电场智能无功电压自动控制(auto voltage control，AVC)对风电场的无功电压调节，降低电网损耗、保持电压稳定性有着重要的作用。文章介绍了桥湾风电场自动电压控制的原理、算法、控制方法、系统规模及及安全控制策略。结合系统整体的电压调节能力、风机无功出力、静止无功补偿系统(static var compensator，SVC)无功出力调节、风场间的无功调节试验，总结了AVC系统在桥湾风电场的调节效果。结果表明AVC系统可以合理地分配无功目标给风机及SVC等无功补偿设备，将风电场高低压侧母线电压控制在调度要求的范围之内，使各无功源运行在较优电气点。关键词：无功电压控制；无功目标分配；无功优化
机。场站规模大，场内设备种类复杂，固有的间歇性给电网运行带来了极大的挑战，风电场智能无功电压控制系统的建设对该厂站整体的无功电压控制起到了积极地作用。本文总结了桥湾风电场自动电压控制工程实施的内容及经验，希望能对实施该系统的电厂的运行及管理有所裨益。压控制原理及算法
1.1 控制原理
风电场AVC是根据调度的指令和风电场并网点的信号，调节风电场的无功补偿设备及风电机组本身的控制系统。其输入信号有调度的指令、并网点的有功功率、无功功率、电压等，控制目标为保持风电场的无功/电压在调度要求的范围内；控制对象包括风电场并网点电容器、电抗器的投切、静止无功补偿系统(static var compensator，SVC)的控制、静止式无功发生器(static var generator，SVG)的控制、风场机组的控制，通过对离散/连续的风电场无功设备出力的协调，提高对风场电压/无功的支撑。其中，风场机组的控制通过风场能量监控平台，无功电压自动控制(auto voltage control，AVC)通过风场能量监控平台，下达风电机组无功目标，由风场能量监控平台来协调风场内各机组的无功，从而实现对整个风电场的无功优化控制，控制原理如图1所示。1.2 控制策略
对风电场无功的控制可以通过对母线电压及风机机端电压的控制来实现。
风场无功电压稳定是通过风电场建模，综合考虑升压变、箱变、馈线、风机等设备的无功需求，实时计算风场整体无功裕度，协调利用SVC、风机以及分接头的无功调节能力，保持风电场无功平衡 0 引言
目前，风电以前所未有的速度迅猛发展。由于风电本身固有的间歇性给电网运行带来了极大的挑战，其引起的无功电压问题日益受到关注[1-3]，目前风电接入电网主要的无功调节问题表现在2个方面。首先风电场目前缺乏统一的无功/电压控制设备，风电场高压侧母线(并网点)电压波动大，难以满足电网电压考核要求；其次风电场无功调节设备间缺乏协调控制，当出力变化严重时，机端电压波动，容易导致风机机端电压越限脱网事故[4-6]。
风电场电压/无功的水平影响到风电场有功出力的稳定及系统的安全稳定，保持风电场的电压稳定具有十分重要的意义[7]。风电场智能无功电压控制系统按照选定的智能化控制策略，协调风电场各无功源的无功出力，将风电场高低压侧母线电压控制在调度要求的范围之内，使各无功源运行在较优电气点，是提高风电场的电压/无功支撑能力，实现风电场可观测、可调度、可控制的重要手段。
桥湾330 kV升压站由华能酒泉风电有限责任公司、华润电力风能有限公司、甘肃中电酒泉第四风力发电有限公司3家共同出资建设，共193台风 2 许纯信等：居民用电设备智能电源线的设计与应用 Vol.37 Supplement 1 图
1风电场无功电压控制原理
及电压稳定，并保留足够裕度以应对异常情况，实现风险控制。
风机机端电压稳定是通过风电场状态估计，实现风电场全面监测，同时避免无效采样数据对计算的影响，保证系统的整体可靠性，避免由于电压波动导致风机脱网[8-10]。
图
2风电场无功电压控制算法流程
1.3 算法流程
为系统调控的安全稳定，系统数据库中设定了一些调控相关的控制参数，如调控目标值上限、下限、调节步长等，各参数即规定了调控目标值的调节死区。风电场AVC接收主站下达的电压/无功目标后，会将该目标值和现有的参数进行比对，只有调节目标值偏移死区，才会启动调控算法，进行无功分配。启动无功调节模块，进行无功调节灵敏度计算，算出调节动作对象。将调度下发给风电场高压侧母线电压目标折算为无功目标值，选择不同的控制模式决定风机、SVC各调节装置无功分配量。具体分配算法参考风电场的等值图(见图3)。图3中：U、P、Q分别为当前高压侧母线电压、有功功率、无功功率；Pm、Qm为m侧主变的有功功率、无功功率；Pn、Qn为n侧主变的有功功率、无功功率；W1、Wn、Wi、Wj为风场当前接入的风机组；
TCR(thyristor controlled reactor)为m侧主变下接入晶闸管控制电抗器。设当前高压侧母线电压为Ui，母线上所有机组送入系统的总无功为Qi。要求调节的高压侧母线电压目标值为Uj，需向系统送出的总无功为Qj。系统电抗用X值表示，则机组送入系统的总无功调节目标为
jjUjUiQiQU(XUi)
其中
QinQ(i)g
g1式中：g为母线上机组的台数；Q(i)g为每个风电机组送入系统的当前无功值。
因此，根据Ui、Qi、Uj、Qj、X即可以确定送入系统的总无功调节目标值。
图
3风电场等值图
在保证总调节量的基础上，依据调节欲度和约束条件，本系统分情况采用3种控制方式，将全场的无功目标合理的分配给风机、SVC。实际运行经验表明：自动控制发电厂无功时，充分考虑SVC、风机在系统电压无功支撑中的作用是十分重要的，调解中需要充分考虑SVC对暂态、动态无功的支撑作用并留出一部分作为备用；考虑每台机组的运行工况，并保持相同的功率因素或调节裕度。1.4 控制方式
计算过程受多重约束条件限制，包括母线电压约束、变压器分接头动作次数约束、风场有功出力约束等。
1）当目标缺额大于动作定值时，采用平衡模式的优化控制方式。此方式在接收到电压目标时，先启动优化算法，计算出风机、SVC各自承担的无功量，然后同时启动风机、SVC的调节，直至达到调节目标。调节完成后，由SVC承担电压目标的 第37卷 增刊1 电
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技
术 3 跟踪和保持。
2）当目标缺额小于动作定值而高于优化定值时，采用SVC优先调节的优化控制方式，此方式优先控制SVC，当SVC的无功调节能力用尽时，调节风机无功，当风机无功调节达到最大但还是没有达到电压目标时，启动分接头调节提示。
3）当目标缺额低于优化定值时，采用风机无功优先调节的优化控制方式，优先控制风机的无功，当风机的无功调节能力用尽时，调节SVC，当SVC调节达到最大但还是没有达到电压目标时，启动分接头调节提示。
当控制目标达到时，优化控制系统将当前母线目标值保持在死区范围内，并等待接收新的调节目标[11-13]。桥湾风电场无功电压控制系统配置
2.1 桥湾风电场规模
桥湾330 kV升压站电压等级为330/35 kV，330 kV母线采用双母线接线，两回330 kV出线接入330 kV玉门镇变至750 kV敦煌变的330 kV母线侧。桥湾330 kV升压站共安装主变4台，容量为2240 MVA+2120 MVA；35 kV采用单母线(2段)分段接线，进线共36回，每段母线均配置磁阀式可控电抗器(magnetic valve controllable reactor，MCR)型动态无功补偿装置，容量为235 Mvar+ 218 Mvar。此外，本变电站配置2台630 kVA站用变压器及1台315 kVA备用站用变。桥湾风电场共193台风机，每10到11台风机为1个回路，共18个回路。
图
4桥湾风电场通讯工况图
2.2 AVC子站配置
AVC子站配置主备服务器，一台后台工作站，以及8台监控工作站，参见图4通讯工况图。主备服务器互为冗余，同步更新数据库，正常情况下，备系统处于侦听状态，接收来自主系统的广播数据和心跳信号。当主系统故障退出时，备系统接替主系统功能，直至主系统恢复。后台工作站同升压站监控系统和 4套 SVC装置的监控系统均安装在升压站通讯机房内，用于调度员查看风场的运行工况，监控工作站分别放置在各风场的风机监控系统安装在各风场的自动化机房内。2.3 系统软件结构
系统软件包含软件平台及数据库模块、人机接口模块、通讯模块、算法模块、闭锁及限制模块5部分。系统软件平台基于Unix/Linux架构，配置Oracle数据库；人机接口模块负责界面及数据的浏览，定值的整定及下载，数据的统计分析及打印等功能；通讯模块负责通讯接口的配置，通讯数据的预处理，通讯数据及调控目标报文的存储；算法模块按照现场选定的算法执行调控功能，当算法目标达到时，执行目标的跟踪功能；闭锁及限制模块负责闭锁工况下系统的功能及系统各种状态切换下的平滑过渡。
从实现方式来分，又可以分为网络子系统、前置机子系统、数据库子系统、人机接口模块。前置机采集并解析前置数据，得到遥测、遥信、电度等生数据。这些生数据通过网络子系统进行监控和管理，实现客户/服务器数据库访问的数据传输功能，实时刷新数据库。人机界面只是跟实时数据库进行数据交换，按照调度员的需求在人机界面中展示数据、事件、曲线等统计结果。无功电压控制系统特色
3.1 通讯接口丰富
由于无功电压控制系统要与多个风机和SVC厂家通讯，该系统配置了多种通讯接口，规约处理功能很强大，可以支持目前电力系统中基本的通信规约。如支持以太网RJ45或以太网光纤接口，CAN2.0B、RS232/485、E1/G703；支持TCP/IP、IEC 60870-5-103/104、MODBUS-TCP、部颁CDT规约、DNP3.0、SC1801数据通讯协议，也可根据用户要
求自定义数据通讯协议，方便系统的接入和转出。3.2 调节模式灵活
AVC子站投入运行时，默认运行在远方全厂电压控制模式。当电厂15 min没有收到中调的电压目4 许纯信等：居民用电设备智能电源线的设计与应用 Vol.37 Supplement 1 标，与中调的远动通道中断或者中调AVC 主站发生故障时，AVC子站自动切换到就地电压曲线控制方式。AVC后台可以设定就地控制方式，目前有电压曲线控制和人工优化曲线控制方式两种。采用以上策略，可以使得在电厂AVC子站投退和控制模式切换期间，不会对电网运行造成波动。3.3 安全控制策略
1）系统自动根据上下限制，在满足电网及无功设备安全运行条件下，对电压/无功进行调节。
2）系统自动检测SVC、风机的运行状态，当电气量不满足控制条件或系统运行工况发生变化时，系统能够及时修改或调整无功的分配方案。
3）系统设置了多种闭锁条件，如风场母线电压扰动、波动，风场母线高、低压侧电压越限，风场升压低压侧变母线电压越限等。当满足条件时，闭锁相关元件并发出告警信号。3.4 风电场状态评估
由于风电场风机监控系统可能难以提供全部风机信息；同时遥测数据中难免存在一些坏数据，这些因素都会影响到最终调控效果。系统利用最小二乘法估计及卡尔曼滤波等手段实现状态信息的平滑、预计、滤波，根据35 kV馈线量测信息，计算沿馈线各风机电量信息，保障调控的的稳定性和可靠性。桥湾风电场调节效果
目前，桥湾风电场AVC系统具备基本调压、无功优化功能，AVC系统与远动、SVC通讯联调完成，处于正常运行状态。在SVC系统和风机服务器的配合下，较好地完成了风电场整体调压及电压维持功能，下面从5个角度对该AVC系统的调节能力进行分析。363.0 瞬时电压调节测试： 高压侧母线电压 目标值360 kV 目标值359 kV 360.5 Vk/压358.0 电355.5 瞬时电压调节测试： 瞬时电压调节测试： 目标值356 kV 目标值353 kV 353.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min
图
5330 kV高压侧母线电压曲线
1）系统整体电压调节及维持能力。
分析某一日的系统数据，330 kV高压侧母线电压曲线见图5。母线电压目标值控制在359 kV，图
5显示330 kV高压侧母线电压维持在额定范围内，上下死区1 kV；测试过程中，分别设定瞬时目标值356、360、353 kV，变化范围2 kV以内可在3 min内调节到位，并稳定维持在该水平。AVC系统表现出较好的电压调节及维持能力。
2）风机出力及外部系统电压情况。
日常风场有功出力维持在50 MW以下，接近于0出力。3月26日12时起，出力急剧爬升，下午16时左右达到480 MW左右，接近该风场历史最高水平。图6为3月26日桥湾升压站2号主变有功出力变化情况，其他风场有功出力与之类似。图7显示在同一时间段内风场高出力情况下，AVC则通过调节SVC及风机提供了较高的无功出力保证风场内部无功平衡及母线电压水平。
W90 M/功60 有30 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min
图6
桥湾升压站2号主变有功出力曲线
ra vM/功1.0 无5.5 10.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min
图7
桥湾升压站2号主变无功出力曲线
3）风机机端电压运行情况。
3月26日测试中参与调压的海装风机机端电压曲线如图8所示，直驱风机的机端电压曲线与之类似，在母线电压维持稳定的基础上，机端电压也维持了相对稳定。
4）SVC出力控制测试。
3月26日运行测试中，AVC系统对SVC电容自动投切功能进行了测试，测试中较好实现预定目标，SVC电容投切基本接近手动控制效果，1号SVC无功出力曲线如图9所示，其中无功突变位置(尖峰 第37卷 增刊1 电
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术 Vk/压电 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min
图8
海装风机机端电压曲线
r av/功无 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min
图9
SVC无功出力曲线
部分)即为电容投切时刻。
5）风场间无功优化。
长时间运行测试中AVC系统较好的实现无功优化目标：1）风场间无功平衡，平衡风场间无功出力，维持35 k母线电压稳定；2）风场无功平衡基础上，慢速调节SVC及风机出力，控制SVC电容不投切状态下，SVC具备足够上下调节余量(约单组电容实际容量一半)。总结
从桥湾风电AVC系统运行测试情况看，在给出合理电压目标值情况下，风电场AVC系统已经实现了调压、无功优化、数据采集、记录、安全控制等基本功能，桥湾风电场的试验案例可以充分的论证该无功电压控制系统控制策略的有效性。
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收稿日期：2013-00-00。作者简介：
张丽坤(1982)，女，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究，E-mail：zhanglikun@sgepri.sgcc.com.cn；
郭宁明(1980)，男，中级工程师，主要从事电力系统自动化； 董志猛(1983)，男，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究；
栾福明(1980)，男，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究。
（责任编辑
电压无功控制策略 篇3
电压、模糊控制、无功控制、模糊理论
电压是衡量电能质量的一个重要指标,保证用户电压接近额定值是电力系统运行调度的基本任务。而系统无功的平衡对电压的稳定影响极大,无功功率的不足或过大,将引起系统电压的下降或上升,极端情况下可导致某些枢纽变母线电压大幅度下降而出现电压崩溃。
国内现有的电压无功控制装置广泛采用九区划分控制方式[3]、 [4]。但仅以九区位置制定控制策略会使控制过于简单,容易过调或调节力度不够,以至于反复调节,不利于设备维护和系统稳定。考虑到模糊逻辑的优越性,本文以九区划分控制思想为基础,综合考虑运行点在区内的实际位置,电容器组与变压器的可调性比较,峰谷期和历史参考数据10等因素,提出了计及多因素的电压无功综合模糊逻辑控制策略。
1、对变电站电压无功综合控制策略的要求
在对变电站电压无功进行就地控制时,通常的方法是以九区划分运行状态图为依据来制订控制策略。图1给出了九区划分运行状态图。图中纵坐标是电压U,Umax是电压上限,Umin是电压下限,横坐标Q是变电站吸收无功,Qmin是变电站吸收无功下限,Qmax是变电站吸收无功上限,显然中间的0区是电压和无功合格区,其余8个区为不合格区。
图1 九区划分
电压和无功的调整是通过调节变压器的分接头和投切电容器组来实现的。调整变压器分接头不仅改变电压,也会改变无功需求;同样,投切电容器组不仅改变了无功,也影响了电压。
各个区的常规控制策略如下:
0区:电压、无功均合格。不控制。
1区:电压合格,无功越上限。发投电容器组指令,按间隔时间循环投入电容器组直至无功补偿合适为止。若电容投完,则停发投电容指令。
2区:电压越下限,无功越上限。先发投电容指令,待无功补偿合适后,若电压还越下限,自动转为升压指令,直至电压合格为止。
3区:电压越下限,无功补偿合适,发升压指令,待电压升至合格为止;
4区:电压越下限,,无功越下限。先发升压指令,待电压升到合格后,再发切电容指令,切至无功补偿合适为止,若电容已切完,无功仍越下限值,也自动停发切电容指令。
5区:电压合格,无功越下限。发切电容的指令,到无功补偿合适为止,若电容已切完,无功仍然越下限,停发切电容的指令。
6区:电压越上限,无功越下限。先发切电容的指令,待切至无功补偿合适时,若电压还高,转发降压指令。
7区:电压越上限,无功补偿合适。发降压指令,控制有载调压变压器分接头。
8区:电压越上限,无功越上限。应先发降压指令,待电压降至合格后,再发投电容器组指令,按循环规律投到电容器合适为止,若电容已投完,无功仍然越上限值,则停发投电容指令。
如果能判断出电压的变化是由于无功变化引起的,则可以在电压不越线或者即使越线了,也不必去调节变压器分接头而是提前投、切电容器,这样可以提高电压的合格率并减少变压器分接头的投、切次数。另外,电压进入7区或3区,即电压越限可能是由于无功迅速变化引起的,也可能是由于高压侧电压变化引起的,而且这一变化将有一个持续过程,若是由于高压侧电压变化引起的,而运行点刚好又处于无功边界上,则有可能错误地投、切电容器;反之,若电压的变化是由于无功的变化引导致的,而运行点又刚好处在电压边界上,则有可能错误地调节变压器的分接头,若在无功缺额较大的情况下调节变压器的分接头,则有可能会引发负调压效应,进一步导致电压不稳定。可见若能提前了解无功的变化趋势,认清电压变化的根本原因,适时地决定控制策略,则可减少控制的盲目性,获得满意的控制效果,保证电压的合格率。
在变电站,由于变压器的重要性,它历来就是重点保护对象。对于有载调压变压器,分接头的调节次数是有严格限制和要求的,对于电容器组的投切次数也有要求。因此,电压无功控制的控制策略不仅要满足对电压和无功的要求,还要满足保护设备的要求,即目标函数可归纳为:(1)电压合格率最高;(2)功率损耗最小。约束条件是:(1)档位上下限;(2)电容可用组数;(3)变压器分接头日调节次数上限;(4)电容器组日投切次数上限,控制变量有两个,一个是调档,另一个是电容投切,这两个控制变量都不是连续变化的。
2、计及多因素的变电站电压无功模糊控制策略
根据电压、无功变化的特点,在这里提出对无功边界进行模糊化的控制方法 ,利用模糊控制善于处理非线性、受多因素影响的复杂控制问题的优点,采用模糊集理论进行控制决策,从而充分确定引起电压变化的原因。
也就是:首先根据实时电压判断电压是否越限,若越限,再判断无功及无功变化的趋势,具体就是将无功的偏差和无功偏差的变化率作为输入变量,如:无功剧烈变化,运行点处于3区或7区,无功可能不越线,也应该提前通过投、切电容器来控制;若是高压侧电压的变化引起的电压越线,无功变化不大,则应首先调节变压器的分接头来加以控制。这样可以减少变压器分接头的调节次数。控制策略有两步:
(1)确定运行点所处区域。(2)综合各因素,通过隶属度计算,选择调节方式(调变压器分接头或投切电容器组)。
选择调节方式时需要考虑的因素有以下几个方面:
(1)考虑基于九区划分选择调节方式,把对于电压上、下限和对于无功上、下限的隶属度分别记μμl、μμh、μθl、μθh。(2)考虑电容器组与变压器分接头的进一步可调性选择调节方式,两种调节方式的隶属度分别记为μCadjust 、μTadjust 。(3)考虑峰谷期选择调节方式,其隶属度记为λpeak 。(4)结合历史参考数据选择调节方式,历史记录为投切电容器组的隶属度为λCon 、λCo(接164页)ff ,历史记录为调变压器分接头升压、降压的隶属度记为λTup 、λToff 。
3、结论
(1) 本文分析了现有控制方法的特点后,指出了其不足之处,并在此基础上提出了基于无功边界模糊化的控制方法;
(2) 基于无功边界模糊化的控制方法,能减少变压器分接头调节次数,消除盲目调节,提高电压合格率,使无功基本平衡,避免有载调压变压器产生“负调节效应”;
(3) 本文介绍的控制策略合理地使用了有载调压变压器和并联电容器组这两种调节设备,具有明显的调压效果,无功补偿合理,调节次数极少,不会出现反复调节的情况。
参考文献
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电压无功控制策略 篇4
电压质量的好坏直接关系到配电网用户的供电服务质量,因此供电企业对于配电网的电压调节和无功控制也越来越重视;但是,目前对于配电网电压协调控制和无功优化的研究大都集中在高压配电网,对于中压配电网的研究及应用却相对缺乏[1,2,3]。如今,主动配电网技术的推进为中压配电网的电压协调与无功优化控制带来了机遇与挑战。大量分布式能源广泛接入主动配电网后,为网络电压协调及无功优化控制提供了更加丰富的处理方法;但分布式能源的高度渗透也对配电网的电压水平以及当前的控制策略产生了一系列深远的影响,需要更加复杂、更加智能的协调控制策略[4,5,6]。
目前已有专家学者针对主动配电网的电压协调控制做了初步研究。文献[7,8,9]着重研究了基于无功最优潮流和节点注入功率及电压灵敏度的电压协调控制策略。但上述控制大都只是针对单一时间断面进行优化协调,没有考虑储能单元引入主动配电网控制导致的时间关联,且对于运行状态要求过于理想化,没有考虑间歇性能源功率的频繁波动引起的小幅扰动。因此,本文将在研究分布式能源对于中压配电网电压以及控制策略的影响分析基础上,提出适用于主动配电网的无功电压全局协调优化控制策略,在主动配电网满足全局优化实现经济运行的同时确保网络电压的高质量,实现供电的优质服务。
1 分布式能源对电压调节装置控制的影响
分布式能源目前还无法大规模接入配电网,重要原因之一在于其对配电网电压方面产生的重大影响[10,11]。大量分布式能源接入配电网后,网络潮流多变且不确定,其电压水平也不再具有规律性,已有的电压调节及无功控制策略不再适用。分布式能源接入不仅影响网络电压,也会相应地影响电压调节装置控制。在含变电站及馈线的配电网中接入大量分布式能源后的示意图如图1所示。
由于分布式能源大规模接入配电网馈线后,使得上级变电站检测到的功率发生较大变化,因而对电压调节装置控制策略产生影响。以图1所示的变电站及其多馈线系统为例,传统变电站根据九域图策略通过电压调节(VQC)装置实现变电站主变分接头档位的调节与电容器组投切[12];而当大量分布式能源接入馈线后,尤其是基于逆变器的光伏发电等只发出有功功率的分布式发电单元,将会引起变电站主变低压侧检测到的有功功率发生极大的变化。若分布式能源发出的有功功率较大而无功功率较小或不发出无功功率,变电站注入馈线的有功功率就会大幅减小,VQC装置检测到的功率因数可能过低,从而引起变电站内的电容器组误投入,并进一步抬升电压,从而需要下调主变的分接头档位,导致连锁反应。同理,如果以光伏、风力代表的间歇性能源因气候原因无法发出有功功率,则会引起变电站注入馈线的有功功率增大,测得的功率因数可能会过高,变电站内的电容器组可能误切除,从而进一步降低电压,引起主变分接头档位上调等。综上,分布式能源的大量接入将使原来的电压调节装置VQC等无法正常运行工作,有必要设计电压优化控制策略来实现有效的电压调节。
2 主动配电网无功电压全局优化控制策略
本文设计的主动配电网无功电压全局优化控制策略是指在全网最优潮流的基础上,通过优化馈线上各个无功源的无功输出以及可调变压器分接头档位位置,实现无功潮流的合理分布,从而满足网络电压质量要求并且降低线损。由于馈线上的无功电容器组投切时间较长,动作时间是小时级的,且一天投切次数有限,因此主动配电网无功电压全局优化控制策略以1h为间隔,以全天的线损作为优化目标,优化模型和目标函数分别如式(1)和式(2)所示,其中式(1)表示主动配电网无功电压全局优化控制模型的目标函数,ΔP(t)表示,时刻的线损,式(2)表示网络的潮流约束,U0(t)是,时刻平衡节点电压幅值(变电站母线电压值),由主变分接头位置决定。同时,充分考虑线损、潮流、节点电压、分布式能源的无功出力、主变分接头档位、电容器组的全天投切组数及次数限制,为无功电压全局优化控制模型提供了相应的约束条件。
其中,
主动配电网无功电压全局优化控制是典型带约束混合整数的非线性规划问题。由于待优化变量中既有连续的分布式能源无功出力变量,又有离散的分接头档位位置以及电容器组投切组数,因此采用混合编码方式求解遗传算法染色体,用实数编码方式优化连续变量。用于主动配电网无功电压全局优化计算的遗传算法染色体如图2所示。
图2所示染色体中子染色体T=[T(0),T(1),…,T(23)]表示主变分接头档位全天的位置信息,其中每个元素表示某一时刻的主变分接头档位位置,采用二进制编码方式;子染色体Ci=[Ci(0),Ci(1),…,Ci(23)]表示电容器组i全天的投切信息,其中每个元素表示某一时刻的投切组数,采用二进制编码方式;子染色体Ci=[Qj(0),Q(1),…,Qi(23)]表示分布式能源j全天的无功调度策略,其中每个元素表示某一时刻的无功出力,采用实数编码方式。
为了避免遗传算法中染色体的交叉或者变异后有可能违背电容器组1天投切次数的限制约束,从而陷入不必要的重复交叉及变异,采用负荷曲线分段融合方法[3],将无功负荷曲线不同时段的变化量排序,将变化量最小的2个时段进行融合,融合后的等值负荷如式(3)所示。
式中:Tj为j时刻的主变的分接头档位。
将融合后的曲线重新按照无功负荷变化量排序,重复进行融合,直到融合后负荷曲线的分段数等于电容器组1天允许的最大投切次数。这样,在融合后的时段内,电容器组的投切状态保持不变。假设电容器组1天允许的投切次数限值为4,则融合后的染色体如图3所示。其中子染色体,中的元素表示融合后时段内的投切状态,这既缩短了编码长度,又满足了总投切次数的限制。
在主动配电网无功电压全局优化遗传算法中,为了保证样本的多样性,选择过程采用随机遍历抽样方式,在交叉的过程中,离散变量采用单点交叉模式,而连续变量采用中间重组模式,在变异的过程中,离散变量选择二进制变异方式,而连续变量选择实值变异方式。求解算法的流程如图4所示。
3 算例仿真
仿真选取的主动配电网馈线以及配置的无功源信息如图5所示。为了不影响间歇性分布式能源的最大有功出力以及储能,假设主动配电网的无功调节手段主要包括调节主变分接头档位位置、运用无功电容器组等离散型控制设备以及无功补偿装置(SVC)等连续型控制设备。其中,变电站110 kV/10 kV主变可调节档位有10档(-5～+5),每档电压调节幅度为0.5%,馈线电压调节装置(SV R)的档位调节设置与主变相同,馈线上的其他无功补偿设备配置情况如表1所示。
设电容器组全天的投切次数限制为5次,则馈线的原始无功负荷曲线及其分段融合曲线如图6所示。
用于求解主动配电网无功电压全局优化控制遗传算法的种群规模P=40;交叉率Pc=0.8;变异率Pm=0.2;最大迭代次数N=50,最终得到电容器组的投切策略如图7所示,优化前后的馈线电压水平如图8所示。
从图7中可以看出,电容器组全天的投切次数最大为4次,满足前文所述的约束条件:图8显示出无功电压优化使得馈线的整体电压水平有了很大的提升,各节点电压更加趋近于额定值,而且整体的馈线电压水平更加平滑,无功潮流分布更为合理。仿真结果证明了主动配电网无功电压全局优化控制模型及其算法的可行性与有效性。
4 结语
地区电网的无功平衡和电压控制 篇5
关键词：无功平衡；电网运行；无功补偿；电压
随着电网的不断发展和电力体制改革的逐步深化，适应建设“一强三优”供电公司的要求，人们对电压问题的重视程度逐渐增加。本文从分析地区电网电压情况和无功设备状况入手，找出无功电压调整中存在的问题，有针对性的提出解决措施和方法，对提高电网电压管理和用户高质量的供电有着十分重要的意义。
1 某地区电网无功电压现状
1.1 无功设备的基本情况
目前，地区电网共有220 kV主变19台，容量3120 MVA，均为有载调压变压器；110 kV主变62台，容量2717.5 MVA，也均为有载调压变压器。
该地区电网的无功功率补偿设备主要是一台并入220kV电网的60万火电机组和各变电站的电容器组。地区电网110kV及以上变电站无功补偿电容器总容量736.334MVAR，其中220 kV变电站408.504 MVAR，110 kV变电站327.83 MVAR。
1.2 配置原则和调整手段
在无功补偿设备的配置上，主要是考虑分层分区就地平衡的原则，根据主变容量和负荷情况安装足够容量的无功补偿设备。对于220kV电网，应避免远距离、大容量的无功功率传输，力求保持各变电站的无功功率平衡，尽可能使220kV线路的无功功率流动小；对于110kV及以下的供电网，推行低压配变就地补偿，实现无功功率的分区和就地平衡，防止电压大幅波动。
无功电压的调整主要是通过调整主变分接头位置、投切电容器和电抗器、改变系统运行方式、调整发电机励磁等方法。
1.3 电压控制情况
2013年、2014年两年，地区电网综合电压合格率分别为99.967%和99.993%，2015年，将会继续提高。尤其是 2015年投运的220kV涡河变，不仅加强了电网可靠性，也对提升地区电网内县级电网的电压水平起到了关键作用。
2 存在的问题
随着社会经济的迅速发展、城市新区等工程建设，使地区电网规模不断扩大，供电负荷不断攀升。尤其是哈郑直流的落地，使地区电网结构和运行特性发生重大变化，地区电网的无功电压运行管理变得更加复杂，如不采取有效的针对性措施，可能影响供电质量，甚至危及电网安全。
2.1 哈郑直流引起的220kV层面无功传输问题
哈郑直流换流站靠近地区两座500kV变电站，致使500kV母线电压偏高，为调整电压，500kV变电站采取投入电抗器的措施。在降低500kV母线电压的同时，也使220kV母线电压降低，造成220kV线路无功潮流传输偏大，还会出现市际间无功的大量传输。
2.2 高峰时段电压调整能力不足
地区电网的大负荷季节一般在春季的灌溉时期、度冬度夏期间，此时间段电压调整困难。虽然提前采取了电压调整措施，对稳定主网电压起到了积极的作用，但在高峰时段，由于某些线路供电半径大、设备缺陷等原因，仍有电网电压偏低现象。
2.3 对县区供电电网缺少无功管理
地区县区电网的无功调压设备没有建立统一的台账，同时县区35kV变电站大多为无人值班，但又不能实现远方操作，故无功调整比较滞后，不能根据负荷和电压情况及时调整。
2.4 有载变压器调压范围选择问题
根据省调规程要求，220kV主变档位应在中间档位及上下三档范围运行，主变档位可调范围窄。同时有些主变因设备缺陷无法调档，造成调压困难。有些主变因负荷增长过快，还未进行主变调档就被闭锁。
2.5 电容器运行问题
地区电网主要的无功补偿设备是电容器。但电容器运行时发热等因素造成电容器相关设备如连接铝排、电容器本体等设备经常出现故障，而由于检修力量不足或设备备件购买周期长等原因，造成故障电容器检修工期长，电容器整体投入率不高，影响无功电压的调整。
2.6 负荷不稳定问题
地区有部分钢铁加工企业，造成电压调节无法跟上负荷变化的速度。
2.7 AVC调压策略问题
在自动化系统AVC功能中，只能设置各站自身的调压策略，不能将220kV变电站和其所带的110kV变电站的调压策略进行统一考虑，影响AVC的闭环控制。
3 调压措施
3.1 综合考虑各种因素的影响
由于无功电压调整的分散性和分层性，使得其控制比有功功率和频率的控制要困难得多。做好电压监视，控制好无功潮流和电压中枢点电压，合理使用调压手段，才能保证电压的可控、能控、在控。
3.2 提前做好電压调整
在电网运行中，做好负荷的预测工作，当高峰负荷到来之前，就将电容器投入，使电网电压提高至上限运行，这样可防止高峰负荷时电压的过分下降。同时做好预判，如果判断负荷增长较多会引起主变调压闭锁，在无功充足的情况下，先调整主变档位将电压提高至上限运行，待负荷升高后再投入电容器。
220kV主变档位调整应提前申请省调同意，并将地区负荷和电压变化情况及时向省调汇报，征得省调同意后扩大主变档位调整范围。
3.3 加强县区电网无功电压管理
建立县区电网无功设备台账，并制定县区无功电压管理规定和考核办法，确保县调无功电压调整的及时性。
3.4 提出电网改造建设建议
针对供电半径长、供电负荷重的线路和变电站，调度应及时向规划部门提出电网改造建设建议，解决线路末端电压低的问题。
3.5 及时消除电容器缺陷
运维部应加强电容器的运行维护，提高电容器检修处理速度，确保无功设备的投入率保持在较高的水平。尤其是针对经常出现问题的电容器，及早进行技改大修。
3.6 合理优化AVC控制策略
电压无功控制策略 篇6
关键词：负载特性,电压无功模糊控制,模糊控制规则查询表,仿真
1 引言
随着电力电子技术的进步,人们一直致力于减少供配电系统的无功传输量,进而减少系统的能量损耗并提高系统电压稳定性。游梁式抽油机作为各油田机械采油的主要手段,每天需要消耗大量的能源,其电费支出约占油田总电费的40%;由于抽油机负载是以冲程为周期连续变化的周期性负载,在这种负载情况下,配电系统的平均功率因数一般在0.3～0.4之间,网损相当严重,因此油田配电网的节能降耗意义重大。
目前,各大油田一般均通过配置静止无功补偿器补偿抽油机无功需求的方式,提高系统运行的功率因数[1]。但在实际运行中发现,由于补偿后抽油机端电压上升,系统的无功需求以及补偿电容的无功输出均有变化,传统的控制策略容易导致补偿电容频繁往复投切,减少电容器的使用寿命,并有可能导致抽油机电机保护器动作而使整个生产过程停顿,造成不可估量的损失。本文通过分析模糊控制基本原理,选取合适的专家经验形成了相应的模糊控制规则表,将电压无功模糊控制策略应用到抽油机无功补偿控制器,通过PSCAD仿真证明了该方法的有效性。
2 抽油机负载特性
由图1可以看出,抽油机上下冲程的电流相差非常大。当电机处于上冲程阶段,电机需要将抽油杆及杆中的液体从最低点零速度增加到一定的速度,电机重载,负荷率大,因此这时电流会出现一个峰值,抽油机有功功率也达到最大值;当电机处于下冲程阶段,由于平衡块的作用,电机有功出力较小,相应的电流也比较小。抽油机在下冲程接近死点的一段时间内,由于重力作用导致抽油机负载拖动电机转子沿着旋转磁场的方向旋转且转速超过同步转速,此时电机转差率变为负值即s<0,电机工作于发电机状态,向电网输出有功功率[2]。
由电机运行曲线可知在上下冲程内无功功率变化比较平缓。抽油机容量一旦确定,若定子绕组额定相电压和频率保持不变,由公式
式中:Φm为旋转磁场的最大磁通;U为定子绕组的相电压;KwN为定子绕组的有效匝数;f为定子频率。
可知,电机不论是轻载还是重载,电机旋转磁场中的主磁通基本不变,即励磁电流(空载电流)保持不变,因此从电网注入的用于建立主磁场的无功功率基本不变。然而电机中除了主磁通还有漏磁磁通,漏磁磁通相对于主磁通虽然小但不可忽视。漏磁磁通随着电流的改变而改变,这部分磁场的建立需要从电网中吸取无功,并且在抽油机上下冲程有所波动。
由以上分析可知,抽油机电机在工作的时候有两种不同的工作状态:一种是电机带动机械负荷运行,此时电机的转差率为0<s<1,电机工作在电动状态,从电网吸收有功功率和无功功率;另一种是机械负荷带动电机运行,此时电机的转差率为s<0,电机工作在发电状态,从电网吸收无功功率的同时给电网送出有功功率[3]。无功功率在抽油机上下冲程有比较小的波动。
另外,抽油机要求电机带载启动,且每次启动时抽油机都要从上下冲程的死点启动。为使电机顺利启动且具有较好的启动性能,同时考虑到各种意外情况选择电机时又人为地加大裕量,导致抽油机的额定功率远大于负载功率[4],即通常所说的“大马拉小车”。综合以上多种原因,造成了油田电网功率因数偏低。
3 电压无功模糊控制
3.1 模糊控制原理
模糊控制(fuzzy control)是基于规则的专家系统、模糊数学和控制理论的成果而诞生的。在模糊控制中,试图从领域专家那里获取知识,即模糊控制是一种基于专家经验的宏观控制方法,其核心是用语言描述的控制规则[5]。模糊控制的最大特征是将专家的控制经验、知识表示成语言控制规则,然后用这些规则控制系统,对模型未知的、复杂的非线性系统进行控制。模糊推理是整个模糊控制的核心,其推理过程是基于模糊逻辑中的蕴含关系及推理规则来进行的。由文献[5]可知,模糊控制规则通常用“if-then”的方式来表达在实际控制中的专家知识和经验。本文所设计的基于模糊规则的控制器的元规则形式为
R:if X and Y then Z
为了进行模糊推理,最终获得模糊控制规则表,上述控制规则中的语言值必须转换为相应的模糊集形式,以构成模糊集控制规则库,
即
其中,
(m) and
式中,m为子规则编号,它也是
3.2 电压无功模糊控制策略
所谓电压无功控制,是指保证电压合格的前提下,无功基本平衡,尽量减少调节次数,减少因电容投切而导致系统的电流频繁变化和降低电容投切而导致的系统谐波。该控制思想可以看作:无功调节边界应当是相对固定(各个负荷时段可不同),且在一定范围内服务于电压调节的一个模糊边界,即电压高时,无功不严重就不投电容;电压低时,可以多投电容[6]。
本文以系统电压偏差以及无功偏差作为模糊控制的输入。将不同的电压和无功误差分别用数字值X,Y加以表示,比如以负值表示系统电压偏低或者出现无功过补。选定输入变量的论域为
X(Y)={-6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6}
并且分别为输入变量取7个语言值:PB,PM,PS,0,NS,NM,NB。同时本文以电容投入变化个数作为控制器的输出量M,该变量的论域为
M={-6 -5 -4 -3 -2 -1 0 1 2 3 4 5 6}
该变量的语言值分别为:PB,PM,PS,0,NS,NM,NB。
根据已知的专家经验,可以得到表1所示的投入电容变化控制规则表。由于整个模糊控制策略是通过查表法实现的,因此需要建立模糊控制规则查询表。利用Matlab作为辅助工具,通过仿真可以得到表2所示的输入模糊量与输出模糊量之间对应的模糊规则查询表。由表2所示的模糊规则查询表便可通过软件编程实现电压无功模糊控制策略。
4 实验仿真
为验证该电压无功模糊控制策略的可靠性,本文利用电力系统暂态仿真软件PSCAD搭建了相应的系统模型,该系统主电路模型如图2所示。其中三相电压源电压为6 000 V,变压器实现6 000/710变比,且电压无功模糊控制策略限制补偿点之前电压值不得超过700 V。
该系统在t=2 s时开始进行无功补偿,且在t=5 s和t=8 s时系统的无功负荷发生变化,通过记录此时电容器组动作情况以及系统无功需求的变化,观察模糊控制策略相对于传统控制策略的优势。其仿真波形如图3～图7所示。
由以上仿真波形可知,当系统的无功负荷发生变化的t=2 s和t=5 s时刻,采用模糊控制策略的控制器能够保证在系统功率因数满足一定要求的条件下减少电容器的投切次数,从而减少了因电容频繁投切而导致的励磁涌流和系统谐波的增大,提高了电容器组的使用寿命。而采用传统基于无功量控制的控制器在无功负荷发生变化时,电容器投切状态相应发生变化,从而导致在这两个时刻系统电流可能出现较大的励磁涌流和谐波电流,同时也不利于提高电容器的使用寿命。同时由图7也可以发现在整个仿真过程中电压值始终保持在容许范围内。
5 结论
由于补偿后抽油机的无功需求以及补偿电容的无功输出均有变化,传统的控制策略容易导致补偿电容频繁往复投切,减少电容器的使用寿命,并有可能导致抽油机电机保护器动作而使整个生产过程停顿。本文通过分析模糊控制原理建立了以系统电压、无功需求作为输入模糊量、电容器组投入变化量作为输出模糊量的模糊控制规则表,将电压无功模糊控制策略应用到抽油机无功补偿控制器,通过选取合适的专家经验形成了相应的模糊控制规则表,通过PSCAD仿真证明了该方法的有效性。
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双馈风电场无功电压协调控制策略 篇7
随着风电穿透功率的增加,风速的随机变化和系统运行方式的改变等扰动会引起风电接入地区局部电网的电压波动,影响电力系统的安全稳定运行[1,2]。中国和世界许多国家的电网运营商都制定了风电并网技术导则[3,4,5],要求风电场在正常运行条件下能够调节公共接入点(point of common coupling,PCC)的无功功率和电压,平抑风速变化带来的电压波动,保证电网接入点的电压稳定。
考虑到双馈感应发电机(doubly-fed induction generator,DFIG)的无功输出受变流器容量限制,通常在升压站装设动态无功补偿设备,例如静止无功补偿器(static var compensator,SVC)和静止同步补偿器(static synchronous compensator,STATCOM)等,以增强双馈风电场的无功电压调节能力。因此,双馈风电场的无功电压控制主要是研究如何通过控制风电场内的多种电压调控设备,使风电场能够平抑风速变化带来的电压波动,并作为有效可控无功源参与风电接入地区的无功电压控制。
诸多学者就该领域展开了广泛深入的研究。文献[6]利用包括DFIG在内的变速恒频风电机群的无功调节能力对风电场进行分层无功控制。文献[7]采用近似线性化方法推导出基于分区图的双馈风电场电压控制策略,以实现双馈风电机群与升压站集中补偿设备的协调配合。文献[8]提出了综合考虑双馈风电场内SVC、双馈机群以及DFIG内部变频器的三层无功分配方法。文献[9]利用STATCOM抑制双馈风电场的无功输出波动,研究了稳态运行状态下STATCOM与DFIG间的两级无功分配方法。文献[10]采用遗传算法求解多目标优化模型的方式,研究了DFIG电压控制与电容器组投切相结合的双馈风电场电压控制策略。
上述研究的思路是将风电机群看做一台等值风电机组,着重研究等值风电机组和集中补偿设备之间的无功配合,风电机群内部各台风电机组的无功输出参考值按等功率因数或等偏移量的原则来确定。实际上,与传统发电厂不同,大型风电场由许多容量较小的机组组成,并且这些机组在空间上具有一定的分散性。一方面,风电机组发出的无功功率经较长集电线路和多重变压器送出,会增大风电场内的功率损耗;另一方面,场内馈线线型和风电机组间距会影响场内电压分布,位于馈线末端的风电机组可能由于发出无功功率较大导致机端电压过高,降低机组的运行可靠性。因此,大型风电场的无功电压控制不仅需要从时间尺度上研究无功源的动态响应配合,还需要从空间粒度上考虑无功源的物理分布影响。
本文考虑了分散的风电机组与PCC之间的物理紧密程度,通过建立双馈风电场无功电压多目标优化控制模型,并采用基于过滤集合的内点法(interior point filter algorithm,IPFA)进行求解,以实现风电机组与风电机组之间、风电机组与集中无功补偿设备之间的协调控制。
1 双馈风电场无功电压协调控制基本思路
目前,新建双馈风电场的无功电压调控装置主要包括风电场内分散分布的双馈风电机组、升压站内的并联电容器组、有载调压变压器(on load tap changer,OLTC)和动态无功补偿设备等。
并联电容器组和OLTC等离散设备响应时间较慢,只能实现阶跃、分段控制,难以精细调节。SVC等动态设备具有快速调节能力,能迅速平抑风电场的无功电压波动。但是,当电网故障导致部分风电机组低压脱网之后,SVC等集中无功补偿设备由于控制不当继续挂网运行,造成局部电网无功功率过剩,这是诱发事故扩大的主要原因[11]。作为快速无功调节电源的双馈风电机组在切除后不会再向电网输出无功功率,能够很好地抑制有功功率切除后的无功功率过剩的问题。但是双馈风电机组发出的无功功率需经较长集电线路和多重变压器送出,馈线线型和风电机组间距等物理分布特性又制约了双馈风电机组的无功调节能力。因此,双馈风电场的无功电压控制应当同时考虑场内无功源在时间尺度上的动态响应配合和空间粒度上的物理分布特性。
本文所提双馈风电场无功电压协调控制的基本思路是以风电场在线实时监测数据为基础,根据上级调度下达的PCC电压控制指令,综合考虑场内多无功源在时间尺度和空间粒度的协调配合,通过求解多目标优化模型从而获取当前断面下风电场内最优的无功分布。
2 数学模型
1)风电场PCC电压偏差指标
双馈风电场的无功电压协调控制是以风电场PCC作为电压控制点,当系统出现由扰动引起的电压波动或者上级调度电压指令发生变化时,通过动态调节风电场内的多种无功源以维持PCC的电压稳定。同时,风电场无功电压协调控制是双馈风电场参与风电接入地区二级电压控制的基础。因此,控制风电场PCC电压响应上级调度指令是双馈风电场无功电压协调控制的第一要务。引入风电场PCC电压偏差指标如式(1)所示。
式中:VPCC为风电场PCC实时电压;VPCCref为上级调度下达的PCC电压控制指令;VPCCerr为允许的控制误差,本文中取VPCCerr=0.001(标幺值)。
2)风电机组电压稳定指标
大型风电场的馈线线型、风电机组间距和风电机组出力均会影响同一条馈线上不同风电机组的机端电压分布。而保证风电场内各条馈线上风电机组机端电压远离高、低电压保护值且具有均衡的电压裕度,是避免风电机组发生连锁脱网事故的有效手段。引入风电场中风电机组电压稳定指标,如式(2)所示。
式中:i∈NG,NG为风电场中所有参与无功电压控制的风电机组集合;VGi和VGiref分为可控风电机组i的实时电压和参考电压,本文中取VGiref=1.0(标幺值)。
3)无功源无功裕度指标
升压站内的集中动态无功补偿设备SVC等具有快速无功调节能力,能在故障期间提供无功支撑。因此,在稳态运行期间,让双馈风电机组优先承担风电场的调压任务,一方面能够为暂态故障预留充足的动态无功裕度,另一方面能够缓解有功功率切除后的无功过剩问题。同时,为保证DFIG参与风电场无功电压控制的可靠性,应适当考虑各台风电机组在无功可调范围内出力均衡。引入风电场无功源无功裕度指标,如式(3)所示。
式中:i∈NC,NC为参与无功电压控制的无功源节点集合,包括DFIG节点和集中补偿设备节点;αi为不同无功控制单元的加速因子;QCi,QCimax,QCimin,QCiref分别为无功控制单元i的实时无功功率、可调无功功率上限、可调无功功率下限以及无功调节参考量。
对于SVC等集中动态无功补偿设备,取QCiref=0,以确保DFIG优先承担无功调节任务;对于双馈风电机组,取QCiref=QCimin,以实现所有参与无功电压控制的风电机组在无功调节范围内具有相对均衡的无功裕度。
由于DFIG和SVC等动态无功补偿设备的无功功率具有双向调节能力,为了保证风电场内无功源具有相同的调节方向,需要预先根据当前风电场运行状况和PCC电压指令设置无功源的可调上下限。因此,式(3)中的QCimax和QCimin应满足:
式中:VPCCband为电压控制死区,本文中取VPCCband=0.001(标幺值)。
4)双馈风电场无功电压协调控制的目标函数
结合风电机组电压稳定指标和无功源无功裕度指标,可以得到以风电机组机端电压稳定水平最好、风电机组无功裕度最均衡、动态补偿设备无功裕度最大为综合目标的双馈风电场无功电压协调控制策略的目标函数,即
式中:ωv和ωc分别为目标函数中风电机组机端电压稳定指标和无功源无功裕度指标的权重系数。
5)双馈风电场无功电压协调控制的约束条件
双馈风电场无功电压协调控制的等式约束是各节点有功功率和无功功率平衡约束,即系统的潮流约束方程,其表达式为:
式中:Pi和Qi分别为节点i的有功和无功注入;Vi和Vj分别为节点i,j的电压;Gij和Bij分别为支路i-j导纳对应的实部和虚部;θij为支路i-j相角差;NS为总的节点集合。
考虑风电场PCC电压偏差指标,PCC电压应满足式(1)所示的变量不等式约束。此外,风电场无功电压协调控制的变量不等式约束还包括各节点电压幅值上下限约束、可调变压器抽头挡位约束、集中无功补偿设备容量约束和风电机组无功出力约束,其表达式为:
式中:Ttapi为节点i的可调变压器抽头挡位;NT为全部OLTC的集合。
3 求解算法
IPFA是近年来非线性优化研究的新成果,其因在求解大规模非线性优化问题时表现出收敛性好、寻优速度快、鲁棒性强等优点而备受关注[12,13,14]。本文采用IPFA求解双馈风电场无功电压控制数学模型,IPFA的具体计算步骤参见文献[12]。双馈风电场无功电压协调控制流程如图1所示。
4 算例分析
本文以华北地区某风电场为例进行仿真计算,算例系统如图2所示。该风电场装机容量为246 MW,共有196台风电机组、2台主变压器(简称主变)及2套SVC,场内17条馈线全部采用地下电缆,风电场馈线信息如表1所示。其中,A,B,C,D这4条馈线所连64台0.75MW的鼠笼式风电机组因不具备无功调节能力而不参与无功电压控制,其余132台1.5 MW的双馈风电机组能够参与风电场无功电压调节。双馈风电机组的无功控制采用功率控制模式,可以运行在PQ容量曲线内的任一点[15]。风电场内2套SVC的容量均为-40~60 Mvar。考虑到升压站主变分接头控制权限和动作次数的限制因素,暂不作为无功电压控制的调整手段。
注:每条馈线上的风电机组按离汇集点距离由近到远的顺序进注:每条馈线上的风电机组按离汇集点距离由近到远的顺序进行编号。
为比较不同无功电压控制策略的控制效果,本文分别采用以下3种无功电压控制方式进行仿真。
1)方式1:只采用风电场升压站的SVC进行无功电压控制。
2)方式2:只采用双馈风电机组进行无功电压控制,风电机组之间的无功出力采用等偏移量法进行分配。
3)方式3:SVC与DFIG均参与无功电压控制,不同无功源的无功出力由本文所提方法进行分配。
不考虑地形影响和尾流效应,假设风电场内所有风电机组具有相同的风速。本文分别从风速连续变化和典型运行工况2个方面进行仿真分析。
4.1 风速连续变化的仿真分析
图3和图4分别给出了电网电压为0.985(标幺值)时该风电场PCC有功功率、无功功率和电压的日变化情况。以图4中虚线所示电压作为风电场PCC的电压控制指令。
采用不同无功电压控制方式时,风电场内无功源的无功输出曲线如图5所示。从图5中方式1和方式2的无功输出曲线可以看到,在风电机组无功调节容量充足的情况下,DFIG机群可以实现与集中无功补偿设备相同的调压效果,但DFIG机群的无功输出会略高于SVC的无功输出。这是由于风电机组和集中无功补偿设备距离风电场PCC的物理紧密程度不同,风电机组输出的无功功率经较长集电线路和多重变压器送出,会产生一定的损耗。方式3通过协调控制DFIG机群与SVC的无功出力,让DFIG机群优先承担调压任务,使得SVC和DFIG机群的无功出力均低于方式1和方式2,在提高SVC无功裕度的同时也降低了风电场内的无功损耗。
4.2 典型运行工况的仿真分析
在电网电压保持0.985且PCC电压控制指令为1.0时,分别以20%,40%,60%和80%风电出力运行工况为研究对象,采用上述3种不同控制方式进行风电场无功电压控制。表2给出了不同出力工况下3种调压方式的优化结果统计信息。
从表2中可以看到,本文所提控制策略综合考虑了风电机组的电压稳定指标和动态补偿设备的无功裕度指标,与方式1相比增加了SVC的无功裕度,与方式2相比既降低了机端电压又减少了风电场内的无功损耗,且优化效果随着无功需求的增加更加显著。
图6和图7分别给出了60%和80%风电出力运行工况下3种调压方式的双馈风电机组机端电压和无功输出示意图。
从图6和图7中可以看到,方式1中由于风电机组均不参与无功电压调节,各风电机组机端电压相对较低。方式2中,65—196号风电机组参与无功电压调节并且各台风电机组无功出力均衡,风电机组机端电压曲线整体上呈现出机端电压随馈线距离增加而升高的趋势,长馈线的末端风电机组由于无功出力较大而导致机端电压过高,降低了机组的运行可靠性。与方式1和方式2相比,本文所提控制策略从全场角度考虑了风电机组的机端电压稳定指标,一方面使得线路较长、阻抗较大的馈线整体上风电机组无功出力减小,另一方面使得各条馈线上风电机组无功出力随馈线距离的增加而减小,从而在全场范围内减缓了机端电压随馈线距离增加而升高的趋势,增加了馈线末端风电机组的电压稳定裕度。
图6和图7中,由于1号主变下的1—64号风电机组不参与无功电压控制,65—115号风电机组与116—196号风电机组相比单台机组需要承担较多的无功调节任务,致使其机端电压也相对较高。但从全场角度而言,本文所提控制策略能够均衡各条馈线上风电机组的电压裕度,从而提高全场风电机组的运行可靠性。
5 结语
建立风电场无功电压控制系统是改善大型风电场接入地区局部电压水平的有效途径之一。从时间尺度和空间粒度协调风电场内多无功源的运行配合是大型风电场无功电压控制发展的必然需求。
本文从双馈风电场内多无功源的动态响应配合和物理分布特性出发,提出了一种综合考虑升压站集中动态无功补偿设备和双馈风电机组的双馈风电场无功电压协调控制策略。算例系统的仿真结果表明,所提控制策略能够实现风电机组与风电机组之间、风电机组与升压站设备之间的协调控制,在满足PCC电压控制指令的同时,使得集中动态补偿设备无功裕度更大,馈线上各风电机组的机端电压裕度更均衡。
电压无功控制策略 篇8
电力系统正常运行时,由于网络中电压损耗的存在,当用电负荷或系统运行方式变化时,网络中的电压损耗也将发生变化,从而影响电压分布。随着电工业的发展,供电范围不断扩大,网络的电压损耗也将增大,要使系统中各处的电压在允许的偏移范围内,需要采取多种调压措施。
1 无功平衡与电压水平
分析负荷的电压静态特性,如图1所示。在额定电压附近,电压与无功的关系比电压与有功的关系密切得多,表现为无功对电压具有较大的变化率。要保持负荷端正常的电压水平,就得向负荷提供所需要的无功功率。当系统无功供不应求时,系统只能运行在较低的电压水平上,使负荷端电压被迫降低,以此达到无功功率的“平衡”。由此可见,保证系统电压质量的前提是系统具有充足以供调节的无功。
图2 说明按系统无功功率平衡确定运行电压水平的原理。曲线1表示系统等值无功电源的无功电压静态特性,曲线2表示系统等值负荷和网络无功损耗的无功电压静态特性。
图2中,两曲线的交a为无功功率平衡点,此时对应的运行电压为Ua。当系统无功负荷增加时,其无功电压特性如曲线4所示,此时如系统的无功电源出力没有相应的增加,即电源的无功电压静态特性维持为曲线1,这时曲线1和4的交点b就代表了新的无功功率平衡点,对应的运行电压为Ub。显然,Ub
2 调节原理
对变电站来讲,为使电压U与无功Q (功率因数cosφ)达到所需的值,通常采用改变主变分接头档位和投切电容器组的方法来改变系统的U和Q。
2.1 有载变压器分接头位置调节
(1)分接头调节对U和Q(cosφ)的影响。分接头调节对电压U和无功Q (功率因数cosφ)的影响趋势如图3所示。
若分接头上调,U将变大,Q将变大,cosφ将变小;若分接头下调,U将变小,Q将变小,cosφ将变大。
(2)调节级数的确定。当实际电压偏离额定电压时,可调节分接头位置使二次侧电压达到额定数值。现保持一次侧电压不变,使二次侧实际电压等于额定电压,则:
式中,Nt为实际电压为U2时的变压器变比;Ntx为新分接头位置下变压器变比;U1为变压器一次侧实际电压;U2为变压器二次侧实际电压;U2e为变压器二次侧额定电压。
根据实测的二次侧电压U2、额定电压U2e以及变压器变比,用式(3)即可求得最近的高压绕组分接头位置,并最终确定调节级数。
2.2 并联电容器组补偿容量调节
(1)电容器投切对U和Q(cosφ)的影响。电容器投切对电压U和无功Q (功率因素cosφ)的影响趋势如图4所示。
若投入电容器,Q将变小,U将变大,cosφ将变大;若退出电容器,Q将变大,U将变小,cosφ将变小。
(2)功率因数滞后和超前两种情况下补偿容量的确定。功率因数滞后及超前的情况分别如图5、图6所示。
以功率因数滞后的情况为例,由图5可得所需投入的电容器组最小量为:
式中,cosφ1为功率因数整定值上限。根据实时检测的功率因数值及功率因数的整定值上下限,由式(4)即可分别求出需投入或切除的电容器组容量。然后,根据现有的电容器组配置情况,即可得出最接近的电容器组投切组数。
3电压无功综合控制策略
根据实时检测到的电压和无功功率值,通过自动调节有载调压变压器的分接头位置和投切并联电容器来实现调节电压和无功平衡的目的。其中电压U取值于主变压器的低压侧母线线电压,无功Q、功率因数cosφ取值于主变压器的高压侧。在实际应用中,主变分接头调节主要用于U的调节。电容器的投切主要用于Q(cosφ)的调节。
电压无功自动控制调节方式分为5种:只调电压;只调无功;电压优先(当电压与无功不能同时满足要求时,优先保证电压正常);无功优先(当电压与无功不能同时满足要求时,优先保证无功正常);智能调节(当电压与无功不能同时满足要求时,保持现状)。
在以往的变电站电压无功综合控制装置中,对运行状态的划分大多是根据U2和cosφ(或Q)是正常、越上限还是越下限来进行的,并将运行状态划分为9个区,如图7所示。
如果运行点在图7中所示的点A,按照控制策略,应该投电容器,但是,若点A的电压U2与Umax比较接近,则投入电容器后,便有可能使电压超过Umax,从而使系统进入3区运行,之后还需降压,才能使其最终进入0区运行。这样便会出现一段时间内的电压不合格,并且在运行点进入3区后,如果分接头在最低档位,若控制策略有备用切电容器操作,则在切电容器后运行点又可能回到1区点A附近。因此装置有可能不停地发出投、切电容器的操作指令,使运行点不停地在1区和3区之间振荡。与点A类似,运行点B会不停地发出降升命令,运行点C不停发出投切的操作指令,运行点D则不停地发出升的操作命令。
为了避免发生上述情况,对九区图进行了更为细致的划分。将1区中靠近Umax,2区中靠近Umin,3区中靠近Cosφmax,4区中靠近cosφmin的运行点划分出来,各自作为一个单独的区域,分别进行控制,这样便形成了新的十三区图,其状态划分如图8所示。
图8中,△U+为分接头档位上调一档或投电容引起的电压变化量中最大的一个;△U-为分接头档位下调一档或切电容引起的电压变化量中最大的一个;△cosφ+为分接头下调一档或投电容引起的无功功率变化量中最大的一个;△cosφ-为分接头上调一档或切电容引起的无功功率变化量中最大的一个。根据△U+、△U-、△cosφ+和△cosφ-运行状态的划分,其控制策略见表1。
按照十三区控制策略,通过改变有载调压变压器分接头的位置和投切补偿并联电容器组,有效提高了电压合格率,减少了电压波动,实现了变电站电压无功的综合控制。
摘要：随着现代电力系统向大容量、超高压、长距离输电线路方向发展,当输电线路的传输功率低于其自然功率时,将出现无功过剩,导致线路产生持续的工频过电压,危害系统的安全、经济运行。介绍了电压无功综合控制策略。
关键词：电压,无功,综合,控制
参考文献
[1]王远璋.变电站综合自动化现场技术与运行维护[M].北京:中国电力出版社,2004
风电场群的无功电压协调控制策略 篇9
无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一[1,2]。目前,中国电网对风电场接入的技术管理规范都是针对单个风电场的并网点(PCC)的技术指标进行考核的。在风电开发初期,由于风电场数量不多,容量较小且处于电网末端,其电压问题的影响往往局限在风电场PCC自身,对网侧变电站的电压影响有限。但是,随着风电的大规模开发,单机、单场的容量都剧增,而且往往沿着同一风带梯级建设若干风电场,集中接入电网,形成1 GW级甚至10 GW级的风电场群。风电场群容量大,机组出力具有一定的空间耦合特性,因此,其无功出力波动将急剧恶化局部地区的电压、无功状况。已经建成的河北张北地区、内蒙古灰腾梁与辉腾锡勒地区、吉林西部地区已经凸显了这个问题,而拟建中的甘肃、内蒙古、新疆、吉林、河北和江苏等6个省(自治区)的7个10 GW级风电基地都将存在类似问题。
因此,现有的以风电场为单位、各自独立调节的方式无法兼顾地区电网的调压需求,有必要将风电场群及其汇集站作为一个整体进行电压管理。汇集站起到地区电压支撑作用,能协调风电场群无功输出,提高整个分区电网的电压水平。
目前,从机组或单个风电场对电网的影响方面研究风电场无功电压问题已有较多成果发表。针对笼型风电机组运行中需要吸收无功而存在的电压稳定问题,文献[3]提出了风电场无功补偿电容器的分组和控制方法;文献[4]提出了采用静止无功补偿器(SVC)与桨距角控制提高风电场暂态电压稳定性的方法。随着风电技术的发展,变速恒频双馈风电机组逐渐成为主流机型。大量文献讨论了双馈风电机组的无功极限及控制策略[5,6]。针对双馈风电机组具备动态无功调节能力的优点,文献[7,8]将双馈机组作为无功源,参与二级电压控制;文献[9,10,11]分别从兼顾接入地区无功需求、改善接入地区电压稳定性、基于分层原则等方面提出了风电场的无功控制策略;文献[12]以单个风电场出口升压变压器(简称升压变)高压侧电压为控制目标,提出了风电场电压控制策略。但总体来讲,结合国内风电基地开发特点进行风电场群无功协调控制的研究还较少。
本文提出一种基于遗传算法的风电场群无功电压协调控制策略,以算例仿真对比了风电场群协调控制与风电场单独控制的调节效果。
1 风电场群无功电压控制的现状
图1为典型的风电场群汇入系统接线图。
B1为无穷大电网的母线,B2为风电场群汇入系统母线(以下简称汇入母线),B3～Bm+2为各风电场接入系统母线(以下简称接入母线)。目前,对各风电场的无功(电压)通过B3～Bm+2进行考核,不满足要求时各风电场采取适当的控制手段进行调节。
风电场群可能包含多种类型的风力发电机组,目前投运的主流机型是笼型异步风力发电机(简称笼型机)、双馈异步风力发电机(简称双馈机)。笼型机在运行中吸收无功,需配置电容器组或SVC以满足风电场接入电网的考核标准。双馈机具有无功调节能力,国内风电场中的双馈机通常以恒功率因数1.00或0.98运行。
采用各风电场单独控制策略的优点是就地调节,实现简单,缺点是无法在整个风电场群范围内进行协调,可能出现调节后也无法达到合格要求或在调节过程中出现振荡。另外,独立控制难以实现无功潮流最优分配,无法有效地降低网损。
2 风电场群协调控制的基本思想
本文研究主要针对包含汇集站在内的风电场群,以汇入母线为电压中枢点,协调控制各风电场的无功输出,实现提高整体电压合格率、降低网损的目的。在多个风电场集中接入的地区设置风电场群控制中心,根据电网的安全性和经济性需求,协调各个风电场的无功调节装置动作。以笼型机为主的风电场(简称笼型机风电场)的无功调节装置包括电容器组、SVC和升压变分接头;以双馈机为主的风电场(简称双馈机风电场)的无功调节装置包括双馈机和升压变分接头。控制系统的结构如图2所示。
各风电场依据实时有功出力Pg,计算当前风电机组的无功发生极限Qj,并将Qj和其他无功调节装置的调节能力Qs,Qc,tt传送给风电场群控制中心。风电场群控制中心依据不同的控制目标,如中枢点电压水平、网损最小等,制定相应的控制策略,下发指令Qgr,Qsr,Qcr,ttr至各风电场的无功调节装置。
3 风电场群协调控制的数学模型
3.1 优化目标函数
汇入母线B2是地区电压控制的中枢点,其电压质量是地区电网安全运行的保证。引入中枢点电压偏差指标如下:
风电场群协调控制必须保证各风电场的接入点B3～Bm+2的电压水平满足已有的考核要求。引入接入点电压水平指标如下:
综合式(1)与式(2),得到电压偏差最小控制策略如下:
式中:a1,a2分别为f1和f2在目标函数中的权重。
若单纯考虑地区电网运行经济性,得到网损最小控制策略如下:
式中:Pl为网损。
综合考虑电压的安全性和网损的经济性,得到风电场群的电压网损综合控制策略如下式:
式中:a3为Pl在目标函数中的权重。
3.2 约束条件
1)潮流约束方程
在潮流计算中,笼型机风电场节点的无功出力由风电机组机端电压和有功出力决定[13]。双馈机风电场处理为PQ节点,当风电机组发出的无功超过无功极限时,其无功出力按照式(7)进行修正。
式中:Pg,Qg分别为双馈机的有功、无功;Qgmin和Qgmax分别为无功出力下限和上限,Qgmin=-tan(arccos λ)Pg,Qgmax=tan(arccos λ)Pg;λ为功率因数极限。
考虑到国内已投运风电场的实际状况,本文采取了针对功率因数的控制方式。
2)控制变量约束
控制变量包括双馈机无功出力、笼型机风电场无功补偿装置(SVC和电容器组)的投入量、升压变的分接头挡位。双馈机的无功发生范围约束见式(7)。
笼型机风电场无功补偿容量约束为:
式中:Qfmin,Qf,Qfmax分别为笼型机风电场的可补偿的无功下限、实际无功出力、无功上限,其无功补偿的上下限由并联的电容器和SVC共同决定。
OLTC分接头调节范围约束为:
式中:tmin,t,tmax分别为OLTC分接头的最小挡位、实际挡位、最大挡位。
3)安全约束条件
各节点电压安全约束为:
4 模型求解
协调控制系统的无功优化就是寻求一组使F1,F2或F3取最小值的动作方式。本文采用遗传算法求解。遗传算法描述如下:
式中:L表示个体,由各笼型机风电场的无功补偿量和各双馈机风电场的无功发生量Q1～Qm、各升压变的分接头挡位t1～tm等所有可控变量组成,即L=;N为种群中含有个体的总数;P(0)为初始种群,由随机生成的N个个体组成;f为适应度,即目标函数值F2,F3;s为选择策略,即选择保留使目标函数值最小的个体;p为遗传算子,代表交叉、变异操作,交叉指2个个体的所有可控变量按照比例重组,变异指个体的一部分可控变量随机变为另一个在约束范围内的值;h为终止条件,比如设置最大迭代次数。
遗传算法模拟自然进化过程搜索最优解,是以适应值为依据,通过群体中个体施加遗传操作实现个体结构重组的迭代过程。在这一过程中,群体中的个体(问题的解)一代一代地被优化并逼近最优个体(最优解)。具体计算步骤参见文献[14]。
5 算例分析
算例系统拓扑结构如图1所示。假设该系统有6个风电场,其中,笼型机风电场1～3在母线B3,B4,B7接入,双馈机风电场1～3在母线B5,B6,B8接入。各风电场分别通过110 kV升压站接入电网,然后经一定的输电距离后,通过220 kV升压站T1汇入地区电网。笼型机风电场1和3由30台型号为MICON600的风电机组组成,1.33 Mvar SVC和0.25 Mvar的电容器组安装于风电场10 kV母线上;笼型机风电场2由50台型号为MICON600的风电机组组成,2.21 Mvar SVC和0.42 Mvar的电容器组安装于风电场10 kV母线上;每台MICON600风电机组机端均安装有233 kvar的分组投切电容器组;3个双馈机风电场均由型号为FL1500/70的风电机组组成。算例系统的所有输电线均为单回13.5 km的LGJ-120线路。
本文拟对该风电场群采用传统的各风电场单独控制策略、协调控制框架下的网损最小控制策略(式(4))和电压、网损综合控制策略(式(5))的效果进行对比分析。系统中各母线电压运行范围设定为[0.95,1.05]。
在各风电场单独控制时,双馈机采用恒功率因数控制,功率因数为1.0,笼型机风电场按照已有的无功配置进行控制,控制目标为保证接入母线的功率因数在范围内;在以网损最小或以电压、网损综合指标最优为目标进行控制时,双馈机风电场中风电机组的功率因数范围为,其无功发生范围按照式(7)进行计算。
5.1典型工况下的仿真分析(实例1)
表1、表2、表3为算例地区无穷大电网母线电压为0.95、风电半出力(方式1)和满出力(方式2)时,不同控制策略下的网损及电压分布情况。
从表1、表2、表3可以看出,本文提出的协调控制策略无论是在稳定电压还是在降低网损方面,都比传统的风电场单独控制策略控制效果要好。
在系统电压(母线B1电压)较低时,传统的风电场单独控制策略下的各母线电压已超出安全运行范围,并且随风电出力的增大而急剧减小,局部网损也最大。此时部分风电场虽然尚有多余无功,但受本地控制策略的局限,无法对电压中枢点(汇集站低压侧母线B2)起到支援作用。局部线路无功损耗完全由中枢点承担,如果想抬高电压至安全运行范围内,必须增加中枢点的无功补偿容量。相比之下,协调控制框架下的2种控制策略都可以在同等无功配置基础上保证电压在安全运行范围内。
5.2计及各风电场风速不同的仿真分析(实例2)
考虑各风电场群风速v存在一定差异,分别以渐变风和阵风表示各风电场风速,见图3。令无穷大电网母线电压为0.97,仿真结果见图4、图5。
在8 min～12 min时,各风电场风速较大,此时传统的各风电场单独控制策略的各母线电压明显下降,而协调控制的2种控制策略下各母线电压基本不变。对于协调控制框架下的2种控制策略:网损最小控制策略虽然使算例系统的网损保持最小,但是将电压抬高到临近安全运行极限,它是以牺牲电压的安全性来实现减小网损的目的;而电压、网损综合控制策略则兼顾了电网的安全性和经济性。
5.3无穷大电网母线电压变化时的仿真分析(实例3)
令各风电场满发,US从0.95增大至1.05,仿真结果如图6、图7所示。
可以看出,当US较小时,各风电场单独控制策略下的各母线电压超出了电压安全运行范围;当US增大至1.035后,虽然各风电场单独控制策略比电压、网损综合控制策略下的网损要小,但是,此时前者的电压比后者偏离1.0要远,而且当US小于1.035时,各风电场单独控制策略下的网损远远大于电压、网损综合控制策略下的网损。因此,总的来说,协调控制策略要优于传统的各风电场单独控制策略。
6 结语
建设大型风电基地、远距离集中送出是中国风电开发的主要模式之一。以汇入同一中枢节点的风电场群为分区,采用整体协调风电富足地区无功电压的控制策略是中国特有风电开发模式的必然需求。
本文提出设置风电场群无功控制中心的思想,由控制中心兼顾各个风电场的无功电压要求,根据已有的无功配置制定相应的控制策略,协调各个风电场的无功调节设备动作。算例系统的仿真结果表明,在无功源配置相同的条件下,协调控制策略较传统的风电场单独控制策略在稳定电压和降低网损方面都具有很大的优越性。特别是在无穷大电网的母线电压较低和风电出力较大的情况下,兼顾电网安全性和经济性的电压、网损综合控制策略效果更好。
本研究受电力系统国家重点实验室专项资金(SKLD09M08)、国家电网科研专项基金项目“大型互联电网机网协调控制策略研究”的资助,特此表示感谢。
摘要：现有风电场无功电压控制模式仅考虑单个风电场的无功平衡,无法兼顾大型风电基地的电压综合控制需求。文中提出了风电场群的无功电压协调控制思路,以风电场群的汇集站为电压中枢点,以各风电场升压变压器的高压侧电压为约束,协调各风电场的无功调节装置动作。协调控制策略以多目标的优化模型为基础,应用遗传算法求解。对典型风电场群汇入系统的仿真分析表明,协调控制策略在提高电网的安全性和经济性方面较传统的各风电场单独控制策略具有较大的优越性。
电压无功控制策略 篇10
电压/无功控制是我国电力系统运行急待解决的技术问题之一。变电站电压/无功微机自动控制系统要求能综合利用站内的有载调压变压器和并联补偿电容器组这些调控手段，控制系统电压在一定范围，改善功率因数，实现无功就地平衡，提高电压运行的合格率，减少线路上的有功损耗，达到提高电压质量和运行经济性的目的。
2、变电站电压/无功综合控制装置的现状
电压合格率是衡量电能质量的一项重要指标。为改善电压质量，提高电压合格率，供电部门在110KV及以下电压等级的电网中广泛采用有载调压变压器，许多供电企业在110KV及以下电压等级电网中已实现了100%一级有载调压覆盖盖，城网甚至达到了100%二级有载调压覆盖。为了使调压手段多样化，同时减少电网中输送的无功功率，降低电能损耗，各级变电站普遍配置了一定数量的并联无功补偿电容器组。
3、装置功能设计
3.1装置控制目标
装置的控制目标可以用三句话概述：保证电压合格，无功基本平衡，尽量减少调压次数。
3.2装置硬件结构
变电站电压/无功微机自动控制装置（以下简称VQAC装置），采用模糊控制技术和反时限方法，综合利用有载调压变压器和并联补偿电容器组的调控手段，达到最佳的电压控制效果，对负荷随机波动及突发事故具有在线修改控制策略的能力，同时系统具备运行异常的自动闭锁能力，防止误操作，保证系统运行的安全性和可靠性。
VQAC装置由硬件和软件两大部分组成。硬件以工业控制计算机（Pentium 233）为主体，辅以独立的可编程的模拟量采集板（YC模板）、开关量采集板（YX模板）、控制对象输出板（YK模板）、电压谐波分析模板（XB模板）以及I/O接口、彩色显示器、打印机、软驱、光驱、键盘、鼠标、电压、电流互感器、开关电源等一系列接口部件组成，整个装置的硬件可分为主机层、采样层及继电变送层三部分。
主机层、采样层及继电层均安装在VQAC装置中。装置背面为继电变送层，安装控制用的继电器和电压、电流信号变换用的电压、电流变送器。继电变送层与采样层通过遥控、遥信、遥测接线板连接。采样层中的电量采集板（YC模板）、开关量采集板（YX模板）、控制对象输出板（YK模板）、电压谐波分析模板（XB模板）置于工业控制计算机的插槽中，各功能模板与CPU主板通过I/O口交换数据，各功能模板的I/O口地址可通过跳线设置。
3.3软件总体框图
根据软件的功能模块及系统的数据库管理，软件总体结构框图如图2所示。
模拟量、开关量数据通过输入/输出接口读入数据输入缓冲区，由乘系数软件包将无量纲电量数据转换为有量纲的数据，格式转换软件包则将各开关量分解出来存入实时数据库。一些人工控制量、修改量也将存入实时数据库中。数据存档软件包定时将实时数据存档生成历史数据库。数据库通过显示、打印软件包实现显示、打印功能。算法与控制软件包从实时、历史数据库中读取所需的数据，进行分析、计算，得出分析计算结果。一方面，将结果反馈回实时、历史数据库；另一方面，将结果送入输出数据缓冲区，发出控制命令，调节变压器分接头和投切电容器组。
电压/无功智能控制在控制算法中实现。控制算法包括了六个环节：预处理、反时限、输入量模糊化、模糊规则、控制策略以及闭锁处理。
3.4软件功能分解说明
为了满足系统运行的实时性和可靠性，同时兼有友善的用户界面，软件按功能分为人机接口模块、打印模块、数据存档模块、I/O接口模块及算法与控制模块五个部分。
4.4.1人机接口模块 人机接口模块主要完成系统数据的显示及人工控制、修改等功能。
4.4.2打印模块 打印模块主要完成的功能有：分接头开关动作及电容器组投切操作的实时打印，遥信变位打印，各类参数报表及运行曲线的定时打印，召唤打印等。
4.4.3数据存档模块 数据存档模块主要完成重要的历史数据存档功能。这些数据包括：电压合格率，谐波含量分析数据，电压运行曲线数据，功率因数运行曲线数据，有功、无功功率运行曲线数据，分接头操作记录，电容器组操作记录，遥信变位记录等。
4.4.4 I/O接口模块
该模块实现主机与各功能模板间的数据通信（并行），VQAC装置与当地RTU或变电站综合自动化系统的通信（串行），以及通过MODEM与调度中心的通信（串行）。通信中的信息主要包括：模拟量信息、状态信息、控制信息、报文信息等。
4.4.5算法与控制模块
该模块是VQAC装置进行有效控制的核心部分，通过一系列控制算法的分析和计算，实现对电压无功的最佳控制。主要包括：在线负荷短期预测，电压运行曲线拟定，模糊控制算法，谐波分量分析算法，电量标度变换及格式转换，串行通信报文打包，电压控制策略的制定，电容器组三相电流不平衡度的分析，变压器分接头和电容器组的调控，事故闭锁控制，系统自诊断，系统自举，等功能。
4.控制流程
控制部分的设计包括人机接口和后台运行两部分。人机接口部分主要包括控制方式和控制手段的选择、控制参数及控制出口时间的设置、手动控制及监视控制的实时状态。后台运行部分则是依据运行人员所设置的控制参数实现实时控制。此处，根据控制方法设置了两个定时器，分别对电压和无功功率进行实时监测，当两个电量之一超出规定的范围，即开始进行反时限面积累积，当两个电量之一的反时限面积超出既定的面积限置，启动控制规则，根据控制规则产生相应的控制事件。
5、结束语
铜山供电局与四川联合大学共同研制的基于模糊控制理论的变电站电压/无功微机自动控制装置体现了90年代电力自动控制装置的技术水平，具有分布式的开放性体系结构，突坡了传统九区图的种种不便，完全可以满足变电站电压/无功综合自动控制的要求，为实现变电站真正意义上的无人值班和减员增效提供了技术条件，也为今后实现全网电压/无功自动控制奠定了理论基础，同时，也为国内其他兄弟单位提供了有益的经验和借鉴。
参考文献
[1]卢强，孙元章.（Lu Qiang，Sun Yuanzhang），电力系统非线性控制（Nonlinear Control of Power System）北京：科学出版社（Beijing Science Publishing Company），1993
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