有功功率调节（精选七篇）
有功功率调节 篇1
目前, 针对大规模风电并网系统的发电调度研究主要集中在风电功率预测和调度模型及求解算法两方面的研究。研究重点在于如何提高风电功率预测的准确性和如何获得对风电功率不确定性适应性较好的调度方案[1,2,3,4]。
对于调度中的不确定性因素的描述, 普遍采用场景分析方法。文献[5]设定了负荷预测误差和系统故障等多个场景, 建立了考虑安全约束机组组合随机优化模型, 以体现模型对随机事件的适应性。文献[6]验证了场景法在解决随机安全约束机组组合问题中的优越性。而文献[7]将场景法用于风力发电功率不确定性的描述, 建立了考虑安全约束的风电并网系统的市场出清模型。文献[8]进一步考虑了预测场景下机组出力方案和误差场景下方案间的过渡满足爬坡速率约束, 以确保调度方案的可操作性。文献[9]在考虑风电并网功率的典型波动方式下, 研究了计及接纳风电能力的电网调度模型, 该模型使系统总煤耗和电网接纳风电能力得到了有效协调。但文中没有给出火电机组运行点发生改变时电网可接纳风电功率的波动范围。而文献[10-11]研究了计及电力系统不同运行方式下的概率调度理论和方法, 其实质也是将预想事故下的场景约束计入有功调度模型中的约束条件。文献[12]则引入极限场景的概念, 已达到有效缩减场景数量的目的。
在上述基于场景法的含风电场有功调度研究中, 场景的选取与系统自身的功率调节能力基本无关;未考虑调度模型对风电功率波动适应性的经济性评价;在风功率的场景分析的建模方面, 风功率的不同场景仅在所构建调度模型的约束条件中加以考虑, 而未体现在目标函数中。
本文考虑了场景的选取与系统自身的功率调节能力之间的相互联系, 建立风功率场景选取模型;并将所选取的风功率场景发生的概率引入到动态经济调度模型的目标函数之中, 追求各风功率场景下的期望调度成本最小, 建立基于场景分析法的风电并网系统有功优化调度模型, 并引入条件期望再调度成本对所建模型的经济性和对风电波动的适应性进行评价。
1 风电功率场景选取方法
风功率的场景集要对在风电场输出功率的置信区间内相对预测值的偏差具有完全代表性, 即所选取的场景集经过优化模型计算所得到的机组运行方案对置信区间内所有的风电功率的取值具有适应性[11]。
在已知风电功率预测值以及其误差概率分布函数的基础上, 可以指定以风电功率预测值p0, w为中心的满足一定置信水平的置信区间[pwmin, pwmax], 其中pwmax、pwmin分别代表风电输出功率置信区间的上下限值[7]。该区间可以作为风电可能出力的取值空间, 如图1所示 (风功率服从正态分布) 。在该区间内进行风功率场景的选取, 假设总场景数为S+1个, 第k个场景下风功率为 , 则当实际的风功率为区间 任意值时, 针对该场景的机组调度方案均可在更小的时间级下进行快速调整, 以适应风电功率的变化。其中 分别对应第k个场景下可调节机组在时间τ内向上、下所能调节的功率, 其取值与机组的调整速率和对应场景下机组的输出功率值有关, 具体可表示如下
式中:pimax和pimin分别表示机组i的最大最小输出有功功率限值;riup和ridn分别表示机组i的上调和下调功率速率限值; 表示机组i在第k个场景下的输出功率。若风电功率概率密度函数为w (x) , 则第k个场景所对应的概率为
在某一调度时段风电功率场景的选取, 按如下优化模型来确定。
式中: 表示机组i的发电成本函数;pd表示对应调度时段的系统总负荷;pk, w表示第k个场景下的风电并网功率。此处需要说明的是:由式 (4) ~式 (6) 优化模型确定的对应场景下的 , 并没有考虑各场景间机组有功输出的调节约束, 这将通过基于场景分析的有功调度结果对其进行修正。
风功率场景的选取以风功率预测值p0, w为起始场景, 分别沿着大于预测值和小于预测值两个方向按式 (1) 和式 (2) 逐一确定, 如图1所示。以高于预测值的场景选取为例, 说明场景选取的具体步骤如下。
(1) 设定风电功率预测值pk, w (k=0) 为起始场景, 并根据式 (1) 和式 (2) , 以及式 (4) ~式 (6) 的优化模型计算 , 即得到与该场景对应的区间: 。
(2) 沿风电功率预测值增加的方向, 设定步长 , 使 , 由式 (4) ~式 (6) 的优化模型计算pi', k (10) 1并根据式 (1) 和式 (2) 计算 。
(3) 令 , 当 时 (ε为足够小的正实数) , Δl+不需要调整, pk+1, w确定;否则, 按以下两种方式进行调整Δl+:若δ->0, 则令 , σ为大于0的正实数, 定义为步长调整系数;若δ->0, 则令 。
(4) 通过调整Δl+执行步骤 (2) 和 (3) , 直到满足 的条件为止, 判断δ+值, 若δ+>0, 则令k=k+1, 并转至步骤 (2) , 若δ+<0, 则终止计算。
按上述步骤选取风电功率场景可得到沿大于风电预测功率方向的S+个场景, 同理, 可以沿小于风电功率预测值方向确定相应的S-个风电功率场景, 有S=S++S-。
由上述风电功率场景选取过程可知, 风功率场景数目与τ的取值有关, τ值取越大, Δεk+、Δεk-越大, 场景数目越少;而τ值的选取与火电机组的调节性能有关, 若系统中调节性能强的机组较多, 则τ的取值可适当增加, 场景数也相应减少。由于不同时段风电功率预测值存在差异, 且系统调节能力也不尽相同, 因此各时段τ的取值也不同, 对应场景的数量也是不同的。
2 基于场景分析的有功调度模型
2.1 目标函数
传统经济调度的有功调度问题是在满足系统和发电机约束的条件下, 制定某一周期的各发电机功率分配计划, 使得总发电成本最小。本文在目标函数中引入了风功率场景, 目标函数为系统在各场景下的期望发电费用最小。
式中:akt为在t时段场景k的权重系数, 其含义为风功率在对应场景所代表区间内的概率值 (该权值可根据式 (3) , 并考虑到置信水平进行归一化处理得到) ;pit, k表示机组i在t时段第k个场景下的有功功率;当k=0时, 发电费用函数F0t (•) 表示火电机组在t时段风电预测场景下的发电燃料成本, 其表达式为式 (8) 。
式中, ai, bi, ci表示机组i的燃料费用系数。Fkt (•) , k=1, 2, …, S, 表示火电机在t时段第k个场景下的再调度燃料成本。其表达式为
式中, βi为机组i的再调度燃料费用系数。
2.2 约束条件
(1) 功率平衡约束
式中:ptk, w为风电场在t时段第k个风电功率场景下的有功功率;pdt为t时段的系统负荷;pt0, w为风电场在t时段输出功率预测值;pit, k表示机组i在t时段第k个误差场景下的有功功率。
(2) 参与调节机组输出功率上下限约束
式中, pimin和pimax分别为机组i的输出功率下限和上限。
(3) 火电机组输出功率变化约束
式中:riup和ridn分别表示机组i输出功率的上升速率和下降速率;Δt表示适应风电功率预测场景向其它场景变化时系统允许的调节时间。
(4) 发电机组爬坡率约束
式中:pti, 0表示机组i在时段t的期望输出有功功率;ΔT表示系统调度时段的持续时间。
2.3 场景选取的调整策略
由上述调度模型可知, 各场景选取区间对应的概率即为目标函数中的权值, 因此场景的选取直接影响调度模型的优化结果。在第t个调度时段, 场景选取中的 存在差异, 对应场景区间可能出现重叠或所选场景不能覆盖整个置信区间的情况, 为此需要对场景的选取进行调整。具体调整策略如下:
(1) 用式 (7) ~式 (14) 调度模型的解向量。
(2) 令各调度时段的 , 采用第1小节的场景选取方法重新进行场景选取, 并重新求解式 (7) ~式 (15) 调度模型的解向量。
(3) 判断场景修正前后的调度结果是否满足式 (16) , 若成立则停止计算, 否则, 返回步骤 (2) 。
式中:Pj+1和Pj分别表示相邻两次调整场景下优化调度的解向量;ε'为足够小的正实数。上式表示相邻两次动态调整场景下优化调度的解向量之差的2-范数小于ε'。
为了量化分析场景选取对调度结果的影响, 并就调度方案对风功率波动的适应性进行评价, 引入条件期望再调度成本这一指标。在t时段的条件期望再调度成本定义如下:
式中, , 其含义为风电功率为场景k
(k≠0, 偏离预测场景) 的条件概率。式 (17) 可以用来衡量由于风电功率波动所引起的常规机组所增加的再调度成本的期望期望值。该值越小表示调度方案对风电功率波动的适应性越好。
3 算例分析
本文以8机组测试系统为例进行计算分析, 各机组相关特性参数如附录表1所示;在研究时段内各时段的负荷 (不计及负荷预测误差) 如附录表2所示;假设风电功率服从正态分布, 相应的置信水平取0.95, 不同时段的风电功率分布参数及其置信区间如附录表3所示。
相应的各计算参数取值为:Δτ=10 min, ΔT=1 h, τ=1 min, μ=1.5, ε=0.01, σ=0.05。根据t取值不同, 采用以下三种风电场景选取策略:策略1, 各时段风电功率场景选取的τ均取为2 min;策略2, 各时段风电功率场景选取的τ均取为1 min;策略3, 根据策略1和策略2的分析结果适当调整τ的取值, 对于风电预测场景功率值较小的时段取τ=2 min, 对于风电预测场景功率值较大的时段取τ=1 min。三种策略的风电功率场景选取结果如表1~表3所示。在3、9、10时段风电功率相对比较大, 取τ=1 min, 可以得到多个场景结果;而其它时段取τ=2 min, 在1、5、6、8、11、12时段风电功率相对比较小, 只有一个预测场景。
三种场景选取策略对应的条件期望再调度成本如表4所示 (对于只有预测场景的时段, 无条件期望再调度成本) 。
由表4可知, 在风电功率比较大的时段, 选取少的场景, 对条件期望再调度成本影响比较大。这意味对于风电功率较大的时段, 选取场景较少时常规机组为适应风电功率波动将付出更大的代价。但随着场景数目的增加, 有功调度模型的规模将急剧增加, 在实际应用中需要考虑在模型规模。因此, 在进行调度决策时, 对于风电功率较小的时段可以适当缩减场景数目 (增大的取值) , 而对于风电功率较大的时段可以选取相对较多的场景来进行灵活调度。
由计算可知, 从策略1到策略3, 三种场景选取策略的期望调度成本分别为370 021.0$, 391206.7$, 378 866.5$ (各时段的机组出力见附录表4所示) 。对于场景较少的场景选取策略, 虽然期望调度成本减小, 但会造成条件期望再调度成本增大, 因此场景的选取与所付出的经济代价两者之间需要有机协调。
图2给出不同场景选取策略下机组2的调度结果。
由图2可以看出, 在6、7、9三个时段, 采用策略2时机组2的有功输出功率明显要低于采用策略1和策略3时的有功功率。由于策略2所考虑的风电功率场景较多, 在风电功率发生波动时, 需要机组2有更多的调节容量来应对风功率的波动。因此, 对于风电功率较大的时段, 选取合适的值及场景数目, 更有利于提高调度方案对风电功率波动的适应性。
4 结论
本文所建的场景选取模型将风功率场景选取与系统自身有功调节能力联系起来, 能有效选取相对预测值的偏差具有完全代表性的场景集;利用各场景所对应的概率, 将场景选取信息引入有功优化调度的目标函数中, 建立了基于场景分析法的风电并网系统动态有功调度模型;并引入条件期望再调度成本作为场景选取策略的评价指标。算例分析表明, 场景选取策略2表现出对风功率波动的适应性, 为研究风功率不确定性的有功调度问题提供新思路。
附录A
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有功功率调节 篇2
甘肃省能源较为丰富, 不仅有石油、煤炭、天然气, 还有大量可再生利用的如太阳能、风能等新能源。甘肃是我国最为丰富的太阳能三大区域之一, 全省各地年日照时数1 710~3 320 h, 年太阳能总辐射量在3 800~6 830 MJ/m2, 年资源理论储量6.7 k W×10 113 h, 可开发量2.671 831 k W×10 113 h, 开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件[1]。
甘肃省建立了大规模区域光伏发电示范基地, 利用光伏进行发电。近年来随着大规模新能源的接入, 甘肃电网消纳能力有限, 限电情况普遍, 因此, 如何提高光伏电站出力, 保证电网稳定运行, 对光伏电站接入系统功率控制系统进行有效监测和分析愈显重要。
在不考虑天气巨变、云层遮挡等因素致使光辐照度快速减小的情况下, 需要上网的小型和中型光伏电站应具有一定的有功功率控制能力。通过协同的安全自动装置对光伏电站进行有功功率控制和无功电压调节, 在发生重大系统故障时保证电网的稳定运行至关重要, 已成为发展趋势[2]。
1 光伏电站出力特性分析
光伏电站典型晴天、多云天日出力曲线见图1、图2。从图中可以看出, 光伏电站在日照充足时出力形状类似正弦半波, 曲线平滑, 中午时分达到最大值, 阴天有云时, 数据显示辐照度变化大, 光伏电站的出力短时间出现大幅波动。
在考虑光伏电站接入系统时, 电力平衡中涉及到电网内全部光伏电站, 区域光伏规模的增加, 光电站最大出力的同时率会进一步降低, 在电力平衡计算中, 区域光伏最大出力为装机容量的85%考虑。
2 对光伏电站接入的电网技术分析
2.1 光伏电站具有低电压穿越能力, 避免在电网电压异常时脱网
在光伏电站接入系统规定中, 电力系统若发生故障, 并网点考核电压应在电压允许的区域内时, 光伏电站保证不间断并网运行, 否则光伏电站不向电网送电;光伏电站并网点电压跌至0标称电压时, 光伏电站能够保证不间断并网运行0.15 s;光伏电站并网点电压在发生跌落后2 s内能够恢复到标称电压的90%时, 光伏电站能够保证不间断并网运行。
电网故障期间没有切出的光伏电站, 其有功功率在故障清除后应快速恢复, 自故障清除时刻开始, 以至少10%额定功率/s的功率变化率恢复至故障前的值。
2.2 甘肃电网新能源有功功率控制系统
1) 对于甘肃省上网大中型光伏电站需配置有功功率控制系统, 接受调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令, 按调度部门指定运行方式运行。小型光伏电站应需具有一定的有功功率控制能力, 按调度部门指定运行方式运行。
2) 在电网发生故障或紧急状态下, 大中型光伏电站按调度部门的控制命令进行有功功率的输出, 必要时通过安全自动装置进行自动减载光伏电站有功功率或切除光伏电站。
2.3 电网电压和频率控制
大中型光伏电站在电网发生扰动后, 电网电压和频率未恢复正常范围之前, 不允许并网, 当在电网电压和频率恢复正常后, 小型光伏电站应经过一定延时后方可并网, 大中型光伏电站应按调度允许方式和指令执行, 不可自行并网。
光伏电站接入系统稳定分析中主要考虑其电压稳定问题, 最低电压回升, 并且不产生增幅振荡, 中枢点或某一地区的电压不持续低于0.7 p.u.时, 认为系统稳定[3,4]。
3 甘肃电网有功功率控制优化策略实例分析
3.1 功率控制系统总体结构
甘肃电网功率控制系统总体结构如图3系统拓朴图所示。有功功率控制系统和无功/电压控制系统主要由智能通讯管理终端和维护工作站组成。其中, 光伏电站智能通讯终端是系统核心设备, 完成通信和数据采集、信息上传、AGC、AVC功能。维护工作站通过局域网与智能通讯终端连接, 提供系统监控和维护功能。
有功功率控制系统和无功/电压控制系统与省电力公司主站系统通信方式可采用上图所示方案, 但不局限于此方式, 可直接通过电力调度数据网与主站进行信息交互。
3.2 甘肃电网电压/无功调节系统
甘肃省调度主站系统现还配置了一套无功电压和频率控制系统, 完成对全省新能源接入的无功电压调节与控制。
上网光伏电站配置无功电压和频率调节控制子站系统, 接受甘肃省调度命令, 参与调节光伏电站的调节无功补偿设备投入量、无功功率及光伏电站升压变压器的变比等。
3.3 光伏发电功率预测预报系统
光伏电站安装电站端功率预测系统, 收集气象资料, 研究并积累电气对光伏电站输出功率的变化规律, 不断提高预报精度, 实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测。短期预测的时间尺度为未来0~24 h, 并向电力调度机构上传功率预测结果。电力调度机构根据光伏发功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调度计划曲线进行调整。
4 功率控制和电压调节运行
4.1 新能源发电系统运行方式
新能源发电系统具有两种运行方式, 即并网运行和离网运行。离网运行时需要考虑其发电的不稳定性, 在构建离网性光伏电站时需要协调储能或其他稳定能源进行稳压稳频, 以保证光伏系统安全稳定运行;并网运行的光伏在运行时以电网作为稳压稳频的基础, 通过与电网相结合, 可以缓解负荷高峰供电压力, 发挥其自身优势[5,6]。
4.2 光伏电站运行控制措施
1) 加强SVC、SVG装置运行管理。
光伏电站并网运行时, 必须将动态无功补偿装置投入运行, 并且按照调度所下定值制定调节模式与调节目标值。同一升压站如安装多台SVC、SVG装置, 相互之间需实现协调功能。升压站电能质量监测装置必须投入运行, 以监视动态无功补偿装置运行时的电能质量, 并且将信息实现数据上传。
2) 各光伏电站业主应与逆变器制造厂家积极协调, 优化保护与控制系统间的配合关系, 并报相应调度机构备案, 使主控系统和低电压穿越功能相配合。
3) 建议光伏电站建立或完善设备巡视和缺陷管理制度, 加强人员培训和运行管理, 及时发现并消除设备安全隐患。
4) 对投运的光伏逆变器进行并网前实验, 电气实验实测报告通过方可并网, 达不到要求者不予并网。
5 电网有功功率控制和无功调节系统配置
5.1 有功功率控制系统配置情况
甘肃电网大中型光伏电站需要安装有功功率控制系统一套, 能够接收并执行电网调度远传的有功出力控制信号, 进行有功功率调节和控制, 大中型光伏电站内还具有调节功率变化率能力, 接受因太阳光辐照度变化引起的输出功率变化的情况。
5.2 电压/无功调节系统配置情况
大中型光伏电站需要安装有功功率控制系统一套, 电站的功率因数宜在0.98 (超前) ~0.98 (滞后) 范围内, 电网电压调节方式、参考电压、电压调差率等由电网调度主战系统调节。
小型光伏电站输出有功功率应根据接入电网的论证计算结果, 确定功率因数的控制区间。
5.3 动态无功补偿装置
甘肃电网上网大中型光伏电站需要配置容量可调节的、容性1.0 MVar~感性1.0 MVar的动态无功补偿装置, 采用全容量动态无功补偿装置SVG。动态无功补偿装置响应时间不大于30 ms, 并能分相调节。
5.4 功率控制系统接口和通信
1) 系统与主站通信接口。
系统与主站接口功能包括:系统向主站传送采集的现场实时数据, 光伏电站接收的主站信息包括:主站下发的光伏电站发电出力计划曲线/电压曲线, 以及由主站发送的有功/电压调节指令等。
主站实时数据采集和控制, 直接通过调度数据网络生产控制大区I区, 与有功功率控制系统和无功/电压控制系统采用标准通信规约 (IEC60870-5系列标准) 实现通信接口功能。
2) 系统与光伏电站监控系统通信。
系统需实现标准通信规约 (IEC61850、IEC60870-5系列标准等) , 直接与升压站综合自动化系统交换数据, 以获得光伏电站升压站主变, 输出线路并网运行状态, 输出线路实际运行有功、无功、电压及电流等实时数据。
6 结语
随着我国近几年内新能源的发展, 智能电网对接入点新能源进行有功功率控制和无功调节已是必然要求, 文中只是提出了太阳能光伏电站发电模式下实现与负荷侧的交互, 若风电等新能源接入系统, 同样适用, 需要有相应的策略变化。因此, 支持太阳能、风力发电等清洁能源的接入, 扩大系统运行调节能力, 满足电网与负荷侧和谐发展, 实现电力系统经济、安全、优质、高效运行, 已成为发展趋势。
本文提出在系统侧和电源侧进行有功功率控制和无功调节, 对缓解弃光风险、提高光伏电站出力、保证电网稳定运行具有积极意义并具有实用性。在工程实践中发挥着积极作用。
参考文献
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同相供电设备有功功率差动保护 篇3
随着中国高速、重载铁路的快速发展,已有牵引供电系统在谐波、无功、负序和电分相等方面的问题日益突出,降低了供电效率与质量,制约了铁路技术的进一步发展。同相牵引供电系统的提出为从根本上解决上述问题提供了有效途径,不仅使电能质量得以根本改善,还消除了牵引变电所出口处的分相环节,从而使供、用电双方获得理想的经济、技术效益,是未来高速、重载铁路的一个重要研究方向[1,2]。
同相供电设备作为同相供电系统的核心组成部分,能够实现平衡变换、滤除谐波与补偿无功功率的功能。文献[3,4,5,6]研究采用对称补偿技术构成同相供电系统,借助并联无功补偿或并联电容补偿设备消除或削弱单相负荷导致的负序问题,但该类方案不能进行谐波补偿与抑制,且对剧烈变化的负载,补偿效果不理想。文献[7,8,9,10,11,12]分别给出了基于有源滤波器和YN,d11变压器、阻抗匹配平衡变压器、SCOTT变压器的同相供电方案,采用有源滤波器不仅能达到三相平衡供电,而且能动态补偿谐波和无功功率,是比较理想的同相供电方案。目前,针对同相供电技术的研究主要集中在同相供电方案构成及有源滤波器的控制策略与补偿性能上,而针对其保护研究较少。本文结合成昆线某牵引变电所同相供电样机系统继电保护的需要,对该同相供电系统进行了介绍和分析,提出了同相供电设备有功功率差动保护方案,分析了该保护的理论依据和整定原则。
1 同相供电系统简介
同相供电系统是指变电所两相母线通过同相供电设备合并为一相母线向牵引网供电,使得变电所输出相位相同的电压[1]。为了防止电力系统经多个变电所及牵引网构成环路,不同变电所之间采用分段绝缘器隔开。同相供电牵引变压器有多种接线方式,同相供电设备同样也有多种结构形式。本文以采用平衡变压器和2个背靠背单相变流器结构的同相供电系统作为研究对象,所得结果对其他结构的同相供电系统也具有参考意义。
同相供电设备的接入方式如图1所示。
实行同相供电时,断路器QF1,QF2和负荷开关QS2闭合,负荷开关QS1断开,同相供电设备投入运行;当同相供电设备故障或需要退出运行时,QF1,QF2断开,同相供电设备退出运行后,再分开QS2,然后合上QS1,将供电线路倒成异相供电方式。图1中,同相供电设备的核心部分为潮流控制器(power flow controller,PFC)。它由2个单相的四象限变流器“背靠背”地连接在一起,开关元件采用绝缘栅双极型晶体管(IGBT),通过直流环节的解耦实现它们的独立控制。
为简化分析,将平衡变压器的2个输出端口用电压源表示,其等效电路如图2所示[1]。由于平衡变压器低压侧电压为27.5 kV,考虑到电力电子器件的耐压水平,采用了变压器B1和B2隔离高压,先将β相母线27.5 kV等级的电压降压为500～2 000 V等级的电压输入到PFC,再将PFC的输出电压升压到27.5 kV等级的电压,通过α相母线给负荷供电。在2个单相变流器之间的直流侧加入LC电路可以保证直流电压的平稳,从而提高系统的动态性能。
2 有功功率理论分析
由于平衡变压器2个端口的电压呈90°夹角[2],即uβ比uα超前90°,再根据图2中电流方向的定义,可设其2个端口电压与负载电流分别为:
式中:ih(t)为负载电流中的谐波成分。
根据平衡变换目标,同相供电设备要求输出幅值相等且与各自电压同相位的纯有功电流[1],即
式中:I1p=I1cos ϕ1;I1q=I1sin ϕ1。
根据图2可知,2个输出端口的补偿电流为:
联合式(1)和式(3),图2中隔离变压器2个端口输出的瞬时功率为:
式中:P1=UI1p,Q1=UI1q,ph=uα(t)ih(t)分别为负载基波的有功功率、无功功率及谐波瞬时功率。
根据电工学定义,隔离变压器2个端口输出的基波平均有功功率为:
由式(4)和式(5)可以看出,同相供电设备正常运行时,隔离变压器α端口需要输出一半的负载基波有功功率,并输出负载需要的所有无功功率与谐波功率;β端口则需要输入一半的负载基波有功功率。可见,有功功率的传递具有方向性,PFC起到了两侧能量传输通道的作用,在一个电源周期内,电源侧输入同相供电设备的有功功率等于同相供电设备输出到负荷侧的有功功率。这达到了传递有功功率、产生无功功率、补偿谐波的目的。
3 有功功率差动保护
电力设备遇到短路故障不可避免,为此,图2中的PFC和隔离变压器一般都设有过电流、过电压、失压等保护。但是,由于隔离变压器副边的额定电流很大,隔离变压器很难设置灵敏的电流差动保护。例如:当隔离变压器的容量为5 MVA、副边电压为500 V时,额定电流可达到10 kA。这就导致在如此大的额定电流下很难选到合适的电流互感器,因而隔离变压器一般只在高压侧配置过电流保护。
由于PFC产生的无功功率随负荷侧的需要而变化,因而PFC输出的功率角度不固定,即α端口与β端口的电流存在不确定的相位差。所以,同相供电设备无法直接采用电流差动保护。
为了给隔离变压器、隔离变压器与PFC的连接电缆提供灵敏的保护,并给PFC提供灵敏的远后备保护,本文利用同相供电设备的输入有功功率与输出有功功率相等这一特性,提出了同相供电设备有功功率差动保护方案,其接线如图3所示。
有功功率计算公式为:
式中:Re()表示取计算结果的实部;
有功功率差动保护的原理框图如图4所示。图中:Pop和Pset分别为有功功率差动保护的动作有功功率和整定值;TP为延时定值。
下面对有功功率差动保护在各种工况下的动作行为进行分析。
1)隔离变压器空载投入。
当变压器空载投入时,虽然励磁涌流的幅值可达到额定电流的4～6倍,但此时的功率成分主要为无功功率,因此有功功率差动保护在变压器空载投入时的动作有功功率不会超过整定值,有功功率差动保护可靠不动作。此外,可采用二次谐波闭锁等励磁涌流识别判据以进一步防止隔离变压器空载投入导致的保护误动。
2)PFC启动。
当PFC启动时,需要给PFC的直流环节电容器充电,但此时的充电电流很小(小于10 A),且电流的有功功率成分也很小,因此在PFC启动时的动作有功功率不会超过整定值,有功功率差动保护可靠不动作。
3)同相供电设备正常运行。
当同相供电设备正常运行时,PFC和两侧隔离变压器消耗部分有功功率,但通过设置合理的整定值可使有功功率差动保护在正常运行时可靠不动作。
4)同相供电设备外部故障。
当同相供电设备外部的母线或牵引网发生故障时,PFC的控制部件会检测到外部失压。在这种情况下,PFC会在微秒级时间封锁整流器及逆变器侧脉冲。此时,同相供电设备的输入、输出电流皆接近于0。因此,有功功率差动保护在外部故障时可靠不动作。值得指出的是,正是由于同相供电设备在外部故障时几乎不输出电流,所以有功功率差动保护可以不需要像变压器电流差动保护一样采取比率制动特性。
5)同相供电设备内部故障。
同相供电设备内部故障需要分2种情况考虑:①当隔离变压器以及隔离变压器与PFC之间的连接电缆故障时,α端口与β端口中靠近故障的一侧必定会测到故障电流,另一侧能否测到故障电流依赖于PFC是否封锁了整流器及逆变器侧脉冲。这种情况下,至少有一侧可以测到很大的故障电流,有功功率差动保护将可靠动作。②当PFC内部发生故障时,由于PFC本身设有保护,一般情况下其自身保护可以动作且封锁整流器及逆变器侧脉冲,此时有功功率差动保护提供后备保护功能。
4 整定计算及试验验证
有功功率差动保护的功率定值受2方面影响:一方面是PFC及两侧隔离变压器的有功损耗;另一方面是电流互感器和电压互感器的误差。因此,有功功率差动保护功率定值的计算公式为:
式中:Krel为可靠系数;PT.0和PT.k为一台隔离变压器的最大空载损耗和负载损耗;PPFC为PFC工作时的最大有功损耗;ΔPCT-VT为同相供电设备正常工作时两侧电压互感器和电流互感器产生的测量误差;nCT和nVT为电流互感器和电压互感器的变比。
同相供电试验系统的隔离变压器容量为5 MVA,变比为27.5 kV/500 V,空载损耗为2 350 W,负载损耗PT.k=54 322 W,PFC运行损耗PPFC=150 kW。变压器空载损耗的试验数据是在试验电压为额定电压情况下获得的,考虑到牵引母线实际运行电压可能达到的最大值为31.5 kV,因此隔离变压器最大空载损耗PT.0=3 083 W。PFC额定输入功率为5 MVA,电压互感器最大误差为1%,电流互感器最大误差为5%,考虑到两侧互感器同型,电压互感器和电流互感器产生的最大测量误差ΔPCT-VT=300 kW。由于电流互感器变比为60,电压互感器变比为275,有Pset=36 W。
目前,有功功率差动保护已经通过了实验室测试,并已应用于成昆线某牵引变电所试运行的同相供电系统。有功功率差动保护在隔离变压器空载投入、同相供电设备空载运行、同相供电设备负载运行等典型工况下的测试结果如图5～图7所示,在隔离变压器内部故障时的仿真结果如图8所示。在图5～图8中,为便于跟有功功率二次整定值作比较,电压、电流、有功功率单位采用互感器二次侧单位。
从图5～图7可以看出,在同相供电设备无故障时,其有功功率差动值小于整定值,有功功率差动保护可靠不动作。在MATLAB中建立模型模拟隔离变压器匝间短路故障[13],故障位置位于隔离变压器B1低压侧,短路绕组匝数25%,电弧电阻0.01 Ω,此时PFC封锁了整流器及逆变器侧脉冲,β端口电流为0。仿真结果如图8所示。由图8可以看出,当隔离变压器发生匝间故障时,故障电流较小,过电流等保护原理可能无法正确作出反应,而有功功率差动保护能够正确动作。同理,当故障回路过渡电阻较大时,故障电流较小,此时有功功率差动保护的灵敏度也要高于过电流保护。
摘要：由于隔离变压器的副边额定电流很大,且难以选择电流互感器,因此隔离变压器很难设置灵敏的电流差动保护。为了给隔离变压器、隔离变压器与潮流控制器之间的连接电缆提供灵敏的保护,并给潮流控制器提供灵敏的远后备保护,文中从理论上分析了同相供电设备的基波输入有功功率与输出有功功率相等这一特性,并基于这一特性提出了同相供电设备有功功率差动保护方案,进而对有功功率差动保护在隔离变压器空载投入、潮流控制器启动、正常运行、外部故障、内部故障等各种工况下的动作行为进行了分析。文中还对同相供电设备有功功率差动保护的整定原则作了讨论,并给出了整定实例。实验室测试和工程现场运行测试结果表明了有功功率差动保护的正确性。
风电场输出有功功率的协调分配策略 篇4
关键词：风电场,风电机组,功率调节,类别划分,协调分配
0 引言
伴随风力发电的大规模发展,系统侧调度将承受愈来愈大的随机性功率调整压力。现有风电全额收购策略亦将对当前电网的安全、可靠及经济运行带来巨大冲击[1,2,3]。
追踪风能的最大化利用是风电工作者的目标之一,但实际运行中,由于风能总量的不断增加,以及风能自身的随机波动特性,追踪最大风能往往并非最经济运行方式,严重情况下甚至会对电网的安全稳定运行造成影响。从目前风电及电气技术发展水平来看,当电网接纳风电容量达到极限时,欲解决风电接入电网所带来的波动冲击问题,需大量建设调节性电源或对风电进行相应控制。
对此,本文认为必须加强调节电源的建设,同时应结合风电功率的合理调节(包含储能与弃风2层含义),即在保证电网安全可靠运行条件下,实现清洁能源的最大化利用。为此必然需要对风电场输出功率实施合理的协调分配。
当前,在风电场功率控制研究领域,专家学者们主要侧重于2个研究方向:一是对风电机组的控制技术研究,主要针对机组的运行状态实现最大化功率输出控制[4,5,6,7,8];二是针对风功率的波动特性,研究风电功率与互补电源间的协调配合问题[9,10,11,12]。而在风电场输出功率的协调分配策略方面则以平均分配方式为主[13,14],尚未见有专门针对该问题的研究文献。
然而,现有风电场多数占地面积较大、地形条件复杂,场内各区域机组具有不同的出力特性,并且同一区域内的各机组可能存在各不相同的运行方式,因此,仅以简单的平均分配方式处理场内机组的功率调节问题,必然不是最经济、最合理的分配方式。有必要依据各区域内不同的机组出力特性及不同的机组运行方式对场内机组进行分类,并实施合理的协调分配,从而使场内机组间的功率分配处于最佳状态。
综上,本文提出风电场输出有功功率的协调分配策略研究。该研究以双馈机组的功率特性分析为基础,依据机组的出力特性与运行状态将场内机组区分为临界出力型、降功率出力型、低风速区及高风速区4种类别。根据各类别机组的特性,以桨距角控制与转速控制2种功率调节方式为手段,实现对场内机组输出有功功率的协调分配。相比传统的平均分配方式,利用本文所提的输出功率协调分配策略,可充分考虑场内各机组的个性信息,使风电场输出功率调节问题在经济性与安全性方面均达到最优化的效果。
1 双馈机组的特性分析
1.1 双馈机组的功率转换关系
双馈机组的有功功率主要受到风速、空气密度、桨距角及转速等因素的影响。在输入风速及空气密度一定情况下,风机输出功率与桨距角、风轮转速直接相关,三者间关系如式(1)所示。
其中,Pm为机组输出功率;ρ为空气密度;A为风轮扫掠面积;Cp为风能利用系数;λ为叶尖速比;β为桨距角;v为风速。
Cp与λ、β的关系取决于机组生产商的调校,式(2)为其常用经验公式:
其中,λ=Rω/v,R为风轮半径,ω为风机的转速。
分析式(2)可知,当β不变时,存在唯一ω使得Cp达到最大,此时对应的λ称为最佳叶尖速比;而转速ω不变的情况下,改变输出功率的最佳手段即是调节β值。在当前运行机组中,多数均可实现ω与β的实时调节,该功能亦是实现本文协调分配策略的前提条件之一。
1.2 双馈机组的运行区域划分
伴随风速的不断增加,按运行状态可将双馈风力发电机分为启动(Ⅰ)、最大功率点跟踪(Ⅱ)及额定限值(Ⅲ)3个运行阶段;按机组的控制特性可将其划分为Cp恒定区、定转速区及额定状态3个运行区域。区域划分如图1所示。
第Ⅰ阶段v低于启动风速,机组未并网,风轮空转,无运行控制。第Ⅱ阶段处于机组投入运行且未达额定状态,该阶段机组运行状态及控制特性最复杂,转速与风速理论上存在唯一最大对应关系,但由于物理因素限制,转速存在上限,由此形成最大Cp运行区(B-C区域)与定转速区(C-D区域)。第Ⅲ阶段对应额定风速及以上,需控制转速与输出功率在限值范围内,以输出额定功率(D-E区域)。上述区域划分是下述机组类别划分的重要依据之一。
2 风电机组的类别划分
依据风电机组当前所处运行区域及运行状态,对风电场内机组进行分类[15],以实现对不同状态机组的差别控制,从而达到协调分配风电场输出功率的目的。
受机组数量与地理环境影响,风电场接线不尽相同,图2为典型风电场地理接线示意图。
为方便类别划分表述,对图2所示风电机组进行如下定义:设场内共有M×N台机组,构成矩阵A,Aij为0表示第i行j列台机组未投入运行或不属于该类,为1则反之;设场内机组运行状况构成矩阵X,Xij取0~1,表示机组Aij的可参与调节因子;pij为第i行j列台机组的有功出力值。由此,为实现对风电场输出有功的协调优化控制,提高风电场参与调度、控制的响应能力与跟踪速度,对场内机组按如下原则进行类别划分。
a.临界出力型机组(第1类):该类机组因发电机温度或机组振动等原因,达到或超出临界安全运行状态,需要退出运行。该类机组对应矩阵形式为A1,状态矩阵为X1。则第1类机组的总输出有功功率为:
b.降功率出力型机组(第2类):该类型机组温度或振动较严重,但尚未超出极限状态。此时为保证机组安全、可靠运行,需降低机组有功出力,维持机组处于正常运行状态。由此该类机组可降低输出功率,以满足自身运行要求。该类对应矩阵形式为A2,状态矩阵为X2。则第2类机组的总输出有功功率为:
c.低风速区类机组(第3类):该类机组运行于Cp恒定区或定转速区(B-C-D区域),此类机组可通过电磁转矩控制实现转速调节,具有动作快、惯性时间常数小的特点,可以快速响应系统要求。该类对应矩阵形式为A3,状态矩阵为X3。则第3类机组的总输出有功功率为:
d.高风速区类机组(第4类):该类型机组处于额定风速之上,运行于恒功率区,输出额定功率。需通过桨距角的机械控制实现功率调节,因此其惯性时间常数较大,多在0.1 s以上。该类对应矩阵形式为A4,状态矩阵为X4。则第4类机组的总输出有功功率为:
上述各机组矩阵及状态矩阵相互间关系为:
经上述分析,本文依据场内量测系统所得机组实际运行数据将风机划分为第1~4类,并分别给出可参与调节因子,从而为协调分配提供参考依据。需要说明,上述类别划分仅针对当前控制周期,下一周期内将根据实际量测数据重新进行划分。由此,不同的周期界定将直接影响类别划分及功率分配的效果,为保证协调分配效果及其工程可实践性,本文以10 min作为分析研究的控制周期。
3 输出功率的协调分配策略
当风电场没有指定输出功率要求时,风机运行于最大风能跟踪或额定状态,即当前多数风电场的运行控制状态,此时无需实施协调分配。
当系统侧给定风电场输出功率基准值时,则需要场内依据机组运行状态协调分配各机组出力,本文即依据上述分类结果对场内机组实施协调分配。
设风电机组在当前控制周期输出有功功率为pij;风电场输出有功功率为Ptotal;系统侧下达有功出力基准值为Pref。对应场内机组按如下策略实施协调分配。
a.当Pref≥Ptotal时,风电场可输出有功功率小于系统要求,此时,场内各机组维持最大风能跟踪或额定运行状态,无需协调分配;若有储能装置,则可通过储能补充功率缺额。
b.当Pref
按系统侧要求,该情况下风电场需减少的有功出力为ΔP:
在功率调节中,依据第1~4类机组特性,按运行状态及调节速率对不同类机组进行协调分配。
首先,为保证机组安全运行,应优先安排第1类机组参与调节,若ΔP≤P1,则无需调节其他类别机组,按X1值由高到低依次调节机组出力直至满足系统要求即可。
若第1类机组无法满足调节需求时,依据剩余机组运行状态,可令第2类机组参与调节,其需减少的有功出力为ΔP2:
设第2类机组功率输出降低至p2*,该值受机组的温升曲线等因素影响,则第2类机组实际减少的输出功率为:
若第1、2类机组可满足系统调度要求,则终止分配,也即在保证风电场安全运行条件下满足了系统侧的调节需求。但在风电场正常运行时,第1、2类机组很少,多数情况下需要第3、4类机组参与调节,依据跟踪调节速度快慢,应优先考虑第3类机组参与调节。
即当ΔP2>ΔP2′时,需第3类机组配合调节有功出力ΔP3:
第3类机组通过控制电磁转矩改变发电机转速,从而改变吸收的能量,实现功率调节的目的,其调节与恢复速度较快,是最理想的功率调节机组类型。设第3类机组在最小转速(机组正常并网运行所允许的最小转速)下可输出的功率为p*3ij.min,则第3类机组可调节的最大功率为:
若ΔP3≤ΔP3′,则第3类机组已可完成调节目标,此时各机组按如下方案协调调节功率的分配:
其中,p3ij.ref为分配给第3类各机组的功率调节参考值。
若ΔP3≥ΔP3′,则设定p3ij.ref=p3ij.min。同时启动第4类机组参与调节,此时第4类机组需调节的有功出力为ΔP4:
由于第4类机组已运行于额定状态下,因此必须通过改变桨距角实现功率调节。其中各机组按如下方案协调调节功率的分配:
其中,p4ij.ref为分配给第4类各机组的功率调节参考值。
4 仿真分析
本文以9台2 MW双馈风机构成的风电场为例进行仿真分析,其中M=N=3。风机部分参数为:R=40 m,PN=2 MW,vin=3 m/s,vN=13 m/s,vout=25 m/s,J=13×107kg·m2,ωN=18 r/min,ωmin=11.1 r/min,ωmax=20.7 r/min。依据风机运行状况对其进行分类,分类结果如下:第1类包含A11,第2类包含A12、A13,第3类包含A21、A22、A23,第4类包含A31、A32、A33。场内机组分别对应不同的模拟风速(模拟地理信息对风况的影响),其波形如图3所示。对应各类机组输出功率如图4所示。
现假设风电场在0 s时刻即参与系统调节,系统调节指令如图5(a)所示;收到调节指令后,采用本文上述功率协调分配策略,可得各类机组有功出力参考值如图5(b)所示,可见第1类机组完全退出运行,第2、3、4类机组承担调节任务。
对比各类机组有功出力参考值与机组原始出力值,可知第2类机组需降功率运行。图6(a)给出了第2类机组的桨距角变化情况,由于所处地理位置不同(风速不同),对应桨距角变化亦不相同。
第3类机组通过转速控制调节输出功率以追踪功率参考值,不再追踪最大风能,但由于最小转速限制,其功率调节范围受到限制,如图6(b)所示;对应第3类机组各自转速调节如图6(c)所示,由此可见该类型机组转速均降至最小,有功出力亦降至转速调节范围内的最小值。
第4类机组原为额定运行状态,但由于前3类机组无法完成调节任务,因此必须通过改变该类机组桨距角以调节其有功出力。根据协调分配策略所得该类机组有功出力参考值与额定值的比较,可得第4类机组桨距角变化曲线如图6(d)所示。
以本文所提功率协调分配策略进行操作时,第1~4类机组输出有功功率及风电场总的有功输出如图7所示。
由图7不难看出,第1、2、4类机组均能很好地完成指定参考值的输出,第3类机组由于受到转速限制,其输出功率略有偏差,但影响较小,风电场整体有功输出依然能较好地跟踪系统侧指定的参考功率值。当以平均分配方式进行处理时,仅将目标参考值按比例分于各台机组,无法针对机组的个性信息区别对待。利用本文所述分配策略则可有效提升处于或接近临界状态机组的运行稳定性,保障状态良好机组的有功出力。
5 结语
a.将风电机组按其出力特性与运行状况等个性信息进行类别划分,为输出有功功率的协调分配奠定基础;
b.以所划分类别为依据数据,给出风电场的协调分配策略,从而使得风电场输出有功功率的分配充分考虑了各机组的个性信息;
有功功率调节 篇5
随着电力电子技术的迅速发展,工业生产中的大功率换流设备、电弧炉、电气化铁路等非线性负荷向电网注入大量谐波电流,导致电压发生了严重畸变,影响电网和其他用电设备的正常工作[1,2,3,4,5,6]。为了提高电能质量,就需要对谐波进行治理,但由于受测试技术条件的限制和对谐波源特性认识的不足,往往会出现谐波治理效果不理想的现象,其主要原因是主谐波源位置没有确定,仅凭谐波电流超标,就在母线侧安装滤波装置必然具有盲动性。因此,寻找主谐波源是治理谐波的关键。
谐波源定位实质上是通过测量公共连接点 (PCC)的电压和电流,对所测数据采用相应的算法判定系统侧和用户侧谁是主谐波源。若系统侧为主谐波源,则要承担主要谐波责任;反之,则用户侧要负主要谐波责任[7]。目前使用最广泛的主谐波源辨识方法是有功功率方向法,根据谐波有功功率的方向来定位主谐波源,该方法简单直观、易于实现。 然而,该方法受PCC两侧电压相角差的影响比较大,当相角差在一定范围时,该方法失效[8]。文献[9]提出了无功功率定位法,无功功率的方向能反映系统侧和用户侧谐波电压源的谐波发射水平,即可通过无功功率方向判断两侧谐波源的相对大小,从而定位主谐波源。但是该方法受Q的影响,其结果准确度一般仅为50%。文献[10-12]提出了根据负荷参数R与L随时间的变化规律是否呈现线性来辨识谐波源的方法,但该方法只能从定性上说明负荷中是否含有谐波源,不能定量地得出谐波含量的大小。 文献[13]提出了采用QR-RLS算法提取各次谐波电流以及它们之间的相位差,从而求出各谐波支路单独产生的谐波电流,并在此基础上分析主谐波源的位置。该方法简单实用,易于实现,但没有考虑谐波电压的影响。文献[14]提出了一种基于电能质量数据交换下的谐波污染责任定量估计算法,选择谐波电压作为衡量谐波污染责任的指标来确定主谐波源。该方法计算简便,易于工程应用,适用于目前电能质量检测平台,但没有考虑谐波电流的影响。 文献[15-16]提出了一种基于谐波电流矢量的方法来估计系统侧和用户侧的谐波电压和谐波电流贡献量来划分各自的谐波责任,从而找出主谐波源。该方法虽然计算简单,但应用谐波电流或谐波电压这两个衡量谐波污染责任的指标来确定主谐波源,得出的结论有时会出现矛盾。
综合考虑谐波电流和谐波电压的影响,本文提出谐波有功功率贡献量来定位主谐波源。与谐波电流贡献量或谐波电压贡献量进行主谐波源定位相比,该方法更为合理、可靠。
1谐波有功功率贡献量
在电力系统中,系统和用户通过公共连接点 (PCC)进行能量交换。在分析用户侧产生的谐波对系统造成的影响或系统中已经存在的谐波对用户侧的影响,只有通过对获得的PCC处的电流、电压信息进行计算、处理与分析,才能作出正确的判断。 在谐波源定位时,对于某一次频率的谐波,要判断主谐波源的位置,一般在PCC处将系统分成两个部分:A侧和B侧,如图1所示。因此,谐波源定位的问题就转化为对PCC处谐波贡献量大小的判断。
根据诺顿等效电路原理,将系统和用户都等效为谐波电流源和谐波阻抗的并联,如图2所示。Is和Ic分别为系统侧和用户侧的谐波电流源;Zs和Zc分别为系统侧和用户侧的谐波阻抗。IPCC和VPCC分别为公共连接点处的谐波电流和谐波电压。
由图2可得
利用叠加定理,可以将系统分解为如图3所示的两个等效电路。每个谐波源单独作用下对PCC处产生的谐波贡献量,就是该谐波源实际应承担的谐波污染责任量。
由图3可得,系统侧和用户侧的谐波源单独作用时在PCC处的谐波电流贡献量Isp、Icp分别为
同理,系统侧和用户侧的谐波源单独作用时在PCC处的谐波电压贡献量Usp、Ucp分别为
系统侧和用户侧的谐波阻抗可以根据偏最小二乘回归方法估计得到[17]。
若采用谐波电压贡献量来衡量谐波污染,系统侧承担主要谐波责任的充分必要条件是Is>Ic;而采用谐波电流贡献量来衡量谐波污染,系统侧承担主要谐波责任的充分必要条件是|Zs|Is>|Zc|Ic[14]。因此,单独采用谐波电流贡献量或谐波电压贡献量来进行主谐波源定位,会出现以下两类情况:
鉴于用电量都是用千瓦时计量的,再综合考虑谐波电压和谐波电流的影响,本文采用谐波有功功率贡献量来定位主谐波源,可以使判断的结果更加准确。根据式(3)~式(6),可以求出系统侧和用户侧的谐波源单独作用时在PCC处的有功功率贡献量Psp、Pcp,分别如下式所示。
式中, Zs和 Zc分别为Zs和Zc的相角。
根据式(7)和式(8),通过判断比较系统侧和用户侧单独作用时在PCC处的有功功率贡献量的大小, 便可以判断出主谐波源的位置。其判断依据如下:
1当Psp>Pcp时,说明系统侧的谐波对PCC处的影响大,主谐波源位于系统侧;
2当Psp<Pcp时,说明用户侧的谐波对PCC处的影响大,主谐波源位于用户侧;
3当Psp=Pcp时,说明两侧的谐波对PCC处的影响相当。
2谐波有功功率贡献量在多谐波源系统中的推导
随着电力电子技术的发展,电网中的非线性负荷越来越多。因此,电网中不可能仅仅存在一个谐波源,而是多个谐波源并存。为了更好地了解电网中各个谐波源的分布情况及其谐波责任,就要对每个谐波源的谐波贡献量进行量化。下面对多谐波源系统进行分析,其等效电路如图4所示。
其中VPCC是母线电压,Iso、Ic1o、Ic2o、…、Icno分别为各个支路电流。Is是系统侧的谐波电流源, Zs是系统侧的等效谐波阻抗。Ic1、Ic2、…、Icn为用户侧的谐波电流源,Zc1、Zc2、…、Zcn为用户侧的等效谐波阻抗。
由图4可得,用户侧总的等效谐波阻抗为
则系统侧和用户侧的谐波源单独作用时在PCC处的谐波电流和谐波电压贡献量分别为
根据式(10)和式(11)可以求出系统侧和用户侧的谐波源单独作用时在PCC点的谐波有功功率贡献量为
式中, qZs和 qZeq分别为Zs和Zeq的相角。
因此,式(12)可以作为在多谐波源系统中计算各个谐波源的谐波有功功率贡献量的通用公式。
3Matlab/Simulink仿真分析
基于图4的等效电路,以两个非线性用户系统为例,在Matlab/Simulink中搭建系统仿真实验模型,如图5所示。
其中,Is表示系统侧谐波源,Ic1、Ic2分别表示用户1和用户2的谐波源,Zs表示系统侧阻抗,Zc1、 Zc2分别表示用户1和用户2的阻抗。Random Number模块用来模拟用户侧的扰动,来产生方差为3、均值为0的均匀分布的随机数。
仿真电路中各次谐波电流源和谐波阻抗的参数设置如表1所示。
通过仿真,对PCC处的电压和各支路的电流进行采样,得到电压和电流测量数据,利用FFT变换对采样数据进行分析,得到PCC处各次谐波电压和谐波电流幅值和相位如表2所示。
根据所获得的谐波电流和电压数据,按照图6所示流程图完成谐波电压、谐波电流和谐波有功功率贡献量的计算。计算结果如表3、表4和表5所示。
由表3和表4可以看出,对于3次谐波,|Usp|< |Uc1p|<|Uc2p|,|Isp|<|Ic1p|<|Ic2p|,以谐波电压贡献量或谐波电流贡献量都可以准确判断出用户2是主谐波源。但是,对于5次谐波,|Uc1p|< |Uc2p|<|Usp|,|Ic1p|<|Isp|<|Ic2p|,若以谐波电压贡献量来划分谐波责任,则系统侧为主谐波源,若以谐波电流贡献量来划分谐波责任,则用户2为主谐波源; 同理,对于7次谐波,|Uc2p|<|Usp|<|Uc1p|,|Isp|<|Ic2p|<|Ic1p|,若以谐波电压贡献量来划分谐波责任,则系统侧承担的谐波责任要比用户2的多,若以谐波电流贡献量来划分谐波责任,则用户2承担的谐波责任要比系统侧多。此时,对于5次和7次谐波,利用谐波电压贡献量和谐波电流贡献量来定位主谐波源的结果将是不一致的。因此,需要采用谐波有功功率贡献量来定位主谐波源。
由表5可以看出,对于3次谐波,Psp<Pc1p<Pc2p; 则可以看出用户2承担的谐波责任应该最大,其次是用户1,最小的是系统侧;同理,对于5次谐波, Pc1p<Pc2p<Psp;则系统侧承担的谐波责任最大,其次是用户2,最小的是用户1;对于7次谐波, Pc2p<Psp<Pc1p;则用户1承担的谐波责任最大,其次是系统侧,最小的是用户2。判断的结果与原先设置的主谐波源的位置相一致。由此可见,运用谐波有功功率不仅可以定量地划分各自的谐波责任,而且能够准确地判断出主谐波源的位置。
实际工程中,每一个谐波源注入电网的谐波电流都是随时间随机变化的,其幅值和相位都具有随机特性,因此本文对电网中各谐波源的谐波有功功率贡献量进行一段时间的统计分析(每1 min统计一次),来提高该结论的可靠性,各次谐波有功功率贡献量统计结果如图7所示。
由图7中的各次谐波有功功率贡献量曲线可以看出,对于3次谐波,用户2的谐波有功功率贡献量维持在14 k W,承担的谐波责任最大,其次是用户1,最小的是系统侧;对于5次谐波,承担最大谐波责任的是系统侧,其谐波有功功率贡献量维持在13 k W,而用户2的谐波有功功率虽然在某些时刻低于用户1,但总体上还是比用户1的大;对于7次谐波,承担最大谐波责任的是用户1,其谐波有功功率贡献量维持在17 k W,其次是系统侧,最小的是用户2。运用统计法可以排除异常点产生不同结果的情况,从而增强了判断的准确性与可靠性。
4结论
本文通过理论分析谐波电压贡献量和谐波电流贡献量在进行主谐波源定位时存在的局限性,提出使用谐波有功功率贡献量来定位主谐波源,该方法比用谐波电压贡献量和谐波电流贡献量对谐波责任划分及主谐波源定位更加合理、可靠。然后以两个非线性用户系统为例进行仿真分析,仿真结果与理论分析相一致,验证了该方法的正确性。谐波有功功率贡献量法,综合考虑了谐波电压和谐波电流的影响,对谐波责任划分来说是一种正确、有效的手段,并能为电力部门进行科学地定位主谐波源提供理论依据。
有功功率调节 篇6
关键词：有功功率变送器,协调控制,回路,逻辑,优化
0前言
单元机组协调控制系统是协调机组各个生产环节的能量及质量的全面控制, 主要起到稳定机组运行, 提升机组经济性及安全性的作用。单元机组的实发功率与电网负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系, 是机组协调控制系统中的一个重要组成部分。现代大型发电机组一般都采用有功功率变送器来测量机组的实发功率, 这无疑就给参与机组协调控制的有功功率变送器本身的质量、回路的可靠性及DCS逻辑的组成提出了更高的要求。为了保证机组实发功率信号的稳定性和可靠性, 一般都采用三个有功功率变送器来测量机组的实发功率, 取三个变送器输出的中值作为最终测量值来参与机组的协调控制, 但是仅此这样是不够的, 近年来就发生了好几起由于功率变送器本身的特性不好或者回路出现故障、DCS逻辑组成不合理而发生的异常事件, 所以在参与协调控制的有功功率变送器本身、回路及DCS逻辑组成上做一些优化是非常必要的。
1 参与机组协调控制的有功功率变送器目前的状况
1.1 目前状况
目前, 大多数发电厂参与机组协调控制的有功功率变送器的状况为:三块有功功率变送器共用一组电流互感器的二次绕组, 且电流回路都在变送器本身与发电机电流变送器、无功功率变送器、功率因数变送器等串联;三块有功功率变送器共用一组电压互感器的二次绕组, 且电压回路在变送器本身与发电机电压变送器、无功功率变送器、功率因数变送器、频率变送器的电压回路并联;三块有功功率变送器的电源均只有一路电源, 取自机组UPS电源。
1.2 存在的问题
当参与机组协调控制的有功功率变送器电流或电压回路存在故障或要更换某个变送器时, 会影响所有变送器的正常工作, 很不利于消缺工作的正常开展;当出现PT二次接线松动或小空开掉闸引起失压时, 将造成DEH发电机有功功率三取二信号 (三个有功功率变送器中有两个同时变化) 动作, 影响机组协调控制系统的正常运行, 严重时还会造成机组掉闸;当变送器仅有的一路电源回路出现故障时, 所有的变送器将不能正常工作, 后果不堪设想。
2 参与机组协调控制的有功功率变送器本身、回路及逻辑优化方案
2.1 参与机组协调控制的有功功率变送器本身优化
2.1.1 选用性能较好的有功功率变送器
选用的变送器应满足变送器检定规程中外观、绝缘电阻测试、基本误差测试的相关要求, 新安装的和修理后的变送器还应对自热影响、纹波含量、响应时间等性能进行测试, 测试合格后方可在现场使用。对给工业园区供电的一些自备电厂, 应选用暂态特性较好的变送器, 由于工业园区的设备启停比较频繁, 且与区域的大电网联系薄弱, 设备启停期间可能会导致功率变送器的测量环节处于暂态过程, 最终引起机组的负荷频繁波动, 若不及时处理, 汽轮机与发电机轴系产生的电磁应力可能会导致机组大轴损坏。
2.1.2 选用可靠性较高的有功功率变送器
现在已有厂家研发出了双电源和双输出的变送器, 这样当变送器的一路电源发生故障时, 也不影响变送器的正常运行;变送器的一路输出损坏, 可更换到另外一路输出, 采用双电源和双输出的有功功率变送器大大提高了设备的可靠性。
2.2 参与机组协调控制的有功功率变送器回路优化
2.2.1 电压回路优化
为避免由于PT二次接线松动或小空开掉闸等原因引起的失压造成DEH发电机有功功率三取二信号 (三个有功功率变送器中有两个同时变化) 动作, 对参与DEH协调控制的三个发电机有功功率变送器的电压回路应取自电压互感器二次不同绕组的电压, 且为了方便日常的消缺工作, 电压变送器、频率变送器、有功功率变送器等的电压回路应在端子排上并接, 以保证各个变送器的电压回路相对独立, 消缺时不影响其它变送器的正常工作。
2.2.2 电流回路优化
电流互感器二次严禁开路, 对于大型机组来说, 发电机出口的电流互感器变比都很大, 倘若存在CT二次开路的现象, 必须要降负荷或者停机处理, 所以电流变送器、功率因数变送器、有功功率变送器等的电流回路取自一组CT即可, 但是为了方便日常的消缺工作, 电流回路经过一个变送器之后都必须回端子排, 然后再从端子排引出接至另外一块变送器, 以保证各个变送器的电流回路独立, 当一块变送器出现故障时, 从端子排上封住此变送器的电流回路即可, 不影响其它变送器的正常运行, 既安全也方便。
2.2.3 电源回路优化
参与协调控制的三块有功功率变送器除采用双电源的变送器提高可靠性之外, 每块变送器的电源也都应从端子排独立引出, 这样也有利于日常消缺工作的顺利、安全开展。
2.3 参与机组协调控制的有功功率变送器逻辑优化
通常的算法主要是考虑变送器的输出为坏点和变送器输出模拟量之间有偏差的情况, 未考虑发电机出口PT一次保险熔断、PT二次断线的情况, 发生此种情况, 参与DEH调节的三个有功功率变送器的输出突降, 若此时机组的AGC投入运行, 将会造成汽机调门全开的后果, 若处理不及时, 将会使主设备严重损坏。针对此种工况, 应增加以下逻辑:当机组实发的有功功率与负荷指令 (AGC指令) 相差大于设定值时或者当机组实发的有功功率下降的速率大于设定值时, 应解除机组协调, 改为手动控制。
3 参与机组协调控制的有功功率变送器优化后的注意事项
(1) 参与机组协调控制的有功功率变送器电流回路、电压回路和电源回路进行优化之后, 要在相应的回路上进行直阻测试、绝缘测试和采样检查之后才能正式投运, 避免回路接线错误而引起设备异常, 且在设备投运后要加强回路的监视。
(2) 参与机组协调控制的有功功率变送器在逻辑上进行优化之后, 要进行相关的传动试验, 确保逻辑可靠后, 方可投入运行。
4 结论
参与机组协调控制的有功功率变送器在本身性能、二次回路以及逻辑组成上进行优化之后, 提高了机组协调控制系统的可靠性和稳定了, 也保证了机组的安全稳定运行。
参考文献
[1]上海西屋公司.REF_1100.Ovation算法参考手册[Z].上海, 2006, 05.
[2]浙江涵普电气股份有限公司.FPT-201有功功率变送器说明书[Z].海盐, 2011, 10.
有功功率调节 篇7
近年来,微电网概念备受关注,其与电网互为支撑,被视为利用分布式电源(distributed generator, DG)的最佳途径［１－３］。当微电网孤岛运行时,由于DG中的可再生能源(renewable energy source, RES)输出功率的间歇波动性,一般需储能单元提供供需功率平衡和电压支撑［４］。为了实现多台储能单元间负荷的合理分担,基于下垂控制的无互联信号线方法以及其改进型被广泛应用于微电网［５－１０］,然而该类方法仅是通过预设的频率(或电压)与有功功率(或无功功率)的下垂曲线来实现功率分配,并未考虑微电网元件状态如DG可用功率、储能单元的荷电状态(state of charge,SOC)等。因此若供需存在较长时间不匹配,该类方法有可能导致电池储能系统(battery energy storage system,BESS)［１１］的SOC超出安全运行范围。虽然可通过BESS/RES容量配比优化设计［１２－１４］来有效减少SOC超出运行范围概率,但是为保证微电网安全稳定运行,仍需采用集中控制结构［１５－１７］的微电网能量管理单元进行协调,其将微电网元件状态传给集中控制器,然后由集中控制器统一协调决策。然而由于微电网内资源分布内在的分散性和集中控制器数据处理的有限性, 这种控制结构更适合传统集中的电力系统。同时若集中控制器出现故障有可能导致系统协调失效。
针对以上问题,提出了一种适用于微电网中多台BESS与多台RES间的分布式有功功率协调控制算法,其无需外部通信介入即可保证储能电池的SOC运行于安全范围内。 该方法是在作者前期BESS与RES协调控制策略以及传统下垂控制、恒功率下垂控制、各下垂控制切换过程中稳定性分析的基础上［１８－２０］提出的一种更具普适性的有功功率协调控制方法。其中,文献[18-19]提出了全SOC范围内的有功功率协调控制,但文献[18]所提方案比较适合一台BESS与多台RES间协调控制,文献[19]主要针对直流微电网。文献[20]虽然将协调控制方案范围扩展至多台BESS和RES,但其较难实现BESS功率限幅。
1孤岛运行工况下功率协调控制
典型微电网结构如图1所示,由hＤＧ台DG,hＥ台BESS,hＬ个负荷组成,DG,BESS和负荷与电网交换的功率分别用PＤＧｉ(i=1,2,…,hＤＧ),PＥｉ(i= 1,2,…,hＥ),PＬｉ(i=1,2,…,hＬ)表示。根据智能转换开关状态不同,微电网可运行于并网或孤岛模式。孤岛运行工况下,根据BESS的SOC,分为3个区域:高SOC区域(SＳＯＣｕ,100%)、正常SOC区域[SＳＯＣｄ,SＳＯＣｕ]、低SOC区域(SＳＯＣ０,SＳＯＣｄ)。其中, SＳＯＣｕ和SＳＯＣｄ分别为协调控制的SOC上、下限值, SＳＯＣ０为SOC最小阈值,表明已没有足够容量维持系统正常运行。低SOC工况下的协调控制参见文献[18-19],限于篇幅,本文重点研究高SOC工况下多台BESS与RES间的协调控制策略并假设系统中DG均为RES,根据SOC,有功功率协调控制主要分为以下3种工况。
工况1:系统内BESS均处于正常SOC区域。协调控制目标为:1 RES运行于最大功率点(maximum power point,MPP),实现其最大化利用;2BESS均可担当系统组网单元,稳定微电网母线电压和频率。由于没有主电网支撑作用,BESS承担平衡供需功率差角色,存在∑PEi=∑PLi-∑PDGi。
工况2:至少有一台BESS处于正常SOC区域, 以BESSn表示,其他BESS处于高SOC区域,以BESSh表示。协调控制目标为限制BESSh充电功率,防止过充。同时,也需保证BESSn充电功率不超过额定允许最大充电功率。其可分两种情况: 1若RES功率除去供给负载外仍大于BESSn允许的最大充电功率,则需对BESSn采取功率限幅的同时降低RES功率;2BESSn充电功率在允许范围内,则BESSn无需限幅,RES仍可工作于MPP。
工况3:BESS均处于高SOC区域,协调控制目标是防止BESS过充,当RES功率超过负载功率时,需控制PEi≈0,同时降低RES功率,满足∑PDGi≈∑PLi。
当源条件和负载条件发生变化时,协调控制策略应保证系统能在各个工况间平滑过渡。
值得指出的是,以上协调控制目标适用于多台BESS和RES组成的微电网结构。当系统只有一台BESS单元时,则协调控制目标参见工况1和3。
2考虑BESS的SOC的有功功率协调控制
2.1 BESS改进控制策略
假设线路阻抗为感性,传统有功功率的分配常采用P-ω 下垂控制来实现。考虑到工况2中的情况1,为实现BESSn的功率限幅,提出基于瞬时功率的变斜率下垂控制。同时为防止工况2和3中BESSh的过充,提出基于SOC的恒功率比例—积分(PI)下垂控制,集成两种控制思想后形成式(1)所示的控制方程。
式中:ωＥ,ωＥＮ,mｐ,PＥ,ωＳＯＣ分别为输出角频率、空载角频率、角频率下垂增益、输出有功功率(以放电为正方向)、SOC控制量。
基于瞬时功率的变斜率下垂控制特点是mｐ由固定部分mｐＮ和变斜率部分mｐｖ两部分组成。
式中:kｉｍ为斜率积分系数;mｐＮ为正常工作范围时斜率,其值取决于允许的角频率变动范围[ωｍｉｎＮ, ωｍａｘＮ]和额定功率PＥＮ;mｐｖ则取决于限定的充电功率如PＥＮ和当前的瞬时功率PＥ。
若当前的充电功率在限定值内,则mｐｖ=0,即下垂曲线斜率为mｐＮ。 若充电功率超过PＥＮ(即-PＥ>PＥＮ),则mｐｖ积分项开始作用。 离散化式(1),令控制周期为Tｓ,则充电功率连续超过额定功率h个控制周期后,有
可见,mｐｖ不断变大(如图2(a)所示,其中ωｍａｘＬ和ωｍｉｎＬ为极限角频率上下限),配合RES基于母线频率(frequency bus signaling,FBS)的功率下垂控制,若将其在ωｍａｘＬ的功率设定为0,则系统最终将稳定运行于PＥ≈-PＥＮ。实现框图如2(b)所示。
基于SOC的恒功率PI下垂控制思想为:
式中:Relay(·)为滞环函数;kｉｓ为SOC斜率积分系数,当SOC值SＳＯＣ>SＳＯＣｕ时,取值为1,当SＳＯＣ≤ SＳＯＣｕ-SＳＯＣＨ时,取值为0,其中SＳＯＣＨ为滞环宽度, 防止抖动。
其原理和实施方法如图3所示。
若Relay(·)在k０个周期取值变为1,则离散化后,k个周期时刻的下垂曲线为:
由式(5)可见,下垂曲线斜率变大,由于充电时功率为负值,空载角频率点逐渐上升,如图3(a)所示。稳态时,通过与其他BESS和RES协调控制的配合,可将该BESS的功率限定在零。
2.2基于FBS的功率下垂控制
为实现工况2情况1、工况3中RES按需降功率运行,提出基于FBS的功率下垂控制,其控制方程为:
式中:PＤＧ,PＭＰＰ,ωＢ,mＤＧ分别为RES有功功率、 MPP功率、反馈角频率、功率下垂系数。
mＤＧ的取值为:
PＤＧ-ωＢ曲线如图4所示。当RES检测到 ωＢ超过ωｍａｘＮ,将以斜率mＤＧ逐渐减小功率。
2.3不同工况下所提控制策略协调原理分析
图5为所提控制策略在不同工况下的协调控制原理,为简化分析,以2台BESS为例阐述,图中RES功率代表多台RES的总功率。初始条件下, 系统均运行于工况1,如图5中A点所示。
Case 1:随着持续充电,系统进入工况2情况2,如图5(a)所示。BESS2处于高SOC区域,式(4)中ωSOC积分环节开始作用,BESS2下垂曲线的斜率和空载角频率点均逐渐变大,而由于供需功率差和BESS1斜率未变,则BESS1充电功率逐渐增大,BESS2充电功率逐渐减小,ωB逐渐上升如B点所示。当PE2≈0时,系统达到稳态C点,此时PE1≈∑PLi-∑PDGi。由于BESS1充电功率始终在限定值以内,因此ωB将被限定在[ωminN,ωmaxN]内,RES始终运行于MPP。
Case 2:随着持续充电,系统进入工况3,如图5(b)所示。2台BESS均处于高SOC区域,其下垂曲线的斜率和空载角频率点均逐渐变大,ωＢ将迅速上升并超过ωｍａｘＮ,由式(6)可知,RES功率将逐渐减小如B点所示。当PＥ１≈PＥ２≈0时,系统达到稳态C点,此时∑PＬｉ≈ ∑PＤＧｉ。
Case 3:随着持续充电,系统进入工况2情况1,如图5(c)所示。同Case 1,BESS1充电功率逐渐增大,BESS2充电功率逐渐减小,ωＢ也逐渐上升, 当其升至ωｍａｘＮ时,BESS1充电功率上升至额定充电功率,系统运行于B点。 随着 ωＢ持续上升, 式(2)中mｐｖ积分环节开始作用,BESS1下垂曲线斜率逐渐增加,RES功率也逐渐减小,当PＥ２≈0且PＥ１≈ - PＥＮ时,系统达到稳态C点,此时-PＥＮ=∑PＬｉ- ∑PＤＧｉ。 随着BESS1持续充电,当BESS1也进入高SOC区域时,系统进入工况3,同Case 2分析,系统将达到稳态D点。
2.4控制实现
基于以上分析,BESS和RES的控制框图如图6所示。
其中BESS控制只需在传统下垂控制环［２１］基础上更改有功功率下垂部分。其中UＥｒｅｆ为下垂部分输出的指令电压,UＥ为其幅值。uＣＥ,iｏＥ,zｖｒＥ分别为BESS电容电压、输出电流和虚拟阻抗。QＥ和QＤＧ分别为BESS和RES的无功功率。
3实时仿真验证
为验证所提控制策略的有效性,基于dSPACE 1005平台对其性能进行实时仿真测试。该平台拓扑如附录A图A1所示,由2台BESS(10kVA, 20kW·h)、2台10kVA的RES及1台90kVA的可调模拟负荷组成,孤岛运行。系统参数如下:变流器容量为10kVA,CｆＥ和CｆＤＧ均为12μF,LｆＥ和LｆＤＧ均为2mH,LｏＥ和LｏＤＧ均为0.378mH,各参数含义见附录A图A1;开关频率为6kHz,ωｍｉｎＮ= 2π×49.5rad/s,ωｍａｘＮ=2π×50.5rad/s,ωｍｉｎＬ= 2π×49rad/s,ωｍａｘＬ=2π×51rad/s,ωＥＮ=2π× 50rad/s,mｐＮ=3.14×10－４rad/(s· W),PＥＮ= 10kW,SＳＯＣｕ=95%,SＳＯＣｄ=20%,SＳＯＣＨ=0.5%,kｉｍ= 0.000 000 2,电压下垂曲线系数为0.003 1V/var,kｉｓ=0.000 05,取值满足系统控制稳定性要求［２０，２２－２３］。在实际应用中,可根据实际需要对SOC的限值进行优化。
3.1 Case 1
Case 1仿真结果如附录B图B1(a)所示。初始阶段S0:2台RES均运行于MPP,其有功功率PＤＧ１和PＤＧ２分别为4kW和3kW。为简化分析,采用阻性负荷,额定条件时对应有功负荷PＬ=1kW。 BESS1和BESS2初始SOC分别为94.7%和80%, 可见均在正常SOC区域。由于此时2台BESS的下垂曲线相同,因此均分供需功率差,其有功功率PＥ１和PＥ２均为-3kW,可见能很好实现无互联信号线均载控制。
S1阶段:T1时刻,当BESS1的SOC达到95%,进入高SOC区域,系统运行于工况2情况2,BESS1的ωSOC积分环节开始作用,可见BESS2充电功率逐渐增大,BESS1充电功率逐渐减小,ωB也逐渐上升(图中对应微电网母线频率fB),一段调节时间后,系统达到稳态,PE2≈∑PLi-∑PDGi≈-6kW;PE1≈0。与图5(a)分析吻合。结果表明,基于SOC的恒功率PI下垂控制可很好地将BESS1充电功率限定在零值上,防止过充。同时RES始终运行于MPP,实现了RES最大化利用。
3.2 Case 2
Case 2仿真结果如附录B图B1(b)所示。初始阶段S0:2台BESS的SOC均为94.7%,其他初始条件与3.1节相同。由于下垂曲线和初始SOC均相同,2台BESS以同样功率进行充电,SOC始终保持一致。
S1阶段:T１时刻,2台BESS的SOC均达到95%,系统运行于工况3。可见,ωＢ迅速上升达到 ωｍａｘＮ(对应fＢ为50.5Hz,即T２时刻)。
S2阶段:随着ωB超过ωmaxN,可见RES功率和BESS充电功率逐渐减小。最终达到稳态,PDG1=587 W,PDG2=440W,PE1≈PE2≈0,满足∑PLi≈∑PDGi,与图5(b)分析吻合。结果表明基于SOC的恒功率PI控制与基于FBS的功率下垂控制很好地进行了协调,将BESS的充电功率限制在零值,防止过充。同时仍可利用RES为负载供电。
3.3 Case 3
Case 3仿真结果如附录B图B1(c)所示。初始阶段S0:2台RES均运行于MPP,其有功功率分别为10kW和8kW,PＬ=1kW。2台BESS的初始SOC分别为90%和94.7%,均分供需功率差,PＥ１和PＥ２均为-8.5kW。
S1阶段:在T１时刻,当BESS2的SOC达到95%,进入高SOC区域,系统运行于工况2情况1, BESS2的ωＳＯＣ积分环节开始作用,BESS1充电功率逐渐增大,BESS2充电功率逐渐减小,直至T２时刻,BESS1功率达到额定充电功率,PＥ１= -10kW,fＢ达到50.5Hz(表明ωＢ达到ωｍａｘＮ),系统进入S2阶段。
S2阶段:T2时刻,BESS1的mpv积分环节开始作用,下垂曲线斜率逐渐增加,同时基于FBS的功率下垂使RES功率逐渐下降,随着ωB进一步上升,最终达到稳态,PE1≈-10kW,PE2≈0,PDG1=6kW,PDG2=5 kW,满足-PEN≈∑PLi-∑PDGi。可见,实现了BESS2满充状态的零功率控制,同时也很好地限制了BESS1的充电功率。
S3阶段:T３时刻,随着BESS1持续充电,其SOC达到95%,系统进入工况3,可见ωＢ进一步上升,RES功率进一步下降,最后达到稳态PＥ１≈ PＥ２≈ 0,PＤＧ１= 574 W,PＤＧ２= 459 W,满足∑PＤＧｉ≈∑PＬｉ。 与图5(c)分析相吻合。
3.4突增、突减负载
附录B图B1(d)和(e)分别给出了负载突增、突减时的仿真结果,其分析见附录C。仿真结果表明, 负载条件发生变化时所提控制策略均能实现较好的协调控制效果并能保证系统在各工况间平滑过渡。
4结语
为实现微电网孤岛运行工况下安全稳定运行以及无互联信号线自治协调控制,本文提出了一种考虑BESS的SOC的有功功率协调控制策略。所提控制策略通过基于瞬时功率的变斜率下垂控制、基于SOC的恒功率PI下垂控制、基于FBS的功率下垂控制集成实现了BESS功率限幅、BESS满充状态时的零功率充电以及RES按需降功率运行。最后, 通过不同运行条件下的实时仿真验证了所提控制策略的正确性与可行性。结果表明,所提的控制策略不仅能保有无互联信号线自治有功功率协调控制的优点,而且还能使电池SOC处于安全运行范围的同时最大化RES的利用。另外,该方案独立于BESS和RES内环控制器的设计,无需更改其内环控制结构,可简单植入传统的BESS或者RES控制。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info. com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：微电网孤岛运行时,若供需存在较长时间的不平衡,传统的无互联信号线有功功率协调控制可能导致电池储能系统(BESS)荷电状态(SOC)超出安全运行范围。针对该问题,提出了一种考虑SOC的多BESS与可再生能源(RES)间的分布式有功功率协调控制策略。该方法通过基于瞬时功率的变斜率下垂控制、基于SOC的恒功率比例—积分(PI)下垂控制以及基于母线频率的功率下垂控制的集成来实现有功功率的无互联信号线自治协调控制。所提控制方法不仅可简单植入BESS和RES的控制系统中而无需修改其内环控制结构,而且能使SOC处于安全范围的同时最大化RES利用。实时仿真结果表明了所提策略的有效性。
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