电网电压稳定（精选十篇）
电网电压稳定 篇1
研究含有分布式电源的微电网接入主电网具有很强的现实意义。微电网是由分布式电源、储能装置、能量变换装置、负荷、保护装置集中而成的小型电力系统[1]。其中,分布式电源技术一般指以新能源与可再生能源为主的小型发电装置,就近布置在负荷附近的发电方式,发电容量为几十到几百千瓦的燃料电池、微型燃气轮机或者柴油发电、太阳能光伏发电技术、风力发电技术及迅速发展的超导储能技术等[2,3]。微电网有两种基本运行模式: 并网运行和孤岛运行。不管是并网运行或者是孤岛运行,都需要对各自子单元进行有效的质量控制,其输出电压的频率和幅值在一定范围内,电能质量到达标准[4]。微电网中的分布式电源通过电力电子设备接入配电系统,其主要设备为逆变器,其控制策略可分成PQ控制、V/f控制和下垂控制( Droop控制)[5]。对于输出功率随机的电源,一般采用PQ控制,可以达到最大的能源利用率。对于功率可以调节的电源,控制比较容易,可以实现V/f的控制,可用于保证微电网频率和电压的稳定性。在低压微电网系统中,传统Droop控制由于受到线路阻抗的影响,难可以实现有功功率和无功功率的分配[6],这会引起电压调节存在一些不协调的问题,主要表现为分布式电源输出电压幅值存在差异。文献[7]主要研究了通过控制器参数设计使得分布式电源之间输出阻抗呈分布式电源额定容量的反比,以实现有功功率和无功功率的分配,但是受到线路实际阻抗的影响,该方法难以精确实现。在微电网并网运行时,通过公共连接点和电网相连,电网电压幅值、频率的测量精度直接影响逆变器输出的交换功率。不管微电网线路呈阻性或者是感性,或者分散控制策略还是主从控制策略,都是利用控制功率的双向流动来达到稳定的电压[8]。因此,变换器需具备逆变( DC /AC) 与整流( AC /DC) 双重功能,可以称为双向变流器,是微电网系统中电压稳定的关键。
针对以上问题,根据运行不同系统的分布式电源,本研究提出一种适用于微电网的双向AC /DC变流器结构和控制策略。
1交直流混合微电网的结构
交直流混合微电网系统的结构如图1所示。图1中,主要包括交流母线、直流母线、双向AC /DC变流器、储能装置、交流负荷、直流负荷和分布式电源构成[9],包括风力发电、光伏发电、蓄电池、燃料电池、微型燃气轮机等。在微电网并网运行时,交流分布式电源和直流分布式电源都按照调度指令,双向AC /DC变流器对电网电压幅值的跟踪,可以通过储能装置对配电网络进行补充作用。孤岛运行时,双向AC /DC变流器配合调度指令,也可以通过双向AC /DC变流器的控制,使得功率实现双向流动。此时,微电网系统的稳定控制,维持微电网电压稳定在允许范围内。不管微电网处于何种运行方式,双向AC /DC变流器都对配电网络进行检测,也可以实现两种运行方式的平滑切换。
2双向 AC / DC 变流器的数学模型
在微电网系统中,根据功率的流向,双向AC /DC变流器可分成两种模式[10]: 整流模式( AC /DC) 和逆变模式( DC /AC) 。双向AC /DC变流器模型的结构框图如图2所示。
ea,eb,ec—交流侧三相电压; ia,ib,ic—三相线电流; vdc—直流侧电压; R,L—滤波电抗器的电阻和电感; iL—直流侧负荷电流; C—直流侧电容; RL—直流负荷; N—三相系统的中性点;N'—流侧电容的负极; P,Q—双向AC / DC变流器注入网络的有功功率和无功功率
2. 1 整流器( AC / DC) 数学模型
在图2中,假设三相交流电压对称,并忽略三相交流线路电阻和电感的不对称性,可以建立三相静止坐标系下的三相 电压型PWM整流器 ( VSR) 数学模型[11],如下式所示:
式中: Sa,b,c—二值开关函数,Sa,b,c= 1表示上桥臂开关导通,下桥臂开关关断,Sa,b,c= 0表示下桥臂开关导通,上桥臂开关关断。
交流电能经AC /DC变流器整流后,通过直流侧电容C接入直流母线。以交流侧电感电流ii与直流侧电压vdc为状态变量,可以表示为:
式中: ed,eq—电网电动势无量edq的d、q分量; vd,vq—三相VSR交流侧电压无量vdq的d、q分量; id,iq—三相VSR交流侧电流idq的d、q分量; Sd,Sq—dq坐标系中单极性二值逻辑开关函数。
2. 2 逆变器( DC / AC) 数学模型
当微电网并网运行时,双向AC /DC变流器的工作状态相当于逆变器,通过LC滤波器滤除高次谐波后,接入交流母线。双向AC /DC变流器在dq坐标系下的数学模型[12],可以表示为:
式中: vod、voq—vodq的d轴和q轴分量; iod,ioq—iodq的d轴和q轴分量; iLd,iLq—iLdq的d轴分量和q轴分量。
3微电网电压稳定控制策略
3. 1 传统下垂控制原理
下垂控制的原理是分布式电源在线路等效阻抗呈感性时,可以实现P-f和Q-V的解耦[13],分布式电源并网的等效线路如图3所示。
双向AC /DC变流器的输出功率如下式所示:
式中: Pi,Qi—双向AC /DC变流器i输出的有功功率和无功功率; Zi,φi—双向AC /DC变流器i和PCC点输出线路阻抗的幅值和相角; Vi,VL—双向AC /DC变流器输出电压与PCC点电压的幅值; θi L—双向AC /DC变流器i的输出电压相量和PCC点电压相量的相角差θi L= θi- θL。
从式( 4) 可以看出,当线路的阻抗确定之后,双向AC / DC变流器输出的功率与其输出电压的幅值和相角有关。因此,传统电力系统的调频采用一次调频的有差控制原理,可以通过双向AC /DC变流器的输出功率与输出电压的幅值、相角之间的Droop控制,使功率在双向AC /DC变流器之间分配。通常采用情况下,θi L较小,可以认为θi L≈00。不同的线路阻抗模型下,双向AC /DC变流器的 输出功率 表达式与 相应的Droop控制方程式如下文所示。当线路阻抗主要是感性,φi≈90°,Z≈j X时,有:
式中: mi P,ni Q—下垂系数; V*i,f*i—电压和频率参考值; P*i,Q*i—有功功率、无功功率参考值。当线路阻抗主要是阻性,φi≈00,Z≈R时,有:
从式( 5,6) 可以看出,根据线路参数特性,低压、高压的功率传输表达式有所不同,从而下垂控制的表达式也有所不同。
3. 2 微电网电压稳定的分析
微电网中的分布式电源通过电力电子设备接入配电系统,因此其响应速度很快,当系统受到一个很小扰动时,系统电压和频率可能在短时间发生较大的变化,严重影响系统的微电网电压稳定性[14]。
3. 2. 1 有功功率分配
当微电网系统稳态运行时,所有双向AC /DC变流器的工作和频率都一样,即f1= f2,也可以根据式( 5) ,只需在Droop控制中使所有双向AC /DC变流器输出的额定功率和参考频率相同。另外,下垂系数与其额定功率成反比,可以表示为:
双向AC /DC变流器输出的有功功率按其额定功率分配的目的,可以表示为:
如果有功功率在双向AC /DC变流器之间能够分配,可以表示为:
如果θ1L= θ2L,V1= V2,那么:
3. 2. 2 无功功率分配
从式( 5) 可以看出,在式( 11,12) 的前提下,要保证无功功率按照额定功率分配,使式( 13) 成立的条件为 e1= e2。
由于无功功率/电压( Q - V) 下垂曲线的斜率较小,电压之间很小的偏差就会导致很大的无功功率偏差。此时,很容易造成双向AC /DC变流器的过流。从式( 5) 可以看出,在式( 11,12) 成立的前提条件,双向AC / DC变流器之间的电压偏差可以表示为:
式( 5) 中的Q - V下垂方程式代入式( 5) 中的无功功率可以表示为:
将式( 15) 代入式( 14) ,有:
从式( 16) 可以看出,在式( 11) 和式( 12) 成立的前提条件,只有当式( 17) 成立时才能保证电压( V1) 和电压( V2) 都一样V1= V2,即f1= f2,实现无功功率在双向AC / DC变流器之间按额定容量进行分配。
根据以上分析,采用传统的Droop控制实现有功功率和无功功率分配的条件是以下两式同时满足:
从式( 18,19) 可以表明,同时满足下述条件: 1额定功率下的参考频率与参考电压设置相同; 2下垂系数和其容量成反比; 3线路的阻抗和双向AC /DC变流器的容量成反比; 4双向AC /DC变流器的输出电压幅值和相位相同,才能实现不同容量双向AC /DC变流器之间的有功功率和无功功率分配。为了解决上述问题( 微电网电压的稳定运行) ,本研究提出一种改进型P - f和Q - V的自适应下垂系数控制策略。
3. 2. 3 下垂控制改进
下垂特性如图4所示。
从式( 5) 可以看出,传统的Droop控制中的下垂系数不变化,当微电网和主电网断开时可能存在较大的功率缺额,微电源需要发出较大的有功功率或者无功功率,并且微电网频率和电压下降幅度将很大,这会引起运行不稳定的微电网。如果采用自适应下垂系数,工作曲线将动态变化可以解决频率和电压下降过快,减小微电网暂态冲击[15]。因此,自适应下垂系数应该保证系统的稳定性和灵敏度。根据以上分析,改进下垂系数控制可以表示为:
其中: kf= mi P- 1 + fi/ f*i,kv= ni Q- 1 + Vi/ V*i。当频率不变化时,fi= f*i,fi/ f*i= 1,kf= mi P,自适应下垂系数和传统下垂系数都一样,工作曲线不变化。当频率变小fi< f*i时,fi/ f*i< 1,kf= mi P- 1 + fi/ f*i< mi P,自适应下垂系数控制小于传统下垂系数控制,曲线斜率将变小,频率将会增大,最后在工作曲线1和工作曲线4之间达到动态平衡。当频率变大fi> f*i时,fi/ f*i>1,kf= mi P- 1 + fi/ f*i> mi P,自适应下垂系数控制大于传统下垂系数控制,曲线斜率将变大,频率将会减小,最后在工作曲线1和工作曲线3之间达到动态平衡。同理也适应于Q - V自适应下垂系数控制工作曲线。从式( 20) 可以看出,为了自适应下垂系数控制得到的参考信号可以直接作用于双向AC /DC变流器控制,但是由于双向AC/DC变流器的输出电压受负载不对称性或者负载非线性影响较大,于是在自适应下垂系数控制后增加电压控制,防止产生电压波动,可以得到电流内环控制器的参考为i*Ld、i*Lq[16]。由式( 20) 可得的P - f和Q - V的自适应下垂系数控制框图,如图5所示。
3. 3 双向 AC / DC 变流器的控制策略
双向AC /DC变流器的控制系统设计中,一般采用双闭环控制,即采用电压外环和电流内环的控制方法[17]。电压外环主要是维持中间交流侧vodq的稳定,电压外环控制一般采用PI控制器。电压控制的数学模型,可以表示为:
式中:—电感电流参考值的d轴和q轴分量;电压指令值; KPV,KIV—电压控制中PI控制的比例参数和积分参数。
电流内环主要是按照电压外环输出的电流指令进行电流控制,电流内环控制一般采用PI控制器,电流控制的数学模型,可以表示为:
式中: v*id,v*iq—逆变桥调制电压信号的d轴和q轴分量; iLd,iLq—iLdq的d轴分量和q轴分量; KPC,KIC—电流控制中PI控制的比例参数和积分参数。
另外,在图2中( 双向AC/DC变流器的拓扑结构) ,建立采用开关函数的VSR模型,本研究采用的控制策略在并网运行时分两种情况[18]: 当vL< vdc时,双向AC/DC变流器运行于整流模式( AC / DC) ,功率由主电网流向直流侧。当vL> vdc时,双向AC/DC变流器运行于逆变模式( DC/AC) ,功率由直流侧流向主电网。双向AC / DC变流器在旋转坐标系下控制策略如图6所示。
4系统仿真与结果分析
为了验证上述控制策略的正确性,本研究利用Matlab / Simulink搭建仿真模型,仿真模型如图7所示。系统的主电路参数: 电源线电压为Vg= 380 V; 电网频率为fg= 50 Hz; 电感为L1= L2= L3= L4= 0. 35 m H; 电阻为R1= R2= R3= R4= 0. 03Ω; 线路电阻为RL1=0. 23Ω,RL2= 0. 35Ω; RL3= 0. 23Ω; 线路电感为LL1=318μH,LL2= 1 487μH; LL3= 318μH; 负荷( 1 ) 的功率为P1= 15 k W,Q1= 12 kvar; 负荷 ( 2 ) 的功率为P2=20. 3 k W,Q2= 7. 6 kvar。控制器参数: 双向AC / DC变流器开关频率为3 k Hz; 电压外环为KPV= 0. 1、KIV=420; 电流内环为KPC= 15、KIC= 16×103; 下垂系数为kf= 1,kv= 10。微电网中的分布式电源包括DG1、DG2、DG3和DG4。
双向AC /DC变流器的仿真结果如图8所示。由图8可知,整流模式输出的直流电压为VDC= 650 V,逆变模式输出的交流电压为VAC= 380 V。
微电网输出的有功功率( PMG) 和无功功率( QMG)如图9所示。微电网有两种基本的运行方式包括孤岛运行和并网运行:
( 1) 微电网在0 ~ 0. 1 s孤岛运行。通过图9中的仿真结果可以得出,在t = 0. 02 s之前,微电网中的分布式电源还没有输出功率; 在t = 0. 02 s之后,微电网输出的有功功率分别为DG1 = 3 k W、DG2 = 10 k W、DG3 = 6. 5 k W、DG4 = 2 k W。微电网输出的无功功率分别为DG1 = 7. 5 kvar、DG2 = 9 kvar、DG3 = 5 kvar、DG4 = 4 kvar。频率响应如图10所示。包括微电网频率fMG和主电网频率fg。在0. 02 s ~ 0. 1 s之间,微电网输出的电压不稳定和电压相角( 包括微电网的电压相角θMG、主电网的电压相角θg) 如图11所示。根据IEEE1547标准[19],对于容量为( 0 ~500 k VA) 的分布式电源,进行并网时,允许频率偏差为±0. 3 Hz,允许电压偏差为±10% 和相角偏差为±20°。因此,在图10、图11中的仿真结果可以显示,频率和电压的偏差不超过IEEE1547标准所规定的允许极限,即符合该标准。
( 2) 微电网在0. 1 s ~ 0. 2 s并网运行,当负荷变化时或分布式电源输出功率的波动性,微电网输出的有功功率分别为DG1 = 22 k W、DG2 = 15 k W、DG3 =13 k W、DG4 = 8 k W。如图9所示,微电网输出的无功功率分别为DG1为负值、DG2 = 3 kvar、DG3 = 3 kvar、DG4 = 1 kvar。同时,微电网的电压和主电网的电压都为380 V( 电压稳定VMG= Vg= 380 V) ,微电网的频率和主电网的频 率都为50 Hz ( 频率稳定fMG= fg=50 Hz) ,微电网的电压相角和主电网的电压相角都为θMG= θg如图10、图11所示。因此,通过仿真结果可以得出,并网后,分布式电源输出功率的波动性时微电网电压仍保持平衡和稳定。
此外,孤岛至并网和并网至孤岛的模式切换图如图12所示。通过图12中的仿真结果可以得出,在孤岛模式下,三相电压有效值为365 V。在并网模式下,三相电压有效值为380 V。因此,在孤岛和并网模式下,双向AC /DC变流器微电网运行稳定,电能质量达到标准。
5结束语
本研究解决了以下问题: 分布式电源的微电网电压稳定采用改进下垂控制方法,通过双向AC /DC变流器的控制策略不仅提高了系统供电可靠性,而且保证了微电网各种运行方式的无缝切换; 在考虑到负荷变化和分布式电源出力的波动性的情况下,并入电网的微电网系统的频率和电压幅值一直保持稳定,频率偏差、电压偏差、相 角偏差都 在允许范 围内,符合IEEE1547标准。
电网电压稳定 篇2
一、绪论
随着我国可持续发展改革的不断深入，寻找新能源被提上了日程，在电力方面，风电能源成为了我国主要研究领域，通过近几年的发展，已经取得了很大的成就，在规模上也实现了突破，连续五年成倍增长。由于我国得天独厚的地理条件，到如今，我国的风电装机容量已经成为了世界第一。但由于风电的不稳定性导致风电时高时低，当风电较低时，风电场呈分散式接入电网中，控制较方便，一旦发生故障能及时停止运行，不会对电网稳定性带来较大影响；而当风电较高时，影响会越来越显著。为了使电网稳定性得到增强，就应提高风电开发技术，相关专家研究出了更为严密的风电并网技术，对风电场的能力要求也越来越高，例如低电压穿越能力（Low Voltage Ride-though简称LVRT）、输出稳定性、可控能力等。其中风电场低电压穿越能力是并网发电的基本能力，维持着并网发电的运行。
二、低电压穿越能力
低电压穿越能力是维持风电场在风电电压较低时能够并网运行的基本能力，即使电网出现故障，也能保持电力的输出，维持电网稳定，带故障排出后使电力输出功率在最短时间内达到正常水平。技术支持的情况下，风电场还可以具有无功支撑能力，为电网输出无功电流，加快电网恢复速度。风电场能够在电网电压低于20%时维持电网运行0.625秒，并且在此后3秒内网络电压低于正常水平90%的情况下维持并网运行。这就是其低电压穿越能力。
三、风电机组低电压穿越能力的实现
风电场类型的不同导致了实现低电压穿越能力的方法不同。目前，风电场主要有两种，异步电机为发电机的固定转速风电场和双馈变速风电场，在双馈变速风电场中，风电场电压为690伏特，经过变压器后，输出电压为110伏特或220伏特。
1.异步电机为发电机的固定转速风电场
（1）安装无功补偿器，使其在静态条件下对不同功率电网进行补偿输出；（2）安装同步补偿器，在静态条件下使风电场具备低电压穿越能力。
2.双馈变速风电场
（1）短路保护技术；（2）正确的控制方法；（3）加装新型拓扑结构，由于外界原因造成的电网电压急剧下降时，风电场能继续运转，利用其低电压穿越能力维持并网运行。
3.同步直驱式风电场
（1）减少风电场输出功率，保持电网的功率平衡；（2）加装保护电路。
四、电力系统模型分析
1.系统仿真模型
以我国某地区为例，如下图所示。
图中的每一个风电群都包含数量不等的风电场，这些风电厂内部都得到了定量的功率补偿。该模型的建立用到了我国电力研究院研发的软件，模型中用到了百分之四十的恒阻抗，百分之六十的感应电动机。在设计时，使该风电场输出功率为60%，设置的故障为站点4与电厂二之间电路（550k伏特）发生短路，在两种情况下进行研究，（1）所有风电场都具有低电压穿越能力；（2）所有风电场都没有低电压穿越能力。
2.故障分析
根据计算得出，当电路发生短路时，具有低电压穿越能力的风电场没有发生脱网；而没有低电压穿越能力的风电场则出现了变电站低电压的状况，部分风电场脱网，总量为570MW。
3.系统频率分析
对于没有低电压穿越能力的风电场，电网出现故障时会有部分机组停止运行，共计容量是570MW，而由于容量的缺损造成电网频率下降；而对于具有低电压穿越能力的风电场则不会出现机组停工的情况。此外，具有低电压穿越能力的风电场，电网出现故障10秒后频率即可恢复正常；而没有低电压穿越能力的风电场则恢复不到初始频率（会低0.02赫兹），这表明有低电压穿越能力的风电场能更好的维持电网稳定性。
4.常规机组特性
在该模型中，已知电厂三的初始功角为86.9度，当短路发生时，经过30秒恢复稳定，之后进行测量，具有低电压穿越能力的风电场功角为87.55度，相差0.65度；而没有低电压穿越能力的风电场功角为84.57度，相差﹣2.33度，由此看出，具有低電压穿越能力的风电场能够帮助电厂三尽快恢复至初始水平，而没有低电压穿越能力的风电场由于与初始值相差过大，已经形成了新的稳定状态。
五、结论
通过对该模型的计算分析，我们了解到了低电压穿越功能对电网中电网电压、输出频率和机组特性的影响，实验结果表明有低电压穿越能力的电网稳定性更强，风电场不仅能维持低电压下电网的运行，也有助于电网的恢复。正常运行时，具有低电压穿越能力的风电场起到的作用是积极的，并且会减轻电网故障造成的影响；而没有低电压穿越能力的风电场则很容易在电网发生故障时出现风机大规模脱网，造成功率缺失，影响电网正常带来不利影响。
电网电压稳定 篇3
模态分析是利用系统静态模型, 通过计算降阶雅克比矩阵最小模特征值以及母线参与因子, 确定电网关键负荷母线、关键线路和关键机组, 以及电网的相对薄弱区域, 它提供系统电压不稳定的相对量度和电压失稳机理的信息。
1.1 Q-V模态分析原理
线性化的静态系统功率—电压方程可以表示为
undefined
式中:ΔP为节点有功微增量变化;ΔQ为节点无功微增量变化;Δθ为节点电压角度微增量变化, ΔU为节点电压微增量变化JPθ, JPV, JQθ, JQV为潮流方程偏微分形成的雅可比矩阵的子阵。假设扰动过程中有功维持平衡, 即有功增量为零, 即ΔP=0, 则
ΔQ= (JQV-JQθJundefinedJPV) U=JRU (2)
JR=JQV-JQθJundefinedJPV为降价雅克比矩阵
如果令JR=MλNT, λ为JR的对角特征矩阵。M, N为JR的右、左特征向量形成的模态矩阵。
则Jundefined=Mλ-1NT其中M-1=NT
ΔU=JundefinedΔQ=Mλ-1NTΔQ (3)
即undefined
式中:Mi是雅可比矩阵JR的第i列右特征向量, Ni是雅可比矩阵JR的第i列左特征向量。如果无功变化量取特征向量变化方向则第i个模态电压变化为:
undefined
ΔQmi为模态无功变化量, ΔUmi为模态电压变化量。每一个特征值的大小决定了相应模态电压的脆弱程度, 提供接近电压不稳定的相对量度。特征值λi越小, 相应的模态电压越脆弱。
如果则第λi=0则第i个模态电压将崩溃, 即无功功率的任何扰动都将引起电压的无限变化。
如果雅可比矩阵JR的所有特征值都是正的, 则系统可以认为是电压稳定的。如果有一个特征值为负, 则可认为系统是电压不稳定的, 因为无功功率的增加, 母线电压增量则“反相”变化。当施加的无功功率增加, 母线电压幅值反而减小, 这与电压稳定条件相违背。如果特征值为零则意味着系统处于不稳定的边界, 特征值决定了系统临近电压不稳定的程度。特征值的幅值可以提供发生不稳定可能性的相对量度。但是因为问题的非线性, 特征值不能提供一个绝对的量度。
1.2 参与因子
undefined
即除了K节点无功注入变化为1, 其余节点无功注入变化全为零。
undefined
式中:MiK是U的第K个元素。在节点K的电压/无功灵敏度为:
undefined
PKi=NKiMiK, PKi为参与因子。
PKi表示了K节点处第i个特征值对电压—无功灵敏度的作用。PKi值越大, λi在确定K节点处电压—无功灵敏度的贡献越大。
通常有两种模式, 第一种是只有很少的母线有大的参与系数, 所有其他母线的参与系数接近于零, 表明该模式是非常局部型的。第二种是许多母线具有小的但参与程度相近的参与系数, 剩下的其他母线的参与系数接近于零, 表明该模式不是局部型的。如果—个单负荷母线经过一条长输电线路连到一个非常强的电网, 就出现一个典型的局部模式。当在一个大系统中有一个区域带满负荷, 并且该地区的主要无功功率供给已经用尽, 就会出现非局部型模式。
2 云南电网仿真计算
利用电力系统暂态安全定量分析软件FASTEST的电压模态分析, 对2015年南方电网数据进行仿真得到系统特征值及母线参与因子如下。
通过分析高参与因子母线所在地区和连接线路潮流可知, 陆良至曲靖I单回向曲靖I输送无功79.5MVar, 曲靖I至富源双回向富源输送无功23.2MVar, , 曲靖I至越州双回向越州输送无功4.8MVar, 曲靖I至曲靖II单回向曲靖II输送无功14.7MVar, 曲靖I至花山三回向花山输送无功53.4MVar, 曲靖I至三岔双回向三岔输送无功36.8MVar, 曲靖至曲靖I单回向曲靖I输送无功199.7MVar, 曲靖I电压为237.1kV, 陆良电压238.9kV。可见陆良至曲靖I线路潮流较重, 其中无功达到79.5MVar。
通过增加曲靖I就地无功补偿30MVar, 减小了陆良向曲靖I输送的无功和线损, 同时将陆良无功补偿从84.4MVar减小为44.4MVar后曲靖I电压变为232.5kV, 陆良电压为233.9kV, 电压较未采取措施前有所改善。同时增大了系统的最小特征值, 提升了系统整体特征值水平, 提高了系统电压稳定性。
可看到母线参与因子的分布较原来发生了转移, 主要分布于东川、镇雄、北铺等地区。
3 结束语
模态分析的最小特征值表明了系统电压稳定的程度, 与最小特征值对应的母线参与因子分布表明了此模式下电压的相对薄弱区域, 通过仿真也可看到在对电压薄弱地区采取补偿措施后, 系统最小特征值得到了提高, 整个系统电压稳定程度得到了加强, 同时最小特征值对应的高参与因子母线也发生了转移。
通过分析系统最小模特征值, 可以估计系统的稳定程度, 对最小模特征值对应的母线参与因子分析, 可以指导我们对相应电压稳定薄弱地区采取提高稳定的措施, 同时由于电网复杂结构和高度非线性等不确定因素, 还不能准确表示电网中各个元件对最小特征值的影响程度和方式, 这也是今后研究的方向。
参考文献
[1]韩祯祥.电力系统稳定[M].北京:中国电力出版社, 1995年5月.
[2]周双喜.电力系统电压稳定性及其控制[M].北京:中国电力出版社, 2004年1月.
地区电网的无功平衡和电压控制 篇4
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
黑龙江北部电网电压稳定性分析 篇5
黑龙江电网地处东北电网的最北部, 通过四回500k V线路与吉林电网相连, 通过500k V伊冯甲、乙线与蒙东电网相连, 通过中俄500k V阿黑线和黑河换流站与俄罗斯电网互联。黑龙江电网按地理位置和运行特点分为东部电网、中部电网、西部电网和北部电网。东部电网是黑龙江省主要的电源基地, 火电、风电装机容量均较大, 电力盈余较多, 是典型电力外送型电网。中部电网、西部电网是黑龙江电网的负荷中心, 北部电网是国家电网公司对俄购电的主要输电通道。
近几年, 随着黑龙江加大电网建设投入, 电网结构不断完善, 供电能力逐年提高。但由于历史原因, 北部地区电网结构相对薄弱, 地区电源负荷发展不均衡, 近年随着负荷、风电装机容量的提高, 给电网运行带来一定安全风险。
2 北部电网运行风险
2.1 北部电网电压稳定问题。北部电网包括黑河和大兴安岭两个地区电网, 为1400 多公里的单回环网供电结构, 网架结构薄弱, 环内各变电站负荷较轻, 且负荷分布不均衡, 系统电压对负荷变化较为敏感, 在夏秋季大负荷时期, 环网内各站运行电压偏低, 且波动较大, 电压稳定问题突出。电网内黑河换流站与俄罗斯电网相连, 因换流站直流输送潮流峰谷差较大, 直流系统滤波电容器需配合投停, 由此带来的站内500k V母线电压波动对黑河及大兴安岭地区220k V变电站母线电压影响很大, 经常导致这两个地区变电站母线电压波动超过5%限值;在直流单极或双极闭锁等故障时, 会造成220k V系统功率出现大幅波动, 对北部网电压产生较大影响。
目前北部电网仅通过500k V黑河换流站、220k V北安变、220k V拉东变三个电源节点与绥化地区、齐齐哈尔地区相联系。若上述三个电源节点中任一个失去, 原有供电潮流将由剩余两个节点转送, 因环网内电源缺乏, 缺少电压支撑, 受长距离输电潮流重载影响, 易出现线路过载和电压崩溃事故。由于北部电网负荷分布不均衡, 环内部分线路故障跳闸, 易形成超长单回线路且末端带大负荷供电的情况, 使沿线各变电站电压严重下降, 造成系统电压崩溃事故, 严重威胁电网安全运行。
2.2 风电运行对北部电网的影响。到2015 年末, 黑龙江省风电装机容量已达5226MW, 风电的大规模接入使电网运行控制更加复杂, 增大了电网安全运行的潜在风险, 对电网安全稳定运行、调压、调频均产生较大影响。a.对系统电压的影响。北部电网有三座风电场, 其中爱华风电场、曙光风电场总装机容量148.5MW, 均接入克山变;大黑山风电场装机容量99MW, 接入多宝山变。由于风电出力的不确定性, 在风电大发期间, 电网输送潮流变化较大, 因长距离轻负荷环网结构, 会造成环网内电压大幅波动, 需要及时调整各节点无功补偿设备, 保证电网安全稳定运行。b.低谷时段的调压问题。因北部电网线路长, 夜间轻负荷时段线路充电无功功率大, 造成系统电压偏高, 需要各种无功补偿设备配合调压。对风电场而言, 因SVC、SVG装置配备较为齐全, 理应在系统电压调整中发挥较大作用, 但由于风电场无功功率电费计费方法不合理, 造成风电场参与电网调压积极性不高, 影响了地区调压效果。c.风电出力的快速变化影响系统频率调整。随着风电装机容量在电网中占比的快速增加, 风电出力变化率随着风电装机容量增加有逐年增大的趋势, 但参与电网调频的电源比例却在下降, 当风电出力突变而调整不及时将造成系统频率越限;同时风电出力的波动增加了常规电源调整频次, 不利于系统频率的稳定。
3 降低电网运行风险的措施
3.1 提高北部电网电压稳定性。北部电网网架结构不合理、网内缺乏电压支撑节点是电压稳定问题的主要原因, 随着黑河、大兴安岭地区负荷增长, 在电网正常运行方式下, 电压偏低且波动较大, 需要尽快采取措施保障电网稳定运行。a.加强安控装置运行管理。现北部电网部分变电站装设有稳控装置和低压减负荷装置, 在电网事故后低压时, 执行切负荷和切电抗器的措施。调度部门每年应根据环网内电源、负荷变化情况进行电网稳定计算分析, 及时变更装置策略定值。b.运行人员应根据电压和负荷情况及时投切变电站无功补偿电抗器、电容器, 环网内相关变电站SVC装置必须投入使用, 有条件的变电站, 可随地区负荷增长开展SVC装置增容改造工作。c.将地调直调机组纳入运行方式管理。北部电网电源缺乏, 地调直调机组运行方式变化对220k V电网稳定水平影响较大, 应加强机组运行管理, 机组的停备、检修应汇报省调同意后进行。d.加快黑河换流站至多宝山变220k V线路建设, 黑河换流站应新增一台500k V主变压器, 以增强环网内部供电能力。开展北安地区500k V变电站规划建设, 调整地区电网供电结构。e.与网调、地调及时沟通, 根据环网负荷情况合理安排输电通道线路停电检修时间。线路、主变检修作业尽量安排在供热末期进行, 以提高检修方式下的电压稳定水平。
3.2 提高北部电网接纳风电的措施。黑龙江作为风资源富裕省份, 消纳风电是电网面临的重要任务, 需要通过加强网架建设、运用新技术、提升运行管理水平等多项措施提高风电消纳能力[1], 主要方法如下:a.应在新投产风电场并网前开展风电送出能力分析, 重新调整风电并网地区电网安全稳定控制方案, 落实风电送出相关安稳控制措施。b.风电场加装静止无功补偿装置, 减少风电机组功率波动对电网电压的影响, 提高系统电压稳定性。建议电力营销部门调整风电场无功功率电费计费方法, 增强风电场参与电网电压调整的积极性。c.加大电网投资力度, 加强风电送出断面电网规划建设, 提升电网风电外送能力。加快省内荒沟抽水蓄能电站的建设, 优化电网电源结构, 提高电网调峰能力, 扩展风电接纳空间。d.推动风电场有功自动控制系统建设, 确保所有直调风电场完成接入工作;大型火电机组一次调频装置应投入运行, 加强一次调频考核力度。e.不断提升风电预测精度, 扩大风电预测周期, 深化风电中长期预测, 更好地指导常规机组方式安排。f.加大对火电机组低谷调峰的考核力度, 完善电厂低谷深度调峰辅助服务的补偿措施。发挥跨区联网优势, 实施风电低谷外送;尝试风电就地消纳措施。
4 结论
黑龙江电网建设长期滞后于负荷和电源增长, 部分地区供电能力较弱, 随着国家节能减排和新能源政策的推进, 风电机组大量投运, 电网运行风险日益加大, 北部电网运行面临的问题尤为突出。目前依靠安全自动装置和加强运行管理实现电网稳定运行的做法, 不能从根本上解决电网运行面临的诸多问题, 只有通过加强一次系统网架建设, 合理规划各类电源与负荷接入, 加强电网科技投入, 才能保证电网持续健康发展。
参考文献
电网电压稳定 篇6
1 AVC系统模型
渭南电网AVC系统的模型建立主要是在蛛网模型数据的基础上进行, 构成了750k V以及330k V的电压等级的渭南电网主网。在这个主网架当中, 其330k V变电站以及发电常都没有作等值, 所以还有包含各个发电机当中的极端电压节点。负荷裕度作为电网静态电压的稳定程度当中对常用指标的一个反映, 代表系统以现阶段的运行状态至静态电压稳定极限点中增加的最大负荷。
在这个电网负荷的增长当中, AVC系统会因此产生一定的调控动作, 以此使负荷裕度中计算的结果有一定的影响。因为三级的电压每一个小时控制一次动作, 时间的间隔比较长, 所以可以假设在进行负荷裕度的计算时其负荷增长过程当中电压所设定的数值不会改变, 这基本就是对AVC系统的调控对渭南电网静态电压当中稳定性的影响进行了一次评估。因此, AVC系统调控对渭南电网静态电压稳定性的影响基本是体现在调控二级电压的控制作用。
2 实例分析
本文将针对渭南电网主网某一天的数据, 对电网静态电压的稳定其AVC系统调控的影响进行评估。先对上午11.25的实时方式数据进行分析, 在该数据当中有750个节点, 760条线路, 400个变压器, 其总负荷是55216.8MW。
依照各个节点电压无功控制当中的耦合程度, 应用该种方式将渭南电网分成25个区域。其程序是应用的Java语言所实现的, 含有AVC的CPF对PV曲线进行追踪, 其预算的时间是42s, 对在线评估中的需要可以很好的满足。
在2个分区, 含有AVC的的PV曲线以及未含有AVC的PV曲线进行对比可以放线, 其中有一个分区中发生的区域无功越限, 而第2个分区当中的发电机无功不越线。从中可以很好的看出来:
1) AVC系统调控能有效的将电网当中的静态电压稳定裕度提高, 其中含有AVC的负荷裕度是0.124, 而未含有AVC的负荷裕度是0.103.这是因为AVC系统是应用的电压分区控制方式, 能将电网分成很多个耦合性比较弱的地区, 在调控作用上也尽量能对各个分区域无功的平衡性得以实现, 在一定程度上使因为无功远距离的传送而导致的较大电压降落现象可以减少, 以此对静态电压的稳定性有效的提高。
2) 针对PV曲线当中含有AVC, 在其区域的无功越限之前, 随着负荷不断的增长, 先导节点当中的电压会因此保持一个恒定的状态;而在区域无功越限之后, 随着负荷的持续增长, 其先导节点才会因此下降。
3) 在区域无功越限以前, 随着负荷不断增长, 在PV曲线当中含有AVC的曲线会比不含AVC的曲线其负荷节点中的电压相对下降的慢一点, 这也是因为先导节点当中的电压一直有保持一个恒定状态, 所以先导节点以及负荷节点当中的距离也会因此变小, 其电压才会下降的比较慢一点。
4) 在PV曲线含有AVC的曲线当中, 在其区域无功越限以前, 发电机当中的节点电压会因负荷的增长而相应的增大, 因为先导节点中的电压是保持平衡状态, 但是先导节点以及发电机机电当中的电压耗损就是因为负荷不断的增长而持续的增大的原因。
5) 在PV曲线含有AVC的曲线当中, 如果某个区域当中有出现无功越限, 那么这个区域当中的发电机节点、符合节点以及先导节点的电压就会因为负荷的增长相对很快的下降, 严重的也许比PV曲线中未含AVC的曲线下降速度还要快, 如图1, 因为在这个区域当中全部的发电机都出现同时越限的情况, 因此在其电网的运行当中就必须要对区域当中无功协调的因子变化进行密切的关注, 在其必要的时候需要应用适当的预防方法来对电压的大幅度下降进行有效的防止。
从表1所显示的10:30~11:30时段内各实时方式数据的符合裕度计算结果中, 可看出在含有ACV的连续潮流程序当中有非常好的鲁棒性, 对在线评估渭南电网的运行状态中静态电压稳定裕度的需求予以满足, 而且还能非常好的说明其AVC系统当中的调控在很大程度上对将电网当中静态的电压稳定裕度有效的提高, 促进渭南电网的稳定运行。
3 结束语
综上所述, 可以总结为以下两点, 第一点, 根据对渭南电网的实时方式数据进行分析可看出, 本文当中将连续潮流程序当中加入AVC后有很强的鲁棒性, 对渭南电网现阶段的静态电压稳定裕度的运行状态需求能很好的满足。第二点, 针对在PV曲线中含有AVC调控作用的曲线, 在其区域的无功越限之前, 随着符合的不断增加其先导节点当中的电压也会因此保持稳定的状态, 而随着负荷的增长, 发电机节点电压会因此而增大, 与未含有AVC等PV曲线特征有非常明显的不同。
摘要：随着社会经济的不断发展, 我国电力行业的发展也越来越快, 现阶段国内外很多地方都应用了自动电压控制系统。而此系统的合理应用在一定程度上能使渭南的电网静态电压有效稳定下来。本文将先对AVC系统进行分析, 再以实例的方式来探讨自动电压控制系统对渭南电网静态电压稳定性的影响分析。
关键词：二级电压控制,自动电压控制,负荷裕度,影响,稳定性
参考文献
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[2]林舜江, 刘明波, 徐达, 杨银国, 温柏坚, 杨柳青, 袁康龙, 欧阳逸风, 李婷.广东电网电压调控安全评估系统的开发和在线应用[J].电网技术, 2013.
[3]张明晔, 郭庆来, 孙宏斌, 童建中, 张伯明, 吴文传, 王彬.应用于北美电网的自动电压控制系统设计与实现[J].电网技术, 2013.
电网电压稳定 篇7
近年来传统化石能源日趋枯竭, 世界各国大力发展可再生能源。微电网是将分布式能源、负荷、储能装置及能量变换装置等集成而形成的一个可控单元, 是微型化、模块化发电装置与低压分布式电网结合的产物, 其在提高可再生能源利用率、缓解能源需求与环境保护之间的矛盾、提高供电的安全性和可靠性等方面具有重要的意义。它作为一个独立的整体, 既可以并网运行, 也可以孤岛运行。从结构上分类, 微电网可以分为交流微电网和直流微电网。交流微电网可以利用现有的交流系统结构, 但并网时与大电网的同频同相控制实现起来比较复杂, 稳定性问题也比较复杂[1,2]。由于大多数可再生能源 (如光伏、燃料电池) 和储能装置都是直流的, 现代化的电子负载如计算机、数据中心、通信设备等都是利用直流供电, 大多数电机驱动也需要直流供电 (变频电机用直流供电可以省掉整流电路) , 而且由于没有集肤效应, 直流电缆比交流电缆的传输容量更大, 因此从效率、体积和成本上而言, 直流微电网结构都要优于交流微电网结构。但是, 直流微电网也存在自身的稳定性问题, 尤其是当直流微电网中存在大功率的恒功率负荷 (CPL) 时, 可能会引起直流母线的不稳定[3,4,5,6,7,8,9]。
现有的一些文献对直流微电网母线电压不稳定机理做了分析, 并提出了一些提高稳定性的措施[10,11,12,13,14,15,16], 其中文献[11]中提出在源侧变换器与恒功率负荷之间增加无源阻尼装置来提高系统的稳定性, 但这种方法会增大系统的体积和损耗;因此文献[9]中提出把直流微电网看成一个整体, 通过与交流大电网的接口变换器的控制器增加有源阻尼信号来改变变换器的等效阻抗, 这种方法不需要改变原有系统结构, 通过选取合适的控制器参数就可以极大改善系统的稳定性, 但是没有考虑当直流微电网孤岛运行时, 并网变换器不参加运行, 系统的稳定控制问题;文献[12]针对于带恒功率负荷的DC/DC变换器, 通过在输出电压的控制环中引入电感电流反馈来实现有源阻尼, 可以有效抑制恒功率负荷引起的不稳定问题, 但只研究了单源单负荷的级联系统。本文兼顾直流微电网并网和孤岛稳定运行需求, 以储能装置接入变换器为控制对象来研究提高直流微电网母线电压稳定性的措施。
1 带恒功率负荷的Buck变换器的控制策略
1.1 带恒功率负荷的级联系统
典型的直流微电网结构如图1所示, 其中包含了大量的电力电子变换装置。当负荷侧变换器与负荷一起工作于恒功率工况时, 与源侧变换器级联就会引起不稳定问题。在图1所示的典型直流微电网中, 通常含有多个分布式电源和多个恒功率负荷 (一个典型的直流微电网大概含有75%~80%的恒功率负荷, 20%~25%的阻性负荷[10], 阻性负荷可以提供正阻尼) 。
图1中直流微电网直流母线电压的稳定是微电网正常运行的关键。直流微电网的电压稳定可以定义为:当系统受到干扰时, 将直流母线电压保持在一定范围内 (电压波动不超过额定值的±5%) 的能力[17]。分布式能源通常需要经过变换器接入直流微电网, 而负载通常也需要变换器来实施控制, 以最常用的直流分布式能源经过Buck变换器接入直流母线为例, 负荷包括阻性负荷和恒功率负荷, 作为一个简化的直流系统来研究系统的稳定性, 如图2所示。图中, RL为等效线路电阻, L为滤波电感, C为稳压电容, R1代表阻性负荷, E为分布式能源的电压, iL为电感电流, uC为电容电压, 工作于恒功率工况下的负荷及负荷侧变换器一起以电流源iCPL来表征, iCPL=PL/uC, PL为恒功率负荷的功率。
图2所示电路的状态空间平均模型为:
其中, d (t) 为开关管的占空比函数;ε为一个比较小的正数。由于恒功率负荷的存在, 这是一个典型的非线性系统。d (t) =D时, 由式 (2) 计算出系统的平衡点 (IL, Udc) :
求解上式方程组可得:
即为式 (1) 非线性系统的平衡点。
如果进行开环控制, 即, 设其平衡点为 (IL, Udc) , 令, 系统在平衡点的小信号模型为:
对上式在平衡点进行线性化, 得:
结合图2和式 (4) 可以看出, 恒功率负荷可以看作阻值为-U2dc/PL的负电阻。令R=R1∥ (-U2dc/PL) , 根据式 (4) 可画出系统模型方框图如图3所示。
可以得到电容电压与占空比的传递函数为:
根据李雅普诺夫稳定理论可知, 非线性系统在平衡点稳定的条件是所有特征根的实部为负。等价为a1>0, a2>0, 整理为:
恒功率负荷的大小满足上面的不等式, 系统在平衡点是稳定的, 因为RL为线路电阻, 比较小, L和C通常为一个数量级, 一般满足式 (6) 中第一个不等式, 第二个不等式也会成立。由第一个不等式可以看出:系统带恒功率负荷保持稳定的能力与RL、L、C以及阻性负荷的大小R1有关系。L的选取通常取决于电流、开关频率的大小, C的选取通常取决于输出直流电压的大小及电压波动的要求。增大RL、减小R1都可以提高系统带恒功率负荷的能力。
如果不计RL的影响, 则系统平衡点稳定的充要条件为PL<U2dc/R1, 即恒功率负荷要小于恒电阻负荷。也即如果系统只有恒功率负荷, 开环运行必定是不稳定的。提高系统稳定性可以通过串联线路阻抗、增大电容C、安装储能装置等硬件措施实现;也可以采用控制手段来实现, 比如有源阻尼法 (虚拟电阻) 、边界控制器、反馈精确线性化控制等。
1.2 采用PI控制器的稳定性分析
如果采用传统的PI控制器, 控制策略为:
其中, kp、ki分别为比例、积分系数;Udcref为直流侧参考电压。
则有:
闭环控制框图如图4所示。
闭环传递函数为:
利用劳思判据可得到系统的稳定条件为:
与开环控制稳定的条件PL<U2dc/R1相比, 采用传统PI控制后, 系统稳定的条件不仅受制于恒电阻负荷, 而且还与PI参数有关, 由于CEki/ (1+kpE) >0, 因此采用PI控制, 系统的稳定条件更加苛刻, 所以采用传统的PI控制不能提高式 (1) 所描述系统的稳定性。
假设E=400 V, R1=∞, L=39.5 m H, C=501μF, PL=2 000 W, Udc=200 V, kp=0.1, ki=0.01。建立图2的MATLAB/Simulink仿真模型, 仿真波形如图5所示, 电感电流和电容电压发生振荡, 而不是稳定在平衡点 (200, 5) 上。
PI控制器参数kp和ki变化的根轨迹如图6所示, 闭环系统有1个负实根、2个正实部复根。随着kp的增大, 2个复根实部变小但不会为负;随着ki的增大, 2个复根的实部由零变大。所以从根轨迹的变化趋势上也可以看出, 采用PI控制器系统在平衡点是不会稳定的。
1.3 采用PID控制器系统的稳定性分析
采用PID控制器, 传递函数为:
其中, kd为高通滤波器的增益。
对应于图4所示系统的闭环传递函数为:
不计及RL的影响, 系统在平衡点稳定的条件是:
即使没有电阻负荷, 即R1=∞, 只有恒功率负荷, 也可以通过选取合适的kd值, 使系统工作于稳定状态, 值得注意的是, 虽然ki会降低系统带恒功率负荷的能力, 但积分环节的存在有助于消除系统静态跟踪误差。
其他仿真参数与1.2节相同, 增加微分环节kd=0.1, 仿真波形如图7所示。电感电流和电容电压都稳定在平衡点上。
kp=0.1、ki=0.01、kd变化时的闭环系统根轨迹如图8所示。随着kd的增大, 一对复根的实部由正变负, 负实根也越来越小;但kd大于一定的值后, 复根的实部会越来越大, 系统的稳定性降低。
2 采用新型控制器系统的稳定性分析
PID控制器中的微分环节虽然可以提高带恒功率负荷的级联系统的稳定性, 但会放大噪声, 而电力电子变换器中会产生很多高次谐波, 所以很少采用微分环节, 对微分环节进行改进, 采用高通滤波器来代替, 控制器的传递函数为:
其中, ωc为高通滤波器的截止频率。
这里可以采用低通滤波器来实现高通滤波器, 控制器的传递函数写为:
系统的闭环传递函数为:
kp=0.1、ki=0.01、kd=0.1、ωc变化时的根轨迹如图9所示。系统有1对离原点比较近的复根和1对离原点比较远的复根 (随着ωc的增大变成2个负实根) , 当ωc大于一定的值时, 原点附近的复根的实部会变正, 系统不稳定。
ωc=1 000 rad/s、kd变化时的根轨迹如图10所示, 图 (b) 为图 (a) 原点附近的放大图, 离原点比较远的2个根随着kd的变化停留在左平面;原点附近的2个根随着kd的增大由右半平面到达左半平面, 但当增大到一定值时, 又会从左半平面返回到右半平面。
3 直流微电网的母线电压稳定控制策略
以图11所示的两分布式能源、两恒功率负荷组成的直流微电网为例, 需要有变换器工作于恒压控制来稳定直流母线电压。假定源侧变换器1采用本文提出的新型控制器, 工作于电压控制模式, 用来稳定直流母线电压;源侧变换器2工作于恒功率或恒电流输出。
对于源侧变换器1, 有:
其中, 直流母线电流可以看作是对源侧变换器1的干扰信号, 对应的系统框图如图12所示。
iσ与母线电压稳态误差e=Udcref-uC1的传递函数为:
其为Ⅱ型系统, 因此对于形如冲激、阶跃以及斜坡的iσ (t) 信号的稳态误差都是零, 即恒功率负荷和源侧变换器2输出电流的变化不会影响直流母线电压的跟踪控制精度。
源侧变换器2采用电流控制模式, 维持输出电流为恒定, 直流母线电压不变时, 也等效为恒功率控制, 控制框图如图13所示。
直流母线电流iσ与源侧变换器2输出电流的跟踪误差e2 (s) 的传递函数为:
其为Ⅰ型系统, 对于形如冲激和阶跃的iσ (t) 信号的稳态误差为零。即源侧变换器1和CPL1引起的iσ的变化不会影响源侧变换器2输出电流 (功率) 的跟踪控制精度。
4 仿真分析
利用仿真软件MATLAB/Simulink建立图13所示的仿真模型, 仿真参数如下:E1=400 V, E2=400 V, CPL1功率PL1=3 000 W, CPL2功率PL2=2 500 W, Rline=0.1Ω, L1=3 m H, L2=3 m H, C1=1 000μF, C2=1 000μF。
源侧变换器1采用本文提出的新型控制器来控制直流母线电压为200 V, 其中kp=0.01, ki=0.1, kd=0.1, ωc=4 000 rad/s, 开关频率fs=25 k Hz。
源侧变换器2采用PI控制输出电流为10 A, 其中kp=0.01, ki=0.3, fs=25 k Hz。
图14为源侧变换器1采用PI控制器时的仿真波形。由仿真波形可以看出, 带恒功率负荷时, 源侧变换器1采用PI控制器控制输出电压, 系统发生振荡现象。
图15为源侧变换器1新型控制器控制电容电压为200 V、源侧变换器2采用PI控制器控制输出电流为10 A时的仿真波形, 由于CPL2功率为2500 W, 而源侧变换器2的输出电流为10 A, 源侧变换器1除了给CPL1供电, 还需通过直流母线给CPL2供电, 由仿真波形图可以看出, 源侧变换器1的电容电压uC1稳定在200 V, 源侧变换器2电感电流iL2平均值稳定在10 A, 考虑线路电阻Rline的影响, uC2略小于uC1。
图16为CPL1功率在0.15 s时由1 000 W变为3 000 W的电感电流和电容电压波形, 由于CPL1突加负载, 电容电压会有3 V的暂时的跌落, 但在0.01 s内恢复设定值200 V, 表明本文提出的新型控制器有很好的动态特性。
图17为CPL2功率在0.15 s时由1 500 W变为3 000 W的电感电流以及电容电压波形, 源侧变换器2保持10 A (2 000 W) 输出不变, CPL2在0.15 s突加负载由1500W变为3000W, 为了保持功率平衡, 需要源侧变换器1增加输出功率, 因此耦合电流由+2.5 A突变到-5 A, 正负代表直流母线电流iσ的方向不同, 直流母线电压有约0.01 s的2 V的跌落, 因此对于突变的iσ, 源侧变换器1的恒电压控制和源侧变换器2的恒电流控制都能保持良好的跟踪效果。
图11中的分布式能源2以交流大电网 (三相交流电压源) 来代替, 源侧变换器2以三相全桥可控整流电路 (并网变流器) 来代替, 对并网/孤岛切换运行进行仿真分析, 源侧变换器1采用本文的新型控制策略, 源侧变换器2采用恒功率控制策略, 额定功率为2 000 W, CPL1功率为2 000 W, CPL2功率为3 000 W, 在0.1 s时实现并网运行, 在1 s时实现孤岛运行, 仿真波形如图18—20所示, 其中图18为并网变流器A相电压和电流波形, 在0.1 s前, 并网变流器没有工作, 电流为零, 0.1 s时实现并网运行, 电流幅值稳定在20 A, 电流波形畸变率为3.2%, 1 s时实现孤岛运行, 电流为零。
图19为源侧变换器1输出电流、并网变流器输出电流以及母线电流。在0.1 s前, 并网变流器输出电流为0, 由源侧变换器1 (斩波器) 承担2个恒功率负荷的供电, 输出电流为25 A, 因此有15 A的电流流过直流母线给CPL2 (3 000 W) 供电;0.1 s时实现并网, 经过约0.12 s的暂态过程, 变流器输出电流平均值稳定在10 A, 源侧变换器1的输出电流平均值为15 A, 流过直流母线的电流平均值为5 A;1 s后孤岛运行, 并网变流器输出电流为0, 源侧变换器1的输出电流变为25 A, 流过直流母线的电流为15 A。
图20是直流母线电压的仿真波形, 在0.1 s并网时有一个约1.5 V的尖峰, 在1 s孤岛运行时, 有一下向下的约5 V尖峰, 但很快稳定在200 V的设定值上。
图18—20表明, 系统在并网运行和孤岛运行切换时, 均能保持稳定并有良好的动态特性。
5 结论
直流微电网中含有大量的恒功率负荷, 与源侧变换器级联容易引起直流母线电压振荡, 给直流微电网的安全稳定运行带来隐患, 本文通过建立带恒功率负荷变换器的小信号模型, 推导了占空比与电容电压的传递函数, 给出了开环系统稳定运行的条件。通过理论分析得出, 对于实现直压控制的闭环系统采用传统的PI控制器不能稳定运行;PID控制器可以实现系统的稳定运行, 但会放大噪声, 基于此, 本文通过把PI控制器和高通滤波器相结合提出了一种新型控制策略, 通过绘制控制器各参数变化的根轨迹图得出了满足系统稳定运行的各参数的取值范围, 为直流微电网母线电压控制提供理论依据。以两源两负荷的直流微电网为例, 建立了MATLAB/Simulink仿真模型, 仿真结果表明孤岛和并网运行下采用本文提出的新型控制策略均可以保证系统稳定运行, 而且有良好的跟踪精度和动态响应。
电网电压稳定 篇8
随着电力系统联网容量的增大和输电电压的提高, 输电功率的变化和高压线路的投切都将引起很大的无功功率变化, 系统对无功功率、电压的调节和控制能力的要求越来越高。
2009年云南电网将建成楚雄换流站、云广±800kV直流输电单极将投产、小湾电站首台机组将投产, 厂口～曲靖、和平～草铺、草铺～宝峰将由单回建成双回线路。2010年云南电网将建成500kV昭通变、500kV宣威变 (或开关站) 、云广±800kV直流输电双极将投产、金安桥水电站首台机组将投产。2011年小湾电站、金安桥电站全部机组将投产。云南电网在2009年将建成世界上第一条±800kV直流输电工程, 其双极额定输送功率为5000MW, 额定电流为3125A。直流系统的换流设备在换流过程中需要消耗大量的无功功率, 一般情况下, 整流侧所需无功约为所传输直流功率的30%～50%, 逆变侧则为40%～60%, 这给电力系统带来了不利的负荷特性。由于电压失稳往往因系统无功不足引起, ±800kV直流输电工程建成之后将可能形成一个交直流混合输电的系统, 其电压稳定性将比单纯的交流互联或直流互联更复杂, 随着云广±800kV直流输电工程的建设, 本文对2009年和2010年云南电网静态电压稳定的情况进行探讨。
2 云南电网电压无功现状分析
云南电网在近几年的运行控制中出现的电压无功问题主要有以下两个方面:
1) 大负荷方式下, 部分地区容性无功补偿配置不足, 造成部分500kV变电站无功下注较大。
2) 小负荷方式下, 部分地区感性无功补偿配置不足, 220kV及110kV系统电压偏上限运行, 同时向主网倒送无功。
3 静态电压稳定计算与分析
3.1 静态电压稳定性分析
静态电压稳定分析方法主要通过计算系统的各种电压稳定安全指标评价系统的电压稳定水平;通过模态分析方法或其它灵敏度分析方法识别对于电压稳定较为敏感的弱负荷母线和相对弱区域。静态电压稳定分析方法能够预测复杂系统中影响电压稳定安全的潜在电压崩溃事故。
3.2 静态电压稳定裕度分析
稳定裕度指标包括单负荷母线有功裕度指标和区域功率储备系数指标。
3.2.1 2009年云广直流单极闭锁静态电压稳定裕度分析。
以丰大方式为基础方式, 研究云广直流单极闭锁后的静态电压稳定情况。
从单负荷母线有功裕度扫描结果来看, 云广直流单极闭锁后, 当负荷按照恒定功率因数增长时, 云南电网负荷母线的有功储备系数有所降低, 但仍然都在30%以上。
从区域功率储备系数扫描结果来看, 云广直流单极闭锁故障后, 有两个区域的功率储备系数低于10%, 其中昆明网区为6.5%, 曲靖网区为9.6。此外, 还有三个区域的功率储备系数有明显下降, 其中红河网区从28.7%下降到11.1%, 玉溪网区从25%下降到13.5%, 文山网区从61.9%下降到30.8%。上述几个网区都处于云电外送交流通道上, 这说明:直流单极闭锁将导致约2500MW的功率由云广直流改为从交流通道送往广东, 从而使得交流送出通道经过的网区功率储备系数明显降低, 因此在该运行方式下需要密切注意关注相应网区的静态电压稳定水平。
3.2.2 2010年云广直流单极闭锁静态电压稳定裕度分析
以丰大方式为基础方式, 研究云广直流单极闭锁后的静态电压稳定情况。
从单负荷母线有功裕度扫描结果来看, 云广直流单极闭锁后, 当负荷按照恒定功率因数增长时, 云南电网负荷母线的有功储备系数有所降低, 但仍然都在30%以上。
从区域功率储备系数扫描结果来看, 云广直流单极闭锁故障后, 昆明网区的功率储备系数为7.5%, 低于10%。此外, 还有四个区域的功率储备系数有明显下降, 其中玉溪网区从19.7%下降到10.2%, 曲靖网区从21%下降到13.5%, 红河网区从34.8%下降到11.8%, 文山网区从66.4%下降到36.7%。上述几个网区都处于云电外送交流通道上, 这说明:直流单极闭锁将导致约2500MW的功率由云广直流改为从交流通道送往广东, 从而使得交流送出通道经过的网区功率储备系数明显降低, 因此在该运行方式下需要密切注意关注相应网区的静态电压稳定水平。
3.2.3 2010年云广直流双极闭锁静态电压稳定裕度分析
以丰大方式为基础方式, 研究云广直流双极闭锁后的静态电压稳定情况。
云广直流双极闭锁后, 需要切除小湾、金安桥共四台机组, 并减少外送广东2500MW功率才能维持电网稳定。
从单负荷母线有功裕度扫描结果来看, 云广直流双极闭锁后, 当负荷按照恒定功率因数增长时, 云南电网负荷母线的有功储备系数有所降低, 但仍然都在30%以上。
从区域功率储备系数扫描结果来看, 云广直流双极闭锁故障后, 有两个网区功率储备系数低于10%, 其中昆明网区为7.5%, 玉溪网区为9.9%。此外, 还有三个区域的功率储备系数有明显下降, 其中曲靖网区从21%下降到13.2%, 红河网区从34.8%下降到12.6%, 文山网区从66.4%下降到37.7%。上述几个网区都处于云电外送交流通道上, 这说明:直流双极闭锁将导致约5000MW的功率由云广直流改为从交流通道送往广东, 从而使得交流送出通道经过的网区功率储备系数明显降低, 因此在该运行方式下需要密切注意关注相应网区的静态电压稳定水平。
3.3 静态电压模态分析
静态电压模态分析主要通过对潮流雅可比矩阵的奇异值分解, 找出电网中最易失稳的模式。确定参与因子较大的关键负荷母线、关键线路以及关键发电机组。
3.3.1 2009年云广直流单极闭锁静态电压模态分析
通过云广直流单极闭锁后关键负荷母线相关因子计算, 相关因子排列在最前面的是玉溪、楚雄、昆明、曲靖的负荷母线, 相关因子较大的负荷母线为电网中的电压稳定弱区域, 也是进行无功补偿的最佳位置。
通过云广直流单极闭锁后关键线路参与因子计算, 500kV七甸-罗平、厂口-曲靖、曲靖-罗平、墨江-红河、墨江-玉溪线路的参与因子较大。这五组双回线路均为云南西部水电外送的骨干通道, 其运行检修方式将对云南电网整体电压稳定性产生重要影响, 同时这些线路多是重载潮流线路, 其无功损耗变化比较敏感, 在运行中需控制其潮流。
通过云广直流单极闭锁后关键发电机组参与因子计算, 滇东厂、雨旺厂、小湾、曲靖厂、宣威等是比较关键的发电机组, 在运行控制中需检测其动态无功备用, 同时加强其附近区域的无功补偿, 提高机组的无功备用水平。
3.3.2 2010年云广直流单极闭锁静态电压模态分析
通过云广直流单极闭锁后关键负荷母线相关因子计算, 相关因子排列在最前面的是楚雄、红河、昆明、曲靖、昭通和玉溪的负荷母线, 相关因子较大的负荷母线为电网中的电压稳定弱区域, 也是进行无功补偿的最佳位置。
通过云广直流单极闭锁后关键线路参与因子计算, 500kV七甸-罗平、厂口-曲靖、曲靖-罗平、和平-厂口、大理-和平线路的参与因子较大。这五组双回线路均为云南西部水电外送的骨干通道, 其运行检修方式将对云南电网整体电压稳定性产生重要影响, 同时这些线路多是重载潮流线路, 其无功损耗变化比较敏感, 在运行中需控制其潮流。
通过对云广直流单极闭锁后关键发电机组参与因子计算, 雨旺厂、曲靖厂、金安桥、小湾等是比较关键的发电机组, 在运行控制中需检测其动态无功备用, 同时加强其附近区域的无功补偿, 提高机组的无功备用水平。
3.3.3 2009年云广直流双极闭锁静态电压模态分析
通过云广直流双极闭锁后关键负荷母线相关因子计算, 相关因子排列在最前面的是楚雄、大理、玉溪、昆明、临沧的负荷母线, 相关因子较大的负荷母线为电网中的电压稳定弱区域, 也是进行无功补偿的最佳位置。
通过云广直流双极闭锁后关键线路参与因子计算, 500kV七甸-罗平、厂口-曲靖、曲靖-罗平、大理-和平、和平-厂口线路的参与因子较大。这些线路多是重载潮流线路, 其无功损耗变化比较敏感, 在运行中需控制其潮流。
通过云广直流双极闭锁后关键发电机组参与因子计算, 滇东厂、雨旺厂、小湾、曲靖厂等是比较关键的发电机组, 在运行控制中需检测其动态无功备用, 同时加强其附近区域的无功补偿, 提高机组的无功备用水平。
4 运行建议
4.1 云广直流单极闭锁
单极闭锁将导致约2500MW的功率由云广直流改为从交流通道送往广东, 从而使得交流送出通道经过的网区功率储备系数明显降低, 建议在该运行方式下:
1) 监视大理网区220kV上关变、220kV祥云变、220kV下关变供电区域, 楚雄网区220kV紫溪变、220kV禄丰变供电区域, 昆明网区500kV草铺变220kV侧供电区域, 必要时采取适当的限制负荷措施。
2) 重点监视500kV七甸-罗平、厂口-曲靖、曲靖-罗平、墨江-红河、墨江-玉溪线路的潮流水平是否在合理范围。
3) 监测滇东厂、雨旺厂、小湾、曲靖厂、宣威厂等关键发电机组的无功备用水平。
4.2 云广直流双极闭锁
双极闭锁后, 需要切除小湾、金安桥共四台机组, 并减少外送广东2500MW功率才能维持电网稳定。直流双极闭锁将导致约5000MW的功率由云广直流改为从交流通道送往广东, 从而使得交流送出通道经过的网区功率储备系数明显降低, 建议在该运行方式下:
1) 监视昆明网区500kV草铺变220kV侧供电区域, 玉溪网区220kV新平变、220kV通海变供电区域, 大理网区220kV上关变、220kV下关变供电区域, 红河网区220kV竹林变供电区域, 必要时采取适当的限制负荷措施。
2) 重点监视500kV七甸-罗平、厂口-曲靖、曲靖-罗平、大理-和平、和平-厂口线路的潮流水平是否在合理范围。
3) 监测滇东厂、雨旺厂、小湾、曲靖厂等关键发电机组的无功备用水平。
4.3 云广直流闭锁故障
闭锁故障将导致云南电网静态电压稳定水平有明显下降, 对于电压稳定性较为敏感的负荷母线主要集中在楚雄、红河、昆明、曲靖、昭通和玉溪网区, 建议在这些网区增加旋转备用和无功补偿设备, 具体地点可以选择:220kV文山变、220kV镇雄变、220kV谢家河变、220kV变、220kV南湖变、220kV红塔山变、220kV晋城变, 并且在运行中应保证滇东厂、小湾、雨旺厂、开厂、曲靖厂等关键发电机组的无功备用水平。
5 结论
综上所述, 分析了丰大基本方式下, 云广直流单极, 双极闭锁后, 云南电网的静态电压稳定性, 对云广直流投运后的电网建设和运行提出建议。
摘要：通过稳定裕度指标计算和模态分析计算, 分析2009年和2010年丰大基本方式下云广直流单极、双极闭锁后, 云南电网的静态电压稳定性, 在此基础上对直流故障的静态电压稳定水平做出评价, 并对云广直流投运后的电网建设和运行提出建议。
电网电压稳定 篇9
【摘 要】随着电力系统自动化水平的不断完善与提高，自动电压控制（AVC）系统在各地得到越来越广泛的应用。本文简单介绍地区电网AVC系统的一般结构，并提出一系列针对AVC系统闭环运行的安全控制策略，对提升AVC系统的安全可靠性，指导AVC建设，促进调度自动化系统的发展有着实际意义。
【关键字】电力系统，自动电压控制，安全策略
1、AVC系统概述
自动电压控制系统简称为AVC系统，主要用于对全网无功电压运行状态实施集中监控及计算分析，并从全局角度出发对地区电网的广域分散无功装置实施优化协调控制[1]。该系统可有效保证全网电压稳定，并提供优质的电压水平，且能切实提升电网的经济运行效益。可以说，AVC系统是电网调度自动化智能软件向闭环控制实践方向的科学拓展，也是地区电网无功电压经济运行的重要技术支撑。为有效降低电网运行的不安全因素，合理实施对命令传输各环节的高智能控制，确保各级控制过程的可靠流畅运行，AVC系统采用了与SCADA/EMS平台一体化的设计方案，有效防止了调度运行人员因维护众多自动化系统而导致工作量大幅增加，进而避免了因大量复杂操作而引发各类不安全问题。
2、AVC系统工作流程
AVC系统与地区电网主站调度中心EMS平台进行一体化设计，通过网络分析模块获取有效的控制模型，通过SCADA获取实时量测数据，并依据电网运行的实时状态展开在线的分析与计算。同时AVC可通过SCADA系统的远动通道输送遥调、遥控命令，对变电站的变压器分接头和低压侧容抗器开关进行合理操作，从而逐步实现全网无功电压的优化分布的目标。
3、AVC安全策略
3.1电網安全运行规范
安全运行是电力系统对主站调度软件，特别是自动控制软件的基本要求。AVC安全策略涉及主站系统安全、软件运行安全、电网安全等各个方面。AVC建立开放式的闭锁信号库，可以方便地自定义和增减闭锁信号，保证程序可靠运行和设备安全调节。
AVC运行管理规范[2]对安全策略的要求包括：支持主网电压过低闭锁。在220kV主网电压过低的情况下，AVC系统要闭锁220kV主变分头上调，同时尽量投入下属110kV及35kV站的电容器，禁止其主变分头上调，防止主网电压崩溃；考虑设备挂牌、检修、控制周期、动作次数等因素，对有上述异常的设备自动闭锁并提出告警；为了防止环流，对于并列运行的主变档位需进行交替调节；对于并列的电容器需进行循环投切；针对主变和电容器建立异常事件告警机制；主进程需自动周期检测并实时响应站端保护信号，根据信号特性（软闭锁/硬闭锁）闭锁相应设备并发出告警。软闭锁类型的闭锁可以自动复归，硬闭锁类型的闭锁需要手动复归；根据权限管理保证系统使用安全，没有配置AVC操作权限的用户不能进行AVC相关操作。
3.2AVC闭锁逻辑
自动电压控制系统（AVC）应具备异常情况下闭锁相应设备的可靠措施与手段[3]。在下列条件时，应闭锁相应设备控制：当所控制的设备有保护信号动作；当控制命令发出超过一定的时间，控制设备不能动作；控制设备的动作次数超过规定的每天最大次数；变压器档位一次控制变化大于一档（即一次只能调节一档）；控制设备有人工操作时；当控制设备量测数据无效、异常和明显错误时；在下列条件下，应闭锁区域内所有设备控制：区域关口无功功率超出设定的闭锁限值；
2、区域关口高压侧母线电压超出设定的闭锁限值。
AVC还应具备以下保护信号处理功能：能够处理保护信号，支持瞬动或自保持、自动复归等各类保护信号；能够根据设置的限制条件生成主站端闭锁信号，支持人工复归、自动复归两种类型；能够对站端保护信号与主站端闭锁信号进行合并，并以此判断无功设备是否可控。
3.3保护信号闭锁
AVC可以通过SCADA系统的远动通道接收站端保护信号，并将保护信号与控制设备关联，保护动作时闭锁关联设备，保护复归时可解锁。AVC可以方便地配置保护信号和控制设备之间的关联关系，可以多对一，也可以一对多。
3.4异常事件闭锁
AVC需建立异常事件库，采取事件触发闭锁机制，并支持扩充。AVC考虑的闭锁事件包括：自动读取SCADA/EMS系统中设备检修牌，对检修设备自动闭锁，等待人工复位；根据设备相关联的开关刀闸状态进行网络拓扑，自动判断设备热/冷备用状态，热备用设备可在线控制，冷备用设备自动闭锁；
按安规/运规设计，当电容器和变压器控制次数达到日动作次数限值时，自动闭锁该设备并报警，防止控制次数频繁对设备造成损坏。日动作次数可人工设置并按时间段分配；
电容器和变压器遥控不成功，拒动超过设定次数则闭锁；
处于自控状态时，手工操作电容器或变压器将自动闭锁，即手动优先；
主变并列运行时，两台主变档位不一致时闭锁主变调节并告警。（当两台主变型号不一时，如一台主变7档，另一台主变为17档并列运行时，可人工设定并列档位对应状态）；
3.5其他信号闭锁
除以上闭锁信号外，AVC还应考虑：
1、厂站工况退出、遥控遥调通道出现故障或平台出现其它故障时自动闭锁；
2、用户AVC应用权限，控制用户是否能进行AVC操作及置数，自动记录用户修改参数等操作信息，保证系统安全性。
3.6闭锁信号复归方式
闭锁信号的复归采用两种方式，一种为自动复归方式，即由自动复归类型的站端保护信号和主站告警信号产生的闭锁，在所有保护信号和告警信号复归后，则闭锁总信号复归（相当于遥信分闸位置）；另一种为手动复归方式，即由手动复归类型的站端保护信号和主站告警信号产生的闭锁，在保护信号和告警信号复归后，需在人工进行确认并复归后，闭锁总信号才能复归。
4、结语
安全闭环控制策略是电网调度自动化AVC系统安全性运行研究的主体内容，合理的闭环控制实践策略直接影响着AVC系统的安全可靠性。因此在系统设计与应用实践中，我们只有从电网的实际运行状况及特征出发，树立提升系统安全性的科学实践目标，有目的、有针对性进行安全控制，才能最终促进电网调度自动化系统的稳定、安全、经济运行与可持续发展。
参考文献：
[1] 黄华，高宗和，戴则梅，等.基于控制模式的地区电网AVC系统设计及应用[J] .电力系统自动化，2005，29（15） ： 77-80.
[2] 劳志春.电压无功自动控制装置在变电站中的应用[J].电网技术，2007，31（S1）：239-240
治理农村电网“低电压” 篇10
1 农村“低电压”客户情况
据有关部门统计, 辽宁省农村电网现有农村综合台区77486个, 农村居民用户748.76万户。辽宁省农村居民端电压低于供电标准的“低电压”客户主要分布在偏远山区、海边等经济欠发达地区, 共涉及5088个综合台区 (占7.56%) , 计34.61万户 (占4.62%) 。经调查测试, 农村个别低电压台区的居民端电压一般在160～190伏之间, 最低只有156伏, 严重影响了农村客户的生活质量, 制约了农村经济的发展。
随着农村人民生活水平的不断提高, 农村居民的空调、冰箱、电饭锅、电磁炉等家用电器一涌而上, 加上农村种植和养殖业迅猛发展, 农村用电量大幅增加, 使很多配变电压器难以满足正常、经济运行的要求。由于负荷的多样性, 发生的季节、时段和频度也呈现多样性、经常性。秋冬季节多发生在每天17～21点的居民用电高峰期;春夏季节多发生在18～22点的居民用电高峰期。
2 农村“低电压”问题产生原因分析
2.1 管理层面存在的问题
(1) 对综合台区内小户动力负荷控制不到位, 三相变压器单相配出负荷偏重, 使之三相不平衡, 在一定程度上影响了电压质量。负荷三相不平衡造成“低电压”的有3.67万户, 占“低电压”用户的10.60%; (2) 对居民用户错峰用电及高峰时段均衡用电的方法研究不够, 对较大负荷用户错峰用电宣称和引导不得力; (3) 对于100千伏安及以上专变用户, 督促其安装无功补偿装置的力度不够, 管理措施不到位; (4) 对用户报装接电管理不够细致, 单相负荷无序使用, 造成台区三相负荷不平衡, 设备未处于最优运行状态, 导致电压不稳定; (5) 变电站母线、配变和低压用户端电压, 没有建立有效联调管理机制。变电站主变调压、配变分接头调整不及时, 影响末端电压质量。由于配变分接头调整不及时造成“低电压”的有0.40万户, 占“低电压”用户的1.16%; (6) 农村低压网规划、设计标准低, 未有效地控制低压线路供电半径, 使之无法保障末端电压达到标准要求。
2.2 技术层面存在的问题
(1) 电网结构不尽合理。配电线路供电半径过长是造成“低电压”的主要原因。由于农村电网变电站布点没有实现一乡一站的供电格局, 个别变电站地域分布不合理, 造成其配出的10千伏线路供电半径过长, 低压线路供电半径超标准的比例达24.95%, 线路损耗大, 末端电压低; (2) 线路和配电变压器供电能力不足。由于一、二期农网改造资金不足, 电网部分电力设施未得到全面改造, 特别是0.4千伏低压电网。随着农村用电负荷的不断增长, 线路不断延伸, 而线路导线截面和配电变压器容量却没有相应增加, 造成供电瓶颈;部分配电线路和台区配电变压器满载或过载运行, 导致末端低电压; (3) 调压能力不足。调压手段落后也是导致低电压的重要因素。辽宁省农网变电站有载调压主变比率仅为64%, 线路调压器应用率很低, 10千伏配电变压器现均为无载三分接, 相对调压能力较弱; (4) 无功补偿能力不足。由于农网无功电源建设滞后于有功电源, 农网无功补偿不足问题普遍存在。
3 农村“低电压”采取的综合治理措施
3.1 管理方面治理措施
(1) 加强电网调度的电压管理, 切实发挥有载调压变压器的调压作用, 合理确定并及时调整配电变压器的分接头位置, 努力使配电线路首、末端电压在合格范围内; (2) 及时投退既有的电压无功设备, 包括变电站集中无功补偿、配电线路补偿和低压无功补偿装置, 确保现有设备有效投入; (3) 加强用户报装接电管理、强化营销数据分析, 开展配变三相负荷不平衡治理; (4) 供电设施运行维护管理, 及时处理设备缺陷, 提高设备完好率; (5) 开展用户负荷特性分析, 引导负荷用户错峰用电和高峰时段均衡用电, 加强“低电压”投诉和报修管理, 提高“低电压”投诉处理率; (6) 进一步建立和完善“低电压”治理的各项管理规制, 将“低电压”治理工作纳入长效管理。
3.2 技术方面治理措施
(1) 调整低压电网结构。处于偏僻山区的农户, 采用高压延伸、单相变压器进入自然村等改造方式, 同时进行低压线路改造, 以缩短低压供电半径, 调整三相不平衡, 提高供电能力。对于调整低压电网结构后仍不能解决三相负荷不平衡问题的配电台区, 采取安装三相不平衡调整装置 (SHSVG) 的措施加以解决。SHSVG称电能质量综合补偿装置, 是柔性输电技术在低压配电网的应用, 能消除负荷的负序和零序不平衡分量以及谐波引起的不平衡分量, 重新分配三相功率, 使之呈现对称平衡负荷特性, 补偿负荷三相不平衡; (2) 提升低压线路供电能力。低压线路导线线径小和过载的配电台区, 采取加大导线线径和调整一定负荷到邻近台区的方式加以解决; (3) 提升配电变压器供电能力。对长期存在过载现象的台区, 采取增加配电变压器, 调整布点, 配合低压线路改造的方式进行改造; (4) 提高无功补偿能力。根据农网实际状况, 采取集中补偿和分散补偿相结合、中压和低压协调补偿的方式, 变电站、10千伏线路、配电台区三级补偿, 提高电网无功补偿能力, 优化电压无功, 改善电压质量, 解决“低电压”问题; (5) 提升“低电压”监控能力。结合建设智能化电网, 应用智能电能表、低压台区监测管理系统, 实时在线监测, 自动向“低电压”投诉点 (客服中心) 和电压质量监管部门发出预警信息, 提高“低电压”处理的反应能力, 实现台区负荷分布、运行方式、电压无功的进一步优化。
