天津电网电压稳定研究（精选六篇）
天津电网电压稳定研究 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。
天津电网电压稳定研究 篇2
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。
天津电网电压稳定研究 篇3
无功功率补偿设备从开始运用发展至今,经历了电容器、调相机、饱和电抗器( Saturated Reactor,SR) 、静止无功补偿器 ( Static Var Compensator,SVC) 。近年,伴随着电力电子技术的进一步发展,出现了一种更为先进的无功功率补偿设备,其是以变流器为核心,通过强制换相对电网进行无功功率补偿[3]。1995年,在国际高压大电网会议和电力、电子工程师学会的建议下,统称该设备为静止同步补偿器( Static Compensator, STATCOM) 。STATCOM与其他传统的无功补偿设备如SVC相比具有: 响应速度快; 不会引起谐振短路; 无功功率可在感性和容性之间连续调节; 利用PWM调制技术实现精准的电压调控; 可同时对谐波和无功进行补偿。STATCOM以其优越性能,成为了柔性交流输电系统( FACTS) 的一个重要组成部分,也是未来无功功率补偿设备的发展方向,必将被广泛应用[4]。
1 稳定运行电压和无功功率的关系
以下以一个简单系统来说明运行电压和无功功率的关系,如图1所示。图1 ( a) 为简单系 统网络; 图1( b) 为等值电路,其中,X为各元件总阻抗,E为发电机电动势,P + j Q表示送至用户端的功率; 图1( c) 为图1( b) 的向量图。
根据向量图可得
由式( 3) 可知,当P和E为定值时,Q和U的关系如图2曲线1所示,其与负荷的无功 - 电压静态特性曲线2相交于无功功率平衡点a,此时负荷点电压为Ua。当无功负荷增加时,曲线2平行上移至曲线2',若电动势E和系统供应的无功功率Q不变,mj此时无功功率平衡点将移动至a',负荷点电压Ua' 显然 < Ua。可见, 无功电源无法满足在电压Ua下无功平衡的需求,仅能依靠降低电压来运行,以获得低电压下的无功功率平衡。若此时无功电源有充足的备用容量,向负荷发送无功功率,使无功电压静态特性曲线上移至曲线1',从而使曲线1'和2'的交点a″所确定的运行电压接近或达到Ua。所以,当系统无功电源较为充足时,便可维持较高的运行电压水平。而在无功电源不足时,需装设必要的无功补偿装置,补偿所需无功,稳定运行电压[5,6]。本文即通过STATCOM给系统补偿无功功率,从而使运行电压保持稳定。
图 1 简单系统
图 2 电压水平和无功功率关系
2 STATCOM 的基本结构及工作原理
2. 1 STATCOM 的基本结构
STATCOM按电路不同可分为两种类型: 电压型桥式电路和电流型桥式电路。由于电压型桥式电路的效率高于电流型桥式电路,所以应用中的STATCOM普遍采用电压型,仿真模型也采用电压型。如图3所示为电压型桥式电路组成的STATCOM主电路基本结构。其由以下几部分组成: 直流侧电容,其作用是为设备提供电压支撑; 电压源逆变器( VSC) ,由大功率电力电子开关器件( GTO或IGBT) 组成,并运用脉宽调制技术( PWM) 控制电力电子开关的通断,将电容器上的直流电压逆变成具有一定幅值和频率的交流电压; 耦合变压器和电抗器,其不仅起到将大功率变流装置与电力系统相耦合的作用,还可将逆变器输出电压中的高次谐波滤除,使之输出的电压波形接近正弦波[7]。
图 3 STATCOM 的主电路基本结构
2. 2 STATCOM 的基本工作原理
根据图3可得到STATCOM的等效电路,如图4所示。STATCOM的四象限运行区间如图5所示。由图4和图5可知STATCOM装置,吸收电流
视在功率
有功功率
无功功率
输出电压
上述公式中,Ug表示STATCOM交流侧输出电压; Us表示系统电压; δ表示Ug与Us之间的相位差; λ表示PWM的调制系数。
图 4 STATCOM 的等效电路
图 5 STATCOM 的四象限运行区间
在理想运行情况下,整个装置不吸收有功功率,这意味着δ = 0,可认为变流器与系统之间所交换的能量是纯无功功率。当Ug> Us时,电流I超前系统电压90°,STATCOM向系统发出感性无功,此时STATCOM相当于电容; 当Ug< Us时,电流I滞后系统电压90°, STATCOM向系统发出容性无功,此时STATCOM相当于电感[8]。通过PWM技术控制电力电子开关,调节Ug的大小便可由正到负、连续快速的调节系统吸收的无功功率Q,即而实现无功功率由感性到容性间的连续调节。
在实际运行中,考虑到变流器和连接电抗器本身是损耗元件,需要电网提供必要的有功功率来补充这些损耗,否则需从直流侧电容提供能量来抵消损耗部分,这样会使直流电压不断下降,即相对电网电压Us, 电流I中有一定量的有功成分。根据式( 6) ,式( 7) 和图5,当δ > 0,有功功率P > 0,即STATCOM从电网吸收有功功率; 当δ < 0,有功功率P < 0,即STATCOM向电网发出有功功率。在众多控制策略中均是通过调节δ来维持直流电容电压Uc稳定。
总之,通过改变Ug幅值和相位差δ,便可调节有功功率和无功功率的大小及流向。
3 STATCOM 主电路的控制
从控制策略上讲,STATCOM的控制有3种基本结构: 闭环控制、开环控制及两者的结合控制; 从控制技术上分,主要包括PI控制、逆系统PI控制、PID + PSS控制、模糊控制、非线性鲁棒控制和神经网络自适应控制等; 由无功电流参考值调节STATCOM产生所需的无功电流的控制方法,又可分为电流直接控制和电流间接控制[9]。所谓电流间接控制就是将STATCOM当作交流电压源来看待,对STATCOM输出的交流电压基波的幅值和相位进行控制,来间接控制STATCOM的交流侧电流; 电流直接控制则是对输出的交流基波瞬时值进行反馈控制[10,11]。总体而言,控制要解决的问题就是如何产生PWM信号,使得变流器的输出电压为相位和幅值均可控的正弦同步电压。
3. 1 PQ 控制特性分析
由式( 8) 可知,系统有两个可控的变量λ和δ,两个独立的被控参数Ug的幅值值和相位。式 ( 6 ) , 式( 7) 分别对δ和Ug求偏导,并在δ→0时分别求极限
所以,通过控制相对相位δ,即可调节有功功率P, 进而控制直流电压Udc; 控制调制系数λ就可调节STATCOM输出电压Ug,从而控制无功功率Q。
3. 2 STATCOM 控制方法
不同的电路结构有不同的控制方法,但最终要达到的目的是通过控制逆变电压来改变无功功率的输出。要改变逆变电压Ug的相位和幅值,可直接调节直流侧电压,也可在直流侧电压稳定的情况下,利用调节单脉冲宽度、SPWM/SVPWM、直接电流等方法调节。其中,直流侧电压调节方法可分为自励式和他励式,所谓他励式就是外部添加直流电源调节,此方式需添加额外的设备,不仅增加了装置的体积,且成本也会大幅增加; 自励式则是利用变流器本身的整流逆变功能给电容充放电,调节直流电容电压大小,因此在现有的STATCOM产品中基本上均使用自励式调节。由工作原理可知,控制系统电压和STATCOM输出电压之间的相位差δ,利用PLL锁相同步控制,可达到稳定或调节直流侧电压的目的。
由于系统有两个可控变量,加上STATCOM结构不同,STATCOM有多种控制策略,其主要可分为单变量控制和双变量控制。单变量控制又可细分为两种方法: 当PWM恒定,即调制系数λ为常数情况下,只需调节相位差δ即可调节Ug; 当直流电压恒定时,调节PWM调制系数λ即可调节Ug。双变量控制是指,同时控制相位差δ和PWM调制系数λ,控制δ以稳定直流电压,控制PWM调制系数λ来调节Ug。通过调节直流电压的方法调节无功虽简单,但电容作为储能元件,要有能量交换才能实现电压变化,所以动态响应慢; 单调节调制系数λ适合于外接直流电压的情况,若采用直流电容,由于电容电压的衰减无法得到补偿,故该策略不适用[12,13]。文中采用基于δ和λ 的双变量控制策略,如图6所示。
4 STATCOM 仿真与分析
通过对STATCOM工作原理介绍、特性分析、控制策略的了解,在Matlab环境下搭建了STATCOM仿真模型,如图7所示。系统电压等级为35 k V,短路功率100 MW,补偿容量±3 MW。系统由可编程电压源、STATCOM、35 k V /380 V变压器、固定负载和可变负载组成。系统采用电流内环和电压外环双闭环PI控制。
4. 1 STATCOM 动态响应性能仿真
在本次仿真试验中,可变负载保持恒定,观察系统电压阶段性变化时,STATCOM对应的动态和稳态特性。可编程电压源用于调节系统电压。为使STATCOM终端参考电压设置在220 V,开始阶段系统电压设置为236. 94 V。3个阶段时间点设置在0. 2 s、0. 3 s、0. 4 s, 系统电压依次增加6% ,减少6% ,然后恢复到开始时的电压。电压变化情况如图8所示。
开始仿真,观察示波器输出的波形,如图8,图9所示。在开始阶段,STATCOM处于给直流电容充电状态,从图8和图9( b) t在0 ~0. 05 s可知,STATCOM吸收较大的有功电流,到t = 0. 1 s时到达稳定状态,系统运行于额定电压下。又因STATCOM参考电压为220 V, 所以其在0. 1 ~ 0. 2 s间处于悬置状态,流过连接电抗器的电流基本为0,直流电容电压稳定在2. 4 k V。而t = 0. 2时,系统电压增加6% ,STATCOM开始工作于感性状态,逆变器产生的交流电压比电网电压低,连接电抗器流过的电流Ia相位滞后系统电压Ua为90°, STATCOM从电网吸收无功功率2. 7 MW,系统运行电压恢复到原来水平,所用时间约为一个周期左右。t = 0. 3 s时,系统电压Ua跌落6% ,STATCOM从感性切换到容性状态,逆变器产生的交流电压比电网电压高, Ia相位超前Ua90°,STATCOM发出无功功率2. 8 MW使系统运行电压恢复到参考值220 V。当t = 0. 4时, 系统电压恢复到正常状态,STATCOM输出无功功率减少为0。
图 8 系统 A 相电压与 STATCOM A 相电流波形
图 9 STATCOM 动静态特性仿真结果
观察图9( d) 可见,当STATCOM从感性切换到容性过程中,PWM变换器调制系数λ从0. 56变为0. 9, STATCOM输出电流为0时,调制系数稳定在0. 73。初始阶段直流电容器由电网提供有功功率充电,经0. 1 s稳定在约2 400 V,系统电压产生波动时,Udc仅产生±50 V的波动,但经电压外闭环PI控制,可迅速回到约2 400 V,直流电压较为平稳,波形如图9( c) 所示。
4. 2 抑制电压闪变仿真
在本次仿真中电压源保持恒定,通过可变负载的变化来测试STATCOM对电压闪变的抑制作用。可变负载通过变压器连接到电网,不断吸收持续变化的电流,就如同工厂的电弧炉一般,因此会产生电压闪变。可变负载的视在功率以5 Hz频率在1 ~ 5 MW之间变化,期间功率因素保持在0. 9,在t = 0. 15 s产生变化, 如图10所示。
图 10 负载的有功功率与无功功率
为便于比较,该实验分两次进行,第一次STATCOM未投入使用,第二次投入STATCOM调节电压,两次仿真结果如图11所示。图11( a) 是未投入STATCOM时B1及B2的电压波形; 图11( b) 为投入STATCOM后B1及B2的电压波形。通过比较可看出,在未投入STATCOM补偿的情况下B2的电压在0. 96 ~ 1. 04 p. u( 1 p. u = 220 V) 之间变化,即产生±4% 的电压波动,波动范围较大; 而当投入STATCOM后,电压的波 动范围在0. 993 ~ 1. 007 p. u之间,即±0. 7% 的波动,波动明显减小,起到了抑制电压闪变的效果。
图12为STATCOM输出或吸 收的电流 波形, STATCOM根据电网的电压情况自动调节输出或输入的电流。当电网电压跌落到220 V以下时,其向电网注入无功电流,当电网电压升高到220 V以上时,其从电网吸收无功电流。
图 12 STATCOM 调节电压时 A 相输出电流
5 结束语
通过分析电网运行电压与无功功率补偿的关系, 利用STATCOM对电网进行无功补偿。在Matlab环境下,搭建了基于δ和λ 的双变量控制STATCOM仿真模型对补偿性能进行验证。仿真结果表明,当电网出现一定范围电压波动问题时,STATCOM能快速、精确地对电网进行无功功率补偿,稳定电网电压,抑制电压闪变,从而有效改善了电网电能质量。
摘要：针对电网运行电压不稳定的情况,采用静止同步补偿器(STATCOM)对电网进行无功功率补偿以稳定运行电压。文中给出了运行电压和无功功率的关系,阐述了STATCOM的基本结构与工作原理,分析了STATCOM的控制方法及策略。并根据工作原理和控制方法,在Matlab环境下搭建了基于δ和λ的双控制变量STATCOM模型。仿真结果表明,STATCOM可精确、快速地补偿电网所需无功功率,达到了稳定运行电压的目的。
黑龙江北部电网电压稳定性分析 篇4
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
天津电网电压稳定研究 篇5
高压直流输电(HVDC)以其输送容量大、损耗小、有效限制短路电流、功率可控等特点在电力系统中得到了广泛应用。HVDC在为交流系统提供电力的同时,也给其电压支撑能力带来了压力。换流设备在换流过程中要消耗大量的无功功率。世界范围内已发生过多起交直流混合系统的电压失稳事故[1],如何提高其电压稳定性受到普遍关注[2,3,4]。受端交流系统的电压稳定性与直流系统控制方式紧密相关,直流系统的基本输电控制方式和极控制方式以及低电压下的控制方式对其有重要影响。
直流系统的基本输电控制方式和极控制方式为正常情况下直流系统的控制方式。文献[5-6]分析了不同直流控制方式对电压稳定因子(VSF)的影响。文献[7]将特征值分析法应用于不同直流控制方式下多机交直流并联电力系统动态电压稳定性分析。文献[8]分析了直流系统的不同控制方式对鞍结分叉点和霍普夫分叉点的影响。文献[9]根据负荷导纳模型算法,求取不同直流控制方式对换流母线节点功率裕度、临界电压和交流系统注入换流站无功功率的影响。
低电压下的控制方式主要有模式转换控制和依赖于电压的电流指令限制单元VDCOL(Voltage Dependent Current Order Limiter)控制。文献[10]分析了VDCOL某个参数变化可能对系统稳定性产生的影响。文献[11]在太平洋联络线上设计了交流低压限流紧急控制器,在整流侧严重故障导致交流电压明显下降时启用。文献[12]提出了依赖于交流换相电压的具有切换功能的VDCOL控制。该文还改进了VDCOL曲线,在系统恢复过程中使直流电流的恢复滞后于直流电压的恢复。文献[13]在多馈入直流系统各逆变站VDCOL后增加延时环节和最小选择单元,并对各回直流子系统逆变侧的VDCOL延时环节时间常数进行协调优化。
本文基于换流器准稳态模型,推导了直流系统基本输电控制方式和极控制方式与受端交流系统电压稳定性的关系。分析了模式转换控制和VDCOL控制在受端系统电压降低时的作用。考虑到固定参数VDCOL很难适应交流系统运行方式的多变性及故障的复杂性,针对山东电网,提出了一种基于逆变站交流母线电压水平的动态自适应VDCOL控制策略。
1 基本输电控制方式和极控制方式
直流系统的基本输电控制方式为定功率模式和定电流模式。极控制通常以整流侧控制直流电流,逆变侧控制熄弧角或直流电压[14]。在直流系统正常运行情况下,基本输电控制方式和极控制方式共同作用影响着交流系统的电压稳定性。下面将分析其对受端交流电网电压稳定性的影响。
设Pd为直流功率,Id为直流电流,Ud为逆变侧直流电压,E为逆变站交流母线电压,UV为逆变侧换流变压器交流侧电压直接折算到阀侧的电压,T为逆变侧换流变压器变比,Xc为逆变侧换相电抗,β为触发超前角,γ为关断角,φ为逆变侧功率因数角。因为无功和电压强相关,下面主要分析不同直流基本输电控制方式和极控制方式对逆变器消耗无功功率的影响。换流器各方程式如下:
为使推导简单清晰,忽略直流线路的容性效应和阻抗。
a.定功率模式,逆变侧定电压控制(CV/P)。在该控制方式下,正常运行时直流传输功率不变。当逆变侧交流电网受到扰动使E下降时,由式(3)~(5)可得,cosβ、cosγ和cosφ均增大,逆变器功率因数提高。由式(1)得,逆变器消耗的无功功率减小,有利于防止交流电压的进一步下降。但是γ的减小可能导致逆变侧发生换相失败,这成为逆变侧定电压控制的劣势。
b.定电流模式,逆变侧定熄弧角控制(CEA/I)。由式(4)得,当逆变侧交流电网受到扰动使E下降时,Ud下降,故直流传输功率减小。由式(5)(6)得,cosβ和cosφ减小,逆变器功率因数降低。综合所传输有功功率和功率因数变化,逆变器消耗的无功功率变化情况要视系统实际运行状态而定。
c.定电流模式,逆变侧定电压控制(CV/I)。在逆变侧定电压控制条件下,定电流模式和定功率模式的稳态效果是一样的。当逆变侧交流电网受到扰动使E下降时,逆变器消耗的无功功率减小,有利于防止电压的进一步下降和可能发生的电压崩溃现象。
d.定功率模式,逆变侧定熄弧角控制(CEA/P)。当逆变侧交流电网受到扰动使E下降时,UV下降。由式(2)(4)可得,Ud下降,Id上升。由式(5)(6)可推出,cosβ和cosφ减小,逆变站的功率因数降低。综合传输功率和功率因数,逆变器消耗的无功功率增多,可导致交流电压的进一步下降。如果逆变侧交流电网较弱,如此恶性循环可能导致受端交流电网电压崩溃。
综上所述,直流系统基本输电控制方式和极控制方式的不同对逆变器消耗无功功率的影响很大。逆变侧的定电压控制在受端交流电压较低时通过减小触发超前角和关断角来维持直流电压恒定,从而减小了对交流系统无功功率的吸收,有利于受端交流系统的电压稳定,但将增大逆变侧发生换相失败的概率。故在定电压控制中常将熄弧角控制作为限制器使用。逆变侧的定熄弧角控制在故障发生或恢复期间能够保持熄弧角不变而不易发生换相失败,但是受端交流系统的低电压会引起触发超前角增大进而引起换流站功率因数降低,不利于受端交流系统的电压稳定。
2 低电压下直流系统控制方式
当因逆变侧交流系统故障导致受端交流电压和直流电压降低明显时,低电压下的直流系统控制方式能够有效抑制直流电流增加或减小直流电流,进而限制逆变器消耗的无功功率,有利于受端交流系统故障后的电压稳定和快速恢复。低电压下的直流系统控制方式主要分为2类:一类为功率控制向电流控制的模式转换,另一类为VDCOL控制。
2.1 功率控制向电流控制的模式转换
通常情况下需要直流系统在交流电网间输送一定的功率。当逆变侧交流电网受到大扰动使直流电压降低明显时,若直流系统仍要传输额定功率,逆变器消耗的无功功率可能要比正常情况下多。如果逆变侧无功补偿采用并联电容器组,其能提供的无功功率则随其母线电压降低而平方减小。这样就需受端交流系统提供大量无功功率,可能导致其电压崩溃。一般情况下,当逆变侧直流电压低于某一设定值时,设置直流控制由定功率模式转化为定电流模式。相对于定功率控制模式而言,在低电压情况下,定电流控制模式时直流系统输送功率减小,逆变器消耗的无功功率也相应减小,有利于故障后交直流系统的快速恢复。
2.2 VDCOL控制
当受端交流电压或直流电压降低非常严重时,如果仍要维持直流系统的定功率或定电流模式,将从交流系统吸收相当多的无功功率,不利于受端交流系统的电压稳定。VDCOL的作用是在交流电压或直流电压降低到某个指定值的时候对直流电流进行限制,在系统故障或恢复过程中减小对交流系统的无功需求,有助于维持交流电压和减小发生换相失败的可能性[15]。
3 动态自适应VDCOL
常规的固定参数VDCOL典型特性如图1所示。图中,Ides为直流电流给定值,Iord为直流电流指令值,UDC为直流电压,UAC为交流换相电压,IMAX为经低压限流后最大允许电流值,IH为最大直流电流,IL为最小直流电流,UL为低电压门槛值,UH为高电压门槛值。
固定参数VDCOL特性主要受4个参数(IH、IL、UH和UL)的影响,其整定值应根据系统在一系列扰动和低电压下的运行特性确定。在极端情况下,VDCOL的参数整定值对电压稳定非常关键。文献[10]仿真了参数UH的不同取值对南方电网故障后功率和电压恢复的影响。如UH整定值过低,在低电压时限流效果不明显,不利于受端交流系统的电压稳定;如UH整定值过高,则在电压较高时就限制直流电流,不利于直流系统的功率恢复,甚至反过来影响电压恢复速度。交流系统运行方式复杂多变,故障多样,固定参数的VDCOL很难适应其变化。
在受端交流系统受到大扰动导致逆变站附近电压下降严重时,逆变站交流母线电压能较好反映受端系统的电压水平。因此可以根据逆变站交流母线电压的变化,通过自动调整UH的整定值来实现自适应。
检测交流电压启动的VDCOL在交流电压跌落时可以限制无功的消耗,但在直流故障时效果可能不明显;检测直流电压启动的VDCOL在直流故障和交流电压跌落时都可以有较好的效果。故在长距离直流输电工程中大多采用检测直流电压启动[15]。
本文提出的动态自适应VDCOL控制特性如图2所示。自适应VDCOL通过检测直流电压UDC启动,即依据直流电压并结合其动态特性曲线来确定IMAX。UH随逆变站交流母线电压的变化而改变:
其中,C为常数,Uac为逆变站交流母线电压。其中折线FABE对应于常规的固定参数VDCOL特性。当逆变站交流母线电压降低非常严重时,动态VDCOL如折线FADE所示,相比固定参数VDCOL,其限流效果更明显,在交流系统严重故障时能更好地减小换流器消耗的无功功率;当逆变站交流母线电压恢复至一定程度时,动态VDCOL可与折线FABE重合或变为折线FACE,放宽了对直流电流的限制,有助于直流系统的功率恢复。
根据工程经验,当Uac恢复至0.9 p.u.以上时,认为当前电压恢复良好,应放宽对直流电流限制以使直流功率快速恢复;当Uac低于0.9 p.u.时,认为当前电压情况不理想,此时应严格限制直流电流进而限制直流功率,防止因直流功率的快速恢复而可能导致系统发生电压失稳。C设置为当Uac恢复至0.9 p.u.时,动态自适应VDCOL和固定参数VDCOL特性曲线重合。
VDCOL作用效果与网络结构关系密切,需根据系统实际情况决定是否给UH设定相应限值。若受端电网与外网联系紧密(如山东电网),当逆变站交流母线电压下降严重时,直流功率被限制,有功功率缺额可由区域间交流联络线来承担,系统不易发生功角失稳,可不给UH设定限值。若受端电网与外网联系相对薄弱,限制直流功率可能导致区域间发生功角失稳。此时需给UH设定相应的限值,以使对直流功率的限制维持在一定范围内。UH限值的取值根据系统在一系列扰动下的运行特性确定。
4 实例分析
宁东—青岛±660 k V直流输电工程是世界上首个±660 k V电压等级的直流输电工程[16]。按照国家电网公司规划,宁东—青岛直流输电一期工程第一回直流于2011年建成双极送电4 000 MW。山东电网2011年青岛逆变站附近网架结构如图3所示。
仿真中采用PSS/E自带的CDC6T模型。仿真数据取2011年山东电网某典型运行方式,有效短路比为6.8。在该运行方式下,辛安—聊城双回500 kV联络线由华北向山东送电1302.8 MW,黄骅—滨州双回500 k V联络线由华北向山东送电1198.2 MW。
4.1 基本输电控制方式和极控制方式仿真
比较了当受端交流系统发生故障时,不同的直流系统基本输电控制方式和极控制方式对逆变器消耗无功功率和受端交流电网电压稳定性的影响。当青岛—崂山双回交流500 kV线路检修,1 s时刻黄岛电厂5、6号机组因故障退出运行时,部分结果如图4~7所示(图中,曲线1、2、3分别对应CV/I、CEA/I和CEA/P控制,Ud和Uac为标幺值)。
如果直流系统没有发生换相失败或闭锁,CV/P控制和CV/I控制效果相同。从图4、5中可以看出,故障后逆变侧的定电压控制和定熄弧角控制能够分别控制相应量保持不变。定熄弧角控制下故障后直流电压降低,这主要是因为无功电源的失去导致交流换相电压降低,交流换相电压的降低引起了直流电压的降低。定电压控制通过减小熄弧角来维持直流电压,熄弧角最小降低至13.3°。熄弧角的减小虽然可以帮助维持直流电压,但增加了换相失败的风险。
从图6、7可以看出,故障后CV/I(CV/P)控制为维持直流电压而减小熄弧角相应地减小了逆变站消耗的无功功率,因而青岛换流站500 kV交流母线电压降低最少。CEA/P控制在电压降低时仍要维持直流系统输送功率和熄弧角不变,逆变站消耗的无功功率升高,青岛换流站500 kV交流母线电压降低也最明显。CEA/I控制对逆变侧电压及无功的影响在前两者之间。
综上所述,山东电网比较强壮,一般故障下交流系统能够给予直流系统足够的无功支持。为了在区域间传输额定功率和有效防止换相失败,宁东—青岛直流输电工程宜采用CEA/P控制。
4.2 动态自适应VDCOL仿真
仿真中直流控制方式为CEA/P控制。固定参数的VDCOL各参数取值为UL=0.2 p.u.、IL=0.3 p.u.、UH=0.8 p.u.、IH=1.1 p.u.。设置当逆变站交流母线电压恢复至0.9 p.u.时,动态自适应VDCOL与固定参数VDCOL特性曲线重合,即0.8=C-0.9,可得C=1.7 p.u.。
为验证自适应VDCOL在不同电压下的作用,仿真情景设置为:青岛—大泽双回500 kV交流线路检修;1 s时刻黄岛电厂5号、6号机组因故障切除;3 s时刻青岛—崂山双回500 kV交流线路断线;6s时刻在青岛换流站500 k V交流母线处投入820 Mvar备用无功补偿。部分结果如图8~12所示(图中,曲线1、2分别对应固定参数VDCOL和自适应VDCOL)。
在1s时刻失去黄岛电厂5号和6号机组后,交流电压下降,相应直流电压也降低,为了维持额定的直流传输功率,直流电流升高,如图8所示。逆变侧的定熄弧角控制降低了逆变器功率因数,其消耗的无功功率增多,如图9所示。青岛换流站采用并联电容器组作为无功补偿,在其母线电压降低时并联电容器发出的无功功率平方降低,这就需要交流系统给予直流系统大量的无功支持。无功功率主要经由500 kV交流线路传输至逆变站。此时固定参数VD-COL和自适应VDCOL都没有限制直流电流,故仿真曲线重合。3s时刻失去青岛—崂山双回500 kV交流线路时,重要无功传输路径被切断,电压下降严重,固定参数VDCOL和自适应VDCOL都动作限制直流电流,相应减小了逆变器的无功消耗。从图8~10可以看出,自适应VDCOL的限流作用要优于固定参数VDCOL,这也使得在相同故障下青岛换流站500 kV交流母线电压较高。青岛换流站直流功率和系统内发电机间的最大功角差δ曲线如图11、12所示。
在6 s时刻投入备用无功补偿后,逆变侧电压恢复,动态自适应VDCOL放宽了对直流电流的限制,直流功率很快恢复至额定水平。从图11、12中可以看出,相对于固定参数VDCOL,动态自适应VDCOL能够有效减小电压恢复后直流功率和系统功角的振荡。
仿真结果表明:自适应VDCOL在逆变侧交流电压下降不明显时与固定参数VDCOL一样,不对直流电流进行限制,这样可以保证直流系统传输额定功率;在严重故障导致逆变侧交流电压和直流电压下降明显时,自适应VDCOL相比于固定参数VDCOL,能够更好地限制直流电流,减小逆变器消耗的无功功率,有利于受端交流系统电压稳定;在逆变侧电压恢复时,自适应VDCOL放宽了对直流电流的限制,有利于直流功率的快速恢复。
某些特殊情况下,逆变站附近无功极度缺乏时,自适应VDCOL在电压严重下降时的强限流可对防止电压崩溃起到明显作用。
5 结论
分析了直流系统的控制方式对受端交流系统电压稳定性的影响。相比定熄弧角控制,逆变侧的定电压控制有利于受端交流系统的电压稳定,但增加了发生换相失败的风险。功率控制向电流控制的模式转换和VDCOL控制在低电压下能够有效限制直流电流,减小逆变器的无功消耗。
天津电网电压稳定研究 篇6
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。
