电压稳定性范文

电压稳定性范文（精选11篇）

电压稳定性 第1篇

关键词：电压稳定,p-v曲线,潮流方程,潮流雅可比矩阵

电能从产生到用户使用,中间跨越了数千公里,是一个非常大的动态系统。在早期,电力系统水平发展较低的时候,电压不稳定对电力系统的影响并不明显,但是从七十年代以来,我国电力系统正向着“大机组、远距离、大容量”的方向发展,尤其近几年高压、超高压输电越来越多,交直流电网的互联越做越大,这些都对电力系统的稳定运行提出了越来越高的要求。要使系统电压保持稳定,首先要对电压进行监控,所以我们应该建立性能完善的电压监控系统,用来防止电压崩溃。

1 电压稳定的基本定义

对电压稳定性研究之前,应该先分析一下什么是稳定状态,什么是不稳定状态。国际电工与电子工程师协会(IEEE)在早期给出的定义是,当电压一定的情况下,负荷增加时,负荷消耗的功率也随之增加,同时电压和功率都是可控的。

我国在结合我国国情和IEEE的研究成果的基础上,形成了新的定义:电压稳定指电力系统受到大的和小的扰动之后,系统电压还能保持或恢复到系统能承受的范围之内,不发生电压崩溃。电压失去稳定表现为小扰动失稳、暂时大扰动失稳、动态大扰动失稳以及长时间失稳过程。运行着的电力系统在受到干扰后的几秒或几分钟内,母线电压可能经历大幅度的降低,从而使得系统的完整性遭到破坏,不能正常的给用户供电,这种情况称为电压不稳定。

从以上定义可以看出,电压不稳定主要指因为负荷增大等原因造成电压下降导致无法控制的状态。当电压下降时,会有一些其他原因会导致电压下降加剧,电力系统状态变得更为恶劣。这些原因有:(1)当负载增加时,有载调压变压器就会自动动作,使低压系统电压回升,低压侧的无功负荷将逐渐恢复运行,导致高压侧的电压进一步下降。如果此时负荷再增加,就会引起上面一系列的反应继续进行,导致恶性循环,最后有载调压变压器将处于极限运行位置。(2)工业系统中有很多负荷都是感应电动机,该电动机对于电压的变化非常敏感,它的电压会随着系统电压的下降而下降。但当电压降低过多时,感应电动机会因为不稳定而停止转动。如果发生级联效应,会有更多的电动机停止转动,最终将会出现大面积的电压崩溃。(3)当系统中发电机的电压大幅度降低时,发电机励磁调节器迅速增大励磁电流以升高系统电压,提高电力系统动态稳定性。但是,当无功补偿较多时,发电机的过励保护、过流保护等自动装置将降低励磁,减少无功出力,使无功进一步缺少,远方发电机就必须增加励磁使得电压升高,致使一次网络中的无功损耗增加,电压进一步下降。

2 电压稳定分析方法的种类

电压稳定性研究的分析方法分为两类:针对潮流方程的静态电压稳定分析方法,和针对状态方程的动态电压稳定分析方法。关于电压稳定本质的认识,在早期,人们从静态问题范畴研究电压稳定性。后来人们发现,负荷、发电机及其励磁、无功补偿、有载调压器等整个电力系统的状态都是成动态变化的,所以,人们逐渐开始研究电压稳定的动态本质。目前在电压稳定分析这个问题上,动态方法一般只作为理论研究电压稳定性的一个方向,在工程实际中应用较广的还是静态分析方法。所以下面只讨论静态分析方法。

(1)p-v曲线法该具体方法如下,首先确定系统基本状态潮流计算结果,然后逐步增加系统负荷,得到反应负荷实际吸收功率与节点电压关系的一系列(p,v)点,最后将这些点相连就得到了p-v曲线。这条曲线存在有拐点,拐点的左侧被认为是电压不稳定区,拐点右侧被认为是电压稳定区。当前系统运行点和拐点之间的距离的远近反应了系统电压稳定裕度。但是该方法只是理论分析的结果,在实际应用中发现,某些情况下(p,v)点落在右侧稳定区,但实际情况是已经失稳。而有些点落在p-v曲线左侧,仍然能保持稳定。所以,该方法误差较大,不能准确的判断当前电压是否稳定。

(2)灵敏度分析法该方法是利用一些变量的微分关系来确定。比如:负荷节点电压和负荷有功功率的微分比、负荷节点电压和负荷无功功率的微分比,它们用来表示状态变量输入灵敏度。还有系统有功网损和负荷有功功率的微分比、系统无功网损和负荷有功功率的微分比,它们用来表示输出变量灵敏度。根据这些灵敏度指标得到的矩阵可以判断系统电压的稳定性。因为在复杂系统中有效性不容易得到保证,所以该方法主要用于单机单负荷的简单系统中。

(3)潮流多解法该方法是通过研究潮流方程的解,来研究电力系统的稳定性。电力系统的潮流方程是一组非线性方程组,它存在多个值。而且这些解都是成对出现的,其中一个是高压解,它是和电力系统的实际运行状态相对应的,是稳定解,另一个解是不稳定运行点,为不稳定解。潮流解只是一种数学结果,得到的解的稳定性的判别不由解的本身来决定,而是由系统中各元件的动态特性来决定。该方法的求解过程也比较繁琐,因此现在该方法使用较少。

(4)潮流雅可比矩阵奇异法该方法是目前最为成熟的一种计算方法。主要是利用潮流方程的雅可比矩阵的奇异性来分析系统静态电压的稳定性。其中最小奇异值用来衡量电压稳定程度,即用当前雅可比矩阵离奇异值的远近来判断稳定性,又被称为电压稳定裕度。该方法总体来说计算较为简单,且计算量小,所以现在用的最多。

3 电压稳定性分析未来的发展状况

由以上分析可以看出,电压稳定性的分析方法各有优缺点,并且使用时应该根据实际情况具体分析。结合以上的分析成果和实际的电网情况,还需要在以下几个方面进一步研究。主要有:元件动态数学建模、在线电压稳定实时监控、数字仿真技术等。

4 结语

作为复杂的非线性动力系统,电力系统稳定性一直是备受重视的课题之一。近年来连续发生的电压崩溃事故,使电压稳定成为稳定性研究的重点。该文讨论了电压稳定性的概念,详细分析了由于电压不稳定造成的后果。着重讨论了四种常见的静态电压稳定性分析的方法,并比较了这四种方法的优缺点。最后简述了电压稳定性分析未来的发展状况。随着我国电力系统的发展,稳定性更面临着严峻的挑战。建立功能完善、性能可靠的电压稳定监控系统,防止电压崩溃,有重要的现实意义。

参考文献

[1]王永智.电力系统静态电压稳定在线监控若干问题研究[D].河海大学,2007.

[2]赵万明.基于支持向量机的静态电压稳定评估[D].西南交通大学,2008.

[3]侯明.不同负荷模型对电压稳定分析的影响研究[D].天津理工大学,2008.

电力系统电压稳定性的研究论文 第2篇

电力系统稳定是一个统一的整体,其稳定性问题当然也应该是一个整体的概念,因 此系统应该只有稳定或不稳定两种状态,这也是早期人们只注意到了电力系统功角稳定 的原因之一电压稳定问题的研究一般是相对于功角稳定而言的,他和功角稳定都从属 于电力系统稳定问题。

电压稳定的失稳特性、扰动大小和时间框架和功角稳定不同,早 期文献一般认为,功角稳定问题是研究发电机在各种情况下的同步运行问题,而电压失 稳是电力系统无功供给无力满足负荷的无功需求的结果,因为通常情况下,电压失稳是 以某些重负荷母线无功缺乏而导致的。即使现在看来,这种观点在很大程度上也是正确 的,但是近年来对电压稳定问题的认识的发展己经说明,电压稳定问题实际上要复杂得 多。

研究电压稳定问题,首先要有电压稳定问题的定义,可是由于该问题研究历史的短 暂因素和问题的复杂性,致使电压稳定问题本身的定义经历了一个很混乱的阶段,一直 不能有一个最终统一的让广大学者和研究部门都接受的定义,直到最近几年这种状态才 稍稍改观,但也仍然不能确定就是最终的定义。 本文的电力系统稳定性定义和分类是基于2004年IEEE和CIGRE联合给出的定义 和分类方法,这种定义和分类目前已被国际电力界广泛采纳。

从物理本质上讲,电力系统的电压稳定性是电力系统维持系统所有的负荷点电压处 于某一规定的运行范围之内的能力,这种能力有时候主要取决于网络输送到负荷的功率 能否满足负荷自身的功率要求。如果网络输送到负荷的功率不能满足负荷自身的功率需 求,负荷电压将会下降,严重时将失稳甚至系统电压崩溃. 随着电力系统的发展及电网规模的扩大,电力系统失稳的机理更加复杂。静态稳定 和暂态稳定曾是早期电力系统稳定的主要问题,随着电网互联向着大电网、超高压、大 机组、远距离的发展,电压失稳、频率失稳和振荡失稳己经成为电力系统失稳的更常见 现象。

IEEE电压稳定工作小组和国际大电网会议的`TF38.02.10工作组在上世纪九十年 代各自给出的定义基础上又在2004年5月,联合在一起开会讨论并给出了一份关于电 力系统稳定性进行重新定义和分类的会议成果报告arm。这份联合报告指出:电压稳定 是指电力系统遭受扰动后系统中所有母线节点电压都能保持在稳定的、可接受的水平, 它在一定程度上反应电力系统保持或恢复负荷需求的能力以及功率供给平衡的能力。 这份研究报告将电力系统稳定分为功角稳定、电压稳定和频率稳定三大类以及众多 子类,具体分类框架所示。

1.大扰动电压稳定:大扰动电压稳定性关心的是大扰动,如:如系统故障、失去负 荷、失去发电机等大扰动之后系统控制电压维持稳定的能力。它由系统、负荷特性、两 者间连续和不连续控制及保护的相互作用所决定。大扰动电压稳定性的判断,需要考虑 系统的非线性响应特性。

2.小干扰电压稳定:小扰动(或小信号)电压稳定性关心的是小扰动(如负荷的缓慢 变化)之后系统控制电压保持稳定的能力。它受负荷特性以及给定时间内的连续和不连 续控制作用的影响。这类问题可能是短期的也可能长期的,在分析时可适当的对系统方 程进行线性化,从而使方程变得简单,计算速度大大提高。 根据研究的时间范畴,还可以将电压稳定分为暂态电压稳定、中期电压稳定和长期 电压稳定所示。

1.短期暂态电压稳定:涉及的时间只有几秒钟,负荷的动态模型很重要,为微分方 程。研究认为,引起暂态电压崩溃的主要原因是短期动态扰动,具体可分为:①短期动 态扰动后失去平衡点;②扰动后平衡点发生振荡(实际系统中未观察到):③由短期动 态造成的吸引域收缩而致使系统在受到随机参数变化或小的离散转移后,缺乏拉回到短 期稳定的平衡点的能力。短期动态扰动这一时段内可能同时出现功角失稳和电压失稳, 由于它们包含相同的元件,区分到底是功角稳定问题还是电压失稳往往很困难。引起暂 态电压崩溃除短期动态扰动的因素外还有长期动态扰动,此种失稳机制也可以划分为三 种情况:①由长期动态扰动造成的短期平衡点丢失;②由于长期动态扰动而造成的短期 动态的振荡不稳定性:③由长期动态扰动造成的短期动态的吸引域收缩而致使系统在受 到随机参数变化或小的离散转移后,缺乏拉回到短期稳定的平衡点的能力.

电压稳定性 第3篇

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。

电压稳定性分析探讨 第4篇

随着电力系统进入大电网、高电压、大机组的时代,电能通过长距离的高压输电线送到负荷中心,这对合理利用能源、提高经济效益具有重要的意义。但同时也给电力系统的安全运行带来了一些新的问题。随着近年来一系列电压崩溃事故的发生,电压稳定问题近年来已成为热点问题。

2 研究电压稳定的意义

随着现代工业生产的高度发展和能源、环境、投资各方面的改变,现代电力系统已发生了较大的改变。这主要表现在:①原先小型的、分散在各负荷中心的多个发电机(厂)逐渐被单机容量越来越大、远离负荷中心的大型水电厂、核电厂或坑口电厂取代;②远距离、大容量超高压交直流输电线的普遍应用;③负荷的高速增长使得发电设备储备量越来越少。这些条件的改变使得电压稳定性的问题变得突出,并在一些系统内造成了损失。如法国、瑞典、美国、比利时、日本等相继发生了电压崩溃事故,造成惨重的损失。我国局部地区也出现过电压不稳定的事故。电压稳定问题已成为电力系统正常运行的主要威胁之一,会影响电力工业乃至国民经济的发展。

我国幅员辽阔,现有的水力、煤炭等主要能源分布不均,超高压、远距离输送电能是必然的趋势。已有的各大电力系统普遍存在着电源侧对系统的无功输入减小、负荷侧无功支持不足、网络结构不合理等容易导致电压不稳定的薄弱环节。已出现的局部地区的电压稳定事故显露出了更严重的电压崩溃的“灾难性”事故兆头,应该引起所有电力科学工作者的警惕和重视。借鉴国外恶性电压崩溃事故的经验和教训,深入探讨电压不稳定的起因、原理和特性,研究加强系统的安全性和事故时的应急措施,加深对电压不稳定现象的理解和认识,避免电压崩溃事故的发生和巨大的经济损失,具有特别重要的理论意义和实用价值。

3 电压稳定的基本概念和过程描述

3.1 电压稳定的基本概念

3.1.1 电压稳定性

电压稳定性是指电力系统维持电压的能力。电力系统各母线电压在正常运行和受扰动后的动态过程中能被控制在额定电压的允许偏差范围内的能力。

3.1.2 电压稳定极限

送到某一个负荷的功率达到某一水平,当负荷进一步增加时,其端电压将大幅度地降低或发生电压崩溃,此负荷功率的极限值称为电压稳定极限。

3.1.3 电压崩溃

系统在扰动(大扰功或小扰动)作用下,系统内无功功率的发-送-受端平衡状态遭到破坏,靠正常的调节手段已无法使其恢复,致使局部或全部系统电压急剧下降的物理过程。

3.1.4 电压的安全性

电压的安全性是指电力系统稳定运行情况之下及受到事故扰动或系统发生大的变化情况之下系统电压稳定性的能力。

3.2 电压失稳的不同形式

电压失稳通常有以下3种不同的表现形式:

第一种是静态电压稳定问题:随着负荷的缓慢增加,负荷母线上的电压逐渐下降。当达到电力系统受负荷增加能力的临界或接近于临界值时,任何使系统状态越出临界值的扰动,例如负荷的持续增加,或者系统运行中的正常操作等,都可能使负荷母线电压发生不可逆转的突然下降。在电压下降的整个过程中,发电机转子角度和母线电压相角可能并未发生十分明显的变化。正因如此,这种电压稳定性的丧失并不易被察觉。

第二种是动态电压稳定问题:电力系统发生故障后,为确保其功角稳定和维持系统频率,除了进行网络操作外,也可能进行自动切机或切负荷操作,由于系统结构已经变得非常脆弱,缓慢的负荷恢复过程也可能导致电压崩溃,由于电力系统在失去电压稳定前已处于动态调节过程中,发电机及其控制器和恢复的动态行为都会对电压稳定产生影响。

第三种是暂态电压稳定问题:在电力系统发生故障或其它类型的大扰动后,伴随着系统处理事故过程中的发电机之间的相对摇摆,某些负荷母线电压发生不可逆转的突然下降而此时发电机之间的相对摇摆可能并未超出电力系统功角失稳的程度。

3.3 电压崩溃过程的简单描述

电压崩溃的发展较为缓慢,它可以延续几分钟甚至几十分钟,电力系统在重负荷运行工况下遇到故障扰动后,必然引起与故障点有紧密联系的、一定范围内的某些节点的电压急剧下降,有的主要联络线路承担了过量的负荷,加大了线路的无功损耗,而由于发电机母线电压的降低,自动励磁调节装置强励动作,发出较多的无功功率,用以恢复母线电压,励磁设备提供这样的无功支持一般是马上响应故障出现的,这时发电机的转子电流可以大大超过其额定的持续位,因而造成转子温度的迅速上升,这时具有强励限制环节的自动励磁调节装置动作,把控制励磁电流大小的可控硅导通角提高到正常的额定值,这样就限制了发电机无功的输出,但系统的无功功率仍然不平衡。这时,若无其它的调节手段,则必然波及到相邻的发电机,使其强励动作,增加无功输出,而后强励限制又动作,这样的重复循环恶化了系统的运行条件,增加了电压崩溃的危险性。同时由于负荷本身的特性,特别是恒功率负荷企图保持负荷在额定值。有载调压器的作用通过调节次级分接头提高负荷的电压水平,这必然增大了负荷侧的功率需求,使得系统的无功功率不平衡加大。感应电动机负荷有一滑差的限制,感应电动机的最大功率输出正比于端电压的平方,随着端电压的下降,电动机的滑差增大,以满足机械功率的需求,一旦超出了临界滑差的极限位,电动机会很快停止,其电流增加很多,而力矩不大,这几种因素的共同作用必然促进了电压崩溃的发展。电压崩溃在表现出一定的外部特征时,往往比较迅速,不好控制,为了防患于未然,运行人员及早地采取有力措施对防止电压崩溃是十分必要的。

3.4 简单系统静态电压稳定的临近界状态

用图1所示的单电源经过输电线路给一个集中负荷的最简单系统来说明电力系统静态电压稳定的一些基本特征。

图1中的简单系统中节点1为平衡节点,节点2为PQ节点两节点之间的输电线路的阻抗为R+jX。

当维持始平衡节点电压不变时,末端电压V2和负荷功率P2之间的关系PV关系曲线如图2所示。

显然,当输送某一功率P时,对应的运行点有二个,即曲线上半部的稳定点B1和曲线下半部的不稳定运行点B2。B1点对应着高电压解,B2点对应低电压解。因此,有时亦称稳定运行区域和不稳定运行区域,即对应为高电压解区和低电压解区。随着负荷功率和输送功率的增大,B1点电压逐渐下降,B2逐渐上升。到达极限点时;二者重合,即潮流有重解。潮流多解是目前研究电压静稳定的方法之一。对应着负荷增加,若以牛顿法解其潮流方程时,相应的雅可比矩阵的行列式绝对值减少。到临界点时,detJ=0。雅可比矩阵的最小模特征值和最小奇异值也随负荷的增长逐渐减少。在临界点,雅可比矩阵奇异,相应的最小模特征值和最小奇异值为0。如图3所示为弧长连续法示意图。

4 地区电网电压稳定性分析

目前选定地区负荷主要分布在35kV,因此根据2010年所在系统最大负荷并结合目前某地区实际负荷分布情况,针对某地区35kV负荷的电压稳定进行计算。其中35kV和10kV侧全部采用分裂运行方式。

4.1 地区电网发电方式及接线简图

4.1.1 地区电网发电方式(单位:MW)

地区电网发电方式如表1所示。

4.1.2 地区电网发电方式及接线简图

地区电网发电方式及接线简图如4所示。

4.2 正常方式下扫描分析

如表2所示为正常方式下扫描分析。

从扫描结果和接线简图可以看到:落石滩离电源点比较近,极限功率较高;而大峰、沙湖、镇东离电源点比较远,极限功率较低。

落石滩035kVII的极限功率比35kVI的极限功率低,因为落石滩的#1变压器容量为240MW,而#2主变的容量为180 MW。

整个35KV的各个母线的极限电压一般约为0.6(pu),离电源点越近,极限电压越大。

4.3 提高地区电压后电压稳定水平扫描分析

将石二厂母线电压提高(提高1.25%)后,整个地区负荷的电压稳定极限提高的幅度十分有限,电网当前电压水平对电压稳定极限影响不大。

4.4 负荷35kV侧变压器并列运行后电压稳定水平扫描分析

将地区电网35kV侧变压器并列运行后,并列运行变压器的负荷电压稳定值提高很大。

4.5 地区电容器全投情况下电压稳定水平扫描分析

正常运行时110kV变电站电容器投运只有40%左右,但将所有电容器全部投入运行后,整个地区负荷的电压稳定极限提高的幅度十分有限,最大不到10%,结合电压水平提高的情况看,基本电容器投运情况对电网当前电压稳定水平影响不大。

4.6 外网情况对于电压稳定的影响

4.6.1 石二厂停3台发电机电压稳定水平

当石二厂停3台发电机后(全停电网潮流不收敛,无法在1800MW负荷方式下运行),各个负荷节点的电压稳定极限都有不同程度的下降,离电源点越近,下降幅度越大。

4.6.2 地区电网内两条220kV电源联络线开断后电压稳定水平

当地区电网内两条220kV电源联络线开断后,各个负荷节点的电压稳定极限都有不同程度的下降,停电联络线连接的220kV枢纽变电站以及此站供电的负荷点电压稳定极限下降幅度越大。

4.7 单个负荷电压稳定情况分析

4.7.1 趋势分析

如图5所示为电网中某一变电站35kV负荷的PV曲线,从曲线中可见,当电压低到30kV以后,整个电压下降速度十分快。电压稳定呈加速下降模式。在实际电网运行时当负荷功率较大,电压低到一定值时,负荷很小的增长可能会造成电压大幅度下降。

通过曲线可见正常电网运行过程中需要保持一定电压之上的运行,否则负荷的快速增长极有可能造成电压崩溃。

4.7.2 不同负荷大小对电压稳定情况分析

如表3所示为某变电站不同负荷情况下的电压稳定极限。

从表3可见,电压稳定极限与负荷水平并没有太大关系。

5 结论

通过以上分析,针对地区电压稳定问题得出以下结论:

(1)电网电压的提高对整个电压稳定水平的提高的效果并不明显。同样对于无功补偿来说,无功补偿水平提高,在固定的运行方式下,对于电压稳定水平的提高也没有太大的作用,但是针对动态运行过程中的电容器投切对于电压稳定的影响有待动态电压稳定进行深入研究。

(2)通过变压器并列运行,改善负荷的供电网络结构能够比较大幅度地提高负荷点的电压稳定极限。

(3)电压稳定极限与当前负荷水平并没有太大关系,负荷重的点电压稳定水平并不一定低,电压稳定水平是电网本身的特征,与负荷点与支撑电源的电气距离有关,所以在电网日常运行过程中对于电压稳定的监视不能仅仅停留在重负荷点上,往往需要观察那些负荷增长较快,或者电网末端的负荷点。

(4)对于各个负荷点而言,电压稳定曲线为加速下降趋势。在电网日常运行过程中对电压稳定的监视不能通过功率监视,需要在一个较高电压水平上进行电压稳定监视,以保证电网的电压稳定。

(5)电压稳定计算过程中考虑了本网的功率限制。实际运行外网发电机有无功功率限制,外部电网对本电网的功率支援是有限的。所以实际运行时,功率极限值将比计算值偏小。同样当电网无功不足时,电压稳定水平将会有较大幅度的降低。

(6)电压稳定极限与发电厂开机情况有十分大的关系,开机越多,电源支撑能力越强,这样电压稳定水平越高,反之亦然。

通过以上分析,为防止发生电压崩溃事故,地区电网已采取以下措施提高地区电网的电压稳定:①依照无功分层分区就地平衡原则,在相应的枢纽变电站逐步加装足够容量的电容器。②在部分变电站加装新型无功发生器ASVG及静止无功补偿。③在运行中正确使用有载调压变压器,对地区电压及时进行调整。④考虑在必要的地区安装低电压自动减负荷装置,配置低电压自动联切负荷装置。⑤正在积极建立电压安全监视系统和电压稳定计算系统,随时向调度员提供电网中有关地区的电压稳定裕度及应采取的措施。

参考文献

[1]王梅义等.大电网技术[M].水电出版社,1991.

[2]西安交大等.电力系统计算[M].水力电力出版社,1978.

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[4]西安交通大学合编.电力系统计算[M].北京水利电力出版社,1998.

[5]吴际舜,侯志俭.电力系统潮流计算机方法[M].

电压稳定性 第5篇

关键词：风力发电;潮流计算;电压稳定性

0引言

风力发电作为可再生能源中一种重要的利用形式，是目前技术最成熟，最具规模开发的发电形式。由于风资源的大规模开发、单一风电场装机容量的增加，导致风力发电在电网中所占比例越来越大。风电的大量接入改变了电网中原有的潮流分布，而且风速的随机性和间歇性导致风力机输出功率不稳定，风电场输出功率的波动性会对电网电压造成严重影响。因此，深入研究并网风电场对地区电网电压稳定性的影响，对开发和规划风电场都具有重要的现实意义。

1课题的目的及意义

风力发电由于其在减轻环境污染、调整能源结构、解决偏远地区居民用电问题等方面的突出作用，越来越受到世界各国的重视并得到了广泛的开发和利用。

风速的随机性和间歇性导致风力发电机功率的不稳定性，风电场并网运行对电力系统电能质量、安全稳定带来诸多负面的影响，为了更加充分的开发利用风力资源，在风电场建设之前，需要对并网风电场接入电力系统稳定的影响做深入的研究分析，并计算出风电在电力系统中的最佳配置容量，这对风电场的规划设计以及电力系统的稳定运行都有着重要意义。

2风力发电机组的分类

风力发电机是一种将风能转换为机械能，再由机械能转换为电能的机电装置。风力发电过程是：空气流动的动能作用在叶轮上，将动能转换成机械能，叶轮的转轴与发电机的转轴相连，通过传动机构将机械能送至发电机转子，带动着转子旋转发电，实现由机械能向电能的转换，最后风电机组将电能通过风电场变电站升压与电网连接。在本课题中，我们主要是结合建立的标准风电机组的数学模型，进行各种计算与仿真，分析并网风电场对电网电压稳定的影响。

风力发电机组按照控制方式一般分为恒速恒频和变速恒频两种类型。当风力发电机组并网时，要求风电的频率与电网的频率保持一致，即保持频率恒定。恒速恒频就是在风力发电过程中，保持风车的转速(即发电机的转速)不变，从而得到恒频的电能。在风力发电过程中叶片的转速随风速而变化，而通过其它控制方式来得到恒频电能的方法称为变速恒频。

3风电场接入对电网电压影响的研究

风电场大多在电网的末端，网络结构比较薄弱，其短路容量较小，在风速、风力机组类型、控制系统、电网状况、偏航误差以及风剪切等因素的扰动下，必然导致输出功率的变化和电压的波动，从而影响电能质量和电压的稳定性。风电场对电压的影响主要包括电压波动，闪变以及波形畸变电压不平衡等。电压的波动幅度不仅与风电功率大小有关、而且与风电场分布和变化特性等有关。由于风力发电机对所连接的母线电压非常敏感，当系统发生扰动时，系统电压若降低到0.85 pu以下，风机会从电网脱机。由于很多的扰动和故障是瞬时的，当扰动后又再次投入运行，随着风机单机容量的增大和风电场规模的增大，这个投切的过程对电网的冲击很大。

4并网风电场电压稳定的仿真分析

在PSCAD中对恒频恒速的普通异步电动机组和变速恒频的双馈电动机组成的风电场构建了仿真模型，可以得出以下结论：(1)结合实际的案例仿真对模型进行论证得出静止无功补偿装置SVC有效提高了电压暂态稳定性。

(2)双馈机组具有变速特性，正常情况下电网侧发生三相短路故障时，由于故障线路的切除导致电网结构变弱，机端电压下降，无法保证电压稳定特性，转子短路保护控制对改善暂态电压具有较优的性能。

(3)在仿真不同参数对电网静态电压稳定影响时发现，增加短路容量可以增强抗干扰能力，当短路容量比超过10%风电场失去稳定。传输线阻抗比X/R的变化对电压特性也有一定影响，选择合适的传输线阻抗比X/R参数对风电场稳定也起到一定作用。采用转子反馈控制也可改善故障后电压稳定特性。

5结论

(1)建立了风力机的空气动力学模型、机械传动机构模型、普通异步风力发电机组和双馈式风力发电机组的数学模型以及风电场的等值模型。

(2)对普通异步发电机和双馈异步发电机的功率特性进行分析，结合常规潮流计算的基本原理确定包含风电场的电力系统潮流计算方法。

(3)应用PSCAD电力分析软件建立了普通异步电机与双馈风电机组的数学模型和控制模型，从而得到优化的方案。

参考文献：

电压稳定性 第6篇

摘要：非线性、冲击性负荷大量接入电网，引起了电网无功功率不足。闪变，谐波分量占的比重越来越大等一系列电能质量问题。静止无功发生器（Static VarGeneration，简称SVG）是指由自换相的电力半导体桥式变流器来进行动态无功补偿的装置。它适于实时补偿冲击性负荷的无功电流和谐波电流。研究采用跟踪型PWM控制技术对晶闸管的开关进行直接控制的新技术。通过供给电网需要的无功功率使得补偿后的电压电流的相位角接近于0。补偿后的电流在很大程度上降低电力系统谐波能量损耗，提高电力系统电压稳定性。仿真结果表明该控制技术具有控制精度高、鲁棒性强等特点，验证了该控制方法的正确性和有效性。

关键词：SVG;无功补偿;实时补偿;谐波能量损耗;电压稳定性

中图分类号：TM714.2 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）32-0192-03

我国是一个人口大国，自然资源相对紧张，能源日益减少，伴随着能源的减少和资源的紧缺，我国提出了“节约型”社会的口号。在工业和日常生活用电负荷中，阻感负载占很大比例。随着电力电子装置的普及，电压不平衡对并网的电力电子装置的危害问题受到了更大的重视。[1]非线性原件的大量存在，严重的加剧了电力系统中的谐波所占的比重，使得系统的电压质量大大下降，功率因数尤其低。三相电压不平衡度是衡量电网电能质量的一个重要标志。随着人们对电能质量要求的提高，电压不平衡问题受到越来越多的关注。[2]改善工业企业用电的功率因数是提高用电效率节约电能的重要手段。[3]IEEE和IEC均对电压不平衡的定义、最大允许值等做了明确的规定。[4]

目前，在我国普遍采用的无功补偿装置主要是并联电容器和晶闸管控制电抗器（TCR）及晶闸管投切电容器（TSC）。电容器在调解时不能平滑调节，且自身分相调节能力有限。目前关于电容补偿比较创新的一种方法是通过晶闸管开关装置直接调节电容两端电压来调节电容无功。[5]而SVC型无功补偿器受系统谐波影响大，自身产生较大量谐波，受系统阻抗影响大，响应时间长，且体积较大。SVG型无功发生器相对于上述补偿装置在各个方面都有所改善。为了充分利用SVG的优点，国内的研究机构及企业开始大量研究基于SVG型无功发生器的补偿装置。如何在补偿无功的基础上进一步扩展SVG的功能，也是目前SVG的发展趋势之一。[6]除此之外利用其它新型无功补偿装置进行无功补偿的例子还有很多，其中有基于单相STATCOM的不平衡负荷平衡化补偿，基于有源电力滤波器控制的补偿方式等一系列控制方式，单相STATCOM由于具有输出无功电流谐波含量低、响应速度快等优点而适合于不平衡负荷的平衡化补偿。[7]有源电力滤波器能同时补偿大容量变电站的功率因素和电流谐波。[8]

本文借鉴上述一系列的研究理论，研究利用跟踪型PWM控制技术，对晶闸管的开关进行直接控制，进而控制输入电网的无功功率的新技术。该研究在实现 电网无功就地补偿的原则下，使得电网电压、电流相同步，相位角接近于0。补偿后的电流在很大程度上降低线路损耗，降低电力系统谐波能量损耗，提高电力系统电压稳定性。为企业研究新产品提供理论依据。

一、SVG的基本结构及工作原理

1.SVG的结构及原理

SVG并联于电网中，相当于一个可变的无功电流源，通过调节逆变器交流侧输出电压的幅或者直接控制其交流侧电流的幅值和相位，迅速吸收或者发出所需要的无功功率，实现快速动态调节无功的目的。SVG分为电压型桥式电路和电流型桥式电路两种类型，其电压源型逆变电路的电路结构原理图如图1所示。

电网电压为US，SVG侧的电压为USVG，它们之间通过一个电感相连，两者之间的电压差就是电电感上消耗的电压，两端输出电压的幅值和相位的关系确定了输出功率的性质与容量，当USVG幅值大于US电压幅值时吸收容性无功，当USVG小于US电压幅值时消耗感性无功。

2.SVG的电压-电流工作特性

SVG的电压-电流特性如图2所示。

在电压电流特性曲线中可以看出SVG无功发生器两端的电压与电流相量是成直线关系的，当电压电流发生变化时，其端电压与电流的关系是水平移动的，故可保证其能输出最大感性和容性电流，进而可以提高整个系统运行的稳定性。

二、PWM控制原理

1.PWM跟踪控制技术

在PWM跟踪控制技术中，把希望输出的电流或电压波形作为指令信号，把实际电流或电压波形作为反馈信号，通过两者的瞬时值比较来决定逆变电路各功率开关器件的通断，使实际的输出跟踪指令信号变化。

三角波比较控制方式，是跟踪控制法中常用的一种控制方式。这种控制方式输出电流所含的谐波较少，因此常用于对谐波和噪聲要求严格的场合。

在以往的研究中，主要运用的方法是电压控制法和电流控制法，电压控制法就是将STATCOM视为交流电压源，通过控制STATCOM交流器所产生交流电压基波分量的相位以及幅值，也即单δ控制和δ与θ逆变器导通角的配合问题，来间接控制STATCOM的交流侧所需产生的无功电流，电压控制多用于较大容量的场合。本文研究利用跟踪型PWM控制技术结合电流控制法的理论来直接控制晶闸管的开关，以实现直接控制电流的目的，该研究的理论可在通用场合下使用。

2.电流控制法

电流控制是指采用跟踪型PWM控制技术对晶闸管的开关进行直接控制，以调整电流波形的瞬时值。由计算得出交流侧输入电流的指令值直接对电流值进行反馈控制，以使得其跟踪指令电流值。

采用PWM控制的电流控制方法如图3所示。

如图所示是采用的dqo控制方法，在外界参考电压和输出电压的相对量作比较后，形成相应的PWM控制波形，用此波形来控制晶闸管的开关，进而来实现对波形的直接控制，来控制SVG的运行方式。

传统的比例—积分—微分控制方法对系统的检测精度、计算延时和被控对象状态变化具有较强的依赖性，[9]因此现在用的越来越少。

基于PWM技术的新型静止无功补偿器可以更快速、精确地补偿无功功率，而且自身几乎不产生谐波，从而有效地稳定系统电压。[10]

三、SVG稳定电压的原理

1.稳压原理详解

发电机作为电源，也能起到一部分稳定电压的目的，当发电机滑差接近于零时，控制器以阻尼功率振荡为目标，以使系统迅速恢复至稳态。[11]系统、负载和补偿器的单相等效电路如图4所示。系统的无功备用容量越大，其电压稳定裕度越大。[12]其中U0为系统线电压，R和X分别为系统电阻和电抗。反映系统电压与无功功率关系的特性曲线如图5所示，由于系统电压变化不大，其横坐标也可换为无功电流。可以看出，特性曲线是向下倾斜的，即随着系统供给的无功功率Q的增加，供电电压下降。

可见，无功功率的变化将引起系统电压成比例地变化。投入补偿器之后，系统供给的无功功率为负载和补偿器无功功率之和，即：

（1）

如果补偿器的无功功率QR总能弥补QL的反方向变化，以使得Q维持不变，即=0，则也将为零，从而供电电压保持恒定。这就是SVG稳定电压的基本原理。补偿前后网络由于时段不同、负荷不同所致网络不一致，[13]因此本研究的重点是如何在提供所需的无功功率的基础上，保持补偿前后网络的一致性。

2.稳压模块分析

在matlab仿真时，对本次研究进行详细分析，主要包括以下几个小块：

（1）电网系统的变量都是模拟量，然而在数据的处理上，数字量的处理，相对于模拟量较简单，因此，本文采用处理数字量的技术，因此在模块的分配中，要用到将模拟信号离散化的过程。

（2）本次论文中涉及到三角比较法，研究中用到PI模块，通过线性组合构成控制量，对被控对象进行控制。

（3）由于用到离散模拟量的技术，研究中使用与之配套的延时模块。

（4）研究中，最终要使得电流的波形吻合电压的波形，这里采用以电流为变量的控制原则。

（5）在处理时，由于abc三相电流总是处在不断的变化当中，因此通过派克变换，将其转换成dqo变量控制，更易实现信号的控制，在实现控制的基础上，再将其转换成abc三相电流控制的形式。

（6）本次研究的重点任务在于电流控制模块的设计，因为在使用电力电子设备时，其本身也是非线性装置，也会引进谐波，带来多余能量损耗。电流控制模块在设计时，既要能够产生负载所需要的电流控制变量，又要消除其自身产生的谐波给电力系统带来的影响。

四、Simulink动态仿真功能

Simulink是基于MATLAB的框图设计环境，能够仿真并分析该系统。可以用来对各种系统进行建模、分析和仿真。

在复杂系统仿真时，如果被研究系统结构复杂、多层次，则模型中信号的流向就不明确，如果把整个模型按实现的功能划分为子系统模块，就会使系统结构和层次简洁而清楚。

研究中负荷无功电流计算模块如图6所示。仿真图如图7所示。

将系统的各个模块连接起来，对系统进行仿真，可得补偿前的电压电流波形如图8所示，补偿后的电压电流波形如图9所示。

五、仿真结果分析

仿真结果表明：系统在0.01s后振荡停止，开始稳定运行。从系统开始振荡到稳定运行所需时间与SVG响应时间相吻合，说明该控制系统具有控制精度高、鲁棒性强等特点，补偿后的电流与电压相位相差不大，接近于0，可以较少电力系统谐波分量带来的损耗。

从波形图中也可以看到补偿后的电流波形有毛刺，即补偿后的电流含次谐波分量。这主要是因为主电路中的电力电子器件在高频通断过程中产生了其工作频率附近的一些频率很高的谐波。

六、结论

新型自动无功补偿方式可稳定系统电压，提高功率因数，降低线损，而且在不增加电源建设的前提下增加供电能力[14]，因此得到了广泛应用。静止无功发生器（SVG）的发展是电力电子技术与电力系统相结合的产物，也和现代控制技术、计算机技术、通讯技术所取得的巨大进展密切相关。电力系统的快速发展对电网的稳定和电能质量都提出了更高的要求，及时合理地对电网进行无功功率补偿和调节是解决以上矛盾的切实可行的办法。SVG作为有代表性的无功补偿装置，对它的深入研究将促进各种控制理论和算法在电力系统无功补偿方面取得进步。

电力系统无功功率补偿不足会引起功率因数下降，而三相功率不平衡则会影响到用电设备的安全。[15]

本文从无功补偿和谐波抑制的角度，研究了利用跟踪型PWM控制技术，对晶闸管的开关进行直接控制，进而控制输入电网的无功功率的新技术。该研究的结果表明SVG无功功率发生器能夠很好地补偿无功功率，使得补偿后的功率因数接近于1，电网电压、电流相同步，达到了稳定电压的目的。同时还能够看到无功发生器很好的跟踪无功功率的变化，并且进行实时补偿，使得补偿后的电流在很大程度上降低了电力系统谐波能量损耗，提高了电力系统电压稳定性。该研究的成果可以为相关领域的研究提供理论依据。

参考文献：

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[3]李晓明，娄颖，尹项根，等.工业企业供用电系统无功补偿与节电[J].高电压技术，2006，32（6）：116-118.DOI：10.3969/j.issn.1003-6520.2006.06.034.

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[5]李民族，唐晓玲，李颖，等.新型电容无功补偿方法及其接线[J].电网技术，2004，28（16）：64-68.

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农网电压稳定性的调整措施 第7篇

1 农网电压运行中存在的问题

蛟河农网电压运行总体来说符合规定, 综合电压合格率呈逐年增高趋势, 也没有发生用户对电压质量投诉的事件, 但并不意味着完美无缺。从蛟河农网几个电压运行监测点的监测情况来看, 存在的问题有:无功补偿容量不足;负荷变化范围较大, 导致母线电压波动大;电容器容量大, 不能分组投切, 母线电压合格范围不配合等。

2 农网电压稳定性的调整措施

拥有充足的无功功率电源是电网有较好运行电压水平的必要条件, 但是使所有用户的电压质量都符合要求, 还必须采用各种调压手段。就农网而言, 目前调整用户端电压主要采取2种手段:适当选择变压器变比, 尽量选用同一厂家、同一型号的变压器;改变线路参数R和X及改变无功功率分布, 以减少网络的电压损耗。为了保证中枢点电压变动不超过规定范围, 在无功功率平衡的前提下, 农网可以采取以下几种调压方法。

2.1 利用变压器分接头调压

改变变压器变比可以升高或降低次级绕组的电压, 它分为2种方式, 即无载调压和有载调压。

(1) 无载调压即是不带负荷调压, 这种调压必须在变压器断开电源之后停电操作。改变变压器分接头, 以达到调整二次电压的目的。因为无载调压时需要停电, 所以这种调压方式适用于季节性停电的变 (配) 电站。由于不能根据负荷变化而灵活调节电压, 故许多农村电网110千伏及以上变压器都已逐步采用有载调压变压器。

(2) 有载调压变压器可以在带负荷运行条件下切换其分接头, 而且调压范围也较普通变压器大、调压级数多, 调压范围可达额定电压的20%～30%, 所以在110千伏及以上电网线路得到广泛应用, 在蛟河农网也得到大力推广。

2.2 改变农网的无功功率分布进行调压

改变电网无功功率分布的办法是在输电线末端靠近用户处装设并联的无功补偿设备。电网的无功补偿设备主要有同期调相机、静电电容器、静止补偿器。

同期调相机实质上就是只能发无功功率的发电机, 它在过激运行时向系统供应感性无功功率, 欠激运行时从系统吸取无功功率。所以改变同期调相机的励磁, 可以平滑地改变它的无功功率的大小和方向, 因而可以调节所在地区的电压, 既可提高电压, 也可降低电压。同期调相机可以装设自动调节励磁装置, 自动地在电网电压降低时增加输出的无功功率, 以维持系统电压。特别是装有强行励磁装置时, 在系统故障时也能提高电网的电压, 这对提高电网稳定性是有利的。但是同期调相机是旋转运行, 维护比较复杂, 有功损耗也大, 投资费用较高。

静电电容器可按三角形和星形接法接在变电站母线上, 只能供给电网无功功率, 而不能吸收无功功率。它供给的无功功率与所在结点的电压的平方成正比, 所以电压下降时, 它供给的无功功率也减小。因此, 在电网发生故障或其它原因使电压下降时, 其输出的无功功率反而减少, 导致电网电压继续下降, 这是静电电容器的缺点。静电电容器的容量可大可小, 既可集中使用, 又可分散就地供应无功功率, 以降低线路上的功率和电压损耗。静电电容器每单位容量的投资费用较少, 运行时的功率损耗较小, 维护也方便。为了在运行中调节电容器的功率, 可将电容器连接成若干组, 根据负荷变化, 分组投入和切除。

静止补偿器又称为可控静止无功补偿器, 是一种动态无功补偿电源。其特点是将可控的电抗器与静电电容器并联使用, 电容器发出无功功率, 可控电抗器则吸收无功功率, 并可以按照负荷变化情况进行调节, 使母线电压保持稳定。它能快捷、平滑地调节电压, 运行维护方便, 功率损耗小, 对不平衡的变化负荷可以做到分相补偿, 对冲击负荷的适应性较强。

另外, 对于目前一些离电厂较近的220千伏及以上变电站, 由于进线线路功率较大, 使这类变电站主变压器的一次电压较高, 为了让二次侧的电压符合要求, 仅靠调整变压器分接开关有时很难奏效, 因此通常会在二次侧母线上并联一些分组电感线圈, 以便根据电压的波动适当增加无功功率和电压的损耗, 达到降压目的。

2.3 改变线路参数电阻和电抗的方法调压

电压损耗可近似为电压降的纵向分量, 在输送功率一定时, 改变参数电阻和电抗的大小, 可以改变电压损耗, 起到调压作用。

(1) 用串联电容补偿线路参数的方法调压。在高压电网中, 通常电抗比电阻大得多, 用串联电容的方法, 改变线路电抗以减少电压损耗。对于负荷功率因数低、输送功率较大、负荷波动大、导线截面较大的线路, 使用串联电容调压, 效果尤为显著。

(2) 按允许的电压损耗选择导线截面调压。在低压电网中, 用户多又很分散, 容量又不大, 且导线截面较小, 并联补偿和串联补偿不仅不经济, 且均受到限制。对于这种电网, 改变导线电阻将取得一定的调压效果。因此在低压电网的设计和建设中, 按照规定允许的电压损耗选择适当的导线截面, 是保证用户电压质量的重要措施之一。随着农网改造工程的不断深化, 这一措施在蛟河农网中得到了很大程度的落实, 蛟河农网因导线截面小造成的线路功率和电压损耗偏大状况得到了很大程度的改善。

(3) 用串联电感线圈增加线路无功功率和电压损耗的方法调压。对于一些输电距离远、输电功率大的220千伏及以上线路, 由于线路的功率较大, 整个线路呈现容性且功率因数高, 使线路末端的电压偏高。这时通常采用在线路上串联电感线圈的方法, 吸收线路上过多的容性无功功率, 达到调压的目的。

3 农村变电站和配电所的调压原则

正常运行时, 装有有载调压变压器和无功补偿设备的变电站及配电所应主动根据有关部门编制下发的电压中枢点允许电压变动范围 (即电压曲线) 进行电压调整。从变压器的电压负荷关系可知, 用调节变压器分接头的方法调压时, 随着分接头的升高, 变压器的变比减小, 次级绕组的输电电压升高, 但在这个过程中, 变压器自身的功率损耗, 特别是无功功率损耗在增加。也就是说, 当电网因某种原因造成无功缺额时, 通过调整变压器分接头的方法调压, 将会进一步增加电网的无功缺额, 造成其它地区的电压继续下降。因此, 对既有有载调压变压器又有无功补偿设备的农村变电站及配电所, 正常运行情况下的调压原则一般为:电压降低时, 优先考虑投入无功补偿设备, 再调节变压器分接头, 要注意避免向系统倒送无功功率;电压升高时, 优先考虑调整变压器分接头, 再考虑退出无功补偿设备。无功补偿设备的投、切操作均要得到所属调度的同意。

4 电网电压异常时的处理方法

4.1 处理中枢点电压过低的方法

中枢点电压过低时, 可令与低压电网中枢点相临近的发电厂和装有无功补偿设备的变电站增加无功出力, 必要时可适当降低发电厂的有功出力 (但频率要合格) 。处理位于远距离送电的受端中枢点电压过低情况时, 应考虑增加受端发电厂的有功出力, 令其它乃至全系统的发电机、调相机、静止补偿器、静电电容器均加满无功出力, 但注意不要使中枢点电压超过允许值。

若上述处理方法无效, 中枢点电压仍然过低时, 则应限制用电, 必要时可以拉闸。拉闸的顺序为:首先对电压低又过负荷的地区进行拉闸限电, 其次对设备过载的供电区进行拉闸限电, 最后按事故拉闸顺序拉闸限电。

4.2 处理中枢点电压过高的方法

中枢点电压过高时, 可令与高压电网中枢点相临近的发电厂和装有调相机、静止补偿器、静电电容器的变电站降低无功出力至最低, 调相机改为进相运行 (吸收感性无功功率) , 令其它乃至全系统的发电机、调相机、静止补偿器、静电电容器均降低无功出力, 但不要使中枢点电压低于允许值。若还不行, 可令与高压中枢点相邻近发电厂部分带负荷的机组停机。

电力系统电压稳定性研究 第8篇

目前我国处在经济高速发展阶段, 超高压系统构成了主要网架, 控制系统、通信系统和监控系统保障了电力系统的安全稳定运行, 西电东送建设不断加强, 我国装机容量和年发电量均处于世界领先地位。随着电源容量日益增长, 电网规模不断扩大, 电网建设也不断加强。但由于我国土地面积广阔、电力资源相对偏远、电气设备广泛普及, 对供电电压安全要求不断提高, 因此保证供电电压的稳定性也是保障经济高速持续发展、促进能源合理开发利用、满足人民基本需求、维护国家安全稳定的基本前提。

1 电压不稳定研究

1.1 电压不稳定类型

电压不稳定包括非同步运行、电压崩溃、频率崩溃。其中, 非同步运行中电压在相位、频率和振幅这三方面不完全一致;电压崩溃包含局部电压崩溃和大面积电压崩溃, 大面积电压崩溃对电力系统会造成相当严重的危害, 1978年12月法国电网和1987年7月日本东京电网的电压崩溃都造成了重大经济损失, 严重破坏了社会稳定;电力系统频率与有功功率成正相关关系, 有功功率不平衡越来越严重时, 频率将逐步下降, 下降到0时发生崩溃。

在电力系统中常常会发生电压偏差、波动和过电压, 严重影响电力系统的稳定性。

电压偏差是指实际电压与额定电压的缓慢稳态偏差。发生电压偏差时, 电压偏高或偏低, 其大小稳定在某一个值。电力系统的调压方式、供电距离、线路阻抗及无功补偿容量决定了电压偏差的大小。

改善电压偏差的主要措施有:

(1) 采取就地无功补偿, 安装并联电容器, 保证感性元件的稳定;

(2) 采用有载调压变压器, 保障电压质量;

(3) 根据实际情况选择变压器的变比;

(4) 减少配电系统阻抗, 避免过大的线路损耗;

(5) 尽量使三相负荷平衡, 保证供电可靠性。

电压波动是指实际电压与额定电压的急剧动态偏差。当系统不稳定、发生电压波动时, 电压值大小不断变化。用电设备负荷的巨大变化产生了冲击性负荷, 从而导致了电压波动。抑制电压波动的措施有:增加发电厂的装机容量, 较大的装机容量有利于保障系统的稳定;提高供电电压等级, 有效避免电涌的产生;采用特定变压器和专用线路输电, 减少并网和输电过程中的损耗;改进生产工艺及操作水平;采用专用稳压设备等。

内部过电压是由于断路器操作、故障或者其他原因, 使系统参数发生变化, 在系统内部引起电磁能量积累和振荡的过渡过程中产生的过电压。内部过电压包括操作过电压和暂时过电压, 操作过电压是因为系统误操作或故障引起, 暂时过电压是因为系统的电抗参数配合不恰当引起。

暂时过电压包含两种类型:工频过电压和谐振过电压。工频过电压幅值不高, 对系统中具有可靠绝缘的电气设备危害较小, 当时间持续较长时, 对绝缘设备运行的危害不可小觑。工频过电压在超高压系统的绝缘配合中具有重要作用, 因为操作过电压幅值直接受工频过电压影响;同时, 工频过电压的大小也是决定避雷器额定电压的重要依据。电力系统中存在感性元件和容性元件, 感性元件如电流互感器、电压互感器、变压器等, 容性元件如高压电力电容器、自愈式低压并联电容器等。当系统运行或电抗元件故障时, 系统中感性元件和容性元件在恰当条件下可能形成不同的振荡回路, 产生谐振, 从而引起谐振过电压。

电力系统中的电阻元件和容性元件都可看作是线性参数。但感性元件由于在振荡回路中包含多种特性, 因此谐振过电压有以下几种类型:

(1) 线性谐振过电压, 电路中的电抗和电阻都是常数。这类线性感性元件主要有不带铁芯的感性元件和激磁特性接近线性的带铁芯的感性元件。感性元件和电容元件形成串联电路, 当串联回路的频率和电源频率相同时产生串联谐振, 串联谐振发生时, 感性元件和容性元件上的电压远大于电源电压, 此时回路电阻的大小直接影响回路电流的大小。

(2) 参数谐振过电压, 系统中存在电感值周期性变化的感性器件, 凹极发电机的感性元件和容性元件参数匹配时就有可能发生参数谐振, 维持振荡回路所需的能量由感性元件的电感周期性变化产生的能量来提供。

(3) 铁磁谐振过电压, 常常发生在激磁特性呈非线性的带铁芯的感性元件电路中。带铁芯的感性元件往往在系统运行时发生饱和, 此时电感值随着电流或者磁通量的变化而变化, 在一定条件下铁磁谐振现象就会发生。铁磁元件的激磁特性呈非线性, 因此铁磁谐振又称为非线性谐振。

1.2 电压不稳定原因

电压不稳定的主要原因有以下几点:

(1) 由于用电需求量的不断升高, 发、输电设备趋于极限值;

(2) 供电线路陈旧老化, 压降过大, 接头接触不良;

(3) 系统中增加无功补偿后, 无功与电压平方成正比, 电压降低时, 无功大幅度减小;

(4) 电压稳定性研究还不够深入。

1.3 电压不稳定解决办法

电压不稳定对于电网危害极大, 可采取以下方法消除电压不稳定:

(1) 正确选择变压器的分接头, 保证用电设备的电压水平;

(2) 合理设置电容器进行无功补偿;

(3) 变压器并列运行;

(4) 加装限流电抗器, 防止电流过大;

(5) 采用稳压器保证电压稳定。

2 电压自动控制系统

AGC和AVC是当代两大电压自动控制系统, 具有改善电压质量、减少线路损耗、增加电量储备和缓解调度人员工作强度的功能。经过科研人员的不断研发, AGC已经广泛应用于各大电厂中, AVC技术还有待提高。

2.1 AGC系统

如图1所示, 电力系统自动发电控制 (AGC) 系统主要由主站控制系统、信息传输系统和电厂控制系统等组成。

AGC是能量管理系统EMS中的一项重要功能, 其根据居民用电需求量来有效调控输出, 同时保证系统经济运行。近几年来, AGC广泛应用于全国各大发电厂, AGC系统的投入大幅度提高了系统的可靠性。其中, 水电厂一般采用全厂AGC控制方式, 火电厂则采用单机或全厂AGC控制方式。

电厂中AGC的基本控制目标为: (1) 保证电网发电量满足用电需求量; (2) 保持系统频率与计划值相符, 避免发生频率崩溃; (3) 将系统发电功率合理分配到各区域, 同时保持区域间净交换功率符合计划值。

2.2 AVC系统

AVC利用通信技术有效控制电网中的无功资源以及调压设备, 从而来保障电力系统安全经济运行。通常AVC系统中配置一个上位机, 对应一个电压无功系统;配置多个下位机, 各机之间可相互通信。

电厂AVC装置原理如图2所示。

电厂中上位机主要负责处理模拟量信息、开关量信息, 输出控制命令和电压无功目标值, 模拟量信息主要从发电机组采集, 开关量信息主要从母线等采集, 控制命令、电压无功目标值主要通过电厂端RTU输出。对采集到的信息进行处理, 估算出母线需要的无功总量, 然后将无功合理分配给母线上的发电机, 各个下位机接收对应的信息和控制命令, 实现各机组间的无功最优配置。

下位机主要负责将采集到的模拟量和开关量等信息及时传送给上位机, 之后上位机进行分析和处理, 并输出控制命令和目标无功值到各个下位机, 根据控制命令采取相应的操作, 把每个机组的无功大小调整到目标值。每个机组有一个下位机, 保证机组在安全合理范围内运行。采集母线信息的独立下位机对励磁无操作。

3 结语

研究电力系统电压稳定性对我国经济发展有着重要意义, 经过几十年的不断探索, 我国在电压稳定性及控制手段的研究上取得了丰硕的成果。电压自动控制系统已广泛应用于电力系统中, 但随着电力系统的不断发展, 电压稳定性要求将不断提高, 对电压自动控制系统还需进行更深入的研究。

摘要：随着我国经济的快速发展和电力系统的不断完善, 电压稳定性已经成为电力系统的热点课题。现主要研究分析了电力系统电压不稳定的种类、原因、解决方法, 并对两大电压自动控制系统的基本思想、理论成果和应用情况加以总结, 以期为电力系统运行和科研工作提供参考。

关键词：电力系统,电压不稳定,AGC,AVC

参考文献

[1]许文超, 郭伟, 李海峰, 等.AVC应用于江苏电网的初步研究[J].继电器, 2003, 31 (5) .

[2]王新宝.电力系统电压稳定的研究[D].杭州:浙江大学, 2004.

[3]程浩忠, 吴浩.电力系统无功与电压稳定[M].北京:中国电力出版社, 2004.

电力系统电压稳定性分析与控制 第9篇

一、电压失稳的机理

我们知道, 引起电压崩溃的原因有很多种, 事故从起始到到达系统崩溃经历的时间也各不相同, 有很多情况下, 是几种原因交织在一起, 这就大大增加了分析的困难程度, 它比较典型的发生在系统重载、无功极度缺乏的情况下, 其根本原因是系统无法满足无功需求, 总之, 电压崩溃是一个比较复杂的过程。一般来说, 其机可以概括如下:

1) 当系统在紧急事故后, 无功需求增加时, 如果系统没有足够的无功储备, 系统的电压就无法调整到稳定水平, 就可能导致电压崩溃。

2) 继电保护动作、跳开重载的负荷线路, 负荷转移到其余邻近线路时, 其他线路的功率输送增加, 线损增大, 线路末端的电压下降较大, 引起线路级联跳闸, 系统解列。

3) 系统负荷过重, 且长时间连续过负荷运行。无功不足, 不能维持正常的电压水平, 导致电压水平持续下降, 最终导致电压崩溃。

4) 在负荷中心超高压和高压网电压降落反过来影响配电系统, 其二次侧电压降低。当系统无功不足、负荷侧低电压的情况下, 有载变压器动作, 力图恢复二次侧配电电压, 而这将进一步加剧了一次系统无功缺额进一步增大, 电压进一步跌落, 最终引起电压崩溃。这称为有载调压变压器负调压作用。

5) 当系统出现大的扰动后, 发动机处于强励状态, 以增加无功输出来维持系统的电压水平。但是。由于发电机过励限制器的作用, 其励磁电流将被强制恢复到额定值。这样, 会突然加重系统无功不足的状况, 最终将导致电压崩溃。

综上所述我们知道系统的无功储备对系统的电压稳定起着很重要的作用, 所以我们要对系统进行无功补偿, 接下来我们简单的介绍无功补偿的原理、方法和意义。

二、无功补偿的作用与方式

无功补偿是维护电力系统稳定与经济运行所必需的, 它对供电系统和负荷的正常运行都是十分重要的。电力系统网络中不仅大多数负载消耗无功, 大多数网络组件也要消耗无功, 而无功需要从网络某个地方获得。但是如果这些无功都是由发电机提供的话, 又会增加线损, 线路末端的电压降会大大升高, 不利于系统电压的隐定, 所以我们要在需要无功的地方产生无功功率, 即进行合理的无功补偿。

无功补偿的作用主要有以下几个方面:提高系统功率因数, 降低设备容量, 减少功率损耗;稳定系统电压, 提高供电质量。在长距离输电线中合适的寺点设置动态无功补偿装置还可以善输电系统的稳定性, 提高输电能力;在一些三相负载不平衡的情况下, 通过适当无功补偿可以平衡三相的有功功率及无功负荷。

三、电压稳定性的预防与校正控制

电力系统的电压控制通常采用分级分区控制的结构, 即按空间和时间将电压控制分为一级、二级、三级控制3个等级。其中三级电压控制是其中的最高层, 它以全系统的经济运行为优化目标, 并考虑稳定性指标。二级电压控制接受三级电压控制的控制信号, 通过对区域内各可控元件的控制保持区域的电压水平稳定。一级电压控制器根据二级电压控制器的控制信号调节系统所需的无功支持。在电压的这种分级递阶控制系统中, 每一层都有其各自的控制目标, 低层控制接受上层的控制信号作为自己的控制目标, 并向下一层发出控制信号。

预防控制是指在当前运行方式下负荷连续增长, 或通过故障分析得知系统故障后可能发生故障问题时, 采取的控制措施, 以保证系统在当前运行方式下或故障后状态下保持一定的稳定裕度, 防止电压崩溃的发生, 是一种慢速、调节性控制。电力系统预防电压失稳的措施有:1) 电压无功的再调度;2) 发电机处力调整;3) 无功补偿措施;4) 有功和无功储备的调整;5) 某些界面潮流的调整;6) HVDC、FACTS的调整等;7) 切负荷等。

校正控制是指在系统发生严重事故或系统处于连续负荷增长情况下, 处于电压不稳定的过程中进行的控制使系统能够恢复稳定或保持一定和稳定裕度的控制手段, 它是一种快速、紧急性的控制。电力系统电压失稳的校正措施有:1) 发电机出力调整;2) 尽可能的投入无功补偿装置;3) 切负荷。

四、电网建设初期防止电压失隐的措施

随着经济的发展, 电网规模不断扩大, 当某一区域发生电压失稳时, 我们必须采取适当的措施, 防止不稳定性的扩大, 以把损失降到最小, 这就须要我们在电网建设时做出相应的措施, 主要包括:

1) 电网结构上应体现合理的分层分区原则。电力系统必须在适当的地点设置解列点, 并装设自动解列装置, 当系统发生稳定破坏时, 能够有计划地将系统迅速而合理地解列为供需平衡各自保持同步运行的两个或几个部分, 防止系统长时间不能拉入同步造成系统频率合电压的崩溃。

2) 电力系统必须考虑可能发生的最严重事故情况, 并配合解列点的安排, 合理安排自动低频减负荷的顺序和所切负荷数值。当整个系统或解列后的局部出现功率缺额时, 能够有计划地按频率下降情况自动减去足够的负荷, 以保证重要用户的不间断供电。发电厂应有可靠的倮证厂用电供电措施, 防止因失去厂用电导致的全厂停电。

3) 在负荷集中地区, 应考虑当运行电压降低时, 自动或手动切除部分负荷, 或有计划的解列, 以防止发生电压崩溃。

五、总结

电力系统电能质量指示包括电压、频率、波形。但本文的工作只是从电压方面对电力系统稳定进行了分析, 仍有很多研究工作有待充实和完善, 在未来的研究中可以从频率和波形两方面对电力统系稳定进行研究和探讨。

摘要：本文对电压稳定性进行分析, 研究对电压稳定性事故发生的原因、电压隐定性事故分类、影响电压稳定性的因素, 以及在电压稳定性事故的预防和控制。

关键词：电网互联,电力系统稳定,电压稳定分析,预防和控制

参考文献

[1]刘天琪, 邱晓燕, 李华强等.现代电力系统分析理论和方法.中国电力出版社, 2007.

[2]吴宁.电网络分析与综合.科学出版社, 2010.

电压稳定性 第10篇

基于全局电网信息进行协调优化的电压/无功控制是智能电网的重要特征之一, 也是高水平电网调度控制的显著标志。电网的调度和控制是分层分区的, 各控制中心往往设置独立的电压/无功控制系统, 以保证本区域内电网的经济运行与电能质量, 然而电网却是联系在一起的整体, 两者之间存在着矛盾。因此, 如何实现全网无功的合理分配及区域电压的协调控制一直是研究的热点。

以法国[1]、意大利[2,3]、比利时[4]及西班牙[5]等欧洲国家的方式为代表的三级电压控制模式, 侧重于在空间范围上协调各区域的电压/无功水平, 该模式以中枢母线、控制区域为基础, 其以硬件形式实现的区域控制器在应用于中国这种电力系统发展较快和运行工况实时变化幅度较大的地区时有一定的难度, 而且当前也越来越难满足其关于区域间无功弱耦合的假设。

文献[6-7]提出在二级电压控制器上附加联络线无功潮流变化量的反馈信号, 以抑制区域间无功的影响, 这要求联络线无功潮流变化必须是单调且可预测的, 否则效果不理想。文献[8-9]研究了级联系统中, 进行变压器和电容器协调控制以实现无功的合理分布及避免电压控制振荡的问题, 但其方法应用到复杂网络时比较困难。文献[10-11]提出了一套实施方案:将大电网按电气耦合紧密程度进行“软分区”, 并由上级电网调度中心通过协调变量来指导和考核各下级电网调度中心。下级电网的电压控制系统除了满足本级电网的控制目标外, 还需要实时跟踪由上级电网给出的协调变量的设定值, 在实际中协调变量多选用关口电压或关口功率因数;该方案区域间信息交换很少, 不涉及各级电压控制系统的具体逻辑, 具有较高的实用性。但有时电压/无功控制系统的管理区域已事先给定, 并不能保证完全符合“软分区”的要求;同时, 用由多个区域共同影响的关口电压或无功作为指标来指导并考核单个区域可能是不公平、不合理的, 且仍可能存在控制振荡和无功储备不均衡的问题。

文献[12]基于传统的省、地电网自动电压控制 (AVC) 系统, 提出了适合中国省级电网的最优潮流、三维分解等协调模式, 但是传统的AVC系统通常是单方向、集中式控制结构, 存在互动性和可靠性不足的问题。针对此问题, 文献[13-14]提出正常情况下集中控制与故障情况下自律分散控制相结合的控制模式, 构建了地区电网自律分散式AVC系统, 实现了不同状态下的协调优化控制, 有效提高了系统的可靠性。然而, 大电网发展的耦合化、容性化和复杂化使得电压调控的难度越来越大, 具体表现为省、地电网间的电压调控失配。文献[15-16]根据省地电压调控失配问题的机制, 从空间、时间与目标3个维度上剖析省地调控配合的关系, 并提出引入关口电压判据, 驱动AVC动作投入电容器的解决策略, 实现上下层电网协调控制, 但是对于省级电网这样的复杂系统, 该解决策略的可靠性还有待验证, 且可能经济成本较大。文献[17]提出通过各电压/无功控制中心共享数据, 实现多区域电压/无功的协调控制, 并达到全局控制的纳什均衡;文献[18]也是基于博弈论的思想, 通过建立大电网电压/无功控制的合作博弈模型, 避免电压调控失配的问题;但对于电力系统这样一个高度复杂的动态网络, 高效率的纳什均衡的求解显然是十分困难的, 还需要不断研究。

文献[19]提出一种区域电压控制偏差 (VACE) 指标以代替关口电压或关口功率因数作为协调变量, 能够区分无功扰动发生的区域, 但仿照自动发电控制而设计的VACE指标是否适应区域电压/无功控制还有待研究。文献[20]利用有功、无功解耦后的网络方程推导出边界节点的最优无功注入方案, 从而实现互联电网协调无功控制;但该方法仅考虑了单一的网损优化目标, 没有考虑到安全性的问题, 并且其最优无功注入量的求取也较为复杂, 不利于实用。

本文根据“区域电网电压/无功调节水平的提升不应以全局或相连电网调控能力的损失为代价”的思想, 以互联电网网络方程为基础, 分别推导了区域电网有功网损最小时以及用L指标评估的静态电压稳定度最优时所对应的联络节点无功注入量表达式。进而根据分解协调计算思想, 设计了兼顾电压静态稳定和经济性的互联电网区域电压/无功协调控制模型, 较好地实现了兼顾电压稳定性和经济性的互联电网电压/无功协调控制。

1 互联电网电压/无功协调控制

设有如图1所示的互联电网, 区域电网A以m条联络线与区域电网B相连, 如图1所示, 节点i, j, h, e分别代表区域电网A和B的边界节点。

解耦有功、无功后网络节点电压、无功间的关系如式 (1) 所示[21], B为电网的电纳矩阵, ΔU为节点电压变化量, ΔQ为节点注入无功变化量。

因此, 当区域电网A进行电压调控时, 其调控结果会通过联络线影响区域电网B边界节点的电压或注入无功的变化, 进而可能改变区域电网B的无功分布和电压水平。如果区域电网A进行电压调控时已知区域电网B边界节点无功功率变化与区域电网B有功网损和电压稳定指标间的关系, 则区域电网A的控制策略可能兼顾本区域电网与相邻区域电网的电压/无功调节, 实现“区域电网电压/无功调节水平的提升不以全局或相连电网调控能力的损失为代价”的协调控制。

2 有功网损与节点无功注入变化量

电网的有功功率损耗可定义如下[22]:

式中:m和b分别为电网的节点数和支路数;Rbi为支路bi的电阻;为支路初始电流相量;为支路电流变化量;为节点注入电流变化量;Eij为矩阵E中的元素, E为根据回路分析法推导的节点注入电流变化量与支路电流变化量间的关系矩阵[22]。

令fbi0r和fbi0i分别为支路bi初始电流矢量的实部和虚部;Erij和Eiij分别为Eij的实部和虚部;且与节点j注入无功改变量ΔQj的关系如下式所示:

式中:vj为负荷节点j的电压幅值。

则由式 (2) 可得:

将式 (4) 对各节点ΔQj求偏导可得式 (5) , 再对ΔQj求偏导, 可得有功损耗对节点无功变化量的海森矩阵如式 (6) 所示。其中的变量说明可参见附录A的A1节。

可以证明, 该海森矩阵为半正定矩阵, 故式 (4) 所示有功损耗函数为凸函数, 其极值存在且为极小值, 详细证明过程参见附录A的A1节。令式 (5) 为0, 可求得Ploss取极值时的各节点无功注入变化量如下式所示:

式中:Fbr和Fbi为支路电流向量;其他各参数的详细表达式见式 (8) 式 (11) 。

需要注意的是, 由式 (7) 求得的最小有功网损是理想情况下的值, 实际中是难以达到的, 但其反映了节点无功注入变化量与网络损耗间的关系, 可以用来判断电网网损的变化趋势。

3 静态电压稳定L指标与节点无功注入变化量

Kessel推导了评估负荷节点局部电压稳定的指标Lj[23], 如式 (12) 所示, 具体推导参见附录B。

式中:为负荷节点j的节点功率;为来源于系统的其他负载的等效功率;为负荷节点自导纳的共轭;αL为负荷节点的集合;为负荷节点i的电压相量;为负荷节点i与j间互阻抗的共轭;为系统对负荷节点i的等值负荷。

对系统电压稳定进行评估时, 可取所有负荷节点的局部电压稳定指标的最大值作为系统电压稳定指标, L取值在0~1.0之间, L取值越小表明系统越稳定, 当L趋近于1时, 系统电压趋于不稳定。由式 (12) 可以推出:

式中:;Pi和Qi分别为负荷节点i注入的有功和无功功率;θi为节点i的电压相角;Rij和Xij分别为负荷节点i, j之间的电阻和电抗。

式 (13) 对Qi求二阶偏导数, 可得海森矩阵式 (14) 。可以证明, 该海森矩阵为半正定矩阵, 故式 (13) 所示L指标函数为凸函数, 其极值存在且为极小值。

式中:

求解L/Qi=0, i=1, 2, , m, 可得L指标取极小值时各负荷节点Qi如下式所示:

式中:P为节点有功功率向量。

其他各参数详细表达式如下:

4 协调多目标控制模型

综上所述, 兼顾电压稳定的互联电网的电压/无功优化协调控制问题可表述为:

式中:Ab和Bb分别为区域A和B边界节点的集合;Qlk为根据文献[20]的方法计算的进行区域电压/无功优化调节后边界节点的无功注入量;ΔQe为相连区域边界节点处实际无功注入量与经济性最优无功注入量Qec的差值, Qec可由式 (7) 求解, 因此ΔQe反映了本区域电压/无功调节对关联区域有功网损的影响;Llocal为进行调节区域的L指标;ΔQs为相连区域边界节点处实际无功注入量与由式 (16) 求得的稳定性最优无功注入量QL的差值, 其代表了本区域电压/无功调节对关联区域电压稳定性的影响;g (x) 为优化计算要考虑的不等式约束, 为变压器变比调节范围, 节点电压允许波动范围, 发电机无功功率限值, 并联电容器的功率和发电机机端电压的限制范围;h (x) 为优化计算要考虑的等式约束, 包括潮流计算的有功功率平衡和无功功率平衡方程。

各区域电压/无功控制中心独立计算本区域所有计算, 只将协调计算所需等值导纳矩阵及无功注入量等传输到相连电网电压控制中心, 如图2所示。

对该模型区域间信息交互过程的详细分析参见附录C。由于模型4个优化目标有可能相互矛盾, 即本区域Ploss的减小有可能导致边界节点处无功注入量与互联区域经济性最优无功注入量的偏离程度增加;本区域电压稳定性的提高可能导致ΔQs的劣化, 即相连区域电压L指标的增大;以及有功网损与电压稳定两类优化控制目标本身也可能相互矛盾。所以不宜使用权重法将4个优化目标合成为一个目标函数[24], 而考虑采用基于Pareto-最优解集思想的多目标进化算法 (MOEA) 求解该模型。

5 仿真算例

本文采用2类仿真模型, 分别模拟有电源大容量电网与无电源源配电网的互联以及两个容量相当的有电源网络的互联。控制模型的优化求解采用文献[20]的自适应ε-支配域多目标进化算法 (AeMOEA) 。该方法能较快速的计算多目标优化问题的Pareto解集, 最优解的选取采用权重法 (见式 (18) ) , 权重系数设计原则为:①稳定性优先于经济性;②本区域优化优先于相连区域的优化。

式中:下标ori代表对应目标的初始值。

1) 模型一:由IEEE 14节点模型和一个实际10节点无源网络组成的试验网络[15] (见附录D图D1) ;无源网络总有功负荷150.7 MW、总无功负荷11.5 Mvar;包括9台可调变压器, 调节范围8挡 (0.9~1.1 (标幺值) ) ;7组并联电容器组, 每组电容器可分3次投切;网络与IEEE 14节点模型的4号节点相连。对无源网络分别采用本文的协调控制模型和仅考虑本区域网损和L指标最优的无协调优化模型进行电压/无功优化, 约束条件包括发电机无功限值, 母线电压上、下限约束 (0.95~1.05 (标幺值) ) 。分别进行12次仿真, 负荷按照早上08:00到晚上19:00如图3所示的恒功率变化曲线改变。

图4显示了按照本文所提方法与忽略本区域调控对相关联区域影响的常规方法针对无源网路电压/无功调控的结果。两种控制方法的仿真参数, 随机数据完全相同, 参见附录D。由图可见, 两种方法都实现了对网损和电压稳定指标的改善。并且, 普通方法所得12次仿真结果在两个调控目标方向上都明显优于本文方法, 因此从本区域调控角度显然普通方法调控策略更好。图5是两种方法的调控策略对整个系统相应指标的影响结果。

由图5可见, 常规方法所得的12个时刻的控制策略全部使得全区域的有功网损和电压稳定指标变差了。也就是说对无源网络进行的电压/无功调控, 虽然优化了调控网络自身的调控目标, 却导致了全系统相应指标的恶化, 并没有真正的实现“优化”控制。而本文的协调控制方法, 虽然在调控区域内的优化效果不如常规方法, 但从全系统的角度, 有效实现了电网经济目标和电压稳定目标的优化控制。显然, 图5所示结果才是进行调控后, 电网的综合变化效果, 这也在一定程度上反映了在互联系统中, 忽略区域间相互影响的调控策略很难做到全局优化。

2) 模型二:采用IEEE 118节点分区模型[15], 模拟两个容量相当的互联有源网络的电压/无功控制, 详细结果与分析参见附录D。通过该模型的仿真, 验证了本文所提出的协调控制方法对该类网络模型同样有效。

6 结语

本文推导了电网电压稳定L指标与有功网损函数的极值存在并为极小值。并得到了L指标与有功网损取极值时的关联节点无功功率表达式。

根据区域电网协调控制的思想设计了兼顾控制区域与关联区域控制效果的电压/无功协调控制模型。

本文所提出的方法可以较好地保证不同电网运行控制中心间信息的安全性。即实施调控的电网无需掌握全部的互联电网参数, 也可实现协调控制。

附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。

摘要：互联电网各控制中心在进行电压/无功控制时有必要采用协调控制手段, 以实现无功的合理分布, 避免控制振荡。文中以互联电网网络方程为基础, 分别推导了基于L指标的节点最优无功注入量和对应电网有功网损最小时的节点最优无功注入量。进而根据分解协调计算思想, 设计了兼顾电压静态稳定性和经济性的互联电网区域电压/无功协调控制模型。最后分别通过两种互联电网模型的仿真实验, 验证了所提出的兼顾电压稳定的互联电网电压/无功协调控制的机理与方法的正确性与有效性。

电压稳定性 第11篇

近年来,国内外电力系统多次发生电压崩溃事故[1~7],使得电压稳定问题的研究在世界范围内引起广泛的关注[8~17]。电力系统电压稳定性分析要解决以下问题[15]:判断系统在某一运行状态下,电压是否稳定;给出系统在当前运行点的稳定裕度,也即当前运行点离电压不稳定的距离;找出系统中电压稳定的薄弱节点、支路和区域。

电压稳定性是电力系统稳定性的一个分支。电压稳定性,有的文献又称负荷稳定性。到目前为止,在电压稳定性尤其是在静态电压稳定性分析研究方面,虽然取得了很大的进展,但与功角稳定研究相比,关于电压稳定的理论体系,特别是在动态机理方面,还没有完全建立。所以目前在实际电网电压稳定分析中,应用较多的还是静态分析方法[18]。

电力系统分析综合程序PSASP(Power System Analysis Software Package)是中国电力科学研究院自主研发的一套功能强大、使用方便的电力系统分析大型软件包,在最新的版本中,增加了电压稳定性分析模块[19]。本文基于PSASP,对廊坊电网进行了静态电压稳定性分析:指出了系统中的薄弱节点、薄弱区域;计算了廊坊电网主要输电线路的静态传输极限。

1 基于PSASP的静态电压稳定分析的数学原理

1.1 潮流方程雅可比矩阵的特征结构分析

设潮流方程功率式的修正方程[19]为:

其中:JS为常规潮流雅可比矩阵,为功率不平衡向量,为电压不平衡向量。若令ΔP=0,则可得系统负荷无功功率与节点电压的增量关系为:

系统的电压稳定性可由计算JR的特征值与特征向量判定。这就是模态分析法判别电压稳定性的基本原理。对JR进行特征值分解可得:

令ξ=η-1,则有

其中:Λ=diag{λ1,λ2,,λn},λ1,λ2,,λn为JR的特征值;η为JR的左特征向量;ξ为JR的右特征向量。将式(4)代入式(2)可得:

其中:ηi为左特征向量阵η的第i行;ξi为右特征向量ξ的第i列。由式(5)得出:

令ηΔV=Δv,ηΔQ=Δq,则有:

式中Δv,Δq分别为模态电压v和模态无功q变化量。由式(8),对第i个模式有:

这里λi可以认为是第i个模态无功对模态电压的灵敏度。当λi很小或接近于零,表明模态无功的微小变化会导致模态电压的急剧变化,也就是系统接近于不稳定。因而,可以认为电压崩溃实际上对应于模态电压崩溃。

1.2 薄弱节点和薄弱区域的确定

由式(6)可得负荷母线k的V-Q灵敏度近似为:

由式(10)可见,V-Q灵敏度并不取决于单个电压崩溃模式,而是V-Q变化的所有模式的联合效应。联系到系统薄弱节点、薄弱区域的判别问题,引入“母线参与因子”:

这里pki决定了λi在母线k对V-Q灵敏度的影响。由于JR近似为一个实对称阵,故其特征值基本为实数。因此,判定系统薄弱节点的问题就是寻找JR的最小模特征值(主导特征值)以及与此最小模特征值相关的各节点参与因子的最大者。

需要进一步说明的是,由于电压崩溃对应于模态电压崩溃,故可根据电压稳定极限点处与JR的主导特征值相关的各节点参与因子来初步判别系统的失稳方式:如果在电压稳定极限点处模态分析结果得出的薄弱区域为一负荷区域,则可判定此时系统将发生单调电压失稳;如果在电压稳定极限点处模态分析结果得出的薄弱节点为一发电机节点,则应特别注意系统发生单调功角失稳的情况,此时可在电压稳定极限点进一步用基于系统状态方程的严格的小干扰特征值分析方法判别系统的失稳方式。

2 实例计算分析

2.1 廊坊电网概况

廊坊电网位于京津唐负荷中心,随着电网规模的增加,负荷急剧增长,电压稳定问题凸显严重,因此对廊坊电网进行静态电压稳定分析是调度运行人员十分关心的问题[20]。截至2007年夏季,廊坊电网共有10个220 k V变电站,夏季正常方式下最大负荷水平为1800 MW+j289 MVar。廊坊电网在结构上分为南北两部分,北部电网以三河电厂为电源支撑,规模很小;南部电网以安定和霸州两个500k V变电站为电源支撑点,共有7个220 k V变电站,是典型的负荷中心[20]。本文主要以廊坊南部电网为例,进行电压稳定性分析。为了表述方便,在后面的分析说明中,都用“廊坊电网”特指廊坊南部电网。

2.2 负荷模型和发电机出力方式的确定

在进行电压稳定性计算时,负荷模型采用40%恒阻抗+60%恒功率的静态负荷模型,不考虑负荷的频率特性[21]。负荷增长方式[22]为:全系统各负荷保持当前状态时的功率因数和比例不变,同步增长至电压稳定极限点;发电机出力按照当前状态的比例不变,同步增长;在迭代过程中,若发电机无功出力越界,则将PV节点转化为PQ节点。

2.3 电网薄弱母线和薄弱区域的确定

PSASP采用模态分析方法来判别系统的薄弱节点和薄弱区域。分别在初始稳态运行点和电压稳定极限点进行模态分析,求出各节点对主导电压失稳模式的参与因子,根据参与因子的大小可确定系统的薄弱节点和薄弱区域。参与因子越大则表明该节点的功率变化对电压稳定性影响越大,也就说明此节点越薄弱。表1列出了初始和极限运行状态下节点参与因子的计算结果。其中“牛驼11”表示牛驼变电站的母线,第一个“1”表示母线的电压等级为110 k V,如果为“2”则表示母线的电压等级为220 k V;第二个“1”表示母线编号,其他母线名称表示方法与此类似。图1标出了两种方式下确定的薄弱区域,其中虚线内的节点表示初始运行状态下的薄弱母线,实线内的节点表示极限运行状态下的薄弱母线,由这些节点分别连接形成的区域即为薄弱区域。

从表1和图1中可以得出如下结论:

(1)初始运行状态下,电网最薄弱的母线是牛驼11,最薄弱区域是由牛驼11、后奕、新利12、胜芳11、毕家坊12、新钢11、康仙11、康仙12、辛店11、许庄11这些母线确定的区域(如图1中虚线内的区域);电压稳定极限点时,最薄弱的节点是胜芳12,最薄弱的区域是由码头12、胜宝11、胜芳11、胜芳12、东段11、策城11、策城12、辛章11、前进11、清河11这些母线确定的区域(如图1中实线内的区域)。从实际系统的运行来看,这些薄弱区域内母线所带的负荷都比较重,低电压现象比较严重。

(2)随负荷增加过程中,电网的最薄弱母线和最薄弱区域发生了改变,则说明电网的薄弱母线可能随负荷的变化而发生转移。系统运行人员不仅仅要监控当前运行状态下的薄弱母线,更要监控薄弱母线的转移情况。

(3)从表1中可以看出,同一变电站内两条母线的电压稳定性可能不同,例如初始运行状态下的胜芳11和胜芳12排序差距较大,这是因为在变电站内这两条母线都是单母运行,只在事故或者检修的方式下才会合母运行,两条母线所带负荷和网络结构不同,因此电压稳定性也不同。这也说明,运行方式对母线电压稳定性的薄弱程度影响很大。

(4)从表1中可以看出,廊坊电网主网中初始和极限运行状态下最薄弱的节点都是110 k V的母线,而220 k V的母线排序都比较靠后。这就说明电网一旦失稳,最先崩溃的节点同其所在的电压等级没有关系,电网可能从低电压等级的母线最先开始电压失稳。

(5)从表1中可以看出,初始和极限两种状态下图1中点划线以上母线的参与因子都比较小,相对来说母线承受扰动的能力比较强,不容易发生电压失稳。结合实际电网,点划线以上的母线所带负荷都较轻,网络结构稀疏,而且有安定500 k V变电站的电源支撑,无功电压情况良好。

(6)以初始运行状态为例,牛驼11母线所带负荷为19.7 MW,清河11母线所带负荷为32.4MW,但是牛驼11比清河11更薄弱,这说明,母线电压稳定的薄弱性不仅仅同所带负荷大小有关,还同网络结构有关系。

(7)从表1和图1中还可以看出,在初始运行状态时,电压稳定性最薄弱的节点分布比较零散;而在电压稳定极限点时,最薄弱的节点分布比较集中。这说明,在电压稳定极限点时,一旦薄弱节点电压失稳,其他相邻节点也可能相继失稳,造成更严重的连锁失稳现象。这也符合实际运行系统中,连锁故障大都发生在负荷比较重的区域。

2.4 主要输电线路极限传输功率的计算

霸州和安定两个500 k V变电站是廊坊电网的电源点,通过220 k V线路向廊坊电网输送功率。因此,各220 k V线路的极限传输功率是运行人员关心的问题。设线路基态传输功率为P0,电压稳定极限点时传输功率为Pmax,定义线路的传输裕度为KP,则有:

基于电力系统综合分析程序PSASP,本文计算了廊坊电网各220 k V线路的功率传输极限,如表2所示。图2为裕度最大的线路“安定21大屯21”的PV曲线图。图3为裕度最小的线路“张庄21广安21”的PV曲线图。

由表2、图2、图3可以得出如下结论:

(1)线路“安定21大屯21”、“大屯21龙河22”的传输裕度较大,而其他线路的裕度较小;结合图1从地理位置上来看,这两条线路都位于廊坊电网的北部,而北部(图1点划线上部)是电压稳定性的坚强区域。因此,尽管这两条线路的初始传输功率也很大,分别为150 MW和110 MW,但是所处区域中电压稳定性较为坚强,因此裕度也比较大。

(2)廊坊电网南部的(图1点划线下部)线路裕度都比较小,这些线路所处区域是廊坊电网电压稳定性薄弱区域。霸州站作为廊坊电网南部的电源点,充当着南部地区供电枢纽的作用,它所连线路较多,初始状态时线路传输潮流就很大;在负荷急剧增加的过程中,霸州站不能够提供足够的无功功率,区域内母线容易发生电压失稳,因此线路的传输裕度也较小。

(3)比较图2和图3可以看出,线路“安定21大屯21”的传输裕度远大于线路“张庄21广安21”,但是在电压稳定极限点,母线“张庄21”的电压最低可以降到大约0.75,而母线“大屯21”的电压只能降到大约0.91。因此,即使是裕度较大的线路,运行人员也应该注意监控两端母线的电压波动情况。

3 总结

通过对廊坊电网的电压稳定性分析,可以得出如下有意义的结论:

(1)廊坊电网北部地区的电压稳定性好于南部地区。母线的电压稳定性不仅同所带负荷轻重有关系,而且同母线在网络中的位置、电网的运行方式有关。

(2)在负荷增加的过程中,电压稳定的薄弱区域有可能发生转移,运行人员不仅要监控当前运行状态下最薄弱的母线,更要注意电压稳定极限点时最薄弱母线的运行状态。

(3)线路的功率传输裕度较大,但有可能线路两端母线的电压波动范围较小,运行人员也应该密切监控这些线路或母线的运行情况。