分区电网范文

分区电网范文（精选7篇）

分区电网 第1篇

微电网控制灵活,可以实现并网和孤网2种运行模式的无缝切换[1,2]。微电网灵活控制的关键问题之一是孤网稳定运行问题。传统观点认为,孤岛是指电网故障后分布式发电DG(Distributed Generation)系统仍向周围负载供电,从而形成一个电力公司无法控制的局域供电网络[3]。但电网的解列需要考虑许多问题,研究表明[4,5,6],解列难点主要包括2个方面:首先,实时决策要求在数百毫秒之内完成;其次,解列策略必须满足同步约束SSC(Synchronization Sepa ration Constrain)、功率平衡约束PBC(Power Balance Constrain)和传输线容量约束TCC(Transmission Capacity Constrain)3个约束条件,微电网解列多为被动解列。为此,必须寻求一种快速准确的算法,对微网的孤网运行模式进行有效保护。

微电网和传统的大电网不同,微电网的DG为可再生能源,如太阳能、光伏发电等,其运行特性和传统同步机电源不同,微电网的解列不需要考虑所有约束条件。实际的做法往往是忽略一些约束条件,如不考虑同步约束[7,8]。本文的微电网智能保护分区算法着重考虑同步约束和功率平衡约束。并且,由本文的分区策略,若微电网满足功率平衡约束,则也一定满足传输线容量约束。

首先根据微电网的结构形成决策树,然后通过微电网各节点的功率平衡度λ的搜索,找出微电网智能保护区域划分的可行解,实现对孤网运行的微电网进行分区控制和管理。当大电网永久性故障时,微电网公共耦合节点PCC(Point of Common Coupling)处安装的静态开关SS(Static Switch)立即断开与公共电网的连接[9],微电网进入孤网运行模式时,保证孤网能稳定运行,确保对重要负荷提供持续的电力供应。在外部电网故障崩溃时,提供黑启动电源。

1 基于功率平衡度的微电网智能保护原理

文献[10-11]介绍了一种复杂大电网的区域智能保护方法。微电网区域划分的实质是寻找合理的解列点,而确定可行解列点的关键在于电气孤岛的功率平衡度[12]。在外部电网故障时,实时监测寻求最优的解列方式,将孤岛运行的微电网进行主动解列,实现分区稳定运行。

首先引入功率平衡度的概念:功率平衡度用一个功率平衡系数λ=ΔP/SDG来表示。ΔP为连接下层单元微网的馈线潮流,对应于其下层单元微网的功率不平衡量;SDG对应于下层电气孤岛的DG总容量。假定PCC处潮流正方向为由公共电网流向微电网,则功率平衡度:

λ表征电气节点之间的耦合程度。下面以PCC处的功率平衡度为例进行讨论,此时ΔP为外部电网故障瞬间前PCC处的传输功率。

a.当平衡度较小时说明电气孤岛的DG总容量ΣSDG与ΣSLD相当,孤岛运行的微电网功率基本平衡,可以稳定运行,不需要对孤网模式的微电网进行区域划分。

b.当平衡度λ<0时,电气孤岛的DG容量大于负荷,微电网的DG通过PCC向公共电网供电,微电网相当于一个电源。λ越小说明ΣSDG与ΣSLD的不平衡越严重,当微电网由联网运行进入到孤网运行时,孤网运行的微电网DG出力将有剩余,必须调整DG出力或将部分DG退出才能保证微电网稳定运行。

c.当平衡度λ>0时,电气孤岛的DG容量小于负荷,公共电网通过PCC向微电网供电,微电网是一个受端电网。λ越大说明电气孤岛的功率不足情况严重,PCC断开后,必须采取有效的控制措施保护微电网稳定运行。此时立刻启动决策树搜索算法,寻找最优的区域划分策略,迅速进入分区运行,以确保生成能够稳定运行的单元孤岛,为重要负荷提供持续电力供应。

表1将传统大电网的解列思路和本文采用的主动解列思路进行了对比。

由此可见,虽然传统的解列思路能找到系统解列的实际解,但搜索速度较慢,微电网的分布式电源惯性系数一般较小,传统解列思路实时性差,不能满足要求。而基于决策树、图论的新搜索算法实时性好,可以快速地找到满足分层分区要求的可行解。具体做法如下:不同的微电网根据实际情况设置一个常数c,进入孤网运行时,首先根据故障前PCC处的潮流求得λPCC,检测PCC处平衡度,若│λPCC│c,说明此时孤岛中的功率不平衡度较小,DG可以根据其自身调整出力,维持孤岛稳定运行;若│λPCC│>c,说明微电网的机-荷不平衡度较大,此时启动搜索算法,根据故障后孤网运行的微电网馈线潮流求出各个单元微网的平衡度λ,形成搜索决策树,得到可行的孤网区域划分策略,将微电网分割成能稳定运行的单元微网。

2 微电网智能保护的分区原理

本文研究的微电网包含大量的DG,微电网的拓扑结构如图1所示。

图1是包含大量DG的微电网,微电网通过PCC与外部电网相连,DG1~DG5为由光伏发电、微型燃气轮机等经电力电子整流逆变的DG,它们与敏感负荷L1~L5组成单元微网,连接在10 k V母线上。储能单元可以消除因DG间歇性所引起的功率波动。L1~L5均为一类重要负荷,电网正常运行时,L1~L5由DG提供双重电源配置,有较高的供电可靠性。

图2为微电网生成的二叉树,为编号方便,在PCC处引入0节点,根据二叉树的级数[13]将整个微电网分为4层,对馈线潮流进行分层管理。

根据PCC处断开前的潮流和实时监测的各层DG的出力情况,即可求得组合微网PCC处的功率平衡度λPCC,由此决定保持组合孤岛运行还是执行单元孤岛搜寻算法将组合孤岛分区运行。在搜索组合微电网时,悬挂节点如5、7、8、9、10、11、12、13、14为冗余节点[13],为了提高智能保护算法的搜索速度,剔除组合微网二叉树的悬挂节点,只保留其内部点。广度优先搜索算法有利于实现微电网的潮流分层管理,并易于得到尽可能大的微网的单元孤岛的解。所以,按照决策树的广度优先算法搜索顺序对故障树进行重新编号[14,15,16],得到故障搜索决策树如图3所示。

对于各单元微网,λii=ΔPii/SDG,ΔPii为馈线0-1、0-2、0-3、0-4、1-5的潮流,SDG为各条馈线下级微网的DG输出功率。通过对故障决策树平衡度的搜索,求出单元孤岛运行的可行解。输出微电网区域划分的策略,保证组合微网迅速划分为可以稳定运行的单元微网。

3 微电网智能保护的分区算法

当外部电网发生永久性故障,根据二叉树的广度搜索顺序形成图3的决策树描述矩阵F。该矩阵F为图3所对应的关联矩阵,主对角线元素fii=λii由实时监测的各馈线潮流信息求得;非主对角线元素fij=1表示节点i、j相连,fij=0表示节点i、j不相连,由此形成的决策树搜索矩阵为

根据以上所形成的故障决策树搜索矩阵,通过广度搜索算法搜索矩阵F的各主对角线元素,就可得到微电网各级节点的平衡度,从而确定微电网以组合孤岛运行还是单元孤岛运行,并能实时监控微电网单元孤岛的运行信息。具体策略如下:外部电网永久性故障,检测PCC的功率平衡度λPCC,若│λPCC│>c,则发信号启动搜索算法。

a.根据同步约束的要求,当某一馈线平衡度的绝对值小于或等于一个给定值,λiic,即ΔPc鄱SDC时,馈线潮流两端的节点为弱耦合节点[17],馈线两端电网容易失步,将所有这些馈线跳开,对应的下层微网形成单元微网。

b.根据功率平衡约束的要求,必须迅速断开负荷重的局部微网或出力过剩的DG,即选取适当的比例系数k将所有λii>kλPCC(λPCC>0)或λii

c.根据传输线容量约束的要求,传输线功率不能超过线路最大传输功率,即功率平衡度│λii│λimax。而根据功率平衡约束的要求,λii满足│λii││kλPCC│。为此只要根据各个片区微网联络线的功率传输情况合理选择系数k,使得│kλPCC│λimax,即可满足传输线容量约束。

分区搜索算法如图4所示。

4 仿真分析

利用PSCAD仿真软件搭建图1所示含多DG的微电网模型。DG1~DG4是基于电力电子逆变的DG,每个DG的额定功率为300 k VA,DG5的额定功率为200 k VA,DG的输出特性如图5所示(u为DG出口电压,Um为其幅值,P为发电机功率)。

仿真设置:在时间t=10 s时外部电网发生永久性故障,PCC立即断开,10 k V微电网进入孤网运行。

设置1:取c=0.05。计算得λPCC=0.25,λ11=-0.06,λ22=0.24,λ33=0.51,λ44=0.68,λ55=-0.07。依次改变k值为0.2、1、3进行仿真分析。

a.当比例系数k=0.2时,分区策略将组合微网分为5个单元微网,除DG1、DG5以外所有DG都退出运行,单元微网1、5的电压UDG1、UDG5波形见图6(a)。

b.当k=1时,DG3和DG4所在的单元微网退出运行,余下的DG组成组合微网实现稳定运行,组合微网电压UDG波形见图6(b)。

c.当k=3时,分区算法输出策略为组合微网运行,组合微网电压UDG波形见图6(c),组合微网存在较大的功率缺额无法稳定运行,所有的DG都将退出运行。

由此可见,在其他条件相同的情况下,比例系数k值的选取对分区算法的输出结果有很大影响。当k值选取较小时,如k=0.2时,虽然可以保证DG1、DG5所在的单元微网稳定运行,但导致了余下的3个DG都退出运行,不符合组合微网最大化的原则;当k值选取过大,如k=3,虽然可以形成较大的组合微网,但组合微网不满足功率平衡约束,存在较大的功率缺额,无法稳定运行。

设置2:取c=0.05,依次改变PCC处的潮流进行仿真分析。

a.当PCC处的平衡度λPCC=0.03

b.当PCC处的平衡度λPCC=0.39>c,计算得λ11=-0.12,λ22=-0.22,λ33=0.56,λ44=1,λ55=0.60。算例输出结果为44,即区域划分策略为:故障发生0.1 s后,将馈线0-4断开,DG4与其所在负荷组成的单元孤岛退出运行,DG4以外的微网组成组合孤岛逐渐过渡到稳定运行,电压波形如图7(b)所示。

c.PCC平衡度λPCC=-0.31<-c。计算得λ11=-0.33,λ22=-0.71,λ33=0.57,λ44=0,λ55=-0.34。算例输出结果为22和44,即区域划分策略为:将馈线0-2、0-4断开,DG2和DG4退出运行,剩余部分组成组合孤岛逐渐过渡到稳定运行,电压波形如图7(c)所示。

5 结语

基于功率平衡度的微电网智能保护分区算法快速有效,可以确保在外部电网发生永久性故障、微电网进入孤网运行时,根据故障前后的实时数据制定合理的孤岛划分方案,通过搜索故障决策树的平衡度决定是否将孤网转化为组合或单元孤岛运行。该算法充分利用了DG的发电效益,提高了重要负荷的供电可靠性,减少了对系统备用的要求,必要时可作为黑启动电源。

摘要：提出一种微电网智能保护的新方法。首先建立微电网结构的二叉树,并形成故障决策树。外部电网与微电网的公共连接点(PCC)监测到外部电网发生故障,微电网主动解列运行。对进入孤网运行的微电网,引入功率平衡度的概念,通过对微电网内部各级节点的功率平衡度进行搜索,并根据采集的信息得到微电网分区的可行解,以实现对孤网运行的微电网进行区域划分和保护。相比于传统的被动解列策略,该主动保护策略能保证形成的孤岛不出现较大的功率不平衡问题,实现孤网稳定运行。用PSCAD软件仿真分析,取得良好的效果。

分区电网 第2篇

本文对阿克苏电网分区运行后出现的新问题及应对措施进行了研究。

1阿克苏电网简介

阿克苏电网位于新疆南部电网的中部地区,东部通过220 kV台兹一线,台牙线与巴州电网相连;西部通过220 kV苏鹿双回线与疆南喀克电网相连,通过110 kV线路与农一师电网、中石油电网联系。阿克苏电网最高电压等级为220 kV,地区电网目前有220 kV变电站4座,110 kV变电站21座。

2阿克苏电网分区运行的原因

阿克苏电网原以110 kV电网为骨干网络,形成110 kV环网网架结构,随着近几年来220 kV电网的建设,逐步过渡为以220 kV为主干电网网架结构。这样原有的110 kV电网即和现有的220 kV电网形成了多个电磁环网,电磁环网虽然提高了电网的供电可靠性,但因低压线路截面较小,运行中带来包括热稳定问题、动稳定问题、电压稳定问题等众多问题,此外合环运行后也带来了短路电流问题。因此结合电网状况,对阿克苏电网进行了东西分区运行方式的调整,打开电磁环网,形成分区供电模式,同时分区之间也形成了互为备用,通过备用通道联络。

阿克苏电网目前围绕4个220 kV变电站进行供电,分别为龟茲变电站分区、牙哈变电站分区、阿克苏变电站分区、白水变电站分区4个片区运行。

3阿克苏电网分区运行后出现的问题

阿克苏电网这种分区运行方式化解了电磁环网带来的众多不利,但同时也由此出现了许多新的问题。

3.1分区运行后的电力电量平衡多变

阿克苏电网分区运行后,电力供应围绕4个220 kV变电站进行供电。分区后的电力电量平衡情况如表1所示。

由表1可知,电力分区供应方式清晰,但因各地区中均有小电源(如白水变电站、阿克苏变电站均有约100 MW以上的水电),造成在丰水期时,如果一种模式的分区电力平衡,则不能适应多种电源出力情况下的电力平衡,会造成电力迂回转供,使电网的经济性降低。如在夏季大运行方式下,白水变电站、阿克苏变电站呈现上网方式,变压器运行由降压运行转为升压运行,在经过220 kV系统转供至龟兹变电站分区的110 kV系统,这迂回转供造成主变压器损耗增加,电网运行不经济。

3.2分区运行后造成检修方式操作复杂

阿克苏地区配电网(本文中地区配电网是指110 kV及以下馈线供电网络)在规划建设上是依从于主网规划的,为提高配电网供电可靠性,110 kV及以下变电站电源一般都来自不同的电源,10 kV市区配电网也形成了来自不同电源的“手拉手”网络。在以前的110 kV双环网结构下,地区配电网联系很强,随着4个分区形成后,为保证正常检修时供电方式调整不失电,就需要进行跨区的短时合解环操作。据统计,分区后地区共有11个110 kV环路,市区有4个35 kV环路和8个10 kV环路需跨南北两区合解环操作。

分区运行后,110 kV网络各自独立,低压电网解环点之间的“电气距离”大大增加,导致配电网合环点两侧相角差和电压差增加,这可能造成合环电流超过允许值而引起设备过载甚至保护动作。为保证配电网跨区合环操作的安全性和可靠性,必须通过详细的计算分析确定其影响程度并制订相应的措施,以降低操作安全风险。

3.3安全自动装置配置变得复杂

为解决分区运行后的电网迂回供电问题,在保证电网安全稳定运行的条件下,需进行运行方式的调整,改变电源点的接入,减少迂回,这就造成部分小电源出现接入不同变电站的情况。对于110 kV投入重合闸方式就要根据运行方式的变化进行调整,安全自动装置配置复杂。由于重合闸投入方式多变,重合闸控制策略复杂,相应的备用电源自动投入(以下简称备自投)装置的策略也变得复杂。

3.4区域稳定控制执行子站的控制策略复杂化

由于阿克苏电网装设有大量的区域稳定控制执行子站(切负荷站),随着运行方式的调整,各变电站所带的负荷会因运行方式的调整而变化。这样在不同的线路故障,执行切负荷策略时,如果处理不当,则造成误切负荷;如果策略执行不对或者没有执行切负荷,则造成切负荷量不足,严重时会对电网安全稳定运行造成严重威胁。因此分区供电后,区域稳定控制执行子站控制策略变得复杂。

3.5继电保护整定难度增加

分区供电后,随着运行方式的调整和变更,相应的电网中小电源的接入方式也随之变化,这造成电网继电保护整定配合存在多变,要求继电保护定值能适应多种方式,使继电保护方案优化的定值适应性难度增大,增加了继电保护整定工作的复杂性。

此外,电网分区运行时还存在同期合环问题、消弧线圈整定问题、过电压问题等。因此,在采用分区供电运行方式时,需要综合考虑利弊,取利大者,将弊降低到最小,避免顾此失彼。

4应对措施

针对阿克苏电网分区运行形成互供方式后出现的问题,在认真分析阿克苏电网情况后,积极研究对策,考虑如下措施。

1) 针对分区电力电量平衡多变问题,开展对阿克苏电网小电源出力变化评估分析,尤其是对小水电来水情况分析,制定小水电出力区间分布图;将电源的出力与负荷变化增长进行评估制定出区间分布图,以优化区间图将电网分区方式调整了4个区段;将拜城火电厂(为双母线、5台机组,具备实施母线分裂运行的条件,机组台数较多,具备灵活调整出力的条件)作为综合调节电厂,调节各区电力电量平衡,尽量减少迂回供电。

2) 多电压等级的电磁环网。环网供电的特征是合环结构、开环运行,而在设备检修、倒闸操作过程中,则期望能带电合环操作,以避免短时间供电中断,提高供电可靠性。但长期合环运行是不允许的,针对分区运行后检修方式操作复杂化的问题,在短时合环操作期间,应综合考虑供电可靠性、短路电流、继电保护、合环电流、合环冲击电流、故障影响范围等技术问题,系统合环实际上就是合环后系统负荷重新分配达到一个新的平衡的过程。由于合环前两个分区负荷不平衡,因而必将造成低压配电网跨区合环时有较大的穿越潮流。从阿克苏电网的分区运行的情况看,正常方式下穿越有功潮流将从电源充足的分区流向负荷较重的分区。当分区电厂开机不足时,穿越潮流还将加大。因此,制定电网短时合环操作技术规定、编制短时合环操作潮流稳定计算报告,以及进行电网短时合环操作均要具备以下条件:

(1) 相位一致。如果首次合环或检修后可能引起相位变化,必须经测定证明合环点两侧相位一致。

(2) 若电磁合环,则环网内的变压器接线组别之差为零。在特殊情况下,经计算校验继电保护不会误动及有关环路设备不过载时,允许变压器接线差30°进行合环操作。

(3) 合环后环网内各元件不致过载;各母线电压不应超过规定值;继电保护与安全自动装置应该适应环网运行方式。

(4) 尽量使合环的两个变电站的中压母线在合环前电压差应在允许的范围之内。

(5) 合环的两个变电站上一级供电电源必须为同一高压母线。

(6) 尽量在负荷较小时进行合环,此时环流、潮流、冲击电流都较小。操作时间控制在30 min以内。

同时制定合环操作的指标图,以合环潮流转移比及电压波动变化率作为指标进行衡量预估。通过多种离线计算分析,编制出潮流转移比、电压波动变化率图,通过查找断面功率与潮流转移比,电压变化率之间的关系,估计电网合环风险并制定措施。在阿克苏电网分析中发现,潮流转移比与库车电厂、拜城电厂出力和电压关系较大,在断面传输功率在132.6、137.4 MW时,潮流转移比有较大变化。而潮流转移比较大时,转移功率未必很大,如潮流转移比为12.8 MW时,转移功率为6 MW。通过对各环流分量进行详细讨论,得出了影响阿克苏电网合环潮流大小的主要影响因素为库车电厂和拜城电厂的开机方式。

3) 针对安全自动装置配置和继电保护整定复杂化的问题、消弧线圈整定问题,可通过尽量减少分区供电运行方式的数量,来减少上述3种问题的复杂程度,减少控制策略。

4) 针对区域稳定控制执行子站控制策略复杂问题,在区域稳定控制执行子站增设控制压板。以通过检测压板状态来进行区分区域稳定控制执行站在哪个分区,适应哪种控制策略,以避免切负荷功能误动、拒动。

5) 通过技术改造,在可能出现同期合环的相关变电站开关增设同期功能,以满足运行操作要求,同时对备自投、重合闸装置进行功能完善,综合考虑。

6) 制定短时合环操作调度控制技术规定和操作规定,提出安全技术措施,确保在操作时出现的问题都能迅速消除故障,以保证电网安全稳定运行。

5结语

1) 随着电网的快速发展,高电压等级网络结构形成后,原骨干电网势的地位必将降为中低压配电网,电网的解环、合环运行方式的确定保证了电网安全稳定运行,但同时也带来了许多新的问题,需结合《电力系统安全稳定导则》和本电网的实际情况,充分论证和考虑,同时解决新出现的问题,以保证电网安全稳定运行。

5) 新疆电网随着750 kV电网建设的加快,220 kV分区供电情况将出现,需考虑有效措施解决分区供电出现的问题。本文针对阿克苏电网分区后出现的问题,提出了相应的应对措施,为确保电网安全稳定运行提供了技术参考。由于每个电网都有自身特点,因此在遇到上述问题时,需要对上述各方面进行深入具体研究和综合考虑。

摘要：分区运行方式具有电网结构清晰、可减少电磁环网影响等特点,但会对电网的运行带来影响。介绍了新疆阿克苏电网的基本情况及其分区运行的原因,分析了分区运行后发生的变化,给电力分区电量平衡、相关设备检修操作、电网安全稳定控制、继电保护整定等方面带来的影响。提出的应对这些问题的解决措施和相关建议,可供其他电网处理类似问题时参考。

关键词：分区运行,电网运行,稳定控制,继电保护

参考文献

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[2]苑捷.配电网合环操作的研究[J].陕西电力,6(19):25-28.

[3]幸荣霞,姚爱明.环网合环操作的分析[J].浙江电力,24(13):17-21.

[4]苑捷.北京城区配电网合环分析[D].北京:华北电力大学,2007.

[5]扬志栋,刘一,张建华,等.北京10kV配网合环试验与分析[J].中国电力,13(46):56-59.

分区电网 第3篇

现代大规模互联电力系统日趋复杂,日益增长的负荷需求、设备的相对老化、市场化的运营机制以及可再生能源的接入导致系统逐渐接近其稳定极限运行,易在级联故障条件下引发大停电事故,造成巨大的经济损失。近年来国内外大规模停电事故频发,如美、加大停电[1]、意大利大停电、英国伦敦大停电、俄罗斯大停电以及中国海南电网大停电、雪灾导致的湖南郴州大停电等,即为例证。事故发生后,如何快速、安全、稳定地恢复供电是保证社会稳定、减少事故损失的最有效手段。研究相应的恢复控制策略具有重要的理论价值和现实意义。

负荷恢复是电力系统恢复控制的最终目的,而事故后如何加快重要负荷的恢复则是负荷恢复的核心问题。近年来,国内外学者在此方面进行了较为系统的研究[2,3,4,5,6,7,8,9]。文献[2]给出了一种考虑恢复代价最小的分区恢复方案,但是没有考虑重要负荷恢复时间尽可能短的问题。文献[3]将机组启动时限约束引入到电力系统分区恢复目标中,未计及重要负荷恢复快慢的因素。文献[4]将网络重构问题表示为以重要负荷恢复量占已恢复负荷总量的比例最高为目标的非线性优化问题,采用DPSO算法给出恢复方案,但是没有考虑系统频率约束,同时没有验证算法稳定性。文献[5]将恢复问题松弛为只考虑系统稳态频率约束的0-1规划问题,采用近似算法进行求解,但是没有给出具体的网架恢复方案。文献[6]采用了扩展潮流方程考虑发电厂的一次调频效应给出了负荷恢复计划,但是这种方法必须是在网络重构基础上制定恢复计划,而实际的恢复中网络重构和负荷恢复需要协调进行,把网络重构和负荷恢复分开后会延长恢复时间。文献[7]通过引进专家系统,考虑了恢复中工业负荷的特性,通过专家系统与分析工具的结合给出了黑启动中的恢复步骤。文献[8]给出了黑启动过程中一次可以启动的最大负荷量的计算,该方法不仅考虑频率下降的因素,而且把电压降落和时间考虑在内。文献[9]根据NERC中的准则,保证发电容量与负荷量匹配、频率、电压都满足约束的条件下探讨分区问题,但没有考虑重要负荷优先恢复的因素。目前,国内外在此方面的研究多集中在基于整个系统的厂站接力式的负荷串行恢复供电,而且鲜于从整体上考虑网络重构和重要负荷恢复的智能协调优化的恢复控制策略。

本文提出了一种基于电网分区的负荷恢复智能优化策略。首先,根据实际系统中的黑启动机组的分布情况,建立了以最小代价和最短负荷恢复时间为目的的最优分区恢复模型;其次,针对各分区,在部分发电机恢复供电情况下,给出了一种计及网络重构因素的负荷恢复优化策略,确保在系统频率和电压允许范围内最大程度地恢复重要的负荷,最终实现各分区负荷的并行恢复。通过结合传统图论理论和遗传算法来实现所提优化模型的求解。解算时,为了避免陷入局部最优,对遗传算法进行了改进,包括采用异位交叉的方法,提高种群的多样性,以及在负荷恢复过程中,采用“切”和“补”的方法,避免了不可行解的产生,从而进一步提高了算法寻优效率和全局优化能力。

1 最优分区负荷恢复数学模型

1.1 最优分区恢复数学建模

电力系统发生大停电后,调度部门要采取积极有效的恢复方案实现系统恢复。对于大型网络,通常根据电网的结构特点,将电网分成几个子网单独并行恢复,然后通过并网来实现整个系统恢复[10]。这里,我们提出了一种最优分区的策略,其基本思路是:通过主干网把黑启动电源、部分非黑启动电源以及一些特别重要的负荷构成一个区域,然后根据以上的约束进行解裂。分区的原则是使重要负荷恢复时间尽可能短。一方面,对于无自启动能力的机组,通过合理分区,保证在黑启动初期,以引入最小的充电无功代价连接到黑启动机组;另一方面,引入电源点到负荷点的合闸操作次数来表示负荷恢复的快慢程度。考虑到对于重要负荷,其离电源点越近,越利于恢复,由此,引入负荷权重与负荷到电源点的最短距离的乘积来衡量重要负荷的恢复快慢程度。最终,所提最优分区策略的目标函数为:

式中:p为指定的系统分区个数,由具有自启动能力的机组数量决定;NA(p)表示由若干个带有p个分区所形成的系统的集合;NA(p)k表示第k个由p个分区所形成的系统;NLi表示第i个区内为了恢复所有发电机所引入的架空线路集合;NGi表示第i个区内恢复机组集合;NDi表示第i个区内的负荷集合;Qji表示第i个分区内第j条架空线路充电无功;Sgi为第i个分区内第g台恢复机组的容量;ωmi为第i个分区内第m个负荷的权重(根据实际情况给定);dmi为第i个分区内第m个负荷到所在分区内最近的发电机组的需要投入的线路总数;系数c表示对这两个目标的重视程度,通常c∈(0,1)。

所建目标函数应满足如下约束条件:

1)黑启动电源约束。各黑启动电源必须分配到不同分区中,并且部分自身无启动能力、需尽快启动电源及需要快速恢复的重要负荷必须与一个或多个黑启动电源相连。

2)功率平衡约束。为简化计算,近似认为发电机总容量与负荷平衡的约束条件为:

3)发电机自励磁约束。发电机的自励磁本质上是一种参数谐振,在其控制上需要预先确定能导致送电机组出现自励磁的线路长度,以此作为该机组的地理范围,并在此范围内选择被启动机组,制定相应的启动方案。本文采用式(3)[1]判断:

式中:Se为发电机容量;Qc.Σ为线路充电容量;K为发电机的短路比。

1.2 负荷恢复建模

完成系统分区之后,需尽快同步恢复各分区内的重要负荷。该阶段旨在满足频率安全情况下按照负荷优先级确定下一步恢复的负荷,并给出合理的网架结构。同时,恢复过程中应避免出现过电压、线路潮流越限等情况。由此,所建适应于每一个分区的负荷恢复目标函数为:

式中:n为某个分区内的总节点数;ωij为第i个分区内第j个负荷节点的权重,该数值由调度员根据实际系统来确定;Pij为第i个分区内第j个负荷节点的负荷量;Xij表示第i个分区内第j个负荷的恢复状态,1为恢复,否则为0。应满足的约束条件包括:

1)计及频率特性的稳态潮流约束[6]:

式中:PGi、PLi、QGi、QLi分别为额定频率、电压下的发电机、负荷的有功、无功功率;fd=f-fN为频率偏差标幺值。

2)不等式约束,包括:发电机有功、无功约束、线路N安全性约束、节点电压约束以及频率偏移约束:

式中:PGimin及PGimax为PGi的上下限;QGimin及QGimax为QGi的上下限;Ui为节点电压幅值;Uimin及Uimax为Ui的上下限;NG表示发电机台数;Pij为线路ij的有功功率;为线路有功的限制值;Δf为系统的频率偏差,本文考虑为了防止频率太低引起低频减载动作,故取频率偏差不超过0.5 Hz。

2 最优分区负荷恢复的算法实现

针对上述所提出的复杂模型,本文采用遗传算法[12,13,14]来进行求解。求解过程中,对遗传算法的交叉操作、交叉、变异概率以及选择方式进行了改进,进一步提高了算法的鲁棒性和全局收敛特性。

2.1 最优分区恢复实现的遗传算法模式

2.1.1 基因链构造

采用整数编码方式。根据系统黑启动机组个数确定编码范围,对系统的所有节点进行编码,每个节点的编码号代表该节点被划入的分区号,染色体长度为该系统总节点数。以IEEE30节点为例,若系统被划分为3个分区,则编码构造如图1。

2.1.2 适应度函数的确定

引入如式(12)示的增广目标函数。

式中:S是一个非常大的正数,表示对违反连通约束的惩罚;λ为功率平衡的惩罚因子。则适应度函数f可取为:

该函数具体求解如下:

(a)对于黑启动电源约束,通过上述遗传编码,每一条基因链即确定了所有负荷和发电机所在的分区,因此可以得出每一个分区内所包含的发电机和负荷。由于在编码时对具有自启动能力的机组编码使它们分配到不同的分区,因此在每一个分区内通过图论的递归搜索算法求解是否存在从某一负荷或发电机到自启动发电机的路径。如果不是连通的,则统计出不连通负荷和发电机的个数,通过引入惩罚因子淘汰这些不合适的个体。

(b)对于发电机黑启动过程中的充电无功部分,可以按照式(14)求取。

式中:f为系统频率;C为线路的充电电容;U为系统电压幅值。故求取充电无功的问题可以转化为求解连通该分区内所有发电机最短路径问题。采用经典Dijkstra(迪杰斯特拉)算法[15,16]从具有黑启动能力机组的发电机开始,作为最初顶点,当找到一台发电机的恢复路径后,就将该路径的长度置为一个接近0的数。这样,采用这种算法求取的路径即为连接这个分区内所有发电机的最短线路。

(c)将该分区内所有发电机连接后,需要求取负荷到供电端的路径。由于负荷的恢复时间主要是和开关操作次数有关,故可认为由从发电端到负荷所要投入的线路数所决定。因此,可以将负荷恢复过程中所有线路权重置为1,仍然采用Dijkstra(迪杰斯特拉)算法,求解该分区内所有负荷到最近的供电端的投入线路最少的次数di,该次数即决定了负荷恢复的时间。

(d)在分区中需要保证在每个分区内所有节点都有路径相连,同时满足基本的功率平衡关系。因此对于不满足连通性约束或者总负荷量大于总发电容量的个体,加以淘汰。

2.1.3 交叉、变异操作

采用异位交叉[17]方式,以提高种群多样性。为了确保算法的稳定性,在进化初期,需要用较大的交叉概率和较小的变异率进行全局搜索,在进化末期,全局搜索概率逐渐减小,而通过调整变异概率增大局部搜索能力。这里采用线性的方法调整交叉、变异概率[18],公式如下:

式中:Pcmax、Pcmin分别为最大和最小交叉概率;Pmmax、Pmmin分别为最大和最小变异概率;n为当前进化代数;N为总的进化代数。

算法的流程图如图2所示。

2.2 负荷恢复的遗传算法模式

针对模型(4),仍采用遗传算法来进行求解。求解过程中,针对不可行解的产生问题,提出了解决办法,进一步提高了算法的优化性能和解题效率。

2.2.1 基因链构造

以线路状态进行编码,0表示断开,1表示投运。染色体长度为该子系统中所有线路的数量。

2.2.2 适应度函数和约束条件处理

由于线路潮流只能在网络连通的情况下才能计算,因此,计算适应度函数之前需要判断当前网架结构的连通性。根据潮流计算的结果,构造如式(17)的适应度函数。

式中:μ为惩罚因子,对于违反有功平衡与线路容量约束、无功平衡与节点电压约束、过电压约束、频率约束的个体,分别引入相应的惩罚系数修正其适应度函数值。

2.2.3 交叉、变异操作

交叉、变异操作同最优分区。

2.2.4 不可行解的处理以及算法的优化

在应用传统遗传算法求解负荷恢复时会发现如下问题:

(a)因初始种群随机生成,交叉、变异操作也是随机的,当某染色体所对应的系统工况为负荷量大于发电机最大出力时,潮流将不收敛,由此产生不可行解,并且该数量相当可观;

(b)遗传算法中的任意交叉、变异操作都会破坏网络连通性,违反连通性约束,导致无法正常计算潮流;

(c)对于n节点系统有m条线路,会产生2m种状态,随着系统规模的增大,只采用遗传算法的基本操作将很难获得可行解。

针对上述问题,本文提出了一些改进措施,在完成父代群体经交叉、变异产生子代个体后,作如下处理:

(a)对于潮流不收敛问题,提出随机切除负荷的方法。为了尽量不破坏遗传算法的随机性,为每个负荷分配随机权重,并乘以负荷本身的权重,作为最终负荷权重。每次切除总权重最小的负荷,直到总负荷量小于发电量。这样既保证不破坏搜索的随机性,又能保证重要负荷不被切除,提高了寻优效率。

(b)对于产生的子代个体中违反网络连通性的问题,提出采用修补策略。首先,根据线路状态,采用深度优先搜索遍历所有线路,统计当前染色体对应的线路状态所产生的孤岛数目。从已恢复供电的孤岛出发,采用Dijkstra(迪杰斯特拉)算法求解从供电区域连通某个孤岛的最短路径,直到所有孤岛连接起来。此时,线路权重不再是这条线路的长度,而是连通该线路后新引入负荷量的大小。这样处理既保证不破坏遗传算法随机性,又能最小限度地引入不必要的负荷,使整个网架成为连通网。应用遗传算法求解负荷恢复问题的流程图如图3所示。

3 算例分析

以IEEE30节点标准系统为算例,系统单线图如图4所示,系统数据详见文献[19]。假设该系统有两台黑启动机组:1号机组和11号机组。为了研究方便,取1号机组容量为150 MW,2号机组容量为100MW,11号机组容量为60 MW,并设定负荷14,15,16,19,21,24为重要负荷且需要优先恢复;发电机机组的工频静特性系数取为25(标幺值),负荷调节效应系数取为2(标幺值),系统功率基值取为100MVA。按照110 kV电压等级,线路每公里充电电容C取为8.710-9 F/km,线路每公里充电无功QC=2πf CU2=0.033 Mvar/km。在上述假定条件及参数情况下,本文将从最优分区及负荷恢复两方面探讨大停电后负荷快速恢复的优化问题。仿真分析在Pentium4 3.0 GHz、4 GB内存微机,MATLABTM7.0环境下进行。

3.1 最优分区恢复

从图4中可以看出节点19,21,24更靠近自启动机组11。解算时,遗传算法执行的环境参数如表1所示。

为了说明算法的鲁棒性和稳定性,图5给出了算法经过50次独立运行所得到的适应度函数值的分布情况,运行一次所需时间大约为50 s。由图可以看出,算法的数值稳定性很好。

最终分区结果如图6所示。由图6可以看出:分区1内包含的节点个数为21,总发电量为250.2 MW,总负荷量为245.7 MW。分区2内包含的节点个数为9,总发电量为60 MW,总负荷量为52.7 MW。从对机组的分区结果可以看出在分区1内有4台非黑启动机组,在分区2内没有非黑启动机组,这种结果保证在给定参数条件下引入充电无功最小。从对负荷的分区结果可以看出,具有较大权重的14、15、16负荷在分区1内,负荷19、21、24在分区2内,这种结果保证了重要负荷能够更快地连接到附近的发电机。

3.2 最优分区下的负荷恢复

根据上述分区结果,分别对两个分区的负荷进行并行恢复。遗传算法执行的环境参数同表1。假设在分区1内,黑启动机组1已经启动,并且带动机组2;1、2机组分别恢复了15.5%和40%的供电功率;在分区2,黑启动机组恢复了42%的供电功率。

经仿真计算,在分区1内,得到如下两种恢复方案:

方案一(如图7所示)。

在第一种负荷恢复方案下,总发电出力为39.098 MW,总负荷量为38.327 MW,Δf=-0.494Hz,网损为0.771 0 MW。所对应的系统潮流结果如表2所示。

在第二种负荷恢复方案下,总发电出力为38.866 MW,总负荷量38.338 MW,Δf=-0.487 Hz,网损为0.528 0 MW。

对比方案一和方案二,虽然两者恢复的负荷量是相同的,但是由于方案一投入的线路较多,网损较大,因而频率下降较大。方案二投入的线路较方案一少,网损小,因此电能质量好,而且投入线路数较少,故选择方案二进行负荷恢复为佳。此外,当节点3上线路由于故障不能正常恢复时,可以尝试采用方案一。

方案二(如图8所示)。

同理,可以得到在当前发电能力下在分区2的恢复方案,如表3所示。

其中,总发电量为26.351 MW,总负荷量为26.087 MW,Δf=-0.108 Hz。由计算结果可知,具有较大权重的负荷节点19和24得到了恢复,而21节点虽然也是重要负荷,但是由于负荷量太大,在当前的发电调节能力下还不能恢复,需要尽快恢复足够发电量才能保证下一时步恢复这个重要负荷。此时频率下降0.108 Hz,满足电能质量的要求。

4 结论

本文针对电力系统大停电后的负荷快速恢复问题,提出了一种基于电网分区的负荷恢复智能优化策略。首先,以恢复代价最小和重要负荷优先恢复为目标进行分区。在每个子系统内,研究了在发电机具备一定发电能力下,如何快速恢复尽可能多的重要负荷。在寻优过程中,引入了计及频率偏差的潮流方程,对线路潮流、节点电压、系统频率做了校验,同时,采用改进遗传算法,避免了不可行解的产生,大大提高了搜索效率。经过仿真测试,该算法具有较好的稳定性和全局收敛特性。

所提方法应用于大规模电网停电后的负荷恢复问题时,可在系统正常运行时进行合理分区,降低系统的计算规模;然后针对每个分区并行进行负荷恢复计算,进一步减少计算时间。此外,所得到的若干最优负荷恢复方案,可为电力调度人员应对网络恢复过程中的不确定因素提供更多的选择。

摘要：针对电力系统大停电后的负荷快速恢复问题,提出了一种基于电网分区的负荷恢复智能优化策略。提出了一种大停电事故后系统恢复的最优分区策略,并在所建立的优化模型中考虑了为恢复发电机而引入的架空线路充电无功以及为恢复负荷所引入的线路合闸操作次数等影响因素。在完成对大规模系统优化分区后,对各分区建立了一个统一的并计及网络重构因素的负荷恢复优化模型,实现各分区负荷的并行恢复。针对上述所提出的优化模型,通过结合传统图论理论和遗传算法,实现基于电网分区的负荷恢复优化问题的求解。解算中,对遗传算法进行了改进,并针对应用遗传算法时所产生的大量不可行解问题,提出了随机甩负荷和最短路径修补策略的处理方法,进一步提高了算法的寻优效率和全局优化能力。以IEEE30节点系统为算例进行仿真分析,验证了所提模型与方法的正确性和有效性。

分区电网 第4篇

关键词：微电网 (微网) ,安全防御体系,分层分区控制,反时限,电压波动

0 引言

微电网是由分布式电源 (DG) 和负载构成的独立可控、最接近用户的电网形态, 其基本要求是保证用户安全、优质、可靠的供电[1], 按照规模不同可分为单元微电网 (single facility microgrid, SFM) 、多单元微电网 (multi facility microgrid, MFM) 和公共微电网 (utility microgrid, UM) 三种类型[2]。UM是多SFM互联组成的大规模群落系统, 各SFM功率供给平衡, 能够实现灵活的运行方式切换, 有助于分布式能源的多样性、多节点、跨区域发展[3,4]。UM要求各SFM具有孤岛运行能力及优质的电压质量, 对于保护和控制提出了严苛的要求[5]。国内外学者针对UM安全防御体系的研究, 主要围绕保护和紧急控制方案的设计, 实现故障区域快速隔离并形成区域型孤岛[6,7,8,9], 而未考虑此时可能出现的复杂电压波动问题[10], 由于缺少保护和紧急控制与微电网局部和全局电压控制的配合, 难以满足用户优质电能质量的需求。仅从保护和紧急控制的角度设计微电网安全防御体系显然是片面的。

针对大量接入DG的UM, 已有文献研究并提出DG参与电压控制的方案[11,12]。这些方案检测电压波动判定何时投入电压控制, 一般以恢复电压至设定值为目标, 在实施中存在如下两个问题。

1) 控制灵活性差, 对DG容量要求高。如文献[11]提出一种抑制微电网电压波动的方法, 电压恢复目标为相电压额定值, 对DG容量要求高;文献[13]提出了一种分区电压控制方法, 考虑了DG容量限制, 但灵活性较差, 无法适应UM复杂的运行工况。

2) 没有考虑电压控制及微电网保护和紧急控制的配合。微电网保护和紧急控制以维持全局安全为目标, 电压控制以维持局部电压为目标, 两者存在“点—面”矛盾。仅强调快速电压波动抑制的电压控制思路可能在故障或不正常运行状态消除前消耗大量DG的功率储备, 加速微电网失稳。

本文针对目前微电网安全防御体系的不足, 结合微电网分层综合控制框架, 提出了一种微电网安全防御体系下的电压分层分区控制 (HPVC) 方案, 使得该体系能同时实现保障微电网安全和提供优质电能两大核心目标。HPVC方案基于电压控制型DG (文中不特别指出的DG均指电压控制型DG) 主动参与电压控制, 对DG容量的需求低, 不仅解决了电压质量控制的“点—面”矛盾, 而且通过电压分区独立控制实现了微电网安全防御体系下电压质量的全局综合优化。

1 微电网分层控制框架

图1所示微电网是IEEE P1 547.4定义的典型UM结构, 属于多公共连接点 (PCC) 多DG的复杂系统, 其负荷和DG共PCC形成SFM, 各PCC功能和拓扑对等, 因此, 本文将按照PCC将微电网对等分区进行控制管理。微电网安全防御体系依托于分层控制框架 (图2) , 采用三层双向通道光纤互联结构, 形成“一个整体、三个平面、三个层次”的控制结构。

1) 一个整体, 实现微电网控制和运行的协调。

2) 三个平面, 实现微电网的安全运行:第1控制平面为优化运行平面, 构成微电网的运行体系, 是准实时主动控制;第2控制平面为微电网线路保护、设备保护和动态电压控制平面, 是强实时被动控制;第3控制平面为微电网紧急控制和自适应电压恢复控制平面, 是实时主动控制。“三道防线”是电力系统安全防御体系的重要组成部分[14]。微电网由于规模有限, 可以将三道防线简化为两道防线:第一道防线是微电网保护, 第二道防线是微电网紧急控制。

3) 三个层次, 即微电网综合控制系统分为以下三层。 (1) 中央控制层:完成微电网三个控制平面的展开。在第1控制平面通过优化算法实现微电网优化运行:确定运行模式, 对设备投切、调度和功率流动进行统筹管理;调整各DG输出功率参考值或下垂曲线稳态参考点等信息。在微电网发生故障时, 自动转入第2控制平面, 采集保护动作信息、DG电气量信息以及开关信息;当保护不能确保微电网正常运行时, 主动转入第3控制平面确保微电网恢复正常。 (2) PCC区域控制层:微电网控制的中坚环节, 主要完成中央控制层输出的控制信号中继、HPVC以及微电网孤岛重构后的区域微电网控制。 (3) DG本地控制层:接收PCC区域控制层的控制信号完成DG本地控制。

2 微电网安全防御体系下的HPVC方案

微电网安全防御体系下的HPVC方案由PCC区域控制器控制区内各DG完成 (图2) 。DG本体的逆变器控制是实现HPVC目标的执行手段, 在正常和故障状态下, 逆变器控制受调整的仅是控制参考值, 控制策略没有变化;而DG的本体保护是保障DG安全的最后一道防线。故障发生前, DG工作在图2所示的第1控制平面, 接收PCC区域控制器下发的控制信号完成本地控制;故障发生后, PCC区域控制器检测电压波动情况启动HPVC, 生成控制信号下发至DG, 由其本地控制器执行。对于非严重故障, HPVC的快速控制有利于微电网电压和频率的稳定, 有效降低DG本体保护动作于脱网的几率;如果严重故障发生导致DG本体保护动作, 则DG会主动退出, 不参与HPVC, 未退出的DG继续参与HPVC。

微电网保护是断路器型保护, 固有动作时间较长 (低压断路器动作时间一般为100~300 ms) , 因此HPVC配合微电网保护和紧急控制, 分两阶段完成。

1) 第1阶段:故障发生后, 微电网保护不会立即动作, PCC区域控制器通过电压波动检测, 投入动态电压控制并设定电压参考值信号, 下发给区内各DG, 维持PCC电压在相电压安全带, 一方面避免故障隔离之前DG大量的功率输出, 另一方面确保DG不脱网并能持续供出电流, 有利于保护动作。动态电压控制持续到微电网保护动作完成故障切除。

2) 第2阶段:PCC区域控制系统接收到第2控制平面结束信号后, 延时等待断路器灭弧过程完成 (延时时间根据电压等级和断路器提前整定) , 继而进入自适应电压恢复控制, 设定电压参考值控制信号, 下发至区内各DG。其持续时间具有相电压偏差反时限特征, 相电压偏差越大, 恢复越快, 此过程对DG容量的需求低 (无需向故障点供给电流) 。综上, 设微电网故障发生至故障切除持续时间为Tfault, 则微电网保护和紧急控制与HPVC的配合时序如图3所示。

2.1 HPVC第1阶段———动态电压控制

动态电压控制的目标是在故障发生至故障切除时间段内, 维持PCC相电压在相电压安全带内。此阶段含电压波动检测和相电压参考值生成两个环节。

1) 电压波动检测:故障发生后, PCC区域控制器检测本区域PCC处电压正序分量vpcc, P, α, vpcc, P, β和负序分量vpcc, N, α, vpcc, N, β, 分别计算其模值Vpcc, P和Vpcc, N, 得到电压正序分量和负序分量之间的相角差φpcc, 即

继而, 计算PCC处三相电压模值分别为:

设V*为PCC额定电压, 由式 (2) 结果可以得到PCC相电压最大值Vmaxpcc_phase和最小值Vminpcc_phase, 以及相电压偏离V*的最大值ΔVpccmax和最大与最小相电压的差值ΔVmaxpcc_phase, 即

2) 相电压参考值生成:PCC区域控制器根据电压波动检测环节得到的Vmaxpcc_phase, Vminpcc_phase及ΔVmaxpcc_phase, 判断PCC电压偏离相电压安全带 (本文定义相电压安全带为0.93 (标幺值) ~1.07 (标幺值) , 依据是DLT 1208—2013《电能质量评估技术导则供电电压偏差》要求20kV以下三相电压供电的偏差不能超过标称电压的±7%) 的程度, 确定PCC相电压波动状态 (见表1) , 并依据波动状态生成动态电压控制的相电压参考值Vmaxpcc_ref和Vminpcc_ref。

1) 相电压最大与最小值均在相电压安全带之外 (对应状态1至3)

此时动态电压控制的目标是维持PCC电压在相电压安全带上, 相电压参考值设定为:

2) 相电压最大与最小值均在相电压安全带之内 (对应状态6)

系统发生了轻微的电压波动, PCC电压未超过相电压安全带, 为了维持PCC电压更好的质量, 相电压参考值设定为:

3) 相电压最大与最小值不同时位于相电压安全带内 (对应状态4, 5)

一般的, 向PCC注入正序无功功率可以等量地提高PCC处三相电压的幅值, 而注入负序无功功率可以减小PCC处三相电压的不平衡度。当控制相电压最大值降低一定幅度时, 相电压最小值也会降低等量的幅度;当控制相电压最小值提高一定幅度时, 相电压最大值也会提高等量的幅度[15]。对于状态4, 此时需要控制相电压最大值在安全带上, 同时确保相电压最小值不离开安全带, 相电压参考值设定为:

对于状态5, 此时需要控制相电压最小值在安全带上, 同时确保相电压最大值不离开安全带, 相电压参考值设定为:

2.2 HPVC第2阶段———自适应电压恢复控制

自适应电压恢复控制的目标是完成PCC电压的二次恢复。传统的二次电压恢复控制是在故障清除后将PCC相电压控制参考值设为1 (标幺值) [11], 这种控制策略在微电网中使用存在两个问题: (1) 微电网中存在大量的弱阻尼特征的电力电子型负载和微电源, 故障态下的电压偏差程度越大, 故障后恢复态起始阶段的输出波动也会越大, 大幅度地调整控制参考值, 如果同时伴随有DG的控制策略改变 (如电流控制型DG的低电压穿越控制转换为常态下的并网控制) , 将会带来更大的电压暂态波动[16]; (2) 故障切除后立即改变电压控制参考值可能带来控制系统失稳。为了解决以上两个问题, 本文在HPVC第2阶段中使用了具有相电压偏差反时限特性的自适应电压恢复控制方法:在二次电压恢复过程中, 相电压参考值Vpcc_ref (t) 按照指数趋近律方程 (式 (11) ) 从初始值V0pcc_ref变化到1, 继而自动停止, 整个调整过程的时间为T, 相电压偏差越大, T越小。

式中:m可取任意正整数。

式 (11) 中的T符合反时限规则, 实现了二次电压恢复速度依电压偏差程度不同进行自适应调整。反时限特性规则的制定需考虑用户对于电压恢复的需求等因素。综合考虑, 本文按式 (12) 实现反时限特性, 即

式中:k为时间常数;α为反时限曲线形状系数。考虑大多数负荷对于电压波动的承受能力[17], 本文取k=0.04, α=1/3。

式 (11) 中Vpcc_ref (t) 的变化符合指数趋近律:当Vpcc_ref (t) 接近切初始值时, 调整速度慢, 等待微电网各元件的暂态过程完成;当远离初始值时, 暂态过程已完成, Vpcc_ref (t) 快速地趋向稳态值1 (标幺值) 。整个控制过程是平滑的, 降低了系统的抖动, 对于系统稳定大有益处[18]。HPVC第1阶段结束时, PCC相电压最大、最小值已为Vmaxpcc_ref和Vminpcc_ref, 将其作为第2阶段的初始值, 取m=3, 代入式 (11) 得到:

如图4所示, HPVC两个阶段中相电压最大、最小值的参考值变化以故障切除时刻为界, 分为参考值恒定和参考值按式 (13) 变化两个阶段, 其中

在以上HPVC的两个控制阶段中, HPVC输出的相电压参考值需通过相—序电压转换环节转换成DG可直接使用的序电压参考值V*pcc, P和V*pcc, N (见附录A) 。

2.3 DG本地控制器的改进

基于下垂控制的电压控制型DG可以直接控制接入点的电压, 对UM具有良好的适应性[19]。本文针对目前下垂控制的不足提出改进的基频正序电压下垂控制 (positive voltage droop control, PVDC) 以及改进的负序电压补偿控制 (negative voltage compensation control, NVCC) 。

1) 改进的PVDC包括基频正序有功功率/频率下垂和基频正序无功功率/电压下垂策略。为了解决DG输出正序无功功率的分配问题, 基频正序无功功率/电压下垂策略采用了一种正序无功功率无差分配的控制方法, 其控制方程为:

式中:kP, P和kI, P分别为为比例—积分 (PI) 控制的比例系数和积分系数;ΔVP, i为中间变量;QP, i为DGi输出的正序无功功率;ke, P为正序电压误差比例系数;nP, i为DGi的正序无功分配系数。

将式 (15) 作为式 (14) 的输入, 产生DGi的PVDC电压幅值参考V*P, i (i=1, 2, …) 。进入稳态后ΔVP, i=0, 此时有

当接入同一PCC的多个DG具有相同的ke, P, 式 (16) 的左半部分对于所有DG是相同的, 对于并联接入同一PCC的DG, 设其正序无功分配系数分别为nP, 1, nP, 2, …, nP, i, 则其分别承担的正序无功功率满足:

2) 改进的NVCC采用了一种负序无功功率无差分配的控制方法, 其控制方程为:

式中:kP, N和kI, N分别为PI控制的比例系数和积分系数;ΔVN, i为中间变量;QN, i为DGi输出的负序无功功率;ke, N为电压不平衡误差比例系数;nN, i为DGi的负序无功分配系数。

将式 (19) 作为式 (18) 的输入, 产生DGi的负序电压补偿系数GN, i, GN, i和DGi出口的负序电压瞬时值的乘积作为NVCC电压参考。进入稳态后, ΔVN, i=0, 此时有

当接入同一PCC的多个DG具有相同的ke, N, 式 (20) 的左半部分对于所有DG是相同的, 对于并联接入同一PCC的DG, 设其负序无功分配系数分别为nN, 1, nN, 2, …, nN, i, 则其分别承担的负序无功功率满足:

从式 (17) 、式 (21) 可以看出, 正序和负序无功功率在各DG之间的分配不依赖于DG间的通信, 也不受线路阻抗的影响, 实现了正序和负序无功功率的精确分配。

另外, DG本地控制器会巡检和PCC区域控制系统之间互为备用的两条通信通道, 通道完好的DG参与HPVC, 而通道故障的DG只控制本地电压。综上, 整个HPVC的控制逻辑图见附录B图B1。

3 HPVC实现方案

微电网的控制方式主要有对等控制和主从控制2种[20]。主从控制方式又细分为两层和三层控制。国内外多使用三层控制结构[21], 尤其以基于IEC 61850三层控制系统最为常见[22,23]。这种成熟的三层控制结构完全适用于本文所提方案的实现。

1) 硬件设计

现有三层控制硬件体系PCC区域控制器的数字信号处理能力较差, 难以胜任如式 (1) 至式 (13) 的运算任务。因此, 仅需要加强PCC区域控制器的计算能力, 增加模块化的计算单元, 加装在PCC区域控制器内 (该计算单元的架构见附录C) 。

2) 软件设计

HPVC作为微电网安全防御体系的加强和补充, 可以直接将控制逻辑等代码嵌入微电网已有的分层控制器软件环境中, 开发人员只需要把HPVC部分的代码与目标硬件及已有的实时操作系统加以匹配即可, 无需另外开发新的软件。

综合以上内容可以看出, 通过优化改进现有微电网三层控制系统结构, 补充模块化的计算单元, 完全可以满足HPVC方案实现的需要。

4 HPVC方案仿真

为了验证HPVC方案的有效性, 本文在Simulink搭建了图1所示的UM模型并进行仿真。该UM通过两台300kVA的10kV/400V变压器和开关SS1, SS2与配电系统连接。在SS1, SS2处, 配电变压器高压侧设置触发短路模块, 该模块可以实现不同类型、不同过渡电阻条件下的短路故障。微电网存在电压控制型和电流控制型两种不同类型的DG, 其中电压控制型DG组成HPVC系统, 电流控制型DG只作为功率源, 不参与HPVC。DG容量如附录D表D1所示, 其中DG1和DG7为电流控制型DG, 其余DG均为电压控制型。负载参数如附录D表D2所示, 线路1和2的阻抗为 (0.5+j1.57) Ω, 线路3的阻抗为 (0.25+j0.96) Ω。针对微电网区域电压质量的改善算例均在PCC1分区中进行。

4.1 HPVC对微电网区域电压质量的改善

配电系统电压不平衡度为1%。闭合SS1和Spcc1, 断开S0, 负载1投入, 负载7和8未投入。1.8s时故障发生 (故障类型见表2) , 故障发生后HPVC实施过程中相电压有效值的变化曲线如附录E图E1所示。

对于附录E图E1 (a) 的算例1, 故障后PCC1相电压的最大值大于1.07 (标幺值) , 最小值低于0.93 (标幺值) , 符合2.1节式 (5) 对应的状态1, 因此在动态电压控制过程中相电压最大值和最小值分别被控制在1.07和0.93;2.13s时Spcc1跳开, HPVC收到跳闸完成信号, 并转入自适应电压恢复控制, 按照式 (13) 的指数趋近率曲线控制PCC1相电压恢复至1, 根据式 (12) 计算出恢复时间为93.2 ms, 和仿真结果吻合。算例2至8的仿真波形见附录E图E1 (b) 至图E1 (h) 。

为了验证本文2.3节针对DG本地控制器提出的改进PVDC和NVCC策略, 在附录E图E2中给出算例5故障前后DG2和DG3输出无功功率的变化图, 可以看到, 故障发生后约0.05s动态电压控制进入稳态, DG2和DG3输出的正序无功功率分别为6.27kvar和3.11kvar, 输出的负序无功功率分别为2.29kvar和1.18kvar, 正、负序无功功率的分配比约为2∶1, 与DG容量比一致;故障处理完成后102ms自适应电压恢复控制调节PCC1电压恢复额定, 此时DG2和DG3输出的正序无功功率分别为8.08kvar和4.07kvar, 其比例约为2∶1, 与DG容量比一致。该结果验证了改进的PVDC和NVCC策略能够控制无功功率在并联DG之间按照DG容量进行分配。

4.2 HPVC对微电网全局电压质量的改善

配电系统电压不平衡度为1%, 闭合微电网全部开关。1.8s时配电网SS1高压侧经过渡电阻发生三相短路, 微电网公共母线处相电压和PCC1处相电压最大、最小值均小于0.93, 符合2.1节式 (6) 对应的状态2, PCC2和PCC3处相电压最大、最小值均在0.93~1.07之间, 符合2.1节式 (8) 对应的状态6。此时HPVC转入PCC电压紧急控制, 相电压变化见附录E图E3。可以看到, 微电网公共母线处相电压和PCC1处相电压均被控制在0.93, PCC2和PCC3处相电压均被控制在1;2.8s时配电网故障处保护动作切除故障, HPVC转入自适应电压恢复控制, 平滑的控制各PCC相电压恢复至1, 恢复时间按照图E3中自上而下的顺序依次为80.5, 92.4, 120, 135ms。

5 结语

本文针对目前微电网安全防御体系的不足, 提出一种微电网安全防御体系下的HPVC方案, 该方案具有以下特点: (1) 针对含有多PCC多DG的复杂微电网部署分层分区的综合控制系统, 具有较强的灵活性, 改善了DG并列运行的功率分配精度; (2) 通过动态电压控制维持区域孤岛形成过程中各分区PCC电压不超越相电压安全带, 同时消除了电压控制过程中的电压相位跳变, 降低DG脱网的几率, 提高微电网分区电压控制能力, 降低对主动参与电压控制DG的容量需求; (3) 通过自适应电压恢复控制实现了区域孤岛形成之后各分区母线电压的平滑二次恢复, 辅助微电网完成分区自愈以及重新并网。该方案满足了提高微电网DG渗透率的现实需求, 弥补了目前微电网安全防御体系的不足, 具有工程应用价值。

分区电网 第5篇

关键词：地理信息系统,数据管理,分层分区,电力系统

0 引言

现代电网规模越来越大,结构越来越复杂,系统短路电流水平不断提高,电网发展和短路容量增长的矛盾已经成为电网发展的突出问题。简单地更换设备或者调整电网运行方式虽然能暂时缓解这一矛盾,但是并未从根本解决,对电网进行分层分区可以有效地将电网的短路容量水平控制在合理范围之内,并且使电网潮流分布更加合理[1]。因此对大规模电网分层分区后的各种信息管理的手段提出了更高的要求,传统的管理方式已经无法满足生产管理的要求,必须搭建一个企业级的电网数据分层分区管理系统。提出一种基于地理信息系统平台的电网数据分层分区管理系统,进行各种数据的管理,提高了管理的直观性和准确性,可以极大地提高电网运行管理人员的工作效率。

1 地理信息系统

地理信息系统作为支持空间定位信息、数字化获取以及管理和应用的技术体系,随着计算机技术和空间技术以及现代信息基础设施的飞速发展,在国家信息化进程中的重要性与日俱增。GIS在电力系统中的应用主要体现在发电、输变电、配电和电力营销等各个重要环节其地域分布广泛、设计的设备量庞大。从实际情况看,电网的各种信息与空间地理环境有着密切联系,利用GIS技术管理和处理这些信息,对于提高电力系统生产效率、管理质量和科学决策水平具有十分重要的现实意义[2]。

传统的GIS开发采用专门的GIS开发工具,比如Arc GIS、Map Info等大型的地理信息系统开发工具,这些开发工具功能强大,可以实现全部GIS要求的功能,但是无法脱离工具进行自定义开发,限制了客户根据应用需要的灵活设置以及数据库的选择,从而限制了GIS在各种应用领域的拓展。组件式GIS的出现极大地方便了应用和系统集成,它基本继承了GIS的大部分功能,而且可以直接使用其它的开发工具比如VC++、Delphi对其进行二次开发,从而增强了GIS软件的可扩展性。目前应用比较广泛的组件有ESRI公司的Map Objects和Map Info公司的Map X。随着Web技术的发展,出现了Web GIS,与传统的GIS相比,它充分利用了网络资源,但是Web GIS在数据的安全性和完整性上存在一定的局限性。

2 电网分层分区

目前我国电网已经由跨省联网进入大区电网互联,对于调度运行控制人员来说,一个合理的电网应该具有坚强的电网结构,能够符合要求,适应各种运行方式下的潮流变化,并具有一定的灵活性;电网的接线要简单,层次分明,可靠性高,并且易于事故处理;对于任何可能的故障,能进行潮流、数据计算和估计。为了缓解目前电网存在的各种安全稳定运行问题,对电网进行分层分区管理具有很大的优越性,可以使电网接线更加简单明了,消除高低压电网间的电磁环网,简化继电保护的配置,提高继电保护装置动作的正确性,还可以使得潮流的分配走向更加合理,区域电网内事故基本不会影响其它地区的安全稳定运行,更利于事故的处理[3,4,5]。

3 系统设计

利用地理信息系统的优点,采用客户机/服务器模型进行开发,设计出一套基于GIS平台的电网数据分层分区管理系统。系统总体结构图如图1所示。

开发工具采用组件式GIS,选用Map Info公司的Map X组件,并选用Delphi对Map X进行二次开发。由于要对整个大电网的数据进行管理,数据量相对比较大,所以需要选用一个大型的数据库作为后台数据平台,初步选用微软公司的SQL Server 2000,随着数据量的进一步增大,可以选用大型的商用数据库Oracle。

3.1 后台设计

整个系统以图层来组织数据,分为电网参数图层和厂站参数图层。系统图层结构设计图如图2所示。

图层主要是用来组织电网和厂站的相对地理位置信息,需要利用GIS开发工具进行自行开发,电网图层和厂站图层中涉及到的各种数据,包括静态数据和动态数据,可以从SCADA历史数据库中调取。利用电网图层参数可以实现各种电网分析(包括潮流分析、稳定分析)功能,利用厂站图层参数还可以实现厂站的台账管理、设备管理等功能。

3.2 前台设计

前台界面采用多文档的形式进行设计开发,导航图显示电网分层的最高电压等级电网地理接线图,用户通过图层控制栏可以方便地找到电网的各种分层分区图,地理接线图显示在主界面栏中,通过电网地理接线图上的操作即可以实现电网各种数据的查询和分析。触发电网地理接线图中的各个厂站符号,即可显示厂站基本信息或者打开该厂站的电气接线图。提供了地理图形的鹰眼功能,可以实现整体浏览,前台提供了地理信息系统具有的各种操作功能,包括放大、缩小、测距、移动、修改等,而且还可以实现各种数据信息的分类查询、操作和报表功能,达到了数据管理的目的。GIS管理平台主界面如图3所示。

系统采用即插即用的软件开发思想,给其它高级应用模块提供软件集成接口和数据库接口,其它应用模块可以采用动态链接库或者组件的形式和平台进行系统集成,方便了系统的升级和完善,提高了软件的可复用性。

4 结语

目前地理信息系统的应用越来越广泛,现代电网发展迅速,数据量越来越大。利用地理信息系统作为平台开发的数据管理系统,可以从空间上对电网中的各种参数进行管理和分析,更加直观和方便,可以有效地提高电网数据管理人员的工作效率。

参考文献

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[2]倪建立,孟令奎,王宇川,等.电力地理信息系统[M].北京:中国电力出版社,2004

[3]李晗,罗建生.北京电网分层分区与调度运行分析[J].现代电力,2005,22(4):29-33

[4]陆圣芝,胡伟,罗建裕.江苏电网分层分区研究[J].江苏电机工程,2006,25(3):11-13

分区电网 第6篇

受短路电流超标等因素影响, 江苏电网已逐步呈现出500 k V电网为主干网, 220 k V电网分层分区运行的格局;分层分区运行模式使得江苏电网低频、低压减载原有的配置模式受到一定挑战;本文对江苏电网分区低频、低压减载方案适应性进行研究, 对不适应的方案进行优化整定, 确保江苏电网的安全可靠稳定运行, 避免因分区电网保不住而带来的大面积停电事故和经济损失。

1 分区电网低频或低压减载方案研究趋势

国内外对于电网运行中的频率要求和UFLS的配置整定有相关规范[2,3];而对于低压减载配置, 国内至今还没有一个统一的标准、配置原则和配置方案[4]。目前, 国内外对分区电网低频、低压减载方案的仿真校核和优化研究, 主要有以下几个方面的发展趋势。

(1) 时域动态仿真模型参数完善校核[5]。充分考虑负荷频率特性、调速系统特性等因素, 完善励磁、调速系统等动态仿真模型参数, 构建适合进行低频低压减载研究的仿真参数模型。随着系统元件模型与参数辨识的精度, 以及电网数据记录的频率和精度的提高, 使得基于全过程动态仿真的低频低压减载优化配置成为可能。

(2) 低频减载和低压减载方案的优化。我国电网低频减载配置方式主要有两类:一类快速动作或带短延时, 按动作频率分为3至6级预先设定, 切除的负荷总量通常是全网负荷的30%左右, 这一类被成为基本级;另一类带较长的延时, 其动作频率较高, 其作用是为了防止在基本级动作后频率仍停留在某一较低值而不能动作, 通常被称为恢复级或特殊级。国外电力系统也采用了类似紧急频率控制策略, 但是所分级数及每级切除负荷量均不一样。低频、低压减载方案优化, 主要包括优先轮次参数、切负荷量、动作的地点等方面内容, 而装置布点的优化是其他参数优化的前提。电力系统受扰后电压和频率的摆动和跌落都有复杂的时空分布特性, 其控制灵敏度也有所不同。因此, 只有在装置布点确定的情况下, 优化其他参数才有意义。

(3) 分区运行电网频率、电压特性研究。即充分考虑分区频率、电压特性, 使得方案能同时满足联网运行和正常或事故解列后孤立电网运行需要。分区运行电网因其电网规模、负荷特性、电源配置情况、电压支撑能力、发电机及其控制系统模型和负荷模型等因素不同, 导致分区电网的频率、电压特性各不相同。实际运行方式复杂多变, 分区受入功率水平变化幅度较大, 都会导致分区孤网运行后功率缺额不同, 从而导致频率、电压特性不同。即便在相同的功率缺额水平下, 也会因开机方式、负荷水平不同导致频率、电压特性变化。由于系统在不同工况和扰动下的切负荷控制性能也不同, 故必须考虑各种可能场景的概率。

(4) 低频低压减载间的协调优化配置[6]。在发生严重有功功率缺额的区域, 如果无功不足, 系统在发生暂态频率跌落的同时也会发生电压的跌落, 导致低频减载装置和低压减载装置同时动作。需要协调低频减载和低压减载装置的动作时间、切负荷量及闭锁条件。

2 江苏分区电网运行特点

近年来, 随着江苏电网分层分区运行方式的实行和电网的发展变化, 各分区电网也发生了较大的变化。

(1) 分区电网容量相对江苏全网来说较小, 视区内的装机情况, 分区的最大供电能力差异较大;

(2) 分区电网均为受端网络, 通过500 k V主变从大系统受电, 每个分区有2至3台甚至更多500k V主变与500 k V系统联络, 受电的多少与各分区的装机容量有关, 部分分区受电比例相对整个江苏电网的受电比例要大;

(3) 分区内部220 k V网架比较强, 可靠性较高, 但在恶劣天气条件下, 如果出现多重严重故障, 或在特殊检修方式下考虑500 k V线路同杆异名相故障时, 分区有可能孤立运行;

(4) 分区孤立运行能力不足。由于分区负荷缺额大, 而且分区内大机组出力占分区容量的比例较大, 如孤立运行, 一旦频率下降太快或大机组运行不稳定, 都有可能造成整个分区崩溃。江苏电网多数分区受电比例都超过30%, 有的分区甚至达到60%, 分区孤网后频率、电压稳定问题不容忽视。

3 低频或低压减载配置方案适应性分析

针对上述分区电网的运行特点, 江苏已有低频、低压减负荷方案存在如下问题:

(1) 由于分区电网孤立运行后具有电网容量变小, 功率缺额相对较大, 频率下降速度快、分区孤立运行能力较差等特点, 若仅凭传统的低频、低压减载措施可能仍无法保证分区电网的安全, 有时甚至会导致电压先于频率快速崩溃, 或者是频率和电压的下降速率均很大 (可能导致低频或低压减载闭锁) , 致使低频或低压减载无法动作;

(2) 当功率缺额较小方式下出现孤网运行时, 可能会因为传统低频减载和低压减载配置不当导致负荷过切;

(3) 全网的装机容量与负荷在各分区电网的分配相差较大, 而传统的低频减载方案却一律按负荷比例分配, 缺乏合理性;

(4) 部分分区负荷缺额相当大, 而所有分区电网的受电容量都按500 k V主变N-1控制, 一旦分区电网孤立运行, 传统的低周减载方案存在不能有效抑制频率下降的可能。

3.1 孤网情形下低频或低压减载的适应性分析

随着江苏电网分层分区运行模式的普遍实行, 使得原有低频、低压减载的配置模式受到一定的挑战, 主要表现为:

(1) 大区电网出现整体低频的概率将逐步减少, 但个别局部孤网系统内出现严重功率缺额的情形则在增加;

(2) 按照已有的低频和低压减载配置理念, 部分电网内很多220 k V孤网系统的频率和电压安全可能将无法得到保障;

(3) 对于某些功率缺额较大的孤网地区, 原来的低频、低压减载配置方案也可能导致切负荷量不足、切负荷速度过慢、孤网后电压可能先于频率发生崩溃等问题。

3.2 分区负荷联切装置的切负荷方案

江苏电网多个地区, 均可能出现局部的220 k V孤网系统, 且其功率缺额会大于50%, 有的甚至达到60%以上, 如武南分区、吴江分区、石牌分区、苏州西分区。这些分区孤网存在的一些共同特点是:

(1) 可能存在的功率缺额通常较大;

(2) 原有的低频减载配置量不够, 孤网后都将面临频率崩溃的巨大风险;

(3) 孤网后往往同时伴随有低压现象的出现, 使得低压减载的配置也必须引起高度关注;

(4) 系统孤网后导致电压下降过多、过快或是发生电压崩溃, 低频减载往往不能动作, 江苏电网内很多的孤网系统内均存在该现象, 且带有一定的普遍性;

(5) 仅依赖低频减载往往不能保证一些孤网系统的频率安全;

(6) 孤网后导致电压或频率下降过多、过快, 目前已有低频或低压减载装置内防误动作的df/dt或du/dt可能会达到闭锁条件, 使得本应即刻动作的低频或低压减载装置反而不能动作。

3.3 分区负荷联切装置动作的门槛值

以上孤网分区除具备上述特点外, 从低频低压减载配置上看, 还可能存在如下的一些问题:

(1) 低压减载配置动作延时普遍偏长;

(2) 低频减载配置缺乏优化概念;

(3) 低频低压减载彼此配置间存在优化空间;

(4) 个别功率缺额特别大的孤网系统内, 有必要考虑采取安控切负荷措施;

(5) 低频减载的配置方式有待改变, 应由分散控制逐步改为集中控制。

4 低频或低压减载配置方案改进建议

4.1 改进总则

按照目前江苏电网低频、低压减载的配置总量情况来看, 基本可保证2011年和2012年内江苏电网整体或大范围内出现低频情形下的安全性, 但发生概率较高的部分经济发达地区孤网系统的安全性则存在严重漏洞。鉴于此, 在低频、低压减载配置的改进方面, 有如下建议:

(1) 从长远来看, 对江苏电网整体而言, 配置的低频减载总量应保证相应水平年最大负荷的35%左右 (包含特殊轮) 。

(2) 江苏全网低频总配置量维持在目前水平, 遵循在某些局部地区超配, 并在某些局部地区适当低配, 以维持目前的总配置量基本不变。

(3) 江苏电网内的各个地区 (如受端和送端) , 低频减载配置方案应有所不同。

(4) 建议在部分受电比例较大区域应超配 (比锡澄、张常、车坊、苏州西等某些可能出现严重功率缺额的分区内) 。

(5) 送端电网内 (如苏北各送电分区) 配置的低频减载总量建议可少配, 同时应妥善处理好高周切机与低频低压减载间的协调配合问题。

(6) 对送端电网内可能存在严重功率缺额的分区, 低频减载总量仍需视实际最大功率缺额情况来配置。

(7) 有关低压减载配置方面改进建议。部分分区, 比如苏北的盐城分区, 目前没有配置低压减载方案, 需增加低压减载配置;部分分区, 如茅晋、通泰分区, 低压减载装置动作的延时须重新整定, 建议缩短低压减载配置的延时;部分分区, 如锡澄、玉山、苏州西分区, 建议除了缩短低压减载配置的延时, 还需提高低压减载各轮配置比例。

(8) 实际中还可从如下几方面解决低频、低压减载配置方案中存在的问题。功率缺额较大时, 加速切除后继轮次。经详细研究后, 得到相应孤网地区出现最大功率缺额时其内部的电压和频率下降速率, 并调整防误动的闭锁定值。

4.2 其他改进建议

除以上有关低频、低压减载配置方面的改进建议外, 还需考虑以下相关问题:

(1) 2011年江苏石牌、宁扬分区电网孤网后, 目前低频、低压减载方案基本能适应, 但为了保证孤网后系统稳定性, 需对各自分区内的发电机高周保护定值进行改进。

(2) 对于孤网后功率缺额特别大的地区, 如武南和吴江分区, 为保证系统的安全稳定性, 建议考虑安控联切负荷, 并与低频低压减载间协调配合。

4.3 江苏电网内低频减载配置理念的改进建议

随着电网内分层分区运行的现象越来越普遍, 这意味着, 大区电网内出现局部孤网的概率将有所增加, 而且这些可能孤网的区域内功率缺额通常又较大, 但由于它们所配置的低频减载是按照全网统一平均配置的理念设计的, 反而在需要时, 不能保证这些孤网系统内的频率安全。针对该现象, 需将传统的低频减载配置理念作如下更新:

(1) 更加注重某些重要负荷区孤网情况下的频率安全, 即该类地区的低频减载需进行特殊配置;

(2) 在电网运行允许的条件下, 可根据详细分析后得出的结论, 将原有的全网低频减载配置总量适当减少;如暂时不便减少, 可依旧维持现状, 但局部地区的低频减载量可超配;

(3) 当整体和局部的低频减载配置间出现矛盾时, 应顾全整体, 同时兼顾局部;如的确难以平衡, 可按它们出现功率缺额的概率大小来进行优先抉择。

5 结束语

低频低压减载作为保障电网安全稳定运行第三道防线的重要手段, 其动作条件仅依赖于就地电气量, 与故障原因、故障形式无关, 这在一定程度上提高了低频低压减载措施在保障不确定因素日益增多的大电网安全稳定运行中的重要性。随着电网内分层分区运行的现象越来越普遍, 使得电网传统的低频、低压减载原有的配置模式受到一定挑战;国务院新颁布的《电力安全事故应急处置和调查处理条例》, 对于电力安全事故等级划分的标准, 规定了对于事故的五个方面判定项, 其中首先就是造成电网减供负荷的比例、造成城市供电用户停电的比例, 导致以往常规的、集中式的低频、低压减载控制手段受到一定的制约和挑战。

参考文献

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[5]朱寰, 罗建裕, 赵晋泉, 等.江苏电网低频低压减负荷优化配置研究 (一) ——研究方法与动态模型参数的获得[J].江苏电机工程, 2008, 27 (1) :8-11.

分区电网 第7篇

我国资源和负荷呈逆向分布,因此需要采取远距离大容量输电以实现跨区域能源资源的优化配置。高压直流输电技术以其在技术性和经济性上的优势成为跨区域、远距离联网的优选方案。在我国“西电东送”的基本格局下,出现了直流落点密集的受端系统,如华东电网和广东电网等,由于多直流落点受端系统的交直流相互作用复杂、直流馈入功率大,系统安全稳定性面临较大风险[1,2]。故障引起多条直流同时发生换相失败是多直流落点系统突出的安全稳定问题[3],该类故障将造成受端系统功率大量缺失,从而可能导致系统失稳。目前,主要有以下几种方式可提高多直流落点系统的安全稳定性能:(1)受端电网动态分区[4];(2)受端电网利用储能设备分区[5];(3)故障期间改变直流控制方式[6,7];(4)受端电网静态分区。其中方式(1)—(3)无法彻底解耦换流站之间电气联系。电网的静态分区技术通过柔性直流输电系统[8,9]将受端系统分隔成若干个异步运行的分区电网,从而使得各直流落点处于不同的分区电网内,不同分区之间的传统直流换流站基本不存在相互作用,故障影响范围限制在分区之内,该方式可有效解决故障引起多条直流同时换相失败的问题,此外,静态分区还能有效控制区间潮流以及防止短路电流超标。

不同的静态分区方案对受端系统性能的提升作用不同,有必要基于系统稳定性对各个静态分区方案进行评估和选择。系统的稳定性涉及多个方面,因此静态分区方案的选择是一个多目标决策问题。电力系统中无功优化问题[10,11,12,13]、分布式电源接入[14]、最优潮流[15]、直流落点选择[16]、水火电调度[17]均涉及多目标决策问题。多目标决策问题有多种求解方法,文献[11,12]运用粒子群优化算法对多目标的无功优化问题进行分析,文献[16]运用加权和法选择合理的直流落点,文献[17]采用数据包络分析CCR(Charnes-Cooper-Rhodes)模型对多目标问题进行求解。多直流落点系统静态分区方案的选择作为电力系统中的多目标决策问题,目前没有相关的研究,这给实际工程的规划带来了困难,因此有必要对电网静态分区方案的选择方法进行研究。

本文首先分析了影响多直流落点受端系统稳定性的3个问题,包括多直流发生换相失败问题、直流换相失败后系统恢复问题以及直流闭锁问题,在此基础上针对性地提出了反映系统稳定性的3个指标及相应的子指标;其次建立了用于评价静态分区方案的线性加权和模型[18],将多目标模型转换成单目标模型,并采用兼顾主客观的综合赋权法确定3个指标和其子指标的权重系数;再次建立了基于多直流落点系统稳定性的电网静态分区方案选择方法;最后以2030年广东电网规划网架为例,对静态分区的方案进行选择,并通过PSS/E仿真平台对各方案的系统稳定性进行仿真,验证了静态分区方案选择方法的有效性。本文提出的静态分区方案选择方法对于实际工程中静态分区方案的确定具有指导意义。

1 静态分区

静态分区利用柔性直流输电技术(VSC-HVDC)将电网分隔成若干个异步运行的分区电网,多直流落点系统静态分区示意图如图1所示,其中分区之间为柔性直流输电系统,其他为传统直流输电系统(LCC-HVDC)。

利用电网静态分区技术对多直流落点系统进行分区能有效提升受端系统的运行性能。首先,静态分区将故障的影响范围限制在分区之内,避免了连锁故障引起的大面积停电,有效减少了故障下发生换相失败的直流系统数目;其次,柔性直流输电系统能够控制分区之间的潮流交换,有利于电能交易;再次,电网静态分区能够降低受端电网的短路电流水平。

2 稳定性问题及静态分区评价指标

本节从多直流落点系统常见的3个稳定性问题的角度分析静态分区方案对受端系统稳定性能的影响,阐述选择最优静态分区方案的必要性,并基于系统的稳定性问题提出静态分区方案的评价指标。

2.1 多直流落点系统稳定性问题

2.1.1 多直流发生换相失败问题

超多直流输电线路馈入同一受端系统,在受端系统短路故障下极有可能多条直流线路同时发生换相失败。如果直流系统送入功率大,将造成受端系统功率缺额过大,可能导致系统失稳。因此,故障下受端系统发生换相失败的直流线路数目越少,造成的功率缺额越小,系统的稳定性越好。

静态分区能够将故障限制在分区内,减少发生换相失败的直流线路的数目,从而减小整个系统崩溃的可能性。另一方面,静态分区后,由于分区的系统强度减弱,分区内直流之间相互影响增强,不利于防止多直流发生换相失败问题。因此,有必要对最优的静态分区方案进行选择。

从物理意义上讲,静态分区改变了直流落点之间的电气距离,本文采用多直流落点相互作用因子MIIF(Multi-Infeed Interaction Factor)来反映直流落点之间的耦合程度,从而评价静态分区方案对于多条直流线路同时发生换相失败问题的改善作用。

2.1.2 直流换相失败后系统恢复问题

多直流换相失败后,巨大的直流功率缺额和直流换流站恢复过程中大量的无功功率需求可能导致交流系统电压无法恢复,导致系统失稳。此外,系统低电压引起的自并励励磁系统励磁能力受限、交流线路无功损耗激增也进一步恶化了故障后交流系统的恢复过程。直流系统输送功率的快速恢复有助于受端系统的恢复,而直流换流母线电压支撑强度越大,直流系统功率的恢复能力越强,系统稳定性越好。

电网静态分区后,换流站所处的分区相比于分隔之前的受端系统强度下降,换流母线的电压支撑强度下降;另外,分区的大小对于换流母线的电压支撑强度也有影响。不同的静态分区方案对换流母线电压支撑强度的影响不同,因此有必要对其进行分析,选择影响程度较小的方案。

本文采用多直流落点有效短路比MIESCR(Multi-Infeed Effective Short Circuit Ratio)来衡量不同分区方案中各个分区出现直流换相失败后交流系统的恢复能力。

2.1.3 直流闭锁问题

直流线路输送功率较大,单回或多回直流闭锁将使得受端系统损失大量有功功率,分区频率下降,严重情况下会导致系统失稳。从稳定性角度分析,单回或多回直流闭锁后,分区频率支撑强度越强,分区频率偏差越小,系统稳定性越好。

不同静态分区方案各个分区的频率支撑强度不同,整个受端系统的频率稳定性也发生改变;同时电网静态分区后各个分区内电源数量相比于整个受端系统减少,相应的频率支撑强度减弱,因此有必要对最优静态分区方案进行研究和选择。

本文采用频率偏差因子以反映分区的频率支撑强度,从而评价电网静态分区后系统对于直流线路闭锁带来的安全稳定性问题的抵御作用。

2.2 静态分区方案评价指标

本文提出多直流落点相互作用因子、多直流落点有效短路比和频率偏差因子作为选择静态分区方案的评价指标,以反映多直流落点系统的稳定性。对于实际电网,若有较多个静态分区方案,如果通过暂态仿真检验各方案中受端系统各方面的稳定性能,则过程繁琐、计算量大、耗时长。而以上3个指标容易求得、计算工作量小,基于此可快捷地得到最优静态分区方案,有助于实际工程方案的选择。

2.2.1 多直流落点相互作用因子

CIGRE B4.41工作组[19]对多直流落点相互作用因子IMIIFfe的定义如下:

其中,ΔUe为换流站e交流母线上电压的自扰动量,约为1%;ΔUf为引起的换流站f交流母线的电压变化量。

IMIIF反映了换流站之间的电气距离,IMIIF越小,换流站之间电气耦合程度越低,受端系统在同一故障下同时发生换相失败的直流线路数目有可能减少。IMIIF是对换流站之间电气距离的度量,该值的大小从系统抵御多个换流站同时发生换相失败能力的角度表征了系统稳定性。

为了整体评价多直流落点系统换流站之间的耦合程度,引入多直流落点相互作用因子评价指标的计算值FMIIFi,如式(2)所示,t为换流站的个数,FMIIFi反映了第i个静态分区方案中换流站之间的平均电气距离。

2.2.2 多直流落点有效短路比

多直流落点系统第e个换流站的短路比定义如式(3)所示,其中Sace、Pdce(Pdc f)分别为换流站e交流母线短路容量和换流站e(f)的直流功率,Qce为换流站e内交流滤波器和并联电容器所提供的无功功率。

IMIESCR反映了交流电网对直流换流站的电压支撑水平,IMIESCR越大,直流换相失败后系统对换流母线的电压支撑强度越大,直流传输功率恢复越迅速,有利于受端系统的恢复过程。此外,IMIESCR的大小对直流最大功率运行点、动态过电压以及谐波谐振也有影响[20]。多直流落点有效短路比评价指标从直流换相失败后交流系统的恢复能力角度表征了系统稳定性。

在某个方案下对所有换流站的IMIESCR取平均值,从而反映该方案下短路比的整体情况,作为子指标μ1,如式(4)所示。

为了避免某些换流站IMIESCR过小对系统稳定性的影响,引入子指标μ2,即各换流站IMIESCR的标准差,反映各值的均衡性,如式(5)所示。

综合子指标μ1和μ2,通过线性加权和模型,可得第i个方案多直流落点有效短路比评价指标的计算值FMIESCRi。

2.2.3 频率偏差因子

频率偏差因子Iβg的定义如式(6)所示。其中Req g为分区g内所有发电机的等效速度变动率,Dg为分区g内有功负荷的频率调节系数。

在静态分区方案中,由于送端与受端异步运行,因此必须考虑直流线路闭锁对送端系统和受端系统频率的影响。频率偏差因子评价指标能衡量受端系统频率的支撑强度。该因子的单位是MW/0.1Hz,即分区频率下降0.1 Hz时,分区所失去的有功功率值。显然,频率偏差因子越大,表示分区的频率支撑强度越强,单回或多回直流闭锁情况下系统具有更大的稳定性。频率偏差因子从直流闭锁后交流系统的频率支撑强度角度表征了系统的稳定性。

采用各分区频率偏差因子平均值和标准差作为综合考量该指标的子指标,分别如式(7)和式(8)所示,p为静态分区数目。

电网静态分区的最优方案应当是各分区的总体频率支撑强度较强,即η1较大;同时不期望出现某个分区频率支撑强度很弱的情况,各分区指标的偏差应当较小,即η2较小。综合以上2个子指标可计算出第i个方案的频率偏差因子评价指标值Fβi。

3 线性加权和模型

对于一个工程方案的评价,如果需要考虑多方面因素的影响,线性加权和法可对各个评价指标进行统一分析,最终得到各个方案的定量分析结果,根据结果可以对总体设计方案形成判断和选择。线性加权和模型在本文中用于:由子指标(μ1/μ2和η1/η2)计算对应的评价指标值(FMIESCR和Fβ);由评价指标值(FMIIF、FMIESCR和Fβ)计算各方案的评价值。

3.1 模型概述

假设有n个静态分区方案,对每个方案有m个指标,则指标矩阵如式(9)所示。Ri j表示第i个静态分区方案中第j个指标的数值。

在多指标决策过程中,各个指标的单位或者数量级的差别会使决策产生偏差,影响决策结果,因此需要对各个指标进行归一化处理。归一化后的指标矩阵如式(10)所示。

归一化后的指标ri j落在区间[0,1]内。若ri j=1,则第i个方案在第j个指标上表现最佳;若rij=0,则情况相反。下面阐述归一化方法。

对于第j个指标,Rjmax和Rjmin分别为该指标在所有静态分区方案中的最大值和最小值,如式(11)和式(12)所示。

分2种情况进行归一化处理。

a.若某个指标越大,系统稳定性能越好(μ1或η1),归一化公式如式(13)所示。

b.若某个指标越小,系统稳定性能越好(FMIIF),归一化公式如式(14)所示。

归一化后利用线性加权和模型对评价指标值或方案的评价值进行计算,如式(15)所示,Si为对第i种方案的评估数值,ωj为第j个指标的权重系数。对于各个候选方案,该模型的优化目标是找到一种方案,使得式(15)中的计算值Si尽可能大。

3.2 权重系数的确定

本文采用结合主观赋权法和客观赋权法的综合赋权法来确定权重系数。该方法通过主观赋权法和客观赋权法分别求出对应的权重系数,再利用综合赋权法得到最终的权重系数。主观赋权法依据对各个指标的重视程度进行赋权,而客观赋权法依据计算得到各方案的各个指标值确定权重系数,通过综合赋权法将两者结合起来,权重系数更能有助于最优方案的选择。

3.2.1 主观权重系数

根据2个指标(第j个和第w个)之间主观上的重要程度,可以得到两者之间的相对权重λjw和λw j,且满足λjw+λw j=1(j≠w)。如果主观上第j个指标比第w个指标更重要,则λjw>λwj(例如λjw=60%,λw j=40%)。若有m个指标,可得到m×m阶的相对权重矩阵,如式(16)所示,其中λjj=0(j=1,2,…,m)。

根据式(17),即可由主观赋权法得到各个指标的权重系数ω′j。

3.2.2 客观权重系数

本文根据指标的值在各方案中的变化程度确定客观赋权法对应的权重系数,若变化程度越大,则相应权重也越大。每个指标对应的反映指标值变化程度的变化系数如式(18)所示。

其中,和σj分别为第j个指标在所有方案中的平均值和标准差。

根据式(19)可由客观赋权法计算得到各个指标的权重系数ω″j。

3.2.3 综合权重系数

综合赋权法考虑由主观权重确定的加权属性值和客观权重确定的加权属性值趋于一致,将主观赋权法得到的ω′j和客观赋权法得到的ω″j结合起来,如式(20)所示。

式(20)中的权重系数a和b由式(21)确定,其中a+b=1。

综合赋权法以客观赋权法为基础,同时通过主观赋权法对各个指标的权重有所侧重,因此综合赋权法结合了主客观赋权法的特点。

至此,本文建立了权重系数的计算方法,从而可确定由2个子指标值得到评价指标值和由3个评价指标值得到最终评价值过程中运用线性加权和模型的权重系数。

4 方案选择流程

静态分区方案的选择流程分以下4步。

a.计算各静态分区方案下多直流落点相互作用因子、多直流落点有效短路比和频率偏差因子。

b.分别计算多直流落点有效短路比和频率偏差因子在n个方案下的2个子指标(μ1/μ2和η1/η2),并进行归一化处理,得到归一化子指标矩阵。

c.通过综合赋权法计算2个子指标的权重系数,利用线性加权和模型(式(15))得到n个方案下相应的评价指标值(FMIESCR和Fβ)。结合FMIIF,得到归一化后的评价指标矩阵。

d.运用综合赋权法计算以上3个评价指标值的权重系数,同样利用线性加权和模型(式(15))得到各个方案下最终评价值S。选择S值最大的方案作为最终的静态分区方案。

综上,电网静态分区方案选择方法流程见图2。

5 方案选择算例

本文以2030年广东电网规划网架为基础,各直流落点如图3所示。

在各个候选方案中,每个异步分区包含的直流换流站如表1所示。

算例中将广东电网分隔成异步运行的2个分区,方案1、2和3为东西分区方案,方案4为南北分区方案,其中方案1和2各个分区内换流站相同,而柔性直流输电系统加装的位置不同。

5.1 方案选择

首先计算各方案对应IMIIF、IMIESCR和Iβ的值,并计算后2个评价指标的平均值子指标和标准差子指标,如表2所示。

对以上指标归一化处理,运用综合赋权法求出相应子指标的权重系数。并运用线性加权和模型得到每个方案中归一化后的各个评价指标值。

其次采用综合赋权法计算各个评价指标对应的线性加权和模型的权重系数。其中主观赋权法的相对权重矩阵如表3所示。

表3考虑了多直流落点系统稳定性问题的轻重缓急,多直流发生换相失败对系统稳定性影响较大,在本方案中该稳定性问题权重相对较大,换相失败后系统的恢复问题和直流闭锁问题次之,总体上三者的权重系数相近。由主观赋权法和客观赋权法得到的权重系数ω′和ω″,以及结合两者得到的综合赋权法的权重系数ω如表4所示。

最后,通过权重系数ω和归一化评价指标,依据式(15)计算各个方案的评估数值S,如表5所示。

由表5可见,采用本文静态分区方案的选择方法得到的各方案的评估数值排序为:S1>S3>S2>S4。因此方案1为最优的分区方案。

5.2 仿真验证

考虑第2节提到的多直流落点系统的稳定性问题,即多直流发生换相失败问题、直流换相失败后系统恢复问题以及直流闭锁问题,基于PSS/E仿真软件,分别对各个方案在以上稳定性问题上的表现性能进行仿真。

a.针对多直流发生换相失败问题。对于每个方案,系统运行至1.0s时,在换流站换流母线上施加三相短路故障,1.1s时故障切除,观察系统发生换相失败换流站的个数。每条换流母线依次施加故障,统计每个故障下发生换相失败的换流站的平均个数。

b.针对直流换相失败后系统恢复问题。对于每个方案,系统运行至1.0s时,在换流站换流母线上施加三相短路故障,1.1 s时故障切除,记录该换流站功率恢复的时间。每条换流母线依次施加故障,统计各故障下对应换流站功率的平均恢复时间。

c.针对直流闭锁问题。对于每个方案,系统运行至1.0 s时,直流线路单极闭锁,观察分区内频率的下降值。每条直流线路依次发生单极闭锁,统计每条直流单极闭锁后各分区频率的平均下降值。

对各个方案在以上3个稳定性问题上的表现性能分别进行仿真计算,结果如表6所示,其中括号中数字代表各方案的优劣排序。

从表6可以看出,方案1在抵御多直流同时发生换相失败和直流闭锁后频率支撑的性能表现上都是最好的,尽管换流站功率平均恢复时间不是最优的,但是平均恢复时间最短的方案4在另外两方面的稳定性能表现均存在明显不足。因此,通过仿真可以得到,方案1在以上三方面的稳定性问题上综合表现最优,与本算例中通过静态分区方案的选择方法得到的结果一致。

6 结论

a.本文分析了影响多直流落点受端系统安全稳定运行的3个问题和选择最优静态分区方案的必要性,在此基础上提出了基于多直流落点系统稳定性的评价指标,即多直流落点相互作用因子、多直流落点有效短路比和频率偏差因子,以及反映各个指标整体性和均衡性的子指标。

b.本文运用线性加权和模型求解静态分区方案选择的多目标决策问题,利用综合赋权法确定权重系数,建立了基于多直流落点系统稳定性的电网静态分区方案选择方法。