级联型混合直流与UPFC的柔性潮流协调控制策略

级联型混合直流输电系统具有能抑制换相失败、传输大容量功率的优势。但当级联型混合直流低端模块化多电平换流器(MMC)采用主从控制时,若系统发生交直流故障或负荷突增,可能会产生电流不平衡问题,导致受端交流侧功率出现大范围反向传输及电压支撑能力下降。为解决该问题并增强受端电网的稳定性,针对级联型混合直流输电系统,提出一种基于统一潮流控制器(UPFC)的柔性潮流协调控制策略。研究了基于柔性交流输电(FACTS)设备统一潮流控制器(UPFC)的级联型混合直流系统柔性潮流控制特性,针对系统故障及大扰动时出现的功率返送及电压稳定性问题,提出基于UPFC的频率支撑策略和基于动态限幅的电压支撑策略。该策略将送端侧故障带来的功率扰动转移到受端交流系统UPFC所在线路,利用UPFC功率补偿能力进行协调,同时基于动态限幅控制策略,采用无功优先控制方式提高换流站无功输出能力。最后,在PSCAD–EMTDC平台搭建了含受端交流系统的级联型混合直流输电系统模型。首先,仿真了LCC直流电流指令值下降过程,结果表明,本文所提基于UPFC的协调控制策略可以有效地减小交流系统频率波动,抑制功率返送现象;其次,仿真了系统负荷突增过程,验证了动态限幅控制策略能更好地提升MMC对交流系统的电压支撑能力;最后,仿真了连锁故障过程,结果表明,所提协调控制策略能有效地实现对系统频率和电压支撑,抑制功率波动,提高了级联型混合直流系统及受端电网的稳定性。因此,本文提出的级联型混合直流与UPFC的柔性潮流协调控制策略具有有效性和可行性。

混合三端直流输电系统受端交流故障穿越协调控制策略

以乌东德电站送电广东广西特高压多端柔性直流示范工程为研究对象,考虑混合三端柔性直流输电系统因受端不同位置交流故障所致的直流过电压,提出相应的故障穿越协调控制策略。在受端主站发生网侧交流瞬时故障的情形下,通过设计混合型模块化多电平电压源换流器全桥子模块自适应负投入策略,实现了利用子模块电容短时过电压储能的能力来快速补偿站间直流电压的上升;短暂时延后,送端电网换相换流器通过定量调整电流指令值策略来减小子模块的不平衡充电功率。在受端主站发生阀侧交流故障的情形下,优先利用输电健全极的功率转代裕度来消纳故障极的部分不平衡功率;同时,故障极从站跟随主站半压运行,相应的高低压阀组切换至定电流及定电压模式,最终实现抑制站间过电流及减小盈余功率。仿真结果表明,2种故障条件下,所提的协调控制策略均可较快实现故障期间的功率平衡,有效抑制仅配备稳态基本协调控制策略下系统所出现的直流过电压现象,同时也基本维持了送端的总体有功传输容量。

用于光伏电站功率平抑的混合储能系统协调控制策略

随着对可再生能源的需求日益增长,我国兴建了众多光伏电站,但光伏发电存在间歇性和波动性,需对其输出功率进行平抑,因此,提出一种混合储能系统协调控制策略。首先,建立飞轮以及锂电池模型,采用变分模态分解方法分解光伏电站输出功率,取得不同储能单元充放电指令,基于不同储能的响应时间,得到不同储能系统容量配置;其次,结合锂离子电池历史运行数据,构建锂离子电池寿命模型,以延长锂离子电池寿命为目标,采用粒子群滤波算法,提出一种混合储能系统协调控制策略;最后,通过某额定装机容量15 MW的光伏电站历史运行数据,仿真验证了本文所提混合储能系统控制策略的有效性。

基于燃气-蒸汽联合循环机组协调控制策略设计分析

通过分析燃气-蒸汽联合循环机组的协调控制策略的设计,探究在实际应用中协调控制策略的设计的依据、准则。研究显示,燃气-蒸汽联合循环机组中燃气轮机与蒸汽轮机在应用中具有不同的作用,二者通过以及不同的特性发挥出相对应的作用从而提升发电的效率,其中燃气轮机能够依托排气量改变自身的负荷,而在联合作用下燃气轮机则具有负荷控制的关键作用,并主要起到燃气轮机排气温度的调节控制,蒸汽轮机对蒸汽的压力、流量以及旁路系统进行有效的控制,而压气机进口导叶则在排烟温度控制层面的权重高于燃料流量的控制。通过对基于燃气-蒸汽联合循环机组协调控制策略设计分析能够显著提升机组实际的运行效率,为能源的有效利用以及燃气-蒸汽联合循环机组的有优化及发展做出显著贡献。

面向低压配电网络的柔性直流输电与新能源接入协调控制策略

为提升新能源接入后低压配电网络的运行安全,依据多端柔性直流输电系统,构建多端柔性直流输电系统换流站,分析该网络影响协调控制的主要因素,并且采用改进下垂控制的方法实现协调控制;同时依据控制结果调整直流换流站有功控制裕度,优化协调效果。测试结果显示:该控制策略具备较好的控制效果,综合灵敏度结果均在0.937以上。

多端口能量路由器协调控制策略研究

多端口能量路由器可使多种综合能源、多个功能单元通过公共耦合点接入系统,多端口能量路由器中接入的能源各具特色,提高了系统的难度。提出了一种四端口能量路由器,包含了2个光伏发电单元、1个储能装置单元以及一个并网接口单元,该能量路由器适用于家庭负荷。为实现该能量路由器稳定运行,还提出了结合主从控制策略与分层控制策略优点的协调控制策略。为了验证该能量路由器的协调控制策略,利用仿真软件平台Matlab/Simulink搭建了仿真模型,仿真结果表明了该多端口能量路由器与协调控制策略具有可行性。

多分区异步互联电网的直流频率限制器协调控制策略研究

大型同步电网异步分区运行是构建新型电力系统发展的重要探索方向,直流频率限制器(frequency limit control,FLC)在保障弱系统的频率稳定方面发挥着重要作用。在广东东西组团构网结构下,系统故障可能导致广东东西分片运行,出现多分区异步互联的网架形态,原有的仅送端弱系统配置单侧FLC的策略难以适应电网发展需要。针对弱送端、弱受端共存的特性,该文提出双侧FLC的数学模型,在不同场景下详细分析其控制特性。在此基础上,建立了一套面向多分区异步互联电网的FLC协调控制策略。通过广东东西异步运行后的典型方式和故障校核,验证了双侧FLC的功率支援效果以及所述协调控制策略的合理性。

提升海上风电经柔直联网系统频率稳定性的协调控制策略

针对大规模海上风电经柔直联网引起的受端电网惯量降低、频率调节能力下降等问题,提出了海上风电与柔直主动支撑系统频率的协调控制策略.在惯量支撑方面,利用直流电容能量主动支撑系统惯量,并通过直流电压建立风机转速与频率的耦合关系,提出了基于差异化转子动能调节的风电场惯量支撑协调控制策略,以提升受端电网惯量水平.在频率偏差调节方面,根据本地直流电压偏差量,提出了基于风机变速控制与桨距角控制的风电场一次调频策略,并设计了基于附加桨距角控制的风电场二次调频策略,以提高系统的频率稳定性.最后,设计了多时间尺度频率支撑控制策略的协调配合流程,并基于RT-LAB OP5600实时数字仿真平台验证了所提策略可有效提升系统的频率支撑能力.

风光水汇集直流外送系统暂态频率电压紧急协调控制策略

实施紧急有功控制可解决风光水汇集外送直流闭锁导致的频率安全问题,但事故后可能衍生出电压安全问题,控制策略制定需要统筹考虑频率与电压安全。针对现有离线策略存在有功控制与无功控制割裂、控制代价大及控制手段不完备的问题,分析了弱支撑电网有功控制对系统电压影响的机理,为完善现有控制方案,提出综合连续型与离散型控制手段的有功、无功一体化在线紧急控制方案。以控制代价最小为目标,考虑暂态电压和频率安全约束,建立了计及多类控制措施的水风光汇集外送直流系统紧急频率电压协调控制优化模型,并采用逐次线性规划方法求解线性化后的模型。基于西北电网实际案例的实时数字模拟(real time digital simulation,RTDS)试验结果对所提控制进行验证,结果表明,所提控制策略实现了从离线到在线、离散到连续、割裂到协调的整体性提升。

含大规模储能的多端直流输电系统协调控制策略

近年来,储能和直流输电系统作为大规模新能源发电并网、消纳和远距离传输的关键技术,得到了迅猛发展。然而,规模储能的接入增加了电网调度复杂性,对电网安全稳定带来挑战。为了解决上述难点,提出了含大规模储能的多端直流输电系统协调控制方法。首先,分析了可再生能源及储能并网模型,给出了风电、光伏及储能的控制策略;其次,提出了风、火、光、储多端直流输电系统的综合能源控制策略;最后,通过系统仿真,验证了文章所提控制策略的有效性。研究表明,基于所提控制策略,电网加入储能系统后,各种工况下受端电网功率波动范围均在±5%以内,系统达到稳定状态响应时间均小于0.5 s,使得受端电网具有快速调节能力,提高了新能源富集区域电网的稳定运行能力。

故障下新能源场站间主动电压支撑协调控制策略

针对逆变型新能源场站在电网发生不对称故障时可能出现的电压暂降、电流越限等运行风险,提出一种适用于电压跌落场景的站间协调控制策略,该策略可有效实现故障下多个新能源场站对并网点电压的主动支撑。首先,基于逆变器控制系统的输出特性,分析不对称故障下的电压支撑原理;其次,为了解决输出电流在各新能源场站间的配置问题,引入白鲸优化算法对场站的功率进行优化,并在此基础上推导出相应的参考电流;最后,对电压跌落场景进行区分,在各自场景下通过逆变器注入不同的参考电流以实现并网点电压支撑、电流限幅、改善不平衡度等多个控制目标。在Matlab/Simulink仿真平台上搭建含逆变型新能源场站的并网运行系统,通过仿真模拟验证所提控制策略的有效性。

跨河桥交叉口协调控制策略研究——以济南市为例

跨河桥交叉口在城市交通高峰期间由于其交叉口间距限制,经常发生排队溢出现象,引发交叉口死锁堵塞交通,因此跨河桥交叉口的协调控制显得尤其重要。选取济南市城区内部跨河桥交叉口作为研究对象,根据交叉口车流离散规律将其归为3类,对不同类型跨河桥交叉口的协调控制策略进行了详细阐述,包括交叉口信号配时和空间的优化设计,并给出相位差的计算模型。最后,以济南西工商河路和师范路跨河桥交叉口为例,利用VISSIM仿真软件对协调控制策略实施前后交通运行状况进行对比。结果表明协调控制策略可有效减少跨河桥交叉口间的排队长度,提高系统通行能力。

考虑新型MMC型统一潮流器改进前馈协调控制策略

针对目前MMC型UPFC无法同时考虑精度、响应速度和稳定性等方面问题,提出了考虑新型MMC型统一潮流器改进前馈协调控制策略。首先在分析MMC型UPFC结构的基础上,以二维运行平面图及三维空间曲面图为工具,对UPFC主要构成要素建立潮流模型,以确定各部功率运行范围[1];然后,建立两个前馈控制模块及必要的补偿环节为基础,提出适用于UPFC串联及并联变换器的前馈协调控制策略,并在复频域和时域中对其进行性能分析;最后,基于PSCAD建立220kV双端系统模型进行仿真验证,结果表明本文所提控制策略可在不同工况下有效提升系统的控制速度、稳定性及精度。

锦屏—苏南特高压直流投运后电网的稳定特性及协调控制策略

基于特高压混联电网丰大方式,从多个角度分析了锦屏—苏南800 kV特高压直流投运对电网稳定性的影响。针对锦苏直流闭锁故障,研究了基于直流紧急功率支援的协调控制策略,可减少切机、切负荷措施量。提出了后备安控措施以避免协调控制措施失效导致第三道防线动作。比较选择安控切机方案时,考虑了直流故障后送端母线稳态电压升高因素。通过研究直流故障后受端近区机组励磁电流及相关机组保护情况,探索了机组涉网保护对系统稳定的影响。分析表明,锦苏特高压直流投运后需制订送受端协调控制策略。

含分布式电源和电动汽车的微电网协调控制策略

微电网中包含可再生能源和电动汽车等不确定性电源和负载,不利于微电网的稳定运行。基于风光储的微电网系统,考虑电动汽车的时空分布特性,提出一种动态电价调整策略。根据可再生能源出力和负荷的实时数据,求出当前微电网中的不平衡功率,根据当前不平衡率(UR),发布对应的电价信息,充分调动电动汽车参与微电网的调度,实现微电网中可再生能源和电动汽车间的协调控制。最后通过搭建微电网仿真模型对所提动态电价调整策略进行验证,通过对比电动汽车无序充电和有序充放电情况下微电网的等效负荷以及储能运行情况,来验证该策略在微电网运行优化方面的有效性。

光伏电站经柔性直流集电送出系统的低电压穿越协调控制策略

光伏电站经柔性直流集电送出系统在交流电网发生故障扰动时应该具备低电压穿越的能力。针对受端和送端交流电网发生故障扰动的情况,提出了一种不依靠通信的光伏电站与VSC-HVDC的低电压穿越协调控制策略。交流电网故障情况下,VSC-HVDC送、受端换流器可依据直流电压的变化量切换控制模式。送端换流器根据VSC-HVDC直流电压的变化量调节光伏电站出口的电压幅值,使光伏电站感受到电压变化并减小有功功率输出,从而迅速维持VSC-HVDC系统的功率传输平衡,提升系统故障穿越能力,而且可以实现直流电压的稳态无差控制。应用Matlab/Simulink仿真软件搭建了1000 MW光伏电站与VSC-HVDC系统的仿真模型,验证了所提协调控制策略的有效性。

抑制新能源经直流外送系统过电压的水电机组协调控制策略

电网换相高压直流(line-commutated-converter based high voltage direct current,LCC-HVDC)输电系统单极闭锁时,由于换流站滤波器延时分组切除,风光水送端系统的新能源场站将承受持续性的过电压冲击。为了使水电机组参与抑制直流单极闭锁引起的送端系统过电压,该文首先提出一种以直流换流站交流母线电压为输入信号的附加励磁控制,作为水电机组协调控制策略。直流单极闭锁时,水电机组基于换流站过电压幅值决定进相深度,动态吸收系统盈余无功,从而改善新能源场站的过电压状况。然后,基于励磁系统输出极限和机端电压稳定极限,提出协调控制策略中附加励磁控制器增益上限的整定规则。最后,以青海送端电网为研究背景,基于PSCAD/EMTDC仿真平台验证了协调控制策略的有效性。仿真结果表明:提出的控制策略有效发掘了水电机组参与系统紧急调压的能力,填补了送端系统无功调节功能的短时空缺,可有效抑制系统过电压,具有工程指导意义。

一种提高系统频率响应特性的风储协调控制策略

风电并网规模的不断扩大削弱了电力系统的惯量水平,给频率稳定带来巨大挑战。通过分析不同风速下双馈风机(DFIG)参与惯性响应的能力,给出了一种风速分段方法,从而确定DFIG参与调频的风速范围。在此基础上,提出了一种DFIG与储能技术联合的调频控制策略,根据系统惯性响应和频率恢复2个阶段的频率变化特点,制定风储协调出力模式:在惯性响应阶段,通过虚拟惯性控制使DFIG释放转子动能以阻止频率跌落,并采用超速控制将DFIG转速变化分配至最大功率点跟踪控制运行点两侧以改善调频效果,同时逐渐增加储能系统的输出功率对DFIG后期的调频功率下降进行补充;在频率恢复阶段,将DFIG退出调频模式以避免虚拟惯性控制从系统索取能量,主要依靠储能系统出力辅助同步发电机加快完成一次调频。算例仿真结果表明所提方法能够有效改善系统的频率响应特性,避免二次频率事故的发生,提高了系统的频率稳定性。

光伏并网系统参与电压调节的有功和无功协调控制策略研究

针对配电网线路阻抗大、分布式光伏并网系统无功调压能力有限,导致光伏电源在有功出力较大时并网点(PCC)电压越上限问题,在深入分析光伏系统PCC电压特性基础上,提出一种光伏逆变器有功和无功协调控制策略。在该控制策略下,光伏系统实时跟踪监测PCC电压变化,PCC电压不越限时,逆变器按最大功率点跟踪(MPPT)输出;PCC电压越上限时,优先利用逆变器剩余容量进行无功调压,若剩余容量不足,调节逆变器有功输出,并动态计算有功、无功最佳输出值,保证将PCC电压调节至满足要求的前提下,实现逆变器有功输出最大化、无功输出最佳化。算例结果验证了控制策略的有效性。

用于风电功率平抑的飞轮储能阵列功率协调控制策略

风电输出功率存在随机性和波动性的问题,使得电网调频难度加大。采用飞轮储能匹配风电的形式可以减小其功率波动,提高并网能力。以交流母线并联的飞轮储能阵列为研究对象,首先针对现有功率分配策略中存在的问题,提出一种考虑功率分配上限和能使各单元荷电状态(SOC)趋于一致的功率协调控制策略。同时为保证功率控制精度和储能系统的响应速度,采用对储能阵列进行分层分组控制的方法。然后建立了飞轮储能单元功率跟随控制模型和飞轮储能阵列功率控制模型,并通过一组飞轮储能单元的充放电仿真验证了所提协调控制策略的可行性和优势。最后基于飞轮储能实时补偿风电功率中高频成分的方法来平滑风电输出功率的波动。采用2 MW的飞轮储能阵列匹配10 MW风电,其中2 MW飞轮储能阵列由8台250 kW/50(kW·h)飞轮储能单元组成,10 MW风电由5台2 MW风电机组组成。飞轮储能阵列采用仿真模型,风电输出功率采用200 min的实测运行机组的数据。仿真结果验证了所提出的控制策略和分层分组控制方法的有效性,也表明了飞轮储能匹配风电可以显著降低风电功率的波动量,且能满足国家相关标准(GB/T 19963—2011)的要求。