【考虑控制信号丢包的交直流系统分布式电压控制分析案例4300字】

考虑控制信号丢包的交直流系统分布式电压控制分析案例目录TOC\o"1-3"\h\u16132考虑控制信号丢包的交直流系统分布式电压控制分析案例 19581.1引言 1289781.1VSC-MTDC互联系统分区方法 2248651.2基于分布式MPC的电压控制模型及其求解方法 4263331.2.1电压控制模型 465891.2.2分布式电压控制求解方法 599391.3考虑控制信号丢包的电压控制策略 6308811.3.1控制信号丢包的数学表达 665141.3.2应对控制信号丢包的控制策略 7122861.3.3考虑控制信号丢包的分布式MPC电压控制求解步骤 736631.4算例仿真 999031.4.1算例系统 9143431.4.2算例仿真 10引言随着海上风电场的大规模建设，风电通过VSC-MTDC馈入到多个异步交流电网之中，形成VSC-MTDC互联的交直流电网。由于各异步电网分属于不同的运行商，信息的隐私性和通讯系统的限制使原有集中式MPC无法满足复杂混联电网的控制要求。为了减小控制对于通信系统的依赖，保护用户的信息，并提高控制策略对控制信号丢包的抗干扰能力和电压优化问题的求解效率，本文提出一种基于分布式MPC的电压控制策略，系统间仅需要对柔性直流网的边界信息进行交互即可完成控制。同时在发生控制信号丢包时，建立相应的策略，保证电压控制的顺利进行，提高了系统电压控制的鲁棒性。本章主要针对于高风电渗透率下VSC-MTDC互联的交流异步电网进行研究，提出一种适用于基于分布式MPC的电压控制策略。在正常情况下，在保证电压安全的前提条件下，提高系统的无功裕度。在故障后紧急状态下，考虑通讯网发生控制信号丢包，利用MPC的预测性减少控制信号丢包对于电压控制的影响。在修改后的由两个Nordic32和五端直流组成系统中进行仿真计算，验证了所提方法的合理性和有效性。VSC-MTDC互联系统分区方法分布式MPC将原有控制区域分成多个子区域，每个区域有一个MPC控制中心，各个中心之间存在信息交互。这样的控制算法有利于提高系统计算效率，减小对通讯系统的影响，下面首先介绍系统分区的方法。以两区域系统进行建模，该模型可推广到多区域系统，首先以交流互联系统为例。如图4-1（a）为两区域电网，通过联络线La-b相联。本文采用分区方法为线路复制法：选择联络线La-b作为边界线路，将La-b两端的相角和电压幅值定义为边界变量，如图4-1（b）所示。因此，分区后的边界条件可表示为： (4-1)由式（4-1）可知，当La-b（1）和La-b（2）对应的节点电压相角和幅值相等时，也就确保了La-b（1）和La-b（2）传输有功功率相等。(a)(b)图4-1交流联络线复制法如图4-2所示，将上述方法推广的两端直流互联的系统中，两区域保持各侧的换流站将相连的直流线路进行复制。对应的边界变量为两侧的直流电压和线路的直流电流，因此，区域1和2的约束可表示为 (4-2)式中，表示直流电流，表示整流侧电压，表示逆变侧电压。下标1,2表示区域1，2。图4-2传统直流联络线复制法如图4-3所示，当两个交流系统通过多端直流互联时，分区后各区域含有交流系统和整个直流系统。对应的边界变量为直流系统各换流站的有功控制参数，根据直流换流站的有功控制方式，对应的边界条件为对应换流站有功功率和直流电压的设定值相同。以换流站VSC2为例： (4-3)式中，表示VSC换流站2的有功功率设定值，表示换流站2直流电压设定值。（a）（b）图4-3多端直流分区方法基于分布式MPC的电压控制模型及其求解方法电压控制模型根据电网运行状态及控制要求，不同电网目标函数不同，当电网处于安全运行状态时其目标函数为： (4-4) (4-5) (4-6) (4-7)在公式中目标函数分为两部分，控制代价和无功裕度。为控制代价的权重系数，为第i个无功裕度的权重系数。为第i个控制变量在k时刻的无功裕度，,分别为无功功率输出的最大值和当前值。当电网经受大扰动后处于紧急状态时，其目标函数为： (4-8)式中目标函数分为两部分，分别为交流最低节点电压轨迹偏差量和控制代价，其对应权重系数分别为和。是电压参考值，是时刻未施加控制前交流最低节点母线电压，为控制变化量，MPC的预测步长和控制步长分别为、，且。为在时刻控制量的轨迹灵敏度，为各状态量的值，下标，表示变量上下限。分布式电压控制求解方法MPC作为可完成考虑约束的优化控制策略，在电力系统控制领域得到了广泛的应用，其中包含频率控制，电压控制等场景。随着电力系统的不断扩大，传统MPC在多目标求解，计算实时性等方面无法满足互联电力系统的要求，在此基础上的分布式MPC控制具有高可靠性，对通讯依赖小，计算效率高等特点。因此采用分布式MPC对含VSC-MTDC互联系统进行电压控制。如图3-3所示，将原有系统（a）分为两个子区域（b），假设区域1,2对应的控制变量为。区域1,2对应的控制目标函数分别为。其中含有公共的边界变量，在求解时，流程如下：首先对分别进行求解，分别得到其公共项的初值，提取其作为目标函数的惩罚项，形成各区域新的目标函数，以区域1为例。 (4-9)式中：λ为拉格朗日乘子，ρ>0为罚因子。两个子目标函数进行并行求解，在每次迭代完成后对和惩罚系数进行修正，其中拉格朗日乘子修正公式为式(4-5)： (4-10)罚因子的取值对收敛速度和收敛性都有较大影响，为了加速算法收敛对罚因子进行如下修正： (4-11) (4-12)其中，是反映相邻两次迭代区域2边界变量的计算值之差，是反映第k+1次迭代两区域边界变量的差值。本文通过比较以上两个变量的大小来修正罚因子里面对应的罚因子大小。 (4-13)一般情况下取：。罚因子初值取1。收敛判断条件为原始变量和对偶变量，其表示如下： (4-14)收敛准则为： (4-15)式中：和分别是原始残差和对偶残差，均大于0。考虑控制信号丢包的电压控制策略控制信号丢包的数学表达在文献[70]中，数据丢包被建模为满足伯努利随机二进制分布函数。具体来说，考虑离散时间的控制系统传递函数为： (4-16)反馈和前馈信道的信息丢包通过一个随机过程进行建模，即 (4-17)其中，是独立的伯努利函数。函数描述了反馈信道的丢包现象，则描述前馈通道。同时，和分别表示信息传递成功和失败，对于也同样适用。假设服从下列概率分布： (4-18)定义，因此可引入另一个伯努利函数。当均等于1时，；否则。 (4-19)则闭环系统传递函数可表示为： (4-20)(4应对控制信号丢包的控制策略充分利用MPC的预测功能，提高对于控制信号丢包的鲁棒性。在MPC优化问题的求解中，对预测时域内进行优化控制得到N个控制序列，正常情况下仅施加第一组控制优化量。为了减少控制信号丢包的影响，本文设计的控制中将单次优化得到的N个控制序列全部发送给响应的控制器，并存储到最后一个控制时域结束。当通讯正常时，控制器施加最新收到的控制量；当发生控制信号丢包时，控制器从存储中得到响应时刻的控制量并进行施加；若发生连续丢包，超出控制器中存储的控制序列，则进行等待不进行控制。考虑到连续丢包的概率较小，本文所提方案可以有效提高控制对于控制信号丢包的鲁棒性。考虑控制信号丢包的分布式MPC电压控制求解步骤为了减小控制信号丢包对控制的影响，设计考虑控制信号丢包的协调控制方案，如图4-4为考虑控制信号丢包的分布式MPC电压控制求解流程图。图4-4考虑控制信号丢包的分布式MPC电压控制求解流程图其具体步骤为：1）启动：根据电网运行状态及控制要求，制定各区域电网控制目标函数，并令tk=t0。2）轨迹预测及灵敏度求解：根据电网当前运行信息进行时域仿真，并求解交直流各控制变量对于系统最低电压节点的轨迹灵敏度。3）优化问题求解：利用4.3中方法求解分布式MPC问题，并得到其最优控制量。4）控制命令发送：将优化求解得到的全部控制序列发送到受控设备并储存。5）判断是否发生控制信号丢包：若未发生则施加控制序列的第一个，若失败则检测当地储存中是否有优化结果，若有则施加，若没有则跳过此轮控制。6）判断是否满足电压控制要求，若满足，则结束，否则进入下一轮控制。算例仿真算例系统区域东西部为两个异步的Nordic32系统，通过五端VSC-MTDC连接。其中VSC1换流站与海上风电场连接，海上风电场额定容量为4000MW。VSC-MTDC其他四端馈入交流电网西bus4012，西bus4051，东bus4044，东bus4062，分别对应柔性直流换流站VSC2，VSC3，VSC4，VSC5。为了保持发电与负荷的平衡，将东部电网中心区域的负荷L1-L5(2750MW)增加到原来的1.2倍，删除系统发电机g17（530MVA）。对于西部电网，删除系统发电机g10（530MVA）和g16（600MW）。直流换流站容量均为1000MVA，直流电压为320kV，VSC-MTDC的具体控制参数为：1)VSC1：定频率、定相角、定交流电压控制f=50HZ，Us=1.0p.u.。（送端）2)VSC2（西bus4012）：定PQ控制，Ps=600MW，Qs=255Mvar。（受端）3)VSC3（西bus4051）：P-V下垂控制定交流电压，Ps=600MW，Udc=1.0p.u.，下垂系数K=6，Us=1.02p.u.。（受端）4)VSC4（东bus4044）：P-V下垂控制，Ps=550MW，Udc=0.99p.u.，下垂系数K=6，定无功功率控制，Qs=0Mvar。（受端）5)VSC5（东bus4062）：定PQ控制，Ps=540MW，Qs=125Mvar。（受端）传统直流电压为±500kV，正负双极运行，传输容量为2000MVA。在整流器和逆变器上安装滤波器和无功补偿装置（800MVar）。整流器采用恒定有功功率控制，逆变器采用恒定熄弧角控制，初始熄弧角整定值为18°。自恢复负荷参数选择为：,，；发电机端电压设定值为0.9~1.1p.u.；并联电容器按组进行投切；OLTC变比在0.9~1.1之间变化，步长为0.025；单次切负荷最大比例为5%；单一负荷最大切除比例为；传统直流有功功率在容量范围内调节；逆变侧熄弧角临界值为；柔性直流有功功率在容量范围内连续可调，无功在容量范围的内调节。MPC器参数选择：，控制器的采样周期，则。正常运行情况下，拉格朗日乘子和罚因子初值均取1。当系统一侧发生故障情况下，为了优先考虑故障侧的控制，将故障侧的惩罚因子变为0.1。正常情况下认为不发生丢包，故障情况下假设。目标函数中其他参数的选择与第三章相同，仿真利用python调用电力系统仿真工具Powerfactory实现MPC，通过优化工具包Gurobi求解优化问题。图4-5含风电场交直流混联电网算例仿真仿真场景：10s时东部电网LCC-HVDC线路传输有功功率减小一半，并切除响应的电容补偿装置，30s时东区负荷L1、L2按恒功率因数增大到原来的1.5倍。其中东部L1电压变化曲线如图4-6所示。图4-6故障后系统电压变化曲线图4-7发电机励磁电压曲线如图4.6、4-7所示，40s时OLTC经延时动作，因负荷的电压特性呈现负调压特性。在42s，51s和77s时g11，g6，g7，g14，g15五台发电机相继发生过励磁限制，最终系统在270s时发生电压崩溃。图4-8考虑控制信号丢包情况下传统分布式MPC控制曲线图4-8考虑控制信号丢包情况下本文提出分布式MPC控制曲线在故障情况下考虑控制信号丢包，对比图4-7和图4-8可以得到如下结论：传统分布式MPC在发生控制信号丢包时则跳过此轮控制，这将导致控制无法满足快速性和最优性的要求，进而导致控制时域变长，不利于电力系统的电压稳定性。在丢包概率较大时还会发生电压失稳的现象。本文提出的分布式MPC控制策略将控制信号丢包因素考虑到控制过程中，由于发生连续丢包的概率较小，在发生单次控制信号丢包时使用上一次优化结果中对应时刻的控制量进行