【混合多馈入交直流系统长期电压分级协调控制分析7400字】

混合多馈入交直流系统长期电压分级协调控制分析目录TOC\o"1-3"\h\u17824混合多馈入交直流系统长期电压分级协调控制分析 114561.1引言 115281.2混合多馈入交直流系统模型 2325521.2.1混合多馈入直流模型 2131031.2.2交流元件模型 7202881.3基于轨迹灵敏度的模型预测控制 11199191.3.1轨迹灵敏度 11103191.3.2模型预测控制 12273811.4混合多馈入交直流系统两级协调控制模型 12282841.4.1系统级控制模型 12316621.4.2换流站级控制模型 13241201.5两级控制流程与协调方案 14255811.5.1系统级控制流程 14101822.5.2换流站级控制流程 1416632.5.3两级控制间协调方案 15122731.6算例分析 16218771.6.1算例系统 16264462.6.2算例仿真 18引言由于我国负荷与能源中心呈逆向分布，传统直流以其远距离大容量输电的优势得到了充分发展。柔性直流具有功率解耦调节、无换相失败风险等特点，适用于新能源并网、区域电网的互联，也得到快速发展。随着高压直流线路的增加，柔性直流(VSC-HVDC)与传统直流(LCC-HVDC)共享同一条或电气距离较近的交流母线，形成了混合多馈入交直流混联系统。此时，直流之间、交直流之间的相互作用将对交直流混联系统电压安全稳定产生巨大影响。因此将两直流优势结合、取长补短，建立直流间的协调控制提高系统的电压稳定性至关重要。为充分发挥柔性直流功率解耦及快速调节特性，减小传统直流换相失败概率，并保持交直流混联系统电压安全稳定，本文提出了一种混合多馈入交直流混联系统长期电压分级协调控制方法。首先对混合多馈入交直流系统进行建模，并分析柔性直流不同控制方式下控制量对交流母线电压灵敏度的求解方法。其次构建两级协调电压控制，系统级控制以交流系统最低节点电压轨迹偏差和控制成本最小为目标；换流站级控制以保证传统直流馈入母线电压和换相裕度为目标。根据发电机无功裕度设计不同的控制方案，针对LCC-HVDC熄弧角和有功功率，避免其发生控制冲突，设计两级协调策略。对修改后的Nordic32交直流混联系统进行仿真，证明本文的控制方法对交直流混联系统的长期电压稳定性有明显提高。混合多馈入交直流系统模型混合多馈入直流模型如图2-1所示，混合多馈入直流是指柔性直流(VSC-HVDC)与传统直流(LCC-HVDC)连接到同一或电气距离较近交流母线所形成的网络结构。由于馈入点电气距离较近，两者表现出较强的耦合作用。当其中一条直流发生故障时可能引发多条直流连锁故障，极大的影响系统的安全稳定性。各直流控制间亦相互影响，若控制不当将会影响各直流运行特性，因此建立直流间的协调控制至关重要。图2-1混合多馈入直流输电系统LCC-HVDC存在换相失败的风险，当馈入母线电压降低而无法为其提供足够的无功支撑时可能引发连续换相失败进而导致直流闭锁。VSC-HVDC具有有功无功解耦控制的特性，可在故障时进行快速无功支撑，本文在考虑两种直流各自特点的基础上提出一种换流站级的控制措施，保证传统直流的安全运行。LCC-HVDC系统与控制模型LCC-HVDC的运行特性主要受两个六脉冲变换器的影响，其外部特性方程可描述为： (2-1)式中,,分别为传统高压直流侧的电压和电流。,分别为直流侧的有功功率和无功功率。为换流变压器的变比。为换流变压器的漏电抗。为关断角。为换流变压器的换向重叠角。为交流系统的母线电压。为交流系统的电动势。,分别为无功功率的等效暂态和无功功率。,分别为交流系统的有功功率和无功功率。为交流系统的等效阻抗。本文采用CIGRE提供的LCC-HVDC模型[63]，该模型的控制策略如下：整流器采用直流电流控制，逆变器采用关断角控制；CIGRE基准模型的控制图如图2-2所示。此外，为了提高控制精度和降低换相失败概率，在控制系统中加入了低压限流流控制器(VDCOL)和电流误差控制器(CEC)。图2-2CIGRE基准模型控制图VSC-HVDC系统与控制模型如图2-3所示，柔性直流系统可分为直流网络和换流站。根据换流站有功无功的控制方式，可以形成四种最常见的控制方式。图2-3交直流系统示意图令,，和分别表示换流变压器等效电阻、电抗，为其等效导纳。则VSC-HVDC的数学模型为： (2-2)式中，、为换流站吸收的功率，、为与外部交流系统交换的功率，为交流系统电压，为PMW调制波相角。假设PWM变流器的直流电压利用率为,M为调制值，则 (2-3)如图2-4所示，柔性直流控制系统包含外环功率控制器和内环电流控制器。外环控制器决定柔性直流最基本控制方式，内环控制器采用d-q解耦控制[18]。系统中每个换流站包含有功和无功两种控制方式控制，各换流站中必须有一个采用定直流电压控制方式。图2-4VSC-HVDC换流站控制框图为了确保直流安全稳定运行，换流站功率必须符合式（2-4,2-5）要求： (2-4) (2-5)其中，为换流器最大电流幅值，、分别表示换流器电压上下限。忽略柔性直流滤波器影响并考虑将换流器最大电流带入： (2-6)在换流器的PQ能量曲线图中即表示为： (2-7)图2-5换流站PQ容量曲线VSC-HVDC系统电压灵敏度求解定义功率流入换流站为正，流出为负。因柔性直流有功无功解耦可调，分别分析有功、无功控制量对电压的灵敏度，具体如下：1）有功控制方式分为设定有功功率和设定直流电压控制方式。在故障时，直流电压设为定值不作为控制量参与交直流协调控制，故只分析定有功功率控制方式下的电压灵敏度求解。当换流站有功功率设定值变化时，由于直流系统遵守有功功率平衡，定直流电压换流站与交流系统交换的有功功率将变为： (2-8)式中：表示定直流电压换流站；表示第个定有功功率换流站设定值，表示定有功功率换流站设定值改变量。为直流网络的损耗。由上述说明可知，改变换流站有功功率设定值不仅会改变换流站本身的有功功率还会影响到定直流电压换流站的有功功率，两处有功功率变化大小相等、方向相反，其灵敏度均可根据雅克比矩阵求出。2）无功控制方式分为定交流电压和定无功功率。各换流站输出无功功率对任一交流母线的电压灵敏度可通过雅克比矩阵求得。对于定交流电压控制方式，可以先通过柔性直流输出功率公式求得不同母线电压设定值输出无功功率的差值，用其乘以该处无功功率对于电压的灵敏度，即： (2-9)式中：表示定交流电压设定值对交流母线的电压灵敏度，表示无功功率对交流母线的电压灵敏度，表示定交流电压设定值改变对应的无功功率变化量。交流元件模型交流系统中的无功元件主要有发电机（含过励磁装置）、OLTC（OLTC）、并联电容器、FACTS元件等。在长期电压控制中需要考虑各元件的时间响应特性及元件特性，因此需要对其进行建模工作。根据各无功元件的响应时间和无功功率输出受接入母线电压的影响，得到表1的结论。表1：无功元件的分类无功元件响应时间无功电压特性发电机1-3秒连续调节无功并联电容器切除0.1秒，再投入5分钟离散调节并受馈入母线电压影响OLTC十几秒到几十秒不发出无功FACTS元件几十毫秒连续调节无功发电机AVR系统及过励磁限制器建模发电机是电力系统中最主要的无功源，在传统电力系统中起到稳定系统电压的作用。因此对发电机的AVR和OEL进行建模对长期电压稳定性的研究与分析至关重要。与电力电子器件相比，发电机的响应时间较慢，响应时间为秒级。这取决于发电机AVR的控制结构。图2-6表示励磁机、AVR的简单模型。所有发电机都使用相同的模型，但参数不同。是励磁电压，假设发电机空载运行且铁芯不饱和时，终端电压为1p.u.。发电机极端电压的大小标幺值。励磁机用时间常数为0.1s的一阶系统来表示，AVR包括瞬时增益降低元件，是为了限制发电机在开路运行时，随着参考电压阶跃变化而产生的端电压超调。图2-6发电机AVR结构本文发电机采用四阶模型[19]表示。每台机器都配备了一个OEL，以保持其励磁电流在限制范围内。OEL通过比较励磁电流超出额定电流部分产生的热量和动作设定值，判断是否进行动作。过励磁限制可以表示为： (2-10)式中：表示励磁电流，表示额定励磁电流。假设励磁绕组在控制过程中保持不变，取标幺值1.0。记额定励磁电流的平方为，为励磁电流超出额定电流部分产生的热量。当励磁系统产生热量大于设定值时，将励磁电流限制到额定值。并联电容器建模并联电容器同步开关是利用触头间隙两端电压过零点时关合来降低操作过电压，合闸分为合闸、控制命令、触头接触这三个步骤，通常延时3-4个周波，约60-80毫秒。为了避免合闸瞬间电源电压与电容器残留的电压极性相反，电容器组切除后再次合闸需要经过5分钟延时。本文设置并联电容投入时间设为0.1秒，同一个电容器切除后需5分钟后再次投入。图2-7开关选项合闸时序图OLTC离散数学模型OLTC离散模型为: (2-11) (2-12)式中，、分别表示当前时刻和下一个时刻OLTC变比，、分别为二次侧实际电压和参考电压；为OLTC调整步长；表示动作死区。图2-8变压器电路模型 (2-13) (2-14)OLTC动作过程如下：首先检测二次侧电压，当电压与设定值的差达到触发条件，控制启动，延时单元启动，经过延时，电动机启动机械开关动作，若电压偏差仍大于设定值，分接头继续动作,不在经过延时。若第一次动作后，经过一段时间再次动作，则延时。图2-9变压器控制结构负荷模型系统电压稳定性与负荷特性密切相关，所以构建详细的负荷模型对于系统的准确性至关重要。本文采用的模型为自恢复负荷模型[64]，可以表示为： (2-15)式中：、为与负荷有功和无功动态特性相关的状态变量；、分别为有功、无功负荷恢复的时间常数；分别为负荷有功功率、无功功率、节点电压的稳态值；为负荷功率消耗的动态值；分别为有功、无功的静态和暂态电压特性指数；为负荷系数，为切负荷比例。基于轨迹灵敏度的模型预测控制轨迹灵敏度交直流系统电压控制问题是一个大规模非线性的非凸问题，为了简化问题，本文使用轨迹灵敏度对问题线性化，简化问题的求解，使其可以适用在线控制的场景。随着时间的变化，交直流系统的运行状态在不断地发生变化，轨迹灵敏度可以反应某一控制对系统随时间的影响。电力系统的动态过程可以表示为： (2-16)式中，和分别表示系统的状态变量的时刻t的导数和向量；为代数变量在时刻的向量；和为交流系统和直流系统的控制量，，和分别是和是在t0时刻的向量。采用、表示交直流混联电网的状态变量与代数变量的动态变化轨迹，即： (2-17)将和在处进行泰勒展开，并忽略掉控制量增量的高阶项，由引起的时刻t的状态变量增量和代数变量增加可以近似的表示为： (2-18)式中，、是、关于u的轨迹灵敏度、当足够小时 (2-19)由式（2-19）可知，当系统控制量变化Δu时，可求得其对状态量灵敏度的变化轨迹。轨迹灵敏度有解析法和扰动法两种求解方法，针对大规模交直流混合系统结构复杂和方程维数较高的特点，普遍采用扰动法求解轨迹灵敏度，避免了解析法繁琐的数值积分过程。采用扰动法计算直流送端系统节点电压对控制量的轨迹灵敏度，可将控制量的变化区域划分为Z个离散时间点，第i个离散时间点的直流送端系统节点电压为Vi，i=1,2,…,Z，采用式（2-20）的差分（本文采用正向差分法）计算直流送端系统电压对控制量的轨迹灵敏度，并选取灵敏度值较大的控制量进行施加。 (2-20)模型预测控制MPC具体步骤可以分为：预测模型，滚动优化，反馈校正。与PID控制相比MPC有一下几个优点：可以实现控制时域内的最优控制。善于处理多输入多输出系统，(3)可处理约束条件。(4)具有反馈校正环节，可以实现闭环控制，提高控制的鲁棒性。(5)具有一定的预测性。混合多馈入交直流系统两级协调控制模型系统级控制模型交直流混联系统是一个复杂的大规模非线性系统，系统中包含大量非线性元件如高阶表达的同步发电机、直流换流站[21]。为了减小量测误差与优化控制模型不准确对控制精度的影响,采用MPC方法进行边预测边控制的滚动优化。因控制量与被控制量之间呈现非线性关系，控制优化呈现为非线性非凸优化问题，求解困难且无法满足实时控制的要求。利用轨迹灵敏度[17,22]将系统线性化，将MPC原有问题转化成线性系统二次规划问题，同时保证精度和优化效率以满足实时控制的要求。其具体表达式为： (2-21)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。换流站级控制模型为保证传统直流安全运行并充分发挥柔性直流快速无功支撑的能力，在LCC-HVDC逆变站加入换流站级控制，以馈入交流母线电压幅值和传统直流换相裕度为控制对象。基于电压灵敏度，构建二次规划模型： (2-22)式中：目标函数包括馈入母线电压偏差，换相裕度和控制代价。其中换相裕度为临界熄弧角与熄弧角偏差的平方。在传统直流正常运行情况下，熄弧角与临界熄弧角的差值越大，系统换相裕度越大，越能保证直流换相成功。本文取熄弧角与临界熄弧角差值的平方作为换相裕度的量化指标，此指标对直流换相裕度的表达直观、物理意义清晰且计算简单适合在线应用。为直流馈入母线电压参考值；为未控制时母线电压幅值；为控制后母线电压幅值；为控制量对于传统直流馈入母线的电压灵敏度；分别为馈入母线电压偏差，换相裕度和控制代价的权重系数。两级控制流程与协调方案系统级控制流程系统级控制通过量测装置得到全网电压信息，并根据最低节点电压对整个系统的电压进行控制，其目的是保证交流系统的安全运行。如图2-10左为系统级控制，其具体步骤为：1)启动：当交流系统最低节点电压低于设定值并持续下降，启动系统级控制。2)时域仿真：求解预测时域内系统的预测轨迹及各控制量的轨迹灵敏度。3)控制量选择：计算系统发电机无功裕度，选择相应的控制量。4)优化问题求解：求解式(2-21)中目标函数，得到交直流系统电压控制优化问题的最优控制序列。5)滚动控制：在控制采样下个周期的初始时刻，将最优控制序列的第一组控制量与最近一次的换流站级控制量进行比较并择优施加。检测系统电压，若满足要求，则结束计算；否则返回步骤2)。2.5.2换流站级控制流程换流站级控制为两种直流之间的协调控制，通过VSC-HVDC的快速无功控制能力来降低LCC-HVDC换相失败的概率，如图2-10右为换流站级控制，其具体步骤为：1)启动：检测传统直流馈入母线电压幅值，当其偏差值大于动作死区时，启动换流站级控制。2)求灵敏度：求解各控制量对馈入母线的电压灵敏度；3)优化问题求解：求解式(2-22)的换流站级控制目标函数，得到其最优控制序列。4)循环：判断电压是否符合要求，若符合则结束控制，不符合返回步骤2)。图2-10两级电压协调控制流程图2.5.3两级控制间协调方案当两级控制在控制指令上出现冲突时，需建立协调控制方案，具体如下：1）熄弧角控制指令冲突当发电机无功裕度小于设定值时，为保证系统级电压安全，系统级控制将减小熄弧角；而换流站级控制为保证换相裕度会维持或增加熄弧角，引发控制冲突。因为此时系统无功裕度较小，增加直流换相裕度会增加相应的无功需求，不利于系统电压恢复，因此取系统级控制指令。且下次换流站级熄弧角控制不得大于系统级控制指令。2）直流有功功率控制指令冲突系统级控制通过增加传统直流有功功率缓解受端功率不足的问题，当其传输的有功功率增加时，换相所需的无功功率也增加。若受端无法提供足够的无功支撑，将发生换相失败。为防止这种情况的发生，需根据最新换流站级无功裕度为系统级更新传统直流有功功率增加量的最大值，即： (2-24)式中：表示换流站级第i个控制量的可控裕度，表示第i个控制量对于馈入母线的电压灵敏度，是传统直流有功功率对于馈入母线的电压灵敏度。在系统级控制施加前，将其与最新换流站级计算得到进行比较，取较小者。算例分析算例系统仿真算例为修改后的Nordic32[65]交直流系统，将4032-4044之间交流线路用LCC-HVDC线路替代，在Bus4012、Bus4062、Bus4044间添加三端柔性直流网络，分别对应VSC1、VSC2、VSC3换流站，容量分别是400MVA、300MVA、300MVA。初始运行状态下VSC1、VSC2为整流站，VSC3为逆变站。系统接线图如图3所示。直流具体控制方式与参数为：传统直流电压500kV，容量1000MVA。在整流逆变侧分别安装了滤波器和并联电容补偿装置。整流侧采用定有功功率控制，逆变侧采用定熄弧角控制，初始熄弧角整定值为18°。柔性直流控制方式：1)VSC1:(bus4012):定直流电压、定无功控制。.,。（整流站）2)VSC2:(bus4044):定有功定无功控制。,。（整流站）3)VSC3:(bus4063):定有功定无功控制。，。（逆变站）图2-11混合多馈入交直流系统负荷参数选择为：,，；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；系统级控制电压的目标参考值为0.95p.u.；目标函数中电压幅值偏差项权重系数为100；控制量发电机端电压设定值、投切电容器、OLTC、切负荷和传统直流电流设定值、熄弧角、柔性直流功率设定值的控制权重分别为1，2，5，20，10，20，10。当发电机无功裕度小于0.2时，熄弧角参与系统级控制。切负荷在其他资源耗尽时启动。换流站级控制中换相裕度权重为50，电压偏差权重为50，并联电容器、柔性直流无功功率、熄弧角权重分别设定为2，5，10。2.6.2算例仿真10s时系统中心区域负荷L1-L5按恒功率因数增大到原来的1.1倍，针对两个故障场景进行分析。1)故障场景1：10s时发电机g18因故障跳闸。图2-12（a）为故障后未控制时电压变化曲线。10s时发电机g18跳闸后，经历暂态电压过程后，系统未发生失稳。在负荷自恢复特性的作用下，电压持续降低。40s时，OLTC连续动作，由于负荷的电压-功率特性，呈现逆调压特性，进一步降低了负荷节点的电压。故障后，南区向中心区域传输有功减小600MW，北区到中心的有功功率增加276MW，中心成为有功缺额最大的区域。