电压分布（精选八篇）
电压分布 篇1
目前,国内外在直流配电网问题的研究上,研究工作主要集中在直流配电网的技术经济分析、功率变换技术、控制与保护技术几方面［5—9］。由于直流配电网的研究刚刚开始,国内外的研究还都处在探索阶段以及定性分析上。虽然国内外在多端直流输电技术的研究与应用上取得了重要进展,但在多端直流电网运行分析及控制理论研究上还需要不断完善［10—12］。文献[10]研究、提出可对交流电网的潮流算法修正以解决多端直流电网的潮流计算问题。 文献[11]提出了考虑多端直流输电的连续交直流潮流算法。这些研究工作及成果,表明直流电网的潮流计算借助交流电网的潮流计算程序,做些修改用于直流电网的计算。
分布式能源电源适合接入直流配电网。但直流配电网结构、分布式能源( project subsidized by the special distributed energy resource,DER) 类型与接入特性、直流配电网控制策略等问题需要研究。解决这些问题,首先要认识并掌握直流配电网的稳态运行情况及暂态运行特性,潮流计算是其中的基础性工作。直流电网潮流计算,由于不需要考虑感抗、容抗,因此电网节点功率、节点电压和线路网损的模型及算法是直流电网潮流需要重新考虑的问题。本文构建了网状结构直流配电网的等值网络和节点功率、节点电压和线路网损模型,提出了直流配电网潮流计算的约束条件、控制策略以及稳态功率、电压分布算法,以期为直流配电网的规划设计以及直流配电网稳态运行分析提供方法。
1电网结构与等值方法
1. 1典型电网结构
文献[1]给出的直流配电网拓扑结构分为树枝状、环状、网状等型式。对小型低压配电网,可采用辐射型或简单环网,如直流微网［2，13］。对规模化DER接入的中压直流配电网,网络结构宜采用复杂环网或网状网络。其中,网状直流配电网的优点: 一是网状结构利于发挥电网电力电子设备的功率调控作用,因此改善DER接入后的网络潮流分布与电压分布; 二是网状结构电网在多端直流输电系统中得到应用并继续发展,直流断路器、直流换流器等直流电网设备可供直流配电网借鉴或使用。因此,本文以网状电网为基础,研究潮流计算与电压分布。
1. 2电网等值方法
单一电压的网状直流配电网如图1所示。主网电源、DER与负荷通过AC /DC、DC /DC变换装置接入。其中,与主网连接的VSC换流器具备能量双向流动的功能,以使直流配电网与主网间进行电能交换,保证配网的功率平衡。各种分布式电源及负荷的接入,需要根据实际选合适类型的AC /DC、DC / DC换流设备。
由于AC /DC、DC /DC换流设备的隔离作用,以及潮流计算只考虑稳态功率,因此潮流计算可不计电源及负荷特性对潮流分布的影响。忽略电源及负荷并网接口换流器的损耗,电源节点可用直流注入功率Pdc等值,负荷节点采用恒电阻模型或恒功率模型。对两个电压等级的直流配电网的潮流计算, 可将两电压等级配网的接口换流器做电网等值处理,分别计算。图1配网等值如图2所示。
2潮流计算模型
2. 1节点功率模型
直流配电网潮流计算可采用交流电网潮流计算的方法。在单极运行方式下,节点注入电流和节点注入功率可用下式计算
根据节点电流和节点功率,可建立直流电网的网络方程,节点电流或功率与节点电压关系如下
式中,P为节点电压矢量;G为n×n阶节点电导矩阵;是n×1维节点注入电流矢量;是n×1维节点电压矢量;是节点注入功率矢量;diag[]是以列向量的元素为对角元素的n×n对角阵。
从式( 3) 和式( 4) 可看出,若将DER的接入点视为定电流控制,则直流电网方程为线性方程,可以直接求解; 若DER的接入点视为定功率控制,则直流电网方程为非线性方程,需要迭代求解。
2. 2节点电压模型
将式( 3) 中的Gij求逆,用节点电阻矩阵Rdc表示的网络方程为
式( 5) 中,Vdc、Idc分别代表网络节点电压、节点注入电流向量。
由式( 5) 可看出,节点电压分布与节点注入电流有关,也就是,节点注入功率的变化将引起电网电压分布的改变。考虑DER接入条件,随着DER渗透率的增加,电网的电压分布将出现较大的变化。
交流系统中,系统频率是由全网统一调节控制, 系统电压可通过调节节点无功或电压进行控制。而对式( 5) 的分析表明,直流系统的电压控制只能通过节点调压控制,具有局部性和局限性。由于任意节点的电压调节将引起系统电压的不均一波动,因此,需要定义直流电网电压分布的均衡度指标,以便能够评价以及反映系统电压控制的效果。
为评价电网电压均衡程度和电压控制效果,本文提出用系统各节点电压与全网节点电压分布均值的差值的平方和作为系统电压分布不均衡度的评价指标,用 ε 表示,电压分布不均衡度为
式( 6) 中,V为节点电压向量,E( V) 为节点电压均值,即期望值; E( V2) 为电压平方值的期望。ε 越小, 表示电压分布越均衡。
经推导,电压分布不均衡度还能如下表示:
2. 3线路网损模型
网络支路功率及损耗可通过节点电压与支路阻抗分别表示如下:
由式( 9) 可看出,直流电网支路损耗与该支路电压降落的平方成正比,与支路电阻成反比。因此, 节点电压分布与网络参数决定系统损耗的大小,改变DER接入容量及位置,通过各类DER的协调控制,可实现电网电压均衡分布,从而降低系统损耗。
将网损公式( 9) 与电压不均衡度公式( 7) 进行比较,电压不均衡度公式是在全面地评价整个网络中所有节点电压分布的均衡程度,包括不存在物理联系的节点。网损公式只与存在物理直接联系的电压节点不均衡分布程度有关,同时每个U2ij要乘以其对应的权系数1 /Rij。综上,电压不均衡度和网损都与网络电压差值有关,在网络电压分布较均匀的时候,二者数值都比较小。但网损只包含线路电阻两端电压的电压差,电压分布不均衡度关注的则是网络整体的电压差。
3计算约束条件
交流系统潮流计算的约束条件包括: 能量守恒的等式约束和发电机调节容量限制以及电压质量的不等式约束。而直流配网面对用户,除考虑功率约束外,还需要考虑大量间歇性能源的不确定性出力、 储能系统的充放电行为以及各类负荷的用电需求等约束条件［14］。另外,并网接口换流器的容量限制、 系统控制方式都会对直流配电网潮流计算产生影响。
3. 1功率约束
与直流配电网连接的主网可视为无穷大电源, 此时需考虑与主网并网接口换流器的容量限制; 各类分布式电源需综合考虑其能量平衡策略,不属于本文讨论范围,主要考虑分布式电源输出容量限制及其接口换流器的功率约束,约束条件如下式:
式( 10) 中,∑PG为全网电源总有功出力,包含储能装置输出功率在内; ∑PL为全网负荷有功总量; ΔP∑为全网功率损耗,包括线路和换流设备损耗等两部分; Pconvi为i节点换流器输出容量; PDEＲi为i节点DER注入功率。Vi为全网各节点电压,i = 1,2, …,n。
3. 2控制策略
直流电网控制对潮流计算模型和算法有直接影响。控制策略有主从控制、下垂控制等方式［2，15］。
3. 2. 1主从控制
主从控制方式是指某一节点电源换流设采用定直流电压控制( 如与主网连接的换流) ,其余与外部有源系统连接的换流设备采用定功率或定电流控制方式( 如分布式电源)［16，17］。主从控制策略下各换流设备输出功率特性如图3所示。
显然,在主从控制方式下,当定直流压控制换流设备输出功率达到限制或退出运行时,系统失去调节电网直流电压的能力,网络功率将失去平衡; 如果采用备用的定压控制电源节点,则需要换流站点间的通信。主从控制另一个关键问题是定功率控制节点可能无法满足式( 9) 的电压质量要求。
3. 2. 2下垂控制
下垂控制模式是指所有与外部有源系统连接的换流器,其直流侧都工作于电压源方式,其输出直流电压随输出功率( 或电流) 的增加而降低［18，19］。换流器功率/电压的下垂控制特性如图4所示。
下垂控制的特点是当节点电压下降时,整流运行换流器输出功率增加,逆变运行换流器输出功率下降,以维持系统功率平衡。其优点控制速度快,不依赖于通信,适合大量分布式电源的接入。但风力与光伏发电一般期望最大功率输出,且其间歇性特点限制了调压能力。另外, 直流电压的下垂定值的设置影响到网络功率的平衡分布及电压波动［19］,由于全网各节点电压在系统平衡功率波动条件下变化的不均衡性,各个换流设备的下垂定值很难做到准确的设置。
3. 3节点类型
根据系统不同控制模式确定节点类型。
S节点: 平衡节点( 松弛节点) ,维持节点电压恒定,负责全网功率平衡,适用主从控制模式。
P节点: 定功率控制节点。无调压任务的分布式电源及不可控的负荷节点可视为P节点。主从控制模式与下垂控制模式均适用。
V节点: 定电压控制节点,一般由主网电源及有调压能力的分布式电源承担。适用下垂控制模式。
在主从控制模式下,若S节点功率调节能力达到极限,则需自动转为P节点,如图3所示,此时需要网内有较强调压能力的分布式电源节点由P节点转为S节点以维持系统功率平衡。下垂控制模式下,若某V节点调节能力达到极限,应自动转为P节点,变为定功率方式,如图4所示。
为直流配网供电的输电系统比分布式能源具有更大的容量和更好的稳定性,因此与主网接口换流器直流侧节点是平衡节点的首要选择［14］。当直流配电网处于孤岛运行方式时,需要利用大容量储能装置配合较强功率调节能力的DER作为平衡节点。
4潮流算法
传统交流配电网一般采取辐射型结构或“闭环结构、开环运行”方式,故其功率分布计算采用前推回推方法即可［20］。但对网状结构直流配电网,则需要考虑交流输电网的潮流算法。直流电网无感抗、 容抗,使功率计算比交流系统简单。文献[12]对多端直流输电的连续交直流潮流算法的研究表明, Gauss-Seidel迭代法在多端直流系统功率分布计算中的计算实现简单,且速度快; 文献[10]将交流系统潮流算法修正,以解决多端高压直流电网潮流计算问题的研究结果表明,Newton-Raphson法的收敛性比在交流系统中的应用要好,且无需高斯法提供计算初值。
因此,根据文献[10]和式( 4) 非线性直流网络矩阵方程可用Newton-Raphson法求解。
雅可比矩阵形式为
不平衡方程:
由式( 11) 可看出,由于电网无容抗、感抗的特点,直流配电网雅可比矩阵为n × n维阶方阵,远低于交流电网2n × 2n维的雅可比矩阵。因此,其计算流程的复杂性及迭代计算时间都将大为降低。
Newton-Raphson法潮流计算流程不再赘述。迭代计算收敛结果满足误差后,即求的网络节点电压分布,进而求取直流电网支路功率与损耗。
5算例分析
5. 1算例模型
IEEE 16节点的交流系统算例如图5所示［21］, 算例的基准容量为100 MVA,基准电压为23 k V。
图5电源节点1、2、3的电压幅值相同,合并为一个电源节点,考虑DER接入,增加两个DER支路,改造后的网络如图6所示。
改造的基准容量不变,基准电压取23 k V电压的峰值30 k V,DER由节点2和3接入电网,电网参数及负荷数据如表1所示。
5. 2潮流计算
采用牛顿-拉夫逊法在Matlab仿真环境下对算例进行潮流计算。不考虑DER接入的逆功率限制, DER渗透率分别按网络负荷总量的10% 、20% 、 50% 、100% 、120% 共计5个档次考虑,取节点2、节点3的DER注入功率比例为3: 7,据此分析这些约束、策略和网络结构改变条件下的损耗及电压分布变化。
5. 2. 1 DER渗透率不同对网损的影响
在不同DER渗透率以及DER注入功率比例分别为3∶ 7和7∶ 3条件下,网状结构直流配电网的电网损耗变化的计算结果如图7所示。
随着DER渗透率的增加,两种注入比的网损曲线均有递减再递增的趋势,且不同接入位置的DER注入功率分配比例,产生的系统损耗也不同。这表明通过优化DER的接入功率和位置可降低网损。
5. 2. 2网络结构变化对网损的影响
图6直流配电网开环( 图中虚线全部断开) 、闭环( 7、16节点连接) 和网状( 图中虚线全部闭合) 三种状态运行条件下的功率分布计算结果如图8所示。
由图8可看出,直流配电网的网损为开环、闭环到网状结构依次降低。特别值得注意的是: 开环、闭环与网状结构条件下网损曲线的斜率依次减小,这表明网状结构对降低网损有明显作用,网状结构对DER接入的敏感性较低,有较强的吸纳DER的能力。
5. 3电压分布
5. 3. 1 DER渗透率系统对电压分布的影响
在网状结构下,若干节点在不同DER渗透率条件下的电压变化的计算结果如图9所示。
考虑的不同节点包括含DER电源注入的节点及重负荷的节点。可以看出,各节点电压对DER功率变化的敏感性是不同的。除了恒电压节点1,其他节点电压普遍有所升高。节点5、16有DER接入,故节点电压随DER渗透率的增加幅度变化较大。
5. 3. 2网络结构对电压分布的影响
开环、闭环和网状结构的全网电压分布不均衡度的计算结果如图10所示。
可以看出,电压分布不均衡度从开环、闭环到网状网络结构依次降低,这说明随着网络节点互联程度的增加,网络电压分布情况逐步改善,表明网状结构的直流配电网有较强的DER吸纳能力。
5. 3. 3网损与电压分布关联分析
图11为开环、闭环、网状结构下,全网电压分布不均衡度随DER渗透率增长变动与网损曲线变动趋势的比较。
结合2. 3节公式( 8) 的分析结论可知,网损受网架结构和电压分布的影响。从图11曲线变化趋势来看,在DER渗透率较低时,不同网架结构的网损曲线与电压不均衡度曲线变动趋势没有固定规律,表明此时电压分布受网络参数的影响较大; 在DER渗透率较高时( 例如图中高于50% 后) ,网损曲线与不均衡度曲线变动趋势开始吻合,表明此时电压分布对网损的影响作用增大。因此,电压分布不均衡度指标在一定程度上可用来评估网损的大小。
6结论
( 1) 计算直流配电网正常运行的功率损耗与电压分布是直流配电网规划设计以及安全运行分析的基础,本文建立了直流配电网节点功率、节点电压和网损模型,给出了直流配电网的潮流算法。
( 2) 针对直流配电网的电压只能通过节点电源进行调压控制,节点电压调节会引起全网电压不均一波动的问题,给出了电压分布不均衡度的定义,定义的电压分布不均衡度可作为控制电压的参数。
电压分布 篇2
关键词：分布式小水电 电压调整 电压管理 问题 措施
1 岚皋县电网现状及分布式小水电站基本情况
1.1 电网现状
①主要电源点：国网安康供电局所属110kV岚皋变（主变40MVA/2台）、110kV月星变（主变31.5MVA/1台）。②岚皋县供电分公司所属35kV及以下配电网现状：35kV变电站7座（均为户外式半高型布置），主变55.35MVA/10台（均为有载调压变压器），35kV线路18条，总长180km。10kV馈路条，线路总长873km，配变46.78MVA/644台，0.4/0.22kV线路总长2450km。
1.2 分布式小水电站基本情况
①全县小水电概况：境内岚河、大道河、洞河三大流域水力资源理论蕴藏量54.8万kW，可开发量达24万kW，已建成小水电站32座，总装机15.2万kW，年发电量约4.5亿kW.h。②接入地方配电网小水电站统计岚皋县供电分公司所属电网接入小水电站24座，装机总容量3.46万kW（其中：35kV专线上网电站4座，装机容量2.18万kW，10kV专线上网电站11座，装机容量1.0万kW，10 kV挂网电站9座，装机容量0.28万kW）。
2 分布式小水电站存在的问题和影响
2.1 小水电站自身管理存在问题
如小水电站建设及竣工验收环节缺失，给小水电站埋下安全隐患，受资金和技术的影响，技术装备落后，安全培训和业务培训不到位，小水电站工作人员业务水平及技能掌握程度不够，导致小水电站运行水平偏低，管理制度不健全、安全工器具不完善，值班人员安全意识不强，线路故障机组不跳闸、配网电压逐渐升高形成安全隐患，丰水期和枯水期对电网电压造成波动和超限等。
2.2 对配电网造成的影响
①小水电接入点造成电网布局不合理。由于电网形成在前，小水电站建设在后，一般就近接入电网（有10kV线路挂网、10kV线路专线上网、35kV线路专线上网几种方式），存在线路过长超供电半径、系统网损增大、故障率升高、经济性下降。②自动化水平不高，继电保护装置不配套。由于小水电多建于偏远山区，设备及自动化水平相对落后，继电保护装置配置简单，运行人员较少且业务技能跟不上，维护调校等工作缺失，系统发生故障时，经常发生保护装置拒动、误动等情况，造成局部地区不能正常供电。③电压越限问题。岚皋县电网在运行过程中经常出现小水电接入点电压越限、变电站母线电压越限、小水电电量不能就地平衡消纳以及上级电网限电导致弃水等各类问题，其中最常见和影响较大的是电压越限问题，其对当地电能质量、供电可靠性、设备安全及电网运行等方面造成较大影响。
3 分布式小水电对配电网电压影响分析
因小水电运行状态不稳定，10kV配电网实际运行中负荷不断变化，导致网络潮流随机性，理论计算比较复杂。为此，仅以单一10kV线路为例，将小水电站简化为一个功率的输入源，只是进行简单直接的电压损失分析。
根据公式：△U=PR+QX/U，电压降与线路阻抗和输送的功率成正比。分析得出：①对于1条10kV线路，在没有小水电接入情况下功率潮流从线路首端流向末端，由于线路阻抗的存在，电压从首端至末端逐步降低，距离馈路首端越近对末端电压增加影响越小，当小水电接在馈路末端时，对末端电压影响最大。②当有小水电接入时，会造成线路电压升高，升高的程度与小水电有功和无功的出力有关，越大对电压的影响也越大。
4 分布式小水电造成配电网电压越限的应对措施
①加强监测和调度管理以及考核处罚，控制各小水电站上网电压。在丰水期实际运行中，小水电站因经济利益驱动，为使发电机出力最大化，不断调高出口电压，各小水电站接入点电压上抬，导致整条线路的电压越限。必须合理控制小水电站的上网电压。②要求小水电站在低压侧（或者高压侧）安装TCR（自动无功补偿装置），其具有连续调节能力，可根据小水电运行工况自动投切相应补偿容量，控制小水电站出口电压在合理范围，使得接入点和配电网首、末端电压不越限。③在小水电较多的35kV变电站，将主变更换为宽幅有载调压型，对电压进行有效的调整。如我县35kV铁佛变电站，原主变为普通型，10kV母线电压合格率较低，现更换为宽幅有载调压型后，母线电压合格率大幅提高。④当10kV馈路较长，而在小水电接入点在线路中前端，用电负荷又集中在线路末端时，可采用10kV调压变。如我县10kV铁铜馈路，从35kV铁佛变电站出线，末端至大道镇，线路全长54公里，中间接入解放岩水电站，容量125kW，用电主要集中在末端、铁炉乡和大道镇，最大负荷为2600kW，10kV末端电压越下限严重，最低处10kV电压仅为9kV，居民照明电压仅为160v，用户反响强烈。现在在铁炉乡附近10kV主干线上安装3000kVA调压变1台，配置自动调压装置，将电压设定在10.5kV，通过调查采样，电压质量明显改善，效果较好。⑤局部地区，在有小水电接入的10kV线路上，T接着较长10kV分支线，分散型安装有少数农村配变，可采用调容调压型配电变压器，即可控制投资造价在合理范围，又能有效解决农村偏远地区负荷高峰、低谷差较大，电压质量差的问题。
5 分布式小水电站与电网企业关联性管理的思考
①成立小水电协会。成立小水电协会是在借鉴国内协会管理经验的基础上形成的管理理念。可以增强小水电站各部门之间的沟通，协调各种发展关系。小水电协会应该由政府授权，主要职能是管理和指导小水电经营行为和遵守电网调度管理。②以安全生产监督为手段，确保电网安全运行。随着社会经济发展，小水电站投资主体逐步多元化。因此，应该高度重视安全管理工作，积极采取有效措施监督和督促小水电企业加大安全投入，配置齐全安全工器具，完善各类标志、标示等，认真开展安全培训工作。为小水电企业安全生产和电网安全运行奠定基础。③加快小水电站技术升级。伴随着科技的发展，各种新技术、新设备以及新工艺在电力企业获得广泛应用。电力企业必须有计划、有步骤地推行新技术的使用。小水电站应该以科技创新为动力，重视科技对电站发展的促进作用，全面提高小水电站的技术装备水平，电网安全可靠运行提供技术保障。④提高管理人员综合水平。小水电站要高度重视管理人员和运行人员综合素质，提高准入门槛，积极鼓励职工通过自学或者培训等方式，提高自身的业务技能和综合素质。应该不定期抽取部分职工参与技能培训，为培育骨干人才打下坚实基础。应该注重小水电站内部改革的重要性，建立健全的法人制度，以有效的奖励机制鼓励企业职工，不断提高小水电站管理人员和运行操作人员的综合素质。⑤把好验收、整改关。小水电站应该注重验收和整改的重要性，建设项目各分項和环节必须符合设计，达到质量要求，实行“零缺陷”投运。在各项验收和竣工验收合格并提供相关资料的前提下，才能并入电网运行。⑥加强小水电调度管理。要求小水电站安装调度信息监测系统，在上网接入点安装智能型真空开关等，通过技术手段逐步实现对小水电的遥信、遥测、遥控。要根据电网情况和小水电实际制定合理的负荷曲线和运行方式，编制和修订调度规程，实现安全经济运行。
参考文献：
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[2]王利国.错峰发电提升小水电上网线路电压质量[J].农村电气化，2012（05）.
[3]刘友仁，詹涛，黄瑛，程振宇.小水电电压调整及监测系统的前期研究[J].农村电气化，2011（05）.
电压分布 篇3
绝缘子串电压分布测量仪的产品很多, 且工作原理不尽相同, 这里主要介绍WG-15型绝缘子串电压分布测量仪在交流输电线路中的应用。
1 检测劣质绝缘子的判据
1.1 测量条件
DL/T487—2000《330k V及500k V交流架空送电线路绝缘子串的分布电压》规定:
(1) 现场实测工作必须在晴朗和相对湿度小于70%的气象条件下进行。
(2) 现场测量前, 被测绝缘子表面必须保证是干燥的, 且无严重污秽、无冰雪。
1.2 绝缘子正常电压分布规律
在工作电压下, 沿绝缘子串的表面有着一定的电场分布。对于性能良好的瓷质绝缘子串, 当表面比较洁净时, 在绝缘子本身的电容和杂散电容的共同作用下, 沿绝缘子串表面的电压分布呈马鞍形, 如图1所示。如果绝缘子串中的某一部分因损坏而绝缘电阻急剧下降时, 则表面电压分布会有明显的改变。因此测量瓷绝缘子串表面电压分布可以发现某些绝缘缺陷。
当确证被测绝缘子的分布电压值低于本标准规定的相应序号典型数据的50%时, 或明显地同时低于其相邻二侧绝缘子上的分布电压测量值 (即分布电压曲线在该片绝缘子上出现突然降低而呈现“V”字形) 时, 则判定该被测绝缘子为劣化绝缘子, 应予以更换。
2 绝缘子串电压分布测量仪
WG-15型绝缘子串电压分布测量仪主要用于交流线路1~500k V的带电测量绝缘子串的电压分布值和运行状况。
2.1 工作原理
WG-15型绝缘子串电压分布测量仪为静电式结构, 阻抗高, 对于被测量系统的影响最小。被测出的信号经内部放大处理, 最后以电压值的形式, 由LCD数字显示输出。
2.2 操作关键
参照装配图2, 组装WG-15仪表。用M8螺丝将WG-15仪表装于绝缘操作杆上, 杆的长度应符合带电作业的规定 (500k V绝缘杆有效长度不小于4.0m) 。并在操作杆前端系上绝缘小绳 (长约6m) ;调整接头, 使接触杆与被测绝缘子的悬挂方式对应, 能顺利地接触到被测绝缘子2端的金属部分 (钢帽钢脚) 。连接好插头, 打开检测仪“ON”开关 (有液晶显示便可工作, 读数单位为k V) 。
2.3 使用注意事项
(1) 仪表在使用时用移动红灯代表顺相, 反向移动绿灯代表逆相, 分辨清晰。
(2) 仪表内部设有自动电源开关, 能自动启动、关闭电源。方便、节能。
(3) 将显示盒的前后两部分拉开便可更换电池。
(4) 可以调整显示盒内的调整电位器进行校验调整。
(5) 表头切勿交叉使用。
2.4 绝缘子串电压分布仪检测时技术要求
(1) 进行绝缘子检测过程中, 电压分布检测仪的2根金属接触杆必须同时接触被测绝缘子片上端和下端金属件, 液晶显示数字稳定后读数。
(2) 检测过程中, 发现某绝缘子片分布电压值低于标准推荐的相应序号典型数据的50%时, 应反复重测2~3次以上, 才能最终确定测量数据是否正确。
(3) 检测绝缘子串时, 顺序应由导线侧绝缘子片开始, 逐步向横担侧进行。
(4) 现场测量前, 被测绝缘子表面必须保证是干燥的, 且无严重污秽、无冰雪。
3 现场实测及数据分析
3.1 现场实测
用WG-15型数字显示的检测仪器以检测500k V直线悬垂绝缘子串。本次现场实测塔号为500k V江复I线461号, 记录如表1所示。
(1) 作业前准备。 (1) 人员安排:工作负责人1名, 专责监护人1名, 地电位电工3名 (#1、#2、#3) ; (2) 开出带电作业工作票:作业班组接到工作任务后, 开出带电作业工作票, 并按要求进行审批;作业前向调度办理工作票, 并申请退出线路重合闸。
(2) 现场操作。按“2.2操作关键”组装WG-15型数字显示的检测仪。
(3) 登塔。地电位电工穿好全套合格的屏蔽服 (或静电服) , 经工作负责人检查, 同意后, 1#地电位电工携带绝缘传递绳登塔至铁塔横担位置, 打好安全带、保险绳, 安装好绝缘传递绳。2#、3#地电位电工相继登塔至作业位置, 打好安全带、保险绳。
(4) 绝缘子检测及记录。地面电工通过绝缘传递绳将组装好的检测工具传至塔上;1#地电位电工将检测杆的一端递予2#地电位电工;1#、2#地电位电工开始对绝缘子串进行逐片检测;3#地电位电工对检测结果进行记录。
(5) 作业完毕。作业完成后, 塔上作业人员检查塔上无遗留物及记录数据完整后, 经工作负责人许可后, 将检测工具放至地面, 携带绝缘传递绳下塔;工作负责人向调度办理工作终结, 恢复线路重合闸。
3.2 结果分析
根据DL/T487—2000《330k V及500k V交流架空送电线路绝缘子串的分布电压》规定, 明显地判断出500k V江复I线461号塔中相左串自横担侧起第24片绝缘子为不合格绝缘子。
4 结束语
电压分布 篇4
关键词：分布式电源,配电网,电压,影响及对策
分布式发电技术 (Distributed Generation, DG) 环保、高效、灵活的特点使其得到了快速的发展, 分布式发电技术与配电网相结合逐步成为未来电力能源系统发展的重要方向。分布式发电技术在实际运用中也存在不少的弊端, 如在配电网中接入分布式电源后, 将使电网变为多电源的一个辐射网络, 而不再是以前的单电源辐射型结构了。分布式发电技术灵活的特点使其对配网的供电具有一定的间歇性和随机性, 这可能对配电网的电压稳定造成较大的影响。为了进一步有效利用分布式电源, 本文对分布式电源接入对配电网电压的影响及对策进行了简要的分析。
1 分布式电源模型
对于分布式电源, 具有各种各样的类型, 而且各个类型的分布式电源与配电网的连接接口的形式是各不相同的, 而且, 不同类型的分布式电源采用不同的接口的接入对配电网的电压等方面有着不同的影响。
1.1 分布式电源节点类型
目前, 根据分布式电源的的接口类型、控制特点及其自身的的运行情况将分布式电源节点分为:PV节点、PQ节点、PQ (V) 节点和PI节点四类。其中PV节点类型, 是有功且电压恒定的节点, 对于PV节点来说, 要想维持恒定的电压值, 需要具有足够的无功容量, 以保证电压的恒定, PV节点具有可调节电压的励磁同步发电机, 而且PV节点的双馈风机、燃料电池、光伏及微型燃气机都具有电压控制型的电力电子装置作为并网的接口;PQ节点类型发出的有功和无功都是一个恒定值, 其计算方法相对简单, 且对其潮流的处理比较方便, 但是这类节点也存在一个问题, 那就是其实际值与理论值的偏差较大;PQ (V) 节点类型分为同步发电机和异步发电机两类, 其中无励磁系统或励磁电压恒定的同步发电机, 发出的无功功率大小和发电机机端的电压有关, 而异步发电机并网的风电机组没有励磁系统, 它是靠接入电网通过吸收电网中的无功功率来建立励磁磁场, 在此过程中异步发电机对电网中无功功率的吸收需求与其发电机机端电压有关, 因此对于同步分布式发电机和异步的分布式发电机都是作为PQ (V) 类型的节点来进行处理的;PI节点类型较为特殊, 它是采用电流控制型的电力电子装置作为入网接口的分布式电源, 它可以输出恒定的电流。
1.2 潮流计算处理
目前, 潮流计算处理广泛采用的方法是牛顿-拉夫逊法, 牛顿-拉夫逊法具有良好的收敛能力, 利用该方法可以不仅可以对各类常规的节点进行直接的处理, 而且在各种不同种类的分布式电源进行算法改造的时候提提供更加便捷的条件, 同时牛顿-拉夫逊法也适用于配电网潮流计算。因此, 选用牛顿-拉夫逊法对各节点类型进行潮流计算。
2 电压分布计算及其影响
根据含分布式电源的简单配电线路和电路的叠加定理, 可以建立电压分布模型.
假设线路的始端A的电压为U, 线路上的额定电压为U, d为线路上的任意一点, 则由上模型可求得d点处所对应的电压为Ud=U-ΔU=U-ΔUDG-ΔUsd。在进行电压分布计算时, 需要分别考虑DG电源和系统电源对配电线路的影响, 因此在接入配电网时其电压损耗ΔU应包括系DG电源引起的耗损ΔUDG和统电源单独作用引起的耗损ΔUsd两部分组成。
3 DG对配网电压调整的控制策略
目前, DG对配电网电压调整的控制策略主要包括以下几点: (1) 研制一种能参与DG运行控制的新型DG自动发电控制策略, 通过调整DG自身的出口电压来控制与配电网相接入的电压; (2) 对小水电励磁系统进行适当的改善, 以增加其系统自动励磁调节的能力, 同时加强小型水力发电系统的管理, 尽量避免工作人员误关自动励磁调节系统而改为手动励磁调节, 因为这样的小失误将使发电机组满载输出的有功功率成为“欠励磁”运行状态, 导致无功缺乏, 使配网节点的接入电压偏低, 对配网电压的稳定造成不利影响; (3) 在丰水期时, 水电出力大, 在重载运行时可能出现电压偏高、无功功率盈余过大, 故应对其水电出力进行适当的压减。在枯水期时, 水电出力可能出现不足, 出现无功缺失, 应注意分时组织对部分电站或机组多发无功以弥补接网时的无功不足。总的来说就是根据水电站的实际情况, 对水电站进行适当的运行调整, 对接入配电网的电压进行有效的控制。
4 结语
虽然到目前为止分布式电源接入配电网仍存在不少问题, 但是分布式发电技术高效、环保的特点使其在未来电力能源的发展中国存在较大的潜力。进一步深入对分布式电源在并网问题中的研究, 将有利于促进整个电力行业向着更加高效、经济的方向发展。
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电压分布 篇5
电压是配电网电能质量最重要的考核指标之一, 配电网负荷端无功功率补偿不足、补偿设备配置不合理将导致配电网电压水平偏低, 而无功优化配置是解决这一问题的重要手段[1]。
配电网无功优化配置是指在有功规划已完成的前提下, 在统筹考虑现有及未来网架结构、装置状况及负荷情况的基础上, 确定无功补偿设备的安装地点、类型、补偿容量及优化分组从而达到配电网经济运行的目的。国内很多学者在无功补偿配置分析中采用了优化技术。
对于补偿地点的选取, 文献[2-4]分别提出采用灵敏度分析、无功裕度排序、无功电流损耗最小等方法, 确定无功补偿节点的集合;对于补偿容量的确定, 文献[5]采用最小负荷方式确定无功补偿容量, 文献[6]提出地区高压配电网无功补偿容量的确定方法并获得了较好的效果;对于优化分组问题, 文献[7-8]分别提出了以年总支出费用最小和考虑网损费用与分组投资相折中的方法。另外, 文献[9]提出了计及动态无功补偿装置的中压配电网理论线损计算方法, 有利于运行人员对配电网线损的分析与计算。
以上方法均具有一定的理论价值, 同时也存在种种缺陷。在补偿地点选取方面多数文献都采用优化方法选取部分节点进行补偿, 算例亦采用IEEE标准算例, 而根据文献[10] (以下简称《规范》) , 我国配电变电站原则上均安装有并联电容器并以低压侧集中补偿为主, 从而上述方法在国内推行的指导性不大;在补偿容量方面, 固定补偿模式虽能减轻投资, 但是补偿容量无法调节, 当负荷低谷时容易造成无功倒送;在优化分组方面, 国内大多采用的等容分组方式虽能延长电容器组整体使用寿命, 但对于无功负荷的动态跟踪效果较差, 且当分组容量选取不合适时, 投切一组电容器容易造成电压越限。
鉴于此, 本文提出一套针对配电网无功电压集中分布控制模式的无功优化配置方法。该方法顺承了国家电网公司《电力系统电压质量和无功电力管理规定》 (以下简称《规定》) 、《国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则》 (以下简称《原则》) 与《规范》中的相关规定, 采用电容器集中补偿、变压器分接头配合小容量动态补偿分布控制相结合, 运用统一的经济性数学模型解决了无功补偿容量的确定、容量匹配、电容器优化分组三个问题。
1 配电网无功优化配置的成本函数
我国配电网以辐射状接线为主, 由于各级配电站低压侧补偿仅对变压器损耗及上一级配电网进线潮流产生影响, 故可认为配电站运行成本包括高压侧进线的网损费用及变压器的损耗费用。本文研究的无功补偿设备包括电容器组和动态无功补偿装置。根据《规范》, 在假设配电网所有配电站均装设无功补偿设备的基础上, 不必讨论补偿节点的选取, 无功优化配置可以单个配电站为例进行分析, 从而降低了问题的复杂程度。
配电站无功优化配置的数学模型为无功补偿的投资成本与运行成本的折中, 目标函数为
其中:C、LC、SC分别表示总成本、无功补偿投资成本以及配电站的运行成本, 下面分别进行讨论。
1.1 投资成本
电容器是配电网最主要的无功补偿设备, 考虑在配电站低压侧装设容量为QC1的自动投切并联电容器, 配合容量为QC2的动态无功补偿装置对无功电压进行协调控制, 总补偿容量为
电容器的投资成本一般包括硬件成本和运行维护费用, 由于电容器工作较为稳定, 因而运行维护费用较低, 投资成本主要是硬件成本。文献[11]提出并联电容器的投资成本应包含两部分, 即“与分组数成正比”的部分和“随容量增长”的部分, 由此可将电容器的投资成本描述为
其中:M为电容器分组数;0b是不考虑容量差别的单组分组成本费用;1b是单位容量电容器的成本费用。上式第一部分包含每组电容器相应的断路器、隔离开关成本, 与电容器分组数成正比;第二部分为电容器的造价, 与补偿容量成正比。
而对于动态无功补偿装置, 认为其成本为容量的线性函数为
其中:0c为固定成本;1c为单位容量的成本费用。于是装设无功补偿的总投资成本可以统一写为
1.2 运行成本
典型的配电站接线如图1所示。
假设优化配置前有功规划已经完成, 设负荷已知。当功率流过高压侧进线及变压器时, 产生的损耗之和为
其中:PLoss T、QLoss T分别为变压器有功损耗与无功损耗;UN为高压侧母线额定电压;TR、XT分别为折算到高压侧的变压器串联支路电阻和电抗;LR、XL分别为线路电阻和电抗;0P、0Q分别为变压器空载有功损耗与无功损耗。
以上面推导公式为基础, 对如图2所示的配电站典型日负荷曲线进行补偿分析, 设某时段t的负荷为PD, t、QD, t, 投入的无功补偿容量为QC, t, 则此时的变压器损耗为
变压器与高压侧进线的损耗之和为
根据《规定》第五章第二十一条, 新建变电站和主变压器增容改造时, 应合理确定无功补偿装置容量, 以保证35~220 k V变电站在主变压器最大负荷时, 其高压侧功率因数应不低于0.95;《原则》第二十五条规定, 10 k V及其他电压等级配电网的无功补偿, 应补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95。
考虑在最大负荷时段将总补偿容量CQ全部投入, 此时高压侧功率为
高压侧功率因数为
根据上文规定, 上式有0.95的下限约束为
求解上式可得总补偿容量CQ的一个取值范围为
同时, 无功补偿的配置应考虑不同负荷情况下的电压跌落。考虑在最大负荷时段, 配电站相应母线的电压跌落有最大值为
根据《规定》中对最大负荷时段电压跌落的限制, 式 (22) 有上限约束。
依据式 (23) 可得到总补偿容量CQ的另一个取值范围为
另一方面, 《规定》对低谷负荷时段变电站功率因数和电压跌落亦有相关规定, 而该时段的补偿容量需通过电容器和动态补偿协调确定, 属于运行优化部分, 本文不予进一步讨论。
联立式 (21) 和式 (24) , 从而得到总补偿容量CQ的取值范围为
其中
针对不同的CQ取值, 可相应将图2的典型日负荷曲线按时段划分为QCQD, t和QC (27) QD, t两个部分。
在QCQD, t的时段里, 通过电容器组的自动投切与动态补偿装置的连续调节, 认为可以将无功负荷基本平衡掉并留有一定偏差Q, 因而该时段配电站的运行成本为
其中:为电价系数;1t为QCQD, t的时段数;本文认为Q与电容器的分组情况和动态补偿容量有关, 而与具体时段的无功负荷无关。
而在QCQD, t的时段里, 将电容器组和动态补偿装置全部投入仍然无法完全补偿无功负荷, 因而该时段配电站的运行成本为
其中, t2为QCQD, t的时段数。从而整个规划期内配电站的运行成本为
其中, T为规划周期。
2 集中分布控制模式下的容量匹配
本文采用文献[12]所述的无功集中优化与电压分布控制模式, 将配电网无功电压控制分为无功集中优化补偿与电压就地分布控制两级。前者以电容器组为控制对象, 针对负荷的较大变化进行集中补偿;后者以变压器分接头为控制对象并增加小容量动态补偿装置, 对电压和功率因数进行就地控制。两者之间存在一个容量匹配问题, 即总补偿容量CQ当中, 电容器补偿容量QC1占多大, 动态补偿容量QC2又占多大?
由于电容器只能分组投切而不能连续调节, 在讨论容量匹配之前, 我们需要先讨论电容器的优化分组。
2.1 考虑经济性的电容器优化分组
电容器的分组方式主要有等容分组与不等容分组两大类, 我国配电网主要采用等容分组方式。等容分组配合自动投切装置虽能延长设备整体的使用寿命, 但每组容量相同因而组合方式较少, 满足不了配电自动化控制对电容器合理分组的要求。本文采用不等容分组方式进行分析。
将电容器补偿容量QC1分为M组, 各组容量满足:
根据《原则》第十九条对变电站装设的无功补偿装置单组容量的上限约束, 本文认为只要分组中最大单组MQ满足该约束, 其他单组自然满足。最大单组容量应满足式 (32) 。
其中, QM, lim为《原则》中规定的各电压等级变电站单组电容器容量的上限。
本文认为可先将总补偿容量CQ按最大单组容量MQ等容分成若干大组, 在此基础上再将一组MQ拆分成若干小组 (可不等容) , 从而通过大组对无功基荷进行基本平衡, 再由各小组跟踪补偿剩余无功。
设补偿容量为MQ的电容器大组组数为1m, 小组组数为2m, 从而有
对于电容器小组, 本文推荐采用容量比为1:2:4: (43) :2m2-1的差比容分组方式, 该方式下可达到最佳的分组效果。组合级差满足式 (37) 。
与单纯的等容分组相比, 电容器小组的存在增加了电容器的组合级数, 减小了级差, 提高了优化分组的补偿效果, 与动态补偿装置配合时也减少了动态补偿容量和投资;而等容大组的存在又减少了总分组数, 兼顾了分组的经济性。
2.2 容量匹配
将配电站无功优化配置的目标函数展开为
满足式 (25) 、式 (32) 、式 (34) ~式 (37) 的约束条件。另外, 动态补偿容量QC2应小于电容器最小单组容量 (即等于组合级差) , 否则最小单组就会被动态补偿装置所取代。因此, 目标函数的约束条件应加上式 (39) 。
为简化计算, 无功补偿偏差dQ取电容器组合级差与动态补偿容量QC2的差为
至此, 集中分布控制模式下的容量匹配数学模型建立完毕, 通过对模型进行求解, 可得到最优的配电站无功补偿总容量CQ、电容器 (集中补偿) 容量QC1、动态补偿 (分布控制) 容量QC2以及电容器的优化分组。
2.3 求解方法
上面的数学模型中包含较多的变量, 可利用变量之间关系进行简化。根据式 (2) 用CQ和QC1表示QC2, 并根据式 (35) 用1m和MQ替换QC1, 从而有
将式 (41) 、式 (37) 代入式 (39) , 有
将式 (41) 、式 (37) 代入式 (40) , 有
最后将式 (34) 、式 (41) ~式 (43) 代入式 (38) , 将目标函数化简为
此时模型只含有1m、2m、CQ和MQ四个变量, 不妨固定1m、2m和CQ单独分析MQ:此时上式等号右边第1项、第4项为定值;第2项由于动态补偿单位成本1c必然高于电容器单位成本1b故为负值, 且随MQ单调递减;第3项由于Q (29) 0故为正值, 且随MQ单调递增。
考虑国产10 k V电容器均有标准规格, 从而电容器大组容量MQ只能取以下标准规格:[0.1, 0.3, 0.6, 1.2, 1.8, 2.4, 3.0]Mvar。而电容器大组和小组均不宜过多, 均取5组为上限, 且小组应至少有两组, 从而约束条件简化为
该模型为混合整数非线性规划问题, 宜对式 (25) 算出的总补偿容量取值范围QC, mi nQCQD, m ax进行离散化处理, 简化为离散量约束的非线性规划问题, 采用人工智能类算法进行寻优。
3 算例分析
以安徽省巢湖市银屏镇配电网为算例, 取2010年1月11日SCADA监测数据为规划期内的典型日负荷曲线, 采用Matlab软件编程, 对本文所述的配电网无功电压集中分布控制模式下的容量匹配方法进行验证。配电网结构如图3所示, 模型中需要的参数取值如表1~表3所示。
优化计算结果如表4所示。
4 结论
本文提出一套针对配电网无功电压集中分布控制的容量匹配方法, 解决了配电站无功补偿容量的确定、容量匹配、电容器优化分组三个问题。在数学模型中, 提出电容器的优化分组应采用等容大组与不等容小组相结合的方式, 并考虑了分组对投资成本的影响, 适用于配电网无功电压集中分布控制, 具有一定的工程指导意义。
摘要：提出了一种适用于配电网的无功补偿容量匹配方法。该方法基于无功电压集中分布控制模式, 以配电站为分析对象, 以电容器组搭配小容量动态补偿装置作为补偿手段, 以投资成本与运行成本之和最小化为目标函数, 将补偿容量的确定、集中与分布控制的容量匹配、电容器的优化分组三个问题统一起来建模。在数学模型中, 提出电容器的优化分组应采用等容与不等容相结合的分组方式, 并考虑了分组对投资成本的影响。通过算例验证了所提方法, 丰富了集中分布控制理论, 具有一定的工程指导意义。
关键词：配电网,容量匹配,电容器,动态补偿,负荷曲线,优化分组
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电压分布 篇6
1 常用的几种发电机定子匝间短路保护
当前常用的发电机定子匝间短路保护主要有:单元件横差保护、裂相横差保护、不完全纵差保护、纵向零序电压保护、故障分量负序方向保护。但这些保护都各有其不足,下面对其逐一分析。
a.当发电机定子绕组无并联分支,或中性点仅引出3个端子时,就完全丧失装设单元件横差保护、裂相横差保护和不完全纵差保护的可能性[1,2]。
b.纵向零序电压保护必须装设专用电压互感器(TV),该互感器的一次侧中性点直接与发电机中性点连接,不利于发电机安全运行;由于动作灵敏度的要求,其动作整定值很小(2.5~3 V),受外界条件的影响较大[3,4];且该保护无法双重化[5]。
c.故障分量负序方向保护是利用ΔU2和ΔI2构成的方向元件判断非对称故障是在发电机内部还是外部。华中网局关于葛洲坝水电厂和万安水电厂故障分量负序方向保护误动的深入分析发人深省[6]。大量的理论分析和运行实践均证明:故障分量负序方向保护原理上是正确的,但在装置的软、硬件设计和生产中,必须认真吸取上述误动的教训[7]。另外,故障分量负序方向保护的一个固有缺点是在发电机并网前的启动过程中不起作用。
2 基于负序电压分布的发电机定子匝间短路保护
为了克服现有的发电机定子匝间短路保护存在的不足,本文提供一种采用基于负序电压分布来判别发电机定子匝间短路保护的新原理。
图1为发电机变压器组简化系统图,发电机G经升压变压器T接入系统S;图2为发电机变压器组负序阻抗图。
图3、4是发电机内部匝间短路或开焊情况。图3为负序等值电路图,图4为负序电压分布图。不难看出,机端负序电压UG2大于变压器高压侧的负序电压UT2,差值为I2SZT,取决于匝间短路的匝数或开焊时的负序电流及系统阻抗。
图5、6是定子绕组相间短路情况。图5为负序等值电路图,图6为负序电压分布图。UG2>UT2,其差值为I2SZT,取决于短路点的位置及系统阻抗。
图7、8是发电机变压器组外部非对称故障情况。图7为负序等值电路图,图8为负序电压分布图。
UG2与UT2有如下关系:
一般发电机的负序阻抗ZG大致与升压变压器的短路阻抗ZT相当,由式(1)可知,在发电机变压器组外部非对称故障情况下,变压器高压侧负序电压大约为机端负序电压的2倍。
综上所述,可采用机端负序电压大于某一定值作为主判据,变压器非机端侧的电压大于机端负序电压作为闭锁判据。但分析图4、6可知,发电机内部故障点越靠近中性点,UG越小,保护的灵敏度也越低。为此,可增加发电机中性点侧负序电流大于某一定值作为主判据,与机端负序电压判据构成逻辑“或”。故障点越远离中性点,中性点侧负序电流越小,而机端负序电压越大。中性点负序电流和机端负序电压相互补充,保证了保护的灵敏度。
4 基于负序电压分布的发电机定子匝间短路保护的实现
本保护取用的负序电压和负序电流示于图9。
利用发电机机端负序电压UⅠ2和中性点负序电流I2构成主判据,式(2)或式(3)满足可动作:
其中,ε1、ε2为整定动作门槛。
闭锁判据为以下式(4)~(7)中任一式成立:
其中,ε3、ε4、ε5、ε6为整定闭锁门槛;UⅡ2为主变高压侧负序电压;UⅢ2为主变中压侧负序电压;UⅣ2为高厂变1分支负序电压;UⅤ2为高厂变2分支负序电压。
保护逻辑如图10所示(图中“>”表示大于定值)。
a.发电机机端负序电压UⅠ2≥ε1或者发电机中性点负序电流I2≥ε2任一满足,则主判据成立;
b.主变高压侧闭锁条件UⅡ2-UⅠ2≥ε3、主变低压侧闭锁条件UⅢ2-UⅠ2≥ε4、高厂变1分支闭锁条件UⅣ2-UⅠ2≥ε5或高厂变2分支闭锁条件UⅤ2-UⅠ2≥ε6任一满足,则闭锁判据成立;
c.当主判据成立,且闭锁判据不成立时,延时t后保护动作并发告警信号。
保护定值整定原则如下:
a.对负序电流动作定值ε1,应按躲过正常运行时最大负序电流整定;
b.对负序电压动作定值ε2,应按躲过正常运行时最大负序电压整定;
c.对主变侧及厂变分支闭锁负序压差定值ε3、ε4、ε5、ε6,应按躲过正常运行时最大负序压差整定。
包含本保护功能的发电机变压器组保护装置分别在电力工业电力设备及仪表质量检验测试中心(中国电科院)和电力工业电力系统自动化设备质量检验测试中心(华中科技大学)通过600 MW发变组保护动模试验。动模试验过程中,对于发电机定子匝间短路和发电机变压器组内部不对称故障,本保护都能灵敏动作;对于发电机变压器组区外故障,本保护未发生误动。
5 结语
本保护有如下优点:
a.不仅反应发电机内的各种非对称故障,还可以反应主变及机端厂用变压器的一部分内部故障;
b.与纵向零序电压方案相比较,可不增加一次设备并且容易双重化;
c.在靠近发电机中性点处相间故障时,负序方向或故障分量负序方向保护灵敏度很低,本保护则可得到较高的灵敏度;
d.对于未并入系统运行的发电机同样可起到保护作用。
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电压分布 篇7
关键词：光学电压互感器,电光晶体,电场分布,光路偏移,测量误差
0 引言
随着光电技术的发展及电网运行电压等级的提高,对新型光学电压互感器(OVT)的研究越来越受到重视。现有OVT中多数采用横向调制方式,可以通过改变晶体的几何尺寸调节半波电压,无需透明电极,光学系统置于地电极上,结构简单、易于实现[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。但是OVT的实用化仍然存在许多问题,其中最突出的问题是其测量准确度与稳定性不高。目前已有多种改善这一问题的方法,如选择合适的电光晶体,采用双晶体消除晶体自身的双折射,采用双光路检测技术,选用DSP为核心的数字电路等[11]。
本文针对横向调制OVT中晶体内电场分布均匀性对测量的准确性和稳定性影响较大这一问题[12],提出在电光晶体上附加介质的方法,可以改善晶体内电场分布并减小测量误差。最后,通过实验验证了方法的有效性。
1 基于Pockels效应的OVT基本原理
基于Pockels效应的OVT结构简单,灵敏度高。Pockels效应是指晶体在外加电场作用下,其折射率和通过晶体的光偏振态发生变化[1,2,3,4,5,6],沿某一方向射入晶体的偏振光产生电光相位延迟。以横向调制为例,如附录A图A1所示,产生的电光相位延迟量φ为:
式中:λ 为光源的中心波长;γ41为晶体电光系数;n0为晶体初始折射率;d为施加电压方向上晶体的厚度;l为晶体通光路径的长度;Uπ为晶体的半波电压;U为待测电压,即通光路径上的积分电压。
由于电光相位延迟量无法直接通过测量得到,通常对电光相位延迟进行光强调制,通过测量光强大小间接得到待测电压,当射入晶体的初始光强为I0,且πU/Uπ远小于1时,出射光强I与待测电压U之间存在线性关系,有
2 晶体内电场分析
OVT的核心部分是电压传感头,其结构见附录A图A2(a)。仿真模型的具体尺寸如下:电极间环氧树脂绝缘支撑厚度4 mm,电极间距175 mm;内充0.1 MPa SF6气体;选用10 mm的正方形BGO晶体,10 mm的石英玻璃全反射棱镜。本文应用Ansoft Maxwell软件建模分析,由于工频交流电场是低频似稳场,通常以静电场仿真分析[13],在高压电极施加额定电压。
由图1可见,由于BGO晶体与SF6气体的介电常数相差很大(BGO晶体介电常数约是SF6的16倍),电压等位线在晶体中分布稀疏,在空气中分布密集[13]。晶体上方与SF6气体接触的棱角处等位线明显弯曲,存在尖端场强聚集现象,晶体内电场分布不均匀。
如附录A图A2(a)所示,通常传感头、光源及信号处理系统是分立的,受光学元件自身的热胀冷缩、震动、元件分立连接等因素的影响,难免使通过晶体的偏振光束发生微小偏移,导致晶体内通光路径发生改变(见附录A图A3),光束经过偏移的积分路径后,累积的电光相位延迟量出现偏差,产生测量误差。
光路偏移包括角度偏移和位置偏移,本文选取入射光发生-0.5°~0.5°的微小角度偏移、-0.1~0.1mm的微小位置偏移为例,简要分析光路偏移对测量结果的影响。图2为不同通光路径电场积分电压值与相对误差的仿真结果。由于晶体内电场不均匀情况主要发生在晶体与SF6气体的接触部分,光路向上偏移时引起的测量误差较大,且随着偏移范围的增大而增大。光路角度偏移0.5°时,相对误差的绝对值最大达到0.11%;位置向上偏移0.1mm时,相对误差的绝对值最大达到0.3%,对于准确度等级要求较高的电压互感器,其影响不容忽视。
3 改善晶体内电场分布的方法
3.1 方法的提出
产生晶体内电场分布不均匀的主要原因是晶体的介电常数远大于SF6气体的介电常数。有研究提出增加BGO晶体厚度可以解决这一问题。经过理论分析和仿真计算发现,以光路发生角度偏移为例,随着BGO晶体厚度增加,测量误差减小,但是减小的幅度有限。当BGO晶体厚度增加到20mm时,入射光发生角度偏移所产生的误差为0.08%,与BGO厚度为10mm时入射光角度偏移的最大误差0.11%相比改善效果不明显。且横向调制电光晶体的半波电压与晶体尺寸有关,为了保证半波电压不变,增加厚度后晶体的长度也需要成比例的增加,这样不仅增加成本,而且对改善OVT晶体内电场分布没有明显帮助。本文提出在晶体上部附加一介电常数与晶体相近的材料,便可以解决内电场分布不均匀与尖端场强聚集问题。附录A图A2(b)是改进后的结构示意图,附加介质与晶体长宽一致,以避免晶体与附加介质的棱角引起场强聚集。考虑到附加介质的绝缘性能以及成本,可以选用玻璃、塑料等。本文选用普通玻璃,其介电常数为5.5。为了比较附加介质前后晶体内电场的变化,在仿真条件不变的情况下,仅在OVT仿真模型中的BGO晶体上方粘接一厚度为5 mm的玻璃进行仿真,则晶体内电场的分布情况如附录A图A4所示。对比图1可见,在晶体上方粘接玻璃,避免了晶体上方与SF6气体的直接接触,对BGO晶体棱角处等位线弯曲、场强聚集情况有了明显改善。
3.2 附加介质厚度的选择
为了选择合适的玻璃厚度,引入晶体通光路径电场不均匀系数f:
式中:Emax为通光路径上的最大电场强度;Eav为通光路径上的平均场强。
通过仿真得到f和U随粘接玻璃厚度变化情况,如图3可知,随着玻璃厚度的增大,电场不均匀系数f减小,玻璃厚度越大,f越小,晶体内电场分布越均匀。但同时光路电场积分电压值U随着玻璃厚度的增大而增大,若U过大且超出BGO晶体半波电压则会影响OVT测量的准确度,故玻璃厚度不宜过大。玻璃厚度为5 mm时,电场不均匀系数f=1.026,之后随厚度的增加而缓慢变化,电场分布接近均匀极限,因此玻璃厚度的选择应适可而止,f=1.026已十分理想。
与SF6接触的玻璃棱角处的电场畸变需要加以考虑。在静电场中,任意一个等位面的电场强度与等位面的曲率半径成反比,通过增大等位面的曲率半径,可以减小等位面上的电场强度[14]。因此,可以对玻璃棱角做倒角处理,以减小场强聚集。以5mm玻璃厚度为例,仿真分析得圆形倒角半径为1mm时电场等位线分布如图4 所示,玻璃棱角处的电场畸变已明显减小。
3.3 光路偏移误差分析
对附加玻璃介质后入射光发生0~0.5°的角度偏移和0~0.1 mm的位置偏移进行仿真可得不同通光路径的电场积分电压值相对误差,将其与附加玻璃介质前相应误差进行对比,结果如图5所示。
由图5可见,附加玻璃介质后由光路偏移引起的测量误差显著减小。光路发生角度偏移0.5°引起的误差由0.11%下降为0.04%;位置偏移0.1 mm引起的误差由0.3%下降为0.08%。
3.4 不同方式附加介质的比较
将图4所示的方法定为方案一,本文给出另外两种附加介质的方案,与方案一进行比较。其中方案二是在BGO晶体和石英晶体上附加半圆形介质,方案三是在BGO晶体和石英晶体上附加下方上圆形介质,对这两种方案进行仿真可得晶体内等位线分布,如附录A图A5(a),(b)所示,在BGO棱角处的场强聚集得到明显改善。对比三种方案中附加介质前光路偏移引起的相对误差,方案二、方案三的改善效果没有方案一明显,如附录A图A5(c),(d)所示。其中,方案一中光路发生角度偏移0.5°引起的误差由0.11%下降到0.04%,位置偏移0.1mm引起的误差由0.3%下降到0.08%;方案二中光路发生角度偏移0.5°引起的误差由0.11% 下降到0.09%,位置偏移0.1mm引起的误差由0.3%下降到0.24%;方案三中光路发生角度偏移0.5°引起的误差由0.11%下降到0.10%,位置偏移0.1 mm引起的误差由0.3%下降到0.24%。
3.5 附加介质材料的选择
由于普通玻璃密度一般在2.5~3g/cm3之间,在晶体上方附加玻璃后晶体承受的重力很小,对晶体产生应力双折射可以忽略;玻璃热膨胀系数仅约为7.1×10-6/K,当温度从25 ℃ 上升到85 ℃ 时,10mm×5mm的玻璃由热胀冷缩造成的长度变化为4.26μm,宽度变化为2.13μm,其变化量为1.8×10-7,可以忽略。
除了玻璃以外,可以选择的附加介质种类很多,本文比较了附加聚四氟乙烯塑料、普通玻璃、95 陶瓷后的不同效果,分别计算通光路径上的不均匀系数、光路偏移1°和0.1 mm时引起的电场误差,如表1所示。三种介质对电场均匀性均有改善,玻璃和95陶瓷的改善效果更为明显。这是由于二者的介电常数比较大。但附加介质的选择要综合考虑其介电常数ε、绝缘性能、温度特性、材料老化、材料重量等因素,本文认为以普通玻璃最佳。
4 实验及结果
按照附录A图A1所示的横向电光调制原理搭建实验平台,如附录A图A6(a),各光学元件从右到左依次为:①分布反馈式半导体光源,光源波长为980nm,光纤耦合输出,光斑直径为3 mm,功率为30mW;②起偏器,将入射光变为线偏光,起偏方向为水平方向;③4倍扩束镜,可将入射光的光斑扩大为12mm,使其完全覆盖电光晶体通光面;④1/4波片,可将快光和慢光的相位延迟增加90°,使电光晶体工作在线性区域;⑤横向电极与铌酸锂(LN)电光晶体,电极利用塑钢作为绝缘支架并将其垂直固定在光学平台上,红色导线连接高压电极,黄色导线连接地电极,两电极相距6 mm,利用型号为WWL-LDG的精密线性高压直流稳压稳流电源提供电压;LN电光晶体,尺寸为5mm×5mm×30mm,半波电压为655V,放置方式如附录A图A6(b)所示;⑥检偏器,将电光相位延迟转换为光强信号,起偏方向为垂直方向;⑦Thorlabs相机式光束质量分析仪,用于测量出射光斑的光强分布,从而得到电光晶体的内电场分布。
附录A图A6(a)所示的实验装置,与电压传感头结构的区别在于:①增加了扩束镜,将点光源转化为面光源,使晶体的整个通光面都有光通过;②采用直通光路,1/4波片与全反射棱镜都能使快光和慢光的相移增加90°,因此实验装置选用1/4波片,使光束直接射入晶体,简化实验光路调试过程;③将光电探测器替换成光束分析仪,前者只能测量整个光斑的光功率,后者可以测量光斑的光强分布。
由文献[12]可知,电光相位延迟正比于通光路径上的横向电场积分,通过检偏器将相位延迟转换为光强进行检测。因此,晶体出射光强正比于通光路径上的横向电场。当面光源垂直入射LN晶体的通光面,通光面上光斑的每一点光强,反映该通光路径上电场的大小。通过观察LN晶体通光面上光强的分布即可得出晶体在该平面内的电场分布。
实验前对光路进行调试:①保证实验光束平行于光学平台,将光源固定在光学平台上,通过调节调整架使实验光束垂直射入两个相距一定距离的共轴光圈;②保证实验光束垂直入射各光学元件,将各光学元件依次垂直固定在光学平台上,每放置一个光学元件,就利用这两个共轴光圈来验证光束是否垂直入射该元件,通过不断地调整和验证,使入射光垂直射入各光学元件;③保证晶体通光面上的光斑被完全接收,将光束分析仪固定在通光方向所在的直线上,光斑中心与光束分析仪感光窗口的中心在同一高度,使光束垂直入射窗口,观察晶体通光面上的光强分布。光束经由光纤耦合输出,其光信号不再通过光纤传输,避免了光耦合带来的问题。
给高低压电极施加电压,并在0~1 000V范围内,观察每隔100V,LN晶体出光面上的光强分布。当施加电压为700V时,LN晶体出光面上的光强变化最明显。由前文可知晶体内电场分布不均匀会导致晶体内等位线分布扭曲,晶体边缘处聚集。因此,可通过观察LN晶体棱角处的电场积分电压变化,即LN晶体棱角处的光强分布,来观察附加介质前后晶体内电场的变化,附录A图A6(c)黄色方框为所选LN晶体的观测范围。
利用光束分析仪分别采集100V和700V下,未附加介质时LN晶体棱角处的光强分布,如附录A图A7(a),(b)所示。 当电压从100 V加至700V时,晶体棱角处的光强明显变亮。在光强分布图上分别选取LN晶体中心位置与棱角处的光强,将两个位置不同电压下光强差值相比得到的值作为电场不均匀度k,如式(6)所示。
式中:I11,I12分别为不同电压下LN晶体中心位置的光强;I21,I22分别为不同电压下LN晶体棱角处的光强。
此时,LN晶体中心位置在晶体施加电压为100V和700V时的光强差为3.170 8;棱角处的光强差为22.615 1,对比这两个差值得到的电场不均匀度k1为7.132 3。
在LN晶体上粘贴1 mm的玻璃介质,粘接方式如图5所示,在相同实验的条件下,可测得此时LN晶体棱角处的光强分布如附录A图A7(c),(d)所示。当电压从100V加至700V时,晶体棱角处的光强分布变亮。LN晶体中心位置在晶体施加电压为100V和700V时的光强差为0.49;棱角处的光强差为1.715 9,此时电场不均匀度k2为3.501 8。
上述实验结果说明,附加介质后晶体棱角处光强减弱,场强聚集现象得到明显改善;对比电场不均匀度k1与k2可知,附加介质后晶体内电场不均匀度减小49.10%。可见在电光晶体上附加介质的方法能够改善晶体内电场分布,实验与仿真的结论一致。对比图1和图4的仿真结果可知,附加介质后晶体棱角处等位线扭曲程度、场强聚集减轻,晶体内等位线较为平滑,电场不均匀系数为1.026,晶体内电场分布明显改善,与实验结果相符。
5 结语
本文通过对110kV电压等级横向调制OVT进行仿真分析,并对比了三种不同的方案,验证了在晶体上方粘接倒角玻璃不仅简单,而且可以有效改善晶体的内电场分布,及电光晶体棱角处尖端聚集效应,使晶体等位线分布均匀,减小了光束偏移引起的测量误差。通过对玻璃厚度以及倒角处理情况进行综合分析,确定玻璃厚度为5mm,倒角为1 mm时效果比较理想,附加介质后入射光束发生0.5°角度偏移时引起的误差由0.11%下降到0.04%;位置偏移0.1mm引起的误差由0.3%下降为0.08%,可以满足实用要求。通过实验验证了附加玻璃介质后LN晶体电场不均匀度减小了49.10%,晶体棱角处的光强分布明显改善,与仿真结果相符。
电压分布 篇8
配电网的安全稳定运行是提高供电可靠性、向用户提供良好电能质量的重要保证[1]。电压稳定问题是影响配电网正常运行的主要威胁之一。随着分布式电源(distributed generator,DG)大量接入配电网,其对电网稳定性的冲击不容小觑。适当的DG接入位置和容量可以提高配电网的电压稳定性和运行可靠性;但若DG接入方式不当,极易造成系统电压失稳。近年来,国内外学者对电压稳定问题的研究热点已逐渐从骨干输电网转移到配电网[2,3,4,5]。
文献[6-10]研究了基于戴维南等值和支路量测的系统电压稳定指标,前者存在的参数漂移问题无法从根本上解决;而支路量测指标不能从本质上揭示电压失稳的原因,且上述研究主要是针对骨干输电网进行的电压稳定性研究,对配电网的电压稳定分析具有一定的借鉴意义,但对于DG大量接入场景仍存在较大局限性。具体表现在2个方面:1由于相量测量单元大多布置在重要的骨干网架中,无法获得配电网节点的实时电压、相角测量值,因此, 对配电网电压稳定性的在线评估难以实现;2单一的指标分析并不能清晰反映电压崩溃的发生机理, 验证所研究评估指标的有效性。目前,计及DG接入配电网的电压稳定性研究的相关成果非常有限。文献[11]采用非线性时域仿真法研究了配电网小扰动电压稳定问题,该方法兼具暂态稳定分析的准确性和快速性,但难以揭示电压失稳现象的本质。文献[12]仅定性分析了异步机组对系统电压稳定的影响,未结合电压稳定指标进行定量分析。上述分析表明,目前的配电网电压稳定研究成果不多且方法有限,尤其在DG大量接入的新背景下尚不能细致、 直观地对全网负荷节点进行电压稳定性监测。
本文针对DG接入对配电网静态电压稳定的影响问题,提出了一种配电网电压稳定性的评估方法, 旨在探索DG出力波动性较大时,集中接入和分布式接入方式对配电网静态电压稳定性的改善效果。
1配电网电压稳定指标
配电网的电压稳定指标总体上可分为基于线路潮流传输的指标和基于节点电压稳定极限求解的各类裕度指标。一般来说,配电网包含根节点、主干线路、侧翼线路、末端线路。相对于传输线路而言,其线路电抗电阻比大大减小[13,14],线路的有功功率损耗较高。因此,传统的电压稳定指标不能有效地评估配电网的电压稳定性。对此,本文提出了一种在系统某一运行状态下衡量网络中所有负荷节点电压稳定程度的指标。对于一个包含N个节点的配电网,任意一条线路可以表示为如图1所示的简单模型。图中,节点i为线路送端,节点j为线路受端, 节点i和j的电压分别为Ui∠δi和Uj∠δj;节点j送出的潮流为Pj+j Qj,线路阻抗为Ri+j Xi。
忽略线路的并联导纳,流经该线路的电流为:
复功率表达式为:
根据式(2),式(1)可表示为以下形式:
由式(1)和式(3)可得:
将式 ( 4 ) 按实部和虚部展开有 :
配电网中同一线路两端节点的电压相角近似相等,即δi和δj的差值近似为0。因此,式(5)可简化为:
式(6)为关于Uj的二次方程,节点j电压稳定的条件是方程有实数解,可得:
式(7)中消去Pj,可得:
因此,定义节点j的电压稳定指标(VSI)为:
节点电压稳定指标的值越小,则其电压稳定性越好,反之则稳定性越差;当aVSI=1.0时,该线路处于临界运行状态,相应的功率进一步增加,将导致该线路失去稳定的潮流平衡点,潮流方程无解,受端功率需求无法保证,系统发生电压崩溃。在任意系统运行状态下,计算所有节点的电压稳定指标,其值最大的节点被称为系统的薄弱节点。当全网负荷增加导致系统发生电压崩溃时,一定是从最薄弱节点开始的。对于系统运行人员而言,可根据aVSI与临界值1.0间的差值判断节点和系统的电压稳定裕度。
2DG接入对配电网静态电压稳定性影响的分析方法
2.1连续潮流模型及求解
电压稳定的分析方法一般包括静态法和动态法,前者能够给出系统的电压稳定裕度等相关静态电压稳定指标,其难点在于系统静态电压稳定极限点处的雅可比矩阵奇异,潮流无法收敛。本文采用连续潮流(CPF)[15,16]方法求取电压崩溃极限。
为研究和模拟系统中单个节点、多个节点、某区域或全网负荷(和发电)变化对于系统的非线性影响。参数化后的负荷和发电机功率可表示为:
式中:Pd,i,Qd,i,Pg,j分别为负荷i的有功功率、无功功率和发电机j的有功功率;Pd,i,0,Qd,i,0,Pg,j,0分别为初始运行点的负荷i的有功功率、无功功率和发电机j的有功功率;ΔPd,i,ΔQd,i,ΔPg,j分别为预定的负荷i的有功功率、无功功率增量和发电机j的有功功率增加量;λ 为负荷变化系数;Ωd和Ωg分别为参与负荷集合和参与发电机集合。
发电机与负荷的增量应达到平衡,即满足下式:
本文模拟的负荷为恒功率负荷,故满足参数可解耦的性质,即可以写为以下形式:
式中:D为负荷(发电)变化方向向量,通过求解负荷增长过程中的潮流方程,可以追踪各节点电压随负荷的变化情况。
2.2负荷增长策略
不同负荷增长方式对应的电压崩溃极限点如附录A图A1所示。由该图可知,不同的负荷和发电机增长方式下,电压稳定指标和电压稳定裕度的计算结果是不同的。定义增长后的负荷与增长前的负荷之比为负荷增长因子(load scale factor,LSF)α, 目前的研究主要采取以下3种方式模拟负荷的变化趋势[17]。
1)采用负荷预测程序预测节点负荷的变化趋 势。
2)某一节点负荷或某一区域负荷以相同的速率 (即α 不变)增长,且保持功率因数恒定。该方法通常用于研究单一节点或区域的电压稳定性。
3)全网负荷节点以相同的速率(即α 不变)增加负荷,且保持功率因数恒定。该方法通常用于研究整个系统的电压稳定性。
由于实际配电网中各节点的负荷水平相对平衡[18],因此,在系统有功功率的传输极限点附近,节点负荷达到相当水平的概率很大。为了更好地模拟配电网负荷的变化情况,本文提出了一种针对配电网的负荷增长策略,即对全网负荷节点均增加负荷, 但不同的节点以不同的速率(即α 变化)增加负荷, 保持功率因数恒定,且保证若系统某一节点发生电压崩溃,所有其他的负荷节点均已达到相同的负荷水平。增长的负荷由系统平衡节点(节点1)承担, 本文不对平衡节点的出力设限。
电力电子装置接口类型的DG由于采用变频器控制,其发出的有功功率与无功功率能够得以解耦控制,使其具有了类似于同步发电机的特性。由于在实际运行当中,其有功功率与无功功率都是可控的,因此,若功率因数保持恒定,可将DG看作PQ类型的节点[19]。DG经变压器j XT升高电压后,经输电线路阻抗Zl=Rl+j Xl接入配电网。
3实例分析
为验证采用所提的电压稳定指标评估DG接入前后配 电网电压 稳定程度 的有效性,文中选择IEEE 33节点和IEEE 69节点配电网系统作为仿真算例,仿真软件为MATLAB。
3.1IEEE33节点测试系统
IEEE 33节点测试 系统包含1个电源点 (节点1),网络首端基准电压为12.66kV,断开所有的联络开关,形成简单辐射形网络,系统接线图如附录A图A2所示。以aVSI作为衡量系统各负荷节点电压稳定程度的指标,该指标的计算是以潮流计算为基础的。初始负荷条件下,所有节点的电压稳定指标的计算结果如图2所示。
由图2可知,节点6的aVSI值最大,因此该节点的稳定性最差,是系统中最薄弱的节点,在全网增加负荷的过程中,可能最先发生电压崩溃。
按照配电网负荷增长方式增加各节点的负荷, 使PLi=αiPLi0,QLi=αiQLi0(i=2,3,…,33),其中, PLi0和QLi0分别为节 点i的初始有 功和无功 负荷值,αi为节点i每次增加负荷时的比例系数,PLi和QLi分别为负荷增加后节点i的有功和无功功率。 αi从1开始以不同速率增长,即首次以标准负荷值计算潮流,第2次计算时所有节点负荷均增长(或减小)至0.1 MW,设定负荷节点的有功功率增加步长为λP=0.1 MW,以此类推,直至系统 发生电压 失稳。电压稳定临界点处,各节点电压稳定指标的计算结果如图3所示。
由图3可知,在配电网负荷增长方式下达到系统电压崩溃时,节点6的电压稳定指标最快达到临界值1.0,由此可认为电压失稳首先是从节点6开始的。为进一步验证这一结论,根据连续潮流算法逐步预测校正过程中每一步的计算值,得到系统中各负荷节点的PV曲线。追踪每条曲线时,选取16个迭代计算关键点。选取其中电压稳定指标最大的节点6、电压稳定指标最小的节点18和电压稳定指标值居中的节点9绘制相应的PV曲线,所得结果如图4所示。图中,节点电压幅值为标幺值。
由仿真结果可知,当系统达到电压稳定临界点时,各负荷节点的功率为1.513 5MW。节点6的崩溃电压为0.748(标幺值,下同),节点9的崩溃电压为0.620,节点18的崩溃电压为0.402,即节点6的电压稳定裕度最小,为0.252;节点18的电压稳定裕度最大,为0.598。
由上述分析可知,节点崩溃电压越低,则电压稳定性越好;崩溃电压越高,则电压稳定性越差。这是由于越稳定的节点能够承受的电压波动范围越大, 对应的电压稳定裕度也就越大;而对于崩溃电压高的节点,微小的电压波动可能造成节点的电压失稳。
文献[20-21]介绍了DG在配电网中的选址与规划方案。本文综合考虑了文献[20]和文献[21]提出的DG布点策略,使有功和无功综合损耗最小,在节点15处连接额定功率为1.5 MW的DG,研究以下3种不同DG接入方式下系统的崩溃功率和电压稳定指标的变化:1DG出力为0,即DG不接入的情况;2DG出力为额定功率的60%;3DG按额定功率输出。上述不同出力的DG接入配电网后,全网负荷按照不同的α 值增加负荷至系统的功率传输极限。3种接入方式下的系统崩溃功率和初始负荷下网损的计算结果如表1所示。
由表1可知,随着DG出力的增加,系统崩溃功率值增大,功率裕度也相应增大,网损有一定程度减小。这表明,DG经过精心规划后接入配电网,能够使全网承受更大的负荷增量,其原因有以下2个方面:1通过优化潮流分布,提高了薄弱点的电压支撑能力;2DG的接入使得传统同步机组具有更强的有功调节能力。
3种接入方式下最薄弱节点(节点6)的电压稳定指标值随α 的变化曲线如图5所示。
结果表明,节点15接入DG后,系统中最薄弱节点的aVSI-α 曲线较无DG时有所改善 :节点6的电压稳定指标值达到1.0时,α 值也增加到27.2;而在DG的额定功率输出比按60% 额定功率输出的情况下,曲线的变化趋势更为平缓,此情况下节点6的电压稳定指标达到1.0时,α 值约为28.6。
为进一步分析DG出力波动性较大情况下,其接入对配电网系统静态电压稳定性的影响作用,文中对DG的出力值进行了更为细致的划分,分别研究了DG出力比例为10%,30%,60%,70%,80%, 90%以及100%(即DG按额定功率输出)这7种不同的运行工况下,系统发生电压失稳时的功率限值和最薄弱节点的功率裕度。计算结果如表2所示。
根据上述分析可知,DG接入配电网一方面能够使薄弱节点的负荷极限增大,另一方面减少了常规机组的出力,使系统的有功支撑能力增强,有效提高系统薄弱节点的电压稳定性。此外,当DG出力波动性很大时,在一定的DG出力范围内,对薄弱节点电压稳定性的改善程度随DG容量的增加而增大。表2的结果表 明,当DG出力为额 定功率的10%时,节点6的负荷裕度为1.458 MW,与DG不接入时差别不大,对弱节点电压稳定的调节能力较小。随着DG出力的增加,常规机组有功出力减小, 旋转备用容量增加,具有更多的裕度应对负荷的增长,对电压的调节作用显著增强。
DG较传统同步机组的一个明显的优势是其在电网中的接入更加灵活。为对比研究DG分散式接入和集中式接入对配电网静态电压稳定的改善效果,本文将1.5 MW的DG分散接入到节点15和电压稳定性较弱的节点6和节点2,设定各节点所分配的功率比例相同。2种接入方式下系统崩溃功率的对比如图6所示。
由图6可知,在相同的DG出力下,分布式接入较集中式接入对系统的崩溃功率具有更明显提升的效果。在未来DG大量分散接入的条件下,能有效提高配电网承受的功率极限,从而提升配电网的静态电压稳定性。
3.2IEEE69节点测试系统
IEEE 69节点测试系统中,节点1为电源点,网络首端基准电压为12.66kV,网络接线图如附录A图A3所示。初始负荷 下各节点 电压稳定 指标如表3所示。
由表3可知,节点57的电压稳定指标最大,为全网最薄弱节点。参照文献[20-21]提出的DG选址策略,在节点54接入额定功率为1.5MW的DG, 采取配电网负荷增长策略,至全网发生电压失稳。 3种DG接入方式下配电网指标的计算结果如表4所示。
注:“-”表示数量级小于5×10-5。
由表4可知,DG接入后,系统崩溃功率增加, 电压稳定裕度增大;系统最薄弱节点57的电压稳定指标减小,有功和无功损耗均有较大程度减小。由此可得与33节点测试系统中类似的结论,即合理位置的DG接入可以改善配电网的潮流分布,降低网络损耗,减小常规机组的有功出力,增加配电网系统的旋转备用;同时,也能提高薄弱环节的负荷承载能力,提高系统最薄弱节点和整个配电网的静态电压稳定性。额定功率出力时,DG分散接入比集中接入对配电网静态电压稳定性的提升效果更为显著。
4结论
DG作为一种具有较高能源利用率和良好环保性能的发电技术,是缓解中国电力紧缺的重要手段。 为了更好地利用DG的优点并充分发挥其作用,需分析DG的接入给配电网带来的影 响。本文基于2个标准算例,结合文中推导的电压稳定指标,定量研究了全网负荷增加过程中配电网的电压崩溃机理和不同DG接入方式对配电网静态电压稳定性的影响,得出以下结论。
1)采用连续潮流法研究全网增加负荷系统的电压崩溃极限时,通过求取各负荷节点的电压稳定指标和崩溃电压,可判定电压稳定指标最大的节点是全网最薄弱节点,在负荷增加的动态过程中,其值可能最先达到临界值1。电压崩溃从该节点开始,逐步向全网蔓延。
2)合理位置和容量的DG接入配电网后,系统潮流分布趋于合理,网损降低,系统崩溃功率增大, 能够承受更多的负荷增长;各节点的电压稳定指标增长曲线变得更加平缓,且在一定的DG出力范围内,曲线随DG输出容量的增加而趋于平缓,对系统静态电压稳定性的改善效果更为明显。
3)对于DG出力波动性较大的情形,DG对配电网薄弱节点静态电压稳定性的改善能力随DG出力大小变化。当DG出力较低时,对薄弱节点电压稳定的调节 能力较小。在额定功 率范围内,随着DG出力的增加,常规机组有功出力减小,旋转备用容量增加,具有更多的裕度应对负荷的增长,对配电网电压的调节作用显著增强。
4)在输出功率一定的条件下,DG分散接入对配电网崩溃功率的提升效果较集中接入更为明显, 更有利于提高配电网静态电压稳定性。