文摘

电力系统发展显著的增加可再生能源的份额(靓)。尽管优势,同时也带来了不可避免的挑战,电力系统稳定性,尤其是极端错误的条件下。介绍了一个实用的积极支持控制策略靓支持极端故障条件下的电网。证明过程是在一个交直流混合电网综合的大容量光伏电站和风力发电场。现场工程试验结果反映,靓带来潜在风险在交直流混合电网操作和验证的工程实用的特点提出了控制策略。此外,测试结果还揭示电力系统不稳定的诱发因素是失踪的仿真和故障仿真基于测试结果。他们证明优秀的现场工程测试的优势。

1。介绍

电力系统看到越来越多的光伏和风力发电集成。在增加可再生能源(RES)渗透水平,尽管环保和可持续发展等优点,它也给公用电网带来的问题(1- - - - - -3]。调整电源结构对电力系统带来不可避免的影响主要由于传统发电机的频率响应和顺向惯性损失减少4]。因此,提供辅助服务正成为一个越来越有挑战性任务的新一代电力系统操作。

的电源结构开发了明显因为靓在电力系统中占有的比重越来越大,和耦合交互靓和电网之间变得显著降低交付能力和能力住宿容量的电力系统5]。此外,在抗干扰能力和鲁棒稳定性,过载能力低,不够宽容电压变化,所有这些特征的电力电子装置也可能进一步恶化电力系统操作环境。

大多数的光伏和风力发电站不参与电网控制在现阶段。一些大规模光伏电站或风力发电并网输出功率调整根据自动发电控制(AGC)和自动电压和无功功率控制(AVC)系统来调节电压和频率作为电力系统的需求(6,7]。因此,传统的控制或操作模式不再是有效的新一代电力系统(8,9]。Zhang et al。10风力发电)研究了AGC的控制性能增加基于强化学习。普拉萨德和Padhy11)提出了协同频率调节控制机制DFIG风力涡轮机与最优动力学。复杂的随机AGC建模会导致高并发计算负担。陈等人。12]Ito-theory-based模型用于减少计算负担的优化考虑非高斯风电的不确定性。然而,随机通信延迟和噪声干扰在AGC / AVC控制网络通常会导致控制系统性能下降甚至不稳定。

为应对这些挑战,光伏电站和风电场的电力系统应该提供积极支持外部故障和其他瞬态过程。使用ess添加监管能力和提高AGC的动态性能,特别是在高RES渗透电力系统,是一个可行的解决方案(13- - - - - -16]。苏et al。17)提出了一种自适应鲁棒滑模控制对能源存储系统集成光伏和风力站为靓提供频率和电压控制功能。王等人。18)使用大规模的超级电容器混合wind-PV农场来提高多机电力系统的稳定。大规模的发电需要大容量光伏电站或风电场储能系统,目前不可用。因此,更实际的使用现有设备,如光伏逆变器、风能发电机等传统无功补偿装置和静态无功补偿器(SVC)或静止无功发生器(SVG)向电网提供积极支持。Karbouj et al。19)提出了一种自适应电压控制器,使太阳能光伏发电厂参与电压控制辅助服务。STATCOM在大型光伏电站用于减轻fault-induced延迟电压恢复(20.]。风力发电机阻尼协调优化控制策略及其无功功率补偿装置提出了(21]。王等人。22]分析了区间过电压风险由负载的不确定性和SVC的影响造成的。

仿真和实验室测试基于理论推导是最常用的方法在RES控制策略验证或电力系统。提出的控制器的性能(9)是使用互联电力系统的仿真研究表明DIgSILENT电力工厂内所进行的平台。案例研究(17)是基于MATLAB开发的,而Varma和莫汉(20.通过PSCAD / EMTDC]提出了验证过程。三相四线混合仿真平台集成物理模拟和数字仿真的优点是开发的23)相结合的物理仿真系统和实时数字仿真器。王等人。24)建立了实验室实验验证平台。齐默尔曼et al。25]介绍了网络建模和问题的细节MATPOWER使用的配方。Reshikeshan et al。26)验证了提出的自动电压调整方案通过功率流模拟EPRI电路24测试馈线开源分布系统仿真平台。

大型光伏电站或风电场与电网电气距离长,和无功功率控制能力相对不足使得电力系统电压稳定一个具有挑战性的任务,特别是在大扰动(27- - - - - -30.]。实验室测试只有验证操作性能的光伏逆变器或风力发电机孤岛的模式,和一些证明过程的微型智能电网"。电力系统是一个非常复杂的、非线性和强耦合的动态系统,实验结果基于孤岛效应或grid-connecting设置不足时,大规模发电光伏电站或风力农场。

相反,故障模拟装置是常见的选择在RES现场测试。然而,由于最大电压和电流的限制,其容量也有限;因此,模拟电力系统几乎是不可能的。故障模拟装置应用到光伏逆变器、风力发电机现场实验;然而,这是不够的大靓站现场工程试验,因为它是不可能的模拟电压波形在栅极接线点靓站的故障模拟装置。

因此,光伏电站的现场工程试验是必要的和风电场积极支持控制研究。大规模RES的电力系统和电力电子等基于项目高压直流(HVDC)有了更多的电压和频率不稳定的可能性。

提出了一种实用的积极支持控制光伏电站和风电场支持极端故障条件下的电网。优秀的工程实用的特点提出的控制策略是重要的因为积极支持功能是一个义务为光伏电站和风力发电厂在未来,和升级的RES大容量储能系统是不经济的,加上一些光伏电站或风力发电场,ess没有空间。此外,他们的控制能力是通过现场工程试验来验证在交直流混合电网结合大容量光伏电站和风力农场。现场测试包括三个类别,每个15接地故障在不同的站点。

2。提出了积极支持控制光伏电站和风力农场

在本节中,提出的建设积极支持光伏电站的控制策略和风力农场。图1光伏电站的拓扑。光伏逆变器连接到电网通过10 kV / 35 kV变压器;然后,它是集成到一个110千伏变电站集合通过35 kV / 110 kV变压器长输电线路。

提出了风电场在图的拓扑2。风力发电机连接到电网通过0.69 kV / 35 kV变压器;然后,它是集成到一个110千伏变电站集合通过35 kV / 110 kV变压器长输电线路。

2.1。高频电阻控制

主频率监管不足的弱AC / DC混合动力系统,这使得高频靓操作问题的一个不可避免的挑战。在这个条件下,光伏逆变器、风能发电机,SVC, SVG在光伏电站、风力发电场应保持短时间操作,同时为电力系统提供动力支持。高频电阻控制策略设计 在哪里f_T频率在接入点和吗t_T是操作时间的要求。光伏逆变器为例;采用这种控制律,它仍然在并网模式下,当电力系统频率大于或等于49.5赫兹,小于50.5赫兹。当频率大于或等于50.5赫兹和小于51.0赫兹,并网模式下的光伏逆变器仍将超过3分钟。

2.2。高压电阻控制

电力系统的电压控制能力不足带来高压挑战靓。在稳定状态下,光伏逆变器、风能发电机,SVC, SVG的PV站,和风电场运行在并网模式下,他们提供动态支持电力系统在瞬态。高压电阻控制设计 在哪里U_T是电压在访问点和单位价值t_T是操作时间的要求。以光伏逆变器为例;采用这种控制律,它仍然在并网模式下不少于10秒时p.u接入点电压大于1.1。和小于1.2 p.u . .

2.3。低电压穿越控制

低压度过(LVRT)技术的一个重要指标是为了光伏电站和风力发电场;控制逻辑分为3部分。

2.3.1。当前无功功率控制系数

光伏电站和风力发电场提供动态无功支持网格LVRT期间。动态无功电流增量的控制策略∆我_问LVRT光伏逆变器和直驱永磁发电机 在哪里U_LV是LVRT的阈值,U_T电压单位价值在接入点,K₁无功功率控制是当前系数,我_N设备的额定电流。我_问LVRT减少到零在电网电压恢复后10 ms。

2.3.2。当前的有功功率控制系数

光伏电站和风力发电场产生无功功率在第一个实例LVRT期间,和有功电流我_pLVRT仍然是当前故障之前如果当前小于当前阈值;否则, 在哪里我_p0是当前故障或电压降和之前K₂是当前系数在LVRT有功功率控制。K₂= 1如果输出电流小于当前阈值和当前系数K₁在方程(满足需求3)。

2.3.3。有功功率回收率

之前的有功功率返回其值的错,和恢复速度 在哪里P_N设备的额定功率和吗K_P是有功功率的恢复系数,其推荐值是3。

2.4。高压度过控制

高压度过(HVRT)光伏电站和风力农场的另一个重要指标。光伏电站和风电场吸收HVRT期间从电网动态无功功率。动态无功电流增量的控制策略∆我_问HVRT光伏逆变器和直驱永磁发电机 在哪里U_高压是HVRT的阈值,U_T电压单位价值在接入点,K₃无功功率控制是当前系数及其推荐值超过1.5,然后呢我_N设备的额定电流。

有足够的主要能源,输出有功功率仍然是其价值之前的错如果其输出电流小于当前阈值和电流系数K₃在方程(满足需求6)。

2.5。连续度过控制

连续发生的HVDC系统的换向失败导致交流高电压和低电压;图的控制策略的设计3应对这些操作条件。当发生高/低电压时,光伏电站和风力农场不仅可以保持短时间操作,也满足要求。

3所示。交直流混合电网内大规模的平安归来

电压和频率控制在电力系统更具挑战性的渗透水平RES是相对较高的。HVDC是另一个干扰因素时电力系统的稳定性。为了验证积极支持控制在极端条件下,现场工程测试执行的交直流混合电网如图4。主电网的电压等级是750/330/110 kV,它有194变电站(110 kV及以上)和两个直流输电项目在这个系统。它占地622000平方公里,特点是远距离和大容量传输。

3.1。长途

西方光伏和风力发电的电力系统传输到负载中心通过800公里750千伏交流输电线路。光伏、风电和水电从南方的一部分电力系统传输到负载中心通过150公里750千伏交流输电线路。

3.2。大容量

到2020年底,总装机容量4030万千瓦,水电、火电、风电、太阳能光伏发电、太阳能热发电占29.6%,9.8%,20.9%,39.2%,和0.5%,分别如图5。可再生能源占60.7%,这是最大的电网装机功率。

3.3。功率波动和随机特性

功率波动和随机光伏和风力发电的特点给电力系统带来不可控的问题。此外,同步补偿器,能量存储系统,太阳能热电站使电网的运行方式复杂多变的在时域范围和地理范围。

3.4。小负荷规模

首先,86%的电力系统负载连接到站2和站6;同时,只有0.5%的电力系统负载连接到车站,车站4,和车站5。这种类型的负荷分布严重不均匀。第二,大多数负载是大型工业负荷,占84%,谐波和电压激增。第三,负载变化比例相对较小,平均负载率等于95.7%,最大热电的区别是10%。第四,总负载小于它的总装机容量;历史上的最大负荷1000万千瓦。

3.5。稳定的电源直流换流站附近的不足

只有一个水电站附近±800千伏HVDC换流站和光伏电站和风力农场。因此,高压直流输电系统之间的耦合效应和交流电源系统具有重要意义。此外,扰动光伏电站和风电场HVDC换流站也是非凡的。

交流电源系统在±800千伏HVDC换流站是一个弱的AC / DC混合动力系统。电力系统中,电压控制和主频率调节能力不足使靓的脸不断过电压或低电压等问题。它是最好的现场工程试验平台来验证提出的积极支持光伏电站的控制和风力农场。

4所示。现场实验

光伏电站的控制策略和风力农场是通过现场测试人工故障测试可以分为三个类别,每个类别和十五接地故障在不同的站点。有超过200个PV监测站和30个风电场参与了这些实验。54岁的光伏电站和5风电场采用提出的积极支持控制策略。建议控制参数的光伏逆变器和直驱风力发电机在桌子上1。

处理大规模实验数据和现场工程试验波形,监控位置选择根据仿真分析结果和电网运行经验。选择监测地点(1)光伏逆变器、风能发电机,SVC,和SVG的光伏电站和风力发电场;(2)PMU和故障记录装置在所有的750千伏变电站和一些330千伏变电站;(3)±800千伏直流转换器站;(4)PMU和故障记录装置在110 kV变电站附近集合±800千伏直流转换器站;(5)750 kV / 330 kV / 110 kV输电线路和一些35 kV输电线路在光伏电站和风力农场。

4.1。在光伏逆变器参数站8

介绍了测试结果的PV站8。它的容量为100兆瓦,连接到19站集合。有两种类型的光伏逆变器、串联光伏逆变器和集中式光伏逆变器,如图所示6。串联光伏逆变器的关键参数表2和表3给出了关键参数的集中式光伏逆变器。

串联光伏逆变器的原始和修改控制参数和集中式光伏逆变器在光伏站8中给出了表4。为了避免SVC或SVG断开实验期间,SVC和SVG的电压保护设定值调整到0.6U_N和1.2U_N,在那里U_N是它的额定电压。

4.2。实验结果

上有一个接地故障相附近的330千伏输电线路3-19站3。输电线路的电压和电流波形PMU给出的数据7和8。图9功率和频率波形。实验结果表明,这条线的电压在相位下降明显由于接地故障,和瞬时短路故障发生时发生。

数据10和11目前集中式光伏逆变器的输出电压和电流波形在PV车站8。并给出其输出有源和无功功率在图12。

数据13和14目前串联光伏逆变器的输出电压和电流波形在PV车站8。并给出其输出有源和无功功率在图15。

数据16和17目前的电压和电流波形的公共连接点(PCC)一度光伏站8。PCC的功率流值在图给出18。

数据19和20.目前的电压和电流波形在另一个点的公共连接点(PCC)光伏站8。PCC的功率流值在图给出21。

表5给出了在主变压器的高压侧电压值在750千伏和330千伏变电站;传输线上的电压值在表6。前的电压故障,在故障发生时的电压。

5。结论

光伏逆变器的动态性能在光伏站8人工接地故障验证提出的主动控制策略的支持,这意味着RES极端故障条件下有抗干扰的能力,所以它是RES实际调节电压和频率。有几个见过只在现场工程测试结果:(1)通过现场测试,很明显,数量的光伏逆变器发生短路故障时断开。然而,这并没有发生在故障模拟装置实验。(2)阻塞和断开的SVC和SVG被发现在两个光伏电站和变电站。因此,参数修改或设备升级是合理的解决方案。(3)测试结果反映电网运行的潜在风险,揭示诱发因素的电力系统仿真实验中没有显示不稳定。(4)机电模拟和电磁模拟实际的方法在电力系统和RES研究中,但是他们不能完全反映电磁特性等在极端条件下接地故障和瞬态电压凹陷。(5)优秀的现场工程试验证明的好处。

数据可用性

使用的数据来支持本研究的结果包括在本文中。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突有关的出版。

确认

这项工作得到了青海省科技项目(批准号2018 - gx - a6)和国家电网科电力公司张家口Chongli地区供电分公司科技项目。