CN103475035A - 一种发电系统无功控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种发电系统无功控制方法，利用对应于发电系统内各发电单元的无功指令控制该发电单元的无功输出，无功指令包括系统分派无功指令分量和单元特定无功指令分量之和；系统分派无功指令分量根据发电场为稳定公共连接点电压水平所需系统总无功指令分解至发电场内无功补偿装置及各发电单元确定；单元特定无功指令分量根据发电单元对应的前级等效阻抗、发电单元的输出功率、端口电压、单元特定无功支持系数和无功限幅值确定。本发明充分利用发电单元无功输出能力，降低发电场无功控制系统成本；实现发电场分层、分区无功补偿；大大提升各节点无功控制精度，有效消除发电场内整体和局部无功过补或欠补现象。

Description

一种发电系统无功控制方法

技术领域

本发明涉及一种对风电场、光伏场等分布式发电系统进行无功控制的方法。

背景技术

随着风电场、光伏场等分布式发电系统的迅速发展，分布式发电系统对电网稳定性的影响、对电网的适应性等系统级问题日益受到关注，其中，无功控制方法是分布式发电系统控制中倍受关注的问题。相对于传统的发电系统（如水电厂、火电厂），分布式发电系统一般具有明显的分布式、波动性的特点，与传统的水电厂、火电厂发电系统比较，其无功控制方法要复杂和困难得多。

如图1所示，分布式发电系统通常具有如下典型的分布式结构：分布式发电系统与外部主电网相连的一般是110kV或220kV高压母线（即发电场的公共连接点PCC），发电场内的主变压器将高压母线变换为35kV或10kV中压母线。发电场内通常设置多条汇集线，将各发电单元组连接至中压母线。各发电单元组包含若干发电单元（如风力发电机组，光伏发电单元等），由于物理分布的原因，各汇集线的总长度可能不同，各发电单元的接入位置也存在差异。各发电单元通常设置箱式变压器，用于将汇集线电压变换为与发电单元适配的低压母线（通常为270V、320V、690V等）。为了提升发电场的电压稳定性，通常在主变压器副边的中压母线上配置集中的无功补偿装置SVC或SVG等。

分布式发电系统的无功控制目前尚处于起步阶段，多数采用人工控制或如下简单分配的控制方法：分布式发电场一般将电网调度部门下发的公共连接点（PCC）的目标电压作为生成发电场整体无功给定的依据，再根据此无功给定优先投切或调节发电场内的无功补偿装置（如SVC、SVG等）；当无功补偿装置容量不足时，将无功差额进行平均分配或者依据各发电单元的无功能力进行分配等简单分配方式分摊到各发电单元。

现有分布式发电系统的无功控制方法存在如下缺陷：

1、发电场无功控制系统的自动化程度低、投资成本高。现有无功控制方法一般优先利用集中的无功补偿装置，当无功补偿装置容量不足时，只能将无功差额进行简单分配至各发电单元，难于充分利用发电单元的无功能力，从而需增大发电场无功补偿装置的容量，造成发电场无功控制系统投资成本的增加。

2、现有无功控制方法难于实现在稳定发电场公共连接点PCC电压水平的同时，稳定各发电单元的端口电压。现有无功控制方法的主要目标在于稳定发电场公共连接点PCC的电压水平，但是容易造成发电场整体和局部无功过补或欠补现象，即使在公共连接点PCC的电压水平正常的情况下，由于发电场内配电器件及汇集线路的阻抗较大，各发电单元的端口电压仍可能出现异常，并在控制上引发系统稳定性的下降。

发明内容

本发明要解决的技术问题是，提供一种发电系统无功控制方法，克服现有发电系统无功控制方法使得无功控制系统自动化程度低、投资成本高、难于实现在稳定发电场公共连接点PCC电压水平的同时稳定各发电单元端口电压的缺陷。

本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：提供一种发电系统无功控制方法，利用对应于发电系统内各发电单元的无功指令控制该发电单元的无功输出，其特征在于，所述无功指令包括系统分派无功指令分量和单元特定无功指令分量之和；其中：

所述系统分派无功指令分量根据发电场为稳定公共连接点的电压水平所需系统总无功指令分解至发电场内的无功补偿装置及各发电单元确定；

所述单元特定无功指令分量根据所述发电单元对应的前级等效阻抗、发电单元的输出功率、端口电压、单元无功支持系数和无功限幅值确定。

在本发明的发电系统无功控制方法中，所述前级等效阻抗为从公共连接点PCC的高压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗，或所述前级等效阻抗为从主变压器的副边的中压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗。

在本发明的发电系统无功控制方法中，所述系统分派无功指令分量为其中，Q_{cmd_pcc}为系统总无功指令，Q_{comp_pcc}为发电场内无功补偿装置的可用容量，N为实际运行的发电单元数量。

在本发明的发电系统无功控制方法中，采用比例调节法生成发电场基本总无功功率指令：

Q_{cmd_pcc_raw}＝k_p(V_{cmd_pcc}-V_pcc)

或采用比例-积分调节法生成发电场基本总无功功率指令：

$Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}\_\mathrm{raw}}=(k_p+\frac{k_i}{s})(V_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}-V_{\mathrm{pcc}})$

其中，V_{cmd_pcc}为系统公共连接点的目标电压，V_pcc为系统公共连接点的实际电压，k_p为比例调节系数，k_i为积分调节系数，s为拉普拉斯变换算子；

根据发电系统的无功能力，对上述基本总无功功率指令进行上、下限幅处理，获得发电场总无功功率指令：

Q_{cmd_pcc}=Limit(Q_{cmd_pcc_raw})

各发电单元的所述系统分派无功指令分量为：

$Q_{c1}=K_{c1}\frac{Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}}{N}$

其中，N为实际运行的发电单元数量，K_c1为系统分派无功支持系数，默认值为0≤K_c1≤1，K_c1可取常数，也可以是根据发电单元的运行状态动态调整的变量。

在本发明的发电系统无功控制方法中，所述发电单元对应的前级等效阻抗采用前端串联阻抗X1、并联阻抗X_m、后端串联阻抗X2构成的T型阻抗网络等效，所述单元特定无功指令分量为 $Q_{c2}=K_{c20}{Q}_0+K_{c21}{Q}_1=K_{c20}\frac{{V_s}^2}{X_m}+K_{c21}\frac{P^2}{{V_s}^2}{X}_T,$ 其中，V_s为发电单元端口电压，P为发电单元当前实际输出功率，K_c20,K_c21分别为针对并联阻抗和串联阻抗的单元特定无功支持系数，X_T为合成串联阻抗，0≤K_c20≤1，0≤K_c21≤1，K_c20、K_c21不同时为零；X_T=X1＋X2。

在本发明的发电系统无功控制方法中，所述发电单元对应的前级等效阻抗采用前端串联阻抗X1、并联阻抗X_m、后端串联阻抗X2构成的T型阻抗网络等效，所述单元特定无功指令分量为

其中，V_s为发电单元端口电压，P为发电单元当前实际输出功率，K_c21为针对串联阻抗的单元无功支持系数，X_T为合成串联阻抗，0<K_c21≤1，X_T=X1＋X2。

实施本发明的发电系统无功控制方法，与现有技术比较，其有益效果是：

1．提升无功控制系统的自动化程度，能够充分利用发电单元本身的无功输出能力，降低发电场在无功控制系统上的投资成本；

2．在风电场、光伏场等分布式发电系统中，兼顾了稳定公共连接点PCC电压水平及提升发电场内部各发电单元端口电压控制稳定性的要求，在发电场内实现了分层、分区的无功补偿；

3．对于各发电单元物理布局差异较大的场合，由于各发电单元采用了较为准确的前级等效阻抗来分别计算其单元特定无功指令分量，各节点无功控制的精度大大提升，可有效消除发电场内整体和局部的无功过补或欠补现象。

附图说明

图1是分布式发电系统的典型结构图。

图2是分布式发电单元的简化电路原理图。

图3是添加单元特定无功指令分量前的电压相量关系图。

图4是本发明发电系统无功控制方法中系统分派无功指令分量的等效原理图。

图5是本发明发电系统无功控制方法中系统分派无功指令分量、单元特定无功指令分量的等效原理图。

图6是本发明发电系统无功控制方法中实现单元特定无功指令分量后发电单元的端口电压与前级等效阻抗上产生的电压降的相量关系图。

具体实施方式

下面将结合附图及实施例对本发明作进一步说明。

本发明的发电系统无功控制方法是利用对应于发电系统内各发电单元的无功指令控制该发电单元的无功输出，无功指令包括系统分派无功指令分量和单元特定无功指令分量之和。

其中，系统分派无功指令分量和单元特定无功指令分量均可由发电系统的控制系统产生，也可其中一个无功指令分量由发电系统的控制系统产生、另一个无功指令分量由发电单元产生，或两个无功指令分量均由发电单元产生，均能够实现本发明目的。

上述系统分派无功指令分量根据发电场为稳定公共连接点（PCC）的电压水平所需系统总无功指令分解至发电场内的无功补偿装置（SVC或SVG）及各发电单元确定。

上述单元特定无功指令分量根据发电单元对应的前级等效阻抗、发电单元的输出功率、端口电压、单元无功支持系数和无功限幅值确定。

具体详述如下：

对于典型的分布式发电系统，假设A、B、C三相完全对称，采用相量模型来进行稳态分析。某发电单元对应的前级等效阻抗，可定义为从公共连接点PCC的高压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗，也可定义为从主变压器的副边的中压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗。根据电路简化原理，所述发电单元对应的前级等效阻抗，一般可采用T型阻抗网络来等效，包括前端串联阻抗X1，并联阻抗X_m，后端串联阻抗X2。

如图2所示，电压源中，

为主电网的电压相量（其模值记为V₀），X₀为发电场对外输电线路的阻抗，

为发电场公共连接点PCC的电压相量（其模值记为V_g）。此时发电单元的前级等效阻抗对应从公共连接点PCC的高压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗。发电单元的前级等效阻抗采用T型阻抗网络来等效时，X₁为前端串联阻抗，X₂为后端串联阻抗，X_m为并联阻抗。对于发电单元，

为其端口电压相量（其模值记为V_s），为其输出电流相量（其模值记为I），当仅输出有功功率时，发电单元可等效为一个负电阻R。图2中，根据系统无功控制电压对应位置的不同，也可将X₀定义为发电场中压母线至主电网的等效阻抗（包括发电场对外输电线路及主变压器的阻抗），

定义为发电场中压母线的电压相量（其模值记为V_g）。此时发电单元的前级等效阻抗对应从主变压器副边的中压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗。本发明的发电系统无功控制方法在上述两种定义方式下的工作原理相同。

如图3所示，即使整个发电场的公共连接点PCC的电压水平正常，当发电单元输出有功功率时，由于前级等效阻抗的存在，仍会在前级等效阻抗产生可观的压降，从而影响到发电单元的端口电压V_s。一般由于X_m>>X₁(X₂)，可记合成串联阻抗为X_T=X₁+X₂。假设发电单元的输出有功功率为P，此时在前级等效阻抗上产生的压降为，

该压降与发电单元的端口电压

呈正交关系，会造成发电单元的端口电压低于发电场公共连接点PCC电压（考虑变压器对电压的变比折算关系）。且随着发电单元有功功率P的加大，二者的差值会越来越大。一般发电单元的输出电流能力有限，故其端口电压的降低会影响实际发电能力（即有功功率的限值），并会降低控制上的稳定性。

如图4所示，在本发明的发电系统无功控制方法中，对于发电场公共连接点PCC的电压V_g的稳定，除了利用无功补偿装置（SVC或SVG）的无功输出能力外，还充分利用了现代发电单元的无功输出能力。各发电单元的无功控制指令中包含系统分派无功指令分量。系统分派无功指令分量由发电场稳定公共连接点PCC的电压水平所需的系统总无功指令分解至发电场内的无功补偿装置及各发电单元而来。系统分派无功指令分量的实现由图4发电单元中的电容C1体现。

系统分派无功指令分量的产生包括但不限于如下方法。

方法一，发电场直接接受电网调度部门下达的总无功功率指令Q_{cmd_pcc}，扣除发电场内无功补偿装置的可用容量Q_{comp_pcc}后，再分配至各发电单元，作为其系统分派无功指令分量。

$Q_{c1}=\frac{Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}-Q_{\mathrm{comp}\_\mathrm{pcc}}}{N}$

其中N为实际运行的发电单元数量，各发电单元在执行Q_c1指令时，通常还会受其无功输出的限定值制约。

方法二，发电场接受电网调度部门下达的公共连接点（PCC）的目标电压V_{cmd_pcc}，以此作为生成发电场总无功功率指令的依据。发电场基本的总无功功率指令的生成可采用比例调节的方法，如

$Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}\_\mathrm{raw}}=k_p(V_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}-V_{\mathrm{pcc}})$

或者采用比例-积分调节的方法，如

$Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}\_\mathrm{raw}}=(k_p+\frac{k_i}{s})(V_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}-V_{\mathrm{pcc}})$

其中，V_pcc为公共连接点（PCC）的实际电压，k_p为比例调节系数，k_i为积分调节系数，s为拉普拉斯变换算子。

根据发电系统的无功能力，对上述基本的总无功功率指令进行上、下限幅处理后，获得总无功功率指令：

Q_{cmd_pcc}＝Limit(Q_{cmd_pcc_raw})

基于发电场的总无功功率指令，各发电单元的系统分派无功指令分量可采用如下的简化算式：

$Q_{c1}=K_{c1}\frac{Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}}{N}$

其中N为实际运行的发电单元数量，K_c1为系统分派无功支持系数，默认值为0≤K_c1≤1，可以是常数，也可以是根据发电单元的运行状态动态调整的变量。例如，在发电单元输出功率高时K_c1取大一些，在发电单元输出功率低时K_c1取小一些。各发电单元在执行Q_c1指令时，通常还会受其无功输出的限定值制约。

如图5所示，同时，为了消除或缓解发电单元前级阻抗造成的对公共连接点PCC的无功消耗，特别是在发电单元输出有功功率条件下造成的对发电单元端口电压的影响，在本发明的发电系统无功控制方法中，对于各发电单元，其无功指令还设置有单元特定无功指令分量。单元特定无功指令分量根据发电单元对应的前级等效阻抗、发电单元的输出功率、端口电压，并结合相关补偿系数和无功限幅值生成。特别地，单元特定无功指令分量可采用如下的简化算式：

$Q_{c2}=K_{c20}{Q}_0+K_{c21}{Q}_1=K_{c20}\frac{{V_s}^2}{X_m}+K_{c21}\frac{P^2}{{V_s}^2}{X}_T$

其中V_s为发电单元端口电压，P为发电单元当前实际输出功率，K_c20,K_c21分别为针对并联和串联阻抗的单元特定无功支持系数，0≤K_c20≤1，0≤K_c21≤1，K_c20、K_c21不同时为零。单元特定无功指令分量的实现由图5的发电单元中的电容C2体现。

当发电单元实现了上述特定无功指令分量后，其端口电压

相关的相量图变化如图6所示，其中：

其中，I_R对应发电单元输出有功功率的有功输出电流，I_C2对应发电单元在单元特定无功指令分量作用下的无功输出电流，j为虚数单位，X_T为合成串联阻抗，一般由于X_m>>X₁(X₂)，可记合成串联阻抗为X_T=X₁+X₂，Q_C2为发电单元特定无功指令分量，P为发电单元当前实际输出功率。

通过选取合理的单元特定无功指令分量，可以使得发电单元的端口电压接近于发电场公共连接点PCC电压（考虑变压器对电压的变比折算关系），且可以自动适应发电单元有功功率P的变化，从而保证了发电单元的实际出力能力（即有功功率的限值）和控制上的稳定性；同时从公共连接点PCC看来，其电压相量

与发电单元的输出电流相量

基本同向（考虑变压器对电压的相位折算关系后），即相关的无功损耗得到了有效补偿。这里，发电单元根据本发明所提出的控制方法和无功指令，可输出适当数量的容性无功，自动全部或部分抵消了前级阻抗上消耗的无功功率，并自动全部或部分抵消了前级阻抗对发电单元端口电压造成的影响。

与图3所示的未添加单元特定无功指令分量前的电压相量关系图比较，本发明的发电系统无功控制方法由于单元特定无功指令分量的实施，发电单元发出的对应无功功率会影响其在前级阻抗产生的压降。该压降

不再与发电单元的端口电压

呈正交关系，从而可使得发电单元的端口电压接近于发电场公共连接点PCC电压（考虑变压器对电压的变比折算关系），且能自动适应发电单元有功功率P的变化，最终会提升控制上的稳定性。

单元特定无功指令分量Q_C2的产生包括但不限于如下具体方法。

方法一，各发电单元的单元特定无功指令分量对应发电单元输出有功功率P在上述前级合成串联阻抗X_T引发的无功消耗Q₁。此时单元特定无功指令分量可采用如下的简化算式：

$Q_{c2}=K_{c21}{Q}_1=K_{c21}\frac{P^2}{{V_s}^2}{X}_T$

其中V_s为发电单元端口电压，P为发电单元当前实际输出功率，K_c21为针对串联阻抗的单元特定无功支持系数，一般0<K_c1≤1，默认值可取1。其中，前级合成串联阻抗X_T可采用人为设定的方式输入。

方法二，各发电单元的单元特定无功指令分量由两部分构成，第一部分对应上述前级并联阻抗X_m引发的无功消耗Q₀，第二部分对应发电单元输出有功功率P在上述前级合成串联阻抗X_T引发的无功消耗Q₁。此时单元特定无功指令分量可采用如下的简化算式：

$Q_{c2}=K_{c20}{Q}_0+K_{c21}{Q}_1=K_{c20}\frac{{V_s}^2}{X_m}+K_{c21}\frac{P^2}{{V_s}^2}{X}_T$

其中V_s为发电单元端口电压，P为发电单元当前实际输出功率，K_c20,K_c21分别为针对并联阻抗补偿和串联阻抗的单元特定无功支持系数，0≤K_c20≤1，0≤K_c21≤1，K_c20、K_c21不同时为零，默认值均可取1。其中，前级并联阻抗X_m及合成串联阻抗X_T可采用自动计算的方式获得，即向发电场无功控制系统或者各发电单元输入发电场的系统结构、各配电器件和汇集线路参数，再由系统或者各发电单元按照戴维南定律对前级线路进行简化等效。前级并联阻抗X_m及合成串联阻抗X_T也可采用电力行业的阻抗在线测量方法获得。

Claims (6)

1.一种发电系统无功控制方法，利用对应于发电系统内各发电单元的无功指令控制该发电单元的无功输出，其特征在于，所述无功指令包括系统分派无功指令分量和单元特定无功指令分量之和；其中：

所述系统分派无功指令分量根据发电场为稳定公共连接点的电压水平所需系统总无功指令分解至发电场内的无功补偿装置及各发电单元确定；

所述单元特定无功指令分量根据所述发电单元对应的前级等效阻抗、发电单元的输出功率、端口电压、单元无功支持系数和无功限幅值确定。

2.如权利要求1所述的发电系统无功控制方法，其特征在于，所述前级等效阻抗为从公共连接点PCC的高压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗，或所述前级等效阻抗为从主变压器的副边的中压母线至发电单元之前的所有配电器件及汇集线路的等效阻抗。

3.如权利要求2所述的发电系统无功控制方法，其特征在于，所述系统分派无功指令分量为

其中，Q_{cmd_pcc}为系统总无功指令，Q_{comp_pcc}为发电场内无功补偿装置的可用容量，N为实际运行的发电单元数量。

4.如权利要求2所述的发电系统无功控制方法，其特征在于，采用比例调节法生成发电场基本总无功功率指令：

Q_{cmd_pcc_raw}＝k_p(V_{cmd_pcc}-V_pcc)

或采用比例-积分调节法生成发电场基本总无功功率指令：

$Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}\_\mathrm{raw}}=(k_p+\frac{k_i}{s})(V_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}-V_{\mathrm{pcc}})$

其中，V_{cmd_pcc}为系统公共连接点的目标电压，V_pcc为系统公共连接点的实际电压，k_p为比例调节系数，k_i为积分调节系数，s为拉普拉斯变换算子；

根据发电系统的无功能力，对上述基本总无功功率指令进行上、下限幅处理，获得发电场总无功功率指令：

Q_{cmd_pcc}=Limit(Q_{cmd_pcc_raw})

各发电单元的所述系统分派无功指令分量为：

$Q_{c1}=K_{c1}\frac{Q_{\mathrm{cmd}\_\mathrm{pcc}}}{N}$

其中，N为实际运行的发电单元数量，K_c1为系统分派无功支持系数，默认值为0≤K_c1≤1，K_c1可取常数，也可以是根据发电单元的运行状态动态调整的变量。

5.如权利要求1至4之一所述的发电系统无功控制方法，其特征在于，所述发电单元对应的前级等效阻抗采用前端串联阻抗X1、并联阻抗X_m、后端串联阻抗X2构成的T型阻抗网络等效，所述单元特定无功指令分量为 $Q_{c2}=K_{c20}{Q}_0+K_{c21}{Q}_1=K_{c20}\frac{{V_s}^2}{X_m}+K_{c21}\frac{P^2}{{V_s}^2}{X}_T,$ 其中，V_s为发电单元端口电压，P为发电单元当前实际输出功率，K_c20,K_c21分别为针对并联阻抗和串联阻抗的单元特定无功支持系数，X_T为合成串联阻抗，0≤K_c20≤1，0≤K_c21≤1，K_c20、K_c21不同时为零；X_T=X1＋X2。

6.如权利要求1至4之一所述的发电系统无功控制方法，其特征在于，所述发电单元对应的前级等效阻抗采用前端串联阻抗X1、并联阻抗X_m、后端串联阻抗X2构成的T型阻抗网络等效，所述单元特定无功指令分量为

其中，V_s为发电单元端口电压，P为发电单元当前实际输出功率，K_c21为针对串联阻抗的单元无功支持系数，X_T为合成串联阻抗，0<K_c21≤1，X_T=X1＋X2。

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