CN112653156A - 一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法 - Google Patents

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CN112653156A CN202110006850.2A CN202110006850A CN112653156A CN 112653156 A CN112653156 A CN 112653156A CN 202110006850 A CN202110006850 A CN 202110006850A CN 112653156 A CN112653156 A CN 112653156A
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Abstract

本发明提供一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法，获取区域内动态无功补偿设备的容量，将区域内所有线路可控高抗和静止同步补偿器设备作为协调控制对象，闭锁线路可控高抗，静止同步补偿器投入运行，若系统没有发生故障，静止同步补偿器无功输出满足依据，切换静止同步补偿器控制模式后闭锁，解锁线路可控高抗，比较静止同步补偿器无功输出与可控高抗单次可调容量大小，进行可控高抗升档操作或者可控高抗降档操作；当检测到系统发生故障扰动后，退出协调控制系统，线路可控高抗保持故障前档位运行，静止同步补偿器独立执行设备本身控制策略，当系统恢复稳定运行后，切换至协调控制模式。

Description

一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法
技术领域
本发明涉及电力系统领域，尤其涉及一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法。
背景技术
近年来风能、太阳能等新能源发电技术蓬勃发展，发电容量不断提高，2019年我国新能源装机容量达到4.1亿千瓦，占全国总装机容量的比重达到20.6％。发电随着新能源发电的快速发展，大规模新能源集中并网对电网运行带来了日益严峻的挑战。
由于新能源资源与负荷中心呈现明显逆向分布特点，在我国风电多采用“大规模集中开发，远距离传输”的模式，由于通道大规模远距离输电，线路充电功率大，并且存在部分变电站为开关站，缺乏低电压等级电网支撑，常规固定高抗在协调无功平衡和控制过电压方面存在困难。在新能源集中送出地区负荷通常较小，大规模风电接入导致电网等效负荷峰谷差变大，无功调节手段不足，使电压调控难度越来越大，表现为低谷负荷期间部分地区电压偏高、高峰负荷期间部分地区电压偏低。全网充电功率补偿度虽满足要求，但局部电网补偿度不足，在系统负荷较低情况下可能出现局部电压偏高的问题。
由于新能源出力具有间歇性和波动性特点，使得局部电网对新能源接纳能力有限。非故障状态时，新能源出力的随机性会导致电网潮流的不确定，无功需求变化幅度大，变化速度快，导致电压波动过大，为防止发生电网电压越限，则会限制风电和光伏出力，出现弃风弃光现象。在新能源电站一般部署了静止无功补偿器或静止同步补偿器用于应对并网点电压的波动性，但这种控制无法控制场站群功率汇集点处的电压，只适合小型新能源场站。某个风电场因故障脱网时，由于线路轻载和无功补偿设备未能快速动作，区域电压在故障切除后出现“骤升”，进而导致临近风电场由于过电压保护动作而连锁脱网，形成大规模风机连锁脱网故障。因此，需要协调控制多种无功源间的无功出力，达到提升电压水平，提高新能源消纳的效果。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法，静步同步补偿器能够发出或吸收无功功率，与传统的无功补偿装置相比，具有调节连续、谐波小、损耗低、运行范围宽、可靠性高、调节速度快的优点。
可控高抗装置主要用于解决长距离重载线路限制过电压和无功补偿的矛盾，具有调节系统无功、提高线路输送能力、提高系统稳定性的功能。
所述方法包括以下步骤：
(1)获取区域内动态无功补偿设备的容量，将区域内所有线路可控高抗和静止同步补偿器设备作为协调控制对象。利用协调控制系统获取区域内所有静止同步补偿器的总容量，单台静止同步补偿器的容量为SSTAT，共有n台静止同步补偿器，总的无功容量为SALLMAX。感性无功为正值，容性无功为负值。
Figure BDA0002883817720000031
每组分级式线路并联可控高抗可调节容量为SH，线路可控高抗级数为m，得到线路可控高抗单次升降档的容量为△Q。
△Q＝SH/m
(2)进行初始化设置，将区域内所有静止同步补偿器无功输出的初值置0，每组线路可控高抗投入容量ST为0，闭锁线路可控高抗，静止同步补偿器投入运行，采用定电压控制模式，被控母线电压参考值为静止同步补偿器所接变电站高压侧母线额定电压。
将线路可控高抗升降档的顺序进行排序，升档操作顺序为：线路首端第1档、线路末端第1挡、线路首端第2挡、线路末端第2挡……以此类推，直到可控高抗全部投入。降档操作的顺序与升档顺序相反。
(3)稳态时协调控制策略
在所述步骤3中包括如下步骤：
(3-1)当区域内新能源功率波动引起电压变化时，静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL，感性无功为正，容性无功为负。若满足以下判据则执行步骤(3-2)，若不满足仍执行步骤(3-1)：
|SALL|≥ΔQ或SALL＝SALLMAX
△t≥T
其中，△t为|SALL|持续大于△Q或SALL持续等于SALLMAX的时间，T为设定值。
(3-2)将静止同步补偿器控制模式由定电压控制切换至定无功功率控制，无功功率参考值为零，同时闭锁静止同步补偿器，解锁线路可控高抗。
(3-3)若SALL≥△Q或SALL＝SALLMAX，SALL＞0，按照步骤2中确定的可控高抗调节顺序实施升档操作，每当实施一次升档操作后执行步骤(3-4)，当线路可控高抗达到最大档位时，返回步骤(3-1)；
若SALL≤-△Q或SALL＝SALLMAX，SALL＜0，按照步骤2中确定的可控高抗调节顺序实施降档操作，每当实施一次降档操作后执行步骤(3-4)，当可控高抗达到最低档位时，返回步骤(3-1)；
(3-4)解锁静止同步补偿器，同时闭锁线路可控高抗，返回步骤(3-1)。
(4)紧急控制策略
当检测到系统发生故障扰动后，退出协调控制系统，线路可控高抗保持故障前档位运行，静止同步补偿器独立执行设备本身控制策略，当系统恢复稳定运行后，切换至协调控制模式。故障形式包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳单双故障、线路无故障开断。
技术效果
能够快速高效地调节线路可控高抗与静止同步补偿器设备的无功输出，抑制新能源出力频繁变化导致的电网电压波动，在确保电压水平合格的前提下，协调动态静止同步补偿器在稳定运行时使预留出更多的无功储备容量，为系统发生严重故障时提供无功电压支撑。
通过本发明可以得到在满足电网电压合格前提下线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法，最大限度的为系统预留动态无功补偿容量，满足系统稳态和暂态扰动下电压控制的要求。可以减少电网调度运行方式人员稳态调压工作量，在保证电网安全性的基础下提高新能源的消纳水平。
附图说明
通过参考下面的附图，可以更为完整地理解本发明的示例性实施方式：
图1为一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法流程图；
图2为新能源外送系统电网结构图；
图3为新能源有功功率波动曲线；
图4为采用协调控制方法后可控高抗无功功率曲线；
图5为无协调控制时可控高抗无功功率曲线；
图6为采用协调控制方法后静止同步补偿器无功功率曲线；
图7为无协调控制时静止同步补偿器无功功率曲线。
具体实施方式
现在参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
除非另有说明，此处使用的术语(包括科技术语)对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
下面详细描述本发明的实施例，所述实施例的示例在附图中示出，其中自始至终相同或类似的标号表示相同或类似的元件或具有相同或类似功能的元件。下面通过参考附图描述的实施例是示例性的，旨在用于解释本发明，而不能理解为对本发明的限制。
由于新能源资源与负荷中心呈现明显逆向分布特点，在我国风电多采用“大规模集中开发，远距离传输”的模式，由于通道大规模远距离输电，线路充电功率大，并且存在部分变电站为开关站，缺乏低电压等级电网支撑，常规固定高抗在协调无功平衡和控制过电压方面存在困难。在新能源集中送出地区负荷通常较小，大规模风电接入导致电网等效负荷峰谷差变大，无功调节手段不足，使电压调控难度越来越大，表现为低谷负荷期间部分地区电压偏高、高峰负荷期间部分地区电压偏低。全网充电功率补偿度虽满足要求，但局部电网补偿度不足，在系统负荷较低情况下可能出现局部电压偏高的问题。
由于新能源出力具有间歇性和波动性特点，使得局部电网对新能源接纳能力有限。非故障状态时，新能源出力的随机性会导致电网潮流的不确定，无功需求变化幅度大，变化速度快，导致电压波动过大，为防止发生电网电压越限，则会限制风电和光伏出力，出现弃风弃光现象。在新能源电站一般部署了静止无功补偿器或静止同步补偿器用于应对并网点电压的波动性，但这种控制无法控制场站群功率汇集点处的电压，只适合小型新能源场站。某个风电场因故障脱网时，由于线路轻载和无功补偿设备未能快速动作，区域电压在故障切除后出现“骤升”，进而导致临近风电场由于过电压保护动作而连锁脱网，形成大规模风机连锁脱网故障。因此，需要协调控制多种无功源间的无功出力，达到提升电压水平，提高新能源消纳的效果。
针对现有技术的不足，本发明提供一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法，静步同步补偿器能够发出或吸收无功功率，与传统的无功补偿装置相比，具有调节连续、谐波小、损耗低、运行范围宽、可靠性高、调节速度快的优点。
可控高抗装置主要用于解决长距离重载线路限制过电压和无功补偿的矛盾，具有调节系统无功、提高线路输送能力、提高系统稳定性的功能。
第一步，获取区域内动态无功补偿设备的容量，将区域内所有线路可控高抗和静止同步补偿器设备作为协调控制对象，利用协调控制系统获取区域内所有静止同步补偿器的总容量，单台静止同步补偿器的容量为SSTAT，共有n台静止同步补偿器，总的无功容量为SALLMAX，感性无功为正值，容性无功为负值；
单台静止同步补偿器的容量为SSTAT，共有n台静止同步补偿器，总的无功容量为SALLMAX
Figure BDA0002883817720000071
第二步，将区域内所有静止同步补偿器无功输出的初值置0，每组线路可控高抗投入容量ST为0，闭锁线路可控高抗，静止同步补偿器投入运行，采用定电压控制模式，被控母线电压参考值为静止同步补偿器所接变电站高压侧母线额定电压。
将线路可控高抗升降档的顺序进行排序，升档操作顺序为：线路首端第1档、线路末端第1挡、线路首端第2挡、线路末端第2挡……以此类推，直到可控高抗全部投入。降档操作的顺序与升档顺序相反。
第三步，检测系统是否发生故障扰动，若没有发生故障，则判断静止同步补偿器无功输出是否满足依据，若满足判据，将静止同步补偿器控制模式由定电压控制切换至定无功功率控制，无功功率参考值为零，同时闭锁静止同步补偿器，解锁线路可控高抗；若不满足判据，静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
第四步，比较静止同步补偿器无功输出之和SALL与可控高抗单次可调容量△Q大小；若静止同步补偿器无功输出之和SALL小于等于可控高抗单次可调容量△Q的负值，或静止同步补偿器无功输出之和SALL等于总的无功容量SALLMAX，并且静止同步补偿器无功输出之和SALL小于零时，可控高抗调节顺序实施降档操作，每当实施一次降档操作后，解锁静止同步补偿器，同时闭锁线路可控高抗；当可控高抗达到最低档位时，静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
第五步，若静止同步补偿器无功输出之和SALL大于等于可控高抗单次可调容量△Q的值，或静止同步补偿器无功输出之和SALL等于总的无功容量SALLMAX，并且静止同步补偿器无功输出之和SALL大于零时，确定的可控高抗调节顺序实施升档操作，每当实施一次升档操作后，解锁静止同步补偿器，同时闭锁线路可控高抗，当线路可控高抗达到最大档位时，静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
第六步，当检测到系统发生故障扰动后，退出协调控制系统，线路可控高抗保持故障前档位运行，静止同步补偿器独立执行设备本身控制策略，当系统恢复稳定运行后，切换至协调控制模式。
以上步骤所描述中，每组分级式线路并联可控高抗可调节容量为SH，线路可控高抗级数为m，得到线路可控高抗单次升降档的容量为△Q；
△Q＝SH/m；
升档操作顺序为：线路首端第1档、线路末端第1挡、线路首端第2挡、线路末端第2挡，以此类推，直到可控高抗全部投入。
若满足以下判据则将静止同步补偿器控制模式由定电压控制切换至定无功功率控制，无功功率参考值为零，同时闭锁静止同步补偿器，解锁线路可控高抗，若不满足则静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
|SALL|≥ΔQ或SALL＝SALLMAX
△t≥T
其中，△t为|SALL|持续大于△Q或SALL持续等于SALLMAX的时间，T为设定值。
出现当检测到系统发生故障形式包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳单双故障、线路无故障开断。
本实施例以实际电网为例，说明一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法的实现步骤：
(1)获取区域内动态无功补偿设备的容量
以蒙东电网锡林郭勒风电送出系统为例建立如图2所示新能源集中外送系统，灰腾梁地区主要为风电集中区域，风电汇集至500kV灰腾梁变，消纳装机容量约1500MW的清洁能源，通过500kV汗-白-腾-塔作为500kV主网架外送电力。在白音高勒-灰腾梁双回线路上装设有可控高抗，在白音高勒、灰腾梁站变压器第3绕组装设静止同步补偿器。将锡林郭勒地区的线路可控高抗和静止同步补偿器作为协调控制对象。
白音高勒和灰腾梁站各有一台容量为50Mvar的静止同步补偿器，每台静止同步补偿器输出容量为-50Mvar(容性)～50Mvar(感性)。总的无功输出容量SALLMAX为-100Mvar(容性)～100Mvar(感性)。
白音高勒-灰腾梁线路高抗共有四组，双回线路首末端各有一组，每组可控高抗固定容量为30Mvar，可调容量SH为300Mvar，线路可控高抗级数为4，得到线路可控高抗单次升降档的容量△Q为75Mvar。
(2)初始化设置
将白音高勒和灰腾梁站静止同步补偿器无功输出的初值置0，白音高勒-灰腾梁线路可控高抗投入容量ST为0，闭锁线路可控高抗，静止同步补偿器投入运行，采用定电压控制模式，分别控制白音高勒和灰腾梁站500kV母线电压。
将白音高勒-灰腾梁线路可控高抗升降档的顺序进行排序，升档操作顺序为：
白音高勒-灰腾梁I回线首端第1档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第1档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第1档、白音高勒-灰腾梁II回线末端第1档、白音高勒-灰腾梁I回线首端第2档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第2档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第2档、白音高勒-灰腾梁II回线末端第2档、白音高勒-灰腾梁I回线首端第3档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第3档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第3档、白音高勒-灰腾梁II回线末端第3档、白音高勒-灰腾梁I回线首端第4档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第4档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第4档、白音高勒-灰腾梁II回线末端第4档。
降档操作顺序为：白音高勒-灰腾梁II回线末端第4档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第4档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第4档、白音高勒-灰腾梁I回线首端第4档、白音高勒-灰腾梁II回线末端第3档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第3档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第3档、白音高勒-灰腾梁I回线首端第3档、白音高勒-灰腾梁II回线末端第2档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第2档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第2档、白音高勒-灰腾梁I回线首端第2档、白音高勒-灰腾梁II回线末端第1档、白音高勒-灰腾梁II回线首端第1档、白音高勒-灰腾梁I回线末端第1档、白音高勒-灰腾梁I回线首端第1档。
(3)稳态时协调控制策略
模拟一天中风电有功出力变化，如图3所示。在一天中0:00～8:00时段内，随着风电有功功率减小，锡林郭勒地区电压升高，静止同步补偿器快速增加感性无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL，当静止同步补偿器总感性无功输出达到75Mvar，并且持续时间大约2秒，将静止同步补偿器控制模式由定电压控制切换至定无功功率控制，无功功率参考值为零，同时闭锁静止同步补偿器，解锁线路可控高抗。在2:00时刻左右，线路可控高抗参照预先制定的顺序执行一次升档操作后，解锁静止同步补偿器，同时闭锁线路可控高抗，之后随着风电功率减小，线路可控高抗动作4次后无功输出达到最大值。在16:00～24:00时段内，随着风电有功功率增大，锡林郭勒地区电压降低，静止同步补偿器快速增加容性无功输出抑制电压波动，当静止同步补偿器总容性无功输出达到75Mvar，并且持续时间大约2秒，将静止同步补偿器控制模式由定电压控制切换至定无功功率控制，无功功率参考值为零，同时闭锁静止同步补偿器，解锁线路可控高抗。在18:00时刻左右，线路可控高抗参照预先制定的顺序执行一次降档操作后，解锁静止同步补偿器，同时闭锁线路可控高抗，之后随着风电功率增大，线路可控高抗动作4次后无功输出达到最小值。
图4和图7为采取协调控制前后线路可控高抗和静止同步补偿器总无功输出。可以看出，若不采取协调控制模式而是采用可控高抗与静止同步补偿器独立控制模式，在8:00～16:00时段内，静止同步补偿器感性无功输出均达到最大值，而线路可控高抗无功输出未达到最大值，仍具备一定容量的无功电压调节能力。由于静止同步补偿器相比可控高抗具有响应速度快和连续动态输出无功的特点，因此希望稳态运行时静止同步补偿器能够预留更多无功容量，在系统发生严重故障时提供更多的动态无功支撑。采用本发明提供的协调控制方法后，在全天中大部分时段内，静止同步补偿器无功输出不会超过总容量的50％，可以为严重故障后可能出现的电压稳定问题提供更多无功储备。
技术效果
能够快速高效地调节线路可控高抗与静止同步补偿器设备的无功输出，抑制新能源出力频繁变化导致的电网电压波动，在确保电压水平合格的前提下，协调动态静止同步补偿器在稳定运行时使预留出更多的无功储备容量，为系统发生严重故障时提供无功电压支撑。
通过本发明可以得到在满足电网电压合格前提下线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法，最大限度的为系统预留动态无功补偿容量，满足系统稳态和暂态扰动下电压控制的要求。可以减少电网调度运行方式人员稳态调压工作量，在保证电网安全性的基础下提高新能源的消纳水平。

Claims (8)

1.一种线路可控高抗与静止同步补偿器间的协调控制方法，其特征在于，所述方法包括：
获取区域内动态无功补偿设备的容量，将区域内所有线路可控高抗和静止同步补偿器设备作为协调控制对象，利用协调控制系统获取区域内所有静止同步补偿器的总容量，单台静止同步补偿器的容量为SSTAT，共有n台静止同步补偿器，总的无功容量为SALLMAX，感性无功为正值，容性无功为负值；
闭锁线路可控高抗，静止同步补偿器投入运行，将区域内所有静止同步补偿器无功输出的初值置为零，每组线路可控高抗投入容量ST为零；将线路可控高抗升降档的顺序进行排序，降档操作的顺序与升档顺序相反；
检测系统是否发生故障扰动，若没有发生故障，则判断静止同步补偿器无功输出是否满足依据，若满足判据，将静止同步补偿器控制模式由定电压控制切换至定无功功率控制，无功功率参考值为零，同时闭锁静止同步补偿器，解锁线路可控高抗；若不满足判据，静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
比较静止同步补偿器无功输出之和SALL与可控高抗单次可调容量△Q大小；若静止同步补偿器无功输出之和SALL小于等于可控高抗单次可调容量△Q的负值，或静止同步补偿器无功输出之和SALL等于总的无功容量SALLMAX，并且静止同步补偿器无功输出之和SALL小于零时，可控高抗调节顺序实施降档操作，每当实施一次降档操作后，解锁静止同步补偿器，同时闭锁线路可控高抗；当可控高抗达到最低档位时，静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
若静止同步补偿器无功输出之和SALL大于等于可控高抗单次可调容量△Q的值，或静止同步补偿器无功输出之和SALL等于总的无功容量SALLMAX，并且静止同步补偿器无功输出之和SALL大于零时，确定的可控高抗调节顺序实施升档操作，每当实施一次升档操作后，解锁静止同步补偿器，同时闭锁线路可控高抗，当线路可控高抗达到最大档位时，静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
当检测到系统发生故障扰动后，退出协调控制系统，线路可控高抗保持故障前档位运行，静止同步补偿器独立执行设备本身控制策略，当系统恢复稳定运行后，切换至协调控制模式。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，单台静止同步补偿器的容量为SSTAT，共有n台静止同步补偿器，总的无功容量为SALLMAX
Figure FDA0002883817710000021
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，每组分级式线路并联可控高抗可调节容量为SH，线路可控高抗级数为m，得到线路可控高抗单次升降档的容量为△Q；
△Q＝SH/m；
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，升档操作顺序为：线路首端第1档、线路末端第1挡、线路首端第2挡、线路末端第2挡，以此类推，直到可控高抗全部投入。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，若满足以下判据则将静止同步补偿器控制模式由定电压控制切换至定无功功率控制，无功功率参考值为零，同时闭锁静止同步补偿器，解锁线路可控高抗，若不满足则静止同步补偿器快速调整无功输出抑制电压波动，获取区域内所有静止同步补偿器无功输出之和SALL；
|SALL|≥ΔQ或SALL＝SALLMAX
△t≥T
其中，△t为|SALL|持续大于△Q或SALL持续等于SALLMAX的时间，T为设定值。
6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，出现当检测到系统发生故障形式包括：线路三永跳单回故障、线路三永跳单双故障、线路无故障开断。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，可控高抗装置主要用于解决长距离重载线路限制过电压和无功补偿的矛盾，具有调节系统无功、提高线路输送能力、提高系统稳定性的功能。
8.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，静步同步补偿器能够发出或吸收无功功率，与传统的无功补偿装置相比，具有调节连续、谐波小、损耗低、运行范围宽、可靠性高、调节速度快的优点。
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