基于响应的电压稳定性评估和控制方法

提出了一种根据电力系统网络节点的实时信息评估系统电压稳定性的方法,当系统电压稳定裕度较低时,根据全网响应信息获得相应的切负荷量。该方法基于两节点电力系统等值网络,得到了系统电压稳定性的评估指标;从系统等值网络的等值过程出发,将节点等值负荷分成自身负荷和转移负荷两部分,推导了该节点电压稳定性的评估指标与有功负荷量之间的关系式,从而获得了该节点在满足一定电压稳定指标情况下的最大有功负荷量,进而得到该节点所需要的切负荷量。该方法首先利用电压稳定性的评估指标在线监视电网中各节点的电压稳定性,辨识危险节点;当系统电压稳定性不满足要求时,根据全网的电压、电流量等响应信息计算危险节点需要的减载量。在IEEE14节点系统和IEEE24节点系统下的仿真结果表明,所提方案能够保证电网的电压稳定性。     

含大规模风电场的电网静态电压稳定性评估

针对以往电压稳定评估指标从有功功率或无功功率单方面去建立而导致的评估结果差异问题,该文提出了一种用于评估大规模风电场接入电网后系统静态电压稳定性的双重电压稳定指标。通过连续潮流法求取风电场接入电网后的PV曲线和VQ曲线得到节点电压随风电场发出有功功率变化的灵敏度指标和节点无功裕度指标;在此基础上,提出根据结构熵权法确定两个指标的权重系数,得到可以同时考虑有功和无功影响的双重电压稳定指标。最后通过IEEE 10机39节点标准算例验证了文中提出的双重电压稳定指标的准确性和全面性。     

含分布式风力发电的配电网电压稳定性研究

针对风电场接入配电网后,对配电网的电压稳定性带来的影响进行了研究.首先通过对两节点线路电压的理论分析,建立用于评价电压稳定性能的指标VSI(Voltage Stability Index).然后,考虑在风电功率波动和负荷波动的运行情况下,通过计算配电网各节点的VSI指标,分析配电网各节点的电压稳定性能.最后,在电力仿真软件DIgSILENT上搭建了IEEE13配电网络和风电场的模型,仿真研究结果显示出VSI不仅能够正确地指示配电网各节点的电压稳定水平,而且能够判断风电功率波动、负荷波动对配网节点电压造成的影响程度.     

基于戴维南等值和支路传输功率极限的电压稳定评估方法

提出了一种基于戴维南等值和支路传输功率极限的电压稳定评估方法。通过增大所要评估负荷节点的注入功率,并计算该状态下的系统潮流,求得该负荷节点对应的戴维南等值参数。利用所得到的戴维南等值参数构建包含该负荷节点的2节点系统,分析其节点功率平衡方程,得到其静态电压稳定的判别式。由判别式计算得到2节点系统的支路传输功率极限以及该节点的相对功率裕度,进一步建立整个系统的静态电压稳定指标,将其用于在线评估。此方法无需本地量测数据、计算快速方便、能够给出包含极限传输功率的评估指标,适用于电网调度中心,可实现对电网的在线电压稳定评估。运用该方法对IEEE14节点与118节点系统进行电压稳定评估,验证了此方法的合理性与正确性。     

风电场接入新疆某地区电网暂态电压稳定性研究

基于电网网络特性和三相短路故障等因素,通过对普通异步风力发电机和双馈风力发电机风电场接入新疆某地区电网的仿真计算,得出了风电场暂态电压极限功率,分析了系统的暂态电压稳定性。根据仿真结果可以得出,短路容量大的系统暂态电压稳定性越强;双馈风力发电机组能够通过转子变频器进行无功电压调节控制,所以在三相短路故障时其暂态电压稳定性比普通异步风力发电机组更稳定。     

配电网综合负荷模型在东北电网稳定计算中的应用

将东北电网大扰动试验实测数据拟合得到的配电网综合负荷模型应用于东北电网稳定计算中,定量分析了东北电网的暂态稳定性和电压稳定性。仿真计算结果表明,采用该负荷模型后东北电网主要安全断面的传输功率极限提高了约300 MW,在保证电网安全稳定运行的前提下,大大缓解了东北电网送电需求紧张的状况。基于该综合负荷模型得到的东北电网的动态特性更符合实际情况,更全面地反映了东北电网的动态特性。     

不同风电系统动态电压稳定的分岔分析

为研究接入风电场的电力系统的风电场注入功率和负荷节点无功功率这2个参数独立及共同作用对系统动态电压稳定的影响,针对接入加入动态负荷模型的异步机风电场和双馈机风电场的单机无穷大系统,分别进行了单参数和双参数分岔分析。分析结果表明,双参数分岔分析相对单参数分岔分析更能揭示系统参数对电压稳定的影响。同一系统结构和参数下,2种系统中当注入功率持续增大时,无功负荷过重会极大降低系统的稳定裕度;当注入功率保持恒定时,无功负荷的变化不影响系统稳定;通过风电场注入功率与无功负荷的协调运作,避开注入功率持续增大时无功负荷重载情况,系统可运行到效率最高;双馈电机风电系统稳定性高于异步电机风电系统,且双馈电机风电系统能得到更准确的系统稳定裕度。     

电力系统负荷节点在线电压稳定指标研究

利用同步相量测量单元(phasor measurement unit,PMU)测得任意(非PV)节点及其相邻母线的电压、线路潮流等实时数据,建立一种新的网络等值模型。同时,基于该模型提出了综合考虑负荷节点有功功率和无功功率的在线电压稳定指标;提出在线电压稳定有功功率指标和在线电压稳定无功功率指标分别用作表征负荷节点的有功功率裕度和无功功率裕度,作为对节点(系统)在线电压稳定指标的补充。如果负荷节点在线电压稳定指标值接近临界值1,则表明系统临近电压崩溃。EPRI-36节点仿真分析表明该方法可有效判断系统电压稳定性,适用于在线电压稳定监测和预估。与其他指标的对比结果体现了本文模型和指标的合理性与优越性。最后通过对山东电网500 k V主网负荷节点电压稳定裕度评估简要说明本文所提方法的可行性。     

基于功率传输路径方法的山东电网电压稳定性分析

基于功率传输路径的分析方法,采用2006年典型运行方式数据进行了山东电网的电压稳定性研究。利用局部电压稳定性指标确定了系统电压稳定的薄弱区域,计算了负荷增长过程中西电东送和区域无功平衡关键路径的电压稳定性指标和关键发电机的无功储备指标,总结了影响系统电压稳定性的关键因素,电力系统安全评估软件(VSAT)的计算结果验证了该分析方法的有效性;对山东电网应用静止无功补偿器(SVC)提高电压稳定性的各种方案进行了对比分析,确定了最佳的配置地点。     

计及网损最小的含分散式风电场配电网多目标优化策略

提出一种计及网损最小的含分散式风电场配电网多目标优化策略。首先,提出了含分散式风电场配电网的3层功率控制系统,该系统整定层通过对比网损减小值和接入点功率损失值,判断采用恒功率因数为1控制或基于网损最小的多目标优化控制,以便灵活控制分散式风电场有功及无功功率主动参与配电网经济运行。其次,提出2个表征电网损耗的指标:有功网损率和无功网损率,并给出了基于权重的多目标网损最小的优化函数,求解得到最优有功功率和功率因数值。最后,分析了分散式风电场并网后对配电网电压稳定裕度的影响,并通过算例验证了证明所提策略可有效减小配电网网损,提高接入点电压水平,增强电网电压稳定裕度。     

风电场并网方式对地区电网电压的影响

随着风电装机容量的增加,在风电场规划设计阶段,选择合适的并网方式对地区电网的安全稳定运行非常重要。在介绍风电场运行特性、接入电网结构特点和分析影响风电场接入电网容量因素的基础上,以某地区实际电网为算例,对风电场以不同的并网方式进行了仿真,结果表明：在风电场出力稳定的情况下,分布式接入比集中方式接入具有较强的电压支撑能力;在风电场并网线路参数一致的情况下,分布式接入与集中方式相比,线损较小;在风电场受到渐变风、阵风、切除风影响时,风电场集中接入方式电压波动较小,分布式接入方式电压波动较大,集中接入方式有较强的电压抗扰动能力。     

风电场投切对地区电网电压的影响

随着风电场装机容量的不断增加,在风电场规划设计阶段计算含风电场的系统潮流并分析风电场接入对系统稳定性的影响非常重要。文章结合目前我国风电场的普遍运行情况,针对吉林省电网的特点,通过各种运行方式和工况下的模拟潮流计算,比较了系统中某些节点电压与风电场出力的变化情况,论述了风电场出力变化引起地区电网电压升高与降低的原因;给出了减小风电场出力变化对地区电网电压波动影响的措施,即在汇流变电站装设电抗器,在汇流变电站接入电网送电线路的对端变电站内装设电容器,电压高时投入电抗器切除电容器,电压低时切除电抗器投入电容器;当风电场装机容量较大时应将风电场直接接入220 kV变电站或500 kV变电站。     

风电场并网电能质量分析与实例分析

对风电场对电网并网时的电能质量评估方法进行了研究。简要分析了风电场并网对电能质量的影响,依据国家相关标准给出了风电场并网电能质量评估指标及其计算方法,提出由风电场并网引起的并网点处电压偏差、谐波电流和谐波电压以及电压波动与闪变的计算方法与步骤。基于某风电场的实际数据说明了上述评估方法的具体实施步骤。为进行风电场并网时的电能质量评估计算提供了参考依据。     

风力场中并网点电压稳定控制技术研究

为解决传统单一的风力系统电压控制方法无法解决多时间尺度波动以及电力系统多种类扰动问题,提出风力场中并网点电压稳定控制研究。釆用剩余的加速面积减去剩余的减速面积,得到能够使系统维持功角稳定的减速面积缺额,作为计算控制切机量的依据,通过暂态稳定预测及分析判定该电力系统是否处于稳定状态,实现电力系统暂态稳定应急控制;通过风力场群无功电压控制和风力场集群层控制策略,实现电力系统中风电场群电压的协调控制;通过紧急控制与协调控制相结合,完成风力场中并网点电压稳定控制。仿真结果表明,电压表现平稳且逐渐增加,电压趋近于电压指标,电压变化只有0.3%,迭代次数平均值为24.6次,恒功率因数控制技术计算过程中使用的时间平均值为157.46 ms,清除电网故障耗费的总功率平均值为772.05 MW。     

含高渗透率风电的配电网暂态电压量化评估方法

随着配电网中分布式风电渗透率的增加,评估影响电网暂态电压稳定性的各有关因素变得尤为重要,而评估暂态电压稳定性的现有指标在具有多暂态特性的场景下无法适用。首先介绍多二元表判据的评估思想,针对电压跌落情形,提出一种母线电压跌落安全裕度指标。其次,进一步构建母线过电压安全裕度指标,通过引入阶跃因子将两者指标有效结合,得到基于改进多二元表的母线暂态电压安全裕度指标。再次,提出区域暂态电压安全裕度指标来衡量某区域的暂态电压稳定性。最后,基于所提指标,利用Matlab/Simulink对含高渗透率风电的配电网进行仿真分析,在量化影响配电网暂态电压稳定性各因素的同时,验证了该指标的有效性和普适性。     

含高渗透率风电的配电网暂态电压量化评估方法

随着配电网中分布式风电渗透率的增加,评估影响电网暂态电压稳定性的各有关因素变得尤为重要,而评估暂态电压稳定性的现有指标在具有多暂态特性的场景下无法适用。首先介绍多二元表判据的评估思想,针对电压跌落情形,提出一种母线电压跌落安全裕度指标。其次,进一步构建母线过电压安全裕度指标,通过引入阶跃因子将两者指标有效结合,得到基于改进多二元表的母线暂态电压安全裕度指标。再次,提出区域暂态电压安全裕度指标来衡量某区域的暂态电压稳定性。最后,基于所提指标,利用Matlab/Simulink对含高渗透率风电的配电网进行仿真分析,在量化影响配电网暂态电压稳定性各因素的同时,验证了该指标的有效性和普适性。     

改善接入地区电压稳定性的风电场无功控制策略

针对大规模风电场接入电网带来的电压无功问题,提出一种改善接入地区电压稳定性的变速恒频风电场无功控制策略,在系统发生扰动时,以接入点为电压控制点,扰动前的稳态电压为控制目标,动态调节风电场输出无功功率,维持接入点电压水平。实际应用时,该策略利用系统部分雅可比矩阵推导风电场的电压无功灵敏度信息,并根据风电场的无功输出能力计算风电场无功调整量,同时通过设置控制死区和延时,避免了风电机组的频繁调控。仿真算例表明,采用所提策略能够充分发挥变速恒频电机风电场的快速无功调节能力,有效抑制风速扰动、负荷变化等因素引起的电压波动,维持接入地区电网的电压稳定性。     

含风电场的配电网无功优化策略研究

针对传统的配电网无功优化调节手段离散化、难以实现电压的连续调节等问题,研究了含风电场的配电网无功优化模型和算法,分析了双馈感应电机的无功发生能力,将风电场作为连续的无功调节手段参与配电网无功优化。并针对风电出力随机性的特点,用场景功率描述风电的随机出力,使之更具代表性。考虑了配电网的网损、电压偏差以及电压稳定性指标,建立了多目标无功优化模型。提出了基于量子粒子群算法(QPSO)的无功优化方法,该算法通过波函数描述粒子的状态,增加了种群的多样性,有效地避免了种群早熟等问题。用该算法对改进的IEEE33节点进     

SVC与桨距角控制改善异步机风电场暂态电压稳定性

研究了改善异步机风电场暂态电压稳定性的措施。基于普通异步机的恒速风电机组是目前世界上应用最为广泛的风电机组之一,由于其发出有功功率的同时吸收无功功率,会导致接入风电地区电网的电压稳定性降低。文中在DIgSILENT/PowerFactory中建立了静止无功补偿器（SVC）控制模型及风电机组桨距角控制模型,通过包含风电场的电力系统仿真计算验证了模型的有效性及其对异步机风电场与电网暂态电压稳定性的贡献。研究结果表明,在接入风电地区电网发生三相短路的大扰动故障时,SVC能够有效地帮助恒速风电机组在故障后恢复电压,提高输出的电磁功率,桨距角控制能够有效地降低恒速风电机组的输入机械功率,以上2种措施能够避免风电机组机械与电磁功率不平衡引起的异步发电机超速及电压失稳;采用SVC及风电机组桨距角控制能够改善异步机风电场的暂态电压稳定性,确保风电机组连续运行及电网安全稳定。     

电压源换相高压直流输电改善异步发电机风电场暂态电压稳定性的研究

基于普通异步发电机的恒速风电机组并网风电场会引起本地电网的电压稳定性问题.为此本文分析了并网风电场的电压稳定问题和电压源换相高压直流输电(VSC-HVDC)的风电场并网方式的技术特点,研究了VSC-HVDC的数学模型和控制方式.基于国际大电网会议(CIGRE)B4-39工作组标准模型,应用PSCAD/EMTDC仿真软件建立了大规模风电场并网系统模型,研究了VSC- HVDC输电改善异步发电机风电场暂态电压稳定性的贡献.研究表明VSC-HVDC不仅能够有效实现恒速风电机组在电网发生大扰动故障后的快速电压恢复能力,而且可以避免在电压恢复过程中由风电机组输入输出功率不平衡引起的发电机超速及电压失稳,确保风电机组的连续运行及电网的安全稳定.