新能源集群经柔直送出孤岛系统电压优化控制策略

吴林林1,徐曼1,刘辉1,张隽2  

(1. 国网冀北电力有限公司电力科学研究院(华北电力科学研究院有限责任公司),北京市 西城区 100045;2. 国网冀北电力有限公司,北京市 西城区 100053)

摘要

目前新能源集群电压分层控制研究主要针对接入交流电网的情况,由于孤岛系统的电压控制与交流大电网解耦,其优化控制的目标、对象和方式均与传统电网存在较大差异,故需要结合其特性,制定新的电压控制策略。本文对孤岛方式下新能源集群无功电压控制原理进行论述,设计了送出孤岛系统区域两级电压控制框架,提出了考虑换流站PQ运行区间约束的电压优化策略,在优化目标中综合考虑网损及换流站无功裕度。基于张北柔直示范工程未来规划拓扑的仿真算例表明,该策略可以在保持换流站母线电压在安全运行范围内的前提下,实现电网运行的安全性和经济性的协调。

关键词 : 新能源集群;孤岛系统;柔直换流站;电压控制

基金项目:国家重点研发计划(2016YFB0900500);国家电网公司科技项目(5201011600UC)。

0 引言

我国风电、光伏主要采用大规模集中式开发的模式,新能源接入地区网架结构相对薄弱,由于风电、光伏出力固有的波动性和间歇性,大规模新能源集群并网后存在无功电压控制困难的问题,已成为大规模新能源并网运行的关键问题之一[1-2]

为解决新能源集群接入交流电网时无功电压方面的问题,近些年来业内开展了许多研究和工程实践。在新能源场站层面,相关标准明确规定集中并网新能源场站应配置无功电压控制系统,实现对并网点电压的控制[3-4];集群电压控制层面,国内新能源发达地区均配置了新能源集群无功电压控制系统,核心的控制策略已有较多研究成果发表[5-10]。大规模新能源集中接入交流电网时的无功电压控制多采用场站端AVC子站与调度端AVC主站协调配合的二级电压控制,并纳入大电网的第三级电压控制中[5][11],核心控制目标是在满足中枢节点电压偏差要求的前提下降低系统网损、提升系统安全裕度。我国新能源大多是分片区集中并网,在大电网三级电压控制中通常将新能源集群作为一个独立分区,其中枢节点多为汇集站,中枢节点电压控制参考值由三级控制中的全局无功优化最优潮流给出,作为二级电压优化控制目标。二级控制则是通过协调分区内各新能源场站无功出力,使得中枢节点电压尽可能地接近三级电压给定的电压参考值。文献[6]和[7]讨论了在二级控制中如何充分发挥双馈风机的无功调节能力。文献[8]和[9]考虑了不同无功源在不同时间尺度的配合,从而保证动态设备无功裕度。文献[10]则将策略分为整定层和分配层,降低输入量,提高优化算法收敛速度。综上所述,目前大规模新能源集群接入交流电网的无功电压控制技术从理论到工程实践均已比较成熟,对于其他场景下新能源集群无功电压控制有重要参考意义。

大规模新能源集群采用柔性直流送出是近些年来的研究热点,柔性直流可以解决送端弱交流系统条件下新能源大规模送出难题[12-13]。目前正在规划建设的张北柔直电网将是世界上首个四端环形柔性直流电网,送端数百万千瓦新能源将采用孤岛方式接入张北柔直电网,由于孤岛系统内没有同步发电机,为了保证区域电网的稳定运行,送端换流站需采用定频率、定交流电压控制方式[14-15]。与常规交流系统相比,大规模新能源集群经柔直送出孤岛系统无功电压面临的新问题主要有:①孤岛系统的电压控制与交流大电网解耦,不纳入大电网三级电压控制中;②由于送端换流站采用定交流电压/频率控制方式,换流站在孤岛系统电压控制中占据主导地位,其出口处交流母线为系统中枢母线,电压参考值需经优化确定;③送端换流站有复杂的运行约束,无功容量有限,集群无功电压控制需在换流站可行运行域以内进行优化。上述三方面问题都是新能源集群经柔直送出孤岛系统在无功电压控制方面面临的新问题,如何针对孤岛系统特殊的结构设计控制系统架构,如何确定中枢节点电压参考值,如何有效利用换流站的无功调控能力等,都是亟需研究的关键问题。

本文提出了一种适用于大规模新能源集群经柔直送出孤岛系统的电压优化控制策略,针对孤岛系统中柔直换流站在电压控制中占主导位置的特点,在常规新能源集群控制中引入换流站无功裕度优化目标,在满足节点电压要求及区域电网经济性的同时,为新能源大出力场景保留较大动态无功裕度,统筹优化了新能源场站与换流站无功调节能力,实现了孤岛系统经济性和换流站安全性的协调。

1 孤岛方式下新能源集群无功电压控制原理

1.1 新能源集群经柔直送出孤岛系统结构

新能源集群经柔直送出孤岛系统典型拓扑如图1所示,数百万千瓦新能源先通过交流汇集,再通过柔性直流输电接入交流大电网。由于柔性直流为新能源集群唯一的输电通道,新能源集群与交流大电网解耦,上述新能源集群组成了交流孤岛系统。在孤岛方式下,柔直换流站采用定交流电压/频率控制,为孤岛系统提供电压、频率参考,新能源集群与大电网之间没有无功交换。

图1 新能源集群孤岛接入单端VSC-HVDC典型拓扑
Fig. 1 Typical topology of new energy group integrated by islanded VSC-HVDC system

与海上风电经柔性直流并网相比,由于新能源集群规模很大,新能源场站需先汇集后再接入柔直换流站交流母线,新能源集群构成了小的交流系统,如图1所示。接入同一汇集站的新能源场站之间、不同汇集站的新能源场站之间的无功电压控制存在一定交互影响,需统筹协调。

1.2 孤岛方式下新能源集群无功电压控制差异性

与交流系统相比,孤岛系统在电压控制方面的存在以下特点。

(1)孤岛系统与交流电网解耦,不纳入大电网三级电压控制。

孤岛模式下,送端新能源集群与受端大电网相互隔离,孤岛系统电压调节对大电网基本没有影响,大电网在做三级电压控制时不考虑孤岛系统,因此孤岛系统没有传统三级电压控制的概念,孤岛系统长周期的电压优化控制目标由孤岛系统内部参数确定。

(2)送端换流站在电压控制中占主导,其运行约束是系统电压控制的主要约束。

孤岛方式下,送端换流站采用定交流电压/频率控制方式,在换流站运行约束以内换流站交流母线可等效为无穷大节点,其控制调节行为对孤岛系统电压运行点的影响巨大,孤岛系统电压优化控制需以保障孤岛系统在送端换流站可行范围内为前提。

(3)新能源场站对中枢节点影响由电压变为无功。

传统新能源集群无功电压控制中通过调整新能源场站的无功出力,使中枢节点电压偏差满足控制要求。但是对于孤岛节点而言,换流站交流母线电压由其控制直接确定,新能源场站无功调节将改变换流站与孤岛系统交换的无功,而不是换流站交流母线电压,二者之间的耦合关系发生改变。

1.3 控制框架

本文研究主要针对孤岛方式下新能源集群送出,以汇集站母线和换流站交流母线为电压中枢点,协调控制各无功源输出,实现降低网损、保证孤岛系统动态无功电压安全的目的。设置孤岛方式主站AVC系统作为二级控制中心站,如图2所示。

图2 送出孤岛系统区域两级电压控制框架
Fig. 2 Framework of the two-stage voltage control system for islanded VSC-HVDC system

各新能源场站AVC系统和换流站站控系统作为电压一级控制执行站,将当前有功出力、无功裕度、换流站无功约束参量等信息上传到主站系统,主站负责执行区域无功电压优化计算,通过下发中枢点换流站交流母线电压参考值和各新能源场站PCC点电压参考值,协调换流站及各个节点无功调节装置动作。

2 孤岛系统电压优化控制策略及建模

2.1 优化目标

(1)孤岛系统有功网损最小。

考虑区域电网运行经济性,得到网损最小的目标函数如下:

式中,PLoss为网损,Ui和Uj分别为节点i、j的电压幅值;Gij、Bij、θij分别为节点i、j之间的电导、电纳和相角差,N为网络节点数,h表示所有与节点i相连接节点的集合。

(2)送端换流站无功裕度最大。

为了充分发挥柔直无功调节迅速的特点,保证紧急状态下,柔直有较充足的无功裕度为系统提供支撑,考虑将换流站无功裕度最大作为主站AVC优化策略。如图3所示,蓝色实线为某时刻换流站PQ运行区间边界Πt,有:

对于该时刻实际运行点(Pt , Qt ),存在:

式中,≥0。则定义该时刻无功裕度为:

可见,当时,换流站无功裕度最大,为

图3 换流站无功裕度示意
Fig. 3 Schematic diagram of the converter station power margin

考虑电网安全性,得到送端换流站无功裕度最大的优化目标如下:

(3)综合优化目标。

兼顾区域电网运行安全性与经济性,得到考虑换流站无功裕度的综合控制策略如下:

式中,a1、1-a1为F1、F2在目标函数中的权重。

2.2 约束条件

(1)潮流方程约束。

式中,Pi、Qi分别为节点i注入有功、无功,N为系统节点数,包含新能源场站等效端节点,新能源集群并网点,以及柔直换流站电压参考点。

(2)控制变量约束。

控制变量包括场站等效节点无功出力、换流站电压参考值以及变压器分接头档位。

场站等效节点无功出力约束为:

式中,Qi m in , Q i, Qi m ax 分别是新能源场站节点的可补偿无功下限、实际发出无功、无功上限。其无功上下限由节点下属新能源场站可发无功上下限结合线路损耗确定。

换流站电压参考值约束为:

式中,U V SC min , U V SC , UVSC max分别是送端换流站出口处交流电压幅值下限、实际幅值和幅值上限。

变压器分接头档位约束为:

需要指出的是,变压器分接头频繁动作易影响其寿命,解决这个问题的主要思路是建立全周期动态模型对其动作次数进行约束[16]。本文侧重于基于静态模型研究新能源集群分钟级在线AVC控制策略,未来可以考虑建立孤岛系统多时间尺度优化控制系统,实现动态模型和静态模型的配合控制。

(3)各节点电压安全约束。

各节点电压安全约束为:

式中,U im in , U i, U i m ax 分别是节点电压幅值下限、实际值、上限。

(4)换流站PQ运行区间约束。

a)换流站容量约束

式(13)、(14)中, P V S C 、 Q V S C 分别为换流站有功、无功注入,k为换流站交流侧变压器变比,XT为换流变阻抗,SVSCN为换流站额定容量。

b)柔直换流站交流电流约束

式中,IVSCN为换流站额定电流。

c)柔直换流站直流电流约束

式中,  为换流站所允许的最大直流电流,为换流站直流侧额定电压。

d)柔直变流器调制比约束

式(17)、(18)中,mmin、mmax为最小、最大调制比,μ为直流电压利用率,经典值为0.866,Udc为直流母线电压,在计算中可以取直流侧额定电压UdcN,XLink=XL0 / 4+XT /2,XL0为换流器桥臂电阻。

(5)换流站PQ运行区间裕度约束。

对某固定PVSC,对PQ运行区间约束引入松弛变量:

a)换流站容量约束裕度

b)柔直换流站交流电流约束裕度

c)柔直变流器调制比约束裕度

I(⋅)为符号函数。

d)综合裕度

综合引入的裕度松弛变量,得到最终换流站裕度η,满足:

3 基于遗传算法的优化模型求解方法

孤岛送出系统的无功电压优化就是寻求一组使F3取最小值的动作方式。本文用遗传算法求解。遗传算法描述如下:

式中,L表示个体,由场站等效节点无功出力、换流站电压参考值以及变压器分接头档位等所有可控变量组成;N为种群中含有个体的总数;PA(0)为初始种群,由随机生成的N个个体组成;f为适应度,即目标函数值F3;s为选择策略,即选择使目标函数值最小的个体;p为遗传算子,代表交叉、变异操作,交叉指2个个体的所有可控变量按照比例重组,变异指个体的一部分可控变量随机变为另一个在约束范围内的值;h为终止条件,比如设置最大迭代次数。具体步骤如下。

(1)输入初始数据,主要包括:

a)系统参数。新能源集群各场站 T 时刻的有功出力、系统母线数据、支路数据、发电机数据、送端换流站参数及控制方式。

b)遗传算法参数。种群个体数目、迭代次数、变量的二进制位数、代沟值。

c)变量范围。控制变量和状态变量的上、下限。

(2)初始种群的产生。根据控制变量的性质,采用混合编码的方式进行编码求解,其中,无功补偿装置采用SVG装置,故无功补偿容量及电压参考值为连续变量,采用实数编码;换流站变压器分接头为离散变量,采用整数编码。为了实现全局最优,尽量选取的初始种群个体在变量范围内分散。

(3)使用Matpower工具包,计算T时刻初始种群进行系统潮流,并根据所得结果计算目标函数值。

(4)将目标函数值根据适应度排序,通过选择、交叉和变异处理得到子代种群,这一过程中个体的选择替代使用最小适应度策略,保证有足够适应度的个体繁衍到下一代,再通过遗传算法工具箱中重插入函数得到子代。经过最大迭代次数后,得到稳定的最优个体种群。再使用Matpower工具包,得到最优个体种群的目标函数值及中枢节点电压值。

(5)将T时刻得到的中枢节点电压值作为指令决策,下发到AVC子站,子站通过各种调节手段,达到网络运行的最优状态,实现无功潮流的最优分布。

(6)根据T时刻优化后得到的中枢节点电压值,作为下一时刻T=T+1无功优化的电压初始值,通过实时测量得到T=T+1时刻的新能源集群有功出力等数据。对控制变量重新编码产生初始种群,并按照上述遗传算法优化得到最优种群的目标函数值及中枢节点电压值。

(7)通过对新能源集群有功出力的实时测量,AVC主站系统对每个时刻进行无功优化,并向子站下发指令,可以得到优化后的中枢点电压曲线。

4 策略应用及算例分析

4.1 应用背景

本文所提策略应用背景为未来张北柔直电网主运行方式下送端新能源送出孤岛系统。根据规划,张北柔直换流站将接入4495 MW新能源,规划送出拓扑如图1所示,由A、B、C三个汇集站和5个直接接入场站组成,其中A、B各接入5座场站,C接入4座场站。按照规划拓扑和张北现有新能源场站实际数据构造算例,以三个汇集站母线为中枢节点,各场站并网点以及三个汇集站配置无功补偿装置。三个汇集站和直接接入场站总出力某天样本如图4所示。遗传算法参数取个体数目为100,最大迭代次数150,变量二进制位数为20,代沟值为0.9。

4.2 典型工况分析

图4 某日新能源出力曲线
Fig. 4 New energy active power curves of one day

考虑新能源集群出力1500 MW(方式1)和3000 MW(方式2),式(7)中权重系数a1取不同值,得到不同优化策略,不同策略下的网损和换流站无功裕度如图5所示。可以看出,当仅以网损最小作为优化目标,即 a 1 = 1 时,虽然网损达到最小,但换流站无功裕度也相对较小。综合优化目标下,可以获得较为折中的控制效果,一方面控制系统网损在较低水平,另一方面为换流站留出较大的无功裕度。

图5 不同控制策略网损、换流站无功裕度优化结果
Fig. 5 Network loss and reactive power margin of the converter station under different optimization strategy

表1、表2给出了不同方式、不同控制策略下的主要母线电压控制结果,可见,各母线电压都维持在安全运行范围内。

表1 方式1电压优化结果
Table 1 Optimization results for mode 1

表2 方式2电压优化结果
Table 2 Optimization results for mode 2

4.3 长周期仿真分析

基于一天的数据进行长周期仿真,电压控制效果如图6所示,其中“无控制”指的是未施加无功电压控制策略情况下,根据系统自然潮流分布得到结果。其中,网损无功裕度综合控制取a1 = 0 .5。可以看出,综合控制和网损最小控制都可以较为稳定地维持汇集站母线和集群并网点电压在安全范围内。

两种控制策略下的网损和换流站无功裕度变化曲线如图7所示,统计特征量如表3所示。网损最小控制虽然能使系统网损保持在相对较低水平,但其保留换流站无功裕度的控制效果不如综合控制策略。综合控制策略下,换流站无功裕度平均值以及最大/最小值均得到提升,当系统送出有功较大时,裕度提升效果可达20%左右。新能源集群经柔直孤岛送出方式下,通常要求系统无功电压控制策略能够减少送出系统对换流站无功支撑的需求,降低换流阀的稳态应力,提高设备安全裕度。从该角度出发,综合控制策略可以有效平衡孤岛系统运行的安全性和经济性。

图6 长周期电压控制效果
Fig. 6 Long period voltage control effect

图7 长周期网损、换流站无功裕度控制效果
Fig. 7 Long period control effect of network loss and reactive power martin of converter station

表3 长周期优化网损、换流站无功裕度对比
Table 3 Comparison in network loss and reactive power margin of converter station

5 结语

针对大规模新能源集群经孤岛送出系统在电压控制方面的特殊性,本文设计了新能源集群经柔直送出孤岛系统电压控制框架,建立了综合考虑孤岛系统网损及换流站无功裕度的孤岛系统电压多目标优化控制模型,基于遗传算法进行求解,实现了不同出力水平下孤岛系统经济性和安全性的协调。

基于张北柔直示范工程未来规划拓扑对本文提出的优化策略进行仿真验证,分析结果表明本文所提控制策略可以稳定维持母线电压在安全运行范围内,同时兼顾电网的安全性和经济性,为系统保留较大动态无功安全裕度。

孤岛方式下新能源集群经柔性直流电网送出是新兴工程场景,随着工程实践不断推进,将对电压优化控制的理论研究提出更多更新的技术要求,例如建立完善的孤岛系统多时间尺度优化控制体系、采用容抗器组对换流站无功输出进行动态无功置换等,这些都有待进一步研究。

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Optimal Voltage Control Strategy for Islanded Aggregated New Energy System Connecting by VSC-HVDC

WU Lin-lin1, XU Man1, LIU Hui1, ZHANG Jun2
(1. State Grid Jibei Electric Power Co.,Ltd. Research Institute, North China Electric Power Research Institute Co., Ltd.,Xicheng District, Beijing 100045, China;2. State Grid Jibei Electric Power Company Limited, Xicheng District, Beijing 100053, China)

Abstract: At present, the study on hierarchical voltage control for aggregated new energy focuses on the AC grid. As the islanded aggregated new energy system connecting by VSCHVDC is decoupling with the AC network, the optimization target and mode of which is quite different from the traditional connection, new voltage control strategies combined with its characteristics are needed to be formulated. This paper discusses the reactive power and voltage control principle for the islanded system and the framework of the two-stage voltage control system is put forward. A new voltage control strategy is presented considering the PQ constraints of the converter station, with both network loss and reactive power margin as its optimization object. Case study is based on the planning topology of the Zhangbei VSC-HVDC demonstration project,which shows that our strategy takes into account the safety and economic operation of the power grid and maintain the bus voltage within the range of safe operation as well.

Keywords: new energy cluster; islanded system; VSC-HVDC converter station; voltage control


Project Supported by National Key Research and Development Program of China (2016YFB0900500) and Science and Technology Foundation of SGCC(5201011600UC).


作者简介:

吴林林

吴林林(1986),男,硕士,高级工程师,研究方向为新能源发电及并网技术。E-mail:wulin226@163.com。

徐曼(1988), 女,博士, 工程师,研究方向为新能源发电及并网技术。

刘辉(1975), 男,博士, 教授级高级工程师, 从事新能源并网相关技术研究。

(责任编辑 张鹏)

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    图1