复杂电网的电压分层协调控制方法分析.docx

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1、复杂电网的电压分层协调控制方法分析摘要：海南电网系统的运行背景较复杂，网架构造较薄弱，电网电压控制手段较单一，电网电压的运行质量无法知足海南发展需要，因而迫切需要对海南电网的电压运行现状、控制难点和解决措施进行分析，并制定出适用于海南电网复杂形势下的电压分层协调控制策略，加强电网无功电压控制能力，提高电压的运行质量，解决海南电网长期存在的电压控制方式缺乏的技术难题。关键词：海南电网；分层；协调控制；母线电压海南电网是典型的海岛型电网，主网架由变电站和双环网线路组成。海南电网构造较薄弱，仅通过回海底电缆线路与南方电网的主网系统连接，存在孤网运行和大面积停电的风险；发电能源组成类型较复杂，火电、核

2、电约占总装机容量的，其它为水电、风电、光伏、气电和抽水蓄能等清洁能源。由于大规模、多类型、小机组的清洁能源接入海南电网，增加了海南电网调峰、调频和电压等协调控制的难度，同时随着海南社会经济的发展，对供电可靠性和电能质量要求越来越高，因而迫切需要加强无功电压控制能力，提高无功电压的运行质量，解决海南电网长期以来存在的电网电压控制不稳定的难题。海南电网电压协调控制研究背景电源侧无功支持能力有限受海南岛屿地形的影响，海南电网存在电源分布不合理和分散的情况。海南电网核心电源火电和核电主要集中在海南北部和西部地区，清洁能源风电、水电和光伏则分布在海南中部和东部地区，但负荷中心则主要集中在海南南部的三亚和

3、海口地区。由于负荷中心电压波动范围较大，主要电源点又远离负荷中心，负荷中心近端多为新能源电厂、小型发电厂，因而无功调节能力有限，无力补偿系统电压，无法支撑负荷中心的用电需求。电网电压控制手段缺乏固然海南电网双环主干网架的投运及海南电网与南方主网的联网有效提高了海南电网系统的运行可靠性，但电压控制方面仍受网架构造的约束。线路仍存在单环运行、断面、主变重载率较高、线路过载时段较长、无功补偿装置配备缺乏等问题，无法为区域电网提供无功电压补偿。同时在配网侧网架薄弱情况下，辐射线路、单回线路较多，配电线路末端的电压问题极为明显。总而言之，海南电网主网、地区电网和配网的网架构造仍需进一步完善，无功补偿设备

4、和电压调节装置需合理配置。新能源无功调控水平有待提高海南电网的规划和建设滞后于电源侧的发展，尤其是以光伏为主的新能源装机容量急速增大，使得原有的变电站和线路的输送能力严重缺乏，无法保证光伏等新能源电力的外送和就地消纳。海南电网调度主站缺少对新能源场站的调控能力，无法实时调控新能源电场的出力和调节无功容量。同时，新能源具有波动性、间歇性及不能预测性的缺点，大规模新能源短时间内并入电网和阶段性的无序脱网，都会对海南电网的系统电压、频率造成宏大冲击。显然，怎样提高新能源的无功控制调节水平，已成为海南电网急需解决的技术难题。无功电压调节方式有待改良海南电网无功电压调节能力有限，主要依靠电压等级以上变电

5、站和常规发电厂实现无功电压的调控，无法保证海南电网孤网和局部电网的电压稳定运行要求。另外，海南电网各地调平台未完全介入电网电压协调控制，主要依靠省调有限的控制能力是无法知足新形势下海南电网电压的控制需求。为此，有必要对无功电压调节方式进行改良，增加电网电压分层分级协调控制手段。多能源分层分级电压协同控制模型及控制方法基于海南电网系统的运行现状和电压控制方面的缺乏，结合海南电网的建设规划、电源侧的发展需要及海南省的社会经济发展需求，本文提出了基于海南复杂电网背景的多能源分层分级协同电压控制方法。大规模小水电集群电压协调控制方法海南地区小水电整体呈区域型、散点式分布和小装机的特点，在海南中部区域又

6、相对集中。汛期小水电集体满负荷发电，造成中部地区电压居高不下。若地区电网电压、频率等控制不当，则会导致整个地区小水电机组发生频率保护或过压保护等，造成集体脱网，严重毁坏区域电网系统的稳定性。针对海南小水电的发电特点和运行现状，本文提出大规模小水电集群协调控制的方法。首先，将海南中部地区电网视为一个独立小网，并将该区域内的变电站划分为若干单元。其次，对每个单元范围内的小水电进行集群划分，将小水电分为若干机组群。再次，将每个单元的变电站母线电压换算成无功数值，并根据一定的分配策略将无功总量平均分配给每个机组群。各机组群根据无功指令进行无功控制，保证机组群组内的无功平衡，进而维持变电站单元的母线电压

7、稳定。另外，区域电网系统只需对各变电站单元的母线电压进行实时跟踪和控制，就能实现整个区域电网的无功总量平衡和系统电压的稳定。小水电机组集群电压协调控制方法最大的优点是将原有单一小容量的机组进行集群，间接扩大无功调节广度和深度。从机组群到变电站单元，再从变电站单元上升到区域电网，从小到大、从低到高的分层分步实现区域电网电压的稳定控制，进而提高区域电网的电压控制质量，提升区域电网的系统防御性。多能源电压协调控制方法首先，挖掘风、光等新能源电站的无功可调容量和调节深度，从理论上使新能源电站具备类似于水电、火电、核电等常规能源的电压调节能力，能介入电网的系统电压控制。基于新能源场站现有的主变、风机、光

8、伏逆变器和等无功输出设备，以升压站母线电压为基准，利用新能源场站的系统自动控制站内无功设备，维持升压站母线电压的稳定，进而使新能源场站能实际介入电网电压的控制。其次，将海南电网现有的火电、核电常规能源和风、光等新能源全部接入省调系统平台，实现常规能源与新能源电站的信息交互，为常规能源与新能源的协调控制创造条件。利用调度主站的控制模块全面分析电源侧无功可调容量，计算电网的无功缺值，为常规能源与新能源的协调电压控制提供理论根据。再次，针对新能源电站的波动性、间隙性特点，通过主站实现常规能源与新能源的双向互动。白天充分利用新能源的无功输出并适当减少火电机组的无功输出量；夜晚当新能源无功输出减少时则增

9、加火电机组的无功出力。最后，在调度主站中增加多能源协调控制程序和功能模块，通过加强各能源之间的信息互动，合理分配不同能源的无功指令，实现电源侧无功电压的自律控制，抑制新能源电站对电网电压的波动，减少场站侧主变、无功装置的投切次数。全局无功统调控制方法全局无功统调控制方法是以变电站母线电压的稳定运行为控制目的，在知足送出线路安全性和断面允许的条件下，实时滚动给出各变电站母线的电压调节目的值。全网无功统调控制方法主要有两种实现方式：第一种是传统的省、地电压协同控制；第二种是常规能源与新能源电场的电压协调控制。第一种方式是以海南电网的调度管理形式和电网拓扑构造为基础，将海南电网分为省、地、厂三层调度

10、形式和、三级电压控制方式，根据“先大网后小网的原则，首先保证主干网架的变电站母线电压的稳定，再实现区域电网的系统电压稳定控制，进而保障海南整个电网系统的电压稳定、可靠运行。第二种方式是以水电、风电、光伏、火电及核电等多能源为协调控制对象，基于新能源场站现有的主变、风电机组、光伏逆变器和等无功设备，以升压站母线电压允许值为基准，利用新能源场站的系统协调控制站内无功设备，维持升压站母线电压的稳定，并通过调度主站实现新能源场站与常规电厂的同步电压协调控制，共同完成电网系统电压的维稳控制。区域协调控制方法基于海南电网的系统模型和运行特点，将整个电网系统分解成若干控制区域。每个分区首先自行维持无功的平衡

11、，当某一区域无功过剩或缺乏时，与其相邻的区域能自动对其进行无功补偿。这种分区控制的思路符合海南电网无功分层分区控制的原则，同一个区域内的设备在无功电压控制特性上具有强耦合性，区域间的设备则具备松耦合性。海南电网是特殊的海岛型电网，主要采用电网解环运行和、电网辐射运行的方式。在知足电压质量和安全要求的前提下，主站系统先选出最关键的变电站，再根据变电站母线电压偏差和发电机无功出力裕度，自动调整区域内各发电机励磁系统或母线电压的设定值，使变电站母线电压维持在电压运行范围，进而保证整个区域电网的电压水平。电网电压的稳定运行是保障海南社会经济稳定发展的前提。本文针对海南电网复杂的运行背景和长期存在的电压控制难题，提出了多能源分层分级电压协同控制方法，以提高海南电网电压的运行质量和控制能力。希望通过本文的介绍，能为其它电网解决类似的电压控制问题提供技术参考。