电力系统习惯性违章问题探讨

【摘 要】电力系统习惯性违章是安全生产的大敌，必须认真分析，充分了解习惯性违章的形成原因，反习惯性违章是一项长期任务，建立反违章常态机制，确保安全生产。本文主要探讨了习惯性违章的成因，同时提出了防止习惯性违章的措施，希望能为保证安全生产提供参考。

【关键词】习惯性；违章；成因；防止对策

反违章工作是一项必须长期坚持的工作，需要我们持之以恒。落实各级人员安全责任，需要发动和依靠广大职工，真抓实干，持之以恒地反对和制止习惯性违章，将反违章工作深入到基层、班组、每一位员工，做到凡事有章可循，凡事有目标措施，凡事有据可查，凡事有人负责，凡事有人监督检查的规范化安全管理，才能更有效地保护生命财产安全，实现安全生产的长治久安。

1 习惯性违章的概念和分类

什么是习惯性违章？是指固有不良作业传统的工作习惯，违反安全工作规程的行为，这是一种长期传下来的违章行为。违章已习惯成自然，一时不易改变。它的特点：反复地发生；涉及面广，有操作者、指挥者； 大多数可能不导致后果，容易被人忽视，成为一种普遍倾向。习惯性违章容易使人有章不循，对事故失去警惕性，最终必然导致事故发生，直接危害到职工生命安全，有损于国家和企业的利益。

习惯性违章按性质分为行为性违章、装置性违章、管理性违章三类：行为性违章是指职工工作中的行为违反规章制度和其它有关规定，叫行为性违章。装置性违章指设备、设施、工作现场不符合安规、规章制度和其它有关规定，称装置性违章。管理性违章指管理制度不健全、管理工作不严格、不及时、不到位等威胁到安全生产，称管理性违章。

2 习惯性违章的原因

习惯性违章是一种人为的失误，因为有方便可图，而不常导致后果而经常发生。造成人为失误的因素有： 操作者本身、作业器具、组织管理等。

2.1 操作者本身

人的作业行为不仅受其技术水平的影响，还受其思想认识和心理活动的支配习惯性违章是人的一种有意差错，是明知故犯。例如作业者明知不执行工作票制度是违章行为，但他认为工作票制度太繁琐，没有工作票照样也能作业，而且本人或他人的几次经历也证实过自己的作法。仔细分析，有以下几种错误心理作用：

（1）惰性心理。作业者贪方便、图省事、怕麻烦、走捷径，因而越过某些

[word doc]如何做好电力系统习惯性违章工作

如何做好电力系统习惯性违章工作

民营科技

而幕丽实践?思考

如何做好电力系统习惯性违章工作

齐力

(山西永济供电支公司,山西永济044500)

摘要:全国电力行业的统计资料表明,习惯性违章是造成人身伤亡事故和误操作事故的主要原因习?瞬性违章的顽固性和反复性,成为安全

生产的隐患.是安全生产的大敌.因此,严格执行各项规章制度,认真开展反习惯性违章活动,树立良好的安全意识,使职工从思想上,行动上彻底拒

绝习惯性违章,才能防止人身伤害事故和误操作事故的发生,确保企业的安全稳定发展.

关键词:习惯性违章;安全行为;安全意识

习惯性违章不是一天两天形成的,而是在长期的工作巾形成的不良

习惯,如果不及时进行纠正,久而久之,形成固有的错误思维模式,根深蒂

固的扎根于违章者的心中,成为诱发事故的温床,对企业造成极大损

失.

如何防止习惯性违章,将习惯性违章行为消灭在萌芽状态,是当前电力企

业确保安全生产的当务之急.

1习惯性违章的特点

习惯性违章是指那些坚持和固守旧有的不良作业传统和工作习惯,

违反国家和上级制定的有关规章制度,违反本单位制定的现场规程,操作

规程,操作办法或有章不循等等进行工作,不论是否造成后果,统称为习

惯性违章.或虽在上述规章制度中没有明确的条文规定,但其行为明显威

胁安全或不利于安全生产,也称之为违章作业.违章现象在日常工作中的

表现是无组织,无纪律,顽固性,长期性,反复性,其思想根源是主客观相

脱离.

2习惯性违章分类

按性质分为行为性违章,装置胜违章,管理性违章三类.

行为性违章是指职工工作中的行为违反规章制度和其它有关规定,

叫行为性违章.

装置性违章指设备,设施,工作现场不符合安规,规章制度和其它有

关规定,称装置性违章.

管理性违章指管理制度不健全,管理工作不严格,不及日t,不到位等

威胁到安全生产,称管理性违章.

3习惯性违章的原因分析

3.1人的因素

违章时盲从心理.一些作业人员对业务不熟悉,听取别人传授的所谓

“经验”,不加以辨识,盲目的听取,服从,埋下习惯性违章的祸根.久而久

之,成为违章的受害者或责任者.

违章时的自大心理.一些资格比较老的职工,认为自己T作时间长,

对设备相当熟悉,觉得自己就是权威,其实存在许多习惯性违章现象:擅

自单人操作,操作时不戴安全帽,挂地线时不戴绝缘手套,高处作业不系

安全带等等.直至发生事故,悔之晚矣.

违章时的投机心理.未得到工作负责人许可工作的命令就擅自工作;

或对于简单的操作,觉得操作人员一个人操作没问题,放任操作人员单人

进行操作,而自己去干别的事情,从而走错间隔或是违反倒闸操作的技术

原则,造成事故的发生.

违章时的侥幸心理.未严格按照规章制度进行操作,由于种种原因,

侥幸未造成重大伤害,本已是万幸中的大幸,觉得是自己的运气好,第二

次又犯同样的错误,也可能侥幸逃脱,一而再再而i的犯错,在脑中形成

错误的概念,本末倒置,觉得这就是”工作经验”,终至造成不可挽回的地

步.

违章时的懒惰心理.因天气的原因,为节省走路,监护人员几张操作

票并成一张用,结果拿错操作票;或操作前不认真核对设备的名称,编号

和应处的位置,操作后不仔细检查设备状态,表计指示,以致造出误操作.

违章时的轻敌心理.一些老师傅对于经常性的操作项目,觉得是轻车

熟路,也不填写操作票,进行无票操作,在操作的过程中,违反倒闸操作的

技术原则,不认真进行监护,走错间隔而不自知,从而造成误操作.

3.2物的因素

生产设备,设施未按照有关规定进行规范化治理.由于目前变电站大

都实现无人值班变电站的模式,而现在的设备是在原有设备的基础上改

造成的无人值班模式,一些旧设备已经不利于设备的运行,比如现场的标

识牌不清,分合指示没有明显标志,锈蚀严重,照明不符合要求,电缆L洞

封堵不严,安全距离不符合有关规定等等,也未配备充足的经国家或质,

检机构检验合格的安全工器具,操作工具,配备足够的围栏,验电器不符

合规定等等,给习惯性违章提供了滋生的土壤.

3.3管理因素

未严格按照安全生产管理制度的要求对现场严格要求,现场把关不

严,现场把关人员对发生的习惯性违章行为睁一只眼闭一只眼,发扬好人

主义,纵容习惯性违章行为的发生;对发现的缺陷,未按照各种缺陷处理

的期限及各种闭环管理流程及时进行处理;现场配置的安全工器具未按

照有关规定进行定期试验与定置管理;现场工作人员不严格按照”两票三

制”的规定进行工作许可或开工,不采取任何安全措施即进行工作,纵容

各种习惯性违章行为的发生.

4防止习惯性违章的对策

4.1营造反习惯性违章的良好氛围

认真做好宣传教育工作.通过板报,标语,手机短信,网络信息或安全

警示教育片等各种宣传手段,在职工中营造出”人人讲安全,人人要安全”

的良好氛围,全面,全员,全过程,全方位的开展反习惯性违章,在职工中

树立”违章就是事故之源,违章就是伤亡之源”要时时抓,事事抓,人人抓,

形成相互监督,相互帮助,共保安全的良好局面.

4.2落实安全监督检查制度

建立安全生产监督检查责任制,一级抓一级,层层抓落实.领导要经

常深入工作现场,对现场工作人员进行监督检查,及时纠正不安全行为,

把关人员切实起到监督作用,对现场的危险点,停电部位等对工作人员要

交待清楚,认真检查各种劳动防护用品的使用情况,及时掌握人员的精神

状态,现场各级人员各负其责,工作人员要严格按照现场的安全措旌进行

工作,对发现的问题及时进行整改,确保反违章工作落到实处.

4.3现场硬件配备符合有关要求

按照有关规定定期进行作业现场各种设备,设施的检查和维护,对作

业环境及时进行治理,过期和损坏的安全工器具的要及时进行更换,

使用

合格的劳动防护用品,加强对没备的巡视检查,提高设备运行的可靠性和

消缺率,确保作业现场不留死角.

4.4加大对习惯性违章的考核力度

安监部门要加大对现场习惯性违章的惩罚力度,制定严格的奖惩制

度.对发生事故的职工要实行重罚,通过惩处少数人起到教育一大片的作

用.对及时消除隐患,避免事故发生的职工,给予表彰奖励,做到赏罚分

明,以奖惩,教育为手段,以遵章守纪,杜绝违章现象保证安全生产的目

的.

4.5强化人员的安全意识

坚持以人为本,从思想上筑牢安全防线,增强人员的安全责任心.在

实际工作中,认真执行”三不伤害”保证书,细化各个环节,变过去的”被动

式”学习为现在的”主动式”学习,及时发现不安全因素,并将其消灭在萌

芽状态,增强人员的自我保护意识,把好思想关.

4.6认真开展班组安全日活动

利用每周的安全例会,学习各种规章制度,对事故通报,文件进行及

时学习,并结合工作实际,制定针对f生的防范措施,时时筑牢安全防线.认

真开好班前班后会,对工作中的违章行为及时进行总结,梳理,及时改正,

养成认真遵守规章制度的良好作风.

4.7加强人员的业务技能培训

从控制不安全的苗子着手,抓异常,抓未遂.在职工在形成”比,学,

赶,帮,超”的良好学习氛围,制定学习计划,自学与互学相结合,签订师徒

合同,共同学习与相互监督结合的多种学习方式,学安规,学消防,学运

规,拓宽知识面,熟练掌握操作技能,打造学习型人才,纠正错误的思想,

防止因不懂规程,盲目信任别人造成的习惯陛违章现象的发生.

反违章工作是一项必须长期坚持的工作,需要我们持之以恒.落实各

级人员安全责任,职工凝成一股劲,以”三铁”反”三违”,将反违章工作深入

的基层,班组,每一位员工.在日常工作中,做到凡事有章可循,凡事有目

标措施,凡事有据可查,凡事有人负责,凡事有人监督检查的规范化安全

管理,才能更有效地保护好国家和人民的生命财产安全,实现安全生

产的

长治久安.

提高电力系统惯性水平的风电场和VSCHVDC协同控制策略

DOI:10.13334/j.0258-8013.pcsee.2014.34.002 文章编号:0258-8013 (2014) 34-6021-11 中图分类号:TM 74

提高电力系统惯性水平的风电场和

VSC-HVDC 协同控制策略

12211李宇骏 ,杨勇 ,李颖毅 ,刘高任 ,徐政

(1,浙江大学电气工程学院,浙江省 杭州市 310027,2,国网浙江省电力公司,浙江省 杭州市 310007)

Coordinated Control of Wind Farms and VSC-HVDC to Improve Inertia Level of

Power System

12211LI Yujun, YANG Yong, LI Yingyi, LIU Gaoren, XU Zheng (1. Department of Electric Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, Zhejiang Province, China; 2. Zhejiang Electric Power Corporation, Hangzhou 310007, Zhejiang Province, China) ABSTRACT: Based on the technical solution of large-scale induction generator; inertia emulation; frequency regulation offshore wind farm integrating into onshore grid by voltage 摘要:针对海上风电场采用柔性直流输电(voltage source source converter based HVDC (VSC-HVDC) transmission, this converter based high voltage DC，VSC-HVDC)接入陆上电网 paper proposed a new coordinated control strategy. The 的技术方案，提出利用直流电容和风电机组转子动能去模拟

同步发电机惯量的协同控制策略。通过网侧换流器直流电压 strategy used electrical energy stored in HVDC capacitors and

滑差控制，在电网扰动下，直流电容能相应地吸收或释放能 kinetic energy stored in wind turbine generator rotors to 量。两端 VSC 交流系统频率通过风场侧换流器(wind farm emulate the inertia of the synchronous generator (SG). The VSC，WFVSC)的变频控制实现人工耦合，可以省去两端换 HVDC link capacitors released or absorbed energy by the 流站之间的通信。为响应 WFVSC 的频率变化，风电机组功 proposed droop DC voltage control of the grid side VSC 率控制器将调整功率指令值，使转子转速相应变化。通过一 (GSVSC). No remote communication was needed since the 系列协同控制，海上风电场将参与电力系统频率控制。在允 artificial coupling of the frequency of the two-side AC systems 许的风电机组转速和直流电压变化范围内，该协同控制策略

可提供大范围的惯量，增加系统稳定性。通过对负荷变化、 was obtained through the variable frequency control of the

风速变化和交流系统故障等工况的仿真，验证所提控制策略 wind farm VSC (WFVSC). The rotor speed of the wind turbine 的有效性。 generator changed with the power reference of its power

controller in response to the frequency change of the WFVSC.

As a result, the wind turbine generators were utilized to keep

关键词:风电机组;风电场;柔性直流输电;双馈感应发电 the grid frequency stable. Within the permissible variations of 机;惯量模拟;频率调节 the wind turbine generator rotor speed and the DC voltage, the

proposed coordinated control strategy can provide a wide range 0 引言 of inertia time constants, which improves the overall stability

柔性直流输电系统 (voltage source converter of the system. Simulation results of three operation conditions,

based HVDC，VSC-HVDC)是远距离大规模海上风 i.e. sudden load changes, variations of wind speeds, and AC

电并网的典型结构。然而，直流输电有效解耦了海 system faults, validate the effectiveness of the proposed control

上和陆上两端交流电网，这一特性导致海上风电场 strategy.

很难为电力系统提供惯性支撑。不断增加的风电机 KEY WORDS: wind turbine generator; wind farm; voltage 组容量，将导致电力系统的“有效惯量”不断减少， source converter based HVDC (VSC-HVDC); doubly fed 使电力系统成为一个“低惯量”系统。“低惯量”

系统旋转动能较小，在负荷变化和系统故障下，会 基金项目: 国家高技术 研究发展计划 项目 (863 计划 ) (2012AA051704);国网浙江省电力公司重点科技项目(ZDAVC-13011)。 导致较大的频率偏移，严重影响电力系统稳定性。

The National High Technology Research and Development of China 基于双 馈感 应发电 机 (doubly fed induction (863 Program) (2012AA051704); Key Project of Zhejiang Provincial

Electric Power Company (ZDAVC-13011).

中 国 电 机 工 程 学 报 第 34 卷 6022

generator，DFIG)的变速风机越来越受到系统运行 障。文献[16]提出利用直流电容能量去模拟传统发 人员的关 注。与定 速感应发 电机 (fixed speed 电机的惯量时间常数。然而由于系统正常运行下， induction generator，FSIG)相比，DFIG 为了捕获更 直流电压的大范围波动是不允许的，故这种策略所 多风能，其转子转速可运行在较大范围内，通常为 提供的惯量是有限的。文献[17-18]提出人工耦合海 同步转速的 ?25%范围，其输出的有功功率和无功 上风电场和陆上交流电网频率的控制策略。但其并 功率可由 DFIG 转子侧换流器(rotor side converter， 没有考虑 DFIG 频率响应特性和为系统提供的惯量 RSC)独立调节。相比全功率换流器型(full power 大小。 converter，FRC)风电机组，其换流器容量大为减小， 本文提出利用直流电容和 DFIG 转子动能的协 [1]约为发电机容量的 30%。 同控制策略。该控制策略由网侧换流器直流电压滑 基于异步电机运行特性，其转子转速与系统频 差控制，风场侧换流器的变频控制和 DFIG 的有功 率解耦。在电网扰动下，相比传统的 FSIG，DFIG 功率控制组成。所提控制策略能在电网扰动和交流 独特的变速运行能力使其能有效利用储存在转子 电网故障下，为电网提供大范围的惯量支撑。此外， [2]中的动能为电网提供频率支撑。引入 DFIG 频率 上述控制策略并不只局限于 DFIG 机型，对同样具 特性的一种直接方法是人为耦合系统转速和 DFIG [19-20]亦适用。下文仅 有变速能力的 FRC 风电机组[3-5]转子转速。文献[6-7]分别提出通过电网频率的微 以 DFIG 为例叙述所提控制策略。仿真结果表明该 分和偏差来修改 DFIG 的有功参考值。文献[4,7]通 协同控制策略在电网扰动下能提高系统频率响应 过调节桨距角和最大有功功率指令值的辅助控制 特性。 来实现风电机组的频率调节。文献[3,8]通过让 DFIG

偏离最大功率点运行来提供频率支撑。以上利用

DFIG 调节电网频率的控制方法目前均仅限于交流

电网，对风电场经过直流输电送出系统运用甚少。

1 同步发电机的惯性响应 目前，大型风电场可以通过直流输电系统并入 电 [9-14]网。文献[9]研究风电场通过传统直流输电系 电力系统中，负荷和发电的不平衡将导致电网 统 (line commutated converter based HVDC ， 频率变化。就同步发电机而言，其自身将利用机械 LCC-HVDC)并入电网。利用 LCC-HVDC 并网需在 惯量平滑频率偏移，该过程可描述为 风场侧换流站母线处加装静止同步补偿装置以稳

定风电场电压。相比 LCC-HVDC，VSC-HVDC 可 1 dω = ΔP (1) 独立调节输出的有功功率和无功功率，为诸如海上 2H dt

风电的无源和孤岛系统提供电压支撑能力，因此 式中:H 为同步发电机的惯性时间常数;w 为发电 VSC-HVDC 成为大规模海上风电并网的典型结 [11-12]机转子转速;ΔP 为同步电机的机械功率和电磁功 构。文献[11-12]重点研究 VSC-HVDC 的控制

率之差。 策略，对海上风电场的建模只用等效电流源替代。

文献[13-14]提出海上风电由 VSC-HVDC 并网的稳 显然，H 的数值决定电网频率的变化速率。H 定协同控制策略。在该策略下，每部分的控制相对 数值越大，扰动下电网频率变化范围将越小，电力 独立，在系统扰动下不能很好地为系统提供有效 系统稳定性将提高。 支撑。

由于海上风电场和陆上交流电网被 HVDC 有 2 系统结构和传统控制策略 效解耦，使得上述的风电机组频率调节方法无法直 2.1 系统建模 接应用于海上风电通过柔性直流输电并网系统。文 图 1 为风电场由柔性直流输电系统并网的拓扑 献[15]提出利用换流站远端通信的方法实现海上风 图。风场由 150 台 DFIG 组成，每台 DFIG 容量为 电的频率调节。利用远端通信实现海上风电的频率 2 MW，文中 DFIG 的建模基于文献[21-22]。 调节存在较大的延时，此外该方法需要对每台风机 点对点柔性直流输电系统由两端换流站经海 和送端换流站加装通信，可靠性不能得到很好保 底直流电缆相连。为了简化，海底直流电缆由电阻

– 电感串联电路模拟。风场侧换流器主要收集由

DFIG 发出的能量。为稳定风场交流母线电压，

WFVSC 控制风场换流母线的交流电压和频率。网

侧换流器控制直流电压和与陆上电网交换的无功

功率。

第 34 期 李宇骏等:提高电力系统惯性水平的风电场和 VSC-HVDC 协同控制策略 6023

300 MW 风场 岸上交流母线 WFVSC GSVSC 直流电缆 ?? PT1 PPT2 wind WF g ? U DC 海上交流 母线 ?? ?

图 1 风电场由柔性直流输电系统并网拓扑图

Fig. 1 Single-line diagram of offshore wind farm integration using VSC transmission

WFVSC 2.2 GSVSC 控制策略 风电场 用于 GSVSC 的典型控制器如图 2 所示。控制 策略采用电网电压定向坐标系。坐标系的 d 轴与电 U DC 网电压同向。锁相环(phase locking loop，PLL)用于 测量交流电压的相角 θ。整个控制器由 2 级控制* PLL fWF M ref 电流控制器构成。外环控制器分别控制直流电压和与陆上电网 Imeas 交换的无功功率，其中直流电压与 d 轴电流 i有关; d ? Iref 而无功功率与 q 轴电流 i有关。直流电压参考值 交流电压 q 控制器 * 为一恒定值。内环电流控制器获得的 u、u， UDC dqmeas U ac ?ref Uac 将产生所需的交流电压。考虑换流器故障过流，将

设置 i、i的电流限值。 dq 图 3 WFVSC 的传统控制策略图

电网 Fig. 3 Conventional control scheme of WFVSC MPPT)控GSVSC 制;当风速高于额定风速时，其发出功率 由桨距 T2 P +j Q U DC 角控制限制在额定功率，控制策略如图 4 所 uiabc abc [19-20] 示。MPPT 是依据当前转子转速 ω来计算参PLL D UQ DC ? θPLL ?* * PWM 考有功功率值。依据转子运动方程，DFIG 将自动 QU DC abc/dq 运行到最优转速: i iu u qdmax dq ix qma * * ?i iq ddω D PI PI PI PI 2H ω= P? P(2) D D wind ref i? d idt qminidmin

式中:H为 DFIG 的惯性时间常数;P、P分 D windref 图 2 GSVSC 的传统控制策略图

Fig. 2 Conventional control scheme of GSVSC 别为风电机组捕获的风能和由 MPPT 计算的参考有 2.3 WFVSC 控制策略 功功率。

由于海上基本没有商业和家用负荷，故可让海 Pwind 上交流电网在设置的频率下运行。此外，DFIG 没 有类似同步发电机的功率–相角特性，DFIG 中换流 θ 器能在 10 ms 内快速控制发出的有功和无功功率。 换句话说，风场发出的有功功率基本不受电网频率 桨距角控制 变化的影响。故 WFVSC 可运行在给定的电压幅值 Pref rated ω和频率下，如同无穷大电源一样，控制策略如图 3 D MPPT 控制 ? ω D * 所示。WFVSC 的参考频率 f在稳态下保持恒定。 WF 图 4 简化的 DFIG 有功功率控制

Simplified active power control of DFIG Fig. 4 海上交流电压幅值将由外环电压控制和内环电流

所提的新型协调控制策略包含两端 VSC 和 控制构成。这种控制不仅能快速跟踪实际电流，更

DFIG 的协调控制。直流电容的能量和 DFIG 的转 能在风场侧发生交流故障时限制故障电流。 子动能能够部分补偿电网频率波动时的不平衡功 2.4 DFIG 有功功率控制率，进而提高系统的频率响应特性。其主要包含 发出功率由最当风速低于额定风速时，DFIG 3 个部分:1)GSVSC 直流电容惯性支撑;2)WFVSC 大功率点跟踪(maximum power point tracking，

中 国 电 机 工 程 学 报 第 34 卷 6024

变频控制;3)风场有功功率变化。 转子转速决定系统的频率，结合式(1)、(3)有:

dU 3 新型协调控制策略 df DC = 2HCU (5) DC DC dtdt 3.1 GSVSC 直流电容惯性支撑 直流输电中的直流电容被用作功率平衡。任何 式中:H为 VSC 提供的等效惯性时间常数;f 为 DC

直流电压的变化都表示 HVDC 整流和逆变侧功率 系统的频率。对式(5)两端积分有:不平衡。故直流电容的动态特性可表示为: U f DC CU dU = 2H d f(6) ?DC DC ? DC U f 0DC 0

dU 2 2 DC C (U ? U ) CU = P? P(3) DC DC0 DC WF g = 2H ( f ? f ) (7) dt DC 0 2 2 CU tDCn 式中U和f分别为直流电压和电网频率的平 C = DC0 0 (4) S B 衡点。

直流电压的波动将被限制在特定的范围内，例 和 U分别为直流电压的标幺值和额定式中:U DC DCn 如 ?10%的额定直流电压。这个数值主要由系统绝 值;S为系统的基准容量;C和 C 分别为总的电容 B t 缘水平、PWM 的最小工作电压决定。由于直流电 和等效电容;P为 WFVSC 发出的有功功率;PWF g 压在小范围波动，故在 U处采用一阶 Taylor 展 DC0 为传递到网侧的有功功率。为了简化，经过直流电 开，有:

缆的有功损耗被忽略，故两端 VSC 的直流电压可

认为是相同的。 (8) CU ΔU =2 H Δf DC0 DC DC 为模拟如式(1)所示同步发电机的惯性时间常 故式(8)可用于直流电压滑差控制: 量，P类似于发电机的机械功率。起初假定 PWF WF * (9) U = KΔf + U DC DC DC0为一常量，这是由于 P的变化将导致系统惯性支 WF

撑不仅只来源于直流电容。此外，P类似于发电机 g 式中 K为控制参数，可基于 VSC 所提供的惯性 DC

时间常数人为选择。的电磁功率，故变化的直流电压，从某种角度上讲，

整体的控制框图如图 5 所示。网侧频率可通过 类似于变化的同步机转速。其主要的差别在于直流 交流电网 PLL 测量得到。 电压提供的是虚拟的 VSC 惯量，而同步发电机的

岸上交流母线 WFVSC GSVSC 海上交流母线 T1 海上风场 P WF T2 P g UDC P wind U DC ffWF WF 图 2 所示控制策略 f U uabc DC P 控制器图 3 所示 Pad * f * f PLL K控制策略 P WF K U KADC DC ? ?? Pref fWF0 fUUf WF0 DC0 DC0 0图 4 所示控制策略 风场有功功率改变 WFVSC 变频控制 GSVSC 直流电容惯性支撑

图 5 协调控制策略框图

Overall scheme of coordinated control Fig. 5

得 WFVSC 的频率和电网频率建立某种联系，实现 由式(8)、(9)可得:

人为的耦合关系。如前所述，WFVSC 和 GSVSC KCU DC DC0 H = (10) DC 的直流电压可认为一致，故网侧频率变化首先被转2

化为 GSVSC 或 WFVSC 的直流电压变化(如式(8) 3.2 WFVSC 的变频控制 所示)，然后再转化成 WFVSC 频率的变化: 新型协调控制策略必须使风电场感受到网侧

频率的变化。直接的频率信号通信对于长距离海上 (11) Δf= KΔU = KKΔf WF A DC A DC 风电场送出并不可靠。如前所述，WFVSC 可在变 式中 K为控制参数，反映了 WFVSC 频率偏差 ΔfA WF 频下工作，故通过 WFVSC 变化的直流电压，能使 对直流电压偏差 ΔU的比例。故 WFVSC 的变频 DC

第 34 期 李宇骏等:提高电力系统惯性水平的风电场和 VSC-HVDC 协同控制策略 6025

式中:ω为 DFIG 转子起始转速;H为风场和两控制可写为D0 s

* 端 VSC 共同提供的惯性时间常数。 (12) f= KΔU + f WF A DC WF0从式(19)可得出以下 3 个结论:1)协调控制策 式中 f为 WFVSC 的初始频率。 WF0 略比单独 GSVSC 控制(直流电容惯性支撑)有更大 3.3 风电场有功功率变化的惯性支撑能力;2)动态过程中，风场提供的惯 为了使风电场调节有功功率以响应 量与变化的 DFIG 转子转速有关，DFIG 转子转速 WFVSC

偏差越大，风场所提供的惯量越大;3)DFIG 提供 频率变化，反映频率偏差的辅助有功功率控制将加的惯量随着 DFIG 起始转速不同而不同。DFIG 起 在有功功率指令值 P上，使新的有功功率指令值 ref 始转速越大，DFIG 所提供的惯量越大。 变为 此外，本控制并不只局限于 DFIG。对于 FRC

* 机组，由于机组转速与海上交流电网经内部全功率 (13) P= P+ P WT ad ref换流器解耦。故通过附加控制改变其有功功率指令 * 式中为 DFIG 的新的有功功率指令值。由于 PWT 值让转子动能为交流电网提供惯性支撑的方法亦 DFIG 发出功率能快速跟踪新的有功功率指令值， 可行，其分析思路与上文所述类同。 故也为传递到 WFVSC 综上，在协调控制下，直流电容和 DFIG 转子 的新的有功功率指令值即

WFVSC 频率偏差产生的 * 共同提供惯性支撑，如图 5 所示。以系统频率降低 P= P;P反映由WT WF ad 为例，GSVSC 首先降低直流电压的参考值以响应 附加功率，简单起见，用比例控制器实现，如图 5 降低的电网频率。同时，经过 WFVSC 的变频控制， 所示。 降低的直流电压信号转化为降低的 WFVSC 频率信 在式(2)中用 P代替 P，得: WF ref号。进而，DFIG 通过比例控制器增加其输出的有

功功率。通过一系列的协调控制，电网频率的变化 dω D = P? P(14) 2H ω D D wind WF 范围和变化速度将降低。 dt

以上分析是基于风速恒定，而系统负荷波动的 利用式(5)中同样方法，有: 假设。事实上，对于变化的风速带来的风机功率波

d f 动，当电网频率变化时，协调控制依然可为系统提 2H = P? P(15) W WF0 WF dt 供惯性支撑。

式中:H为风电场提供的惯性支撑;P为风电 W WF0 由前所述，共有 2 个控制参数对系统惯量产 场初始的有功功率。 假定风速恒定，避免由于风生影响:直流电容控制参数 K和 P 控制器比例参 DC

速波动而给系统带 数 K。 P

来附加惯量。在动态过程中，叶尖速比 λ 将随着 4 控制参数对协同控制策略的影响 DFIG 转子转速变化，偏移最优的叶尖速比，导致 4.1 直流控制参数 K对系统惯量的影响 DC P降低。通常，这种降低可以被忽略，主要有以 wind

从式(9)可知，对高的 K而言，在电网波动下， 下几个原因:1)在最大的 C(C)附近，其 C曲 ppmaxp DC

线的斜率很小，故 C的变化很小;2)用于惯性支 p

撑的发电机转速 ω变化通常很小。基于此，PD wind

可假定为常量，故 P= P。这样，DFIG 的转 WF0 wind

子动能将全部用作系统的惯性支撑:

*。这将使直流电压将有较高的直流电压参考值 U DC

dωdf 很快地达到限值。故对此，K对系统惯量的影响D DC 2H ω = 2H(16) D D W 需分 2 种情况考察:在直流电压限值下和直流电压 dt dt

达到限值。这里所设定的限值为 ?10%的额定直流 上式两边积分，并在 ω处利用T aylor 展开有:0 电压。

图 6 为 DFIG 在高风速下，当系统突然负荷降 H ωΔω= H Δf(17) DD0 D W

结合式(2)和(14)、(8)和(17)，有: 低时，K 对系统惯量的影响。如图 6(a)所示，当 DC CU ΔU + 2H ωΔω= 2HΔf DC0 DC DD0 D s (18) 直流电压在限值范围内，随着 K的增大，电网频 DC

率最高点将下降。然而，当直流电压达到限值，增CU ΔU H ωΔω DC0 DC DD0 D H = + = H+ H(19) s DC W 2ΔfΔf大的 K 对系统惯量的影响甚小;相反将对系统惯 DC

中 国 电 机 工 程 学 报 第 34 卷 6026

量产生负面效应。这是由于高的 K使直流电压尽 1.08 DC 1.02

早达到直流电压限值，如图 6(b)所示，将导致直流 1.01 1.04 = ? K= ?3 KP 3P 电容更快丧失惯性支撑能力。随着直流电压到达其 K= ?4K= ?4P P K= ?5P K= ?51.00 1.00 P 限值，如图 6(c)所示，风场的有功功率将到达最小 5 10 15 20 5 10 15 20 25 0 25 0 值，图 6(d)的 DFIG 桨距角同时达到其最大值。 t/s t/s

(a) 电网频率波形 (b) 直流电压波形 1.03 1.12 1.02 1.08 K= ?317.6 1.00 P )直流电压/pu = ? KP 4?K= 3 K= 3 DC DC 1.01 1.04 K= ?5 P = K= 5 KDC 5DC 0.96 K= ?3P 16.8 K= 7 DC K= 7DC 1.00 1.00 K= ?4P = ?K5 P 0 5 10 15 20 25 0 5 10 15 20 25 0.92 16.0 t/s t/s 5 10 15 20 5 10 15 20 25 0 25 0 (a) 电网频率波形 (b) 直流电压波形 t/s t/s (d) 桨距角波形 (c) 风场发出的有功功率 K= 3DC 1.00 17.2 )直流电压/pu = 5?KDC K= 7 DC 0.98 16.8 图 7 K= 4 时，K对系统惯量的影响DC P K= 3 DC 0.96 16.4 Fig. 7 Influence of K on inertia at K = 4 P DC K= 5DC 有功功率/pu 电网频率/pu K= 70.94 DC 16.0 范围，从而减少直流电压达到限值的可能。 0 5 10 15 20 25 0 5 10 15 20 25

t/s t/s 5 仿真分析 (d) 桨距角波形 (c) 风场发出的有功功率

5.1 仿真平台 图 6 K= ?2 时，K对系统惯量的影响P DC 为验证协调控制策略的有效性，在电力系统仿 Fig. 6 Influence of Kon inertia at K= ?2DC P 真软件 DIgSILENT/PowerFactory 中搭建如图 8 所示 4.2 比例控制器 K对系统惯量的影响 P 的两端测试系统。WFVSC 和 GSVSC 的参数如表 1 用同样的负荷降低事件来说明 K对系统惯量 P 有功功率/pu 电网频率/pu 所示。WFVSC 负责收集风场能量并维持海上交流 桨矩角/(的影响。如图 7(a)所示，高的比例系数 K使电网频 P 电压稳定，GSVSC 负责向弱交流系统输送电能。 率最高点降低，同时如图 7(b)所示，直流电压相应 该弱交流系统只含 1 台同步电机及相关负载，其所

需电能由同步电机与风电场共同提供。同步电机采 降低。图 7(c)中 DFIG 将吸收更多的能量用于系统

用 7 阶模型，相关参数如表 2 所示。 惯量支撑。图 7(d)桨距角变化表明，高值的 K将有 P GSVSC 高的桨距角值。故高的 K将降低直流电压的变化 P WFVSC B1 B2 桨矩角/(T1 PT2 Tg WF P g L1 L2 同步发电机 海上风场 P+ jQP+ jQL2 L2 L1L1

图 8 测试系统单线图

Single-line diagram of test system Fig. 8

表 1 算例系统主要参数 表 2 同步发电机主要参数

Tab. 1 Parameters for the VSC-HVDC link Tab. 2 Parameters for the SG

参数 有名值 参数 有名值 参数 有名值 参数 有名值

/MVA 300 /kV 110 额定容量 S额定交流电压有效值 UBVSC额定容量 S/MVA 300 ，x'，x'' 2.642，0.377，0.21 xgddd额定直流电压U/kV 200 DC机端电压 U/kV 13.8 惯WFVSC 初始频率 f/(pu/(5Hz0 )) 1 gWF0x，x''，x2.346，0.18，0.18 qql 直流电容 C/μF 7 500 变DC性时间常数 H/s 4 原直流侧滑差控制参数 K3 gDC T'，T''，T'' 0.635，0.015，0.015 ddq压器漏抗 L/pu 0.15 变动机调差系数 R0.04 WFVSC 变频控制参数 K15 P A 励磁调节器增益 400 励磁时压器等效铜耗 R/pu 0.005 风场有功功率控制参数 K?4 P 原动机时间常数 T/s 8.405 W间常数 0.01

伺服电机时间常数 0.5 — — 5.2 算例 1

与交流系统连接的负载可分为 2 部分，其中固 + jQ为 40 MW + 10 Mvar。在 t = 5 s 时，将可变PL2 L2

负载 P+ jQ切除或投入，图 9、10 分别为 2 种情定负载 P+ jQ为 400 MW + 100 Mvar，可变负载 L1 L1 L2 L2

第 34 期 李宇骏等:提高电力系统惯性水平的风电场和 VSC-HVDC 协同控制策略 6027

1.05 1.00 无附加控制 仅含 GSVSC 控制 1.04 0.98 1.03 采取协调控制策略 无附加控制 1.02 0.96 仅含 GSVSC 控制 1.01 采取协调控制策略 1.00 0.94

60 60 0 30 90 120 0 30 90 120 t/s t/s

(a) 系统频率 (a) 系统频率

0.80 无附加控制 0.72 仅含 GSVSC 控制 0.72 0.68 采取协调控制策略 无附加控制 0.64 0.64 仅 含 GSVSC 控制 0.60 采 取协调控制策略 0.56 0.56 60 60 0 30 90 120 0 30 90 120 t/s t/s

(b) 同步机有功功率 (b) 同步机有功功率

1.10 1.00 无附加控制 仅含 GSVSC 控制 0.98 1.06 采取协调控制策略 0.96 无附加控制 0.94 仅含 GSVSC 控制 1.02 0.92 采取协调控制策略 0.90 0.98 60 60 0 30 90 120 0 30 90 120 t/s t/s

(c) 直流电压 (c) 直流电压

0.92 0.88 无附加控制 0.86 仅含 GSVSC 控制 0.88 采取协调控制策略 0.84 加控制 无附 0.82 仅含G SVSC 控制 0.84 0.80 采取 协调控制策略 0.78 0.80 60 60 0 30 90 120 0 30 90 120 t/s t/s

(d) GSVSC 有功功率 (d) GSVSC 有功功率 1.03 无附加控制 1.00 GSVSC 控制 1.02 仅含 采取协调控制策略 1.01 0.99 控制 无附加 SVSC 控制 仅含 G 1.00 采取协调控制策略 0.98 0.99 60 60 0 30 90 120 0 30 90 120 t/s t/s

(e) WFVSC 频率 (e) WFVSC 频率 0.88 0.92 无附加控制 0.86 仅含 GSVSC 控制 0.90 采取协调控制策略 0.84 0.88 无附加控制 0.82 仅含 GSV SC 控制 0.86 采取协调控制策略 0.80 0.84

60 60 0 30 90 120 0 30 90 120

t/s t/s

(f) 风场有功功率 (f) 风场有功功率

无附加控制 1.17 1.20 仅含 GSVSC 控制 1.16 1.19 采取协调控制策略 1.15 无附加控制 1.18 仅含 GSVSC 控制 1.14 1.17 采取协调控制策略 DFIG 转速/pu 有功功率/pu WFVSC 频率/pu 有功功率/pu 直流电压/pu 有功功率/pu 系统频率/pu 1.13 60 60 0 30 90 120 0 30 90 120 t/s t/s

(g) DFIG 转速 (g) DFIG 转速

负载突减时系统惯性响应曲线 负载突增时系统惯性响应曲线 图 9 图 10

Fig. 9 System inertia response for sudden load decrease Fig. 10 System inertia response for sudden load increase DFIG 转速/pu 有功功率/pu WFVSC 频率/pu 有功功率/pu 直流电压/pu 有功功率/pu 系统频率/pu

中 国 电 机 工 程 学 报 第 34 卷 6028

18 况下系统惯性响应曲线。图中实线、划线和点线的 16 曲线分别代表加入协调控制器、加入 GSVSC 控制 器(仅用直流电容作为惯性支撑)以及没有附加控制 14 3 种情况下的响应曲线。 12 图 9 中，可变负载被瞬间切除。由图 9(a)可 10 0 30 30 60 90 120 知，加入协调控制器后，系统频率的上升速率较另 t/s 外 2 种策略有明显下降，意味着本文提出的协调控 (a) 风速 制策略可为系统提供强的惯性支撑作用，增强系统

稳定性。图 9(b)给出同步电机的有功出力曲线，可 1.04 1.02 看出当负载瞬时降低时，采取协调控制策略下的同 1.00 步电机的有功功率下降幅度最小。随着调速器的作 0.98 用，GSVSC 的功率输送将回到原有水平。由图 9(c) 0.96 无协调控制 有协调控制 0.94 可看出，该策略还可以降低暂态情况下直流电压的 0 30 30 60 90 120 改变量，并减小直流电压越限或丧失直流电容提供 t/s 惯性支撑的可能性。此外，从图 9(d)可以看出，点 (b) 系统频率 线代表的传统控制策略在频率发生改变时无法为

1.00 系统提供惯性支撑。在协调控制策略下，直流电容 0.85 吸收剩余功率，如图 9(e)所示，WFVSC 频率上升， 0.90 风电场降低自身出力，平滑由于负载突降所产生的 0.85 能量缺额。由图 9(f)、(g)可以看出，当仅加入 GSVSC 无协调控制 有协调控制 0.80 控制或者采取传统控制策略时，风场不需要提供额 0 30 30 60 90 120 外的有功功率以支撑系统的惯性响应。由于风场自 t/s

(c) 风场有功功率 动降低其有功出力，采用协调控制策略时 GSVSC

的有功功率比采取另 2 种控制策略时有明显降低。 无协调控制 有协调控制1.25 图 10 中，可变负载被瞬间投入。与之前分析类

1.20 似，图 10(a)—(g)分别给出系统频率、同步电机有

功出力等特性的相应曲线。在协调控制策略的作用 1.15

下，如图 10(a)所示，系统频率最低点最大。而图 10(b) 30 60 0 30 90 120 t/s 中同步电机的变化更为缓慢。图 10(c)中 GSVSC 将 (d) DFIG 转速 提供更多的有功功率以支撑网侧频率。图 10(d)中

风场的有功功率会随着 WFVSC 的频率变化进行相 无协调控制有协调控制 6 ) DFIG 转速 /pu 有功功率/pu 系统频率/pu 风速/(m/s) ?应调整。图 10(e)的 WFVSC 频率降低，以至于图 10(f) 4 中风场有功功率上升，图 10(g)中双馈电机的转速 2 会随之下降，为系统提供惯性支撑。因此在协调控 0

0 30 30 60 90 120 制策略的作用下，风场以及柔性直流输电系统全部

t/s 参与到系统的频率调节，这对于大型海上风场接入 (e) 桨距角 有重要意义。

中高风速时系统惯性响应曲线 图 11 5.3 算例 2Fig. 11 System inertia response for high-medium wind 在负载不变的情况下，考察风速改变对系统的 speed 影响。其中，当风速为中高速时，负载 P+ jQL1 L1

为 350 MW + 90 Mvar;当风速为中低速时，负载 16 P+ jQ为 250 MW + 63 Mvar。不同风速下，固定 L1 L1

负载不同以保证同步电机出力基本相当。图 11、12 12

8 风速/(m/s) 桨距角/(

4

0 30 30 60 90 120

t/s

(a) 风速

第 34 期 李宇骏等:提高电力系统惯性水平的风电场和 VSC-HVDC 协同控制策略 6029

1.06 策略仍然起作用。与传统方法相比，图 12(b)中的 无协调控制 有协调控制 电网频率以及图 12(c)中风机功率的波动都有明显 1.02 改善。与高风速情况相比，其作用效果并不明显。 0.98 这是由于在低风速下，图 12(d)中的 DFIG 转子转速

基本保持不变，故能提供的惯性支撑能力有限。由 0.94 30 60 0 30 90 120 图 12(e)可知，在中低速时，桨距角控制并不启动。 t/s

(b) 系统频率 5.4 算例 3

在 t = 1 s 时，在图 8 中 B2 母线处发生三相交流 0.4 无协调控制 有协调控制 接地故障，持续时间 0.15 s ，负载为 400 MW + 0.3

100 Mvar 且保持不变。0.2 图 13 为发生接地故障时的系统响应曲线，B2 0.1 通过 8 Ω 电抗接地。从图 13(a)可以看出，发生故障 0 30 30 60 90 120 时交流电压幅值跌落至额定值的 30% 左右。从 t/s 图 13(b)可以看出，同步电机转速的波动被极大地 (c) 风场有功功率 抑制。在高增益励磁器的作用下，机端电压振荡， 导致同步发电机以及 GSVSC 的有功功率产生小幅 无协调控制 有协调控制0.9 振荡，如图 13(c)、(d)所示。故障下，直流电容会 0.8 从风场吸收额外的有功功率，此时的图 13(e)中直流

电压会较原有策略有所上升，但仍在系统承受范围 0.7 内，不会对系统的故障恢复造成影响。在协调控制 0 30 30 60 90 120 策略下，图 13(f)中风场传输的有功功率迅速下降， t/s GSVSC 的有功功率也随之下降，使同步电机更快 (d) DFIG 转速

恢复到额定运行状态。故障后图 13(g)中系统的频 1.0 无协调控制 有协调控制 率波动也较原策略有很大改善，这进一步增强了系 0.5 )DFIG 转速/pu 有功功率/pu 系统频率/pu ?统稳定性，减小了系统崩溃的风险。 0.0 ?0.5 桨距角/(

?1.0

30 60 0 30 90 120 t/s

(e) 桨距角 1.2 1.0 中低风速时系统惯性响应曲线 图 12 0.8 System inertia response for low-medium wind Fig. 12 无协调控制 0.6 有协调控制 speed 0.4

0 1 2 3 4 分别为 2 种情况下系统的响应曲线。 t/s 图 11(a)为中高速时，平均速度为 14 m/s，标准 (a) 交流电压幅值

差为 1。图 11(b)的系统频率表明，相对于传统控制

无协调控制 策略，协调控制策略可明显减小系统频率的变化范 1.015 有协调控制 1.010 围。当风速改变时，DFIG 通过 MPPT 在最优转速 1.005 下运行，如图 11(c)、(d)所示。在协调控制策略下， 1.000 0.995 为了向系统提供更多的惯性支撑，DFIG 转速的变 20 0 10 30 40 化范围会比采用原有策略时大，那么有功功率变化 t/s 范围将比采用原有策略时小。当风速达到较高水平 有功功率/pu 同步电机转速/pu 交流电压幅值/pu (b) 同步电机转速 时，DFIG 的有功功率达到额定功率，同时转速达

到最大值。为防止功率越限，桨距角控制启动，如 0.8 0.6 图 11(e)所示。 0.4 无协调控制 图 12(a)为中低速时，其平均速度为 9 m/s，标 0.2 有协调控制

0.0 准差为 2。从图中可以看出，本文提出的协调控制 0 1 2 3 4

t/s

(c) 同步电机有功功率

中 国 电 机 工 程 学 报 第 34 卷 6030

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下，直流电容和风电场共同为系统提供惯性支撑。

其惯量大小可通过调节控制器参数人为设定。

2)通过人为耦合海上和陆上交流电网频率， [10] 王志新，吴杰 ，徐烈，等( 大型海上风电 场并网 换流站之间的远端通信可省去，提高系统可靠性。 VSC-HVDC 变流器关键技术[J](中国电机工程学报，

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Transactions on Power Systems，2007，22(3):976-984(

[15] Miao Zhixin，Fan Lingling，Osborn D，et al(Wind farms

with HVDC delivery in inertial response and primary

收稿日期:2014-02-13。 frequency control[J] ( IEEE Transactions on Energy

Conversion，2010，25(4):1171-1178( 作者简介:

[16] Zhu Jiebei，Booth C D，Adam G P，et al(Inertia emulation 李宇骏(1990)，男，硕士研究生，研究 control strategy for VSC-HVDC transmission 方向为海上风电通过柔性直流输电并网， systems[J]( IEEE Transactions on Power Systems，liyujun@zju.edu.cn; 2013，28(2): 杨勇(1968)，男，高级工程师，研究方 1277-1287(向为电网生产和科技信通管理; [17] Haileselassie T M，Torres-Olguin R E，Vrana T K，et 李宇骏 李颖毅(1973)，男，高级工程师，研究 al( Main grid frequency support strategy for VSC-方向为电网调度运行与管理; 刘高任HVDC connected wind farms with variable speed (1990)，男，博士研究生，研究 wind 方向为直流输电与柔性交流输电; 徐政turbines[C]//2011 IEEE Trondheim PowerTech ( (1962)，男，博士，教授，博士生 Trondheim:IEEE，2011:1-6( 导师，研究方向为大规模交直流电力系统[18] Pipelzadeh Y，Chaudhuri B，Green T C(Inertial response 分析、直流输电与柔性交流输电、风力发 from remote offshore wind farms connected through 电技术与风电场并网技术。 VSC-HVDC links :A communication-less scheme[C]//

Power and Energy Society General Meeting(San Diego，

CA:IEEE，2012:1-6( (编辑 李泽荣) [19] 姚骏，夏先锋，陈西寅，等(风电并网用全功率变流器

电力系统

电力系统自动化发展趋势及新技术的应用

[摘要]现代社会对电能供应的“安全、可靠、经济、优质”等各项指标的要求越来

越高, 相应地, 电力系统也不断地向自动化提出更高的要求。电力系统自动化技术不断地由低到高、由局部到整体发展, 本文对此进行了详细的阐述。

[关键词]电力系统自动化 发展 应用

一、电力系统自动化总的发展趋势

1. 当今电力系统的自动控制技术正趋向于:

(1)在控制策略上日益向最优化、适应化、智能化、协调化、区域化发展。

(2)在设计分析上日益要求面对多机系统模型来处理问题。

(3)在理论工具上越来越多地借助于现代控制理论。

(4)在控制手段上日益增多了微机、电力电子器件和远程通信的应用。

(5)在研究人员的构成上益需要多“兵种”的联合作战。

2. 整个电力系统自动化的发展则趋向于:

(1)由开环监测向闭环控制发展, 例如从系统功率总加到AGC(自动发电控制) 。

(2)由高电压等级向低电压扩展, 例如从EMS(能量管理系统) 到DMS(配电管理系统) 。

(3)由单个元件向部分区域及全系统发展, 例如SCADA(监测控制与数据采集) 的发展和区域稳定控制的发展。

(4)由单一功能向多功能、一体化发展, 例如变电站综合自动化的发展。

(5)装置性能向数字化、快速化、灵活化发展, 例如继电保护技术的演变。

(6)追求的目标向最优化、协调化、智能化发展, 例如励磁控制、潮流控制。

(7)由以提高运行的安全、经济、效率为完成向管理、服务的自动化扩展, 例如MIS(管理信息系统) 在电力系统中的应用。

近20年来, 随着计算机技术、通信技术、控制技术的发展, 现代电力系统已成为一个计算机(Computer)、控制(Control)、通信(Communication)和电力装备及电力电子(Power System Equiqments and Power Electronics)的统一体, 简称为“CCCP”。其内涵不断深入, 外延不断扩展。电力系统自动化处理的信息量越来越大, 考虑的因素越来越多, 直接可观可测的范围越来越广, 能够闭环控制的对象越来越丰富。

二、具有变革性重要影响的三项新技术

1. 电力系统的智能控制

电力系统的控制研究与应用在过去的40多年中大体上可分为三个阶段:基于传递函数的单输入、单输出控制阶段; 线性最优控制、非线性控制及多机系统协调控制阶段; 智能控制阶段。电力系统控制面临的主要技术困难有:

(1)电力系统是一个具有强非线性的、变参数(包含多种随机和不确定因素的、多种运行方式和故障方式并存) 的动态大系统。

(2)具有多目标寻优和在多种运行方式及故障方式下的鲁棒性要求。

(3)不仅需要本地不同控制器间协调, 也需要异地不同控制器间协调控制。

智能控制是当今控制理论发展的新的阶段, 主要用来解决那些用传统方法难以解决的复杂系统的控制问题; 特别适于那些具有模型不确定性、具有强非线性、要求高度适应性的复杂系统。

智能控制在电力系统工程应用方面具有非常广阔的前景, 其具体应用有快关汽门的人工神经网络适应控制, 基于人工神经网络的励磁、电掣动、快关综合控制系统结构, 多机系统中的ASVG(新型静止无功发生器) 的自学习功能等。

2.FACTS 和DFACTS

(1)FACTS概念的提出

在电力系统的发展迫切需要先进的输配电技术来提高电压质量和系统稳定性的时候, 一种改变传统输电能力的新技术——柔性交流输电系统(FACTS)技术悄然兴起。

所谓“柔性交流输电系统”技术又称“灵活交流输电系统”技术简称FACTS, 就是在输电系统的重要部位, 采用具有单独或综合功能的电力电子装置, 对输电系统的主要参数(如电压、相位差、电抗等) 进行调整控制, 使输电更加可靠, 具有更大的可控性和更高的效率。这是一种将电力电子技术、微机处理技术、控制技术等高新技术应用于高压输电系统, 以提高系统可靠性、可控性、运行性能和电能质量, 并可获取大量节电效益的新型综合技术。

(2)FACTS的核心装置之一——ASVC 的研究现状

各种FACTS 装置的共同特点是:基于大功率电力电子器件的快速开关作用和所组成逆变器的逆变作用。ASVC 是包含了FACTS 装置的各种核心技术且结构比较简单的一种新型静止无功发生器。

ASVC 由二相逆变器和并联电容器构成, 其输出的三相交流电压与所接电网的三相电压同步。它不仅可校正稳态运行电压, 而且可以在故障后的恢复期间稳定电压, 因此对电网电压的控制能力很强。与旋转同步调相机相比,ASVC 的调节范围大, 反应速度快, 不会发生响应迟缓, 没有转动设备的机械惯性、机械损耗和旋转噪声, 并且因为ASVC 是一种固态装置, 所以能响应网络中的暂态也能响应稳态变化, 因此其控制能力大大优于同步调相机。

(3)DFACTS的研究态势

随着高科技产业和信息化的发展, 电力用户对供电质量和可靠性越来越敏感, 电器设备的正常运行甚至使用寿命也与之越来越息息相关。可以说, 信息时代对电能质量提出了越来越高的要求。

DFACTS 是指应用于配电系统中的灵活交流技术, 它是Hingorani 于1988年针对配电网中供电质量提出的新概念。其主要内容是:对供电质量的各种问题采用综合的解决办法, 在配电网和大量商业用户的供电端使用新型电力电子控制器。

3. 基于GPS 统一时钟的新一代EMS 和动态安全监控系统

(1)基于GPS 统一时钟的新一代EMS

目前应用的电力系统监测手段主要有侧重于记录电磁暂态过程的各种故障录波仪和侧重于系统稳态运行情况的监视控制与数据采集(SCADA)系统。前者记录数据冗余, 记录时间较短, 不同记录仪之间缺乏通信, 使得对于系统整体动态特性分析困难; 后者数据刷新间隔较长, 只能用于分析系统的稳态特性。两者还具有一个共同的不足, 即不同地点之间缺乏准确的共同时间标记, 记录数据只是局部有效, 难以用于对全系统动态行为的分析。

(2)基于GPS 的新一代动态安全监控系统

基于GPS 的新一代动态安全监控系统, 是新动态安全监测系统与原有SCADA 的结合。电力系统新一代动态安全监测系统, 主要由同步定时系统, 动态相量测量系统、通信系统和中央信号处理机四部分组成。采用GPS 实现的同步相量测量技术和光纤通信技术, 为相量控制提供了实现的条件。GPS 技术与相量测量技术结合的产物——PMU(相量测量单元) 设备, 正逐步取代RTU 设备实现电压、电流相量测量(相角和幅值) 。

电力系统调度监测从稳态/准稳态监测向动态监测发展是必然趋势。GPS 技术和相量测量技术的结合标志着电力系统动态安全监测和实时控制时代的来临。

随着计算机技术, 控制技术及信息技术的发展, 电力系统自动化面临着空前的变革。多媒体技术、智能控制将迅速进入电力系统自动化领域, 而信息技术的发展, 不仅会推动电力系统监测的发展, 也会推动电力系统控制向更高水平发展。

电力系统

一、 1. 两端直流输电系统怎样构成的，有哪些主要部分？ 主要构成：整流站，逆变站和直流输电线路三部分。 2. 两端直流输电系统的类型有哪些，系统接线方式如何？ 单极系统 双极系统 背靠背系统 3. 直流输电的优点是什么？ 直流输电架空线路只需正负两极导线、杆塔结构简单、线路造价低、损耗小； 直流电缆线路输送容量大、造价低、损耗小、 不易老化、寿命长， 且输送举例不受限制； 直流输电不在交流输电的稳定问题，有利于远距离大容量送电； 采用直流输电实现电力系统之间的非同步联网； 直流输电输送的有功功率和换流器消耗的无功功率均可由控制系统进行控制， 可以改善 交流系统的运行性能； 在直流电的作用下，只有电阻起作用，电感电容均不起作用，可很好的利用大地这个良 好的导电体； 直流输电可方便进行分期建设、增容扩建，有利于发挥投资效益； 输送的有功、 无功功率可以手动或自动方式进行快速控制， 有利于电网的经济运行合现 代化管理。 4. 直流输电的缺点是什么？ 直流输电换流站比交流变电所的设备多、结构复杂、造价高、损害大、运行费用高、可 靠性也差； 换流器对交流侧来说，除了负荷（在整流站）或电源（在逆变站）是一个谐波电流源以 外，还是一个谐波电流源，会畸变交流电流波形，需装设交流滤波器；换流器对至直流 侧来说，除了是电源（在整流站）或负荷（在逆变站）以外，它还是一个谐波电压源， 它会畸变电压波形，在直流侧需装设平波电抗器合直流滤波器； 晶闸管换流器在就进行换流时需消耗大量的无功功率，在换流站需装设无功补偿设备； 直流输电利用大地（海水）为回路而带来一些技术问题； 直流断路器没有电流过零可以利用，灭弧问题难以解决。 5. 直流输电的应用有哪些？ 远距离大容量输电 电力系统联网 直流电缆送电 现有交流输电线路的增容改造 轻型直流输电 6. 直流输电的工程目前有哪些？其输送距离、输送电压等级、输送容量各为多少？两端换流 站各为哪里？ 舟山直流输电工程 输送距离 54km ， 输送电压等级±100kv ，输送容量为 100MW ，整流 站在浙江省宁波附近的大碶镇，逆变站在舟山本岛的鳌头浦； 葛洲坝——南桥直流输电工程，距离 1045km ，电压等级±500kv ，容量 1200MW ，整流站 在葛洲坝水电站附近的葛洲坝换流站，逆变站在上海南桥换流站； 天生桥——广州直流输电工程，距离 960km ，电压等级±500kv ，容量 1800MW ，整流站在 天生桥水电站附近的马窝换流站，逆变站在广州的北郊换流站； 嵊泗直流输电工程，距离 66.2km ，电压等级±50kv ，容量 6MW ，可以双向送电，整流站在 上海的芦潮港换流站，逆变站在嵊泗换流站； 三峡——常州直流输电工程，距离 860km ，电压等级±500kv ，容量 3000MW ，整流站在三 峡电站附近的龙泉换流站，逆变站在江苏常州的政平换流站； 三峡——广东直流输电工程，距离 880km ，电压等级±500kv ，容量 3000MW ，整流站在湖 北荆州换流站，逆变站在广东的惠州换流站； 贵州——广东直流输电工程，距离 960km ，电压等级±500kv ，容量 3000MW ，整流站在贵 州安顺换流站，逆变站在广东的肇庆换流站； 灵宝背靠背直流输电工程，电压等级 120kv ，容量 360MW ， ；

八、 1. 换流站过电压保护装置经历了哪三个阶段？ 经历了保护间隙、碳化硅有间隙避雷器，金属氧化物无间隙避雷器 2. 直流避雷器与交流避雷器运行条件和工作原理的差别是什么？

(1) 交流避雷器可以利用电流自然过零的时机来切断续流，而直流避雷器没有电流 过零可以利用，因此灭弧较为困难； (2) 直流输电系统中电容元件远比交流系统多，换流站避雷器的通流容量要比常规 交流避雷器大得多； (3) 正常运行时直流避雷器的发热较严重 (4) 某些直流避雷器的两端均不接地； (5) 直流避雷器外绝缘要求高 3. 对直流避雷器的技术要求？ 要求：非线性好，灭弧能力强，通流容量大，结构简单，体积小，耐污性能好 4. 避雷器芯片导通的三个阶段是什么？ 第一阶段为低电场下的绝缘特性； 第二阶段为中电场下避雷器的限压特性； 第三阶段为高电场强度下的导通特性 5. 氧化锌避雷器性能的基本参数有哪些？ 避雷器参考电压 Uref ，避雷器参考电流 Iref ，避雷器额定放电电流，避雷器保护残压 Ures ，避 雷器保护特性，避雷器连续运行电压 6. 直流输电换流站过电压保护和绝缘配合的目的是什么？ 目的是寻求一种避雷器配置合参数选择方案， 保证换流站所以设备在正

常运行、 故障期间及 故障后的安全，并使得全系统的费用最省。 7. 换流站过电压保护和绝缘配合的一般过程是什么？ 第一步，确定避雷器的配置方案； 第二步，确定各避雷器的额定电压合保护特性； 第三步，初步确定 配合电流、保护残压和设备绝缘水平； 第四步，进行过电压研究，确定避雷器能量要求，校核实际流过避雷器的电流幅值是否超过 配合电流； 第五步，如果必要，则进行调整，即一般情况下调整避雷器并联柱数，必要时需调整额定电 压甚至配置方案，最终确定保护方案和绝缘水平。 8. 换流站交流侧暂时过电压有哪些类型？ 甩负荷过电压、变压器投入时引起的饱和过电压、清除故障引起的饱和过电压 9. 换流站交流侧操作过电压有哪些类型？ 线路合闸和重合闸、投入和重新投入交流滤波器或并联电容器、对地故障、清除故障 10. 换流站直流侧暂时过电压有哪些类型？ 交流侧暂时过电压、换流器故障 11. 换流站直流侧操作过电压有哪些类型？ 交流侧操作过电压、短路故障 12. 换流站来自直流线路的过电压除雷电过电压外，操作过电压有哪些类型？ 在双极运行时，一极对地短路，将在健全极产生操作过电压； 对开路的线路不受控充电，也称空载加压 13. 换流站避雷器配置的总原则？ 交流 侧产生的过电压应由交流侧避雷器限制， 直流侧产生的过电压应由直流侧避雷器限制； 重要设备应由与之直接并联的避雷器保护。

14. 画图表示每极一组 12 脉动换流器的避雷器典型配置方案？ 15. 直流输电过电压研究方法有哪些？ 16. 换流站过电压研究时，操作过电压和暂态过电压的电路模型是什么，雷电过电压和陡波 过电压的电路模型是怎样的？ 17. 画图表示滤波器避雷器的典型配置方案？

九、 1. 直流输电外绝缘包括哪两部分？ 包括换流站直流场设备外绝缘和直流输电架空线路外绝缘两部分 2. 高压直流空气间隙具体是指？ 指换流站内直流设备的安全净距和直流线路杆塔的塔头间隙。 3. 棒棒和棒板间隙的直流放电特性是什么？ 4. 导线杆塔间隙的直流放电特性是什么？ 5. 空气间隙直流叠加操作冲击电压的规律是什么？ 在间隙距 6. 导线杆塔间隙直流+500kV 叠加操作冲击的规律是什么？ 7. 绝缘子污闪的物理模型用公式表示是什么？各部分含义是什么？ 8. 直流局部电弧的过程及其描述是什么？ 9. 直流电弧的极性效应是什么？ 直流电弧有极性差异，负极发出的电弧为负电弧，与相对正极连接的电弧为正电弧。对于结 构复杂的绝缘子，负电弧稳定，正电弧易形成飘弧。 10. 直流和交流电弧外特性差异是什么？ 11. 悬式绝缘子串直流污闪电压与绝缘子片数成什么关系？ 线性关系

12. 污秽绝缘子直流叠加操作冲击电压时闪络电压有什么规律？ 13. 我国有关标准规定，直流污秽试验电源要满足什么条件？ 14. 直流人工污秽试验方法有哪三种？通常的加压方式有哪三种，分别得到的闪络电压是什 么电压？染污方式有哪些？ 通常的加压方式有：一是升压法，二是恒压法，包括耐受法和降压法 15. 直流电压下绝缘子积污的影响因素有哪些？ 直流电压下绝缘子积污的影响因素有哪些？ 直流电压下绝缘子积污的影响因素有哪些 环境影响因素：风雨影响、污秽物性质影响、电压极性影响、电压梯度影响、电晕放电 影响 16. 直流电压下绝缘子表面污秽分布包括哪些分布的研究？ 直流电压下绝缘子表面污秽分布包括哪些分布的研究？ 直流电压下绝缘子表面污秽分布包括哪些分布的研究 沿悬式绝缘子串污秽分布 站用绝缘子表面污秽分布 17. 直流和交流积污比是什么？为什么使用直流和交流积污比？与哪些因素有关？ 直流和交流积污比是什么？为什么使用直流和交流积污比？与哪些因素有关？ 直流和交流积污比是什么 18. 绝缘子覆冰的类型 绝缘子覆冰的类型？ 绝缘子覆冰的类型 硬覆冰、软覆冰、混合覆冰 19. 直流绝缘子覆冰闪络特性受哪些因素影响？ 直流绝缘子覆冰闪络特性受哪些因素影响？ 直流绝缘子覆冰闪络特性受哪些因素影响 覆冰量与冰桥对绝缘子串闪络特性的影响 覆冰绝缘子串直流闪络电压与融冰冰水电导率的关系 直流电压极性对覆冰绝缘子串闪络电压的影响 绝缘子造型与绝缘子串悬挂方式对覆冰闪络电压的影响 覆冰绝缘子串闪络电压随长的非线性变化 20. 如何确定杆塔塔头空气间隙？ 如何确定杆塔塔头空气间隙？ 如何确定杆塔塔头空气间隙 导线对杆塔的空气间隙应能承受因绝缘子串风偏而使间隙变小的直流工作电压和操作过电 压。 21. 高压直流输

电系统的外绝缘设计主要取决于什么？有哪四种设计方法？ 高压直流输电系统的外绝缘设计主要取决于什么？ 高压直流输电系统的外绝缘设计主要取决于什么 有哪四种设计方法？ (1) 根据运行经验，按照爬电比距选择绝缘； (2) 按照自然污秽闪络特性选择绝缘 (3) 按照人工污秽实验选择绝缘 (4) 按照泄露电流特性选择绝缘 十一、 十一、 1. 一个 12 脉动换流器接线图？ 脉动换流器接线图？ 一个 2. 每极换流器的接线方式有哪三种，画图表示？ 每极换流器的接线方式有哪三种，画图表示？ 每极换流器的接线方式有哪三种 3. 换流变与换流阀的连接有哪六种？换流变压器与阀厅的布置有哪些？ 换流变与换流阀的连接有哪六种？换流变压器与阀厅的布置有哪些？ 换流变与换流阀的连接有哪六种 4. 交流滤波器接入系统的方式？ 交流滤波器接入系统的方式？ 交流滤波器接入系统的方式 5. 换流阀的功能是什么？主要参数有哪些？电气接线如何？ 换流阀的功能是什么？主要参数有哪些？电气接线如何？ 换流阀的功能是什么 6. 换流变压器的功能是什么？在哪些方面与电力变压器不同？主要参数有哪些？ 换流变压器的功能是什么？在哪些方面与电力变压器不同？主要参数有哪些？ 换流变压器的功能是什么 主要参数： 主要参数： 换流变压器阀侧交流额定电压 UVN 换流变压器阀侧交流额定电流 IVN 换流变压器额定容 换流变压器短路阻抗（短路电压） 量 SN 换流变压器短路阻抗（短路电压） 换流变压器有载分接头调节方式及分接头调节 范围 7. 平波电抗器的功能是什么？参数有哪些？ 平波电抗器的功能是什么？参数有哪些？ 平波电抗器的功能是什么 参数： 参数：限制故障电流的上升率 平抑直流电流的纹波 防止直流低负荷的电流断续 电抗器是直流滤波器的组成部分 平波电抗器电感量的取值 8. 交流滤波器的功能是什么？电路类型有哪些？主要参数有哪些？ 交流滤波器的功能是什么？电路类型有哪些？主要参数有哪些？ 交流滤波器的功能是什么 平波 高压电容器的主要应力： （1）最高持续运行相电压 Ucmax （2）电容器热稳定电流 Ith

（3）决定爬电距离的最高电压 Ucreep 电抗器的主要应力： （1）最高持续运行相电压 ULmax （2）电抗器热稳定电流 Ith （3）决定爬电距离的最高电压 Ucreep 电阻器的主要应力： （1）电阻器热稳定电流 Ith （2）决定爬电距离的最高电压 Ucreep

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