有功功率

针对高压直流输电系统受端换流站发生接地故障时暂态电压失稳问题，提出一种综合故障检测与有功无功输出的储能型链式静止同步补偿器(static synchronous compensator, STATCOM)控制策略。储能型STATCOM具有功率四象限运行能力，通过协调装置输出的有功、无功功率可以优化电压支撑效果。首先，改进了故障检测方法，采用双重检测快速判断故障起止时刻。其次，在故障期间控制储能型STATCOM输出一定量的有功功率，可以有效抑制受端连续换相失败，抬升交流电压最低值。同时，对无功功率进行控制切换，避免故障清除后无功回撤不及时导致的受端暂态过电压问题。在PSCAD/EMTDC仿真平台的CIGRE标准系统中对所提电压支撑控制策略与储能型STATCOM常规控制进行对比。结果表明，在不同故障场景中，所提控制策略均能达到更好地电压支撑的效果。

该技术将传统供配电系统进行整合优化，通过智能管理平台进行管理。系统核心电源部分采用在线节能补偿运行模式时，由市电与不间断电源（UPS）联合供电，负载通过不间断电源（UPS）静态开关从市电获取所需有功功率，从不间断电源（UPS）逆变器获取所需无功功率。

在调度中心要求风电集群紧急切功率时,需优化协调分配多个风电场的功率切除量。本文首先分析了风电场紧急功率切除的方式,进而提出了基于切场组合、基于风电场切机、基于切场与场内切机相结合和基于风电场累计有功功率切除量排序的4种不同的紧急切功率分配算法;其次以分配偏差量、风电场切场数等5个指标的加权组合构建综合评价指标以评估各算法的性能;最后以某实际风电集群为例,验证所提算法的有效性。分配结果和综合评价指标值表明4种分配算法都有各自的适用范围,其中基于风电场累计有功功率切除量排序的方法综合指标值最小,适用范围最大。

HL系列智能电力电容补偿装置是0.4KV、50Hz低压配电高效节能、降低线损、提高功率因数和电能质量的新一代无功补偿设备。它由智能测控单元，投切开关电路，线路保护单元，两台（△型或一台(Y型低压电力电容器构成HL系列智能电力电容补偿装置采用定制段式LCD液晶显示器，可实时显示三相母线电压、三相母线电流、三相功率因数、频率、电容器路数及投切状态、有功功率、无功功率、谐波电压总畸变率，电容器的温度。

为了解决大规模分布式光伏接入配电网导致光伏并网点出现电压越限问题，提出了一种基于分布式共识协同(distributed consensus collaboration, DCC)的光伏逆变器电压控制方法。光伏逆变器电压控制采用基于功率调节的下垂控制模式，利用下垂控制调节光伏的有功功率与无功功率，实现对光伏并网点电压的控制。分布式协同共识是将接入系统的光伏有功功率输出与光伏最大输出跟踪比作为状态变量，通过分布式共识协同算法实现下垂控制启动参数的调整和光伏逆变器之间的电压协同控制。通过一个含分布式光伏的真实馈线系统进行算例验证，基于德国DIgSILENT软件进行仿真。结果表明，所提电压控制方法能有效抑制光伏并网点的电压越限问题，并在电压调节过程中降低光伏有功功率出力的削减，提升光伏逆变器的无功功率调节量。

高压直流(high voltage direct current，HVDC)换流器具有一定的动态无功调节能力，充分利用换流站的无功调节能力，可显著改善HVDC系统的稳定性能。文中研究了HVDC系统稳态运行时的无功功率可调节能力，分析了有功功率和无功功率相互耦合的特性，以国际大电网(conference International des grands reseaux electriques,CIGRE)的HVDC标准测试模型和贵广Ⅱ直流输电工程模型为算例，对稳态工况的直流电流可运行范围进行了解析，进而求出整流、逆变两侧的无功功率可调节能力，并将其应用在无功控制中。研究发现，CIGRE的HVDC标准测试模型对于容性的无功功率和感性的无功功率调节能力相近，而贵广Ⅱ直流输电工程模型对感性无功的调节能力远大于对容性无功的调节能力。在电磁暂态仿真程序PSCAD/EMTDC中验证了无功功率可调节能力的正确性和应用价值。

虚拟同步机(virtual synchronous generator, VSG)因可提高电网中的阻尼和惯量而备受关注。在线路呈现高阻抗比以及大功角工况下，针对VSG输出有功功率与无功功率之间存在严重的功率耦合问题，在前馈补偿策略的基础上，提出自适应前馈补偿控制策略。首先引入VSG的基本控制策略，分析功角对线路功率耦合的影响。然后，在前馈补偿策略的基础上，引入自适应前馈补偿功率解耦控制策略，通过自适应修改前馈补偿系数对功率耦合量进行补偿，消除有功功率和无功功率之间的耦合。建立基于所提自适应前馈补偿的小信号模型，分析所采用解耦策略对系统稳定性的影响。最后，通过Matlab/Simulink仿真验证该解耦控制策略不仅有效消除了功率环之间的耦合，还显著增强了VSG输出功率的暂稳态性能。

本项目对海上风电场全景监控和预测性维护技术进行了研究，开发了相关系统。在监视方面，提出一种海上风电全景一体化监控架构，首次建立辅控系统CIM 模型，实现了主辅设备的统一建模及海上升压站全数字化；功率预测方面，提出可在线校正的海上风电功率预测方法，针对高变化率的海风实时修正预测模型，解决传统预测模型自适应差问题，提升了海上风电功率预测精度；功率控制方面，提出计及多因素和约束条件下海上风电有功功率控制方法及计及多时间尺度的无功设备两层协调控制方法，攻克了大惯量风电机组有功功率调节慢且精度不高的问题，实现了风电机组、无功设备功率调节次数的最优化及无功电压精准控制；运维方面，提出一种大数据趋势特征拟合的海上风机故障预测方法，结合海洋环境数据，建立多种风机劣化概率随机模型，风电机组潜在性故障判别有效率可达85%以上，实现海上风电场预测性维护。项目成果通过中国电机工程学会鉴定，结论为：“项目内容具备推广应用价值，填补了国内外空白，整体达到国际领先水平”。 项目成果目前在国内外没有同类产品可以比较。在统一模型、统一监视方面，国内外无相对应技术或产品；在控制和预测方面，技术指标处于国内外领先水平；率先建立的预测性维护体系，实现了海上风电场的智能运维。 项目成果已在25个海上风电项目中应用，对我国海上风电健康发展起到积极促进作用。从海上风力发电企业考虑，有利于降低海上风电场建设和运维成本，改善运维人员工作环境，提升企业运维水平及生产效率，增强企业的市场竞争力，年均节约运维成本约100万元；从整个新能源发电产业考虑，能够提升海上风电场可控性，有利于促进海上风电产业的发展，进而为减少碳排放，降低环境污染做出贡献。 项目成果能够为海上风电项目后期运行维护、系统协调、电网服务、资产管理等方面提供有效的技术手段和管理平台，应用前景广阔。

虚拟电厂通常由分布式发电(distributed generator，DG)单元组成，当系统缺少电网支撑时，需要合理的综合运行策略和准确的控制方法保证虚拟电厂平稳运行。 方法 首先，针对虚拟电网发电问题提出了一种基于功率差余值的运行策略。然后，针对系统中DG的发电控制问题设计了一种有限时间分布式控制器。将电压和频率的幅值在有限时间内调整到标称值，并实现了有功功率在各DG单元间的分配。与传统的集中式控制策略不同，所建立的控制方法基于分布式结构，只需要相邻DG单元之间通过稀疏通信网络进行信息交换。 结果 通过仿真实验验证了该控制方法的可行性，以及对模型参数不确定性和负载变化的鲁棒性。 结论 与以往研究相比，所提出的运行策略对系统工况进行了更为详细地划分，有效提高了系统的稳定性和安全性。

为解决光储型电热协同系统（electric-thermal system, ETS）协作参与电网削峰填谷问题，并减小负荷预测误差和新能源波动对调节效果的影响，提出一种多代理削峰填谷策略。该策略依托由配网代理、区域代理、ETS/光伏发电（PV）代理和执行单元构成的多代理系统实施，包含集中式能量优化和分布式能量管理环节。在集中式能量优化过程中，配网代理可通过求解以自身运行成本最小为优化目标的模型预测控制（model predictive control，MPC）优化模型，为区域代理及其内部的光伏系统提供日内有功功率上限计划。分布式能量管理过程中，区域代理和ETS/PV代理基于多智能体一致性算法获取供暖设备的有功功率修正值，从而减小实际区域代理有功功率与其计划值间的偏差。仿真结果表明：该策略可使系统协同参与削峰填谷且结果更精确。