CN101267114A - 基于协调约束实时更新的电厂与变电站协调电压控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及基于协调约束实时更新的电厂与变电站协调电压控制方法，属于电力***自动电压控制技术领域。本发明选择变电站母线电压作为厂站之间的协调变量，首先对每个变电站根据“九区域图”方法进行站内自动电压控制，并根据控制结果，采用专家规则方法，实时更新本站协调变量的约束条件；然后将该约束条件加入到本区域的协调二级电压控制(CSVC)模型中统一求解，解得发电机的无功控制策略。该CSVC模型无离散变量，属于常规二次规划模型，避免了复杂混合整数规划问题的求解，提高了实时控制的可靠性。

Description

基于协调约束实时更新的电厂与变电站协调电压控制方法

技术领域

本发明属于电力***自动电压控制技术领域，特别涉及(电)厂与(变电)站协调电压控制方法。

背景技术

自动电压控制(以下简称AVC，Automatic Voltage Control)***是实现电网安全(提高电压稳定裕度)、经济(降低网络损耗)、优质(提高电压合格率)运行的重要手段，其控制手段包括了连续变量(电厂侧的发电机无功)与离散变量(变电站侧的电容、电抗、有载调压变压器分接头(OLTCs))，自动电压控制本质上就是对这些控制变量进行协调，从而满足合理无功电压分布的过程。这涉及如何实现连续变量和离散变量的协调控制。

前人针对无功优化中如何综合考虑连续变量与离散变量进行了相关的研究，典型方法包括解析类算法和进化类算法，前者以程莹，刘明波等在《含离散控制变量的大规模电力***无功优化》(中国电机工程学报，2002，22(5)：54~60)提出的方法为代表，后者以丁晓莺，王锡凡，陈皓勇在《一种求解最优潮流的组合算法》(中国电机工程学报，2002，22(12)：11-16)提出的方法为代表。但自动电压控制不等同于在线计算的无功优化或者最优潮流，从控制的可靠性和实用性出发，涉及很多具体问题。目前各国自动电压控制相关文献中，尚未对如何实现离散变量与连续变量的协调问题进行***过阐述。

已有的电压控制方法中涉及二级电压控制、控制灵敏度计算以及基于九区域图的变电站自动电压控制方法，分别阐述如下：

(1)二级电压控制方法

本发明人曾经提出过名称为“电力***中基于软分区的电压控制方法”的相关方法(专利号为ZL200510098527.3)，其原理是通过基于软分区的协调二级电压控制(以下简称CSVC法)方法，根据电网结构的变化，自适应给出当前状态下的***分区方案，其目标函数如下：

$\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g}{\min }\{W_p{\left|\right|a\·(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_g{\mathrm{\ΔQ}}_g\left|\right|}^2+W_q{\left|\right|\frac{Q_g+{\mathrm{\ΔQ}}_g-Q_g^{\min }}{Q_g^{\max }-Q_g^{\min }}\left|\right|}^2\}---\left(1\right)$

式中，ΔQ_g表示受控发电机无功出力的调节量(控制量)；Q_g、Q_g ^min和Q_g ^max分别表示受控发电机无功当前值、下限和上限；V_p和V_p ^ref表示中枢母线当前电压和设定电压；W_p和W_q为权重系数，α为增益系数；C_g为中枢母线电压对受控发电机无功的灵敏度。其中，Q_g、V_p为实时采集量；V_p ^ref为已知量，由其它优化环节给出；α、W_p、W_q为已知量，由控制经验给定；Q_g ^min、Q_g ^max为已知量，可直接取得；C_g为已知量，通过灵敏度计算得到；控制量ΔQ_g通过求解该CSVC数学模型得到。

目标函数式(1)的第一项表示控制后中枢母线电压与设定值之间的偏差最小，目标函数式(1)的第二项表示的是控制后发电机的无功出力比例，对于某台发电机，该比例越小，说明该发电机的无功裕度越大，而以平方和的形式出现在目标函数中，将促使各台发电机向无功出力更均衡的方向发展，有利于提高电网的电压稳定性。完整的CSVC数学模型要求在满足安全约束条件的情况下来求解式(1)的极小化问题，这些约束包括：

$|C_{\mathrm{vg}}\·{\mathrm{\ΔQ}}_g|\≤\mathrm{\Δ}{V}_H^{\max }---\left(2\right)$

$V_H^{\min }\≤V_H+C_{\mathrm{vg}}\·\mathrm{\Δ}{Q}_g\≤V_H^{\max }---\left(3\right)$

$V_p^{\min }\≤V_p+C_g\·\mathrm{\Δ}{Q}_g\≤V_p^{\max }---\left(4\right)$

$Q_g^{\min }\≤Q_g+\mathrm{\Δ}{Q}_g\≤Q_g^{\max }---\left(5\right)$

式中，V_p、V_p ^min和V_p ^max分别表示中枢母线电压当前值、下限和上限；Q_g、Q_g ^min和Q_g ^max分别表示受控发电机无功当前值、下限和上限；V_H、V_H ^min、V_H ^max和ΔV_H ^max分别表示受控发电机高压侧母线电压的当前值、下限、上限和允许的单步最大调整量；C_vg为受控发电机高压侧母线电压对发电机无功的灵敏度。

为了防止控制操作对电网造成过大的波动，因此在每一步控制中都对控制步长有严格的限制，这正是通过约束条件式(2)加以实现的，其物理含义是控制后V_H的调整量要小于允许的单步最大调整量ΔV_H ^max。约束条件式(3)和(4)保证了控制后不会导致V_p和V_H产生越限，对于其他一些比较重要的母线电压也可以类似的添加到约束条件中。约束条件式(5)保证了控制后发电机的无功出力不会越限。

(2)灵敏度计算方法

在电压控制过程中涉及到控制灵敏度的计算。孙宏斌，张伯明，相年德在《准稳态的灵敏度分析方法》(中国电机工程学报，1999年4月V19N4，pp.9-13)中提出了准稳态灵敏度方法，与常规的静态的灵敏度分析方法不同，准稳态灵敏度方法考虑了电力***准稳态的物理响应，计及***控制前后新旧稳态间的总变化，有效提高了灵敏度分析的精度。该方法基于电力***的PQ解耦模型，当发电机安装有自动电压调节器(AVR)时，可认为该发电机节点为PV节点；而当发电机装有自动无功功率调节(AQR)或自动功率因数调节(APFR)时，可认为该发电机节点与普通负荷节点相同均为PQ节点。此外，将负荷电压静特性考虑成节点电压的一次或二次曲线。这样所建立的潮流模型就自然地将这些准稳态的物理响应加以考虑，从而基于潮流模型计算出的灵敏度即为准稳态的灵敏度。在潮流模型下，设PQ节点和PV节点个数分别为N_PQ和N_PV，状态量x是PQ节点的电压幅值 $V_{\mathrm{PQ}}\∈R^{N_{\mathrm{PQ}}},$ 控制变量u＝[Q_PQ V_PV T_k]^T，其中 $Q_{\mathrm{PQ}}\∈R^{N_{\mathrm{PQ}}}$ 是PQ节点的无功注入， $V_{\mathrm{PV}}\∈R^{N_{\mathrm{PV}}}$ 是PV节点的电压幅值， $T_k\∈R^{N_T}$ 是变压器变比，重要的依从变量h＝[Q_b Q_PV]^T，其中Q_b∈R^b′是支路无功潮流， $Q_{\mathrm{PV}}\∈R^{N_{\mathrm{PV}}}$ 是PV节点的无功注入。这时，有无功潮流模型：

Q_PQ(V_PQ，V_PV，T_k)＝0(6)

Q_b＝Q_b(V_PQ，V_PV，T_k)(7)

Q_PV＝Q_PV(V_PQ，V_PV，T_k)(8)

可得准稳态无功类灵敏度的计算公式见表1。

表1准稳态的无功类灵敏度S_(x，h)u的计算公式

其中 $S_{V_{\mathrm{PQ}}{Q}_{\mathrm{PQ}}}=-{\left[\frac{{\∂Q}_{\mathrm{PQ}}}{{\∂V}_{\mathrm{PQ}}}\right]}^{-1},$ 上表中的所有量都可以直接对潮流模型(1)-(3)的雅可比矩阵求逆得到。

(3)变电站自动电压控制方法

变电站自动电压控制的主要思路是按照“九区图”或者“扩展九区图”的方法，对电容器、电抗器和OLTC等离散设备进行调整，如图1(a)所示，图中U为变电站二次侧母线的电压，

和Q分别为变压器高压侧绕组的功率因数和无功，

和

表示功率因数

的下界和上界，U_min和U_max表示电压U的下界和上界，

和[U_min，U_max]在坐标系

上划分出九个控制区域(区域0到区域8)，其中区域0是正常运行区域，无需控制；而针对其他每个控制区域，可以指定相应的控制设备动作策略，比如投切一组电容，或者变压器分接头档位调整1档，目标是通过控制使变电站的运行状态进入区域0。在实际运行时，根据变电站运行的当前数据

可以得到其在图1(a)中所属的控制区域，并进一步执行本控制区域所对应的控制策略，使变电站的运行状态进入区域0。

图1(a)中处于区域边界附近的运行点，如A、B、C和D点，有可能发生操作振荡现象。同时，仅采用或Q固定的上下限值也不能全面反映无功功率的大小和方向。胡金双在《基于分级协调的地区电网无功电压闭环控制***》(清华大学工学硕士论文，2004年)从分区划分方案、无功功率或功率因数的限值和控制策略三个方面对图1(a)的传统九区图进行了改进，提出改进的九区图法如图1(b)，描述如下：

(1)分区划分方案。首先用无功功率Q上下限替代传统九区图的功率因数

上下限；接着考虑到传统九区图的2区与7区、1区与8区的动作策略是完全一样的，因此把他们分别合并成对应图1(b)中的8区和7区；另外，为了防止电容器投切震荡，将3区中靠近U_max、4区中靠近U_min的运行点分离出来，分别作为一个区域来单独处理。重新编号后的改进九区图如图1(b)所示，图中，ΔU₊为投电容器引起的电压变化量，ΔU_-为切电容器引起的电压变化量。

(2)由于九区图中Q的上下限值和电网运行状态有关，根据电网实时运行状态动态确定九区图中待求的Q的上下限值Q_min和Q_max。然后根据Q_min和Q_max判断是否该切投电容器。

(3)根据上述分区的划分和限值，可确定一种控制策略如表2。制定此控制策略的基本原则是：电压合格则不调主变分接头；由无功分布不合理引起的电压越限，则首先考虑投切电容器。

表2改进的九区图控制策略表

历史上提出的二级电压控制方法主要以考虑发电机等连续变量为主，而变电站自动电压控制方法则以考虑电容器等离散变量为主。没有对电厂的连续变量和变电站的离散变量实施有效协调，导致电厂(连续变量为主)和变电站(离散变量为主)在自动电压控制中容易由于时序失配而导致不合理的无功流动，不利于电网的安全、优质、经济运行。

发明内容

本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提出了一种基于协调约束实时更新的电厂与变电站协调电压控制方法(下简称厂站协调电压控制)，以变电站母线电压上下限为协调约束，解决了自动电压控制中电厂的连续变量和变电站的离散变量协调控制的问题，同时避免了在线求解复杂的混合整数规划问题。

本发明提出的基于协调约束实时更新的厂站协调电压控制方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

1)电压控制区域由m个电厂与n个变电站组成，m、n为自然数；选取变电站侧监控母线的电压矢量V_s作为电厂与变电站之间的协调变量，在一个控制周期开始时，实时采集协调变量的当前数值V_s ^cur；

2)利用预先制定的“九区图”专家规则，得到第i个变电站，电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量；其中，i＝1，..，n；

3)实时更新第i个变电站，协调变量

的下限

和上限

；将所述电压控制区域内所有n个变电站的协调变量的下限和上限进行汇总，得到所述电压控制区域内协调变量的约束范围[V′_s，V′_s]；

4)构建所述电压控制区域的协调二级电压控制模型，求解电厂侧发电机的无功调节量ΔQ_g；该协调二级电压控制模型如下：

$\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g}{\min }{\left|\right|(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{pg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g\left|\right|}^2+{\left|\right|(V_s-V_s^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{sg}}\mathrm{\Δ}{Q}_g\left|\right|}^2$

s.t.V _p≤V_p+C_pgΔQ_g≤V_p

V′_s≤V_s+C_sgΔQ_g≤V′_s

Q _g≤Q_g+ΔQ_g≤Q_g

其中ΔQ_g是发电机无功出力的变化量矢量，是控制变量，V_p和Q_g分别是电厂高压侧母线电压矢量和发电机无功出力矢量，V _p和V_p分别表示电厂高压侧母线电压矢量V_p的下限和上限，Q _g和Q_g分别表示发电机无功出力矢量Q_g的下限和上限，C_pg、C_sg分别是ΔQ_g对V_p和V_s的灵敏度矩阵；V_p ^ref和V_s ^ref分别表示电厂侧母线和变电站侧母线电压的优化设定值，是已知量；

5)根据步骤2)得到的电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量，对所述电压控制区域各变电站控制设备实现闭环调节；根据步骤4)得到的发电厂侧的无功调节量，对所述电压控制区域各电厂无功出力实现闭环调节；

6)在下一次控制周期到来时，返回步骤1)。

本发明的特点及效果：

在本发明方法中，核心步骤是步骤3)，即协调约束更新环节，采用变电站电压约束作为协调约束，在传统的变电站自动电压控制方法和电厂的协调二级电压控制方法之间进行了有效协调。

本发明方法的变电站自动电压控制环节在电厂控制决策之前完成，符合“离散设备优先动作，连续设备精细调节”的原则，其结果是主要的无功补偿由变电站来承担，而具有快速和连续调节能力的电厂发电机始终处于较大调节裕度的状态，提高了电网承担事故扰动的能力，提高电网的安全性，满足了现场协调控制的需要。

附图说明

图1为变电站电压控制使用的九区图法。

图2为本发明的控制流程图。

具体实施方式

本发明提出的基于协调约束实时更新的电厂与变电站协调电压控制方法结合附图及实施例详细说明如下：

本发明基于“变电站离散设备优先动作，电厂连续设备精细调节”的原则，提出的基于协调约束实时更新的厂站协调电压控制方法，其控制流程如图2所示，具体包括以下步骤：

1)电压控制区域由m个电厂与n个变电站组成，选取变电站侧监控母线的电压矢量V_s作为电厂与变电站之间的协调变量，在一个控制周期开始时，实时采集协调变量的当前数值V_s ^cur；

2)利用预先制定的“九区图”专家规则，得到第i个变电站(i＝1，..，n，n为自然数)电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量；3)实时更新第i个变电站(i＝1，..，n)协调变量

的下限

和上限；将所述电压控制区域内所有n个变电站的协调变量的下限和上限进行汇总，得到所述电压控制区域内协调变量的约束范围(简称协调约束)[V′_s，V′_s]；

4)构建所述电压控制区域的协调二级电压控制模型，求解电厂侧发电机的无功调节量ΔQ_g；协调二级电压控制模型如下：

$\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g}{\min }{\left|\right|(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{pg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g\left|\right|}^2+{\left|\right|(V_s-V_s^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{sg}}\mathrm{\Δ}{Q}_g\left|\right|}^2$

s.t.V _p≤V_p+C_pgΔQ_g≤V_p

V′_s≤V_s+C_sgΔQ_g≤V′_s

Q _g≤Q_g+ΔQ_g≤Q_g

其中ΔQ_g是发电机无功出力的变化量矢量，是控制变量，V_p和Q_g分别是电厂高压侧母线电压矢量和发电机无功出力矢量，V _p和V_p分别表示电厂高压侧母线电压矢量V_p的下限和上限，Q _g和Q_g分别表示发电机无功出力矢量Q_g的下限和上限，C_pg、C_sg分别是ΔQ_g对V_p和V_s的灵敏度矩阵；V_p ^ref和V_s ^ref分别表示电厂侧母线和变电站侧母线电压的优化设定值，是已知量；

5)根据步骤2)得到的电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量，对所述电压控制区域各变电站控制设备(离散变量)实现闭环调节；根据步骤4)得到的发电厂侧的无功调节量，对所述电压控制区域各电厂无功出力(连续变量)实现闭环调节；

(6)在下一次控制周期到来时，返回步骤1)。

在步骤3)实时更新第i个变电站协调变量

的下限

和上限

的具体方法为：

记的当前电压值为

，根据电网运行导则确定保证电网正常运行应满足的运行范围

，当前可投入的容量最小电容(或可切除的容量最小电抗)容量为Q_i ^inc，当前可切除的容量最小电容(或可投入的容量最小电抗)容量为Q_i ^dec，电容(电抗)挂接节点无功注入对

的灵敏度为，则按照以下规则计算第i个变电站的协调约束

(1)若本变电站有电容器投入运行，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=V_{s_i}^{\mathrm{cur}},{\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\min ({\stackrel{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}+C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{inc}});$

(2)若本变电站有电抗器投入运行，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\max ({\underset{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}-C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{dec}}),{\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=V_{s_i}^{\mathrm{cur}};$

(3)若本变电站未投入任何电容或电抗器，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\max ({\underset{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}-C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{dec}}),$ ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\min ({\stackrel{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}+C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{inc}}).$

以下是本发明方法的一个实施例，具体包括以下步骤：

步骤1)电压控制区域由m个电厂与n个变电站组成，选取变电站侧监控母线的电压矢量V_s作为电厂与变电站之间的协调变量，在一个控制周期开始时，实时采集协调变量的当前数值V_s ^cur；其中的V_s ^cur的实时数据采集可通过控制中心的电网调度自动化***的遥测功能实现。

步骤2)利用预先制定的“九区图”专家规则，得到第i个变电站(i＝1，..，n)电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量；

对于每个变电站，基于九区图专家规则的变电站自动电压控制方法属于现有的成熟技术，分区方案和策略表分别如图1(b)和表2所示。该步骤的数据采集和控制通过现有的电网调度自动化***的遥测、遥信、遥调和遥控功能实现；

步骤3)实时更新第i个变电站(i＝1，..，n)协调变量的下限

和上限；将所述电压控制区域内所有n个变电站的协调变量的下限和上限进行汇总，得到所述电压控制区域内协调变量的约束范围(简称协调约束)[V′_s，V′_s]；

记

的当前电压值为

，根据电网运行导则可确定保证电网正常运行

应满足的运行范围

，当前可投入的容量最小电容(或可切除的容量最小电抗)容量为Q_i ^inc(若此时已经没有可以投入的电容或者可退出的电抗，则令 $Q_i^{\mathrm{inc}}=\∞$ )，当前可切除的容量最小电容(或可投入的容量最小电抗)容量为Q_i ^dec(若此时已经没有可以退出的电容或者可投入的电抗，则令 $Q_i^{\mathrm{dec}}=\∞$ )，电容(电抗)挂接节点无功注入对

的灵敏度为

在求解[V′_s，V′_s]时，一种可选的具体方法是通过专家规则方式确定第i个变电站的协调约束

，具体方法为：

(a)若在步骤2)中本变电站有电容器投入运行，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=V_{s_i}^{\mathrm{cur}},$ ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\min ({\stackrel{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}+C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{inc}});$

(b)若在步骤2中本变电站有电抗器投入运行，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\max ({\underset{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}-C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{dec}}),$ ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=V_{s_i}^{\mathrm{cur}};$

(c)若在步骤2)中本变电站未投入任何电容或电抗器，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\max ({\underset{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}-C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{dec}}),$ ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\min ({\stackrel{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}+C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{inc}}).$

例如：第i个变电站协调变量的当前电压值 $V_{s_i}^{\mathrm{cur}}=545\mathrm{kV},$ 根据电网运行导则确定的

应满足的运行范围 $[{\underset{\‾}{V}}_{s_i},{\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}]=\left[\mathrm{500,550}\right]\mathrm{kV}.$ 假设由于电压偏高，在步骤2)中第i个变电站已有电抗器投入运行以降低电压。而当前可投入的容量最小的电抗器容量为 $Q_i^{\mathrm{dec}}=40\mathrm{Mvar},$ 由已知的准稳态灵敏度方法可计算出电抗器无功出力对电压

的灵敏度为200V/Mvar，根据上述规则(b)，可对协调约束作出实时更新如下：协调变量的下限可更新为 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\max ({\underset{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}-C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{dec}})=537\mathrm{kV},$ 上限更新为 ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=V_{s_i}^{\mathrm{cur}}=545\mathrm{kV}.$ 显然更新后的关于协调变量的约束条件[537，545]比原运行范围[500，550]要窄，作为步骤4)的协调二级电压控制模型中的新的约束条件，用于在变电站和电厂之间进行协调。

步骤4)构建所述电压控制区域的协调二级电压控制模型，求解电厂侧发电机的无功调节量ΔQ_g；协调二级电压控制模型如下：

$\underset{{\mathrm{\ΔQ}}_g}{\min }{\left|\right|(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{pg}}{\mathrm{\ΔQ}}_g\left|\right|}^2+{\left|\right|(V_s-V_s^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{sg}}\mathrm{\Δ}{Q}_g\left|\right|}^2$

s.t.V _p≤V_p+C_pgΔQ_g ≤V_p

V′_s≤V_s+C_sgΔQ_g≤V′_s

Q _g≤Q_g+ΔQ_g≤Q_g

其中ΔQ_g是发电机无功出力的变化量矢量，是控制变量，V_p和Q_g分别是电厂高压侧母线电压矢量和发电机无功出力矢量，V _p和V_p分别表示电厂高压侧母线电压矢量V_p的下限和上限，Q _g和Q_g分别表示发电机无功出力矢量Q_g的下限和上限，C_pg、C_sg分别是ΔQ_g对V_p和V_s的灵敏度矩阵；灵敏度求解方法采用已知的准稳态灵敏度方法给出。V_p ^ref和V_s ^ref分别表示电厂侧母线和变电站侧母线电压的优化设定值，是已知量；

上述协调二级电压控制方法属于成熟技术，可通过常规的起作用集法求解。

步骤5)根据步骤2)得到的电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量，对所述电压控制区域各变电站控制设备(离散变量)实现闭环调节；根据步骤4)得到的发电厂侧的无功调节量，对所述电压控制区域各电厂无功出力(连续变量)实现闭环调节；

步骤6)在下一次控制周期到来时，返回步骤1)。通常控制周期可设定为5分钟。

Claims (2)

1、一种基于协调约束实时更新的厂站协调电压控制方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

1)电压控制区域由m个电厂与n个变电站组成，选取变电站侧监控母线的电压矢量V_s作为电厂与变电站之间的协调变量，在一个控制周期开始时，实时采集协调变量的当前数值V_s ^cur；

2)利用预先制定的“九区图”专家规则，得到第i个变电站，电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量；其中，i＝1，..，n，n为自然数；

3)实时更新第i个变电站，协调变量

的下限

和上限

；将所述电压控制区域内所有n个变电站的协调变量的下限和上限进行汇总，得到所述电压控制区域内协调变量的约束范围[V′_s，V′_s]；

4)构建所述电压控制区域的协调二级电压控制模型，求解电厂侧发电机的无功调节量ΔQ_g；该协调二级电压控制模型如下：

$\underset{\mathrm{\Δ}{Q}_g}{\min }{\left|\right|(V_p-V_p^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{pg}}\mathrm{\Δ}{Q}_g\left|\right|}^2+{\left|\right|(V_s-V_s^{\mathrm{ref}})+C_{\mathrm{sg}}\mathrm{\Δ}{Q}_g\left|\right|}^2$

s.t.V _p≤V_p+C_pgΔQ_g≤V_p

V′_s≤V_s+C_sgΔQ_g≤V′_s

Q _g≤Q_g+ΔQ_g≤Q_g

其中ΔQ_g是发电机无功出力的变化量矢量，是控制变量，V_p和Q_g分别是电厂高压侧母线电压矢量和发电机无功出力矢量，V _p和V_p分别表示电厂高压侧母线电压矢量V_p的下限和上限，Q _g和Q_g分别表示发电机无功出力矢量Q_g的下限和上限，C_pg、C_sg分别是ΔQ_g对V_p和V_s的灵敏度矩阵；V_p ^ref和V_s ^ref分别表示电厂侧母线和变电站侧母线电压的优化设定值，是已知量；

5)根据步骤2)得到的电容电抗器的投切序列和有载调压变压器分接头的控制量，对所述电压控制区域各变电站控制设备实现闭环调节；根据步骤4)得到的发电厂侧的无功调节量，对所述电压控制区域各电厂无功出力实现闭环调节；

6)在下一次控制周期到来时，返回步骤1)。

2、如权利要求1所述的厂站协调电压控制方法，其特征在于，在所述步骤3)实时更新第i个变电站协调变量

的下限和上限

的具体方法为：

记

的当前电压值为

，根据电网运行导则确定保证电网正常运行

应满足的运行范围，当前可投入的容量最小电容或可切除的容量最小电抗容量为Q_i ^inc，当前可切除的容量最小电容或可投入的容量最小电抗容量为Q_i ^dec，电容或电抗挂接节点无功注入对

的灵敏度为，则按照以下规则计算第i个变电站的协调约束

(1)若本变电站有电容器投入运行，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=V_{s_i}^{\mathrm{cur}},$ ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\min ({\stackrel{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}+C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{inc}});$

(2)若本变电站有电抗器投入运行，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\max ({\underset{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}-C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{dec}}),$ ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=V_{s_i}^{\mathrm{cur}};$

(3)若本变电站未投入任何电容或电抗器，则 ${\underset{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\max ({\underset{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}-C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{dec}}),$ ${\stackrel{\‾}{V}}_{s_i}^{\′}=\min ({\stackrel{\‾}{V}}_{s_i},V_{s_i}^{\mathrm{cur}}+C_{{\mathrm{sc}}_i}{Q}_i^{\mathrm{inc}}).$

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