CN102709918B - 基于avc***的电网关口无功功率控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于AVC***的电网关口无功功率控制方法，包括步骤：根据电网的潮流计算数据和约束条件，获取上游关口下送的总有功功率与对应的平均协调功率因数限值之间的关系曲线；实时监测上层主网中的各台变压器中压侧下送的有功功率，并根据关系曲线计算各个变电站的上游关口协调功率因数限值；根据上游关口协调功率因数限值计算下游关口的协调功率因数限值；根据电网下游关口的功率因数限值更新AVC***的控制参数，并依据控制参数调控电网关口的无功功率。本发明的技术充分考虑了上层主网的安全运行，兼顾下层子网所具备的无功调控能力和有功负荷水平，解决了上下层电网无功/电压调控可能出现的失配问题，进一步提高电网的电压质量。

Description

基于AVC***的电网关口无功功率控制方法

技术领域

本发明涉及无功功率控制方法，特别是涉及一种基于AVC***的电网关口无功功率控制方法。

背景技术

当前，电压自动控制(AVC)***已经是解决无功/电压调控的一种重要技术手段，通过对电网无功分布的重新调整，保证电网运行在一个更安全、更经济的状态，而在AVC实现过程中，全网无功优化是核心和基础.

一般的基于AVC***实现无功优化的技术，在实际运行中，AVC控制参数的制定是依据相关导则规定和凭借专家经验直接下发，这种尽管一定程度上反应电网的实际运行状况，然而，随着电网的快速发展，以及专家经验主观性的固有局限，依据历史运行数据和专家经验直接下发的方式，已经落后于电网的发展状况，无法定量衡量受端电网的无功承受能力，并且其整定范围偏差较大，导致对电网间无功协调控制效果差，已经远远不能不适应大电网的发展趋势和负荷水平的快速发展。

发明内容

基于此，有必要针对上述现有技术无法定量衡量受端电网的无功承受能力，并且其整定范围偏差较大，导致对电网间无功协调控制效果差的问题，提供一种基于AVC***的电网关口无功功率控制方法。

一种基于AVC***的电网关口无功功率控制方法，包括如下步骤：

根据电网的潮流计算数据和约束条件，获取上游关口下送的总有功功率与对应的平均协调功率因数限值之间的关系曲线；

实时监测上层主网中的各台变压器中压侧下送的有功功率，并根据所述关系曲线计算各个变电站的上游关口协调功率因数限值；

根据所述上游关口协调功率因数限值计算下游关口的协调功率因数限值；

根据所述电网下游关口的功率因数限值更新AVC***的控制参数，并依据所述控制参数调控电网关口的无功功率。

上述基于AVC***的电网关口无功功率控制方法，通过制定上游关口下送的有功功率与平均协调功率因数限值的关系曲线，以定量衡量了受端电网的无功承受能力，充分考虑了上层主网的安全运行，针对上层主网各个变电站有功负荷水平差异化各个变电站上游关口的协调功率因数限值，以便实现无功功率分层分区就地平衡，在兼顾下层子网所具备的无功调控能力和有功负荷水平前提下，计算下游关口的协调功率因数限值，根据整定得到的下游关口的协调功率因数限值，作为AVC关口功率因数控制参数来进行无功调控，促成上级电网与下级电网无功/电压调控的协调控制，解决了电网无功/电压调控可能出现的失配问题，进一步提高电网的电压质量，降低网络损耗，缓解了上层主网的无功平衡压力，从而保证了主网的安全运行，提高电网的安全稳定经济运行。

附图说明

图1为一个实施例的基于AVC***的电网关口无功功率控制方法流程图；

图2为一个实施例的有功功率与平均协调功率因数限值的关系曲线坐标图；

图3至图5为实际运行情况(X1)、本发明方法(X2)、现有的无功调控技术(X3)的潮流对比情况示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的基于AVC***的电网关口无功功率控制方法的具体实施方式作详细描述。

图1示出了了一个实施例的基于AVC***的电网关口无功功率控制方法流程图，主要包括如下步骤：

步骤S1，根据电网的潮流计算数据和约束条件，获取上游关口下送的总有功功率与对应的平均协调功率因数限值之间的关系曲线。

具体地，潮流计算数据包括：支路数据，变压器参数，各种运行方式负荷和发电机出力数据。

具体地，约束条件包括：控制变量约束条件和状态变量约束条件；其中，控制变量约束条件包括发电机无功出力矢量上下限，变压器最大无功补偿矢量上下限，变压器抽头档位矢量上下限；状态变量约束条件包括母线电压幅值矢量上下限，虚拟电源未安排无功出力矢量上下限。

在一个实施例中，获取上游关口下送的有功功率与对应的平均协调功率因数限值之间的关系曲线的步骤具体包括：

步骤S101，建立上游关口的平均协调功率因数限值的第一数学模型；其中，该数学模型用于根据设定的运行方式下的负荷水平，计算满足所述约束条件的上游关口的平均协调功率因数限值。

具体地，所述第一数学模型包括公式：

min f(Q_1G，T_1K，Q_1C)＝F_min.0                    (1)

s.t.h(Q_1G，T_1K，Q_1C)＝0                         (2)

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{1\mathrm{GL}}\≤Q_{1G}\≤Q_{1\mathrm{GH}}\\ T_{1\mathrm{KL}}\≤T_{1K}\≤T_{1\mathrm{KH}}\\ Q_{1\mathrm{CL}}\≤Q_{1C}\≤Q_{1\mathrm{CH}}\\ V_{1\mathrm{BL}}\≤V_{1B}\≤V_{1\mathrm{BH}}\\ Q_{1\mathrm{ZL}}\≤Q_{1Z}\≤Q_{1\mathrm{ZH}}\end{array}\right.---\left(3\right)$

式中，F_min.0为目标函数，Q_1G、T_1K、Q_1C为上层主网变电站的控制变量，其中Q_1G表示发电机的无功出力矢量，T_1K表示各台变压器抽头档位矢量，Q_1C为各台变压器的无功补偿矢量；V_1B和Q_1Z是状态变量，其中V_1B表示上层主网变电站各母线的电压幅值矢量，Q_1Z为虚拟电源未安排无功出力矢量；下标L和H分别表示相应变量的下限值和上限值。

根据典型运行方式下的负荷水平建立相应的数学模型，在控制变量的约束范围内，寻求上游关口的平均协调功率因数限值，例如，在夏大运行方式，获得关口滞后功率因数下限值，在冬小运行方式，获得关口超前功率因数下限值。

步骤S102，根据第一数学模型，计算上层主网向下层子网输送不同的有功功率时，对应上游关口的平均功率因数限值，作为一个实施例，计算过程具体包括如下步骤：

a、根据潮流计算数据和约束条件，计算上层主网向下层子网输送有功功率的总功率值；即将监测到的上层主网中各个变压器中压侧的有功功率累加，得到上层主网向下层子网输送有功总功率值P_总。

b、将上层主网中容量最大的一台发电机组设为全网的平衡节点，选取有高压直流落点的变电站作为未安排无功出力站点。

c、预设所有变压器中压侧功率因数为相同的初始值，并将该初始值设为上游关口的平均协调功率因数限值的初始值；例如，令全网上层主网的变压器中压侧功率因数初始值为1.0，并将其设为上游关口的平均协调功率因数限值的初始值存储。

d、根据平均协调功率因数限值的初始值和各个变电站中压侧有功功率，修改变压器中压侧的无功功率，然后进行潮流计算。

e、根据所述数学模型中的约束条件，判断所述潮流计算的结果，获取上层主网在不同的运行方式下，总功率值对应的平均协调功率因数限值。

具体地，在潮流计算结束后，检查控制变量和状态变量是否越限；当出现发电厂无功出力越限时，将越限的发电厂由PV节点修改为PQ节点，并将无功出力设置为越限值的边界；若变电站母线电压越限或者虚拟无功电源的未安排无功出力越限，则修改越限母线附近的发电厂机端的电压值，并协调越限节点附近变电站的电容器/电抗器的投切，以修改潮流计算的相关参数，然后重新计算潮流，直到同时满足发电厂无功出力不越限，变电站母线电压合格，虚拟无功电源未安排无功出力在允许范围内这三个条件，表明功率因数符合上层主网安全运行的要求，则更新并存储该功率因数；然后进入循环计算流程，令功率因数值减去0.001，夏大运行方式为滞后功率因数，冬小运行方式为超前功率因数，重复步骤a～d，直到各种潮流计算结果无法同时满足上述条件，则读取存储的功率因数，即可得到在该运行方式下，上层主网向下层子网下送有功功率为P总时，上游关口的平均协调功率因数限值。

步骤S103，根据所述平均功率因数限值拟合出上层主网向下层子网输送的总有功功率与对应的上游关口的平均协调功率因数限值之间的关系曲线；具体地，在选取的运行方式下，选取区分度明显的多个负荷水平P_总，计算对应上游关口的平均功率因数限值，通过坐标系将上述P_总对应的离散点用光滑连续的曲线进行拟合，制订出该运行方式下，与负荷相关的上游关口的平均协调功率因数限值的关系曲线。

上述关系曲线可以定量衡量上层主网对下层子网下送有功功率P_总时，上层主网对下层子网无功的最大承受能力，避免下层子网将上层主网作为一个平衡节点而导致上下级电网之间无功功率的不合理流动、确保电网的无功电压调控水平不受影响，消除了***安全隐患，防止电压崩溃事故的发生。

步骤S2，实时监测上层主网中的各台变压器中压侧下送的有功功率，并根据所述关系曲线和上游关口协调功率因数限值，计算各个变电站的上游关口协调功率因数限值；即通过监测各台变电站中压侧下送的有功功率，计算各个变电站中压侧下送的有功功率，并将其累加获得总有功功率，根据所述关系曲线得到与该总有功功率对应的上游关口的平均协调功率因数限值，采用线性化处理，差异化各个变电站上游关口的协调功率因数限值，作为一个实施例，包括如下步骤：

步骤S201，分别监测上层主网中各台变压器中压侧下送的有功功率，计算各个变电站中压侧下送的有功功率，并将其累加获得总有功功率，根据所述关系曲线得到与该总有功功率对应的上游关口的平均协调功率因数限值；具体地，监测各台变压器中压侧下送的有功功率，计算各个变电站中压侧下送的有功功率P，将其累加得到总有功功率P_总，根据上述关系曲线，得到负荷相关的上游关口的平均协调功率因数的限值cosθ_l。

例如，在夏大运行方式下，为了满足《电力***电压和无功电力技术导则》对于变压器关口功率因数不低于0.95的硬性要求，则其定值为：

$\cos {\mathrm{\θ}}_l=\left\{\begin{array}{cc}\cos {\mathrm{\θ}}_l& \cos {\mathrm{\θ}}_l>0.95\\ 0.95& \cos {\mathrm{\θ}}_l\≤0.95\end{array}\right.---\left(4\right)$

在冬小运行方式下，则其定值为：

cosθ_l＝cosθ_l               (5)

步骤S202，根据所述监测的上层主网中各台变压器中压侧下送的有功功率，计算各个变电站中压侧下送的有功功率P，获取上层主网中变电站中压侧下送的平均有功功率P_av和下送的最大有功功率P_max。

步骤S203，根据所述平均有功功率和最大有功功率对所述各个变电站中压侧下送的有功功率进行线性化处理，获取上层主网中各个变电站对应的上游关口协调功率因数限值；

其中，所述线性化处理的过程包括公式：

$\cos \mathrm{\θ}=\left\{\begin{array}{cc}\frac{P-P_{\mathrm{av}}}{P_{\max }-P_{\mathrm{av}}}(\cos {\mathrm{\θ}}_h-\cos {\mathrm{\θ}}_l)+{\cos \mathrm{\θ}}_l& P>P_{\mathrm{av}}\\ \cos {\mathrm{\θ}}_l& P\≤P_{\mathrm{av}}\end{array}\right.---\left(6\right)$

式中，P为变电站中压侧下送的有功功率，cosθ_l为上游关口的平均协调功率因数限值，P_av为各个变电站中压侧的平均有功功率，P_max为变电站中压侧下送的最大有功功率，cosθ_h为中压侧负荷最重的变电站所允许下送的最低功率因数，cosθ是上游关口的协调功率因数限值。

步骤S3，根据所述上游关口协调功率因数限值计算下游关口的协调功率因数限值；在一个实施例中，计算下游关口的协调功率因数限值的过程包括如下步骤：

步骤S301，建立下游关口的平均协调功率因数限值的第二数学模型；其中，该数学模型用于根据设定的运行方式下的负荷水平，计算满足所述约束条件的下游关口的平均协调功率因数限值；具体地，第二数学模型包括公式：

min f(Q_2G，T_2K，Q_2C)＝f_lim.0              (8)

s.t.h(Q_2G，T_2K，Q_2C)＝0                   (9)

$\left\{\begin{array}{c}{Q}_{2\mathrm{GL}}\≤Q_{2G}\≤Q_{2\mathrm{GH}}\\ T_{2\mathrm{KL}}\≤T_{2K}\≤T_{2\mathrm{KH}}\\ Q_{2\mathrm{CL}}\≤Q_{2C}\≤Q_{2\mathrm{CH}}\\ V_{2\mathrm{BL}}\≤V_{2B}\≤V_{2\mathrm{BH}}\\ \cos {\mathrm{\θ}}_0\≥\cos \mathrm{\θ}\end{array}\right.---\left(10\right)$

式中，f_lim.0为目标函数，Q_2G、T_2K和Q_2C为下层子网变电站的控制变量，其中Q_2G表示发电机无功出力矢量，T_2K表示各台变压器抽头档位矢量，Q_2C为各台变压器的无功补偿矢量，V_2B和cosθ是状态变量，其中V_2B表示下层子网变电站母线的电压幅值矢量，cosθ为上游关口的协调功率因数限值，cosθ₀为实时监测的上游关口的功率因数，下标L和H分别表示相应变量的下限值和上限值。

步骤S302，在设定的运行方式下，根据变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率的潮流断面，监测上层主网中各台变压器中压侧下送的有功功率。

步骤S303，根据上游关口下送的总有功功率与对应的平均协调功率因数限值之间的关系曲线和根据所述线性化处理过程，分别获取变电站中压侧下送最大有功功率P_H和最小有功功率P_L对应的上游关口的功率因数限值cosθ_H和cosθ_L。

步骤S304，依据第二数学模型，计算所述变电站中压侧下送最大有功功率P_H和最小有功功率P_L对应的下游关口的协调功率因数限值；具体地，根据第二数学模型的目标函数f_lim.0，进行寻优计算，计算得到有功分别为P_H和P_L，在满足上游关口协调功率因数限值约束条件下，对应的下游关口协调功率因数限值分别为和

步骤S305，根据所述变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的上游关口的协调功率因数限值，以及所述变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的下游关口的协调功率因数限值，计算变电站中压侧下送有功功率P时，下游关口的协调功率因数限值；其中，计算下游关口的协调功率因数限值的过程包括公式：

式中，为下游关口的协调功率因数限值，cosθ为变电站中压侧下送有功功率P时，上游关口的协调功率因数限值。

步骤S4，根据电网下游关口的功率因数限值更新AVC***的控制参数，并依据该控制参数调控电网关口的无功功率。

在一个实施例中，每隔15分钟对AVC***的关口功率因数的控制参数进行一次更新，将所述下游关口的协调功率因数限值设为AVC***的控制参数整定值。

具体地，依据所述控制参数调控电网关口的无功功率的步骤具体包括：

步骤S401，实时监测下层子网的变电站变高侧关口功率因数。

步骤S402，若变高侧关口功率因数在AVC关口功率因数控制参数整定值范围内，则AVC***保持原状态。

步骤S403，若变高侧关口功率因数超过AVC关口功率因数控制参数整定值的范围，则AVC***将发出控制信号，控制变压器进行无功投退，直至变高侧关口功率因数满足AVC关口功率因数控制参数整定值范围。

上述调控过程中，由于协调功率因数的整定既考虑了上层主网的安全运行目标要求，又兼顾了下层子网的无功调控资源和负荷水平情况，所以该调控方法能够有效协调上下层电网间的无功/电压调控，解决了上下层电网无功/电压调控中的失配问题。

为了更加清晰本发明的技术方案，下面阐述基于AVC***的电网关口无功功率控制方法的一个应用实例。

本应用实例中以省级500kV电网与地级220kV电网某时刻T的实时数据断面进一步说明，具体地，以500kV变电站AB及其下层片区进行详细说明。

潮流计算数据包括：500kV支路数据，500kV变压器参数，夏大运行方式下500kV变压器中压侧下送的有功功率和发电机出力数据。

各种约束条件：各台500kV变压器无功补偿量的上下限，各台500kV变压器档位的上下限，各台500kV发电机组有功出力的上下限，500kV母线电压的上下限，虚拟电源的未安排无功出力的上下限。

执行步骤a～d，根据第一数学模型的目标函数F_min.0进行寻优计算，在夏大运行方式下，省级电网向地级电网下送的区分度较明显的多个负荷水平P_总，分别选取30000MW，35000MW，40000MW，45000MW，50000MW，55000MW作为省级电网向下层子网输送的总有功功率，计算得到上层主网向下层子网输送不同总有功功率时，对应不同的省地电网上游关口的平均功率因数限值分别为0.863，0.911，0.941，0.961，0.977，0.989，将上述离散点用光滑连续的曲线进行拟合，即可制订出夏大运行方式下负荷相关的省地电网上游关口平均协调功率因数限值的关系曲线。

图2示出了省级电网夏大运行方式下所拟合出的总有功功率与平均协调功率因数限值的关系曲线，该关系曲线定量衡量省级电网对地级电网最大的无功承受能力。

监测省级电网中所有变电站的各台500kV变压器中压侧下送的有功功率，计算得到各个变电站中压侧下送的有功功率P，获取上层主网中变电站中压侧下送的平均有功功率P_av和下送的最大有功功率P_max，采用线性化处理，获取各个500kV变电站的上游关口协调功率因数限值；具体地，以省级电网变电站A_B及其下层片区进行实例说明。

计算时刻T省级电网变电站A_B的潮流情况，此时，省级电网中变电站A_B中压侧向下层电网输送的有功功率P为2193.2MW，无功功率Q为510.2MVar，上游关口功率因数为0.974，该变电站500kV母线电压为522.39kV，下层片区B的220kV变电站高压侧母线平均电压水平为227.56kV，中压侧母线平均电压水平为114.71kV，低压侧母线平均电压水平为10.37kV，变电站A_B片区有功功率损耗为40.40MW，无功功率损耗为160.48MVar。

监测计算省级电网中所有500kV变电站中压侧下送的有功功率P，将其累加得到P_总为33730.3MW，根据图2所示的关系曲线，可得到负荷相关的上游关口的平均协调功率因数的下限值cosθ_l＝0.902，按公式(4)，为了满足《电力***电压和无功电力技术导则》对于变压器关口功率因数不低于0.95的硬性要求，则cosθ_l＝0.95。

根据监测计算得到的所有500kV变电站中压侧下送的有功功率P和总有功功率P_总，获得500kV变电站中压侧下送的平均有功功率为P_av＝803.1MW，上层主网中变电站A_B中压侧下送的有功功率最大为P_max＝2574.4MW，由公式(7)得到cosθ_h＝0.99，按公式(6)采用线性化处理，计算得到在夏大运行方式下，此时500kV变电站A_B的上游关口的协调功率因数下限值为cosθ＝0.981。

在夏大运行方式下，省级电网变电站A_B向地级电网下送的最大有功功率和最小有功功率分别为2461MW和1143MW，此时监测上层主网中各台变压器中压侧下送的有功功率，累加得到省级电网变电站中压侧下送到地级电网的总有功功率为44346MW和21475MW，变电站A₀为所有500kV变电站中压侧输送有功负荷最重的站点，分别为2812MW和2196MW，根据图2所示的关系曲线和公式(4)、公式(6)，计算得到变电站A_B对应的负荷相关的上游关口协调功率因数限值分别为0.982和0.965，在上游关口协调功率因数限值满足约束条件下，根据第二数学模型的目标函数f_lim·0进行寻优计算，计算得到有功分别为2461MW和1143MW时，对应的下游关口协调功率因数的限值分别为0.987和0.965。

根据公式(11)，计算得到下游关口协调功率因数限值：

将下游关口的协调功率因数限值作为变电站A_B下层片区B的AVC关口功率因数的控制参数整定值，在夏大运行方式下，当变电站A_B下层片区B的220kV变电站变高侧关口功率因数在0.985-1.0范围内时，AVC***将不动作；当下层片区B的任一220kV变电站变高侧关口功率因数在0.985-1.0范围之外，触动了AVC***动作条件，AVC***将发出控制信号，对变高侧关口功率因数超过0.985-1.0范围的220kV变电站进行无功投退，直至变高侧关口功率因数满足所述AVC关口功率因数控制参数整定值范围为止。

本发明的基于AVC***的电网关口无功功率控制方法充分考虑了上层主网的安全运行目标，通过对实际上层主网进行潮流计算，拟合并制订出负荷相关的上游关口的平均协调功率因数限值的关系曲线，以定量衡量了受端电网的无功承受能力；针对上层主网各个变电站有功负荷水平的差异性，采用线性化方法，差异化各个变电站上游关口的协调功率因数限值，充分考虑了上层主网的安全运行目标要求，同时也兼顾下层子网所具备的无功调控能力和有功负荷水平，通过构建模型，进行潮流计算，得到下游关口的协调功率因数限值；将整定得到的下游关口的协调功率因数限值作为AVC关口功率因数控制参数整定值，促成上级电网与下级电网无功/电压调控的协调控制，解决了电网无功/电压调控可能出现的失配问题，进一步提高电网的电压质量，降低网络损耗，缓解了上层主网的无功平衡压力，从而保证了主网的安全运行，提高电网的安全稳定经济运行。

下面通过分析上述应用实例中的数据，分别比较500kV变电站A_B下层片区的电压水平情况，功率损耗情况和无功功率跨层流动情况，包括以下三种运行情况：

(1)500kV变电站A_B下层片区实际运行的潮流情况；

根据500kV变电站A_B及其下层电网，负荷等值在220kV变电站的中压侧，按照T时刻的潮流断面情况，通过对220kV变电站的无功补偿的投切，可以初步拟合出与实际电网运行情况接近的变电站A_B片区的潮流情况，即变电站A_B高压侧电压为522.39kV，档位整定为6档，500kV变电站A_B中压侧下送的有功功率约为2193.2MW，无功功率约为510.2MVar，并将其作为初始情况，表1为变电站A_B片区潮流情况的分析列表；

表1

(2)现有的无功调控技术下，500kV变电站A_B下层片区的潮流情况；

AVC关口功率因数控制参数整定随着220kV母线电压作阶段式浮动，当220kV变压站变高侧关口功率因数超过整定范围时，AVC***将自动控制无功补偿的投退，直到变高侧关口功率因数在整定范围内或已无可投无功资源为止，简称为现有的无功调控技术；表2为现有的随220kV母线电压作阶段式浮动的典型关口功率因数，表3为现有的无功调控技术下，变电站A_B片区的潮流情况分析列表；

表2

220kV变压器关口母线电压/kV	220kV变压器关口变高侧功率因数
		＜220	0.97-(-0.99)
220-223	0.96-1.0
		223-233	0.95-1.0
233-236	0.94-0.97
		＞236	0.90-0.95

表3

(3)本发明方法下，500kV变电站A_B下层片区的潮流情况；

AVC关口功率因数控制参数整定是依据省地电网下游关口协调功率因数限值的计算结果，当220kV变压站变高侧关口功率因数超过整定范围时，AVC***控制无功补偿的投退，直到变高侧关口功率因数在整定范围内或已无可投无功资源为止，依据本发明的基于AVC***的电网关口无功功率控制方法，简称为本发明方法；省地电网上游关口协调功率因数下限值为0.981，省地电网下游关口协调功率因数下限值为0.985，故AVC关口功率因数控制参数整定值为0.985-1.0，表4为本发明方法中变电站A_B片区的潮流情况分析列表；

表4

与现有的无功调控技术及实际运行情况相比，采用本发明的方法能有效改善500kV变电站A_B下层片区的潮流分布情况。

参见图3至图5所示，图中分别示出了实际运行情况(X1)、本发明方法(X2)、现有的无功调控技术(X3)的潮流对比情况。

1)图3表明：500kV变电站A_B下层片区220kV变压器高压侧母线的平均电压从223.54kV提高到228.92，中压侧母线的平均电压从111.92kV提高到115.61kV，低压侧母线电压从10.11kV提高到10.47kV，电压质量水平有了较大的提升；同拟合的实际运行情况相比，变电站A_B片区220kV变电站高压侧母线的平均电压从227.56kV提到228.92kV，中压侧母线的平均电压从114.71kV提高到115.61kV，低压侧母线电压从10.37kV提高到10.47kV，电压质量也有一定的提升；

2)图4表明：500kV变电站A_B下层片区的有功功率损耗从42.04MW下降到39.92MW，无功功率损耗从208.41MVar下降到146.08MVar，节能降损的效果明显；同拟合的实际运行情况相比，变电站A_B片区的有功功率损耗从40.40MW下降到39.92MW，无功功率损耗从160.48MVar下降到146.08MVar，节能降损效果更好；

3)图5表明：在夏大运行方式下，下层地级电网从上层省级电网需求的无功量从727.92MVar下降到425.81MVar，进一步缓解了上层主网的无功平衡压力；同拟合的实际运行情况相比，在夏大运行方式下，下层子网从上层主网需求的无功量从510.20MVar下降到425.81MVar，进一步达成了无功的分层分区就地平衡的控制目标，缓解了上层主网的无功平衡的压力。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (3)

1.一种基于AVC***的电网关口无功功率控制方法，其特征在于，包括如下步骤： 

根据电网的潮流计算数据和约束条件，获取上游关口下送的总有功功率与对应的平均协调功率因数限值之间的关系曲线；所述潮流计算数据包括：支路数据，变压器参数，各种运行方式负荷和发电机出力数据；所述约束条件包括：控制变量约束条件和状态变量约束条件；其中，控制变量约束条件包括发电机无功出力矢量上下限，变压器最大无功补偿矢量上下限，变压器抽头档位矢量上下限；状态变量约束条件包括母线电压幅值矢量上下限，虚拟电源未安排无功出力矢量上下限；获取关系曲线的步骤具体包括： 

步骤S101，建立上游关口的平均协调功率因数限值的第一数学模型；其中，所述第一数学模型包括公式： 

minf(Q_1G,T_1K,Q_1C)＝F_min.0

s.t.h(Q_1G,T_1K,Q_1C)＝0 

式中，F_min.0为目标函数，Q_1G、T_1K、Q_1C为上层主网变电站的控制变量，其中Q_1G表示发电机的无功出力矢量，T_1K表示各台变压器抽头档位矢量，Q_1C为各台变压器的无功补偿矢量；V_1B和Q_1Z是状态变量，其中V_1B表示上层主网变电站各母线的电压幅值矢量，Q_1Z为虚拟电源未安排无功出力矢量；下标L和H分别表示相应变量的下限值和上限值； 

步骤S102，根据第一数学模型，计算上层主网向下层子网输送不同的有功功率时，对应上游关口的平均功率因数限值； 

步骤S103，根据所述平均功率因数限值拟合出上层主网向下层子网输送的总有功功率与对应的上游关口的平均协调功率因数限值之间的关系曲线； 

实时监测上层主网中的各台变压器中压侧下送的有功功率，并根据所述关 系曲线计算各个变电站的上游关口协调功率因数限值；计算的步骤具体包括： 

步骤S201，分别监测上层主网中各台变压器中压侧下送的有功功率，并计算总有功功率，根据所述关系曲线得到与该总有功功率对应的上游关口的平均协调功率因数限值； 

步骤S202，根据所述监测的上层主网中各台变压器中压侧下送的有功功率，获取上层主网中变电站中压侧下送的平均有功功率和最大有功功率； 

步骤S203，根据所述平均有功功率和最大有功功率对所述各个变电站中压侧下送的有功功率进行线性化处理，获取上层主网中各个变电站对应的上游关口协调功率因数限值； 

其中，所述线性化处理的过程包括公式： 

式中，P为变电站中压侧下送的有功功率，cosθ_l为上游关口的平均协调功率因数限值，P_av为变电站中压侧下送的平均有功功率，P_max为变电站中压侧下送的最大有功功率，cosθ_h为中压侧负荷最重的变电站所允许下送的最低功率因数，cosθ是上游关口的协调功率因数限值； 

根据所述上游关口协调功率因数限值计算下游关口的协调功率因数限值；计算的步骤具体包括： 

步骤S301，建立下游关口的平均协调功率因数限值的第二数学模型；其中，该数学模型用于根据设定的运行方式下的负荷水平，计算满足所述约束条件的下游关口的平均协调功率因数限值；所述第二数学模型包括公式： 

minf(Q_2G,T_2K,Q_2C)＝f_lmin.0

s.t.h(Q_2G,T_2K,Q_2C)＝0 

式中，f_lim.0为目标函数，Q_2G、T_2K和Q_2C为下层子网变电站的控制变量，其中Q_2G表示发电机无功出力矢量，T_2K表示各台变压器的抽头档位矢量，Q_2C为各台变压器的无功补偿矢量，V_2B和cosθ是状态变量，其中V_2B表示下层子网变电站母线的电压幅值矢量，cosθ为上游关口的协调功率因数限值，cosθ₀为实时监测的上游关口的功率因数，下标L和H分别表示相应变量的下限值和上限值； 

步骤S302，在设定的运行方式下，根据变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率的潮流断面，监测上层主网中各台变压器中压侧下送的有功功率； 

步骤S303，根据所述上游关口下送的总有功功率与对应的平均协调功率因数限值之间的关系曲线和上游关口协调功率因数限值，分别获取所述变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的上游关口的协调功率因数限值； 

步骤S304，依据所述第二数学模型，计算所述变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的下游关口的协调功率因数限值； 

步骤S305，根据所述变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的上游关口的协调功率因数限值，以及所述变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的下游关口的协调功率因数限值，计算下游关口的协调功率因数限值；计算的过程包括公式： 

式中，为下游关口的协调功率因数限值，cosθ为变电站中压侧下送有功功率P时，上游关口的协调功率因数限值，cosθ_H和cosθ_L分别为变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的上游关口的协调功率因数限值，和分别为变电站中压侧下送最大有功功率和最小有功功率对应的下游关口的协调功率因数限值； 

根据所述电网下游关口的功率因数限值更新AVC***的控制参数，并依据所述控制参数调控电网关口的无功功率；具体控制的过程包括步骤： 

步骤S401，实时监测下层子网的变电站变高侧关口功率因数； 

步骤S402，若变高侧关口功率因数在AVC关口功率因数控制参数整定值范围内，则AVC***保持原状态； 

步骤S403，若变高侧关口功率因数超过AVC关口功率因数控制参数整定值的范围，则AVC***将发出控制信号，控制变压器进行无功投退，直至变高侧关口功率因数满足AVC关口功率因数控制参数整定值范围。 

2.根据权利要求1所述的基于AVC***的电网关口无功功率控制方法，其特征在于，所述根据所述第一数学模型，计算上层主网向下层子网输送不同的有功功率时，对应电网上游关口的平均功率因数限值的步骤具体包括： 

根据潮流计算数据和约束条件，计算各个变电站中压侧下送的有功功率，将所述有功功率求和获得上层主网向下层子网输送有功功率的总功率值； 

将上层主网中容量最大的一台发电机组设为全网的平衡节点，选取有高压直流落点的变电站作为未安排无功出力站点； 

预设所有变压器中压侧功率因数为相同的初始值，并将该初始值设为上游关口的平均协调功率因数限值的初始值； 

根据所述平均协调功率因数限值的初始值和各台变压器中压侧有功功率，修改变压器中压侧的无功功率，然后进行潮流计算； 

根据所述数学模型中的约束条件，判断所述潮流计算的结果，获取上层主网在不同的运行方式下，所述总功率值对应的平均协调功率因数限值。 

3.根据权利要求1所述的基于AVC***的电网关口无功功率控制方法，其特征在于，根据所述电网下游关口的功率因数限值更新AVC***的控制参数的步骤具体包括：每隔15分钟对AVC***的关口功率因数的控制参数进行一次更新，将所述下游关口的协调功率因数限值设为AVC***的控制参数整定值。