基于边界条件的分层分区无功电压分析方法

摘要

本发明属于电网无功电压控制技术领域，尤其涉及一种基于边界条件的分层分区无功电压分析方法。包括以下步骤：对电网进行分层分区；确定所研究区域及其边界；输入最大、最小负荷日负荷及发电机出力，边界条件，无功补偿配置情况，区域电网限值；进行潮流计算，调节无功补偿容量，将区域电网边界调至边界条件；判断区域内电压是否存在越限情况；判断各主变功率因数是否满足限值规定。本发明可以同时进行无功电压校核和无功电压优化，大幅提高大规模电网无功电压分析效率，并能针对局部电网开展重点分析，适用于区域电网数据较全，但大电网数据不足的情况下。易于理解和实现、并贴近电网运行实际，适合在线应用。

说明书

技术领域

本发明属于电网无功电压控制技术领域，尤其涉及一种基于边界条件的分层分区无功 电压分析方法。

背景技术

在目前电力系统中，随着负荷增长和各项新增工程不断开展，电网运行情况愈加复杂， 无功电压控制面临各种新挑战。为保障电压运行质量，有必要对电网无功电压情况变化进 行跟踪，及时开展电网无功电压分析，提出切实可行的决策建议。无功电压分析已成为目 前电网建设维护过程中的一项不可或缺的工作，对电网的安全、稳定、经济运行具有重要 意义。随着大电网互联，电网规模不断扩大，无功电压分析效率亟待提高。

目前，对无功电压控制的研究大多集中于无功优化方面，而对无功电压校核方法的研 究较为缺乏，并且大电网分析效率不高，仅有局部电网数据时，电网无功电压分析受限。

发明内容

为克服现有技术中存在的缺陷，本发明提供一种基于边界条件的分层分区无功电压分 析方法，其目的是为了提供一种可以大幅提高电网无功电压分析效率，并能针对局部电网 开展重点分析，为电网运行决策提供指导的无功电压分析方法。

为达到上述发明目的，本发明所采用的技术方案是：

基于边界条件的分层分区无功电压分析方法，包括以下步骤：

步骤1：对电网进行分层分区；

步骤2：确定所研究区域及其边界；

步骤3：输入最大、最小负荷日负荷及发电机出力，边界条件，无功补偿配置情况， 区域电网限值；

步骤4：进行潮流计算，调节无功补偿容量，将区域电网边界调至边界条件；

步骤5：判断区域内电压是否存在越限情况；

步骤6：判断各主变功率因数是否满足限值规定。

所述步骤1中分层分区采用的具体方法为：根据不同电压等级分层，同一电压等级电 网分为一层；在同一层电网里，根据地理位置和负荷供电范围进行分区，变电站根据由哪 一区供电划分在哪一区内，由不同区同时供电的变电站，按供电负荷大小分配到各区中。

所述步骤2中确定所研究区域，即根据研究需要确定接下来要研究的区域电网；所述 确定边界，是指选出所研究区域电网与上一层电网相连接的变电站，作为该研究区域的边 界。

所述步骤3中所述最大负荷日、最小负荷日分别是指地区电网在一年当中负荷最大的 一日和负荷最小的一日，此专利将最大负荷日和最小负荷日作为两种电压分析情况；所述 输入最大、最小负荷日负荷及发电机出力，是指将最大负荷日中各厂站的负荷、各发电机 出力作为一种电压分析情况，分析区域电网低电压问题；将最小负荷日中各厂站的负荷、 各发电机出力作为一种电压分析情况，分析区域电网高电压问题；所述边界条件是指，将 所研究区域电网边界变电站在最大、最小负荷日的电压及功率因数作为边界条件；所述无 功补偿配置情况，是指得到所研究区域电网各变电站感性无功补偿装置配置总容量Q_Lmax、 容性无功补偿装置配置总容量Q_Cmax；所述区域电网限制，是指区域电网各厂站正常运行电 压限值、功率因数限值；

所述步骤4中所述进行潮流计算的方式包括：

方式一：各厂站负荷为最大负荷日负荷，各发电机出力为最大负荷日出力，在各变电 站无功补偿装置配置总容量范围内，调节投入的无功补偿容量，将边界变电站的电压及功 率因数调至最大负荷日水平，计算得到各厂站电压；

方式二：各厂站负荷为最小负荷日负荷，各发电机出力为最小负荷日出力，在各变电 站无功补偿装置配置总容量范围内，调节投入的无功补偿容量，将边界变电站的电压及功 率因数调至最大负荷日水平，计算得到各厂站电压。

所述步骤5中所述判断区域内电压是否存在越限情况，是指将步骤4中得到的电压计 算结果，与步骤3输入的各厂站正常运行电压限值进行比较，判断电压计算结果是否存在 越限情况包括以下方式：

(1)若存在电压越限情况，则分析电压越限原因，对投入的无功补偿容量进行微调， 重新进行电压计算；若仍存在变电站电压越限，则输出该变电站及越限电压，进行下一步； 若不存在变电站电压越限，则进行下一步；

(2)若不存在电压越限情况，则输出区域电压情况良好，进行下一步。

所述步骤6中所述判断各主变功率因数是否满足限值规定的方式中，各主变的功率因 数进行计算，将计算结果与步骤3输入的各厂站正常运行功率因数限值进行比较，判断各 主变功率因数是否存在超出限值的情况；

(1)若不存在主变功率因数超出限值的情况，则输出该区域主变功率因数良好；

(2)若存在主变功率因数超出限值的情况，则输出越限主变和越限功率因数，并分析 越限原因，并针对具体原因进行调整优化。

所述步骤3中：输入最大、最小负荷日负荷及发电机出力，边界条件，无功补偿配置 情况，区域电网限值，是指将电网信息输入PSASP仿真软件开展无功电压分析；所述PSASP 仿真软件不局限于一种仿真计算软件。

所述步骤4中：进行潮流计算能够用牛顿-拉夫逊法、高斯赛德尔法等多种计算方法进 行计算,不局限于一种潮流计算方法。

本发明的优点及有益效果是：

本发明通过分层分区和边界条件等效对所研究电网进行简化；通过调节现有无功补偿 投入容量，进行电网潮流计算，判断电网内变电站电压是否越限，校核现有无功补偿设备 配置情况是否满足相关规定和电压调整需要；通过调整主变功率因数至规定限值内，对电 网无功分布进行优化。该方法较为全面，可以同时进行无功电压校核和无功电压优化；并 且该方法通过边界条件等效对大电网分层分区，大幅提高大规模电网无功电压分析效率。 并能重点针对大电网中的一个局部区域电网开展重点分析，不需要对全网建模，可适用于 区域电网数据较全，但大电网数据不足的情况。易于理解和实现、并贴近电网运行实际， 适合在线应用。

下面结合附图和具体实施例，对本发明优选实施例作详细的说明。应该强调的是，下 述说明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。

附图说明

图1是本发明基于边界条件的分层分区无功电压分析方法流程图；

图2是本发明实施例提供的电网接线图。

具体实施方式

实施例1：

本发明是一种基于边界条件的分层分区无功电压分析方法，如图1所示，图1是基 于边界条件的分层分区无功电压分析方法流程图，具体操作步骤包括：

步骤1：对电网进行分层分区。

所述分层分区采用的具体方法为：根据不同电压等级分层，同一电压等级电网分为一 层；在同一层电网里，根据地理位置和负荷供电范围进行分区，变电站根据由哪一区供电 划分在哪一区内，由不同区同时供电的变电站，按供电负荷大小分配到各区中。

步骤2：确定所研究区域及其边界。

所述确定所研究区域，即根据研究需要确定接下来要研究的区域电网。

所述确定边界，是指选出所研究区域电网与上一层电网相连接的变电站，作为该研究 区域的边界。

步骤3：输入最大、最小负荷日负荷及发电机出力，边界条件，无功补偿配置情况，区 域电网限值。

所述最大负荷日、最小负荷日分别是指地区电网在一年当中负荷最大的一日和负荷最 小的一日，此专利将最大负荷日和最小负荷日作为两种电压分析情况。

所述输入最大、最小负荷日负荷及发电机出力，是指将最大负荷日中各厂站的负荷、 各发电机出力作为一种电压分析情况，分析区域电网低电压问题；将最小负荷日中各厂站 的负荷、各发电机出力作为一种电压分析情况，分析区域电网高电压问题。

所述边界条件是指，将所研究区域电网边界变电站在最大、最小负荷日的电压及功率 因数作为边界条件。

所述无功补偿配置情况，是指得到所研究区域电网各变电站感性无功补偿装置配置总 容量Q_Lmax、容性无功补偿装置配置总容量Q_Cmax。

所述区域电网限值，是指区域电网各厂站正常运行电压限值、功率因数限值。

将上述电网信息输入PSASP等各种仿真软件开展无功电压分析，不局限于一种仿真软 件。

步骤4：进行潮流计算，调节无功补偿容量，将区域电网边界调至边界条件。

可在PSASP仿真软件中分两种方式进行潮流计算：

方式一：各厂站负荷为最大负荷日负荷，各发电机出力为最大负荷日出力，在各变电 站无功补偿装置配置总容量范围内，调节投入的无功补偿容量，将边界变电站的电压及功 率因数调至最大负荷日水平，计算得到各厂站电压。

方式二：各厂站负荷为最小负荷日负荷，各发电机出力为最小负荷日出力，在各变电 站无功补偿装置配置总容量范围内，调节投入的无功补偿容量，将边界变电站的电压及功 率因数调至最大负荷日水平，计算得到各厂站电压。

该步骤中，进行潮流计算的方法还包括用牛顿-拉夫逊法、高斯赛德尔计算方法等计算 方法进行潮流计算，不局限于一种潮流计算方法。

步骤5：判断区域内电压是否存在越限情况。

上述步骤4中，PSASP潮流计算后，可输出方式一、方式二两种方式下的电压计算结果 EACEL表，方便进行排序比较。

所述判断区域内电压是否存在越限情况，是指将步骤4中得到的电压计算结果，与步 骤3输入的各厂站正常运行电压限值进行比较，判断电压计算结果是否存在越限情况。

(1)若存在电压越限情况，则分析电压越限原因，对投入的无功补偿容量进行微调， 重新在PSASP软件中进行潮流计算。若仍存在变电站电压越限，则输出该变电站及越限电 压，进行下一步；若不存在变电站电压越限，则进行下一步。

(2)若不存在电压越限情况，则输出区域电压情况良好，进行下一步。

步骤6：判断各主变功率因数是否满足限值规定。

在PSASP软件中对方式一、方式二两种方式分别进行潮流计算后，可方便输出各主变 的功率因数，将主变功率因素计算结果与步骤3输入的各厂站正常运行功率因数限值进行 比较，判断各主变功率因数是否存在超出限值的情况。

(1)若不存在主变功率因数超出限值的情况，则输出该区域主变功率因数良好。

(2)若存在主变功率因数超出限值的情况，则输出越限主变和越限功率因数，并分析 越限原因。并针对具体原因进行调整优化。

实施例2：

下面以2015年内蒙古赤峰电网作为本发明的一个实施例，对本发明的发明内容做进一 步说明。

首先对赤峰电网进行分层分区，按500kV、220kV、66kV、10kV分为四层；举例研究 66kV层级电网，按负荷供电范围和地理位置分区，分为中京系统、平庄系统、锦山系统、 赤峰系统、金沟梁系统、林东系统、天山系统、太本系统、西郊系统、宁城系统、热水系 统、乌丹系统、大板系统、元宝山系统、新惠系统、铜都系统、城东系统共17个区域。

确定研究区域为66kV锦山系统，内蒙古赤峰锦山地区电网接线图如图2所示。

确定该区域的边界为220kV锦山变，边界条件包括锦山变66kV侧电压、锦山变高压侧 功率因数。

输入各站的最大负荷日负荷(最大负荷)、最小负荷日负荷(最小负荷)，以及无功补 偿装置配置情况，如表1所示。该地区无发电厂，所以不需输入发电机组负荷日出力情况。

输入锦山电网边界条件数值：

(1)低电压情况(最大负荷日)：锦山变66kV侧电压为65.3kV；锦山变高压侧功率因 数0.957；

(2)高电压情况(最小负荷日)：锦山变66kV侧电压为67.5kV；锦山变高压侧功率因 数0.991。

输入区域电网限值包括：各66kV变电站正常运行母线电压控制在64.02-70.62kV之间； 各变电站10kV侧母线电压控制10-10.7kV；接入66kV电网的发电机功率因数可控0.8-0.85 控制；66kV主变功率因数控制在0.9-1；220kV主变功率因数控制在0.95-1。

运用PSASP软件对大小负荷两种方式进行潮流计算，调节配置的无功补偿容量，将区 域电网边界分别调至边界条件。

经计算，大负荷方式下，旺业甸变66kV母线电压低至61.4kV，西山变投入电容器后 10kV母线电压为9.95kV，均低于正常运行电压下限；旺业甸变10kV母线为10.87kV，高于 电压运行上限。小负荷方式下，旺业甸变10kV母线电压为11kV，牛营子变10kV母线电压 为10.8kV，均高于电压运行上限。

旺业甸变、牛营子变主变功率因数均低于0.9，不满足运行要求。

1、分析原因：旺业甸变属于系统末端站，无功负荷较大，负荷功率因数低，为0.78， 导致出现低电压问题，并且该站没有配置无功补偿装置。在将旺业甸变的负荷功率因数优 化至0.9，并对同一线路上的小府变、四十家子变的无功负荷就地补偿后，旺业甸变新投入 6Mvar电容器后，66kV母线电压可升至合格范围。

并且，旺业甸两台主变变比不一致，分别为63±2×2.5％/11、66±2×2.5％/11。变比 不一致导致站内无功流动，进一步降低了旺业甸变功率因数。两台主变可以调至变比相近 的最高档位分别为1档和3档。

解决措施：建议提高负荷功率因数，将旺业甸变功率因数优化至0.9。目前旺业甸站没 有配置无功补偿装置，考虑到该站移址新建，建议新站应至少配置6Mvar电容器。

2、分析原因：牛营子变目前有两台无载调压主变，一组1.2Mvar的电容器。负荷功率 因数低和两台主变变比不一致导致主变功率因数低于0.9。在大小方式下，10kV母线电压 存在调节困难的问题。经计算，主变分接开关调至2档为最合理的运行档位。

解决措施：建议提高负荷功率因数，将牛营子变功率因数优化至0.9，牛营子变有移址 新建的计划，并且伴随负荷的增长，10kV侧的高电压问题将有所缓解。

3、分析原因：西山变10kV母线电压调压困难，目前配置一台1.5Mvar的电容器，#1 主变共17档位，有载调压；#2主变共5档位，无载调压。#1主变在5档，#2在1档为相 对合理的运行档位。

解决措施：建议西山变增加一台2Mvar的电容器。

经上述电压调整后，解决了电压和主变功率因数越限问题，地区电压情况良好，无 功电压分布得以优化。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此， 任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换， 都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围 为准。

表1：输入信息表。