一种连续可调无功源AVC控制指令选择方法及系统

摘要

本发明公开了一种连续可调无功源AVC控制指令选择方法及系统，步骤包括1)根据SCADA实时数据和状态估计结果，主站AVC系统获取区域内各连续可调无功源状态期望值，其中各连续可调无功源的状态期望值包括控制目标电压期望值和控制目标无功出力期望值；2)按动态支撑因子，选取部分连续可调无功源作为电网动态无功支撑点，下发控制目标电压期望值遥调指令，其余连续可调无功源下发控制目标无功出力期望值遥调指令；3)一级控制器按所接收的电压或无功遥调指令，控制无功源无功出力。本发明在满足电网动态无功支持需求的同时，有效解决连续可调无功源调节速度差异导致的无功失衡问题，保证电网安全经济优质运行。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统控制领域，具体涉及一种包括机组、电网动态无功补偿设备的连续可调无功源AVC控制指令选择方法及系统。

背景技术

自动电压控制(Automatic Voltage Control，AVC)是现代电网电压、无功控制的主要系统，通过对并网机组、电网动态无功补偿设备、并联电容电抗器、变压器等无功电压源的自动统一调控，提高电网电压质量、降低网损，保证电网安全经济优质运行。

目前AVC系统主要采用三级电压控制模式，即整个控制系统分为三个层次。三级、二级电压控制为各级电网调控中心主站集中控制，控制时间常数一般是分钟级。三级电压控制根据状态估计结果，按全局最优的目标(主要是满足电压质量的前提下网损最小)计算输出各区域中枢母线电压期望值。二级电压控制按中枢母系电压实时值不偏离期望值(来自三级电压控制)的目标，协调控制区域内各无功电压源，将计算得到各无功电压源状态期望值以控制指令的形式发给一级电压控制。一级电压控制为无功电压源就地控制，按主站控制指令调节无功电压源无功出力，控制时间常数一般是秒级。无功电压源可分为连续可调无功源(并网机组和电网动态无功补偿设备)与离散可调无功源(并联电容电抗器和变压器)。对于不同类型的无功电压源，主站控制指令不同，对于离散可调无功源，一般下发电容电抗器投切或变压器分接头调整等遥控指令，对于连续可调无功源，则既可以下发控制目标电压期望值的遥调指令值，也可以下发控制目标无功出力期望值的遥调指令值。

二级电压控制承上启下，目前一般采用协调二级电压控制(CoordinatedSecondary Voltage Control，CSVC)方法，其数学模型如下：

其中V_p和V_p^ref分别为中枢母线实时电压和目标电压，C_pg为连续可调无功源对中枢母线的灵敏度系数矩阵，ΔQ_g为连续可调无功源无功调整期望值，r和h为权重系数，θ为无功协调向量(参与因子)，其意义是利用发电机数目大于中枢母线数目、具有一定自由度的特点，实现对无功潮流均衡分布的调整；Q_g、Q_g^max、Q_g^min分别为连续可调无功源当前无功出力、无功上限和下限，V_c、V_c^max、V_c^min分别为关键母线当前电压、电压上限和下限，C_cg为连续可调无功源对关键母线的灵敏度系数矩阵，C_vg为连续可调无功源对控制母线的灵敏度系数矩阵，为每次控制母线电压最大调节量。

协调二级电压控制算法可直接计算得到各连续可调无功源的无功出力期望值，同时获得各连续可调无功源的电压期望值。因此，无论向连续可调无功源下发无功或电压控制指令值，不需修改协调二级电压控制算法。

由于下发电压期望值，主站和无功源侧安全责任较清晰，故目前一般采用电压期望值作为连续可调无功源的控制指令值。但在实际控制中，由于各类连续可调无功源的调节速度存在差异，经常出现以下情况：调节速度快的电厂抢发无功，长时间处于深度进相或无功满发状态；调节速度慢的电厂无法有效参与电网无功电压调控，无功资源闲置。在部分情况下，甚至可能出现灵敏度低、调节速度快的电厂抢发无功，导致电网无功调节失衡。随着并网新能源发电厂(配套有SVG等动态无功补偿设备)和电网动态无功补偿设备(如调相机、SVC、STATCOM)数量的增加，这一问题更加突出。

此外，由于电压期望值的可调节范围远小于无功出力期望值，连续可调无功源执行电压控制指令的控制精度逊于执行无功控制指令。然而电网是一个动态平衡系统，负荷潮流实时变化，如果全部连续可调无功源均执行无功控制指令，电网无功负荷出现较大增减时，缺乏动态的支撑，也可能导致电网电压越限。

因此，需要一种包括机组、电网动态无功补偿设备的连续可调无功源AVC控制指令选择方法。现有涉及电网动态无功补偿设备AVC控制指令选择的方法很少、涉及电厂AVC控制指令选择的方法也不多，且无法有效解决连续可调无功源AVC控制指令选择的问题。如申请号为201110103502.3的专利公开的电厂电压无功主辅双指令控制方法，对电厂同时下发AVC电压控制指令和无功上/下限指令，但在实际控制中，主辅双指令仍不能完全解决调节速度快的电厂抢发无功的问题，又带来了主辅双指令协调配合的新问题；如申请号为201310273324.8的专利公开的基于区域协调的光伏电站并网电压控制方法，对光伏电站下发AVC无功控制指令，对常规水、火力机组下发AVC电压控制指令，但没有考虑电厂对电网电压的灵敏度，极易出现灵敏度低、调节速度快的电厂抢发无功的情况。

发明内容

本发明要解决的技术问题：针对现有技术存在的上述问题，提供一种机组、电网动态无功补偿设备等连续可调无功源AVC控制指令选择方法及系统，在满足电网动态无功支持需求的同时，解决连续可调无功源调节速度差异导致的抢无功问题，可进一步提高电网电压质量、降低网损，保证电网安全经济优质运行。

为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：

一种连续可调无功源AVC控制指令选择方法，包括以下步骤：

步骤1)：根据SCADA实时数据和状态估计结果，利用主站AVC系统获取区域内各连续可调无功源状态期望值；

其中各连续可调无功源的状态期望值包括控制目标电压期望值和控制目标无功出力期望值；

步骤2)：按连续可调无功源的动态支撑因子大小，选取部分连续可调无功源作为电网动态无功支撑点，对电网动态无功支撑点下发控制目标电压期望值遥调指令，其余连续可调无功源下发控制目标无功出力期望值遥调指令；

步骤3)：各连续可调无功源AVC一级控制器按所接收的电压或无功遥调指令，控制无功源无功出力。

所述连续可调无功源，包括电网动态无功补偿设备、并网新能源发电厂、并网常规水、火电机组等无功出力连续可调的装置设备，其中电网动态无功补偿设备包括可变无功容量支路和固定无功容量支路等值视为一台连续可调无功源，并网新能源发电厂包括配套的SVG等动态无功补偿设备等值视为一台连续可调无功源，并网点相同的常规水、火电机组等值视为一台连续可调无功源。

优选地，步骤2)所述的连续可调无功源的动态支撑因子ζ按下列公式计算：

其中，ζ_i表示区域内第i台连续可调无功源的动态支撑因子，C_pgi为区域内第i台连续可调无功源对各条中枢母线的灵敏度系数(标幺值)，ΔQ_Δti为区域内第i台连续可调无功源在单位时间内的最大无功改变量(标幺值)，k₁和k₂分别为灵敏度权重和无功调节速度权重，k₁取值范围为[5，10]，k₂一般取值为1，n为中枢母线条数。

k₁、k₂取值范围受C_pgi与ΔQ_Δti的单位影响，k₁与k₂取值范围非绝对范围，而是相对概念。

优选地，对所有连续可调无功源的动态支撑因子从大到小排列，选取区域内动态支撑因子ζ最大的一台或前N台连续可调无功源作为电网动态无功支撑点；

所述N的取值为所有连续可调无功源的数量的百分之十。

优选地，从动态支撑因子排列靠前的连续可调无功源中，以灵敏度高和无功调节速度快的电网动态无功补偿，作为首选电网动态无功支撑点，以灵敏度高的并网发电机组作为次选电网动态无功支撑点；

所述并网发电机组包括新能源发电厂、水电机组以及火电机组。

优选地，所述主站AVC系统获取区域内各无功电压源状态期望值，采用常规三级电压控制模式的三级、二级电压控制优化计算方法或者现有其他控制模式的主站控制优化计算方法计算获得。

优选地，所述常规三级电压控制模式的三级、二级电压控制优化计算过程如下：

1.1)AVC主站三级控制器根据状态估计结果，以全局最优潮流方法优化计算得到各区域中枢母线电压期望值；

1.2)AVC主站二级控制器按中枢母系电压实时值不偏离期望值的目标，以协调二级电压控制方法计算得到区域内各无功电压源状态期望值，其中各连续可调无功源的状态期望值包括控制目标电压期望值和控制目标无功出力期望值。

一种连续可调无功源AVC控制指令选择系统，包括：

连续可调无功源状态期望值获取单元，用于根据SCADA实时数据和状态估计结果，利用主站AVC系统获取区域内各连续可调无功源状态期望值；

动态支撑因子计算单元，用于依据连续可调无功源对各条中枢母线的灵敏度系数和在单位时间内的最大无功改变量计算动态支撑因子；电网动态无功支撑点选取单元，用于依据连续可调无功源的动态支撑因子大小，选取连续可调无功源作为电网动态无功支撑点；

指令发放单元，用于对电网动态无功支撑点下发控制目标电压期望值遥调指令，对其余连续可调无功源下发控制目标无功出力期望值遥调指令。

有益效果

本发明提供了一种连续可调无功源AVC控制指令选择方法及系统，该方法通过计算各连续可调无功源的动态支撑因子，按动态支撑因子，选取部分连续可调无功源作为电网动态无功支撑点，下发控制目标电压期望值遥调指令，其余连续可调无功源下发控制目标无功出力期望值遥调指令；且所选择发送的指令明确了包括并网新能源发电厂、电网动态无功补偿设备以及常规水、火电机组在内的连续可调无功源AVC控制指令，在满足电网动态无功支持需求的同时，有效解决连续可调无功源调节速度差异导致的无功失衡问题，进一步保证电网安全经济优质运行。

附图说明

图1为本发明实施例典型二级电压控制区域示意图；

图2为本发明实施例的基本流程示意图。

具体实施方式

下面将结合附图和实施例对本发明做进一步地说明。

附图1为典型的二级电压控制区域示意图。区域内有两台连续可调无功源，G1为并网发电厂等值机组，G2为电网无功补偿设备，中枢母线为BUS3，BUS1、BUS2分别为G1、G2并网母线。G1、G2对BUS3的灵敏度均为0.1，G1对BUS1、BUS2的灵敏度分别为0.12、0.05，G2对BUS1、BUS2的灵敏度分别为0.05、0.12，G1、G2的无功调节速度分别为0.198、0.3。二级电压控制采用典型的CSVC控制方法，以中枢母线BUS3电压偏差最小为控制目标。BUS3电压期望值由三级电压控制器提供，为1.1。BUS1、BUS2、BUS3当前电压为1.02、1.02、1.0，母线电压的控制死区均为0.01，上、下限均为[0.85，1.25]，G1、G2当前无功出力为0.3。

如附图2所示，本实施例连续可调无功源AVC控制指令选择方法的步骤包括：

1)根据SCADA实时数据和状态估计结果，主站AVC系统按优化计算得到区域内各无功电压源状态期望值，其中各连续可调无功源(机组、电网动态无功补偿设备)的状态期望值包括控制目标电压期望值和控制目标无功出力期望值。

本实施例中，采用典型的三级电压控制模式，中枢母线BUS3电压期望值由三级电压控制器提供。二级电压控制采用典型的CSVC控制方法，以BUS3电压偏差最小为控制目标，优化计算得到G1、G2无功出力期望值和BUS1、BUS2电压期望值。G1、G2无功出力期望值均为0.7975，BUS1、BUS2电压期望值均为1.1046。

2)按动态支撑因子，选取部分连续可调无功源作为电网动态无功支撑点，下发控制目标电压期望值遥调指令，其余连续可调无功源下发控制目标无功出力期望值遥调指令。

按下列公式，计算本实施例中G1、G2动态支撑因子ζ₁、ζ₂：

其中C_pg1、C_pg2为G1、G2对BUS3的灵敏度系数(标幺值)，ΔQ_Δt1、ΔQ_Δt2为无功调节速度(标幺值)，k₁和k₂分别为灵敏度权重和无功调节速度权重，k₁＝100>>k₂＝10。ζ₁＝10+0.96＝10.96，ζ₂＝10+3＝13，ζ₁<ζ₂。

选取区域内动态支撑因子ζ最大的G2作为本实施例电网动态无功支撑点，下发控制目标电压期望值遥调指令，即BUS2电压期望值1.1046；对G1下发控制目标无功出力期望值遥调指令，即G1无功出力期望0.7975。

3)各连续可调无功源AVC一级控制器按所接收的电压或无功遥调指令，控制无功源无功出力。

一种连续可调无功源AVC控制指令选择系统，包括：

连续可调无功源状态期望值获取单元，用于根据SCADA实时数据和状态估计结果，利用主站AVC系统获取区域内各连续可调无功源状态期望值；

动态支撑因子计算单元，用于依据连续可调无功源对各条中枢母线的灵敏度系数和在单位时间内的最大无功改变量计算动态支撑因子；电网动态无功支撑点选取单元，用于依据连续可调无功源的动态支撑因子大小，选取连续可调无功源作为电网动态无功支撑点；

指令发放单元，用于对电网动态无功支撑点下发控制目标电压期望值遥调指令，对其余连续可调无功源下发控制目标无功出力期望值遥调指令。

若采用常规方法，对G1、G2下发BUS1、BUS2电压期望值1.1046。实际控制中，电网无功补偿设备G2调节速度较快，其无功出力达到0.9时，调节速度较慢的G1无功出力为0.698，中枢母线BUS3电压已达到1.1005，BUS2电压已达到1.1118。中枢母线BUS3电压已达标，本轮AVC调控结束。但此时出现无功调节失衡，G2比期望值抢发了0.1025的无功，电网运行状态偏离了最佳工况，不利于电网安全经济优质运行。

按本发明所述方法，对G1下发G1无功出力期望0.7975，G2下发BUS2电压期望值1.1046。实际控制结果与期望值一致，确保了电网运行在最佳工况下，保证了电网安全经济优质运行。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。