专利名称：电力系统中基于软分区的电压控制方法
技术领域：
本发明属于电力系统自动电压控制技术领域，特别涉及电力系统中基于软分区的电压控制方法。
背景技术：
自动电压控制(AVC，automatic voltage control)系统是基于计算机的现代电力系统的全局电压自动闭环控制系统，其基本原理是通过协调控制发电机无功出力、变压器分接头和无功补偿设备，保证电力系统运行的安全、优质和经济。从控制模式上，现有的自动电压控制系统大体可以分为基于“最优潮流”的控制模式和基于分层分区的控制模式两类。
基于分层分区的控制模式的基本方法是将电压控制分为三个层次一级电压控制(PVC，Primary Voltage Control)，二级电压控制(SVC，Secondary VoltageControl)和三级电压控制(TVC，Tertiary Voltage Control)。其中，二级电压控制以“中枢母线”和“控制区域”为基础，其目标就是通过本区域内的控制手段(如，控制发电机无功出力等)，将中枢母线的电压控制在设定值上。传统的二级电压控制方法基于各控制区域间电气弱耦合的假设，但是，随着电力系统的发展，系统之间的耦合日益紧密，原有的控制分区之间的弱耦合假设难以保证，使传统二级电压控制方法的效果受到了影响。
为了解决这一问题，国际上提出了协调二级电压控制(CSVC，CoordinatedSecondary Voltage Control)。在协调二级电压控制中，由于受控发电机数目大于中枢母线数目，因此除了保证中枢母线电压与设定值偏差最小之外，还可以有一定的控制自由度，利用这个自由度实现其他的协调控制目标，这就是CSVC的出发点。
从《一种改进的大电网电压控制》(H.VU，P.PRUVOT，C.LAUNAY，et al.AnImproved Voltage Control on Large-scale Power System.IEEE Transactions onPower Systems，1996，11(3)1295-1303)等一系列围绕协调二级电压控制展开研究并进行工程实践的文献中，可以看出一个典型的协调二级电压控制(CSVC)方法，其具体实施步骤为1、采用基于电气距离的分区方法将电网划分成N个控制区域，其分区方法为，计算电网节点模型中各节点电压间的灵敏度，从而定义不同节点之间的电气距离，将在距离范围内的节点合并，最后得到N个节点集合，即为对应的N个控制区域。在每个控制区域内各自进行协调二级电压控制(CSVC)，其实现方式为这N个控制区域分别选择其相对应的地理位置不同的区域控制中心安装该控制区域的CSVC软硬件系统(以下简称区域CSVC系统)这种控制分区和控制结构很难改变。因此，本发明将这种分区称为“硬”分区，这种“硬”控制区域结构如图1所示，图中用粗实线表示电网边界线，用细实线表示各控制区域的边界线，将整个电网分成了6个控制区域，各控制区域中选择相应地理位置上已有的区域控制中心安装区域CSVC系统2、在各控制区域中选择中枢母线和受控发电机例如，可以选取该区域中具有较大短路电流的母线作为中枢母线，选取与中枢母线联系紧密并具有较大容量的发电机组或者已安装有自动电压调节器(AVR，Automatic Voltage Regulator)及遥信遥控设备的发电机组作为受控发电机；3、各区域CSVC系统分别采集其所在控制区域的电网实时数据从其所在区域控制中心的已有的能量管理系统(Energy Management System，缩写为EMS)取得所需的网络拓扑与设备参数，同时通过已建设好的通信网络获取该控制区域中由电厂、变电站中安装的数字传感器采集到的实时数据；4、各区域CSVC系统分别建立各控制区域的CSVC数学模型(通常为一个二次规划模型)CSVC数学模型中构造了一个除实现中枢母线电压偏差最小外，同时利用多余的控制自由度实现对无功潮流的调整的目标函数，例如采用下式所示的目标函数minΔU[λv||α(VC-VP)-CVΔU||2+λq||α(Qref-Q)-CqΔU||2+λu||α(Uref-U)-ΔU||2]]]>式中，α是控制增益，U是发电机机端电压，ΔU是发电机机端电压的改变值，即控制量，Vp是中枢母线的电压，Vc是中枢母线电压的设定值，Q是受控发电机无功出力值，Qref是受控发电机无功出力的设定值，Uref是受控发电机机端电压的设定值，λv、λq和λu是目标函数各个分量的权重，Cv，Cq分别是中枢母线电压和受控发电机无功出力的变化量关于机端电压变化量的灵敏度矩阵。
其中，Vp、U、Q为实时采集量；Vc、Qref、Uref为已知量，由其它优化环节给出；α、λv、λq、λu为已知量，由控制经验给定；Cv，Cq为已知量，通过灵敏度计算得到；控制量ΔU通过求解该CSVC数学模型得到；完整的CSVC数学模型还包括一组约束条件(省略)，以保证求得的控制量满足实际控制的要求；5、各区域CSVC系统分别求解CSVC数学模型，得到控制量ΔU例如，步骤4中的数学模型可采用起作用集算法(active set method)来求解，得到控制量ΔU；6、各区域CSVC系统分别输出控制量ΔU，用于协调一级电压控制器各区域CSVC系统将各自的控制量经由通信网络传递给安装在受控发电机上的接口模块(Interface module)，接口模块根据控制量输出一级电压控制设定值信号到受控发电机，完成对受控发电机机端电压的控制；7、事先设定CSVC控制周期，步骤3到步骤6形成一个控制闭环，按控制周期循环进行。
在以上步骤中，步骤1和2通常是在离线(offline)环境下由人工完成，步骤3至7是在实时(real time)环境下由计算机自动完成。
现有的各种CSVC数学模型的不同之处在于如何协调多余的控制自由度去实现对无功潮流的调整，从协调目标上分，大体上有两种1.在协调目标中，要求发电机无功出力与设定值之间偏差最小(上述步骤4中提到的CSVC数学模型即是这一种)；2.在协调目标中，将发电机无功出力矢量位移一位后与原矢量作差，要求偏差尽可能小。
上述两种CSVC数学模型存在的局限性是，第一种CSVC数学模型的协调效果依赖于如何给出无功出力设定值Qgref，这需要额外增加计算或者手工指定环节，而且可控发电机的无功出力设定值Qgref与中枢母线电压设定值Vpref可能产生的矛盾也是不容忽视的问题；第二种CSVC数学模型着眼点在于尽可能保证可控发电机之间的无功出力均衡，但是并没有考虑如何保留更多的无功裕度。
为了解决上述两种CSVC数学模型的不足，本申请发明人郭庆来，孙宏斌，张伯明，李钦等在《江苏电网AVC主站系统的研究和实现》(电力系统自动化，2004，28(22)83-87)中提出了一种新的CSVC数学模型。该数学模型通过定义新的协调目标，实现增大发电机无功裕度，并使出力更加均衡的目的。该数学模型的目标函数如下minΔQg{Wp||α·(Vp-Vpref)+CgΔQg||2+Wq||Qg+ΔQg-QgminQgmax-Qgmin||2}---(1)]]>式中，ΔQg表示受控发电机无功出力的调节量(控制量)；Qg、Qgmin和Qgmax分别表示受控发电机无功当前值、下限和上限；Vp和Vpref表示中枢母线当前电压和设定电压；Wp和Wq为权重系数，α为增益系数；Cg为中枢母线电压对受控发电机无功的灵敏度。其中，Qg、Vp为实时采集量；Vpref为已知量，由其它优化环节给出；α、Wp、Wq为已知量，由控制经验给定；Qgmin、Qgmax为已知量，可直接取得；Cg为已知量，通过灵敏度计算得到；控制量ΔQg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|Cvg·ΔQg|≤ΔVHmax---(2)]]>VHmin≤VH+Cvg·ΔQg≤VHmax---(3)]]>Vpmin≤Vp+Cg·ΔQg≤Vpmax---(4)]]>Qgmin≤Qg+ΔQg≤Qgmax---(5)]]>式中，Vp、Vpmin和Vpmax分别表示中枢母线电压当前值、下限和上限；Qg、Qgmin和Qgmax分别表示受控发电机无功当前值、下限和上限；VH、VHmin、VHmax和ΔVHmax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；Cvg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VH的调整量要小于允许的单步最大调整量ΔVHmax。约束条件式(3)和(4)保证了控制后不会导致Vp和VH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。
无论CSVC数学模型如何改进，其分区控制的基础都是各控制区域的无功电压之间弱耦合。因此，当电网发展变化时，原先解耦的控制区域会耦合在一起，或者原先耦合的控制区域会解耦开来，这都将大大影响现有各种CSVC方法的控制效果。
如前面所述，在CSVC数学模型的构造与控制区域的划分中都需要计算灵敏度。常规的灵敏度分析仅仅依赖于电力网络方程的线性化，不考虑电力设备(如发电机、负荷等)对各种控制操作和扰动的准稳态的物理响应，这在一般的静态的电力网络分析中是可行的，但要服务于控制决策就无法实用了。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系统准稳态的物理响应，计及系统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。该方法基于电力系统的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M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M计算出的灵敏度即为准稳态的灵敏度。在潮流模型M下，设PQ节点和PV节点个数分别为NPQ和NPV，状态量x是PQ节点的电压幅值VPQ∈RNPQ,]]>控制变量u＝[QPQVPVTK]T，其中QPQ∈RNPQ]]>是PQ节点的无功注入，VPV∈RNPV]]>是PV节点的电压幅值，Tk∈RNT]]>是变压器变比，重要的依从变量h=QbQPVT,]]>其中Qb∈Rb是支路无功潮流，QPV∈RNPV]]>是PV节点的无功注入。这时，有无功潮流模型QPQ(VPQ，VPV，Tk)＝0 (6)Qb＝Qb(VPQ，VPV，Tk) (7)QPV＝QPV(VPQ，VPV，Tk) (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 上表给出的灵敏度之所以有别于常规灵敏度，而称之为准稳态灵敏度，是由于节点类型(PV/PQ)是根据电力系统实际的准稳态物理响应来确定的，同时潮流模型M中计及了负荷电压静特性，这一电压静特性将在各种关于负荷节点电压的Jacobian阵中得到体现。显然，这时已不存在虚设的参考节点，对PQ节点，是无功注入QPQ直接参与控制，而对PV节点，是由电压VPV来充当控制量。
郭庆来，孙宏斌，张伯明，吴文传在《基于无功源控制空间聚类分析的无功电压分区》(电力系统自动化，2005年5月，V29，N10，P36-40)中研究并提出了一种基于无功源控制空间聚类分析的在线自适应“软”分区方法。该方法对电力系统进行分区包括构造无功源空间和在无功源控制空间中进行分区两部分具体过程如下1、构造无功源空间
(1).设电网内有g个发电机节点，构成集合G，有l个待分区的负荷母线，构成集合L。设集合G中的发电机节点j为待求解无功控制灵敏度的节点，将其节点类型设置为PQ节点；对于集合G中的其他发电机节点，根据其在无功电压控制中是否能保持机端电压，相应地将节点类型设为PV节点或者PQ节点。形成增广了PV节点的B”矩阵，并在PV节点相应的对角元处加大数。
(2).在步骤1构造的B”矩阵基础上求解发电机节点j的注入无功对集合L内各负荷节点电压的灵敏度。例如，对于负荷节点i(i∈L)，该灵敏度表示为Sij。
(3).对于集合G中的每一个发电机节点都完成步骤(1)，(2)。
(4).由集合G构造一个g维的坐标空间(即无功源控制空间)。记负荷节点i在这个g维空间中坐标是(xi1，xi2，......，xig)，其中第j维坐标xij＝-log10(|Sij|)。
(5).两个待分区节点m和n分别对应了坐标矢量(xm1，xm2，......，xmg)和(xn1，xn2，......，xng)，两点之间的距离采用欧几里德距离定义如下式所示Dmn=|xm1-xn1|2+......+|xmg-xng|2.]]>2、使用聚类分析算法进行分区基于上述步骤1中构造的无功源控制空间，就可以得到各节点的坐标及各节点间的距离，此时借鉴模式识别里面的聚类分析的算法来对电力系统进行分区。例如，采用凝聚的层次聚类算法来完成分区计算，首先所有节点都独自作为一个簇存在，然后每步合并距离最小的两个簇，直至最终聚类个数满足要求。
上述分区方法中计算的灵敏度为准稳态灵敏度，计及了电力设备无功电压的准稳态外特性，能更准确地反映实际系统的响应特性，提高了灵敏度分析的计算精度。通过该分区方法，一方面所划分的各控制区域间无功基本解耦，另一方面能够自动确定合适的分区个数，避免了人工确定分区个数的困难之处，可以实现在线自适应“软”分区，分区个数和分区的组成可自动随着电网的发展变化而变化。
由于已有的CSVC方法在控制技术和系统结构上的局限性，即使在已有的CSVC方法的各个具体环节中都采用上述新技术，也仍然难以保证控制性能。例如，即使在上述CSVC方法的步骤1中应用在线自适应“软”分区技术，由于该步骤1是在离线环境下完成，仍然难以跟踪电网结构和运行方式的变化；此外，按照已有的CSVC方法，仍然需要为每个控制区域开发地理上分布的独立的区域CSVC系统，这使得控制区域一旦建立以后，就不易于更改。因此，已有的CSVC方法对于发展迅速和运行方式经常变化的电网(如中国电网)难以保证控制性能。
发明内容
本发明的目的是为克服已有电压控制方法的不足之处，提出了一种新的电力系统中基于软分区的电压控制方法，该方法能够根据电网结构的变化，自适应给出当前状态下的系统分区方案，为各控制区域建立并求解CSVC数学模型，对各控制区域进行CSVC控制，从而勿需为各控制区域独立开发区域CSVC系统，不但更好的保证CSVC的控制性能，而且降低了系统建设投资，尤其适合于网架结构变化频繁的电网。
本发明提出的电力系统中基于软分区的电压控制方法，包括以下步骤1)从电网控制中心取得所需的电网实时数据；2)利用采集到的电网实时数据进行在线分区，首先根据判据判断是否需要重新分区(具体的方法可以为通过一些已知的拓扑分析方法判断电网结构、运行方式是否发生变化，或者判断距离上次分区实施的时间是否达到事先给定的值)，如判据条件成立，则进行分区，或者由人工启动分区(具体分区方法可选用一些已知的分区方法将整个电网动态地分解成N个无功相互解耦的控制区域)，并为各控制区域选择中枢母线和受控发电机；3)利用电网控制中心为各控制区域分别建立CSVC(协调二级电压控制)数学模型(该CSVC数学模型可以选用已有研究中提出的CSVC数学模型)；4)由电网控制中心对各控制区域的CSVC数学模型分别求解，得到控制量(可采用已有的数学方法(例如，起作用集算法)来求解CSVC数学模型，得到控制量)；5)由电网控制中心将求得的各控制区域控制量，通过通信网络下发给一级电压控制环节或当地电压控制器执行；6)当事先设定好的电压控制周期一到，返回步骤1步骤1到步骤5形成一个闭环，按电压控制周期循环进行电压控制。
上述方法可通过在电网控制中心利用常规技术建立一个软件与硬件相结合的电压控制系统得以实现。
本发明的特点及效果本发明所提出的电力系统中基于软分区的电压控制方法的结构如图2所示，图中，粗实线表示电网边界线，点划线表示在线自适应分区划分的各控制区域边界线，各控制区域中勿需安装区域CSVC系统，只需在电网控制中心中安装一个总的统管全局的CSVC软硬件系统(以下简称CSVC系统)实施本发明的电压控制方法。即通过电网控制中心中已有的EMS系统获取电网网络拓扑、设备参数以及实时遥测遥信数据，在本发明的闭环控制过程中，其分区方法根据采集到的实时数据对电网的网络结构、运行方式进行分析，当判断需要重新分区的判据条件成立时，自动进行在线自适应分区，所划分的各控制区域为虚拟的“软”控制区域，各控制区域之间满足无功基本解耦的条件。根据在线“软”分区的结果，自动为各控制区域分别建立CSVC数学模型，并求解CSVC数学模型。最后，求解得到的控制量下发给各控制区域的一级电压控制环节执行，完成CSVC闭环控制。
在现有的基于“硬”分区的CSVC方法中(见图1)，分区在离线环境下完成，并由人工将控制区域固化下来，然后为地理上分布的每个控制区域分别安装区域CSVC系统，实施分布式控制，这样带来的问题是当电网结构或运行方式发生变化时，一方面难以及时地反映电网控制区域的变化，消除控制区域间的耦合，另一方面随着控制区域的变化既需要为新增控制区域增加区域CSVC系统，也难以保护已有的投资。
本发明所提出的电力系统中基于软分区的电压控制方法与已有的CSVC方法的显著区别在于第一.在本发明所提出的电压控制方法中，将电网控制区域的划分纳入了CSVC闭环控制结构中，在线自适应分区作为电压控制方法中的一个步骤，利用在线获取的实时数据，自动跟踪电网结构或运行方式的变化，进行在线自适应“软”分区，因此能够适应电网结构或运行方式的变化，从而保证所划分的各CSVC控制区域间相互解耦，更好的保证CSVC的控制性能；第二.在本发明所提出的电压控制方法中，所有控制区域的电压控制都集中在电网控制中心中由总的统管全局的电压控制系统统一实施，从而勿需为各控制区域分别建设独立的区域电压控制系统，减少了投资；
图1为已有的基于“硬”分区的CSVC方法的分区结构图。
图2为本发明所提出的基于软分区的电压控制方法的控制区域结构图。
图3为本发明所提出的基于软分区的电压控制方法的步骤框图。
图4为具体实施例中，IEEE 39节点系统图。
图5为具体实施例中，IEEE 39节点系统6分区示意图。
图6为针对江苏电网的两种运行方式施行自适应分区的结果对比图。
图7为具体实施例中，控制区域V使用本发明所提出的基于软分区的电压控制方法与现有的二级电压控制(SVC)方法控制前后发电机无功出力对比图。
具体实施例方式
本发明提出的电力系统中基于软分区的电压控制方法结合附图及实施例，详细说明如下本发明提出的电力系统中基于软分区的电压控制方法如图3所示，包括以下步骤1)电网实时数据采集从电网控制中心取得所需的电网实时数据；2)在线分区利用采集到的电网实时数据，首先根据判据判断是否需要重新分区(具体的方法可以为通过一些已知的拓扑分析方法判断电网结构、运行方式是否发生变化，或者判断距离上次分区实施的时间是否达到事先给定的值)，如判据条件成立，则进行分区，或者由人工启动分区(具体分区方法可选用一些已知的分区方法将整个电网动态地分解成N个无功相互解耦的控制区域)，并为各控制区域选择中枢母线和受控发电机；3)各控制区域分别建立CSVC数学模型利用电网控制中心为各控制区域分别建立CSVC数学模型(该CSVC数学模型可以选用已有研究中提出的CSVC数学模型)；4)各控制区域分别求解CSVC数学模型，得到控制量由电网控制中心对各控制区域的CSVC数学模型分别求解，得到控制量(可采用已有的数学方法(例如，起作用集算法)来求解CSVC数学模型，得到控制量)；5)各控制区域分别输出控制量由电网控制中心将步骤4中求得的各控制区域控制量，通过通信网络下发给一级电压控制环节或当地电压控制器执行；6)当事先设定好的电压控制周期一到，返回步骤1步骤1到步骤5形成一个闭环，按电压控制周期循环进行电压控制。
本发明上述步骤以IEEE39节点系统进行仿真实验作实施例，进一步说明如下
IEEE39节点系统结构如图4所示，图中粗实线表示母线(即节点模型中的节点)，母线旁数字表示节点编号，向下的箭头表示负荷，符号圆中带‘G’字符表示发电机。其电压控制方法具体包括以下步骤1)电网实时数据采集从电网控制中心取得所需的电网实时数据并设定电压控制周期；对于本实施例，可以直接输入IEEE39节点系统的数据，对于实际电力系统需要连接电网控制中心中已有的EMS系统以获取网络拓扑、设备参数及实时的遥测遥信值。
2)在线分区利用采集到的电网实时数据，首先根据判据判断是否需要重新分区(具体的方法可以为通过一些已知的拓扑分析方法判断电网结构、运行方式是否发生变化，或者判断距离上次分区实施的时间是否达到事先给定的值，或者由人工启动分区等)，如判据条件成立，则进行分区(具体分区方法可选用一些已知的分区方法将整个电网动态地分解成N个无功相互解耦的控制区域)，并为各控制区域选择中枢母线和受控发电机(具体的选择方法可选用一些已知的方法，例如背景技术中已有CSVC方法的选择方法)。
由于闭环控制的周期比较短，分区并不需要如此频繁的运行，因此，可在闭环控制进行了N次以后(即N个闭环控制周期后)，再进行一次分区。本实施例中，在线分区可以在指定的运行周期(例如CSVC闭环控制进行了10个周期)或者通过检测电网中开关变位的情况，根据采集到的实时数据对电网的拓扑结构与运行方式进行分析，当电网结构或运行方式发生较大变化时，利用已知的基于无功源控制空间的聚类分区算法，对整个电网进行重新分区首先自动确定电网最合适的分区数，然后对电网进行在线的自适应分区。
本实施例中，采用背景技术中所述基于无功源控制空间聚类分区算法，首先得到分区合并距离曲线，自动确定最佳分区数目为6，然后将IEEE 39节点系统划分成图5所示的6个控制区域，图中用虚线表示各控制区域边界线，用罗马数字标示各控制区域编号。
在每个控制区域中选定相应的中枢母线与受控发电机，本实施例中，选择各控制区域电气距离的中心节点做为中枢母线，选择所有发电机做为受控发电机。每个控制区域的相应信息如表2所示表2IEEE39节点系统二级电压控制分区信息
为了更好地说明进行在线自适应分区的必要性与有效性，这里再给出利用该分区算法对江苏电网的两种运行方式进行分区的结果对比如图6所示。图中，不同的填充方式标注的是不同的控制区域，可以看到，当电网的运行方式发生较大的变化时，原先分区时耦合紧密的控制区域四(如图6a所示)，进行在线分区后被分解成两个耦合松散的控制区域四与控制区域五(如图6b所示)，可见在线分区能够及时地反映电网结构与运行方式的变化。
3)各控制区域分别建立CSVC数学模型由电网控制中心为各控制区域分别建立CSVC数学模型，本实施例采用已有的计及无功出力裕度均衡的CSVC数学模型，其目标函数如下式，即式(1)所示minΔQg{Wp||α·(Vp-Vpref)+CgΔQg||2+Wq||Qg+ΔQg-QgminQgmax-Qgmin||2}]]>该目标函数的第一项保证中枢母线电压与设定值偏差最小，第二项促使发电机无功趋于裕度更大，更均衡。
CSVC数学模型的安全约束条件采用背景技术中所述式(2)、(3)、(4)、(5)|Cvg·ΔQg|≤ΔVHmax]]>VHmin≤VH+Cvg·ΔQg≤VHmax]]>Vpmin≤Vp+Cg·ΔQg≤Vpmax]]>Qgmin≤Qg+ΔQg≤Qgmax]]>通过上面的约束条件式，可以防止控制操作对电网造成过大的波动，并保证控制后不会导致受控发电机高压侧电压VH、中枢母线电压Vp及受控发电机的无功出力Qg产生越限。
从图7中可以看出，采用计及无功出力裕度均衡的CSVC数学模型后，促使了区域内发电机运行在无功裕度更大、出力更均衡的状态，提高了电力系统的电压稳定性。
另外，CSVC数学模型中采用的灵敏度(即Cg、Cvg)是背景技术中所述的准稳态灵敏度，提高了控制决策的精度。
4)各控制区域分别求解CSVC数学模型，得到控制量本发明可由电网控制中心采用已有的数学方法(例如，起作用集算法)来求解各控制区域的CSVC数学模型，得到控制量。
在本实施例中，采用已有的起作用集算法求解上述步骤3中构造的CSVC数学模型，求得控制量ΔQg。
5)各控制区域分别输出控制量由电网控制中心将步骤4中求得的各控制区域控制量，通过通信网络分别下发给一级电压控制环节(或当地电压控制器)执行。
本实施例将步骤4中求得的控制量ΔQg，通过准稳态灵敏度矩阵Cvg换算成受控发电机高压侧母线电压ΔVH的设定值(Cvg为受控发电机高压侧母线电压对受控发电机无功的灵敏度)，如式(9)所示ΔVH＝CvgΔQg(9)最后，将控制量ΔVH下发给各区域的一级电压控制环节(或当地电压控制器)执行。
6)当事先设定好的电压控制周期一到，返回步骤1步骤1到步骤5形成一个闭环，按事先设定好的电压控制周期循环进行。
电压控制周期可以在几秒到数分钟不等，由实际电力系统的控制情况(如一级电压控制环节的响应速度、量测采集的延迟、控制目标等)、负荷的电压静特性等多种因素共同决定，例如可以设定1分钟为一个电压控制周期，循环进行步骤1到步骤5。
权利要求
1.本发明提出的电力系统中基于软分区的电压控制方法，其特征在于，包括以下步骤1)从电网控制中心取得所需的电网实时数据；2)利用采集到的电网实时数据，根据判据判断是否需要重新分区，如判据条件成立，则进行在线分区，并为各控制区域选择中枢母线和受控发电机；3)利用电网控制中心为各控制区域分别建立协调二级电压控制数学模型；4)由电网控制中心对各控制区域的协调二级电压控制数学模型分别求解，得到控制量；5)由电网控制中心将求得的各控制区域控制量，通过通信网络下发给一级电压控制环节或当地电压控制器执行；6)当事先设定好的电压控制周期一到，返回步骤1步骤1到步骤5形成一个闭环，按电压控制周期循环进行电压控制。
2.如权利要求1所述的电力系统中基于软分区的电压控制方法，其特征在于，所述步骤2)的根据判据判断是否需要重新分区的具体的方法为通过已知的拓扑分析方法判断电网结构、运行方式是否发生变化，若发生变化则重新分区；或者判断距离上次分区实施的时间是否达到事先给定的值，若达到给定的值，则重新分区；或者由人工启动分区。
3.如权利要求1所述的电力系统中基于软分区的电压控制方法，其特征在于，所述步骤2)的分区方法为采用基于无功源控制空间的聚类分区算法，将整个电网动态地分解成N个无功相互解耦的控制区域。
4.如权利要求1所述的电力系统中基于软分区的电压控制方法，其特征在于，所述步骤3)建立协调二级电压控制数学模型的方法采用计及无功出力裕度均衡的协调二级电压控制数学模型，其目标函数如下式所示minΔQg{Wp||a·(Vp-Vpref)+CgΔQg||2+Wq||Qg+ΔQg-QgminQgmax-Qgmin||2}]]>其约束条件为|Cvg·ΔQg|≤ΔVHmax]]>VHmin≤VH+Cvg·ΔQg≤VHmax]]>Vpmin≤Vp+Cg·ΔQg≤Vpmax]]>Qgmin≤Qg+ΔQg≤Qgmax]]>
全文摘要
本发明涉及电力系统中基于软分区的电压控制方法，属于电力系统自动电压控制技术领域，该方法包括电网实时数据采集；在线分区；分别建立控制区域的CSVC数学模型；分别求解各控制区域的CSVC数学模型得到控制量；分别输出各控制区域的控制量；当事先设定好的CSVC控制周期一到，返回循环进行CSVC控制。本发明能够根据电网结构的变化，自适应给出当前状态下的系统分区方案，为各控制区域建立CSVC数学模型并进行CSVC控制，从而勿需为各控制区域独立开发区域CSVC系统，不但更好的保证CSVC的控制性能，而且降低了系统建设投资，尤其适合于网架结构变化频繁的电网。
文档编号H02J3/38GK1731645SQ20051009852
公开日2006年2月8日 申请日期2005年9月2日 优先权日2005年9月2日
发明者孙宏斌, 张伯明, 吴文传, 郭庆来, 李钦 申请人:清华大学