专利名称：基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法
技术领域：
本发明涉及一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法。
背景技术：
电压无功补偿控制问题一直是电力系统运行控制中的传统课题，一般采用调节变压器档位和投切电容的方式实现电压无功控制，有就地补偿和区域电网优化控制两种手段。其中就地补偿方式大多采用电压无功补偿装置(VQC)实现自动控制。常见的控制判据包括9区图、由于VQC的数据采集范围仅限于变电站内的电压无功变量，因此无法实现对整个区域电网的协调优化。另外，由于没有考虑到站内负荷的波动规律，9区图中的电压、无功上下限值一旦由运行人员设定好了，就常年保持不变。如果限值设定范围过小，则引起电压/无功频繁越限，使电容器、变压器动作次数很多，降低了设备的使用寿命；如果限值设定范围过大，则系统无法有效跟踪电网负荷的变化，使补偿效果变差。据统计，安装VQC的 变电站，变压器日动作次数在8 20次之间，而电容器组日动作次数在10 30次之间，显然动作次数过于频繁。区域电网优化控制系统通过从SCADA获取数据，能够实现区域电网的网损最小。区域电网优化控制系统一般采用软件实现，在每日中的整点时间或设定好的时间进行优化计算，并通过SCADA下发控制命令，直接控制各变电站变压器升/降压和电容器投切。它存在的问题是1)优化时间点的选择。由于电网负荷是不断变化的，既有一定的随机性又有一定的规律性，因此如果把优化时间点设置成固定值，则很有可能出现在某日最需要进行优化的时刻系统不工作，而在其他时刻系统工作的情况，从而降低了区域电网优化控制系统的使用效果。2)区域电网优化系统与VQC不能兼容。在安装区域电网优化系统的电网内需要将已安装好的VQC退出运行，否则它们很可能发出完全相反的控制指令。它一方面导致了现有变电站VQC装置的投资浪费，另一方面，由于采用集中控制，一旦优化主站出现问题，会导致全网的无功电压处于失控状态，会影响到电网的安全、可靠运行。
发明内容
本发明为了克服VQC装置和区域电网优化控制系统的不足，融合了它们的优点，提供一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，使VQC与区域电网优化控制系统有机结合起来，实现了更加优化的二级电压控制。为实现上述目的，本发明采用如下技术方案(I)采用最优潮流算法(OPF)求解出电网各节点最优值Qtj, U0,作为各节点无功补偿控制器的无功、电压限值的中心基准值。(2)使用分形理论和统计物理的方法求取各补偿点电力负荷时间序列的多重分形参量。对电网数据进行处理得到负荷时间序列，如每隔5分钟电网某节点的有功功率或电压时间序列。求取序列的概率分布函数和配分函数，最终求解出一天24个小时段的多重分形参量 Λ a T，T e [O. . 23]。
该步骤又包括如下子步骤①输入电网数据，输入的电网数据应为等间隔输入，如每5分钟采集一次的有功数据，如果数据间隔不相等，应使用插值算法对所缺少的数据进行人为添加。②求取电力负荷一天24时段的多重分形参量Λ α τ。(3)采用聚类算法确定电网补偿时段。Λ 01能够反映电网负荷的波动水平，所以可以根据负荷波动水平，对电网时段进行聚类。使用聚类算法将电网负荷波动相近的相邻时刻聚合为同一个时段，时段数量与补偿设备的最大动作次数相等。该步骤包括如下子步骤
①首先确定一天24个时间段的多重分形参量，对这些多重分形参量进行由小到大排序，形成序列Λ α n，n e [O.. 23]。②进行时间序列聚类时，WAa1作为迭代计算的初值Vs，两个相邻时刻进行聚合的判断原则为如果Λ a i < =Vs并且Λ a i+1 < =Vs其中i e [I, 23]，则将Λ a i+1所在的时段与Λ Cii所在的时段合并为同一个时段。其中Λ 024与Λ ^与 进行比较，使Λ Ci24所在的时段与Λ Ci1所在的时段合并。每当进行一次时刻合并后，则需要判断当前时段个数NO. A与设定的所要分段时段数NO. D是否相等，如果不相等则继续进行聚类，当24个时刻比较完毕后，则需要更换迭代计算的初始值Vs，即Vs= Λ ai+1。(4)在各补偿节点，以该补偿点的负荷波动程度确定各个时段的电压、无功上下限范围。当负荷波动越大时，限值范围越小，反之限值范围扩大。时变限值能够确保补偿设备在电网最需要补偿的时段缩小补偿限值范围，从而提高补偿的跟踪效果；在其他时段放宽补偿限值范围，从而减少补偿设备的动作次数，从总体上达到减少补偿设备的动作次数并延长设备的使用寿命的目的。该步骤包含以下子步骤①确定电网各补偿节点的无功和电压的默认允许波动范围。该范围一般是根据相关国家标准确定，或由电网调度中心指定。设电压幅值和无功功率的默认补偿上下限值为(Udup, U丽，Qdup，Qddw)，因此可得到功率和电压幅值的默认允许波动范围(AUd、AQd)为
权利要求
1.一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，其特征是，具体步骤为(1)采用最优潮流算法OPF求解出电网各节点最优值Q0，U0,作为各节点无功补偿控制器的无功、电压限值的中心基准值；(2)使用分形理论和统计物理的方法求取各补偿点电力负荷时间序列的多重分形参量；对电网数据按照设定的间隔时间进行处理得到负荷时间序列，求取序列的概率分布函数和配分函数，最终求解出一天24个小时段的多重分形参量Λ a T，T e [O. . 23]；(3)采用聚类算法确定电网补偿时段；由于Λ01能够反映电网负荷的波动水平，根据负荷波动水平，对电网时段进行聚类；使用聚类算法将电网负荷波动相近的相邻时刻聚合为同一个时段，时段数量与补偿设备的最大动作次数相等；(4)在各补偿节点，以该补偿点的负荷波动程度确定各个时段的电压、无功上下限范围；当负荷波动越大时，限值范围越小，反之限值范围扩大；时变限值确保补偿设备在电网最需要补偿的时段缩小补偿限值范围，从而提高补偿的跟踪效果；在其他时段放宽补偿限值范围，从而减少补偿设备的动作次数，从总体上达到减少补偿设备的动作次数并延长设备的使用寿命的目的。
2.如权利要求I所述的基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，所述步骤(2)的具体步骤为①输入电网数据，输入的电网数据为等间隔输入；若数据间隔不相等，应使用插值算法对所缺少的数据进行添加；②求取电力负荷一天24时段的多重分形参量Δα τ。
3.如权利要求I所述的基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，所述步骤(3)的具体步骤为①首先确定一天24个时间段的多重分形参量，对这些多重分形参量进行由小到大排序，形成序列Λ α n, n e [O. . 23]；②进行时间序列聚类时，以△Ci1作为迭代计算的初值Vs，两个相邻时刻进行聚合的判断原则为如果Λ a i < =Vs并且Λ a i+1 < =Vs其中i e [1，23]，则将Λ a i+1所在的时段与 Δ ^所在的时段合并为同一个时段；其中Λ仃24与Λ ^与 进行比较，使Λ Ci24所在的时段与Λ Ci1所在的时段合并；每当进行一次时刻合并后，则需要判断当前时段个数NO. A 与设定的所要分段时段数NO. D是否相等，如果不相等则继续进行聚类，当24个时刻比较完毕后，则需要更换迭代计算的初始值Vs，即Vs= Λ ai+1。
4.如权利要求I所述的基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，所述步骤(4)的具体步骤为①确定电网各补偿节点的无功和电压的默认允许波动范围；该范围根据相关国家标准确定，或由电网调度中心指定；设电压幅值和无功功率的默认补偿上下限值为UDUP，U丽， QDUP，Qim，得到功率和电压幅值的默认允许波动范围AUin AQd为J D - UDUP - UddwI HId = Qdjt - Qddw)根据一天内24个时刻的多重分形参量Λ aT，Te [O.. 23]，得到其平均值，即电网一天内的平均波动水平Λ CIav，进而得到各个时段的负荷波动倍数
全文摘要
本发明涉及一种基于负荷波动规律的时变限值区域电网无功优化控制方法，具体步骤为(1)采用最优潮流算法OPF求解出电网各节点最优值QO,UO，作为各节点无功补偿控制器的无功、电压限值的中心基准值；(2)使用分形理论和统计物理的方法求取各补偿点电力负荷时间序列的多重分形参量；最终求解出一天24个小时段的多重分形参量ΔαT，T∈
；(3)采用聚类算法确定电网补偿时段；(4)在各补偿节点，以该补偿点的负荷波动程度确定各个时段的电压、无功上下限范围；本发明考虑了一天内负荷的波动情况，能够保证变压器和电容器的动作发生在电网最需要进行无功补偿的时段，从而提高电网的补偿效果，并减少补偿设备的动作次数，延长设备的使用寿命。
文档编号H02J3/18GK102709923SQ20121019474
公开日2012年10月3日 申请日期2012年6月14日 优先权日2012年6月14日
发明者侯广松, 宗西举, 崔荣花, 张静亮, 程新功, 陈爱宾, 高军 申请人:山东电力集团公司菏泽供电公司, 济南大学