CN101764404B - 省地协调电压控制中省地协调运行状态的判断方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及省地协调电压控制中省地协调运行状态的判断方法，属于电力系统自动电压控制技术领域；该方法包括；采集当前时刻的省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功，及高压侧母线电压；计算得到地区电网期望的电压协调约束上限和电压协调约束下限，并上传到省级电网控制中心；计算出省级电网与地区电网分界处变电站高压侧无功协调约束上限和协调约束下限，通过上述各量判断出当前省级电网与地区电网第m个分界处变电站的运行状态。本方法可以直观掌握当前省地协调运行状态，作为省地协调电压控制的基础，以消除省、地电网之间的不协调现象，实现全局范围内无功电压的合理分布。

Description

省地协调电压控制中省地协调运行状态的判断方法

技术领域

本发明属于电力系统自动电压控制技术领域，特别涉及基于双向协调约束的省地协调电压控制中省地协调运行状态判断方法。

背景技术

自动电压控制(以下简称AVC，Automatic Voltage Control)系统是实现电网安全(提高电压稳定裕度)、经济(降低网络损耗)、优质(提高电压合格率)运行的重要手段，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，实现电网内无功电压的合理分布。

AVC系统的主站部分是在电力系统控制中心基于软件实现的，这要求其必须与电力系统本身的调度管理体制保持一致。中国互联电网规模十分庞大，其运行由分层分区的多级调度机构来负责管理，大区电网控制中心、省级电网控制中心和地区电网控制中心是其中比较有代表性的三个调度级别。通常情况下，大区电网控制中心负责管理跨省的500kV联络输电网，省级电网控制中心负责管理省内500/220kV输电网，地区电网控制中心负责管理地区内110/10kV配电网。

大区、省、地三级电网在物理上互联一体，但是调度管理上分层分区，这给全局电网的无功优化控制带来了极大困难。针对各级电网的独立控制方法，相互之间缺乏有效协调。事实上，由于各级电网之间互相影响，传统的独立控制方法存在很大局限性。随着自动电压控制系统在各级电网中的普遍推广，由于各自动电压控制系统的控制目标不一致、控制信息不共享、控制操作不同步，从而引发控制系统之间的冲突和过调等问题，最终导致控制频繁动作，并显著降低了控制品质。因此，大区电网、省级电网、地区电网之间的协调电压控制势在必行。

在大区电网控制中心和省级电网控制中心的协调(下简称网省协调)控制方面，本申请人曾经提出过专利授权号为ZL200710065588.9，名称为“一种大区电网与省级电网的协调电压控制方法”的相关方法，其核心思想是利用上下级的联合最优潮流计算实现网省电压控制。但该专利没有涉及省级电网和地区电网之间的协调(下简称省地协调)电压控制方法。省地协调电压控制与网省协调电压控制问题有显著区别，其特殊性主要表现在：

1)地区电网管辖的低压电网元件众多，数据量大，在省级电网控制中心无法完全建立或获取其模型，因此无法在省级电网控制中心通过全局优化计算进行协调控制。

2)地区电网一般是以220kV母线为根节点的辐射状电网，其内部无功元件的投切作用最终都将体现在220kV变电站变压器关口无功变化上。

3)大区电网、省级电网的控制手段以连续变量(发电机)为主，而地区电网的控制变量以离散变量为主，包括可投切低压电容、电抗，有载调压分接头档位等，其控制次数和控制时间间隔都受到严格限制，因此在控制算法方面更侧重使用启发型方法。

在省地协调控制方面，邹根华，郭玉金，姚诸香等在《大电网省地协调自动电压控制(AVC)的研究》(华中电力，2008年，第21卷第3期，9-11页)和《省地协调自动电压控制(AVC)实现方法的研究》(中国电力，2008年，第41卷第12期，6-9页)进行了研究，其核心思想是地区电网AVC系统上传无功上调能力和无功下调能力，在此基础上，省级电网AVC系统下发关口功率因数目标，要求地区电网追随。这种方法本质上以省级电网的利益为出发点，体现的是地区电网对省级电网的支持，但没有体现也无法实现省级电网对地区电网的支持作用。事实上，由于电网之间的紧密耦合，省级电网对地区电网的影响非常显著，省级电网的自动电压控制主要影响220kV母线电压，而220kV母线作为地区电网的根节点，将直接影响地区辐射电网的整体电压水平，如果省级电网将220kV电压向不合理的方向调节，可能导致整个地区辐射电网数十个低电压等级变电站控制设备的大面积动作，但在现有的控制模式下，一方面地区电网只能被动的接收省级电网下发的控制目标，无法针对省级电网不合理的控制行为进行反馈；另一方面，省级电网由于不掌握地区电网内部的具体信息，也无从判定本身的控制行为是否对地区电网产生了负面影响，最终导致上下级电网之间出现不合理的无功流动和控制动作。

省地协调控制的目的是消除省、地电网之间的不协调现象，实现资源的优化配置。对于省地协调而言，首先需要明确的问题是当前省、地电网是否处于不协调状态，如果处于不协调状态，则是哪方的原因导致了这种不协调状态。从已公开的文献来看，还没有一个系统的方法对当前的省地协调运行状态进行判断。

发明内容

本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提供一种省地协调电压控制中省地协调运行状态的判断方法，本方法基于省级电网控制中心和地区电网控制中心互相为对方提出协调约束，对当前的省级电网与地区电网协调运行状态进行明确的判断，以消除省、地电网之间的不协调现象，实现全局范围内无功电压的合理分布。

本发明提出的省地协调电压控制中省地协调运行状态的判断方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

1)当控制周期到来时，省级电网控制中心采集当前时刻的省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…，并作为省级电网对地区电网的无功协调变量，其中m表示省级电网与地区电网分界处变电站的任一变压器，m取值为正整数，H表示高压侧；采集当前时刻的省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压V_H1，V_H2，…V_Hm，…，并作为地区电网对省级电网的电压协调变量；

2)地区电网控制中心根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的电压协调约束上限

和电压协调约束下限取V_Hm max、V_Hm+K_HMm(V_Mm max-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lm max-V_Lm)三式中的最小值，取V_Hm min、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mm min)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lm min)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm分别为量测得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线当前的电压和低压侧母线当前的电压，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高压侧与中压侧电压的比值和高压侧与低压侧电压的比值，V_Hm max和V_Hm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mm max和V_Mm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lm max和V_Lm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值；

3)地区电网控制中心将步骤2)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限和下限

通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

4)省级电网控制中心根据省级电网的运行情况计算出省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限Q_Hm max和协调约束下限Q_Hm min分别如下：

$Q_{\mathrm{Hm}\max }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\min }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2};$

$Q_{\mathrm{Hm}\min }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\max }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2};$

其中C_Hm max、C_Hm min的一般取值范围为：0.98≤C_Hm max≤1，0.9＜C_Hm min≤1.0，并且C_Hm max＞C_Hm min；

5)省级电网控制中心根据省级电网控制中心给出的无功协调约束上限Q_Hm max和无功协调约束下限Q_Hm min以及地区电网控制中心上传的电压协调约束上限

和电压协调约束下限下限结合省级电网控制中心采集到的无功协调变量Q_Hm以及电压协调变量

判断出当前省级电网与地区电网第m个分界处变电站的运行状态：

a)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＜Q_Hmm＜Q_Hm max时，处于正常合理的协调状态；

b)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多的不协调状态；

c)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少的不协调状态；

d)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm min＜Q_Hm＜Q_Hm max时，处于省调控制电压过低的不协调状态；

e)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＜Q_Hm＜Q_Hm max时，处于省调控制电压过高的不协调状态；

f)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过低的不协调状态；

g)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过高的不协调状态；

h)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过低的不协调状态；

i)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过高的不协调状态；

6)当下一个控制周期到来，返回步骤1)，开始下一个控制周期的省地协调运行状态的判断。

本发明的技术特点及效果：

本发明区别于以往方法的显著特征是实现了省级电网和地区电网之间的双向互动，在对当前省地协调的运行状态进行判断时，不仅考虑了省级电网给地区电网提出无功协调约束，同时也考虑了地区电网向省级电网提出的电压协调约束，本发明利用双向协调约束对当前省地协调的运行状态进行判断，既能体现地区电网对省级电网的支持，又能体现省级电网对地区电网的支持。

通过本方法，可以以一种规则的方式明确描述当前的省地协调运行状态，运行使用人员可以直观掌握当前省地协调运行状态，为后续的策略计算提供依据，以消除省、地电网之间的不协调现象，实现全局范围内无功电压的合理分布，使电网安全有效运行。

具体实施方式

本发明提出的省地协调电压控制中省地协调运行状态的判断方法结合实施例详细说明如下：

本方法中事先确定控制周期，一般省地协调控制的周期为5分钟到15分钟不等，此周期可根据实际情况和需求人工设定；

本方法包括以下步骤：

1)当控制周期到来时，省级电网控制中心采集当前时刻的省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…，并作为省级电网对地区电网的无功协调变量，其中m表示省级电网与地区电网分界处变电站的任一变压器，m取值为正整数，H表示高压侧；采集当前时刻的省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压V_H1，V_H2，…V_Hm，…，并作为地区电网对省级电网的电压协调变量；

(按照目前的调度分工，省级电网与地区电网分界处的变电站为一般为220kV变电站，因此，本步骤选择的协调变量Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…为省地分界处220kV变电站主变高压侧无功，V_H1，V_H2，…V_Hm，…为省地分界处220kV变电站220kV母线电压)

2)地区电网控制中心根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的电压协调约束上限

和电压协调约束下限

取V_Hm max、V_Hm+K_HMm(V_Mm max-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lm max-V_Lm)三式中的最小值，取V_Hm min、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mm min)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lm min)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm分别为量测得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线当前的电压和低压侧母线当前的电压，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高压侧与中压侧电压的比值(高中压侧变比)和高压侧与低压侧电压的比值(高低压侧变比)，V_Hm max和V_Hm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mm max和V_Mm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lm max和V_Lm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值(上述V_Hm max和V_Hm min，V_Mm max和V_Mm min，V_Lm max和V_Lm min均为满足系统安全、电压质量等约束条件，根据电网的实际情况设置对母线运行电压的限制，即最高电压及最低电压，其中220kV母线电压上限V_Hm max及下限V_Hm min的一般取值范围230≤V_Hm max≤240，205≤V_Hm min≤225，110kV母线电压上限V_Mm max及下限V_Mm min的一般取值范围115≤V_Mm max≤120，105≤V_Mm mim≤115，10kV母线电压上限V_Lm max及下限V_Lm min的一般取值范围10.5≤V_Lm max≤12.0，9.8≤V_Lm min≤10.5)；

(本步骤目的是从地区电网利益出发，提出期望的协调变量约束范围，地区电网以保证220kV变电站高中低三侧电压合格为目标，求解得到220kV侧母线电压必须保证的电压运行范围)

3)地区电网控制中心将步骤2)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限

和下限

通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

(目前省级电网控制中心和地区电网控制中心之间一般通过调度数据网进行通信，通信协议可以选择104规约、TASE2.0规约、E语言文件等多种方式)

4)省级电网控制中心根据省级电网的运行情况计算出省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限Q_Hm max和协调约束下限Q_Hm min，(为满足系统安全、电压质量、经济运行等约束条件，对变电站变压器高压侧无功功率的运行限制，即：无功功率上限和无功功率下限)；Q_Hm max可以通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧功率因数下限C_Hm min以及通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧有功P_Hm计算得出：

$Q_{\mathrm{Hm}\max }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\min }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2};$

Q_Hm min可以通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧功率因数上限C_Hm max以及通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧有功P_Hm计算得出：

$Q_{\mathrm{Hm}\min }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\max }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2};$

其中C_Hm max，C_Hm min是为满足系统安全、电压质量、经济运行等约束条件，对变电站变压器高压侧功率因数的运行约束上限及下限，一般由省级电网运行方式安排人员事先给出，并可周期(比如每季度)性更新；C_Hm max、C_Hm min的一般取值范围为：0.98≤C_Hm max≤1，0.9＜C_Hm min≤1.0，并且C_Hm max＞C_Hm min随负荷时段类型变化而变化；比如在负荷高峰时段C_Hm max＝1.0、C_Hm min＝0.98，低谷时段取C_Hm max＝0.98、C_Hm min＝0.95；

(本步骤在省级电网控制中心完成，其目的是从省级电网利益出发，提出期望的协调变量约束范围，省级电网以保证220kV变电站高压侧功率因数合格为目标，求解得到220kV变电站的变电器高压侧必须保证的无功运行范围)

5)省级电网控制中心根据省级电网控制中心给出的无功协调约束上限Q_Hm max和无功协调约束下限Q_Hm min以及地区电网控制中心上传的电压协调约束上限和电压协调约束下限下限

结合省级电网控制中心采集到的无功协调变量Q_Hm以及电压协调变量判断出当前省级电网与地区电网第m个分界处变电站的运行状态：

a)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＜Q_Hmm＜Q_Hm max时，处于正常合理的协调状态；

b)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多的不协调状态；

c)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少的不协调状态；

d)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm min＜Q_Hm＜Q_Hm max时，处于省调控制电压过低的不协调状态；

e)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＜Q_Hm＜Q_Hm max时，处于省调控制电压过高的不协调状态；

f)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过低的不协调状态；

g)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过高的不协调状态；

h)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过低的不协调状态；

i)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过高的不协调状态；

6)当下一个控制周期到来，返回步骤1)，开始下一个控制周期的省地协调运行状态的判断。

采用本发明方法，省级电网控制中心可准确地掌握当前省地协调运行状态，为后续的策略计算提供依据，以消除省、地电网之间的不协调现象，实现全局范围内无功电压的合理分布，使电网安全有效运行。

本发明方法的一个实施例说明如下：

本发明实施例考虑1个省级电网和1个地区电网之间的协调电压控制，其中省级电网作为上级电网，主要控制220kV电压等级电网，地区电网作为下级电网，主要控制110kV及更低电压等级电网；本实施例中，省地协调电压控制周期设置为5分钟。

1)当控制周期到来时，省级电网控制中心采集当前时刻的省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…，并作为省级电网对地区电网的无功协调变量，其中m表示省级电网与地区电网分界处变电站的任一变压器，m取值为正整数，H表示高压侧；采集当前时刻的省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压V_H1，V_H2，…V_Hm，…，并作为地区电网对省级电网的电压协调变量；

例如，考虑省级电网与地区电网边界处的第m个220kV变电站A，Q_Hm选择本站变压器高压侧无功，作为省级电网对地区电网的协调变量，假设其当前值为50MVar，V_Hm选择本站220kV母线电压，作为地区电网对省级电网的协调变量，假设其当前值为226kV；

2)地区电网控制中心根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的电压协调约束上限

和电压协调约束下限

取V_Hm max、V_Hm+K_HMm(V_Mm max-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lm max-V_Lm)三式中的最小值，取V_Hm min、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mm min)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lm min)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm分别为量测得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线当前的电压和低压侧母线当前的电压，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高压侧与中压侧电压的比值(高中压侧变比)和高压侧与低压侧电压的比值(高低压侧变比)，V_Hm max和V_Hm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mm max和V_Mm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lm max和V_Lm min为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值(上述V_Hm max和V_Hm min，V_Mm max和V_Mm min，V_Lm max和V_Lm min均为满足系统安全、电压质量等约束条件，根据电网的实际情况设置对母线运行电压的限制，即最高电压限制及最低电压限制，其中220kV母线电压上限V_Hm max及下限V_Hm min的一般取值范围230≤V_Hm max≤240，205≤V_Hm min≤225，110kV母线电压上限V_Mm max及下限V_Mm min的一般取值范围115≤V_Mm max≤120，105≤V_Mm min≤115，10kV母线电压上限V_Lm max及下限V_Lm min的一般取值范围10.5≤V_Lm max≤12.0，9.8≤V_Lm min≤10.5)；

假设此变电站A当前中压侧110kV母线电压当前幅值V_Mm为117kV，其运行允许上下限电压V_Mm max和V_Mm max分别为118kV和110kV，低压侧10kV母线电压当前幅值V_Lm为10.5kV，其运行允许上下限电压V_Lm max和V_Lm min分别为10.9kV和10.0kV，高压侧220kV母线电压运行允许上下限V_Hm max和V_Hm min为229kV和220kV；变压器高中压侧变比K_HMm为220/110＝2.0，高低压侧变比K_HLm为220/10＝22.0；

利用以下三个式子中的最小值决定地区电网期望的协调约束上限

V_Hm max＝229.0kV

V_Hm+K_HMm(V_Mm max-V_Mm)＝226+2*(118-117)＝228.0kV

V_Hm+K_HLm(V_Lm max-V_Lm)＝226+22*(10.9-10.5)＝234.8kV

易知，

取228.0kV；

利用以下三个式子中的最大值决定地区电网期望的协调约束下限

V_Hm min＝220.0kV

V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mm min)＝226-2*(117-110)＝212.0kV

V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lm min)＝226-22*(10.5-10.0)＝215.0kV

易知，

取220.0kV；

3)地区电网控制中心将步骤2)得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限

和下限通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

本例中省级电网控制中心和地区电网控制中心基于调度数据网通信，采用TASE2.0规约；

4)省级电网控制中心根据省级电网的运行情况计算出省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限Q_Hm max和协调约束下限Q_Hm min，(为满足系统安全、电压质量、经济运行等约束条件，对变电站变压器高压侧无功功率的运行限制，即：无功功率上限和无功功率下限)；Q_Hm max可以通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧功率因数下限C_Hm min以及通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧有功P_Hm计算得出：

$Q_{\mathrm{Hm}\max }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\min }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2};$

Q_Hm min可以通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧功率因数上限C_Hm max以及通过省级电网与地区电网分界处变电站高压侧有功P_Hm计算得出：

$Q_{\mathrm{Hm}\min }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\max }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2};$

其中C_Hm max，C_Hm min是为满足系统安全、电压质量、经济运行等约束条件，对变电站变压器高压侧功率因数的运行约束上限及下限，一般由省级电网运行方式安排人员事先给出，并可周期(比如每季度)性更新；C_Hm max、C_Hm min的一般取值范围为：0.98≤C_Hm max≤1，0.9＜C_Hm min≤1.0，并且C_Hm max＞C_Hm min随负荷时段类型变化而变化；比如在负荷高峰时段C_Hm max＝1.0、C_Hm min＝0.98，低谷时段取C_Hm max＝0.98、C_Hm min＝0.95；

本步骤在省级电网控制中心完成，其目的是从省级电网利益出发，提出期望的协调变量约束范围，省级电网以保证220kV变电站高压侧功率因数合格为目标，求解得到220kV变电站的变电器高压侧必须保证的无功运行范围；

假设此变电站A主变高压侧有功为P_Hm＝100MW，高压侧功率因数上限为C_Hm max＝1.0功率因数下限为C_Hm min＝0.98；

利用本步骤的无功下限计算公式计算出无功下限范围：

$Q_{\mathrm{Hm}\min }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\max }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2}=\sqrt{\frac{{100}^2}{1^2}-{100}^2}=0;$

利用本步骤的无功上限计算公式计算出无功下限范围：

$Q_{\mathrm{Hm}\max }=\sqrt{\frac{P_{\mathrm{Hm}}^2}{C_{H\min }^2}-P_{\mathrm{Hm}}^2}=\sqrt{\frac{{100}^2}{{0.98}^2}-{100}^2}=20.305;$

从上述计算过程，易知Q_Hm min取OMVar，Q_Hm max取20.305MVar

5)省级电网控制中根据省级电网控制中心给出的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限Q_Hm max和下限Q_Hm min以及地区电网控制中心上传的省级电网与地区电网第m个分界处变电站的高压侧母线电压协调约束上限

和下限结合省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功Q_Hm以及高压侧母线电压

判断出省级电网与地区电网第m个分界处变电站的运行状态：

a)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＜Q_Hmm＜Q_Hm max时，处于正常合理的协调状态；

b)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多的不协调状态；

c)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少的不协调状态；

d)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm min＜Q_Hm＜Q_Hm max时，处于省调控制电压过低的不协调状态；

e)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＜Q_Hm＜Q_Hm max时，处于省调控制电压过高的不协调状态；

f)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过低的不协调状态；

g)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm min＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过高的不协调状态；

h)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\min }>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过低的不协调状态；

i)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}\max }$ 并且Q_Hm＞Q_Hm max时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过高的不协调状态；

在本例中，Q_Hm min取0MVar，Q_Hm max取20.305MVar，

取228.0kV；

取220.0kV，则判断过程如下所示：

a)当 $220<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<228$ 并且0＜Q_Hm＜20.305时，处于正常合理的协调状态；

b)当 $220<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<228$ 并且0＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多的不协调状态；

c)当 $220<{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}<228$ 并且Q_Hm＞20.305时，处于地调投入无功过少的不协调状态；

d)当 $220>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且0＜Q_Hm＜20.305时，处于省调控制电压过低的不协调状态；

e)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>228$ 并且0＜Q_Hm＜20.305时，处于省调控制电压过高的不协调状态；

f)当 $220>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且0＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过低的不协调状态；

g)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>228$ 并且0＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过高的不协调状态；

h)当 $220>{\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}$ 并且Q_Hm＞20.305时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过低的不协调状态；

i)当 ${\hat{V}}_{\mathrm{Hm}}>228$ 并且Q_Hm＞20.305时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过高的不协调状态；

(6)当下一个控制周期到来(即5分钟后)，返回步骤1)，开始下一个控制周期的省地协调运行状态的判断。

Claims (1)

1.一种省地协调电压控制中省地协调运行状态的判断方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

1)当控制周期到来时，省级电网控制中心采集当前时刻的省级电网与地区各电网分界处变电站的变压器高压侧无功Q_H1，Q_H2，…Q_Hm，…，并作为省级电网对地区电网的无功协调变量，其中m表示省级电网与地区电网分界处变电站的任一变压器，m取值为正整数，H表示高压侧；采集当前时刻的省级电网与地区电网分界处各变电站的高压侧母线电压V_H1，V_H2，…V_Hm，…，并作为地区电网对省级电网的电压协调变量；

2)地区电网控制中心根据省级电网与地区电网分界处变电站高、中、低三侧母线电压运行情况计算得到地区电网期望的电压协调约束上限 

和电压协调约束下限 

取V_Hmmax、V_Hm+K_HMm(V_Mmmax-V_Mm)、V_Hm+K_HLm(V_Lmmax-V_Lm)三式中的最小值， 取V_Hmmin、V_Hm-K_HMm(V_Mm-V_Mmmin)、V_Hm-K_HLm(V_Lm-V_Lmmin)三式中的最大值，其中V_Mm和V_Lm分别为量测得到的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站的中压侧母线当前的电压和低压侧母线当前的电压，K_HMm和K_HLm为所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站变压器高压侧与中压侧电压的比值和高压侧与低压侧电压的比值，V_Hmmax和V_Hmmin为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站高压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Mmmax和V_Mmmin为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站中压侧母线电压运行允许上限值和下限值，V_Lmmax和V_Lmmin为事先设定的所述省级电网与地区电网第m个分界处变电站低压侧母线电压运行允许上限值和下限值；

3)地区电网控制中心将步骤2)得到的所述地区电网期望的电压协调约束上限 

和下限 通过广域通信网上传到省级电网控制中心；

4)省级电网控制中心根据省级电网的运行情况计算出省级电网与地区电网第m个分界处变电站的变压器高压侧无功协调约束上限Q_Hmmax和协调约束下限Q_Hmmin分别如下：

其中C_Hmmax、C_Hmmin分别为省级电网与地区电网分界处变电站高压侧功率因数上限、下限，C_Hmmax、C_Hmmin的取值范围为：0.98≤C_Hmmax≤1，0.9＜C_Hmmin≤1.0，并且C_Hmmax＞C_Hmmin；

5)省级电网控制中心根据省级电网控制中心给出的无功协调约束上限Q_Hmmax和无功协 调约束下限Q_Hmmin以及地区电网控制中心上传的电压协调约束上限 

和电压协调约束下限 

结合省级电网控制中心采集到的无功协调变量Q_Hm以及电压协调变量 

判断出当前省级电网与地区电网第m个分界处变电站的运行状态：

a)当 

并且Q_Hmmin＜Q_Hm＜Q_Hmmax时，处于正常合理的协调状态；

b)当 

并且Q_Hmmin＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多的不协调状态；

c)当 并且Q_Hm＞Q_Hmmax时，处于地调投入无功过少的不协调状态；

d)当 

并且Q_Hmmin＜Q_Hm＜Q_Hmmax时，处于省调控制电压过低的不协调状态；

e)当 

并且Q_Hmmin＜Q_Hm＜Q_Hmmax时，处于省调控制电压过高的不协调状态；

f)当 

并且Q_Hmmin＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过低的不协调状态；

g)当 

并且Q_Hmmin＞Q_Hm时，处于地调投入无功过多，省调控制电压过高的不协调状态；

h)当 

并且Q_Hm＞Q_Hmmax时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过低的不协调状态；

i)当 

并且Q_Hm＞Q_Hmmax时，处于地调投入无功过少，省调控制电压过高的不协调状态；

6)当下一个控制周期到来，返回步骤1)，开始下一个控制周期的省地协调运行状态的判断。