CN104167740B - 500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统及方法 - Google Patents
500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统及方法 Download PDFInfo
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Abstract
一种500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统，包括省调AVC、地调AVC、500kV变电站和电厂AVC子站，省调AVC包括电压计划曲线下发模块和最优潮流计算模块，地调AVC子站包括电压计划曲线接收模块和策略计算模块，省调AVC通过电压计划曲线下发模块向地调AVC的电压计划曲线接收模块下发电压计划曲线，并实时接收电厂AVC子站上送闭锁信号和地调AVC上送无功备用容量信息，通过最优潮流计算模块向电厂AVC子站下发高压母线控制目标、向地调AVC下发500kV变电站主变低压侧无功调节指令，地调AVC根据省调AVC下发的指令通过策略计算模块计算并下发遥控信号远方控制500kV变电站电容电抗分合。本发明还涉及采用上述系统进行500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制的方法。
Description
技术领域
本发明涉及一种500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统。本发明还涉及采用所述系统进行500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制的方法。
背景技术
500kV变电站的电压无功运行状态直接决定了电网的电压水平与无功平衡状态，作为主网分区的关口，500kV变电站的220kV母线电压与无功受到站内低压无功补偿投切的影响与限制，合理调控策略的安排与合适调控目标的设置将直接决定220kV母线的运行质量。
目前，500kV变电站的电压无功调节主要有两种控制模式：
1）人工调节：变电站监控人员根据经验在典型的负荷变化时间点进行电容电抗投退，这方法的不足之处是可能因调节不及时造成电压短时越限。
2）VQC（VoltageQualityControl，电压无功控制装置）调节：少量变电站采用VQC对电容电抗进行自动控制。此种模式存在的不足是VQC只有一套定值，无法适应不同工作日、休息日、节假日的调压需求；同时，VQC运维成本高，各厂家设计的VQC功能和风格不同，调试验收工作量大，投产后的日常运行维护工作量大。
此外，现行的调控只考虑单站信息，无法从全网全局的角度进行厂站协调和站站协调，区域优化无法实现。
为解决以上问题，国内外研究提出了基于软分区的三级电压控制的体系架构，通过省调AVC（AutomaticVoltageControl，自动电压控制）从全局角度实现区域协调优化，由省调EMS（EnergyManagementSystem，能量管理系统）直控500kV变电站的35kV电容电抗。此种方法虽在理论上能实现全网电压无功最优，但从全国其它省实施的情况来看，此种模式在工程化及生产实际应用中存在以下难题（所述的省调指省级电网电力调度控制中心，所述的地调指地市级电网电力调度控制中心）：
1）信号采集与站端改造难度大。在接入调试方面，因省调无采集详细的保护动作信号，一般都是在站端合并相关的保护信号形成AVC闭锁信号，需要站端相关的改造工作（如需将部分的保护动作瞬动节点改造为自保持节点），增加了投资费用。同时，验收和运维的工作量大，需要维护复杂繁多的信号合并逻辑，出错风险较大；当有设备投运或退运时，均需重新到变电站端对合并信号重新测试和验收。
2）在运行管理方面，因省调调度员的日常工作量较大，并且省网500kV变电站数量繁多，目前500kV变电站的电压无功调节工作都是委托变电站运行人员完成。如由省调AVC进行直控，需要调度员投入较大精力去监视和解除AVC闭锁信号，影响调度员对电网运行情况的监视。
综上所述，需要一种能解决传统人工调压、VQC、省调AVC直控几种控制模式的不足的500kV变电站35kV电容电抗自动控制方法。
发明内容
本发明所要解决的第一个技术问题，就是提供一种综合考虑区域协调、上下级协调、工程化实施工作量、运行维护和管理等生产实际问题的500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统。
本发明所要解决的第二个技术问题，就是提供一种采用上述系统进行500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制的方法。
采用本发明的系统和方法，能有效解决综合考虑区域协调、上下级协调、工程化实施工作量、运行维护和管理的生产实际问题，且降低投资、降低出错概率、减少验收维护工作量，大大减轻了省调调度员的工作强度。
解决上述第一个技术问题，本发明采用的技术方案如下：
一种500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统，包括省调AVC、地调AVC、500kV变电站和电厂AVC子站，所述的省调AVC包括电压计划曲线下发模块和最优潮流计算模块，所述的地调AVC子站包括电压计划曲线接收模块和策略计算模块，省调AVC通过电压计划曲线下发模块每天定时向地调AVC的电压计划曲线接收模块下发电压计划曲线，并实时接收电厂AVC子站上送闭锁信号和地调AVC上送无功备用容量信息，并通过最优潮流计算模块以此为约束采用最优潮流算法计算并向电厂AVC子站下发高压母线控制目标、向地调AVC下发500kV变电站主变低压侧无功调节指令，地调AVC根据省调AVC下发的电压计划曲线及实时500kV变电站主变低压侧无功调节指令，根据500kV变电站上送的保护、远方/就地信号，通过策略计算模块计算并下发遥控信号远方控制500kV变电站电容电抗分合。
解决上述第二个技术问题，本发明采用的技术方案如下：
一种500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制方法，其特征是包括以下步骤：
S1省调编制日前电压计划曲线并通过电压计划曲线下发模块每天自动下发至地调AVC；省调AVC主站通过最优潮流算法实时进行全网协调优化，向电厂AVC子站下发高压母线电压控制指令，向地调发送500kV变电站主变低压侧无功调节指令；
S2地调AVC子站以电压合格率为最高目标，首先确保电压控制在省调下发的电压计划曲线范围内；以功率因数要求为次要目标，将无功控制在设定的功率因数要求范围内；
所述的步骤S2具体包括以下子步骤：
S2-1电压控制
状况1：变电站高压侧越上限，中压侧正常或者与高压侧保持同方向电压越限；
控制策略：变电站切电容器，如无运行的电容器，则投入电抗器，且保证不得造成中压侧电压越限，否则不进行调节；
状况2：变电站高压侧越下限，中压侧正常或者和高压侧保持同方向电压越限；
控制策略：变电站切电抗器，如无运行的电抗器，则投入电容器，且保证不得造成中压侧电压越限，否则不进行调节；
状况3：变电站中压侧越上限，高压侧正常；
控制策略：变电站切电容器，如无运行的电容器，则投入电抗器，且保证不得造成高压侧电压越限，否则不进行调节；
状况4：变电站中压侧越下限，高压侧正常；
控制策略：变电站切电抗器，如无运行的电抗器，则投入电容器，且保证不得造成高压侧电压越限，否则不进行调节；
状况5：变电站高、中压侧电压不同方向越限；
控制策略：不进行调节，发出告警，提示监控人员，并记录于日志。
S2-2无功控制
状况6：高压侧无功越上限，中压侧无功正常或者和高压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电抗器，如无运行的电抗器，投入电容器，该策略需根据历史投退情况进行预算，以保证不会造成高中压侧电压越下限，否则不进行调节；
状况7：高压侧无功越下限，中压侧无功正常或者和高压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电容器，如无运行的电容器，投入电抗器，该策略须预判，以保证不会造成高中压侧电压越上限，否则不进行调节；
状况8：中压侧无功越上限，高压侧无功正常或者和中压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电抗器，如无运行的电抗器，投入电容器，该策略必须预算，以保证不会造成高中压侧电压越下限，否则不进行调节；
状况9：中压侧无功越下限，高压侧无功正常或者和中压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电容器，如无运行的电容器，投入电抗器，该策略必须预算，以保证不会造成高中压侧电压越上限，否则不进行调节；
状况10：变电站高、中压侧无功不同方向越限；
控制策略：不进行调节，发出告警，提示监控人员，并记录于日志；
S3地调AVC子站在电压无功处于正常范围的基础上，再按照省调下发的指令控制变电站电容电抗；
所述的步骤S3具体包括以下子步骤：
S3-1地调AVC子站实时计算每个500kV主变低压侧的可增加无功容量和可减少无功容量，并将之上送到省调AVC主站；
S3-2省调AVC主站以地调AVC上送的可增、可减无功容量作为约束，通过最优潮流算法实时进行全网协调优化，向地调AVC下发500kV变电站主变低压侧无功调节指令；
S3-3地调AVC子站通过步骤S2在确保电压和无功都满足要求的基础上，根据省调下发的500kV变电站主变低压侧无功调节指令，考虑设备故障或异常、动作次数约束、设备状态及越限等安全约束，下发遥控远方分合电容器、电抗器。
上述步骤S1的省调AVC主站通过最优潮流算法实时进行全网协调优化、步骤S2-2的根据历史投退情况进行预算，以保证不会造成高中压侧电压越下限和策略须预判等，以及考虑设备故障或异常、动作次数约束、设备状态及越限等安全约束，下发遥控远方分合电容器、电抗器都是现有的技术，此不赘述。
本发明具有以下有益效果：
1）由省调AVC从全局角度协调优化，解决了人工调节或VQC只考虑单个变电站无法全局优化的问题；
2）由地调AVC考虑设备安全约束，下发遥控直控35kV电容电抗，并由各地调监控，工程实施工作量小，运行维护和管理简单清晰，更加适应500kV变电站的分区集中监控的管理模式。
附图说明
下面结合附图和具体实施例对本发明作进一步的详细说明：
图1是系统总体架构图；
图2是方法流程图；
图3是地调AVC子站实时计算主变低压侧可增减无功示意图；
图4是省调AVC主站下发500kV主变低压侧无功指令示意图。
具体实施方式
参见图1，本发明的500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统实施例，包括省调AVC、地调AVC、500kV变电站和电厂AVC子站，所述的省调AVC包括电压计划曲线下发模块和最优潮流计算模块，所述的地调AVC子站包括电压计划曲线接收模块和策略计算模块，省调AVC通过电压计划曲线下发模块每天定时向地调AVC的电压计划曲线接收模块下发电压计划曲线，并实时接收电厂AVC子站上送闭锁信号和地调AVC上送无功备用容量信息，并通过最优潮流计算模块以此为约束采用最优潮流算法计算并向电厂AVC子站下发高压母线控制目标、向地调AVC下发500kV变电站主变低压侧无功调节指令，地调AVC根据省调AVC下发的电压计划曲线及实时500kV变电站主变低压侧无功调节指令，根据500kV变电站上送的保护、远方/就地信号，通过策略计算模块计算并下发遥控信号远方控制500kV变电站电容电抗分合。
采用上述系统进行500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制的方法，包括以下步骤：
S1省调方式人员编制日前电压计划曲线并通过电压计划曲线下发模块每天自动下发至地调AVC；省调AVC主站通过最优潮流算法实时进行全网协调优化，向电厂AVC子站下发高压母线电压控制指令，向地调发送500kV变电站主变低压侧无功调节指令；
S2地调AVC子站以电压合格率为最高目标，首先确保电压控制在省调下发的电压计划曲线范围内；以功率因数要求为次要目标，将无功控制在设定的功率因数要求范围内。所述的步骤S2具体包括以下子步骤：
S2-1电压控制
状况1：变电站高压侧越上限，中压侧正常或者与高压侧保持同方向电压越限；
控制策略：变电站切电容器，如无运行的电容器，则投入电抗器，且保证不得造成中压侧电压越限，否则不进行调节；
状况2：变电站高压侧越下限，中压侧正常或者和高压侧保持同方向电压越限；
控制策略：变电站切电抗器，如无运行的电抗器，则投入电容器，且保证不得造成中压侧电压越限，否则不进行调节；
状况3：变电站中压侧越上限，高压侧正常；
控制策略：变电站切电容器，如无运行的电容器，则投入电抗器，且保证不得造成高压侧电压越限，否则不进行调节；
状况4：变电站中压侧越下限，高压侧正常；
控制策略：变电站切电抗器，如无运行的电抗器，则投入电容器，且保证不得造成高压侧电压越限，否则不进行调节；
状况5：变电站高、中压侧电压不同方向越限；
控制策略：不进行调节，发出告警，提示监控人员，并记录于日志。
S2-2无功控制
状况6：高压侧无功越上限，中压侧无功正常或者和高压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电抗器，如无运行的电抗器，投入电容器，该策略必须根据历史投退情况进行预算，以保证不会造成高中压侧电压越下限，否则不进行调节；
状况7：高压侧无功越下限，中压侧无功正常或者和高压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电容器，如无运行的电容器，投入电抗器，该策略必须预判，以保证不会造成高中压侧电压越上限，否则不进行调节；
状况8：中压侧无功越上限，高压侧无功正常或者和中压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电抗器，如无运行的电抗器，投入电容器，该策略必须预算，以保证不会造成高中压侧电压越下限，否则不进行调节；
状况9：中压侧无功越下限，高压侧无功正常或者和中压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电容器(如无运行的电容器，投入电抗器)，该策略必须预算，以保证不会造成高中压侧电压越上限，否则不进行调节；
状况10：变电站高、中压侧无功不同方向越限；
控制策略：不进行调节，发出告警，提示监控人员，并记录于日志；
S3地调AVC子站在电压无功处于正常范围的基础上，再按照省调下发的指令控制变电站电容电抗。所述的步骤S3具体包括以下子步骤：
S3-1地调AVC子站实时计算每个500kV主变低压侧的可增加无功容量和可减少无功容量，并将之上送到省调AVC主站，如图3所示；
S3-2省调AVC主站以地调AVC上送的可增、可减无功容量作为约束，通过最优潮流算法实时进行全网协调优化，向地调AVC下发500kV变电站主变低压侧无功调节指令，如图4所示；
S3-3地调AVC子站通过步骤S2在确保电压和无功都满足要求的基础上，根据省调下发的500kV变电站主变低压侧无功调节指令，考虑设备故障或异常、动作次数约束、设备状态及越限等安全约束，下发遥控远方分合电容器、电抗器。
方法总体流程见附图2。
Claims (1)
1.一种500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制方法，其特征是包括以下步骤：
S1省调编制日前电压计划曲线并通过电压计划曲线下发模块每天自动下发至地调AVC；省调AVC主站通过最优潮流算法实时进行全网协调优化，向电厂AVC子站下发高压母线电压控制指令，向地调发送500kV变电站主变低压侧无功调节指令；
S2地调AVC子站以电压合格率为最高目标，首先确保电压控制在省调下发的电压计划曲线范围内；以功率因数要求为次要目标，将无功控制在设定的功率因数要求范围内；
所述的步骤S2具体包括以下子步骤：
S2-1电压控制
状况1：变电站高压侧越上限，中压侧正常或者与高压侧保持同方向电压越限；
控制策略：变电站切电容器，如无运行的电容器，则投入电抗器，且保证不得造成中压侧电压越限，否则不进行调节；
状况2：变电站高压侧越下限，中压侧正常或者和高压侧保持同方向电压越限；
控制策略：变电站切电抗器，如无运行的电抗器，则投入电容器，且保证不得造成中压侧电压越限，否则不进行调节；
状况3：变电站中压侧越上限，高压侧正常；
控制策略：变电站切电容器，如无运行的电容器，则投入电抗器，且保证不得造成高压侧电压越限，否则不进行调节；
状况4：变电站中压侧越下限，高压侧正常；
控制策略：变电站切电抗器，如无运行的电抗器，则投入电容器，且保证不得造成高压侧电压越限，否则不进行调节；
状况5：变电站高、中压侧电压不同方向越限；
控制策略：不进行调节，发出告警，提示监控人员，并记录于日志；
S2-2无功控制
状况6：高压侧无功越上限，中压侧无功正常或者和高压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电抗器，如无运行的电抗器，投入电容器，该策略需根据历史投退情况进行预算，以保证不会造成高中压侧电压越下限，否则不进行调节；
状况7：高压侧无功越下限，中压侧无功正常或者和高压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电容器，如无运行的电容器，投入电抗器，该策略须预判，以保证不会造成高中压侧电压越上限，否则不进行调节；
状况8：中压侧无功越上限，高压侧无功正常或者和中压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电抗器，如无运行的电抗器，投入电容器，该策略必须预算，以保证不会造成高中压侧电压越下限，否则不进行调节；
状况9：中压侧无功越下限，高压侧无功正常或者和中压侧保持同方向无功越限，高、中压侧电压正常；
控制策略：切除电容器，如无运行的电容器，投入电抗器，该策略必须预算，以保证不会造成高中压侧电压越上限，否则不进行调节；
状况10：变电站高、中压侧无功不同方向越限；
控制策略：不进行调节，发出告警，提示监控人员，并记录于日志；
S3地调AVC子站在电压无功处于正常范围的基础上，再按照省调下发的指令控制变电站电容电抗；
具体包括以下子步骤：
S3-1地调AVC子站实时计算每个500kV主变低压侧的可增加无功容量和可减少无功容量，并将之上送到省调AVC主站；
S3-2省调AVC主站以地调AVC上送的可增、可减无功容量作为约束，通过最优潮流算法实时进行全网协调优化，向地调AVC下发500kV变电站主变低压侧无功调节指令；
S3-3地调AVC子站通过步骤S2在确保电压和无功都满足要求的基础上，根据省调下发的500kV变电站主变低压侧无功调节指令，考虑设备故障或异常、动作次数约束、设备状态及越限安全约束，下发遥控远方分合电容器、电抗器；
所述方法中用到如下的500kV变电站35kV电容电抗省地协同自动控制系统，其包括省调AVC、地调AVC、500kV变电站和电厂AVC子站，其特征是：所述的省调AVC包括电压计划曲线下发模块和最优潮流计算模块，所述的地调AVC子站包括电压计划曲线接收模块和策略计算模块，省调AVC通过电压计划曲线下发模块每天定时向地调AVC的电压计划曲线接收模块下发电压计划曲线，并实时接收电厂AVC子站上送闭锁信号和地调AVC上送无功备用容量信息，并通过最优潮流计算模块以此为约束采用最优潮流算法计算并向电厂AVC子站下发高压母线控制目标、向地调AVC下发500kV变电站主变低压侧无功调节指令，地调AVC根据省调AVC下发的电压计划曲线及实时500kV变电站主变低压侧无功调节指令，根据500kV变电站上送的保护、远方/就地信号，通过策略计算模块计算并下发遥控信号远方控制500kV变电站电容电抗分合。
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| 贵州电网系统电压控制（AVC）系统的研究与应用;覃海，贺先强;《资源与环境》;20121231;第42-43页 * |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant |