CN104518513A - 配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法及装置，包括：采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据；对配电网进行拓扑分析，划分子网；基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备；基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备；对拟投入或切除控制的无功补偿设备和拟调控的调压设备下发动作控制指令。本发明可以有效提高配电网电压调整及无功补偿协调控制的效果。

Description

配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法及装置

技术领域

本发明涉及控制技术领域，尤其涉及配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法及装置。

背景技术

电压是电能质量的重要指标，电压质量对电力系统的安全与经济运行，对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命有重要的影响；而电力系统的无功补偿与无功平衡是保证电压质量的基本条件，有效地控制和合理的无功补偿，不仅能够保证电压质量，而且能够提高电力系统运行的稳定性和安全性，降低电能损耗，充分发挥经济效益。

传统电压无功控制多为本地自动控制，通过监测目标设备（如：变压器低压侧）的运行状态（如：电压、电流、有功、无功等电气量），调节变压器档位或电容器开关使目标设备电压及功率因数位于合格范围内。此种控制方式控制速度快，不依赖于控制中心，但由于控制器之间无法协调，只能保证单一目标设备本身的运行状态合格，而忽视了不同区域、不同电压等级电网之间的有机联系及相互影响，设备的调控能力没有得到充分挖掘，控制动作影响的范围太小。图1为现有技术中典型配电网结构示意图。如图1所示，对400V低压台区用户而言，台区低压线路末端用户电压越下限，需要本台区所属10/0.4kV有载调压配电变压器逆调压，使末端用户电压能够随之上调，改善电压质量。但此时由于该配电变压器的运行电压及功率因数均在合格范围内，虽然无功补偿设备及调压分接开关仍有动作的余地，却均无法动作。另外，此种控制方式只能以目标设备运行状态合格为目标，没有顾及区域电网的损耗，当目标设备运行状态合格时，控制目标应能够自动转换为区域电网或全网损耗最小，整体经济性仍有提高的余地。

为了克服以上控制模式的弊端，产生了地区电网电压无功分级控制，以及更为先进的电压无功分布式控制。

电压无功分级控制是一种比较好的配电网控制方式。例如采用三级控制模式，将电力系统的电压无功控制功能按时间和空间分开，具有分级递阶的控制结构。图2为现有技术中电压无功分级控制系统架构图，如图2所示，一级控制处于最底层，设置在本区域发电厂或变电站等，由发电机的AVC（Automatic Voltage Control，自动电压控制装置）、变电站内VQC（Voltage Quality Control，电压无功控制装置）等电力设备自动控制装置组成，响应时间一般在几秒内，图2中实线箭头表示控制流，空心箭头表示信息流。在本级控制中，控制设备通过保持输出变量尽可能的接近设定值来补偿电压的快速、随机变化，同时保证无功的就地补偿和局部平衡。二级控制处于中间层，是对某个区域的控制，由各地区的控制中心执行，时间常数约为几十秒钟到几分钟。控制的主要目的是保证中枢母线电压等于设定值，如果中枢母线的电压幅值产生偏差，二级电压控制器则按照预定的控制规律改变一级电压控制器的设定参考值。三级控制处于最高层，是对全系统的控制，由系统控制中心执行，其响应时间为十几分钟到小时级。控制的主要目的为协调各二级控制系统，指导调度人员的干预，保证全系统电压的安全稳定，以及实现全网的经济调度。

电压无功分级控制模式的主要优点在于“时空解耦”。从“空间”上对电压无功进行控制区域的划分，并通过对各区域中主导节点的控制来实现对该区域的控制，这样充分利用了区域内的无功资源，避免了无功的大范围流动。电压无功的控制效果通过各控制层在时间上的解耦得到了保证。但此种控制模式只涉及10kV及以上的变电站层，对于10/6kV线路没有涉及，且控制目标只是为了保证电压质量合格，没有综合考虑网损、动作次数限制等因素。

分布式配电网电压无功控制根据10/6kV馈线间电压无功相互不影响、各馈线空间上自然解耦的特点，参考分级电压控制方式，从全网角度进行电压无功优化控制，实现电压合格率最高、网损率最小的综合优化目标，达到无功分层分区就地平衡及电压稳定。分布式配电网电压无功控制模式由主站级、变电站级、馈线级三级构成，图3为现有技术中分布式配电网电压无功控制系统架构图，如图3所示，主站级实现三级控制，根据未来一天各母线有功和无功负荷曲线（由短期负荷预测获得）及开关状态信息，以控制整个电网节点电压在允许范围内和有功损耗最小为优化目标，进行全网电压无功优化计算，在全网最优的条件下为变电站子站设定电压无功优化值，图3中实线箭头表示控制流，空心箭头表示信息流。变电站级实现二级控制，当变电站母线电压偏离设定优化值一定程度时，对其所辖范围内的无功电源进行调整使其恢复到优化设定值。实时监测电网数据，执行主站系统的控制定值，是整个系统安全运行的关键。主要负责监控变压器和电容器状态、采集电网运行参数及根据主站系统提供的电压无功限值（或自定义的电压无功限值）实施电压无功控制，并可实现在全网优化状态下和本地状态下电压无功控制模式的切换，当通信中断或电网出现异常时，子站系统将自动切换控制状态，即从执行全网优化电压无功限值自动转换成执行本地预设的电压无功限值，保证电网安全运行。馈线级实现一级控制，接受来自二级控制的控制命令，控制对象包括线路集中补偿和配变终端补偿装置。此级别的电压控制的实现依赖于馈线自动化的程度，目前配网中实现馈线自动化的线路较少，因此，此类电压控制可能较难实现。

此种控制方式克服了分级控制模式的不足，将控制对象从变电站延伸至10/6kV线路，优化控制目标综合考虑了电压质量及网损。但此种控制方式中压部分以单条10/6kV线路为单位进行计算，割裂了中压线路与变电站之间的联系，无法调用变电站手段改善中低压用户电压质量，且没有考虑末端低压台区用户电压质量，没有使用户明显感受到电压质量的改善。

配电网的特点导致了在对配电网实施电压无功控制时，存在以下难点：

1、由于目前配电网自动化、智能化程度远低于输电网，监测点及能控点比例低，且控制动作影响面广，故无法确知可控设备动作后对无监测设备运行状态的影响，只能通过限值或动作预算来保证。

2、低压用户端无法实现电压控制，只能通过调整上级配变、线路调压器或母线电压达到改善低压用户电压的目的。

3、由于设备动作依据除按本地监测量外，还要考虑上下级电网设备的运行状态，容易引起设备动作震荡。

4、直接面向的用户改动频繁，用户负荷波动呈现较大的随机性，短期、超短期负荷预测难度增大。

综上所述，目前的优化方法将目标层次化，一般以电压作为控制对象，没有将网损以及控制设备动作次数等综合起来考虑，且上层控制在修改下层整定值时往往没有考虑下层控制的允许限制和响应能力，因此其结果既不一定满足设备动作次数最少的限制，也不代表经济的无功优化，导致配电网电压调整及无功补偿协调控制的效果较差。

发明内容

本发明实施例提供一种配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法，用以有效提高配电网电压调整及无功补偿协调控制的效果，该方法包括：

采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据；

对配电网进行拓扑分析，划分子网；

基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备；

基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备；

对拟投入或切除控制的无功补偿设备和拟调控的调压设备下发动作控制指令。

一个实施例中，对配电网进行拓扑分析，划分子网，包括：将10kV线路按照10kV线路自耦调压升压变压器分解成为多个子网。

一个实施例中，基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备，包括：

在迭代求解单条10kV线路潮流分布时，计算10kV线路中节点无功变化对系统有功网损的灵敏度系数，及10kV线路节点间电压变化的灵敏度。

一个实施例中，基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备，包括：

计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，其中可控无功补偿装置包括：配变低压侧集中补偿装置、10kV线路补偿装置、和变电站集中补偿装置。

一个实施例中，计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，包括：

若10kV线路出口无功为正向且大于设定阈值，则确定该线路的变电站集中补偿装置及配变低压侧集中补偿装置应投入无功总量为10kV线路出口无功；

将各可控配变补偿点按系统有功网损对节点无功变化的灵敏度进行排序，根据补偿点的实际情况，以不过补偿为原则计算各点投切量，并形成各配变无功投入或切除控制指令；

通过线路集中补偿10kV线路出口无功与各点投切量之间的剩余无功缺额，形成线路投入或切除控制指令。

一个实施例中，基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备，包括：

在迭代求解单个低压台区潮流分布时，计算台区各节点电压变化对台区出口电压变化的灵敏度；

计算子网各节点电压变化对自耦调压升压变压器出口电压变化的灵敏度。

一个实施例中，基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备，包括：

计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，其中有载调压变压器包括：有载调压配电变压器、10kV线路自耦调压升压变压器、和变电站内主变压器。

一个实施例中，计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，包括：

若用户节点电压越上限点数大于越下限点数，则请求配变下调电压，否则请求上调；

根据配变档位情况计算动作后出口电压及各节点电压，统计动作后电压不合格点数；若动作后不合格点数小于动作前，形成控制指令。

本发明实施例还提供一种配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的装置，用以有效提高配电网电压调整及无功补偿协调控制的效果，该装置包括：

数据采集模块，用于采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据；

拓扑分析模块，用于对配电网进行拓扑分析，划分子网；

无功补偿确定模块，用于基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备；

电压调整确定模块，用于基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备；

控制模块，用于对拟投入或切除控制的无功补偿设备和拟调控的调压设备下发动作控制指令。

一个实施例中，所述拓扑分析模块具体用于：将10kV线路按照10kV线路自耦调压升压变压器分解成为多个子网。

一个实施例中，所述无功补偿确定模块包括：

第一灵敏度确定单元，用于在迭代求解单条10kV线路潮流分布时，计算10kV线路中节点无功变化对系统有功网损的灵敏度系数，及10kV线路节点间电压变化的灵敏度。

一个实施例中，所述无功补偿确定模块包括：

第一指令形成单元，用于计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，其中可控无功补偿装置包括：配变低压侧集中补偿装置、10kV线路补偿装置、和变电站集中补偿装置。

一个实施例中，所述第一指令形成单元具体用于：

若10kV线路出口无功为正向且大于设定阈值，则确定该线路的变电站集中补偿装置及配变低压侧集中补偿装置应投入无功总量为10kV线路出口无功；

将各可控配变补偿点按系统有功网损对节点无功变化的灵敏度进行排序，根据补偿点的实际情况，以不过补偿为原则计算各点投切量，并形成各配变无功投入或切除控制指令；

通过线路集中补偿10kV线路出口无功与各点投切量之间的剩余无功缺额，形成线路投入或切除控制控制指令。

一个实施例中，所述电压调整确定模块包括：

第二灵敏度确定单元，用于在迭代求解单个低压台区潮流分布时，计算台区各节点电压变化对台区出口电压变化的灵敏度；

第三灵敏度确定单元，用于计算子网各节点电压变化对自耦调压升压变压器出口电压变化的灵敏度。

一个实施例中，所述电压调整确定模块包括：

第二指令形成单元，用于计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，其中有载调压变压器包括：有载调压配电变压器、10kV线路自耦调压升压变压器、和变电站内主变压器。

一个实施例中，所述第二指令形成单元具体用于：

若用户节点电压越上限点数大于越下限点数，则请求配变下调电压，否则请求上调；

根据配变档位情况计算动作后出口电压及各节点电压，统计动作后电压不合格点数；若动作后不合格点数小于动作前，形成控制指令。

本发明实施例通过采用分层分区技术处理手段，解决了配电网全网统一建模计算量大、方法复杂的问题；通过全网协调控制解决了配电网中调控手段匮乏的问题；通过计算节点间电压变化灵敏度对调控结果进行预判，解决了配电网电压无功控制中存在的顾此失彼及设备振荡等问题；通过以上问题的解决，能够有效提高配电网电压调整及无功补偿协调控制的效果。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：

图1为现有技术中典型配电网结构示意图；

图2为现有技术中电压无功分级控制系统架构图；

图3为现有技术中分布式配电网电压无功控制系统架构图；

图4为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制方法的处理流程图；

图5为本发明实施例中网损对无功的灵敏度及节点电压对子网关口电压的灵敏度构建过程的实例示意图；

图6为本发明实施例中分析网损对无功的灵敏度以确定拟投入或切除控制的无功补偿设备的处理实例图；

图7为本发明实施例中分析节点电压对子网关口电压的灵敏度以确定拟调控的调压设备的处理实例图；

图8为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制方法实例的示意图；

图9为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制方法实例的示意图；

图10为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制装置的结构示意图；

图11为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的装置的实例图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

为了实现台区低压用户电压质量改善、10kV线路电压质量改善及节能降损、变电站及以上电压等级电网电压质量改善及节能降损等功能，达到在保证受控点电压合格、无功就地平衡的基础上，兼顾相邻电压等级或相邻区域电网的电压质量及无功平衡情况，实现高、中、低压配电网间多种调压及补偿设备的协调控制的效果，本发明实施例提供一种配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法。图4为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法的处理流程图。如图4所示，本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法可以包括：

步骤401、采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据；

步骤402、对配电网进行拓扑分析，划分子网；

步骤403、基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备；

步骤404、基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备；

步骤405、对拟投入或切除控制的无功补偿设备、和拟调控的调压设备下发动作控制指令。

具体实施时，采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据可以有多种方式。例如，可以建立包含变电站、线路无功补偿设备、线路调压器、配变、配变无功补偿设备、和客户端电压监测仪等设备在内的电网图模结构，读取运营数据，并将数据相匹配。

具体实施时，对配电网进行拓扑分析，划分子网时，可以将10kV线路按照10kV线路自耦调压升压变压器分解成为多个子网。

具体实施时，基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备时，可以先确定网损对无功的灵敏度；基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备时，可以先确定节点电压对子网关口电压的灵敏度。具体在确定网损对无功的灵敏度时，可以计算单条10kV线路潮流分布，并在迭代求解单条10kV线路潮流分布时，计算10kV线路中节点无功变化对系统有功网损的灵敏度系数，及10kV线路节点间电压变化的灵敏度。在确定节点电压对子网关口电压的灵敏度时，可以计算低压台区潮流分布，在迭代求解单个低压台区潮流分布时，计算台区各节点电压变化对台区出口电压变化的灵敏度；在确定子网关口电压灵敏度时，还可以计算子网各节点电压变化对自耦调压升压变压器出口电压变化的灵敏度。

图5为本发明实施例中网损对无功的灵敏度及节点电压对子网关口电压的灵敏度构建过程的实例示意图。如图5所示，构建过程可以包括：

通过网络拓扑形成可控设备间的上下级关系；计算无监测配变及低压用户的电压、有功、无功；其中包括：读取结构数据和网络拓扑，形成节点导纳矩阵，读取运行数据，以及负荷匹配数据处理；图5中“1”指向负荷匹配数据处理，即考虑数据筛选情况下的电网结构静态数据与运行动态数据合理分配；

形成雅可比矩阵，计算10kV线路中节点无功变化对系统有功网损的灵敏度系数、10kV线路节点间电压变化的灵敏度；其中包括判断潮流计算是否成功，如果不成功则终止处理，如果成功则求雅可比矩阵，确定网损对无功的灵敏度，判断是否有线路调压器，如果有则先形成若干子网，再确定节点电压对子网关口电压的灵敏度，如果没有则直接确定节点电压对子网关口电压的灵敏度；图5中“2”指向网损对无功的灵敏度，即某个节点无功注入的单位增量引起的配电网络有功网损变化量；“3”指向判断是否有线路调压器，如果有则先形成若干子网，即依据馈线中是否安装线路调压器以便将电网按照线路调压器为关口划分为多个子网，形成子网电压联调区域；“4”指向确定节点电压对子网关口电压的灵敏度，即子网关口电压单位增量引起的子网节点电压变化量。

具体实施时，基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备，可以包括：计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，其中可控无功补偿装置包括：配变低压侧集中补偿装置、10kV线路补偿装置、和变电站集中补偿装置。

具体的，计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，可以包括：若10kV线路出口无功为正向且大于设定阈值，则确定该线路的变电站集中补偿装置及配变低压侧集中补偿装置应投入无功总量为10kV线路出口无功；将各可控配变补偿点按系统有功网损对节点无功变化的灵敏度进行排序，根据补偿点的实际情况，以不过补偿为原则计算各点投切量，并形成各配变无功投入或切除控制指令；通过线路集中补偿10kV线路出口无功与各点投切量之间的剩余无功缺额，形成线路投入或切除控制指令。

图6为本发明实施例中分析网损对无功的灵敏度以确定拟投入或切除控制的无功补偿设备的处理实例图。如图6所示，进行基于网损对无功的灵敏度的无功联调流程：

首先判断10kV线路出口无功Q_F是否为正向且大于设定阈值（阈值一般可以取该线路所有电容器的单组最小补偿量Q_min），如果否则终止处理，如果是则该线路的变电站集中补偿装置及配变低压侧集中补偿装置应投入无功总量为Q_F；

将各可控配变补偿点按系统有功网损对节点无功变化的灵敏度S_PQi进行排序，根据补偿点的实际情况，以不过补偿为原则计算各点投切量Q_Ti；判断各点投切量Q_Ti是否变化，若否则终止处理，若是则形成各配变无功投入或切除控制指令C_QTi；图6中“1指向”S_PQi排序和计算Q_Ti，便于后续依据线路剩余无功缺额，判别是否投入线路无功补偿；

计算剩余无功缺额Q_L=Q_F-∑Q_Ti，由线路集中补偿提供，形成线路投入或切除控制指令C_QL；进行电压协调控制；图6中“2”指向计算剩余无功缺额，即考虑配变补偿后的线路剩余无功缺额。

具体实施时，基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备，可以包括：计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，其中有载调压变压器包括：有载调压配电变压器、10kV线路自耦调压升压变压器、和变电站内主变压器。

具体的，计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，可以包括：若用户节点电压越上限点数大于越下限点数，则请求配变下调电压，否则请求上调；根据配变档位情况计算动作后出口电压及各节点电压，统计动作后电压不合格点数；若动作后不合格点数小于动作前，形成控制指令。

图7为本发明实施例中分析节点电压对子网关口电压的灵敏度以确定拟调控的调压设备的处理实例图。如图7所示，进行基于节点电压对子网关口电压的灵敏度的电压联调流程：

首先计算低压台区潮流分布，得到各用户节点电压及对台区出口电压变化的灵敏度；其中包括台区拓扑潮流计算，形成雅可比矩阵，确定电压变化灵敏度α_i,j；

如果用户节点电压越上限点数大于越下限点数，则请求配变下调电压，否则请求上调；其中包括判断U_H>U_L，若是则ΔT=1，若否则ΔT=-1；其中，U_H、U_L分别为调整前电压越上、下限节点数；ΔT为变压器分接头档位动作方向，ΔT=1为请求配变下调电压，ΔT=-1为请求上调；图7中“1”指向该判断请求配变下调电压或上调的过程，即将配变台区各用户节点电压越上限数、越下限数进行对比，确定配变电压调控方向；

根据配变档位情况计算动作后出口电压及各节点电压，统计动作后电压不合格点数；如果动作后不合格点数小于动作前，说明电压情况有所改善，配变分接头动作合理，形成控制指令；其中包括计算U'_T=10[1+(T_base-T_cur-ΔT)step]/0.4，计算U′_i=α_i0U_T，判断U'_H+U'_L<U_H+U_L，若否则判断U_T是否不合格，若是则先形成动作请求，再判断U_T是否不合格，若U_T不合格，则形成控制指令，若U_T合格，则再重复图7处理流程；其中，U'_T为预算调整后配变出口电压，T_base为变压器分接头基准档位，T_cur为变压器分接头当前档位，ΔT为变压器分接头档位动作方向，U′_i为调整后各节点电压，α_i0为台区各节点电压对配变出口电压变化的灵敏度，U_T为调整后预算配变电压，U′_H、U′_L分别为调整后预算电压越上、下限节点数，U_H、U_L分别为调整前电压越上、下限节点数；图7中“2”指向计算U'_T=10[1+(T_base-T_cur-ΔT)step]/0.4，即预算调整后配变出口电压；“3”指向计算U′_i=α_i0U_T，即预算调整后配变台区各用户电压；“4”指向判断U'_H+U'_L<U_H+U_L，即预算调整前后配变台区节点电压改善数情况。

图7所示措施可以解决传统控制中顾此失彼及设备动作振荡问题。所有台区循环完毕后，如果10kV线路含线路调压器，将线路分为母线直接供电区域NetA与经过线路调压器供电区域NetB的2个子网。分别采用类似台区的方法，先分析NetB，取得线路调压器控制指令，而后分析NetA与线路调压器，取得10kV线路所属主变动作请求。

图8为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法实例的示意图。如图8所示，进行电压无功三级联调控制策略：从参与协调控制的线路L=1开始，L为参与协调控制的10kV线路编号，进行拓扑潮流计算，及无功协调控制；从台区T=1开始，T为当前正在计算的10kV线路下辖台区编号，计算台区拓扑潮流，进行台区电压越限分析，生成配变动作请求，循环进行台区分析处理（T++）；当台区处理完毕，从子网N=1开始，N为当前正在计算的10kV线路下子网编号，分析子网电压越限，生成配变动作指令，进行线路调压器动作请求，循环进行子网分析处理（N++）；当子网处理完毕，循环进行线路分析处理（L++）；并进一步进行线路电压越限分析，生成线路调压器动作指令，取得主变动作请求；当线路处理完毕，进行高压网电压无功分析。

下面结合具体实例来说明本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法。图9为该实例的示意图，为描述方便，图9中只示出典型配变台区和用户，仅起示意作用；如图9所示，按照本发明实施例方法，通过拓扑分析，自动将图9中线路调压器及其之后部分划作一独立子网；无功自上而下判断，自下而上控制；电压自下而上判断，自上而下控制。如图9所示，处理过程可以包括：

首先，建立包含变电站、线路无功补偿设备、线路调压器、配变、配变无功补偿设备、客户端电压监测仪在内的电网图模结构，读取运营数据，并将数据相匹配；进行拓扑分析，划分子网，在图9中所示中下塘山、杨家坦等台区与王村123馈线线路调压器划归至同一子网；

其次，通过网损对无功灵敏度的计算分析，确定拟投入或切换控制的无功补偿设备，在图9中所示，控制前电网运行状况为：馈线出口层，电压10.3kV、有功功率1080kW、无功功率510kvar；线路无功层，无功设备安装处电压10kV、有功功率406kW、无功功率201kvar；线路调压器安装处电压9.7kV，当前档位为4档；配变无功层，以杨家坦为例，电压201V、有功功率61kW、无功功率23kvar、配变当前档位4挡（共5档）；客户端层，台区某节点用户电压187V；按传统无功本地控制方式，由于各补偿点功率因数均在0.9及以上，故不进行投切，按本发明实施例方法，虽然馈线出口功率因数不低于0.9，但是由于无功缺额值510kvar大于该馈线线路无功补偿、配变无功补偿最小单组电容器容量，故从全网降损角度出发，仍有补偿潜力可挖，为达到最优补偿效果，按照网损对无功灵敏度排序，形成以下调控，包含杨家坦在内的配变层投入无功、王村123馈线线路投入无功；

最后，通过节点电压对子网关口电压灵敏度的计算分析，确定拟调控的调压设备，控制前电压运行状况；按传统电压本地控制方式，虽然客户端出现电压越下限，但是由于配变出口、线路调压器出口、站内出口处电压均在合格范围内，故不进行调控，无法使客户端电压加以改善；按本发明实施例方法，虽然各可调关口电压合格，但由于客户端出现电压越限，故从全网联调改善电压角度出发，仍有可调控潜力可挖，为达到最优调控效果，按照节电电压对子网关口电压灵敏度排序，形成以下调控，王村123馈线线路调压器调整至6档，其出口电压提升至10.1kV，包含杨家坦在内的配变调控，其中杨家坦配变调整至5档，最后，客户端最低电压在202V及以上。

基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的装置，如下面的实施例所述。由于该装置解决问题的原理与配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法相似，因此该装置的实施可以参见对应方法的实施，重复之处不再赘述。

图10为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的装置的结构示意图。如图10所示，本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的装置可以包括：

数据采集模块1001，用于采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据；

拓扑分析模块1002，用于对配电网进行拓扑分析，划分子网；

无功补偿确定模块1003，用于基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备；

电压调整确定模块1004，用于基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备；

控制模块1005，用于对拟投入或切除控制的无功补偿设备、和拟调控的调压设备下发动作控制指令。

具体实施时，所述拓扑分析模块1002具体可以用于：将10kV线路按照10kV线路自耦调压升压变压器分解成为多个子网。

图11为本发明实施例中配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的装置的实例图。如图11所示，具体实施时，所述无功补偿确定模块1003可以包括：

第一灵敏度确定单元1101，用于在迭代求解单条10kV线路潮流分布时，计算10kV线路中节点无功变化对系统有功网损的灵敏度系数，及10kV线路节点间电压变化的灵敏度。

再如图11所示，具体实施时，所述无功补偿确定模块1003可以包括：

第一指令形成单元1102，用于计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，其中可控无功补偿装置包括：配变低压侧集中补偿装置、10kV线路补偿装置、和变电站集中补偿装置。第一灵敏度确定单元1101和第一指令形成单元1102可以均被包括在无功补偿确定模块1003中，也可以分别单独实施于无功补偿确定模块1003。

具体实施时，所述第一指令形成单元1102具体可以用于：

若10kV线路出口无功为正向且大于设定阈值，则确定该线路的变电站集中补偿装置及配变低压侧集中补偿装置应投入无功总量为10kV线路出口无功；

将各可控配变补偿点按系统有功网损对节点无功变化的灵敏度进行排序，根据补偿点的实际情况，以不过补偿为原则计算各点投切量，并形成各配变无功投入或切除控制指令；

通过线路集中补偿10kV线路出口无功与各点投切量之间的剩余无功缺额，形成线路投入或切除控制指令。

再如图11所示，具体实施时，所述电压调整确定模块1004可以包括：

第二灵敏度确定单元1103，用于在迭代求解单个低压台区潮流分布时，计算台区各节点电压变化对台区出口电压变化的灵敏度；

第三灵敏度确定单元1104，用于计算子网各节点电压变化对自耦调压升压变压器出口电压变化的灵敏度。

再如图11所示，具体实施时，所述电压调整确定模块1004可以包括：

第二指令形成单元1105，用于计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，其中有载调压变压器包括：有载调压配电变压器、10kV线路自耦调压升压变压器、和变电站内主变压器。同样的，第二灵敏度确定单元1103和第三灵敏度确定单元1104、以及第二指令形成单元1105可以均被包括在电压调整确定模块1004中，也可以分别单独实施于电压调整确定模块1004。

具体实施时，第二指令形成单元1105具体可以用于：

若用户节点电压越上限点数大于越下限点数，则请求配变下调电压，否则请求上调；

根据配变档位情况计算动作后出口电压及各节点电压，统计动作后电压不合格点数；若动作后不合格点数小于动作前，形成控制指令。

综上所述，本发明实施例包括全网电压无功协调控制原则、节点间电压变化灵敏度计算、控制指令形成及下发等，可以实现台区低压用户电压质量改善、10kV线路电压质量改善及节能降损、变电站及以上电压等级电网电压质量改善及节能降损等功能，达到在保证受控点电压合格、无功就地平衡的基础上，兼顾相邻电压等级或相邻区域电网的电压质量及无功平衡情况，实现高、中、低压配电网间多种调压及补偿设备的协调控制的效果。本发明实施例通过采用分层分区技术处理手段，简单清晰，计算量小，解决了配电网全网统一建模计算量大、方法复杂的问题；通过全网协调控制解决了配电网中调控手段匮乏的问题；通过计算节点间电压变化灵敏度对调控结果进行预判，解决了配电网电压无功控制中存在的顾此失彼及设备振荡等问题。通过以上问题的解决，能够有效提高配电网电压调整及无功补偿协调控制的效果。

本发明实施例中对配电网电压调整及无功补偿进行全网协调控制，主要可以用于以提高电压质量或降低配电网损耗为目标，以有载调压变压器分接头、无功补偿装置控制开关等设备为控制对象，进行实时运行控制的系统中，尤其适用于中低压电网实时优化协调控制。

本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质（包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等）上实施的计算机程序产品的形式。

本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备（系统）、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。

这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。

这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (16)

1.一种配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的方法，其特征在于，包括：

采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据；

对配电网进行拓扑分析，划分子网；

基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备；

基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备；

对拟投入或切除控制的无功补偿设备、和拟调控的调压设备下发动作控制指令。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，对配电网进行拓扑分析，划分子网，包括：将10kV线路按照10kV线路自耦调压升压变压器分解成为多个子网。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备，包括：

在迭代求解单条10kV线路潮流分布时，计算10kV线路中节点无功变化对系统有功网损的灵敏度系数，及10kV线路节点间电压变化的灵敏度。

4.如权利要求1、2或3所述的方法，其特征在于，基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备，包括：

计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，其中可控无功补偿装置包括：配变低压侧集中补偿装置、10kV线路补偿装置、和变电站集中补偿装置。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，包括：

若10kV线路出口无功为正向且大于设定阈值，则确定该线路的变电站集中补偿装置及配变低压侧集中补偿装置应投入无功总量为10kV线路出口无功；

将各可控配变补偿点按系统有功网损对节点无功变化的灵敏度进行排序，根据补偿点的实际情况，以不过补偿为原则计算各点投切量，并形成各配变无功投入或切除控制指令；

通过线路集中补偿10kV线路出口无功与各点投切量之间的剩余无功缺额，形成线路投入或切除控制指令。

6.如权利要求1所述的方法，其特征在于，基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备，包括：

在迭代求解单个低压台区潮流分布时，计算台区各节点电压变化对台区出口电压变化的灵敏度；

计算子网各节点电压变化对自耦调压升压变压器出口电压变化的灵敏度。

7.如权利要求1、2、3或6所述的方法，其特征在于，基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备，包括：

计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，其中有载调压变压器包括：有载调压配电变压器、10kV线路自耦调压升压变压器、和变电站内主变压器。

8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，包括：

若用户节点电压越上限点数大于越下限点数，则请求配变下调电压，否则请求上调；

根据配变档位情况计算动作后出口电压及各节点电压，统计动作后电压不合格点数；若动作后不合格点数小于动作前，形成控制指令。

9.一种配电网电压调整及无功补偿全网协调控制的装置，其特征在于，包括：

数据采集模块，用于采集配电网各监测点实时运行数据及计量表电量数据；

拓扑分析模块，用于对配电网进行拓扑分析，划分子网；

无功补偿确定模块，用于基于采集的数据，分析网损对无功的灵敏度，确定拟投入或切除控制的无功补偿设备；

电压调整确定模块，用于基于采集的数据，分析节点电压对子网关口电压的灵敏度，确定拟调控的调压设备；

控制模块，用于对拟投入或切除控制的无功补偿设备、和拟调控的调压设备下发动作控制指令。

10.如权利要求9所述的装置，其特征在于，所述拓扑分析模块具体用于：将10kV线路按照10kV线路自耦调压升压变压器分解成为多个子网。

11.如权利要求9所述的装置，其特征在于，所述无功补偿确定模块包括：

第一灵敏度确定单元，用于在迭代求解单条10kV线路潮流分布时，计算10kV线路中节点无功变化对系统有功网损的灵敏度系数，及10kV线路节点间电压变化的灵敏度。

12.如权利要求9、10或11的装置，其特征在于，所述无功补偿确定模块包括：

第一指令形成单元，用于计算形成可控无功补偿装置投入或切除控制指令，其中可控无功补偿装置包括：配变低压侧集中补偿装置、10kV线路补偿装置、和变电站集中补偿装置。

13.如权利要求12所述的装置，其特征在于，所述第一指令形成单元具体用于：

若10kV线路出口无功为正向且大于设定阈值，则确定该线路的变电站集中补偿装置及配变低压侧集中补偿装置应投入无功总量为10kV线路出口无功；

将各可控配变补偿点按系统有功网损对节点无功变化的灵敏度进行排序，根据补偿点的实际情况，以不过补偿为原则计算各点投切量，并形成各配变无功投入或切除控制指令；

通过线路集中补偿10kV线路出口无功与各点投切量之间的剩余无功缺额，形成线路投入或切除控制指令。

14.如权利要求9所述的装置，其特征在于，所述电压调整确定模块包括：

第二灵敏度确定单元，用于在迭代求解单个低压台区潮流分布时，计算台区各节点电压变化对台区出口电压变化的灵敏度；

第三灵敏度确定单元，用于计算子网各节点电压变化对自耦调压升压变压器出口电压变化的灵敏度。

15.如权利要求9、10、11或14所述的装置，其特征在于，所述电压调整确定模块包括：

第二指令形成单元，用于计算形成有载调压变压器分接头动作控制指令，其中有载调压变压器包括：有载调压配电变压器、10kV线路自耦调压升压变压器、和变电站内主变压器。

16.如权利要求15所述的装置，其特征在于，所述第二指令形成单元具体用于：

若用户节点电压越上限点数大于越下限点数，则请求配变下调电压，否则请求上调；

根据配变档位情况计算动作后出口电压及各节点电压，统计动作后电压不合格点数；若动作后不合格点数小于动作前，形成控制指令。