CN104538968B - 自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法及装置 - Google Patents

Abstract

一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法及装置，所述方法包括步骤：将电网网络划分为目标区域网络、缓冲网络和外部网络，并采集电网网络当前时刻的状态信息；根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，等值后的外部网络、目标区域网络和缓冲网络构成新的电网网络；对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整；根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵，确定发电机节点类型调整后的目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度。本发明仅将目标区域网络和关键边界节点作为分析对象，所形成的等值网络可以大幅度地减少外网信息，所以电压无功灵敏度精度高，并且节省了时间，提高了效率。

Description

自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法及装置

技术领域

本发明涉及自动电压控制系统技术领域，特别是涉及一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法、一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置。

背景技术

随着超特高压交直流输电线路的不断建设，区域电网之间的互联不断加强，我国电网已发展成为一个规模巨大的交直流互联电网。电网容量的不断增大，超高压远距离输电以及日负荷的较大波动，这些都对电网的电压无功控制提出了更高的要求。因此，构建合适的自动电压控制(AVC,Automatic Voltage Control)系统，实现电网内合理的无功电压分布，不仅可以提高电压质量和系统的安全水平，而且可以有效地降低网络损耗，具有十分重大的安全价值和经济价值。

目前，AVC系统主要采用三级电压控制结构。一方面，确定电压无功灵敏度是第三级电压控制的一项重要任务，在AVC控制系统中，三级电压控制中心会通过局域网将得到的电压无功灵敏度下发给二级电压控制工作站，实现对二级控制的协调和决策支持，以便实现安全约束下的网络损耗最小。另一方面，软分区的三级电压控制环节在控制逻辑上需要根据实时运行工况和电网结构的变化来动态调整分区，这一功能的实现也依赖于高精度的、可以自适应调整的电压无功灵敏度确定方法。因此，研究出一套能自适应整定的电压无功灵敏度确定方法，对优化AVC系统控制效果有非常重要的意义，对电网的运行具有巨大的安全价值和经济价值。

在目前实际运行的AVC系统中，电压无功灵敏度确定的步骤为：首先，根据本分区内的节点类型，将所有节点划分为PQ(有功功率、无功功率)节点和PV(有功功率、电压幅值)节点两大类；其次，如果一个发电机参与了PVC(Primary Voltage Control，初级电压控制)环节则将其设为PV节点，否则将其设为PQ节点；再次，在包含PV节点的全维节点导纳矩阵中与PV节点对应的对角元素上加一个较大的数；最后，分析潮流计算中的修正方程来得出各个节点之间的电压无功灵敏度结果。但是采用该方法得到的电压无功灵敏度结果与进行单位容量无功补偿前后相关节点的实际电压变化量相差较大，精度不高，从而影响AVC系统控制效果等。

发明内容

基于此，有必要针对上述问题，提供一种精度较高的自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法及装置。

一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法，包括步骤：

将电网网络划分为目标区域网络、缓冲网络和外部网络，并采集电网网络当前时刻的状态信息；

根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，等值后的外部网络、目标区域网络和缓冲网络构成新的电网网络；

对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整；

根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵，确定发电机节点类型调整后的目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度。

一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置，包括：

电网网络处理模块，用于将电网网络划分为目标区域网络、缓冲网络和外部网络，并采集电网网络当前时刻的状态信息；

外部网络等值模块，用于根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，等值后的外部网络、目标区域网络和缓冲网络构成新的电网网络；

节点类型调整模块，用于对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整；

电压无功灵敏度确定模块，用于根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵，确定发电机节点类型调整后的目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度。

本发明自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法及装置，不仅仅考虑目标区域网络内的电网状态信息，还有效利用了目标区域网络外的外电网信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，在简化了外部网络的同时，保留了对目标区域网络有重要影响的外网信息，然后根据构建的新的电网网络确定目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度。实际效果表明，本发明确定的目标区域网络内各PQ节点间的电压无功灵敏度，与进行单位容量无功补偿后相关节点的实际电压变化量的平均误差仅在1％左右，远远低于现有方法所产生的精度误差(31％)，即本发明确定的电压无功灵敏度精度较高，进而使AVC系统达到较好的控制效果等。另外，由于本发明仅将目标区域网络和关键边界节点作为分析对象，所形成的等值网络可以大幅度地减少外网信息，所以在保证电压无功灵敏度高精度的前提下，节省了时间，提高了效率，有利于电力系统的在线电压无功控制。

附图说明

图1为本发明方法实施例的流程示意图；

图2为本发明电网网络原始示意图；

图3为本发明等值处理后的电网网络示意图；

图4为本发明电网网络具体实施例的示意图；

图5为本发明电网网络划分后的示意图；

图6为本发明电网网络等值后的示意图；

图7为本发明装置实施例的结构示意图；

图8为本发明外部网络等值模块实施例的结构示意图；

图9为本发明节点类型调整模块实施例的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法的具体实施方式做详细描述。

如图1所示，一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法，包括步骤：

S110、将电网网络划分为目标区域网络、缓冲网络和外部网络，并采集电网网络当前时刻的状态信息；

S120、根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，等值后的外部网络、目标区域网络和缓冲网络构成新的电网网络；

S130、对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整；

S140、根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵，确定发电机节点类型调整后的目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度。

目标区域网络为待分析的网络，即内网网络；缓冲网络是对目标区域网络有重大影响的网络，可以将目标区域网络径向向外扩展预设层的网络作为缓冲网络，例如目标区域网络径向向外扩展一层的网络为缓冲网络，也可以通过人工指定得到缓冲网络等；外部网络为除目标区域网络和缓冲网络之外的网络。电网网络划分后，采集当前时刻的电网网络的状态信息，包括各节点的状态信息、各发电机的状态信息以及各支路的状态信息等，其中节点的状态信息包括节点的有功负荷、无功负荷、电压幅值、电压相角、电压上限以及电压下限等，发电机的状态信息包括当前有功出力、当前无功出力、电压幅值、有功出力上限、有功出力下限、无功出力上限以及无功出力下限等，支路的状态信息包括首端节点、末端节点、支路电阻、支路电抗、支路对地电纳以及支路变比等。

划分好电网网络和采集好当前时刻的电网网络状态信息后，为了提高电压无功灵敏度确定的效率等，需要利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值处理。外网等值法包括Ward等值、REI等值等等，而Ward等值又包括Ward节点注入法、扩展的Ward等值法等，所以对外部网络进行等值处理有多种实现方式，作为一个较优实施例，本发明采用精度较高的扩展Ward等值法对外部网络进行等值处理。所以步骤S120中根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值的步骤可以包括：

S1201、删除外部网络中各节点的对地支路，得到新的外部网络，目标区域网络、缓冲网络和新的外部网络构成全网网络，对所述全网网络进行潮流计算，确定所述全网网络中各节点的复电压，其中复电压为节点的幅值、相角；

S1202、将缓冲网络中与外部节点相连的节点作为边界节点，将缓冲网络中与外部节点不相连的节点作为目标区域网络节点，构建边界节点集B、目标区域网络节点集I、外部网络节点集E，采用节点导纳矩阵进行高斯消元，消除外部系统，仅保边界节点，得到仅含边界节点的节点导纳矩阵Y′_BB，其中Y_BB表示外部网络节点的自导纳，Y_BB表示边界节点的自导纳，Y_BB表示外部网络节点和边界节点间的共导纳的相反数，Y_BB表示边界节点和外部网络节点间的共导纳的相反数，外部节点包括目标区域网络节点和外部网络节点；需要说明的是，目标区域网络节点集不仅包括自身区域网络内的节点，还包括缓冲网络中与外部节点不相连的节点；

S1203、根据 $P_i^{\mathrm{EQ}}=\mathrm{real}\left(\mathrm{diag}\left(U_B^{*}\right)Y_{\mathrm{BE}}{Y}_{\mathrm{EE}}^{-1}{\left[\frac{\stackrel{\·}{S_E}}{\stackrel{\·}{U_E}}\right]}^{*}\right),Q_i^{\mathrm{EQ}}=\mathrm{imag}\left(\mathrm{diag}\left(U_B^{*}\right)Y_{\mathrm{BE}}{Y}_{\mathrm{EE}}^{-1}{\left[\frac{\stackrel{\·}{S_E}}{\stackrel{\·}{U_E}}\right]}^{*}\right)$ 确定分配到边界节点上的注入功率增量，并将注入功率增量添加到所述边界节点的原有注入功率上，得到所述边界节点的等值注入功率；其中i表示边界节点序号，real表示取实部，imag表示取虚部，diag表示diag函数，即矩阵对角元素的提取和创建对角阵的函数，为边界节点电压共轭，为外部节点注入功率，为外部节点电压幅值；

S1204、将各边界节点向外引申得到相应的扩展支路，例如每一个边界节点向外引申一条扩展支路，对各扩展支路的参数进行设置：将各扩展支路的电阻和对地电纳设置为0；利用节点导纳矩阵Y′_BB，取其每行元素相加，对其值取负虚部后再取倒数，得到各扩展支路的电抗值；

S1205、在各扩展支路的另一端增加相应的虚拟母线，将各虚拟母线定义为PV节点，对各虚拟母线的参数进行设置：将各虚拟母线的有功负荷、无功负荷、对地电导、对地电纳均设置为0，各虚拟母线电压幅值和相角与对应的边界母线一致；

S1206、在各虚拟母线处增加相应的虚拟发电机，其中各虚拟发电机输出的有功功率和无功功率为零，输出电压与相应的虚拟母线电压幅值一致。至此，完成了对原始网络的外网等值处理，如图2和图3所示，图2为原始网络，图3为利用保留缓冲网络的扩展Ward等值法对原始网络处理后的网络，其中图3中的31表示等值支路，32表示边界节点，33表示扩展支路，34表示虚拟母线，三个箭头表示将注入功率增量添加到相应的边界节点上。

对外部网络进行等值处理后，需要对新的电网网络的发电机节点类型进行调整。若发电机参与了PVC控制，则将其设置为PV节点，否则将其设置为PQ节点。发电机节点类型调整后，根据潮流计算的修正方程，即下述公式：

$\left[\begin{array}{c}\mathrm{\ΔP}\\ \mathrm{\ΔQ}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{q\θ}}& J_{\mathrm{qV}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]$

其中，

$J_{P_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ U_i^2{B}_{\mathrm{ii}}+Q_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{P_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ -U_i^2{G}_{\mathrm{ii}}-P_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{q_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}{U}_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ U_i^2{G}_{\mathrm{ii}}-P_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{q_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ U_i^2{B}_{\mathrm{ii}}-Q_i& (j=i)\end{array}\right.$

为J_Pθ的子元素，为J_PV的子元素，为J_qθ的子元素，为J_qV的子元素，ΔP表示有功负荷变化量，ΔQ表示无功负荷变化量，Δθ表示电压相位变化量，ΔV表示电压幅值变化量，U_i表示i号节点当前电压幅值，θ_ij表示i号节点的相角θ_i与j号节点相角θ_j的差值，G_ii、B_ii为所形成节点导纳矩阵中i号节点的自导纳的实部与虚部，G_ij、B_ij为i、j节点之间互导纳的实部与虚部。

可以推出PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵将目标区域网络各PQ节点的状态信息代入电压无功灵敏度矩阵，即可以得到各所述PQ节点之间的电压无功灵敏度。

为了更清晰地理解本发明方法的实施方式，下面结合一个具体实施例详细说明。

如图4所示，为39节点的电网网络，其中1-29号节点设置为PQ节点，30-39号节点处设有发电机，31号节点作为平衡节点，30、32-39号节点作为PV节点。虚线区域内的部分为目标区域网络，即需要确定的是虚线区域内各PQ节点之间的电压无功灵敏度。目标区域网络内的31、32、33、34、35、36号节点均装设有自动励磁调节器，参与初级电压控制。

对图4所示的39节点的电网网络进行区域划分，划分后的结果如图5所示。从图5可以看出，目标区域网络的节点为4，5，6，7，8，9，10，11，12，13，14，15，16，19，20，21，22，23，24，31，32，33，34，35号节点，缓冲网络节点为3，17，18号节点，外部网络的节点为1，2，25，26，27，28，29，30，37，38，39号节点。

对当前时刻的电网网络的状态信息进行采集。本电网网络给定的状态信息如下：

基准容量为100MVA(兆伏安)；

采集的节点信息如表格1所示。节点处有功负荷、无功负荷为有名值，单位MVA；电压幅值、电压幅值上限和下限为标幺值，电压相角单位为弧度，以31号节点作为电压相角参考点。

表格1节点状态信息表

节点编号	有功负荷	无功负荷	电压幅值	电压相角	电压上限	电压下限
							1	0	0	1	0	1.06	0.94
2	0	0	1	0	1.06	0.94
							3	322	2.4	1.0341	-9.73	1.06	0.94
4	500	184	1.0116	-10.53	1.06	0.94
							5	0	0	1.0165	-9.38	1.06	0.94
6	0	0	1.0172	-8.68	1.06	0.94
							7	233.8	84	1.0067	-10.84	1.06	0.94
8	522	176.6	1.0057	-11.34	1.06	0.94
							9	0	0	1.0322	-11.15	1.06	0.94
10	0	0	1.0235	-6.31	1.06	0.94
							11	0	0	1.0201	-7.12	1.06	0.94
12	8.5	88	1.0072	-7.14	1.06	0.94

13	0	0	1.0207	-7.02	1.06	0.94
							14	0	0	1.0181	-8.66	1.06	0.94
15	320	153	1.0194	-9.06	1.06	0.94
							16	329.4	32.3	1.0346	-7.66	1.06	0.94
17	0	0	1.0365	-8.65	1.06	0.94
							18	158	30	1.0343	-9.49	1.06	0.94
19	0	0	1.0509	-3.04	1.06	0.94
							20	680	103	0.9914	-4.45	1.06	0.94
21	274	115	1.0337	-5.26	1.06	0.94
							22	0	0	1.0509	-0.82	1.06	0.94
23	247.5	84.6	1.0459	-1.02	1.06	0.94
							24	308.6	-92.2	1.0399	-7.54	1.06	0.94
25	224	47.2	1.0587	-5.51	1.06	0.94
							26	139	17	1.0536	-6.77	1.06	0.94
27	218	75.5	1.0399	-8.78	1.06	0.94
							28	206	27.6	1.0509	-3.27	1.06	0.94
29	283.5	26.9	1.0505	-0.51	1.06	0.94
							30	0	0	1.0475	0	1.06	0.94
31	9.2	4.6	0.982	0	1.06	0.94
							32	0	0	0.9831	1.63	1.06	0.94
33	0	0	0.9972	2.18	1.06	0.94
							34	0	0	1.0123	0.74	1.06	0.94
35	0	0	1.0493	4.14	1.06	0.94
							36	0	0	1.0635	6.83	1.06	0.94
37	0	0	1.0278	1.27	1.06	0.94
							38	0	0	1.0265	6.55	1.06	0.94
39	1104	250	1.03	-10.96	1.06	0.94

采集的发电机状态信息如表格2所示，当前有功出力和当前无功出力、有功出力上下限、无功出力上下限均为有名值，电压幅值为标幺值。

表格2发电机状态信息表

采集的支路信息如表格3所示，支路的电阻、电抗、对地电纳为标幺值，若支路没有变压器则支路变比为0，若存在变压器，则将支路变比表示其线路上的标准变比。

表格3支路信息表

完成电网网络划分和当前时刻状态信息采集后，采用如下步骤对外部网络进行等值处理：

(1)删除外部网络中各节点的对地支路，将目标区域网络、缓冲网络、外部网络拼接在一起进行全网的潮流计算，确定全网的各节点的复电压，其中潮流计算结果如下表4所示。

表格4潮流计算结果表

(2)将缓冲网络中与外部节点相连的节点作为边界节点，将缓冲网络中与外部节点不相连的节点作为目标区域网络节点，构建边界节点集B、目标区域网络节点集I、外部网络节点集E。缓冲网络中的3，17号节点与外部节点相连，所以作为边界节点，18号节点与外部节点不相连，所说将18号节点作为目标区域网络节点。所以得到的节点集如下：

B＝{3，17}；

I＝{4,5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,18,19,20,21,22,23,24,31,32,33,34,35}；

E＝{1,2,25,26,27,28,29,30,37,38,39}；

根据 $Y_{\mathrm{BB}}^{\′}=Y_{\mathrm{BB}}-Y_{\mathrm{BE}}{Y}_{\mathrm{EE}}^{-1}{Y}_{\mathrm{EB}}$ 得到

$Y_{\mathrm{BB}}^{\′}=\left[\begin{array}{cc}0.1119853-1.480437i& -0.021675+0.265989i\\ -0.021675+0.265989i& 0.212856-2.593366i\end{array}\right]$

(3)根据 $P_i^{\mathrm{EQ}}=\mathrm{real}\left(\mathrm{diag}\left(U_B^{*}\right)Y_{\mathrm{BE}}{Y}_{\mathrm{EE}}^{-1}{\left[\frac{\stackrel{\·}{S_E}}{\stackrel{\·}{U_E}}\right]}^{*}\right),Q_i^{\mathrm{EQ}}=\mathrm{imag}\left(\mathrm{diag}\left(U_B^{*}\right)Y_{\mathrm{BE}}{Y}_{\mathrm{EE}}^{-1}{\left[\frac{\stackrel{\·}{S_E}}{\stackrel{\·}{U_E}}\right]}^{*}\right)$ 得到边界节点3和17的等值注入功率为：

$P_3^{\mathrm{EQ}}=-95.5035\mathrm{MVA},Q_3^{\mathrm{EQ}}=103.1924\mathrm{MVar}$ (兆乏)

$P_{17}^{\mathrm{EQ}}=-136.185\mathrm{MVA},Q_{17}^{\mathrm{EQ}}=67.9180\mathrm{MVar}$

(4)如图6所示，3号节点通过扩展支路向外引申至40号虚拟节点处，3号节点与40号节点之间的扩展支路的电阻、对地电纳值为0，支路阻抗的标幺值为0.0302。17号节点通过扩展支路向外引申至41号虚拟节点处，17号节点与41号节点之间的扩展支路的电阻、对地电纳值为0，支路阻抗的标幺值为0.0405。40号节点为虚拟母线，有功负荷、无功负荷、对地电导、对地电纳均设置为0，电压幅值为0.9938，相角为-10.41，41号节点为虚拟母线，有功负荷、无功负荷、对地电导、对地电纳均设置为0，电压幅值为1.0023，相角为-8.6803，其中以上相角均用弧度表征。

(5)在虚拟母线40和虚拟母线41处均增加虚拟发电机。虚拟发电机输出有功功率和无功功率为零，输出端电压与虚拟母线电压一致。所以节点40处增设的虚拟发电机输出端电压为0.9938，节点41处增设的虚拟发电机输出端电压为1.0023。

经过上述5个步骤，即对外部网络进行了等值处理。等值后的外部网络、缓冲网络、目标区域网络构成简化后的电网网络，具体如图6所示。

在完成外网等值后，对等值后的电网网络中的发电机节点类型进行调整。本实施例中，所有内网中的发电机都参与了PVC控制，故不用调整其节点类型，仍然为PV节点。

发电机节点类型调整后，根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵确定各PQ节点之间的电压无功灵敏度，其中S_ji＝ΔV_j/ΔQ_i表征，当i号节点增加单位无功负荷时，j号节点电压幅值的变化量，以此结果作为j号节点电压幅值对i号节点无功负荷灵敏度。本实施例中单位负荷量为100MVar,电压幅值变化均为标幺值，确定的电压无功灵敏度为28×28个值，下表5中仅截取i＝3,4,5,6,7,8；j＝3,4,…,24，部分结果进行展示。需要说明的是，本发明的目的是为了确定目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度，但是为了表征边界节点对目标区域网络节点的影响等，本实施例将边界节点与其它节点之间的电压无功灵敏度结果也包括在内。

表格5电压无功灵敏度表

为了更清晰的理解本发明方法达到的技术效果，现针对图4所示的全网网络，采用现有技术方法和本发明方法进行仿真实验。为了提供可供比较的参考真值，本实验还在全网下利用重复潮流法来计算节点之间的电压无功灵敏度，此结果可以作为可靠性最高的参考真值。由于重复潮流法效率低下，所以无法用于实时在线计算。

比较方法如下，设目标区域网络内所有PQ节点的集合为N，PQ节点的元素个数为n。假定通过本发明方法、现有方法、重复潮流法确定的当前j节点电压变化量对i节点无功变化量的灵敏度分别为其中i,j∈N。那么对于本发明方法，关于i节点电压无功灵敏度平均误差总体平均误差同理，对于现有方法，关于i节点电压无功灵敏度平均误差总体平均误差那么针对N＝{3,4,5,6,…,23,24}，n＝22，实验结果如下表6所示：

表6本发明和现有技术仿真实验结果表

节点编号	3	4	5	6	7	8
							本发明单点误差Ti(％)	3.205	0.908	0.664	0.653	0.640	0.640
现有方法单点误差T′i(％)	78.74	30.23	23.52	22.51	22.51	22.65

节点编号	9	10	11	12	13	14
							本发明单点误差Ti(％)	0.631	0.708	0.671	0.700	0.749	0.863
现有方法单点误差T′i(％)	22.44	19.29	20.02	19.08	19.00	20.06
							节点编号	15	16	17	18	19	20
本发明单点误差Ti(％)	0.969	1.042	1.972	2.136	0.926	0.919
							现有方法单点误差T′i(％)	22.00	33.83	65.37	65.27	31.68	31.48
节点编号	21	22	23	24
							本发明单点误差Ti(％)	0.919	0.879	0.878	0.977
现有方法单点误差T′i(％)	31.53	30.82	30.78	32.63

从表6可知，本发明方法的整体误差W＝1.029％，现有方法的整体误差为W′＝31.62％。实际效果表明，用本发明方法确定的目标区域网络内PQ节点间的电压无功灵敏与参考真值的平均误差仅在1％左右，远远低于现有方法的精度误差，也即是采用本发明确定的电压无功灵敏度较高。同时，本发明方法仅将目标区域网络和关键边界节点作为分析对象，所形成的等值网络可以大幅度地减少外网信息，在保证结果高精度的前提下，节省了时间，提高了效率。

基于同一发明构思，本发明还提供一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置，下面结合附图对本发明装置的具体实施方式做详细描述。

如图7所示，一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置，包括：

电网网络处理模块710，用于将电网网络划分为目标区域网络、缓冲网络和外部网络，并采集电网网络当前时刻的状态信息；

外部网络等值模块720，用于根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，等值后的外部网络、目标区域网络和缓冲网络构成新的电网网络；

节点类型调整模块730，用于对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整；

电压无功灵敏度确定模块740，用于根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵，确定发电机节点类型调整后的目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度。

目标区域网络为待分析的网络；缓冲网络是对目标区域网络有重大影响的网络，可以将目标区域网络径向向外扩展预设层的网络作为缓冲网络，例如目标区域网络径向向外扩展一层的网络为缓冲网络，也可以通过人工指定得到缓冲网络等；外部网络为除目标区域网络和缓冲网络之外的网络。电网网络划分后，采集当前时刻的电网网络的状态信息，包括各节点的状态信息、各发电机的状态信息以及各支路的状态信息等，其中节点的状态信息包括节点的有功负荷、无功负荷、电压幅值、电压相角、电压上限以及电压下限等，发电机的状态信息包括当前有功出力、当前无功出力、电压幅值、有功出力上限、有功出力下限、无功出力上限以及无功出力下限等，支路的状态信息包括首端节点、末端节点、支路电阻、支路电抗、支路对地电纳以及支路变比等。

电网网络处理模块710划分好电网网络和采集好当前时刻的电网网络状态信息后，为了提高电压无功灵敏度确定的效率等，外部网络等值模块720需要利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值处理。外部网络等值模块720对外部网络进行等值处理有多种实现方式，例如，如图8所示，外部网络等值模块720可以包括：

全网网络构建单元7201，用于删除外部网络中各节点的对地支路，得到新的外部网络，目标区域网络、缓冲网络和新的外部网络构成全网网络，对所述全网网络进行潮流计算，确定所述全网网络中各节点的复电压；

节点导纳矩阵生成单元7202，用于将缓冲网络中与外部节点相连的节点作为边界节点，将缓冲网络中与外部节点不相连的节点作为目标区域网络节点，构建边界节点集B、目标区域网络节点集I、外部网络节点集E，采用节点导纳矩阵进行高斯消元，得到仅含边界节点的节点导纳矩阵Y′_BB，其中Y_EE表示外部网络节点的自导纳，Y_BB表示边界节点的自导纳，Y_EB表示外部网络节点和边界节点间的共导纳的相反数，Y_BE表示边界节点和外部网络节点间的共导纳的相反数，外部节点包括目标区域网络节点和外部网络节点；

等值注入功率确定单元7203，用于根据 确定分配到边界节点上的注入功率增量，并将注入功率增量添加到所述边界节点的原有注入功率上，得到所述边界节点的等值注入功率；其中real表示取实部，imag表示取虚部，diag表示diag函数，为边界节点电压共轭，为外部节点注入功率，为外部节点电压幅值；

扩展支路生成和设置单元7204，用于将各边界节点向外引申得到相应的扩展支路，将各扩展支路的电阻和对地电纳设置为0，并利用节点导纳矩阵Y′_BB得到各扩展支路的电抗值；

虚拟母线生成和设置单元7205，用于在各扩展支路的另一端增加相应的虚拟母线，将各虚拟母线定义为PV节点，将各虚拟母线的有功负荷、无功负荷、对地电导、对地电纳均设置为0，各虚拟母线电压幅值和相角与对应的边界母线一致；

虚拟发电机生成和设置单元7206，用于在各虚拟母线处增加相应的虚拟发电机，其中各虚拟发电机输出的有功功率和无功功率为零，输出电压与相应的虚拟母线电压幅值一致。至此，完成了对原始网络的外网等值处理。

对外部网络进行等值处理后，需要对新的电网网络的发电机节点类型进行调整。如图9所示，节点类型调整模块730包括：

节点类型调整单元7301，用于在发电机参与初级电压控制时，将其设置为PV节点，否则将其设置为PQ节点。

节点类型调整模块730对发电机节点类型调整后，根据潮流计算的修正方程，即下述公式：

$\left[\begin{array}{c}\mathrm{\ΔP}\\ \mathrm{\ΔQ}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}{J}_{\mathrm{P\θ}}& J_{\mathrm{PV}}\\ J_{\mathrm{q\θ}}& J_{\mathrm{qV}}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ\θ}\\ \mathrm{\ΔV}\end{array}\right]$

其中，

$J_{P_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ U_i^2{B}_{\mathrm{ii}}+Q_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{P_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ -U_i^2{G}_{\mathrm{ii}}-P_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{q_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}{U}_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}+B_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ U_i^2{G}_{\mathrm{ii}}-P_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{q_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j(G_{\mathrm{ij}}{\sin \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}}-B_{\mathrm{ij}}{\cos \mathrm{\θ}}_{\mathrm{ij}})& (j\≠i)\\ U_i^2{B}_{\mathrm{ii}}-Q_i& (j=i)\end{array}\right.$

为J_Pθ的子元素，为J_PV的子元素，为J_qθ的子元素，为J_qV的子元素，ΔP表示有功负荷变化量，ΔQ表示无功负荷变化量，Δθ表示电压相位变化量，ΔV表示电压幅值变化量，U_i表示i号节点当前电压幅值，θ_ij表示i号节点的相角θ_i与j号节点相角θ_j的差值，G_ii、B_ii为所形成节点导纳矩阵中i号节点的自导纳的实部与虚部，G_ij、B_ij为i、j节点之间互导纳的实部与虚部。

可以推出PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵电压无功灵敏度确定模块740将目标区域网络各PQ节点的状态信息代入电压无功灵敏度矩阵，即可以得到各所述PQ节点之间的电压无功灵敏度。

本发明装置其它技术特征和达到的技术效果与上述方法相同，在此不予赘述。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (8)

1.一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法，其特征在于，包括步骤：

将电网网络划分为目标区域网络、缓冲网络和外部网络，并采集电网网络当前时刻的状态信息；

根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，等值后的外部网络、目标区域网络和缓冲网络构成新的电网网络；

对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整；

根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵，确定发电机节点类型调整后的目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度；

根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值的步骤包括：

删除外部网络中各节点的对地支路，得到新的外部网络，目标区域网络、缓冲网络和新的外部网络构成全网网络，对所述全网网络进行潮流计算，确定所述全网网络中各节点的复电压；

将缓冲网络中与外部节点相连的节点作为边界节点，将缓冲网络中与外部节点不相连的节点作为目标区域网络节点，构建边界节点集B、目标区域网络节点集I、外部网络节点集E，采用节点导纳矩阵进行高斯消元，得到仅含边界节点的节点导纳矩阵Y′_BB，其中外部节点包括目标区域网络节点和外部网络节点；

根据确定分配到边界节点上的注入功率增量，并将注入功率增量添加到所述边界节点的原有注入功率上，得到所述边界节点的等值注入功率；其中real表示取实部，imag表示取虚部，diag表示diag函数，为边界节点电压共轭，为外部节点注入功率，为外部节点电压幅值；

将各边界节点向外引申得到相应的扩展支路，将各扩展支路的电阻和对地电纳设置为0，并利用节点导纳矩阵Y′_BB得到各扩展支路的电抗值；

在各扩展支路的另一端增加相应的虚拟母线，将各虚拟母线定义为PV节点，将各虚拟母线的有功负荷、无功负荷、对地电导、对地电纳均设置为0，各虚拟母线电压幅值和相角与对应的边界母线一致；

在各虚拟母线处增加相应的虚拟发电机，其中各虚拟发电机输出的有功功率和无功功率为零，输出电压与相应的虚拟母线电压幅值一致。

2.根据权利要求1所述的自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法，其特征在于，对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整的步骤包括：

若发电机参与了初级电压控制，则将其设置为PV节点，否则将其设置为PQ节点。

3.根据权利要求1所述的自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法，其特征在于，PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵其中，

$\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}P\\ \mathrm{\Δ}Q\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}{J}_{P\mathrm{\θ}}& J_{PV}\\ J_{q\mathrm{\θ}}& J_{qV}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}\mathrm{\θ}\\ \mathrm{\Δ}V\end{array}\right]$

$J_{P_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j\left(G_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}\right)& \left(j\≠i\right)\\ U_i^2{B}_{ii}+Q_i& \left(j=i\right)\end{array}\right.$

$J_{P_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j\left(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij}\right)& \left(j\≠i\right)\\ -U_i^2{G}_{ii}-P_i& \left(j=i\right)\end{array}\right.$

$J_{q_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}{U}_i{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})& (j\≠i)\\ U_i^2{G}_{ii}-P_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{q_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j\left(G_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}\right)& \left(j\≠i\right)\\ U_i^2{B}_{ii}-Q_i& \left(j=i\right)\end{array}\right.$

U_i表示i号节点当前电压幅值，θ_ij表示i号节点的相角θ_i与j号节点相角θ_j的差值，G_ii、B_ii为所形成节点导纳矩阵中i号节点的自导纳的实部与虚部，G_ij、B_ij为i、j节点之间互导纳的实部与虚部，U_j表示j号节点当前电压幅值，P_i表示i号节点的有功负荷，Q_i表示i号节点的无功负荷，ΔP表示有功负荷变化量，ΔQ表示无功负荷变化量，Δθ表示电压相位变化量，ΔV表示电压幅值变化量。

4.根据权利要求1至3任意一项所述的自动电压控制系统电压无功灵敏度确定方法，其特征在于，缓冲网络为目标区域网络径向向外预设层的网络。

5.一种自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置，其特征在于，包括：

电网网络处理模块，用于将电网网络划分为目标区域网络、缓冲网络和外部网络，并采集电网网络当前时刻的状态信息；

外部网络等值模块，用于根据所述状态信息，利用保留缓冲网络的外网等值法对外部网络进行等值，等值后的外部网络、目标区域网络和缓冲网络构成新的电网网络；

节点类型调整模块，用于对新的电网网络中的发电机节点类型进行调整；

电压无功灵敏度确定模块，用于根据PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵，确定发电机节点类型调整后的目标区域网络中各PQ节点之间的电压无功灵敏度；

外部网络等值模块包括：

全网网络构建单元，用于删除外部网络中各节点的对地支路，得到新的外部网络，目标区域网络、缓冲网络和新的外部网络构成全网网络，对所述全网网络进行潮流计算，确定所述全网网络中各节点的复电压；

节点导纳矩阵生成单元，用于将缓冲网络中与外部节点相连的节点作为边界节点，将缓冲网络中与外部节点不相连的节点作为目标区域网络节点，构建边界节点集B、目标区域网络节点集I、外部网络节点集E，采用节点导纳矩阵进行高斯消元，得到仅含边界节点的节点导纳矩阵Y′_BB，其中外部节点包括目标区域网络节点和外部网络节点；

等值注入功率确定单元，用于根据 确定分配到边界节点上的注入功率增量，并将注入功率增量添加到所述边界节点的原有注入功率上，得到所述边界节点的等值注入功率；其中real表示取实部，imag表示取虚部，diag表示diag函数，为边界节点电压共轭，为外部节点注入功率，为外部节点电压幅值；

扩展支路生成和设置单元，用于将各边界节点向外引申得到相应的扩展支路，将各扩展支路的电阻和对地电纳设置为0，并利用节点导纳矩阵Y′_BB得到各扩展支路的电抗值；

虚拟母线生成和设置单元，用于在各扩展支路的另一端增加相应的虚拟母线，将各虚拟母线定义为PV节点，将各虚拟母线的有功负荷、无功负荷、对地电导、对地电纳均设置为0，各虚拟母线电压幅值和相角与对应的边界母线一致；

虚拟发电机生成和设置单元，用于在各虚拟母线处增加相应的虚拟发电机，其中各虚拟发电机输出的有功功率和无功功率为零，输出电压与相应的虚拟母线电压幅值一致。

6.根据权利要求5所述的自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置，其特征在于，节点类型调整模块包括：

节点类型调整单元，用于在发电机参与初级电压控制时，将其设置为PV节点，否则将其设置为PQ节点。

7.根据权利要求5所述的自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置，其特征在于，PQ节点之间的电压无功灵敏度矩阵其中，

$\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}P\\ \mathrm{\Δ}Q\end{array}\right]=\left[\begin{array}{cc}{J}_{P\mathrm{\θ}}& J_{PV}\\ J_{q\mathrm{\θ}}& J_{qV}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\Δ}\mathrm{\θ}\\ \mathrm{\Δ}V\end{array}\right]$

$J_{P_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j\left(G_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}\right)& \left(j\≠i\right)\\ U_i^2{B}_{ii}+Q_i& \left(j=i\right)\end{array}\right.$

$J_{P_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j\left(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij}\right)& \left(j\≠i\right)\\ -U_i^2{G}_{ii}-P_i& \left(j=i\right)\end{array}\right.$

$J_{q_i{\mathrm{\θ}}_j}=\left\{\begin{array}{cc}{U}_i{U}_j(G_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}+B_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij})& (j\≠i)\\ U_i^2{G}_{ii}-P_i& (j=i)\end{array}\right.$

$J_{q_i{V}_j}=\left\{\begin{array}{cc}-U_i{U}_j\left(G_{ij}{\mathrm{sin\θ}}_{ij}-B_{ij}{\mathrm{cos\θ}}_{ij}\right)& \left(j\≠i\right)\\ U_i^2{B}_{ii}-Q_i& \left(j=i\right)\end{array}\right.$

U_i表示i号节点当前电压幅值，θ_ij表示i号节点的相角θ_i与j号节点相角θ_j的差值，G_ii、B_ii为所形成节点导纳矩阵中i号节点的自导纳的实部与虚部，G_ij、B_ij为i、j节点之间互导纳的实部与虚部，U_j表示j号节点当前电压幅值，P_i表示i号节点的有功负荷，Q_i表示i号节点的无功负荷，ΔP表示有功负荷变化量，ΔQ表示无功负荷变化量，Δθ表示电压相位变化量，ΔV表示电压幅值变化量。

8.根据权利要求5至7任意一项所述的自动电压控制系统电压无功灵敏度确定装置，其特征在于，缓冲网络为目标区域网络径向向外预设层的网络。