CN107910958A - 一种区域电网avc系统与变电站dvqc协调控制方法及装置 - Google Patents

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Abstract

一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，包括数据交互接口，接收实时调度自动化系统数据，以AVC主站端对各分站的母线电压和地区关口的无功进行监视；协调控制器，当电压或无功超出规定的限值时，通过实时数据分析计算电压无功灵敏度指标，依照无功分配原则给出控制方案；控制指令发生器根据处理器的指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，实现AVC系统给出的控制方案，包括状态提示、报警或投切电容器、升降主变压器分接头，或者调节动态无功补偿装置STATCOM等指令发送，实施后使区域电压和无功恢复到规定的范围内。利用本发明可实现对电压和无功的协调控制，不需要增添特殊的设备，投资少。

Description

一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置
技术领域
本发明属于电力系统及其自动化领域，提出了一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置。
背景技术
常规变电站的无功设备主要包括电容器及电抗器，变压器抽头参与母线电压的调节，电抗器一般为固定式。在AVC系统的控制下，站内变压器和电容器按九区图基本原理分时段控制。电压限值根据逆调压规则确定，高峰时段电压下限偏高，低谷时段电压上限偏低，实现逆调压。上述电压无功控制由于基于慢速调控设备，只对变电站的稳态特性有影响，因此是一种静态电压无功控制机制(SVQC)。
随着STATCOM的参与，情况发生了质的飞跃，由于STATCOM的快速、连续的调节性能，使得变电站不仅在正常情况下可以精确连续调节无功及电压，达到良好的稳态调控性，在故障情况下也能获得相当的电压支撑能力，达到较好的暂态调控性，因此是一种动态电压无功控制机制(DVQC)。动态无功补偿装置的接入对原有的变电所无功电压控制模式有较大的改变。为充分发挥动态无功补偿的快速补偿特性和提高变电所无功电压控制水平，对AVC和DVQC的协调优化控制方案的研究和执行装置的开发非常有意义。
DVQC实现了变电站电压无功控制中控制手段包括了离散变量(有载调压变压器分接头、电容器组)和连续变量(STATCOM)协调控制，从而满足实时的更合理的电压无功分布的过程。离散变量有载调压分接头和电容器的投切是有级调节，在传统的“九区图”控制策略中受到了一定的限制。STATCOM具有快速的、连续的电压调节能力，在变电站电压无功控制中，弥补了有载调压变压器分接头和电容器组投切的不足。
因而，在传统的“九区图”控制策略的基础上，通过协调控制装置实现基于DVQC同目标独立控制的思想，同时当系统发生电压波动，由AVC系统控制STATCOM快速投入运行，提供一定的无功电压支撑。然后AVC调节有一定延时的变压器分接头和电容器组，释放STATCOM的无功容量，保持足够的可调动态无功储备。这样在保证电压稳定的情况下STATCOM又有足够的裕量，以备为新一轮的电压波动能够提供电压支撑。也即“动态设备迅速支撑—离散设备跟进动作—连续设备精细调节”原则，可以解决区域内变电站之间电压无功控制中STATCOM、有载调压变压器分接头、电容器组及区域内站点间的电压无功控制装置的协调控制问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是，提供一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，解决了变电站站内电压无功控制中STATCOM、有载调压变压器分接头、电容器组及区域内站点间的电压无功控制装置的协调控制问题，同时实现了区域无功优化运行，保障电网的电压暂态安全稳定。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，包括数据交互接口，接收实时调度自动化系统数据，以AVC主站端对各分站的母线电压和地区关口的无功进行监视；协调控制器，当电压或无功超出规定的限值时，通过实时数据分析计算电压无功灵敏度指标，依照无功分配原则给出控制方案；控制指令发生器，根据协调控制器处理器的指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，实现AVC系统给出的控制方案，包括状态提示、报警或投切电容器、升降主变压器分接头，或者调节动态无功补偿装置STATCOM等指令发送，实施后使区域电压和无功恢复到规定的范围内。
进一步，所述数据交互接口将系统的SCADA通过通信接口RS485接入协调控制器后与所述区域电网协调控制器相连，采集到的数据被送入电压无功计算分析模块，计算电压U、无功功率Q以及电压偏差ΔU。
进一步，所述协调控制器将计算电压U、无功功率Q以及电压偏差ΔU分别送入的处理器灵敏度计算单元和协调控制计算单元，通过在线灵敏度计算环节求出对无功控制量的需求ΔQ，处理器用于对所述区域电网无功协调控制系统进行逻辑控制、通信规约处理和配置管理，基于“九区图”的控制规则决定各站点STATCOM响应策略和实时投入的无功量、有载调压变压器分接头档位n和电容器组数k。组成包括与处理器相连的数字量输入模块、数字量输出模块、以太网扩展模块、电源模块和人机界面模块。
进一步，所述控制指令发生器根据指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，通过微波通信网络和光纤通信网络，设计支持多种通信接口，发送指令到站点VQC，再由VQC发出指令给各个协调控制单元的控制设备(包括有载调压变压器分接头以及接在负载母线侧的STATCOM和电容器并联无功补偿设备等)。
所述区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制装置通过区域电网SCADA数据采集系统通过接口程序与协调控制器模块实现数据实时交互，监测所述区域内变电站的电压与无功分布情况，协调控制器的处理器具有在线的电压无功灵敏度分析功能，并根据控制规则库制定区域内电压无功控制策略，控制指令发生器通过微波通信网络和光纤通信网络向变电站站内VQC发送控制指令，实现区域无功优化运行，保障电网的暂态安全稳定。
本发明利用数据交互接口实时监测所述区域内变电站的电压与无功分布情况，协调控制器依据变电站的电压与无功监测信息向所述比变电站站内无功补偿及电压调节装置产生指令操作码，控制指令发生器根据指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，通过信号通信系统送达各个控制单元，实现区域无功优化运行，保障电网的暂态安全稳定。本发明充分利用了电力系统控制基本的遥测、遥信、遥控和遥调功能即可实现对电压和无功的协调控制，不需要增添特殊的设备，节省了投资，并充分发挥了STATCOM动态补偿效果。
附图说明
图1是本发明实施例的控制原理框图；
图2是本发明AVC工作原理图；
图3是本发明协调控制框图；
图4是本发明新型系统整体装置图；
图5是协调控制装置整体结构；
图6是实施例系统结构图；
图7是实施例系统10kV负荷母线1的日电压变化曲线图。
具体实施方式
以下结合附图及实施例对本发明作进一步说明。
参见图1，本实施例之区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，包括数据交互接口，接收实时调度自动化系统数据，以AVC主站端对各分站的母线电压和地区关口的无功进行监视；协调控制器，当电压或无功超出规定的限值时，通过实时数据分析计算电压无功灵敏度指标，依照无功分配原则给出控制方案；控制指令发生器，根据协调控制器处理器的指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，实现AVC系统给出的控制方案，包括状态提示、报警或投切电容器、升降主变压器分接头，或者调节动态无功补偿装置STATCOM等指令发送，实施后使区域电压和无功恢复到规定的范围内。
本实施例中，所述数据交互接口将系统的SCADA通过通信接口RS485接入协调控制器后与所述区域电网协调控制器相连，采集到的数据被送入电压无功计算分析模块，计算电压U、无功功率Q以及电压偏差ΔU。
本实施例通过调度自动化SCADA系统采集全网各节点遥测、遥信等实时数据进行在线分析和计算，在确保电网与设备安全运行的前提下，以各节点电压合格率、关口功率因数为约束条件，从全网角度进行在线电压无功优化控制，从而实现无功补偿设备投切和无功分层就地平衡与稳定电压，实现主变分接开关的调节次数最少和电容器的投切最合理、电压合格率最高和输电网损率最小的综合优化目标。
参见图2，AVC的总体控制方案是对电网进行分层分区，使AVC控制在空间上协调作用。分层一般根据电压等级划分；分区是根据无功平衡的局域性，以一个220kV的变电站为中心，将该厂站和其所属下级厂站及设备化为一个分区，必要时以电气距离远近进行理论分区并作校正。区域电压优化控制：数十秒，控制区域枢纽厂站无功设备，校正或优化区域内母线群体电压水平；电压校正控制：数十秒，主要由各个厂站就地控制无功设备快速响应就地电压变化；区域无功优化控制：5～15min，全面协调控制发电机无功出力、容抗器投切、变压器分接头升降、STATCOM无功出力，使全网电压水平尽可能高、线路无功潮流最小。
在传统的“九区图”控制策略的制定规则基础上，DVQC同目标独立控制的思想是，当系统发生电压波动时，由AVC系统控制STATCOM快速投入运行，提供一定的无功电压支撑。然后AVC调节有一定延时的变压器分接头和电容器组，释放STATCOM的无功容量，保持足够的可调无功储备。这样在保证电压稳定的情况下STATCOM又有足够的裕量，以备为新一轮的电压波动能够提供电压支撑。也即“动态设备迅速支撑——离散设备跟进动作——连续设备精细调节”原则，这解决变电站电压无功控制中STATCOM、有载调压变压器分接头、电容器组的协调控制问题。
简化的协调控制器功能框图，如图3所示。图中由调度自动化系统采集到的数据采送入电压无功计算分析模块，计算电压U、无功功率Q以及电压偏差ΔU，然后计算将电压U、无功功率Q以及电压偏差ΔU分别送入处理器灵敏度计算单元和协调控制计算单元，通过在线灵敏度计算环节求出对无功控制量的需求ΔQ，最后由协调控制器决定STATCOM响应策略、有载调压变压器分接头档位n和电容器组数k。
其中，灵敏度计算环节的步骤如下：
系统的潮流方程在(V0,λ0,μj＝0)点线性化得：
在基态下λ＝λ0，则有：
其中即为基态的雅可比矩阵，则由此可以求出：
是可以根据网络方程和初始状态的已知条件直接求取，因此根据上式可求解基态下节点电压对某一控制变量的变化量。其中节点Vi对控制变量的灵敏度可分为两个部分，当控制变量为网络参数变化型则当控制变量为注入变化型则
当某站点ΔU>0.1，则AVC快速发出指令给STATCOM，快速实现电压支撑，当电压ΔU<0.05，则按照灵敏度大小排序确定控制的优先选择顺序控制离散设备。
协调控制流程，如图4所示。首先由AVC系统控制STATCOM快速投入运行，提供一定的无功电压支撑。协调控制器的处理器控制决策环节，是整个控制的核心，决策的第一步是利用规则库初步确定控制手段，决定是否通过调节有载调压变压器分接头进行调压，如果系统运行状态不利于分接头调压则通过无功补偿改善系统无功进行调压。控制指令发生器根据指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，通过微波通信网络和光纤通信网络，设计支持多种通信接口，发送指令到站点VQC，再由VQC发出指令给各个协调控制单元的控制设备包括有载调压变压器分接头以及接在负载母线侧的STATCOM和电容器并联无功补偿设备。
协调控制装置整体结构，如图5所示，其中，系统主控制器必须具备强大的数据处理能力以同时满足系统控制和数据通信的要求，本项目采用的主控制器包括电源板、信号板、开入板、开出板、主板、通信板和母板，电源板提供控制器所需各种等级的电压，信号板对从外部采集的交流信号进行调理，通信板装有控制器和功率单元通信用的光纤接口，开入板接收外部节点的信号，开出板发送控制器的指令驱动外部节点，主板是控制器的核心，各块板之间的信号通过母板连通。
主板由双数字信号的处理器(DSP)、双口RAM、高精度的模数转换芯片(ADC)、复杂可编程逻辑器件(CPLD)、现场可编程门阵列(FPGA)和外围存储芯片(FLASH、EEPROM)构成。其中：双DSP是系统的控制核心，完成数据采集、算法实现和系统保护等功能，DPS之间通过双口RAM交换数据，对部分关键的运算内容，两片DSP可以互为备用；CPLD负责分配控制器芯片地址，协调各芯片有序工作，采集开关输入量信号反馈给DSP，发送开关输出量；FPGA实现复杂时序电路，通过光纤与功率单元驱动板相连，发送控制器的控制指令，综合并分析功率单元的实时状态。除了对装置进行控制以外，控制器支持多种通信接口，如RS485、RS232、CAN和以太网，控制器支持液晶式和触摸屏式人机界面，通过友好的交互界面现场人员可以方便的了解系统的运行状态并对装置进行操作。
本发明提供的区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置的应用实施例如下：
某500kV枢纽站下供片区电网系统为实际例，枢纽站为AVC控制中心，含9个220kV变电站分别安装了VQC。且每个220kV变电站安装240MVA主变2台，220kV出线6回，110kV出线10回，10kV出线24回。两台主变抽头位于220+2*1.5％档位，即高压侧额定电压为226.6kV；其中一个10kV负荷母线每个都投入一组8Mvar并联电容器组和一台容量为±8Mvar的STATCOM，STATCOM的控制电压参考值设定为1.0(即10.5kV)；变电站高压侧220kV母线节点为平衡节点，其电压维持等于229kV(在220kV基准下的标幺值为1.04)不变。
a)当无功功率流向合理，某变电站10KV侧母线电压越上限1.1pu或越下限0.95pu运行，处在不合理范围时，自动计算相同电源、同电压等级变电站和上级变电站电压情况，决定是调节本变电站有载可调变压器主分接头开关还是调节上级电源变电站有载主交分接头开关档位.实现全网调节电压，可以达到以尽可能少的有载调压变压器分接开关调节次数，达到最大范围地提高电压水平，同时避免了多变电站多主变同时调节主变分接开关可能引起的调节振荡。实现有载调压变压器分接开关调节次数优化分配，保证了电网有载调压变压器分接开关动作次数减少，减少一次设备消耗。
b)当网内各变电站各级电压处在合格范围内时，可控制本级电网内无功功率分布，使其更为合理，达到无功功率分层分区平衡，提高运行功率因数。依据电网对电压、无功变化的需要。计算并决策同电压等级不同变电站电容器组、同变电站不同容量电容器组谁优先投入。省网关口功率因数不合格时，优化220KV及其下级变电所的电容器组的投切，实现无功优化。
c)当变电站10kV母线电压越上限1.1pu时，先降低主变分接开关档位，如达不到要求，再切除电容器：当变电站10KV母线电压超下限0.95pu时，且ΔU>0.1，先投入STATCOM，达到要求ΔU<0.05时，再投入电容器，不能满足要求再提高主变分接开关档位，STATCOM退出，尽可能做到电容器投入量和变压器抽头调节达到最合理。预测10KV母线电压和负荷变化，防止无功补偿设备投切振荡。
以实施例区域内某22kV站点为例，该变电站一个10kV母线安装一台容量为±8Mvar的STATCOM，实例系统结构图如图6所示。
此时VQC的动作策略如表1，动作后变电站一天24小时中低压侧电压、主变高压侧注入无功及STATCOM无功出力的变化如表2。
表1安装一台STATCOM后220kV变电站VQC动作情况
表2安装一台STATCOM后VQC动作后变电站一天24小时中低压侧电压及主变高压侧注入无功的变化
可以清楚看出，协调控制装置通过STATCOM无功出力的调节，配合VQC的动作，无论是在低谷负荷时段4:00-5:00；还是在上午负荷高峰时段10:00-11:00、下午负荷高峰时段14:00-16:00、晚上负荷高峰时段19:00，变电站的负荷侧电压和高压侧注入无功都能够维持在合格的范围内。
此外，在4:00、9:00时刻不需要调节主变的抽头。因此，安装STATCOM后能够明显减小变电站调压过程中主变抽头的调节次数。
图7展示了安装一台STATCOM的10kV负荷母线1的日电压变化曲线，可以看出，在一天负荷变化条件下，安装一台STATCOM的10kV负荷母线1的电压波动范围有明显的减小，基本维持在额定值(10.5kV)附近。
最后应当说明的是：所描述的实施例仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

Claims (4)

1.一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，其特征在于，包括数据交互接口，接收实时调度自动化系统数据，以AVC主站端对各分站的母线电压和地区关口的无功进行监视；协调控制器，当电压或无功超出规定的限值时，通过实时数据分析计算电压无功灵敏度指标，依照无功分配原则给出控制方案；控制指令发生器，根据协调控制器处理器的指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，实现AVC系统给出的控制方案，包括状态提示、报警或投切电容器、升降主变压器分接头，或者调节动态无功补偿装置STATCOM指令发送，实施后使区域电压和无功恢复到规定的范围内。
2.根据权利要求 1 所述的一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，其特征在于，所述数据交互接口将系统的SCADA通过通信接口 RS485 接入协调控制器后与所述区域电网协调控制器相连，采集到的数据被送入电压无功计算分析模块，计算电压U、无功功率Q以及电压偏差ΔU。
3.根据权利要求2所述的一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，其特征在于，所述协调控制器将计算电压U、无功功率Q以及电压偏差ΔU分别送入的处理器灵敏度计算单元和协调控制计算单元，通过在线灵敏度计算环节求出对无功控制量的需求ΔQ，处理器用于对所述区域电网无功协调控制系统进行逻辑控制、通信规约处理和配置管理，基于“九区图”的控制规则决定各站点STATCOM响应策略和实时投入的无功量、有载调压变压器分接头档位n和电容器组数k。
4.如权利要求3所述的一种区域电网AVC系统与变电站DVQC协调控制方法及装置，其特征在于，所述控制指令发生器根据指令操作码和时序信号，产生各种操作控制信号，通过微波通信网络和光纤通信网络，设计支持多种通信接口，发送指令到站点VQC，再由VQC发出指令给各个控制设备。
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