CN109361242A - 一种光伏发电自动电压控制方法 - Google Patents
一种光伏发电自动电压控制方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN109361242A CN109361242A CN201811581786.5A CN201811581786A CN109361242A CN 109361242 A CN109361242 A CN 109361242A CN 201811581786 A CN201811581786 A CN 201811581786A CN 109361242 A CN109361242 A CN 109361242A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- voltage
- model
- photovoltaic
- control
- power
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims abstract description 65
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims abstract description 45
- 206010003830 Automatism Diseases 0.000 claims abstract description 26
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 37
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 25
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 23
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 21
- IAPHXJRHXBQDQJ-ODLOZXJASA-N jacobine Natural products O=C1[C@@]2([C@H](C)O2)C[C@H](C)[C@](O)(C)C(=O)OCC=2[C@H]3N(CC=2)CC[C@H]3O1 IAPHXJRHXBQDQJ-ODLOZXJASA-N 0.000 claims description 18
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 16
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 14
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 13
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 238000011217 control strategy Methods 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 11
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 9
- 230000010354 integration Effects 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 4
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 3
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 2
- 241000824375 Cassava virus C Species 0.000 claims 6
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 11
- 238000011160 research Methods 0.000 description 6
- 238000011176 pooling Methods 0.000 description 4
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 3
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 230000005619 thermoelectricity Effects 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- CUZMQPZYCDIHQL-VCTVXEGHSA-L calcium;(2s)-1-[(2s)-3-[(2r)-2-(cyclohexanecarbonylamino)propanoyl]sulfanyl-2-methylpropanoyl]pyrrolidine-2-carboxylate Chemical compound [Ca+2].N([C@H](C)C(=O)SC[C@@H](C)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C([O-])=O)C(=O)C1CCCCC1.N([C@H](C)C(=O)SC[C@@H](C)C(=O)N1[C@@H](CCC1)C([O-])=O)C(=O)C1CCCCC1 CUZMQPZYCDIHQL-VCTVXEGHSA-L 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000013433 optimization analysis Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- H02J3/383—
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
- H02J3/12—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load
- H02J3/16—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks for adjusting voltage in ac networks by changing a characteristic of the network load by adjustment of reactive power
-
- H02J3/386—
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
- H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
- Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/70—Wind energy
- Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
- Y02E40/30—Reactive power compensation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Control Of Electrical Variables (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
一种光伏发电自动电压控制方法，110kV和35kV光伏电站的电压控制建模，后使AVC主站与光伏电站AVC子站的双向互动，计算光伏电站的全局无功优化，实现光伏发电汇集区域敏捷自动电压控制，调度中心AVC系统中，三级电压控制给出考虑光伏发电区域电压安全运行后的全网无功电压优化控制目标，该目标作为光伏汇集区域的中枢母线的控制目标；通过对光伏发电区域的二级电压控制来控制区域中各光伏电站无功以实现对光伏汇集区域的中枢母线的电压控制目标。本发明适应大规模光伏发电并网的自动电压控制系统，对光伏电站和接入的电网区域的电压进行自动闭环控制。系统可接入闭环控制的100座光伏电站。
Description
技术领域
本发明涉及一种电压控制方法，具体涉及一种光伏发电自动电压控制方法。
背景技术
AVC功能是智能电网调度技术支持系统(下简称D5000系统)的重要组成部分，从用户使用和维护的方便性出发，要求AVC应用作为D5000系统的一个子应用模块，实现嵌入式集成。D5000平台通过系统管理器管理AVC相关应用和进程，并为“AVC应用”提供平台支持，包括实时库和相关画面。“AVC应用模块”的主体由AVC应用进程与AVC闭环控制进程组成，并接受D5000系统管理器的管理。AVC闭环控制进程根据控制需要调用相关子进程完成闭环控制功能。
近年来新能源发电发展迅猛，风力发电和太阳能发电已超过核电成为继煤电和水电之后的第三大主力电源，由于光伏等间歇能源发电的波动特性，对大规模光伏并网区域的电压也具有波动性，严重情况下可能造成电压越限或由于电压引起的连锁脱网，影响光伏等清洁能源发电的稳定并网。因此，需要在电网控制中心建设适应大规模光伏发电并网的自动电压控制系统，对光伏电站和接入的电网区域的电压进行自动闭环控制。传统的自动电压控制系统不考虑对光伏电站等新能源场站的自动电压控制，不能满足北京电网接纳新能源并网的发展要求。
发明内容
本发明的目的在于提供一种光伏发电自动电压控制方法。
为实现上述目的，本发明采用如下的技术方案：
一种光伏发电自动电压控制方法，包括以下步骤：
(1)110kV和35kV光伏电站的电压控制建模：
将光伏电站内部模型与市调主网模型进行合并，得到统一的含光伏发电的电网模型；
对风电场、光伏电站建立等值模型；
光伏发电无功电压灵敏度计算；
市调AVC中基于合并全部光伏电站后的统一电网模型和电网运行状态，进行在线的全模型潮流计算，该潮流计算包括主网电网范围内的500kV变电站、220kV电厂、220kV变电站，以及通过上述模型合并，连接到220kV变电站主变中压侧110kV母线上的光伏电站模型；
通过全模型的潮流计算，获得当前潮流结果对应的全模型雅各比常数矩阵；同时，为了体现实际电网中电厂发电机对无功扰动的准稳态响应，设置模型中220kV火电厂的发电机机端母线为PV节点，并在潮流方程雅各比矩阵的L子阵中对应发电机极端母线的对角元做加大数处理；对于间歇性电源，设置其等值机母线为PQ节点；通过设置发电机极端的PV和PQ节点，计算得到光伏电站的无功出力对电网其他母线的电压灵敏度；
(2)AVC主站与光伏电站AVC子站的双向互动：光伏电站AVC子站向调度主站传送内容，调度主站向光伏电站AVC子站传送指令；
(3)计算光伏电站的全局无功优化；
(4)光伏发电汇集区域敏捷自动电压控制
调度中心AVC系统中，三级电压控制给出考虑光伏发电区域电压安全运行后的全网无功电压优化控制目标，该目标作为光伏汇集区域的中枢母线的控制目标；通过对光伏发电区域的二级电压控制来控制区域中各光伏电站无功以实现对光伏汇集区域的中枢母线的电压控制目标。
本发明进一步的改进在于，将光伏电站内部模型与市调主网模型进行合并，得到统一的含光伏发电的电网模型的具体过程如下：
1)预先设定市调自动电压控制系统AVC的控制周期为T；
2)当自动电压控制系统AVC的一个控制周期到来时，首先从电网能量管理系统获取完整的电网主网CIM模型，模型内容包括：市调调度电网的500kV和220kV输电线路，以及电厂、变电站内的母线、发电机、变压器和断路器的设备模型，以及所述市调调度电网CIM模型内各设备模型的拓扑连接关系；将得到的电网主网CIM模型存入数据缓冲区中；
3)从光伏电站i获取场站i的CIM模型Ci，内容包括：1条或多条新能源送出交流输电线路、母线、升压变压器、断路器、场内集电线路以及风力发电机或光伏逆变器的设备模型，以及所述模型Ci内各设备模型的拓扑连接关系；将得到的场站i的CIM模型Ci存入数据缓冲区中；
4)对光伏电站站i的CIM模型Ci中的每条新能源送出交流输电线路Lj，执行如下步骤：
4-1)根据预先人工编写的光伏电站并网点信息表，确定交流输电线路Lj的上级变电站Sk中的110kV母线Bk，并在省级电网CIM模型中找到Bk包含的端子Tk，将Tk的属性中描述的结点记为Nk，并记录Nk在CIM模型中的rdf:ID为Ridk；
4-2)检查光伏电站送出交流输电线路Lj的电压等级；如果Lj为110kV电压等级，则执行步骤4-3)；如果Lj为35kV电压等级，则执行步骤4-4)；
4-3)当Lj为110kV电压等级时，则：
4-3-1)确定线路Lj悬空的一端的端子为Tj；查找方法是：检查交流输电线路Lj的2个端子，若其中一个端子的属性为空，则确定该端子为Tj，执行步骤4-3-2)；否则，报警并进入步骤4-5)；
4-3-2)将端子Tj的属性的值设置为Ridk；
4-4)当Lj为35kV电压等级时，则：
4-4-1)确定线路Lj悬空的一端的端子为Tj；查找方法是：检查交流输电线路Lj的2个端子，若其中某一个端子的属性为空，则确定该端子为Tj，执行步骤4-4-2)；否则，报警并进入步骤4-5)；
4-4-2)在存储CIM模型的数据缓冲区中，增加一个变压器模型记为Trfmj，该变压器模型包含2个变压器绕组，一个绕组为110kV记为Twj-110，其包含的端子记为Tmj-110；另一个绕组为35Kv记为Twj-35，其包含的端子记为Tmj-35；
4-4-3)在存储CIM模型的数据缓冲区中，增加一个结点模型记为Nj-35，并设置Nj-35在CIM模型中的rdf:ID为Ridj-35；
4-4-4)将端子Tmj-110的属性的值设置为Ridk；将端子Tmj-35的属性的值设置为Ridj-35；
将端子Tj的属性的值设置为Ridj-35；
4-5)重新返回步骤4-1)，对新能源场站模型Ci中的下一条新能源送出交流输电线路Lj+1进行处理，直至该新能源场站模型中全部新能源送出交流输电线路处理完成；
5)重新返回步骤3)，对下一个新能源场站模型Ci+1.进行处理，直至全部新能源场站模型处理完成；数据缓冲区中每座新能源场站模型通过线路与省级电网模型中的上级变电站母线相连接，完整电网模型拼接完成；
6)将数据缓冲区中的完成拼接的完整电网模型导入到自动电压控制系统中，由自动电压控制系统计算各个新能源场站的电压控制指令并进行下发；
7)当下一个控制周期到来时，重新返回步骤2)，开始下一个周期的计算。
本发明进一步的改进在于，对风电场、光伏电站建立等值模型的具体过程如下：
在风电场或光伏电站中，低压侧所连接的动态无功补偿装置和光伏阵列由光伏电站内AVC子站控制，因此在汇集站低压侧35kV母线上建立等值调相机模型，其当前运行的无功值以及无功可调节范围和以及无功可调节范围由风电场/光伏电站内AVC子站根据动态无功补偿装置(SVC/SVG)和风机、光伏逆变器阵列的运行状态，实时计算并上送。
本发明进一步的改进在于，光伏发电无功电压灵敏度计算的具体过程如下：
牛顿-拉夫逊潮流算法中的修正公式如下：
雅可比矩阵的各个元素则分别为
为求取这些偏导数，将Pi、Qi分别展开如下
计及
j≠i时，由于对特定的j，只有该特定节点的δj，从而特定的δij＝δi-δj是变量，得
相似的，由于对特定的j，只有该特定节点的Uj是变量，得
j＝i时，由于δi是变量，所有δij＝δi-δj都是变量，得
相似的，由于Ui是变量，得
根据式(6-5)-式(6-8)，当Ui、Uj已知时，计算得到式(6-1)中雅各比矩阵的各元素，形成常数雅各比矩阵；
利用当前的潮流计算结果和电网模型，形成常数雅各比矩阵，构造如(6-9)所示的注入潮流的变化量与母线电压变化量的线性方程，如下：
其中为当前潮流解结果下的常数雅各比矩阵；同时，设置模型中220kV火电厂的发电机机端母线为PV节点，并在潮流方程雅各比矩阵的L子阵中对应发电机极端母线的对角元做加大数处理；
设光伏电站低压侧无功设备连接在母线j上，将方程(6-10)的右边向量置为：其中ΔQj＝1；
即除了第j个母线上的注入无功有单位变化量，其变化量为无功注入潮流增长单位1，其他变化量均为0，解方程(6-10)，求出该母线注入单位无功出力后，电网模型各个母线电压的相角变化Δθi和幅值变化ΔUi，其中ΔUi即为光伏电站低压无功对电网内其他母线i的无功电压灵敏度。
本发明进一步的改进在于，步骤(3)计算光伏电站的全局无功优化的具体过程如下：
在调度中心AVC系统全局无功优化模型中建立光伏电站控制模型，包括等值模型的建立，无功可调量约束的实时计算，光伏电站电压安全运行可行域的电压约束计算；
计算光伏发电区域电网的电压安全运行可行域，然后计算电压安全运行可行域的全局无功优化。
本发明进一步的改进在于，步骤(4)的具体过程包括：建立光伏发电汇聚区域的二级自动电压控制模型，然后计算风电汇集区域电压可行域约束，应对风电汇集区域电压波动的敏捷自动控制。
本发明进一步的改进在于，建立光伏发电汇聚区域的二级自动电压控制模型的具体过程如下：二级电压控制采用CSVC模型，CSVC模型中所涉及到的各个变量的具体物理含义为：Qg表示控制光伏电站低压侧等值无功总注入，包括当前风机和SVC的总无功；Vg表示低压侧当前电压，Vp表示区域内220kV中枢母线当前电压，VH表示光伏电站高压侧110kV/35kV母线的当前电压；Cg和Cvg为灵敏度矩阵，满足：
ΔVp＝CgΔQg (6-27)
ΔVH＝CvgΔQg (6-28)
系统选取控制风场低压侧总无功出力调整量ΔQg作为优化变量，光伏电站高压侧母线电压VH在控制系统中作为主站与子站的交互变量存在；主站系统计算得到控制策略后，下发给子站系统的命令是给出风场高压侧母线电压VH的设定值，子站系统再根据该设定值去求解风机或SVC的调整量，实现一级的闭环控制；
系统采用二次规划模型来完成风场子站控制策略的计算，二次规划计算采用的优化目标为：
其中，ΔQg作为优化变量，表示控制光伏电站无功出力的调节量；Qg、和分别表示光伏电站当前无功、无功下限和无功上限，光伏电站当前无功上下限为风场子站实时计算并上送的；Vp和表示中枢母线当前电压和设定电压，其设定值来自三级控制的全局无功优化；
同时，为了实现增大风场无功裕度，并使各风场之出力更加均衡的目的，系统定义无功裕度向量Θg，其第i个分量为
将||Θg||2引入到二次规划目标函数中，保证一方面增加各风场的无功裕度，另一方面促使各风场无功出力向更加均衡的方向发展；
式(6-30)中Qg、和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限，通过引入Θg，最小化目标体现了在达到控制目标的同时，实现光伏电站之间无功的协调控制；
完整的CSVC模型要求在满足安全约束条件的情况下求解式(6-29)的极小化问题，约束包括：
Vp、和分别表示中枢母线当前电压、中枢母线电压下限和中枢母线电压上限；Qg、和分别表示光伏电站当前无功、无功下限和无功上限，光伏电站当前无功上下限为风场子站实时计算并上送的；VH、和分别表示光伏电站高压侧母线的当前电压、电压下限、电压上限和允许的单步最大调整量；
利用起作用集算法求解二次规划，得到优化变量ΔQg后再利用灵敏度矩阵换算成电厂高压侧母线电压设定值的调整量ΔVH，作为控制策略下发。
本发明进一步的改进在于，计算风电汇集区域电压可行域约束的具体过程如下：
基于给定的母线电压对支路开断的灵敏度，计算出最恶劣的N-1条件下的电网N-1可行空间，如式(6-17)所示；其中为考虑N-1安全的电网电压约束；
在CSVC模型中增加母线电压风电电压可行域：
其中母线i为分区内的中枢母线和光伏电站高压侧控制母线；由于引入了风电电压可行域，压缩了原CSVC问题的可行空间，有可能导致问题无解；为此，进行如下预处理：
(1)置初始条件ΔQg＝0检测上式条件是否满足；
(2)若条件满足，则将上式纳入二次规划，进行二次规划；
(3)若Vi ＞Vi 0，即母线电压过低，则启动电压越N-1安全下限的校正控制，松弛约束：
并增加校正目标，构造如下控制目标：
其中，Hq(ΔQg)＝||Θg||2，Wc为校正权重，其权重满足Wc＞Wp＞Wq；
(4)若即母线电压过高，则启动电压越N-1安全上限的校正控制，松弛约束：
并增加校正目标，构造如下控制目标：
同样有：Wc＞Wp＞Wq。
本发明进一步的改进在于，应对风电汇集区域电压波动的敏捷自动控制的具体过程如下：
通过对风电并网区域各光伏电站有功发电功率的波动进行评估，当有功功率波动量超过给定门槛时，启动一次敏捷自动电压控制，快速调节风电区域各风场的无功电压，从而抑制风功率波动对电网带来的影响；当区域中各风场的有功功率波动较小时，采用基于正常的控制周期进行控制，保持风电区域的电压稳定并兼顾光伏电站的无功出力均衡性。
本发明进一步的改进在于，应对风电汇集区域电压波动的敏捷自动控制的具体过程如下：在电网调度中心自动电压控制系统中，一个风电汇集区域建立的二级控制分区的CSVC控制模型用集合Zk表示：Zk＝{VP,VH,Pg,Qg}，其中VP表示该分区内各光伏电站汇集的中枢母线电压，VH表示该分区内各光伏电站高压侧控制母线电压，Pg表示个各光伏电站的总有功出力，Qg表示各光伏电站总无功出力；预先设定数据采集周期T1和正常控制周期T2，在每个数据采集时刻T来临时，对每个风电汇集的二级控制分区k，依次执行如下步骤：
1)执行一次数据采集，采集各光伏电站总发电有功功率Pg、无功功率Qg、光伏电站高压侧母线电压VH，风电汇集区域中枢母线电压VP的实时值；
2)对分区Zk中的各风场i，依次执行如下步骤：
2-1)计算其有功变化率：
其中：为当前T时刻，该风场的总有功出力；为上一时刻风场的总有功出力；为该风场的总风电装机容量；
2-2)对得到的Rk,i，判定是否满足Rk,i＞R0，其中R0为设定的光伏电站有功功率波动率门槛参数；如果满足则执行步骤3)，否则返回步骤2-1)继续处理分区中的下一光伏电站；
2-3)分区中的全部光伏电站均检查完成并且任意光伏电站均不满足Rk,i＞R0，执行步骤4)；
3)分区Zk中有光伏电站的有功功率波动率越限，对该分区启动一次敏捷电压控制，步骤如下：
3-1)构造该分区的协调二级电压控制模型如下：
目标函数：
约束条件：
其中Cg为各光伏电站无功调节量ΔQg对区域中枢母线电压Vp的灵敏度矩阵，Cvg为各光伏电站无功调节量ΔQg对风场高压侧控制母线电压VH的灵敏度矩阵；
其约束条件C0表示满足光伏电站高压侧母线电压调节步长的约束；C1表示满足风场高压侧母线电压安全运行限值的约束；C2表示满足风电汇集区域中枢母线电压运行安全限值的约束；C3表示满足各光伏电站总无功出力的约束，其中和为各光伏电站自动电压控制子站实时上送的总无功出力上限值和下限值，其随着光伏电站内风机和其他无功设备运行状态的变化而变化，是一种实时更新的限值约束；
3-2)利用步骤3-1)中模型进行计算，得到各风场的总无功调节量ΔQg后，计算：
得到各风场在该轮敏捷自动电压控制中的高压侧母线电压设定值
3-3)将计算得到的区域中各风场高压侧母线设定值下发到各风场自动电压控制子站执行；
4)分区Zk中没有任意光伏电站出现有功功率波动率越限，则检查当前时刻T是否达到正常周期控制时刻T2；如果达到T2，则启动一次正常周期控制，步骤如下：
4-1)构造该分区的常规协调二级电压控制模型；
4-2)利用步骤4-1)中模型进行计算，得到各风场的总无功调节量ΔQg后，计算：
得到各风场在该轮敏捷自动电压控制中的高压侧母线电压设定值
4-3)将计算得到的区域中各风场高压侧母线设定值下发到各风场自动电压控制子站执行。
与现有技术相比，本发明具有的有益效果：
(1)110kV和35kV光伏电站的电压控制建模
由于母线PAS模型没有110kV和35kV光伏电站的电网模型，建立能够从SCADA模型中读取110kV和35kV光伏电站的电网模型，并拼接到PAS模型中，形成包括PAS模型和110kV和35kV光伏电站的电网模型；根据新的电网模型对光伏电站进行AVC建模；根据新的电网模型实时计算光伏电站对电网的电压无功灵敏度；
(2)调度AVC主站与光伏电站AVC子站的双向互动
为了在调度中心实现光伏电站汇聚区域敏捷电压自动控制，需要在光伏侧建设自动电压控制子站系统，由子站系统协调控制光伏电站内包括逆变器、SVC/SVG以及电容/抗器等多种无功设备，并与调度AVC主站实现双向互动，满足调度主站的控制要求。
为了保证子站能够有效执行主站控制要求，使光伏电站AVC子站与调度中心AVC主站之间的双向信息互动，提供子站计算光伏电站实时无功控制能力以及高压侧母线电压期望值的方法，以及主站利用子站上送信息进行控制计算的方法，实现省调AVC主站与光伏AVC子站之间的双向互动功能。
(3)计及光伏电站的全局无功优化功能
在市调AVC主站研究开发计及光伏电站的全局无功优化功能，能够将光伏电站等值机作为调节手段纳入最优潮流计算，给出光伏汇集区域的母线优化目标；具体包括：在调度中心AVC系统全局无功优化模型中建立光伏电站控制模型的方法，包括等值模型的建立方法，无功可调量约束的实时计算方法，光伏电站电压安全运行可行域的电压约束计算方法，在传统的降损优化基础上，考虑光伏电站汇聚区域电网的电压安全运行的全局无功电压优化计算方法，实现光伏汇聚区域电网电压安全运行的全局无功电压优化功能。
(4)适应光伏发电间歇特性的区域二级电压控制功能
适应光伏发电间歇特性的区域二级电压控制功能，能够实现对光伏电站的自适应敏捷电压控制，以及光伏电站与汇集区变电站的协调控制，具体包括：光伏接入区域中，以光伏电站集中接入的枢纽变电站高压母线作为中枢母线，以各光伏电站高压侧母线作为控制母线，建立该区域的二级电压控制模型，在该模型基础上的抑制电压波动的敏捷二级协调电压控制问题研究光伏接入区域多光伏之间的无功电压协调控制方法，实现光伏电站汇聚区域二级敏捷电压自动控制功能。
本发明适应大规模光伏发电并网的自动电压控制系统，对光伏电站和接入的电网区域的电压进行自动闭环控制。系统可接入闭环控制的100座光伏电站。
附图说明
图1为市调和光伏电站模型的合并流程图。
图2为风电场和光伏电站的无功调节等值机模型图。
图3为电压N-1安全域示意图。其中，(a)为不安全，(b)为安全。
图4为光伏汇集区域的二级电压控制CSVC模型图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明进行详细描述。
本发明的发明光伏发电自动电压控制方法，包括以下四个方面：
(1)110kV和35kV光伏电站的电压控制建模：
由于母线PAS模型没有110kV和35kV光伏电站的电网模型，开发能够从SCADA模型中读取110kV和35kV光伏电站的电网模型，并拼接到PAS模型中，形成包括PAS模型和110kV和35kV光伏电站的电网模型；开发能够根据新的电网模型对光伏电站进行AVC建模功能；开发能够根据新的电网模型实时计算光伏电站对电网的电压无功灵敏度功能。
详细实现技术路线：
光伏电站与主网模型的拼接
本提出的光伏发电自动电压控制方法中，其计算模型包括市调电网和光伏电站模型的电网模型，该模型包括了北京电网范围内全部110kV～35kV光伏电站。由于市调EMS系统中，一般情况下仅包括220kV及以上电网的主网模型，以及光伏电站内部的拓扑模型，因此需要通过将光伏电站内部模型与市调主网模型进行合并，得到统一的含光伏发电的电网模型。模型拼接的方法如下：
1)预先设定市调自动电压控制系统AVC的控制周期为T；
2)当自动电压控制系统AVC的一个控制周期到来时，首先从电网能量管理系统(D5000)获取完整的北京电网主网CIM模型，模型内容包括：市调调度电网的500kV和220kV输电线路，以及电厂、变电站内的母线、发电机、变压器和断路器的设备模型，以及所述市调调度电网CIM模型内各设备模型的拓扑连接关系；将得到的北京电网主网CIM模型存入数据缓冲区中；
3)从光伏电站i获取场站i的CIM模型Ci，内容包括：1条或多条新能源送出交流输电线路、母线、升压变压器、断路器、场内集电线路以及风力发电机或光伏逆变器的设备模型，以及所述模型Ci内各设备模型的拓扑连接关系；将得到的场站i的CIM模型Ci存入数据缓冲区中；
4)对光伏电站站i的CIM模型Ci中的每条新能源送出交流输电线路Lj，执行如下步骤：
4-1)根据预先人工编写的光伏电站并网点信息表，确定交流输电线路Lj的上级变电站Sk中的110kV母线Bk，并在省级电网CIM模型中找到Bk包含的端子Tk，将Tk的属性中描述的结点记为Nk，并记录Nk在CIM模型中的rdf:ID为Ridk；
4-2)检查光伏电站送出交流输电线路Lj的电压等级；如果Lj为110kV电压等级，则执行步骤4-3)；如果Lj为35kV电压等级，则执行步骤4-4)；
4-3)当Lj为110kV电压等级时，则：
4-3-1)确定线路Lj悬空的一端的端子为Tj；查找方法是：检查交流输电线路Lj的2个端子，若其中一个端子的属性为空，则确定该端子为Tj，执行步骤4-3-2)；否则，报警并进入步骤4-5)；
4-3-2)将端子Tj的属性的值设置为Ridk；
4-4)当Lj为35kV电压等级时，则：
4-4-1)确定线路Lj悬空的一端的端子为Tj；查找方法是：检查交流输电线路Lj的2个端子，若其中某一个端子的属性为空，则确定该端子为Tj，执行步骤4-4-2)；否则，报警并进入步骤4-5)；
4-4-2)在存储CIM模型的数据缓冲区中，增加一个变压器模型记为Trfmj，该变压器模型包含2个变压器绕组，一个绕组为110kV记为Twj-110，其包含的端子记为Tmj-110；另一个绕组为35Kv记为Twj-35，其包含的端子记为Tmj-35；
4-4-3)在存储CIM模型的数据缓冲区中，增加一个结点模型记为Nj-35，并设置Nj-35在CIM模型中的rdf:ID为Ridj-35；
4-4-4)将端子Tmj-110的属性的值设置为Ridk；将端子Tmj-35的属性的值设置为Ridj-35；
将端子Tj的属性的值设置为Ridj-35；
4-5)重新返回步骤4-1)，对新能源场站模型Ci中的下一条新能源送出交流输电线路Lj+1进行处理，直至该新能源场站模型中全部新能源送出交流输电线路处理完成；
5)重新返回步骤3)，对下一个新能源场站模型Ci+1.进行处理，直至全部新能源场站模型处理完成；数据缓冲区中每座新能源场站模型通过线路与省级电网模型中的上级变电站母线相连接，完整电网模型拼接完成；
6)将数据缓冲区中的完成拼接的完整电网模型导入到自动电压控制系统中，由自动电压控制系统计算各个新能源场站的电压控制指令并进行下发；
7)当下一个控制周期到来时，重新返回步骤2)，开始下一个周期的计算。
上述过程可以通过下图1来形象说明。
光伏电站等值发电模型的建立
风电场、光伏电站内的可调节无功设备，包括动态无功补偿装置和逆变器。由于风电场、光伏电站内包含大量的风电机组和逆变器，不可能在调度中心对每个风电机组和逆变器分别建模，因此需要对风电场、光伏电站建立等值模型，才能纳入到全局无功优化中。相关的计算模型处理如图2所示。
在风电场或光伏电站中，低压侧所连接的动态无功补偿装置和光伏阵列由光伏电站内AVC子站控制，因此在汇集站低压侧35kV母线上建立等值调相机模型，其当前运行的无功值以及无功可调节范围和以及无功可调节范围由风电场/光伏电站内AVC子站根据动态无功补偿装置(SVC/SVG)和风机、光伏逆变器阵列的运行状态，实时计算并上送。
光伏发电无功电压灵敏度计算方法
市调AVC中基于合并全部光伏电站后的统一电网模型和电网运行状态，进行在线的全模型潮流分析计算。该潮流计算包括了北京主网电网范围内的500kV变电站、220kV电厂、220kV变电站，以及通过上述模型合并，连接到220kV变电站主变中压侧110kV母线上的光伏电站模型。
通过全模型的潮流计算，可以获得当前潮流结果对应的全模型雅各比常数矩阵。同时，为了体现实际电网中电厂发电机对无功扰动的准稳态响应，设置模型中220kV火电厂的发电机机端母线为PV节点，并在潮流方程雅各比矩阵的L子阵中对应发电机极端母线的对角元做加大数处理；而对于110kV～35kV风电场、光伏电站等间歇性电源，设置其等值机母线为PQ节点。通过合理设置发电机极端的PV和PQ节点，可以比较准确计算得到光伏电站的无功出力对电网其他母线的电压灵敏度。计算的方法详细说明如下。
潮流计算可以在电网结构参数确定的情况下确定电网的稳态运行状态。电网中的节点依给定的变量不同可划分为PQ节点、PV节点和Vθ节点，要计算的是电网状态变量即节点电压幅值和相角。潮流方程是一组高阶非线性代数方程组，要用迭代法求解。牛顿-拉夫逊潮流算法是具有二阶收敛性的潮流算法，因此得到了广泛的应用。在该方法中的雅可比矩阵是待求状态变量函数，在迭代过程中要重新形成雅可比矩阵并进行高斯消去法求解，牛顿-拉夫逊潮流算法中的修正公式如下：
而式中雅可比矩阵的各个元素则分别为
为求取这些偏导数，可将Pi、Qi分别展开如下
计及
j≠i时，由于对特定的j，只有该特定节点的δj，从而特定的δij＝δi-δj是变量，可得
相似的，由于对特定的j，只有该特定节点的Uj是变量，可得
j＝i时，由于δi是变量，所有δij＝δi-δj都是变量，可得
相似的，由于Ui是变量，可得
根据式(6-5)-式(6-8)，当Ui、Uj已知时，可以计算得到式(6-1)中雅各比矩阵的各元素，形成常数雅各比矩阵。
上述牛顿-拉夫逊潮流算法的雅各比矩阵描述了在注入的有功无功对母线电压的影响。利用当前的潮流计算结果和电网模型，带入上述式中，形成常数雅各比矩阵，构造如(6-9)所示的注入潮流的变化量与母线电压变化量的线性方程，如下：
其中为当前潮流解结果下的常数雅各比矩阵。同时，为了体现实际电网中电厂发电机对无功扰动的准稳态响应，设置模型中220kV火电厂的发电机机端母线为PV节点，并在潮流方程雅各比矩阵的L子阵中对应发电机极端母线的对角元做加大数处理；
设光伏电站低压侧无功设备连接在母线j上，将方程(6-10)的右边向量置为：其中ΔQj＝1；
即除了第j个母线上的注入无功有单位变化量，其变化量为无功注入潮流增长单位1，其他变化量均为0，解方程(6-10)，可以求出该母线注入单位无功出力后，电网模型各个母线电压的相角变化Δθi和幅值变化ΔUi，其中ΔUi即为光伏电站低压无功对电网内其他母线i的无功电压灵敏度，即：
SQV＝ΔVi(6-11)
(2)AVC主站与光伏电站AVC子站的双向互动
光伏电站子站与调度主站的双向互动，主要体现在光伏电站AVC子站向调度AVC主站实时上送全场等值的无功控制能力，而调度AVC主站根据控制能力计算并下发控制指令。
详细的光伏电站AVC子站与调度AVC主站进行实时双向互动的交互信息如下所示。
光伏电站AVC子站向调度主站传送内容
从光伏电站AVC子站向AVC主站传输的信息如下表1，这些信息通过104规约、调度数据网发送到AVC主站系统。
表1从光伏电站AVC子站向AVC主站传输的信息
调度主站向光伏电站AVC子站传送指令
AVC系统向光伏电站发送的遥调指令，一般一组母线(光伏电站高压母线)设置2个遥调电压点。如表2，下发的指令内容为：
表2下发的指令内容
下发遥调点编码值，规则如下：
1)编码值共5位整数；
2)最高万位为1～3循环，表示数据更新；
3)后面4位为220kV/110kV电压参考值或目标值的浮点数*10。
(3)计及光伏电站的全局无功优化功能
在市调AVC主站研究开发计及光伏电站的全局无功优化功能，能够将光伏电站等值机作为调节手段纳入最优潮流计算，给出光伏汇集区域的母线优化目标；具体包括：在调度中心AVC系统全局无功优化模型中建立光伏电站控制模型的方法，包括等值模型的建立方法，无功可调量约束的实时计算方法，光伏电站电压安全运行可行域的电压约束计算方法，在传统的降损优化基础上，研究考虑光伏电站汇聚区域电网的电压安全运行的全局无功电压优化计算方法。开发考虑光伏汇聚区域电网电压安全运行的全局无功电压优化软件功能。
计算光伏发电区域电网的电压安全运行可行域
在电压波动造成的新能源连锁脱网过程中，故障前新能源汇集区域实际上运行在一个“不合理”、“高风险”、“低裕度”的状态，尽管其满足正常运行的约束条件，但是一旦发生扰动(比如某场站脱网)，就失去了N-1后继续维持正常运行的能力。按照电网运行状态的划分，这属于“正常但不安全”；为了避免这种情况的发生，需要保证系统电压在正常情况下和任一风场N-1脱网后均能满足各风场电压安全运行的要求，保证风场汇集区域能运行在“正常安全”的状态下，即运行在静态电压的安全域中。
采用实时计算光伏发电汇集区域静态电压安全的可行域，并以可行域作为AVC三级电压控制和二级电压控制计算的约束条件，从而保证新能源汇集区域电压运行在“正常且安全”的安全可行域中，这种方法也可以达到上述的N-1后安全的预防控制的目标。
电压可行域的原始模型如下：
其中，j＝1…..Nc，Nc表示发生N-1故障的个数。ΔVji取自N-1电压灵敏度矩阵，表示第j个事故发生后，第i条母线的电压变化量。这里j＝0表示未发生N-1故障，ΔV0i＝0。电压可行域除了保证N-0运行时母线电压符合要求，同时也要保证N-1事故发生后，母线电压不越限。因此可行域上界为所有事故集下，母线电压最大值的最小值，下界与此正好相反。
而原始模型又可转换为如下所示的计算模型：
该模型非常简洁，计算效果较好，电压可行域的使用示意如图3所示：
实际电压运行时，若越过母线电压运行范围的上下限，就会发生脱网事故。而实际运行时，为了保证N-1的安全性，要求当前电压必须运行在优化后的电压可行域范围内。若当前电压运行在可行域内，则N-1后电压一定不会越过其上下限。而当前电压若不运行在可行域内，N-1后，电压就有可能越过其上下限，该母线就会发生脱网事故。
计算电压可行域的全局无功优化
全局无功优化计算给出包括风电汇集区域电网在内的全网的总体电压优化控制目标。在全局无功优化计算中，采用整个北京主网电网模型，并综合考虑以省调可以控制的220kV水火电厂、220kV变电站、风电场、光伏电站等调节手段，其给出的电压控制目标既包括风电/光伏汇集区域电网，也包括了省级电网的其他部分。
全局电压无功优化计算作为电网自动电压控制系统的最高层，担负着为系统提供全网优化方案的决策任务。它以全系统的经济运行为优化目标，综合考虑安全性指标，给出母线电压优化的设定参考值，供控制决策使用。
基于最优潮流的无功电压优化方法集安全性和经济性于一体，实现了安全约束下的经济性调度，被公认为是电力系统调度自动化发展的高级阶段。以交叉逼近法为代表的最优潮流算法在计算速度和收敛性能上达到了实时应用的水平，得到了国际上的广泛认可，该算法可以在2-5个分解潮流计算时间内得到优化计算结果，单次最优潮流计算时间小于0.2秒，这一指标至今在国际上处于领先水平。下面对最优潮流及交叉逼近解法作简要描述。
最优潮流无功优化模型可以写成如下形式：
满足如下约束：
其中h(x)是潮流方程；QGmin、QGmax是无功电源出力上下限。该模型体现的控制策略是寻求满足无功电压约束下的全网网损最小的最优运行方式。
上述无功源包括调控中心调度的各级变电站内的无功设备，也包括属于调控中心管辖的电厂内的发电机或风电场和光伏电站，该模型体现的控制策略是寻求满足无功电压约束下的全网网损最小的最优运行方式。该模型的控制手段包括:
发电机无功/电压，包括属于调控中心调度的水电、火电，以及风电场和光伏电站等新能源电源；
变压器有载调压分接头OLTC；
并联电容器、电抗器；
静止无功补偿器(SVC/SVG)，包括电网变电站中配备的SVC/SVG，以及风电场和光伏电站内配置的SVC/SVG。
在进行全局无功优化分析时，其目标是利用当前电网内的可用无功资源，在满足各种可行安全约束的前提下，尽可能降低网损。在无功资源中，风电场、光伏电站内的可调节无功设备，包括动态无功补偿装置和逆变器同样应当考虑在内，才能实现与电网中其他水电、火电和变电站的协调控制。由于风电场、光伏电站内包含大量的风电机组和逆变器，不可能在调度中心对每个风电机组和逆变器分别建模，因此需要对风电场、光伏电站建立等值模型。风电场或光伏电站中，低压侧所连接的动态无功补偿装置和光伏阵列由光伏电站内AVC子站控制，因此在汇集站低压侧35kV母线上建立等值调相机模型，在进行最优潮流计算时，将这些等值发电机扩展到式(6-15)、(6-16)的相量QG中。其当前运行的无功值以及无功可调节范围和以及无功可调节范围由风电场/光伏电站内AVC子站根据动态无功补偿装置(SVC/SVG)和风机、光伏逆变器阵列的运行状态，实时计算并上送。
全局无功优化分析计算主要的约束条件由式(6-15)的等式约束，以及(6-16)描述的不等式约束组成，包括：
全网潮流方程约束式；
母线电压的上下限：Vimin、Vimax；
无功源的调节范围：QGmin、QGmax；
线路、主变等支路的安全电流范围：Iijmax；
变压器有载调压分头的变比范围：timax、timin；
在此基础上，本系统在TVC中加入电网N-1可行约束：
其物理含义是：最优潮流计算中，引入风电区域各风场的电压安全运行域作为约束条件，从而保证TVC给出的中枢母线电压优化设定值(AVC控制目标)既能满足电网无故障时的安全约束，同时满足电网风电电压可行域。
(4)光伏发电汇集区域敏捷自动电压控制
调度中心AVC系统中，三级电压控制给出考虑光伏发电区域电压安全运行后的全网无功电压优化控制目标，该目标作为光伏汇集区域的中枢母线(PCC点)的控制目标；如何控制区域中各光伏电站无功以实现对PCC点的电压控制目标，该过程通过对光伏发电区域的二级电压控制来完成。
建立光伏发电汇聚区域的二级自动电压控制模型
二级电压控制采用协调二级电压控制(CSVC)的模型，对该方法简要说明如下：
CSVC模型中所涉及到的各个变量的具体物理含义可以从图4中直观看出：
图中，Qg表示控制光伏电站低压侧(35kV)等值无功总注入，包括当前风机和SVC的总无功；Vg表示低压侧(35kV)当前电压，Vp表示区域内220kV中枢母线(风电区域的汇集站的枢纽母线,PCC点)当前电压，VH表示光伏电站高压侧110kV/35kV母线的当前电压。Cg和Cvg为灵敏度矩阵，满足：
ΔVp＝CgΔQg (6-27)
ΔVH＝CvgΔQg (6-28)
系统选取控制风场低压侧总无功出力调整量ΔQg作为优化变量，光伏电站高压侧母线电压VH在控制系统中作为主站与子站的交互变量存在。主站系统计算得到控制策略后，下发给子站系统的命令不是如何调整低压侧无功，而是给出风场高压侧母线电压VH的设定值，而子站系统再根据该设定值去求解风机或SVC的调整量，实现一级的闭环控制。这样做主要是为了使主站和子站之间界面分割清晰，保证即使二者之间的通道出现问题，子站仍能够根据预置曲线独立完成本地控制，从而提高控制的可靠性。
系统采用了二次规划模型来完成风场子站控制策略的计算，二次规划计算采用的优化目标为：
其中，ΔQg作为优化变量，表示控制光伏电站无功出力的调节量；Qg、和分别表示光伏电站当前无功、无功下限和无功上限，光伏电站当前无功上下限为风场子站实时计算并上送的；Vp和表示中枢母线当前电压和设定电压，其设定值来自三级控制的全局无功优化；该最小化目标函数的第一部分的物理意义，就是通过调整光伏电站无功，使得区域中枢母线电压Vp尽量接近目标值
同时，为了实现增大风场无功裕度，并使各风场之出力更加均衡的目的，系统定义无功裕度向量Θg，其第i个分量为
将||Θg||2引入到二次规划目标函数中，可以保证一方面增加各风场的无功裕度，另一方面促使各风场无功出力向更加均衡的方向发展。
式(6-30)中Qg、和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限，通过引入Θg，最小化目标体现了在达到控制目标的同时，尽量保证各风场无功出力的均衡性，即实现光伏电站之间无功的协调控制。
完整的CSVC模型要求在满足安全约束条件的情况下来求解式(6-29)的极小化问题，这些约束包括：
Vp、和分别表示中枢母线当前电压、中枢母线电压下限和中枢母线电压上限；Qg、和分别表示光伏电站当前无功、无功下限和无功上限，光伏电站当前无功上下限为风场子站实时计算并上送的；VH、和分别表示光伏电站高压侧母线的当前电压、电压下限、电压上限和允许的单步最大调整量。
在实际无功电压优化控制系统中，最终控制的执行是由子站系统完成的，而主站系统的控制策略是通过给出VH的设定值来实现的。为了防止控制操作对电网造成过大的波动，在每一步控制中都对控制步长有一定的限制，这正是通过约束(6-31)加以实现的，其物理含义是控制后VH的调整量要小于允许的单步最大调整量
式(6-32)和式(6-33)的约束保证了控制后不会导致Vp和VH产生越限，对于其他一些比较重要的母线电压也可以类似的添加到约束条件中。式(6-34)的约束保证了控制后光伏电站的无功出力在其当前的无功控制能力内，该无功控制能力是通过光伏电站与调度中心的双向互动，由风场AVC子站实时计算并上送的。
利用起作用集算法(active set method)来求解这个二次规划问题，得到优化变量ΔQg后再利用灵敏度矩阵换算成电厂高压侧母线电压设定值的调整量ΔVH，作为控制策略下发。
计及风电汇集区域电压可行域约束
基于给定的母线电压对支路开断的灵敏度，已经计算出最恶劣的N-1条件下的电网N-1可行空间，如式(6-17)所示。其中为考虑N-1安全的电网电压约束。
在CSVC模型中增加母线电压风电电压可行域：
其中母线i为分区内的中枢母线和光伏电站高压侧控制母线。由于引入了风电电压可行域，压缩了原CSVC问题的可行空间，有可能导致问题无解。为此，进行如下预处理：
(1)置初始条件ΔQg＝0检测上式条件是否满足。
(2)若条件满足，则直接将上式纳入二次规划，进行二次规划。
(3)若Vi ＞Vi 0，即母线电压过低，则启动电压越N-1安全下限的校正控制，松弛约束：
并增加校正目标，构造如下控制目标：
其中，Wc为校正权重，其权重满足Wc＞Wp＞Wq；
(4)若即母线电压过高，则启动电压越N-1安全上限的校正控制，松弛约束：
并增加校正目标，构造如下控制目标：
同样有：Wc＞Wp＞Wq。
通过上述两步，降低了由于引入风电电压可行域而使得原问题无解的可能性，使得CSVC更加可靠。
应对风电汇集区域电压波动的敏捷自动控制
在调度中心的自动电压控制系统中，对传统的火电厂、水电厂进行自动电压控制时，均按照预先设定的控制周期进行控制策略的计算和控制指令的下发。目前国内多采用5分钟为控制周期。由于大规模风电接入在电网末端薄弱环节，风功率波动对风电并网区域母线的电压波动影响显著。在有较多风电并网的区域，由于其有功出力的快速波动，在5分钟内可能造成风场高压侧母线以及风电汇集区中枢母线的大幅波动，需要及时修正光伏电站母线和汇集区域的中枢母线电压控制目标。在风场汇集区域采用传统的固定控制周期的自动电压方式，无法适应风电汇集区域电压快速波动的情况，无法满足风电并网区域电压稳定性的控制要求。
本系统采用一种基于光伏电站发电功率波动评估的敏捷自动电压控制方法，该方法通过对风电并网区域各光伏电站有功发电功率的波动进行评估，当有功功率波动量超过给定门槛时，启动一次敏捷自动电压控制，快速调节风电区域各风场的无功电压，从而抑制风功率波动对电网带来的影响；当区域中各风场的有功功率波动较小时，采用基于正常的控制周期进行控制，保持风电区域的电压稳定并兼顾光伏电站的无功出力均衡性。该方法技术方案详细说明如下。
在电网调度中心自动电压控制系统中，所述的一个风电汇集区域建立的二级控制分区的CSVC控制模型可以用集合Zk表示：Zk＝{VP,VH,Pg,Qg}，其中VP表示该分区内各光伏电站汇集的中枢母线电压，VH表示该分区内各光伏电站高压侧控制母线电压，Pg表示个各光伏电站的总有功出力，Qg表示各光伏电站总无功出力。该方法预先设定数据采集周期T1和正常控制周期T2，在每个数据采集时刻T来临时，对每个风电汇集的二级控制分区k，依次执行如下步骤：
1)执行一次数据采集，采集各光伏电站总发电有功功率Pg、无功功率Qg、光伏电站高压侧母线电压VH，风电汇集区域中枢母线电压VP的实时值；
2)对分区Zk中的各风场i，依次执行如下步骤：
2-1)计算其有功变化率：
其中：为当前T时刻，该风场的总有功出力；为上一时刻风场的总有功出力；为该风场的总风电装机容量。
2-2)对得到的Rk,i，判定是否满足Rk,i＞R0，其中R0为设定的光伏电站有功功率波动率门槛参数。如果满足则执行步骤3)，否则返回步骤2-1)继续处理分区中的下一光伏电站；
2-3)分区中的全部光伏电站均检查完成并且任意光伏电站均不满足Rk,i＞R0，执行步骤4)。
3)分区Zk中有光伏电站的有功功率波动率越限，对该分区启动一次敏捷电压控制，步骤如下：
3-1)构造该分区的协调二级电压控制模型如下：
目标函数：
约束条件：
其中Cg为各光伏电站无功调节量ΔQg对区域中枢母线电压Vp的灵敏度矩阵，Cvg为各光伏电站无功调节量ΔQg对风场高压侧控制母线电压VH的灵敏度矩阵。
该模型目标函数的意义是通过最有效的光伏电站无功调节量ΔQg，将风电汇集区域的中枢母线电压Vp调节到控制目标附近，从而保持风电汇集区域电压的稳定。
其约束条件C0表示满足光伏电站高压侧母线电压调节步长的约束；C1表示满足风场高压侧母线电压安全运行限值的约束；C2表示满足风电汇集区域中枢母线电压运行安全限值的约束；C3表示满足各光伏电站总无功出力的约束，其中和为各光伏电站自动电压控制子站实时上送的总无功出力上限值和下限值，其随着光伏电站内风机和其他无功设备运行状态的变化而变化，是一种实时更新的限值约束。
相比传统的协调二级电压控制模型，敏捷控制的模型中未考虑光伏电站无功出力的均衡性指标，仅考虑了利用最有效的手段快速调节电压。
3-2)利用步骤3-1)中模型进行计算，得到各风场的总无功调节量ΔQg后，计算：
可以得到各风场在该轮敏捷自动电压控制中的高压侧母线电压设定值
3-3)将计算得到的区域中各风场高压侧母线设定值下发到各风场自动电压控制子站执行。
4)分区Zk中没有任意光伏电站出现有功功率波动率越限，则检查当前时刻T是否达到正常周期控制时刻T2，如未达到T2，则执行步骤4)；如果达到T2，则启动一次正常周期控制，步骤如下：
4-1)构造该分区的常规协调二级电压控制模型。
4-2)利用步骤4-1)中模型进行计算，得到各风场的总无功调节量ΔQg后，计算：
可以得到各风场在该轮敏捷自动电压控制中的高压侧母线电压设定值
4-3)将计算得到的区域中各风场高压侧母线设定值下发到各风场自动电压控制子站执行。
本发明的关键点如下：
(1)110kV和35kV光伏电站的电压控制建模
由于母线PAS模型没有110kV和35kV光伏电站的电网模型，开发能够从SCADA模型中读取110kV和35kV光伏电站的电网模型，并拼接到PAS模型中，形成包括PAS模型和110kV和35kV光伏电站的电网模型；开发能够根据新的电网模型对光伏电站进行AVC建模功能；开发能够根据新的电网模型实时计算光伏电站对电网的电压无功灵敏度功能；
(2)调度AVC主站与光伏电站AVC子站的双向互动
为了在调度中心实现光伏电站汇聚区域敏捷电压自动控制，需要在光伏侧建设自动电压控制子站系统，由子站系统协调控制光伏电站内包括逆变器、SVC/SVG以及电容/抗器等多种无功设备，并与调度AVC主站实现双向互动，满足调度主站的控制要求。
AVC主站与光伏电站AVC子站之间的双向互动功能，具体包括：为了保证子站能够有效执行主站控制要求，需要研究光伏电站AVC子站与调度中心AVC主站之间的双向信息互动，研究子站计算光伏电站实时无功控制能力以及高压侧母线电压期望值的方法，以及主站利用子站上送信息进行控制计算的方法。开发省调AVC主站与光伏AVC子站之间的双向互动软件功能。
(3)计及光伏电站的全局无功优化功能
在市调AVC主站研究开发计及光伏电站的全局无功优化功能，能够将光伏电站等值机作为调节手段纳入最优潮流计算，给出光伏汇集区域的母线优化目标；具体包括：在调度中心AVC系统全局无功优化模型中建立光伏电站控制模型的方法，包括等值模型的建立方法，无功可调量约束的实时计算方法，光伏电站电压安全运行可行域的电压约束计算方法，在传统的降损优化基础上，研究考虑光伏电站汇聚区域电网的电压安全运行的全局无功电压优化计算方法。开发考虑光伏汇聚区域电网电压安全运行的全局无功电压优化软件功能。
(4)适应光伏发电间歇特性的区域二级电压控制功能
适应光伏发电间歇特性的区域二级电压控制功能，能够实现对光伏电站的自适应敏捷电压控制，以及光伏电站与汇集区变电站的协调控制，具体包括：光伏接入区域中，以光伏电站集中接入的枢纽变电站高压母线作为中枢母线，以各光伏电站高压侧母线作为控制母线，建立该区域的二级电压控制模型，研究在该模型基础上的抑制电压波动的敏捷二级协调电压控制问题研究光伏接入区域多光伏之间的无功电压协调控制方法。开发光伏电站汇聚区域二级敏捷电压自动控制软件功能。
适应大规模光伏发电并网的自动电压控制系统，对光伏电站和接入的电网区域的电压进行自动闭环控制。系统客接入闭环控制的100座光伏电站。
本发明已在北京市调的D5000系统的AVC模块中运行，运行良好。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明的原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (10)
1.一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)110kV和35kV光伏电站的电压控制建模：
将光伏电站内部模型与市调主网模型进行合并，得到统一的含光伏发电的电网模型；
对风电场、光伏电站建立等值模型；
光伏发电无功电压灵敏度计算；
市调AVC中基于合并全部光伏电站后的统一电网模型和电网运行状态，进行在线的全模型潮流计算，该潮流计算包括主网电网范围内的500kV变电站、220kV电厂、220kV变电站，以及通过上述模型合并，连接到220kV变电站主变中压侧110kV母线上的光伏电站模型；
通过全模型的潮流计算，获得当前潮流结果对应的全模型雅各比常数矩阵；同时，为了体现实际电网中电厂发电机对无功扰动的准稳态响应，设置模型中220kV火电厂的发电机机端母线为PV节点，并在潮流方程雅各比矩阵的L子阵中对应发电机极端母线的对角元做加大数处理；对于间歇性电源，设置其等值机母线为PQ节点；通过设置发电机极端的PV和PQ节点，计算得到光伏电站的无功出力对电网其他母线的电压灵敏度；
(2)AVC主站与光伏电站AVC子站的双向互动：光伏电站AVC子站向调度主站传送内容，调度主站向光伏电站AVC子站传送指令；
(3)计算光伏电站的全局无功优化；
(4)光伏发电汇集区域敏捷自动电压控制
调度中心AVC系统中，三级电压控制给出考虑光伏发电区域电压安全运行后的全网无功电压优化控制目标，该目标作为光伏汇集区域的中枢母线的控制目标；通过对光伏发电区域的二级电压控制来控制区域中各光伏电站无功以实现对光伏汇集区域的中枢母线的电压控制目标。
2.根据权利要求1所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，将光伏电站内部模型与市调主网模型进行合并，得到统一的含光伏发电的电网模型的具体过程如下：
1)预先设定市调自动电压控制系统AVC的控制周期为T；
2)当自动电压控制系统AVC的一个控制周期到来时，首先从电网能量管理系统获取完整的电网主网CIM模型，模型内容包括：市调调度电网的500kV和220kV输电线路，以及电厂、变电站内的母线、发电机、变压器和断路器的设备模型，以及所述市调调度电网CIM模型内各设备模型的拓扑连接关系；将得到的电网主网CIM模型存入数据缓冲区中；
3)从光伏电站i获取场站i的CIM模型Ci，内容包括：1条或多条新能源送出交流输电线路、母线、升压变压器、断路器、场内集电线路以及风力发电机或光伏逆变器的设备模型，以及所述模型Ci内各设备模型的拓扑连接关系；将得到的场站i的CIM模型Ci存入数据缓冲区中；
4)对光伏电站站i的CIM模型Ci中的每条新能源送出交流输电线路Lj，执行如下步骤：
4-1)根据预先人工编写的光伏电站并网点信息表，确定交流输电线路Lj的上级变电站Sk中的110kV母线Bk，并在省级电网CIM模型中找到Bk包含的端子Tk，将Tk的属性中描述的结点记为Nk，并记录Nk在CIM模型中的rdf:ID为Ridk；
4-2)检查光伏电站送出交流输电线路Lj的电压等级；如果Lj为110kV电压等级，则执行步骤4-3)；如果Lj为35kV电压等级，则执行步骤4-4)；
4-3)当Lj为110kV电压等级时，则：
4-3-1)确定线路Lj悬空的一端的端子为Tj；查找方法是：检查交流输电线路Lj的2个端子，若其中一个端子的属性为空，则确定该端子为Tj，执行步骤4-3-2)；否则，报警并进入步骤4-5)；
4-3-2)将端子Tj的属性的值设置为Ridk；
4-4)当Lj为35kV电压等级时，则：
4-4-1)确定线路Lj悬空的一端的端子为Tj；查找方法是：检查交流输电线路Lj的2个端子，若其中某一个端子的属性为空，则确定该端子为Tj，执行步骤4-4-2)；否则，报警并进入步骤4-5)；
4-4-2)在存储CIM模型的数据缓冲区中，增加一个变压器模型记为Trfmj，该变压器模型包含2个变压器绕组，一个绕组为110kV记为Twj-110，其包含的端子记为Tmj-110；另一个绕组为35Kv记为Twj-35，其包含的端子记为Tmj-35；
4-4-3)在存储CIM模型的数据缓冲区中，增加一个结点模型记为Nj-35，并设置Nj-35在CIM模型中的rdf:ID为Ridj-35；
4-4-4)将端子Tmj-110的属性的值设置为Ridk；将端子Tmj-35的属性的值设置为Ridj-35；
将端子Tj的属性的值设置为Ridj-35；
4-5)重新返回步骤4-1)，对新能源场站模型Ci中的下一条新能源送出交流输电线路Lj+1进行处理，直至该新能源场站模型中全部新能源送出交流输电线路处理完成；
5)重新返回步骤3)，对下一个新能源场站模型Ci+1.进行处理，直至全部新能源场站模型处理完成；数据缓冲区中每座新能源场站模型通过线路与省级电网模型中的上级变电站母线相连接，完整电网模型拼接完成；
6)将数据缓冲区中的完成拼接的完整电网模型导入到自动电压控制系统中，由自动电压控制系统计算各个新能源场站的电压控制指令并进行下发；
7)当下一个控制周期到来时，重新返回步骤2)，开始下一个周期的计算。
3.根据权利要求1所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，对风电场、光伏电站建立等值模型的具体过程如下：
在风电场或光伏电站中，低压侧所连接的动态无功补偿装置和光伏阵列由光伏电站内AVC子站控制，因此在汇集站低压侧35kV母线上建立等值调相机模型，其当前运行的无功值以及无功可调节范围和以及无功可调节范围由风电场/光伏电站内AVC子站根据动态无功补偿装置(SVC/SVG)和风机、光伏逆变器阵列的运行状态，实时计算并上送。
4.根据权利要求1所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，光伏发电无功电压灵敏度计算的具体过程如下：
牛顿-拉夫逊潮流算法中的修正公式如下：
雅可比矩阵的各个元素则分别为
为求取这些偏导数，将Pi、Qi分别展开如下
计及
j≠i时，由于对特定的j，只有该特定节点的δj，从而特定的δij＝δi-δj是变量，得
相似的，由于对特定的j，只有该特定节点的Uj是变量，得
j＝i时，由于δi是变量，所有δij＝δi-δj都是变量，得
相似的，由于Ui是变量，得
根据式(6-5)-式(6-8)，当Ui、Uj已知时，计算得到式(6-1)中雅各比矩阵的各元素，形成常数雅各比矩阵；
利用当前的潮流计算结果和电网模型，形成常数雅各比矩阵，构造如(6-9)所示的注入潮流的变化量与母线电压变化量的线性方程，如下：
其中为当前潮流解结果下的常数雅各比矩阵；同时，设置模型中220kV火电厂的发电机机端母线为PV节点，并在潮流方程雅各比矩阵的L子阵中对应发电机极端母线的对角元做加大数处理；
设光伏电站低压侧无功设备连接在母线j上，将方程(6-10)的右边向量置为：其中ΔQj＝1；
即除了第j个母线上的注入无功有单位变化量，其变化量为无功注入潮流增长单位1，其他变化量均为0，解方程(6-10)，求出该母线注入单位无功出力后，电网模型各个母线电压的相角变化Δθi和幅值变化ΔUi，其中ΔUi即为光伏电站低压无功对电网内其他母线i的无功电压灵敏度。
5.根据权利要求1所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，步骤(3)计算光伏电站的全局无功优化的具体过程如下：
在调度中心AVC系统全局无功优化模型中建立光伏电站控制模型，包括等值模型的建立，无功可调量约束的实时计算，光伏电站电压安全运行可行域的电压约束计算；
计算光伏发电区域电网的电压安全运行可行域，然后计算电压安全运行可行域的全局无功优化。
6.根据权利要求1所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，步骤(4)的具体过程包括：建立光伏发电汇聚区域的二级自动电压控制模型，然后计算风电汇集区域电压可行域约束，应对风电汇集区域电压波动的敏捷自动控制。
7.根据权利要求6所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，建立光伏发电汇聚区域的二级自动电压控制模型的具体过程如下：二级电压控制采用CSVC模型，CSVC模型中所涉及到的各个变量的具体物理含义为：Qg表示控制光伏电站低压侧等值无功总注入，包括当前风机和SVC的总无功；Vg表示低压侧当前电压，Vp表示区域内220kV中枢母线当前电压，VH表示光伏电站高压侧110kV/35kV母线的当前电压；Cg和Cvg为灵敏度矩阵，满足：
ΔVp＝CgΔQg (6-27)
ΔVH＝CvgΔQg (6-28)
系统选取控制风场低压侧总无功出力调整量ΔQg作为优化变量，光伏电站高压侧母线电压VH在控制系统中作为主站与子站的交互变量存在；主站系统计算得到控制策略后，下发给子站系统的命令是给出风场高压侧母线电压VH的设定值，子站系统再根据该设定值去求解风机或SVC的调整量，实现一级的闭环控制；
系统采用二次规划模型来完成风场子站控制策略的计算，二次规划计算采用的优化目标为：
其中，ΔQg作为优化变量，表示控制光伏电站无功出力的调节量；Qg、和分别表示光伏电站当前无功、无功下限和无功上限，光伏电站当前无功上下限为风场子站实时计算并上送的；Vp和表示中枢母线当前电压和设定电压，其设定值来自三级控制的全局无功优化；
同时，为了实现增大风场无功裕度，并使各风场之出力更加均衡的目的，系统定义无功裕度向量Θg，其第i个分量为
将||Θg||2引入到二次规划目标函数中，保证一方面增加各风场的无功裕度，另一方面促使各风场无功出力向更加均衡的方向发展；
式(6-30)中Qg、和分别表示控制发电机当前无功、无功下限和无功上限，通过引入Θg，最小化目标体现了在达到控制目标的同时，实现光伏电站之间无功的协调控制；
完整的CSVC模型要求在满足安全约束条件的情况下求解式(6-29)的极小化问题，约束包括：
Vp、和分别表示中枢母线当前电压、中枢母线电压下限和中枢母线电压上限；Qg、和分别表示光伏电站当前无功、无功下限和无功上限，光伏电站当前无功上下限为风场子站实时计算并上送的；VH、和分别表示光伏电站高压侧母线的当前电压、电压下限、电压上限和允许的单步最大调整量；
利用起作用集算法求解二次规划，得到优化变量ΔQg后再利用灵敏度矩阵换算成电厂高压侧母线电压设定值的调整量ΔVH，作为控制策略下发。
8.根据权利要求6所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，计算风电汇集区域电压可行域约束的具体过程如下：
基于给定的母线电压对支路开断的灵敏度，计算出最恶劣的N-1条件下的电网N-1可行空间，如式(6-17)所示；其中为考虑N-1安全的电网电压约束；
在CSVC模型中增加母线电压风电电压可行域：
其中母线i为分区内的中枢母线和光伏电站高压侧控制母线；由于引入了风电电压可行域，压缩了原CSVC问题的可行空间，有可能导致问题无解；为此，进行如下预处理：
(1)置初始条件ΔQg＝0检测上式条件是否满足；
(2)若条件满足，则将上式纳入二次规划，进行二次规划；
(3)若即母线电压过低，则启动电压越N-1安全下限的校正控制，松弛约束：
并增加校正目标，构造如下控制目标：
其中，Hq(ΔQg)＝||Θg||2，Wc为校正权重，其权重满足Wc＞Wp＞Wq；
(4)若即母线电压过高，则启动电压越N-1安全上限的校正控制，松弛约束：
并增加校正目标，构造如下控制目标：
同样有：Wc＞Wp＞Wq。
9.根据权利要求6所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，应对风电汇集区域电压波动的敏捷自动控制的具体过程如下：
通过对风电并网区域各光伏电站有功发电功率的波动进行评估，当有功功率波动量超过给定门槛时，启动一次敏捷自动电压控制，快速调节风电区域各风场的无功电压，从而抑制风功率波动对电网带来的影响；当区域中各风场的有功功率波动较小时，采用基于正常的控制周期进行控制，保持风电区域的电压稳定并兼顾光伏电站的无功出力均衡性。
10.根据权利要求9所述的一种光伏发电自动电压控制方法，其特征在于，应对风电汇集区域电压波动的敏捷自动控制的具体过程如下：在电网调度中心自动电压控制系统中，一个风电汇集区域建立的二级控制分区的CSVC控制模型用集合Zk表示：Zk＝{VP,VH,Pg,Qg}，其中VP表示该分区内各光伏电站汇集的中枢母线电压，VH表示该分区内各光伏电站高压侧控制母线电压，Pg表示个各光伏电站的总有功出力，Qg表示各光伏电站总无功出力；预先设定数据采集周期T1和正常控制周期T2，在每个数据采集时刻T来临时，对每个风电汇集的二级控制分区k，依次执行如下步骤：
1)执行一次数据采集，采集各光伏电站总发电有功功率Pg、无功功率Qg、光伏电站高压侧母线电压VH，风电汇集区域中枢母线电压VP的实时值；
2)对分区Zk中的各风场i，依次执行如下步骤：
2-1)计算其有功变化率：
其中：为当前T时刻，该风场的总有功出力；为上一时刻风场的总有功出力；为该风场的总风电装机容量；
2-2)对得到的Rk,i，判定是否满足Rk,i＞R0，其中R0为设定的光伏电站有功功率波动率门槛参数；如果满足则执行步骤3)，否则返回步骤2-1)继续处理分区中的下一光伏电站；
2-3)分区中的全部光伏电站均检查完成并且任意光伏电站均不满足Rk,i＞R0，执行步骤4)；
3)分区Zk中有光伏电站的有功功率波动率越限，对该分区启动一次敏捷电压控制，步骤如下：
3-1)构造该分区的协调二级电压控制模型如下：
目标函数：
约束条件：
其中Cg为各光伏电站无功调节量ΔQg对区域中枢母线电压Vp的灵敏度矩阵，Cvg为各光伏电站无功调节量ΔQg对风场高压侧控制母线电压VH的灵敏度矩阵；
其约束条件C0表示满足光伏电站高压侧母线电压调节步长的约束；C1表示满足风场高压侧母线电压安全运行限值的约束；C2表示满足风电汇集区域中枢母线电压运行安全限值的约束；C3表示满足各光伏电站总无功出力的约束，其中和为各光伏电站自动电压控制子站实时上送的总无功出力上限值和下限值，其随着光伏电站内风机和其他无功设备运行状态的变化而变化，是一种实时更新的限值约束；
3-2)利用步骤3-1)中模型进行计算，得到各风场的总无功调节量ΔQg后，计算：
得到各风场在该轮敏捷自动电压控制中的高压侧母线电压设定值
3-3)将计算得到的区域中各风场高压侧母线设定值下发到各风场自动电压控制子站执行；
4)分区Zk中没有任意光伏电站出现有功功率波动率越限，则检查当前时刻T是否达到正常周期控制时刻T2，如果达到T2，则启动一次正常周期控制，步骤如下：
4-1)构造该分区的协调二级电压控制模型；
4-2)利用步骤4-1)中模型进行计算，得到各风场的总无功调节量ΔQg后，计算：
得到各风场在该轮敏捷自动电压控制中的高压侧母线电压设定值
4-3)将计算得到的区域中各风场高压侧母线设定值下发到各风场自动电压控制子站执行。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811581786.5A CN109361242B (zh) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | 一种光伏发电自动电压控制方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201811581786.5A CN109361242B (zh) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | 一种光伏发电自动电压控制方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN109361242A true CN109361242A (zh) | 2019-02-19 |
| CN109361242B CN109361242B (zh) | 2021-02-26 |
Family
ID=65329287
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201811581786.5A Active CN109361242B (zh) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | 一种光伏发电自动电压控制方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN109361242B (zh) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110233497A (zh) * | 2019-06-14 | 2019-09-13 | 国网安徽省电力有限公司电力科学研究院 | 一种扶贫光伏地区配电网自治-协调优化调控方法及系统 |
| CN110380450A (zh) * | 2019-08-13 | 2019-10-25 | 南方电网科学研究院有限责任公司 | 一种光伏控制方法、装置、设备及计算机可读存储介质 |
| CN112615380A (zh) * | 2020-12-09 | 2021-04-06 | 国家电网公司西北分部 | 一种基于母线电压历史数据分析的逆调压控制方法 |
| CN112966364A (zh) * | 2021-02-03 | 2021-06-15 | 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东电力试验研究院 | 一种用于特征值计算的光伏电站等值模型建模方法及装置 |
| CN113131490A (zh) * | 2019-12-30 | 2021-07-16 | 新疆金风科技股份有限公司 | 新能源场站的无功控制方法、装置和系统 |
| CN113541184A (zh) * | 2021-06-21 | 2021-10-22 | 广东电网有限责任公司电力调度控制中心 | 一种面向海上风电汇集区的电网二级电压控制方法 |
| CN113629788A (zh) * | 2021-08-23 | 2021-11-09 | 国网北京市电力公司 | 一种电力系统自动电压控制方法 |
| US11539217B2 (en) | 2019-10-28 | 2022-12-27 | Enphase Energy, Inc. | Method and apparatus for tertiary control of microgrids with integrated over-current protection |
| CN116093962A (zh) * | 2023-04-11 | 2023-05-09 | 国网山西省电力公司运城供电公司 | 一种基于双指令的新能源电场自动电压控制方法及装置 |
| CN116316643A (zh) * | 2023-02-13 | 2023-06-23 | 国家电网有限公司华东分部 | 变电站电压控制方法及装置、存储介质、计算机设备 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014044007A1 (zh) * | 2012-09-21 | 2014-03-27 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 风电场动态电压自动控制系统 |
| US20150357818A1 (en) * | 2013-04-18 | 2015-12-10 | State Grid Corporation Of China | Optimal control method for reactive voltage of wind power and photovoltaic power centralized grid connection |
| CN105262098A (zh) * | 2015-10-23 | 2016-01-20 | 海南电网有限责任公司 | 基于风电场发电功率波动评估的敏捷自动电压控制方法 |
| CN106099939A (zh) * | 2016-08-08 | 2016-11-09 | 国家电网公司 | 一种变电站无功设备对母线电压影响灵敏度的计算方法 |
| CN106451465A (zh) * | 2016-09-30 | 2017-02-22 | 国家电网公司 | 一种用于avc控制中基于cim的新能源模型拼接方法 |
| CN108899940A (zh) * | 2018-07-09 | 2018-11-27 | 国网上海市电力公司 | 一种avc的二级电厂控制方法 |
-
2018
- 2018-12-24 CN CN201811581786.5A patent/CN109361242B/zh active Active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014044007A1 (zh) * | 2012-09-21 | 2014-03-27 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 风电场动态电压自动控制系统 |
| US20150357818A1 (en) * | 2013-04-18 | 2015-12-10 | State Grid Corporation Of China | Optimal control method for reactive voltage of wind power and photovoltaic power centralized grid connection |
| CN105262098A (zh) * | 2015-10-23 | 2016-01-20 | 海南电网有限责任公司 | 基于风电场发电功率波动评估的敏捷自动电压控制方法 |
| CN106099939A (zh) * | 2016-08-08 | 2016-11-09 | 国家电网公司 | 一种变电站无功设备对母线电压影响灵敏度的计算方法 |
| CN106451465A (zh) * | 2016-09-30 | 2017-02-22 | 国家电网公司 | 一种用于avc控制中基于cim的新能源模型拼接方法 |
| CN108899940A (zh) * | 2018-07-09 | 2018-11-27 | 国网上海市电力公司 | 一种avc的二级电厂控制方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 王彬: "含风电接入的省地双向互动协调无功电压控制", 《电力系统自动化》 * |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110233497A (zh) * | 2019-06-14 | 2019-09-13 | 国网安徽省电力有限公司电力科学研究院 | 一种扶贫光伏地区配电网自治-协调优化调控方法及系统 |
| CN110380450A (zh) * | 2019-08-13 | 2019-10-25 | 南方电网科学研究院有限责任公司 | 一种光伏控制方法、装置、设备及计算机可读存储介质 |
| CN110380450B (zh) * | 2019-08-13 | 2021-03-12 | 南方电网科学研究院有限责任公司 | 一种光伏控制方法、装置、设备及计算机可读存储介质 |
| US11539217B2 (en) | 2019-10-28 | 2022-12-27 | Enphase Energy, Inc. | Method and apparatus for tertiary control of microgrids with integrated over-current protection |
| CN113131490B (zh) * | 2019-12-30 | 2022-09-23 | 北京金风科创风电设备有限公司 | 新能源场站的无功控制方法、装置和系统 |
| CN113131490A (zh) * | 2019-12-30 | 2021-07-16 | 新疆金风科技股份有限公司 | 新能源场站的无功控制方法、装置和系统 |
| CN112615380A (zh) * | 2020-12-09 | 2021-04-06 | 国家电网公司西北分部 | 一种基于母线电压历史数据分析的逆调压控制方法 |
| CN112966364A (zh) * | 2021-02-03 | 2021-06-15 | 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东电力试验研究院 | 一种用于特征值计算的光伏电站等值模型建模方法及装置 |
| CN112966364B (zh) * | 2021-02-03 | 2023-03-28 | 中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东电力试验研究院 | 一种用于特征值计算的光伏电站等值模型建模方法及装置 |
| CN113541184A (zh) * | 2021-06-21 | 2021-10-22 | 广东电网有限责任公司电力调度控制中心 | 一种面向海上风电汇集区的电网二级电压控制方法 |
| CN113541184B (zh) * | 2021-06-21 | 2024-03-08 | 广东电网有限责任公司电力调度控制中心 | 一种面向海上风电汇集区的电网二级电压控制方法 |
| CN113629788A (zh) * | 2021-08-23 | 2021-11-09 | 国网北京市电力公司 | 一种电力系统自动电压控制方法 |
| CN116316643A (zh) * | 2023-02-13 | 2023-06-23 | 国家电网有限公司华东分部 | 变电站电压控制方法及装置、存储介质、计算机设备 |
| CN116316643B (zh) * | 2023-02-13 | 2024-01-26 | 国家电网有限公司华东分部 | 变电站电压控制方法及装置、存储介质、计算机设备 |
| CN116093962A (zh) * | 2023-04-11 | 2023-05-09 | 国网山西省电力公司运城供电公司 | 一种基于双指令的新能源电场自动电压控制方法及装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN109361242B (zh) | 2021-02-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109361242A (zh) | 一种光伏发电自动电压控制方法 | |
| Pandey et al. | A literature survey on load–frequency control for conventional and distribution generation power systems | |
| Guo et al. | Hierarchical automatic voltage control for integration of large-scale wind power: Design and implementation | |
| CN102299527B (zh) | 一种风电场无功功率控制方法和系统 | |
| CN107069814B (zh) | 配网分布式电源容量布点的模糊机会约束规划方法与系统 | |
| CN102611118A (zh) | 一种引入预测信息的风电场综合无功电压控制方法 | |
| CN106026113A (zh) | 一种具有无功自动补偿的微电网系统的监控方法 | |
| CN102856919B (zh) | 一种混合经济压差和灵敏度分析的无功优化在线控制方法 | |
| Tao et al. | Voltage control of distribution network with distributed generation based on voltage sensitivity matrix | |
| CN108711868A (zh) | 一种计及孤岛运行电压安全的配电网无功优化规划方法 | |
| CN115441463A (zh) | 考虑无通讯连接的分布式光伏发电系统电压控制方法 | |
| US20220385072A1 (en) | Online voltage control method for coordinating multi-type reactive power resources | |
| CN102904265B (zh) | 一种基于区间潮流的变电站电压无功控制方法和系统 | |
| CN114928064A (zh) | 配电网光储系统多阶段协调电压优化方法及装置 | |
| CN105958530A (zh) | 一种具有无功自动补偿的微电网系统 | |
| Suyono et al. | Optimization of the reactive power injection to control voltage profile by using artificial bee colony algorithm | |
| Reno et al. | Multi-Objective Advanced Inverter Controls to Dispatch the Real and Reactive Power of Many Distributed PV Systems. | |
| Li et al. | A decentralized optimization method based two-layer Volt-Var control strategy for the integrated system of centralized PV plant and external power grid | |
| CN105262112B (zh) | 风电场集群式静止型无功补偿装置控制方法 | |
| Krishnan et al. | An efficient DLN2-CRSO approach based dynamic stability enhancement in micro-grid system | |
| CN116667361A (zh) | 一种基于模型预测控制的含新能源的多阶段电压自动控制优化方法 | |
| Wang et al. | Multi-objective optimal dispatch of wind-integrated power system based on distributed energy storage | |
| CN109980656B (zh) | 两层协同架构下的配电网分布式无功优化与电压调控方法 | |
| Kim et al. | Economic analysis on multi-terminal VSC HVDC systems with wind farms based on hierarchical optimal power flow with stability constraint | |
| Wang et al. | Reactive Power Optimization of AC-DC Hybrid Distribution Network Considering Wind Power Uncertainty |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |