JP7337347B2 - Grid voltage control method and system based on load transformer and power storage regulation - Google Patents
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Description
本発明は大規模な水力発電を含む配電網電圧制御方法及びシステムに関し、特に負荷トランスと電力貯蔵調整を組み合わせる配電網電圧制御方法及びシステムに関する。 TECHNICAL FIELD The present invention relates to a distribution grid voltage control method and system including large-scale hydroelectric power generation, and more particularly to a distribution grid voltage control method and system combining load transformer and power storage regulation.
水力発電は再生可能エネルギーとして、発電コストが小さく、発電開始が速く、省エネ・排出削減で、柔軟に操作できるだけでなく、洪水氾濫を制御し、灌漑用水を提供し、河道を改善することもできる。我が国は既に徐々に多くの、流域を跨いで領域を跨ぐ大規模な水力発電所群を構築した。 Hydropower, as a renewable energy source, has low power generation cost, quick power generation start-up, energy saving and emission reduction, flexible operation, but also can control flood inundation, provide irrigation water, and improve river course. . China has gradually built up a large number of large-scale hydropower stations across river basins and regions.
しかしながら、水力発電所の有効出力は河川の流量によって決定され、極めて高い不確定性を有する。豊水期に、水力発電群の多くは全負荷で動作し、網棚が比較的脆弱であるため、過電圧現象が生じる場合が多く、渇水期に、水力発電所の出力が小さすぎるため、不足電圧現象が生じやすい。水力発電機の電力がかなり大きく、まず水力タービンにより水量調整を行い、次に直流励磁システムにより電界の強度を変更する必要がある。モータが高速で動作するとき、フルブリッジインバータの電力管が故障すると、インバータのダイオードは徐々に三相制御不能整流になり、これにより、水力タービンユニットは制御不能性を有し、対応の電圧制御措置を取らないと、装置の損耗が加速し、装置の故障リスクが高くなり、ひいてはシステムが崩壊・解列する深刻な結果をもたらしてしまう。 However, the effective output of a hydropower plant is determined by the flow rate of rivers and has a very high uncertainty. During the wet season, many of the hydropower clusters work at full load, and the net shelf is relatively fragile, so overvoltage phenomenon often occurs; is likely to occur. The power of the hydro generator is quite large, and it is necessary to first adjust the water flow by the hydro turbine and then change the strength of the electric field by the DC excitation system. When the motor runs at high speed, when the power tube of the full-bridge inverter fails, the diode of the inverter gradually becomes three-phase uncontrollable rectification, which makes the water turbine unit have uncontrollability, and the corresponding voltage control If no measures are taken, the wear and tear of the equipment will accelerate, the risk of equipment failure will increase, and eventually the system will collapse and disconnect.
本発明は電圧が安全範囲を超える問題を効果的に解決する配電網電圧制御方法を提供する。本発明の別の目的は該方法に基づく配電網電圧制御システムを提供することにある。 The present invention provides a grid voltage control method that effectively solves the problem of voltage exceeding the safe range. Another object of the present invention is to provide a grid voltage control system based on said method.
本発明に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法は、
配電網のトポロジーパラメータに基づいて潮流計算を行って、配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度を取得するステップ（１）と、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて各支線をソートし、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、支線負荷のフレキシブルトランスにより主母線電圧を安全範囲内まで調整するステップ（２）と、を含む。
The grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to the present invention comprises:
(1) performing power flow calculations based on the topology parameters of the distribution network to obtain the effective and reactive sensitivities of each node voltage of the distribution network to the node output;
Sorting each branch according to the valid and invalid sensitivity of said node voltage to the node output, constructing a load transformer model for each branch based on hybrid Petri network, flexible transformer of the branch load to keep the main bus voltage within a safe range. and (2) adjusting to .
更に、前記配電網電圧制御方法は、
ステップ（２）により依然として配電網母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいてシステム予測制御モデルを構築し、各分散型電力貯蔵を調整して母線電圧の最適制御を実現するステップ（３）を更に含む。
Furthermore, the distribution grid voltage control method includes:
If the step (2) still fails to solve the problem of the grid bus voltage exceeding the safe range, build a system predictive control model based on the active and reactive sensitivity of the node voltage to the node output, and select each distributed energy storage It further includes step (3) of adjusting to achieve optimum control of the bus voltage.
更に、前記配電網電圧制御方法は、
ステップ（３）により依然として配電網母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて各支線の捨て水量を算出し、前記捨て水量に基づいて各水力発電ユニットに対して順次式水捨てを行うステップ（４）を更に含む。
Furthermore, the distribution grid voltage control method includes:
If the step (3) still fails to solve the problem of the grid bus voltage exceeding the safe range, calculating the waste water volume of each branch according to the valid and invalid sensitivity of the node voltage to the node output, and based on the waste water volume (4) performing a sequential water dump for each hydroelectric unit.
更に、前記ステップ（１）は、
１番目の参照ノードが知られている以外に、他のノードがいずれもＰＱノードとして見なされ、配電網の各ノードの注入電流及び電圧の方程式を構築し、
各ノード電圧の出力に対する有効の感度を計算し、
Besides the first reference node being known, any other node is considered as a PQ node, constructing the equations for the injected current and voltage for each node of the distribution network,
Calculate the effective sensitivity to the output of each node voltage,
更に、前記ステップ（２）は、
前記配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて、それぞれＭ本の支線の感度の総和を計算し、
ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、各支線の母線接続状態をプレースとして構築し、各支線の負荷トランス条件を変遷として構築すること（２２）と、
Ｍ本の支線の接続状態を初期化し、即ち初期状態がいずれも主母線に接続されることであり、主母線には電圧が安全範囲を超える問題が生じるか否かをモニタリングし、電圧が安全範囲を超える問題が生じる場合、１本目の支線の負荷が予備母線にトランスすると予備母線が過電圧になるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、直接にステップ（３）に入り、ＮＯであれば、１本目の支線の変遷をトリガーして、１本目の支線の負荷トランスを行うこと（２３）と、
１本目の支線の負荷がトランスした後、主母線の電圧が安全範囲内にあるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、予備母線の電圧状況をモニタリングし続け、ＮＯであれば、２本目の支線の変遷をトリガーして、２本目の支線の負荷トランスを実行すること（２４）と、
このことから類推し、Ｍ本の支線負荷の順次トランスにより主母線の電圧を安全範囲内に調整するまで行うことと、を含む。
Furthermore, the step (2) is
calculating the sum of the sensitivities of each of the M branch lines based on the active and inactive sensitivities of each node voltage of the distribution network to the node output;
constructing a load transformer model of each branch based on the hybrid Petri network, constructing a bus connection state of each branch as a place, and constructing a load transformer condition of each branch as a transition (22);
Initialize the connection state of M branch lines, that is, the initial state is that they are all connected to the main bus, and monitor whether the main bus has a problem that the voltage exceeds the safe range, and the voltage is safe. If there is a problem of exceeding the range, it is judged whether the load of the first branch line is transferred to the backup bus line and the backup bus line will be overvoltage, if YES, directly enter step (3), if NO For example, triggering a transition of the first branch line to load transformer the first branch line (23);
After the load of the first branch line is transformed, judge whether the voltage of the main bus line is within the safe range. If YES, continue monitoring the voltage situation of the spare bus line. triggering a transition of the second branch to perform the load transformer of the second branch (24);
By analogy with this, sequential transformers of M branch line loads are performed until the voltage of the main bus line is adjusted within a safe range.
更に、前記ステップ（３）は、
配電網システム制御量を定義し、
Define the grid system control variables,
更に、前記制御量の上下限制約は具体的に、
更に、前記制御量のランプ制約は具体的に、
更に、前記ステップ（４）は、
前記配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて感度行列を取得し、各支線の捨て水量を計算して水力発電遮断を実行し、各支線の捨て水量を計算し、
１本目の支線が水力発電遮断を実行した後、主母線電圧が安全範囲内にあるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、ステップ（４３）に入り、ＮＯであれば、２本目の支線の捨て水量を順次計算して水力発電遮断を実行し、このことから類推し、Ｍ本の支線の順次式水捨て計画により主母線の電圧を安全範囲内に調整するまで行うこと（４２）と、
水力発電遮断を実行した後に主母線電圧が安全範囲内にある場合、直ちに計画水力発電起動段階に入って、水捨て部分の水力発電を改めて併合すること（４３）と、を含む。
Furthermore, the step (4) is
obtaining a sensitivity matrix based on the effective and ineffective sensitivity of each node voltage of the distribution network to the node output, calculating the waste water volume of each branch line to perform hydropower interruption, calculating the waste water volume of each branch line;
After the first branch performs the hydropower interruption, it is judged whether the main bus voltage is within the safe range, if YES, enter step (43), if NO, the second branch; By analogy with this, the sequential water disposal plan for M branch lines is carried out until the voltage of the main bus is adjusted to within the safe range (42). ,
If the main bus voltage is within the safe range after performing the hydropower cutoff, immediately enter the planned hydropower start-up phase and re-merge the hydropower of the dumping part (43).
本発明に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御システムは、
配電網のトポロジーパラメータに基づいて潮流計算を行って、配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度を取得することに用いられる計算モジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて各支線をソートし、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、１本目の支線の負荷が予備母線にトランスすると予備母線が過電圧になるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、電力貯蔵調整モジュールを呼び出すように要求し、ＮＯであれば、支線負荷のフレキシブルトランスにより主母線電圧を安全範囲内まで調整することに用いられる負荷トランスモジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいてシステム予測制御モデルを構築し、各分散型電力貯蔵を調整して母線電圧の最適制御を実現し、依然として主母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、水捨て制御モジュールを呼び出すように要求することに用いられる電力貯蔵調整モジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて各支線の捨て水量を算出し、前記捨て水量に基づいて各水力発電ユニットに対して順次式水捨てを行うことに用いられる水捨て制御モジュールと、を備える。
A grid voltage control system based on load transformer and power storage regulation according to the present invention comprises:
a calculation module used to perform power flow calculations based on the topology parameters of the distribution network to obtain the active and reactive sensitivities of each node voltage of the distribution network to the node output;
Sort each branch based on the valid and invalid sensitivity of the node voltage to the node output, build a load transformer model for each branch based on a hybrid Petri network, and spare when the first branch load is transferred to the spare bus. Judging whether the bus is overvoltage, if yes, request to call the power storage regulation module, if no, adjust the main bus voltage to within the safe range by the flexible transformer of the branch load. a load transformer module for use in
Build a system predictive control model based on the active and reactive sensitivity of the node voltage to the node output, adjust each distributed energy storage to achieve optimal control of the bus voltage, and still the main bus voltage exceeds the safe range a power storage adjustment module used to request to call the water disposal control module if the problem cannot be solved;
Water dumping control used to calculate a dumping water volume of each branch line based on the valid and invalid sensitivities of the node voltage to the node output, and perform sequential water dumping for each hydroelectric unit based on the dumping water volume. a module;
本発明は水力発電所の出力の不確定性による配電網母線電圧が安全範囲を超える問題に対して、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づく負荷トランスポリシー及び分散型電力貯蔵に基づく電圧調整方法を提供し、母線電圧調整の二段階最適化制御を実現し、水力発電の最大限収集投棄を確保するとともに、電力貯蔵の充放電回数及び構成容量も減少させ、電力供給の信頼性及び経済性を大幅に向上させる。電力貯蔵が最大調整能力に達しても母線が過電圧になる問題を解決できない場合、システム電圧の安全を確保する上で、捨て水量を最小化するとともに、重要な負荷の電力供給の信頼性及び水力発電のタイムリーな収集投棄を確保する。 The present invention provides a load transpolicy based on hybrid Petri network and a voltage regulation method based on distributed power storage for the problem that the distribution network bus voltage exceeds the safe range due to the output uncertainty of hydropower plants, Realize two-stage optimization control of voltage regulation, ensure the maximum collection and disposal of hydroelectric power, reduce the charging and discharging times and capacity of power storage, and greatly improve the reliability and economic efficiency of power supply. . If the power storage reaches maximum regulation capacity and the problem of bus overvoltage cannot be resolved, the reliability of the power supply of critical loads and hydraulic Ensure timely collection and disposal of power generation.
以下、図面を参照しながら実施例によって本発明の技術案を更に説明する。 Hereinafter, the technical solution of the present invention will be further described through embodiments with reference to the drawings.
本発明に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法は、図１に示すように、具体的に、
配電網のトポロジーパラメータに基づいて潮流計算を行って、各ノードの電圧／有効電力及び電圧／無効電力の感度を取得するステップ１と、
ステップ１における感度に基づいて計算して各支線をソートし、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて配電網負荷トランスの適応型オンライン組み合わせモデルを構築し、支線負荷のフレキシブルトランスにより主母線電圧を調整するステップ２と、
ステップ２により依然として配電網母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、ステップ１における感度に基づいて計算し、モデル予測制御に基づく分散型電力貯蔵電圧調整方法を提案し、各分散型電力貯蔵を協調することで母線電圧の最適制御を実現するステップ３と、
ステップ２及びステップ３によりいずれも配電網母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、ステップ１における感度に基づいて各支線の捨て水量を算出し、各水力発電ユニットに対して順次式水捨てを行うステップ４と、を含む。
The grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to the present invention is shown in FIG.
Step 1 of performing power flow calculations based on the topology parameters of the distribution network to obtain the voltage/active power and voltage/reactive power sensitivity of each node;
Calculate based on the sensitivity in step 1 to sort each branch, build an adaptive online combination model of the grid load transformer based on the hybrid Petri network, and adjust the main bus voltage by the flexible transformer of the branch load Step 2 and,
If step 2 still fails to solve the problem of the distribution grid bus voltage exceeding the safe range, the calculation is based on the sensitivity in step 1, and a distributed power storage voltage adjustment method based on model predictive control is proposed, and each distributed power storage Step 3 for achieving optimal control of the bus voltage by coordinating
If neither step 2 nor step 3 can solve the problem of the grid bus voltage exceeding the safe range, calculate the amount of waste water for each branch line according to the sensitivity in step 1, and sequential water discharge for each hydropower unit. and Step 4 of performing.
更に、ステップ１において、まず各電圧ノード間の線路パラメータに基づいて配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度を決定し、それは具体的に、
ノードがＮ個あり、１番目の参照ノードが知られている以外に、他のノードがいずれもＰＱノードとして見なされると仮定し、配電網のネットワークトポロジー及び伝送線路パラメータに基づいてノードインピーダンス行列を決定し、更に各ノードの注入電流及び電圧の方程式を与え、
ｋ番目のノード以外に、他のノードの注入電流がいずれもゼロであると仮定し、式（１）により各ノード電圧の出力に対する有効及び無効の感度を取得することができ、
Assuming that there are N nodes and that, apart from the first reference node, all other nodes are considered PQ nodes, based on the network topology and transmission line parameters of the distribution network, the node impedance matrix is determine and also give equations for the injected current and voltage at each node,
Besides the k-th node, assuming that the injection currents of the other nodes are all zero, we can obtain the valid and invalid sensitivities to the output of each node voltage by equation (1),
更に、ステップ２において、ステップ１における電圧／有効及び電圧／無効の感度行列に基づいて各支線をソートし、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線のトランスポリシーモデルを構築し、負荷トランスポリシーを決定し、それは具体的に、
ステップ１における電圧／有効及び電圧／無効の感度に基づいてそれぞれＭ本の支線の感度の総和を計算し、
ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、各支線の母線接続状態をプレースとして構築し、各支線の負荷トランス条件を変遷として構築するステップ２－２と、
Ｍ本の支線の接続状態を初期化し、即ち初期状態がいずれも主母線に接続されることであり、主母線には電圧が安全範囲を超える問題が生じるか否かをモニタリングし、電圧が安全範囲を超える問題が生じる場合、１本目の支線の負荷が予備母線にトランスすると予備母線が過電圧になるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、直接にステップ３に入り、ＮＯであれば、１本目の支線の変遷をトリガーして、１本目の支線の負荷トランスを行うステップ２－３と、
１本目の支線の負荷がトランスした後、主母線の電圧が安全範囲内にあるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、予備母線の電圧状況をモニタリングし続け、ＮＯであれば、２本目の支線の変遷をトリガーして、２本目の支線の負荷トランスを実行するステップ２－４と、
このことから類推し、Ｍ本の支線負荷の順次トランスにより主母線の電圧を安全範囲内に調整するまで行うステップ２－５と、を含むことを特徴とする。
Further, in step 2, sort each branch based on the voltage/active and voltage/disabled sensitivity matrices in step 1, build a transpolicy model for each branch based on the hybrid Petri network, and determine the load transpolicy. , which is specifically
calculating the sum of the sensitivities of the M branch lines based on the voltage/active and voltage/negative sensitivities in step 1, respectively;
step 2-2 of constructing a load transformer model of each branch line based on the hybrid Petri network, constructing a bus line connection state of each branch line as a place, and constructing a load transformer condition of each branch line as a transition;
Initialize the connection state of M branch lines, that is, the initial state is that they are all connected to the main bus, and monitor whether the main bus has a problem that the voltage exceeds the safe range, and the voltage is safe. If there is a problem of exceeding the range, it is judged whether the load of the first branch line is transferred to the spare bus line and the spare bus line becomes overvoltage. If YES, go directly to step 3. If NO, Step 2-3 of triggering the transition of the first branch line and performing load transformer of the first branch line;
After the load of the first branch line is transformed, judge whether the voltage of the main bus line is within the safe range. If YES, continue monitoring the voltage situation of the spare bus line. step 2-4 of triggering the transition of the second branch line to execute the load transformer of the second branch line;
By analogy with this, the step 2-5 is performed until the voltage of the main bus is adjusted within the safe range by the sequential transformers of the M branch line loads.
更に、ステップ３において、モデル予測制御方法を用いて母線電圧の制御を実現し、前記モデル予測制御はモデル予測、スクロール最適化及びフィードバック校正の３つの態様を含み、スクロールにより将来のある時間帯内の制御量を最適化し、トラッキングシステムの参照値を絶えずフィードバックすることにより、システムモデルの最適制御を実現し、それは具体的に、
システムの制御変数を決定し、各支線に分散型電力貯蔵を取り付けることでシステム電力の調整を実現することにより、システム母線電圧に対して安全制御を行い、システムの制御変数は、
システムの制御目標関数を決定し、システムの制御目標は電圧が通常動作範囲にあるように確保するとともに、コストを最小に制御することを実現し、
Determining the control variables of the system, and realizing the regulation of the system power by installing distributed energy storage in each branch line, so that the system bus voltage can be safely controlled, and the control variables of the system are:
Determine the control objective function of the system, ensure that the system control objective is to ensure that the voltage is within the normal operating range, and achieve the minimum control cost,
式（１１）は制御量の上下限制約を示し、具体的に、
式（１２）は制御量のランプ制約を示し、具体的に、
式（１３）はシステム母線電圧制約を示す。式（１３）において、制御変数が有効電力である場合、
制御変数が無効電力である場合、
式（１５）は分散型電力貯蔵のＳＯＣ制約を示し、具体的に、
ステップ２及びステップ３により依然として主母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、ステップ４により各支線の順次式水捨てを行い、主母線電圧が通常動作範囲内にあるように確保する。水捨て計画を実行した後、主母線電圧が正常範囲に回復する場合、計画水力発電起動段階に入り、水力発電の最大限収集投棄を確保し、それは具体的に、
ステップ１における感度行列に基づいて各支線の捨て水量を計算して水力発電遮断を実行し、各支線の捨て水量が式（２２）に基づいて計算し、
１本目の支線が水力発電遮断を実行した後、主母線電圧が安全範囲内にあるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、ステップ４－４に入り、ＮＯであれば、２本目の支線の捨て水量を順次計算して水力発電遮断を実行するステップ４－２と、
このことから類推し、Ｍ本の支線の順次式水捨て計画により主母線の電圧を安全範囲内に調整するまで行うステップ４－３と、
水力発電遮断を実行した後に主母線電圧が安全範囲内にある場合、直ちに計画水力発電起動段階に入って、水捨て部分の水力発電を改めて併合し、水力発電の最大限収集投棄を確保するステップ４－４と、を含むことを特徴とする。
If steps 2 and 3 still fail to solve the problem of the main bus voltage exceeding the safe range, step 4 performs sequential draining of each branch line to ensure that the main bus voltage is within the normal operating range. After implementing the water dumping plan, when the main bus voltage recovers to the normal range, enter the planned hydropower start-up stage to ensure the maximum collection and dumping of hydropower, which is specifically:
Calculate the discarded water volume of each branch line according to the sensitivity matrix in step 1 to perform hydropower interruption, and calculate the discarded water volume of each branch line according to formula (22);
After the first branch performs hydroelectric power interruption, it is judged whether the main bus voltage is within the safe range, if YES, enter step 4-4, if NO, the second branch; Step 4-2 for sequentially calculating the amount of discarded water and executing the shutdown of hydroelectric power generation;
By analogy with this, step 4-3 is performed until the voltage of the main bus is adjusted within a safe range according to the sequential water disposal plan for M branch lines;
If the main bus voltage is within the safe range after the hydropower cutoff, immediately enter the planned hydropower start-up stage, re-merge the hydropower in the dumping part, and ensure the maximum collection and disposal of hydropower. 4-4, and
図２は本発明の実施例に係る中国南方電網有限責任公司のある配電網工事のアーキテクチャ図である。前記中国南方電網有限責任公司のある配電網工事において、水力発電負荷が１０ｋＶ母線Ｉ、Ｉ支線、ＩＩ支線、ＩＩＩ支線に集中している。母線Ｉ及び母線ＩＩを分散型電力貯蔵の構成ノードとして選択し、即ち８０１、８０２にそれぞれ２組の電力貯蔵を配置する。前記配置された電力貯蔵の総容量は２ＭＷｈであり、２つの母線の電力貯蔵容量が均等に割り当てられ、即ち母線Ｉ及び母線ＩＩに設定された電力貯蔵容量はいずれも１ＭＷｈである。 FIG. 2 is an architecture diagram of a power distribution network project of China Southern Grid Co., Ltd. according to an embodiment of the present invention. In a power distribution network construction project of the China Southern Power Grid Co., Ltd., the hydropower load is concentrated on the 10 kV bus I, I branch, II branch, and III branch. Select bus I and bus II as the constituent nodes of the distributed energy storage, ie place two sets of energy storage at 801 and 802 respectively. The total capacity of the deployed power storage is 2 MWh, and the power storage capacity of the two buses is evenly allocated, ie the power storage capacity set for bus I and bus II are both 1 MWh.
ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づく負荷トランスポリシーは図３、表１及び表２に示され、母線Ｉの電圧が１．０ｐ．ｕ．～１．０７ｐ．ｕ．であるように確保する。負荷又は水力発電が母線ＩＩにトランスして、母線ＩＩが過電圧になる場合、分散型電力貯蔵を開始して電圧調整を行い、ステップ３に入る。 A hybrid Petri network based load transformer policy is shown in FIG. u. ~1.07p. u. ensure that If the load or hydropower is transposed to bus II causing bus II to overvoltage, initiate distributed energy storage to regulate voltage and enter step 3.
図５に示すように、ステップ２及びステップ３を実施することにより依然として母線Ｉが過電圧になる問題を解決できない場合、ステップ４における順次式水捨てを実行する。水捨て計画を実行した後、母線Ｉの電圧が正常範囲に回復する場合、計画水力発電起動段階に入り、水力発電の最大限収集投棄を確保する。 As shown in FIG. 5, if performing steps 2 and 3 still cannot solve the problem of overvoltage on bus I, perform sequential water dumping in step 4; After implementing the water dumping plan, when the voltage of the bus I recovers to the normal range, the planned hydropower start-up phase is entered to ensure the maximum collection and dumping of the hydropower.
図６は２０１９年の該工事における配電網の各支線及び所外負荷の月平均発電・電力消費の電力曲線である。図５から分かるように、２０１９年に豊水期が８月であり、渇水期が１月である。 Figure 6 shows the power curve of monthly average power generation and power consumption of each branch line of the distribution network and off-site load in the construction in 2019. As can be seen from FIG. 5, in 2019, the wet season is August and the dry season is January.
本実施例は４つの異なる動作シーンに対して対応のシミュレーション環境を設計し、本発明に係る負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法の有効性が検証された。 This embodiment designs corresponding simulation environments for four different operating scenes, and verifies the effectiveness of the grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to the present invention.
前記シミュレーションシーンは２０１９年の豊水期、渇水期及び正常期（発電・電力消費の平均値を取る）を含み、対応シーンにおける境界条件を分析して方法全体の調整効果が検証され、これを基に、連続時間帯内の複雑な動作状況に対して１つのシミュレーションシーンを設計し、方法全体の調整効果を分析して検証した。 The simulation scene includes the wet season, dry season and normal season in 2019 (taking the average value of power generation and power consumption), and the boundary conditions in the corresponding scenes are analyzed to verify the adjustment effect of the whole method. Secondly, a simulation scene is designed for complex motion situations in a continuous time period, and the adjustment effect of the whole method is analyzed and verified.
前記シーン１は通常状況における境界条件を分析し、２０１９年の水力発電量及び負荷の消費電力平均値を例として、過電圧になるか否か及び方法全体の調整効果をテストした。 Said scene 1 analyzes the boundary conditions in the normal situation, takes the average value of hydropower generation and load power consumption in 2019 as an example to test whether it will be overvoltage and the adjustment effect of the whole method.
図６における計算から分かるように、２０１９年のＩ支線、ＩＩ支線、ＩＩＩ支線の平均発電電力はそれぞれ０．６４７６ＭＷ、０．５５０７ＭＷ、０．３５２７ＭＷであり、平均消費電力はそれぞれ０．０１０１ＭＷ、０．４２８２ＭＷ、０．２１２２ＭＷであり、所外負荷の平均消費電力は０．１６７５ＭＷである。２０１９年の各支線及び所外負荷の発電・電力消費の電力平均値を通常状況におけるシミュレーション実例のデータサポートとし、本方法のシミュレーション結果は図７に示される。 As can be seen from the calculation in FIG. 6, the average power generation of the I branch, II branch, and III branch in 2019 was 0.6476 MW, 0.5507 MW, and 0.3527 MW, respectively, and the average power consumption was 0.0101 MW, and 0.3527 MW, respectively. 4282 MW, 0.2122 MW, and the average power consumption of off-site loads is 0.1675 MW. Taking the average power generation and power consumption of each branch line and off-site load in 2019 as the data support for the simulation example under normal conditions, the simulation results of this method are shown in FIG.
図７から分かるように、通常状況における母線Ｉに過電圧現象が存在し、電圧値は１．０９ｐ．ｕ．である。このとき、計算によりステップ２を実行し、Ｉ支線を母線ＩＩにトランスする。図８は各支線の負荷トランス状態である（Ｐ１は負荷が母線Ｉに接続されることであり、Ｐ２は負荷が母線ＩＩにトランスすることであり、Ｐ３は母線Ｉ、ＩＩがいずれも過電圧になることであり、分散型電力貯蔵を開始して調圧する）。負荷がトランスした後、母線Ｉ、ＩＩの電圧はそれぞれ１．０１２８ｐ．ｕ．及び１ｐ．ｕ．であり、いずれもシステムが動作する電圧の安全範囲を満足し、方法全体の電圧調整が有効である。 As can be seen from FIG. 7, there is an overvoltage phenomenon on the bus I under normal conditions, and the voltage value is 1.09 p.s. u. is. At this time, the calculation executes step 2 to transform the I branch to the bus II. FIG. 8 shows the load transformer status of each branch line (P1 is load connected to bus I, P2 is load transformer to bus II, and P3 is both buses I and II overvoltage). and start distributed energy storage to regulate voltage). After the load is transformed, the voltages on buses I and II are 1.0128 p.s. u. and 1p. u. , all of which satisfy the safety range of the system operating voltage, and the voltage regulation of the whole method is effective.
前記シーン２は豊水状況における境界条件を分析し、２０１９年の水力発電量が最も高く、負荷の消費電力が最も低い場合を例として、過電圧現象が最も深刻であり、方法全体の調整効果をテストした。 Scene 2 analyzes the boundary conditions in the rich water situation, taking the case of 2019 with the highest hydroelectric power generation and the lowest load power consumption as an example, and the overvoltage phenomenon is the most serious, testing the adjustment effect of the whole method. did.
図６における計算から分かるように、２０１９年の豊水期（８月）Ｉの平均発電電力はそれぞれ１．０６４８ＭＷ、１．１３８６ＭＷ、０．５６５８ＭＷであり、平均消費電力はそれぞれ０．００９９ＭＷ、０．４３３８ＭＷ、０．２４１７ＭＷであり、所外負荷の平均消費電力は０．１７５１ＭＷである。２０１９年の豊水期（８月）の各支線及び所外負荷の発電・電力消費の電力平均値を豊水状況におけるシミュレーション実例のデータサポートとし、本方法のシミュレーション結果は図９に示される。 As can be seen from the calculation in FIG. 6, the average power generation during the wet season (August) I in 2019 is 1.0648 MW, 1.1386 MW and 0.5658 MW, respectively, and the average power consumption is 0.0099 MW and 0.5658 MW respectively. 4338 MW, 0.2417 MW, and the average power consumption of off-site loads is 0.1751 MW. The average value of the power generation and power consumption of each branch line and off-site load during the wet season (August) in 2019 is used as the data support for the simulation example in the wet condition, and the simulation results of this method are shown in FIG.
図９から分かるように、豊水状況において母線Ｉに過電圧現象が存在し、電圧値は１．２ｐ．ｕ．である。このとき、計算によりステップ２を実行し、Ｉ支線及びＩＩＩ支線を母線ＩＩにトランスする。図１０は各支線の負荷トランス状態である（Ｐ１は負荷が母線Ｉに接続されることであり、Ｐ２は負荷が母線ＩＩにトランスすることであり、Ｐ３は母線Ｉ、ＩＩがいずれも過電圧になることであり、分散型電力貯蔵を開始して調圧する）。負荷がトランスした後、母線Ｉ、ＩＩの電圧はそれぞれ１．０６５９ｐ．ｕ．及び１ｐ．ｕ．であり、いずれもシステムが動作する電圧安全範囲を満足し、方法全体の電圧調整が有効である。 As can be seen from FIG. 9, there is an overvoltage phenomenon on the bus line I in the rich water condition, and the voltage value is 1.2p. u. is. At this time, the calculation executes step 2 to transform the I and III branches to bus II. Fig. 10 shows the load transformer status of each branch line (P1 is load connected to bus I, P2 is load transformer to bus II, and P3 is both buses I and II overvoltage). and start distributed energy storage to regulate voltage). After the load is transformed, the voltages on buses I and II are respectively 1.0659 p.s. u. and 1p. u. , all of which satisfy the voltage safety range in which the system operates, and the voltage regulation of the whole method is effective.
前記シーン３は渇水状況における境界条件を分析し、２０１９年の水力発電量が最も低く、負荷の消費電力が最も高い場合を例として、不足電圧になるか否か及び方法全体の調整効果をテストした。 Scene 3 analyzes the boundary conditions in the drought situation, taking the case of the lowest hydropower generation and the highest load power consumption in 2019 as an example to test whether there will be undervoltage and the adjustment effect of the whole method. did.
図６における計算から分かるように、２０１９年の渇水期（１月）のＩ支線、ＩＩ支線、ＩＩＩ支線の平均発電電力はそれぞれ０．１００４ＭＷ、０．１１６５ＭＷ、０．０９６７ＭＷであり、平均消費電力はそれぞれ０．００９８ＭＷ、０．４６０９ＭＷ、０．２４８０ＭＷであり、所外負荷の平均消費電力は０．１５９４ＭＷである。２０１９年の渇水期（１月）の各支線及び所外負荷の発電・電力消費の電力平均値を渇水状況におけるシミュレーション実例のデータサポートとし、本方法のシミュレーション結果は図１１に示される。 As can be seen from the calculation in FIG. 6, the average power generation of the I branch line, II branch line, and III branch line in the dry season (January) of 2019 is 0.1004 MW, 0.1165 MW, and 0.0967 MW, respectively, and the average power consumption are 0.0098 MW, 0.4609 MW, and 0.2480 MW, respectively, and the average power consumption of off-site loads is 0.1594 MW. The average value of power generation and power consumption of each branch line and off-site load in the dry season (January) of 2019 is used as the data support for the simulation example in drought conditions, and the simulation results of this method are shown in FIG.
図１１から分かるように、渇水状況において母線Ｉに不足電圧現象が存在し、電圧値は０．９１ｐ．ｕ．である。このとき、計算によりステップ２を実行する。図１２は各支線の負荷トランス状態である（Ｐ１は負荷が母線Ｉに接続されることであり、Ｐ２は負荷が母線ＩＩにトランスすることであり、Ｐ３は母線Ｉ、ＩＩがいずれも過電圧になることであり、ステップ３を実行する）。分散型電力貯蔵を調圧した後、母線Ｉ、ＩＩの電圧はそれぞれ１ｐ．ｕ．及び１ｐ．ｕ．であり、いずれもシステムが動作する電圧安全範囲を満足し、方法全体の電圧調整が有効である。 As can be seen from FIG. 11, there is an undervoltage phenomenon on the bus I in the drought condition, and the voltage value is 0.91 p.s. u. is. At this time, step 2 is executed by calculation. Fig. 12 shows the load transformer status of each branch line (P1 is load connected to bus I, P2 is load transformer to bus II, and P3 is both buses I and II overvoltage). and execute step 3). After regulating the distributed energy storage, the voltages of buses I and II are 1 p.s. u. and 1p. u. , all of which satisfy the voltage safety range in which the system operates, and the voltage regulation of the whole method is effective.
前記シーン４は連続時間帯内の様々な複雑な動作状況における方法全体の調整効果をテストした。 Scene 4 above tested the adjustment effect of the whole method in various complex motion situations in continuous time periods.
図１３は連続時間帯内の母線Ｉの電圧変化曲線である。図１３から分かるように、初期母線Ｉの電圧ｔ＝２ｈ、４ｈ、８ｈ、１０ｈ、１１ｈの場合にはいずれも電圧が安全範囲を超える現象があり、ステップ２及びステップ３を実行することで母線Ｉの電圧を安全動作範囲内に調整することができる。図１４に示すように、Ｉ支線及びＩＩＩ支線はステップ２により母線Ｉの電圧を１ｐ．ｕ．～１．０７ｐ．ｕ．に確保することができ、ｔ＝４ｈ、１０ｈ及び１１ｈの場合にのみ分散型電力貯蔵により調圧する必要があり、他の段階にいずれも負荷を母線Ｉ、ＩＩの間にトランスすることで母線Ｉの電圧が安全動作範囲内にあるように確保することができる。従って、本発明は電力供給電圧の信頼性を確保することができるだけでなく、電力貯蔵の動作コストを大幅に削減し、電力供給の経済性を向上させることもできる。 FIG. 13 is a voltage change curve of the bus line I within a continuous time period. As can be seen from FIG. 13, when the voltage t of the initial bus I is t=2h, 4h, 8h, 10h, and 11h, the voltage exceeds the safe range. The voltage of I can be adjusted within a safe operating range. As shown in FIG. 14, the I branch and the III branch are configured by step 2 to reduce the voltage of bus I to 1 p.s. u. ~1.07p. u. and need to be regulated by distributed energy storage only when t = 4h, 10h and 11h, and in all other stages bus I voltage is within the safe operating range. Therefore, the present invention can not only ensure the reliability of the power supply voltage, but also greatly reduce the operation cost of power storage and improve the economic efficiency of power supply.
本発明に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御システムは、
配電網のトポロジーパラメータに基づいて潮流計算を行って、配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度を取得することに用いられる計算モジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて各支線をソートし、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、１本目の支線の負荷が予備母線にトランスすると予備母線が過電圧になるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、電力貯蔵調整モジュールを呼び出すように要求し、ＮＯであれば、支線負荷のフレキシブルトランスにより主母線電圧を安全範囲内まで調整することに用いられる負荷トランスモジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいてシステム予測制御モデルを構築し、各分散型電力貯蔵を調整して母線電圧の最適制御を実現し、依然として主母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、水捨て制御モジュールを呼び出すように要求することに用いられる電力貯蔵調整モジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効及び無効の感度に基づいて各支線の捨て水量を算出し、前記捨て水量に基づいて各水力発電ユニットに対して順次式水捨てを行うことに用いられる水捨て制御モジュールと、を備える。
A grid voltage control system based on load transformer and power storage regulation according to the present invention comprises:
a calculation module used to perform power flow calculations based on the topology parameters of the distribution network to obtain the active and reactive sensitivities of each node voltage of the distribution network to the node output;
Sort each branch based on the valid and invalid sensitivity of the node voltage to the node output, build a load transformer model for each branch based on a hybrid Petri network, and spare when the first branch load is transferred to the spare bus. Judging whether the bus is overvoltage, if yes, request to call the power storage regulation module, if no, adjust the main bus voltage to within the safe range by the flexible transformer of the branch load. a load transformer module for use in
Build a system predictive control model based on the active and reactive sensitivity of the node voltage to the node output, adjust each distributed energy storage to achieve optimal control of the bus voltage, and still the main bus voltage exceeds the safe range a power storage adjustment module used to request to call the water disposal control module if the problem cannot be solved;
Water dumping control used to calculate a dumping water volume of each branch line based on the valid and invalid sensitivities of the node voltage to the node output, and perform sequential water dumping for each hydroelectric unit based on the dumping water volume. a module;
Claims (10)
配電網のトポロジーパラメータに基づいて潮流計算を行って、配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度を取得するステップ（１）と、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいて各支線をソートし、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、支線負荷のフレキシブルトランスにより主母線電圧を、前記負荷トランスモデルを用いて安全範囲内まで調整するステップ（２）と、を含むことを特徴とする負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 A grid voltage control method based on load transformers and power storage regulation, comprising:
(1) performing power flow calculations based on the topology parameters of the distribution network to obtain the sensitivity of active and reactive power to node output for each node voltage of the distribution network ;
sorting each branch based on the active and reactive power sensitivities of said node voltages to node outputs; building a load transformer model for each branch based on a hybrid Petri network ; and (2) using the load transformer model to adjust to within a safe range.
ステップ（２）により依然として配電網母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、前記ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいてシステム予測制御モデルを構築し、各分散型電力貯蔵を、前記システム予測制御モデルを用いて調整して母線電圧の最適制御を実現するステップ（３）を含むことを特徴とする請求項１に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 The method further comprises:
If the step (2) still fails to solve the problem of the distribution network bus voltage exceeding the safe range, build a system predictive control model based on the sensitivity of the active power and reactive power to the node output of the node voltage, each distributed power The grid voltage based load transformer and power storage regulation of claim 1 , comprising step (3) of regulating storage with the system predictive control model to achieve optimal control of bus voltage. control method.
ステップ（３）により依然として配電網母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、前記ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいて各支線の捨て水量を算出し、前記捨て水量に基づいて各水力発電ユニットに対して順次式水捨てを行うステップ（４）を含むことを特徴とする請求項２に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 The method further comprises:
If step (3) still fails to solve the problem of the distribution network bus voltage exceeding the safe range, calculating the waste water volume of each branch line according to the sensitivity of active power and reactive power to the node output of said node voltage, and said waste water volume 3. A method of grid voltage control based on load transformer and power storage regulation according to claim 2, comprising the step (4) of performing sequential water dumping for each hydroelectric unit based on .
１番目の参照ノードが知られている以外に、他のノードがいずれもＰＱノードとして見なされ、配電網の各ノードの注入電流及び電圧の方程式を構築し、
各ノード電圧の出力に対する無効電力の感度を計算し、
このうち、
を含むことを特徴とする請求項１に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 The step (1) is
Besides the first reference node being known, any other node is considered as a PQ node, constructing the equations for the injected current and voltage for each node of the distribution network,
Calculate the sensitivity of reactive power to the output of each node voltage,
this house,
The grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to claim 1, characterized by comprising:
前記配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいて、それぞれＭ本の支線の感度の総和を計算し、
感度の降順でＭ本の支線をソートし、１本目の支線の感度の総和が最も高く、Ｍ本目の支線の感度の総和が最も低いこと（２１）と、
ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、各支線の母線接続状態をプレースとして構築し、各支線の負荷トランス条件を、前記負荷トランスモデルを用いて構築すること（２２）と、
Ｍ本の支線の接続状態を初期化し、即ち初期状態がいずれも主母線に接続されることであり、主母線には電圧が安全範囲を超える問題が生じるか否かをモニタリングし、電圧が安全範囲を超える問題が生じる場合、１本目の支線の負荷が予備母線に移されると予備母線が過電圧になるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、直接にステップ（３）に入り、ＮＯであれば、１本目の支線の変遷をトリガーして、１本目の支線の負荷を予備母線に移すこと（２３）と、
１本目の支線の負荷を予備母線に移した後、主母線の電圧が安全範囲内にあるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、予備母線の電圧状況をモニタリングし続け、ＮＯであれば、２本目の支線の変遷をトリガーして、２本目の支線の負荷を予備母線に移すこと（２４）と、
Ｍ本の支線負荷を予備母線に順次移すことにより主母線の電圧を安全範囲内に調整するまで行うことと、を含むことを特徴とする請求項１に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 The step (2) is
calculating the sum of the sensitivities of the M branch lines, respectively, based on the sensitivity of the active power and the reactive power to the node output of each node voltage of the distribution network;
sorting the M branches in descending order of sensitivity, the first branch having the highest sum of sensitivity and the Mth branch having the lowest sum of sensitivity (21);
constructing a load transformer model for each branch line based on the hybrid Petri network, constructing a bus line connection state of each branch line as a place, and constructing a load transformer condition for each branch line using the load transformer model (22); ,
Initialize the connection state of M branch lines, that is, the initial state is that they are all connected to the main bus, and monitor whether the main bus has a problem that the voltage exceeds the safe range, and the voltage is safe. If an overrange problem occurs, determine whether the spare bus will overvoltage when the load of the first branch is transferred to the spare bus, if YES, go directly to step (3), if NO; Triggering a transition of the first spur, if any, to transfer the load of the first spur to the spare bus (23);
After transferring the load of the first branch line to the spare bus , it is judged whether the voltage of the main bus is within the safe range. , triggering a transition of the second branch to transfer the load of the second branch to the spare bus (24);
sequentially transferring the M branch loads to the spare bus until the voltage of the main bus is regulated within a safe range. Distribution network voltage control method.
配電網システム制御量を定義し、
システム予測制御モデルを構築し、
を含むことを特徴とする請求項２に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 The step (3) is
Define the grid system control variables,
Build a system predictive control model,
The grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to claim 2, characterized by comprising:
式中、Ｐｉ ｍａｘ、Ｐｉ ｍｉｎ、Ｑｉ ｍａｘ、Ｑｉ ｍｉｎがそれぞれｉ番目の分散型電力貯蔵の有効電力出力の上下限、無効電力出力の上下限を示し、Ｎｓが分散型電力貯蔵の数であることを特徴とする請求項６に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 Specifically, the upper and lower limits of the control amount are
where P i max , P i min , Q i max , Q i min denote the upper and lower limits of the active power output and the upper and lower limits of the reactive power output of the i-th distributed energy storage respectively, and N s is the distributed power 7. The grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to claim 6, wherein the number of stores.
式中、ΔＰｉ ｍｉｎ、ΔＰｉ ｍａｘ、ΔＱｉ ｍｉｎ、ΔＱｉ ｍａｘがそれぞれｉ番目の分散型電力貯蔵の充放電電力制限を示し、Ｎｓが分散型電力貯蔵の数であることを特徴とする請求項６に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 Specifically, the ramp constraint on the control amount is
In the formula, ΔP i min , ΔP i max , ΔQ i min , and ΔQ i max respectively indicate the charge/discharge power limit of the i-th distributed energy storage, and N s is the number of distributed energy storage. 7. The grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to claim 6.
前記配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいて下記数３２に示す感度行列を取得し、各支線の捨て水量を計算して水力発電遮断を実行し、各支線の捨て水量を計算し、
式中、ΔＰｋが支線上のｋ番目のノードの削減した有効電力であり、ΔＶｋがｋ番目のノードの電圧変化量であること（４１）と、
１本目の支線が水力発電遮断を実行した後、主母線電圧が安全範囲内にあるか否かを判断し、ＹＥＳであれば、ステップ（４３）に入り、ＮＯであれば、２本目の支線の捨て水量を順次計算して水力発電遮断を実行し、このことから類推し、Ｍ本の支線の順次式水捨て計画により主母線の電圧を安全範囲内に調整するまで行うこと（４２）と、
水力発電遮断を実行した後に主母線電圧が安全範囲内にある場合、直ちに計画水力発電起動段階に入って、水捨て部分の水力発電を改めて併合すること（４３）と、を含むことを特徴とする請求項３に記載の負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御方法。 The step (4) is
Based on the sensitivity of the active power and reactive power to the node output of each node voltage of the distribution network, the sensitivity matrix shown in the following equation 32 is obtained, the amount of waste water of each branch line is calculated, the hydroelectric power generation is cut off, and each branch line is Calculate the amount of waste water for
where ΔP k is the reduced active power of the kth node on the branch and ΔV k is the voltage change of the kth node (41);
After the first branch performs the hydropower interruption, it is judged whether the main bus voltage is within the safe range, if YES, enter step (43), if NO, the second branch; By analogy with this, the sequential water disposal plan for M branch lines is carried out until the voltage of the main bus is adjusted to within the safe range (42). ,
If the main bus voltage is within the safe range after performing the hydropower cutoff, immediately enter the planned hydropower start-up phase and re-merge the hydropower of the dumping part (43). 4. The grid voltage control method based on load transformer and power storage regulation according to claim 3.
配電網のトポロジーパラメータに基づいて潮流計算を行って、配電網の各ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度を取得することに用いられる計算モジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいて各支線をソートし、ハイブリッドＰｅｔｒｉネットワークに基づいて各支線の負荷トランスモデルを構築し、１本目の支線の負荷が予備母線に移されると、予備母線が過電圧になるか否かを、前記負荷トランスモデルを用いて判断し、ＹＥＳであれば、電力貯蔵調整モジュールを呼び出すように要求し、ＮＯであれば、支線負荷のフレキシブルトランスにより主母線電圧を安全範囲内まで調整することに用いられる負荷トランスモジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいてシステム予測制御モデルを構築し、各分散型電力貯蔵を、前記システム予測制御モデルを用いて調整して母線電圧の最適制御を実現し、依然として主母線電圧が安全範囲を超える問題を解決できない場合、水捨て制御モジュールを呼び出すように要求することに用いられる電力貯蔵調整モジュールと、
前記ノード電圧のノード出力に対する有効電力及び無効電力の感度に基づいて各支線の捨て水量を算出し、前記捨て水量に基づいて各水力発電ユニットに対して順次式水捨てを行うことに用いられる水捨て制御モジュールと、を備えることを特徴とする負荷トランス及び電力貯蔵調整に基づく配電網電圧制御システム。 A grid voltage control system based on load transformers and power storage regulation, comprising:
a calculation module used to perform power flow calculation based on the topology parameters of the distribution network to obtain the sensitivity of active power and reactive power to the node output of each node voltage of the distribution network;
Sort each branch based on the sensitivity of active and reactive power to the node output of said node voltage, build a load transformer model for each branch based on a hybrid Petri network, and transfer the load of the first branch to the spare bus. If so, it determines whether or not the standby bus will be overvoltage using the load transformer model . If YES, request to call the power storage regulation module. a load transformer module used to regulate the main bus voltage to within a safe range by
A system predictive control model is constructed based on the sensitivity of active power and reactive power to the node output of said node voltage, and each distributed energy storage is adjusted using said system predictive control model to achieve optimal control of bus voltage. and the power storage regulation module used to request to call the water disposal control module if the problem of the main bus voltage exceeding the safe range still cannot be solved;
calculating the amount of discarded water for each branch line based on the sensitivity of the active power and reactive power to the node output of the node voltage, and the water used to sequentially discard water for each hydroelectric unit based on the amount of discarded water; A grid voltage control system based on load transformer and power storage regulation, comprising: a dump control module.
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