技术领域
[0001] 本
发明涉及电
力系统的电网自动电压控制(AVC)技术，具体涉及一种特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法及系统，用于针对特高压直流近区电网复杂性，考虑国、分、省多级电网协调和含调相机在内的多类无功资源协调。
背景技术
[0002] 自动电压控制(Automatic Voltage Control，AVC)系统是现代电网电压、无功控制的主要系统，通过对电网无功资源的自动调控，提高电网电压
质量、降低网损，保证电网安全经济优质运行。
[0003] 我国现有的电网根据调度权限可以分为国、分、省、地四级。而特高压直流近区电网则揽括了国、分、省三级，其中特高压直流换流站内500kV/750kV电压等级部分属于国调所辖，特高压直流换流站站外的500kV/750kV电压等级部分和站内500kV/750kV以下部分及调相机、SVC/SVG等均属于分调所辖，而特高压直流换流站站外220kV/330kV部分及500kV/750kV变电站35kV电压等级部分等均属于省调所辖。相关的无功资源也分别由国、分、省三级掌控，如换流站交流
滤波器组属国调掌控；500kV/750kV并网电厂、换流站内的调相机、SVG、低容/低抗由分调直调；而500kV/750kV变电站的低容/低抗等和220kV/330kV并网电厂由省调调控。特高压直流近区电网无功电压控制层级非常复杂，涉及国、分、省多级电网之间的协调。按现有的AVC控
制模式，由特高压直流控保系统控制的具有大量无功容量的交流
滤波器组游离于AVC控制以外，不参与AVC控制；而换流站站内其他无功资源，(如：调相机、SVC/SVG及低容/低抗)与交流滤波器组共用500kV/750kV
母线与线路，由于担心两者配合问题导致换流站交流母线电压
波动，站内的其他无功资源，特别是大容量的调相机也无法有效参与AVC控制。同时，属于分调调度的500kV/750kV并网电厂和属于省调调度的500kV/
750kV变电站低容/低抗和并于500kV/750kV变电站220kV/330kV的并网电厂也存在协调困难的问题。现有的AVC控制模式无法有效发挥特高压直流换流站雄厚的无功资源，也无法有效统合特高压直流近区相关的无功资源。
[0004] 此外，特高压直流近区电网也汇集了从并网电厂、调相机、交流滤波器组、SVC/SVG，到低容/低电等种类众多的无功资源。这些无功资源的调节速度和控制成本差异很大。如何高效、低价地统一协调控制这些无功资源也是亟需解决的技术难题。
[0005] 因此，亟需一种含调相机的特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法。现有涉及电网自动电压控制的方法不少，但没有考虑特高压直流换流站站内无功资源参与AVC控制。如
申请号为200710065588.9的中国
专利文献公开了一种大区电网与省级电网的协调电压控制方法，提出了电压控制中分、省协调原则和具体方法，未涉及特
高压直流输电，也未考虑换流站站内无功资源参与自动电压控制；如申请号为201010232571.X的中国专利文献公开了一种基于特高压电网联络线运行状态的电压控制方法，优先满足特高压交流联络线电压的需求，未涉及特高压直流输电，也未考虑换流站站内无功资源参与自动电压控制；如申请号为201310439424.3的中国专利文献公开了一种交直混合电力系统协调电压控制方法，考虑高压直流输电的状态和近区交流电网异常、故障情况，选择近区电网AVC控制模式，未考虑特高压直流换流站站内无功资源参与AVC控制，也未考虑换流站内外分属国、分、省管辖的无功资源(如交流滤波器、调相机、SVC/SVG、低容/低抗等)的协调控制方式与方法。
发明内容
[0006] 本发明要解决的技术问题：针对
现有技术的上述问题，提供一种特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法及系统，本发明能够充分挖掘特高压换流站无功资源特别是调相机参与电网自动电压控制的潜力，实现国、分、省多级电网协调和含调相机在内的多类无功资源协调。
[0007] 为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：
[0008] 一种特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法，将特高压换流站、500kV/750kV变电站以及并于两者间500kV/750kV、220kV/330kV母线的
发电厂划为一个特高压直流近区电网以统筹区域内无功资源，按固定周期开展多级电网协调的自动电压控制，所述自动电压控制的实施步骤包括：
[0009] 1)获取特高压直流近区电网500kV/750kV实时状态数据和状态估计结果；
[0010] 2)统筹协调控制特高压换流站站内全部无功资源，所述全部无功资源包括交流滤波器组、调相机、SVC/SVG、以及站内低容/低抗，计算换流站500kV/750kV交流母线电压上/下限制值和无功可调上/下限值；
[0011] 3)统筹协调控制各500kV/750kV变电站站内无功资源和并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功资源，计算各变电站主变高压侧无功可调上/下限值；
[0012] 4)分别计算各500kV/750kV并网发电厂并网点母线电压上/下限制值和电厂无功可调上/下限值；
[0013] 5)根据计算的特高压换流站、变电站、并网发电厂的电压/无功限制值和电网自身约束条件，按照预设的特高压直流近区电网无功电压优化
算法，计算得到特高压换流站500kV/750kV交流母线电压、各变电站500kV/750kV母线电压以及各500kV/750kV并网发电厂并网点母线电压的期望值；
[0014] 6)根据特高压换流站500kV/750kV交流母线电压期望值，按预设的特高压换流站母线电压控制策略，协调控制特高压换流站站内无功资源；
[0015] 7)根据各变电站500kV/750kV母线电压期望值，按预设的变电站母线电压控制策略，协调控制各500kV/750kV变电站站内无功资源和并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功资源；
[0016] 8)根据各500kV/750kV并网发电厂并网点母线电压期望值，按现有的发电厂AVC控制策略，控制电厂内无功资源；
[0017] 9)本周期特高压直流近区电网自动电压控制结束。
[0018] 优选地，步骤5)中预设的特高压直流近区电网无功电压
优化算法的函数表达式如式(1)和式(2)所示；
[0019] min f(x) (1)
[0020]
[0021] 式(1)和式(2)中，x为作为控制变量的特高压直流近区电网各500kV/750kV交流母线电压期望值，包括特高压换流站500kV/750kV交流母线电压、各变电站500kV/750kV母线电压以及各并网发电厂500kV/750kV并网点母线电压的期望值；f(x)为目标函数，采用网损最小；g(x)为等式边界条件，采用特高压直流近区电网500kV/750kV电压等级有功/
无功功率平衡；h(x)为不等式边界条件，采用各换流站、变电站及发电厂的母线电压与无功可调上限hmax和母线电压与无功可调下限hmin，其中变电站500kV/750kV母线电压上/下限由电网安全稳定需要确定，其余采用各换流站、变电站及发电厂的上送值。
[0022] 优选地，步骤6)中预设的特高压换流站母线电压控制策略的详细实施步骤包括：
[0023] 6.1)特高压换流站500kV/750kV交流母线电压期望值小于交流母线电
压实时值，则执行步骤6.2)，期望值大于实时值，则跳转执行步骤6.5)，否则跳转执行步骤6.9)；
[0024] 6.2)特高压换流站500kV/750kV交流母线电压偏差绝对值大于设定
阀值1，则跳转执行步骤6.3)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0025] 6.3)判断按预定顺序退出一小组滤波器后，是否满足绝对最小滤波器和最小滤波器的需求，若满足，则跳转执行步骤6.4)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0026] 6.4)按预定顺序退出一小组滤波器，跳转执行步骤6.2)；
[0027] 6.5)特高压换流站500kV/750kV交流母线电压偏差绝对值大于设定阀值2，则执行步骤6.6)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0028] 6.6)判断按预定顺序投入一小组滤波器后，未投入的滤波器是否满足裕度要求，若满足，则执行步骤6.7)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0029] 6.7)按预定顺序投入一小组滤波器，跳转执行步骤6.5)；
[0030] 6.8)根据调相机、SVC/SVG、低容/低抗的排序，逐一调整无功输出，直到实时值达到期望值或已达到无功可调上限或下限，则跳转执行步骤6.9)；
[0031] 6.9)本轮换流站电压控制结束；
[0032] 优选地，所述设定阀值1为退出一小组滤波器后交流母线电压的变化量，设定阀值2为投入一小组滤波器后交流母线电压的变化量。
[0033] 优选地，步骤7)中预设的变电站母线电压控制策略的函数表达式如式(3)和式(4)所示；
[0034] min(ΔQg+ΔQs) (3)
[0035]
[0036] 式(3)和式(4)中，ΔQgmax、ΔQgmin分别为并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功可调上/下限值，ΔQsmax、ΔQsmin分别为该变电站主变低压侧的并联电容器/电抗器输出无功可调上/下限值，Cag、Cas为发电厂、低容/低抗输出无功对该变电站500kV/750kV母线电压的灵敏度系数矩阵，ΔV为该变电站500kV/750kV母线电压偏差值；ΔQg、ΔQs分别为发电厂、低容/低抗输出无功变化量期望值，其中ΔQg为连续量，作为遥调变化量下发至对应的220kV/330kV并网发电厂控制执行，ΔQs为离散量，根据其数值直接遥控对应的变电站低容/低抗投/切。
[0037] 优选地，步骤2)中计算得到的换流站500kV/750kV交流母线电压上/下限制值为特高压直流控制保护系统无功功率控制策略中设定的交流母线最高/最
低电压限制值；
[0038] 优选地，步骤2)中计算得到的换流站无功可调上/下限值为考虑有功功率输送曲线，特高压换流站全部无功资源可增加的最大无功值和可减少的最大无功值，所述全部无功资源包括交流滤波器组、调相机、SVC/SVG、以及站内低容/低抗。
[0039] 优选地，步骤3)中变电站主变高压侧无功可调上/下限值的计算函数表达式如式(5)所示；
[0040]
[0041] 式(5)中，ΔQmax、ΔQmin分别为变电站主变高压侧无功可调上/下限值，ΔQgmax、ΔQgmin分别为并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功可调上/下限值，ΔQsmax、ΔQsmin分别为该变电站站内低容/低抗无功可调上/下限值，Ccg、Ccs为发电厂、站内低容/低抗无功对该变电站主变高压侧无功功率的灵敏度系数矩阵。
[0042] 本发明还提供一种特高压直流近区多级电网协调自动电压控制系统，包括
计算机系统，其特征在于，所述计算机系统被编程以执行本发明特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法的步骤。
[0043] 和现有技术相比，本发明具有下述有益效果：本发明方法为将特高压换流站和与之电气联系紧密的500kV/750kV变电站，及并于这些换流站、变电站500kV/750kV、220kV/330kV母线的发电厂，划为一个特高压直流近区电网，统筹区域内无功资源，按固定周期开展多级电网协调的自动电压控制，其中换流站电压控制系统统筹协调控制特高压换流站内原分属不同级别电网的含调相机等不同类型的无功资源，变电站电压控制中心统筹协调控制属于省级电网的不同类型的无功资源；系统包括与前述方法步骤对应的各个单元。本发明解决了特高压换流站无功资源无法有效参与电网AVC控制的问题，充分挖掘了含调相机在内的特高压换流站无功资源参与电网AVC的潜力；利用换流站电压控制系统统筹协调控制特高压换流站原分属不同级别电网的无功资源，利用变电站电压控制中心统筹协调属于省级电网的无功资源，降低了特高压直流近区多级电网协调控制的复杂性；根据不同类型无功资源的差异性，制定优化控制方法，实现了含调相机在内的多类无功资源协调的AVC控制。
附图说明
[0044] 图1为本发明
实施例方法的流程示意图。
[0045] 图2为本发明实施例系统的结构示意图。
具体实施方式
[0046] 本实施例特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法将特高压换流站、500kV/750kV变电站以及并于两者间500kV/750kV、220kV/330kV母线的发电厂划为一个特高压直流近区电网以统筹区域内无功资源，按固定周期开展多级电网协调的自动电压控制。其中，固定周期根据特高压直流近区电网电压调控需求确定，一般为5分钟。
[0047] 如图1所示，本实施例中自动电压控制的实施步骤包括：
[0048] 1)获取特高压直流近区电网500kV/750kV实时状态数据和状态估计结果；
[0049] 2)统筹协调控制特高压换流站站内全部无功资源，全部无功资源包括交流滤波器组、调相机、SVC/SVG、以及站内低容/低抗，计算换流站500kV/750kV交流母线电压上/下限制值和无功可调上/下限值；
[0050] 3)统筹协调控制各500kV/750kV变电站站内无功资源和并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功资源，计算各变电站主变高压侧无功可调上/下限值；
[0051] 4)分别计算各500kV/750kV并网发电厂并网点母线电压上/下限制值和电厂无功可调上/下限值；
[0052] 5)根据计算的特高压换流站、变电站、并网发电厂的电压/无功限制值和电网自身约束条件，按照预设的特高压直流近区电网无功电压优化算法，计算得到特高压换流站500kV/750kV交流母线电压、各变电站500kV/750kV母线电压以及各500kV/750kV并网发电厂并网点母线电压的期望值；
[0053] 6)根据特高压换流站500kV/750kV交流母线电压期望值，按预设的特高压换流站母线电压控制策略，协调控制特高压换流站站内无功资源；
[0054] 7)根据各变电站500kV/750kV母线电压期望值，按预设的变电站母线电压控制策略，协调控制各500kV/750kV变电站站内无功资源和并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功资源；
[0055] 8)根据各500kV/750kV并网发电厂并网点母线电压期望值，按现有的发电厂AVC控制策略，控制电厂内无功资源；
[0056] 9)本周期特高压直流近区电网自动电压控制结束。
[0057] 本实施例中，步骤2)中计算得到的换流站500kV/750kV交流母线电压上/下限制值为特高压直流控制保护系统无功功率控制策略中设定的交流母线最高/最低电压限制值；
[0058] 本实施例中，步骤2)中计算得到的换流站无功可调上/下限值为考虑有功功率输送曲线，特高压换流站全部无功资源可增加的最大无功值和可减少的最大无功值，全部无功资源包括交流滤波器组、调相机、SVC/SVG、以及站内低容/低抗。其中，可增加的最大无功值应考虑留有一定无功裕度，可减少的最大无功值应考虑减少无功功率后仍满足特高压直流控制保护系统无功功率控制策略中绝对最小滤波器(防止滤波设备过负荷)和最小滤波器(滤除谐波)的需求。
[0059] 本实施例中，步骤5)中预设的特高压直流近区电网无功电压优化算法的函数表达式如式(1)和式(2)所示；
[0060] min f(x) (1)
[0061]
[0062] 式(1)和式(2)中，x为作为控制变量的特高压直流近区电网各500kV/750kV交流母线电压期望值，包括特高压换流站500kV/750kV交流母线电压、各变电站500kV/750kV母线电压以及各并网发电厂500kV/750kV并网点母线电压的期望值；f(x)为目标函数，采用网损最小；g(x)为等式边界条件，采用特高压直流近区电网500kV/750kV电压等级有功/无功功率平衡；h(x)为不等式边界条件，采用各换流站、变电站及发电厂的母线电压与无功可调上限hmax和母线电压与无功可调下限hmin，其中变电站500kV/750kV母线电压上/下限由电网安全稳定需要确定，其余采用各换流站、变电站及发电厂的上送值。
[0063] 本实施例中，步骤6)中预设的特高压换流站母线电压控制策略的详细实施步骤包括：
[0064] 6.1)特高压换流站500kV/750kV交流母线电压期望值小于交流母线电压实时值，则执行步骤6.2)，期望值大于实时值，则跳转执行步骤6.5)，否则跳转执行步骤6.9)；
[0065] 6.2)特高压换流站500kV/750kV交流母线电压偏差绝对值大于设定阀值1，则跳转执行步骤6.3)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0066] 6.3)判断按预定顺序退出一小组滤波器后，是否满足绝对最小滤波器和最小滤波器的需求，若满足，则跳转执行步骤6.4)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0067] 6.4)按预定顺序退出一小组滤波器，跳转执行步骤6.2)；
[0068] 6.5)特高压换流站500kV/750kV交流母线电压偏差绝对值大于设定阀值2，则执行步骤6.6)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0069] 6.6)判断按预定顺序投入一小组滤波器后，未投入的滤波器是否满足裕度要求，若满足，则执行步骤6.7)，否则跳转执行步骤6.8)；
[0070] 6.7)按预定顺序投入一小组滤波器，跳转执行步骤6.5)；
[0071] 6.8)根据调相机、SVC/SVG、低容/低抗的排序，逐一调整无功输出，直到实时值达到期望值或已达到无功可调上限或下限，则跳转执行步骤6.9)；
[0072] 6.9)本轮换流站电压控制结束；
[0073] 本实施例中，设定阀值1为退出一小组滤波器后交流母线电压的变化量(大概变化量)，设定阀值2为投入一小组滤波器后交流母线电压的变化量(大概变化量)。
[0074] 本实施例中，步骤7)中预设的变电站母线电压控制策略的函数表达式如式(3)和式(4)所示；
[0075] min(ΔQg+ΔQs) (3)
[0076]
[0077] 式(3)和式(4)中，ΔQgmax、ΔQgmin分别为并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功可调上/下限值，ΔQsmax、ΔQsmin分别为该变电站主变低压侧的并联电容器/电抗器输出无功可调上/下限值，Cag、Cas为发电厂、低容/低抗输出无功对该变电站500kV/750kV母线电压的灵敏度系数矩阵，ΔV为该变电站500kV/750kV母线电压偏差值；ΔQg、ΔQs分别为发电厂、低容/低抗输出无功变化量期望值，其中ΔQg为连续量，作为遥调变化量下发至对应的220kV/330kV并网发电厂控制执行，ΔQs为离散量，根据其数值直接遥控对应的变电站低容/低抗投/切。
[0078] 本实施例中，步骤3)中变电站主变高压侧无功可调上/下限值的计算函数表达式如式(5)所示；
[0079]
[0080] 式(5)中，ΔQmax、ΔQmin分别为变电站主变高压侧无功可调上/下限值，ΔQgmax、Δmin max minQg 分别为并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功可调上/下限值，ΔQs 、ΔQs 分别为该变电站站内低容/低抗无功可调上/下限值，Ccg、Ccs为发电厂、站内低容/低抗无功对该变电站主变高压侧无功功率的灵敏度系数矩阵。
[0081] 本实施例特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法将特高压换流站和与之电气联系紧密的500kV/750kV变电站及并于这些换流/变电站母线的发电厂，划为一个特高压直流近区电网统筹区域内无功资源，按固定周期开展多级电网协调的自动电压控制，其中换流站电压控制系统统筹协调控制特高压换流站内原分属不同级别电网的含调相机等不同类型的无功资源，变电站电压控制中心统筹协调控制属于省级电网的不同类型的无功资源。本实施例特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法解决了特高压换流站无功资源无法有效参与电网AVC控制的问题，降低了特高压直流近区多级电网协调控制的复杂性，实现了含调相机在内的多类无功资源协调的AVC控制。
[0082] 本实施例还提供一种特高压直流近区多级电网协调自动电压控制系统，包括计算机系统，计算机系统被编程以执行本实施例特高压直流近区多级电网协调自动电压控制方法的步骤。
[0083] 如图2所示，该计算机系统具体包括：
[0084]
数据采集系统，用于按固定周期获取特高压直流近区电网500kV/750kV实时状态数据和状态估计结果；
[0085] 特高压直流近区电压控制中心，用于计算各500kV/750kV母线期望值；
[0086] 变电站电压控制中心，用于协调控制各变电站站内无功资源和并于该变电站220kV/330kV母线的发电厂无功资源；
[0087] 换流站电压控制系统，用于协调控制特高压换流站站内全部无功资源；
[0088] 500kV/750kV并网电厂电压控制系统，用于上送各并网发电厂并网点母线电压上/下限制值和电厂无功可调上/下限值，并接收来自特高压直流近区电压控制中心的各500kV/750kV并网发电厂并网点母线电压期望值，控制电厂无功资源；
[0089] 220kV/330kV并网电厂电压控制系统，用于接收来自变电站电压控制中心的控制目标期望值，控制电厂无功资源。
[0090] 本实施例中，数据采集系统具体为国家调控分中心(分调)SCADA主站系统。
[0091] 本实施例中，特高压直流近区电压控制中心部署在分调作为一种AVC系统，接收来自数据采集系统、变电站电压控制中心、换流站电压控制系统、以及各500kV/750kV并网电厂电压控制系统的实时状态数据、状态估计结果、电压上/下限、无功可调上/下限，按照特高压直流近区电网无功电压优化算法，计算得到各母线期望值，下发至变电站电压控制中心、换流站电压控制系统、以及各500kV/750kV并网电厂电压控制系统。
[0092] 本实施例中，变电站电压控制中心部署在省级调控中心(省调)作为一种AVC系统，上送各500kV/750kV变电站主变高压侧无功可调上/下限值，接收来自特高压直流近区电压控制中心的各变电站500kV/750kV母线期望值，按照预设的变电站母线电压控制策略，计算得到各发电厂、变电站低容/低抗无功变化量期望值，其中各发电厂无功变化量期望值下发至对应的并网发电厂电压控制系统，根据各变电站低容/低抗无功变化量期望值，直接遥控对应的变电站低容/低抗投/切。
[0093] 本实施例中，换流站电压控制系统具体为改进后的特高压换流站直流控制保护系统，上送换流站500kV/750kV交流母线电压上/下限制值和无功可调上/下限值，接收来自特高压直流近区电压控制中心的特高压换流站500kV/750kV交流母线期望值，按照预设的特高压换流站母线电压控制策略，协调控制交流滤波器组、调相机、SVC/SVG、低容/低抗。
[0094] 以上所述仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理前提下的若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
