蔣宇，張勇,胡鶴軒

(1.江蘇電力調度控制中心，江蘇南京210024；2.河海大學能源電氣學院，江蘇南京210098)

隨著2011年“大運行”體系建設的完成，江蘇500kV主網(wǎng)無功電壓的調節(jié)模式在全國率先發(fā)生了根本性的變革。主網(wǎng)無功電壓控制從原有的以500kV樞紐變電站為獨立控制單元的分散調壓方式轉變?yōu)楦蛹s化、扁平化、專業(yè)化的采用遠方集中調壓控制的運行管理模式，由省調直接對全省所有500kV變電站的并聯(lián)電容器、電抗器進行監(jiān)控。在江蘇500kV電網(wǎng)電壓管理控制結構發(fā)生歷史性變革的背景下，針對江蘇500kV電網(wǎng)電壓控制的流程、權限、現(xiàn)狀特點，提出了實用性、適用性、專業(yè)性很強的無功電壓控制新方法。該方法的應用可以為后續(xù)全網(wǎng)域（AVC）系統(tǒng)的建立提供技術和經(jīng)驗支持。

1 電網(wǎng)無功電壓工程控制方法

隨著電力系統(tǒng)的發(fā)展，電壓控制方法日臻成熟。在諸多電壓控制的算法中，常用的方法是以全局最優(yōu)作為目標函數(shù)，采用最優(yōu)解或線性規(guī)劃的技術手段，可用于在線、離線分析下的多種工程場景。由于在電壓的實際工程控制中，電壓與有功功率、相角之間并不存在真正的完全解耦關系。因此，對于系統(tǒng)無功電壓的調節(jié)會引起機組出力、系統(tǒng)電壓穩(wěn)定性、系統(tǒng)安全穩(wěn)定性等多方面的相應變化。其次，目前對于電壓調節(jié)的某些手段（如發(fā)電機進相運行）的研究還有待深入和完善?？紤]上述原因，目前江蘇500kV電網(wǎng)主網(wǎng)的調壓控制并沒有采用AVC模式，而仍然采用傳統(tǒng)的基于運行經(jīng)驗的調度模式。

1.1 國外無功電壓控制工程技術

目前國際上得到成熟應用的無功電壓控制技術包括以德國電力公司（RWE）為代表的兩級電壓控制系統(tǒng)和以法國電力公司（EDF）為代表的三級電壓控制系統(tǒng)。在德國RWE的電壓控制系統(tǒng)中，將最優(yōu)潮流（OPF）的優(yōu)化計算結果直接發(fā)到各電廠，在調度控制中心，OPF基于狀態(tài)估計和穩(wěn)態(tài)測量實時運行在EMS的最高層次上，直接實現(xiàn)考慮運行約束以網(wǎng)損最小為目標的全局無功優(yōu)化控制。在EDF的三級電壓控制系統(tǒng)中一級電壓控制為本地控制，控制時間常數(shù)一般為幾秒鐘；二級電壓控制的時間常數(shù)為分鐘級，控制的主要目的是保證中樞母線電壓等于設定值；三級電壓控制是其中的最高層，以全系統(tǒng)的經(jīng)濟運行為優(yōu)化目標，并考慮穩(wěn)定性指標，最后給出中樞母線電壓幅值的設定參考值，供二級電壓控制使用[1，2]。

1.2 國內無功電壓控制工程技術

國內無功電壓自動控制技術的應用，主要集中在省級電網(wǎng)的220kV網(wǎng)架，且采用的控制模式也分為二級和三級兩種控制系統(tǒng)，如福建電力公司、河南電力公司、江蘇電力公司、安徽電力公司的AVC系統(tǒng)。在已經(jīng)運行的電壓自動控制系統(tǒng)中，參與自動調壓的設備主要是省、地兩級調度管轄的無功補償裝置和統(tǒng)調發(fā)電機組構成[3]。

因此相對跨省的500kV主網(wǎng)系統(tǒng)而言，現(xiàn)有的無功、電壓自動控制系統(tǒng)不論是在容量上，還是在對大系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響上都相對較弱。

2 電壓控制在新模式下的變化

2.1 江蘇主網(wǎng)調壓模式的變化

江蘇電網(wǎng)故有的電壓調整模式是按照網(wǎng)、省調設備管轄區(qū)域采用分層分區(qū)的平衡、調節(jié)模式。220kV及以下的無功電壓控制采用發(fā)電廠AVC系統(tǒng)、變電站VQC系統(tǒng)分別調整控制。而500kV系統(tǒng)主網(wǎng)的電壓控制管轄權屬于網(wǎng)調，其電壓控制流程如圖1所示，是以單個500kV變電站為調節(jié)單元的分散、低效、孤立的母線電壓控制。

圖1 江蘇電網(wǎng)主網(wǎng)原調壓模式

在國家電網(wǎng)公司大幅度提高管理水平和運營效率的要求下，江蘇省電力調控中心的監(jiān)控業(yè)務作為大運行業(yè)務試點，于2011年6月28日12時正式運轉。至此江蘇省電網(wǎng)的無功電壓調整控制權，統(tǒng)一、集中到省調控中心管轄范圍，改革后的電壓控制流程如圖2所示。從而實現(xiàn)了對500kV電網(wǎng)調壓從分散控制到集中監(jiān)視、協(xié)調控制的轉變，也使得江蘇境內全網(wǎng)域的無功電壓集中、分層自動控制的實現(xiàn)成為可能。

圖2 江蘇電網(wǎng)主網(wǎng)現(xiàn)調壓模式

2.2 江蘇電網(wǎng)集控模式下的新問題

江蘇電網(wǎng)原有調壓模式下，各個500kV樞紐變電站只是根據(jù)本站的母線電壓進行無功補償裝置的操作，并不考慮對相鄰變電站母線電壓的影響，也不考慮無功補償裝置的最優(yōu)控制。而在新的調壓模式下，省調監(jiān)控原則是從區(qū)域電網(wǎng)全局的角度來考慮電網(wǎng)電壓的平衡。在某一地區(qū)無功補償調節(jié)能力用盡的情況下，采用鄰近電網(wǎng)區(qū)域協(xié)助調壓的方法成為常用技術手段。因此采用先進的AVC技術替代值班員的人工調壓操作，成為江蘇電網(wǎng)調壓控制的最優(yōu)方案。

然而江蘇500kV主網(wǎng)無功電壓的調控職權在省調層面，而設備管轄權在網(wǎng)調層面；由于電網(wǎng)設備責權的不一致，導致江蘇500kV主網(wǎng)無功電壓自動控制系統(tǒng)在未來很長一段時間內都無法建設，仍然依靠值班人員憑經(jīng)驗遠方集中手動遙控調壓。因此在新的調壓模式下江蘇省500kV主網(wǎng)出現(xiàn)了如何在短期內實現(xiàn)計及無功補償裝置使用高效性、經(jīng)濟性、可靠性下進行無功、電壓高效調節(jié)的技術問題。

目前由于華東電網(wǎng)內500kV全網(wǎng)域的基于發(fā)電廠的AVC系統(tǒng)還沒有建立，且500kV變壓器在常態(tài)下不考慮采用有載調壓技術手段，因此江蘇省調監(jiān)控的調壓手段只有遠方遙控投切500kV變電站并聯(lián)電抗器、電容器。

3 基于無功電壓靈敏度的輔助調壓方法

為解決上述問題，提出了基于無功電壓靈敏度的輔助電壓調節(jié)方法。當電網(wǎng)中500kV母線電壓越限后，系統(tǒng)根據(jù)無功電壓靈敏度自動生成無功電壓操作的最優(yōu)序列表，監(jiān)控人員可以據(jù)此進行電壓調節(jié)的操作。

3.1 機理分析

系統(tǒng)在穩(wěn)點運行點附近的線性化潮流方程可以描述為[4]：

式中：ΔP為有功功率的增量；ΔQ為無功功率的增量；Δθ為節(jié)點電壓相角的增量；ΔV為節(jié)點電壓幅值的增量。

從式（1）中可以看出系統(tǒng)電壓的增幅受到P和Q的影響，因此在每個運行點，可以令P為常數(shù)，從而得到Q和V之間的增量關系。雖然在公式中忽略了P的增量，但在Q和V的增量關系中還是包含了系統(tǒng)負荷或功率傳送水平變化的影響。因此在式（1）中令ΔP=0，得到：

根據(jù)式（2）、式（3）、式（4），就可以計算出描述系統(tǒng)無功電壓靈敏度系數(shù)矩陣k，以系數(shù)矩陣k中各元素的大小為序。建立如式（5）所示目標函數(shù)：

式中：n為達到電壓調節(jié)目的至少需要投運的無功裝置臺數(shù)；V1，V2分別表示電壓的上、下限值；v為預測的調壓后母線電壓值；α為加權系數(shù)。

根據(jù)無功電壓靈敏度系數(shù)矩陣k的序列，通過求解目標函數(shù)F（x）的最小值，就可以得出高效的電壓調節(jié)的控制方法。

3.2 輔助調壓系統(tǒng)的實現(xiàn)

當系統(tǒng)中有500kV母線節(jié)點電壓越限值，或者有多個變電站母線電壓均逼近電壓控制限額時，輔助調壓系統(tǒng)啟動：

（1）從EMS系統(tǒng)中讀取電網(wǎng)的拓撲結構及遙測、遙信實時數(shù)據(jù)；

（2）根據(jù)電網(wǎng)實時數(shù)據(jù)，自動生成矩陣JPθ，JPV，JQθ，JQV；

（3）根據(jù)式（2）計算出矩陣JR；

（4）根據(jù)式（4）計算出系數(shù)矩陣k；

（5）根據(jù)系數(shù)矩陣k中各元素的排序及求解目標函數(shù)F（x）的最小值，就可生成無功電壓操作的優(yōu)化序列表。

4 仿真驗證

文中采用對江蘇500kV主網(wǎng)全系統(tǒng)建模并由南瑞集團研發(fā)的穩(wěn)態(tài)仿真平臺（DTS）進行計算分析。算例預想的電壓越限事故為，500kV吳江變母線電壓越控制下限，實時值為500.4kV（控制限：下限500.5kV，上限515kV），相鄰協(xié)助調壓站電氣接線如圖3所示。

圖3 相鄰調壓變電站接線

經(jīng)過文中設計的輔助調壓系統(tǒng)計算，無功電壓操作優(yōu)化序列如表1所示。從表1中可以看出，應優(yōu)先考慮投入?yún)墙儽菊镜碾娙萜?，且?31或332電容器為最優(yōu)選擇。如果此時需要考慮相鄰變電站協(xié)助調壓，則以操作石牌變或玉山變電容器為優(yōu)先選擇。

從表2所示的操作不同電容器的仿真結果可以看出，投入表1中第一序位的吳江變331或332電容取得了最好的調壓效果，而木瀆變需要投入2組電容器，常熟（南）變需要投入3組電容器才能達到調壓目的。

以上仿真結果驗證了基于無功電壓靈敏度輔助調壓方法的正確性，也證明了在采用相鄰變電站輔助調壓手段時效率不同的多種調壓方法同時存在。

表1 電壓操作最優(yōu)序列

表2 投入不同無功補償裝置的仿真結果

5 結束語

江蘇電網(wǎng)作為國家電網(wǎng)公司“三集五大”改革試點單位，在全國率先完成了以高效化、專業(yè)化為方向的轉變過程。電網(wǎng)管理方式的變革必然帶來電網(wǎng)調節(jié)技術上的革新，文中針對電網(wǎng)轉型期內超大型、綜合化、智能化的自動調壓系統(tǒng)無法建立的情況，提出了簡單易行、投入少見效快、工程適用性強的基于無功電壓靈敏度的輔助調壓方法。該調壓策略的實施，為今后覆蓋全網(wǎng)的AVC系統(tǒng)的建立提供實踐經(jīng)驗和工程技術支持。

[1] 郭慶來，孫宏斌，張伯明，等.江蘇電網(wǎng)AVC主站系統(tǒng)的研究和實現(xiàn)[J].電力系統(tǒng)自動化，2004，28(22)：89-93.

[2] 孫宏斌，張伯明，郭慶來,等.基于軟分區(qū)的全局電壓優(yōu)化控制系統(tǒng)設計[J].電力系統(tǒng)自動化，2003，27(8)：16-20.

[3] 陸圣芝，胡偉，羅建裕.江蘇電網(wǎng)分層分區(qū)研究[J].江蘇電機工程，2000，19(3)：11-13.

[4] 王錫釩.現(xiàn)代電力系統(tǒng)分析[M].北京：科學出版社，2007.