張勇軍 羿應(yīng)棋 陳艷

(華南理工大學(xué) 電力學(xué)院，廣東 廣州510640)

自動(dòng)電壓控制(AVC)是電網(wǎng)實(shí)現(xiàn)電壓安全性和節(jié)能降損的重要手段.基于變電站本地電氣信息、追求無(wú)功就地平衡的九區(qū)圖類控制策略因其不依賴于全網(wǎng)的準(zhǔn)確建模，控制策略簡(jiǎn)單實(shí)用、效果較好，目前在AVC 變電站側(cè)就地電壓控制中得到了廣泛的應(yīng)用［1-4］.

將變電站關(guān)口無(wú)功控制在0 附近的一個(gè)區(qū)間，使得跨層無(wú)功潮流減小，是AVC 策略實(shí)現(xiàn)近似無(wú)功優(yōu)化的原理所在，但由于線路在不同負(fù)荷水平的無(wú)功損耗差異大，重載時(shí)較大的無(wú)功損耗需要下一級(jí)變電站倒送適量無(wú)功以減少線路損耗;輕載時(shí)較多的無(wú)功盈余也需要下一級(jí)變電站適量吸收無(wú)功才能減少反向無(wú)功潮流和降損，如果輕載時(shí)變電站還倒送無(wú)功到線路上，則線路上較大的反向無(wú)功潮流一方面會(huì)增大有功損耗，一方面還會(huì)在上層電網(wǎng)也輕載時(shí)惡化上層電網(wǎng)的無(wú)功過(guò)剩情況. 文獻(xiàn)［5］中的算例驗(yàn)證了在不同運(yùn)行方式和網(wǎng)絡(luò)特性下關(guān)口無(wú)功0 交換并不一定都能夠達(dá)到無(wú)功優(yōu)化節(jié)能降耗的目標(biāo).如何結(jié)合上述特性進(jìn)行關(guān)口無(wú)功范圍整定，將直接關(guān)系到AVC 策略的控制效果.文獻(xiàn)［6］中在九區(qū)圖基礎(chǔ)上針對(duì)各區(qū)域邊界控制上進(jìn)行了更為細(xì)致的劃分，得到了十七區(qū)圖，但沒(méi)能考慮運(yùn)行方式變化對(duì)關(guān)口無(wú)功控制范圍的影響. 文獻(xiàn)［7］中提出通過(guò)負(fù)荷預(yù)測(cè)計(jì)算出次日全網(wǎng)的最優(yōu)無(wú)功潮流分布和最優(yōu)無(wú)功補(bǔ)償量，由此得到各變電站的最優(yōu)無(wú)功限值和電壓限值，從而保證了關(guān)口無(wú)功的控制范圍能夠適應(yīng)系統(tǒng)的不同運(yùn)行工況，但該策略的控制效果易受無(wú)功優(yōu)化和負(fù)荷預(yù)測(cè)結(jié)果準(zhǔn)確性的影響.

由于傳統(tǒng)九區(qū)圖類控制策略中關(guān)口無(wú)功區(qū)間的設(shè)定常常是依據(jù)以往的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)而缺少理論指導(dǎo)，而且固定的關(guān)口無(wú)功功率控制范圍不能有效地適應(yīng)運(yùn)行方式變化導(dǎo)致電網(wǎng)無(wú)功特性的變化. 因此當(dāng)110 kV 電網(wǎng)負(fù)載情況、接線方式、線路類型改變時(shí)控制效果往往欠優(yōu)化，可挖掘的節(jié)能潛力較大.而依據(jù)離線無(wú)功優(yōu)化計(jì)算所得到的關(guān)口無(wú)功控制區(qū)間雖然在一定程度上反映了系統(tǒng)運(yùn)行方式變化對(duì)關(guān)口無(wú)功控制范圍的影響，但過(guò)分地追求極值的控制策略容易引起補(bǔ)償裝置的頻繁動(dòng)作，工程應(yīng)用價(jià)值較低.

為此，文中在分析110 kV 電網(wǎng)有功損耗特性的基礎(chǔ)上，基于無(wú)功電壓趨優(yōu)控制理論，提出了“定ΔP(趨優(yōu)網(wǎng)損增量)法”的變電站關(guān)口無(wú)功功率趨優(yōu)控制策略.通過(guò)一個(gè)典型案例分析了110 kV 電網(wǎng)在不同接線方式、負(fù)荷水平、線路長(zhǎng)度及類型下的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間，并在考慮到輕、重載時(shí)關(guān)口功率因數(shù)限制的前提下針對(duì)系統(tǒng)的不同運(yùn)行方式制定了相適應(yīng)的關(guān)口無(wú)功控制范圍.

1 110 kV 電網(wǎng)有功損耗特性分析

110 kV 電網(wǎng)在正常運(yùn)行時(shí)，絕大多數(shù)110 kV 變電站是以某個(gè)220 kV 變電站的中壓側(cè)母線為輻射中心并處于開(kāi)環(huán)運(yùn)行狀態(tài). 將各變電站內(nèi)主變與主變高壓側(cè)所連線路看作一個(gè)接線單元，由于在輻射型接線方式下，110 kV 片網(wǎng)內(nèi)各接線單元之間的電氣耦合程度較弱，可以實(shí)現(xiàn)解耦控制，即可通過(guò)分別控制各主變低壓側(cè)的無(wú)功補(bǔ)償裝置的投切來(lái)降低本單元的有功損耗從而實(shí)現(xiàn)整個(gè)110 kV 片網(wǎng)節(jié)能降耗的目的.

110 kV 片網(wǎng)內(nèi)各接線單元總的有功損耗PLOSS等于各線路總有功損耗ΔPL和各變壓器總有功損耗ΔPT之和，即

變電站中各主變總有功損耗ΔPT和總無(wú)功損耗ΔQT為

式中:SNj、P0j、Pkj、I0j%、Ukj%分別為變電站內(nèi)第j 臺(tái)主變的容量、空載損耗、負(fù)載損耗、空載電流百分比、短路電壓百分比;PDj為第j 臺(tái)主變低壓側(cè)的有功負(fù)荷;QHj和ΔQTj為第j 臺(tái)主變的高壓側(cè)無(wú)功功率(關(guān)口無(wú)功)和無(wú)功損耗;nT為站內(nèi)主變數(shù)目.

一般情況下各線路輸送的功率相等，則線路總的有功損耗

式中:rL、xL和bL分別為線路的單位電阻、電抗和電納;l 為線路長(zhǎng)度;nL為主變高壓側(cè)所連線路的條數(shù);UH和US分別為主變高壓側(cè)電壓和220 kV 變電站的110 kV 母線電壓;PD為主變低壓側(cè)的總有功負(fù)荷.

第j 臺(tái)主變高壓側(cè)的關(guān)口無(wú)功為

式中，QCj為第j 臺(tái)主變低壓側(cè)的無(wú)功補(bǔ)償量.

定義第j 臺(tái)主變的負(fù)載率

由式(1)－(7)可知，在忽略變壓器空載損耗、短路損耗、空載電流和短路電壓的百分值變化的前提下，影響110 kV 系統(tǒng)有功損耗的5個(gè)特征因子包括:主變?nèi)萘縎N、變壓器負(fù)載率β、接線單元的類型(nL、nT的值)、線路參數(shù)、關(guān)口無(wú)功QH.

2 趨優(yōu)控制方法

實(shí)際情況中，當(dāng)變電站中變壓器負(fù)載率確定時(shí)，影響110 kV 系統(tǒng)有功損耗的5個(gè)特征因子中，除關(guān)口無(wú)功QH外均為給定量，此時(shí)該接線單元總有功損耗PLOSS、線路有功損耗ΔPL以及變壓器有功損耗ΔPT均為以QH為因變量的一元函數(shù).根據(jù)“經(jīng)濟(jì)壓差”的原理［8-10］，當(dāng)線路兩端等量補(bǔ)償本線路消耗或盈余的無(wú)功時(shí)，線路上的有功損耗最小.而變壓器損耗則與穿越變壓器的功率的大小有關(guān)，在低壓側(cè)有功負(fù)荷確定前提下，要盡量減少變壓器的無(wú)功穿越量才能進(jìn)一步降低其損耗. 因此存在某個(gè)關(guān)口無(wú)功最優(yōu)值使得兩者功率損耗之和最小，如圖1 所示.根據(jù)變壓器和線路有功損耗與關(guān)口無(wú)功之間的函數(shù)關(guān)系所得到的U 型曲線分別在關(guān)口無(wú)功為Q1和Q3時(shí)達(dá)到最小值，而總的有功損耗則在Q2點(diǎn)達(dá)到最優(yōu)，此時(shí)對(duì)應(yīng)的總損耗為Pmin. 從理論的角度上講，如果能將關(guān)口無(wú)功控制在Q2點(diǎn)將會(huì)使得系統(tǒng)運(yùn)行在最節(jié)能的狀態(tài)，但從工程的角度上看，過(guò)分地追求極值“點(diǎn)”的控制，其代價(jià)往往是導(dǎo)致離散型調(diào)節(jié)設(shè)備的頻繁調(diào)節(jié).

由圖1 可見(jiàn)，損耗曲線在極值點(diǎn)附近一個(gè)較小的范圍內(nèi)較為平緩，損耗曲線兩側(cè)則斜率很大.這表明，將關(guān)口無(wú)功控制在極值點(diǎn)(Q2，Pmin)鄰域，電網(wǎng)的經(jīng)濟(jì)性與控制在極值點(diǎn)上的差距并不大，但卻可以避免后者存在設(shè)備頻發(fā)調(diào)節(jié)的弊端.

圖1 關(guān)口無(wú)功與有功損耗的關(guān)系Fig.1 Relations between gateway reactive power and active loss

無(wú)功電壓趨優(yōu)控制［5］將電網(wǎng)無(wú)功優(yōu)化控制轉(zhuǎn)化為趨優(yōu)控制，特點(diǎn)是:①解耦，即趨優(yōu)控制不進(jìn)行全網(wǎng)無(wú)功優(yōu)化計(jì)算，而是將電網(wǎng)分解成多個(gè)控制單元(如線路－變電站組)，將全局的優(yōu)化目標(biāo)分散到每個(gè)控制單元中;②松弛，即為適應(yīng)無(wú)功控制設(shè)備的離散性和避免頻繁調(diào)節(jié)的需求，以使關(guān)口無(wú)功功率進(jìn)入優(yōu)化區(qū)間作為無(wú)功控制的目標(biāo)，不嚴(yán)格要求電網(wǎng)無(wú)功功率或電壓等于固定值;③趨優(yōu)，即優(yōu)化區(qū)間隨有功負(fù)荷水平的不同而移動(dòng)，使關(guān)口無(wú)功功率往電網(wǎng)有功損耗最小的區(qū)間趨近，隨著運(yùn)行方式的隨時(shí)變動(dòng)，總能保證AVC 控制效果趨近于最優(yōu)化.

2.1 關(guān)口無(wú)功趨優(yōu)控制策略

為了使系統(tǒng)運(yùn)行在節(jié)能的最優(yōu)點(diǎn)附近，文中提出“定ΔP 法”的趨優(yōu)控制策略，給定系統(tǒng)所允許的“趨優(yōu)網(wǎng)損增量ΔP”，其中ΔP 是指當(dāng)AVC 控制后關(guān)口無(wú)功的運(yùn)行點(diǎn)相應(yīng)的系統(tǒng)有功損耗與理論上無(wú)功優(yōu)化可以控制到的最小有功損耗的最大差值. 如圖2(b)所示，令P =f(QH)函數(shù)表示β =70%時(shí)的總有功損耗PLOSS隨關(guān)口無(wú)功QH而變化的U 型曲線，則系統(tǒng)最小有功損耗

式中:Pmin為該運(yùn)行方式下的最小有功損耗;QHopt為最小有功損耗所對(duì)應(yīng)的關(guān)口無(wú)功值;ΔP 的取值可以根據(jù)系統(tǒng)重載(β =70%)時(shí)的最小有功損耗確定，即

式中，

稱為“趨優(yōu)代價(jià)”，用來(lái)表征該區(qū)間內(nèi)各運(yùn)行點(diǎn)處的網(wǎng)損值相對(duì)于β =70%時(shí)的理論最小網(wǎng)損Pmin的最大增量的百分比，且 的取值根據(jù)具體節(jié)能需求可人為設(shè)定，一般控制在5% ～7%之間. 顯然，當(dāng)足夠小時(shí)可認(rèn)為系統(tǒng)處于令人“滿意”的或者是趨優(yōu)的運(yùn)行狀態(tài)［11-12］.“定ΔP 法”控制策略的主要優(yōu)點(diǎn)在于，根據(jù)不同運(yùn)行方式所制定的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間不僅能夠包含關(guān)口無(wú)功的最優(yōu)值，而且對(duì)系統(tǒng)的網(wǎng)損增量進(jìn)行了定量控制，能夠確保系統(tǒng)運(yùn)行在較節(jié)能狀態(tài).

如圖2 所示，當(dāng)ΔP 給定時(shí)，可得到不同負(fù)載率β 下關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間分別為，其中分別為相應(yīng)負(fù)載率下的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間下、上限，^QH3為關(guān)口無(wú)功功率.

圖2 β=10%、β=30%、β=70%時(shí)的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間Fig.2 Gateway reactive power optimal intervals when β=10%，β=30% and β=70%

2.2 關(guān)口無(wú)功控制范圍的差異化整定方法

根據(jù)“定ΔP 法”可知，當(dāng)變電站負(fù)荷水平變化時(shí)，不同類型(架空/電纜)線路上的無(wú)功損耗將隨之改變，其關(guān)口無(wú)功最優(yōu)值QHopt、最小網(wǎng)損Pmin也會(huì)隨之變化.為了使關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間能夠適應(yīng)不同工況下的節(jié)能要求，文中提出了一種關(guān)口無(wú)功控制范圍的差異化整定方法，其流程如圖3 所示.

圖3 關(guān)口無(wú)功控制范圍差異化整定方法流程圖Fig.3 Flow chart of differential control method for gateway reactive power

流程如下:

1)采集接線單元內(nèi)線路和變壓器參數(shù);

2)考慮到負(fù)荷水平的代表性，選擇變壓器負(fù)載率β =10%、30%和70%3 種水平代表負(fù)荷較輕狀態(tài)1、負(fù)荷中等狀態(tài)2 和負(fù)荷較重狀態(tài)3，采用作圖法分別求取3 種負(fù)荷狀態(tài)下線路和變壓器有功損耗之和的最小值Pmin1、Pmin2、Pmin3;計(jì)算最優(yōu)網(wǎng)損偏移量ΔP;

3)根據(jù)“定ΔP 法”控制策略求出負(fù)載率β =10%、30%和70%時(shí)關(guān)口無(wú)功QH的優(yōu)化區(qū)間以及相應(yīng)的關(guān)口功率因數(shù)變化范圍

根據(jù)工程實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，110 kV 電網(wǎng)中主變負(fù)載率β 應(yīng)控制在45% ～55%范圍內(nèi)，若β ＞70%，則可能不滿足“N-1”原則，若β ＜10%，則表明設(shè)備利用率較低，因此文中將β =10%或70%作為變電站負(fù)載率變化的上下限，將β =30%作為負(fù)荷輕載與非輕載的臨界點(diǎn).通過(guò)觀察3 種典型負(fù)荷水平下的不同類型及長(zhǎng)度范圍的線路、不同網(wǎng)絡(luò)拓?fù)涞年P(guān)口無(wú)功區(qū)間的差異性，并考慮了不同負(fù)荷水平下關(guān)口功率因數(shù)的限制，實(shí)現(xiàn)變電站關(guān)口無(wú)功區(qū)間的差異化整定.

2.3 不同運(yùn)行方式下的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間

以某地區(qū)110 kV 電網(wǎng)作為典型案例進(jìn)行分析，在該案例中主變?nèi)萘縎N=50 MV·A，且110 kV 線路和變壓器的型號(hào)如表1 所示.文中將接線單元的nL和nT值、負(fù)載率β、線路長(zhǎng)度l 作為邊界條件，分析其不同時(shí)對(duì)關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間的影響.

表1 線路和變壓器型號(hào)Table 1 Lines and transformer models

2.3.1 單線單變接線單元(nL=1，nT=1)

當(dāng)110 kV 架空線路長(zhǎng)度l 在2 ～18 km 之間變化.負(fù)載率β 在10%～70%之間變化時(shí)，單線單變接線單元的關(guān)口無(wú)功最優(yōu)值QHopt和相應(yīng)的最小有功損耗Pmin如表2 所示.

表2 單線單變接線單元的QHopt和PminTable 2 QHopt and Pmin in one line-one transformer connection unit

由于110kV 電網(wǎng)供電半徑較短，變壓器有功損耗一般在總有功損耗中占主體，且其線路無(wú)功損耗或盈余量一般較少，因此上表中當(dāng)負(fù)載率變化時(shí)，關(guān)口無(wú)功最優(yōu)值的變化不明顯，但在更高等級(jí)電網(wǎng)中，由于線路有功損耗所占比例的增加，關(guān)口無(wú)功最優(yōu)值隨負(fù)載率變化而變化的趨勢(shì)將會(huì)更加明顯，文中由于篇幅限制不做詳細(xì)驗(yàn)證.

由表2 可知，當(dāng)變壓器重載(β =70%)，架空線路長(zhǎng)度變化時(shí)的最小有功損耗的平均值Pmin.av=(125 +179 +234)/3≈179 kW，令趨優(yōu)代價(jià) =6%，則ΔP= Pmin.av≈10 kW，由此可得架空線路下關(guān)口無(wú)功的優(yōu)化區(qū)間如表3 所示.

表3 不同負(fù)載率和線路長(zhǎng)度下的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間Table 3 Gateway reactive power optimal intervals under different load rate and lengths of line

由表3 可知:優(yōu)化區(qū)間內(nèi)各運(yùn)行點(diǎn)相對(duì)于最優(yōu)點(diǎn)處的網(wǎng)損增量均處于較小范圍內(nèi)，確保了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性;其次，為了保證系統(tǒng)運(yùn)行的安全性，需考慮到主變輕、重載時(shí)關(guān)口功率因數(shù)的限制，即當(dāng)負(fù)荷低谷(10%≤β ＜30%)時(shí)將關(guān)口功率因數(shù)上限定為1，而當(dāng)負(fù)荷高峰(β≥70%)時(shí)，關(guān)口功率因數(shù)下限定為0.95，對(duì)相應(yīng)的區(qū)間進(jìn)行修正并取整后得到輕載和非輕載兩種負(fù)荷水平下的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間如表4 所示.

表4 修正后的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間Table 4 Gateway reactive power optimal intervals under the overhead line

同理，電纜線路下求得ΔP=7.5 kW，并在考慮了關(guān)口功率因數(shù)限制的條件下進(jìn)行修正，得到關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間如表5 所示.

表5 修正后的單線單變接線單元關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間Table 5 Gateway reactive power optimal intervals in one lineone transformer connection unit

2.3.2 單線雙變接線單元(nL=1，nT=2)

同理，單線雙變接線單元中關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間如表6 所示.

表6 修正后的單線雙變接線單元的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間Table 6 Gateway reactive power optimal intervals in one line two transformers connection unit

2.3.3 雙線三變接線單元(nL=2，nT=3)

同理，雙線三變接線單元中關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間如表7 所示.

表7 修正后的雙線三變接線單元關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間Table 7 Gateway reactive power optimal interval in two lines three transformers connection unit

由表5 －7 可知，不同接線方式下變電站關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間的區(qū)別較小，因此可以對(duì)相應(yīng)區(qū)間取交集得到該典型案例中110 kV 電網(wǎng)不同運(yùn)行方式下的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間，如表8 所示.

表8 某地區(qū)110 kV 電網(wǎng)關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間Table 8 Gateway reactive power optimal intervals in a region of 110 kV power grid

3 評(píng)價(jià)模型

變電站電壓無(wú)功控制策略的控制效果評(píng)價(jià)主要包括3個(gè)方面:①日有功損耗量、②變壓器和電容器組的日調(diào)節(jié)次數(shù)、③上、下層電網(wǎng)間的無(wú)功交換量.其中第3 方面主要體現(xiàn)了不同負(fù)荷水平下，上、下層電網(wǎng)的相互協(xié)調(diào)程度，即負(fù)荷低谷時(shí)期望下層電網(wǎng)少倒送無(wú)功，負(fù)荷高峰時(shí)期望上層電網(wǎng)少下送無(wú)功.由于目前沒(méi)有針對(duì)第三方面的定量評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，文中只對(duì)該方面的控制效果進(jìn)行定性的評(píng)價(jià).

通過(guò)將變壓器和電容器的調(diào)節(jié)次數(shù)轉(zhuǎn)換為調(diào)節(jié)代價(jià)［13］，與系統(tǒng)的日有功損耗共同構(gòu)成評(píng)價(jià)函數(shù)，以經(jīng)濟(jì)成本來(lái)衡量不同策略的控制效果.

設(shè)系統(tǒng)有N個(gè)節(jié)點(diǎn)、T 臺(tái)有載調(diào)壓變壓器、C個(gè)裝有可投切電容器組的節(jié)點(diǎn)，將全天分為96個(gè)時(shí)段，各個(gè)時(shí)段的負(fù)荷均不同，按照日負(fù)荷曲線波動(dòng)，以全天系統(tǒng)能損費(fèi)和調(diào)節(jié)代價(jià)的綜合運(yùn)行費(fèi)用最小為目標(biāo)的評(píng)價(jià)函數(shù):

式(12)中，α 為電能單價(jià)，元/(kW·h)，為優(yōu)化時(shí)間間隔，h，文中取為15 min，即0.25 h，PLOSS為第t個(gè)時(shí)段的全網(wǎng)有功損耗，kW;Kit為第t個(gè)時(shí)段第i 臺(tái)變壓器分接頭的日調(diào)節(jié)次數(shù)，αT為變壓器分接頭的單位調(diào)節(jié)代價(jià)，元/次;Kjt為第t個(gè)時(shí)段第j 臺(tái)電容器組的日投切次數(shù);αC為電容器組投切開(kāi)關(guān)的單位調(diào)節(jié)代價(jià)，元/次.

如果以功率形式表示單位調(diào)節(jié)代價(jià)(kW/次)，則式(12)可簡(jiǎn)化為

式(13)中，PT為變壓器分接頭的單位調(diào)節(jié)代價(jià);PC為電容器組投切開(kāi)關(guān)的單位調(diào)節(jié)代價(jià).

4 算例仿真

選取廣東某地電網(wǎng)為例，該電網(wǎng)中某110 kV 片網(wǎng)以220 kV A 站為輻射中心，下接5 座110 kV 變電站(站內(nèi)的兩繞組變壓器全部可以帶負(fù)荷調(diào)壓，共11 臺(tái);各10 kV 側(cè)安裝有2 組5 Mvar 的補(bǔ)償電容器)，其接線方式如圖4 所示，某日的總負(fù)荷曲線如圖5 所示.r

圖4 廣東電網(wǎng)中某110 kV 片網(wǎng)接線圖Fig.4 Wiring diagram of a 110 kV area in Guangdong powe grid

文中以九區(qū)圖控制策略為基礎(chǔ)，通過(guò)設(shè)置不同的關(guān)口無(wú)功控制區(qū)間，利用C#語(yǔ)言編程，實(shí)現(xiàn)1 天內(nèi)96個(gè)連續(xù)斷面的仿真研究，并將不同關(guān)口無(wú)功區(qū)間下九區(qū)圖策略的實(shí)際控制效果進(jìn)行比較.

圖5 某日總負(fù)荷記錄Fig.5 Total load curves

區(qū)間1:主變高壓側(cè)關(guān)口無(wú)功的下限值定為0，即任何時(shí)候都不允許無(wú)功向上層電網(wǎng)倒送，而控制范圍的跨度一般為2 臺(tái)電容器的容量之和，這是當(dāng)前很多地區(qū)習(xí)慣采用的定值范圍;區(qū)間2:根據(jù)導(dǎo)則［14］規(guī)定制定的控制范圍，當(dāng)主變最大負(fù)荷時(shí)，其高壓側(cè)功率因數(shù)應(yīng)不低于0.95，在低谷負(fù)荷時(shí)功率因數(shù)應(yīng)不高于0.95;區(qū)間3:文中所提出的差異化關(guān)口無(wú)功控制范圍.表9 列出了不同關(guān)口無(wú)功區(qū)間的具體上、下限值.

表9 不同關(guān)口無(wú)功控制區(qū)間Table 9 Different gateway reactive control scopes Mvar

將九區(qū)圖策略中電壓上下限設(shè)為10.1 kV 和10.6 kV，無(wú)功區(qū)間上下限分別按表9 中區(qū)間1、2、3設(shè)置，根據(jù)文獻(xiàn)［15］，變壓器抽頭的單位調(diào)節(jié)代價(jià)約為3 ～10 kW/次，文中取6 kW/次;電容器投組投切開(kāi)關(guān)的單位調(diào)節(jié)代價(jià)約為2 ～6 kW/次，文中取4 kW/次.以該片網(wǎng)某日的96個(gè)點(diǎn)(斷面)為研究對(duì)象，該日的負(fù)荷變化情況如圖5 所示，仿真結(jié)果如表10 所示，其中不同關(guān)口無(wú)功控制區(qū)間下，A 站110 kV母線的電壓UA和下送的無(wú)功量QA的變化情況如圖6 所示.

表10 不同關(guān)口無(wú)功控制區(qū)間的控制效果Table 10 Control effects of different gateway reactive control scopes

由圖6 可知，傳統(tǒng)的關(guān)口無(wú)功控制區(qū)間1、2 在高峰負(fù)荷時(shí)均不能有效限制無(wú)功下送量，導(dǎo)致了系統(tǒng)電壓水平整體偏低，不利于節(jié)能降耗.而采用文中提出的差異化整定方法所得到的區(qū)間3 能夠?qū)⑸舷聦与娋W(wǎng)的無(wú)功交換量限制在較窄的區(qū)間內(nèi)，更好地實(shí)現(xiàn)了無(wú)功就地平衡.

仿真算例結(jié)果表明:①在綜合運(yùn)行費(fèi)用方面，當(dāng)九區(qū)圖控制策略中關(guān)口無(wú)功范圍設(shè)置為區(qū)間3 時(shí)，其綜合運(yùn)行費(fèi)F 值最小，雖然與區(qū)間1、2 的控制效果相比，在電容器的投切次數(shù)方面略有增加，但就整個(gè)片網(wǎng)而言，其單臺(tái)變壓器分接頭的日調(diào)節(jié)次數(shù)和電容器單組的日投切次數(shù)均沒(méi)有超過(guò)4 次，不會(huì)造成補(bǔ)償設(shè)備的頻繁投切;②在降低網(wǎng)損方面，追求最優(yōu)極值的靜態(tài)無(wú)功優(yōu)化的降損幅度最大，但其代價(jià)是變壓器和電容器的頻繁動(dòng)作;③在上、下層電網(wǎng)協(xié)調(diào)方面，在區(qū)間3 的控制下，其樞紐母線電壓UA全天在［112.8，115.6］kV 區(qū)間內(nèi)波動(dòng)，其電壓運(yùn)行水平較高，且留有一定的裕度，保證系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和安全性.

圖6 變電站A 中電壓UA 與無(wú)功QA 的變化情況Fig.6 Change of voltage UA and reactive QA in the substation A

5 結(jié)語(yǔ)

文中通過(guò)考慮110 kV 電網(wǎng)中影響其有功損耗的各參數(shù)的變化范圍，采用“定ΔP 法”的趨優(yōu)控制策略實(shí)現(xiàn)了在不同負(fù)載情況和線路類型下對(duì)變電站關(guān)口無(wú)功功率的差異化整定，并根據(jù)綜合運(yùn)行費(fèi)的評(píng)價(jià)函數(shù)對(duì)各無(wú)功控制區(qū)間的控制效果進(jìn)行了定量評(píng)價(jià).

評(píng)價(jià)結(jié)果表明:在不改變現(xiàn)有九區(qū)圖控制策略的前提下只對(duì)策略中關(guān)口無(wú)功區(qū)間進(jìn)行差異化整定，就能夠在原有控制策略的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)3.4%的降損.就廣東某市2014年110 kV 層級(jí)7.55 億kW·h 電能損耗量而言，采用文中整定方法無(wú)需額外軟硬件投資，即可帶來(lái)每年1 283.5 萬(wàn)元的收益.同時(shí)改進(jìn)的關(guān)口無(wú)功控制區(qū)間考慮了輕、重載條件下關(guān)口功率因數(shù)的限制，體現(xiàn)了上下層電網(wǎng)間的協(xié)調(diào).

需要指出的是，表8 中所得的關(guān)口無(wú)功優(yōu)化區(qū)間只適用于特定網(wǎng)架的電網(wǎng)，而文中所提的趨優(yōu)控制策略實(shí)現(xiàn)關(guān)口無(wú)功控制范圍差異化整定的方法則具有通用性.

在下一階段研究中，會(huì)進(jìn)一步地探討其他電壓等級(jí)網(wǎng)絡(luò)(如220 kV 電網(wǎng))以及更復(fù)雜的網(wǎng)絡(luò)(如電磁環(huán)網(wǎng)或含DG 接入的電網(wǎng))中變電站關(guān)口無(wú)功區(qū)間差異化整定的方法.

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