电网调度智能化的解读与自动电压控制系统概述

1、电网调度智能化解读与自动电压控制系统概述,颜伟 博士 教授 博士生导师 tel: 65112300(o)Email: ,输变电装备及系统安全与新技术国家重点实验室 重庆大学电气工程学院,主要内容,我国电网调度的主要问题 我国电网调度智能化的总体目标 我国电网调度智能化的主要任务 我国配网调度自动化发展的主要问题 智能配电网的主要特征 配网调度自动化建设的原则及主要模式 配网调控一体化系统建设规划的电网分析功能 自动电压控制的原理及其控制策略,我国电网调度的主要问题,电网在线安全分析与控制手段不够完善；对大容量风电、太阳能等间歇性电源的预测和调控能力不足；次日和实时电力

2、市场相关调度技术尚处在起步阶段；调度技术支持系统建设不规范、技术标准不统一；备用调度建设滞后，不能满足大电网运行控制连续性的要求；继电保护和安控装置的标准化水平较低；电力通信网络的结构与资源的优化整合问题。 在日前和实时电力市场的相关调度技术（如考虑安全约束的短期调度计划编制和实时经济调度等）、静态安全分析的实用化水平、海量数据的深度分析和可视化展示技术等方面，与国外相比尚存在一定差距。,我国电网调度智能化的总体目标,以服务特高压大电网安全运行为目标，开发建设新一代智能调度技术支持系统，实现运行信息全景化、数据传输网络化、安全评估动态化、调度决策精细化、运行控制自动化、机网协调最优化，形成一体

3、化的智能调度体系，确保电网运行的安全可靠、灵活协调、优质高效、经济环保。,我国电网调度智能化的主要任务,加强基础自动化和基础数据整合 大电网运行监控、安全预警和智能决策 满足节能环保的优化调度计划和安全校核 大电网运行特性机理研究及智能分析 继电保护和安控装置,加强基础自动化和基础数据整合,目标：保证基础数据的完整、准确、一致、及时和可靠性 完整：遥测与遥信状态数据，电气与天气数据，静态与动态模型参数，内网与外网的拼接模型数据； 准确从数据采集和维护两方面提高量测数据精度； 一致模型统一，接口标准，三态（稳态、动态和暂态）数据协调 ，“源端维护、全网共享”； 及时时钟源统一、时标相同、更新维护

4、及时； 可靠消除不良量测与错误参数（辨识与校正）。,大电网运行监控、安全预警和智能决策,可视化智能监控技术电网运行信息的形象、直观和集成展示； 在线静态安全评估与预警技术基于多时段全景信息的故障或异常信息挖掘技术；基于电网三态全景信息（历史态、当前态和未来的调整态）的电网状态在线定量评估预测技术； 在线动态安全评估与预警技术考虑静态、暂态和动态安全稳定约束，进行周期性和事件触发相结合的预想故障扫描，确定电网的安全隐患状态，并给出安全隐患状态的最优辅助调整措施。 智能决策技术考虑电网运行安全、经济与环保等目标的有功无功运行优化技术；满足超短期（分钟级）电网优化运行调控要求的实时快速计算方法；满足

5、超短期（分钟级）事故分析要求的实时快速计算方法；,节能环保的优化调度计划和安全校核,总体目标：满足节能、环保、成本和网损等优化目标，实现调度计划的优化、安全校核、评估与优化调整，实现多级调度计划的统一协调 基础数据处理的关键技术新能源、水电和母线负荷的预测技术，多区域、多时段断面潮流的生成技术，基础数据的有效性校验技术； 发电计划的优化技术水电梯调、水火联调、风水联调的优化技术，短期和实时调度计划与自动发电控制的协调优化技术，国、网和省三级调度计划的协调方法 检修计划的优化技术多级电网设备检修计划的协调优化 安全校核的关键技术发电计划与检修计划的安全校核与调整技术 新能源调度计划的评估技术。,

6、大电网运行特性机理研究及智能分析,特性与机理研究交直流并列运行的安全稳定机理；连锁故障条件下的电网纵深防御策略；特高压互联系统的低频振荡原理及抑制措施、解列和低频/低压减载等第三道防线的协调配置方、电磁环网运行控制技术；网络密集地区短路电流超标的解决措施。 年度、季度、月度和次日的运行方式智能分析多级电网年度运行方式的标准化统筹协调分析，考虑夏、冬季电网运行特点的季度运行方式分析，考虑月度检修计划的月度运行方式集中决策分析，考虑96 点潮流断面安全校核和稳定裕度评估的次日运行方式分析； 电网发展的滚动协调与规划分析23 年,继电保护和安控装置,考虑数字式互感器和IEC61850 信息传输规约，

7、研究数字化变电站继电保护及安全自动装置技术，促进数字化变电站的建设和发展。 研究开发继电保护的整定计算一体化平台，统一技术标准，实现继电保护动作信息的在线计算与自动传输。 研究继电保护及安全自动装置运行状态的实时检测与评估方法，实现相关设备的在线监视、状态检修与全寿命周期管理。 特高压互联系统解列和低频、低压减载等第三道防线的协调配置、整定及控制技术。,我国配网自动化发展的主要问题,配网的网架薄弱且存在缺陷：馈线分段数较少且分段不够合理；具备一些“手拉手”的联络线，但数量不够、馈线备用容量不足或者两条馈线出自同一变电站的同一条10kV 母线，其负荷转移能力有限；联络线与分段开关的规划是坚强配电

8、网建设的关键。 配电自动化技术及设备不成熟：配电自动化主站功能基本上是主网调度SCADA 功能的翻版，缺乏配网特色的实用功能；配电终端设备设备经不起时间和恶劣环境的考验。 对工程实施难度估计不足 配电管理的信息化程度不高：缺乏标准规范的数值化模型，且数据不满足完整、准确、一致、及时和可靠性要求。 配电GIS 不满足动态应用：不满足实时计算分析的需要 忽略对相关“信息孤岛”的整合和利用。 对配电自动化的功能和发展模式认识不足；自动化系统的应用主体不明确、规划不科学、建设不规范、运维保障不够。,技术问题,管理问题,配电自动化实施的主要技术难点,海量测控站点问题设备及其量测数据的运行维护困难； 终端

9、设备运行环境恶劣的问题容易产生误报、漏报和不准确数据； 通信量大、方式多样的问题通信系统的建设困难； 量测信息不足的问题拓扑接线分析、状态估计及不良数据辨识困难； 备用电源的配置困难 问题,配电自动化建设的原则及主要模式,总体原则：标准先行、统一规划、优化设计、信息共享、因地制宜、分步实施。 简易型：靠人工的就地检测和控制。 实用型：以两遥（遥信、遥测）为主，并可对部分一次设备实行单点遥控的实时监控系统。 标准型：在实用型的基础上增加基于主站控制的馈线自动化功能（故障定位、隔离、恢复非故障区供电） 集成型：整合配电信息与外延业务流程，建立综合数据平台系统，全面支持配电调度、生产、运行以及用电营

10、销等业务的闭环管理，并为供电企业的安全和经济指标的综合分析以及辅助决策提供服务。 智能型：在标准型或集成型基础上，扩展分布式电源、微网以及储能装置等设备的接入功能，实现智能自愈的馈线自动化功能、与智能用电系统的互动功能、以及多能源互补的智能能量管理分析功能。,智能配电网的主要特征,配电网运行自动化包括配网SCADA、变电站自动化和馈线自动化； 配电网管理自动化包括设备检修、停电与规划设计的管理自动化； 客户信息系统高级量测体系，智能电表，支持用户互动管理； 配电设备的在线监测； 分布式电源（ DER ）并网技术包括DER 的“即插即用”技术、优化调度以及微网控制； 柔性交流配电与故障电流限制技

11、术； IP通信网络； 基于企业集成总线的分布式数据集成平台。,配网调控一体化的电网分析功能,状态估计：实现不良数据的辨识与校正，以提高基础数据精度； 潮流仿真计算：实现运行方式调整与解合环操作的模拟仿真； 短路电流仿真计算：为保护定值的整定与校核提供依据； 线损分析：结合SCADA、状态估计和电能量数据，实现分区、分线、分台区实时线损计算，为配网线损精确分析提供科学依据； 负荷预测：基于SCADA历史数据，实现母线负荷和小区负荷预测； 无功优化：网损最小的主变分接头和并联电容器的协调优化调节； 网络运行结构优化：正常状态下网损最小的联络开关运行优化重构； 网络故障恢复重构：故障后恢复供电量最大

12、的联络开关优化重构； 分布式电源/储能/微网接入与控制：包括稳态的潮流与短路仿真、动态的电磁暂态仿真与谐波分析、以及有功无功优化控制； 配电网的优化自愈：基于故障重构的快速故障隔离与恢复供电策略； 配电网的智能预警：结合负荷预测，实时评估配网馈线的安全裕度和电压稳定裕度等，然后给出相应的安全预警和预防控制策略。,自动电压控制的原理及其控制策略,电力系统无功调节的基本原则 变电站的电压无功调节原理 变电站的VQC控制原理 区域电网AVC的分级控制策略 网省与地区电网AVC控制策略的主要区别 自动电压控制的频繁调节问题及对策,电力系统电压无功调节的基本原则,（1）无功的分层分区、就近与就地平衡原则

13、 实现无功的分层分区、就近与就地平衡，由此避免大量无功的远距离传输，降低有功损耗。 （2）逆调压原则 负荷越重，中枢点电压越高；反之，负荷越轻，中枢点电压越低，由此保证电压质量，降低有功网损 （3）上下级电压无功调节的协调原则 电压调节应从电压等级高的变电站往电压等级低的变电站进行，无功的调节则相反，由此可避免上下级电压无功调节的矛盾。,变电站的电压无功调节原理,变电站的电气接线示意图及等值电路图 变电站的电压无功控制原理 变电站的电压无功调节趋势 变电站电压无功的经验控制目标,变电站的电气接线示意图及等值电路图,变电站电气接线图,变电站等值电路图,变电站的电压无功控制原理,变压器高压侧无功与

14、其低压补偿无功及变比的关系,变压器低压母线电压与其补偿无功及变比的关系,变电站的电压无功调节趋势,分节头调节： 上调（减小变比kT）后主要增大VL，其次增大QH；下调（增大变比kT）后主要降低VL ，其次减小QH 。 电容器投切： 投入（增大补偿无功QC ）后主要减小 QH ，其次增大VL ；退出（减小补偿无功QC ）后主要增大QH ，其次降低VL 。,（VL）,（VL）,（QH）,（QH）,变电站的VQC控制原理,VQC的主要调节方式 九区图控制策略 十七区图控制策略 变电站VQC的运行问题,VQC的主要调节方式,只调电压 只调无功 电压优先：当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证电压正常

15、； 无功优先：当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证无功正常； 电容器优化：优先考虑电容器调节以满足电压正常 两者兼顾：以最有利的调压方式来同时保证电压无功的正常要求。,九区图控制策略,区域3,区域1,区域2,区域4,区域5,区域6,区域9,区域7,区域8,U越上限， Q越下限。 调节对策：退出电容器结果：有利于同时保证电压无功的不越限。 备用方案：分接头下调(电压优先方式)结果：有利于电压正常但使无功越下限更多；,区域1的控制策略,区域2的控制策略,U越上限，Q正常； 调节对策：分接头下调结果：有利于电压合格但可能导致无功少量越下限； 备用方案：退出电容器(电容器优先)结果：有利于电压合格

16、但可能导致无功越上限；,区域3的控制策略,U越上限，Q越上限。 调节对策：分接头下调，结果：同时有利于电压无功合格； 备用方案：（1）退出电容器(电压优先方式) ，结果：有利于电压合格但使无功越上限更多；（2）或投入电容器(无功优先方式)结果：有利于无功合格但使电压越上限更多；,区域4的控制策略,U正常，Q越下限。 调节对策：退出电容器，结果：有利于无功合格但可能导致电压少量越下限；,区域5的控制策略,U正常，Q正常。 调节对策：一切正常，保持现状,区域6的控制策略,U正常，Q越上限。 调节对策：投入电容器结果：有利于无功合格但可能导致电压少量越上限；,区域7的控制策略,U越下限，Q越下限。

17、调节对策：分接头上调结果：同时有利于电压无功合格； 备用方案：（1）退出电容器(无功优先方式) 结果：有利于无功合格但可能导致电压越下限更多；（2）或投入电容器(电压优先方式)结果：有利于电压合格但可能导致无功越下限更多；,区域8的控制策略,U越下限，Q正常。 调节对策：分接头上调结果：有利于电压合格但可能导致无功少量越上限； 备用方案：投入电容器(电容器优先)结果：有利于电压合格但可能导致无功越下限；,区域9的控制策略,U越下限，Q越上限。 调节对策：投入电容器结果：同时有利于电压无功合格，但强调无功； 备用方案：分接头上调(电压优先方式)结果：有利于电压合格但可能导致无功越上限更多；,十七

18、区图控制策略,相对九区图，十七区图中增加了电压（或无功）偏大与偏小的预防控制区，该预控区由分接头调节一档或者电容器投切一组引起的最大电压或无功变化量来确定。 具体预控区包括：Uu或Uq：分节头调节一档（或电容器投切一组）引起的电压最大变化量Qu或Qq：分节头调节（或电容器投切一组）一档引起的无功最大变化量。 预控区及其相邻越限区采用基本相同的控制策略。 预控区的增加，有利于避免变电站电压无功的同时越限，但也可能导致变电站电压无功调节的频繁动作。,十七区图控制策略,区域1、2和6的控制策略,区域1: U越上限， Q越下限。 调节对策：退出电容器 备用方案：分接头下调(电压优先方式) 区域2: U

19、越上限， Q正常偏小。 调节对策：退出电容器 备用方案：分接头下调(电压优先方式) 区域6: U正常偏大，Q越下限。 调节对策：退出电容器,区域4、5和7的控制策略,区域5: U越上限， Q越上限。 调节对策：分接头下调 备用方案：退出电容器(电压优先方式) 或投入电容器(无功优先方式) 区域4: U越上限， Q正常偏大。 调节对策：分接头下调 备用方案：退出电容器(电压优先方式) 区域7: U正常偏大，Q越上限。 调节对策：分接头下调 备用方案：投入电容器(无功优先方式),区域11、13和14的控制策略,区域13: U越下限， Q越下限。 调节对策：分接头上调 备用方案：退出电容器(无功优先

20、方式) 或投入电容器(电压优先方式) 区域11: U正常偏小，Q越下限。 调节对策：分接头上调 备用方案：退出电容器(无功优先方式) 区域14: U越下限，Q正常偏小。 调节对策：分接头上调 备用方案：投入电容器(电压优先方式),区域17、12和16的控制策略,区域17: U越下限，Q越上限。 调节对策：投入电容器 备用方案：分接头上调(电压优先方式) 区域12: U正常偏小，Q越上限。 调节对策：投入电容器 区域16: U越下限，Q正常偏大。 调节对策：投入电容器 备用方案：分接头上调(电压优先方式),变电站VQC的运行问题,从上述VQC控制策略来看，仅通过单一变电站的电容器或者分接头的一次

21、调节，可能无法同时保证电压和无功调节的正常要求。 当不能同时满足电压和无功要求时，电压或者电容器优先虽然有利于保证电压的正常要求，但可能导致无功越限更多；无功优先虽然有利于保证无功的正常要求，但可能导致电压越限更多；两者兼顾方式同时有利于电压无功的正常要求，但调节后两者可能都不满足要求。 另外，VQC控制没有考虑调节次数的约束及调压设备的动作时间分配问题，因而完全可能因为负荷的大幅度变化或者电压无功上下限值的设置不合理而导致频繁动作问题。,区域电网AVC的分级控制策略,分级电压控制中的基本概念 三级电压控制的基本原则 二级电压控制的基本原则 一级电压控制的基本原则,分级电压控制中的基本概念,主

22、变区域：由220kV变电站的主变及变中侧(110kV侧)供电的所有110kV变电站(包括110kV变电站连接的其它110kV变电站)组成的区域。 控制区域：由多个连接到同一个220kV节点的主变区域组成的区域。 枢纽母线：能够真实反映控制区域内电压水平的中枢节点，通常选用220kV及以上电压等级的母线。枢纽母线的电压定值（控制曲线）通常由省调下发。 枢纽变压器：枢纽母线连接的变压器为枢纽变压器，其高压侧的无功定值（控制曲线）通常由省调下发。,三级电压控制的基本原则,面向全局的动态分区与无功优化，确定各控制区域枢纽母线电压和枢纽变压器无功的理想定值。 无功优化的目标是网损最小，约束条件包括控制设

23、备的动态调节代价约束、容量调节能力约束及考核节点的电压安全约束。 无功优化的在线计算周期：半小时或一小时一次。 无功优化的在线计算基础：实时状态估计、实时潮流、节点的短期负荷预测和无功优化。对电网模型和量测状态的准确性要求很高，同时还对电网的全局调压能力要求很高，因而常常存在无功优化不收敛情况。,二级电压控制的基本原则,面向单个控制区域，基于三级电压控制所确定的电压无功理想定值，采用线性化无功优化方法，确定枢纽变与终端变无功、枢纽母线与考核母线电压的最优定值调整量。 无功优化的目标是枢纽母线电压和枢纽变压器无功定值偏离其理想值的偏差最小，约束条件除控制设备的动态调节代价约束、容量调节能力约束及

24、考核节点的电压安全约束外，还有控制区域之间联络线的无功功率波动约束。 无功优化的在线计算周期：每隔5分钟或者15分钟一次。 无功优化的在线计算基础：实时状态估计、实时潮流、灵敏度计算、线性化无功优化。同样对电网模型和量测状态的准确性和对电网的全局调压能力要求很高，因而也存在无功优化不收敛情况。,一级电压控制的基本原则,面向单个厂站的就地实时控制，基于二级电压控制所确定的电压无功定值，结合灵敏度分析，按照十七区图控制原理与等容量分配原则，确定分接头、电容电抗器及发电机组的具体调整量。 约束条件：动态调节代价约束、容量调节能力约束及电压无功的考核限制约束， 核心计算方法：灵敏度分析。 控制周期：5

25、分钟 灵敏度分析的基础：厂站的局部元件的模型与状态数据以及外网的等值参数。,网省与地区电网AVC控制策略的主要区别,网省AVC的控制对象重点包括直调电厂发电机组、500kV变电站35kV侧并联电容器/电抗器和地区AVC。直接控制其中的发电机组与电容器/电抗器，间接控制地区AVC（仅下发关口无功定值命令）。网省AVC通常采用三级电压控制策略，由于主要的控制对象是发电机组，其电压无功连续跟踪能力很强，因而控制效果比较明显。但也由于机组采用电压跟踪调节方式，可能导致系统的动态无功支撑备用裕度不足。 地区AVC的控制对象重点包括110kV220kV变电站站内有载调压变压器、电容器/电抗器、地调调管电厂发电机组。地区AVC通常采用两级电压控制，具体包括站级控制策略和区域控制策略。由于主要的控制对象是变压器的分接头与补偿无功，其不能连续调节（每次只能调节一档），且有动态调节次数限制，因而控制效果很难保证。,自动电压控制的频繁调节问题及对策,离散控制设备的动作次数限制并联电容器/电抗器或者有载调压变压器具有离散调节特性，都有日调节次数限制，不能频繁调节。通常情况，220kV变压器的分接头档位日调节次数为10次，110kV为15次。35kV/10kV的电容器开关日调节次数8/6/4次。 VQC策略中的频繁调节问题及对