多控制中心无功电压协调控制研究综述

王 悦，方 兵

(1.海南电网公司三亚供电局，海南三亚 572000；2.海南电网公司规划中心，海南海口 570203)

多控制中心无功电压协调控制研究综述

王 悦1，方 兵2

(1.海南电网公司三亚供电局，海南三亚 572000；2.海南电网公司规划中心，海南海口 570203)

随着电力系统的发展，不同控制中心间的弱耦合假设不再成立，无功电压协调控制至关重要。本文对已有的多控制中心无功电压协调控制方法进行总结，有针对性地提出三种协调控制模式，并说明不同协调控制模式的优缺点及其应用场景。

无功电压控制；控制中心；协调控制

无功电压优化控制是提高电压质量和电压稳定水平、降低系统网损的重要手段，近年来备受关注[1]。随着电力系统自动电压控制技术的推广，未来网、省、地等各级电网控制中心都将建立无功电压控制系统。

目前，不同控制中心的无功电压控制系统往往针对控制区域内的无功调节设备进行独立调控，其控制区域则按照控制中心对应的调度范围来划分。基于无功就地平衡的原则，“独立调控”模式在区域间电网耦合度弱的情况下能够满足互联电网无功电压优化控制的要求。然而，按照电网行政管理体制划分的控制分区在其区域边界处的耦合可能较大；同时随着电力系统的发展，各区域以及各层次之间的电网连接日益紧密，各个子系统间的耦合增强。这些因素使得无功分区之间弱耦合的假设难以保证，相互独立的控制策略间可能存在潜在冲突。如果不进行恰当的协调，不仅大大削弱预想的控制效果，比如各区域的动态无功储备不合理、网损增加、某些发电机组过早达到限值从而丧失电压调节能力等，而且可能引发控制振荡、控制失稳等现象。2000年，CIGRE(International Council on Large Electric Systems国际大电网会议)为此成立了专责小组，研究输电网与输电网电压控制的协调问题[2]。在我国，网、省、地三级控制中心的协调优化电压控制是电力系统研究的重要课题之一，被列为国家科技部“十一五”863高科技计划专题课题[3]。

本文对已有的多控制中心无功电压协调控制研究进行总结和提炼，为无功电压协调控制的后续研究及系统建设提供参考。首先简要介绍单控制中心无功电压控制方法，然后介绍三种比较有代表性的无功电压协调控制方案，并对无功电压协调控制模式进行讨论，最后给出结论和展望。

1 单控制中心无功电压控制简介

对于单控制中心电网而言，无功电压控制的关键在于能够快速响应区域电网中的电压波动和无功扰动。1968年，日本Kyushu电力公司首先在单级电网控制区域内引入自动电压控制功能。1972年，法国电力公司EDF提出了二级电压控制的概念，通过协调区域内部发电机机端出力设定值，实现该区域内部电压水平的控制。此项研究在70年代末完成其工程实践，到80年代中期，其研究成果——二级电压控制器已被广泛装设于法国电网[4]。

二级电压控制通过协调控制分区内各发电机组的无功出力，来控制分区内先导节点的电压。各个分区的控制策略是相互独立的，不能实现整个电力系统的优化协调，具有局限性。因此，电力系统研究者提出多级电压控制方案。多级电压控制是指一种在大区域范围甚至是全网范围内的电压调节分配方式，以系统范围内的安全、经济运行作为控制目标，是预防和阻止电压崩溃、实现系统内无功合理分布的有效手段。二级电压控制或多级电压控制通过定时启动触发，在控制理论上可被划入“时间基”控制。区别于这种基于“时间基”的多级电压控制，电力混成控制系统理论[5-9]则采用一种“事件基”的控制方式。以离散事件为驱动，同时考虑多种控制目标和约束，提出了具有可实现性的自动电压控制理论，以保证电力系统的优质、安全、经济运行。

2 多控制中心无功电压协调控制

多区域自动电压协调控制的基础仍然是单区域自动电压控制。为了实现多区域的协调，研究者提出了各种方案，以改造原来的二级、三级电压控制。下面介绍三种比较有代表性的自动电压协调控制方案。

2.1 协调二级电压控制

为了克服区域间耦合加强带来的问题，20世纪80年代中期，EDF及一些学者开始进行协调二级电压控制(Coordinated Secondary Voltage Control，CSVC)的研究[9-11]。协调二级电压控制的原理是把联系紧密的控制区域合并，通过控制合并后区域内一组主导节点的电压在设定值附近来维持整个控制区域的电压水平，同时保证区内的控制设备尽可能保持较多的无功储备。这实际是在更大范围的区域内求解优化问题，直接协调各发电机的无功出力。由于可控发电机数量大于先导节点的数量，因此，在满足先导节点的电压维持在参考设定值附近的同时，还有一定控制自由度。协调二级电压控制正是利用这个自由度来达到协调的目的。

2.2 考虑潮流预测的分散协调控制

对于区域电压控制来说，控制区域之间的相互影响主要体现在联络线无功潮流的变化。文献[12-13]为了消除联络线潮流变化对原有二级电压控制的影响，提出在二级电压控制器上附加联络线无功潮流变化量的反馈信号，可在一定程度上抑制控制区域间的影响，如图1所示。

图1 基于联络线潮流预测反馈的改进二级电压控制

该方案本质上是通过快速调节本区域可控发电机的无功输出，补偿联络线无功注入变化对区域电压的影响。因此要保持控制器良好的性能，可控发电机应有充足的无功储备。另外，在实现该方案时需要保证联络线无功潮流变化必须是单调且可预测的，否则效果不理想。

2.3 基于协调变量的多级自动电压控制系统

[56]LeszekBuszynski, Soviet Foreign Policy and Southeast Asia, London & Sydney: Croom Helm, 1986, p.18.

目前，我国各级电网的AVC系统纷纷投入运行，实现网、省、地三级协调的电压优化控制成为亟待解决的重要课题。目前，网、省、地各级AVC系统间的协调尝试已有文献报道。这些协调控制方法的思路通常为[14]：预先指定一些电气量作为上下级电压无功控制系统间的协调变量，通过上级电网的优化计算，给出下级电网的协调变量设定值，并下发给下级电网的无功电压控制系统；下级电网的无功电压控制系统除了要满足本级电网的控制目标外，还要实时跟踪上级电网给出的协调变量设定值。在此过程中，下级电网还需实时上传本区域电网的实际无功调节能力，并在本区域无调节手段时向上级AVC 系统申请调节上级厂站。文献[15]指出，工程实践中协调变量一般选择关口电压、关口无功(功率因数)。下级地区电网通常为开环运行，关口功率因数主要由下一级电网控制，上一级电网的控制策略对关口功率因数的影响较小。因此，省调与地调、地调与县调之间采用关口无功或功率因数作为上下级协调变量更为合理。此外，文献[16]研究了实际设备动作速度不一致可能造成的监控节点电压或机组无功出力越限情况，并提出了控制动作顺序的优化问题。这对于协调多个AVC控制动作的顺序，减小对系统的冲击有一定借鉴意义。

3 无功电压协调控制模式讨论

目前，各控制中心之间存在着不同程度的信息壁垒，系统的模型参数和状态数据不能完全共享。同时，电网可控设备的调度权归属关系复杂。这些因素都给不同控制中心无功电压控制间的协调带来了困难。控制模式主要有3种，分别是完全集中式控制、完全分散式控制及部分集中/分散式控制。

3.1 完全集中式的控制模式

由同一个控制中心对所有可控资源进行统一的优化控制称为完全集中式的控制模式。这种模式适合对本区域内直接管辖的可控设备进行协调调控，可以实现本区域的最优运行。但是，完全集中式的控制存在可靠性的问题。如果集中控制中心通信瘫痪或者控制系统软硬件出现故障，则整个系统都将失去控制。

对属于不同行政管辖范围的多区域电网来说，采用完全集中式的控制模式在具体实施中会遇到诸多问题：(1)调度中心之间的信息壁垒。这一方面是由于电力市场化带来的体制因素；另一方面则是由于电网的静态数据和动态数据规模都很庞大，跨区域的数据传输及电网模型拼接技术还不成熟。(2)优化问题过于庞大复杂，计算周期较长；加上通信数据量较大，可能造成控制时延过长。(3)在实施过程中会遇到不同电网单位所辖机组调度权的问题。另外，在电力市场化的环境下，不同电力运营商之间的信息并非完全开放和透明。(4)如果采用完全集中式的控制，原来已经建成并投入使用的控制系统、控制装置将不得不退出运行，造成资源的浪费。(5)完全集中式的控制还存在可靠性的问题。如果能够实现分布式的优化计算，则前三个问题可以基本解决。然而采用分布式的优化计算无法回避第四个问题以及集中式控制的可靠性问题。

3.2 完全分散式的控制模式

在完全分散式的协调方式下，没有一个所谓的“全局控制中心”。 各个分散的控制子系统是完全自治的，通过预测其他子系统的动作以及直接和其他子系统通信进行协调[17]。目前大多数自动电压控制系统只负责本区域的电压和无功控制，外部电网被处理成等效发电机或等效负荷。这对于整个互联电网来说，相当于采用了完全分散式的控制模式。

此外，变电站的VQC装置也是一种分散式控制，它可作为完全集中式的区域自动电压控制的补充。目前，在变电站运用较多的无功电压分散控制方式是九区图和改进九区图(十七区图)[18-19]。

图2 变电站十七区图

图3 基于多Agent的电压控制

如图2所示，将变电站的运行状态表示为二维平面上的一个点，其中横坐标代表变电站高压侧的无功功率大小(功率因数)；纵坐标代表低压侧电压幅值的大小。当变电站状态处于第0号区域时认为运行状态正常，否则根据预设的规则进行相应的控制，将运行状态拉回到第0号区域。这种控制方法本质上是基于规则逻辑的方法。

在完全分散的控制模式中引入通讯实现协调可以采用多Agent方式[20-21]。如图3所示，Agent是能根据自身资源、状态、知识规则以及获取的外部环境信息，通过规划、推理和决策实现问题求解，并作出反应，自主地完成特定任务和实现预定目标的具有高度自治能力的实体。多个Agnet之间相互通信，进行协调或者协作，就形成了多Agnet系统。多Agent系统通过任务分解和任务协调提高整体解决问题的能力，克服了单个Agent知识不完全、处理信息不准确的缺点。各Agent组之间和组内各Agent之间均为分布式结构，各Agent组或Agent无主次之分，处于平等地位。Agent是否被激活以及激活后做什么动作取决于系统状况、周围环境、自身状况以及当前拥有的数据。此结构中可以存在多个中介服务机构，为Agent成员寻求协作伙伴时提供服务。这种结构的优点是：增加了灵活性、稳定性，控制的瓶颈问题也能得到缓解。但仍有不足之处：因每个Agent组或Agent的运作受限于局部和不完整的信息(如局部目标、局部规划)，很难保证Agent成员之间目标、意愿和行为的一致性。由于没有经过全局优化计算，完全分散式的协调能够解决控制冲突以及事故下相互支援的问题，但难以实现全局的趋优运行。

3.3 部分集中/分散式的协调控制模式

在部分集中/分散式的协调方式下，各个控制子系统仍然保留各自的控制权限、控制目标，但存在一个集中的控制中心(一般是最上级电网的控制中心)，对各个控制子系统进行协调。在自动电压控制领域，针对我国多级调度的体制，文献[2,14]提出：由上级电网调度中心通过协调变量来指导和考核各下级电网调度中心；下级电网AVC系统除满足本级电网的控制目标外，还需要实时跟踪由上级电网给出的协调变量的设定值。上述方案通过协调变量对不同区域、不同等级的自动控制系统的控制责任进行了划分，交换信息量少，不涉及各控制系统的具体控制逻辑，因此在工程上是可行的。由于协调的效果必须通过协调变量的给定、追踪、考核来实现，因此协调变量的选取十分关键。

现有做法是选取关口电压或关口无功(功率因数)作为协调变量。这一做法存在以下问题：(1)关口电压或关口无功由多个互联系统的行为共同决定，需用多个区域共同影响的变量指导并考核单个区域是否足够公平、合理；(2)采用关口电压或关口无功作为协调变量，并不能解决前述控制振荡和无功储备不均衡的问题。

而根据协调变量计算所需的下级电网信息获取方式的不同，又将部分集中/分散式的协调模式分为以下两个子类。

(1)单向的协调控制模式。该模式假设上级控制中心已经掌握了下级电网的模型、实时数据以及下级控制系统的设备容量和可控状态，以保证上级控制中心下发的协调变量设定值对于下级控制系统来说一定是可行的。单向协调控制模式如图4所示。

图4 单向的协调控制模式

这种协调控制模式一般适用于上下级电网耦合比较紧密且调度通信中心之间信息壁垒较小的情形。例如500kV/220kV电网及发电厂的调度权分别属于网调和省调。网调和省调分别管辖的电网范围并非完全按照电压等级划分，所属关系较复杂。而网调建模和监视的电网模型覆盖了所有的500kV及220kV网架，尽管有些厂站不属于网调的直调厂站，不能直接从网调侧控制。同时，500kV/220kV联络变压器数目众多，且存在部分电磁环网，相互耦合较紧密。因此，网调与省调AVC之间采用单向的协调控制模式是适用的。

单向协调控制模式只要求下级子控制系统单向接收上级下发的协调指令，容易对已有的AVC系统进行改造，但对电网基础自动化水平要求较高。在这种协调控制模式中，下级子控制系统处于完全“被动”的角色。为了保证上级控制系统给出的协调指令不会造成下级子控制系统违反运行约束条件，且不与其本身的优化控制目标有显著的冲突，上级控制系统必须获得下级区域电网的模型、实时数据断面以及下级电网的设备可控信息，并且在全局优化计算模型中加以统筹考虑。

值得注意的是，一般意义下的三级电压控制模式也可以看作此类单向的协调控制模式。三级电压控制层根据全网的静态参数模型和动态状态数据进行最优潮流计算，得到优化运行方式下的先导节点电压设定值，下发给二级电压控制器作为其控制的目标之一。先导节点电压可以看作上下级交互的协调变量。

(2)双向的协调控制模式。上述协调控制模式假设上级控制中心已经掌握了下级电网的模型及实时数据，以及下级控制系统的设备容量和可控状态。但这一条件往往并不具备，例如，省调AVC和地调AVC采用的电网模型一般具有局部性。地级电网多为节点较多的放射状电网，省调侧能量管理系统一般不会进行详细的建模。常见的省调电网模型一般将220kV主变建为等效负荷，忽略110kV及其以下电网结构；地调侧一般只建立与放射电网关系密切的几个220kV变电站详细模型，而其他的220kV电网作必要等值[22]。此时采用单向的协调控制模式则不合适。

文献[23]提出将下级电网的关口调节能力(无功功率)作为协调量上传给上级控制中心，并应用于地、县两级AVC系统的分层协调控制，如图5所示。下级AVC上传关口无功的可调范围后，上级控制系统可将下级放射状网络在根节点处等效为一个虚拟的无功可调设备，参与无功优化计算。本文称此为第I类双向协调控制模式。下级AVC给出的关口变量可调范围实际与上级电网的运行状态有关，例如配电网根节点的电压主要取决于上层输电网的无功发电、负荷分布以及变电站分接头档位。上级控制系统若不对关口电压的上下限加以考虑，则很可能出现上级电网的控制调节使得下级电网电压越限的情况。因此，这种协调控制模式并没有真正解决上下级协调的问题。

图5 双向协调控制模式I

图6 双向协调控制模式II

文献[22]提出了双向互动的协调电压控制模式，本文称此为第II类双向协调控制模式。如图6所示，该协调控制模式除上传关口变量的控制能力外，还需要下级控制系统提供上级电网关口变量控制需求作为上行的协调量，协调代理和上级控制系统一般位于同一个控制中心。以省、地两级AVC协调控制为例，省调与地调AVC分别以关口电压与关口无功作为协调变量。地调AVC计算并上传地调关口无功控制能力上下限、省调关口电压的控制需求上下限给协调代理，同时从协调代理接收并追踪关口无功设定值(或作为区间约束条件)；省调AVC计算并上传省调关口电压控制能力上下限、地调关口无功的控制需求上下限给协调代理，同时从协调代理接收并追踪关口电压设定值(或作为区间约束条件)。因此，该协调控制模式能够较好地消除未经协调可能出现的电压越限、动态无功储备分布不均等问题。但由于协调代理对上下层区域电网的电网结构未知，不能保证给出的协调策略满足经济性最优等目标。

在此基础上，文献[24]提出了新的双向协调控制模式：(1)地调侧AVC除了上传控制能力和控制需求信息外，还需要上传地调优化效益的信息，因此可以协调输电网和配电网的网损及控制代价等优化目标；(2)省调侧AVC实现了“协调代理”的功能，直接接收地调上传的信息并下发关口设定值(或设定范围)。由此可以避免计算省调侧控制能力和控制需求的过程，省去了多次优化计算，同时能够直接在省调侧AVC优化过程中考虑配电网的优化效益。

4 结论与展望

无功电压协调控制可有效地改善电压水平，抑制无功电压波动，降低系统网损。在现有多控制中心无功电压协调控制研究的基础上，应考虑如下几个问题：(1)进一步完善AVC系统参与协调控制的考核标准，以通过管理的手段提高AVC系统的控制品质；(2)在电网有功和无功弱耦合条件不充分情况下，AVC系统与AGC系统间的协调问题；(3)在协调控制中考虑风电等间歇性能源接入系统所带来的不确定性问题。

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2014-10-29

王 悦(1989- )，女，吉林四平人，海南电网公司三亚供电局助理工程师，从事电力系统调度自动化研究。

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