本發明涉及一種關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法。
背景技術：
：在2016年夏季北安廠停運后，7月25日11:06出現北安、克山、海倫電壓極低的情況。省調于2014年曾向網調申請將興福分接頭向上調一檔未果，網調要求結合主變檢修進行，但興福#1主變至今未進行檢修。與檢修公司聯系后，主變停電檢修并調整分接頭位置的調整需要長時間等候。因此需要建立一種能夠快速實現低電壓用電地區的調整方案設定方法，滿足生活生產需要。技術實現要素：本發明的目的是為了解決現有的針對低電壓用電地區制定的主變停電檢修并調整分接頭位置的調整需要長時間等候的問題，而提出一種關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法。一種關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法，所述方法通過以下步驟實現：步驟一、對出現低電壓用電地區進行接線路及線路潮流、低電壓用電地區詳細情況的仿真還原；步驟二、對低電壓用電地區的預計用電負荷高峰期年度的情況進行模擬，得到電網運行情況與出現低電壓用電時的運行情況相比的變化；步驟三、規劃優化方法進行分析，計算無功補償容量及無功補償位置最優分布；步驟四、按照計算出無功補償容量及位置最優分布，為處于無功電壓的線路串聯安裝電容器；步驟五、制定就地無功補償增補方案。本發明的有益效果為：本發明進行當日情況進行仿真還原；預計用電年度的年情況模擬；建立無功補償方案的基礎上，以及在掌握電網無功電源和無功負荷的基礎上，做好無功的就地平衡，制定無功補償方案，盡力做到各級電網的無功能就地補償，經過合理的數學分析與計算確定安裝電容器無功容量和位置，利用非線性規劃方法來解決無功補償容量及位置最優分布，使一定容量的補償電容器達到最大的降損效果。附圖說明圖1為本發明實施例1涉及的北部網及周邊地區潮流圖；圖2為本發明實施例1涉及的克山、北安、海倫潮流圖；圖3為本發明實施例1涉及的北部網及周邊地區潮流圖；圖4為本發明實施例1涉及的黑多線停運，北部網及周邊地區潮流圖；圖5為本發明實施例1涉及的黑多線停運，克山、北安、海倫潮流圖；圖6為本發明實施例1涉及的方案一北部網及周邊地區潮流圖；圖7為本發明實施例1涉及的方案一克山、北安、海倫潮流圖；圖8為本發明實施例1涉及的方案二北部網及周邊地區潮流圖；圖9為本發明實施例1涉及的方案二克山、北安、海倫潮流圖；圖10為本發明實施例1涉及的方案三北部網及周邊地區潮流圖；圖11為本發明實施例1涉及的方案三克山、北安、海倫潮流圖；圖12為本發明實施例1涉及的方案四北部網及周邊地區潮流圖；圖13為本發明實施例1涉及的方案四克山、北安、海倫潮流圖；圖14本發明方法的流程圖；具體實施方式具體實施方式一：本實施方式的關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法，結合圖14所示，所述方法通過以下步驟實現：步驟一、對出現低電壓用電地區進行接線路及線路潮流、低電壓用電地區詳細情況的仿真還原；步驟二、對低電壓用電地區的預計用電負荷高峰期年度的情況進行模擬，得到電網運行情況與出現低電壓用電時的運行情況相比的變化：步驟三、規劃優化方法進行分析，計算無功補償容量及無功補償位置最優分布，使一定容量的補償電容器達到最大降損效果；步驟四、按照計算出無功補償容量及位置最優分布，為處于無功電壓的線路串聯安裝電容器；步驟五、制定就地無功補償增補方案。具體實施方式二：與具體實施方式一不同的是，本實施方式的關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法，步驟一所述的仿真還原接線路及線路潮流、低電壓用電地區詳細情況的過程為，根據當日實際情況調整電網及相關區域負荷、有載變壓器運行變比、負荷及電壓數據；仿真電網及周邊地理接線路；還原當日線路潮流；其中，仿真仿真電網及周邊地理接線路過程中，仿真的電壓誤差小于等于1kV，仿真的無功誤差小于等于3MVar。具體實施方式三：與具體實施方式一或二不同的是，本實施方式的關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法，步驟三所述的規劃優化方法進行分析時選用非線性規劃方法具體實施方式四：與具體實施方式三不同的是，本實施方式的關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法，步驟三所述計算無功補償位置最優分布的過程為：步驟三一、確立目標函數：設定網絡負荷點電壓UL和無功補償位置的補償容量QCi的函數關系：UL＝f(QCi)，使無功補償總的有功損耗最小，則網絡負荷點電壓UL和無功補償位置補償容量QCi的函數關系進一步為：當各無功補償位置裝設的補償容量為QC1、QC2、……、QCi、……、QCn時，網絡的電壓達到期望值，達到電壓無功調整的目標；其中，m表示無功補償位置的電壓補償值，m＝0、1、2、……、z；QCi表示第i個無功補償位置的無功補償位置裝設的補償容量，角標i表示無功補償位置的序號，i＝0、1、2、……n；步驟三二、確定約束條件：按照系統電壓質量要求：第i個無功補償位置的電壓Ui小于其運行電壓最大值Umax，大于其運行電壓最小值Umin，即：Umin＜Ui＜Umax得到有功功率P和無功功率Q和視在功率S之間的關系為：則在傳送固定的有功功率P的條件下，表示功率因數，的值越高所需視在功率S越小，設備利用率越高。具體實施方式五：與具體實施方式一、二或四不同的是，本實施方式的關于低電壓用電地區無功電壓聯合調整方法，步驟五所述的制定就地無功補償增補方案的過程為，步驟五一、根據步驟一進行的出現低電壓用電地區進行接線路及線路潮流、低電壓用電地區詳細情況的仿真還原結果，計算目標地區電壓，得到運行負荷大以及電壓低的地區，進而得到電網負荷水平高的地區；步驟五二、根據步驟五一確定的電網負荷水平高的地區，得出電網負荷水平高的地區其電網負荷大，電網負荷大時多黑線則不具備運行條件；步驟五三、在斷開黑多線的前提下，計劃對運行負荷大以及電壓低的地區建立無功補償增補方案；步驟五四、在水電廠開機情況下，建立無功補償增補方案并獲得無功補償增補方案后用電地區電壓；步驟五五、進行具體無功補償增補方案，并比較低電壓用電地區增加無功補償量裝置的無功電能值以及補償后用電地區的電壓值，最終將補償后用電地區的電壓值在213～242kV之間，且降低電網損耗的值最大的方案確定為最終無功補償增補方案。實施例1：一、情況還原在2016年夏季北安廠停運后，7月25日11:06出現北安、克山、海倫電壓極低的情況。首先對當日情況進行仿真還原。北部網及相關區域負荷、有載變壓器運行變比等數據都根據當日實際情況調整，其中克山、北安、海倫負荷及電壓情況如下表。仿真的北部網及周邊地理接線路和北安、克山、海倫詳細情況如下圖所示，潮流基本還原當日線路潮流，仿真的電壓最大誤差在1kV以內，無功最大誤差在3MVar以內。表1實際負荷以及電壓情況注：克山、北安電容器全投，海倫220kV變電站投6MVar、66kV變電站投24MVar。(海倫變裝有兩臺最大容量6Mvar的電容器，但由于綏化局運檢部調整，兩臺電容分別只能發出4Mvar、2Mvar無功。綏調已確認該問題將在2017年夏季尖峰前解決。)二、2017～2018年情況模擬預計到2017～2018年夏季負荷高峰期，電網運行情況與7月25日主要有以下變化：1.綏化熱電廠至少一臺機組投運2.黑多線投產完成3.負荷增長(按到2018年增長7％預計)4.海倫變主變三次側補償容量增加6Mvar。5.興福變主變分接位置上調一檔。注：省調于2014年曾向網調申請將興福分接頭向上調一檔未果，網調要求結合主變檢修進行，但興福#1主變至今未進行檢修。因此建議興福分接頭向上調一檔，并按照調整后方式進行仿真。(該調整將結合進2017年500kV設備檢修計劃，目前已和檢修公司聯系，預計將在2017年4月初進行興福#1主變停電檢修并調整分接頭位置。)仿真結果如圖3所示。由于黑換51B主變接近滿載，考慮黑多線停運，仿真情況如下。此時克山變電壓200.8kV，北安變電壓202.7kV，海倫變電壓206kV，克山變成為全網電壓最低點。仿真結果如圖4、圖5所示。三、無功補償方案的建立線路電感造成線路電壓降為無功電壓，無功電壓與線路電流成正比，無功電壓與線路電流有90度的相位差。串聯電容器就是用于補償無功電壓的。在掌握電網無功電源和無功負荷的基礎上，做好無功的就地平衡，制定無功補償方案，盡力做到各級電網的無功能就地補償，安裝電容器無功容量和位置的不同，其降損節能的效果也不同，因此，電容器安裝前必須經過合理的數學分析與計算，使一定容量的補償電容器達到最大的降損效果，無功補償容量及位置最優分布實際上是一個規劃優化的問題，可以用非線性規劃方法來解決。電壓無功調整的基本原則：分層分區調整與無功的就地平衡。在確定無功補償點時要滿足下列要求：1.確立目標函數無功補償所追求的目標是總的有功損耗最小，設定網絡負荷點電壓UL和補償點補償容量QCi的函數關系如下式所示：UL＝f(QCi)即其中m＝0、1、2、……、n各補償點裝設的補償容量為QC1、QC2、……、QCi、……、QCn時，網絡的電壓達到期望值，是電壓無功調整的目標。2.約束條件按照系統電壓質量要求，第i個補償點的電壓Ui必須小于其運行電壓最大值Umax，大于其運行電壓最小值Umin，即Umin＜Ui＜Umax有功功率P和無功功率Q和視在功率之間存在下述關系，即由上述公式可見，在傳送一定有功功率功率因數P的條件下，越高，所需視在功率越小，設備利用率越高。四、無功補償增補方案3.1在斷開黑多線的前提下考慮北安、克山、海倫進行無功補償根據2017-2018年仿真結果，由于北安、克山、海倫地區負荷大、電壓低的運行時刻，北部電網整體負荷水平也必然較高，而北部網負荷大時，多黑線將不具備運行條件，故本次計算的補償方案建立在斷開黑多線的前提下，計劃對北安、克山、海倫進行無功補償。3.2考慮尼爾基開機情況的無功補償克山、北安、海倫電壓與尼爾基水電廠的發電情況還密切相關。下表是通過仿真計算得出的不同情況下克山、北安、海倫電壓。表中顯示了尼爾基水電廠分別開0、1、2臺機組，同時，克山、北安、海倫二次側進行多種形式的無功補償情況下，三地的電壓。表2不同補償方案下尼爾基開機與各地電壓關系表3.3具體無功補償方案及比較方案一：要求當尼爾基廠無機組運行時，最低電壓高于210kV。此時的補償方案為，分別在克山、北安、海倫增加無功補償量裝置2萬千乏、1萬千乏、1萬千乏，共計補償4萬千乏。補償后克山、北安、海倫電壓分別為210.5kV，211.9kV，212.9kV。潮流如圖8、圖9所示。分析克山、北安、海倫主變下網潮流及拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況如表3、表4所示。表3方案一克山、北安、海倫主變下網潮流及功率因數下網有功(MW)下網無功(Mvar)功率因數克山#1變77170.98克山#2變76170.98北安#1變7080.99北安#2變7180.99海倫#1變69200.96海倫#2變92280.96表4方案一拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況*注：送出為正方案二：要求當尼爾基廠無機組運行時，最低電壓高于213.4kV。此時的補償方案為，分別在克山、北安、海倫增加無功補償量裝置3萬千乏、1萬千乏、1萬千乏，共計補償5萬千乏。補償后克山、北安、海倫電壓分別為213.2kV，213.9kV，214.2kV。潮流如圖8、圖9所示。分析克山、北安、海倫主變下網潮流及拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況如表5、表6所示。表5方案二克山、北安、海倫主變下網潮流及功率因數下網有功(MW)下網無功(Mvar)功率因數克山#1變75120.99克山#2變76120.99北安#1變7080.99北安#2變7180.99海倫#1變69200.96海倫#2變92270.96表6方案二拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況*注：送出為正方案三：要求當尼爾基廠一臺機組運行時，最低電壓高于210kV。此時的補償方案為，分別在克山、北安、海倫增加無功補償量裝置1萬千乏、0萬千乏、0萬千乏，共計補償1萬千乏。補償后克山、北安、海倫電壓分別為212kV，212.1kV，212.2kV。潮流如圖10、圖11所示。分析克山、北安、海倫主變下網潮流及拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況如表7、表8所示。表7方案三克山、北安、海倫主變下網潮流及功率因數下網有功(MW)下網無功(Mvar)功率因數克山#1變75220.96克山#2變76230.96北安#1變70130.98北安#2變71130.98海倫#1變69250.94海倫#2變92340.94表8方案三拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況*注：送出為正方案四：要求當尼爾基廠一臺機組運行時，最低電壓高于213.4kV。此時的補償方案為，分別在克山、北安、海倫增加無功補償量裝置1萬千乏、1萬千乏、0萬千乏，共計補償2萬千乏。補償后克山、北安、海倫電壓分別為213.7kV，214.4kV，213.7kV。潮流如圖12、圖13所示。分析克山、北安、海倫主變下網潮流及拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況如表9、表10所示。表9方案四克山、北安、海倫主變下網潮流及功率因數下網有功(MW)下網無功(Mvar)功率因數克山#1變75220.96克山#2變76220.96北安#1變7080.99北安#2變7180.99海倫#1變69250.94海倫#2變92340.94表10方案四拉克、克北、海北、吳北四條線路無功交換情況考慮在安北變投產后，無功補償裝置仍能合理利用，并主要用于降低網損，推薦采用方案二，即分別在克山、北安、海倫增加無功補償量裝置3萬千乏、1萬千乏、1萬千乏，共計補償5萬千乏。本發明還可有其它多種實施例，在不背離本發明精神及其實質的情況下，本領域技術人員當可根據本發明作出各種相應的改變和變形，但這些相應的改變和變形都應屬于本發明所附的權利要求的保護范圍。當前第1頁1 2 3