电压和无功控制（精选11篇）
电压和无功控制 篇1
0 引言
新能源大量接入给配电网带来很多新的问题[1]，其中无功电压问题是最为受关注的问题之一，在新能源并网点安装无功补偿装置是维持并网点电压稳定的最常见的手段[2,3,4,5,6]。分布式电源（DG）的并网点具有分散接入的特点，在其并网点接入的配电网静止同步补偿器（DSTATCOM）也是分散的，各并网点到系统之间的线路阻抗也不相同，加之低压配电网系统中线路的电阻值与电抗值相当，有功功率的传输对电压的影响也相当大，如何使各个DSTATCOM在无需通信下按自身容量合理分配无功出力，实现无功功率的共同分担[7]，是目前急需解决的问题。
国内外对静止无功发生器的研究主要集中在静止无功发生器的控制策略研究及仿真分析、最优配置点[8]及容量的选择、静止无功发生器作为无功装置柔性调节电网电压及动态稳定分析、静止无功发生器电压控制和阻尼调节之间的关系[9]以及抑制次同步谐振的机理[10]等方面。针对多个静止无功发生器协调控制的研究极少，实际上，当在一个系统中存在着多个配电网柔性交流输电（DFACTS）装置时，各装置的控制目标存在着相互制约关系[11]。文献[12]提出了发电机励磁与静止无功发生器分散协调控制策略，并应用于可控阻抗的柔性交流输电（FACTS）器件。文献[13]在文献[10]的基础上采用直接反馈线性化、零动态设计和最优控制方法，设计了静止无功发生器无功电流与发电机励磁的非线性控制器。文献[14]推导了静止同步串联补偿器（SSSC）和静止无功补偿器（SVC）之间的相互作用关系式，并基于反馈线性化方法设计了SSSC和SVC协调控制器。文献[15]建立了统一的状态空间模型，并由此建立了静止无功发生器与机组励磁的最优协调控制器。上述文献涉及的协调控制方法相对较为复杂，其间还涉及需要通过通信实现信息交互，难以应用于实际工程中。
在许多实际应用中，允许DSTATCOM输出端电压随着输出电流成一定比例的变化[16,17]，即DSTATCOM的输出无功功率根据系统电压的变化采用斜线控制。DSTATCOM的斜率是其重要的控制参数，斜率的存在能够牺牲很小的电压调节换取额定无功功率的大大减小，还可以防止当系统发生较小电压波动时，DSTATCOM频繁运行于极限状态的情况发生。因此，本文结合DSTATCOM的无功输出特性，提出了一种基于斜率调节的DSTATCOM群的无功电压协调控制方法，在无通信情况下实现无功输出的合理分配，共同分担电网的无功需求，避免DSTATCOM间出力处于互补工况，使得DG并网后系统能够稳定运行。
1 并入DG及DSTATCOM的线路潮流分析
DG及DSTATCOM通过配电线路接入配电网，而10kV配电网系统线路的电抗与电阻相当，因此，线路的阻抗与传输的有功、无功功率和电压存在着复杂的耦合关系，需要先对图1的线路在并入DG及DSTATCOM之后的传输功率进行分析[18]。
由图1可知，DG输出的有功功率如式（1）所示，DSTATCOM输出的无功功率如式（2）所示。
式中：PA为DG输出的有功功率；QA为DSTATCOM输出的无功功率；UA为线路末端电压；UB为线路首端电压；R为线路电阻；X为线路电抗；δ为两端电压的相角差。
根据实际线路的阻抗特性，将实际的有功和无功功率转化为虚拟的有功和无功功率[19]，令，可得：
式中：P′和Q′分别为虚拟的有功功率和无功功率；α=arctan(R/X）为线路的阻抗角；Z为阻抗。
由DG输出的有功功率及DSTATCOM输出的无功功率得到DG输出的有功电流如式（4）所示，DSTATCOM输出的无功电流如式（5）所示。
式中：Ia为DG输出的有功电流；Ir为DSTATCOM输出的无功电流。
同样，将实际的有功电流及无功电流转化为虚拟的有功电流和无功电流，如式（6）所示。
式中：Ia′和Ir′分别为转化后虚拟的有功和无功电流。
由式（3）可以看出，通过矩阵T的变换，引入虚拟有功功率和虚拟无功功率，进而由式（6）得到虚拟有功电流和虚拟无功电流，大大简化了线路首末端电压、线路阻抗和DG及DSTATCOM输出的有功和无功功率之间的关系。
2 含多DG配电网的无功电压协调控制策略
2.1 DSTATCOM的斜率调节
斜率调节下的DSTATCOM输出的无功电流与端电压之间的关系如式（7）所示。
式中：Uref为DSTATCOM基准参考电压；U*为DSTATCOM计及斜率调节后实际的参考电压；kqu为DSTATCOM无功调节斜率。
针对图2所示的配电网结构图整定各个DSTATCOM的调节斜率，合理分配各DSTATCOM的无功出力，协调控制整个配电网系统的无功电压。
由式（6）可得Ir′=QA′/UA=(UA-UBcosδ）/Z，实际运行中，两端电压的相角差值不大，因此δ≈0°，即虚拟的无功电流简化为：Ir′=（UA-UB）/Z。
由图2可知，设母线端电压为UB,n条线路并联，每条线路末端接一个DG及一个DSTATCOM，即每条线路末端电压与母线电压之间的关系为：
式中：Ui*为第i个DSTATCOM的实际参考电压；Iri′为第i条线路输出的虚拟无功电流；Zi为第i条线路的阻抗。
将式（6）和式（7）代入式（8），得到：
式中：Urefi和kqui分别为第i个DSTATCOM的基准参考电压和无功调节斜率；Ri和Xi分别为第i条线路的电阻和电抗；Iai为第i个DG的输出有功电流。
2.2 含DG配电网的多DSTATCOM混合无功补偿系统的协调运行分析
实际上，每个DSTATCOM的参考输入电压Uref有一个差别ε，但是，由式（9）可以看出，如果将DG的有功电流与其对应线路的电阻乘积作为补偿，使得每个DSTATCOM的输入电压参考值相等，即令U*=Urefi+IaiRi，可得：
由式（10）可得到多个DSTATCOM调节同一线路电压之间的关系。对包含多个DSTATCOM的无功补偿装置群U-I特性曲线在计及线路的情况下进行改进，并且进行合成，由电流的调差特性可知，多个补偿器的U-I合成曲线也是连续的。假设n个DSTATCOM的U-I特性曲线对应的方程为：
式中：y1,y2，…，yn为实际电压参考值；x为无功电流。
令特性曲线的纵坐标（目标电压）相等，即y1=y2=…=yn，将横坐标相加，就得到多个补偿器U-I特性的合成曲线：
对合成后的曲线分析可知：合成曲线的线性运行范围是各个曲线线性运行范围的和。将y=U代入式（12），可得各个DSTATCOM各自的无功电流输出为：
由式（13）可知，为把电压稳定在U值，由多个DSTATCOM构成的混合无功补偿系统中无功电流的分配与控制器的斜率和线路的电抗相关。只要对控制器的斜率合理取值，就能实现无功功率的合理分配。
由以上分析可知，在含有多DSTATCOM的无功补偿系统中，通过调节各个DSTATCOM控制器的斜率，就可以对DSTATCOM的无功发出量进行协调。为了分析方便，下面仅以含有两个不同容量的DSTATCOM混合无功补偿系统为例，对各个DSTATCOM的斜率整定进行分析，分别定义为DSTATCOM1和DSTATCOM2，其合成曲线如图3所示。
对经过斜率调节的混合无功补偿系统的线性运行范围进行分析，令式（11）中x=I(STAT1)max，得到：
式中：kSTAT1和I(STAT1)max分别为DSTATCOM1的U-I特性曲线的斜率和最大无功电流。
将式（14）代入式（11）得到：
式中：I(STAT1+STAT2)Cmax为DSTATCOM1和DSTATCOM2混合无功补偿系统的最大容性电流；I(STAT1)Cmax为DSTATCOM1的最大容性电流。
同理可求得DSTATCOM1和DSTATCOM2混合无功补偿系统的最大感性运行点为：
式中：I(STAT2)Lmax为DSTATCOM2的最大感性电流。
可得DSTATCOM1和DSTATCOM2运行在线性区域且不发生耦合的区间为：
2.3 斜率的整定
当混合无功补偿系统中的一个装置运行在其容量的临界点时，希望另外一个无功补偿装置也恰好运行在其无功容量的临界点，这样可实现混合装置的线性运行范围最大化，使混合装置在范围内线性运行。
因此可令：
由此得到：
由式（19）可以看出，DSTATCOM1与DSTATCOM2的斜率整定规则为：无功容量不同的DSTATCOM1和DSTATCOM2，各自斜率与对应线路电抗之和的大小与其最大补偿容量成反比。
由图3可知，通过对各个补偿器斜率的整定，混合无功补偿系统在控制系统达到目标电压时，各个补偿器输出的无功功率与各自的最大容量成正比，即实现容量越大，输出越大，出力越多的目的。
同理，对于包含多个DSTATCOM的无功补偿系统中，该斜率整定准则依然成立。
3 基于斜率调节的DSTATCOM群控制
将整定的斜率与对应线路的电抗之和作为无功装置的比例增益，并在基准电压基础上加入DSTATCOM输出的无功电流的比例增益作为负反馈，构成DSTATCOM新的电压参考值，建立基于斜率调节的DSTATCOM群协调控制策略，如图4所示。图中：SPWM为正弦脉宽调制；VSI为虚拟交换接口。
将DG有功电流与线路电阻的乘积计入各个DSTATCOM的电压参考值，使得其电压参考值Uref相同；将调节斜率kqu与线路电抗之和与DSTATCOM输出无功电流的乘积作为负反馈，与并网点的参考电压U*及实际电压U*pcc进行比较后经比例—积分（PI）调节器形成q轴参考电流iqref。直流侧电容电压Udc与参考值Udcref比较后经PI调节器形成有功电流指令信号idref，维持直流侧电容电压。DSTATCOM输出的三相电流信号经dq变换后，与参考指令电流信号经PI控制后形成SPWM信号，驱动DSTATCOM主电路。
4 算例分析
对如图2所示的10kV配电网系统进行仿真，该系统含有两个DG，每个DG带有DSTATCOM补偿器，系统的基准功率为10 MVA,DG容量都为3 MW,DSTATCOM1额定容量为1.5 Mvar,DSTATCOM2额定容量为3 Mvar,Z1=(0.132+j0.386）Ω，Z2=(0.264+j0.772）Ω。对DSTATCOM的调节斜率进行整定，允许DSTATCOM1端电压的波动范围为3%，取kqu1=0.2。线路1的电抗标幺值为X1*=0.038 6，线路2的电抗标幺值X2*=0.077 2，故取kqu2=0.042 1。
工况1:DG1和DG2出力均为1 MW，有功负荷为5 MW，无功负荷在4s时由0 Mvar阶跃到2Mvar，仿真结果如图5、图6、附录A图A1和图A2所示，其中图5和附录A图A1分别为无协调控制下DSTATCOM的出力和DG的并网点电压曲线；图6和附录A图A2分别为协调控制下DSTATCOM的出力和DG并网点电压曲线。图中：QDST1和QDST2分别为DSTATCOM1和DSTATCOM2的无功出力。
由图5和附录A图A1可知，由于DSTATCOM的输入参考电压Uref设定为1，因此DG1和DG2的并网点电压一直维持在1，相应的DSTATCOM1的无功出力由0.295 Mvar变化到1.25Mvar,DSTATCOM2的无功出力由0.13Mvar变化到0.8Mvar。
由图6和附录A图A2可知，DG1和DG2的并网点电压都比无协调控制情况下的电压标幺值1低，DG1并网点电压由0.997 8（标幺值）变化到0.994 1,DG2的并网点电压由0.997 3变化到0.997，对应的DSTATCOM1的无功出力由0.098Mvar变化到0.78 Mvar,DSTATCOM2的无功出力由0.182 Mvar变化到1.39 Mvar。显然在无功协调策略的作用下，额定容量较小的DSTATCOM1有足够的储备容量应对系统无功需求的变化。
工况2:DG1和DG2在4s时的出力由1 MW阶跃到2 MW，有功负荷为5 MW，无功负荷为2Mvar。仿真结果如图7、图8、附录A图A3和图A4所示，其中图7和附录A图A3分别为DSTATCOM无协调控制情况下DSTATCOM的出力和DG的并网点电压曲线；图8和附录A图A4分别为DSTATCOM协调控制下DSTATCOM的出力和DG的并网点电压曲线。
由图7和附录A图A3可知，DG的并网点电压维持为1，而对应的DSTATCOM1无功出力由1.25Mvar变化到0.95 Mvar,DSTATCOM2的无功出力由0.81 Mvar变化到0.5 Mvar。由图8和附录A图A4可知，由于DG的出力增大，并网点电压对无功支撑电压的需求减少，DG1并网点电压由0.997 4变化到0.999 5,DG2的并网点电压由0.994 1变化到0.997 5，对应的DSTATCOM1的无功出力由1.25 Mvar变化到0.95 Mvar,DSTATCOM2的无功出力由0.81 Mvar变化到0.5Mvar。
无论是无功负荷变化还是DG出力变化，对DSTATCOM进行协调控制之后，由以上仿真可知，DSTATCOM1与DSTATCOM2的无功出力能够根据自身的额定容量基本实现按1∶2的比例分配以满足系统的无功需求，从而实现系统的无功电压协调控制。
5 结语
通过理论分析和仿真，可以得到以下结论：提出根据装置的最大无功容量整定斜率的无功协调方法，对多个DSTATCOM的无功动态行为进行协调，使混合无功装置在稳定系统电压时，实现装置无功出力能够按比例分配，解决了多无功补偿器在补偿系统电压时存在的无功互补问题；在该整定斜率调节下，这种无功协调控制方法简单，不需要控制器间实时通信，增强了系统的可靠性，还可实现混合系统线性运行范围的最大化，满足工程需要。
附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx）。
电压和无功控制 篇2
论文关键词：电压无功VQC
论文摘要：介绍了变电站电压和无功控制的方法和调控原则，以及电压无功自动控制装置（VQC）的原理以及应用。
前言
随着对供电质量和可靠性要求的提高，电压成为衡量电能质量的一个重要指标，电压质量对电网稳定及电力设备安全运行具有重大影响。无功是影响电压质量的一个重要因素，保证电压质量的重要条件是保持无功功率的平衡，即要求系统中无功电源所供应的无功功率等于系统中无功负荷与无功损耗之和，也就是使电力系统在任一时间和任一负荷时的无功总出力(含无功补偿)与无功总负荷(含无功总损耗)保持平衡，以满足电压质量要求。
1电压控制的方法和原则
变电站调节电压和无功的主要手段是调节主变的分接头和投切电容器组。通过合理调节变压器分接头和投切电容器组，能够在很大程度上改善变电站的电压质量，实现无功潮流合理平衡。调节分接头和投切电容器对电压和无功的影响为：上调分接头电压上升、无功上升，下调分接头电压下降、无功下降（对升档升压方式而言，对升档降压方式则相反）；投入电容器无功下降、电压上升，切除电容器无功上升、电压下降。
变电站电压无功管理调控原则如下：
1.1变电站电压允许偏差范围为：220kV变电站的110KV母线:106.7～117.7kV；220kV、110kV变电站的10kV母线10.0～10.7kV。
1.2补偿电容器的投退管理原则：以控制各电压等级母线电压在允许偏差范围之内，并实现无功功率就地平衡为主要目标，原则上不允许无功功率经主变高压侧向电网倒送，同时保证在电压合格范围内尽量提高电压。一般情况下：峰期（7:00--23:00）应按上述要求分组投入电容器组，谷期（23:00--次日7:00）应按上述要求分组退出电容器组。
2电压无功自动控制装置的特点
过去老式变电站通常是人工调节电压无功，这一方面增加了值班员的负担和工作量，另一方面人为去判断、操作，很难保证调节的合理性。随着用户对供电质量要求的不断提高和无人值班变电站的增多，由人工手动调节电压无功的方式已不能适应发展的需要，所以利用电压无功自动控制装置（VQC）是实现电压和无功就地控制的最佳方案。
VQC可以自动识别系统的一次接线方式、运行模式，并根据系统的运行方式和工况以及具体要求，采取对应的.优化措施，使电压无功满足整定的范围。同时VQC具有丰富的闭锁功能，保证系统安全运行，而且用户可以根据需要灵活配置相关遥信作为闭锁信号。对于电容器组的投切，用户可以自行定义投切的顺序。
3VQC的控制策略
VQC根据低压侧电压和无功（或功率因数）的越限情况，将控制策略划分为不同区域，在各个区域内采取相应的控制策略。除了常规控制模式，一般采取电容器优先模式，在实施调节策略之前，VQC根据给定的参数预测调节的结果，如果调节后会造成低压侧无功/功率因数越限、低压侧电压越限，则后台VQC会调整动作策略或不动作。
当电压越上限，无功正常/功率因数正常时：下调分接头，如果分接头不可调则切除电容器；电容器优先模式：切除电容器，若切电容器会导致无功/功率因数越限或者无电容器可切，则下调分接头，如果分接头不可调，则强切电容器。当电压越上限，无功越上限/功率因数越下限时：下调分接头，如果分接头不可调则切除电容器。当电压正常，无功越上限/功率因数越下限时：电压未接近上限时，投入电容器，若无电容器可投，则不动作；电压接近上限时，如果有可投的电容器则下调分接头，否则不动作。当电压越下限，无功越上限/功率因数越下限时：投入电容器，如果投电容器会导致无功/功率因数反方向越限或者无电容器可投，则上调分接头，如果分接头不可调，则强投电容器。当电压越下限，无功正常/功率因数正常时：上调分接头，如果分接头不可调则投入电容器；电容器优先模式则投入电容器，如果投电容器会导致无功/功率因数越限或者无电容器可投，则上调分接头，如果分接头不可调，则强投电容器。当电压越下限，无功越下限/功率因数越上限时：上调分接头，如果分接头不可调则投入电容器。当电压正常，无功越下限/功率因数越上限，电压未接近下限时，切除电容器，若无电容器可切，则不动作；电压接近下限时，如果有可切的电容器则上调分接头，否则不动作。当电压越上限，无功越下限/功率因数越上限时切除电容器，若切电容器会导致无功/功率因数反方向越限或者无电容器可切，则下调分接头，如果分接头不可调，则强切电容器。当电压正常，无功正常/功率因数正常时，中压侧越上限，下调分接头；中压侧越下限，上调分接头；中压侧电压正常则不动作。
4VQC的应用效果及问题
VQC的应用，对保证电网良好的电压质量、优化电网无功潮流和电网经济运行等方面发挥了较大的作用。和传统的调压方式相比，具有以下明显优点：按“逆调压”进行电压调整，提高电压合格率；平衡无功、使无功潮流合理，达到降损节能的目的；大大减小了运行人员日常调整电压、投切电容器组的工作量。但由于硬件问题、设备工艺、功能问题以及受系统运行方式的改变等问题，VQC有时会出现误动或者拒动，需要人工进行电压和无功的调节，有时甚至会影响正常的设备运行。随着产品设计制造的改进以及运行管理水平的不断提高，VQC将更广泛的应用于各级变电站中，为复杂电网经济运行提供可靠的保障。
参考文献
【1】严法军，“变电站电压无功控制策略的改进”《电网技术》(10)
【2】蔡学敏，蔡益宇．浅谈变电站VQC装置应用中存在的问题及对策浙江电力，，(2)：51-53．
【3】曾鉴．电网电压无功综合控制中若干问题的探讨[J]．四川电力技术，，26(4)：23—24．
浅议配网无功电压优化控制 篇3
【关键词】配网；无功电压；集中控制
一、引言
电力产业随着科学技术的发展与我国经济的增长，有了长足的进步，由上世纪粗放的生产转向环境友好、资源节约的又好又快发展。在这个发展趋势下，给了电力系统的运行与管理提出了更高的要求，第一，要确保安全并且可持续的供电；第二，提升电能质量；第三，运行成本控制与资源的节约。
其中，电压是衡量电力系统运行的重要指标，它决定了电能质量的高低、运行的安全以及对运行中消耗的控制，更决定了用户能否正常使用。无功电压是在电压稳定控制过程中越来越被重视的因素，电力系统无功补偿不足，无功电压问题处理不好，可以直接造成电压不稳。无功电压的实时控制是处理好无功补偿以及无功电压问题的有效手段，是确保系统安全、可靠、降低网损、提高电压稳定性、以及实现自动监控的重要方法。
二、配网无功电压控制现状
我国配网无功调节控制的水平由于受到整体技术、配套基础设施状况、自身设备情况、投资情况以及员工综合素质等制约，无功电压控制调节还存在着一些问题。但随着政府与电力企业的重视，在投入与技术的水平上都有了较大的提升，无功电压控制有了加大幅度的改进。无功电压优化控制技术的理论与技术在近年来，从国际到国内一直都被关注，在不断的研究和实践中，取得了一定的成果，由于我国在无功电压控制的优化研究上一般是借鉴国外的既有成果，对于自身的独立科研水平有限，并且受到国家区域建设差异的限制，大部分电网的无功电压控制采用的是分散调整的状态，在计算和分析上都有差异，因此，需要在各方面进行提升。
另一方面，在变电站实施无功电压控制的过程中，会出现变压器并列调压、无功倒送、分接头和电容器动作次数过于频繁却缺乏协调、控制目标没有以无功为目标等问题。这些问题，需要通过对无功电压在控制方式上做出优化来解决。对无功电压的控制分为集中控制与就地分散控制。
三、配网无功电压集中控制的技术分析
配网无功电压集中控制集中控制是在调度端对整个系统进行分析、计算，然后由变电端控制，是在以SCADA系统技术、远距离的数据、信息的遥信、遥测技术及遥控技术的准确性和稳定性达到一定水平为基础，在对状态评估和负荷预测可以通过电网分析设备或系统可以进行在线实现的前提下，将传统的优化技术与系统控制相结合，实现配网电压的无功集中控制。在控制方案上有以下几个阶段。
1.数据收集阶段
集中控制的优化首先要优化数据计算速度与准确度，而数据计算要在“内存数据库技术”的支持下才能提高效率，信息数据采集之后以内存互交形式存储，有效的提高了硬盘的使用时限与使用效率。针对不同的传输协议与多种数据收集，可以采用“多线程技术”来保证数据收集效果与实时监测的效果。
2.数据分析阶段
集中控制在数据分析阶段，首先将数据从SCADA数据库进行读取，保证集中控制系统在数据处理节点能有效并完整的录入数据，在数据处理系统中要设定数据检验程序，如果数据在分析中发现不合理，应该显示出错，以防止不合理数据录入系统。数据库要保证传输渠道顺畅以及资源的共享顺畅，以方便数据在传输与检验的过程中不出差错与保持效率。最后，数据处理要根据现有的数据传输网络保持能够远程操作，以便检修。
3.数据库的检验
数据库检验原则要以实时有效为准，数据库不但要具有容纳所有的实时数据的功能，还要做好实时的统计记录与分析。要检验数据库中数据的实时有效性，无论是数据收集阶段还是数据分析阶段，需要保证数据的准确稳定。
四、配网无功电压就地分散控制的技术分析
就地分散控制则与集中控制方式在原理上相反。它是将数据分散在各子系统上运行，实现资源的优化。就地分散需要对电力系统中庞大的各子系统群进行紧密的联系，进而保证整个系统的优化运行。就单个子系统来说，对于电压合格率和电容器利用率是一种效率上的提高，但是在全网来看，它不能保证全网的运行优化，需要与集中控制相结合。
就地分散控制的原则是控制无功缺额完全补偿的偏差在一定的范围内。对于电容器，统一投入运行或是推出运行。电容器的负荷变化具有随机性，电网中的无功功率也是不断变化的，因此电容器无功补偿方面存在着偏差。要保证系统安全稳定运行，就要将这个偏差保持在一定范围内。具体实施分以下几步：一是对变压器分接头的控制，在各变电站实行分散就地控制。二是按照就地平衡的原则，在电容器组投入运行时，如果无功偏差在允许的范围内，或是直接能够起到明显的补偿效果，则由各变电站就地分散控制。假如，投入运行出现过补偿较大的情况，下级变电站无法确定是否应当投入电容器运行时，则通过上级变电站实行集中控制。三是对于电容器就地投切控制，而当系统的负荷变化较大且分布不合理时，则需要上级电网进行无功电压的集中控制。
五、配网无功电压控制策略
由于无功电压的控制受到设备、地域等限制，因此在分散控制与集中控制上，需要调整策略，选择最优化的方案。在配网无功电压实时集中控制的优化技术的实施方面，要做好以下几点：
第一，确保数据传输畅通，进行网络传输通道优化。在通过“内存数据库技术”保证数据存储、传输与分析的安全，保证计算机与系统硬盘的使用效果，与数据的正常使用，定期对计算机系统进行维护，防止硬盘与数据库出现损坏。在系统运行上，要保证数据传输、使用与共享的稳定，综合应用计算机系统与“多线程技术”的配合，加强配合的连续性与互补性。在网络优化时要进行实时监测和控制，以确定定时器的使用正常。通过上述关键点的把控，能够确保网络传输通道的的畅通，保证数据的准确与信息的共享安全，进而使多项指令在共同发生时，无功优化系统能够准确的发挥作用。
第二，现场技术设备的优化。根据电压控制的具体情况与不同地域的设备情况，无功电压实时优化集中控制系统的完成需要多种设备甚至新老设备的完美配合，其中，在系统运行中，保证指变压器的正常使用与运行稳定，数据传输可靠无误。就要对变压器设备的维护与保养，及在设备的质量监测上多下功夫，设计可调整兼备自动和人工的操作控制系统，使得控制更加全面。
第三，系统调度。集中控制要实现多项指令的同时执行，这就需要系统实现更加全面的实时调度。SCADA系统要发挥数据传输和安全控制的同时，对于数据的实时分析与调度功能要充分发挥，因此，对接计算机软件要性能稳定，在调度系统数据信息传输与分析时，方便无功系统的优化。SCADA系统在无功电压运行的优化管理中，上级管理部门要兼顾对各个网点、站点要进行统一的规划管理，在配网无功电压实时优化集中控制系统运行上实现可调节和可控制。
另外，在当优化失败或者是计算出现较大偏差时，要有效利用无功就地平衡、变压器分接头调整以及远程遥测、遥控等技术。要在无功负荷就地平衡的基础上，对变压器分接头和电容器组的投切实现在各变电站的就地分散控制。当不能实现有效的数据调度与处理时，需要各变电站就地分散控制同上级调度的集中控制结合起来，以保证全网的安全经济运行。
参考文献：
[1]王涛，陈伟，龙伟.区域电网无功优化集中控制系统应用探讨[J].电工技术，2011，（12）.
[2]宁爱华.区域网无功电压优化集中控制技术及其有效性评价[J].中国电力教育，2013，（33）.
电压和无功控制 篇4
在近几年世界范围内接连几次发生大面积停电事故和自然灾害以后,大电网的脆弱性充分地暴露出来,大电网成本高,运行难度大,难以满足用户越来越高的安全性和可靠性要求[1]。
随着能源瓶颈现象日益凸显,微电网作为新型能源在中国发展,而对于多微电网的无功电压控制的研究具有极大的紧迫性[2]。 微电网的无功和有功电压出力的稳定,将直接影响多微电网的母线电压和频率,进而使系统稳定。 然而,随着微电网技术的不断推广应用,如何妥善管理微电网内部分布式电源和储能的运行,实现微电网经济、技术、环境效益的最大化成为重要的研究课题[3]。
由于微电网内能源结构、分布式电源类型和控制方式的多样性,微电网的能量管理和优化运行具有较高的复杂性[4,5]。 同时,考虑微电网本身的多目标属性,传统的以大型发电机为主的单目标调度优化方法难以适应复杂的微电网环境[6]。 集中控制和分散控制相结合的方式将取代原有的统一调度方式,成为微电网控制的最佳手段之一。 但目前在多微电网控制方面的研究还有待深入。
文献[7]提出了将多代理系统MAS(Multi Agent System) 应用于孤岛模式下电力系统的无功电压的控制中,但现有研究还未涉及不同运行状态下多个微电网之间的协调控制,这对于多微电网的正常运行和本地负荷的可靠供电至关重要。 文献[8]对微电网接入主动配电网后的网架结构、规划设计、控制方案、运行模式、综合效益等问题进行了阐述,分析了应用微电网技术为主动配电网带来的优势,但没有阐述微电网应用于主动配电网的具体措施。 文献[9]验证其所提暂态电压稳定协同控制策略能有效增强微电网的电压稳定性,但是文章所提方法是否具有广泛适用性仍有待考究。 文献[10]提出了多微电网分层孤岛设计模式,但没有对子微电网之间的具体协调控制策略进行描述。
现阶段元胞自动机CA(Cellular Automata)模型多应用于研究交通、农村土地格局优化、金融以及工业生产等,在电力系统方面的应用尚在起步阶段,而在微电网中的应用则更少,CA因其自身的灵活性应用于微电网中将具有一定的优势。 文献[11]运用多智能体和CA相结合来模拟城市用地扩张的方法,将影响和决定用地类型转变的主体作为Agent引进CA模型中,Agent在CA确定的城市发展概率的基础上,决定元胞下一时刻的城市发展概率。 文献[12]提出了一种将Fisher判别方法和CA理论结合后应用于微电网格局计算的方法,用来制定微电网元胞空间的总体演化规律。 文献[13]根据CA的基本理论及其在城市动态演化模拟中的应用,提出了新的电力负荷空间分布预测方法。 文献[14]提出一种基于Fisher判别和离散选择模型相结合自动获取地理CA转换规则的方法,但没有涉及元胞之间的具体作用。 文献[15]提出了一种基于MAS和CA的“自下而上”的微电网分布式协调控制模型以及微电网自趋优控制策略,但没有涉及CA和MAS模型在多微电网中的应用。 文献[16]提出了基于虚拟功率的下垂控制法,通过把实际有功功率和无功功率转换成虚拟功率,对传统下垂控制法进行修正。 但文献[17]指出了其缺陷并提出了基于虚拟频率-电压的下垂控制法,然而这种方法要求并联逆变器具有相同的转换角,实现难度大。
本文考虑了微电网孤岛模式下的无功电压控制,创新性地提出了孤岛模式下基于MAS和CA的多微电网无功电压控制策略,构建了基于MAS和CA的微电网分布式协调控制模型,并在此基础上进行了仿真,验证了该方法可以有效地调节微源的有功和无功出力情况以及系统的母线电压和频率,维持系统的稳定运行。
1 多微电网系统无功电压控制
1.1 微电网孤岛运行无功电压特点
孤岛运行时,由于缺少外部大电网的电压和频率的支撑,微电网的频率控制具有一定的挑战性。此时,微电网的负荷全部由分布式电源提供[1]。 这就需要微电网自身保持其内部电能的供求平衡,还需要保证电压和频率的相对稳定,但是微电网自身的调节能力不一定满足负荷的要求。 若负荷波动较大,则微电网很难实现对电压的调节,甚至会出现电压崩溃的情况;若微电网的调节能力能够满足负荷变化的要求,但负荷变化特别是无功负荷的变化也可能会引起电压较大的波动。 所以在孤岛运行模式下,要综合考虑负荷变化以及微电网自身的调节能力[2]。 当多微电网中的某子微电网处于孤岛模式,并难以实现本身电能的供需平衡时,其与其他的子微电网之间是否存在交互、如何维持母线电压以及输出频率的稳定,这在目前是十分有必要研究的。
为了解决这一问题,本文构建了基于MAS和CA的多微电网分布式分层协调控制模型,来跟踪孤岛模式下多微电网的无功电压输出、各子微电网的无功电压输出情况以及在某个子微电网出现故障时其他子微电网之间对于协调多微电网总体稳定的处理情况。
1.2 微电网无功电压的数学模型
对于任意一个多微电网的子网,子网内每个节点处的无功功率平衡方程为[7,18]:
其中,Bij为节点i和j之间的互导纳;Ui和Uj分别为节点i和j的电压;Fi为相邻微电网注入节点i的无功电压潮流,本文中不考虑多微电网子网之间的彼此影响,令Fi= 0。
使用向量形式表示所有负载和发电机向量在该地区的利益,得到:
则方程(1)可以写成:
其中,D为灵敏度矩阵,即潮流方程雅可比矩阵中与电压、无功功率相关的部分,DG G为微电源馈线之间的互导纳,DGL和DLG分别为微电源馈线和负荷馈线之间的互导纳,DLL为负荷馈线之间的互导纳。 因此线性化系统模型可用如下灵敏度方程表示为(假定
其中,ΔUL为负荷电压变化值;ΔUG为微电源电压变化值;ΔQL为负荷无功功率变化值;ΔQG为微电源无功功率变化值。
若令CU= -DLL-1DLG,CQ= -DLL-1,则式(7)可简化为:
其中,CUΔUG为对负荷节点电压的影响;CQΔQL为无功扰动引起的负荷节点电压变化值。 式(8)也是对负荷Agent计算电压偏差值的表达式。
2 基于MAS和CA的双层多微电网分布式协调控制模型
2.1 MAS说明与构建
多个结构和性能较为简单的Agent组成一个结构较为松散的MAS[19]。 在MAS中每个需要完成的任务对于一个Agent而言是透明的,每个Agent只拥有部分功能权限和信息资源,如果各个Agent之间无法进行通信联系来协调,将无法解决实际问题,这就是群体共同解决问题的流程,如果只是单个Agent来负责,无法解决如此繁复的任务。 目前来看,MAS的解决方案正被广泛应用于各个领域。 随着MAS应用领域的扩展,MAS的智能化水平越来越高,解决实际复杂问题的能力越来越强。
微电网为典型的分布式系统,MAS可以提高其分布式电源之间、分布式电源与负荷之间以及微电网之间的协调控制。
MAS模型中的每一个Agent都可以代表一个实体或一种决策过程,并且Agent具有自治、通信、可协调等特点。 MAS中的Agent之间相互影响,它们一方面根据运行情况自主完成特定的调压任务,另一方面可通过通信系统与同级Agent之间分享信息,接收上级Agent下达的调压任务并反馈执行情况,实现系统的整体协调,达到维持微电网电压水平的目的[12]。 本文中主要运用4 种Agent:电网Agent(PCC Agent)、微电网Agent (microgrid Agent)、 当地控制Agent(LC Agent)、微源Agent。
电网Agent的主要功能是提供大电网与微电网的接口,通过该接口可以实现微电网与大电网的并网运行状态和微电网孤岛运行状态的切换;同时大电网可以通过电网Agent向微电网下达命令。
微电网Agent的主要功能是对当地控制Agent的监控与管理。 一方面,微电网Agent获取来自各当地控制Agent的信息,对各区域进行监控和管理;另一方面,微电网Agent负责组织和管理当地控制Agent,接收大电网的命令。
当地控制Agent的主要功能是对当地的微源Agent和负荷单元进行管理。 一方面,当地控制Agent对微源Agent和负荷单元进行管理,执行控制策略;另一方面,它负责接收微电网Agent发来的命令及向其发送反馈信息。
微源Agent的主要功能是对当地的微源进行管理,存储微源(光伏电池组、风力发电机、微型燃气轮机等)的相关信息(额定功率、分布式能源种类、可增发负荷等),并监测微源的功率输出情况和运行状态,转换微源的控制方式等;与其他微源Agent进行通信;接收上级当地控制Agent的命令。
微电网中,各Agent之间的交互情况如图1 所示。
2.2 CA简介
CA是一种通过简单的局部运算模拟空间上离散、时间上离散的复杂性现象的模型[7]。 元胞以某种离散状态分布于规则网格中的任意地方,并且以相同的规则进行状态更新,它们通过简单的相互作用来形成一个动态的系统。 CA包括元胞及状态、元胞空间、邻居以及转换规则,其模型如图2 所示[12]。
元胞是CA的基本元素,通常情况下元胞以0、1这2 种状态存放元胞状态集,元胞空间是元胞所处的空间网格的集合。 CA中的邻居作用于当前元胞状态,使之在直接相邻元胞范围发生状态转变。 二维的CA邻居有Moore型、冯诺依曼型以及扩展Moore型,其中Moore型比较常见。 本文CA模型中的邻居采用Moore型,其定义为[12]:
其中, ︱vix- v0 x︱≤1; ︱viy- v0 y︱≤1;(vi x,vi y)∈ Z2,Z2代表二维元胞空间;vi为邻居元胞;(v0x,v0y)为中心元胞的坐标;(vix,viy)为邻居元胞的坐标。
而CA的演化规则指元胞根据自己当前的状态及其邻居的状态来确定下一时刻状态的函数。 该函数考虑了这个元胞所有状态和这些状态的变换规律,构造成一种简单、离散的局部变换模型。 由此可定义CA模型如下[12]:
其中,f为CA演化规则;t为时间;Cit为t时刻元胞i的状态;CNi为元胞邻居状态组合;Cit+1为t+1时刻元胞i的状态。
2.3 基于MAS和CA的双层协调控制模型
本文中构建了一种基于MAS和CA的双层架构模型结构,然后用它来建立“由下而上”的多微电网分布式协调控制模型。
上层模型通过微电网中的Agent之间的交互信息来实现微电网分布式协调控制功能;下层模型基于CA建模,用来监测并描述微电网中微源和负荷的参数变化情况以及孤岛模式下各子微电网之间的协作状况。 下层模型不断地为上层模型提供制定优化控制策略所需要的基础数据,并根据上层模型提供的控制策略改变自己的行为;上层模型根据下层模型提供的数据通过交互操作来制定优化控制策略,并指导下层模型的行为[15,20]。 该双层模型中MAS部分由图2 中涉及的4 种Agent之间的交互组成,因此本文所构建的基于MAS和CA模型的多微电网分布式协调运行双层框图如图3 所示[14]。
3 基于MAS和CA的多微电网无功电压控制
常见的分布式电源有2 类:微型燃气轮机、燃料电池是一类功率可调的机组,并网运行时采用P / Q控制,而在各子微电网孤网运行时,为调节系统的安全稳定性,采用U / f控制;风电、光伏发电是间歇性的,受风和光等因素的影响较大,采用P / Q控制。
在2.1 节中提到微电网可以通过电网Agent实现与大电网的互连和断开状态的切换,这样只要通过监测PCC处的电力参数即可确定微电网在下一时刻的连接状态,从而确定微电网是否处于孤网状态。 可以通过观测微电网的孤岛电压限值实现,微电网孤岛电压限值如表1 所示[15]。
本文结合3.2.1 节中所讲述的CA的特性,将微源和负荷抽象成微电网中的元胞,它们的集合构成了一个元胞空间;用元胞规则来模拟各元件的运行情况;给每个元胞赋一定的初值,这样就可以建立起用CA来模拟微源和负荷运行的子微电网以及子微电网之间的运行跟踪模型。
根据元胞的频率变化值 Δ f和电压变化值 Δu是否超过频率和电压控制范围来判断当前元胞的状态。 元胞超过范围就会出现故障,此时元胞状态值置为“1”;若在控制范围内,则已经处于正常运行状态或元胞可以经过微调恢复正常状态,此时元胞状态值置为“0”。 我国采用的额定频率为50 Hz,正常运行时应当保持在(50±0.2)Hz的范围之内;用户供电电压的允许偏移量对于10 k V及以下电压等级为±7 %,微电网由380 V~10 k V供电电压组成,本文模型假设按380 V供电,因而电压允许偏差应不超过20~25 V[21]。
孤岛模式下,微源元胞输出功率与负载吸收功率的能量守恒方程为[17,18]:
其中,ω′=ω+Δω 为孤岛模式下公共连接点(PCC)处的角频率;ω 为PCC处的角频率;U′PCC= UPCC+ ΔUPCC为孤岛模式下PCC处的相电压,UPCC为PCC处的相电压;P为微源输出的有功功率和无功功率;PL为负荷吸收的有功功率和无功功率;ΔP为多余的有功功率和无功功率。
当多微电网处于正常运行状态下,电网Agent、微电网Agent和微源Agent / 负荷元胞都处于监测状态,电网Agent监测大电网PCC处的相电压,微电网Agent监测大电网的母线电压、各负荷节点电压变化情况,而微源Agent监测本地的频率和线路电压变化值。 根据负荷节点电压是否越限可以判断微电网是否进入紧急情况。 控制策略步骤如下[15]。
(1)当电网Agent监测到大电网PCC处的相电压超出孤岛电压限值时,电网Agent将大电网的断路器断开,此时多微电网进入孤岛状态。
(2 ) 微源Agent / 负荷元胞周期性地监测本地电压频率和变化值,并将该值实时传送给当地控制Agent。
(3) 当地控制Agent判断负荷元胞发送来的频率和电压变化值是否在故障范围内,若不在故障范围内,则当地控制Agent继续实时接收来自负荷元胞的反馈信息;若在故障范围内,则判断通过调节电压控制器是否可以消除电压越限,如果可以,则命令电压控制器来调节负荷电压值,否则当地控制Agent向微电网Agent发出调压请求。
(4) 微电网Agent收到调压请求后命令相应的微源Agent / 负荷元胞调节电压值来消除越界。
(5)微源Agent / 负荷元胞判断通过自身调节是否可以消除越界,若可以,则自行调节电压值,否则立即向微电网Agent发出协助调压请求。
(6)微电网Agent收到请求后,选择需要协助调压的微源Agent / 负荷元胞,若能发现这种Agent,则继续步骤(7),否则跳至步骤(9)。
(7) 微源Agent / 负荷元胞收到微电网Agent发出的调压命令后,要判断协助调压是否会对自身电压值造成干扰,若不会,则进行协助调压,否则拒绝执行调压。 协助调压的微源Agent / 负荷元胞在完成任务后要向微电网Agent反馈信息。
(8)微电网Agent收到反馈信息后,判断电压越界是否消除,若消除,则将该信息发送给请求协助调压的微源Agent / 负荷元胞,跳至步骤(10),否则继续步骤(9)。
(9) 微电网Agent根据负荷元胞相对于微电网的重要程度来选择需要切除的负荷,并命令相应的当地控制Agent断开连接;当地控制Agent收到断开连接的命令后,将断路器的连接状态置为“0”(“0”代表断开状态,“1”代表连接状态),并向微电网Agent反馈信息,跳至步骤(8)。
(10)微源Agent / 负荷元胞收到电压越限消除的消息后,再次检测电压的状态,若电压恢复正常,则向协助调压的微源Agent / 负荷元胞发出确认信息,否则跳至步骤(5)。
(11) 此时大电网的故障消除,3 s后, 微电网Agent向被切掉负荷的当地控制Agent发送重新接入微电网的命令,其将断路器的连接状态置为“1”,重新接入微电网。
(12) 大电网故障消除后,会向电网Agent发送故障已消除的信息。 电网Agent会将各孤岛模式下的子微电网重新接入大电网,恢复并网状态。 系统此时可能需要重新加以调节,跳至步骤(1)。
当微电网的某子微电网发生故障时,会自行切断断路器,以保证大电网母线及其他子微电网的安全运行。 而此时大电网中的其他子微电网会承担调节母线电压及频率的任务。 若母线电压无法稳定,则必须切除不必要的负荷来维持电压的稳定。
4 系统建模与仿真
4.1 系统仿真模型
本文研究的多微电网由3 个可孤岛运行的子微电网构成。 当孤岛运行时,每个子微电网相当于一个单独的供电系统,而孤岛模式下子微电网是存在相互影响的。 该仿真模型中包含着2.1 节中所述的4 种类型的Agent(电网Agent、微电网Agent、当地控制Agent以及微源Agent)。 其中子微电网A包括微型燃气轮机(MT)和光伏电池组(PV);子微电网B包括燃料电池(FC)和风力发电机组(WD);子微电网C包括光伏电池组和风力发电机组。 用PSCAD构建仿真模型如图4 所示(本仿真模型中暂不考虑导线电阻及其在传输过程中的损耗)。 其中,DMS代表配电网调度系统;MV代表控制电压;LV代表低电压;MC表示人工控制;LC表示负荷中心。
根据分布式电源的参数范围,本文模型中各微源元胞的参数如表2 所示[1,22]。
4.2 算例仿真分析
根据2.2 节中所述的微电网无功电压数学模型,结合CA监测的电压和频率的变化值,判断系统是否可以正常运行,进行孤岛模式下多微电网的无功电压控制仿真实验。 本文主要考虑光照、风速以及某个子微电网故障对多微电网及子微电网之间的影响。 仿真时开关BRK0 断开,各子微电网进入了孤岛模式。 假定仿真时间为10 s。
4.2.1 光照强度改变对各微电网的影响
开始时光照强度是600 W / m2,第3 s时增大至800 W / m2,第6 s时光照强度恢复到600 W / m2,仿真结果如图5 — 7 所示。 其中,QM T、QFC、QWD、QPV分别为微型燃气轮机、燃料电池、风力发电机组、光伏电池组输出的无功功率;Ubus为母线电压有效值(标幺值);fs为系统频率。
由图5 可知,光伏电池在光照强度为600 W / m2时,微型燃气轮机输出的无功功率上升为20 kvar,燃料电池输出的无功功率上升为10 kvar,风力发电机无功功率维持在0 kvar,光伏电池无功功率为0 kvar;第3 s时,光照强度由600 W / m2增加至800 W / m2,光伏电池无功出力稳定在0 kvar,微型燃气轮机和燃料电池无功出力维持不变;第6 s时,光照强度回到600 W / m2,微型燃气轮机和燃料电池的无功功率仍维持不变。
由图5 — 7 可知,在光照强度发生变化时,子微电网A在微型燃气轮机的调节下,其母线电压基本维持不变;子微电网B在燃料电池的调节下,其母线电压基本维持不变;子微电网C中的光伏电池和风力发电机的无功功率输出为0;系统频率在光照强度发生变化时有微小波动,但是频率改变值维持在(50 ± 0.02)Hz内,能够满足微电网运行要求。
由上述结论可知,无功功率和母线电压在光照强度发生变化时基本不变,系统频率在允许的范围内有较小的波动,各微源对无功电压的控制取得了较好的效果。 因此,子微电网A中的微型燃气轮机不仅对自身电压起调节作用,还对子微电网B和C起到了良好的调节作用,使得多微电网整体功率相对平稳。
4.2.2 风速变化对各子微电网的影响
实验采用随机风速,光照强度保持在800 W / m2,仿真时间为10 s,仿真结果如图8—10 所示。
由图8 — 10 可知,风速增大时风力发电机的无功输出增多,风速减小时风力发电机的无功输出减少,且其无功输出在0 kvar上下波动;微型燃气轮机输出的无功功率在23 kvar上下波动;燃料电池输出的无功功率在15 kvar左右波动;光伏电池无功输出恒为0 kvar。 多微电网母线电压在1.0 p.u. 左右波动,系统频率在50 Hz左右小范围波动,满足系统最低要求。
由以上分析可知,孤网模式下,随风速的变化,为了维持多微电网系统无功出力的平衡,子微电网A中微型燃气轮机对调节子微电网B和子微电网C起到了良好的作用,多微电网中的各微源无功电压在允许的范围内波动,使母线电压和系统频率相对平衡。
4.2.3 燃气轮机和光伏电池组(子微电网A)故障对多微电网的影响
开始时,各子微电网在孤网模式下各自平稳运行,在第5 s时将子微电网A与母线连接的开关BRK1断开,来模拟燃气轮机和光伏电池组故障,仿真时间10 s,仿真结果如图11—13 所示。
由图11 可知,在0~5 s内,微型燃气轮机和风力发电机波动较大,且其无功输出分别在20 kvar和0 kvar上下波动;燃料电池和光伏电池组无功输出平稳,燃料电池输出的无功功率在15 kvar左右波动,光伏电池无功输出恒为0 kvar。 多微电网母线电压在(1 ± 0.005)p.u. 左右波动,系统频率在(50 ± 0.02)Hz左右小范围波动,满足系统最低要求。
在第5 s时,将子微电网A与大电网母线相连的开关BRK1 断开,从图11 可知微型燃气轮机和光伏电池组的无功输出功率恒不变,燃料电池和风力发电机组的无功输出功率分别一直在15 kvar和0 kvar小范围波动。 而从图12、13 可知母线电压和系统频率也恒不变。
由以上分析可知,在子微电网A中的微型燃气轮机和光伏电池组发生故障时,子微电网B中的燃料电池起到了良好的调节作用,使母线电压和系统频率十分平稳。
4.2.4 燃料电池和风力发电机(子微电网B)故障对多微电网的影响
开始时,各子微电网在孤网模式下各自平稳运行,在第5 s时将子微电网B与母线连接的开关BRK2断开,来模拟燃料电池和风力发电机故障,仿真时间为10 s,仿真结果如图14 —16 所示。
由图14 可知,在0~5 s,微型燃气轮机和风力发电机波动较大,且其无功输出分别在20 kvar和0 kvar上下波动。 燃料电池和光伏电池组无功输出平稳,燃料电池输出的无功功率在15 kvar左右波动,光伏电池无功输出恒为0 kvar。 多微电网母线电压在(1±0.005)p.u. 左右波动, 系统频率在(50±0.02)Hz左右小范围波动,满足系统最低要求。
在第5 s时,将子微电网B与大电网母线相连的开关BRK2 断开,从图14 可知燃料电池和风力发电机组的无功输出功率恒不变,微型燃气轮机和光伏电池组的无功输出功率分别一直在20 kvar和0 kvar左右波动。 而从图15 、16 可知母线电压和系统频率也恒不变。
由以上分析可知,在微型燃气轮机和光伏电池组发生故障时,微型燃气轮机起到了良好的调节作用,各子微电网之间相互协调交互的效果明显,使母线电压和系统频率十分平稳。
4.3 和其他无功电压控制方法的比较
通过上面的实验以及分析可以得知,在孤岛模式下使用MAS与CA的双层多微电网无功电压控制模型可以很好地调节和控制微电网的母线电压及微电源的无功输出功率。 上文提到,MAS和下垂控制法是目前电压控制领域中比较常用的电力电子技术方法,而基于MAS和CA的无功电压控制方法较之于其他微电网无功电压控制的优势主要体现在以下几个方面。
a. 下垂控制法没有考虑到系统电压的恢复问题,因此当微电网遭受严重干扰时,系统的电压质量可能无法保证;单一的MAS控制虽然可以在一定程度上对微源元胞进行调压,但它不能检测各个子微电网微源元胞的运行状态,不能及时地做出响应;而本文提出的基于MAS和CA的电压控制法不仅可以对微源元胞进行实时监控,还可以向MAS反映元胞的状态,使其快速地给出解决方法,并且通过实现电压控制策略可以达到恢复系统电压的目的,即使在微电网遭受严重扰动时,仍然能够保证整个微电网电压的质量。
b. 下垂控制法仅针对各分布式电源间的控制,MAS以及CA方法适用于微电网模型中的任何元器件,元件可灵活地加入微电网中,并对其进行实时监测。
c. 下垂控制法没有考虑微源之间、负荷之间以及微源与负荷之间、微电网主控单元与微源和负荷之间的协调问题,调节电压相对主观;而MAS技术考虑到了这一点,提供了通信机制,可以令各元器件之间协调调压;而本文加入的CA可以和MAS进行实时通信,使多微电网的无功电压控制方法更加有效,这在本文实验中已有所体现。 文献[23]将下垂控制法在微电网模型上进行了仿真,从仿真结果来看,虽然该方法也能够达到调整无功输出、稳定系统电压的目的,但相比本文提出的方法,下垂控制法在时间上不具有优势;文献[7]将MAS方法应用于孤岛模式下电力系统的无功电压的控制中,从该文实验结果可以看出,微电网从扰动恢复稳态的时间较本文提出的MAS和CA控制方法的电压控制在时间上(见图5)有所逊色。 三者的微电网无功电压控制时间比较如表3 所示。 其中,t1为微电网从启动到状态稳定的时间;t2为系统从并网模式切换到孤岛模式后恢复到稳定状态的时间。
5 结论
本文建立了基于MAS和CA的双层多微电网孤岛模式下无功电压控制模型。 该模型包括上下两层结构,上层模型通过系统中的各Agent之间的交互信息来实现微电网分布式协调控制功能;下层模型基于CA建模,用来描述微电网中微源和负荷的参数变化情况,为系统中Agent的决策提供所需信息。 通过该模型提出了MAS和CA相结合的多微电网无功电压的分布式协调控制策略,最后通过仿真实验证明了该策略对孤岛模式下的多微电网的无功电压输出、系统频率和母线电压具有良好的控制效果。 基于MAS和CA的多微电网无功电压控制具有较高的灵活性和智能性,在微电网的控制方面中取得了一定的进步。
电压和无功控制 篇5
【摘 要】对于地区电网而言，无论电压过高或过低都将影响到设备和系统的正常运行，因而保证用户处的电压接近额定值是地区电网运行的重要任务。在电网电网中应用电压无功综合控制系统，能够在确保电压合格的基础上，提高设备的使用寿命，降低值班人员的工作降低和电网的损耗，改善电网电压质量，因此本文首先分析了电压无功综合控制在地区电网应用的重要性，然后深入探讨了电压无功综合控制系统的功能。
【关键词】地区电网；电压无功；综合控制；功能
【中图分类号】O213.1【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0429-01
近年来，地区电网电压无功综合控制经历了由手动控制走向自动控制，由分散式控制走向集中式再到分布式控制，由无序控制走向优化控制，由单站单一控制走向网络分级控制的发展历程，在确保地区电网电压合格率和电能质量上发挥了重要的作用。在地区电网中使用电压无功综合控制装置，不仅能够顺利完成测量和控制等任务，还具有统计、事故报警、通讯、事件顺序记录、打印和显示等多项高级功能，从而确保电力系统内各个节点的电压随时处于适合的数值。
1.电压无功综合控制在地区电网应用的重要性
随着电力系统规模日益扩大，负荷需求逐渐增长，出现了在高峰负荷时电压偏低，低谷负荷时电压偏高的现象，原来的那种凭经验进行无功配置与调度的手段已经难以适应现代电网的需要。在地区电网中应用电压无功综合控制，能够通过科学手段在满足负荷发展需要的前提下，充分利用系统的无功资源，实现无功的合理规划与调度，减少有功损耗，保证电能质量，提高地区电网的运行稳定性和经济性。具体说来：
（1） 电压无功综合控制关系着地区电网运行电压的水平高低。电力系统的电压水平高低是电力系统能否正常可靠运行的重要指标，也是电能质量的主要指标之一，而电压水平的高低直接取决于无功功率是否充足、无功配置是否合理以及无功潮流分布是否合理等。
（2） 电压无功综合控制关系着地区电网的经济运行。由于电网中无功潮流的流动将在线路和变压器等相关输变电设备上造成有功损耗，从而影响到电力系统的经济运行，因此电压无功综合控制可以提高地区电网运行的经济性，从而提高输电效率。
（3） 电压无功综合控制关系着地区电网的动态电压稳定。发电机励磁系统的无功动态特性、电动机的无功动态特性以及负荷的动态电压特性等都对电力系统动态电压具有重要影响，因此电压无功综合控制影响着地区电网动态电压的稳定，它可以有效提高地区电网运行可靠性，防止电压失稳事故的发生。
（4） 电压无功综合控制关系着值班人员的劳动强度。传统无人值班变电站的电压及无功调节都是由集控中心人工调节，这不仅增加了值班人员的工作量和负担，而且人为判断和操作极大地增加了调节的不合理性，因此已经难以满足发展的需要。而采用电压无功综合控制系统，能够通过自动控制来减轻集控中心值班人员的劳动强度，同时也避免了人为误差，真正实现全网电压无功的实时控制，完善并提高了无人值班变电所的自动化水平。
（5） 电压无功综合控制关系着设备的运行状况。在地区电网运用电压无功综合控制，由于可以进行自动化分析，因此可以将有载变压器分接头调节次数大大降低，从而提高设备的使用寿命。
2.电压无功综合控制在地区电网应用的原则
在地区电网中应用电压无功综合控制时，其总体思想为利用SCADA系统采集地区电网各节点无功功率、运行电压和有功功率等实时数据，然后在现有EMS系统的基础上，以电网电能损耗最少和各节点电压总体水平为综合控制目标，以各节点电压合格为约束条件，进行综合优化处理后，形成有载调压变压器分接开关调节和无功补偿设备投切控制的指令，然后利用调度自动化系统的“四遥”功能，实现地区电网无功电压的优化运行。
当根据地区电网的实际运行情况来设计电压无功综合控制系统时，需要依托现有地区电网调度自动化系统平台，并与其他模块协调工作来形成一个高级应用系统。具体说来，地区电网的电压无功综合控制系统的设计思想为：（1）要对已有的无功电压自动调节装置和无功电压综合控制装置的功能进行充分利用，如电容器投切功能，然后在此基础上进行功能的完善和延伸。（2）电压无功综合控制系统在使用之初不用于闭环自动控制，只是经实时系统的优化计算，给出无功及电压优化调度的结果和列表，从而为调度员提供无功电压调节措施及控制决策方案；后续可以考虑投入闭环自动运行，从而实现全自动无功调节系统。（3）充分考虑电压无功综合控制系统未来的升级和扩展，控制策略采用混合优化策略，并引入模糊逻辑来处理无法量化的优化目标。
3.电压无功综合控制系统的功能分析
作为典型的智能控制系统，电压无功综合控制系统能够优化调节地区电网的电压，对无功功率进行优化补偿，并且具有控制信息管理功能等，具体说来：
（1） 电压优化调节功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够确保各节点电压的合格，并在此基础上对全网分析确定线损最低的运行电压点，从而获得明显的降损节电效果。此外，电网无功综合控制系统可以实施有载调压变压器分接开关调节次数的优化分配，确保电网有载调压变压器分接开关动作安全和减少日常维护工作量。
（2） 设备保护功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够预先计算控制措施的效果，防止无功补偿设备投切振荡，并且以尽量少的设备动作次数来实现其基本功能，有效防止电容器和主变分接头的频繁投切。
（3） 无功优化补偿功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够确保在系统功率因素合格的情况下进行无功潮流的优化；能够在电网内各级变电站电压处在合格范围时，控制本级电网内无功功率流向合理，达到无功功率分层就地平衡，提高功率因数；能够根据地区电网对无功和电压变化的需求，计算决策同电压等级不同变电站电容器组、同变电站不同容量电容器组谁优先投入，同变电所电容器轮换投入。
（4） 变压器经济运行功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够充分利用现有变压器经济运行的研究成果，实现全系统的变压器优化经济运行，改变目前只是定期单个变电站的变压器经济运行的现状。
（5） 防止电压失稳的功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够选择有效的基于就地信息或区域信息的电压稳定指标，并将它们引入无功电压集中优化控制中来，从而实现电网或重负荷节点的电压稳定性监控。
（6） 控制信息管理功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够记录系统每一次动作的执行时间和执行原因，形成设备动作记录表；能够记录主变分接开关、无功补偿设备开关每年每月每日动作次数，为最大限度发挥设备潜力和设备检修提供科学依据；能够提供负荷24小时电压运行曲线，从而直接判断电压的运行水平。
（7） 自诊断和自闭锁功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够监视自身优化控制计算结果，当结果出现明显错误时果断闭锁系统的运行，并通过报警通知调度员，防止误操作。
参考文献
[1] 肖锋.浅析变电站电压无功控制装置的设计与应用[J].中国新技术新产品，2011（6）.
[2] 严浩军.变电站电压无功综合自动控制问题探讨究[J].电网技术，2002，24（7）.
电压无功模糊控制系统设计 篇6
关键词：电压,无功,模糊控制
引言
采用九区图控制法[1]对无功补偿装置进行控制时主要采集无功功率偏差后进行调节, 在调整无功功率时, 因电网中无功和电压为关联变量, 仅对其中一个变量进行调节而不考虑两者关联难以达到理想效果。
1 控制策略的设定
模糊数学[2]在1965 年提出, 模糊逻辑于1974 年进行成功应用于锅炉和蒸汽机控制[3]。由于模糊控制不需要建立精确的数学模型, 能获得专家经验的优点, 对经典手段难以控制的对象或只能靠有经验的操作人员才能控制的对象更为适用。
电压无功补偿有不同的电压等级和应用场合, 难以建立精确的数学模型。使用模糊控制策略, 利用长期积累的专家经验来进行控制操作, 可以解决传统控制方法中存在的系统不稳定、开关器件频繁动作等问题。
2 模糊控制器设计
首先确定模糊控制器的结构, 以无功和电压偏差为输入信号, 电容器组投切信号为输出。以表格方式建立专家知识库, 控制器实现主要通过查表法进行, 控制器典型结构见图1。
图中Eq、Ev表示电压和无功功率偏差输入的连续值, 对连续值通过量化后转化至模糊论域, X1、X2表示偏差输入的模糊值, 模糊值经采用专家知识库进行推理后得到输出量U的模糊值, 输出模糊值经去模糊化后用于控制电容器组投切。根据和电压无功综合调节的基本原则[4]进行调节。
2.1 输入量模糊化
对系统电压偏差和无功缺额进行采样。
式中:x为电压偏差;y为系统的无功缺额。
根据控制系统常采用的方法, 将系统输入和输出偏差变量的论域定为{-6, -5, -4, -3, -2, -1, 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6}, 输入变量语言值取为{PB、PM、PS、ZR、NS、NM、NB}。对于不同电压等级的电压, 国家规范有不同的电压偏差和功率因数要求, 假设所应用电压等级要求电压偏差范围为[-Umax, Umax], 无功功率偏差范围为[-Qmax, Qmax], 根据基本论域范围计算得到电压、无功功率和N组电容器组输入量比例因子如下:
2.2 输入量隶属度设计
语言变量论域上的模糊子集由隶属度函数来描述, 隶属度函数有多种构造方法, 因电压无功变化规律较为接近正态分布, 用正态函数构造各变量的隶属度函数[5]:
式中:μ (x) 为隶属度, 参数a对于模糊集合PB、PM、PS、ZR、NS、NM、NB分别取+6, +4、+2、0、-2、-4和-6, 其中参数b的取值对隶属度函数曲线的形状有直接影响, 进而具有不同的控制特性。当取值较大时控制灵敏度高, 但同时会导致剧烈的输出量变化。反之则函数曲线变化较缓, 虽然灵敏度较低, 但输出量的变化平缓, 系统动作次数相对较少。模糊化时首先将隶属度函数幅值表存入系统存储器, 对连续输入量X1、X2在[-6, 6]范围内进行取整, 然后通过查表的方法进行模糊化。
按照上述原则确定的隶属度函数如下:
表1给出b=1.8时输入量隶属度赋值。
2.3控制规则
模糊控制器以专家知识库为基础建立控制规则, 根据长期经验积累总结出来的带有模糊性的控制规则, 再通过语言来归纳人工控制时使用的控制策略。对电压无功模糊控制器的控制规则可以下模糊条件语句, 即
式中A、B分别为电压偏差和无功偏差对应的模糊子集, C为输出量Y对应的模糊子集, 表2给出具体控制规则。
3输出信息的模糊判决
通过模糊推理得到的模糊量不能直接用于控制, 必须转换为精确量, 这种转换过程称为模糊判决, 即清晰化。清晰化方法中重心法较为常用。该法以控制作用论域上的点u∈U对控制作用模糊集的隶属度U (u) 为加权系数进行加权平均而求得解模糊结果。对于离散论域的情形,
本次设计中由所得论域Z={-6, -5, …, 0, …, 5, 6}上的元素Zk, 采用重心法对其进行模糊判决, 将模糊输出量转制为用于实际控制的精确量uij。
4 基于MATLAB的实现
运用MATLAB软件中Fuzzy Logic Tool Box提供的图形用户界面工具或利用MATIAB命令编程均可建立模糊推理系统。将模糊推理系统变量结构导人Simulink之中, 并利用Power System Blocket模块根据电压等级、负荷特点建立电网模型进行仿真。
5 结束语
电压无功模糊控制不需要建立精确的数学模型, 可避免在轻载时出现的振荡问题, 减少开关器件的动作次数, 可适用于不同电压等级和工作场合, 具有良好的准确性和鲁棒性。
参考文献
[1]吴慧政, 赵景水, 王峰.基于九区图法的变电站VQC频繁动作的分析和预防[J].电力学报, 2007, 22 (1) :65-67.
[2]Zadeh L A, Fuzzy Set.Information and control.1965, 8 (2) :338-358.
[3]Mamdani E H.Applications of Fuzzy Algorithms for Control of Simple Dynamic Plant.Proc IEEE, 1974, 121:1585-1588.
[4]Yi Hsin Len, Chern Lin Chen, Tso Min Chen.Analysis and Design for Asymmetrical Half-bridge Forward Mode Converters[C].IEEE Power Electronics Drive Systems, 2001 (1) :126-130.
电压无功控制系统应用分析 篇7
电压是电能质量的重要指标。电压质量对电力系统的安全与经济运行, 对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命, 有重要影响。电力系统的无功补偿与无功平衡, 是保证电压质量的基本条件。有效的电压控制和合理的无功补偿, 不仅能保证电压质量, 而且提高了电力系统的稳定性和安全性, 充分发挥经济效益。
随着电力系统规模的不断扩大, 电网互联的加强, 使得电压无功优化控制问题的规模也越来越大, 原来仅在变电站侧装设电压无功自动控制装置 (VQC) 已不能满足需要, 因为这种控制方式只是局部的、分散的控制, 无法达到整个电网的全局最优。近年来出现了一种基于调度主站或集控中心的电压无功集中控制系统 (AVC) , 它结合专家系统与数值分析, 借助于调度自动化系统四遥功能, 对区域电压无功进行调节, 实践证明, 该系统较好地解决了区域电网电压无功控制问题, 取得了明显的效果。
1 电压无功分散控制系统 (VQC)
电压无功分散控制系统是我国电网早期进行电压无功调节控制的主要方式, 也称就地控制。分散控制是指在各个变电站或发电厂中, 自动调节站内有载调压变压器的分接头位置或其他电压调节器、控制无功功率补偿设备 (包括电容器、电抗器、调相机、静止无功功率补偿设备等) 的工作状态, 使得当负荷变化时, 该变电站或发电厂的母线电压和无功功率保持在规定的范围内。
1.1 系统构成及控制方法
余杭电网自2001年开始运用电压无功分散控制系统 (VQC) , 该系统由变电站端的子站和调度端的主站构成, 二者由光通道相连。子站主要完成当地变电站的电压无功优化控制, 主站则主要是总体调节方案与调节参数的确定与下达, 以及人机对话联系。变电站端的子站采用了基于“九分区”原理的T D S—7 0 1型电压无功控制装置, 该装置控制方法如图1所示。
由整定的电压上、下限的两条边界线与变电站低压母线无功功率上、下限的两条边界线垂直相交, 将运行状态分为井字形的9个区域。“九分区”的控制目标是使变电站低压母线的电压和经变压器由系统输入的无功功率在整定的范围之内。
显然, 除中间1个区域 (第9区) 能同时满足电压和无功条件外, 其余8个区域均不能同时满足电压、无功两个条件。
“九分区”控制装置在线判断变电站的运行状态所处区域, 做出操作决策:
(1) 1区:U越上限, Q越下限, 退出电容器, 然后分接头下调。
(2) 2区:U越上限, Q正常, 分接头下调, 然后退出电容器。
(3) 3区:U越上限, Q越上限, 分接头下调, 然后退出电容器。
(4) 4区:U正常, Q越上限, 投入电容器。
(5) 5区:U越下限, Q越上限, 投入电容器, 然后分接头上调。
1.2 应用分析
经过几年应用表明, V Q C装置采用九分区控制策略, 方法简单、易行, 通过电压上下限值和无功上下限值进行综合调整, 见效快, 同时分散控制是在各厂、站独立进行的, 它基本实现了局部厂、站的优化, 对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗, 减少值班员的操作起到了一定的作用。但在使用过程中发现VQC的运行存在不足, 如控制策略是静态的, 不够灵活, 没有预测性等等。不过最主要的问题是它只采集本站内的运行参数, 控制目标仅为本地的电压质量, 不能顾及整个系统的运行情况, 很可能发生这样的情况:从本站来看, 电压偏低, 应当调节分接头升高电压, 但如果从全网的运行情况可能有更合适的方法, 不必进行分接头调节, 所以VQC的控制始终只能做到就地的最优。当电源点的枢纽变电站电源供出的电压不合格时, 该变电站涉及的负荷点变电站势必频繁动作, 以期达到合格的目标, 既增加了设备的动作次数, 又可能引起调节过程中的震荡, 在电网中出现不合理的无功潮流, 即使达到了局部控制的目标, 也还是无法实现整个电网的全局最优。
2 电压无功集中控制系统 (AVC)
针对电压无功分散控制系统 (V Q C) 存在的问题, 余杭电网于2005年开始采用电压无功集中控制系统 (A V C) , 该系统是一种配置于调度主站的电压无功集中控制系统, 基于OPEN-2000调度自动化平台, 其主要功能是在保证电网安全稳定运行前提下, 确保电压和功率因数合格, 并尽可能降低系统因不必要的无功潮流引起的有功损耗。AVC与OPEN-2000平台一体化设计, 从P A S网络建模获取控制模型、从S C A D A获取实时采集数据并进行在线分析和计算, 对电网内各变电所的有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制, 实现区域电网无功电压优化控制闭环运行。
2.1 系统构成及控制方法
系统主要有三个模块构成:自动电压调整程序 (A V C_M A I N) 、遥控程序 (D O_C T L S) 和报警程序 (A V C_A L M) 。AVC_MAIN通常只运行在PAS节点上, 它从S C A D A获得电网的实时运行状态, 根据分区调压原则, 对电网电压进行监视, 发现电压异常时提出相应的调节措施。当系统处于自动控制状态时, 将调节措施交给S C A D A的遥控程序, 执行变压器的升降和电容器的投切, 遥控环节是电压无功自动控制系统的关键环节, 电压无功自动控制系统运行是否成功将在很大程度上取决于电网基础自动化状况。报警程序负责显示自动调压程序提出的调压建议和遥控程序所做的自动调压措施。
AVC主要基于如下三种控制模式, 不同控制模式采用相应控制策略:
区域电压控制:数十秒, 控制区域枢纽厂站电压无功设备, 校正或优化区域内母线群体电压水平;
电压校正控制:数十秒, 主要由各厂站就地控制无功设备快速响应就地电压变化;
区域无功控制:5分钟~15分钟, 全面协调控制发电机无功出力、容抗器投切、变压器分接头升降, 使全网电压水平尽可能高、线路无功潮流最小、降低网损。
2.1.1 区域电压控制
区域群体电压水平受区域枢纽厂站无功设备控制影响, 是区域整体无功平衡的结果。结合实时灵敏度分析和自适应区域嵌套划分确定区域枢纽厂站。当区域内无功分布合理, 但区域内电压普遍偏高 (低) 时, 调节枢纽厂站无功设备, 能以尽可能少的控制设备调节次数, 使最大范围内电压合格或提高群体电压水平, 同时避免了区域内多主变同时调节引起振荡, 实现区域电压控制的优化。
2.1.2 电压校正控制
由实时灵敏度分析可知, 就地无功设备控制能够最快、最有效校正当地电压, 消除电压越限。当某厂站电压越限时, 启动该厂站内无功设备调节。该厂站内变压器和电容器分时段协调配合, 实现电压无功综合优化:电压偏低时, 优先投入电容器然后上调有载主变分头;电压偏高时, 首先降低有载主变分头, 如达不到要求, 再切除电容器。电压限值根据逆调压规则确定, 高峰时段电压下限偏高, 低谷时段电压上限偏低, 实现逆调压。
2.1.3 区域无功控制
当电网电压合格并处于较高运行水平后, 按无功分层分区甚至就地平衡的优化原则检查线路无功传输是否合理, 通过实时潮流灵敏度分析计算决定投切无功补偿装置以尽量减少线路上无功流动、降低线损并调节有关电压目标值。
1) 区域无功欠补 (不足) , 流进区域无功偏大时, 根据实时潮流灵敏度分析, 从该区域补偿降损效益最佳厂站开始寻找可投入无功设备, 使得无功潮流在尽可能小的区域内满足分区平衡, 线路上无功流动最小;
2) 区域无功过补 (富余) , 使区域无功倒流时, 如果该区域不允许无功倒流, 根据实时潮流灵敏度分析, 从该区域切除电容器校正无功越限最灵敏厂站开始寻找可切除无功设备, 消除无功越限。
电容器等无功补偿装置的无功出力是非连续变化的, 由于无功负荷变化及电容器容量配置等原因, 实际运行中无功不可能完全满足就地或分层分区平衡, 在保证区域关口无功不倒流的前提下, 区域内电网各厂站之间无功可以倒送。
投入或切除无功设备可能使电压越限时, 考虑控制组合动作, 如投入电容器时预先调整主变分头, 使控制后电压仍然在合格范围内, 但减少了线路无功传输。
2.2 应用分析
系统自2005年年初在余杭电网全面投入使用, 截止2010年10月, 共有35座110kV及35kV变电站实现了全网电压无功优化集中控制, 完成变电站有载调压变压器及电容器的集中自动控制。运行实践表明, 电压无功优化系统运行稳定可靠, 取得了较好的效果, 具体体现以下几个方面:
1) 减少有载调压变压器分接头开关、电容器动作次数, 提高了设备的使用寿命, 减轻了检修劳动强度。
2) 提高了电网的l0kV母线电压及地区受电功率因数合格率, 增加了输电设备出力, 同时由于网损的降低, 减少了电能损耗, 取得了明显的降损节能效益。以下为电压无功集中控制系统使用前后, 电网相关考核指标的对比情况:
2005年余杭电网A类电压合格率为99.29%, 与2004年99.11%同比提高了0.18个百分点, 达到了考核的要求;受电功率因数高峰期合格率为99.2%, 与2004年99.1%同比提高了0.1个百分点, 低谷期合格率为94.0%, 与2004年87.02%同比提高了6.98个百分点。2005年余杭电网完成线损率5.88%, 与2004年6.90%同比下降1.02个百分点。
3) 该系统能准确地统计主变分接开关、电容器开关动作次数, 为最大限度地发挥设备潜力和设备检修提供了依据, 同时促进了电容器的配制、电容器投切开关的更新及其有载分接开关的性能的提高。
4) 代替调度人员对电压进行实时监视和控制, 大大减轻了调度员的工作强度, 避免了人为误差, 实现了全网电压实时的自动控制, 完善和提高调度自动化水平。
在肯定该系统使用效果的同时, 我们也发现了一些问题:没有及时完善网络建模;刀闸维护、误发遥信处理不及时;状态估计的结果有时不可信;没有充分考虑无功可控设备的闭锁条件;这些均有可能导致AVC动作的不正确, 从而影响系统电压、无功调整的效果, 应引起足够重视。
由此同时, 我们也应看到, 目前电网使用的全网电压无功优化集中控制系统, 还不是真正意义上的全网优化, 只是做到了局部的、区域的电网优化控制。要想真正实现全网的电压无功优化, 只有当前大力建设的坚强智能电网才有可能实现, 因为智能电网具有思维、分析、判断、决策、控制的能力, 无论在什么情况下, 都能自动、快速、正确地进行控制, 保持电网的安全、稳定、高质、高效和人性化的运行, 所以未来的智能化电压无功控制系统应该具有自动实现全网无功优化运行能力、柔性控制能力、电网事故后自动恢复电压等能力。
3 结论
本文通过对两种电压无功控制系统应用情况进行了比较分析, 说明了电压无功集中控制系统是目前电网使用最广、较为适用的无功电压自动控制系统, 同时指出未来的无功电压自动控制系统只有向智能化发展, 才能真正实现全网的电压无功优化。
参考文献
[1]唐寅生.电力系统无功电压调控装置控制策略[J].电力自动化设备.2001, 21 (6) :34-36
[2]程浩忠, 吴浩.电力系统无功与电压稳定性.北京:中国电力出版社.2004
电力系统无功优化与电压控制 篇8
根据国内外的一些电力学专家对电力系统无功优化与电压控制的多年研究, 笔者也从中获益匪浅。总结来说, 无功优化问题主要分为两大类:一种是在电力系统比较稳定的状态下, 对系统进行的无功优化, 此类无功优化的目的是在稳定状态下, 进一步降低损耗, 进行无功平衡;另一种则是在电力系统不稳定状态下进行的无功优化, 来研究此类情况下的电压稳定性。此论文中, 笔者仅仅研究前者, 即稳定状态下的无功优化和电压控制。
无功优化可以根据所研究问题的时间长短而分为运行优化和规划优化。运行优化是指在现有设备的基础上, 进行无功补偿, 根据实际情况来实施相应无功设备的运行方案, 以降低电损;而规划优化是指在五年到十年的时间内, 依据电网的规划, 在安全稳定等一些特点条件约束的前提下, 利用无功补偿将设备调试到最佳运行状态, 从而降低网损、改善电压质量。
2 电力系统无功优化与电压控制的方法
在生产过程中, 如何实现电力系统的无功优化与电压控制, 是本论文主要的研究课题。
首先, 要明确无功优化与电压控制的关系。
衡量电能质量的指标中, 频率和电压是最基本, 同时也是最重要的。电压与无功功率平衡密切相关, 而频率则和系统中的有功功率平衡相关。只有满足额定电压和额定频率下的功率平衡, 才能更好地保障电能的稳定和质量。此外, 还需要有适当的电源配置, 根据实际情况对设备进行设置和调整, 才能保证电能的高效性。
电压和无功之间的关系由电压无功曲线能够得到很好的体现。当系统无功功率电源供应不充足时, 则系统中的电压运行水平呈现成比较偏低的状态;反之, 当电源供应适当并且持续时, 系统中就反应出较高的运行电压水平。所以, 要因地制宜, 根据实际情况, 配置无功功率补偿装置, 来维持恰当的电源供应, 实现在额定电压下的系统无功功率平衡。
其次, 电压的调整和电压无功控制的协调问题。
通过调整电压, 能够使得每一个用户的电压质量符合要求。通常调整电压的主要手段有:调节发电机的端电压、利用变压器分接头档位调压、利用无功补偿设备调整电压、切去部分负荷以及改善线路参数。而通过无功优化对电压进行控制也是受端网络中非常常用的方法, 通过调整有载调压变压器的分接头和投切无功补偿装置, 进行综合协调, 实现整个系统的无功功率平衡。下面, 以地区的电力系统为例, 来具体分析无功电压控制的几种方法。
2.1 基于EMS优化潮流功能下的电压无功控制
在EMS自动化系统的平台下, 基于无功最优算法 (如遗传算法) 进行全网网损最优的基础之上进行控制。由于计算速度比较慢, 无法快速响应, 在电压越限校正等实时性要求高的场合下不适用, 因此这种方法的实际应用面很窄。
2.2 基于变电站的电压无功控制
这种方法采用硬件装置“电力无功自动化控制装置” (简称VQC) 来实现调控, 我国目前有一部分的变电站就是由VQC装置进行无功电压调控的。VQC的工作原理十分简单, 主要是根据九区图, 对电压无功限值区进行划分, 再根据系统反应和计算的数据, 将数据图统计在九区图内, 以该图在各区内的条件作为判断依据, 使得最优的电压无功设备组合和最优的控制顺序的运行点进入电压、无功都满足要求的第九区。VQC装置控制虽然可靠方便, 但在实际操作中, 也存在着许多的缺陷。其一, 调节控制并没有前瞻性, 被动地根据数据调节, 有时候不能及时检测出系统的问题, 而导致盲目调节, 影响电能的质量;其二, 缺少必要的分析辅助软件, 不能很好的适应不同情况而采取相应的有效策略;其三, 当系统发生故障时, 不能够有效地采取其他的方式进行控制, 从而可能引发更加严重的后果。综上所述, VQC最主要是问题是, 它控制的目标仅仅是电压的质量, 它采集运行参数的准确性和效率很高, 但是它并不能很好的应对各种可能发生的不同情况, 局部控制上有优势, 但是并不能做好宏观上的全面调控。因此, 采取地区电网的电压无功综合优化控制, 才能更好的解决全网最优的电压无功控制问题。
2.3 基于VQC装置的分层分散控制
这种控制方式主要分为两个层次, 即各变电站内的执行层和调度中心的全网协调层。首先, 将整个电网的信息和参数统计和收集在系统中, 然后, 先通过当地的变电站进行第一级控制, 通过VQC装置按照参数进行运作;其次, 当数据不在第一级控制的范围内时, 便要通过调度中心进行第二级控制, 确定当地控制的整定值, 再返回到当地变电站进行第一级控制, 最后反馈回电网。程序设计在这种固定的模式下正常运行, 能够将无功优化和电压控制在网损最小的目标函数下进行工作, 因此, 在这种模式下, 不仅能够最大程度降低网损, 还可以提高电能输送的质量和提高电网电压的合格率。
2.4 基于EMS/SCADA主站系统的无功电压控制 (AVC)
AVC无功电压自动控制系统是指在正常运行情况下, 通过实时监视电网无功电压情况, 进行在线优化计算, 分区分层调节控制电网中的无功电源, 变压器分接头, 无功补偿等设备, 实现实时的最优闭环控制, 满足全网安全约束条件下的优化无功潮流运行, 以达到电压优质和网损最小的目标。从本质上说, AVC无功电压自动控制的目标就是通过对电网无功分布的重新调整, 保证电网运行在一个更安全、更经济的状态。
为了协调电网中各种手段的无功电压控制手段, 从运行安全性与经济性着眼, 一般需要实现分层与分区控制, 分层主要是指按电压等级进行无功平衡控制, 分区主要是指无功的就地平衡。
AVC无功电压自动控制一般分为三级控制层, 一级控制通常是快速反应的闭环控制, 响应时间为1秒至几秒内, 如发电机组 (包括调相机) 的无功功率控制、静止无功补偿器的控制, 以及快速自动投切电容器和电抗器等;二级控制系统协调一个区域内一级控制设备的工作, 响应时间为分钟级;三级控制则协调、优化二次控制系统, 指导值班人员的干预, 除安全监视及控制外, 经济问题主要在三级控制中考虑, 并要求控制安全和经济准则优化运行状态。
三级的控制层在协调控制方面, 由电厂组成的一级控制利用快速和安全的控制来保证全网的优化电压水平, 使高压输电系统近似在优化状态下运行。地区AVC作为二级控制不但要提高地区电压水平和降低网损, 同时还要通过控制功率因数保证一级控制有足够的备用容量保证全网的电压优化控制和电压稳定。三级控制通过全网的优化进行总体的协调控制, 通过控制主变压器分接头保证电网的总体电压水平, 通过投切并联电容器和电抗器来保证无功的分层平衡, 通过对二级控制下发功率因数指标保证一级控制的顺利实施。
笔者所接触的无功电压自动控制方法是基于全网优化的地区电网集中式AVC。首先通过调度自动化的数据采集系统 (SCADA系统) 采集全网内各节点遥测、遥信等实时数据进行在线分析和计算;其约束条件通常包括各节点电压是否合格、省网关口功率因数;AVC从全网角度实现无功补偿设备投入时间、数量最优和无功分层、就地平衡与电压稳定, 实现电压合格率最高和输电网损率最小的最优化运行目标;形成有载调压变压器分接开关调节、无功补偿设备投切控制指令, 借助调度自动化系统的“四遥”功能, 利用通信和IT技术, 将指令通过数据形式发送到SCADA系统, 从而对全网各变电所的有载调压变压器和无功补偿设备的集中监视、集中管理和集中控制, 实现全网电压及无功优化的闭环控制。
3 总结
综上所述, 本论文主要研究了无功优化问题的分类以及无功优化的方法, 其中重点介绍了无功优化与电压控制的具体做法。电力系统的无功优化与电压控制是决定电力系统运行的经济性和安全性的重要课题, 本文的研究只是其中很小的一部分。无功优化问题的复杂性同时也意味着对于此课题的研究必然是一个比较长远的过程, 笔者也希望能与相关工作者共勉, 促使无功优化与电压控制的研究向更高层的领域发展。
参考文献
[1]徐志成.一种新型的电力系统无功优化方法[J].电力自动化设备, 2008
[2]杨素琴.变电站动态电压无功优化控制的研究[J].电力系统保护与控制, 2010
配电网无功电压优化运行控制方法 篇9
配电自动化系统的功能基本有5个方面即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图规范设理, 地理信息系统 (AM/FM/CIS) 和配电网高级应用。
同输电网的调度自动化系统一样, 配电网的SCADA也是配电自动化的基础, 只是数据采集的内容不一样, 目的也不一样, 配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户, 目的是为DA/DMS提供基础数据。但是, 仅仅是配电SCADA的三遥功能, 并不能称为配电自动化系统, 必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化 (FA) 功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题, 根据配网实际情况和故障情况的差别, 诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相一相故障、相一相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。为了完成DA的功能, 配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量, 还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉;除可进行人工远程控制, 还应对馈线设备进行自动控制, 以便实现故障的自动隔离和自动恢复。
2 配电网优化控制方法
为了降低预想事故集中的扰动带来的损失, 减少事故后的操作代价, 使系统从不安全状态回到正常状态, 所采取的一系列控制措施。如果系统进入紧急状态, 此时进行的防止事故扩大的操作称为紧急控制, 使系统进入待恢复状态。对处于待恢复状态的系统, 需要采取负荷转供和负荷切除等手段, 以尽快的给尽可能多的失电负荷恢复电能供应。本文将重点讨论恢复控制中的网络重构、电容器投切以及相关的综合优化方法。
2.1 配电网网络重构
配电网网络重构是通过选择分段开关、联络断路器的开合状态, 来改变网络的拓扑结构, 以达到减少网损、平衡负荷、提高电压质量、实现最佳运行方式的目的。网络重构是一个比较复杂的问题, 它是网络结构的优化, 从数学模型来看, 属于非线性组合优化问题。如果系统的网架结构和电气状况允许, 对每一个单重故障, 将可以找到多个可行的转供方案, 方案越多, 一则可以粗略的认为该系统的网架结构越坚强。
在树枝没有联络断路器存在的配电网中是不存在重构问题的, 所以配电网络重构理论的推导都是基于配电网具有环形结构开环运行的网络。在配电网中存在大量的常闭分段断路器和少量的常开联络断路器, 随着负荷的波动或者故障的原因, 各条馈线在轻载与重载之间转换, 配电网的结构允许其开合交换支路, 平衡各条馈线之间的负荷, 这不但可以增加各条馈线的稳定裕量, 消除过载, 提高其安全性, 还可以提高总体的电压质量, 降低网损, 提高系统的经济性。
配电网重构是一个有约束的、非线性、整数组合优化问题, 通常以网损最小为目标函数, 以电压质量、线路变压器容量等为约束条件, 目前配电网网络重构的算法有很多, 诸如最短路径法、遗传算法、快算支路交换算法、穷举搜索法等, 这些算法都在处理目标函数上, 在不同的方面取得了一定的进展, 但是考虑到网络重构在实际中仅是配网优化控制的一个方面, 是在多目标决策下的一种优化, 还需要受到其它优化目标的限制, 所以这些网络重构算法在实际应用中还需要做一定的调整。
2.2 电容器的投切
电容器投切在一般的配电网优化中, 主要作用就是改善电能质量和降低网损, 电容器的投切对配电网的优化控制有着很重要的意义。长期以来, 研究规划阶段电容器优化配置的文献比较多, 对运行中电容器优化投切的研究还非常有限。后来许多学者就电容器的投切策略做了大量的研究, 还有些学者针对配电网的模型进行了研究, 并对相应的算法做了进一步改进。比如在中低压配电网中, 三相负荷由于是随机变化的, 且一般不平衡, 但大多数对电容器优化投切的研究是建立在三相负荷平衡的假设条件上的。三相负荷不平衡会导致供电点三相电压、电流的不平衡, 进而增加线路损耗, 同时会对接在供电点上的电机运行产生不利影响。因此许多学者开始研究三相模型, 其中有人提出了一种配电网中三相不平衡负荷的补偿方法, 还有些文献利用三相负荷模型进行电容器优化投切的研究, 取得了较好的效果。
就优化方法而言, 不少文献和著作都介绍了各种各样的算法, 具体可以分为两类:数学模型的解析算法和优化问题的人工智能算法。前者主要有非线性规划、线性规划、整数规划、混合整数规划和动态规划等算法;后者有人工神经元网络算法、遗传算法、模拟退火算法、Box算法和Tabu搜索法等现代启发式算法。解析算法迭代次数少, 收敛速度快, 但得到的往往是局部最优解。智能算法计算速度较慢, 但在全局最优性方面较好。在实际应用中, 采用解析类算法的相对多一点。
2.3 综合优化
如果将考虑安全性的网络重构和电容器投切结合起来, 这就是计及安全性的配电网综合优化。配电网络重构是一个有约束的整数规划问题, 配电网络电容器投切是个非线性整数规划问题, 即使单独考虑其中一个问题就已经十分复杂, 若将它们综合起来考虑就会更加复杂, 网络结构的优化影响着电容器投切, 电容器投切又反过来影响网络结构的优化, 二者相互影响。对大规模配电网而言, 有一种解决办法就是将综合优化问题分解成网络重构和电容器投切两个优化子问题, 对这两个子问题进行交替迭代逐步逼近最优解。即在重构算法的优化过程中所得到的每一个可行重构方案的基础上, 加载电容器投切过程, 得到基于该重构方案的一个综合优化解, 然后依据目标函数交替迭代, 向最优解不断逼近, 直到获得最终可行方案。这种配电网预防控制的综合优化方法, 由于所针对问题及求解过程的复杂性, 使得在线应用具有一定的困难, 一般用在离线的运行规划、安全性分析与调度当中。电容器采用基于遗传算法的投切方法进行计算, 在现有的补偿设备基础上, 以网损最小为目标, 在满足电压约束前提下, 使整个网络有功损耗最小。而网络重构通过仿真配电网潮流的计算和网损的评估, 来对配电网进行重构, 确定最优网络结构。若单纯以配电网的网损作为衡量指标, 则只做电容器投切的算法效果最好, 综合优化的次之, 重构的效果相对最差, 但是从配电网整体综合优化的角度来看, 综合优化的方法则有可取之处, 具体选择哪一种算法, 需要根据实际配电网的运行情况来加以考量。
结束语
配电网优化控制方法在理论上已经有许多控制的方法, 但在实际的应用过程中, 由于存在着许多不确定因素, 如环境因素、政府政策等, 最优化的结果很可能是个综合、折衷的结果, 而不是单个方面优化后的最佳结果。配电网的运行是多个指标的综合体现, 在具体的操作中, 可以考虑如何将这些约束条件进行简化处理, 并进行综合考虑, 从而达到配电网优化运行的目的。
参考文献
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[3]邢晓东.金华地区电压无功优化的研究[D].杭州:浙江大学, 2005.[3]邢晓东.金华地区电压无功优化的研究[D].杭州:浙江大学, 2005.
电压和无功控制 篇10
关键词：电压无功优化；自动控制；电压合格率；AVQC
中图分类号：TM766 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）07-
1 概述
六安农电公司辖有22个35kV变电站，均采用主变有载调压和10kV电容器组作为调压和无功补偿的主要方法。主变有载调压和电容器组投切均由人工远方操作完成，工作量大，加之电压、无功变化随意性大，调控效果不甚理想。而电压的稳定对于保证居民经济生产、延长生产设备的使用寿命有着重要的意义，同时减少无功在线路上的流动，降低网损、经济供电又是每一个供电部门的目标，因此，改变现有调节方式，实现面向全网的电压无功优化的自动控制，不仅是提高电能质量满足用户需求的需要，更是电网安全、经济、稳定运行的需要。
电压无功自动控制系统（AVQC）是在南瑞科技调度自动化主站ON3000系统基础上进行功能扩展开发形成的。AVQC结构原理图如图1所示。该系统在主站端运行，借助调度自动化系统采集的电网数据和遥控遥调手段，按照一定的原理进行在线分析，然后通过计算机网络输出控制执行命令，自动或在人工监督模式下调节变压器分接头和投切电容器，使得输出电压以及无功功率在合格范围之内，从而达到保证用户供电质量和减少网络损耗的目的。
2 电压无功自动控制系统（AVQC）控制原理、策略及功能
2.1 AVQC控制原理
根据六安农电公司电网结构主要以35kV、10kV为主的特点，电压无功的自动控制主要通过自动控制调节35kV变电站主变有载分接头和投切10kV电容器组对站内10kV电压和无功进行调节，35kV电压主要通过对上级变电站电源点电压进行调节。
2.2 AVQC控制策略
变电站有载分接头的调节变化不仅对电压有影响，而且对无功也有一定的影响，同样电容器组的投切对无功影响的同时也对电压起着一定的影响。
以一台变压器来分析一下各种情况下的电压与无功调节方式。
电压（U）取值于主变的变压器低压侧母线电压，无功（Q）取值于主变的变压器高压侧无功。
分接头调节：分接头上调后U将变大，Q将变大，分接头下调后U将变小，Q将变小。
电容器投切：投入电容器后Q将变小，U将变大，退出电容器后Q将变大，U将变小。
针对两者之间互相影响和变化的情况，AVQC的控制策略采用九域图（如图2）区域控制原理，通过母线的电压水平和变压器上面流过的无功功率确定在九域图中的运行区域，从而给出投切电容电抗器或者是升降变压器档位的方案。全局无功优化则从全网的角度出发，综合考虑整个网络中的电压和无功潮流的分布，并且可以比较准确地根据调节以后的结果来评估策略的优劣，从而根据评估结果给出控制策略。
2.3 AVQC的控制功能
2.3.1 AVQC有开环控制方式、人工确认方式和闭环控制方式三种控制模式，可以根据不同的运行情况，对控制方式进行选择。开环控制方式主要用于系统试运行阶段，系统在线监视电压和无功的运行区域，按照给定的控制策略给出相应的操作指示，然后由调度人员根据操作指示发出控制命令指令进行调节，计算机不直接发控制命令；人工确认方式，产生的操作指示在操作队工作站上显示，由操作人员进行确认，对于得到用户确认的，由计算机直接发控制命令，对于没有得到用户确认的，则放弃对设备的控制；闭环控制方式，系统在线监视电压和无功的运行区域，按照九域图控制原理给出相应的控制指令，然后由计算机直接发控制命令进行调节，调度人员不发出控制命令。
2.3.2 AVQC可以灵活地设置优先条件（电压优先、无功优先和综合控制）。电压优先是在给出调节策略的时候，如果不能同时满足电压和无功的要求，那么要优先满足电压的要求；无功优先则是要优先满足无功的要求；综合控制则要求同时满足电压和无功的要求，否则就不进行调节。
2.3.3 AVQC可以根据各分段母线上的电容器每天的投切次数实现循环投切。
2.3.4 AVQC具有完备的闭锁条件，对厂站、有载变压器、电容电抗器分别进行闭锁条件的检查。某些闭锁条件一旦生成，必须人工解除闭锁。
3 电压无功自动化控制应用效果
2011年底，六安农电公司所辖的22所变电站全部投入AVQC闭环运行，运行情况良好，与市调协调配合的上级35kV电源电压调节工作也十分恰当合理。通过对1年内运行情况的分析调查，取得了以下应用成果：有载调压变压器分接头开关动作次数相对减少，提高了设备的使用寿命，减轻了检修劳动强度；辖区受电功率因数显著提高，增加了无功补偿设备利用率，无功补偿设备的平均利用率达到80%以上，确保所辖变电站电容器组的合理投入；电能损耗明显减少，取得了明显的降损节能效益，该系统投运后电网线损率明显下降，降损节电效益显著；电压质量得到很大提升，电压合格率明显大幅度提高，平均合格率达到99%以上；调控运行人员劳动强度得到减轻，避免了人为误差，真正实现了全网无功电压实时控制，完善并提高了无人值班变电站自动化水平。
4 结论及建议
根据AVQC的实际应用情况，可以得出AVQC在县调运行中的应用十分成功，适应35kV及以下电网的发展需要，实现了县级电网的电压无功自动调节、合理优化。就此得出一些结论和建议：
（1）由于不进行电压无功优化计算，不存在软件不收敛问题，可以适应区域电网的异步数据，当电网数据不全或出现局部坏数据时，仍可以实现电网大部分区域协调控制，实用性大大增强。
（2）相比于在多个变电站的人工控制方式而言，基于AVQC系统的应用实现了电网的电压无功自动协调控制，使无功可以达到或接近最优，避免了人工调制不合理的情况发生，减轻了运行人员的劳动强度。
（3）可通过对电容器组进行改造，对无功负荷变化大的变电站实现电容器分组投切，进一步提高无功优化控制效率。
（4）针对远动信号通道误码率高、故障多的部分变电站，应结合年度计划，配合做好通信改造，将载波通信升级成光纤通信，使通道畅通，满足调度自动化主站系统发展需求，保证电网数据的准确传输和调控命令的准确执行。
（5）调控运行人员应定期对实施无功优化方案控制变电站进行跟踪分析，及时发现问题及时整改，使无功优化方案达到最佳状态。
参考文献
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作者简介：黄宏（1986-），男，湖北咸宁人，安徽六安农电有限责任公司电力调度控制中心助理工程师。
电压和无功控制 篇11
1 大型工业企业配电网电压无功补偿技术的现状
(1) 以纯电容器补偿形式为主。因为电容器是一个比较脆弱的部件, 但是, 在现在的电网当中, 有很多的谐滤存在, 在通过纯电容器形式对系统进行无功功率补偿的时候, 谐波电流就会被放大, 导致补偿电容器、投切开关和用电设备及相关元器件的破坏。
(2) 采用接触器作为投切开关的方式为主。以接触器作为投切电容器开关的时候, 响应速度通常是比较慢的, 在电气设备无功率变化比较快的时候, 而且在有冲击性负载的系统当中, 就不会实施有效的跟踪补偿。在电容器投入的时候, 一般会产生比较大的涌流。在电容器切除的时候, 还会产生比较高的过电压。当电容器又一次投入时, 那么就需要充分的放电。
(3) 以等容循环投切控制的策略为主。在用等容循环投切制策略的时候, 分组是比较粗的, 而且, 补偿精度也是比较差的。如果电力系统一直处于欠补偿的状态下, 那么平均的功率因数就会低。
(4) 一般是采用普通型的控制器。普通型的控制器抗干扰能力是比较差的, 时常会出现一些死机现象或者是误动作, 这样就不能够在有谐波的系统中工作。同时, 控制器的功能也是比较容易简单的, 这就不能满足先进的补偿系统控制的要求了。
(5) 以三相共补的补偿形式为主。如果在三相不平衡的负载系统当中, 那么就不能实施有效地分相补偿。
(6) 保护措施没有或者是不完善。在补偿的设备出现不正常的时候, 那么就不能实施有效的保护了。
(7) 柜体的结构。成套装置的制作通常是使用器件、分离元, 柜体内部的结构是非常复杂的, 而且组装的工艺难度相当大。
(8) 元器件的整体质量水平并不高。因为元器件是分别在不同的厂家购买的, 那么, 相应的元器件的质量水平自然也就不一样, 在各种的元器件间的参数配合就会不合理或者是不准确, 这样就会导致补偿设备运行的故障率高, 不可靠。
2 大型工业企业配电网电压现存在的问题
(1) 容性无功是通过电容器的投切实现的, 因为容性功率调节的不平滑而呈现阶梯性的调节, 所以, 在系统运行过程当中, 就无法实现其最佳的补偿状态。电容器分组投切, 使得变电站无功补偿效果就会受到电容器组每组电容器容量与分组数的制约, 分组过少, 那么电容调整梯度冲击过大, 分组过多, 那么就需要增加一些开关和保护等附属的设备及其占地面积。
(2) 电容器组仅提供容性无功补偿, 当系统出现无功过剩时, 无法实现无功就地平衡。
(3) 因为系统无功的变化而造成电容器的频繁投切, 这样就会使得电容器的充、放电过程就会频繁, 就会减少其使用寿命, 同时也会对设备的运行带来不可靠因素。
(4) 这种方法需要在变压器上配置有载的开关。变压器带负荷的时候, 调节有载开关的分接头, 这样就会出现短时的匝间短路产生电弧, 影响变压器油的性能, 同时, 还会损坏电气性能和分接头的机械, 所以运行的部门通常采取尽量少调或者是不调有载分接开关的原则, 就担心VQC的综合调节效果难以实现。
(5) 变压器分接头只能调节母线电压而无法改变系统中的无功大小, 其结果是:当无功缺乏较严重的情况下调整分接头, 大量的无功将从上一级系统中被强行拉过来;系统无功过剩时调整分接头, 把大量的无功送入系统中。这些结果会导致产生大量损耗, 做法是不合理的。
3 大型工业企业配电网电压无功控制策略
静态的无功补偿系统 (SVC) 的主要内容包括:晶闸管投切电容器 (TSC) 、固定电容器组 (FC) 与晶闸管控制并联电抗器 (TCR) 。因为采用的电力电子器件实现控制, 系统的无机械触点, 控制过程执行的速度快, 并且, 可以把无功补偿的范围扩大到滞后和超前两个可连续调节的范围中, 因为它本身具有的双向无功调节能力, 所以是无功调节的一种最优方案。
与原有的VQC系统相比较来说, 通过改进, 电网的控制就可以达到以下几点的目的。
(1) 电容器作为主要的无功元件, 而电抗器作为调节的元件, 这样可以避免变电站无功波动所产生的电容器频繁投切的问题, 从而可以延长了投切开关与电容器的使用寿命。
(2) 电抗器采用可控硅控制, 它的容量可以连续无级调节, 可以消除仅有的电容器投切时所造成的阶梯式无功补偿, 实现无功的真正就地的平衡, 从而可以降低网损和提高了系统的传输能力。
(3) 扩大了变电站的无功调节容量, 使其具有更优越的电压调节效果, 从而减少变压器分接头的频度调整。
(4) 双向的无功功率补偿扩大了变电站无功调度的工作范围, 达到无功的优化调节目的, 为配电网区域无功控制提供了有效的手段。
4 结语
总而言之, 为了保证大型工业企业的用电质量, 减少电网损耗, 通过相应的解决对策, 并加以实施, 将会在一定程度上提高用户的电压合格率, 改善电能质量, 同时将降低网损, 为企业提高了经济效益。
摘要：随着工业生产的快速发展, 对电力方面的需求量也在不断的增长着, 因此, 对供电方面的质量和可靠性都提出了较高的要求。电能质量最为供电的一个重要的指标, 电压幅值是否合格, 主要对工业生产中的产品质量和设备的安全等方面有着很大的影响因素。本文主要是通过对大型工业企业中的配电网电压无功控制所存在的问题进行了相应的分析和探讨, 大型工业企业并根据分析和探讨提出了相应的配电网电压无功控制方面的策略, 便于同行进行指导和参考。
关键词：大型企业,工业企业,配电网,电压,无功
参考文献
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