无功控制（共12篇）
无功控制 篇1
0引言
电力系统无功电压自动控制可有效改善电压质量,减少系统有功损耗,对电力系统的经济安全运行有重要意义。 但是传统优化模型中仅通过将节点电压限制在合格范围内可能会导致系统无功储备的降低,从而造成电压稳定性下降。 随着电力市场的发展以及负荷的加重,电压稳定问题日益突出,近年来计及电压稳定性的电力系统无功电压控制研究成为热点[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10,11,12]。
目前在考虑电压稳定性的无功电压优化中描述电压稳定程度的方法大致有3种。 第1种为状态指标法。 文献[2-4]将雅可比矩阵的最小奇异值作为衡量电压稳定性的指标,建立了多目标无功电压控制优化模型。 文献[5-7]以L指标作为优化目标以提高系统的电压稳定性。 采用状态指标评估系统电压稳定程度具有实现简便、计算快速的特点,但由于状态指标线性性不好,无法计及发电机无功约束等非线性因素。 第2种为负荷裕度指标法。 文献[8-10]在优化模型中引入负荷裕度指标以实现在无功电压控制的同时保证电压稳定裕度的目的。 负荷裕度指标在电压稳定评估中被广泛使用,可直观表征电压稳定程度,但是预定义的负荷增长模式可能与实际情况相差较大,且所需计算量较大。 第3种为动态无功储备指标法。 文献[11-12]以动态无功储备作为电压稳定性的量度加入目标函数中,提出了一种多目标无功电压控制优化模型。 动态无功储备可有效反映系统的电压稳定程度,具有直观、计算简便的优点。
在计算系统动态无功储备时需计及不同无功源对电压稳定的支撑作用,目前主要有2种处理方法第1种通过不同的权重系数表征各无功源的重要程度,将无功源的无功储备进行加权求和得到系统总动态无功储备。 该方法的重点在于权重系数的计算文献[11]将系统分为若干分区,通过计算每个分区的无功负荷裕度得到该分区各无功源的权重系数,但该方法对同分区中的不同无功源采用相同的权重系数并不合适。 文献[12]通过无功源所属分区的有功负荷裕度及其在分区中所处的电气位置确定该无功源的加权系数。 文献[13]则是基于无功电压灵敏度矩阵得到各无功源的权重因子。 但基于节点间电气距离或无功电压灵敏度的权重系数无法考虑系统的非线性特征。 第2种先计算各无功源的有效无功储备,再将其相加得到系统总动态无功储备。 文献[14 15]将故障情况下PV曲线鼻点无功源的无功出力与当前无功出力的差值作为无功源的有效无功储备以监测该故障态的电压稳定程度。 文献[16]则将VQ曲线鼻点各无功源的无功出力与当前无功出力相减得到其有效无功储备。 这类方法是以无功源实际能输出的最大有效无功出力来反映该无功源对系统的无功支撑能力,并通过计算系统的电压崩溃点来考虑系统的非线性特征,可以得到准确的最大有效无功出力。
此外,现有的计及动态无功储备的无功电压控制模型均仅通过目标函数中的系统总无功储备项来提高系统的电压稳定程度,但这样并不能确保电网各个分区都具有保证其稳定性的最小无功备用容量,本文通过增加每个分区最小无功备用容量约束来解决这一问题。 文中引入文献[16]中有效无功储备的概念,并将分区动态无功储备同时作为目标函数和约束条件,提出一种新的无功电压控制优化模型。 对IEEE 118节点系统的仿真结果和在辽宁电网自动电压控制(AVC)系统中的实际应用表明,本文所提出模型与方法是有效的。
1计及分区动态无功储备的无功电压控制优化模型
本文将分区动态无功储备同时引入目标函数和约束条件中,建立了如下无功电压控制优化模型。
1.1目标函数
其中,NB和NG分别为系统中节点和无功源的个数; ω1、ω2和 ω3为各优化目标的权重系数,其取值可根据实际优化需求进行调整,且有 ω1+ ω2+ ω3= 1;Ploss为系统有功网损;Ui和Ui,set分别为节点i的电压及其期望值; Qg,i和Qg,i,eff分别为无功源i的无功出力和最大有效无功出力;f1*、f2*和f3*分别为3个子目标函数的最优值,即单独考虑某一子目标最优时的目标值。 目标函数中,第2项为电压偏移量,第3项为系统总动态无功储备。
1.2约束条件
a. 潮流方程约束:
b. 运行约束:
c. 控制变量上、下限约束:
d. 分区动态无功储备约束:
其中,x为系统状态变量向量;g(x)为潮流平衡方程; NT和NC分别为系统中变压器可调变比和并联电容电抗的个数;Ui,max和Ui,min分别为节点i电压的上、下限;Qg,i,max和Qg,i,min分别为无功源i的无功出力上、下限;Ti、Ti,max和Ti,min分别为变压器i的变比及其上、下限;QC,i、QC,i,max和QC,i,min分别为电容电抗i的补偿值及其上、下限;Narea为电网分区个数;NG,k为分区k中无功源节点个数;Qrs,k,min为分区k的动态无功储备下限值。
上述模型的特点为:引入有效无功储备的概念通过各无功源有效无功储备的直接相加得到系统动态无功储备;将动态无功储备同时作为目标函数和约束条件加入优化模型中,以达到在提高系统总动态无功储备的同时确保各分区动态无功储备的均衡,避免局部电压崩溃的发生。
本文无功电压控制优化模型的重点和难点在于无功源有效无功储备和各分区动态无功储备下限值的计算。
2分区动态无功储备的计算
2.1有效无功储备的定义
电力系统无功储备可分为静态和动态2种。 由并联电容器等提供的静态无功储备不具有恒定电压支持能力,无法有效响应故障。 本文的无功储备主要是发电机、调相机和STATCOM等动态无功源提供的无功储备。 动态无功储备对维持系统电压稳定性具有重要作用。 当动态无功储备充足时,可以应对各种故障或负荷快速增长,维持系统的电压稳定。 因此,动态无功储备水平可作为一种衡量系统电压稳定程度的指标[17]。
在实际电力系统运行中,由于电网拓扑和负荷状态等因素,动态无功源的最大无功输出并不一定等于其技术上的无功上限。 有些无功源的无功出力还未增长至其技术无功上限,电网就已电压崩溃[14,15,16]。 因此,本文将系统电压崩溃点各动态无功源的无功出力作为其最大有效无功出力,其与当前无功出力的差值即为其有效无功储备。
2.2基于VQ曲线法的分区动态无功储备计算
由于无功的局部平衡特性,在无功电压控制中对电网进行分区是一种十分有效的手段。 文中采用文献[18]提出的分区方法将电网分为Narea个分区并采用VQ曲线法计算各分区动态无功源的最大有效无功出力。 实现VQ曲线法首先要确定各分区的关键节点,分区过程中得到的电气距离dij可作为识别分区关键节点的依据。
其中,dij为无功源节点i对被控节点j的电气距离 ΔUi为节点i的电压偏移量;ΔQi为节点i的无功注入变化量。
将式(8)代入式(9)计算被控节点到该分区中各无功源的综合平均电气距离,选择其中距离最小的节点作为该分区的关键节点。 这样得到的关键节点为分区的电气中心,其与各无功源的电气距离均适中可以全面地考虑整个分区无功源的无功出力情况。
其中为节点j到其所属分区k中各无功源的综合平均电气距离 ;Gk为分区k中无功源的集合 。
VQ曲线法[19]的具体做法是:在分区关键节点上投入一台虚拟的调相机,逐步减小调相机的输出电压Uf,求解潮流得到该调相机的无功输出Qf,重复此步骤直至采集到足够多的点,便可得到该节点的VQ曲线,如图1所示。 VQ曲线的最低点A为电压崩溃点,此时各无功源的输出即为其最大有效无功出力。
将由VQ曲线法得到的无功源最大有效无功出力代入式(10),即可得到各分区的动态无功储备。
其中,Qrs,k为分区k的动态无功储备。
相比于文献[11-13]中利用各无功源技术无功储备加权求和得到系统总动态无功储备的方法,本文做法不仅避免了上述权重因子求取的不确定性, 而且有效计及了各无功源对系统电压稳定的不同影响,具有快速简便的优点。
2.3分区最小无功储备限值的计算
为了避免局部电压崩溃现象的发生,各分区应确保一定量的动态无功储备。 由于各分区的结构和负荷情况不同,其保证电压稳定性所需的最小无功储备也不同。
在计算分区所需最小无功储备时,本文采用的方法是选择分区中最严重的单一开断故障(本文以负荷最重的一条线路故障为例),计算此时关键节点VQ曲线 ,如图2虚线所示 ,得到VQ曲线鼻点A*各无功源的无功出力Q*g,j,eff和运行点B* 各无功源的无功出力Q*g,j,代入式(11)计算各分区所需的最小无功储备限值。
本文认为各分区正常运行状态下的动态无功储备应大于该分区在故障情况下无功源输出可能出现的最大变化量,以保证该分区有充足的无功储备维持其电压稳定性。
3算法步骤
本文提出的计及分区动态无功储备的无功电压控制的实现步骤如下。
步骤1分区动态无功储备及其下限值的计算 。
a. 确定电网的无功电压控制分区 ;
b. 确定各分区的关键节点;
c. 计算各分区关键节点VQ曲线的鼻点 , 得到无功源的最大有效无功出力;
d. 根据式 (10) 计算分区动态无功储备 ;
e. 确定各分区最严重故障 ;
f. 计算该故障下的VQ曲线 , 根据式 (11) 计算各分区所需的最小无功储备限值。
步骤2建立式(1)—(7)的数学模型,并应用考虑离散变量的非线性原对偶内点法[20]进行求解。
4算例分析
为了验证本文无功电压控制优化模型与方法的有效性,对IEEE 118节点系统进行仿真并将其应用于辽宁电网自动电压控制系统中。
4.1IEEE118节点系统
利用前文所述的分区算法对系统进行分区,将IEEE 118节点系统分为8个分区并识别各分区的关键节点,如表1所示。
计算各分区关键节点的VQ曲线,得到无功源的最大有效无功出力。 以7号分区为例,其关键节点为节点101,由表2可看出距离关键节点电气距离较远的无功源的最大有效无功出力一般小于其技术无功出力上限,其中无功源103、104和105虽然距离关键节点电气距离也较远,但是由于自身无功输出容量较小,其最大有效无功出力也达到了技术无功出力上限。
建立式(1)—(7)的数学模型(本文取 ω1=0.53 ω2=0.000 5、ω3= 0.469 5),采用非线性原对偶内点法进行求解,并与传统无功电压控制和文献[12]优化方法进行比较,如表3和表4所示(表3中电压偏移量为标幺值,后同)。 结果表明:传统无功电压控制主要优化了系统的有功网损,系统总动态无功储备虽略有增加,但这是某些分区无功储备的增加量大于其余分区无功储备减小量导致的结果;文献[12]优化方法将加权无功储备作为目标函数之一,该方法虽较大幅度地提高了系统的总动态无功储备,但分区3和分区6无功储备有所减少,存在无功储备分布不均的现象;本文提出的无功电压控制方法可通过选取合适的权重系数达到在牺牲较少有功网损优化效果的前提下,减少电压偏移量和增加系统总动态无功储备的目的,并通过约束条件确保各分区的动态无功储备均大于其所需的最小值,使系统动态无功储备分布更为均衡。
注:带“*”的节点代表无功源节点。
为了进一步比较上述3种优化方法对系统电压稳定性的影响,本文分别采用分区负荷增加和全网负荷增加的方式,使各节点负荷按原始比例增长,以各分区关键节点为电压观测点,计算得到优化前后各分区及全系统的有功负荷裕度,如表5所示。 表中的结果表明:传统无功电压控制和文献[12]优化方法虽然使系统整体的电压稳定性增加了,但由于各分区动态无功储备分布不均导致部分分区的电压稳定性有所降低,而本文无功电压控制通过将无功储备引入目标函数和约束条件中,实现了在维持各分区电压稳定的前提下,提高系统整体电压稳定性的目的。
4.2辽宁电网实际应用
本文所提出的无功电压控制方法已成功应用于辽宁电网自动电压控制系统中。 本算例所用数据是辽宁电网2013年10月22日的实时数据。
首先对辽宁电网进行无功电压控制分区,结果如表6所示。
按照前文所述实现步骤,建立计及分区动态无功储备的无功电压控制数学模型(本文取 ω1= 0.28 ω2= 0.07、ω3= 0.65),得到优化结果如表7和表8所示。 由表7、8可以看出:传统无功电压控制在实际电网中同样会导致系统动态无功储备分布不均,而本文提出的无功电压控制方法可以根据不同分区对无功储备的需求程度均衡各分区无功源的无功出力,保证各分区具备其所需的最小无功储备量,并在此基础上减少有功网损、改善电压质量、提高系统的整体电压稳定性。
注 : 仅列出电厂节点的分区情况 。
5结论
本文以动态无功储备作为系统电压稳定性的量度,将分区动态无功储备同时作为目标函数和约束条件,提出了计及分区动态无功储备的无功电压控制模型与方法,该方法可以实现减小电网有功损耗、 改善电压质量和提高电压稳定性的目标。 IEEE 118节点系统和辽宁省实际电网的仿真结果表明,本文方法可以有效克服现有无功电压控制导致系统无功储备分布不均的缺陷,实现均衡各分区动态无功储备提高系统电压稳定性的目的,具有实际应用意义。
摘要：当前电网无功电压自动控制算法未能很好地提高系统电压稳定性。以电压控制分区动态无功储备作为系统电压稳定性的量度,提出一种无功电压控制优化模型。通过计算各分区关键节点的电压-无功曲线得到无功源的有效无功储备,以故障下无功源出力的最大变化量作为各分区最小无功储备,将分区动态无功储备作为目标函数和约束条件加入优化模型中,以达到在保证电压稳定裕度的同时减少系统有功网损和实现电压控制的目的。IEEE 118节点系统的仿真结果和在某实际电网自动电压控制系统中的应用表明,所提出的模型与方法是有效的。
关键词：无功电压控制,电压控制,电压稳定,稳定性,无功电压控制分区,无功储备,模型
无功控制 篇2
北极星风力发电网讯:风力发电作为目前世界上可再生能源开发利用中技术最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式之一，由于其在减轻环境污染、调整能源结构、解决偏远地区居民用电问题等方面的突出作用，越来越受到世界各国的重视并得到了广泛的开发和利用。
根据我国风电发展规划，我国将在甘肃、内蒙古、新疆、河北、吉林和江苏建立七个千万千瓦级风电基地，预计到2015年要建成5808万千瓦，2020年要建成9017万千瓦，占全国风电装机总容量的78%。由于我国陆上风能资源主要集中于“三北”地区，因此对于位于电网末端的风电基地，除了具有常规风力发电的共性问题以外，还存在许多特殊的个性问题，包括系统稳定、输送能力、调频调峰和电量消纳等，其中无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一，需要采取措施对风电场无功电压进行有效调节。
发展现状
早期的风电机组主要采用异步发电机，它们不具备维持和调节机端电压水平的能力，在运行时还要从系统吸收无功功率，相应地，风电场需要装设固定进行补偿，随着电力电子技术的发展，出现了SVC和STATCOM等动态无功，风电场就采取固定电容+动态无功补偿装置的方式对无功进行控制。
近年来，针对风电场的电压稳定而进行的无功补偿问题一直是电力企业和相关研究机构关心的热点。在此背景下，国内逐渐开展了对风电场无功控制技术的研究，包括风电机组无功控制技术研究、风电场无功补偿装置研究、FACTS装置协调控制等方面。
(1)风电机组无功控制技术研究现状
随着风电技术的发展，风电机组从原来的不具有无功控制能力发展到能够输出一定的无功。目前，双馈式异步风力发电机组和永磁直驱风力发电机组是主流的机型，双馈式异步风力发电机组通过控制实现有功/无功的解耦，具备一定的动态调节无功输出的能力;而永磁直驱风力发电机组由于通过全容量与电网连接，则能够灵活地对无功进行控制。这两种风力发电机组都具备以恒电压模式工作的能力，可以在一定程度上实现对无功和电压的控制。
(2)风电场无功补偿装置研究现状
为适应不同场合的需要，适用风电场的无功补偿装置已发展出多种类型，它们的所需成本不尽相同，对电网电压的暂态特性影响也不一样。
①并联电容器
并联电容补偿可用断路器连接至电力系统的某些节点上，并联电容器只能向系统供给容性的无功功率。并联电容具有投资省，运行经济、结构简单、维护方便、容量可任意选择、实用性强;缺点是：(1)并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的，因调节不平滑呈阶梯性调节，在系统运行中无法实现最佳补偿状态。采用电容器分组投切方式时，无功补偿效果受电容器组分组数和每组电容器容量的制约。(2)电容器的投切主要采用真空断路器实现，其投切响应慢，不宜频繁操作，因而不能进行无功负荷的快速跟踪补偿。如果使用晶闸管投切电容器组来代替用真空开关投切电容器组，解决了开关投切响应慢和合闸时冲击电流大的问题，但不能解决无功调节不平滑以及电容器组分组的矛盾，同时由于采用了大功率的电力电子器件，也大大提高了系统的造价。(3)由于开关投切电容器是分级补偿，不可避免出现过补偿和欠补偿状态。根据无功与电压关系，过补偿时会引起电压升高，欠补偿时感性负荷引起电压降低。(4)电压下降时急剧下降，不利于电压稳定，投入时会产生尖峰电压脉冲。电容器发出的无功功率与电压的平方成正比，在低电压时输出的无功功率减少，而这时显然需要更多的无功，如果不能及时供给无功，将导致系统的电压水平下降。
②有载调压变压器
有载调压变压器(OLTC)不仅可以在有载情况下更改分接头，而且调节范围也较大，通常可有UN±3×2.5%或UN±4×2.0%，既有7个至9个分接头可供选择。因而有载调压器OLTC是电力系统中重要的电压调压手段，在系统运行中可以自动改变分接头，调节其变比，以维持负荷区域内的电压水平。但变压器不能作为无功电源，相反消耗电网中的无功功率，属于无功负荷之一;变压器分接头(抽头)的调整不但改变了变压器各侧的电压状况，同时也对变压器各侧的无功功率的分布产生影响。有文献指出在某些情况下，OLTC按其升降逻辑改变分接头时，非但没有改善电压条件，反而会使之更加恶化，甚至认为是引起电压崩溃的重要原因之一。因此，在风电场并网运行时需慎重考虑该设备的使用。
③静止无功补偿器
静止无功补偿器(Static Var Compensator，SVC)通常是由并联电容器组(或滤波器)和一个可调节电感量的电感元件所组成。SVC与一般的并联电容器补偿装置的区别是能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压的稳定。SVC是完全静止的，但它的补偿是动态的，即根据无功的需求或电压的变化自动跟踪补偿。静止无功补偿系统都是无功部件(电容器和电抗器)产生无功功率，并且根据需要调节容性或感性电流。静止补偿器可以提高电压稳定极限值，而装设在系统中部节点上的SVC有很好的作用，在技术经济比较中往往成为优选方案。有文献将柔性交流输电系统(FACTS)设备运用到风电场以提高其运行的电压稳定性，说明了SVC在风电场无功补偿方面的优良性能。
④静止同步补偿器(STATCOM)
静止同步补偿器(STATCOM)也称为静止无功发生器(Static Var Generator，SVG)，其基本电路分为电压型桥式电路和电流型桥式电路两种类型。电压型桥式电路，其直流侧采用电容作为储能元件，而交流侧通过串联电抗器并入电网：电流型桥式电路，直流侧采用电感作为储能元件，而交流侧并联电容器后接入电网。实际上，由于运行效率的原因，迄今投入使用的STATCOM大都采用电压型桥式电路。STATCOM的基本工作原理是将桥式变流电路直接并联或通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式变流电路交流侧输出电压的相位和幅值或直接控制其交流侧电流，使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，从而实现动态无功补偿的目的。与SVC相比，STATCOM具有5个优点：调节速度快、运行范围宽、调节范围广、元件容量小、谐波含量小。
最新进展
随着风电技术、电力电子技术和控制技术的发展，未来风电场无功控制技术将以“闭环”控制为主，通过风电机组、无功补偿装置以及电网的协调优化运行，实现对风电场无功的有效控制。
在产品应用方面，GE风能已经研发出一种闭环风电场电压控制，称之为“动态无功控制”(WindVAR)。动态无功控制可以向电网提供无功并稳定电压。带有动态无功控制的风机，电压的控制和调节都是通过安装于风机上的电力电子装置来实现进行的。
欧洲相关电力公司和技术机构、美国风能协会(AWEA)等都制定了相关风力发电导则和IEEE-1547(分布式电源与电力系统接入标准)，包括了电压稳定控制/无功补偿方面的内容，要求确保风电场母线电压稳定在一定范围内，并保证电能质量合格。
电压无功优化控制系统研究 篇3
【关键词】计算机技术；电压无功；自动化；应用
1.自动控制系统的结构
1.1调压方式
无功优化控制系统设计在设置母线电压限定范围后，自动对高峰负荷时段、低谷负荷时段的电压值进行适当调整，以保证在合格范围内的电压满足逆调压方式。当电压超出额定范围时，则与同级和上级变电所的电压进行比较，然后判断出应该调节同级还是上级变电所的主变档位。
1.2调整策略
电压无功优化自动控制包含两个方面，分别是电压优化和无功优化：
1.2.1电压优化
当母线电压超上限时，首先下调主变的档位，当不能满足要求时才切除电容器；当母线电压超下限时，首先投入电容器，当不能满足要求时再上调主变档位，总之要确保电容器最合理的投入。
1.2.2无功优化
当系统电压保持在限定范围内后，通过系统的自动控制，决定各级变电所电容器的先后投入，使得无功功率的流向最平衡，最能提高功率因数。
2.自动化数据采集、计算和传输
作为一个自动控制系统，全面的数据采集是整个控制过程最关键的一部，其采集数据的精度和安全直接影响整个系统的精度和安全。一个完善的无功优化自动控制系统应该能实时自动的从调度中心、各监控站采集电网电压、功率、主变档位、电容器运行状态等数据并能确保当遥测遥信值不变时不与SCADA系统进行数据传输，减少系统资源占用。
在采集到实时数据后，过往的自动控制系统都是通过“专家系统”对数学模型进行简化和分解，然后利用潮流计算和专家系统等方法进行求解。随着自动化技术的高速发展，自动控制系统能够突破优化计算难于寻找工程解的难题，采用模糊控制的算法，充分考虑谐波，功率因数摆动，电压波动和事故闭锁等因素，通过一系列精密芯片的配合计算出使电网电能损耗最小的变压器档位、电容器投入量和电网最优运行电压以供控制部件执行。
系统在数据传输上使用只与内存交互数据而不存取硬盘的内存数据库技术，既提高了数据的存取速度，又节省了硬盘使用。为了提高传输效率，系统还会根据传输数据的类型和要求的不同，自动采用不同的传输协议：使用TCP/IP协议传输大量的重要数据，使用UDP协议传输少量的广播数据。在数据传输准确度方面，子站在接受到数据后会自动向主站发送反校信号，以验证所受数据的准确性。
3.系统的自动控制
电压无功优化控制的基本过程如下：首先是主站控制系统进行电压无功计算，然后把计算得到的各级变电所的功率因数、电压的区域无功定值结果通过光纤通道传达至各级变电所的电压无功控制系统。各级变电所的控制系统周期性的把本站的功率因数、电压和接收到的定值结果比较，以判断是否越限。
为了保证电网损耗最低，主站的控制系统要不断跟紧电网运行方式的变化，随时计算出最新的区域无功定值结果并传达至各级变电所的电压无功控制系统。由于主站的控制系统计算最初的区域无功定值时需要一定的时间，这就会造成各级变电所从启动控制系统至接收到第一个信号间有一个时间段，系统定义这段时间内的定值是按照本地系统运行的。
当主站系统遇到特殊情况（如有影响电网拓扑结构的遥信变位发生）时，能够即时撤销子站控制系统当前正在执行的区域无功定值。子站控制系统即以本地无功定值运行，待再次受到主站重新计算的定值时才转以新定值运行。子站控制系统实时监视主站的定值下传通道是否正常，通信异常时，立即改为执行本地定值，直至通道恢复正常。
4.系统自动化的安全保证
目前国内的一些系统仅仅只做到了一层闭环控制，安全可靠性根本无法保证。而随着自动化技术的发展，最新的系统则是采用主站和子站同时的双层实时闭环反馈控制结构。实验证明由于采用了双层实时闭环反馈控制结构，当运行中发生用户定义的需要闭锁的异常事件时，控制系统能够立即执行闭锁，符合电网结构和调度运行特点，适合各种大小电网的安全可靠运行，能更有利地保证提高电网的电能质量，其具体的安全策略如下：
自动估算电网电压，使电容器平稳投切，避免出现振荡；自动估算电压调节后的无功变化量，使主变档位平稳调整，避免出现振荡。
当需要调节的变电所的主变并联运行时，为了避免出现其中一台主变频繁调节的情况，首先调节据动率较高的那台主变的档位。应对于主变和电容器出现的异常情况，系统能够自动减少主变档位调整次数，使设备寿命增加，电网安全得到保证。当遭遇设备异常时，系统自动闭锁，而且必须人工手动来解除封锁。具体的异常情况有：电容器或主变档位异常变位；系统需要采集的数据异常；系统数据不刷新。特别的当发生10kV单相接地时，系统自动闭锁电容器的投切。为避免采集到的数据不准确，系统采用同时判断遥测数据和遥信数据的方式，提高了采集数据的准度。
5.结论
电压无功优化自动控制装置由大量的数据采集、数据计算、数据传输、数据控制、程序执行元件组成，通过一系列自动化技术将其功能整合在一起，因此，了解电压无功优化自动控制中的自动化原理对于研究电压无功优化自动控制有着十分重要的作用。本文通过对电压无功优化控制系统的浅要介绍，分析了其包含的自动化技术，从一个侧面反映了我国电力系统自动化科技的发展，也展现了电力行业专业人才的卓越才能。本文对电压无功优化控制系统从设计思想，系统构成方面进行的论述，可作电力专业的教辅材料，也可供电压无功优化控制装置设计和运行参考。
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无功补偿控制原理探究 篇4
1 动态无功补偿基本方式
动态无功补偿装置是由感性元件和电容器组来实现无功的实时调节的, 其中感性元件提供的是变化的感性无功 (系统内部提供或根据应用场合的特点由无功补偿系统添加) , 而电容器组提供的是固定容量的容性无功。感性元件与几组电容器共同并联, 电容器组与基本等容量, 各自一个开关。既可控制容量输出, 也可控制投切, 而电容器的容量是固定投切的, 是不可调的。各组电容固定投入容性无功, 相对系统的感性无功产生一定剩余的容性无功, 而这部分剩余的无功则用来动态补偿。主控制器根据系统电压电流算出实时无功, 并根据‘小范围无功调节角度, 大范围无功投切电容’的原则来实现对系统无功的补偿。
2 动态无功补偿控制原理与实现策略
动态无功补偿装置是根据系统的实时无功和系统运行状态来实现的。根据系统无功, 控制系统可以控制和各个电容组, 实现以恒定无功为基本目标的控制策略。控制系统可根据面板上旋钮开关分别处于不同的状态。系统可独立运行的状态有两种, 分别是手动运行状态和自动运行状态。
手动运行状态是一种比较保守的半自动状态。在此状态下, 控制器根据系统的无功功率自行调整所发出的无功功率, 但不动态投切各个电容器组, 用户可根据系统无功来自行投切电容。Θmax和Θmin代表了运行过程中可控硅所能导通的最大角度和最小角度, 也代表了所能发出的最小感性无功和最大感性无功。在母线过压和欠压状态时, 视为故障并封锁脉冲。
自动运行状态是完全自动的运行状态。在此状态下, 控制器不但自动调整的发出感性无功, 而且在满足以下两种条件时, 会投切电容组以实现更大范围的无功调节。
(1) 如果且Nc≥1且, 且连续维持时间, 则切下一组电容器, 。
(2) 如果Θ=Θmax且Nc≤Nmax且, 且连续维持时间, 则投入一组电容器, 。
在自动运行状态下, 如果母线过压和欠压状态, 即仍视为故障并封锁脉冲。
其中, Θ为可控硅的导通角度, Qs为系统实时无功, Nc为运行过程中投入的电容组数, 其他涉及到的各个参数都是可设置的, 其含义如下。
Θmax为最大相角给定, 运行过程中可控硅允许的最大导通角度;
Θmin为最小相角给定, 运行过程中可控硅允许的最小导通角度;
Ugy为过压门限值。
Uqy为欠压门限值。
Qt为系统目标无功值, 由设定的最大无功和最小无功决定, 或由目标无功直接设定;
A为投切弹性系数;
Qc为电容器组容量;
Tc为投切去抖时间;
Nmax为最大电容器组数。
如果现场开关是各自独立的, 即和各组电容器各自对应一开关, 此时的电容器组投切是循环投切的。这样使得各组电容器均匀使用, 有利于延长电容器及其开关的寿命。投切去抖时间可根据电容充放电时间等现场情况灵活设置, 这样可以避免电容开关频繁动作。
3 结语
无功补偿能够优化电网系统, 提高电压质量, 提高电能的利用率。因此在配电网中进行无功补偿、提高功率因数和做好无功优化, 是一项建设性的节能措施。对于不同的无功功率, 要具体问题具体分析, 需要根据其无功功率的原理, 选择不同的无功补偿方法和装置, 能够有效提高无功功率因数, 降低线路损耗和配电变压器以及用户端的损耗, 使无功补偿应用获得最大的效益。因此, 无功补偿对于社会发展具有重要意义。
参考文献
[1]王正风.无功功率与电力系统运行[M].北京:中国电力出版社, 2009.
无功控制 篇5
摘要：配电网优化控制方法在理论上有许多控制方法，但是在实际应用过程中，因为有许多不确定因素，简化了约束条件，并进行综合考虑，从而实现优化运行的目的。本文在配电自动化的基础上进一步阐述配电网优化控制的方法。
关键词：配电网;优化控制;方法
一、配电自动化
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。
二、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。
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、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。
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。
三、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：
1.李广河;地区电网无功电压集中优化控制系统的研究与实现[D];郑州大学;
2.邱军;电力系统无功电压就地控制研究[D];华中科技大学;
3.邢晓东;金华地区电压无功优化的研究[D];浙江大学;
无功控制 篇6
电压、模糊控制、无功控制、模糊理论
电压是衡量电能质量的一个重要指标,保证用户电压接近额定值是电力系统运行调度的基本任务。而系统无功的平衡对电压的稳定影响极大,无功功率的不足或过大,将引起系统电压的下降或上升,极端情况下可导致某些枢纽变母线电压大幅度下降而出现电压崩溃。
国内现有的电压无功控制装置广泛采用九区划分控制方式[3]、 [4]。但仅以九区位置制定控制策略会使控制过于简单,容易过调或调节力度不够,以至于反复调节,不利于设备维护和系统稳定。考虑到模糊逻辑的优越性,本文以九区划分控制思想为基础,综合考虑运行点在区内的实际位置,电容器组与变压器的可调性比较,峰谷期和历史参考数据10等因素,提出了计及多因素的电压无功综合模糊逻辑控制策略。
1、对变电站电压无功综合控制策略的要求
在对变电站电压无功进行就地控制时,通常的方法是以九区划分运行状态图为依据来制订控制策略。图1给出了九区划分运行状态图。图中纵坐标是电压U,Umax是电压上限,Umin是电压下限,横坐标Q是变电站吸收无功,Qmin是变电站吸收无功下限,Qmax是变电站吸收无功上限,显然中间的0区是电压和无功合格区,其余8个区为不合格区。
图1 九区划分
电压和无功的调整是通过调节变压器的分接头和投切电容器组来实现的。调整变压器分接头不仅改变电压,也会改变无功需求;同样,投切电容器组不仅改变了无功,也影响了电压。
各个区的常规控制策略如下:
0区:电压、无功均合格。不控制。
1区:电压合格,无功越上限。发投电容器组指令,按间隔时间循环投入电容器组直至无功补偿合适为止。若电容投完,则停发投电容指令。
2区:电压越下限,无功越上限。先发投电容指令,待无功补偿合适后,若电压还越下限,自动转为升压指令,直至电压合格为止。
3区:电压越下限,无功补偿合适,发升压指令,待电压升至合格为止;
4区:电压越下限,,无功越下限。先发升压指令,待电压升到合格后,再发切电容指令,切至无功补偿合适为止,若电容已切完,无功仍越下限值,也自动停发切电容指令。
5区:电压合格,无功越下限。发切电容的指令,到无功补偿合适为止,若电容已切完,无功仍然越下限,停发切电容的指令。
6区:电压越上限,无功越下限。先发切电容的指令,待切至无功补偿合适时,若电压还高,转发降压指令。
7区:电压越上限,无功补偿合适。发降压指令,控制有载调压变压器分接头。
8区:电压越上限,无功越上限。应先发降压指令,待电压降至合格后,再发投电容器组指令,按循环规律投到电容器合适为止,若电容已投完,无功仍然越上限值,则停发投电容指令。
如果能判断出电压的变化是由于无功变化引起的,则可以在电压不越线或者即使越线了,也不必去调节变压器分接头而是提前投、切电容器,这样可以提高电压的合格率并减少变压器分接头的投、切次数。另外,电压进入7区或3区,即电压越限可能是由于无功迅速变化引起的,也可能是由于高压侧电压变化引起的,而且这一变化将有一个持续过程,若是由于高压侧电压变化引起的,而运行点刚好又处于无功边界上,则有可能错误地投、切电容器;反之,若电压的变化是由于无功的变化引导致的,而运行点又刚好处在电压边界上,则有可能错误地调节变压器的分接头,若在无功缺额较大的情况下调节变压器的分接头,则有可能会引发负调压效应,进一步导致电压不稳定。可见若能提前了解无功的变化趋势,认清电压变化的根本原因,适时地决定控制策略,则可减少控制的盲目性,获得满意的控制效果,保证电压的合格率。
在变电站,由于变压器的重要性,它历来就是重点保护对象。对于有载调压变压器,分接头的调节次数是有严格限制和要求的,对于电容器组的投切次数也有要求。因此,电压无功控制的控制策略不仅要满足对电压和无功的要求,还要满足保护设备的要求,即目标函数可归纳为:(1)电压合格率最高;(2)功率损耗最小。约束条件是:(1)档位上下限;(2)电容可用组数;(3)变压器分接头日调节次数上限;(4)电容器组日投切次数上限,控制变量有两个,一个是调档,另一个是电容投切,这两个控制变量都不是连续变化的。
2、计及多因素的变电站电压无功模糊控制策略
根据电压、无功变化的特点,在这里提出对无功边界进行模糊化的控制方法 ,利用模糊控制善于处理非线性、受多因素影响的复杂控制问题的优点,采用模糊集理论进行控制决策,从而充分确定引起电压变化的原因。
也就是:首先根据实时电压判断电压是否越限,若越限,再判断无功及无功变化的趋势,具体就是将无功的偏差和无功偏差的变化率作为输入变量,如:无功剧烈变化,运行点处于3区或7区,无功可能不越线,也应该提前通过投、切电容器来控制;若是高压侧电压的变化引起的电压越线,无功变化不大,则应首先调节变压器的分接头来加以控制。这样可以减少变压器分接头的调节次数。控制策略有两步:
(1)确定运行点所处区域。(2)综合各因素,通过隶属度计算,选择调节方式(调变压器分接头或投切电容器组)。
选择调节方式时需要考虑的因素有以下几个方面:
(1)考虑基于九区划分选择调节方式,把对于电压上、下限和对于无功上、下限的隶属度分别记μμl、μμh、μθl、μθh。(2)考虑电容器组与变压器分接头的进一步可调性选择调节方式,两种调节方式的隶属度分别记为μCadjust 、μTadjust 。(3)考虑峰谷期选择调节方式,其隶属度记为λpeak 。(4)结合历史参考数据选择调节方式,历史记录为投切电容器组的隶属度为λCon 、λCo(接164页)ff ,历史记录为调变压器分接头升压、降压的隶属度记为λTup 、λToff 。
3、结论
(1) 本文分析了现有控制方法的特点后,指出了其不足之处,并在此基础上提出了基于无功边界模糊化的控制方法;
(2) 基于无功边界模糊化的控制方法,能减少变压器分接头调节次数,消除盲目调节,提高电压合格率,使无功基本平衡,避免有载调压变压器产生“负调节效应”;
(3) 本文介绍的控制策略合理地使用了有载调压变压器和并联电容器组这两种调节设备,具有明显的调压效果,无功补偿合理,调节次数极少,不会出现反复调节的情况。
参考文献
[1]吕艳萍 变电所自动调压装置的专家系统[J]. 中国电力,1996(3)
[2]诸静 模糊控制原理与应用[M] 北京:机械工业出版社,1998
[3]施玉祥 陶晓农.中低压变电站电压无功调节的研究[J].电力系统自动化 1996,20(9):54-57
[4]严浩军 变电站电压无功综合控制策略的改进[J].电网技术,1997,20(10):47-49
电压无功模糊控制系统设计 篇7
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8
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
直流换流站无功控制问题综述 篇9
关键词：无功平衡,交流滤波器,滤波器设计,无功控制策略
0 引言
特高压直流系统具有远距离、大容量输电的优势,对我国能源分配及电力发展具有重大意义。为保障交、直流系统稳定可靠运行,特高压换流站无功控制起着至关重要的作用,滤波器设计也是换流站系统设计的基础之一。[1]
由于不同的运行方式,换流器在运行中所消耗的无功功率不同,因此控保系统在整个运行过程中都需进行相应的调节。无功控制就是在各种直流运行工况下,通过对交流滤波器(含并联电容器)的优化组合和投退,使交、直流系统的无功交换量满足规范要求,并将换流器流进交流系统谐波的抑制满足要求。[2,3]
本文旨在分析换流站无功设备的设计选择、无功控制功能及交流滤波器的投退策略等问题。
1 换流站无功平衡
换流站内换流器(换流阀+换流变)是无功消耗的主要设备。其中换流阀在整流及逆变过程中,都需要消耗无功,以达到交、直流转换的目的;换流变无功损耗分空载损耗和负荷损耗两部分,也都需要消耗一定的无功。根据公式:
根据目前工程实际,换流站额定运行时功率因数一般达到0.85~0.9。由此,换流器运行时消耗无功约占输送功率的30%~60%。所以,从无功角度看,换流器可等效为随直流输送功率而变化的无功负荷,且其消耗无功随直流功率的上升显著增加。
基于无功功率“就地平衡、不远距离传输”原则,换流器消耗的无功需站内交流设备给予平衡,以保证交流系统电压的稳定。交流系统除本身的容纳能力外(其提供容性无功约占10%),配置的交流滤波器是容性无功的主要发生者。[4,5]
因此,交流滤波器的合理布置及准确投切是直流输电系统乃至整个电力系统正常运行的重要条件。
2 换流站滤波要求
换流器在运行中主要产生11、13、23、25(12k±1)等次特征谐波(k为正整数),以及各次非特征谐波,这些谐波绝大部分都注入交流系统,影响交流系统的电能质量。因此,通过交流滤波器滤除各次谐波是极为重要的。
由于完全滤除换流器产生的各次谐波较为困难,故工程上采用将系统谐波控制在可接受的范围内为原则。
目前,我国直流工程普遍采用总谐波电压畸变率Deff不大于1.75%、电话谐波波形系数THFF不大于1%、单次谐波电流含有率Dn不大于1.25%等谐波指标作为滤波设计指标。[6]
3 交流滤波器选择
3.1 型式选择
交流滤波器有双调谐、三调谐及单调谐三种类型。双调谐滤波器对两种谐波都具有较好的吸收效果,且便于备用和维护,其主要缺点是对失谐较为敏感。三调谐滤波器投资及损耗较低,但易失谐且调谐困难。单调谐滤波器结构简单、单次谐波吸收效果好,但滤波单一,需配置组数多,进而投资大。
因此,目前直流输电工程普遍采用双调谐滤波器。由于12脉动换流器产生特征谐波主要为12、13、23、25次,故换流站多采用HP11/13、HP12/24或HP24/36等类型滤波器,同时配以SC电容器组进行高次滤波。
此外,3次谐波属于换流器产生的非特征谐波。工程上,3次谐波滤波器是否装设取决于交流母线处短路容量与滤波器总容量之比Sk/Qc,当比值小于12时,认为滤波器与交流电网产生3次谐波谐振可能性较大,需考虑装设HP3;反之则可不装设。[7]
3.2 容量及组数选择
滤波器配置总容量应满足直流输电各种工况下系统对无功的需求,并满足设备故障情况下的冗余度及交流系统电压波动对容量的影响等多种因素。
根据研究,交流滤波器总容量由下式确定:
式中,Qc为滤波器总容量,Qex为换流站与交流系统允许交换的无功总容量,Qdc为换流器消耗的无功总容量,Up.u.为运行时交流母线电压标幺值,Nb为备用滤波器冗余组数,Q为滤波器单组容量。
交流滤波器单组容量越大,则组数越少,经济性越好,但投切单组滤波器引起的交流母线电压差及无功变化量就越大,有时不满足控制要求。工程上,交流滤波器单组容量由下式确定:
式中,U为交流母线电压偏差允许值,一般小于2%,Sk为交流母线处短路容量。
由于各型号交流滤波器无功补偿量基本一致,故其总组数Ns由可由下式确定:
同时,无功大组的选择应根据交流系统强弱及交流断路器遮断容量确定,一般保证其被切除时,交流母线电压变化率不超过5~6%。[8]
3.3 最后确定
经过上述计算后,一般可得出几种配置方案,然后经过测试计算满足以下几个要求。
1)将主要谐波控制在可接受范围内。
2)允许故障情况下设备的冗余。
3)直流轻载无功投切需求。
4)满足滤波器失谐要求。
最后,根据经济寿命周期及设备制造规范等因素,优化选择出滤波器类型、单组容量及组数参数。[9]
4 换流站无功控制策略
换流站无功控制主要是通过对滤波器的精准投切来实现的。其功能由多个子功能组成,每个子功能按设定的优先级和判据条件实现其应有功能,按照优先级一般包括:[10,11]
优先级1(最高):绝对最小滤波器控制(Abs Min Filter);
优先级2:最高/最低电压限制(U-max/min);
优先级3:最大无功交换限制(Q-max);
优先级4:最小滤波器组控制(Min Filter);
优先级5(最低):无功判据/交流电压判据控制(Q-control/U-control)。
以及过电压快切控制(Over Voltage Control)、QPC控制等,如图1所示。
4.1 OverVoltageControl功能
Over Voltage Control功能通过快速切除滤波器来保护交流设备免于过电压危害。是新建工程中电压无功控制要求更精准的方式。根据过电压幅值,采取不同延时的快切方法,如图2所示。该功能主要配合故障情况时的无功控制。
4.2 AbsMinFilter功能
Abs Min Filter功能优先级最高,主要防止滤波器受到过应力损坏。在换流器解锁前,Abs Min Filter功能即按照预先确定的滤波器组(即绝对最小滤波器投切表)投入相应滤波器。并在系统运行中,对绝对最小滤波器条件进行持续监视,闭锁其他子功能导致不满足Abs Min Filter条件的切除命令执行。若经过一段延时,Abs Min Filter条件仍不满足,则执行功率回降或闭锁命令,如图3所示。
进行RUNBACK时,将当前功率水平和预设的多级功率水平比较,确定功率回降等级后,程序将该功率定值送至极功率控制执行。
4.3 U-max/min功能
U-max/min功能是保障换流站交流系统电压不超过其最大和最小限制值,维持交流电压在过电压保护动作水平以下,如图4所示。同时也是其它低优先级子功能的电压限制条件,决定它们对滤波器的投切是否执行。
4.4 Q-max功能
Q-max功能以交流系统提供总无功与换流器消耗无功之差为判据,当超过设定值时则切除滤波器,主要用于防止直流功率速降时过电压动作事件的发生,如图5所示。同时决定低优先级的无功投入命令是否执行。在暂态过程中闭锁该功能。
4.5 MinFilter功能
Min Filter功能以系统是否满足换流站的滤波特性为判据,以Min Filter表为依据,对最小滤波器组投切进行控制,如图6所示。同时对Q-control/U-control功能造成不满足最小滤波器组条件时,限制其滤波器切除操作。并具有防止功率变动导致滤波器频繁投切的迟滞作用。
4.6 Q-control/U-control功能
Q-control/U-control功能是通过、的参考值的设置,投退滤波器来控制换流器与交流系统的无功交换量、稳态运行时的交流母线电压,以使直流系统处于较好的运行状态,如图7所示。正常运行时,Q-control和U-control控制选择一种。
同时,为避免在临界区无功设备频繁投切,程序设置死区,死区值大于最大滤波器分组投切引起的电压波动的50%。
4.7 其他功能
为了获得更好的无功控制效果,同时减轻滤波器投切对电力系统的扰动,无功控制还包含一些辅助的控制功能,如QPC和Gamma kike功能等。这些功能在控保系统中通过迅速增加触发角的方式来快速提高换流器无功的消耗水平,从而在极短期内配合换流站无功平衡问题,也可消除功率突变时滤波器频繁投退缺陷。
同时,换流站还采用换流变分接头控制TCC,其目标是控制触发角、熄弧角和直流电压在给定的参考值范围内。TCC每次调节换流变的1个分接头,步进约1.25%,调节时间为5-10s,动作响应较慢。换流变之间具备分接头同步调节功能,一般档差不超过3。
此外,为适应多种运行方式,整流站还可配置多组低抗设备进行辅助无功调节。[12,13]
5 滤波器投切问题
5.1 投切均衡性
保障同种类型的滤波器投运时间一致,程序设置循环选择,先投先退。
5.2 投入顺序
不同类型的滤波器优先级顺序为HP11/13、HP24/36、HP12/24、HP3、SC。高优先级的滤波器优先连接,当不可用时将投入低一级的滤波器,保证投入的滤波器具备优化的滤波能力。
5.3 状态标识
根据运行情况,将滤波器分置多种状态:已投入、已退出、允许投入、允许退出,作为控保系统投切判据。特别当出现滤波器保护跳闸、异常故障以及检修退出时,控保系统在需要投入滤波器时会跳过不可用的滤波器。
5.4 同类替换
当某一组滤波器由其他原因(如滤波器保护动作)退出系统后,需投入另一组同类型的滤波器替代失去的滤波器功能,减少系统滤波差异。
5.5 防振荡措施
为防止交流电网较弱时滤波器连续投切,程序中设置振荡检测逻辑。在预定时间内计算投切滤波器的次数,如连续投切超过了限定值(如3次),系统将自动模式改为手动模式,以阻止更多的滤波器频繁投切。[14,15]
6 结语
直流输电系统中,换流站无功平衡、谐波合规是系统正常运行的重要条件,通常通过交流滤波器(含电容器)设备进行控制处理。
无功功率补偿控制器的设计 篇10
对系统进行快速、动态的无功功率补偿是迫切需要的。电力部门大力推广无功就地补偿装置，其重要性十分明显。在当今的电力系统中，感应式异步电动机和变压器作为传统的主要负荷使电网产生感性无功电流，而电力补偿装置能对电网实施无功补偿，提高电网功率因数，让无功功率基本就地平衡，降低线损，改善电压质量和提高线路及变压器输送能力。因此，无功补偿就成为保持电网高质量运行的一种主要手段之一，这也是当今电气自动化技术及电力系统研究领域所面临发展的一个重大课题，且正在受到越来越多的关注。
1 无功功率与无功功率补偿技术
在交流电路中，由电源供给负载的电功率有两种;一种是有功功率，一种是无功功率。
1)有功功率是保持用电设备正常运行所需的电功率，也就是将电能转换为其他形式能量 (机械能、光能、热能) 的电功率。通常所说的功率就是指有功功率，又叫平均功率。有功功率的符号用P表示：
2)无功功率比较抽象，它是用于电路内电场与磁场的交换，并用来在电气设备中建立和维持磁场的电功率。凡是有电磁线圈的电气设备，要建立磁场，就要消耗无功功率。由于它不对外做功，才被称之为“无功”。并非“无用”或“可有可无”。无功功率的大小反映了电源参与储能交换的程度。无功功率的符号用Q表示：
单位为乏(Var)或千乏(k Var)。感性负荷从电网吸收无功功率，容性负荷向电网发出无功功率。因为当前电网大部分用电设备都为感性，即电网为感性。而容性负荷将抵消掉电网中的感性无功功率，所以看起来就是感性无功功率是从电网获得的，而容性无功功率是设备自己发出的。
在正常情况下，用电设备不但要从电源取得有功功率，同时还需要从电源取得无功功率。如果电网中的无功功率供不应求，用电设备就没有足够的无功功率来建立正常的电磁场，那么，这些用电设备就不能维持在额定情况下工作，用电设备的端电压就要下降，从而影响用电设备的正常运行。从发电机和高压输电线供给的无功功率，远远满足不了负荷的需要，所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率，以保证用户对无功功率的需要，这样用电设备才能在额定电压下工作。这就是电网需要装设无功补偿装置的原因。
2 无功补偿容量的计算方案
电力系统功率因数的高低，已经成为电力系统一项重要经济指标。因此，要求在电力系统的各级都要根据分级就地平衡的原则，采取措施补偿无功功率，提高功率因数。本设计以功率因数为判据确定补偿容量的计算方案如下：
由图1可知，补偿前功率因数：
补偿后功率因数：
有功功率：
功率补偿器的无功功率：
无功功率补偿器的容量由下式确定：
式中P1, Q1, S1-补偿前负荷的有功功率、无功功率、视在功率;Q2, S2-补偿后负荷的无功功率、视在功率;Qc-补偿器的无功功率容量;φ1-补偿前的功率因数角;φ2-补偿后的功率因数角;U-电网电压有效值;I-负载电流有效值;ω-电网电压角频率;f—50Hz电网电压频率;C-补偿电容器容量。
3 系统的整体设计方案
通过无功功率补偿器的容量计算公式上看，补偿电容器容量C需要测量出瞬时电流I，瞬时电压U，及瞬时相位φ1，必须采用A/D转换器和定时器协助测量，而AVR单片机的MEGA16芯片内部含有一个10位的ADC和2路16位的定时/计数器，具有安全可靠，执行速度快等特点，因此控制器采用MEGA16单片机为核心。
整体设计方案如图2所示。控制器以AVR单片机为核心，把从取样电路检测到的电网电压、负载电流进行放大，放大后的信号同时送到电压电流有效值检测电路和相位检测电路。电压电流有效值检测电路把放大了的电网电压、负载电流经整流滤波及相应处理后，送到主控芯片进行内部A/D采样，由主控单元快速有效地计算出电压、电流有效值，为计算得到应投入或切除电容器值提供必要的数据。
相位检测电路为主控芯片计算电网电压、负载电流的相位差提供必要的输入信号。并且送到相位检测电路中放大了的电网电压、负载电流信号，在这里进行判断两者的相位关系，从电压电流的超前、滞后关系即可实时判断出此设备是呈容性还是呈感性。若呈容性说明补偿过量，应切除相应电容器;若呈感性，与标准功率因数值比较，若小于标准功率因数值应投入相应电容器。
通过电压、电流取样电路和电压电流有效值检测电路，内部A/D转换电路及相位检测电路提供的有效信号，主控芯片计算得出负载电流、电网电压有效值以及电流、电压的相位差，并进而通过计算得到功率因数、需要补偿的无功功率和具体的电容器容量，并通过判断输出控制信号，控制电容器组的投入或者切除。用状态指示电路反映电容器组投切情况和作出系统稳态等指示。数码显示电路显示当前电压、电流值及设定的功率因数值等。控制按键可查询系统的工作状态、设置系统的工作模式、设置功率因数等。隔离光耦用来控制晶闸管触发，进而控制电容器的投切。避免了电容器投切时的电流冲击，实现了无功补偿的自动跟踪和电容器的自动投切，解决了投切时的暂态电流冲击和稳态可靠运行的难题。
4 结语
本装置控制过程灵活，操作简单，成本较低, 大大提高了供电质量，节约了能源，有很好的推广应用价值。随着科技的快速发展进步，高科技企业的增加，电力企业在如何更好地满足用户不断提高的需求的同时，还要对用户电网进行更全面的管理、监控。在这个过程中，将有各种新技术、新设备发展起来，未来的无功补偿技术将会更加具有广阔的应用前景。
参考文献
[1]王兆安, 杨君, 刘进军著.谐波抑制和无功功率补偿[M].北京:机械工业出版社, 2002.
[2]孙成宝, 刘福义著.低压电力实用技术.北京:中国水利水电出版社, 1998.
无功控制 篇11
【关键词】AVC 经济调度 闭琐控制
【中图分类号】V242.3【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0441-01
引言
按照《山西电网变电站自动电压控制技术规范（试行）》和《山西电网自动电压控制系统（AVC）运行管理办法（试行）》的要求，按照山西省电力公司的统一部署，山西电网要实现从500kV变电站到110kV变电站的全网AVC闭环控制运行，地调AVC系统承担着网内220kV变电站和110kV变电站闭环控制的任务，2009年太原做为试点对220kV变电站和110kV变电站进行闭环控制，本次升级改造主要对控制策略和系统功能根据“大运行”要求进一步完善。升级建模子系统，升级图形监视子系统，升级计算分析控制子系统，升级安全闭琐控制子系统，升级报表查询分析子系统。
1 与EMS数据交互与集成
1.1 AVC主站从调度中心能量管理系统（EMS）获取电网实时数据及有关信息，并在此基础上进行控制计算。AVC主站与EMS的数据交互信息完善。
1.2 遥测采集精度优化。对于并列运行的多条母线电压量测偏差较大、母线电压量测数据波动较大、电压量测死区传送门槛过大等情况，应采取技术改造等措施，保证数据质量；对主变三相分接头档位配备量测并正确采集；有关遥信量采集的冗余度和可靠性应满足闭环控制对可靠性、安全性的要求，应覆盖变电站内重要开关和刀闸设备（尤其是和控制设备相关的开关与刀闸），合成并上传必要的保护动作闭锁信号、控制闭锁信号等遥信信息。
1.3 应实现AVC应用服务主备配置和自动切换，可考虑实现AVC应用服务器与SCADA服务器之间的双网络配置，提高AVC系统运行可靠性。
1.4 AVC主站应对实时数据和控制参数的有效性进行检测，避免明显不合理的数据进入分析和控制过程。能判别明显不在合理范围内的实时采集数据，并予以屏蔽；能利用遥测、遥信等信息的冗余性，对局部数据的可信性进行校验，发现并屏蔽明显的坏遥测遥信数据或不合理数据；应具有滤除数据突变和高频电压波动的功能；AVC系统应能对与SCADA系统通信中断和不合理数据进行检测报警。
2 实时监视
完善监视母线的实时运行信息；对于母线电压越限的情况进行告警，提醒运行人员注意；
监视变电站无功设备的运行信息；监视当前AVC系统的运行情况；可监视电网传输有功损耗信息。
3 控制与优化策略计算
3.1 利用电网实时信息，实现控制策略在线计算；应采用成熟、高效、先进、实用的设计和算法，保证策略计算的可靠性和有效性。
3.2 在优化策略计算中应满足以下约束条件：
母线电压满足电网运行要求，可满足全天高峰、低谷、平峰不同时段的电压控制要求及峰谷转换时的电压平稳过渡；符合无功电压调节设备动作次数、动作时间间隔等约束。
3.3 在策略计算中可考虑以下目标：无功分层分区平衡；提高动态无功储备；减小电网传输损耗。
3.4 在策略计算中应考虑上级电网对本级电网的协调控制目标或约束。
3.5 在控制策略计算失败的情况下，应提供相应的后备措施，且不引起电网电压波动。
3.6 在电网出现事故或异常下，必要时闭锁或退出AVC控制，并给出报警。
4 控制指令执行
1 AVC系统应具有开环控制和闭环控制模式完善。在开环控制模式下，AVC控制策略在主站显示作为参考；在闭环控制模式下，AVC控制策略自动下发到站端执行。正常情况下AVC系统应运行在闭环控制模式。
2 AVC主站下发给变电站的控制指令可以是电容器（电抗器）开关投切指令（遥控）、有载调压分接头档位调节指令（遥调），也可以是相关变电站母线电压或主变关口无功的设定目标值或调整量等。
3 控制指令下发应采用可靠数据通道和成熟通信规约。控制指令建议通过现有EMS系统的遥控/遥调下行通道下发，也可由AVC主站与站端子站直接通信。
4 所有下发控制指令在有关环节都应保存带时标的详细日志，便于事后查询和分析。
5 对于下发失败的控制指令，能自动重试。对于多次（不少于3次）连续控制失败的情况，应及时进行报警，并闭锁相应设备。
6从主站能够对选定的设备进行传动测试和AVC控制试验。
5 统计分析功能
变电站控制相关信息的统计分析功能完善；对上下级间的协调控制策略和控制结果进行统计和查询；支持数据导出。
6 AVC主站的闭锁功能完善。
主站闭锁设置分为三个层次：系统级闭锁、站级闭锁和设备级闭锁；系统级闭锁指调度中心AVC主站将整个AVC控制模块闭锁，主站不再下发闭环控制指令，全部厂站转入人工控制或者就地控制；站级闭锁指调度中心AVC主站对单个变电站进行闭锁，不对该厂站下发闭环控制指令，该站转入人工控制或者就地控制；设备级闭锁指调度中心AVC主站对某个具体设备进行闭锁，闭环控制中不考虑对此设备的调节，不下发对此设备的闭环控制指令。
7 增加省地协调管理及考核功能
省地协调调试完成、相关部门批准投运后，正常情况下省地协调控制应保持投运。省调AVC系统按月自动统计各地调的省地协调投运率和省地协调关口调节合格率，同时统计省调220kV母线电压合格率。如出现地调关口满足省调下发的上下限值，但母线电压仍不合格的情况，由省调AVC系统负责整改。如地调某些关口长期不可控、可控时间远低于省调要求或者关口调节合格率不满足省调要求，则由地调负责整改。
8 冗余配置
为系统软硬件进行冗余配置，实现关键模块的热备功能，提升系统的可靠性、安全性，增强系统在异常情况下的容灾能力。
9 系统增加以下功能以满足在闭环控制中遇到的问题：
复杂接线方式建模功能；复杂接线方式自动拓扑解析功能；页面导航功能；网络版功能；主变参数一致，三主变档位联调功能（满足电网220kV变电站三主变并列运行的要求）；主变参数一致，三主变档位联调功能（满足电网220kV变电站不同参数三主变并列运行的要求）；变升降档方向相反AVC控制功能；主变档位数量不一致AVC控制功能；特殊运行方式控制策略功能；保护闭锁控制模块；自动回调功能；时钟同步功能；增加直观监视画面；统计分析功能；遥控试验管理功能；安全闭锁控制功能；保护闭琐设备图形化闪动告警功能。
10 变电站闭环控制。
实现变电站AVC接入和闭环控制的工作主要有设备参数录入，设备参数检查核对，SCADA转发库的配置，AVC遥测遥信参数录入，遥测遥信实时数据检查核对，AVC保护闭所信号添加核对和传动试验，AVC遥控参数录入核对和遥控预置试验，AVC运行定值的配置等。
参考文献
[1] 《实现变电站无人值班对调度自动化系统的基本要求》
[2] 国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》
[3] 《地区电网无功电压优化自动控制系统改造完善技术方案》
[4] 《山西电网AVC省地协调技术方案》
静止无功发生器双环控制研究 篇12
柔性交流输电系统 (FACTS) 作为一项能够有效改善电网电能质量的新兴技术, 得到了快速发展。而静止无功发生器 (SVG) 作为FACTS中的一项核心装置[1,2], 由于具有良好的控制性能和补偿效果, 成为了电力系统中柔性交流输电装置的研究热点。
在静止无功发生器的控制策略中, 文献[3]采用间接电流的控制方式, 其控制简单, 但存在着动态响应较慢, 对系统相关参数敏感的问题;文献[4]采用直接电流的控制方式, 实现网侧电流的闭环控制, 使得SVG的电流动态和静态特性得到较大的提高, 但电压外环控制采用传统的PI控制方式, 使其直流侧电压控制较慢, 影响系统的响应速度。文献[5]中电压外环采用自适应的PI控制器解决以上问题, 但其控制复杂, 不利于工程实现。
本文电压外环采用直流侧电容电压快速响应PI控制器计算出的增益来代替传统PI控制器的增益, 在不改变控制结构的基础上, 使其既能维持直流母线电压稳定, 又能获得更快的动态响应速度;电流内环采用前馈解耦控制, 通过对有功无功电流的独立控制解决了对系统参数敏感的问题, 增强了SVG控制系统的鲁棒性。仿真和实验结果均证明该控制策略可行。
1 静止无功发生器dq坐标系下数学模型
SVG装置的主电路如图1 所示, 其中ea、eb、ec为三相电网电压瞬时值, L为输出连接电抗器滤波电感, R为SVG装置的等效电阻, C为直流侧电容, ua、ub、uc为SVG装置桥式换流器交流侧输出相电压, ia、ib、ic为SVG装置桥式换流器输出相电流, udc为直流侧母线电压, idc为直流侧母线电压。
根据KKVVLL, 得到SSVVGG装置在三相静止坐标系 (abc) 下的方程[6,7]:
设为初相位, ω为角频率, 对以上公式作Clark、Park坐标变换, 得到SVG装置在两相旋转坐标系下的模型:
2 静止无功发生器双环控制
由于系统的复杂性和多种扰动因素, 控制策略首先要保证系统的稳定性和抗扰能力。其次, SVG系统还强调对输入指令 (补偿无功电流) 的跟踪能力, 控制策略还应兼顾跟踪能力。又由于系统的快速动态特性要求, 不可能在极短暂的时间内实现复杂算法, 故控制策略还应简洁高效[8]。因此, SVG控制系统采用基于dq坐标系下的双环前馈解耦控制[9], 系统由电压外环、电流内环组成, 其系统控制框图如图2所示。
(1) 电压外环控制
由于传统电压环PI控制器在负载突变情况下补偿无功较慢, 本文拟采用直流侧电容电压快速响应PI控制器计算出的增益, 代替传统PI控制器的增益, 在不改变控制结构的基础上, 使其即能维持直流母线电压稳定, 又能获得更快的动态响应速度, 如图3所示。
传统电压外环控制器输出:
快速响应的电压外环控制器输出:
即:
简化为,
其中,
由于直流侧电压波动较小, 令udc≈u*dc
则有,
由此可将K'p、K'i认为传统PI控制器的增益。
(2) 电流内环控制
采用基于瞬时无功功率理论地改进的检测方法得到负载电流中的无功指令, 这里设为iq*。在有功和无功指令已确定的情况下, 未加前馈解耦的桥式换流器的输出电压指令式如下:
由以上数学模型可知, 系统在dq同步旋转坐标系下是相互耦合的, 这样不利于PI调节器对有功和无功电流进行闭环控制, 故在电流内环中引入前馈解耦环节[9]。
再将上式代回至 (13) 式中得到有功和无功电流解耦控制的表达式:
其中, 把Δvd和Δvq当作桥式换流器交流侧输出电压v*d和v*q的控制量, 通过PI调节器调节得到Δvd、Δvq:
采用两个独立的补偿网络, 控制相应的有功电流分量和无功电流分量。这样即实现对有功功率和无功功率的独立控制。
3 仿真分析
利用MATLAB/Simulink工具箱建立了基于电压外环、电流内环控制的SVG系统仿真模型, 其仿真参数如表1所示。
系统仿真中, 分别对静止无功发生器控制系统的稳态、动态无功补偿进行了研究研究, 具体分析如下。
当负载侧为阻感性负载时, 系统仿真波形如图4 所示, 0~0.04 s, SVG系统先经不控整流对直流侧电容充电至600 V左右, 从0.04 s~0.084 s, 直流侧电压由桥式换流器经整流从电网获取能量, 并通过软启动控制达到所需稳定的直流侧电压700 V, 待直流侧电压稳定后, 即0.084 s后切换至SVG补偿工作状态, 图4 (a) 即直流侧电压建立过程波形, 在补偿过程中直流侧电压一直维持在700 V附近, 波动较小;图4 (b) 为a相电压Ua、系统a相电流isa及负载侧电流ifa补偿前后波形, 补偿前, 系统电流isa滞后于a相电压Ua, 0.084 s后SVG正常工作, 不到一个电压周期, 系统电流isa与a相电压Ua基本同相, 负载突切至一半时, 能够快速达到稳定;且功率因数由补偿前的0.8 以下快速达到0.99 以上, 如图4 (c) 所示;图4 (d) 为SVG系统输出a相电压、补偿电流波形, 系统输出电流波形正弦度良好, 反应迅速。稳定工作一段时间后, 在0.14 s时刻, 负载突切至一半, 系统在半个工频周期内即达到稳态, 响应速度快, 且补偿效果明显。对于阻容性负载, 其仿真波形与阻感性负载类似。
4 实验分析
图5 是搭建的低压静止无功发生器实验平台, 在实验室条件下进行了低压小功率实验, 其中交流侧线电压经调压器输出为80 V, 直流侧电压给定200 V, 阻感负载 (2 Ω/5 m H) , 阻容负载 (2 Ω/1 m F) , 其他参数与仿真参数一致。
当负载接阻感性负载, 通过示波器测量出补偿前负载端相电压、电流波形如图6 (a) 所示, 横坐标轴为10 ms/div, 纵坐标轴负载侧电流对应为25 A/div, 电压对应为30 V/div, 直流侧电压对应80 V/div;其中电压超前电流38° 左右, 功率因数约为0.79;图6 (b) 所示为补偿后的负载电压、电流相位关系图, 可以看出, 补偿后电压、电流相位已经接近同相, 功率因数基本为1, 正弦度较好, 且感性无功基本补偿, 电流幅值减小, 补偿效果明显。对于阻容性负载, 其实验波形与阻感性负载波形类似。
5 结论
本文基于电压源型VSC的拓扑结构和数学模型, 对低压静止无功发生器的双环控制策略进行了研究, 通过仿真和实验验证, 该控制策略能保证SVG能够根据参考电流实时发出系统所需要的感性和容性无功电流, 补偿性能良好。
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