电压控制装置（共10篇）
电压控制装置 篇1
0前言
半导体变流技术作为新兴的绿色高新技术在工农业生产中已得到甚为广泛的应用。经过几十年的不断发展,变流控制装置因集成了电子技术、PLC控制、PC控制、电气自动控制技术亦得到了飞速的发展。其中晶闸管变流装置在众多的变流装置中因具有高电压、大电流、高功率的特点受到用户的广泛青睐。上海海得控制系统股份南京分公司代理的施耐德电气公司、ABB等公司的ATS38、ATS48等系列智能型软启动器装置和浙江大学方圆科技公司的DKSZ-1变流装置等均采用了晶闸管作为可控型主器件。在这类装置中,晶闸管一般都采用了触发移相控制,而控制的关键就在于改变触发控制角α从而改变装置的输出电压ud,而α角与触发器电路的控制电压UK之间又有着密切关系。笔者通过正确揭示出控制电压UK与输出电压ud的关系,从而利于整个晶闸管变流装置实现自动化智能型控制。下面就以DKSZ-1电机自动控制装置为例来揭示触发器电路分别为锯齿波触发电路、KJZ6集成六脉冲触发器电路时,α、UK及Ud(ud的平均值)三者之间的关系。
1 锯齿波触发电路
电路原理图如图1所示。
根据电工学叠加定理:
式(1)中K1、K2、K3为叠加等效系数分别为:K1=R8//R9/(R7+R8//R9),K2=R7//R8/(R9+R7//R8),K3=R7//R9/(R8+R7//R9);Ic为恒流源电流,Ic≈V9/(R4+R3);t为C2充电时间;Ub为偏移电压;UK为控制电压,即图中UC。
V4管基极电压ub4=0.7V时,是产生触发脉冲时刻,该时刻对应的时间为t,由ωt=α+π/6可知,t=(α+π/6)/ω,ω为电源角频率。
(1)当UK=0时,对应产生触发脉冲的时间为tmax,触发控制角为αmax。由ωtmax=αmax+π/6知tmax=(αmax+π/6)/ω。
由式(1)可得到式(2):
由式(2)可知:
注意:需要说明的是在装置中,若控制电压UK为正给定(即UK>0),则αmax为变流装置α移相范围中的最大值;若UK为正负给定(即UK既可大于0,也可小于0),则αmax为变流装置α移相范围中的中间值。如DKSZ-1装置既可用于整流,也可用于有源逆变,α理论移相范围为0~π(实际装置为10°~160°),故UK正负给定时,αmax=π/2,只有正给定时αmax=π(实际装置中αmax=160°)。
(2)当UK≠0时,对应产生触发脉冲的时间为t,触发控制角为α,则t=(α+π/6)/ω。把式(3)代入式(1),令ub4=0.7V,则可得式(4)。
化简式(4)可得式(5):
由式(5)可知:
相同条件下,要得到同一α角,电源频率f增加,则UK下降;
相同条件下,要得到同一α角,电容C2增加,则UK下降(但C2不可太大,否则放电过程时间延长,锯齿波波形差);
相同条件下,要得到同一α角,充电恒流Ic增加,则UK上升(但Ic增加,一方面锯齿波斜率增大,α对UK的变化灵敏度小,另一方面使α不易达到αmax)。
2 KJZ6型集成六脉冲触发电路
该集成六脉冲触发电路是由3块KJ004、1块KJ041与1块KJ042集成组合而来。在这样的电路中寻找到控制电压UK与输出电压ud之间的关系,可以方便我们建立直流电机闭环调速和过电流保护系统,要确定这个关系,我们首先要了解一下KJ004集成触发器电路(如图2所示)。
图2中±15V电源、R6、R23、RP1、C1构成电容负反馈锯齿波形成环节。当V4导通时,C1通过V4(c、e)、VD3构成迅速放电电路;当V4截止时,由±15V电源、R6、R23、RP1、C1构成电容负反馈锯齿波形成环节。C1两端电压呈线性增长,锯齿波斜率由通过R23、RP1的充电电流IC1和电容C1来决定。在每个半波C1开始充电时,两端有1V左右电压,故uC1=(Ic/C1)*t+1,Ic≈15/(R23+RP1),与锯齿波触发电路同理,可得到控制电压UK与α的关系。只要把前面式(3)右端0.7V改为0.7-K1再代入式(4),式(4)中等式左端加K1,其它推导过程同上,最后式(4)整理后,就得到与上述式(5)一样的结果。此时式中K1=R21//R27/(R24+R21//R27);K2=R24//R27/(R21+R24//R27);K3=R21//R24/(R27+R21//R24)。
3 α与整流装置输出电压平均值Ud的关系
我们以四种常见的整流电路为例。列表分析如下:
注:式中U2是整流变压器二次侧相电压有效值。
通过上述分析,我们可以很方便得到晶闸管变流装置控制电压与输出电压之间的关系,为变流装置实现过流保护和闭环自动控制提供了一个平台。通过总结上述关系,希望能为广大从事电气工程技术开发、电气设备维修人员以及变流技术开发应用的爱好者提供有益的参考。
摘要：晶闸管变流装置通过改变触发控制角α从而改变装置的输出电压,而α角与触发器电路的控制电压之间有着密切关系。正确分析与揭示控制电压与输出电压的关系,能为变流装置实现过流保护和闭环自动控制提供一个平台。
关键词：晶闸管变流装置,触发控制角,输出电压,控制电压
参考文献
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[3]杨立林.晶闸管变流装置触发电路与主电路电源电压的同步分析[J].四川职业技术学院学报,2006(1):105-106.
电压控制装置 篇2
【摘要】随着电力的使用和普及，其已经成为我国使用最广泛的能源，其使用便捷且环保的作用，得到人们的大量使用。如今人们在生活、工作中都离不开电力的良好供应。为了使人们能够得到良好的电力使用条件，需要实时对电压合格率进行监测，保证电力供应的正常性和电气设施的安全性。本文主要分析了电能计量装置实现电压合格率监测的作用，阐述了电能计量装置实现电压合格率监测的优势及展望，并针对电能计量装置改进技术及监测措施进行了研究和探讨。
【关键词】电能计量装置；电压合格率；监测措施
改革开放以来，我国人民的生活质量得到明显提升，特别是如今人们的用电设备越来越多，对用电量及用电质量的需求越来越高。电力企业为保障人们能够良好的用电，并使电力设施安全运行，需要实现对电力质量监测。电压合格率监测是判断电能质量主要方式。目前我国平电力企业实现对电压合格率监测是采用电压监测仪，该仪器并不能准确有效的展现电压合格率。因此本文主要对电能计量装置进行了研究，探索出一种能够准确反映电压合格率的装置。
一、电能计量装置实现电压合格率监测的作用
为了能够迅速了解电气设施、用户用电质量等，电力企业需要能够尽快查看到电能质量。电压合格率作为反映电能质量的重要指标，实现对其的监测，则能够反映电能的质量。目前我国最常使用的电压合格率监测装置是电压监测仪，其将监测的电压数据自动上传至管理系统，随后经过管理系统的统计和计算，分析出结果。然而由于电压监测仪的统计结构易受到主观因素的影响，因此其不能够准确有效的反应电压合格率，即不能判断电能的质量。
二、电能计量装置改进技术及监测措施
虽然目前我国运用的电能计量装置已经比较强大，然而其在电压合格率监测方面的功能尚不完善，因此需要加强对电能计量装置的改进。本文主要结合《电压监测仪使用技术条件》、电量监测功能、电压合格率监测功能，《电力用户用电信息采集系统》等相关条件，加强对电能计量装置的改进。要实现对电压合格率的监测和统计，其主要监测内容为缓慢变化电压、电压有效持续时间等，根据测量电压合格率的所需要条件，电能计量装置主要要加强数据信号处理和远程数据传递等技术，将所采集到的数据通过数据信号处理后，通过远程数据传递技术将处理后的数据传递至统计系统和数据存储器。一般电能计量装置主要包含有电压传感器、信号调整电路、数据信号处理、数据存储器等。本文主要针对电能计量装置实现电压合格率监测功能的实施方法进行了分析。
（一）电能计量装置参数
根据研究和查看相关要求发现，电压合格率需要监测的内容越上限电压、越下限电压、硬件时钟时间校对等，因此电能计量装置首先要将电压合格率所需参数设置至相关系统中，当电能计量装置投入运用中，电能计量装置就会实现对各类参数的监测。
（二）电能计量装置数据记录
电能计量装置投入使用后，电能计量装置的采集系统将采集的数据通过数据信号处理系统进行处理，随后该系统将处理好的数据，结合其他数据进行统计和分析，最后将形成的统计结果传递到数据存储器。电能计量装置会定时或根据操作要求，将所统计的数据结果传递了电力系统中。电能计量装置采集系统每秒会采集一次数据，对数据的处理和统计大概每分钟一次。数据存储器对统计结果的统计，分为日、月、年等多种类型。其中所记录的结果还包括电压最小值、整点值等。电压合格率单户统计公式如公式1。
（三）电压合格率传递
电能计量装置会将监测后的结果即相关数据传递到主站系统，主要包括越上限市场、单户合格率等数据。电能计量装置有远程传递的功能，其主要是通过GPRS通信模块实现数据的远程传递。某公司已经实现利用电能计量装置监测电压合格率，并在其外观上设置了查询功能，可以实现对电压合格数据、电压极值数据等查询。
（四）采集系统主站监测
在电能计量装置上升级电压合格率监测系统，无需另外建立监测主站，只需在采集系统主站上实现对电压合格率监测和统计。采集系统主站通过所采集的数据、接收的数据、储存的数据等，实现对电压合格率的监测和统计。其中平局电压合格率计算公式如公式2。
三、电能计量装置实现电压合格率监测的实际应用
为了确定电能计量装置实现电压合格率监测的实际作用，本文主要针对某地电力企业的设置了多个电能计量装置电压合格率监测点。其中C类电压监测点有20个，D类电压监测点有50个。为了监测的便捷性，直接根据C类和D类的分布情况进行检测。电能计量装置主要通过GPRS实现数据的双向传递。表1为2015年4月D类电压监测点所监测的结果。电能计量装置监测电压合格率能够实现准确监测，同时还可以实现对线路电压的监测。
四、电能计量装置实现电压合格率监测的优势及展望
通过上文对电能计量装置的改进技术分析以及实际运用分析，可以发现利用电能计量装置监测电压合格率含有一定的优势。随着智能电表的推广和普及，几乎家家户户都使用智能电表进行电量采集，而要想实现利用电能计量装置对电压合格率的监测，只需要对该装置进行简单的升级，智能电表本身就存在数据信号处理和远程数据传递的功能，在智能电表中加入采集相关参数以及其他应用的设计，智能电表就可以代替电压监测仪的作用，成为全新的电压监测仪。传统的电压监测仪容易受到主观意识的影响，导致监测结果的准确性不够高。而电能计量装置所采集的数据、以及对数据的处理和统计后的结果，受到多个方面的监督，因此其很难受到人为因素的因素，致使所监测的电压合格率更加真实和准确。电能计量装置是根据《电力用户用电信息采集系统》的规范和要求进行设计，能够利用原本的主站系统实现相关数据的传输和统计，不需要在另外设置系统。运用电能计量装置，操作人员可以对任意电压监测点进行实时监测数据传递，从而促进电力企业对电压进行改善，保障人们用电的质量。
电能计量装置主要包括智能电表、配变监测终端等，其都具有数据信号处理功能和远程数据传递功能，在电能计量装置中加入电压监测功能的技术已经比较完善，因此可以加强电能计量装置监测电压合格率的推广。
结束语
综上所述，随着我国用户的逐渐增多，用户对用电量和用电质量的要求逐渐增高。电力企业为了保障用户的用电质量及用电设施的安全，通过对电压合格率的监测，实时了解电能质量。然而传统的电压监测仪受到多种因素的影响，其检测结果并不能真实反映电能质量。通过上述分析可知，电能计量装置在其数据信号处理和远程数据传递等功能的基础上，加入电压监测功能，能够有效实现对电压合格率的监测。
参考文献
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电压控制装置 篇3
我国电力系统的线路损耗与发达国家的差距很大, 根据中国电力杂志公布的2004年全国综合线损每年约为6.5%, 而发达国家线损不到3%, 是发达国家2.17倍。在不同电压等级, 不同的电能质量要求和环境下, 如何选择合适的电压无功综合控制装置就至关重要。选择合适的方案可以事半功倍, 以很少的投资获得很高的收益;反之, 盲目配置的装置往往成为摆设, 浪费资金。
电网电压的损耗调整主要以改变流经电网的无功功率为主。通过电网输送的无功功率越小, 则电压损耗越小, 相应的功率损耗也会减小。因此, 本文将侧重讨论通过无功补偿实现电压的调整。发电机、调相机等电源侧实现的无功功率有其优点:可以同时发出无功功率, 也可以用于吸收无功功率;调节比较灵活, 不但可以用来控制系统的电压, 而且可以用于提高系统的稳定性。但这类设备投资和维护费用高, 只有在十分必要时才会采用。另外一种减少电压损耗的方式是通过变压器的有载调压实现。但有载调压也并不能够完全解决无功不足, 因为有载调压只是改变了无功在电网中的分布, 并没有产生新的无功源。无功功率若经过长距离的输送, 电压损耗同样会比较大。因此, 分层、分压、就地、适时地达到平衡无功, 减少无功功率的异地传输是降低线损的最有效方法。相比较而言, 并联电容器因其费用比较低廉, 能量损耗小, 而且可以分散在用户、变电所和配电所中进行就地补偿在社会中得到了广泛的应用。
根据不同的方法, 目前广泛应用的无功补偿装置可以按照以下几个方面进行分类。
1 按照实现补偿容量的原理不同划分
1.1 通过投切并联电容器, 实现无功电源容量的变化的装置
这种电容器的投切依靠于接触器的动作或者通过控制器对高压开关的控制实现。用于投切电容的接触器具有抑制电容的涌流作用;延时投切的目的在于防止接触器过于频繁的动作时, 对电容器造成损坏, 同时防止电容不停的投切导致供电系统振荡。
并联电容器成套装置通常由主电容器、串联电抗器、放电线圈、熔断器、断路器、继电保护和控制屏等部分组成。为避免电容器击穿造成相间短路而引发箱壳爆炸的恶性事故发生, 高压并联电容器装置通常采用星形接线, 选用单相、额定电压为线电压的1/3的电容器作为主电容。低压并联电容器在电容器内连接成三角形, 带内部熔丝。
并联电容器装置中加入串联电抗器, 防止输配电系统中因直接投入并联电容器组而引起谐波分量增大。此外, 还可以有效地抑制电容器投入电网时产生的涌流, 以及有助于防止和减轻开断电容器组时发生重燃。
另外, 电容器组内部设置放电电阻, 此电阻能在短时间内把电容器上的残留电压降得更低。
这种投切并联电容器的装置广泛应用于各种就地补偿无功, 调整负荷侧电压的场合;往往根据负荷侧的特性选择相应的无功补偿控制器。实际应用中可根据网络电压、功率因数、无功功率或者系列参数进行自动投切电容器, 也可按规定的时间表进行自动投切或手动投切。
1.2 通过调节电容器两端的电压, 实现无功电源容量的变化
这种装置根据电容器无功功率输出与电容量、频率、电压参量的关系, 即Q=2πfc u2, 无功功率的调节可以通过改变电容器两端的电压来实现, 从而达到对系统无功功率的调节、稳定电压、提高功率因数、降低线损的目的。作为控制核心的微机控制器是采用32位DSP处理器, 大容量的RAM和Flash Memory, 其数据处理, 逻辑运算和信息存储能力强, 运行速度快, 可靠性高。按照九区图原理对系统电压无功进行适时控制, 同时具有并联电容器保护功能, 实现电压无功补偿与电容器保护一体化, 保证并联电容器的可靠运行。
装置的构成及各部分的作用如下。
装置由调压器、电容器、微机控制器三部分组成。
(1) 调压器:有载自耦调压变压器, 主要的作用是调节电容器端电压, 并且保证在调节过程中并联电容器不脱离系统母线。自耦调压器的一次电压为6kV (或10kV、35kV) 母线电压二次输出电压 (并联电容器端电压) 在 (100～60) %母线电压内可以调节, 从而实现在 (100～36) %×额定容量内调节无功。选择自耦变压器调压可以有效降低设备造价, 减少附加损耗。
(2) 电容器:容性无功功率源 (和其它无功补偿装置作用一样) 。
(3) 控制器:是电压无功自动控制的核心。微机控制器采集系统参数, 不平衡电流和电压信号, 调压器档位及瓦斯信号输入控制器, 经算法处理、分析判断后, 按九区图原理要求调节母线电压及电容器电压, 实现电压无功的自动调节, 并具有异常闭锁及记录功能, 同时具有完善的电容器保护功能, 当故障发生时, 可快速切除故障。标准通信规约, 方便与微机控制联网通讯, 通过232和485可接口到综自或远动系统接口, 实现信号远传及远方控制。
装置的优点如下。
(1) 一组电容器固定接入即可实现多档输出, 补偿精度高, 可满足系统无功功率变化要求。
(2) 采用有载自耦调压器调压方式, 调节速度快, 可以实现适时自动调节, 提高补偿效果。
(3) 调节电压极差小, 大大减少了合闸涌流对系统及电容器的冲击。
(4) 电容器在额定电压以下运行, 无投切过电压和涌流问题, 大大地延长了电容器的使用寿命。
(5) 装置自动化程度高, 且有完善的保护功能, 数字通讯和远程维护功能, 可以满足无人值班及免维护的需要。
(6) 附加损耗小。
(7) 电容器无需分组投切, 减少了投切开关等设备及设备的占地面积, 节约了基建投资成本。
(8) 装置不产生谐波, 不会对系统造成谐波污染。
(9) 有滤波电抗器时, 而且可以保证每个档位的电抗率恒定不变。
适用范围如下。
这种装置可广泛应用于电力系统, 冶金、石油、化工和矿山等行业。装设于35kV～110kV变电站的6kV～35kV侧低压母线上或者直接装设于6kV～35kV配电线路上, 实现自动调节容性无功功率, 保证电压合格率且控制功率因数在0.95～0.98之间, 可有效降低线路损耗。
1.3 通过调节装置中电感的输出容量, 实现无功电源容量的变化
这种装置的代表是可控电抗器动态无功补偿系统。它由由并联固定电容器组 (兼滤波) 和磁控电抗器组成, 磁控电抗器容量无级可调, 能自动快速跟踪补偿负荷无功、稳定母线电压。这种系统控制器一般采用16位微电脑芯片, 能实时检测电网无功和电压参数, 对磁控电抗器实施快速、准确控制。
系统工作原理如下。
无功自动跟踪补偿装置采用固定电容器配合磁控电抗器的方式, 当系统无功过剩时, 固定补偿电容器发出的容性无功由电抗器吸收;当缺乏无功时, 电抗器容量减小, 由补偿电容提供容性无功。磁控电抗器控制装置实时测量计算系统有功功率、无功功率、功率因数和母线电压, 并调整电抗器的输出容量, 使系统在保证母线电压合格的条件下, 无功最小。
装置的特点如下。
对电网而言。
(1) 提高功率因数, 降低网损, 可以使功率因数达到0.9～0.99的要求。
(2) 阻尼系统振荡, 提高阻尼极限, 提高输电线传输能力。
(3) 提高电网的电压稳定能力。
对用户而言。
(1) 稳定端点电压 (防止电压过高或过低) , 提高变压器与输电线以及其他电器设备的寿命。安装与不安装这种装置, 对端点电压的波动幅度有很大的影响。
(2) 提高功率因数。可以使功率因数达到0.9～0.99的要求, 降低网损, 降低无功损耗, 节省电费开支, 适用于电力系统庞大网损非常严重的用户。
(3) 消除谐波污染, 提高系统安全系数, 延长设备寿命, 降低系统损耗。
(4) 降低异步机启动、电弧炉运行等本地电网的冲击, 提高系统安全性, 对于弱电网尤其如此。
(5) 消除电压闪变, 专门针对闪变设计的算法, 将电压闪变降至最低水平, 提高用户电能质量。
(6) 扩容。在很多场合安装动态无功补偿装置, 可以实现1.2～1.5倍的扩容, 大幅节约扩容开支。
2 按照控制回路的原理不同划分
2.1 自带输入/输出系统的独立无功补偿装置
控制器是无功补偿装置的指挥系统。它不仅包括了采样、运算、发出投切信号, 而且包含参数设定、测量、元件保护等功能。十几年来无功补偿控制器经历了由分立元件—集成线路—单片机—DSP芯片一个快速发展的过程, 其功能也愈加完善。独立无功补偿设备不依赖于其他装置, 数据采集和控制输出都是自身功能的一部分, 集I/O系统和计算判断于一身。
通常这种无功功率补偿控制器有三种采样方式, 功率因数型、无功功率型、无功电流型。选择那一种物理控制方式实际上就是对无功功率补偿控制器的选择。
(1) 功率因数型控制器。
功率因数用cosΦ表示, 它表示有功功率在线路中所占的比例。当cosΦ=1时, 线路中没有无功损耗。提高功率因数以减少无功损耗是这类控制器的最终目标。这种控制方式也是很传统的方式, 采样、控制也都较容易实现。
当cosΦ超前且>0.98, 滞后且>0.95, 在这个范围内, 此时控制器没有控制信号发出, 这时已投入的电容器组不退出, 没投入的电容器组也不投入。当检测到cosΦ不满足要求时, 如cosΦ滞后且<0.95, 那么将一组电容器投入, 并继续监测cosΦ如还不满足要求, 控制器则延时一段时间 (延时时间可整定) , 再投入一组电容器, 直到全部投入为止。当检测到超前信号如cosΦ<0.98, 即呈容性载荷时, 那么控制器就逐一切除电容器组。要遵循的原则就是:先投入的那组电容器组在切除时就要先切除。如果把延时时间整定为300s, 而这套补偿装置有十路电容器组, 那么全部投入的时间就为30分钟, 切除也这样。在这段时间内无功损失补只能是逐步到位。如果将延时时间整定的很短, 或没有设定延时时间, 就可能会出现这样的情况。当控制器监测到cosΦ<0.95, 迅速将电容器组逐一投入, 而在投入期间, 此时电网可能已是容性负载即过补偿了, 控制器则控制电容器组逐一切除, 周而复始, 形成震荡, 导致系统崩溃。是否能形成振荡与负载的性质有密切关系, 所以说这个参数需要根据现场情况整定, 要在保证系统安全的情况下, 再考虑补偿效果。
(2) 无功功率 (无功电流) 型控制器。
无功功率 (无功电流) 型的控制器较完善的解决了功率因数型的缺陷。一个设计良好的无功型控制器是智能化的, 有很强的适应能力, 能兼顾线路的稳定性及检测及补偿效果, 并能对补偿装置进行完善的保护及检测, 这类控制器一般都具有以下功能。
四象限操作、自动、手动切换、自识别各路电容器组的功率、根据负载自动调节切换时间、谐波过压报警及保护、线路谐振报警、过电压保护、线路低电流报警、电压、电流畸变率测量、显示电容器功率、显示cosΦ、U、I、S、P、Q及频率。
由以上功能就可以看出其控制功能的完备, 由于是无功型的控制器, 也就将补偿装置的效果发挥得淋漓尽致。如线路在重负荷时, 那怕cosΦ已达到0.99 (滞后) , 只要再投一组电容器不发生过补, 也还会再投入一组电容器, 使补偿效果达到最佳的状态。采用DSP芯片的控制器, 运算速度大幅度提高, 使得富里叶变换得到实现。当然, 不是所有的无功型控制器都有这么完备的功能。国内的产品相对于国外的产品还存在一定的差距。
2.2 基于自动化系统后台机或自动化系统网络无功补偿装置
基于自动化系统后台机的无功补偿装置依附于变电站后台计算机, 是后台监控系统的一个子模块。无功补偿装置借助于自动化系统进行数据采集与控制, 其本身并没有专用的I/O系统。采用这种方式实现无功补偿装置功能省去了专用硬件设备, 不需要单独铺设电缆, 降低了成本, 减少了工作量。人机界面友好, 参数设置简单, 调试方便。
基于自动化系统网络无功补偿装置的核心采用单独的CPU装置, 但其I/O设备仍由网络借助自动化系统实现, 其本身不带I/O系统。
采用后台软件实现无功补偿装置控制功能, 虽然能节约成本, 不需增加额外设备, 工程量小。但它有一致命缺点:闭锁速度不够。无功补偿装置没有完善的闭锁系统或闭锁速度达不到运行要求, 就会对变电站的安全运行带来严重威胁。特别是无功补偿装置对保护动作的闭锁响应。在保护信号发生时, 若无功补偿装置不及时闭锁很可能带来严重后果。后台无功补偿装置软件的闭锁速度依赖于自动化系统对变位YX、YC突变量的响应速度, 这样的响应速度一般很难满足要求, 如果本次变位YX、YC量丢失, 其闭锁速度更难满足要求。
采用自动化系统网络无功补偿装置采用单独的CPU装置, 需增加一定的成本。整个无功补偿装置的可靠性取决于网络通信、I/O和无功补偿装置主机的运行状态。如果通信通道不好, 闭锁速度将不能满足要求;即使在通道良好的情况下, 对保护信号的响应速度仍然偏慢。
总的来说, 用户必须根据自己负荷的实际情况和可靠性、经济性等方面要求, 对各种电压无功综合控制装置进行比较选择, 找出最符合自己需要的设备。
参考文献
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变电站电压无功控制策略 篇4
【关键词】变电站；电压；无功控制
伴随着时代的进步与发展，社会对电力资源的数量与质量要求也越来越高，因此必须在电力系统运行过程中加强对变电站电压无功控制的力度。只有合理的控制电压与无功，才能够更好的保证电力系统正常运行，为社会生产与生活提供稳定的电力资源。
一、变电站电压无功控制的基本概况
变电站是解决当前电力系统负荷状态的基础，这样才能够较好的降低无功电流量，从而有效的提高现有电力功率的使用效率。但是变电站中的变压器和输电线在某种程度上也会消耗大量的无功功率，这样也会造成输电效率的降低。有效而合理地控制电力系统的无功与电压以实现无功的分层、分区就地平衡，可以最大限度地减少无功功率在电网中的流动，降低电网的无功损耗，提高电网运行的经济效益。[1]目前，变电站电压无功控制的研究存在着许多方面的问题，这些问题不仅仅是理论研究存在着许多问题，其实践运用过程中也存在着较多的局限性。当前，我们必须不断加强实践与理论研究，逐渐完善相关方面的问题研究，积极采取措施来促进变电站电压与无功控制发展，加强无功的实时动态补偿，逐渐完善电压无功自动控制系统功能，这样才能够更好的提高变电站电压无功控制效率。
二、变电站电压无功控制策略
目前，我们国内外在变电站电压无功控制方面的研究成果比较多，其控制策略也多种多样，在变压器方面就存在着接头调节、电容器投切等。当前主要的变电站电压无功控制策略主要有以下几种：
（1）根据功率因数或者电压高低调节.变电站电压无功控制按照功率因数或者是电压高低进行调节与控制，这种控制策略主要是利用自动性能比较强的投切电容器组，这种设备能够将变电站电压以及功率因数稳定在一定的区间范围内部，并且使得这些要素的变换趋于平稳，从而有效的实现无功控制与无功补偿的功能。这种方式比较单一与简便，而且其控制过程比较可信，但是从本质上而言，此种控制策略没有充分的思考变压器接头的调节作用，因此电压无功控制的性能与效果比较弱。
（2）以人工智能为基础的动态规划方法.以人工智能的动态规划方法为基点探究出一组变压器分接头和电容器组投切量变量，从而会总结出一种新型的目标函数最优解：
J=XΔVΣ+Xpf+Xtap+Xnc
在上述目标函数当中XΔVΣ是指实际变电器电压相对于既定电压的偏移量，Xpf是指电压无功的偏移率，Xtap为变压器分接头动作的次数，Xnc为电容器组投切动作的次数。[2]公式应当满足以下几种约束条件：a.ΣT≤TmaxΣ：一天内变压器分接头动作次数之和应低于限定值；b.ΣNc≤NcmaxΣ：一天内电容器投切次数之和应小于或者等于限定值；c.Vmin≤V≤Vmax：实际电压值在两种最值的中间；d.pf≥pfmin：功率因数不能够低于既定值。目前，我们国家已有的电子计算机计算机水平、数据库技术、状态估计、通信、实时监控等软硬件技术仍有待发展，至今尚无成熟的适用于我国电力系统的全网智能动态规划系统。在这种背景下，我们国家的电力工程运行过程中经常采用九区图控制方式来控制变电站电压无功。
（3）传统模型下九区图法实现电压无功控制.这种类型的控制方法是通过将电压以及无功的界点值作为基本点从而将电压-无功划分成为不同的九个区域，每个区域都会选用不同类型的控制方法。这种变电器电压无功控制方法在实践运用过程中，会根据具体的情况来制定不同的控制方法。如下图1所示：
这种电压无功控制方法的结构比较清晰，而且运用的原理比较透彻，并且这种控制方法能够运用单机片进行操作，其不足的地方主要是各种变电容器组的设备运行频率较高，成本较高，其经济价值偏低。
三、变电站电压无功控制策略的实施方法
变电站电压无功控制策略的实现形式也各不相同，主要有基于变电站自动化系统的VQC、VQC专用独立式成套装置、半独立式新型VQC控制方式等。
（1）以变电站自动化系统为基础的VQC.目前，科学技术水平日趋发达，变电站相关方面的基础设施日趋完善，自动化系统在变电站的使用范围逐渐广泛，一般都会采用本区域或者是远方监控的一体化自动操作系统，这些系统能够有效的收集与处理关于电流的信息。一般只需要对其装置输入既定的指令，从而能够实现控制变电站电压无功的目标。
（2）VQC专用独立式成套装置.与VQC配套使用的独立式成套装置是一种常常被用来控制变电站电压与无功的装置。这种装置的特点是集I/O单元与分析判断功能于一体，相关闭锁信号由相应装置的硬接点输入，所需测量值由自带的I/O单元采集，有关控制也由自带的I/O输出。这种系统性较强的电压无功控制模式能够把不同类型的VQC集中在单独的一個装置中，同时也能将其功能集中为一体，并且不受其他系统或网络的影响，所以这种装置的可行性比较高。
（3）半独立式新型VQC控制方式.根据电力系统的实际情况，很需要有一种介于VQC专用成套独立装置和基于变电站自动化系统的VQC之间的控制方式——“半独立式VQC控制”，即将变电站自动化装置所提供的信息经VQC专用装置运算处理后直接输出控制。
四、结论
变电站电压无功控制能够极大的满足变电站的长期工作，以此来保证变电站电压的稳定，为社会输送功率更加平稳的电力资源。在这种情况下我们定当积极探析变电站电压无功控制策略，以此来稳定电压与无功变化值。
参考文献
[1]徐春新，何燕斌，孙培银，沈波，陈宝德，贾文斌，王秋瑞.浅议500kV香山变电站无人值班技术改造[J].中国电业（技术版），2011（06）：23-27.
电压控制装置 篇5
关键词：电压暂降,监测,优化,模糊控制,模糊阈值,观测指数,离散粒子群优化算法,模型
0 引言
电压暂降对敏感设备的影响是国外发达国家最为关心的电能质量问题[1,2,3,4]，在国内其关注程度也越来越高[5,6]。安装电能质量监测装置是获取电压暂降信息、进行相关问题分析的重要手段。但从经济性方面考虑，一般只在特定的重要母线上安装电能质量监测装置。因而如何在适当的母线上，在保证不遗漏重要数据的基础上安装最少的监测装置，利用其获取的电压暂降信息，进行全网整体电压暂降特性的分析，是一个重要的问题。
在以往的研究中，文献[7]首先提出了监测点优化配置的概念并且建立了基于可观测区域（MRA）的优化模型，在此基础上文献[8,9,10]运用各种线性优化方法进行优化，但文献[8,9,10]中的优化模型完全依赖于严格的暂降阈值，仅以监测点最小个数为目标函数，这样往往得出多个可行方案而无法给出最优结果。文献[11,12]运用故障识别法进行优化模型的建立，将MRA转变为故障可识别矩阵，由于监测目标提高到故障点可定位，可能会使监测装置安装数量较多。
针对电压暂降的监测问题，本文建立了基于模糊模型和离散粒子群优化（BPSO）算法的优化模型，提出了模糊边界的概念，充分利用电压暂降特征值信息，不仅给出了监测点的观测区域，并且给出了每条母线在该区域内的影响值大小，有助于选择最优的配置方案。采用所提出方法，首先基于短路故障分析中得到的数据建立基于模糊边界的电压暂降观测域；建立Mamdani模糊模型和Sugeno模糊模型，其中Mamdani模型用于计算各个母线的观测指数，Sugeno模型用于构造优化的目标函数，目标函数既能反映监测点数目又能反映方案的优劣；对于建立的目标函数，采用具有收敛速度快、鲁棒性好等性能的BPSO算法进行优化，得到最少监测装置数量和最优安装位置的方案；最后，本文以IEEE 30节点系统作为算例，验证了所提出方法的优越性。
1 电压暂降幅值计算
在电压暂降发生原因中，短路占了绝大多数，本文仅以短路故障来分析计算电压暂降的幅值。如图1所示，假设m为监测点，短路故障发生在电网中线路g-h上的f点处，故障阻抗为zf，故障点f和g点的距离为l，定义：
其中，Lgf为节点g与故障点f间的距离；Lgh为线路g-h的总长度。由上式可知当l在0～1之间变化时表示故障点f的位置从节点g向节点h移动。
m与f之间的互阻抗和f的自阻抗分别为：
其中，u为阻抗的次序，当u取0、1、2时分别表示该阻抗为零序、正序和负序阻抗；Zumg和Zumh分别为节点m、g和节点m、h之间的互阻抗；Z ugg和Zuhh分别为节点g和节点h的自阻抗；Zugh为节点g、h间的互阻抗zugh为线路g-h的阻抗。
设各节点故障前电压均为1 p.u.,f点发生不同类型短路故障时，母线m的电压暂降幅值计算公式如下。
(1）三相短路故障。
(2）单相接地短路故障。
其中，α为算子，α=ej120°。
(3）两相短路故障。
(4）两相接地短路故障。
由以上计算方法可得到不同故障类型下的电压凹陷域矩阵。用一个N×F的矩阵表示，N和F分别为系统母线数和故障点数。
2 传统方法的不足和改进
2.1 基于MRA的优化方法及其不足
几乎所有的研究中都依赖一个严格的电压阈值来判别电压是否发生暂降，通过比较阈值和短路计算所得的电压幅值得到电压暂降MRA。MRA是指系统中发生故障时，使某一监测点发生电压暂降的故障点所在区域。MRA实质上是凹陷域的另一种表达形式。与凹陷域矩阵相对应，MRA为一个N×F的矩阵。
其中，i为观测母线，j为故障点；t为故障类型，如上所述，分为三相短路、单相短路、两相短路和两相接地短路故障，每种故障建立一个对应的MRA;Mt,ij表示在某种故障下，故障点j发生故障时，监测点i能否监测到暂降，其值为1表示可监测到暂降，其值为0表示不能监测到暂降；p为电压暂降阈值；Vij为凹陷域矩阵Vdip中第i行第j列的值，表示故障点j发生短路故障时节点i的电压有效值。定义向量X为N维向量，各维xi表示母线i的监测点安装情况。
为了确保每个故障都要被监测点监测到，算法要保证对于MRA中任意第i行元素，X中元素满足以下约束条件：
其中，t为故障类型；bj为每个故障点需要至少被观测到的次数。
传统优化配置中目标函数为监测点数目：
对于电压暂降而言，MRA内发生的能引发该母线电压暂降的短路故障都应该触发该母线上的监测装置，而在监测域外发生的故障则不应该触发该母线上的监测装置。因而这种优化方法得到的监测装置配置依赖电压暂降阈值，并且由于目标函数单一传统的方法往往会得出多个可行方案，而无法给出最优方案。
为了说明传统优化配置方法的缺点，用传统方法对文献[13]中的13节点系统进行电压暂降监测点的配置，图2所示为三相短路故障时2种配置方案示意图。2种方案均可满足全网暂降可观测，但是传统方法无法给出哪一个方案更好。
根据对该系统短路计算所得的电压暂降幅值可知，图2(a）所示的方案中监测点13的可观测区域内，最大电压暂降幅值为0.89 p.u.（故障发生在节点8时）；图2(b）所示的方案中监测点12的最大电压暂降幅值为0.78p.u.（故障发生在节点6时）。由于在实际情况下暂降值会受到各种因素影响（如接地电阻等）而改变[7]，当节点8发生故障时，节点13的电压暂降计算值0.89 p.u.接近阈值0.9 p.u.，若实际值大于0.9 p.u.，则不会触发监测点13，而节点8又不在监测点7的MAR内，最终将导致节点8的故障无法被监测到。然而监测点12的观测域中最大电压暂降值0.78 p.u.远小于监测点13的0.89 p.u.，说明监测点12几乎不会因为实际暂降值的升高而无法监测到该点故障，因此图2(b）中的方案更加可靠。在本文所提出方法中将根据各个监测点MRA内的电压暂降幅值对监测点进行评估，并通过对目标函数的重新建立，实现配置方案的自主选择。
2.2 模糊边界可观测域建立
本文用一种模糊阈值来替代传统的严格阈值某监测点的MRA如图3所示，图3中严格的边界仅仅指出了哪些故障点在该母线的观测范围内，而图4中的模糊阈值不仅给出了监测点的MRA还给出了该区域内故障点的影响程度。
基于模糊阈值建立的模糊电压暂降可观测区域称为MMRA。每种故障建立一个对应的MMRA。MRA是有明确边界划分的，只有2个部分，元素值为0或1。而MMRA有3个部分，为I(In）、B(Boundaries）和O(Out），其中In是完全在监测区域的故障点，Boundaries是在模糊阈值区域的故障点，Out包括监测区域之外以及高于传统阈值的点。
为了说明模糊阈值的含义，上述14节点系统的监测点13的MMRA如图5所示。图中的区域1是监测点13明确的MRA，区域1内故障点引起的监测点13的电压暂降值小于等于0.8p.u.；区域2则是模糊边界域，区域2内故障点引起监测点13的电压暂降值范围为0.8～0.9p.u.。
3 优化模型的建立和算法实现
3.1 目标函数
传统的优化配置方法中通常通过监测点的数量来对比配置结果，没有考虑监测点的观测能力。本文通过运用MMRA，引入监测点观测指数D表示监测点的观测能力。D的大小由MRA内最小的电压暂降值、MRA内电压暂降平均值和MRA内最大的电压暂降值决定。
由2.1节的分析可知，MRA内的电压暂降值越低，该观测点越可靠，受外界干扰越小。因此，监测点的D越小，该点观测能力越好，越不容易忽视导致暂降幅值较大的故障点。
通过建立Mamdani模糊模型[14]计算得到每条母线（候选监测点）的D。一般情况下，监测点发生故障时所能检测到的最小电压暂降幅值均为0（假设故障发生在监测点时接地电阻为0），因此，本文中考虑电压暂降幅值最大值Umax和电压暂降平均值Uave作为输入变量，输出变量就是该监测点的观测指数D。
为了使输入输出量模糊化，本文中输入变量电压幅值最大值Umax和平均值Uave的模糊集采用MMRA中的集合分布：{I(In),B(Boundaries),O(Out）}；输出变量D的模糊集采用{TB（真大），WB（弱大），M（中等），WS（弱小），TS（真小）}。输入和输出的隶属度函数分别如图6、7所示，模糊规则表如表1所示。
上述模型是基于单一故障类型下建立的，综合考虑各种故障，取某母线在4种故障类型的模型下得到的D的平均值，即可得到该母线的综合观测指数Dgi，且Dgi越小，表示该母线MRA内的整体电压暂降值越低，则监测能力越好。
Sugeno模型[15]能够用较少的规则数描述给定的未知系统，而且其结论部分采用线性模型描述，这使复杂的输入以线性关系输出，因而本文用它来建立目标函数。以监测点个数为输入变量个数，观测指数为变量值，输出为各监测点观测指数的线性函数。该模型可以由1组If-Then的模糊规则来表述，每条规则代表1个线性子系统。假设共有K条模糊控制规则，其中第k条规则Rk可表述为：
模糊系统的输出量为每条规则的输出量的加权平均：
其中，K为规则数目；n为输入变量个数；Dg=[Dg1,Dg2…，Dgn]为n维的输入向量；为系统输出。
输入变量各母线观测指数的模糊集采用{B（大），M（中），S（小）}，输入隶属度函数如图8所示。
通过模糊控制系统的输出函数，可构造在系统有n个监测点时的优化目标函数为：
该目标函数为2项相乘的复合函数，可以同时反映当前配置方案的监测点个数和方案的好坏程度。从函数中可以看出，即使在监测点个数相同的情况下，不同配置的目标函数也不相同，而且目标函数越小该方案越好，从而可以得到最优方案。
3.2 约束条件
为了保证在任意故障类型下每个故障至少能被1个监测点观测到，建立全局可观测矩阵：
其中，3p、1p、2p和2pg分别表示三相短路、单相短路、两相短路和两相接地短路故障。
则该优化问题应满足以下约束条件：
其中，N为系统母线总数；F为故障点数。
3.3 基于BPSO算法的优化配置
电压暂降监测装置优化配置问题属于典型的离散型、非线性问题。与已有的优化设计模型，如整数线性规划法、遗传算法等相比，粒子群优化算法具有依赖的经验参数少、收敛速度快等优点，但是基本粒子群算法是解决连续性问题的有效方法，不适用于离散问题，因此，本文应用BPSO算法进行优化。
BPSO算法[13]最早由Kennedy和Eberhart在基本粒子群优化算法的基础上提出，该方法使得粒子群优化算法能够更好地解决离散组合优化问题。
BPSO算法中，粒子向量变为由0和1组成的二进制字符串，即粒子位置的搜索空间变为n维二进制空间。其速度的更新方法与基本粒子群优化算法相同，而位置更新公式变为：
其中，d+1为当前的迭代次数；ρ为0～1的随机数；vij(d+1）为本次迭代中更新后的速度。
由此可见，参数s在0～1间取值的概率取决于粒子速度的大小：若s的值接近于1，则s>ρ的概率也就越大，其粒子将更可能被选择为1；反之，若s接近于0，则粒子的位置更可能被选择为0。
为了避免BPSO算法易陷入局部最优的缺陷，本文引入自适应惯性权重。小的惯性因子ω′有利于延缓收敛速度，不会出现振荡现象，但是小的惯性因子将缩小搜索空间，容易陷入局部最优；而大的惯性因子可以使粒子的速度增大，增强全局的搜索能力，但容易导致过早收敛。因此，本优化问题中采用一种自适应权重选择法：
其中，minω′、maxω′分别为惯性权重ω′的下限和上限值，一般取值在（0,1）之间；fk为第k个粒子当前的适应度值；gkd为当前全局最优值；favg为所有个体适应度值的平均值。
BPSO算法中以式（9）给出的N维向量X为状态变量，即粒子群中每个粒子为一个二进制表示的N维向量，每个粒子表示一种配置方案。
本文所提出的电压暂降监测点优化配置流程如图9所示。
4 算例分析
本文对IEEE30节点系统进行电压暂降监测点的优化配置，IEEE30节点系统接线图如图10所示该系统包括6个电源、4台变压器、30条母线以及37条输电线路。
在电压暂降幅值计算中不能忽略发电机阻抗对短路分析的影响，发电机阻抗通过发电机出力和节点负载计算得到。为了保证优化配置的精度，在每条线路上以等间距取5个故障点作为虚拟故障点。监测装置候选安装点为系统内30条母线。
在MATLAB环境下对该系统进行仿真，BPSO算法中初始种群设为30，最大迭代次数为200次。
IEEE 30节点系统各母线监测指数如表2所示最佳的5个配置方案如表3所示。
从表3可以看出，5个最佳配置方案的监测点个数并不完全相同，前3个方案只需要安装2个监测装置，后2个方案需要3个监测装置。另外，前个方案只有1个监测点是不同的，即母线7、母线和母线6，从表2中可以看出，母线7、母线5和母线6的观测指数分别为0.365 0、0.419 5和0.421 8，因此，母线7具有更好的观测能力，方案1的目标函数值（即每个粒子的适应度值）也更小，方案1为最优方案。
为了直观地比较方案1和方案2，图11给出了2个方案中不同监测点母线7和母线5在三相短路故障下（由于MRA是在同一故障类型下形成的）的MMRA。
图11(a）和图11(b）所示分别为监测点母线7和母线5的MMRA。图中各区域含义与图5中相同，区域1内故障点引起监测点母线的电压暂降值小于等于0.8p.u.；区域2是模糊边界域，该区域内故障点引起监测点母线的电压暂降值范围为0.8～0.9 p.u.。从两图对比可以看出，图11(a）中分布于区域1的故障点明显多于图11(b），具体故障点分布情况和电压暂降幅值信息如表4所示，表中电压均为标幺值。
从表4可以看出，监测点母线7的MMRA内引起电压暂降的平均值较母线5的平均值小1.183p.u.，最大值也比母线5小。从MRA内引起暂降的故障点数量来看，监测点母线7在区域1内的故障点为62个（包括母线和线路上虚拟故障点），远远多于母线5的18个，即母线7的MRA内引起其电压暂降小于等于0.8p.u.的点集中并且数量很多，这些故障点易被监测，不容易被忽视；而监测点母线7在区域2内的故障点明显少于母线5，即模糊边界内大于0.8p.u的点较少，产生误判的机会也相对减少。根据2.1节的分析可知，监测装置安装在母线7较母线5有明显的优势。
此外，从表3中Sugeno模糊控制模型的输出值y赞可以看出，各个方案监测力度并不一定与监测点个数成正比。如方案1和方案4配置的监测点个数分别为2个和3个，而y赞分别为1.324 0和1.2293，即虽然方案1比方案4少了1个监测点，但方案4整体的监测效果比方案1要可靠。因此，在资金允许的情况下，方案4可以优先考虑。
5 结论
电压控制装置 篇6
作为电网自动电压控制系统的一个重要部分, 电力系统自动电压控制系统 (ACV系统) 一般被装配在电力公司的控制室里。电力系统自动电压控制系统的功能主要体现在以下两个方面, 一方面是和电网自动化调度系统进行配合, 达到电网无功优化的目的, 另一方面是各个机组的无功出力都处于其的独立掌控之下, 母线的电压水平就会大大提高, 高压侧母线的电压也会随时随地的进行调节。
1 系统概述
某电力公司从2008年开始进行技术改造的工作, 在这个过程中使用了山东某公司的产品, 电力系统自动电压控制系统 (ACV系统) 由两个部分组成, 一部分是上位机, 另一部分是下位机。每一个节点上都会装配一个上位机, 此外, 每一台发电机也会有一台对应的下位机。上位机会和分布于调通中心的主站进行通信, 使用的通道是RTU。上位机的任务是传送主站系统需要的实时信息, 对主站端的控制指令进行接受;和多个下位机连接, 实现闭环运作, 对每个机组输送的无功进行优化和配置;以预设的高压侧母线的电压曲线为参考依据, 实现对产站端无功电压的优化和掌控, 而且是离线完成的。上位机会向下位机传达控制指令, 下位机在接受到上位机的命令后会将发电机的励磁电流进行调整, 这样, 发电机的自动电压控制就会实现。
上位机中会装配通讯控制软件, 机柜中会安装上位机。另外, 后台机上也会安装一系列软件, 比如:数据库软件、计算模块软件以及人机界面的软件。这样, 值班的工作人员就可以更加高效的实施监控。
根据相关要求, 该电力公司的配置如下所示: (1) 两台机组, 规格是600MW。这两台机组下分别安装一台下位机, 下位机的规格是AVC-1装置, 其可以实现对机组的控制。此外, 还需要下位机交换机、Modem、工控机各两台, 这8台机器可以构建成一个机柜。 (2) AVC系统与省调的通讯:电力系统自动电压控制系统 (ACV系统) 会和省调进行连接, 连接的方式是网络通讯, 一般使用104规约和数据网进行连接。 (3) 收集需要的信号, 这些信号包括母线电压、机组功率等模拟量, 升压站断路器位置信号等, 使用的方式是将RTU并入到AVC系统。对于其它模拟量和开关量的获得可以从DCS输出而获得, 比如:AVR手动/自动信号、AQR模式信号, AQR手动/自动信号等。 (4) 在每个机组进行敷设, 这样就可以对关于遥信量的电缆的信息进行采集。收集10路4~20m A的遥测量时可以使用AVC.1装置, 对于10路遥信开关量信息的采集也是一样。AVC-1装置在进行遥测量的收集时要全面, 采集的信息包括:机端电压、定子电流、厂用电I段、II段母线电压。“远方/就地”是遥测量的内容, “远方”指的是自动控制方式, 即AVC控制系统侧;“就地”指的是手动控制的方式, 即电力公司本身的DCS控制系统。
AVC装置会被输送到发电机组的励磁调节控制系统, 使用的是脉宽调节的手法。但是, 有时候AVC功能会自动的退出, 对机组的DCS系统输出一个无源接点信号。这是因为AVC装置出现异常的状况或者是约束条件成立。
2 电力公司侧自动电压的控制原理
2.1 高压侧母线无功目标值
可以假设目前高压侧母线的电压是Ui, 母线上全部的机组在送入系统的总无功是Qi。要进行调节的高压侧母线电压的目标值是Uj, 需要向系统输送的总无功是Qj。X是系统的电抗, 因此可以这样计算电力系统保护与控期压目标值Qj:
可以看出, 要想确认出Qj的数值, 只需要参考Ui, Qi以及X的值即可。在这个式子中, 电抗XA的值是待定的。
2.2 如何确定电抗
可以根据以下的方法计算:
2.3 无功在机组间的分配
按照上面方法计算出总无功调节目标值, 在这个目标值中的不可调机组的无功出力进行扣除, 然后加上机组主变消耗无功和厂用的电消耗无功, 这样就可以进行无功在机组间的分配。
需要参考目前运行点每个发电机无功的上限和下限, 目标是每台机的理想的无功运作点。之后, 将总目标值和总理想无功的偏差值进行分配, 在分配时需要确定权系数, 即每个机组的可调无功。这样, 就会得出的每台机组的目标输出无功。
在现场进行调试时, 需要参考以下的参数, 即平均、比例、等功率等。
2.4 如何进行机组升压变消耗无功的计算
以机端电流和主变阻抗为参考依据, 可以这样计算机组升压变消耗无功:
要想实现数据采集和处理, 建立数据库, 维护功能, 控制操作, 遥调功能等功能, 就需要借助后台监控模块程序。
3 现场的试验以及数据的解析
(1) 开环运行是系统在刚开始时的设置模式, 之后系统可以向后台机发送投入的请求。电力公司方的工作人员在DCS侧进行AVC的投入, 然后以人工的方式放置调整值进行调节。首先要进行电力公司内电压的试验调节。其次, 进行录波试验。最后进行实际的调整试验。 (2) 现象分析:在调节之后, 电压符合要求, 目标得到合理的优化。此外, 指令也执行成功, 误差也得到了很好的控制, 基本在 (±0.3) 这个规定的范围内。
在该实验中, 发现装置存在以下两个问题, 一方面是装置本身缺乏自检后的正常/故障信号的输出, 另一方面是缺少投入后的反馈信号的输出。但是, 这两个非免费问题不会对装置的正常运作产生多么大的负面影响。
本次试验证明, 该电力公司的2号机组能够准确的接收主站发送的调节命令, 前提是自动电压调节装置 (AVC) 在闭环的条件下。此外, 还可以在一定的时间段内提出一些调节的策略, 对励磁系统进行一些操作, 比如:增加或减少励磁。截至目前为止, 该电力公司处于进行厂内, 并进行闭环运作。当中调正式分配网段地址后, 就以电网调度的要求为参考投入运作。
4 基于电流闭环控制的无功补偿电容器组同步投切装置
在现代的电力系统中有许多无功补偿的手段, 比如:SVC, SVG, STATCOM等。目前, 380V的配电网中最经常使用的是是低压智能电容器, 这一无功补偿装置的成本低, 投入少, 因此受到广范围的应用和欢迎。低压智能电容器中的开关元件有两种类型, 一种是复合开关, 由可控硅以及继电器组成, 另一种是同步的开关, 构成材料是接触器或者是继电器。复合开关的成本较大, 而且可控硅的性能差, 比如:过压能力差, 比较容易毁坏。但是, 同步的开关的成本就相对低, 使用的时间长, 而且涌流比较小, 因此得到了广泛的应用。将同步开关安装在高压和超高压领域可以取得令人十分满意的效果。
研究表明, 使用磁保持继电器结合单片机技术来进行电容器地方同步投切可以取得良好的效果。当对驱动电压进行适当的提高时, 可以让驱动电压处于一个相对恒定的状态, 进而可以减少环境温度的降低对继电器动作产生的影响时间。这样, 仅仅只有动作的次数可以对继电器的动作时间产生影响。动作次数只要增加, 那么继电器的动作时间就会越来越长。但是, 这种变化并不是快速的, 而是比较缓慢的。科学实验表明, 使用PID算法可以对继电器动作的时间进行调整。PID算法的适应能力比较强, 当继电器的动作特性有变化后, 依然可以进行动作时间的调整, 因此应用的前景广阔。
结语
自动电压控制技术 (ACV) 作为一门先进的技术, 既可以满足客户在电压质量方面的要求, 又可以在调度自动化中得到广泛的应用。既可以实现与电网的无功优化控制的配合, 又可以达到电力公司独立控制的目的, 提高母线电压的水平。因此, 在未来的电力事业发展中离不开自动电压控制技术 (ACV) 的支持和配合。
参考文献
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电压控制装置 篇7
近年来, 随着无人值班变电站在不断的增加, 变电站的综合自动化系统也在逐渐完善, 功能也随之不断强大。电能质量也成为当前供电企业最为重要的环节, 保证电力系统电压的持续稳定性是电力公司服务的宗旨。在变电站中, 分散式电压无功控制装置是自动调节有载调压变压器分接头和自动投切无功补偿设备, 从而使电压无功功率控制在合格的范围之内。因此, 保证电力系统电压的持续稳定性, 是本装置实现实时无功补偿设计的主要目的。
1. 硬件设计
该装置采用大容量的铁电RAM, 能够无限制地写入及对数据进行永久性的保存;使用TI公司的TMS320LF2000系列芯片, 本系列DSP专为实时信号处理而设计, 融合实时处理能力以及控制能力, 在较大程度上加强该系统的实时数据处理、FFT计算以及相对复杂的控制方式。128×64汉显液晶可以提供友好、丰富的操作界面, 同时实时打印现场所发生的事件, 此外, 由于通讯方式的灵活性, 能够同其它装置自由组网。其原理框图如图1所示。
2. 软件设计
2.1. VQC逻辑原理
变电站中一般有几台变压器, VQC根据主变的运行方式的不同选择不同调节方式。对于两绕组的变压器, 取高压侧的无功功率作为无功调节的依据, 取低压侧电压作为电压调节的依据。电压的调节主要靠调节主变的档位来实现, 无功功率的调节主要靠无功设备的投切来实现。
2.2. 基于传统9区图而改进的11区图的定义
如下图2所示, 以无功功率Q为横坐标, U为纵坐标, 建立U-Q坐标系。在U-Q坐标系中, △Uq为投退一组电容引起的母线最大电压变化量。
2.3. VQC的调节方式
在主变高压侧电压不变及输入功率不变的情况下, 主变分接头上调, 高压侧绕组匝数减少, 主变低压侧电压增大;反之, 主变分接头下调, 高压侧绕组匝数增加, 主变低压侧电压减小。对于并联电容器组, 当投入时, 系统无功功率得到补偿, 无功功率减少, 电压升高;反之, 退出后, 系统无功功率增大, 电压降低。
在实际的运行方式中, 可能会遇到这样的一种情况, 运行点落在6区的某个地方, VQC策略为切电容, 但切电容后, 系统电压下降, 无功功率增大, 运行点落在7区, 7区策略为升分接头, 升抽头后运行点又回到6区。此时造成电容器和分接头频繁调节且运行点在6区与7区之间徘徊。同样的道理, 在2区的某个地方, 也会造成运行点在2、3区之间徘徊, 电容器和分接头频繁调节。造成上述电容器和分接头频繁调节的原因, 是由于投切电容器后电压的升高或降低使得运行点向另一个不满足的区移动。为此, 可将9区作进一步的细分, 从而制定更详细的控制策略。将9区图进行改进, 得出11区图。在61区, 可采取的策略为切电容, 因为此时切一组电容后, 运行点仍落在6区内 (61区或62区) , Umin<U<Umax, U合格, Q<Qmin。在62区, 在综合控制模式下有电容可切的情况下升档, 在电压优先的情况下可采取的策略为不动作。同理, 在21区可采取的策略为投电容。在22区, 在综合控制模式下有电容可投的情况下降档。在电压优先情况下不动作。电压优先的方式下, 在电压和无功功率不能同时得到满足的情况下, 优先满足电压要求;要么运行在无功优先方式下, 优先满足功率因数要求。具体是电压还是无功优先, 要充分考虑当地的负荷情况及当地的系统运行。
3. VQC的定值整定
对于VQC软件, 由于厂家的实现方法不一样, 因此定值也各不相同, 然而, 在VQC中, 某些定值具有共通性, 在此, 我们仅对此些共通的定值的整定问题进行讨论。
3.1. VQC的基本定值
3.1.1. Umax和Umin的整定
在9区图里, Umax、Umin、Qmax以及Qmin决定了其分布。至于Umax和Umin的整定, 我们可按照当地电网的运转规程, 给予电压合格的上下限。可做一简单举例:若当地10kV的合格电压处在9.8-10.7kV的范围内, 那么Umax和Umin分别设定成10.7、10.0。如果10kV由于馈线长网损相对大的特别情况, 则可以适当地增大Umin。
3.1.2. 无功Qmax、Qmin的整定
Qmax与Qmin的整定比较复杂, 因为Q与负荷大小密切相关。对于Qmax、Qmin的整定, 应先根据当地电网对于功率因数的运行规定, 确定COSΦmax及COSΦmin。例如:COSΦmax规程允许0.98, COSΦmin规程允许0.9。现假设对于一台两卷变压器, 容量为50000kVA。现考虑该台变压器运行在额定负荷的80%情况下, 则可得出Qmax及Qmin在80%的额定负荷条件下的值:
因为负荷是变化的, 因此Qmax与Qmin随着不同的负荷变化而变化。因此VQC软件一般都要求分时段执行定值。所以可根据当地的负荷变化规律, 在不同的时段整定不同的Qmax与Qmin大小。本装置有可分为5个时段。
3.2. 投退一组并联电容器对电压的变化率ΔU
一般在对母线电压受到投一组并联电容器的影响进行确定时不太容易, 因为时间和季节的变化会使得负荷随之不同, 所以, 想精确整定具有一定的困难性, 但我们能够通过自动化系统的遥测数据对此定值进行确定。
3.3. 投一组并联电容器对无功的变化率
对于一组并联电容器, 其出厂铭牌都会注明其容量, 例如对于某电容器组, 其参数为5010kVar, 则其容量可直接作为投一组并联电容器对无功的变化大小, 例如对于上述电容, 则其对无功的变化率为5010kVar。
结语
该装置为分散式电压无功控制方式, 易言之, 在各变电站中, 自动投切无功补偿设备以及自动调节有载调压变压器分接头, 从而使得当地电压无功功率可控制在有效范围之内。然而, 这种方式若从整个电网的宏观方面来讲, 可谓存在难以避免的局限性, 缺乏潮流的大局观。为了达到电网的无功优化控制, 提高并加强系统运行的经济性和可靠性, 采取调度中心统一控制无功补偿设备以及分接头是最好的无功控制方式, 即集中式控制。而电力调度控制发展的最高阶段也就是集中式控制。在现阶段, 关于集中式电压无功控制的理论已有较多的成果, 而对于其的算法还需进一步的探讨和研究。
摘要：本文作者主要就根据无功功率的平衡原理、原则, 通过对分散式电压无功控制装置硬件及软件的设计, 以及无功补偿和电压优化控制的原理流程进行了阐述, 同时以实例说明了该装置的应用效果。
关键词：变电站,分散式,无功控制装置,无功功率,实时补偿
参考文献
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电压控制装置 篇8
1. 绝缘监察装置电压互感器熔断器熔断故障
(1) 电压互感器熔断器一相熔断故障特征:熔断器熔断相对地电压表指示降低, 熔断器未熔断的两相对地电压表指示正常;熔断器熔断相与另两相间线电压降低, 熔断器未熔断的两相间线电压正常;若出现接地信号, 电压互感器一次侧熔断器一相熔断, 若不出现接地信号, 电压互感器二次侧熔断器一相熔断。
(2) 电压互感器熔断器两相熔断故障特征:熔断器熔断的两相对地电压表指示很小, 接近零, 未熔断的一相对地电压表指示正常;熔断器熔断的两相间的线电压为零, 熔断的两相与另一相间的线电压均降低, 但不为零;若出现接地信号, 为电压互感器一次侧熔断器两相熔断, 若不出现接地信号, 为电压互感器二次侧熔断器两相熔断。
2. 电网接地故障
一条线路单相接地故障特征:三相对地电压表指示不平衡, 一相降低, 另两相升高;出现接地信号;选切引起三相对地电压表指示变化的一条接地线路时, 接地现象仍然存在, 只是此时三相对地电压表指示较前发生了变化, 当选切掉另一条接地线路时, 三相对地电压表指示恢复平衡;投运两条接地线路中的任何一条, 都引起接地现象。
3. 线路断线故障
(1) 线路单线 (相) 断线故障现象:出现电网接地信号;三相对地电压表指示变为不平衡, 若断线导线在电源侧不接地, 则断线相对地电压升高, 其他两相对地电压降低, 若断线导线在电源侧接地, 三相对地电压变化情况同单相接地, 断线相对地电压降低, 其他两相对地电压升高;断线线路供电的负荷逐渐减小, 电流、功率表指示变小, 电动机停下来不能再正常启动, 并出现发热、烧损等现象;断线线路供电的变电所, 线电压不平衡。
地区电网的无功平衡和电压控制 篇9
关键词：无功平衡；电网运行；无功补偿；电压
随着电网的不断发展和电力体制改革的逐步深化，适应建设“一强三优”供电公司的要求，人们对电压问题的重视程度逐渐增加。本文从分析地区电网电压情况和无功设备状况入手，找出无功电压调整中存在的问题，有针对性的提出解决措施和方法，对提高电网电压管理和用户高质量的供电有着十分重要的意义。
1 某地区电网无功电压现状
1.1 无功设备的基本情况
目前，地区电网共有220 kV主变19台，容量3120 MVA，均为有载调压变压器；110 kV主变62台，容量2717.5 MVA，也均为有载调压变压器。
该地区电网的无功功率补偿设备主要是一台并入220kV电网的60万火电机组和各变电站的电容器组。地区电网110kV及以上变电站无功补偿电容器总容量736.334MVAR，其中220 kV变电站408.504 MVAR，110 kV变电站327.83 MVAR。
1.2 配置原则和调整手段
在无功补偿设备的配置上，主要是考虑分层分区就地平衡的原则，根据主变容量和负荷情况安装足够容量的无功补偿设备。对于220kV电网，应避免远距离、大容量的无功功率传输，力求保持各变电站的无功功率平衡，尽可能使220kV线路的无功功率流动小；对于110kV及以下的供电网，推行低压配变就地补偿，实现无功功率的分区和就地平衡，防止电压大幅波动。
无功电压的调整主要是通过调整主变分接头位置、投切电容器和电抗器、改变系统运行方式、调整发电机励磁等方法。
1.3 电压控制情况
2013年、2014年两年，地区电网综合电压合格率分别为99.967%和99.993%，2015年，将会继续提高。尤其是 2015年投运的220kV涡河变，不仅加强了电网可靠性，也对提升地区电网内县级电网的电压水平起到了关键作用。
2 存在的问题
随着社会经济的迅速发展、城市新区等工程建设，使地区电网规模不断扩大，供电负荷不断攀升。尤其是哈郑直流的落地，使地区电网结构和运行特性发生重大变化，地区电网的无功电压运行管理变得更加复杂，如不采取有效的针对性措施，可能影响供电质量，甚至危及电网安全。
2.1 哈郑直流引起的220kV层面无功传输问题
哈郑直流换流站靠近地区两座500kV变电站，致使500kV母线电压偏高，为调整电压，500kV变电站采取投入电抗器的措施。在降低500kV母线电压的同时，也使220kV母线电压降低，造成220kV线路无功潮流传输偏大，还会出现市际间无功的大量传输。
2.2 高峰时段电压调整能力不足
地区电网的大负荷季节一般在春季的灌溉时期、度冬度夏期间，此时间段电压调整困难。虽然提前采取了电压调整措施，对稳定主网电压起到了积极的作用，但在高峰时段，由于某些线路供电半径大、设备缺陷等原因，仍有电网电压偏低现象。
2.3 对县区供电电网缺少无功管理
地区县区电网的无功调压设备没有建立统一的台账，同时县区35kV变电站大多为无人值班，但又不能实现远方操作，故无功调整比较滞后，不能根据负荷和电压情况及时调整。
2.4 有载变压器调压范围选择问题
根据省调规程要求，220kV主变档位应在中间档位及上下三档范围运行，主变档位可调范围窄。同时有些主变因设备缺陷无法调档，造成调压困难。有些主变因负荷增长过快，还未进行主变调档就被闭锁。
2.5 电容器运行问题
地区电网主要的无功补偿设备是电容器。但电容器运行时发热等因素造成电容器相关设备如连接铝排、电容器本体等设备经常出现故障，而由于检修力量不足或设备备件购买周期长等原因，造成故障电容器检修工期长，电容器整体投入率不高，影响无功电压的调整。
2.6 负荷不稳定问题
地区有部分钢铁加工企业，造成电压调节无法跟上负荷变化的速度。
2.7 AVC调压策略问题
在自动化系统AVC功能中，只能设置各站自身的调压策略，不能将220kV变电站和其所带的110kV变电站的调压策略进行统一考虑，影响AVC的闭环控制。
3 调压措施
3.1 综合考虑各种因素的影响
由于无功电压调整的分散性和分层性，使得其控制比有功功率和频率的控制要困难得多。做好电压监视，控制好无功潮流和电压中枢点电压，合理使用调压手段，才能保证电压的可控、能控、在控。
3.2 提前做好電压调整
在电网运行中，做好负荷的预测工作，当高峰负荷到来之前，就将电容器投入，使电网电压提高至上限运行，这样可防止高峰负荷时电压的过分下降。同时做好预判，如果判断负荷增长较多会引起主变调压闭锁，在无功充足的情况下，先调整主变档位将电压提高至上限运行，待负荷升高后再投入电容器。
220kV主变档位调整应提前申请省调同意，并将地区负荷和电压变化情况及时向省调汇报，征得省调同意后扩大主变档位调整范围。
3.3 加强县区电网无功电压管理
建立县区电网无功设备台账，并制定县区无功电压管理规定和考核办法，确保县调无功电压调整的及时性。
3.4 提出电网改造建设建议
针对供电半径长、供电负荷重的线路和变电站，调度应及时向规划部门提出电网改造建设建议，解决线路末端电压低的问题。
3.5 及时消除电容器缺陷
运维部应加强电容器的运行维护，提高电容器检修处理速度，确保无功设备的投入率保持在较高的水平。尤其是针对经常出现问题的电容器，及早进行技改大修。
3.6 合理优化AVC控制策略
变频器低电压穿越装置的研究 篇10
由于系统故障导致变频器低电压跳闸, 从而危及机组安全运行, 此类事故引起了有关管理部门和科研部门的高度重视。经调查, 事故的主要原因是火电厂内部辅机系统变频器不具备低电压穿越能力, 当系统由于故障造成电压降低时, 辅机系统变频器不能躲过系统保护隔离故障元件时间, 在系统保护正确动作未完成前, 变频器由于低压保护动作跳闸, 引起辅机循环系统停运, 进而造成机组跳闸或锅炉灭火。此类非计划停机事故, 直接影响生产的连续性和经济性, 并造成电气设备损坏[1]。
1 变频器拖动系统停机分析
变频器拖动系统, 由变频器、拖动电机和控制箱组成。各种故障造成的电网电压跌落, 会导致变频器拖动系统停止运行, 进而造成停机事故, 分析变频器拖动系统停机的过程, 有两个原因可诱发此问题:变频器动力电源和控制电源。首先, 直流动力电源跌落会造成变频器停机。其次, 控制电源掉电也会造成变频器系统的停运。在变频器拖动系统中, 变频器并非独立运行, 有相应的控制电路板、采样反馈系统、继电器和接触器与其配合工作, 这些部件均需稳定的控制电源供电。电网发生低电压故障时, 控制电源也会发生跌落, 进而造成控制系统与继电器系统的瘫痪, 变频器同样无法正常运行, 变频器拖动系统停运。
2 变频器低电压穿越电源
为满足工业现场对变频器低电压穿越的实际需求, 变频器低电压穿越电源装置成为解决问题的关键[2]。
2.1 变频器低电压穿越电源装置构成
变频器低电压穿越电源拓扑如图1所示。
该设备的主功率输入为系统三相交流电源和直流保安电源, 主功率输出包括一路三相交流电源和一路直流电源。其中直流保安电源输入为可选择项。
交流三相电源分为两路为变频器进行供电:一路为交流供电通路, 可通过原有送电线路或设置旁路开关, 将三相交流电直接送入变频器A/B/C三相交流输入端子;另一路为直流供电通路, 三相交流电能经手动断路器QF1送入二极管整流桥TM1-3构成的整流回路, 再经过电控开关KM1变换为直流电能并储存于电容C1和C2。电感L1与IGBT构成BOOST型式的升压斩波电路, 可将C1/C2上的直流电能变换为电压等级更高的直流电能储存于电容C3/C4, 并经二极管防反回路和熔断器后, 送入变频器的直流输入端子。电动开关KM1与电阻YR1构成预充电回路, 当预充电结束之后闭合KM1, 实现在装置初始上电时为电容C1/C2/C3/C4的平稳充电功能。
直流保安电源输入为可选择项。直流保安电源并联于C1/C2的直流母线处, 当系统电压低于20%时, 由保安电源为后续升压回路供电, 从而保证装置在0~100%的全电压范围内均可保证变频器的稳定运行。
在现场改造施工中, 变频器低电压穿越电源串接在系统三相380 V电源与变频器之间, 无需对变频器的配置、设置做任何改动, 并可利用现场已铺设的电缆, 无需新增任何电力线缆。
2.2 变频器低电压穿越电源装置工作原理
变频器低电压穿越电源装置的控制目标为在系统电压跌落时保证变频器及其拖动电机系统的转速、功率、转矩不变。其工作原理介绍如下。
装置挂网运行时, 断路器QF1与电动开关KM1均处于闭合状态。在系统电压正常的状态下, 电能通过交流送电回路送入变频器交流输入端子, 装置中的电力电子器件均处于旁路状态, 不参与装置运行。在系统电压发生跌落, 进而造成C1/C2上整流得到的直流电压跌落时, 装置内置的控制系统实时监测到此电压跌落趋势, 将电感L1与IGBT构成的BOOST斩波升压回路快速投入运行, 保证在A/B/C三相电压跌落期间, C3/C4上的直流电压被举高, 维持到可保证变频器输出功率、电机转矩、电机转速均不变的电压水平。在系统电压跌落结束, 系统电压恢复正常后, IGBT停止运行, BOOST回路退出工作状态, 变频器的供电仍由三相交流送电回路提供。装置中, 交流送电通道与直流送电通道的切换由电力电子器件 (SCR) 完成, 切换动作时间小于1ms, 为无缝切换, 对变频器的稳定运行不会造成冲击[3]。
2.3 变频器低电压穿越电源的特点
1) 更高的安全可靠性。保留原有送电线路或设置旁路开关作为旁路电路, 在系统电压正常的情况下, 装置工作于旁路模式, 变频器由电力系统直接供电, 电源变换模块部分处于休眠状态, 不参与装置运行。由此降低装置中电力电子器件投入使用的工作时间, 从而降低故障概率。2) 高效的定期自检与故障自诊断, 免维护应用。装置采用免维护设计, 其使用过程中无需工作人员对其进行任何操作和维护[4]。该装置集成定期自检功能, 对于自检中发现的问题, 具备强大的故障自诊断功能, 并可将故障诊断结果通过硬接点、通讯等多种方式送至后台管理系统, 方便故障的统计与记录。3) 宽温度范围, 长运行寿命。核心部件为目前世界上最先进的第五代IGBT, 其耐受能力达到150℃以上。装置整机的稳定运行温度范围可达到-20℃~+55℃。可实现各种恶劣工况下的长寿命运行。4) 定制化产品, 接线简单, 界面友好, 易于操作。接线方式非常简单, 基本配置中仅包含交流动力电缆、直流动力电缆与二次硬接点端口。同时, 依据现场需要, 可扩展以太网、CAN网、485等多种通讯方式与后台连接。5) 分布式供电解决方案, 提高系统整体可利用效率。可以为每台变频器配备独立的装置, 任意一台变频器的故障均不会影响到其他变频器系统的安全运行, 提高了系统整体的可利用效率与可靠性。同时在安装方式上, 装置与变频器就近安装, 最大限度地缩短了电缆连接线的长度, 极大地降低了连接线路短路的风险。
3 技术解决方案
根据现场实际情况, 采取如下技术解决方案。在变频器直流母线上, 加设大功率变频器低电压穿越电源装置。维持原有变频器供电线路不变, 为变频器低电压穿越电源装置引入AC380V的交流动力电源, 另外可以选择接入直流保安电源作为直流输入[5]。将变频器低电压穿越电源装置的直流输出, 接入变频器的直流母线。线路连接如图2所示。
为解决低电压时, 变频器控制电源的问题, 将厂内备用UPS电源引入变频器控制柜, 为控制柜中的控制器、接触器、继电器等器件提供控制电源[6]。线路连接如图3所示。
经过改造, 可实现在电网电压发生跌落过程中, 变频器及其拖动系统输出转矩、转速、功率均不变, 进而保证低电压过程中, 系统稳定运行;实现系统稳定、可靠的低电压穿越;避免低电压造成的生产事故, 提高整体生产安全的可靠性。
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