无功-电压特性

无功-电压特性（通用10篇）

无功-电压特性 篇1

0 引言

随着我国直流输电规模的快速增长,单个直流输送容量的增加和多馈入受端结构的形成,电网“强直流弱交流”特点逐渐明显。 南方电网作为典型的多馈入受端系统,具有负荷密集、感应电动机比例较高的特点。 在这种情况下,受端交流系统发生故障可能导致多回直流同时换相失败,并产生复杂的交直流相互作用,使得系统动态无功需求剧烈变化;同时,由于直流落点处的负荷中心地区缺乏电源支撑,动态无功缺乏,交流系统严重故障时电压稳定问题突出,威胁着系统安全[1,2]。 因此,合适的直流控制技术与动态无功补偿技术对解决受端系统电压稳定问题有着关键的作用[3,4,5,6],利用直流系统本身的无功调节能力相较于装设无功补偿装置而言,是一种更为经济的手段。

目前基于换流站控制改善交流系统无功特性的控制系统大致分为2 类:一类以交流系统无功功率交换量为控制对象,将换流器与交流系统交换的无功功率控制在一定的范围内;另一类是以换流母线电压为控制对象,以维持交流电压稳定进行换流站无功调节[7,8,9,10]。 针对多馈入系统的无功调节措施,较多采用第二类,文献[9]提出基于交流电压偏差变化的熄弧角无功调节方法,由于该方法受制于熄弧角,无功调节对受端电压稳定作用有限,仅针对过电压的情况。 文献[10]设计的协调控制器中提出定交流电压控制,能够在加快系统恢复的同时有效改善交流母线电压稳定性,但该方法的理论研究及可行性有待进一步研究。

基于上述研究,本文从换流器运行特性的角度,分析了定交流电压控制对无功功率的调制作用,结合多馈入系统结构及电压的评估指标,提出了该控制方式在逆变侧的配合及设置策略,对受端电网换流母线电压稳定问题及动态无功缺乏问题具有一定的改善作用。 最后通过算例分析,验证了该控制方案的有效性及可行性。

1 定交流电压控制特性

定交流电压控制属于直流站控制,其实质是通过调节换流器与交流系统的无功功率交换,控制换流站内交流母线的电压特性[11]。 文献[12]通过仿真研究证明了该控制方法对多馈入系统恢复期间的电压波动和后继换相失败有一定程度的抑制作用。本文从逆变器运行范围的角度对定交流电压特性进行分析。

稳态运行时,逆变器有功和无功功率的运行范围可由Pn- Qn坐标系统表示[13],如图1 所示。 以流向直流系统的功率方向为正,定直流电流Id特性是以原点为圆心的圆,需在最大电流Idmax与最小电流Idmin这2 个圆弧之间变化;定直流电压Ud特性是通过原点的直线,它与运行功率Pn轴的夹角为功率因数角 φ,Ud可在0 ~Ud0范围内调节;定熄弧角 γ 特性为一条下凸曲线,变化范围在 γ≥γ0(γ0为允许运行的最小熄弧角)内。 因此逆变器的运行范围实际是限制在定 γ0特性曲线、Idmax和Idmin圆弧以及Ud= 0所围成的封闭区域内。 图中,e为逆变器额定运行点;Pde为额定输送功率;φ0为额定功率因数角;Ud0为逆变侧空载直流电压。 由图1 可知,若逆变器不限于定熄弧角运行,在保持额定直流功率不变的情况下,其无功功率可沿线1 进行调节,由Idmax与 γ0分别限制最大与最小可调量。 该图表明,充分利用逆变器的无功功率调节能力,可以在一定程度上解决换流站内无功功率平衡问题,尤其是与弱交流系统相连的换流站。

当逆变器采用定交流电压Ui控制时,一般情况下,整流器采用定电流控制,可以维持逆变器的视在功率Si不变,运行特性与定直流电流重叠,如曲线2,在额定运行点e处与定熄弧角特性相交。 已知逆变器控制运行与功率因数的关系为:

当交流系统受到扰动,母线电压Ui呈下降趋势。 当逆变器采用定熄孤角控制时,如式(1)所示,为了维持 γ 恒定,使控制角 β 增大,功率因数角 φ 增大,即图1 中运行点沿曲线3 偏移至点e′0,逆变器消耗的无功功率Qn增加,导致Ui进一步下降;当逆变器采用定交流电压控制时,为了维持Ui在整定值内恒定,逆变器快速调节控制角,即使 β 减小,φ 减小,运行点沿e′1方向移动,逆变器消耗的无功Qn减小。

如图1 所示,在逆变器运行范围内,定交流电压控制与定熄弧角控制的无功功率特性分别为曲线2 与曲线3。 当系统轻载运行时,定交流电压控制将增大换流器无功功率吸收,维持交流母线电压为整定值;定熄弧角控制则需通过切电容器、静止无功补偿器增发感性无功等来调节过剩的无功功率,调节量由曲线2 与3 的纵坐标差决定,当Pn= 0.8Pde时,无功功率调节量约0.4Pde。 由此可见,相比定熄孤角控制,定交流电压控制具有更有利于控制无功功率、稳定母线电压,在适宜情况下可作为改善弱交流系统电压稳定性的经济控制技术。

2 多馈入系统电压稳定评估计算

2.1 电压稳定耦合因子的定义

落点较近的多馈入直流系统,换流站交流母线的电气联系较强,其间的相互作用可能导致系统总体性能下降[14]。 因此衡量换流母线电压的稳定性,需要同时考虑系统的自身强度以及直流间的耦合影响[15]。

电压稳定因子(VSF)是衡量电压稳定性的经典判据之一,它代表节点电压对注入无功扰动的灵敏度[16]。 由于其物理意义明确,该指标同样适用于多馈入系统,衡量直流输电中换流母线电压稳定性。

已知简单多馈入模型如图2 所示,对系统i而言,VSFi的定义如下:

其中,VSFi为正表示系统静态电压稳定,其值越小越稳定,越大则稳定性越弱。 从定义上看,该指标重点考虑了节点自身处的电压稳定,没有突出直流间的相互作用。

利用多馈入交互作用因子(MIIF),能够定量描述两换流母线间电压相互影响的程度[17],即母线i对母线j的交互作用因子MIIFji可表示为:

其中,为定义表达式,指在换流母线i处投入对称三相电抗器引起1% 的电压波动 ΔUi时,换流母线j的电压变化率;为结构表达式,其中Zeqij、Zeq ii分别代表保留换流母线的节点阻抗矩阵Zeq中互阻抗与自阻抗元素。 不论在定义式还是结构式中,均可看出交互作用因子指标表征了直流i对直流j的参与度。

综上分析,假定在母线i处投入三相电抗器,产生无功扰动(记为 ΔQi),i的电压波动可记为:

根据两节点间的交互关系,ΔUi使得母线j产生的电压变化为:

同理,由式(6)可定义多馈入系统中,某一换流母线i发生无功扰动 ΔQi(i = 1,2,… ,n;i ≠ j)时,母线j的电压稳定因子为:

综上,为了衡量某一换流母线电压受到所有与其相连的直流系统无功波动的影响,可定义节点j的电压稳定耦合因子(VSIF)为:

对于n馈入的直流系统,VSIFj的含义为:依次在换流母线i(i = 1,2,…,n;i ≠ j)注入无功功率,而引起1% 的电压波动时,母线j的电压稳定程度之和。

在多馈入交直流系统中,换流母线节点j的电压耦合因子VSIFj越大,则说明该母线电压受其他节点无功扰动的影响越大。 在动态无功缺乏的情况下,其他节点发生故障可引起该母线电压较大幅度的波动,同时增加了换相失败的风险[18]。

2.2 电压稳定耦合因子的计算方法

下面将通过解析法对电压稳定耦合因子进行求解分析[20]。

如图2 所示的多馈入系统,其线性化潮流形式可表示为:

其中,ΔP、ΔQ为母线注入功率的增量;J为2n × 2n阶的雅可比矩阵。

由于换流站注入节点的直流功率变化量仅与当地电压幅值相关,与交流系统电压相角无关。 对式(9)中的直流量进行修正,有:

其中,ΔP′、ΔQ′为不包含换流站注入节点的直流功率增量;J′P U、J′QU分别为JP U、JQU对角线元素的修正矩阵。 修正元素为:

令 ΔP = 0 时,根据文献[19]可知 ΔQ与 ΔU的关系为:

由电压稳定因子的定义式可知:

根据式(12)、(13)可知,电压稳定耦合因子同样可表示为:

由式(14)可知,电压稳定耦合因子为降阶雅可比矩阵JR-1第j行除对角元素的和值,其值决定了换流母线电压交互耦合的强度。 可以看出,电压稳定耦合因子与直流系统、受端交流系统的结构参数密切相关。

3 控制策略的实现

3.1 定交流电压控制的配合方式

逆变侧控制是由多个控制器相互配合组成,通常以某一控制器为主要调节,其余控制器作为附加调节。 定交流电压控制无论设为主控制或附加控制,都是通过调节 β 角控制逆变器无功消耗来维持换流母线电压稳定。 若将定交流电压控制设为主控制器,直流电压将运行在较大的范围,分析如下。

定交流电压控制的稳态运行特性为:

设在直流控制作用下Ui与Id保持恒定,认为叠弧角 μ 不变,由式(16)可知直流电压将随 β 变化而波动,已知 β  (30°,90°),将式(15)代入式(16),求Ud对 β 的偏导为:

由系统运行状态易知A1> 0,A2< 0;稳态中 β 维持在较小的角度,Ud随 β 的上调呈减小趋势。 考虑到直流输电工程中,由投切无功装置等引起换流母线无功扰动频繁,易使Ud低于额定运行点运行,从而增加有功功率的传输损耗,影响运行的经济性。然而,为了解决传统定熄弧角控制方式在扰动期间使功率因数下降,不利于电压稳定,易导致弱受端系统电压崩溃的问题,定交流电压控制更加适合作为定熄弧角控制的附加控制。 其原理框图如图3所示。

3.2 平滑切换逻辑控制器设计

为了避免噪声干扰和瞬时小扰动引起不必要的控制动作,切换控制器通常需要满足一定的切换条件[10],实现逆变器控制方式的平滑转换。

由于常规定熄弧角控制与附加定交流电压控制器参数配置的不同,在定交流电压控制接收指令退出控制时,2 种控制方式存在微小的控制量(β)差,在系统恢复稳态后,简单的切换动作也可能引起较大的振荡。 为了避免对系统的再次干扰,本文设计了基于状态跟随的平滑切换控制方法,其原理如图4 所示。

将定交流电压控制状态与定熄弧角控制状态设计为一负反馈,作为定熄弧角的一个输入,使得暂态过程中定熄弧角随时跟随定交流电压输出,保证切换前2 个控制器输出的状态量总是一致。 同时对逻辑开关K1— K4进行合理的控制实现。

(1) 系统稳态时:K2、K3闭合,K1、K4断开;逆变侧运行在定熄弧角控制方式下,隔离定交流电压控制。

(2)定交流电压控制时:K1、K3、K4闭合,K2断开;扰动期间,定熄弧角闭环控制器的状态量将跟随定交流电压控制器输出,此时逆变侧的控制是以换流母线电压为主要调制对象的控制作用。

3.3 控制器参数寻优算法

为了满足逆变侧定交流电压附加控制器的性能要求,本文采用非线性规划SIMPLEX算法对附加控制器参数KP、KI进行优化。

非线性规划数学模型的一般形式为:

设R是满足上式约束条件gj(X)的n维欧氏空间En中的一个开集,则多元函数f(X)最小极点存在的必要条件为:f(X)在R上有二阶连续偏导数,对于X*∈R,若▽f(X*) = 0 且二阶偏导数矩阵(Hessian矩阵)▽2f(X*)正定,则X*∈ R为f(X)的严格局部极小点。

在规划式(20)的求解过程中,搜索方向的确定及迭代步长的选择是优化算法的关键,由于SIMPLEX算法对初值敏感且易陷入局部最优,本文参数优化迭代过程分为初值搜索迭代和优化迭代:首先以较大步长和较小数值仿真次数得到SIMPLEX迭代初值,然后利用SIMPLEX算法在较小的步长范围内得到最优解。 本文在PSCAD程序中,分别由Multirun模块与Simplex模块来实现上述步骤。

设目标函数满足换流母线实际电压Ui与整定值Uref的偏差最小,为:

寻优控制器参数KP、KI的步骤如下。

a. 给定初值X0= [KP0KI0]及可行域R。

b. 确定搜索方向Dk与步长 λk,使迭代满足:

c. 初步求得可行域最优解, 得到SIMPLEX算法初值X(0)。

d. 设定优化次数N , 利用SIMPLEX求解目标函数。

e. 迭代结束,得到最优解KP、KI。

4 控制策略的仿真研究

4.1 系统模型

为了验证本文提出的直流控制策略效果,基于CIGRE直流输电标准测试模型搭建了三馈入直流系统,结构如图2 所示。 每条直流线路的系统参数及无功补偿参数与CIGRE标准系统参数相同。通过改变等值阻抗Z1、Z2、Z3或联络线距离可以得到不同交流系统强度和电压稳定交互因子的多馈入系统。 设Z1=4.996+j14.5852 Ω,Z2=4.75+j13.414 Ω,Z3= 5.790 6 + j20.457 Ω,各直流系统逆变侧的电气距离为l12= 50 km 、l13= 80 km 、l23= 30 km , 得到系统电压评估指标如表1 所示。 联络线阻抗为0.41 Ω / km,X / R = 6。

由表1 可以看出,多馈入有效短路比(MESCR)与电压稳定因子对换流母线电压稳定特性的评估结果一致,由弱到强依次为:DC3、DC1、DC2。 根据电压稳定耦合因子的大小,各母线电压受耦合影响,由大到小依次为:DC2、DC1、DC3。 上述指标表明,DC3 换流母线的电压稳定性最弱;DC2 母线电压受到的耦合作用最大,由于与DC2 相连的DC1、DC3 系统强度相对较弱,其受联络线无功波动产生的不利影响也将最大。 因此从改善系统整定电压稳定性角度出发,对DC3、DC2 逆变站装设定交流电压附加控制。

4.2 仿真结果

为了验证上述控制方案的效果,考察最弱系统DC3 逆变侧换流母线处发生三相短路故障,故障持续时间0.05 s,DC3、DC2 系统加入定交流电压附加控制时,各直流系统的电压恢复特性如图5 所示(交流母线电压Uac、 直流电压Ud、 直流电流Id均为标幺值)。

由图5 可见,在常规定熄弧角控制作用下,弱交流系统发生的严重故障对多条直流系统的电压稳定性产生了不利影响:随着DC3 换流母线电压骤降至0.4 p.u.,DC1、DC2 系统交流母线电压被迅速下拉至0.85 p.u.,直流电压分别跌落至0.72 p.u. 与0.26 p.u.,3 条直流逆变侧同时发生换相失败; 故障清除后,由于常规定熄弧角控制的超调作用,换流站功率因数暂时大幅减小,造成逆变侧无功功率的剧烈交换,各母线电压波动严重,尤其是电压稳定耦合因子最大的DC2系统与弱系统DC3都出现了后继换相失败。

加入定交流电压附加控制后,故障期间,DC3 系统逆变器通过调节功率因数,以阻止电压的深度跌落;故障清除后,换相电压恢复过程较平稳,电压波动较小,无后继换相失败,如图5(c)所示。 DC2 系统在加入附加控制后,扰动期间以母线电压为主要调节目标;随着系统恢复期间动态无功平衡问题得以解决,避免了由于强耦合作用引起的电压波动及后继换相失败,如图5(b)所示。 同时DC1 系统电压、电流暂态特性及熄弧角变化如图5(a)所示,在系统间的相互作用下,DC2、DC3 系统换流母线电压稳定性提高对其也有一定的支撑作用,电压波动因此减小。 综上可以看出,本控制方案能够改善联系较为紧密的多馈入系统电压稳定性,提高系统整体恢复速度。

5 结论

a. 定交流电压附加控制配合定熄弧角控制, 能够有效抑制定熄弧角控制的超调量带来的不利影响,提高电压扰动期间的稳定性,同时保证直流输电的经济运行。

b. 电压稳定耦合因子指标能够表征某一直流换流母线电压受其余换流母线的影响的程度。 以该指标来指导控制策略的布置方案能够反映出在哪些直流输电子系统中采用定交流电压控制取得的控制效果更好。

c. 设计的平滑切换逻辑控制器, 有效地减小了由于控制参数不同引起的切换振荡,保证系统工况改变时直流控制方式的顺利转换。

d. 稳态降功率运行时,定最小熄弧角控制运行最经济,但是无功调节作用很小;定交流电压控制可调节的无功功率范围较大,能一定程度地减少无功设备容量。

无功-电压特性 篇2

从中国进入改革开放以来，经济的发展非常迅猛，社会的转型升级的进程加快，使得社会生活越来越好。随之而来的是整个社会用电量的剧增，家庭的生活、社会的运转，都需要进行大负荷的电量来维护和运转。电能作为基本能源被广泛应用于各行各业。从市场经济角度，电能也属于商品，有着质量好坏之分，而衡量电能质量的指标，就是频率与电压。虽然近几年国家加大了对电网设备的投入力度，提高了电压质量，但是由于设备运行情况等因素，局部的电压质量并不稳定，主要表现在用电低峰和高峰。电压质量与人民的生活息息相关，因此必须做好电力系统电压质量及无功电压管理，提高电压质量，维护电网安全，促进经济稳定运行。

变电站电压无功综合控制研究 篇3

关键词：无功电压；变电站；综合控制；方式；调节判据

中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1674-1161（2014）12-0075-02

配电网的无功优化对配电网运行安全性、可靠性和经济性等方面有重要影响。目前，各国配电网电压无功控制方式逐步向分层集中综合优化控制模式方向发展。我国虽然有一部分变电站特别是近些年新建的变电站，通过自动控制来实现电压调节和无功平衡，但是其控制效果并不理想，而且大部分变电站仍采用人工调节控制的方式，很难做到对情况进行准确判断并及时调节，不能充分发挥设备的补偿作用和有效保证电压合格率。为此，提出变电站电压无功综合控制方式。

1 变电站电压无功控制方式

目前，变电站电压无功控制方式主要有3种：集中控制方式、分散控制方式和关联分散控制方式。

1.1 集中控制方式

集中控制是指在调度中心根据采集的各项数据，通过遥控装置对各个变电站的调压设备、无功补偿设备统一进行控制。从理论上讲，集中控制方式应该是保持配电网电压合格、无功平衡的最佳方案。但它对调度中心的要求相对较高，在软件方面要求配备实时控制软件，在硬件方面要求配电中心达到“三遥”的水平，最好在各个配电中心针对这一环节配备单独的智能模块。目前，各地变电站的基础设施条件和智能化水平参差不齐：有的地方相对发达一些，设备比较先进，智能化水平较高；有的地方相对落后一些，设备比较陈旧，基本没有自动化装置；有的地方变电站各方面建设虽然比较先进，但是缺少相关操作人才，也难以实现集中控制。因此，当前要想实现整个电力系统全部采用集中控制方式还是比较困难的，只能在相对发达的地区先建设一部分，逐步在其他地区循序渐进地推开。

1.2 分散控制方式

分散控制方式是指在每个变电站专门建设一台电压无功自动控制平台，该装置根据采集的数据，自动调节分接头位置或投切并联电容器组，从而实现对电压调节装置和无功补偿设备的控制，当主变压器负荷发生变化时，保证该变电站供电半径内配电网电压质量合格、无功功率合格。分散控制的优点是控制简易、投入较小，符合当前我国大部分地区的基本情况；缺点是难以实现整个地区大面积的统一操控。随着计算机、通信技术在电力行业的应用越来越广泛，实现对整个地区进行集中控制是大势所趋，分散控制装置由于其自身的条件所限，逐步会被淘汰，但在局部地区其使用还具有一定的优越性。

1.3 关联分散控制方式

集中控制方式理论上能够及时掌握整个地区变电站的相关情况并进行最好的集中控制，但是此控制方式对变电站的软硬条件的要求比较高，需要投入更多资金，并且由于多个变电站在一个调度中心进行集中操作管理，控制系统比较复杂，操作难度较大，一旦发生问题，影响很大。目前，国内大部分地区应用比较广泛的是分散控制方式，但此控制方式不能实现整个地区的集中管理。关联分散控制方式是指在正常运行情况下，由安装在各变电站的控制装置根据编好的控制程序进行调控。在保障整个系统安全可靠运行的前提下，分别计算出正常运行、紧急情况、系统运行方式发生大变动时的调控范围，由调度中心根据采集的数据情况直接进行操作或修改变电站母线电压和无功功率值，以满足辖区内电力系统安全、可靠运行的要求。关联分散控制的最大优点是无论在正常情况下还是在紧急状态下，都能有效保障辖区内的供电可靠性和经济性。关联分散控制装置要求必须满足对受控厂站分析、判断和控制的强大通信功能，以及时将采集到的信息报告给调度中心，并执行好调度中心下达的各项调控命令。

2 变电站电压无功综合控制方式调节判据

变电站电压无功综合控制调节判据分为以下5个方面：1） 按功率因数控制；2） 按电压控制；3） 按电压综合控制有载分接开关和电容器组；4） 按电压和功率因数复合控制；5） 按电压、时间序列复合控制。

2.1 按功率因数控制

根据功率因数的大小，来确定投切并联电容容量。如果功率因数低于确定值则通过自动控制装置投入电容，如果高于确定值则通过自动控制装置切除电容。此办法没有把电容对母线电压的影响考虑进来，并且当变压器负荷较小时，可能存在自动控制装置动作频繁的问题。

2.2 按电压控制

有的枢纽变电站由于对电压质量要求比较严格，采用以电压的变化情况作为判据进行控制调节并联电容自动投切装置，完全不考虑无功问题，这种方式在原理上和补偿效果上都比较差。

2.3 按电压综合控制有载分接开关和电容器组

当母线电压为U≤UT下限时，降低有载分接开关升压；当U≤UC下限时，投入电容器组；当U≥UT上限时，升有载分接开关降压；当U≥UC上限时，切除电容器组。此方式的主要作用在于较好地实现了对电容器组的调节，但没有考虑无功优化的效果，且投切电容器组的过程也不太合理。

2.4 按电压和功率因数复合控制

按电压和功率因数复合控制有两种方式：一是以电压为主，功率因数为辅，只要电压达标，不考虑功率因数，若电压不达标，则根据相关数据自动投切电容器组；二是将电压和功率因数并行使用，电压和功率因数都满足条件才会投切电容器组。第一种判别方式无功补偿效果较差；第二种判别方式存在对频繁误投切并联补偿电容现象。

2.5 按电压、时间序列复合控制

根据变电站的日负荷曲线，将每天分为多个时段，根据不同负荷时段对电压和无功的要求，来调节变压器分接头或投切并联电容器组。此方法适应性较差，只适于负荷较稳定的变电站，且负荷时段的划分必须随季节和负荷的变化进行调整。

3 结语

当前配电网的结构越来越复杂，电压等级也越来越高，在运行过程中产生的无功电压危害也越来越大，如果还单纯依靠发电机自身调节无功电压，已经满足不了要求。因此，必须大力增强电网调控能力，通过合理的无功补偿方式来提高电能质量。

参考文献

[1] 严浩军.变电站电压无功综合自动控制问题探讨[J].电网技术，2000（7）：41-43.

[2] 张玉珠，徐文忠，付红艳.结合灵敏度分析的变电站电压无功控制策略[J].电力系统保护与控制，2009（2）：37-42.

[3] 庄侃沁，李兴源.变电站电压无功控制策略和实现方式[J].电力系统自动化，2001（15）：47-50.

[4] 仝庆贻，颜钢锋.变电站电压无功综合控制的研究[J].继电器，2001（10）：22-25.

浅谈无功电压及其无功优化应用 篇4

关键词：无功优化,控制,应用

提高电网运行的经济性和保证电网运行的安全性成为电力企业的主要追求目标。电网无功优化是提高电力系统电压稳定性、降低系统网损、改善电能质量。对电网展开无功优化, 能改善地区电网无功电压水平、提高电网运行效率。无功优化是一种同时具有连续变量和离散变量、具有非线性目标函数、非线性等式和不等式约束的复杂优化问题。电力系统无功优化需要选择出能够反映电力系统实际情况的数学模型, 再使用具有良好收敛性能以及计算速度的求解方法对数学模型进行优化计算。要满足调压、经济性的要求。

当今社会提倡节能环保意识, 无功优化问题是最优潮流的特殊形式。电力系统无功功率的主要作用是在电气设备中建立维持磁场, 为系统提供电压支撑, 完成电磁能量相互转换, 在电源与负荷之间提供电压降落所需的势能。通过优化计算给出提高电网运行安全性和经济性的运行方式。无功优化是提高电力系统安全运行水平的重要手段, 其作用越来越为人所重视。无功优化数学模型、控制措施、和优化系统都得到了广泛的研究和应用, 无功优化算法和更加精准的无功优化模型成为了电力系统专家们对于无功优化问题的主要研究对象。

无功优化目标函数包括电力系统网损最小、无功储备最大化、最小化各约束的总越限量、最优化无功电压运行质量、最优化控制设备动作量、多目标无功优化。无功优化除了实现目标函数以外, 还要满足约束条件, 需要同时保证系统的安全运行和电能质量。无功优化数学模型包括等式约束和不等式约束的约束条件无功补偿的原则。在电网高峰和低谷时电力系统的无功电源和无功负荷, 都应该采用分层和分区基本平衡的原则, 并应具有灵活的无功调节手段, 以保证负荷集中区在最大容量无功补偿设备时能保持电压稳定和正常供电, 无功补偿宜采取变电站集中补偿和用户端分散就地补偿相结合, 利于降低电网损耗和有效控制电压质量。常用的无功补偿原则有两类:一是按电压原则进行补偿, 使电压运行在规定的范围内, 其基本要求是满足负荷对无功电力的基本需要, 以保证电力系统运行的安全性和可靠性。此原则适用于无功补偿容量少, 不按经济补偿原则的电力系统。二是按经济原则进行补偿, 在电网运行管理水平较好, 电力系统无功补偿设备充裕的情况下, 就地分区分层平衡, 提高电力系统运行的经济性。

对电网的无化优化的具体措施有两种方法:变压器分接头调节和电力电容器的投切。电业变电站应合理配置恰当容量的无功补偿装置。对于500k V变电站, 低压电抗器容量不宜低于500k V线路充电功率的90%。对于220k V及以下电压等级的变电站, 无功补偿容量的配置方式与电网结构、负荷性质、负荷间的同时率、受电电压等因数相关。对于有地区性电厂接入不同的电压层, 则相应减少该电压等级变电站的补偿容量, 甚至不装无功补偿设备。我国对用户尚未要求按经济原则进行补偿, 用户应在提高用电自然功率因数的基础上, 设计和装置无功补偿设备, 防止无功电力倒送。

目前, 有很多电网存在着变电站母线电压不合格的情况, 原因有大类, 分别是综合自动化装置故障、有载调压动作时限。受综合自动化系统故障影响导致母线电压不合格的故障现象主要表现为综合自动化系统装置死机, 装置因设置不合理触发闭锁坏等。故障发生后一般均能及时处理, 没有造成很大的影响, 但如果综合自动化站装置趋于老化, 故障会逐年上升。对母线影响因素中, 最频繁是因为有载调压的动作时限所致。部分电压不合格采样只对母线电压合格率造成影响, 其余影响母线电压的原因有交流采样误差、变送器采样误差、有载调压二次回路故障等, 产生的电压坏点多为偶发设备缺陷, 一般能够人为受控。

电网无功电压的主要问题包括:无功补偿设备的设计、基建、运行管理衔接不够紧密、部分变电站内电容器设备陈旧, 老式电容器片无备品备件、部分综合自动化变电站装置没有充分得到应用、低压配电设备的无功补偿装置设备利用率低、运行和管理水平较低、部分配电站存在高低压现象、电容器受高次谐波电流和不平衡电流的影响、导致部分电容器保险发生群爆。

针对电网的实际特点和自身具备的条件, 可以为无功电压运行管理提出以下方案:

对地区电网无功电压专业人员加强管理, 对无功补偿设备的运行进行计划的职责, 让其达到监督无功补偿设备的投用, 对于那些对无功电压不甚了解的运行人员加强培训, 让他们充分认识到无功电压对于电网运行的重要性。

在无功电压规划的同时确保无功补偿设备的合理配置, 即对无功补偿设备的运行进行优化设计, 及时调整各变电站主变电压分接位置, 确保在大负荷期电容器能全部投入, 确保各级电压等级的变电站能合理投切无功设备。时刻保证变电站的无功补偿设备能够随时投用, 对无功补偿设备的维护保养进行加强管理。对电网用户的无功补偿设备加强管理, 避免变压器长期处于低负载运行状态或者空载运行。

加大设备改造力度, 加装分组电容器定时投切回路, 改善补偿平滑度, 对VQC装置原理进行深入研究, 调整和优化VQC装置的动作策略和定值进行, 提高综合自动化站的电压无功优化水平。在无功补偿的同时, 推广的低成本滤波方案, 滤除谐波。

参考文献

[1]李颖, 电压无功自动控制实现方式与应用技术分析, 供用电, 2009, 26

电压质量与无功管理办法 篇5

第一章

总 则

1.1提高电压质量、保持无功电力平衡是保证电网稳定、经济运行和供用电设备正常运行的重要手段。各职能部室要加强对所辖电网电压质量和无功电力的综合管理，不断提高电压质量和功率因数合格率水平。1.2坚持电压质量和无功平衡综合治理的原则，充分利用调压和无功补偿手段，改善农网电压质量和功率因数。

1.3本办法依据原电力部颁发《电力系统电压和无功电力管理条例》、《电力系统电压和无功技术导则》及省电力公司对农村电网电压质量和无功管理办法并结合我局实际情况制定本办法。1.4本办法适用于上蔡县电业局电网电压质量和无功电力管理工作。第二章 电压质量标准

2.1农网各级标称电压值为：110KV、35KV、10KV、6KV、380V、220V。2.2供电电压允许偏差值：

35KV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。10KV及以下三相供电电压允许偏差为标称电压的-7%-+7%。220V单相供电电压允许偏差值为标称电压的-10%-+7%。

对电压质量有特殊要求的用户，供电电压允许偏差值由供用电协议确定。第三章 无功补偿

3.1农网无功补偿的原则和方式

3.1.1农网无功补偿的原则为：统一规划，合理布局，分级补偿，就地平衡。

3.1.2农网无功补偿的方式为：集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主。3.2功率因数要求

变电站主变压器二次侧功率因数在0.9及以上； 10（6）KV出线功率因数在0.9及以上； 公用配电变压器二次侧功率因数在0.85及以上；

100KVA及以上容量的用户变压器二次侧功率因数在0.9及以上； 3.3 无功补偿容量的确定

3.3.1 35KV及以上变电站的容性无功补偿装置以补偿变压器无功损耗为主，并适当兼顾负荷侧的无功补偿。无功补偿装置容量按主变压器容量的10%-30%补偿，并满足35KV-110KV主变最大负荷时，其高压侧功率因数不低于0.95。

3.3.2 110KV变电站的单台主变容量为40MVA及以上时，每台主变应配置不少于两组的容性无功补偿装置。110KV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于6Mvar，35KV变电站无功补偿装置的单组容量不宜大于3Mvar，单组容量的选择还应考虑变电站负荷小时无功补偿的需要。

3.3.3 配电网的无功补偿以配变低压侧集中补偿为主，以高压补偿为辅。配变的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75%，负荷自然功率因数为0.85考虑，补偿到变压器最大负荷时其高压侧功率因数不低于0.95，或按照变压器容量的20%-40%进行配置。配电变压器的电容器组应装设以电压为约束条件，根据功率因数（或无功电流）进行分组自动投切的控制装置。

3.3.4 10（6）KV配电线路可以根据无功负荷情况采取分散补偿的方式进行补偿。

3.3.5 5KW及以上的交流异步电动机应进行随机补偿，其补偿容量依据电动机额定容量的20-30%。第四章 专业管理及职责分工

4.1局成立电压无功管理领导小组，组长由分管生产副局长担任，成员由生产技术部、企业管理部、农电工作部、调度变电运行部、市场营销部等部门负责人组成，负责全局的电压无功决策性管理与领导。生产技术部为电压无功综合归口管理部门，并设立专职，负责全局日常电压无功管理与协调工作；调度变电运行部、市场营销部、农电工作部和各供电所为具体实施部门，分别设（兼）专职负责人一名，负责本部室电压和无功电力管理日常工作。4.2职责分工

4.2.1电压无功领导小组职责

4.2.1.1负责研究落实上级有关电压无功管理的法律、法规、方针、政策和管理制度、办法，监督、检查贯彻执行情况。

4.2.1.2负责审定中长期电网电压无功设计规划，批准提高电压无功指标的计划、措施，组织落实重大降损措施。

4.2.1.3负责审批本局有关电压无功管理制度、电压无功指标分解及考核方案。

4.2.1.3定期召开电压无功分析例会，分析电压无功完成情况及电压无功管理过程中存在的问题，研究制定整改措施，并监督检查有关部门整改实效。4.2.2企业管理部职责

4.2.2.1负责各级电压无功管理部门的指标考核及奖惩兑现；对电压无功管理部室和单位进行经常性的监督检查和不定期抽查。4.2.3生产技术部职责

4.2.3.1组织贯彻执行上级的规程、政策、措施及相关工作。

4.2.3.2定期组织电压质量和无功补偿设备的运行分析，研究电压和无功管理工作，提出改进措施。4.2.3.3监督考核各责任单位完成电压、无功各项指标。

4.2.3.4汇总各种定期报表，按时上报并分析存在的问题，提出解决意见。

4.2.3.5组织开展专业技术培训和技术交流工作，总结和推广应用新技术、新成果、新经验。4.2.4调度变电运行部职责

4.2.4.1负责A类电压合格率的考核统计工作，采取有效措施，使A类电压合格率达到局下达指标要求。4.2.4.2负责局属各级电压的监视，配合市调充分利用现有设备，合理编制、安排电网运行方式，每日及时调整各级电压，使各监测点电压在高峰、低谷时的电压偏移符合规定标准。

4.2.4.3按季节负荷变化及电网运行方式，合理调度主变分接头档位和变电站集中无功补偿装置的投切。4.2.4.4每年进行一次在各典型运行方式下系统电压和无功优化计算，并根据系统实际和规划提出新增装设无功补偿装置的建议。

4.2.4.5每月组织局属变电站和重要用户典型日、日典型点的有功、无功、电压抄表并汇总分析，及时调整运行方式，调整无功出力，使电压符合规定标准，使电网运行方式最经济。

4.2.4.6每月绘出电网典型日及最大负荷日电网电压有功、无功潮流图，并报生产技术部及生产局长。4.2.4.7参与研究系统无功补偿、调压和电网完善等技术措施。

4.2.4.8加强变电站无功补偿装置的运行管理，使无功补偿电容器可用率达到规定要求。

4.2.4.9加强对变电站10KV母线电压的监视，每日定期抄表（8、10、12、20、22时）根据母线电压及功率因数情况及时汇报县调，及时投退无功补偿装置，并做好相关记录，对补偿装置加强巡视，发现问题及时汇报。

4.2.4.10运行人员根据调度命令及时调整主变有载分接开关，并记录档位变化，无励磁调压主变分接头档位调整由检修人员进行。

4.2.4.11加强电能质量管理搞好谐波监测分析，谐波符合国家有关规定。电压正弦波畸变率：高压供电网（35KV）≤3%；中压配电网（10KV）≤4%。4.2.5市场营销部职责

4.2.5.1负责用户电压和无功电力管理工作，组织督促用户搞好无功补偿设备的安装投运工作，挖掘无功潜力，协同用户做好改善电压质量、提高力率的技术措施，及时反映用户对电压质量的意见。4.2.5.2负责城区配网的无功就地平衡及配网无功补偿的规划、布局及改造计划。

4.2.5.3负责配网公用变和用户变的电压分接头调整，及低压无功补偿装置安装及管理，确保配网、用户电压合格率符合上级要求。

4.2.5.4每年进行一次配网无功优化计算，并进行无功运行分析，提出配网优化建议。4.2.5.5参与研究系统无功优化，调压等电网完善技术措施。

4.2.5.6每年进行一次用户功率因数普查，重点是100KVA以上配变。

4.2.5.7实行配网经济调度，合理调整配网运行方式，保持配变经济运行，及时停运空载配变，提高配变利用率。

4.2.5.8负责C、D类电压监测仪表的日常运行和维护，对C、D类电压合格率进行统计考核。

4.2.5.9加强电能质量管理搞好谐波监测分析，谐波符合国家有关规定。电压正弦波畸变率：低压供电网（380V及以下）≤5%；中压配电网（10KV）≤4%。4.2.6输配电运行部职责

4.2.6.1负责用户电压和无功电力管理工作，组织督促用户搞好无功补偿设备的安装投运工作，挖掘无功潜力，协同用户做好改善电压质量、提高力率的技术措施，及时反映用户对电压质量的意见。4.2.6.2负责城区配网的无功就地平衡及配网无功补偿的规划、布局及改造计划。4.2.6.3参与研究系统无功优化，调压等电网完善技术措施。4.2.6.4负责所属10KV配电线路无功补偿装置的运行维护工作。4.2.7农电工作部及各供电所职责

4.2.7.1负责农村配网的无功就地平衡及无功补偿的规划、布局及改造计划。

4.2.7.2负责农村用户电压和无功电力管理工作，组织督促用户搞好无功补偿设备的安装投运工作，挖掘无功潜力，协同用户做好改善电压质量、提高力率的技术措施，及时反映用户对电压质量的意见。

4.2.7.3负责配网公用变和用户变的电压分接头调整，低压无功补偿装置的安装及管理，确保配网、用户电压合格率符合上级要求。

4.2.7.4负责所属10KV配电线路无功补偿装置的运行维护工作。4.2.7.5每年进行一次用户功率因数普查，重点是100KVA以上变压器。4.2.7.6每年进行一次农网无功优化计算，提出农网无功优化建议。

4.2.7.7实行配网经济调度，合理调整配网运行方式，保持配变经济运行，及时停运空载配变，提高配变利用率。

4.2.7.8参与研究系统无功优化，调压等电网完善技术措施。

4.2.7.9负责D类电压监测仪表的日常运行和维护，对D类电压合格率进行统计考核。

4.2.7.10加强电能质量管理搞好谐波监测分析，谐波符合国家有关规定。电压正弦波畸变率：低压供电网（380V及以下）≤5%；中压配电网（10KV）≤4%。4.2.8市场营销部计量中心职责

4.2.8.1负责全局电压监测仪表的安装更换、修校工作。第五章

设备管理

5.1加强电压质量调控和监测设备定期巡视检查，发现问题及时进行检修维护，确保设备可投运率达到95%及以上。

5.2 局新建变电站应采用节能型有载调压变压器，对已投运的无载调压变压器要逐步进行有载调压改造。

5.3用户端电压过高或过低时，应及时对配电变压器分接头位置进行调整。

5.4积极应用地区电网和变电站无功电压优化控制技术，努力提高各类电压合格率水平。

5.5电压无功专责人员应掌握电压监测装置的正确操作方法，并根据局电压监测装置定期检查和校验制度，加强对电压监测装置的运行巡视检查(每月一次)，对不合格的装置及时汇报主管部门组织进行更换，提高电压监测的准确性和可靠性。第六章 电压监测

6.1各类电压监测点的定义：

A类：35KV-220KV变电站向客户供电的10（6）KV母线。B类：35KV及以上专线用户的客户端；

C类：35KV非专线用户及10（6）专线用户的客户端； D类：380V、220V单相用户的客户端。6.2电压监测点设置原则

6.2.1变电站的10（6）KV母线及35KV用户受电端，都应设置电压监测点。

并列运行的主变压器，可选其中1台主变压器的二次侧母线为电压监测点。双母线运行，可选主母线为电压监测点。

6.2.2变电站供电区内有10KV高压用户时，至少设1个高压用户监测点。该监测点应设在具有代表性的高压用户分界点。

6.2.3小火（水）电厂与农网并网的连接处应设1个电压监测点，以监测小火（水）电厂的电压质量。6.2.4每座变电站供电区至少设两个低压监测点，其中1个监测点设在配电变压器二次侧出口，另一个设在具有代表性的低压线客户端。

6.2.5每百台配电变压器至少设1个低压用户电压监测点；每个供电所至少设1个低压监测点。县局配电变压器总数超过2000台时，超过部分每两百台设一个监测点。

县城和城镇低压居民用户电压监测点不得少于3个，设在负荷性质不同的低压客户端。

6.2.6可以另行设置移动式统计型电压监测点，用以抽测典型时间段居民用户电压质量状况，作为调查分析的补充。6.3电压监测装置

6.3.1各类电压监测点，都必须装设自动记录型电压监测仪。变电站已装设具有电压监测和统计功能的自动化设备，可以不再装设电压监测装置。

6.3.2运行中的电压监测仪器应每天24h连续不间断地进行监测统计和记录，能按要求打印各项功能数据，测量精度不应低于0.5级，并至少保证停电72h不丢失已监测到的数据。第七章 统计考核

7.1电压合格率是指实际运行电压在允许电压偏差范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间之比的百分值。

7.2电压合格率计算方法

7.2.1某监测点电压合格率=[1-监测点电压超限时间（分钟）/监测点运行时间（分钟）]×100% 7.2.2某部门管辖同类监测点电压合格率=∑该类监测点电压合格率/该类监测点总数 7.2.3局综合电压合格率 V＝0.5A＋0.5（B＋C＋D）/N 其中：

A：为A类电压监测点变电站10KV母线电压合格率

A＝[1-∑1n电压监测点电压超出偏差时间（分）/∑1n电压监测点运行时间（分）]*100% B：为B类电压监测点35KV及以上专线用户电压合格率。计算方法同A。C：为C类电压监测点10KV用户电压合格率。计算方法同A。D：为D类电压监测点380/220V用户电压合格率，计算方法同A。n：为监测点的个数 N：指B、C、D类别数。

7.3县局供电综合电压合格率应达到96%及以上。居民用户端电压合格率根据市局计划指标进行考核。7.4局电压和无功统计报表实行分级管理逐级上报的方式。应建立和完善以下报表：

调压、力率无功补偿季报表（变电站由调度变电运行部填报），城网及用户由市场营销部填报、农网及用户由农电工作部填报）

35KV界面平均功率因数月报表（调度变电运行部填报）10KV界面平均功率因数月报表（调度变电运行部填报）变电站10KV并联电容器可投运率月报表（调度变电运行部填报）

A、C、D类电压合格率月报表（由调度变电运行部、市场营销部、农电工作部填报）电压监测仪表运行情况季报表（由调度变电运行部、市场营销部、农电工作部填报）10KV公用线路平均功率因数月报表（市场营销部、农电工作部填报）10KV专用线路平均功率因数月报表（市场营销部）

10KV线路并联电容器可用率月报表（市场营销部、农电工作部填报）

以上报表实行月报制，要求每月21日上报月报表，每季第4个工作日前报送上季无功电压分析，每年元月底上报电压无功总结至生产技术部。第八章 考核与奖惩

8.1电压无功各项指标和小指标考核实行分级考核管理办法。由局企业管理部、生产技术部组成考核组，按月季年进行检查考核。

8.2全局综合电压合格率考核对象为生产技术部；A类电压合格率，10KV、35KV界面功率因数，变电站并联电容器可用率考核对象为调度变电运行部；C、D类电压合格率、城区10KV公（专）用线路月平均功率因数、10KV线路并联电容器可用率、380V电容器可用率考核对象为市场营销部部； 农网D类电压合格率10KV线路并联电容器可用率、380V并联电容器可用率考核对象为市场营销部部、农电工作部；电压检测仪轮校率考核对象为计量中心。

8.3本办法的检查和考核，按局《电压无功管理考核办法》执行。第九章

附

则

加强无功管理提高电压质量 篇6

(1) 35 kV及以上电压供电的, 电压正负偏差的绝对值之和不超过额定电压值的10%。

(2) 10 kV及以下三相供电的, 电压允许偏差为额定电压值的±7%。

(3) 低压220 V单相供电的, 电压允许偏差为额定电压的7%和-10%。在电力系统非正常情况下, 供电企业供到用户受电端的电压允许偏差为额定值的±10%。县级电网的电压合格率应大于90%, 按“县级供电企业争创一流”标准要求, 电压合格率应大于95%。

2 电压偏差超标所带来的危害

(1) 照明负荷。电压低时, 发光效率下降, 如电压降低5%, 亮度要降低15%～20%;电压降低10%, 亮度降低32%。反之, 电压升高5%时, 灯具使用寿命减少一半;当电压升高10%时, 灯具只能维持原使用寿命的1/3。

(2) 整流器、电热、电弧炉等负荷其有功功率与电压平方成正比。当电压降低时, 有功功率也大幅度降低, 从而降低了用电设备的出力;反之, 电压升高时, 则有功功率增加。

(3) 感应电动机及其他电动机类负荷。因感应电动机的转矩与电压的平方成正比, 滑差率与电压的平方成反比, 因而, 电压下降时经常会使电动机过负荷而烧毁, 同时也会使电动机的启动十分困难。而长期高电压运行, 会对电动机的绝缘造成危害。

(4) 电压偏低会降低发、供、用电设备的出力, 增加供电线路及电气设备的电能损失。

(5) 电压偏低常常会引起低电压保护装置动作, 电磁开关、空气开关跳闸, 影响生产的正常进行。而电压偏高也将引起过电压保护装置动作, 甚至烧坏电气设备的电压线圈。

(6) 电压偏低或偏高都会影响到通信、广播、电视等音像的质量, 也会影响家用电器的正常工作。

(7) 如果电网的无功功率严重匮乏, 将导致电压崩溃, 系统振荡, 电网瓦解, 严重危及供电安全。

3 影响电压质量的主要因素

电网在运行中, 其电压是随时变化的, 造成电压波动的原因大致有以下几个方面。

(1) 电网运行方式的改变, 引起功率分布和电网阻抗的改变, 使电压升高或降低。

(2) 电力负荷随季节、昼夜及用户生产流程而变动。在低负荷时段电压偏高, 在用电负荷高峰时段电压偏低。

(3) 供电距离超过合理的供电半径、供电导线截面积选择不当、功率因数过低、无功电流过大等, 都会加大电压损失。

(4) 冲击性负荷、非对称性负荷的影响;调压措施缺乏或调压装置使用不当。

(5) 用电单位安装的无功补偿电力电容器采用了“死补”, 即24 h内不论本单位需用无功容量多少, 都固定供给一定量的无功, 高峰负荷时间向电网吸收无功, 而低谷负荷时间大量向系统反送无功, 造成电压变动幅度的加大。

4 提高电压质量的具体措施

电压调整是一项十分复杂的工作。对于县级电网来说, 首先应建立电压监测点, 安装电压监测控制仪来对电压质量进行连续监测, 即对监测点电压按规定要求确定一个合格范围, 准确地统计出一个周期内总供电时间及电压不合格 (偏高或偏低) 的累计时间, 从而准确地反映出电压质量, 为调整电压提供依据。目前改善电压质量的方法主要有以下几种。

4.1 变压器调压

分无载调压和有载调压2种。无载调压即不带负荷调压, 须在断开变压器高、低压两侧电源之后, 调整变压器的分接开关挡位。和无载调压相比, 有载调压有着明显的优点, 它可以在不停电的情况下进行电压调整, 并且快速、平滑, 不影响供电可靠性;调压范围大, 调压级数多, 调整范围可达额定电压的±15%以上。所以, 为改善农村电网的电压质量, 应将无载调压主变压器更换为有载调压主变压器。

4.2 无功优化补偿

实践证明, 无功优化补偿是提高供、用电设备功率因数、减少无功损耗、改善电压质量的有效途径。其原则是全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡。集中补偿与分散补偿相结合, 以分散补偿为主;高压补偿与低压补偿相结合, 以低压补偿为主;调压与降损相结合, 以降损为主。其中补偿设备以移相电力电容器居多。

无功优化补偿的方式有变电站集中补偿、线路补偿、随器补偿、随机补偿等。其中应用并联电力电容器调压应注意的是: (1) 一般变电站应以变压器调压为主要调压方式, 并联电力电容器补偿只能作为辅助调压手段; (2) 在高峰负荷时应首先投入电力电容器组, 然后根据情况调整电压, 在低谷负荷时应首先调整电压, 根据电压情况, 必要时再切除电力电容器; (3) 利用并联电力电容器调整电压时, 应保证电压的突变幅度不致过大 (不超过2.5%) , 当变电站所需的补偿电力电容器容量较大时应采用分组安装方式, 根据实际情况进行分组投切; (4) 容量较大的电力电容器组应具有自动投切控制装置, 其自动投切方式应以电压控制为主, 以保证能自动、适时地控制无功潮流和电压的变化。

4.3 加强电网改造, 优化电网结构

电网的建设应按“小容量、密布点、短半径”的原则。合理选择供电半径, 尽量改善线路迂回、线路过长、交叉供电、功率倒送等不合理的供电状况;合理选择供电线路的导线截面积;合理配置变、配电设备, 防止其过负荷运行。

4.4 依靠先进的计算机技术, 加强电压管理

桐庐电网无功电压管理探讨 篇7

电压质量是电能质量的重要指标之一。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, 对保证电力系统的安全稳定与经济运行起着重要作用。因此, 优化控制无功电压对减少网络损耗、提高电压质量具有特别重要的意义。

无功功率在电网中的传输和有功功率一样也产生电能损耗。通常我们用功率因素cosφ来表示电网传输无功功率的情况, 当cosφ=0.7时, 无功功率和有功功率基本相当, 此时电网中由负荷电流引起的电能损耗有一半是无功功率产生的。

系统中各种无功电源的无功功率应满足所有负荷和网络损耗的需求, 否则电压就会偏离额定值。当电压偏低时, 系统中的功率损耗和能量损耗就会加大, 电压过低时则会影响系统运行的稳定性, 甚至引起电压崩溃;而电压过高时, 各种电气设备的绝缘可能受到损害。所以, 要通过合理调节电压和投退无功补偿装置来保证电能质量, 使其达到稳定运行的标准, 并满足用户需求。

1 桐庐电网无功电压管理的现状

桐庐电网共有220 k V变电所2座, 110 k V变电所13座, 35 k V变电所7座, 变电总容量达127.15万k VA。35 k V及以上线路38条, 合计432.282 km。同时辖区内还有小水电站70余座。

从1998年3月35 k V三合变实行无人值班开始, 桐庐电网除了2座220 k V变电所外, 其余所有变电所均实现了无人值班。随着无人值班变电所的不断增加, 承担监视电网电压职责的工作人员逐渐由变电所值班员变成调度员。随着“创一流”供电企业等工作的开展, 无功电压管理作为判断电能质量是否符合标准的重要指标之一变得日益重要。

桐庐电网通过调度电压无功综合控制装置 (VQC) 、人工干预调节主变档位和投切电容器, 采用35 k V、110 k V等变电所分层分区集中进行无功补偿。而10 k V及0.4 k V配电网无功补偿容量很少, 无功管理也不完善, 许多线路功率因数很低, 高峰时线路末端电能质量极差。众所周知, 当变电所功率因数较低时, 电压损失就较大, 主网线损较高。电能质量差也会限制售电量的增长, 给企业造成损失。所以, 加强无功电压管理, 提高功率因数, 降损节电势在必行。

2 桐庐电网无功电压管理不善的原因

(1) 县级供电企业无功管理起步较晚, 还没有建立起管理网络, 管理和考核办法虽已制定出来, 但也尚未真正落到实处。而管理人员则无功管理意识和责任心不强, 力度不够, 业务水平有待提高。

(2) 根据同业对标的各项指标及上级文件对电压合格率指标的分解, 电网A类电压合格率必须大于等于99.7%才能确保综合电压合格率达标, 但桐庐电网A类电压合格率偏低 (表1) 。

对表1中每月的电压合格率进行统计可知, 在97%～98%之间的共有6个月, 在98%～99%之间的共有38个月, 在99%以上的有28个月。通过比较和分析, 我们不难发现桐庐电网A类电压合格率还是偏低的。

单位:%

(3) 无功容量配置不足。桐庐电网的电容器容量是根据有关规定按照变压器容量的15%～20%进行配置的, 照理说是足够的, 但当时可能未考虑到线路无功补偿的问题。目前, 城镇线路基本符合要求, 10 k V线路的功率因数在0.9左右。但在偏远山区, 某些10 k V线路的功率因数只有0.4左右, 不到0.9的一半。现有无功补偿的容量只是杯水车薪, 因而不能分区、分压进行补偿, 就地平衡。且现有无功补偿大多只是静态补偿, 基本上没有进行动态补偿。

(4) VQC动作不及时、不合理。分站VQC动作时未考虑相互间的配合, 负荷变化大的地区可能在2 h内频繁动作, 达到规定次数后VQC闭锁, 就无法再对电压进行调整。此时只能靠调度人员手动调节, 但由于厂站太多, 人工调节难以顾及全部厂站。

(5) 系统电压偏高。由于桐庐地处山区, 水资源较丰富, 故有70余座小水电站, 主要集中在分水、合村、钟山、富春江地区, 大多为径流式电站。在丰水期间, 小水电站发电不能就地消化, 就会向系统倒送, 使系统电压升高, 即使将变电所主变档位调至1档也不能解决问题。同时, 小水电站的装机容量最小的只有55 k W, 输送至电网的电能质量相对而言也就较差。

(6) 10 k V及以下线路的电容器损坏较多, 可用率不高。由于未对电容器进行日常巡视, 疏于管理, 故其难以起到减少电压损失、降低线损的作用。而线路的发展往往使得10 k V线路电容器安装位置不尽合理, 配变台区负荷的发展也会使电容器容量过小。还有, 桐庐地处山区, 农村线路的供电半径较长, 负荷波动较大, 这会使线路末端的电压在负荷重时较低, 线路前端的电压在负荷轻时较高。

(7) 电力需求发展很快。近年来, 无论是有功电量还是无功电量上升都很快, 而桐庐电网没有做好电量增长的预测工作, 以致前期无功补偿工作不到位, 造成功率因素较低。

(8) 配网用户初装时为节省一次投资往往会逃避功率因数的奖惩考核, 而将单台大容量变压器供电申请为多台小容量变压器供电。如果我们在营业管理中有所疏忽, 就会使之成为用户无功管理中的漏洞。同时, 由于用户对无功管理重视不够甚至不理解, 常常会造成应安装的无功补偿设备未安装或已安装的未装无功表而没考核。

3 建议

(1) 提高功率因数, 加强无功补偿。应及时调整10 k V线路的功率因数, 实现电容器自动补偿与随器、随机、分散就地补偿相结合, 提高功率因数和电压质量, 从而降低电能损失。10 k V线路无功补偿装置应选择距线路末端1/3处安装, 根据实际测算和对运行中发现问题的分析进行补偿, 这样才能真正起到效果, 达到预期目标。选择无功补偿装置时, 要选用质量好、科技含量高、自动投切及时, 反应灵敏的产品。

(2) 及时调整桐庐电网的运行方式, 减小供电半径, 提高电压合格率。在负荷允许的情况下停用各变电所的轻载主变, 这样一能减小损耗, 二来便于综合考虑电容器的投切及主变档位的调整, 最大限度地发挥无功设备的功效。

(3) 对变电所电容器容量进行合理分化。针对某些变电所无功容量配置不足的情况, 应相应增加电容器组, 达到无功平衡。而对于电容器容量偏大的变电所, 通过测算可拆除一部分电容器, 以提高电容器的投入率。

(4) 加强220 k V变电所与110 k V、35 k V变电所无功电压控制的配合。在220 k V变电所各电压等级电压合格的同时兼顾110 k V、35 k V变电所的无功电压, 并加强主站VQC的后续管理和维护工作, 使VQC装置真正起到作用, 保证各变电所功率因数与电压合格率。

(5) 加强对小水电站的动态管理工作。要求电站发电时的功率因数要达到0.85以上, 并对其进行实时监控, 以杜绝小水电站在有水时发有功、无水时发无功来弥补每月月初预报无功电量的情况。

(6) 新增用户变压器必须进行合理的无功补偿。按规定, 无功电力应就地平衡。凡功率因数不达标的电力用户, 供电企业可拒绝通电。所以, 对新增变压器无论大小必须要求做好无功补偿设计, 并严格把好验收关, 保证用户无功就地平衡。对已经装设各种无功补偿设备 (包括调相机、电容器、静补和同步电动机) 的电力用户, 应按照负荷和电压变动及时调整无功出力, 防止无功电力倒送。

(7) 建立无功电压管理绩效考核机制。根据无功电压管理中存在的问题, 首先要健全无功电压管理工作机制, 成立专门的领导小组, 各个相关部门均设相应的专 (兼) 责, 形成无功电压管理网络。同时, 把无功电压管理纳入单位的绩效考核机制, 定期进行考核, 各部门要将考核情况落实到责任人。

(8) 开展专业培训, 搞好技术交流。应结合工作岗位, 依据培训教材制定培训计划, 落实培训对象, 对各部门的无功电压管理专 (兼) 责开展专业知识培训, 使其了解专业知识并在工作中熟练运用。还要加强无功电压专业管理的技术交流, 总结和推广应用新技术、新成果、新经验, 积极开展技术革新活动。

(9) 加大宣传力度。提高管理人员和用户对无功的重视程度, 使无功电压管理工作逐步走向正轨。

摘要：探讨了桐庐电网无功电压管理的现状, 并分析了管理不善的原因, 提出了相应的建议。

关键词：桐庐电网,无功电压管理,现状

参考文献

[1]国家电网公司农电工作部.农村电网电压质量和无功电力管理培训教材.中国电力出版社, 2005

[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, 2005 (2)

浅谈地区电网电压无功管理 篇8

近年来，惠州经济将继续保持平稳快速，供电负荷也将不断增长，如果地区无功管理不善，则无功补偿容量不足或者分布不合理，将会导致电网供电电压质量差。电压质量对电网稳定及电力设备安全运行、线路损失、人民生活用电、用电损耗、工农业安全生产和产品质量都有直接影响。电压是电力系统电能质量的重要指标之一，而电压与无功是密不可分的，电力系统的运行电压水平取决于无功功率的平衡。

2 惠州电网的无功现状

2.1 基本情况

至2013年4月23日止，惠州供电局电网现状如下：35kV及以上变电站131座，其中500kV站4座，220k V站23座，110k V站95座，35k V站9座。挂网运行的主变压器共270台，变压器总容量25684.950MVA，其中500k V主变24台，容量6756MVA;220k V主变48台，容量9420MVA;110kV主变183台，容量9105MVA。35k V主变15台，容量403.950MVA。根据潮流分析，2012年惠州电网典型方式下220k V及110 kV电压水平均能满足要求，但部分区域电容器是否足够、完好，对无功电压调节能力影响很大。

惠州与外网联接220 kV线路功率因数均达0.99以上，惠州电网与外网220k V线路交换无功有47.3Mvar，且基本为送出，惠州站、福园站500 kV主变变高均出现无功反送，经分析，该两分区无功平衡能力较好，惠州站由于昭阳电厂无功出力较大，而该分区实际无功可以平衡，无功反送实际来自昭阳电厂，如为避免无功反送，需降低昭阳电厂出力。总之，在理论上，惠州220 kV层及110 kV层电网无功基本可以实现自身平衡，并且220kV层电网有1229.7Mvar的盈余，但实际上受220 kV变电站大量低压电容器无法投入影响，部分片区仍需通过500 kV下送大量无功。为确保各220 kV站都能更好就地平衡，减少500 kV下送无功，须研究AVC、VQC策略原则，提高各220kV片区无功平衡能力，加强无功补偿容量配置及维护。

2.2 无功分片平衡分析

以全网110 kV变电站无功就地平衡，并尽量提高主变变高功率因数为原则，进行电压调节，根据分析，惠州整体电压水平良好，220kV主变下送无功基本可控制在较小范围，220 kV主变变高功率因数均能满足要求，但仍有部分片区110 kV层无功不能平衡，且主要在于仲恺和雍园等重负荷区域，而湖滨、九潭、风田等片110 kV层无功平衡能力较差，仅有少量无功盈余不多。三栋、镇隆、金源、东澎片因有丰达、剑潭以及白盆珠水电厂上网，无功有所盈余，但镇隆由于负荷较重，且无功需求较大，需增加丰达电厂无功出力，否则分层无功不足。

仲恺、雍园在110 kV片区电容器全部投入下，仍需经220 kV主变下送无功9.3Mvar和34.8Mvar来平衡，而湖滨、九潭、风田、铁涌、鹿江和联丰片虽有无功盈余，但仅为7.2Mvar、3.1Mvar、8.2Mvar、14.3 Mvar、15.2 Mvar、15.5 Mvar，在实际运行中，可能因为无功补偿故障率较高、部分110 kV无功电源配置不足、220 kV变电站10 kV电压偏高电容器无法投入、可投电容器投入率不高以及无功损耗等原因，部分片区需从220 kV主网吸收大量无功来达到平衡。

2.3 惠州电网无功电压管理工作重点

加强地方电厂发电曲线管理，灵活调节地方电厂无功出力；

加强各县（区）小电源上网无功电压管理，负荷低谷期间要求少发无功；

提高AVC (VQC）整定及运行管理水平，根据各片区变电站无功容量配置情况，及时调整AVC (VQC）整定定值，不断优化调节策略，在保证电压无功均合理的条件下积极投切电容器和调整主变抽头，使各站始终保持合理的电压水平，不断提高电压质量。

市场部门应加强用户侧功率因数考核，减少10kV线路无功输送，保证母线电压水平。

编制无功电压装置运行管理实施细则，规范无功电压装置运行管理，统筹考虑惠州全网的电压无功优化，实现惠州全网无功优化和集中控制，降低网损。

每月跟踪主变功率因数和母线电压统计，定期总结AVC运行情况，加强变电站无功电压分析，找出存在的问题，分析原因，提出改进措施，并形成分析报告。

定期进行无功电压调节设备缺陷统计，根据其对电网运行及经济调度的影响，分轻重缓急，与设备维护部门沟通，催促其尽快消缺。对于无功补偿容量有较大缺额的变电站，督促相关单位进行扩容，实现该片区的无功平衡，避免从上级或者长线路输送无功功率。

相关单位应将检查AVC (VQC）装置运行情况做为日常巡视项目，以及时发现AVC (VQC）装置异常情况。

加强对调度员的电压无功培训，要求调度员掌握电压无功调节措施和AVC (VQC）动作原理并监控到位。

3 无功电源建设和无功电压运行管理建议

加强无功电压管理，设备维护部门应积极处理缺陷，做到有重点，有先后，保证电容器可投率在96%以上。

加强用户侧功率因数管理，市场部门应督促用户维护好电容器组，确保无功就地平衡，尽量提高功率因数在0.95以上，尤其是针对重负荷变电站所在片区。

市场部门应加快县区小水电直采，提高小水电无功上网监控，建议龙门县调加强小水电上网功率因数管理，尽量提高功率因数，降低小水电上网电压，避免永汉站等的电压偏高。同时建议增加永汉站低压电抗器或更换变压器，提高无功及电压调节能力。

南海站无无功补偿设备，只靠自备机组无功出力来调节功率因数，一旦机组跳机造成无功缺额严重，风田片电压下降明显，从保证电网安全及经济效益出发，建议加装无功补偿装置。

部分片区已实现AVC控制，且由于AVC控制策略为区域无功平衡，涉及设备较多，其运行状况好坏与电容器、主变调压设备完好及AVC功能是否齐全、定值设置是否合理、测控装置测量精度是否满足要求及通信通道是否可靠等因素关系密切，应尽快完善AVC分析功能，提高动作不正常或策略不合理等问题查找效率，更好发挥AVC作用。建议南瑞应加强AVC功能对异常情况的分析和统计功能。

结语

电力系统中无功功率是否平衡，直接影响电压的质量。为保证电压质量，满足用户的用电要求，系统中必须有充足的无功电源备用，加强电网无功电压管理显得尤为重要。无功电压管理工作是一项即复杂又细致的工作，它关系到供电企业的生产和经营管理工作中各个部门与各个环节，供电系统各级管理单位都要重视其管理工作。

参考文献

[1]李坚.电网运行及调度技术问答[M].北京:中国电力出版社, 2009.

[2]广东电网公司惠州供电局.惠州电网2013年运行分析[Z].

电压无功模糊控制系统设计 篇9

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.

浅谈县供电公司电压无功管理 篇10

1.1管理理念

随着电网中用电设备对电能质量水平要求的不断提高, 传统的管理理念和补偿设备已经不能满足目前无功管理的要求。依靠科技进步, 加大电网建设力度, 优化用户无功管理, 坚持无功与降损相结合, 搞好电压无功全过程管理, 是今后电压无功管理的管理理念。

采用的无功设备应能够对电网的电压质量状况进行实时监测, 并根据电网负荷情况及时正确地投切电容器。管理工作要做到分工明确、责任到人, 采用基层维护人员分析问题;中层管理人员解决一般问题, 汇总分析难点问题;高层管理人员审视解决难点问题的模式。

1.2管理范围

负责本单位0.4—110 k V无功补偿设备的管理工作, 电压监测工作, 10 k V线路功率因数核算工作。结合本单位的实际情况, 负责组织、指导、协调、监督被考核单位电压无功的管理工作, 负责本单位全过程技术监督工作, 负责加强电压和无功专业技术培训和技术交流工作, 总结推广应用新技术、新成果、新经验, 不断提高电压质量和无功管理水平。

2电压无功专业管理的主要做法

2.1建立电压无功三级管理网络

为了能够更好地开展电压无功管理工作, 应成立以主管生产领导为组长, 相关部室主任为副组长, 生产部设立电压无功专责人的三级管理网络。

2.2优化电压无功管理流程

目标和方案确定后由生产部具体分解和实施, 在指标分解前要对历年的数据进行分析, 并且进行指标预测, 经过认真测算后再行文进行指标下发, 保证指标分解的科学性、合理性和权威性。

各部门在执行指标的阶段根据各自不同的工作, 制定有针对性的完成计划。生产部对数据进行统计后, 要进行全面分析、总结、推广、改进, 为今后指标完成提供参考。经过考核的部门写出改进措施, 并且在下一个考核周期中进行检验, 有明显改进的单位将免于考核, 而没有起色的单位将加倍考核。

2.3每月召开电压无功分析会

为了能够更好、更真实地分析出影响目前电压质量状况的真正因素, 应采用基层分析、中层汇总、上层决策的工作方法。为防止基层人员弄虚作假, 电压数据抄录工作由生产部电压无功管理专责通过GPRS电压监测仪进行远程抄录, 在月度无功分析会召开之前, 将上月的各电压监测点数据汇总后下发给各基层单位相关无功管理专责人。

各基层无功管理专责人针对上月的电压质量状况进行认真分析, 并写出书面材料。无功管理会上各基层管理专责人, 对上月本管辖范围内的电压状况和无功设备运行状况进行分析。

对所写分析报告不合格的单位, 责令重新分析;对分析出的问题由各相关专责在会上进行汇总讨论, 拿出解决意见;对不能解决的问题由生产部电压无功专责人汇总上报电压无功领导小组解决。

2.4加强技术和设备革新

安装具有远传功能的GPRS电压监测仪。该电压监测仪是通过移动或联通网络进行数据的传输, 定时自动传输数据到服务器。不但提高了工作效率, 还节约了大量的人力和物力, 解决了以前人工数据抄送过程中存在的数据抄送不及时、错抄、漏抄等问题, 同时降低了人工到现场抄表所带来的各种危险因素。

利用三项支出费用更换线路电容器, 把手动投切更换为自动分级投切电容器, 在确定线路之前进行电压无功优化计算, 确定具体补偿容量, 定投和自动投切相结合分级补偿, 避免因为人为原因造成的电容器过投或者欠投现象, 提高10 k V线路功率因数。

2.5加强电网规划和基建工程建设

以提高电压质量为目标, 开展生产工作。根据现有电网的情况进行合理规划, 征求各单位尤其是基层单位意见, 提出改善电压质量的建议, 生产部负责可行性研究以及无功优化计划。方案确定后报电压无功领导小组审批, 项目获得审批后列入基建工程计划, 待上级批复后, 生产部进行协调实施。

项目实施完毕后, 申请电压无功领导小组进行验收, 验收通过后, 比对以往数据做出详细的效益分析, 作为判断项目实施的经验, 并且做好分类归档工作, 为制定更加合理经济的改造方案提供依据。

2.6积极开展谐波污染治理工作