AVC基本控制原理

AVC基本控制原理（共8篇）

AVC基本控制原理 篇1

对于一任何一个机器来说发动机是最核心的部分, 飞机也不例外。这个核心部件不但会对飞机的使用能力产生很大的影响同时也会对飞机运行的经济效益以及社会效益产生很大的不利影响。同时该设备的调控体系以及指挥体系对飞机的安全运行状况有着决定性的作用。下面的内容是笔者对CFM56-7B发动机的调控与指挥体系的构成以及运转的理论的研究分析。

1 发动机燃油和控制系统

该很细部件内容燃油以及调控体系的形成主要通过以下几个成分:第一是输送, 第二是控制, 第三是显示器。该部件的燃油和调控体系与发动机和飞机系统之间有数字信号和模拟信号的相关性。在该核心部件中, EEC是一个在控制体系中起到主导作用的元件, 它所起到的作用是对计飞机运行过程中的所有数据的快速计算以及重新调控。EEC与飞机运行接口的连接工作需要通过以下几个部件来:机器显示设备 (DEU) 、打开杠杆功能门、该部件的防火功能、交流 (AC) 转换汇流条1或2、油门自动化装置、推力杆角度 (TLA) 以及其它一些主要的软件设备。

(1) 发动机燃油控制的实现对于飞机发动机部件来说, EEC是其主要的燃油部件以及系统调控体系, 这种类型的构构件主要有两个部分组成, 我们在这里分别用A、B来表示, 在飞机开始运行的时候这两个构件分别通过一下方式来实现 (CCDL) 连接。EEC从上面两个与元件出发, 通过各项渠道对飞机的起飞与降落进行合理地控制。在一般情况下, EEC电源由EEC交流发电机提供, 然后对各项电流进行交替转换实现必备电源的合理利用。

在飞机各个系统之间的数据传输系统中, EEC是通过DEU才得以发挥出应有的作用的。在飞机开始运行的时候, EEC接受发动机传递过来的数据信号, 同时对飞机起飞时各个系统部件提供基础维护。当启动手柄移到慢车位时该元件会提供点火信号给EEC, EEC以便对发动机的点火体系以及油门使用体系实现全方位的控制, (FMV) 调整到缓慢的状况的时候, 当将启动开关进行关闭控制以后, 高压关断活门 (HPSOV) 将会自行断开, 那么启动开关就会将发动机处在关闭状态的这个信号传递给EEC。EEC通过以上这些内容实现对发动机防止冰冻以及防止水腐蚀工作的有效控制。自动油门计算机从EEC中得到油门解算器角度 (TRA) 和以及所需数值的最大化计算, 通过上面的几个信息实现对油门杆角度的最优化控制 (TLA) , 实现操作过程的完美化, 将失误率控制在一定的范围内。ADIRU提供大气总压、总温的相关信息给EEC, EEC通过这些信息来实现对发动机可以提供的动能方面的支持。FDAU对发动机的参考信息内容进行有效地控制, 同时又将这些信息数据传递给一些必备系进行有效的使用, 比如说FDR。

(2) EEC与发动机传感器联系在对PT25这一设备提供的HPC进口温度和T12传感器提供的风扇进口温度进行有效利用的情况下, ECC可以有效地实现对伺服燃油体系以及FMV具体的情况的控制;其次, 可以用HPTACC传感器提供的HPT机匣温度来实现对该元件自身体系的一种有效调节与控制;用T49.5传感器提供的涡轮排气温度传给DEU, 以减轻飞机运行过程中发动机在使用过程中超过EGT的温度。EEC用N1、N2速度传感器提供的N1、N2速度控制FMV位置, 同时能够将所需的信息数据进行有效的分析发送给DEU, N1、N2速度传感器来进行有效的控制或者是通过其他的方式将其发送给所需要的设备进行使用。EEC用P0传感器提供的外界大气压力和PS3传感器提供的HPC排气压力控制伺服系统和FMV位置, P0能够反映出来的信息数据也是飞机发动机正常运转所必须的, 要是EEC不能从ADIRU中获得发动机正常运转所需的具体数据那么将会对飞机的安全运行产生很大的影响。

2 CFM56-7型发动机指示系统

在驾驶舱中, CFM56-7型号的发动机的显示设备主要出现在驾驶舱里面的中央显示设备上。要是在这些设备中出现一些难以控制的问题, 则显示在下中央显示组件上。主显示组件提供推力模式、N1手动设置、排气温度 (EGT) 、N1转速、N2转速、燃油流量 (FF) 、燃油耗量 (FU) 的状态。其它一些设备会给飞机的正常运转提供一些滑油压力的大小、滑油温度的大小、滑油总量的数值、机体震动的幅度、液压体系两个渠道的总负荷数值以及油量的大小等等。发动机的震动数值总量由飞机机体震动 (AVM) 来完成, 发动机振动传感器、N1和N2传感器将信号给AVM调节器, 在经过一定的设备进行控制调节以后才会传递给总显示器进行有效地利用。

在飞机运行过程中, 当发动机出现一些超常的数据信息显示的时候, 其相关数据存在存储器中, 能够在显示系统上看到超限情况发生, 并在控制显示组件 (CDU) 的维护自检索引页中对不符合正常情况的一些细节进行及时的检查和处理。维护自检索引页中选择发动机 (ENGINE) 菜单, 可以准确地对飞机飞行史上存在的很多问题进行回顾性地分析, 还可以进行模拟试验, 检查EEC、反推互锁、作动筒、点火器在飞机运行的过程中是不是出在正常的状态之下, 监同时对飞机运行中其它部件的正常与否进行有效地控制, 控制温度、燃油系统、滑油系统、转速。通过系统维护工作者来对可能存在的安全问题进行全方面的排查。

摘要：发动机对飞机运行的经济效益和社会效益都有很大的影响。其调控体系和指挥体系将直接决定飞机的安全状况。本文对CFM56-7B发动机的调控与指挥体系的构成进行了研究分析。

关键词：发动机,控制和指示系统,构成

参考文献

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[3]张朋, 黄辉先, 陈资滨.基于模糊PID冲压发动机推力控制系统研究[J].计算技术与自动化, 2013 (04) :3-8.

AVC基本控制原理 篇2

P是计划，Plan D是实施，Do C是检查，Check A是处理改进，Action 全面质量管理活动的运转，离不开管理循环的转动，这就是说，改进与解决质量问题，赶超先进水平的各项工作，都要运用PDCA循环的科学程序。不论提高产品质量，还是减少不合格品，都要先提出目标，即质量提高到什么程度，不合格品率降低多少?就要有个计划；这个计划不仅包括目标，而且也包括实现这个目标需要采取的措施；计划制定之后，就要按照计划进行检查，看是否达实现了预期效果，有没有达到预期的目标；通过检查找出问题和原因；最后就要进行处理，将经验和教训制订成标准、形成制度，一般都包括4个阶段8个步骤。

在工程质量控制中就是设计、输入、产出、检验，不断提高产品质量和工作的循环过程。

在对于工程质量控制工作中的质量管理，第一阶段是计划阶段；只要是制定项目质量管理的目标，活动计划和管理项目的具体实施措施。

1，分析质量现状，找出存在的质量问题。2，分析产生质量的各种原因或影响因素

3，从各种原因中找出影响质量的主要原因或因素

4，针对影响质量的主要原因或因素制定对策，拟定改进质量的管理,技术和组织措施，提出执行计划和预期效果，要明确回答（why，what，where，when，who，how）

第二阶段是实施阶段，主要工作任务是按照第一阶段的计划采取相应的措施组织实施。这是管理循环的第5步，即执行计划和采取措施。

第三阶段是检查阶段，主要任务是将实施的效果和预期目标对比，检查执行的情况，判断是否达到了预期效果，同时进一步查找问题。这是管理循环的第6步，即检查效果，发现问题。

第四阶段是处理阶段，主要工作任务是对检查结果进行总结和处理。7，总结经验，纳入标准，巩固成绩，防止问题再次发生。

AVC基本控制原理 篇3

相控阵天线阵面技术以其灵活便捷的特点得到了公开认可, 其相关技术的发展也是突飞猛进, 为雷达扫描提供了多样性和灵活性, 用于专门控制雷达扫描技术的波束控制系统也得到了越来越多的重视, 波束控制系统是相控阵天线的特有成分, 一般来说, 其主要要求有:正确控制波束移相指向天线阵面所预定的空间方向, 控制各天线单元的移相方向和幅度, 精确导向天线波束的指向性, 并且能够快速切换位置达到实时效果, 最终实现相关功能并尽可能降低成本。

1 波束控制系统的基本原理

在相控阵雷达中, 波束扫描的过程如下:根据计算机提供的天线波束所应指向的空间位置的搜索和跟踪情况, 自动计算出相应的方位角和仰角初始值, 然后再计算出阵面中各个天线元所对应的相位值, 通过移相器将波控码进行移相, 从而使得天线最终指向定向的波束方向。

平面阵列中通常采用行列分离计算、单元集中配相法, 是按照初始向量计算出各对应点的相位值, 并根据相位值相加得到欲求点阵的相位值。

有时候相控阵雷达为了能够节省移相器计算位数, 会用虚算的方式忽略掉部分位数, 往往是移相器的最低几位, 其带来的负面影响是引起天线电平的升高, 这一点在采用随即馈相后即可自动解决。

2 波束控制系统的设计方案

波束控制系统接受有雷达主控制计算机所得出的工作模式和频率码信息, 根据这些信息查找波束指向, 制作出移相表, 得到波束宽度内所有重复周期内的移相位值, 再按照一定的数列关系 (往往以时序为主) , 将移相位值送至各移相器进行移相。同时, 通过软硬件交互计算出主控计算机的校正数值, 再次计算各指向的移相量, 针对不同模式和参数进行修改和调整, 得出新的移相表。当然, 对于及其特殊的模式和频率也可以不以时序的方式来排列, 同样可以算出天线阵列中各个移相器需要的波控码, 使波束具有预期的指向性。其工作原理如下图1所示:

BITE技术是相控阵雷达中常用的动态监测手段, 具有自动修复功能, 这里所说的波控系统都必须具有BITE功能, 能够自动监测接口插件能否正常运行和发挥效能, 可实现波控系统的自动排除故障和雷达的精确定位。

3 波束控制系统的特点分析

利用以上原理设计的波控系统具有以下特点:

一是计算数值精度高。该波束阵面采用Ka频段, 目前计算误差值在10-4左右, 采用该移相器之后可以精确到10-6, 采用6为移相器就可以满足整个控制需求, 精确计算出每个阵元所需调整的相位, 最终指向既定区域。

二是无目标丢失。由于相控阵雷达广泛应用于空中目标精确定位, 故而在对目标进行定位和搜索的过程中, 容易发生波束指向不稳定而偏离目标的现象, 显示出来的图阵不具有参考价值。需要配合电子地图的精确目标定位参数, 经过矩阵计算融合到现有的坐标体系中去, 可以采用高性能DSP实时计算波控码的方法来实现波控, 把计算结果送回到FPGA内的DPRAM, 实现波束的稳定控制, 无目标丢失。

三是灵活性和拓展性。采用FPGA和DSP实施计算方法最大程度地满足了系统的实时需求, 并且可以自适应的调零和校准, 发挥了波控系统的灵活性, 同时, 这种搭配模式可以实现在某些有源相控阵雷达系统实验中的可靠稳定, 只需增加硬件就可以实现其余功能。

四是快速检测。以往的波控系统检测手段往往采用对移相器逐个检查的办法, 这就需要将其中设计到移相器的波控码全部转换为1和0, 而采用以上原理设计的波控系统可以采用面向结构的分析方法, 自顶而下地进行结构检测, 大大节省了检测时间。

4 结语

相控阵雷达波束控制系统的设计原理和实际应用中所得到的充分验证标明, 对于某些频率的相控阵雷达来说, 该波束控制系统可以很好地满足系统提出的要求。虽然目前只是在小型化的雷达阵控技术上得到应用, 但是其科学合理性为后续的大型相控阵天线和二维技术提供了可靠的数据支持。随着科学技术的飞速发展, 可以通过增加硬件和提高系统集成性等手段, 实现阵面单元由简单的几十个向数万个的发展转变, 总之, 相控阵天线波束控制系统是雷达系统研制、生产、运行和使用的全过程全寿命的重要工具。

参考文献

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[3]刘波等.MATLAB信号处理[M].北京:电子工业出版社, 2006.

[4]张光义.相控阵雷达系统[M].北京:国防工业出版社, 1994

AVC基本控制原理 篇4

电压是电能质量的重要指标, 电压质量对电力系统的安全经济运行, 对保障广大用户安全生产及电器设备的安全都有着很重要的影响。现如今的区域电网, 随着SCADA系统的不断完善, 变电站自动控制更加有效、可靠, 使得电压无功在线控制成为可能。电力系统AVC通过改变电网中可控无功出力、无功补偿设备投切及变压器分接头调整来满足电网系统中感性设备对无功的需求, 提高电压质量, 降低电网网损, 提高电网整体运行的经济性。本文结合现今主流的EMS系统中无功电压控制系统, 分析其组成模块、控制策略与控制流程。

1 AVC系统组成模块

在线电力系统无功电压控制一般由以下四个模块组成。

1.1 AVC计算服务模块

根据获取的实时数据判断系统所监控的母线电压和关口的力率水平, 结合灵敏度计算结果提出合理、有效的控制方案。

1.2 灵敏度计算模块

根据获取的实时数据, 进行设备的灵敏度计算分析, 得到设备操作后对相关监控点的影响程度;恢复支路变比, 进行下一个设备的灵敏度计算, 程序根据AVC系统所定义的各个子关口自动计算总加关口的功率因数, 并对各个关口进行判断, 灵敏度扫描4 min执行一次, 执行过程如下。

a) 获取SCADA系统实时数据;

b) 拓扑分析;

c) 无功补偿设备扫描。 (a) 通过PAS的潮流计算, 通过计算各关口初始功因、网损及各监控点的电压; (b) 通过网络拓扑分析判断, 如果无功补偿设备已在运行, 切除该支路, 再次进行网络潮流计算, 计算各个关口功因、网损及各个监控点电压的变化量; (c) 如果无功补偿设备未投入运行, 则计算其投入后其对各关口功率因数、网损及监控点电压变化的影响, 然后恢复初始网络结构, 进行下一轮的灵敏度计算;

d) 变压器扫描。与无功补偿设备扫描类似。 (a) 进行初始潮流计算, 计算初始的各关口功因、网损及各监控点电压; (b) 查找各个变压器支路, 修改支路变比, 如果档位已经是最高档位, 则判定其升档的灵敏度为零;如果档位是最低档位, 则判定其降档的灵敏度为零。并列变压器必须同步处理, 即同时升降档位, 再次进行潮流计算, 计算各关口功因、网损及监控点电压。

1.3 保护信号模块

根据实时数据, 及时获取主站收到的保护信号, 并通知服务端对有保护信号的设备进行闭锁。

1.4 MMI上插件

获取服务端的计算结果, 并进行展示。

2 AVC系统控制方案

通过监视电网各个关口的无功和母线电压, 保障其合格的条件下进行优化计算, 通过改变系统中无功补偿设备的投切、变压器分接头的调整来提高电压质量, 降低网损, 保障电网安全稳定运行。

AVC控制的目标是:关口无功满足需求、母线电压不越限、优化电网网损。

2.1 控制变电站母线电压在限制区内

监视各个变电站的母线电压, 当某条母线电压越限时, 根据灵敏度计算结果, 自动生成遥控方案, AVC系统下达该方案给SCADA系统, 通过系统程序自动控制变电站无功补偿设备投切及变压器调档, 来保证母线电压处于合理范围内。

2.2 校正各个关口功因使其在合理范围内

AVC系统定时监视各个关口的功率因数, 当超过给定范围时, 根据灵敏度计算结果, 来投切无功补偿设备, 保证在电压不越限前提下, 保障功率因数处于合理范围内

2.3 优化控制系统网损

在保证电压和功因都在限值区内前提下, 通过对设备电压、网损、关口功率因数灵敏度分析和综合调整指标来选择控制设备。当网损减少小于控制死区值时不控制, 计算优化电量, 如果节约费用大于设备控制费和死区时才提出方案。

综合指标计算公式如下:

式 (1) 中:PL为网损变化, kW;FV为电压指标函数;FQ为功率因数指标函数;KV、KQ分别为加权因子;CO为设备的控制费用, 元;C为节约费用, 元;f为频率, hz。

3 AVC系统控制流程[1]

系统开始运行时首先读取SCADA系统的数据库, 启动三个独立进程:a) 用于对各个变电站AVC闭锁信号进行监视, 当保护动作时闭锁其对应的设备;b) 用于电压、功因监视, 产生优化控制方案;c) 用于执行控制方案。

其具体计算过程及原理如下:a) 据考核要求设置各个关口Q的上、下限;b) 计算有电容器连接母线的无功调节范围;c) 获取实时数据, 网络拓扑分析, 形成网络阻抗矩阵。

将电容器作为恒流源处理, 投入电容器后引起的电压变化量为:

式 (2) 中, Z为电容器接入端口的系统等值阻抗;U为电压变化, V;ic为电容电流, A。

计算网损变化量:

式 (3) 中, P为网损变化, W;Qi、Qc分别为各个节点无功, W;R为电阻, Ω;

d) 监视关口的Q。

(a) 如果关口无功Qi<QiDLimit, 选择投入电容器, 原则上应选择能使得网损减少最大的电容器, 但实际上此电容器将引起电压的较大波动, 使得变压器分头的调节过于频繁, 不利于电网的安全、经济运行, 所以必须计算由此引起的网损变化量及电压变化量, 选择最优方案, 并记录投入时间、投入次数;

(b) 如果关口无功Qi>QiULimit, 切除电容器, 并计算由此引起的网损变化量和电压变化量, 选择最优的电容器, 记录切除时间、切除次数;

(c) 如果QiDLimit<Qi>QiULimit, 无功合格, 计算可以调节的裕度, 确定无功优化计算的无功调节范围;

e) 电压调节;

f) 网损计算。计算关口无功的调节裕度, 控制变量中将无功设备的调节范围限制在此裕度内, 使得优化方案能够保证关口的无功和母线电压的合格。进行全网优化, 得出全网网损最小的最优方案, 并给出各个节点所需要的无功, 为电网的合理规划提供参考。

进行无功优化计算时首先监视各个关口的功率因数是否在合格范围之内, 如果关口无功功率过大, 说明地区电网中的无功电源和无功负荷相比已经不足, 这时需要调整电网中的无功电源;对于无功电源的优化调整可以根据每个无功电源的λ值, λ<0表示增加节点无功可降低网损, λ>0表示增加此节点无功将增加网损;调整节点的无功功率保证关口的无功合格, 在调整过程中如果此母线所连接的变压器为无载调压, 此母线的无功功率不能调整, 如果此变电站的无功不允许倒送, 此母线的无功功率也不能调整, 然后进行无功优化计算, 计算中的约束变量除了有载调压变压器的分接头和并联补偿电容器外增加各个关口的功率因数, 如果优化成功, 根据实际的负荷曲线和变压器的日调节次数平滑进行调压;如果优化不成功则进行潮流计算, 对于电压越限的节点计算越限百分比, 如果变压器有载可调, 模拟调整变压器分接头再进行潮流计算直至电压全部合格。

4 结语

随着电网规模不断发展和变电站自动化设备的不断更新换代, 随着无人值守变电站不断增加, 分层分区, 就地平衡的无功要求有更高的灵活性, 通过在线无功电压控制, 提高电压质量, 降低网损, 保障电网安全、稳定、经济运行。

摘要：探讨了地市级电网系统的无功电压控制 (AVC) 的系统特点、控制方案以及控制流程。分析了其如何提高电压质量, 降低电网网损, 提高电网整体运行的经济性。

关键词：无功电压控制,网损优化,无功优化

参考文献

电厂侧AVC子站控制系统的研究 篇5

电厂作为电网中一个重要无功源, 电厂母线电压的有效调节对电网稳定起着至关重要的作用。电厂AVC子站系统是指AVC子站接受调度主站系统下发的母线电压计划或指令, 按照一定的控制策略, AVC软件自动合理的把总无功功率分配给各发电机组, 发电机组通过机组励磁系统调节励磁, 从而实现母线电压的自动控制。电厂侧AVC子站能够有效保证机组运行在安全稳定的状态, 电网电压质量得到提高, 电网损耗降到最低;研究电厂侧AVC子站系统对保证电网电压稳定具有重要的意义。

1 电厂侧AVC子站系统

电厂侧AVC子站的配置与功能, 主要的实现方式有:引进一套独立的AVC子站系统、RTU中嵌入AVC方案、NCS与AVC一体化模式方案、利用DCS实现AVC方案[1]。每套系统都有各自的特点, 电厂在进行AVC子站建设时, 可以根据自己电厂的实际情况来选择一种经济合理的方案。图1描述了电厂通过引进独立的AVC子站系统来实现自动电压控制的功能的AVC结构模型。

电厂侧AVC系统的工作原理如下:

1) 电厂AVC子站系统通过RTU (远动通讯装置) 经远动通讯通道接受调度主系统下发的AVC控制指令;

2) AVC子站上位机软件综合考虑AVC子站运行逻辑条件, 如励磁系统故障、设备故障、闭锁等, 根据设定的机组无功分配策略给出当前运行模式下各发电机无功调节能力范围内的单机无功调节指令;

3) AVC的下位机接收上位机下发的无功调节指令后, 向励磁调节器发送增减脉宽的控制信号, 增减脉宽信号通过改变发电机励磁电流, 改变发电机无功出力, 最终使无功值维持在调度控制中心下达的电压指令 (或单机无功指令) 目标值附近, 完成电厂自动电压调控。

2 电厂侧AVC子站的安全约束条件

为了避免因设备异常、通讯故障、数据采集异常、系统扰动等不安全因素对AVC子站控制系统的影响, 保证系统安全可靠的运行, 必须对电厂侧AVC子站进行安全约束和功能进行设定, 使得AVC子站能够处理保护信号, 支持瞬动或自保持、自动复归等各类保护信号, 能够根据设置的限制条件生成闭锁信号, 同时支持人工复归、自动复归两种类型。在AVC子站系统运行过程中, 每一步的运行操作都要和机组设定的安全约束条件进行比较, 一旦有参数达到安全约束的限制条件, 立刻停止对该机组的无功调整[2]。安全约束条件如下:

1) 当全厂AVC投入以后只要出现其中一种情况:无机组投入AVC、机组状态突变、母线电压越上限、机组DCS通信故障、母线电压越下限、母线电压测量异常, AVC系统就会自动退出并发出报警。

2) 当机组AVC投入以后只要出现其中一种情况:机组状态突变 (机组解列) 、DCS无功调节回路开环、励磁系统控制方式处就地、励磁系统过电压保护动作及关键测量值异常, AVC系统自动退出并发出报警提示, 直到再次达到AVC投入条件时, 机组才能再次投入AVC。

3) 分别设置单机无功功率、机端电压、定子电流、高压母线电压上限, 动态计算P-Q曲线限制的最大无功[3], 增励磁操作超过上限临界值或系统发生大扰动时闭锁控制, 停止该机组增无功升压调节作业;当且仅当所有机组都达到增励磁约束条件之一时, 向省调AVC主站发送“增无功闭锁”信号。

4) 分别设置单台机组的进相深度限制、低励限制和机端电压下限, 减励磁操作达到超过下限临界值时闭锁控制, 停止该机组的减无功降压作业;当且仅当所有机组都达到减励磁约束条件之一时, 向省调AVC主站发送“减无功闭锁”信号。

5) 当AVC主站与RTU通讯中断时, AVC系统会发出报警信号, 运行模式自动切换到“本地电压指令”模式。

3 电厂侧AVC子站的运行控制策略

根据母线电压和无功功率的调整控制方式不同, 按照最终对单台机组无功功率的调整方式来进行划分, 可归纳为手动指令模式和自动指令模式两种。单机无功手动模式和单机无功指令模式可统称为手动指令模式, 即机组无功指令执行值由运行人员直接进行手动调整;而机组的其它运行模式均称为自动指令模式, 即机组无功指令执行值依照设定的调度/本地母线电压目标值或全厂无功目标值, 经过母线电压闭环调整及机组间无功分配自动计算处理后自动进行相应调节。不同运行方式的切换如图2所示:

AVC子站在不同运行模式下运行和模式切换过程中均带有运行逻辑保护判断, 其设计宗旨是尽可能提高系统的自动化运行程度、降低操作人员的工作强度、避免人为误操作带来的风险。

AVC子站在进行不同运行状态间进行切换瞬间, 必须考虑机组无功指令执行值的保持及无扰问题 (即需要实时进行指令跟踪) [4], 以避免导致切入下一个状态瞬间单机无功指令执行值发生大幅波动。指令跟踪的原则可归纳如下:控制指令需先进行指令梯度限制、调节步长限制和指令限幅处理后再执行;控制指令存在时, 非受控指令实时跟踪控制指令;控制指令不存在时, 非控制指令实时跟踪对应的参数实测值。为了满足AVC子站指令跟踪的原则, AVC子站工作状态的切换必须严格按照上图所示的状态跃迁顺序进行, 跳级操作和不满足切换条件的操作均会被系统拒绝执行并进行拉回操作;AVC子站运行于不同工作状态下时均会实时进行相应的运行条件判断, 当相应运行条件不满足或AVC子站调节出现故障时, 系统将根据指令跟踪原则自动切换至相对安全的运行状态, 避免其在故障状态下运行。

4 电厂侧AVC子站需要关注的问题

1) 无功分配策略不合理:电厂侧AVC子站系统的无功分配策略主要有等功率因数分配、按调节容量分配、按调节裕度分配以及平均分配。具有多台机组的发电厂由于建厂时间和增容改造等原因会造成机组容量不一致, 在这种情况下, 建议电厂要以安全并最大限度的发挥机组的无功调节能力为前提, 根据机组实际容量和运行工况合理选择机组的无功分配策略。

2) 数据采集不同源:例如电厂AVC子站母线电压采样与RTU送至省调的母线电压不同源, 上传调度侧的母线电压由测控装置采样, 送AVC子站的由电压变送器采样, 由于同一模拟量信息数据采集不同源, 可能会存在一定的偏差, 这会对AVC系统调节的调节能力造成影响[5]。建议上传调度的数据和采集的数据尽量保持同源, 以免产生调节误差, 影响AVC系统调节的准确性。

3) AVC调节动作频繁:在投入AVC系统的情况下, 单元机组无功调节会跟随母线电压的波动时刻发出增减无功的命令, 会造成设备动作过于频繁, 降低设备的使用寿命。建议电厂参考技术规范的具体要求设置适当的母线电压调节死区, 只有当母线电压偏差超过动作死区时, 机组才会进行调整。电压调节死区的设置大大减小了AVC的调节频率, 延长了设备的使用寿命。

4) 高压厂变有载调压档位选择不合理[6]:此种情况会导致厂用母线电压偏高或偏低, 极大影响了AVC系统的无功调节能力, 限制了发电厂的无功出力。建议电厂合理设置档位, 以保证厂用母线电压、机端电压和机组无功功率同步, 充分发挥机组的调节能力, 提高AVC系统的调节合格率。

5) 无功步长限制不合理:如果AVC子站系统无功步长限制不合理, 使得AVC子站系统无法精确的做出调整, 甚至会出现在目标值附近来回摆动的情况。建议电厂在安装调试阶段, 通过测试实验准确测量出该电厂能够输出的最小无功步长。

5 总无功目标值较小时的调节

当AVC全厂无功总指令较小时, 分配到每台机组的无功变化调节量也相对较小, 因为在机组励磁系统AVR中通常设有无功调节死区, 当机组无功变化值小于死区设定值时, 机组就不会进行无功调节, 对于这种情况, 我们要在机组无功调节中加入小负荷分配策略[7]。

小负荷分配策略:当全厂无功总指令的增量落入多台受控机组调节死区内, 无法通过正常分配算法达到控制目标时, 需要将全部或部分无功总指令增量叠加到某台或多台机组中, 保证机组无功出力不受机组无功调节死区的影响, 最终达到调节无功出力的目标。

某火电厂有4台机组, 1号机组当前无功值为20 MVar, 2号机组当前无功值为27 MVar, 3号机组当前无功值为30 MVar, 4号机组当前无功值为33 MVar, 假设机组无功调节死区为2MVar, 当总无功调节指令为3 MVar时, 此时总无功调节指令如果按照常用的机组无功分配策略进行无功分配时, 分配到各个机组的无功指令小于机组无功死区设定值, 机组并不会动作来响应指令要求, 调度发的总无功指令相当于无效, 而根据小负荷分配策略, 机组接收总无功调节指令后能够进行无功调节, 小负荷分配后4台机组的无功实发值如图3所示。

由图可知, 小负荷分配策略避开单机无功调节死区, 最大限度的执行此次全厂无功总指令, 从而减小调节次数, 使AVC子站满足全厂目标无功调节精度和速率要求。

6 结束语

电厂侧AVC子站系统是能够保障电网安全稳定运行, 设置合理的安全约束条件和运行控制策略能够使AVC子站系统快速响应调度指令, 保证机组最大程度的参与系统调压, 改善电网运行情况。对于AVC系统中存在的问题, 通过分析给出了合理化建议。

摘要：对电厂侧AVC子站系统的工作原理、运行控制策略、安全约束条件以及对待异常情况的处理等方面进行了研究, 提出了电厂侧AVC子站在选取安全约束条件时的一些常见问题并给出了建议, 介绍了机组的小负荷分配策略。

关键词：AVC子站,安全约束条件,运行控制策略,小负荷分配,合理化建议

参考文献

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AVC基本控制原理 篇6

20世纪70年代末至今,电压无功自动最优控制(AutomatedVoltageControl,简称AVC)一直是电力 系统运行 与控制方 向的热门研究课题。而EMS/SCADA系统功能 的日趋成 熟,遥信、遥测、遥控操作可靠性不断提高,为AVC大规模投入实际应用打下了坚实 的基础。AVC系统的基 本功能就 是利用遥信、遥测数据,监视电网的实时潮流变化情况,结合供电企业和用户对电压无功的要求,通过优化分析计算,确定电压无功 调控设备的投切调控策略。其最终目的是通过改变电网中可 控无功源的出力和变压器分接头的档位,保证母线电压水平满足用户要求,在此基础 上尽可能 降低网损,实现电网 的经济运行[1]。

目前AVC在国内外 都得到了 众多的应 用。从现有 的AVC控制模式来看,主要有2种代表性的控制方式:

一是以法国EDF电力公司为代表的三级控制模式。即一级电压控制由具有一定无功电压支撑能力的厂(站)自动控制装置组成,属本地控制;二级电压控制主要通过修改一级控 制器的设定值来协调区域内一级控制器的行为;三级电压控制以全系统的经济运行 为优化目 标,在满足系 统安全约 束的条件下,给出层间联系设定值(电压或无功潮流),供二级电压控制使用。国内的江苏电网也采用了基于最 优潮流 (OPF)和在线动态分区的三级电压优化控制模式[1,2,3,4]。

二是以德国RWE电力公司为代表的两级控制模式。在该控制模式中,最优潮流(OPF)的优化计算结果直接发到各电厂进行控制。在调度控制中心,OPF基于状态估计,实时运行在EMS的最高层次上,来实现以 运行约束 的网损最 小的全局 无功优化控制。 国内福建 电网AVC系统采用 的也是类 似模式[5,6]。

除此以外,国内还有部分变电站仍采用 分散控制 方式,利用九区图原理,根据监测的实时电压无功值和相应的控制策略对分接头和电容器组进行控制。此种方式仅从满足本地的 无功电压考核指标出发,无法实现全局优化。当系统严重缺无功的时候,自动无功调节装置的动作可能使系统的无功缺额更加严重,甚至进入恶性循环,最终引发电压崩溃。此类变 电站今后势必要进行技术升级改造,逐步纳入AVC控制系统中[7,8]。

无论采取何种控制模 式和控制 原理,AVC系统要充 分发挥其电压无功调控作用,必须具备极高的实用性。即AVC系统的控制模式和控制策略必须能够灵活应对在正常运行、检修或者故障状态下,以及不同时段、不同负荷水平下现场出现 的各种实际情况。否则AVC系统只能应对常规情况,遇到特殊情况仍旧需要运行人员手动干预,那么AVC的实用水平就会大打折扣。本文将结合广西来宾地区AVC的实际应用情况,对AVC实用化典型技术和控制策略进行阐述[9,10,11]。

1AVC实用化控制策略

从实用化的角度出发,由于现场情况复杂多样,AVC的控制策略应该根据现场的不同情况做有针对性的调整优化,所形成的调控策略必须符合现场设备的具体情况,具备相当的可行性,才能最大限度地实现电压无功控制指令的自动下发 执行。否则不可避免地需要运行人员手动下发控制指令。因此 在形成AVC控制策略和具体控制方案时,需要对不同区域内的负荷在24h内的变化波动情况进行深入分析,合理考量调控设备的自身状态,进一步的还应该计及调控设备的投切成本和寿命情况。

1.1集中—分布式协调控制策略

根据负荷的变化特点,可将负荷变化分为较大变化和一般波动2种类型。如图1所示。由图1可知,Δp1相对平缓,时间从几十分钟 至几小时,而Δp2变化较剧 烈,时间由几 秒至几分钟。

对于地区电网AVC系统控制的手段主要包括:投切电容器组、改变有载调压变压器分接头。目前部分地区还配置了少量的动态无功补偿装置(SVC/SVG)。

电容器组存量较大,但是响应速度较 慢,一般为分 钟乃至小时级。变压器分接头的动作时间可以为 秒级。但是变 压器分接头只能在无功充足的情况下实现调压,并不能发出 无功。动态无功补偿装置跟踪负荷变化的能力较强,补偿效果 较好,但是一次投资大,很难在配电网络中广泛应用。

因此,对于调控管理范围较大的地区 电网而言,可以采用集中—分布协调控制策略,即无功的集中优化补偿和电压的就地分布控制。无功的集中优化补偿以电容器组为控制对象,针对负荷较大的变化,实现无功负荷的就地平衡。电压的就地分布控制以变压器分接头以及动态无功补偿装置为控制对象,主要针对幅度小、周期短的负荷波动情况。

要实现无功电压的集中—分布协调控制,首先要考虑控制变量、协调变量,以及控制周期的确定等问题。控制 的流程就是每个分布控制子系统与集中控制主系统不断地进行交互、协调工作的过程,从而实现配电系统最优的无功电压控制。

如图2所示,集中控制系统进行无功集 中优化,就地控制子系统实现控制策略的实施以及电压分布控制。下 行信息流主要是电容器(电抗器)投切的组数和运行方式优化结果的开关量,为控制变量;上行信息流主要是反映系统状态的变量,如节点的注入有功/无功功率、电压和网络结构等,为状态和协调变量。

1.2定时投切控制策略

对于控制管理范围较小的情况下,可以根据负荷在24h内的变化规律,对电容器组采用定时投切的控制策略。即在负荷早晚高峰时段,选择某一个时间点将电容器组投入,此后只要负荷不发生较大的变化,在正常运行状态下不对电容器组做过多调整,在高峰负荷过后再选择某一时间点将电容器组退 出,避免出现无功倒送情况。

由于电容器组的动作周期较长,且需考虑1天当中的投切次数限制,故其投切控制策略应通过日负荷预测曲线来离线确定。设有功、无功日负荷预测曲线均已制定,无功日负 荷预测曲线如图3所示。

图3中,QD为无功负荷,tmax、tmin分别为无功最大负荷与低谷负荷的时段,QD,tmax、QD,tmin分别为tmax、tmin时段的无 功负荷。如果要求35~220kV变电站在主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数应不低于0.95;在低谷负 荷时功率 因数不应 高于0.95,且不应低于0.92。

在tmax时段,最大负荷时配电站高压侧馈入功率及功率因数为:

则tmax时段配电站高压侧功率因数达到0.95所需的总补偿容量QC,tmax,0.95可通过求解下面的方程得出。

其中:

式中,QC为配电站总补偿容量,是电容器组总容量QC1与动态补偿总容量QC2之和。

求解得:

从而tmax时段的电容器组补偿容量QC1,tmax与动态补偿容量QC2,tmax之和应不小于QC,tmax,0.95,满足:

故有:

式中,QC1,tmax,l、QC1,tmax,u分别为tmax时段电容器组补 偿容量所 能取的上下限。

同理可求出tmin时段配电 站高压侧 功率因数 达到0.92~0.95之间时所需的总补偿容量QC,tmin,0.92、QC,tmin,0.95。进一步的可以确定电容器组补偿容量在tmax和tmin时段的取值范围。在此基础上,假设配电站电容器组在1天之内最多动作2次,设动作时刻分别为t1和t2,并设从前1天顺延下来的补偿容量为QC1,0,则由上面的分析 可以得出 电容器组 在1天当中的 补偿曲线。

此种控制策略的优点在于电容器组的投切动作少,可以避免频繁投切造成的设备寿命折损情况,而且控制方案较为简单易行。其缺点在于除去固定时间节点以外,其他时刻的电压调整完全依靠变压器分接头实现,调控效果一般。此种控制策略适用于负荷量少、用户对电压水平要求并不很高的情况。而且电容器组投切时间点需要由运行人员根据经验并结合负荷预测结果来 确定,对现场运 行人员的 技术水平 提出了较 高的要求。

1.3计及投切成本的控制策略

在AVC系统实际运行中,还应该考虑调控方案中涉及到的设备投切成本情况。即如果投切指令过多、设备 频繁投切,固然能够改善电压无功的调控效果;但是同样会造成调控设备寿命折损、设备损坏的情况。因此需要综合考虑用户对电压质量的要求和负荷情况,并结合设备全寿命周期成本核算 理论,合理确定控制策略,注意调控方案的投切成本。

1.3.1无功补偿设备的循环投切

地区电网中,配变低压侧母线往往会配置多台容量相同的电容器,在形成投切方案时需要考虑电容器的累积投切次数和上次动作时间。在选择投切对象时首先根据母线电压情况,投入时选择电压最低的母线上的电容器,退出时选择电压最高母线上的电容。其次,对于多台电容,首先选择累积 投切次数 最少,而且距上次投切动作时间间隔最长的电容。如果24h内电容器投切次数达到一定上限值应对该电容闭锁,不允许再进行操作,同一设备2次动作之 间的时间 间隔也需 要大于某 一限值。

1.3.2负荷短时波动下的优化投切

对于某些变化较小但是周期较短的负荷波动,为了避免过于频繁地投切操作设备,需要结合超短期负荷预测和运行人员的经验,判定负荷处于短时波动期间,则闭锁相关调控设备,不做过多的投切操作。尤其对于电容器而言,从电容器动作到无功发生变化,其周期较长,对于短时负荷波动,电容器投切是无法有效应对的。

2AVC实用化典型技术

除去控制策略以外,为了提高AVC系统的实用性,在实际应用中还必须附带一些典型的技术手段,以提高AVC系统对特殊情况的自动应对性能,这也是AVC系统真正实现闭环自动运行的必要条件。

2.1闭锁机制

根据调度运行的实际需要,AVC系统必须 具备自动 闭锁相关设备的功能,包括:数据可疑闭锁、安全闭锁、控制异常闭锁和外部操作闭锁等。根 据闭锁类 型的不同,在满足解 锁条件时,还可以自 动或者手 动解除闭 锁。详情如 表1~ 表4所示。

2.2SCADA数据预处理

AVC系统所需的电压水平、负荷大小、补偿设备状态等遥信、遥测数据都需要通过地区电网自身的SCADA系统采集获取,而这些实时数据 在采集传 输过程中 特别容易 受到噪声 数据、空缺数据和不一致性数据的侵扰。为了提高 数据质量,使得无功优化分析结果能够真实反映实际情况,数据的预处理过程是必不可少的。

空缺值主要是指对于采集设备自身问题造成 的采集数 据空缺。对于这种情况可以采用历史数据的平均值来填充 空缺值。噪声是指测量变量中的随机错误和偏差。由 于量测系 统的数据是实时采集的,对于每一个新数据,通过聚类方法 消除孤立点。对于RTU等采集设备来说,所采集数据的不一致性的情况也是存在的,比如在相邻的2个时间点所采集的变压器低压侧负荷数据有所变化,而高压侧负荷数据却相同,显然是不符合常理的。

在实际的应用过程中,可以综合利用 数据挖掘、关 联分析等状态估计手段,对SCADA系统所采集的电量数据进行判断和过滤分析。对空缺数据尽量采用相似日的同时刻历史 数据进行弥补;对超出正常限值范围的错误数据进行平滑处理。如果空缺、错误数据量较大,难以进行纠错处理则自动报警,提示操作人员手动进行处理。

2.3主变档位配合

当变电站内设置多于1台主变时,在进行档位调节或者无功补偿装置投切时必须首先判断是否有并列运行的主 变。以档位调节为例,假设某台主变低压侧母线电压水平过低需要上调分接头,此时如果有其他并列运行的主变,则在形成控 制方案时同样也上调并列变的分接头。否则并列变档位不 一致必然出现环流。一旦发现并列变档位不一致的情况时 应闭锁对档位的调整,并发出报警信息。

2.4通信延迟情况应对措施

对于网络规模较大的地区电网,由于SCADA传输的信息较多,有可能出现通讯信道阻塞,造成下发的调控指令延 后的情况。即系统根据当前的潮流断面数据生成的调控方案,由于通讯问题,在指令真正下发、设备完成动作时潮流情况已 经发生了变化,造成调控方案局部甚至整体失效。

为应对这种情况,AVC系统可以 采用超短 期负荷预 测技术,根据当前的潮流断面数据,综合运用时间序列、神经网络和回归分析等负荷预测手段,对延时后的负荷情况进行预 测,并以此为基础生成调控方案,这样当设备真正动作的时刻,调控方案就可以实现“对症下药”。

3结语

AVC的控制策略决定了AVC系统的控 制特性和 控制效果。但是控制策略往往不能应对全部实际运行情况,因此需要根据电网运行特点和负荷变化情况合理配置不同的控制策略。为了能够保证AVC系统安全稳定的闭环运行,实现真正意义上的自动控制,还需要增设包括非正常闭锁、SCADA数据预处理、通讯延时应对等典型技术。本文中所提及的上述控制策略和典型技术,已经在广西南宁、北海等地 区电网的AVC系统中得到了实际应用,明显改善了电压无功的优化控制效果。

摘要：结合广西来宾地区的AVC系统实际应用情况,对AVC系统的控制策略和实用化研究进程中涉及到的典型技术进行了详细阐述,介绍了集中—分布式协调控制策略、定时投切控制策略以及计及投切成本的控制策略等,并对AVC闭锁机制、主变档位配合、SCADA数据预处理等具体的技术措施进行了探讨。

AVC基本控制原理 篇7

一、顺义电网AVC系统控制策略

顺义区调度AVC的策略糅合了电压和无功的协调控制, 在电压控制时会兼顾无功, 无功控制时也会考虑电压。具体分为三个模块, 优先级由高到低, 分别为电压校正控制--区域无功控制 (省地联调) --单站无功控制。

1.1电压校正控制

电压校正控制基于专家算法和九区图原理, 是对单站的母线电压越限进行处理的策略, 也是AVC系统中最基本的策略。

1.2区域无功控制 (省地联调)

目前北京市调和下属各个地区电网的控制界面划分如下:市调控制到220k V变电站的110k V侧, 而从220k V变电站110k V出线向下连接的其他110k V变电站由各个区调控制。具体的联调策略如下:市调AVC:实时优化计算区调220k V主变中压侧关口无功的控制目标, 下发给各个区调AVC系统220k V变电站110k V关口功率因数上下限。区调AVC:接收到市调下发的协调指令后, 根据每个主变中压侧关口所带的110k V电网的运行情况, 综合考虑无功设备对关口的无功灵敏度、设备动作情况以及110k V站内高中低压母线的考核要求, 保证10k V电压母线的合格, 选择合适的无功设备动作, 响应市调AVC下发的关口协调指令。

二、顺义电网AVC系统控制策略预判条件

2.1电容器预判条件

电容器在进行电压校正控制、区域无功控制和单站无功控制时都需要预判, 预判分为三重, 分别是基本预判、单站无功预判和区域无功预判。电压校正、单站无功、区域无功控制时, 电容器均需要通过第一、第二、第三重预判。

2.2变压器调节分头预判条件

主变已经调到极限档位 (调到了最高档或最低档) ;中压侧和低压侧电压冲突 (低压侧电压低时中压侧过高) ;主变未达到调节间隔时间;主变有闭锁 (告警闭锁或者保护信号闭锁) ;主变档位调节次数越限。

上述条件满足其一, 变压器预判不通过。

三、AVC系统控制情况分析

顺义电网AVC系统控制110k V变电站21座, AVC覆盖率100%;控制35k V变电站10座, AVC覆盖率90.9%。

3.1系统整体运行情况

2014年4月顺义供电公司电压合格率指标为100%, 电压水平总体平稳, AVC系统运行情况良好, 全月均投入闭环运行, 有效控制了全网电压水平。

3.2设备控制次数统计

2014年4月AVC系统共控制110k V、35k V变电站内主变分头、电容器共计动作4196次, 其中分头动作3721次, 约占总动作次数的88.68%, 电容器动作475次, 占比11.32%。1、主变分头控制次数。AVC系统控制主变分头动作的3721次中, 平均每台主变分头每日动作1.97次。从每日平均动作次数来看, 每日分头动作5次及以上的主变共有9台, 占比14.30%, 其中龙湾屯2#变, 王泮庄1#变、2#变分头日平均动作次数较多, 分别达到9.63次、7.63次和7.20次;2至5次之间的共有13台, 占比20.63%;其余主变分头每日动作次数小于等于2次, 占比65.08%。2、电容器控制次数。平均每台电容器每日动作0.20次, 每日动作1次及以上的电容器共有5台, 占比6.25%;0.5至1次之间的共有5台, 占比6.25%;0.1至0.5次之间共有7台, 占比8.75%;其余电容器每日动作次数小于等于0.1次, 占78.75%。

3.3控制策略调整情况

1、针对王泮庄站10k V母线电压曲线与负荷高峰、低谷联系不紧密, 全天24小时均处于剧烈波动状态的问题, 将电压上下限设置调整为全天一致, 将高峰时段电压下限由10.2调整为10.1, 减少主变分头不必要的动作。

2、将龙湾屯10k V4#母线电压下限由10.2k V修正为10.1k V, 避免1#电容器频繁动作, 减少1#电容器与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。

3、将龙湾屯10kV5#母线电压下限由10.2kV修正为10.1k V, 避免龙湾屯2#主变频繁动作, 减少龙湾屯2#主变与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。

四、结语

AVC系统是供电企业实现自动调度的重要手段, 有效降低了调度工作的劳动强度, 全面改善和提高了电网电压质量, 降低了电网损耗, 确保了电网的安全、优质和经济运行。

摘要：自动电压控制系统 (AVC) 是提高电网电压合格率, 降低网损, 实现电网运行在线控制的有效手段。本文详细介绍了顺义电网AVC系统控制策略, 并结合2014年4月电网电压运行数据, 对AVC系统在顺义电网的应用情况进行了分析。

关键词：自动电压控制系统,电压,控制策略

参考文献

[1]王永平自动电压控制技术 (AVC) 在电网中的应用研究[J].技术与市场。

AVC基本控制原理 篇8

自动电压控制（AVC）能够实现系统电压的分层分区控制，在优化电压质量、提高系统电压安全水平等方面取得了理想的效果[1,2,3,4]。合理的静止同步补偿器（STATCOM）控制策略能够在提高系统电压质量的同时储备较大的无功容量，从而增强系统抵御电压突变的能力，提高系统的动态电压稳定水平[5,6,7]。因此，STATCOM参与AVC的调节是实现STATCOM合理控制、提高系统电压稳定水平的重要途径。

近年来，关于AVC及STATCOM控制策略的研究比较多。在AVC方面，国外研究机构主要是以法国EDF为代表的三级电压控制模式[8,9,10]，国内主要是以清华大学电机系电力系统调度自动化实验室为代表的基于“软分区”的三级电压控制模式[11,12,13]。在STATCOM的控制策略方面，关于STATCOM自身的控制策略及与有载调压变压器（ULTC）、静止无功补偿器（SVC）及晶闸管投切电容器（TSC）等无功调节设备协调控制的研究也较多[14,15,16,17,18]。但对于将AVC与STATCOM的控制策略相结合，形成分层的STATCOM控制策略的研究，国内外尚无此方面的研究。

针对目前±200 Mvar级STATCOM投运以来在系统控制策略上暴露出的一些问题和不足[14]，如STATCOM在运行中出现的不能与站内无功设备协调控制、无功储备不足、不能参与区域内非接入点的母线电压控制等问题，有必要在参与AVC调节的STATCOM控制策略方面进行进一步研究。本文提出了一种STATCOM参与AVC调节的控制策略，设计了STATCOM分别在恒无功模式、稳态调压控制模式、暂态电压控制模式（此3种控制模式为站内控制模式）下与电容器组协调控制的一级电压控制策略和STATCOM在不同的站内控制模式下与远方控制信号相互协调的二级电压控制策略。

1 STATCOM基本控制模式

本文设计提出了恒无功模式、稳态调压控制模式暂态电压控制模式、远方控制模式4种STATCOM控制模式及不同控制模式所对应的判断标准，如图1所示（图中电压为标幺值）。

a.当STATCOM接入系统时，首先判断前一时刻STATCOM是否闭锁，若未闭锁，则判断接入点母线任意一相电压有效值是否跌落至0.3 p.u.以下，若高于该值，则装置进入相应的控制模式，若低于该值则控制结束，装置闭锁。处于闭锁状态的STATCOM接入点电压若上升到0.4 p.u.以上，则STATCOM解锁，进入相应的控制模式。

b.恒无功模式：当STATCOM接入点母线电压Uline[0.95 p.u.,1.05 p.u.]时，STATCOM进入恒无功模式。处于恒无功模式的STATCOM恒定输出一无功量（为了使STATCOM留有最大的动态无功备用且运行损耗最小，恒定无功输出值一般设为0或较小容量的感性输出状态），对于系统在该状态下受到的扰动不响应。处于恒无功模式的STATCOM在保证接入点母线电压合格的前提下储备最大的动态无功容量。

c.稳态调压控制模式：当STATCOM接入点母线电压Uline[0.9 p.u.,1.1 p.u.]且Uline[0.95 p.u.,1.05 p.u.]时，STATCOM进入稳态调压控制模式。处于稳态调压控制模式的STATCOM无功功率输出值根据系统电压的变化而在一定范围内进行自动调节。稳态调压控制模式使STATCOM在电压基本合格的前提下储备较大的动态无功容量。

d.暂态电压控制模式：当接入点母线任意一相电压有效值跌落至0.9 p.u.以下而仍大于0.3 p.u.或者任意一相电压跌落速度大于设定值Kd U/dt(Kd U/d t=2～3 p.u./s）时，认为发生远端短路故障，STATCOM进入暂态电压控制模式；若任意一相电压有效值升高到1.1 p.u.以上，STATCOM进入暂态电压控制模式。处于暂态电压控制模式的STATCOM将输出容量的上下限设为容性200 Mvar到感性200 Mvar，有助于装置尽快实现无功功率满发，应对暂态故障时的动态无功支撑需求。暂态过程判断逻辑见图2,umeas为电压瞬时值，Urms为电压有效值，TS为采样时间步长。

e．远方控制模式：当STATCOM接收到远方AVC控制指令时，若其控制模式处于恒无功模式或者稳态调压控制模式，则STATCOM进入远方控制模式，允许其按照远方控制指令发出无功功率。处于远方控制模式的STATCOM在保证接入点母线电压不越限的原则下，按照远方AVC控制信号发出相应的无功功率，从而对区域内故障节点母线起到电压支撑作用。

2 STATCOM参与AVC调节的一级电压控制

该控制策略即STATCOM在不同站内控制模式下与电容器组的协调控制，属于本地控制。控制目标为：在保证STATCOM接入点母线电压稳定的同时，使系统储备最大的动态无功容量。

2.1 恒无功模式下STATCOM与电容器组的协调控制

当STATCOM处于恒无功模式时，STATCOM对于系统在该状态下受到的扰动不进行响应，保持原状态，电容器组也保持原状态，不进行动作。

2.2 稳态调压控制模式下STATCOM与电容器组的协调控制

当STATCOM处于稳态调压控制模式时，为保证装置储备足够的动态无功容量，稳态调压的可用容量设有上下限：装置输出容量的容性上限略小于1台电容器组，设为Qcmax；感性上限略小于1台电抗器组，设为Qxmax。相应控制策略流程如图3所示。图中，Qsta为STATCOM无功输出值；Qc为1台电容器组的无功输出容量；Qcremain为系统中未投入的电容器组数；Qlim为STATCOM初始限值；Qlack为电容器组投入后系统所缺无功。

其控制策略为：首先由测量系统检测站内所有电容器组的投切状态。当系统任意相电压，而STATCOM容性输出已达初始容性上限时，若站内有电容器组处于断开状态，则根据无功功率缺额投入相应的电容器组数；若站内全部电容器组均处于闭合状态，则将STATCOM的容性上限逐渐上调为2台电容器组的容量，若系统电压在装置的容性输出再次达到设定上限且持续一段时间后仍然不能满足要求，则继续升高容性上限。为了使系统留有较大的动态无功备用，容性上限的最大值一般不得超过装置额定容量的一半。当系统电压高于设定值而STATCOM感性输出已达初始感性上限时，原理类似。

STATCOM在稳态调压控制模式下与电容器组协调控制，使系统储备了较大的动态无功备用容量。STATCOM与电容器组有/无协调控制时Qlack（系统无功缺额）与Qstat(STATCOM无功备用容量）的关系坐标图如图4所示。图中，(1)、(2)分别表示STATCOM与电容器组无协调控制和有协调控制时Qstat与Qlack的关系曲线。

假设初始检测时有2台电容器组尚未投入。由图4可知，当STATCOM输出无功功率在[20 Mvar,40 Mvar]时，投入1台电容器组，置换出STATCOM的动态无功，依此类推直到电容器组全部投入，系统电压满足要求。由曲线(1)、曲线(2)可知，加入控制策略之后，STATCOM的动态无功备用容量相较于未加入控制策略时要显著增加。

2.3 暂态电压控制模式下STATCOM与电容器组的协调控制

当STATCOM处于暂态电压控制模式时，由于电容器组的投切时间较长，在短时间内来不及动作，故在暂态电压控制模式中，STATCOM与电容器组的协调控制策略为：电容器组不动作，STATCOM根据系统的无功功率缺额发出相应的无功，直至达到额定输出容量。

3 STATCOM参与AVC调节的二级电压控制

在目前的AVC调节方式中，电网被划分成若干解耦的控制区域，整个控制系统分为3个层次：一级电压控制、二级电压控制和三级电压控制。三级电压控制为系统级控制，以全系统的经济运行为优化目标；二级电压控制为区域级控制，以保证接入点母线电压等于设定值为目标；一级电压控制为本地控制，由站内电压控制器执行二级区域控制中心下发的控制命令，实现电压的自动调节。

STATCOM参与AVC调节的二级电压控制策略即STATCOM在不同站内控制模式下与远方控制模式的协调控制，属于区域控制。其控制目标为：在优先保证STATCOM接入点母线电压合格的原则下，通过对STATCOM的无功输出量进行控制，使得区域内故障节点的电压得到提升。通过此协调控制，可以有效地提高区域内紧急情况下的系统电压水平，减小系统因故障或突然增加大量负荷引起的系统电压失稳等问题，从而大幅提高了系统的电压稳定性。

在该调节过程中，当区域中非接入点母线电压发生异常时，由AVC发出相应的电压控制信号，STATCOM接收该信号后对自身控制模式进行判断，若条件允许，则立即参与非中枢母线的电压调节过程。相应的控制策略流程如图5所示（当电压小于0.3 p.u.时STATCOM处于闭锁模式，不属于正常运行状态，因此仅考虑电压大于0.3 p.u.的逻辑过程）。

其控制策略为：当STATCOM接入点母线电压处于基本合理的范围[0.9 p.u.,1.1 p.u.]内（即STATCOM处于恒无功模式或稳态调压控制模式）时，远方控制信号的优先级要高于STATCOM所处控制模式的优先级，若STATCOM收到远方控制信号，则在保证接入点母线电压不越限（不高于1.1 p.u.或不低于0.p.u.）的前提下，STATCOM按照远方控制信号的要求来发出无功功率，直至达到额定输出功率；当接入点母线电压偏离合理范围时，STATCOM迅速动作，进入暂态电压控制模式，发出大量无功，对接入点母线电压起到提升作用，此时站内控制模式的优先级要高于远方控制信号的优先级，STATCOM对远方控制信号不予以响应。

4 仿真验证

为了验证所提电压控制策略的正确性，在PSCAD平台上搭建接入±200 Mvar STATCOM的IEEE 39节点系统仿真模型。仿真模型中各节点负荷为50%电动机负荷加50%恒阻抗负荷（其中，节点15为400 MV·A电动机负荷加300 MV·A恒阻抗负荷，节点16为300 MV·A电动机负荷加120 MV·A恒阻抗负荷，其余负荷功率不变，恒阻抗负荷功率因数均为0.9),STATCOM接在区域中枢节点15上，短路故障及突然增加负荷均发生在同区域的节点16上[11]，仿真模型如图6所示。

仿真过程中，3 s时系统发生三相短路故障，故障持续0.2 s;4 s时系统发生单相接地短路故障，故障持续0.15 s;5 s时系统突然增加大量恒阻抗负荷（600 MV·A，功率因数为0.5），整个仿真过程持续7 s。

4.1 STATCOM参与一级电压控制的仿真验证

在上述仿真条件下，STATCOM与电容器组有/无协调过程时的接入点中枢母线电压（标幺值）及STATCOM无功输出量分别如图7、图8所示。

由仿真波形可知，对于有协调控制策略的系统，当STATCOM处于稳态电压控制模式时，通过STATCOM与电容器组的协调控制，电容器组逐个投入，以置换出STATCOM的动态无功出力，直到电压满足要求[0.95 p.u.,1.05 p.u.]，此时STATCOM输出较小的无功功率，系统能够储备较大的动态无功容量；对于无协调控制的系统，系统所缺无功首先由STATCOM提供，电容器组暂时不参与调节，直到STATCOM无功输出达到额定值，此系统储备动态无功容量较少，应对故障能力较差。

此外，由仿真波形可知，当STATCOM与电容器组有协调控制时，系统的电压水平要高于无协调系统；发生故障后，有协调控制策略的系统电压跌落幅度及恢复时间均要小于无协调控制策略系统。

为了反映STATCOM的无功备用状况，在此引入STATCOM无功容量备用率K(0≤K≤1),K值越大系统动态无功备用量越大，函数如式（1）所示：

其中，Qre为STATCOM额定容量。

STATCOM与电容器组有/无协调过程的无功容量备用率如图9所示。

由仿真波形可知，STATCOM与电容器组有协调控制的K值要远大于无协调控制，即有协调控制时的STATCOM无功备用率要远高于无协调控制的STATCOM无功备用率。

4.2 STATCOM参与二级电压控制的仿真验证

在上述仿真条件下，STATCOM与远方控制信号有/无协调过程时接入点中枢母线电压（标幺值）、故障节点母线电压（标幺值）及STATCOM的无功输出量波形图分别如图10—12所示。

STATCOM参与AVC二级电压控制的调节过程时，无功输出量不仅受到接入点中枢母线电压的控制，还要受到区域内非接入点母线电压的影响。当区域内非接入点母线电压低于0.9 p.u.时，AVC发出控制信号，若此时STATCOM处于恒无功模式或者稳态调压控制模式，则STATCOM接收AVC控制信号，增大无功输出量，起到提高系统母线电压、防止系统电压失稳的作用。由图10—12可知，在发生短路故障时，由于STATCOM接入点及故障点电压均发生跌落（小于0.9 p.u.),STATCOM迅速发出大量无功功率，优先对STATCOM接入点中枢母线电压起到支撑作用；在发生突增大量负荷时，此时，STATCOM接入点中枢母线电压处于基本合理范围[0.9 p.u.,1.1 p.u.]内，故障点电压发生跌落（小于0.9 p.u.），通过协调控制，STATCOM发出大量的无功功率，起到了提升整个系统电压水平、防止电压失稳的作用。

STATCOM不参与AVC二级电压的调节过程时，无功输出量仅受接入点中枢母线电压控制，STATCOM不参与区域内其余母线电压的调节过程。由图10—12可知，在发生短路故障和突增大量负荷时，当接入点中枢母线电压在基本合理范围之内时STATCOM仅发出少量无功功率提升接入点中枢母线电压水平，对故障点电压跌落无响应；仅当接入点中枢母线电压低于0.9 p.u.时，STATCOM发出大量无功，此过程不能起到提升整个系统电压水平、抑制非接入点母线电压失稳的作用。

5 结论

参与AVC调节的STATCOM电压控制策略包括STATCOM参与AVC调节的一级电压控制策略和二级电压控制策略。主要结论如下。

a.在STATCOM参与AVC调节的一级电压控制中，STATCOM分别在恒无功模式、稳态调压控制模式、暂态电压控制模式下与电容器组进行协调控制。该控制策略在保证中枢母线电压质量的同时使系统储备最大的动态无功容量，增强了中枢母线电压应对故障的能力，提高了系统的电压水平及电压稳定性。