电压无功紧急控制

电压无功紧急控制（共12篇）

电压无功紧急控制 篇1

0 引言

风力发电技术近年来在世界范围内得到了迅猛发展[1]。随着装机容量的不断扩大,大型并网风电场及其接入系统的安全稳定运行日益受到关注,大型风电场的电压稳定问题就是其中之一[2,3]。尤其是中国风电集群开发、长距离传输接入弱电网的特点使得风电场的电压无功问题更为突出[4]。因此,研究风电场电压无功紧急控制策略对风电场及其接入系统的稳定运行具有重要意义。

目前,针对风电场的电压无功问题,国内外已有部分文献进行了研究[5,6,7,8,9]。总体来讲,这些文献针对的主要是单风电场在风速波动情况下电网接入点的电压波动问题,较少涉及故障下风电场群紧急控制策略的研究。风电场群在故障时由于电压问题可能引发极其严重的连锁脱网事故[10,11]。文献[12]基于稳态运行约束和预想N-1故障集后安全约束的最优潮流(OPF)模型,提出了抑制大规模连锁脱网的风电汇集区域电压预防控制策略,没有考虑动态条件下风电场的电压无功控制;文献[13]指出由于静止无功补偿器(SVC)的滞后响应会导致电网无功功率过剩,出现电压过冲现象,从而造成风电机组二次脱网,进而提出的控制措施为一旦检测故障发生,延迟100ms将SVC电纳置零;文献[14]针对风电场连锁脱网事故,提出故障中当SVC无功出力小于25%时,将SVC切除防止故障后出现电压攀升现象。但故障持续时间具有随机性,难以控制,同时并不是每次故障都会引起风电场群的大范围连锁脱网,一旦故障未引发风电场连锁脱网事故,大范围过早地将SVC电纳置零或切除会影响故障后的恢复。

为此,着重针对风电场动态电压稳定问题引发的连锁脱网事故,通过分析其时空特性,提出了协调SVC和双馈感应发电机(DFIG)的电压无功紧急控制策略,同时提出故障中DFIG机组的有功附加控制,目的在于抑制大规模的风电场连锁脱网事故。

1 风电场连锁脱网时空特性分析

1.1 风电场连锁脱网演化机理

风电场连锁脱网事故往往由电网故障引起,起初不满足低电压穿越要求的风电机组迅速脱网,构成连锁脱网事故的第一批脱网风电机组。故障清除后,风电场开始逐步向稳定运行状态过渡。此时,采用等值的单风电场无穷大系统近似模拟风电送出系统,如图1所示,其中PCC表示公共连接点。

由图1可得:

式中:上标“*”表示取共轭。

近似认为高电压接入点为无穷大系统,即存在,将其代入式(1),整理可得:

经验证,其解为:

输电线路中,一般,忽略R,同时考虑S2=P2+Q2,则式(3)变为:

稳定运行时系统一般处于电压的合理运行范围内。但故障中随着大量风电机组的切除,有功出力P大幅降低,集电系统无功损耗也随之减小。此时由于无功补偿装置并未随风电机组切除,Q相对增大,系统出现过剩的无功功率。而视在功率S由于有功出力P的大幅降低而减小。由式(4)可知,Q增大,S减小,将造成电压Upcc的抬升,电压一旦达到风电机组保护设定的限值,将造成风电机组因高电压脱网,形成事故的第二批脱网风电机组。

1.2 风电场连锁脱网的时空特性

在风电场电压升高的过程中,由于大规模集电系统的存在,不同位置的风电机组其电压并不相同,它们并不是同时达到高压极限值,而是存在先后顺序。某些风电机组的电压将率先达到极限值,造成脱网,从而进一步降低了S,增大了Q,由式(4)可知,这将继续提高其他风电机组的电压,引发其他风电机组因高电压脱网,形成恶性循环。文献[10]给出了典型风电场连锁脱网的事故过程及时空尺度,如表1所示。

1.3 仿真验证

在DIgSILENT/PowerFactory中搭建如图2所示模型。本文采用文献[15]提出的基于动态电压的风电场等值方法将风电机组进行分群等值以便分析,具体分群结果如下:风电场A由3个等值机群A1,A2,A3构成,风电场B由3个等值机群B1,B2,B3构成,其中每个机群均由50台风电机组组成,风电机组出力水平为0.8(标幺值);风电机组、变压器及线路参数如附录A表A1至表A4所示。风电场采用集中无功补偿方式,即PCC-A母线和PCC-B母线处通过电容进行无功补偿,容量分别为35 MVA和41 MVA。

设置风电机组Crowbar投入的转子电流定值为1.2(标幺值)。设机群B1和B2不具备低电压穿越能力,当电压u≤0.9(标幺值,下同)时,延时0.1s跳闸[16],其余风电机组均具备低电压穿越能力,其低电压穿越能力设置为:u≤0.2,延时1s跳闸;u≤0.4,延时2s跳闸。所有风电机组的高压设置为u≥1.1,延时0.1s跳闸[17]。仿真中故障设置于风电场B的PCC母线PCC-B,1s时经0.1+j1Ω 的阻抗发生三相短路接地故障,1.15s故障切除。

仿真事故列表如表2所示。由于故障位于风电场B的PCC母线,故障发生后,B1,B2,B3 转子电流被激发,迅速投入了Crowbar。B1和B2不具备低电压穿越能力,依据其保护控制迅速脱网,代表了实际连锁脱网事故的低压脱网阶段;故障清除后由于无功功率并未随风电机组同时切除,造成无功功率过剩,系统电压抬升,此时风电机组A3和B3电压最先达到保护临界值,造成高压脱网,这进一步加剧了无功功率的过剩,A2和A1相继脱网,该过程代表了实际连锁脱网事故的高压脱网阶段。可以看出,风电场连锁脱网表现出了明显的时空分布特征。高压阶段,风电机组的脱网并不是同一时刻完成的,而是持续了一段时间。这与实际风电场连锁脱网事故的过程也是一致的[10,18]。

2 风电场电压无功控制措施分析

2.1 风电场无功源调节特性分析

风电场内的无功源主要包括电容器组、SVC、双馈风电机组、有载调压变压器(on-load tap changer,OLTC)分接头等[4]。不同设备的调节特性如表3所示。

电容器和变压器均属于离散调节装置,其成本低、容量大,主要用于补偿风电与电网的大幅电压波动,难以快速有效地进行动态调控,这里主要采用SVC和DFIG协调进行风电场电压无功紧急控制。下面进一步对SVC和DFIG的无功输出能力进行分析。

2.2 SVC的无功输出能力分析

以较为典型的晶闸管投切电容器(TSC)+晶闸管控制电抗器(TCR)型SVC为例,其对外输出无功功率如式(5)所示[14]。

式中:ω 为角频率;C为投入电容大小;U为端电压;α 为TCR触发角;XL为电感。

依据GB/T 20298—2006《静止无功补偿装置(SVC)功能特性 》,SVC响应时间一般为30~50ms。

2.3 DFIG风电机组的无功输出能力分析

双馈电机定子侧有功功率和无功功率运行范围主要受转子侧变换器电流限制影响。当双馈风电机组有功出力确定时,定子侧的无功输出范围如式(6)所示[13,16]。

式中:Qsmin和Qsmax分别表示定子侧无功输出的最小值和最大值;Xs和Xm分别为定子电抗和励磁电抗;Us为定子端电压;Irmax为转子侧变换器的电流最大值;Ps为定子端输出的有功功率。

对于双馈风电机组,其网侧变换器一般按风电系统的最大转差有功功率设计,其无功输出能力一般远小于风电机组定子侧输出的无功功率[17]。网侧变换器能够发出的无功功率Qc的范围如式(7)所示[16]。

式中:Pcmax为网侧变换器设计的最大功率;Pc为网侧变换器输出功率。

3 风电场群电压无功紧急控制策略

3.1 控制策略思路

抑制风电场连锁脱网的核心在于一方面提高故障时的风电机组电压,从而提高风电机组的故障穿越能力;另一方面在故障切除后电压出现大幅上升时,应迅速发出感性无功功率,抑制电压的快速上升,从而抑制连锁脱网事故的扩散。因此,对于故障中的控制措施,应通过SVC和风电机组输出容性无功功率,抬高故障中的风电机组端电压,同时考虑风电机组输出的容量限制,可适当对有功功率进行限幅;故障清除后,一旦电压攀升,应迅速发出感性无功功率。此时,SVC的滞后效应会导致故障切除后电网的无功功率过剩[13]。从抑制SVC滞后效应的角度入手,风电机组可在故障切除后依据电压情况迅速输出一定的感性无功功率,以抵消一部分SVC的滞后效应,延迟风电机组脱网时间。该延迟只需躲过SVC的响应时间即可,之后由于SVC可以迅速吸收无功功率,调整系统电压,从而避免高压脱网事故的扩散。

3.2 DFIG风电机组控制策略

3.2.1 低压阶段无功控制策略

Q/GDW 392—2009《风电场接入电网技术规定》的征求意见稿中给出低电压穿越期间风电机组应注入的无功电流[17]:

式中:UG为风电机组定子电压标幺值。

电网电压跌落期间DFIG定子侧无功输出能力远大于网侧变流器[19],因此,主要考虑由定子侧在故障中向电网提供无功电流,网侧变流器则仅在Crowbar投入、定子侧无法输出无功功率时向电网输出无功功率。为此,制定风电机组低压阶段的控制策略如下。

检测电压,当风电机组电压小于0.9(标幺值)时,启动风电机组的低压控制策略。依据转子电流大小(如设定限值为1.2(标幺值)的额定电流)设置Crowbar的投入和切除。由于故障电流衰减很快,因此,Crowbar在故障后很快即可切除,此时转子侧变换器重新获得控制能力,风电机组向外输出无功功率,输出无功电流大小如式(8)所示,同时设置其最大输出无功电流限值为1(标幺值);Crowbar投入期间,转子侧变流器不具备控制能力,风电机组无法对外输出无功功率,此时通过检测Crowbar投入和切除信号控制网侧变流器输出无功功率,其无功电流参考值置为1(标幺值)以避免过流。

3.2.2 高压阶段无功控制策略

考虑到中国的实际情况,很多风电机组在电压达到1.1(标幺值)后即迅速脱网[19],依据Q/GDW392—2009《风电场接入电网技术规定》,要求风电场应当能够控制风电场并网点电压在额定电压的97%~107%范围内。因此,从预防风电场连锁脱网的角度出发,设置风电机组高压阶段控制策略如下。

检测风电机组电压,一旦风电机组电压跃过1.07(标幺值),启动风电机组的高压控制策略。要求风电机组能够迅速发出一定的感性无功电流,参考德国E.ON公司的高电压穿越(HVRT)并网要求[20],设置风电机组发出感性无功电流大小如式(9)所示,同时设置其最大输出无功电流限值为1(标幺值)。

式中:k可根据实际情况设定一定的数值,以促使风电机组在电压升高时迅速发出一定的感性无功功率。

3.2.3 有功附加控制策略

依据DFIG的无功输出能力分析,由式(6)可得:

在电网电压定向坐标系下,有:

将式(11)代入式(10),整理可得:

在忽略定子漏抗的情况下,Xs≈Xm,则式(12)变为:

可以看出,DFIG定子的有功电流isd和无功电流isq需满足一定的约束条件。为保证故障中风电机组对外输送的无功电流满足式(8)的要求,当有功电流较大时,可适当降低有功电流。

式(13)中,Irmax表示转子侧变换器的电流极值,其值一般为1.2(标幺值);故障时无功电流需求较大时,由式(8)知,风电机组端电压也下降较多,即Us较小,而风电机组的定子电抗Xs一般较大,此时Us/Xs的值很小,因此,故障中可近似忽略Us/Xs。同时,为防止过流,进一步取Irmax为1(标幺值),则式(13)变为:

则,当无功电流isq一定时,可得:

将式(15)计算所得值作为故障中定子有功电流的限值isdmax。

对于故障后可能出现的高压阶段,由于风电机组一般具有较强的感性无功输出能力[2,12,18],且在本文的控制中,风电机组高压时向外输送的感性无功电流一般并不大,因此不再考虑对风电机组的有功功率进行限幅。

3.2.4 风电机组整体控制逻辑图

风电机组整体的控制逻辑框图如图3所示。图3中:min表示取最小值;Uw为检测的风电机组端电压:Umin为低压阈值,本文中Umin设为0.9(标幺值),当Uw<Umin时,输出逻辑信号为1,表示系统出现低压,否则为0,将该信号定义为低压输出信号;Umax为高压阈值,本文中Umax设为1.07(标幺值),当Uw>Umax时,输出逻辑信号为1,表示系统出现高压,否则为0,将该信号定义为高压输出信号;Scrowbar为Crowbar投入信号,Crowbar投入时,Scrowbar=1,否则Scrowbar=0;Iq1和Iq2分别如式(8)、式(9)所示;Iqmax为限幅环节,电流输出限值为1(标幺值);Id为稳态控制下的d轴电流,即有功电流分量;有功限幅的计算如式(15)所示。

对于网侧变频器,将Crowbar投入信号Scrowbar作为其紧急控制的触发信号;对于风电机组(机侧变频器),将低压输出信号和高压输出信号取或运算后作为其紧急控制的触发信号;对于有功附加控制,低压输出信号为其紧急控制的触发信号。

图3中,Crowbar投入信号Scrowbar取非运算后,与低压阶段Iq1、低压输出信号三者相乘,表示只有在Crowbar未投入且低压输出信号为1时,Iq1为有效值;Iq2与此类似;将二者相加并限幅后作为紧急控制下风电机组(机侧变频器)的无功电流参考值Iqref1;对于网侧变频器,只需依据触发信号输出其对应的无功电流参考值Iqref2;对于有功附加控制,则以式(15)计算所得值作为限幅,取其与稳态控制下的有功电流Id的较小值作为紧急控制下的有功电流参考值。

3.3 SVC控制策略

SVC在故障中及故障后始终保持与电网连接。因此,将SVC设定为电压控制模式,即始终以端电压1(标幺值)为控制目标。SVC的控制结构示意图如图4所示,其中u为实测端电压,uref为参考值,其值为1(标幺值),ysvc为输出等效电纳。

4 仿真案例

同样以图2所示的仿真系统作为研究对象,采用所提出的SVC和风电机组的协调控制策略,得到仿真事故列表如表4所示。表4与表2对比可知,通过综合控制大大减少了连锁脱网的风电机组数量。在算例验证控制策略时,对网侧变频器进行了适当简化,同时分别进行了单独考虑SVC、单独考虑DFIG(包括风电机组的有功附加控制)的控制效果分析,限于篇幅,不再详细列出,详见附录B。

观察风电机组与SVC无功出力响应时序配合以说明二者的协调作用。以风电机组A3 为例,其端电压及无功出力如图5 所示。PCC-A母线电压及该处SVC无功出力如图6所示。

1s时故障发生,风电机组和PCC-A母线电压迅速下降,风电机组电压跌落至0.9(标幺值)以下,风电机组启动低压紧急控制策略,向外输出容性无功功率,SVC在故障中也向外输出容性无功功率,以抬高故障电压;1.15s故障清除后,SVC存在滞后效应,电压迅速抬升,风电机组A3 电压在1.165s时跃过1.07(标幺值),风电机组启动高压紧急控制策略,开始迅速吸收多余的容性无功功率,从而抵消了SVC的部分滞后效应,SVC则经过一定延时开始大量吸收容性无功功率。风电机组和SVC配合迅速降低了故障后的电压,避免了出现高压脱网现象,对风电场连锁脱网事故起到了很好的抑制作用。

5 结语

针对大规模风电场连锁脱网事故中的动态电压问题,从集电系统的空间分布特征,推导了不同风电机组端电压的稳态分布规律;进而建立了故障时风电场PCC电压方程,结合风电场运行和控制特点,分析并仿真验证了风电机组连锁脱网的演化机理。在此基础上,提出了一种协调SVC和风电机组自身无功电压调控能力的风电场群电压无功紧急控制策略,对故障期间及故障后的风电机组电压进行快速调控。仿真结果表明,所提的风电场群电压无功紧急控制策略能很好地抑制风电场连锁脱网事故的扩散。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

电压无功紧急控制 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。

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.

电压无功紧急控制 篇4

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, 有效地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运行的稳定性和安全性, 降低电能损耗, 充分发挥电能经济效益[7]。

随着电力系统互联的深入发展, 大容量超高压直流输电的应用, 分布式电源的并网[3], 负荷快速而不均匀的发展以及负荷峰谷差的不断拉大, 显著增大了电网无功电压耦合的复杂性, 给电网的无功电压调控带来了巨大的挑战和难度[2]。

系统电压控制涉及发电出力、负荷情况、功率因素、主变档位、无功分布等因素, 然而目前并没有对电压控制较为易于理解的决策支持方法。为解决此问题, 对影响电压、无功的诸多因素进行统筹分析, 依托电压无功象限分布情况, 制定了基于电压、无功象限分布的系统电压控制决策方法。

1 传统电压控制方法

系统运行人员根据电压无功曲线

下达无功调整操作指令

变电运行人员根据操作指令操作

图1系统电压无功管控流程

对于未实现AVC控制的电网, 传统的电压控制方法是由调度机构下达节点电压无功曲线, 由系统运行人员根据电压无功曲线, 结合节点电压实际情况进行控制, 流程如图1所示。而调度机构下达的电压无功曲线仅包含电压的上下限, 节点功率因素, 机组无功出力, 厂站无功投退情况。对于电压、无功的组合调节并无明确的要求, 需要系统运行人员根据自身经验进行考虑, 从而导致经验欠缺的运行人员, 往往只重视电压的管控, 对无功分布的管控欠缺。

2 影响电压无功分布的重要因素分析

影响电压、无功分布的重要因素主要包含发电机无功出力、无功就地补偿容量、主变档位、节点电压支撑需求及负荷情况等[1]。然而对不同情况下的电网, 影响电压无功分布的重要因素的重要性不同。在不同的负荷情况及发电出力情况下, 节点电压支撑需求不同, 从而相应的无功就地补偿要求及主变档位调整要求不同。

根据以上分析及文献[1], 可建立基于电压无功分布的双目标优化函数模型:

式中:α、β为双优化目标的加权因子, 根据目标函数的重要度进行设定, α+β=1;f1 (Vad) 为电压质量最优目标函数, n为除平衡节点外的节点总数, U为监测节点实际电压, Uj为节点给定电压, ∆Uj为节点电压给定最大偏移值;f2 (Ploss) 为网损最优目标函数, nl为系统总支路数, Gk (i, j) 为支路i至j的电导, Ui, j分别为节点i和j的电压, θ (i, j) 分别为节点i和j的相角;G (Pi) 为给定系统潮流情况下的i机组无功出力, 其中Gi1为机组最大进相运行无功出力值, Gi2为机组最大迟相运行无功出力值;B (Pi) 为节点i在给定潮流情况下的无功补偿值, Bi1为该节点最大无功补偿值;T (Pi) 为主变i在给定潮流下的监测点侧电压值, 一般取中压、低压侧, Ti1为主变i在最高档位时的电压调节能力, Ti2为主变i在最低档位时的电压调节能力;U (Pi) 为上级调度对系统在i状态下的电压评估结果, Ui1为相应状态下可能的最低电压, Ui2为相应状态下可能的最高电压。

根据公式1可知, 系统电压无功双优化目标函数是一个复杂的数学模型, 不仅要考虑在一个静态潮流下, 相关约束变化后导致的电压、无功分布情况, 还要在一个静态潮流下因一个约束条件变化后重新计算相应的静态潮流变化及其为了达到优化目的而制定的另外的约束变化。当电网节点数增大n倍后, 计算量呈n次方增长, 显然不利系统运行人员快速判断, 对工程应用也无实际效用。

3 电压无功象限分布的决策方法

3.1 电压无功象限分布决策原则

为解决电压无功双目标优化函数模型复杂性对系统运行人员快速判断的影响, 同时从工程应用的角度出发, 对电压无功在不同分布状态下需求的调节手段进行定性分析, 如下表所示。

为了做到在调整电压的同时能兼顾无功分布, 使得系统在确保电压稳定的同时, 输电网络损耗尽量降低。考虑将节点的电压状态与节点无功分布情况相结合, 制定电压、无功的象限分布图, 并针对每个象限的情况制定相应的适合工程应用的调整原则。如图2所示。

3.2 电压无功象限分布决策方法

根据图2所示, 在以上四个象限情况下的控制原则, 对应的控制手段分为不同情况, 但需考虑该手段对电压或者无功的影响, 确保在电压合格的情况下, 无功也尽量满足最优分布要求。结合表1中的相关常用手段, 以及工程实际应用中的需求, 制定了电压无功象限分布决策方法, 如图3所示。

通过图3所示的电压、无功象限分布决策方法, 可避免系统运行人员因为时间紧迫而导致决策错误。运行人员通过判断目前电压情况及无功分布情况, 查找对应的象限, 从而根据电压无功象限分布决策方法及厂站实际情况, 选择目前可用的控制手段。为系统运行人员快速制定电压、无功调整控制策略提供了定性的帮助。虽然无法达到电压无功的最优调节, 但能使得电压无功的匹配调节达到一个较为有效的结果。

3.3 扩展应用

制定电压无功象限分布决策方法的目的, 是为了对未实现AVC控制的电网, 制定应用于人工控制的快速决策方法, 但本方法仍然适用于AVC控制系统。AVC控制系统常用的控制方法[8,9], 以节点电压为唯一控制标准, 通过对无功装置、主变档位、机组出力的协调控制, 使得电压能满足设定要求。

然而利用电压无功象限分布决策方法, 结合AVC系统的数据采集、比对功能, 可实现电压无功在象限内的决策手段进一步细化。形成图4所示的电压无功象限分布决策方法。

基于图4所示电压无功比对的象限分布决策方法, 利用了AVC系统的数据采集、比对功能, 但还需要在AVC系统中设定电压、无功比对边界条件。因此需要系统运行人员根据电网长期的电压无功运行数据, 制定边界条件, 便于AVC系统根据决策方法, 快速选择调整手段。

4 应用情况

由于昆明电网2015年还未完成AVC系统的建设投产, 系统电压控制主要还是靠系统运行人员根据电压无功曲线人工控制, 应用电压无功象限分布决策方法对昆明电网2015年110k V、35 k V、10 k V母线电压进行管控调节, 取得了明显的效果。昆明电网2014、2015年110k V、35 k V、10 k V母线电压合格率如表2所示。昆明电网2014、2015年综合线损率也取得了较为明显的提高, 虽不完全是因电压无功匹配调整的成效, 但通过电压无功象限分布决策方法实行电压无功的匹配调整, 对综合线损率也具有积极效应。

5 结束语

1) 利用电压无功象限分布决策方法能快速指导系统运行人员作出决策, 对未实现AVC控制的电网具有明显的指导作用。

2) 利用电压无功象限分布决策方法具有兼顾电压合格率及网损的效果, 通过应用本方法虽无法做到电压、无功的精确控制, 但在一定粗糙度范围内可达到电压、无功匹配调整的目的。

参考文献

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[8]翟伟芳.基于上下层电网协调的变电站电压无功控制策略研究[D].华南理工大学硕士学位论文, 2012.05.

变电站内电压无功自动调节和控制 篇5

变电站内电压无功自动调节和控制，是通过站内智能设备实时采集电网各类模拟量和状态量参数，采用计算机自动控制技术、通信技术和数字信号处理技术，对电力系统电压、潮流状态的实时监测和估算预测实现自动调节主变压器分接头开关和投切补偿电容器，使变电站的母线电压和无功补偿满足电力系统安全运行和经济运行的需要。提高变电站电压合格率并降低网损，减轻值班人员劳动强度。基本原理

1.1 变电站运行方式的变化对电压无功控制策略的影响 1.1.1 变电站运行方式的识别

(1)完全分列运行。变电站高、中、低压侧母线均分开运行。

(2)分列运行。变电站高、中、低压侧任一侧母线并列运行，其他母线分开运行。

(3)并列运行。变电站高、中、低压侧任两侧母线并列运行。信息请登陆:输配电设备网

1.1.2 不同运行方式下的电压无功控制策略

(1)完全分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。各低压母线段电容器组分别进行循环投切。此时控制电压及无功定值各自分别选定，有功、无功功率为各自主变压器高压侧的有功、无功功率。

(2)分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。变压器分接头调节可以根据各变压器的电压目标进行分别控制。

(3)并列运行。各台变压器分接头必须在相同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。并列运行时，并列母线的电压应选定一个电压值作为控制电压，并列主变压器的调整方式为联动调整，处于越限状态的主变压器作为主调，另一台主变压器作为从调，主调主变压器分接头成功动作后，再控制从调主变压器；若主调主变压器分接头动作未成功，将自动闭锁对从调主变压器的调节，并将主调主变压器分接头回调。

1.1.3 电压无功控制策略的优化

(1)要考虑电容器组投切对变电站高压母线电压的影响，投入电容器组使母线电压升高，切除电容器组使母线电压降低。尽可能多利用电容器组投切控制，少进行变压器分接头调节来达到较好的控制效果。信息来自:输配电设备网

(2)电压无功控制策略的选择应避免进入循环振荡调节，即在不同区域由于采取不适合的调节控制策略而导致在两个不合格区域内振荡调节，对系统产生较大的影响同时对变电站内有载调压分接头和电容器组的频繁升降和投切造成设备损坏。

1.2 变电站电压无功控制的闭锁条件及要求

所谓电压无功控制的闭锁，是指VQC装臵在变电站或系统异常情况下，能及时停止自动调节。如果没有完善的闭锁或闭锁响应时间达不到运行要求，将会对变电站的安全运行带来严重威胁。

1.2.1 VQC闭锁条件

闭锁条件和要求要全面，VQC闭锁需考虑以下几个方面：①继电保护动作（包括主变压器保护及电容器保护动作）；②系统电压异常（过高或过低）；③变压器过载；④电压断线；⑤电容器开关或主变压器分接头开关拒动；⑥电容器开关或主变压器分接头开关动作次数达到最大限值；⑦主变压器并列运行时的错档；⑧主变压器分接头开关的滑档；⑨主变压器、电容器检修或冷备用时的闭锁；⑩外部开关量闭锁分接头调节或电容器组投切。

1.2.2 闭锁响应时间的要求

对于VQC闭锁的要求，各个不同的闭锁量响应时间要求不一样，如保护动作、主变压器开关滑档、TV断线、外部开关量闭锁、系统电压异常等闭锁要求快速响应。针对某些VQC的实现方式需要考虑VQC闭锁的实时性问题，远方调节控制必须实现就地闭锁才能保证变电站电压无功控制的安全性。信息请登陆:输配电设备网

1.3 系统对变电站电压无功控制的约束条件

（1）系统在事故情况下或运行方式发生大的改变时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（2）变压器高压侧电压越限超过闭锁定值时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（3）变压器高压侧电压越限但未超过闭锁定值时，应调整VQC控制策略以免使系统运行状况进一步恶化。电压无功控制的实现方法

目前电力系统内变电站常用的电压无功控制的实现方法有3种：独立的VQC装臵，基于站内通信实现的软件控制模式，基于调度系统和集控站的区域控制模式。

2.1 独立的VQC装臵

变电站内装设独立的VQC装臵目前是电力系统中实现电压无功控制的一种主要方式，它采用自身的交流采样和输入输出控制系统，多CPU分布式模块化的体系结构（见图1），对应于变电站内的主变压器和相应的电容器组设有独立的控制单元，另外还有一个主控单元负责管理主变压器控制单元的运行与通信。收集其采集的信息（电气参数和开关量状态），根据运行方式的变化及系统电压无功的要求选择控制策略，向主变压器控制单元发出控制命令。主控单元还负责数据统计、事件生成和打印、与上位计算机通信等工作，同时主变压器控制单元应具有瞬时反应系统各类电气参数开关量状态变化的能力，就地判别是否闭锁主控单元下达的控制命令，并实时监视和记录系统电压合格率和谐波状况。

图1 独立VQC装臵多CPU分布模块化结构原理图

2.2 基于站内通信的软件控制模式

基于站内通信的软件控制模式的结构原理见图2，其功能实现是在变电站的智能ＲＴＵ模块或后台监控系统中嵌入ＶＱＣ控制软件。通过站内通信网采集各类电气参数和开关量的状态，由控制软件模块进行综合判别，选择合适的控制策略，由站内通信网下达遥控命令至监控系统中的各单元测控装臵实现对主变压器有载调压分接开关的升降和电容器组的投切控制。

图2 软件控制模块式的结构原理图

表1 3种电压无功控制实现方式的比较 信息请登陆:输配电设备网

2.3 基于调度系统或集控站的区域控制模式

基于调度系统或集控站的区域电压无功控制模式在一些省市电力网中得到了应用，其功能实现是在调度系统或集控站的SCADA系统或EMS系统软件中设臵一个电压无功控制的高级应用软件。根据系统高级应用软件的潮流计算和状态估计得出各个变电站节点的电压和无功范围，将系统收集的各变电站的实际电气参数和开关量状态与系统安全经济运行要求的电压无功范围进行比较，给出每个变电站的控制策略，通过远动通道下达控制分接头升降及电容器投切命令。该模式由于考虑了全网的运行方式和潮流变化，并可以做到分层分级对电压无功进行优化控制，即先调节控制枢纽的节点变电站的电压无功，再调节未端变电站的电压无功，从根本上可以改变由于各个局部变电站的独立电压无功控制影响全网电压无功的优化。电压无功控制的发展方向

电力系统是一个复杂的动态关联系统，其潮流是动态变化并相互关联的。变电站内变压器分接开关在某个范围内的调整将影响无功功率的交换，进而影响电网无功潮流的分布和节点电压的变化。因此，如果某一地区因为节点电压低依靠变压器分接头向同一方向调整，将引起无功功率在该地区的大转移，造成系统无功波动，对系统电压也会造成严重影响。这也是单个变电站独立实行电压无功控制达到局部优化但影响全局的弊端。

要解决上述弊端，必须考虑全局的优化，将各个变电站点采集的电压无功数据和控制结果送至调度中心或集控站的主机，依据实时的潮流进行状态估计，确定各个变电站节点电压和无功要求，对全网的电压无功进行分层分级综合调整。

基于调度系统或集控站的区域集中控制模式是维护系统电压正常，实现无功优化综合控制，提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案，应要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件，各变电站有可靠的通道和智能控制执行单元。另外一个地区调度系统有几百甚至上千个变电站的运行方式、运行参数、分接头当前位臵、电容器状态以及各变电站低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多信息均输入调度中心计算机，必然会造成电压无功控制软件复杂化和控制的实时性变得很差，因此实现分层分级和分散就地的关联控制是全网电压无功控制的发展方向。

全网电压无功控制有2层意义：①为了电网的安全稳定运行必须确保系统内各发电厂和枢纽变电站的电压稳定性。②为了电网的经济运行、降低网损，必须实现全网的无功优化和就地平衡。应该认识到电压无功控制是正常稳定运行状态下的调节控制，在事故状态下这样的调节控制反而会恶化系统的稳定，必须要闭锁。同时电压无功控制是一个全网关联的控制问题，应在考虑全网优化的前提下实现区域或变电站的局部优化。因此全网的电压无功控制是一个分层分级、分散就地的网络关联控制系统，见图3。图3 分层分级电压无功控制结构图

所谓分层分级是指全网根据调度要求进行分区分片控制，省级调度应站在全网安全稳定和经济运行的高度，调度各发电厂和枢纽变电站的电压和无功输出水平，并要求各地区调度合理调度实现就地无功平衡，控制与系统电网的无功交换。地区调度负责对区域高压变电站和集控站的控制，集控站和县级调度负责对低一级电压等级变电站的控制。系统在发生大的运行方式和潮流改变时应闭锁各级电压无功控制功能，由调度主站先控制各发电厂和高压枢纽变电站的电压无功状态，再由地区调度、县级调度或集控站控制下一级变电站或直供变电站的电压无功状态。

所谓分层分级和分散就地的关联控制是指在电力系统正常运行时，由分散安装在各个变电站的电压无功控制装臵或控制软件根据系统调度端下达的电压无功范围进行自动调控，调节控制范围和定值是从电网的安全稳定和经济运行要求出发，事先由调度中心的电压无功优化程序计算好下达给各变电站。在系统运行方式或潮流发生较大改变以及事故情况时，调度中心给各变电站发出闭锁自动控制的命令，由调度中心直接控制枢纽变电站的电压无功，待高压电网运行稳定后，由调度中心修改各下层变电站的电压无功定值范围下达至变电站，满足系统运行方式变化后的新要求。

分层分级和分散就地的关联控制优点在于：在系统正常运行时，可以由分散在各变电站的电压无功控制装臵或软件自动化执行对各受控变电站的电压无功调控，实现功能分散、责任分散、危险分散；在紧急情况下调度中心执行应急程序，闭锁下级调度或集控站以及各变电站的自动调控功能，由调度中心直接控制或下达电压无功系统参数至枢纽变电站，可以从根本上保证全网系统运行的安全性和经济性。为达到分层分级和分散就地的关联控制的目的，要求各变电站需装设执行分散就地控制任务的装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件），并且应具有对受控变电站状态的分析、判别和控制功能，以及较强的通信能力和手段。正常运行情况下，ＶＱＣ装臵或软件向调度报告控制结果和各类参数。同时接受上级调度下达的命令和参数，自动修改或调整定值或停止执行自动调控，成为接收调度下达调控命令的智能执行装臵。由于此类分散就地控制装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件）能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的局部调控策略，可以自动判别运行方式和计算投切电容器及调节分接头可能发生的变化的配合问题。因此分层分级和分散就地的关联控制兼顾了全局优化和局部优化问题。结论

电压无功紧急控制 篇6

【摘 要】对于地区电网而言，无论电压过高或过低都将影响到设备和系统的正常运行，因而保证用户处的电压接近额定值是地区电网运行的重要任务。在电网电网中应用电压无功综合控制系统，能够在确保电压合格的基础上，提高设备的使用寿命，降低值班人员的工作降低和电网的损耗，改善电网电压质量，因此本文首先分析了电压无功综合控制在地区电网应用的重要性，然后深入探讨了电压无功综合控制系统的功能。

【关键词】地区电网；电压无功；综合控制；功能

【中图分类号】O213.1【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0429-01

近年来，地区电网电压无功综合控制经历了由手动控制走向自动控制，由分散式控制走向集中式再到分布式控制，由无序控制走向优化控制，由单站单一控制走向网络分级控制的发展历程，在确保地区电网电压合格率和电能质量上发挥了重要的作用。在地区电网中使用电压无功综合控制装置，不仅能够顺利完成测量和控制等任务，还具有统计、事故报警、通讯、事件顺序记录、打印和显示等多项高级功能，从而确保电力系统内各个节点的电压随时处于适合的数值。

1.电压无功综合控制在地区电网应用的重要性

随着电力系统规模日益扩大，负荷需求逐渐增长，出现了在高峰负荷时电压偏低，低谷负荷时电压偏高的现象，原来的那种凭经验进行无功配置与调度的手段已经难以适应现代电网的需要。在地区电网中应用电压无功综合控制，能够通过科学手段在满足负荷发展需要的前提下，充分利用系统的无功资源，实现无功的合理规划与调度，减少有功损耗，保证电能质量，提高地区电网的运行稳定性和经济性。具体说来：

（1） 电压无功综合控制关系着地区电网运行电压的水平高低。电力系统的电压水平高低是电力系统能否正常可靠运行的重要指标，也是电能质量的主要指标之一，而电压水平的高低直接取决于无功功率是否充足、无功配置是否合理以及无功潮流分布是否合理等。

（2） 电压无功综合控制关系着地区电网的经济运行。由于电网中无功潮流的流动将在线路和变压器等相关输变电设备上造成有功损耗，从而影响到电力系统的经济运行，因此电压无功综合控制可以提高地区电网运行的经济性，从而提高输电效率。

（3） 电压无功综合控制关系着地区电网的动态电压稳定。发电机励磁系统的无功动态特性、电动机的无功动态特性以及负荷的动态电压特性等都对电力系统动态电压具有重要影响，因此电压无功综合控制影响着地区电网动态电压的稳定，它可以有效提高地区电网运行可靠性，防止电压失稳事故的发生。

（4） 电压无功综合控制关系着值班人员的劳动强度。传统无人值班变电站的电压及无功调节都是由集控中心人工调节，这不仅增加了值班人员的工作量和负担，而且人为判断和操作极大地增加了调节的不合理性，因此已经难以满足发展的需要。而采用电压无功综合控制系统，能够通过自动控制来减轻集控中心值班人员的劳动强度，同时也避免了人为误差，真正实现全网电压无功的实时控制，完善并提高了无人值班变电所的自动化水平。

（5） 电压无功综合控制关系着设备的运行状况。在地区电网运用电压无功综合控制，由于可以进行自动化分析，因此可以将有载变压器分接头调节次数大大降低，从而提高设备的使用寿命。

2.电压无功综合控制在地区电网应用的原则

在地区电网中应用电压无功综合控制时，其总体思想为利用SCADA系统采集地区电网各节点无功功率、运行电压和有功功率等实时数据，然后在现有EMS系统的基础上，以电网电能损耗最少和各节点电压总体水平为综合控制目标，以各节点电压合格为约束条件，进行综合优化处理后，形成有载调压变压器分接开关调节和无功补偿设备投切控制的指令，然后利用调度自动化系统的“四遥”功能，实现地区电网无功电压的优化运行。

当根据地区电网的实际运行情况来设计电压无功综合控制系统时，需要依托现有地区电网调度自动化系统平台，并与其他模块协调工作来形成一个高级应用系统。具体说来，地区电网的电压无功综合控制系统的设计思想为：（1）要对已有的无功电压自动调节装置和无功电压综合控制装置的功能进行充分利用，如电容器投切功能，然后在此基础上进行功能的完善和延伸。（2）电压无功综合控制系统在使用之初不用于闭环自动控制，只是经实时系统的优化计算，给出无功及电压优化调度的结果和列表，从而为调度员提供无功电压调节措施及控制决策方案；后续可以考虑投入闭环自动运行，从而实现全自动无功调节系统。（3）充分考虑电压无功综合控制系统未来的升级和扩展，控制策略采用混合优化策略，并引入模糊逻辑来处理无法量化的优化目标。

3.电压无功综合控制系统的功能分析

作为典型的智能控制系统，电压无功综合控制系统能够优化调节地区电网的电压，对无功功率进行优化补偿，并且具有控制信息管理功能等，具体说来：

（1） 电压优化调节功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够确保各节点电压的合格，并在此基础上对全网分析确定线损最低的运行电压点，从而获得明显的降损节电效果。此外，电网无功综合控制系统可以实施有载调压变压器分接开关调节次数的优化分配，确保电网有载调压变压器分接开关动作安全和减少日常维护工作量。

（2） 设备保护功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够预先计算控制措施的效果，防止无功补偿设备投切振荡，并且以尽量少的设备动作次数来实现其基本功能，有效防止电容器和主变分接头的频繁投切。

（3） 无功优化补偿功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够确保在系统功率因素合格的情况下进行无功潮流的优化；能够在电网内各级变电站电压处在合格范围时，控制本级电网内无功功率流向合理，达到无功功率分层就地平衡，提高功率因数；能够根据地区电网对无功和电压变化的需求，计算决策同电压等级不同变电站电容器组、同变电站不同容量电容器组谁优先投入，同变电所电容器轮换投入。

（4） 变压器经济运行功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够充分利用现有变压器经济运行的研究成果，实现全系统的变压器优化经济运行，改变目前只是定期单个变电站的变压器经济运行的现状。

（5） 防止电压失稳的功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够选择有效的基于就地信息或区域信息的电压稳定指标，并将它们引入无功电压集中优化控制中来，从而实现电网或重负荷节点的电压稳定性监控。

（6） 控制信息管理功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够记录系统每一次动作的执行时间和执行原因，形成设备动作记录表；能够记录主变分接开关、无功补偿设备开关每年每月每日动作次数，为最大限度发挥设备潜力和设备检修提供科学依据；能够提供负荷24小时电压运行曲线，从而直接判断电压的运行水平。

（7） 自诊断和自闭锁功能。将电压无功综合控制系统应用于地区电网，能够监视自身优化控制计算结果，当结果出现明显错误时果断闭锁系统的运行，并通过报警通知调度员，防止误操作。

参考文献

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电压无功控制系统应用分析 篇7

电压是电能质量的重要指标。电压质量对电力系统的安全与经济运行, 对保证用户安全生产和产品质量以及电器设备的安全与寿命, 有重要影响。电力系统的无功补偿与无功平衡, 是保证电压质量的基本条件。有效的电压控制和合理的无功补偿, 不仅能保证电压质量, 而且提高了电力系统的稳定性和安全性, 充分发挥经济效益。

随着电力系统规模的不断扩大, 电网互联的加强, 使得电压无功优化控制问题的规模也越来越大, 原来仅在变电站侧装设电压无功自动控制装置 (VQC) 已不能满足需要, 因为这种控制方式只是局部的、分散的控制, 无法达到整个电网的全局最优。近年来出现了一种基于调度主站或集控中心的电压无功集中控制系统 (AVC) , 它结合专家系统与数值分析, 借助于调度自动化系统四遥功能, 对区域电压无功进行调节, 实践证明, 该系统较好地解决了区域电网电压无功控制问题, 取得了明显的效果。

1 电压无功分散控制系统 (VQC)

电压无功分散控制系统是我国电网早期进行电压无功调节控制的主要方式, 也称就地控制。分散控制是指在各个变电站或发电厂中, 自动调节站内有载调压变压器的分接头位置或其他电压调节器、控制无功功率补偿设备 (包括电容器、电抗器、调相机、静止无功功率补偿设备等) 的工作状态, 使得当负荷变化时, 该变电站或发电厂的母线电压和无功功率保持在规定的范围内。

1.1 系统构成及控制方法

余杭电网自2001年开始运用电压无功分散控制系统 (VQC) , 该系统由变电站端的子站和调度端的主站构成, 二者由光通道相连。子站主要完成当地变电站的电压无功优化控制, 主站则主要是总体调节方案与调节参数的确定与下达, 以及人机对话联系。变电站端的子站采用了基于“九分区”原理的T D S—7 0 1型电压无功控制装置, 该装置控制方法如图1所示。

由整定的电压上、下限的两条边界线与变电站低压母线无功功率上、下限的两条边界线垂直相交, 将运行状态分为井字形的9个区域。“九分区”的控制目标是使变电站低压母线的电压和经变压器由系统输入的无功功率在整定的范围之内。

显然, 除中间1个区域 (第9区) 能同时满足电压和无功条件外, 其余8个区域均不能同时满足电压、无功两个条件。

“九分区”控制装置在线判断变电站的运行状态所处区域, 做出操作决策:

(1) 1区:U越上限, Q越下限, 退出电容器, 然后分接头下调。

(2) 2区:U越上限, Q正常, 分接头下调, 然后退出电容器。

(3) 3区:U越上限, Q越上限, 分接头下调, 然后退出电容器。

(4) 4区:U正常, Q越上限, 投入电容器。

(5) 5区:U越下限, Q越上限, 投入电容器, 然后分接头上调。

1.2 应用分析

经过几年应用表明, V Q C装置采用九分区控制策略, 方法简单、易行, 通过电压上下限值和无功上下限值进行综合调整, 见效快, 同时分散控制是在各厂、站独立进行的, 它基本实现了局部厂、站的优化, 对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗, 减少值班员的操作起到了一定的作用。但在使用过程中发现VQC的运行存在不足, 如控制策略是静态的, 不够灵活, 没有预测性等等。不过最主要的问题是它只采集本站内的运行参数, 控制目标仅为本地的电压质量, 不能顾及整个系统的运行情况, 很可能发生这样的情况:从本站来看, 电压偏低, 应当调节分接头升高电压, 但如果从全网的运行情况可能有更合适的方法, 不必进行分接头调节, 所以VQC的控制始终只能做到就地的最优。当电源点的枢纽变电站电源供出的电压不合格时, 该变电站涉及的负荷点变电站势必频繁动作, 以期达到合格的目标, 既增加了设备的动作次数, 又可能引起调节过程中的震荡, 在电网中出现不合理的无功潮流, 即使达到了局部控制的目标, 也还是无法实现整个电网的全局最优。

2 电压无功集中控制系统 (AVC)

针对电压无功分散控制系统 (V Q C) 存在的问题, 余杭电网于2005年开始采用电压无功集中控制系统 (A V C) , 该系统是一种配置于调度主站的电压无功集中控制系统, 基于OPEN-2000调度自动化平台, 其主要功能是在保证电网安全稳定运行前提下, 确保电压和功率因数合格, 并尽可能降低系统因不必要的无功潮流引起的有功损耗。AVC与OPEN-2000平台一体化设计, 从P A S网络建模获取控制模型、从S C A D A获取实时采集数据并进行在线分析和计算, 对电网内各变电所的有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制, 实现区域电网无功电压优化控制闭环运行。

2.1 系统构成及控制方法

系统主要有三个模块构成:自动电压调整程序 (A V C_M A I N) 、遥控程序 (D O_C T L S) 和报警程序 (A V C_A L M) 。AVC_MAIN通常只运行在PAS节点上, 它从S C A D A获得电网的实时运行状态, 根据分区调压原则, 对电网电压进行监视, 发现电压异常时提出相应的调节措施。当系统处于自动控制状态时, 将调节措施交给S C A D A的遥控程序, 执行变压器的升降和电容器的投切, 遥控环节是电压无功自动控制系统的关键环节, 电压无功自动控制系统运行是否成功将在很大程度上取决于电网基础自动化状况。报警程序负责显示自动调压程序提出的调压建议和遥控程序所做的自动调压措施。

AVC主要基于如下三种控制模式, 不同控制模式采用相应控制策略:

区域电压控制:数十秒, 控制区域枢纽厂站电压无功设备, 校正或优化区域内母线群体电压水平;

电压校正控制:数十秒, 主要由各厂站就地控制无功设备快速响应就地电压变化;

区域无功控制:5分钟~15分钟, 全面协调控制发电机无功出力、容抗器投切、变压器分接头升降, 使全网电压水平尽可能高、线路无功潮流最小、降低网损。

2.1.1 区域电压控制

区域群体电压水平受区域枢纽厂站无功设备控制影响, 是区域整体无功平衡的结果。结合实时灵敏度分析和自适应区域嵌套划分确定区域枢纽厂站。当区域内无功分布合理, 但区域内电压普遍偏高 (低) 时, 调节枢纽厂站无功设备, 能以尽可能少的控制设备调节次数, 使最大范围内电压合格或提高群体电压水平, 同时避免了区域内多主变同时调节引起振荡, 实现区域电压控制的优化。

2.1.2 电压校正控制

由实时灵敏度分析可知, 就地无功设备控制能够最快、最有效校正当地电压, 消除电压越限。当某厂站电压越限时, 启动该厂站内无功设备调节。该厂站内变压器和电容器分时段协调配合, 实现电压无功综合优化:电压偏低时, 优先投入电容器然后上调有载主变分头;电压偏高时, 首先降低有载主变分头, 如达不到要求, 再切除电容器。电压限值根据逆调压规则确定, 高峰时段电压下限偏高, 低谷时段电压上限偏低, 实现逆调压。

2.1.3 区域无功控制

当电网电压合格并处于较高运行水平后, 按无功分层分区甚至就地平衡的优化原则检查线路无功传输是否合理, 通过实时潮流灵敏度分析计算决定投切无功补偿装置以尽量减少线路上无功流动、降低线损并调节有关电压目标值。

1) 区域无功欠补 (不足) , 流进区域无功偏大时, 根据实时潮流灵敏度分析, 从该区域补偿降损效益最佳厂站开始寻找可投入无功设备, 使得无功潮流在尽可能小的区域内满足分区平衡, 线路上无功流动最小;

2) 区域无功过补 (富余) , 使区域无功倒流时, 如果该区域不允许无功倒流, 根据实时潮流灵敏度分析, 从该区域切除电容器校正无功越限最灵敏厂站开始寻找可切除无功设备, 消除无功越限。

电容器等无功补偿装置的无功出力是非连续变化的, 由于无功负荷变化及电容器容量配置等原因, 实际运行中无功不可能完全满足就地或分层分区平衡, 在保证区域关口无功不倒流的前提下, 区域内电网各厂站之间无功可以倒送。

投入或切除无功设备可能使电压越限时, 考虑控制组合动作, 如投入电容器时预先调整主变分头, 使控制后电压仍然在合格范围内, 但减少了线路无功传输。

2.2 应用分析

系统自2005年年初在余杭电网全面投入使用, 截止2010年10月, 共有35座110kV及35kV变电站实现了全网电压无功优化集中控制, 完成变电站有载调压变压器及电容器的集中自动控制。运行实践表明, 电压无功优化系统运行稳定可靠, 取得了较好的效果, 具体体现以下几个方面:

1) 减少有载调压变压器分接头开关、电容器动作次数, 提高了设备的使用寿命, 减轻了检修劳动强度。

2) 提高了电网的l0kV母线电压及地区受电功率因数合格率, 增加了输电设备出力, 同时由于网损的降低, 减少了电能损耗, 取得了明显的降损节能效益。以下为电压无功集中控制系统使用前后, 电网相关考核指标的对比情况:

2005年余杭电网A类电压合格率为99.29%, 与2004年99.11%同比提高了0.18个百分点, 达到了考核的要求;受电功率因数高峰期合格率为99.2%, 与2004年99.1%同比提高了0.1个百分点, 低谷期合格率为94.0%, 与2004年87.02%同比提高了6.98个百分点。2005年余杭电网完成线损率5.88%, 与2004年6.90%同比下降1.02个百分点。

3) 该系统能准确地统计主变分接开关、电容器开关动作次数, 为最大限度地发挥设备潜力和设备检修提供了依据, 同时促进了电容器的配制、电容器投切开关的更新及其有载分接开关的性能的提高。

4) 代替调度人员对电压进行实时监视和控制, 大大减轻了调度员的工作强度, 避免了人为误差, 实现了全网电压实时的自动控制, 完善和提高调度自动化水平。

在肯定该系统使用效果的同时, 我们也发现了一些问题:没有及时完善网络建模;刀闸维护、误发遥信处理不及时;状态估计的结果有时不可信;没有充分考虑无功可控设备的闭锁条件;这些均有可能导致AVC动作的不正确, 从而影响系统电压、无功调整的效果, 应引起足够重视。

由此同时, 我们也应看到, 目前电网使用的全网电压无功优化集中控制系统, 还不是真正意义上的全网优化, 只是做到了局部的、区域的电网优化控制。要想真正实现全网的电压无功优化, 只有当前大力建设的坚强智能电网才有可能实现, 因为智能电网具有思维、分析、判断、决策、控制的能力, 无论在什么情况下, 都能自动、快速、正确地进行控制, 保持电网的安全、稳定、高质、高效和人性化的运行, 所以未来的智能化电压无功控制系统应该具有自动实现全网无功优化运行能力、柔性控制能力、电网事故后自动恢复电压等能力。

3 结论

本文通过对两种电压无功控制系统应用情况进行了比较分析, 说明了电压无功集中控制系统是目前电网使用最广、较为适用的无功电压自动控制系统, 同时指出未来的无功电压自动控制系统只有向智能化发展, 才能真正实现全网的电压无功优化。

参考文献

[1]唐寅生.电力系统无功电压调控装置控制策略[J].电力自动化设备.2001, 21 (6) :34-36

[2]程浩忠, 吴浩.电力系统无功与电压稳定性.北京:中国电力出版社.2004

电压无功紧急控制 篇8

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。

配电网无功电压优化运行控制方法 篇9

配电自动化系统的功能基本有5个方面即配电SCADA、故障管理、负荷管理、自动绘图规范设理, 地理信息系统 (AM/FM/CIS) 和配电网高级应用。

同输电网的调度自动化系统一样, 配电网的SCADA也是配电自动化的基础, 只是数据采集的内容不一样, 目的也不一样, 配电SCADA针对变电站以下的配电网络和用户, 目的是为DA/DMS提供基础数据。但是, 仅仅是配电SCADA的三遥功能, 并不能称为配电自动化系统, 必须在配电SCADA基础上增加馈线自动化 (FA) 功能。馈线自动化的基本功能应包括馈线故障的自动识别、自动隔离、自动恢复。配网故障诊断是一个复杂的问题, 根据配网实际情况和故障情况的差别, 诊断的步骤与方法不同。诊断方案应适用于单相接地故障、相一相故障、相一相接地故障和三相故障。使用范围为中性点不接地或小电流接地系统。为了完成DA的功能, 配电SCADA除了可以采集正常情况下的馈线状态量, 还应对故障期间的馈线状态进行准确的捕捉;除可进行人工远程控制, 还应对馈线设备进行自动控制, 以便实现故障的自动隔离和自动恢复。

2 配电网优化控制方法

为了降低预想事故集中的扰动带来的损失, 减少事故后的操作代价, 使系统从不安全状态回到正常状态, 所采取的一系列控制措施。如果系统进入紧急状态, 此时进行的防止事故扩大的操作称为紧急控制, 使系统进入待恢复状态。对处于待恢复状态的系统, 需要采取负荷转供和负荷切除等手段, 以尽快的给尽可能多的失电负荷恢复电能供应。本文将重点讨论恢复控制中的网络重构、电容器投切以及相关的综合优化方法。

2.1 配电网网络重构

配电网网络重构是通过选择分段开关、联络断路器的开合状态, 来改变网络的拓扑结构, 以达到减少网损、平衡负荷、提高电压质量、实现最佳运行方式的目的。网络重构是一个比较复杂的问题, 它是网络结构的优化, 从数学模型来看, 属于非线性组合优化问题。如果系统的网架结构和电气状况允许, 对每一个单重故障, 将可以找到多个可行的转供方案, 方案越多, 一则可以粗略的认为该系统的网架结构越坚强。

在树枝没有联络断路器存在的配电网中是不存在重构问题的, 所以配电网络重构理论的推导都是基于配电网具有环形结构开环运行的网络。在配电网中存在大量的常闭分段断路器和少量的常开联络断路器, 随着负荷的波动或者故障的原因, 各条馈线在轻载与重载之间转换, 配电网的结构允许其开合交换支路, 平衡各条馈线之间的负荷, 这不但可以增加各条馈线的稳定裕量, 消除过载, 提高其安全性, 还可以提高总体的电压质量, 降低网损, 提高系统的经济性。

配电网重构是一个有约束的、非线性、整数组合优化问题, 通常以网损最小为目标函数, 以电压质量、线路变压器容量等为约束条件, 目前配电网网络重构的算法有很多, 诸如最短路径法、遗传算法、快算支路交换算法、穷举搜索法等, 这些算法都在处理目标函数上, 在不同的方面取得了一定的进展, 但是考虑到网络重构在实际中仅是配网优化控制的一个方面, 是在多目标决策下的一种优化, 还需要受到其它优化目标的限制, 所以这些网络重构算法在实际应用中还需要做一定的调整。

2.2 电容器的投切

电容器投切在一般的配电网优化中, 主要作用就是改善电能质量和降低网损, 电容器的投切对配电网的优化控制有着很重要的意义。长期以来, 研究规划阶段电容器优化配置的文献比较多, 对运行中电容器优化投切的研究还非常有限。后来许多学者就电容器的投切策略做了大量的研究, 还有些学者针对配电网的模型进行了研究, 并对相应的算法做了进一步改进。比如在中低压配电网中, 三相负荷由于是随机变化的, 且一般不平衡, 但大多数对电容器优化投切的研究是建立在三相负荷平衡的假设条件上的。三相负荷不平衡会导致供电点三相电压、电流的不平衡, 进而增加线路损耗, 同时会对接在供电点上的电机运行产生不利影响。因此许多学者开始研究三相模型, 其中有人提出了一种配电网中三相不平衡负荷的补偿方法, 还有些文献利用三相负荷模型进行电容器优化投切的研究, 取得了较好的效果。

就优化方法而言, 不少文献和著作都介绍了各种各样的算法, 具体可以分为两类:数学模型的解析算法和优化问题的人工智能算法。前者主要有非线性规划、线性规划、整数规划、混合整数规划和动态规划等算法;后者有人工神经元网络算法、遗传算法、模拟退火算法、Box算法和Tabu搜索法等现代启发式算法。解析算法迭代次数少, 收敛速度快, 但得到的往往是局部最优解。智能算法计算速度较慢, 但在全局最优性方面较好。在实际应用中, 采用解析类算法的相对多一点。

2.3 综合优化

如果将考虑安全性的网络重构和电容器投切结合起来, 这就是计及安全性的配电网综合优化。配电网络重构是一个有约束的整数规划问题, 配电网络电容器投切是个非线性整数规划问题, 即使单独考虑其中一个问题就已经十分复杂, 若将它们综合起来考虑就会更加复杂, 网络结构的优化影响着电容器投切, 电容器投切又反过来影响网络结构的优化, 二者相互影响。对大规模配电网而言, 有一种解决办法就是将综合优化问题分解成网络重构和电容器投切两个优化子问题, 对这两个子问题进行交替迭代逐步逼近最优解。即在重构算法的优化过程中所得到的每一个可行重构方案的基础上, 加载电容器投切过程, 得到基于该重构方案的一个综合优化解, 然后依据目标函数交替迭代, 向最优解不断逼近, 直到获得最终可行方案。这种配电网预防控制的综合优化方法, 由于所针对问题及求解过程的复杂性, 使得在线应用具有一定的困难, 一般用在离线的运行规划、安全性分析与调度当中。电容器采用基于遗传算法的投切方法进行计算, 在现有的补偿设备基础上, 以网损最小为目标, 在满足电压约束前提下, 使整个网络有功损耗最小。而网络重构通过仿真配电网潮流的计算和网损的评估, 来对配电网进行重构, 确定最优网络结构。若单纯以配电网的网损作为衡量指标, 则只做电容器投切的算法效果最好, 综合优化的次之, 重构的效果相对最差, 但是从配电网整体综合优化的角度来看, 综合优化的方法则有可取之处, 具体选择哪一种算法, 需要根据实际配电网的运行情况来加以考量。

结束语

配电网优化控制方法在理论上已经有许多控制的方法, 但在实际的应用过程中, 由于存在着许多不确定因素, 如环境因素、政府政策等, 最优化的结果很可能是个综合、折衷的结果, 而不是单个方面优化后的最佳结果。配电网的运行是多个指标的综合体现, 在具体的操作中, 可以考虑如何将这些约束条件进行简化处理, 并进行综合考虑, 从而达到配电网优化运行的目的。

参考文献

[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:郑州大学, 2003.[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:郑州大学, 2003.

[2]邱军.电力系统无功电压就地控制研究[D].武汉:华中科技大学, 2004.[2]邱军.电力系统无功电压就地控制研究[D].武汉:华中科技大学, 2004.

[3]邢晓东.金华地区电压无功优化的研究[D].杭州:浙江大学, 2005.[3]邢晓东.金华地区电压无功优化的研究[D].杭州:浙江大学, 2005.

变电站电压无功自动控制初探 篇10

随着人们生活质量的提高对于供电质量及供电可靠性要求也越来越高，电压作为电能主要指标，其质量对于电网稳定及电力设备安全运行有着重大的影响。影响电压质量的一个重要因素是无功，电压及无功调节任务是由下面的各级变电站承担。由于无人值班变电站的增多，由人工手动调节电压无功的方式已渐渐不能适应现阶段发展的需要，急需进行电压无功自动控制方式的改造。

1工程概况

某110k V变电站现有2台S10型主变，容量均为20000k VA，具备有载调压功能，额定电压为110× (1±8×1.25%) k V/38.5k V/10.5k V。正常情况下2台主变分列运行各带一段10kV母线及出线，每段母线上装设一组电容器，容量分别为2 000kvar、2 200kvar，以满足国家电网公司无功电压管理规定及技术导则中有关无功补偿容量的要求。近几年，该变电站进行了综合自动化改造，保护、监控系统采用NS2000变电站综合自动化系统，同时，投运了一套VQC-2A型独立式电压无功综合控制系统装置，以确保该变电站的正常安全运行及管理。

2工作原理

为控制变电站电压与无功 (或功率因数) 在规定范围内，通常采用改变主变分接头档位和投切电容器组来改变系统的电压和无功。在实际应用中，主变分接头调节主要用于调节电压，电容器的投切主要用于调节无功，也用于电压的调节。下面以一台变压器为例，介绍各种情况下的电压与无功的调节方式，其中电压U取值于主变的低压侧母线电压，无功Q取值于主变的高压侧无功。

2.1调节原理

分接头调节对U及Q的影响为分接头上调 (向主变二次侧电压升高方向调整) 后U将变大，Q将变大;分接头下调 (向主变二次侧电压降低方向调整) 后U将变小，Q将变小。电容器投切对U及Q的影响为投入电容器后Q将变小，U将变大;退出电容器后Q将变大，U将变小。

2.2调节策略

独立式电压无功综合控制调节方式分为：调电压，调无功，电压优先 (当电压与无功不能同时满足要求时, 优先保证电压正常) ，无功优先 (当电压与无功不能同时满足要求时, 优先保证无功正常) ，智能调节 (当电压与无功不能同时满足要求时, 保持现状) 。以下主要讨论电压优先，无功优先和智能调节方式的调节对策。

该电压无功综合控制系统将各时段电压和无功限值作为判断依据，确定了图1所示的“十七域图”。根据实际测量的低压侧母线电压和高压侧无功负荷大小，确定系统目前运行的区域，按照表1给出该区域的调节策略发变压器调档或无功设备投切指令。图中第9域为目标区域，每个指向该区域的箭头代表一种调节方法，其中△Ub、△Qb分别为分接头调节一档引起的电压、无功最大变化量，△Uc、△Qc分别为投切一组电容器引起的电压、无功最大变化量。

2.3限值选择

2.3.1电压

1)按给定电压曲线确定，将电压的上限值和下限值按每天12个时段分别给定。在任何时刻装置将依照调节策略将电压控制在限值范围内。

2)按逆调压原理确定，系统根据实测有功负荷的大小自动确定电压限值。

上限值= (K-1) ·Uhs·P/Pmax+Uhs;

下限值= (K-1) ·ULs·P/Pmax+ULs。

式中：K——逆调压系数定值;

P——变压器高压侧实测有功功率，单位为mW;

Pmax——变压器高压侧额定功率，单位为mW;

Uhs——变压器高压侧有功负荷为零时电压上限动作定值，单位为kV;

ULs——变压器高压侧有功负荷为零时电压下限动作定值，单位为kV。

以上两种限值控制方式中，电压上、下限动作值的差应大于变压器调节一档时电压的改变量，以防止调节档位后因电压穿过目标区域而引发振荡。

2.3.2无功

1)按给定无功曲线确定，将无功的上限值和下限值按每天12个时段分别给定，装置将控制无功在任何时刻均运行在限值范围内;

2)按给定功率因数确定，装置将根据给定的功率因数和实测的有功、无功负荷的大小自动确定无功目标值，并计算出无功上、下限值。

上限：Qh=Qs+0.65△Qc;

下限:QL=Qs-0.65△Qc。

式中：P——实测有功功率;

Q——实测无功功率;

cosΦ——给定功率因数定值 (据实际运行情况取0.95) ;

△Qc——投切一组无功设备引起的无功最大变化量，通常指单组电容器容量。

3运行保护措施及改进

3.1闭锁操作

闭锁是指独立式电压无功综合控制装置在检测并判断到装置本身自检出现异常、变压器和电容器以及系统出现异常时，及时停止自动调节，并能发出信号的功能。若独立式电压无功综合控制装置没有完善的闭锁功能，这样会给变电站的安全运行带来严重威胁，如当电容器保护动作，开关跳闸，若独立式电压无功综合控制系统不及时闭锁，而在5 min内使其开关再次合闸，则可能发生电容器由于带电荷合闸而爆炸事件。

本变电站采用的独立式电压无功综合控制系统设置了多种闭锁功能，当闭锁信号发出时，运行人员应仔细查看菜单显示的异常信息，并做相应处理。只有确认外围回路确实没有问题才能按复归按钮。属于保护动作或遥控拒动情况时更应仔细检查，如电容器、主变保护动作后, 只有故障消除、设备重新投入运行, 才能解除闭锁。

3.2压板投退操作

独立式电压无功综合控制系统设有专门的压板控制变压器和电容器的动作，当电容器检修时，未退相应的出口压板;当达到动作定值时，独立式电压无功综合控制系统可能会投入电容器，若恰好此时电容器处有检修工作人员则会威胁到人身安全，建议将压板投退操作编入典型操作票中，并且运行人员应将其作为现场规程来执行。

3.3统计功能的完善

电容器投退前后母线电压值、电容器动作时间、投退动作次数, 主变分接头动作前后的档位及母线电压、分接头动作时间和次数等数据, 是分析设备运行情况、为设备检修提供依据的基础数据, 也是变电站运行月报中的必要内容。目前独立式电压无功综合控制系统只能显示一条闭锁信息, 而不能将这些数据发送到后台机。建议将闭锁信息的详细内容发送到后台机, 并增加数据统计功能, 以利于运行人员及时发现和处理异常, 提高系统利用率。

3.4运行管理

从110kV变电站采用的独立式电压无功综合控制系统的运行情况看，要做好投运前对设备的充分了解，基建、调试、验收工作严格按程序进行，提前对运行维护人员进行培训等技术管理工作，是保证装置投运后能否充分发挥作用的基础条件。

4运行效果

该变电站独立式电压无功综合控制系统投运前，集控站值班员根据电压和功率因数调节变压器分接头或投退电容器来保证电压质量，独立式电压无功综合控制系统投运后效果如下：

1)改善了功率因数。功率因数提高，损耗随之降低，从而实现了无功的分层分区就地平衡。据理论计算，电网的负荷侧功率因数提高到一定值时，对于地区网损率会明显降低，因此，提高功率因数可使电网运行更加经济;

2)提高了电压合格率;

3)改善了设备运行状态。电容器投切次数的减少、主变有载分接开关平均调节次数的减少为电网的安全稳定运行奠定了基础;

4)减少了运行人员的工作量。该110kV变电站是集控站的子站之一，运行人员需同时监视多个子站并进行调节主变分接头和投切电容器的操作。由于独立式电压无功综合控制系统实现了电压无功的自动调整，减少了运行人员的工作量，从而提高了工作人员的工作效率。

摘要：随着人们生活质量的提高对于供电质量及供电可靠性要求也越来越高, 本文结合笔者工作实践对变电站电压无功自动控制系统运行进行了分析。

电压无功紧急控制 篇11

【关键词】变电站；无功补偿；电压调节；电容器

1、引言

为保证电力系统的安全，并且实现它的经济运行，必须确保电压质量。当下我国逐渐开始推动电力系统市场化，进行商业化运营，这对电压质量也有了更高的要求。人们开始密切关注变电站的电压调节和无功控制。保持电压质量合格，降低网损需要对无功功率进行分层、分区、就地平衡，对无功设备进行科学调控，做好电网无功的优化。目前无功优化的途径主要有两种：一种是全网范围内的无功优化，以开工时设备的网损值最小作为目标函数；另一种是变电站的电压无功综合控制（VQC），通过使用并联的补偿电容器和有载调压变压器，使得局部的電压和无功补偿可以自行调控。通过这种自动调节，使进线功率因数尽可能接近1，保证负荷侧母线的电压在规定范围内。

从上世纪70年代，就开始了对VQC装置的研究。现在国内外已经形成了一整套比较成熟的控制策略。近年来，高速通信技术、卫星同步授时技术和电力系统信号采集和处理技术都得到了飞速的发展，变电站电压的控制有了无功补偿控制的装置提供技术支持，使得VQC具有很高的可靠性。

2、变电站无功控制与电压调节的主要方式

2.1补偿容量不足时的无功功率平衡

要想平衡电压系统的质量和无功功率，必须以系统电压维持在正常水平作为前提。正常情况下，电源的无功功率和有功功率都要从用电设备获得。如果用电设备不能提供充足的无功效率，无法满足用电设备的需求，那么正常的电磁场就无法建立起来。这样就会导致端电压降低，用电设备无法在额定电压下正常工作，导致电力系统无法正常运行。无功功率平衡可以很好地解决这一问题，当电力系统的电压水平降低时，控制装置会自动调节电压，降低系统对无功功率的需求。这样，在容量不足时，无功功率控制装置会使无功功率达到一种平衡状态[1] 。

2.2电源充足时的无功功率平衡

电力系统的电源与电压水平密切相关。当无功功率电源不足时，相应的电压水平也较低。相反，电源充足时，电压水平就较高。因此，在电力系统的运行过程中，要使用电设备可以在额定电压下维持无功功率平衡。在这个基础上，安装一定的补偿装置进行就地补偿。如此一来，电压的质量可以得到提高，线损也可以有所减少。然而实践表明，只单单使用无功补偿控制来调节电压，是无法很好地解决电压质量问题的。因为随着配变负荷的增大，电压的波动也会变大。因此，大家普遍使用“九区图”法。“九区图”是一种控制算法，电压和无功是控制变量，通过投切电容器和切换变压器分接开关档位，使无功Q和电压U达到我们所需的值。它把自动调压和自动跟踪补偿很好地配合在一起，使电压的质量得到进一步的提高[2]。

3、变电站无功补偿控制和调节电压的原理及具体实现方法

3.1原理

从理论上来讲，无功控制划分可以根据电压和无功划分，也可以把电压和无功的因素作为划分依据。目前电力系统中普遍使用的是九区图控制法。该方法通过对无功和电压上下限的规定，将无功和电压平面分成了九个区域，因此称为九区图控制法，如图1所示。

九区图控制法原理：电压和无功上下限的确定是有一定依据的，前者是以电压合格范围作为确定依据的；后者的确定是根据每组电容器的容量和偏差进行的，为了维持无功平衡及保持投切的稳定。无功上限意味着无功过剩，无功下限则代表无功不足。最终无功控制的方法根据电压和无功所处的状态即位置来确定[3]。

3.2实现方法

如果电压和无功未到达所需的值，那么可以利用投切电容器组，变换有载配电变压器分接开关的档位来调节U和Q。具体方法如下：

0区：电压无功合格不需要调节；

1区：电压超过了上限，需要进行降压调节。（1）电压优先：可以将分接头向下调节。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使电压下降，大于电压下限同时无功低于上限。（2）无功优先：可以将分接头向下调节，使无功回复正常。如果分接头无法调节，可以尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。

2区：无功高于下限，电压高于上限，此时首先要把电压降下来，若无功仍然高于下限，则可以投入电容器。（1）电压优先：首先尝试退电容器，看看电压是否高于下限同时无功低于上限。如果电容器无法退，可以将分接头下调，看看是否可以使电压和无功都高于下限。（2）无功优先：首先尝试退电容器，如果可以使无功低于上限。否则将分接头上调，看看是否可以使电压低于上限。

3区：电压在合格范围内，但无功超过下限，可以通过投电容器进行调节。

4区：电压和无功均超过下限，可以首先通过投电容器进行调节。（1）电压优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，可以投电容器，看看是否可以使电压低于上限同时无功高于下限。（2）无功优先：首先尝试把分接头上调。如果不可调，尝试退电容器，看看是否可以使无功低于上限同时电压高于下限。

5区：电压高于下限，可以通过升压进行调节。

6区：电压高于下限，无功高于上限，首先需要使电压升高。（1）电压优先：尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果投电容器不可行，尝试将分接头上调，看看是否可以使无功和电压均低于上限。（2）无功优先：首先尝试投电容器，如果可以使无功高于下限同时电压低于上限。如果此法不行，可以把分接头向下调节，看看是否可以使电压高于闭锁上限同时无功高于上限。

7区：电压在合格范围内，无功高于上限，需要通过切电容器来调节。

8区：电压和无功均高于上限，可以首先尝试切电容器，如果电压还是高于上限则通过降压来调节。

4、无功控制与调节效果分析

4.1通过无功补偿控制装置的使用，电力系统设备的使用年限可以延长，电压的质量也可以有所提高。

电压损失 U简化计算如下：

U=（PR+QX）/U （式1）

式中：U表示线路额定电压，单位是kV；P表示输送的有功功率，单位是kM；Q表示输送的无功功率，单位是kVar；R表示线路电阻，单位是Ω；X表示线路电抗，单位为Ω。

补偿装置容量Qc安装之后，线路电压降为U1，计算如下：

ΔU1=[PR+（Q-Qc）X]/U （式2）

很顯然，ΔU1<ΔU，换言之就是安装补偿电容之后，减少了电压的损失，提高了设备运行时的安全性。根据式子（1）和（2）可以得到安装补偿电容后，电压升高的计算方法为：

ΔU-ΔU1=QcX/U（式 3）

从该式子可以看出，越是接近线路末端，安装无功补偿装置的效果就越好。因为靠近线路末尾的电抗较大。

4.2无功补偿可降低电能损耗

无功补偿装置的作用主要是可以降低电损，节约能源。线路的有功损耗的降低原理如下：输送的有功P是一个固定值，安装无功补偿装置后，功率因数有所提高，从原来的cosφ上升到cosφ1。由于P=IR，所以线路的有功损耗和电流的平方成正比。又因为P=UIcosφ，电流与cos 成反比。所以，当功率因数由cosφ提高到cosφ1时，电流也有所下降，线路的有功损失也随之减少[4]。

5、无功补偿控制装置的不足及改进方案

5.1不足

VQC装置受到较多电力系统工作人员的青睐，主要是由于它作为一种无功补偿设备，可以根据电压和无功的区域进行自动调解，加之成本适中并易于维护。但是由于受当时经济技术条件的限制，传统的VQC也存在一些不足。

传统的VQC不能实现精细化补偿。因为考虑到成本，VQC装置一般不会多于5级，大多设置在2-4级。这就导致电容器的级差较大，在投切电容器组的时候电力系统会受到较大的冲击。

传统的VQC装置容易发生故障。因为户外型的的设计是参照箱变结构进行的，户内型设计是参照开关柜进行的。设计时没有考虑到无功补偿产品的特殊要求，将电容器和电抗器安装在封闭的空间里，由于它们会产生大量的热，使空间温度升高，影响电容器和电抗器的寿命，使主要元件的使用年限降低，因此故障率较高。

5.2改进方案

为了弥补VQC装置的不足，可以把VQC和SVC（静态无功补偿系统）结合，形成新的组合方案，如此一来可以实现以下功能：

（1）使用可控硅控制电抗，可以连续地调节容量，不像传统的VQC装置那样，投切电容器时会带来阶梯式无功补偿。这种组合方案可以真正实现就地平衡，减损节能，使系统的传输能力得到较大的提高。

（2）变电站中由于无功变化，会引起电容频繁投切，为避免这一问题，把电容器作为主要的无功元件，同时把电抗器作为调节元件，可以使投切开关和电容的使用年限有所延长。

（3）通过双向的无功补偿，使变电站可以调度的范围得到了扩大，可以更优地调节无功，保证了电力系统无功控制的质量。

（4）无功调节的容量得以扩大，分接头的切换次数可以大大减少，达到了较好的电压调节效果。

6、小结

目前社会经济正在快速地发展和进步，社会对用电量以及电能质量都有了更高的要求，电压是保障电力系统正常运行的重要指标，电压的质量关系着电网的稳定和经济的正常运行，因此，电力部门必须把电压调节和无功补偿控制作为电力工作的重要部分。

参考文献

[1]曾威.关于变电站无功补偿控制与电压调节的分析[J].电力科技，2014，10：193.

[2]李周洪.浅谈变电站无功补偿VQC控制[J].中国高新技术企业，2011，25：101-102.

[3]李中秋.变电站无功补偿控制策略研究[J].企业科技与发展，2008，12：95-97.

[4]陈淼.关于变电站无功补偿控制与电压调节的分析[J].中国新技术新产品，2011，20：126.

作者简介

变电站无功电压优化控制策略初探 篇12

关键词：变电站,电压无功优化控制,应对策略

0 引言

我国社会经济的快速发展，极大的丰富了人们的物质生活，电力资源的加强和电力供应的全面覆盖，使得在日常生活中，家用电器以及各种机电设备得到了广泛的普及;与此同时，在工业生产中，电气自动化生产成为了智能化生产的发展趋势，电器生产设备日趋规模化和大功率化，而电力消耗的大幅度增加也对电网的平稳运行和安全运行提出了更高的挑战，在典型的电网控制中，变电站扮演了一个控制枢纽的角色，通过变电站在输电电网和电网用户之间，配置了一个流量控制旋钮。通过预先设置的电网电压阈值，一旦电网工作电压接近或者超过阈值电压，就会在变电站的调节下，进行电网电压的整体重新配置。而变电站主要是通过无功电压控制实现电压调节的，因此，变电站的无功电压控制是保障电压质量和无功平衡、提高电网整体安全可靠性和维持电网经济性的必要措施。

1 变电站无功电压控制技术的工作原理

通常来说变电站无功电压控制是指通过调整有载变压器的分接头的位置以及改变投切电容器组的数量来实现电压的调整。在变电站的构建中，有载变压器和并联电容器组是其主要设备，由于电压的无功控制具有不连续性和动态性的变化特点，因此，从本质上来讲，电压的无功优化控制是一个多月苏条件、多变量和多控制目标的强非线性问题。常见的操作流程是：以负载结点电压和发电机的无功输出载荷为主要约束条件;以无功补偿设备和可调变压器的分接开关的实际档位为控制实现手段;集成最新的智能自动化控制技术，建立一个模拟实际电力系统的电压无功优化控制的简化数学模型。实际控制中根据电压和无功潮流的数值震荡量，以并联补偿电路，结合有载调压变压器进行无功电压的综合调控。因此，变电站的电压优化控制就转化为一个多变量、多目标的最优控制求解问题。

2 典型的变电站无功电压优化控制策略分析

传统的变电站电压控制主要是以人工操作为主，但是随着超高压技术和实时电压调节的工作需求，人工操作以及难以满足实际需求。以电压无功优化控制技术为理论依托，以调节变压器分接头和调节电容器投切为主要手段，国内外提出了一系列的无功优化控制技术，这些控制策略在控制原理、控制手段、控制时效性和控制效率上各有所长，本文将针对每一种控制策略进行系统的分析。

2.1 基于人工智能的无功电压优化控制策略

针对变电站电压控制中的不确定特征，模糊逻辑控制的控制策略逐渐被引入进来，模糊控制对参数为强非线性、多变量综合影响的复杂控制问题具有较好的处理效果，因此，以电压、无功功率的变化趋势为参数输入量，将投切电容器组数及变压器分接头档位的实际数值作为输出变量，可以建立一个典型的模糊控制器。与传统的九区控制法相比，电压和无功功率的边界数值被模糊处理，简化的数学模型更接近实际情况。变压器分接头和电容器组投切容量之间的最优配置是变电站电压调节的核心目标之一，通过模糊动态规范法，可以建立一个模糊处理目标函数进行最优化求解，通过对电压数值、电容器投切次数、变压器分接头动作次数进行模糊加成处理，采用模糊运算分析可以得出最优化控制情况下的变压器分接头和电容器组投切容量的实际配比数值。

2.2 基于负荷预测的无功电压优化控制策略

变电站的电压控制在很大一部分情况下要考虑当地电压负荷的变化量，基于变电站系统的参数数值和不确定的电压负荷，采用常规的数值计算方法很难得到无功补偿的具体数值，因此，考虑这样的计算失效的情况，在保障变电站内部变压器分接头动作次数和并联电容器组投切次数为具体有限数值的前提下，以电压符合预测技术为基础，建立变电站无功电压优化控制的数学模型，根据变电站的变压操作的数据库资料，通过数据索引和数据相关性分析，可以对变电站的电压实时负荷进行阶段性预测，结合人工智能的动态规划法进行实时的反馈补偿调节，最终得出一组变压器分接头和电容器组投切量变量组合，通过对控制目标函数进行最优化控制求解，可以找出各阶段内的分接头位置和电容器的开关状态，切实保障变电站的运行状态处于可控范围之内。

2.3 基于专家系统的无功电压优化控制策略

专家系统的核心内容是构建一个与现实情况符合度极高的数学分析模型，通过大量的实际运行数据，进行数据索引、数据分析和数据匹配，最终实现智能化和自动化控制的目的。因此，基于专家系统的无功电压优化控制主要由两部分组成，其一是构建数学分析模型，通过参考行业内的控制经验和专家意见，将指令以知识库的形式嵌入控制系统之中，形成学习范本，通过人工智能逻辑，可以根据实时的运行状态参数，进行智能控制。其次是构建一个变电站工作运行实况数据库，监测并采集变电站的实时数据，根据标准化的数据采集原则，将数据分类进行存储，以专家知识库为学习样本，结合神经网络等智能学习方法，进行控制经验的在线形成，并最终形成实时的控制指令，在预先设置的限制条件下进行最优控制。

3 结论

变电站无功电压的优化控制是变电站电压控制的主要技术手段，也是未来的变压技术的发展趋势，针对变电站无功电压的优化控制的多变量、强非线性的最优控制的特点，本文在分析变电站无功电压的优化控制的工作原理的基础上，重点阐述了三种典型的变电站无功电压的优化控制策略，为变电站无功电压的优化控制技术的进一步发展提供了新的研究思路。

参考文献

[1]钱晶.变电站无功电压控制策略.云南水力发电[J],2002(2).