系统电压（通用12篇）
系统电压 篇1
0前言
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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系统电压 篇2
自从20世纪70年代以来世界上一些大电网(1977年美国纽约电网、1978年法国电网、1982年比利时电网和加拿大魁北克电网、1983年瑞典电网、1987年日本东京电网)因电压不稳定发生事故，造成了巨大经济损失和大面积长时间停电，此后电压稳定问题开始逐渐受到了关注。目前，电力系统中电压稳定问题趋于严重的原因主要有以下4点：①由于环境保护以及经济上的考虑，发、输电设施使用的强度日益接近其极限值；②并联电容无功补偿增加了，这种补偿在电压降低时，向系统供出的无功按电压平方下降；③长期以来人们只注意了功角稳定性的研究，并围绕功角稳定的改善采取了许多措施，而一定程度上忽视了电压稳定性的问题；④随着电力市场化的进程，各个有独立的经济利益的发电商以及电网运营商很难象以前垂直管理模式下那样统一的为维护系统安全稳定性做出努力[1]。
在我国电压不稳定和电压崩溃出现的条件同样存在，首先我国电网更薄弱，并联电容器的使用更甚，再加之城市中家用电器设备的巨增，我国更有可能出现电压不稳定问题。目前国内电压稳定问题“暴露的不突出”，原因之一可能是由于大多数有裁调压变压器分接头(OLTC)末投人自动以及电力部门采用甩负荷的措施，而后一措施应该是防止电压不稳定问题的最后一道防线，不应过早地或过分地使用。将来电力市场化之后，甩负荷的使用将受到更大的限制。因此在我国应加紧电压稳定问题的研究。2.现今对于电压崩溃机理的认识
电力系统稳定运行的前提是必须存在一个平衡点，最重要的一类电压不稳定性场景就是对应于系统参数变化导致平衡点不再存在的情况。由于负荷需求平滑缓慢地增加而使负荷特性改变直至不再存在与网络相应曲线的交点，固然是其中的一种场景，但事实上，更为重要的场景对应于大扰动，如发电和／或输电设备的停运，这种大扰动使网络特性急剧变动，扰动后网络的特性(如PV曲线)不再同未改变的负荷的相应特性相交，失去了平衡点，而导致电压崩溃。所以也需要研究由于大的结构和系统参数的突然变化所引起的不稳定机制。2.1 短期电压失稳
研究认为，引起暂态电压崩溃的主要原因：①短期动态扰动后失去平衡点；②缺乏把系统拉回到事故后短期动态的稳定平衡点的能力；③扰动后平衡点发生振荡(实际系统中未观察到)；④长期动态引起的短期失稳(如平稳点丢失，吸引域收缩和振荡)。这一时段内可能同时出现功角失稳和电压失稳，由于它们包含相同的元件，区分它们往往很困难。一种典型的纯电压稳定问题场景是单机单负荷系统，负荷主要由感应电动机组成。这里的暂态失稳主要是指系统受扰动之后，感应电动机等快速响应元件失去了平衡点，或者由于故障不能尽快切除，使系统离开了干扰后的吸引域。
文献[2]应用PV曲线和感应电动机的机械特性研究了扰动后感应电动机引起的暂态失稳机理，提出了足够的电容补偿能使处于低电压解的负荷节点电压恢复正常的观点。文[3]研究了不同短路故障切除时间下单机单负荷系统的动态过程，指出暂态电压稳定也存在故障临界切除时间的概念，并把电压失稳与负荷失稳联系起来。文[4][5]用仿真手段研究了快速响应的静止电容补偿器对防止感应电动机负荷引起的电压崩溃的作用，并指出断路器投切的并联电容补偿不能达到同样的目的。文献[6]采用时域仿真重演了感应电动机负荷引起的暂态电压失稳现象，改进了感应电动机暂态电压稳定的判据，提出了感应电动机引起的暂态电压稳定裕度的概念，并求取了与给定故障切除时间相应的极限动态负荷。文[7]把电力系统同时可接受保持暂态电压稳定和暂态电压跌落的状态称之为暂态电压安全，并强调暂态安全应包括暂态功角稳定和暂态电压安全两方面。2.2 长期电压失稳
系统扰动之后，系统已获短期恢复，可用长期动态的QSS近似．此后造成动态失稳的原因有：①失去长期动态平衡点；②缺乏把系统拉回到长期稳定平衡点的能力；③电压增幅振荡(实际系统中未观察到)。文献[8]通过一简单系统显示和讨论了有载调压变压器(OLTC)和发电机过励限制器动态特性对系统电压失稳过程的作用。文献[9][10]就有载调压变压器对电力系统电压稳定性的影响进行了动态分析，其结果还不能令人满意，主要原因是所采用的元件模型存在差异，考虑的影响因素也不相同等。文献[11]综合考虑了对电压失稳产生重要影响的负荷动态特性、有载调压变压器动态特性及发电机无功功率限制的作用，但难以得出清晰的概念。针对中长期仿真计算量大的问题，文献[12]采用了自动变步长技术把快速响应和慢速响应动态元件综合在一起进行仿真来研究系统的电压稳定性。在研究长期现象时，对于快速系统可用准静态(QSS)近似。QSS方法结合了静态方法计算的高效性和时域方法的有效性。文献[13]采用QSS法考虑了发电机模型中的非线性环节和仿真步长控制问题，并取得了很有意义的结果。
2.3 由长期动态造成的短期不稳定性
此种失稳机制也可以划分为3种情况：①由长期动态造成的短期平衡点丢失；②由长期动态造成的短期动态的吸引域收缩而致使系统在受到随机参数变化或小的离散转移后，缺乏拉回到短期稳定的平衡点的能力；③由于长期动态而造成的短期动态的振荡不稳定性。3.电压稳定性的分析方法 3.1 灵敏度分析方法
灵敏度分析在电压稳定研究中应用越来越广泛，其突出的特点是物理概念明确，计算简单。灵敏度分析方法属于静态电压稳定研究的范畴，它以潮流计算为基础，以定性物理概念出发，利用系统中某个感兴趣的标量对于某些参数的变化关系，即它们之间的微分关系来研究系统的电压稳定性。例如，人们常常考察负荷增长裕度对于发电机出力、线路参数变化的灵敏度以求得较好的控制电压安全的措施。在潮流计算的基础上，只需少量的额外计算，便能得到所需的灵敏值。灵敏值计算缺乏统一的灵敏度分析理论作基础，各文献都按自己的方法进行灵敏度分析，没有统一的标准；在计算灵敏度指标时，没有考虑负荷动态的影响、没有计及发电机无功越限、有功经济调度的影响；灵敏度指标是一个状态指标，它只能反映系统某一运行状态的特性，而不能计及系统的非线性特性，不能准确反映系统与临界点的距离。3.2 最大功率法
最大功率法基于一个朴素的物理观点，当负荷需求超出电网极限传输功率时，系统就会出现象电压崩溃这样的异常运行现象。最大功率法的基本原则是将电网极限传输功率作为电压崩溃的临界点，从物理角度讲是系统中各节点到达最大功率曲线族上的一点。电压崩溃裕度是系统中总的负荷允许增加的程度。常用的最大功率判据有：任意负荷节点的有功功率判据、无功功率判据以及所有负荷节点的复功率之和最大判据。当负荷需求超过电力系统传输能力的极限时，系统就会出现异常，包括可能出现电压失稳，因此将输送功率的极限作为静态电压稳定临界点。负荷如果从当前的运行点向不同的方向增加，就会有不同的电压稳定临界点，有不同的电压稳定裕度，但在这些方向中总会有一个方向的电压稳定裕度最小。计算出这个方向和电压稳定临界点，就能为防止电压失稳提出有效的对策。把这个方向定义为参数空间中最接近电压稳定极限的方向，这个电压稳定临界点定义为最接近电压稳定临界点。3． 3 Q-U法
CIGRE对电压崩溃十分重视，38.01工作组在1987年提出电网应按照防止电压崩溃的准则进行规划设计，并提出了防止电压崩溃的Q-U法。Q-U法是将电网中的某节点或母线作为研究对象，通过一系列潮流计算，确定其Q-U特性曲线，并根据无功储备准则或电压储备准则，来确定所需的无功功率。
该方法的优点是物理概念明确，缺点主要是潮流方程在电压崩溃点处不易收敛。4.电压稳定研究的进一步发展
4.1 更精确的电压稳定极限确定所需的模型
对于系统电压稳定极限做出更精确的描述是现代电力系统发展的需要，为此有必要考虑更实际的负荷模型，采用更有效的方法。感应电动机负荷是非常重要的一类负荷，在以往的电压稳定极限计算中，对这一类负荷常常以静态负荷替代，或是用具有功率恢复特性的动态负荷模型近似，研究表明，基于恒稳态功率恢复特性的动态负荷的小扰动分析所得的SNB点与基于静态负荷的CPF所得的Fold分岔点是一致的，而考虑具体的感应电动机负荷后刻画电压稳定极限的工作变得更为复杂：首先很有可能在Fold分岔点之前就出现由于电动机滞转引起的SNB点；其次，这些SNB点不一定会造成系统出现电压崩溃，其性质还要依系统的具体情况进行分析。因此，在更精细的描述系统电压稳定极限的工作中，对于感应电动机负荷模型应予充分重视。4.2 不断发展的计算方法
迅速发展的计算机技术以及基于几何概念的非线性动力学定性理论促进了非线性动力系统数值计算方法的发展和应用，目前已有AUTO，MAPLE等著名商业软件可供选择。但是目前还没有用来分析多机电力系统的稳定性的好经验。在电力系统的分岔与混沌研究中，围绕如何求取平衡解流形曲线，如何自动修正步长，如何越过常规Newton-Raphson算法中的奇异点，如何跟踪大型电力系统的PV曲线，如何搜索解曲线上的分岔点并判别其类型等一系列问题，进行了广泛的研究。目前一般采用延拓算法，较典型的有预估-校正法、弧长法等。例如用解轨线的切线或割线的方法预测，而用局部参数化或利用解轨线与垂直于切向量的超平面的交点的方法(准弧长法)校正，也可用二次型曲线来近似描述SNB点附近的潮流解，并用可控步长来加速计算。
面对感应电动机模型对于电压稳定分析造成的复杂性，需要有效的精确判定系统的稳定极限的方法，CPF或是基于恒稳态功率负荷模型的小扰动分析在这种系统中给出的结论一般都倾向于乐观；计及感应电动机负荷的分岔方法虽然可以通过SNB点附近的平衡点的情况来判断出现的SNB点的性质，但对大系统而言，“两步法”更为适用，针对拥有大量感应电动机负荷的系统，在“两步法”之后通过时域仿真确定所发现的SNB的性质也是非常必要的。5.结语
电力系统电压稳定问题的研究有着十分重大的社会经济意义。尽管电压稳定问题及其相关现象十分复杂，在过去二十年间，人们已经在电压失稳机理以及负荷模型建立、分析手段上取得了很多重要研究成果。随着系统规模的不断发展，新型控制设备的不断投入运行以及电力市场化的不断深入，人们需要更为准确的电压稳定性指标以及实用判据，需要将电压安全评估与控制不断推向在线应用。参考文献
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标签：分析无功补偿研究
摘 要：阐述了国内外电力系统无功电压控制的问题和发展方向、AVC 研究现状及电网动态电压稳定的策略;国外二三级电压调控的运行现状、国内几个省网无功平衡和电压控制的研究，以及对无功补偿设备采取的配置原则、调节手段，并提出了几点无功电压调控与管理的相关措施等。
关键词：无功补偿;电压控制;电力系统
电网无功平衡是保证电压稳定的基本条件，由于电力系统中无功功率的发、供、用呈现强烈的分散性，因而无功功率只有在分层、分区，分散合理平衡的基础上，才能实现电网电压的合理分布和维持电网的稳定运行。信息来源:http://
——不能反映电网实时网络拓扑变化对分区影响，可能造成误控;
——采用下达电压目标指令的方式，难以很好控制无功潮流;
虽然存在以上问题，但由于存在巨大的潜在效益，因而十几年来法国和意大利电网一直在运行中不断完善和改进其自动电压控制技术。信息来自:
南方电网从多馈入交直流输电系统电压稳定状况展开研究。在多馈入的交直流输电系统中，直流输电元件的电压稳定和无功控制是一个崭新的课题，通过分析典型运行方式下的静态、动态、暂态电压稳定性问题，分析系统存在的电压稳定薄弱环节和隐患，研究改进措施并制订防止电压失稳的预防和校正控制的策略。信息来自:
kV 变电站补偿容量研究、变电站主变额定电压选择和抽头比较与配合选择研究、无功分层和分区平衡情况分析和支路无功经济分点的数学验证。信息来自:
广东电网根据无功补偿配置原则，详细分析配电网无功补偿的工程实际问题，构造制约函数求解并以变迟度法进行寻优。研究配电网无功优化补偿 信息来源:http://
2.5 无功电压控制的发展方向 信息来自:
因此，分层分区和分散就地的关联控制兼顾了全局优化和局部优化的问题。信息来源:http://tede.cn AVC 研究现状 [2-3] 信息请登陆:输配电设备网
基于最优潮流(OPF)的实时电压自动控制(AVC)集安全性和经济性于一体，可实现安全约束下的经济性闭环控制。正常运行情况下，AVC 通 信息来源:http://tede.cn
过实时监视电网无功电压情况，进行在线优化计算，分层调节控制电网无功电源及变压器分接头，调度自动化主站对接入同一电压等级、电网各节点的无功补偿可控设备实行实时最优闭环控制，满足全网安全电压约束条件下的优化无功潮流运行，达到电压优质和网损最小。省级电网研究的AVC 是集中控制型的，也即在电网调度自动化系统SCADA、EMS与现场调度装置之间通过闭环控制实现AVC。信息来源:http://
湖南电网提出了采用经济压差进行全局无功优化的思想，以每条线路电压降落的纵分量最小为目标求解最优潮流，计算各发电厂和变电站注入系统的无功功率，而各发电厂和变电站通过安装电力系统无功电压调整装置，自动调节无功出力和变压器的分接头，使其实际输出无功功率为计算出的无功优化值。
福建电网无功电压AVC 控制系统能在很短的时间内实现无功电压二级协调控制，提高无功资源的合理分配和可靠利用。其特点是： 信息来自:输配电设备网
——适应电网运行方式变化，能实施不同的无功电压优化运行方案;信息来源:http://
为此，应本着自下而上，由末端向电源端的顺序逐级平衡补偿。在补偿方式上宜采用集中补偿和分散补偿相结合，以分散为主;高压补偿和低压补偿相结合，以低压为主的原则。并安装自动补偿投切装置。在电网中采用有载调压变压器，安装无功——电压优化自动控制装置，可以实现经济调压。信息请登陆:输配电设备网
电网的无功、电压调节和管理的必要措施如下： 信息来自:
(2)加强电网无功及电压的调节和管理;信息来源:http://
(3)电力系统分区并确定各个区的电压中枢点以便对电压进行分级分布式控制;信息来源:http://
(4)合理配置无功补偿设备，做到无功就地补偿、分层分区平衡;信息请登陆:输配电设备网
(5)加强送、受端电网建设，能提高运行可靠性、调度灵活性和通道的输送能力，并能提供足够短路容量和足够大惯性的系统;
(6)在长距离、大容量送电线路中大量采用串联补偿，以提高电网输送能力、改善运行电压水平;信息来源:http://
(7)在落点集中的负荷中心、受端电源少、受端大规模接受西电东送的落点采用动态无功设备;信息来自:输配电设备网
(8)研究广东电网受端系统电压稳定和动态无功补偿问题，根据研究成果合理配置无功电源，使之满足电网动态无功备用;
(9)对省网进行无功优化调节控制，实施分级分布式的控制策略，实现整个省网的闭环实时控制，实现全网无功优化配置;信息来源:http://
(10)运用“无功电压优化集中控制系统”，完善电压自动监测网络，实现数据自动采集、自动传输和自动统计分析，实现全网无功优化实时控制。
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电力系统电压稳定优化控制研究 篇3
【关键词】高电压;介损;绝缘
引言
据不完全统计，我国在70至80年代，发生电压失稳事故22次。如华中电网，1972年7月27日武汉和黄石地区的电压崩溃事故，使受端系统全部瓦解;东北电网，1973年7月12日发生在大连地区的电压崩溃事故造成大连地区全部停电;华北电网，1987年6月21日张家口地区和京津唐系统瓦解事故等。这些事故均造成了巨大的经济损失。
随着三峡工程和煤炭基地坑口电厂的建设，21世纪初期，我国在三峡输电系统的基础上将实现全国统一联合电力系统的初级阶段。届时，我国电力系统将进入一个超高压、大机组、远距离送电的时代。但是，由于我国电网建设相对落后，电网结构薄弱，各区域之间联系不紧密，这种状况容易发生电压失稳事故，因此迫切需要进一步开展对电力系统电压稳定性的研究。
目前主要着重于电压崩溃机理探讨以及电压崩溃安全计算研究模型、分析方法和预防措施的研究。
采取合理的调度措施，可以增加静态电压稳定裕度，有效地防止静态电压失稳事故的发生。但是提高系统运行安全性的同时，还须顾及系统运行的经济性，优化系统潮流分布，减少网络损耗。本课题旨在提高系统运行安全和经济指标，建立多目标优化模型，并提出效果良好的混合遗传算法，是有其理论和实用意义的。
1.多目标优化控制模型
（1）最小奇异值δmin
牛顿一拉夫逊潮流计算收敛的雅可比矩阵为∑J Rmxm，m=2（N—1），N为系统节点数，根据矩阵奇异值分解定理，存在正交矩阵U和V，且δ1、δ2、…δm称为J的奇异值，且δ1≥δ2≥…δm，δm称为J的最小奇异值，并记作δmin;V的列向量为J的左奇异向量;U的列向量为J的右奇异向量。
（2）静态电压稳定裕度
对于简单电力系统，日本学者和我国学者所作的研究表明：潮流方程的低幅值电压解多对应于电压的动态不稳定状态。它处于不稳定的运行区，而高电压幅值对应的运行状态较好。当两个电压解的幅值靠近时，说明系统电压处于稳定极限点。而两个电压幅值解相等时，雅可比矩阵奇异，电压失稳。有了这个结论，我们就可以通过判断雅可比矩阵的奇异性来判断系统电压的稳定性。
以上的结论虽是由简单系统得到，但根据A.Tiranuchit和R.J.Thomas的研究，我们将它推广到复杂电力系统时，这个结论仍然正确。
由文献的研究表明：当系统运行由正常工作点向稳定极限过渡时，系统收敛潮流对应的雅可比矩阵J则向奇异方向变化;当系统电压达到静态稳定极限時，J则奇异。J的最小奇异值Jmin可以表征J的奇异性。也就是说，在正常工况下，J非奇异，Jmin>0;当系统达到静态电压稳定极限时，J奇异，Jmin=0。可见，研究给定系统运行点电压静态稳定裕度的问题就可以转化为研究与收敛潮流相对应的雅可比矩阵J接近奇异的程度问题，而最小奇异值Jmm正好反映了雅可比矩阵J接近奇异的程度。所以，Jmin可用来表征系统电压稳定裕度，当Jmin很小时，说明系统已处于电压稳定极限附近，应及时采取有效措施加以防范;当Jmin较大时，说明系统电压稳定性较好。
本文选择Jmin作为电力系统电压静态稳定裕度，在满足给定约束条件，并兼顾经济指标的情况下，通过调节措施，尽可能增大Jmin，即增大电压稳定裕度，提高系统运行的安全性。这不仅在理论上严格，而且物理意义也是明确的。
（3）优化模型
以系统潮流计算的雅可比矩阵最小奇异值表示的运行点电压静态稳定裕度最大为安全指标，有功网损最小为经济指标的多目标优化问题可描述为：Jmin为潮流计算收敛雅可比矩阵最小奇异值，表示电压静态稳定裕度;Z为控制变量;式（3）为有功网损PL最小目标;Pi、Qi、Vi分别为节点i的有功、无功注入和电压幅值;e、6分别为节点i电压Vi的实部和虚部;Gij、Bij凡分别为节点导纳矩阵元素的实部和虚部;带上、下横线的各量为上、下限。
（4）模型转化
本文采用加权法将多目标优化模型M1转化为单目标优化模型M2，即
（5）灵敏度算式
a.最小奇异值δmin对控制变量Z的灵敏度[1]
2.求解方法
对于潮流计算，本文采用牛顿一拉夫逊法。
对于优化模型M2采用Hopfield神经网络算法和遗传算法相结合的混合遗传算法求解
Hopfield网络是一互连的非线性动力学网络，他解决问题的方法是一种反复运算的动态过程。由于Hopfield的算法中引入了Lyapunor能量函数，网络的演化过程将达到能量最小的稳定状态，这一特点使网络能够完成制约优化计算。采用连续的时间Hopfield神经网络求解时，与优化模型M2相应的Lyapunov函数。
Hopfield算法，收敛较快，但得到的很可能是局部最优解。普通遗传算法虽然得到全局最优解，但由于初始解是随机形成的。因此，在遗传过程中会出现大量的劣质解，致使收敛过程缓慢。
为了提高求解的效率和解的质量，本文提出一种将二者优点互相结合的混合遗传算法，即先用Hopfield算法求出一个较好解，将它加入到遗传算法的初始解群中，以加快遗传算法的收敛度。经遗传操作（选择、交叉变异），最终得到全局最优解
本文采用的编码文式为+进制编码，因这种表示方式与变量一致，最为直接，可得到更准确的结果。
解码后若发现有的解不满足约束条件，则应该校正，原则是取边界值。这样，可以尽快排除不可行解，加快收敛速度，缩短计算时间。
3.电压稳定多目标优化控制实际计算
应用本文方法对江西省九江地区58节点系统进行实际计算。
先根据给定条件计算初始潮流，并求出对应于初始潮流状态下的电压稳定裕度δmin和有功网损PL。电压稳定裕度对控制变量灵敏度较大的可选作调整量。
合遗传算法比Hopfield算法精度更高，优化效果更好。它克服了Hopfield算法往往会收敛到局部极小值的缺点，而能找到全局最优解。同时，又由于它以Hopfield算法所得到的较好解作为一个初始解，从而大大加快了收敛速度，与普通遗传算法相比，明显缩短了计算时间。因此，混合遗传算法结合了Hopfield算法和普通遗传算法二者的优点，使之收敛快又能获得全局最优。按照混合GA所求出的全局最优解来控制调整量，则电压稳定裕度δmin值更大些，说明系统运行的安全性更好，而有功网损PL更小些，说明可提高系统运行的经济性。所以，混合遗传算法的优越性所带来的经济效益是可观的。
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系统电压 篇4
电压质量是衡量电能质量和电力系统运行水平的主要指标之一。电力系统调压的目的在于保证系统中各节点电压在允许的偏移范围内,而那些能够反映全网电压水平的节点是电力系统电压监视和调整的重点对象。随着对电力系统电压控制和自动化水平要求的提高,自动电压控制(AVC)在电力系统中得到了广泛应用,该系统通过对全网无功电压状态进行集中监视和分析计算,从系统的角度采用分层控制的方法对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制,控制目标和控制手段更趋多元化[1,2]。
电厂侧AVC系统是电网AVC系统的子系统,其控制策略的有效实施取决于多种因素。其中,系统阻抗测量的准确程度直接影响到系统电压调控水平,特别是在采用恒定阻抗整定方法的系统中,运行方式的突然变化可能导致由于整定阻抗未能及时调整引起的系统电压波动事故,因而常规的电压调整策略存在一定的运行风险。本文提出了一种基于Boltzmann公式[3]的电压调控方法,保证了电厂并网方式变化时系统不发生电压波动事故。
1 AVC系统存在问题分析
1.1 AVC系统与阻抗计算
对于网、省级大规模电网来说,主要的无功调节手段包括连续变量(发电机无功出力)和离散变量(变电站侧的电容电抗器、有载调压分接头等)[4],由于大电网中枢纽厂站的动态电压支撑问题日益突出[5],对发电厂电压调节性能的要求也在逐步提高。AVC系统通过控制区域内枢纽厂站母线电压,以使所有厂站电压满足运行要求,如图1所示。
发电厂AVC装置在接收到AVC主站的电压给定值后,首先要将电压目标转换成为达到这个电压目标时电厂需向系统送出的无功功率,然后,再将这个无功目标优化分配给各台机组作为单机无功目标。无功电压控制的迭代关系为:
式中:Q(k+1)为下一步目标无功;U(k+1)为下一步目标电压;U(k)为当前电压;Q(k)为当前无功。
正常情况下,电网电压运行在一个狭窄区域内,系统阻抗值的准确整定有利于系统电压的快速有效调整,按照设计要求,AVC子站在调节过程中容许系统阻抗有±30%的偏差。若偏差过大,将会对电压调整带来不利影响。机组按照接入稳定大系统考虑[6],系统无功和电压测点如图2所示。
由于发电机升压变出口侧与系统连接处相角差值不大,且在高压输电线路中,电抗值远大于电阻值,根据电力线路功率传输的基本理论可得:
若i时刻和j时刻2次测量结果对应的电压及无功值分别为v1i,v2i,Q1i和v1j,v2j,Q1j,假定系统侧电压保持不变,可以得到系统阻抗的计算方法为:
1.2 问题分析
根据上述阻抗值计算方法计算的系统阻抗存在一定误差,但这种误差一般都在可接受范围内。AVC系统阻抗整定值一般采用机组调试期间的测试结果,系统运行方式的改变,如发电厂并网线路或者其并网通道中主要线路检修或事故跳闸,将使系统阻抗发生较大变化,发电机无功出力仍会按照原方式对发电机目标电压进行跟踪调整。若系统阻抗偏差过大,发电机无功出力将会根据式(1)计算结果以目标电压为中间值周期性地上下调整。从静态的角度看,电压的频繁调节不利于电网的经济运行[7],从动态的角度看,机端电压的波动可能危及发电机设备安全,甚至会威胁电网的安全稳定运行。
尽管系统阻抗自辨识功能[8]可以解决系统阻抗与实际值偏差过大的问题,但由于装置本身的不可靠性以及阻抗值的频繁调整可能会给电压控制带来新的问题,因此实际运行中常不被采用。通常情况下,系统阻抗偏差维持在可以接受的范围内,并不影响电压调节的精度和速度。如果机组采取不同的并网方式,在系统阻抗无法有效作出自动调整的情况下,为保证电网电压稳定性,需要对电厂侧AVC装置的电压控制策略进行改进。
本文采用自适应变步长电压跟踪控制算法,根据电压调整要求的速度和频度,采用变步长的分步电压调整方法逐步逼近主站下发的电压目标控制,避开了阻抗变化时可能出现的电压超调点,从而有效防止阻抗发生较大变化时电压失稳事故的发生。
2 自适应变步长电压跟踪控制算法
2.1 Boltzmann公式
在热力学概念中,由于系统的缓慢冷却,其内能依赖于粒子所处的状态,系统的能量服从Boltzmann概率分布,即P(E)分布。系统依概率处于任一能量为E的热平衡状态:
式中:T为绝对温度;θ为Boltzmann常数。
式(4)说明随着温度的降低,系统处于高能状态的概率会降低。广为应用的模拟退火算法即以此式为基础,将优化组合问题与热平衡问题作类比,解决不同领域复杂的全局优化问题。由式(4)可以看出,Boltzmann公式服从指数函数变化趋势,在系统冷却过程中会逐步趋向某一稳定数值,正是由于此特性,将该公式改进后可用于解决类似的问题。为避免陷入局部最优点,对Boltzmann公式进行了不断改进,并以相对指标变化取代绝对指标的变化。本文由此公式得到启发,根据特定需要对Boltzmann公式进行修改,并以运行试验数据进行了试探和模拟,得出一个新的寻优公式。
2.2 基于Boltzmann公式的电压跟踪算法
根据上述无功电压调整的基本思想,电压调整需考虑电网调度运行中的具体要求和发电机本身的跟踪调节能力,并兼顾系统的动态和稳态要求,实现电压的平滑调节,同时需具备一定的纠错功能,避免误调或超调。电压自动调节过程中,如果实际电压偏离目标电压较大,希望系统加大调节步长,缩短跟踪时间,此时对调节精度要求相对较低。如果实际电压偏离目标电压较小,则希望缩短步长,逐步逼近目标电压,减小稳态误差。
本文仿照Boltzmann公式提出了自适应变步长电压跟踪控制算法:
式中:Kstep为步长扰动因子;μ为步长衰减因子;Uob为主站下发电压目标值;ΔU=Uob-U(k)。
若全网共有m个电压调控节点,则系统调整方案可表示为:
令ε=exp((Uob-U(k))/Uob)-1,则ε∈(-1.0,1.7)。考虑到实际电网中,设定运行电压变化范围为0.98~1.02,则ε∈(-0.02,0.02)。
该控制方案中,根据电压控制精度和速度的要求,通过仿真及试验的方法确定步长Kstep和步长衰减因子μ,可在变步长方式下快速、有效地跟踪电压变化。控制参数的选择取决于不同电压等级下电压调节速度的要求、发电机组的调节能力以及电压控制过程中系统稳定性、平滑性的要求。一般来讲,电压变化范围越大,电压调节速度要求越高,步长衰减因子μ值越大,步长Kstep的确定取决于电压变化范围和衰减函数之间的比例关系。
图3为在选取不同衰减因子时,在偏离目标电压区域内调节步长的变化曲线。
由步长衰减曲线仿真结果可知,衰减因子μ越大,在进行较大幅度的电压跟踪时有较好的动态性,在跟踪结束时有较好的稳态性;μ值越小,步长衰减越慢,在电压目标值附近进行电压调整时步长较大,跟踪速度快,但若μ值过小,可能造成在电压目标值附近的电压大幅变化。此外,考虑到发电机端电压频繁调节的经济性和安全性,推荐在电压变化范围比较小的地区,选择μ∈(1.0,2.0);电压变化范围比较大的地区,选择μ∈(0.5,1.0)。
为保证电压调节过程的稳定性,防止其他因素导致的电压误调,可设置单次电压调节限值ΔUmax,在选定μ值以后,Kstep确定为:
实际的电压调控方案中,单次电压调整限值和调整频率取决于调度部门考核要求和发电机组无功调节性能,一般可以按照各网调度体制由不同级别的调度部门和电厂方共同协商决定[9]。单次电压采样频率越高,数据精度越高;单次调整幅度越大,越有利于电网电压保持较高合格率,对发电机组性能要求也越高。一般情况下,对500kV电网来说,采样周期设为10s级,电压调整周期ΔT设为1~5min,单次电压调整值不超过8kV。为保证电压调整过程的相对稳定性,可以设置电压调整的死区[10],如可设定ΔU∈(-0.5kV,0.5kV)时,发电机组不再进行无功出力的调整。
2.3 机组间的无功分配
根据电压调控目标确定的发电厂无功出力需在各个机组间进行合理分配。无功分配的方法有多种,实际运行过程中,主要考虑的因素包括平均、比例、等功率因数以及向最佳无功运行点调节方式等[11,12]。在同一个电厂内,机组出力特性相差不大的情况下,无功分配不会产生大的差别。本文根据发电机自身的无功调节能力进行无功分配:
式中:Qg为机组无功出力;Qg_max和Qg_min分别为该机组无功出力的上下限;Qtotal为电厂总的无功出力。
3 算例分析
如图4所示系统,检修方式下,由于变电站AB之间线路断开,发电厂P并入系统方式改变,阻抗发生较大改变。下面针对系统阻抗整定值变化前后2种不同的电压控制策略下机端电压的调整结果进行对比分析。为比较不同控制策略下电压调整的效果,以下方案中均不设置电压调整的死区。
假定系统阻抗为10Ω,初始状态下发电机端电压为537 kV,高于AVC主站下发电压目标值534kV,由于系统运行方式变化导致系统阻抗变为30Ω,AVC系统设置电压保护上下限,原控制策略下电压变化过程见表1。
上述方式下采用新的控制策略下的控制效果见表2。其中,μ=1.1,Kstep=600kV,系统阻抗为10Ω。
假定系统运行方式改变,系统阻抗为30Ω。采用新的控制策略的控制效果见表3。
上述3种不同控制策略下电压变化曲线如图5所示。
由图5中3条不同的曲线可知,若采用原来的电压控制方式,将发生电压失稳,给电网安全稳定运行带来严重威胁;若采用本文提出的新的电压控制方式,在系统阻抗不发生变化时,电压调整过程动态特性较好,曲线较平滑;若系统阻抗变化而AVC系统却未能及时对其作出调整时,发电机端电压发生小幅波动,但仍能将电压逐步调节到合理范围。
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系统电压 篇5
1.意义
电压的稳定对于保证国民经济的生产，延长生产设备的使用寿命有着重要的意义，而减少无 功在线路上的流动，降低网损经济供电又是每一供电部门的目标，因此变电站随着负荷的波动对 其电压与无功调节需求往往很频繁，如果由人进行调节干预，则一方面增加值班员的负担，另一 方面靠人去判断操作很难做到调节的合理性。
随着变电站的综合自动化能力的提高，系统的采样精度与信号响应速度均有很大的改善，各 种方式接入的信号范围较以往系统有很大的扩展，因此在现有的当地监控系统中，用软件模块的 控制来实现电压与无功的自动调节理论上所需的条件已具备。
2.适用范围
本系统主要应用于电力系统各种电压等级的变电站，尤其能适应复杂接线的变电站，最大可同时监管多个各种不同电压等级的变电站，每个变电站最大可控制 多台主变、多个电容器、多个电抗器。
作为一个功能模块可与各种当地监控系统或集控中心系统、小型调度系统集成。PGC-EX2000 后台监控系统的VQC模块作为系统的一个功能组件存在。
3.调节原理
对于变电站来讲，为了使电压与无功达到所需的值，通常采用改变主变分接头档位和投切电容器或电抗器来改变系统的电压和无功。分接头的变化不仅对电压有影响，而且对无功也有一定的影响，同样电容器或电抗器的投切对无功影响的同时也对电压起着一定的影响。
3.1 一般调节
分节头调节与电容器、电抗器投切对电压、无功的影响 在很多地方供电系统中，不是考虑无功而是考虑功率因数作为调节依据。实际上，可以根据当时的有功功率换算出无功的控制范围，在处理上目标是一致的，只不过无功的上下限范围是始终是动态变化的范围在实际应用中，主变分节头调节主要用于电压的调节，调节方式分以下几种： 1．只调电压 2．只调无功
3．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)4．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)5．智能(当电压与无功不能同时满足要求时，保持现状)对于只调电压和只调无功的系统，调节方式较为简单。
3.2 特殊调节
本系统还支持一些其它调节方案，以满足某些特定地区的要求。增加了 500kV 单电压和 500kV双电压的自动电压调节（AVC）方案。
3.3定值定义方式
定值给定有两种方式：根据时间段给定值和根据时间点给定值。根据时间点给定值方式中，定值点与定值点是按折线连接，即不同时间，定值不同。有时某些地区要求当主变负荷大时，要调整电压的上限值或主变负荷小时调整电压的上限值，此时需要设置相应的参。
3.4越限判定 越限判定有两种方式： A.取平均值
系统在设定的时间内计算 U 与 Q 的平均值，以平均值来判定 U 与 Q 的当前运行区域，当调 节对策无法实现时(有时可能无电容器可用或分节头档位已调到极限位置等闭锁情况)，启用备用方案。B.智能方式
系统在设定的时间内，计算分接头或电容器的累积动作值，若动作值达到给定的限值，则VQC 动作。在计算动作值时，考虑到了加权处理，即正常越限相应的动作值加10，当运行值超出限值很多时，则相应的动作值增加量应超过10，同样，当运行值离越限值差很多则累计的动作值相应减少一点，当运行值向相反方向越限时，则累计权值为0。(具体的增加量和减少量，视各个变电所情况而定，参数可人为设定)。
4．功能管理
在 PGC-EX2000 后台监控系统中，电压与无功自动调节是作为一个相对独立的软件功能 模块而存在，它的启动有两级控制，第一个是由远方调度下发Y K命令来启动，第二个是由后台人为启动，两级控制缺一不可。
在实际应用中，一个变电站往往有两台甚至三台主变，每台主变有可能是两卷变或三卷变，而一台主变一侧对应的母线有可能不止一条，因此在本系统的实现中，考虑了以下几个原则：
4.1调节对象管理
1．以一台主变为单元来考虑电压与无功的自动调节一个系统若有多台主变则有多个电压与无功的自动调节子模块。
2．多台主变并联运行时，若要调节主变分节头，应同时调节多台主变分节头，尽量保持多台主 变分节头的档位一致。
3．一台主变同时带多段母线运行时，连在多段母线的电容器都可以用来投切。4．主变分接头开关操作过程中，要进行滑档判断及处理。5．电容器、电抗器根据容量大小，按指定次序
6．调节过程中若有多个容抗器可用来调节，则优先使用最久未曾动过的容抗器。即根据最近动作时间循环投切。
7．对于并列运行的主变，其母线上投入的电容器或电抗器数按均匀原则分布投切。
4.2 闭锁管理
1．两段母线并列运行时，应检查两段母线的电压测量误差应在允许范围。2．在监控系统中提供一个“VQC”YX 接点和一个“VQC”启动遥控号。3．U 与 Q 有一个上下限闭锁值，超出闭锁范围停止调节。
4．在调节过程中，分节头与电容器开关两次拒动则闭锁对该设备的操作。拒动该信号闭锁必须人为解除，不能自动解除。
5．分节头与电容器开关一天动作次数有限制，超过次数则闭锁对该设备的操作，每天零点动作次数归零，闭锁自动解除。
6．主变分接头开关与电容器开关动作后，有一定的闭锁时间，防止短时间内频繁操作设备。
7．主变分接头开关操作时，有闭锁电流设置，当通过主变的负荷太大或太小时，均可以闭锁 对主变分接头开关操作。
8．能单独设置 VQC 调节设备如分接头、电容器、电抗器停止或参与 VQC 调节。
4.3 限值管理
1．考虑U与Q在一天不同时段、一周不同星期和每月固定日、一年不同日的上下限值的不同。提供按日、周、月和指定日下定值。2．提供根据功率因数下定值。
3．根据负荷的变化，相应的调整主要是放宽电压的上、下限范围。
4.4 统计与操作管理
1．提供 VQC 当前运行状态的画面以及投退 VQC 设备、人工解除闭锁、不同时期的定值取舍操 作界面。
2．提供闭环控制与开环控制两种模式，及可根据需要可让VQC 程序只发信号不操作。即参数中的“仅监视不调节”。
3．提供电压、无功或功率因数合格率统计，提供容抗器、分接头的调节次数包括高峰低谷等时段的调节次数统计，提供容抗器高峰低谷等时段的投入时间等。4．VQC定值修改有权限设置和修改操作记录。5．有完善的登录信息，便于事后分析和统计。
6．对于无人值班站VQC的当前运行状况能够反映到远方调度。
5．技术指标 调节闭锁判断延迟
≤1 秒(不包括监控系统的信号延迟)调节方案产生的最小时间 30 秒（不包括特殊调节方案）调节结果监视的最小时间 30 秒 遥控操作出口时间
由监控系统决定
本身系统最大延迟<200ms 每组（一天）定值时间段 48 个（时间精确到分钟）星期定值组数
个
每月固定时期定值组数
系统电压 篇6
摘要：在我国农业生产和农民生活水平的不断提升，农村电力需求越来越高，但是因为区域经济等因素的影响，现有的配电网在一定程度上不能够满足农村对电力的需求。因此，如何解决农村配电网低电压问题，成为更好发挥电力对农业生产促进功能的基础。笔者通过多年工作实践，结合实际对农村电网低压配电系统智能化和信息化的问题进行了探讨，提出了很多有建设性的意见，为我国农村电网低压配电系统智能化和信息化的发展做出了有意的探索。
关键词：农村电网;低压配电;系统
随着我国农村经济发展的加快，农村用电量也越来越大。在我国的农村电网中，存在着电能质量差、安全隐患大、地表线损耗高、偷电漏电现象严重等许多问题。导致农村电网低压配电系统中电力问题频发，不能有效地保证农村的用电需求。农村电网低压配电系统智能化和信息化的建设可以有效解决这些问题，利用先进的智能化控制设备和信息化管理模式，提高农网电能质量，是我们未来电力发展的必然趋势。
1 我国农村电网低压配电系统自动化和信息化存在的问题
随着我国经济发展的需要，人们对配电系统的要求越来越高，尤其是对电网设备自动化和信息化的要求，利用现代的计算机网络技术和电子通信技术等对农村电网低压配电系统智能化和信息化的建设是势在必行的。
在当今社会，人们的生活中时时刻刻都离不开电，我国农村电网的发展史也是一部生动的中国社会进步史。在1998 年以前，农村的用电一直比较混乱，存在着人情电、关系电、权利电的“三电现象”和乱收费、乱摊派、乱加价的“三乱现象”，而且农村的电力设备也普遍陈旧落后，设施老化现象严重，为农民的用电带来了很多的不便。1998 年底，我国实行了大规模的城乡电网改造，经过近5 年的改造，使我国农村电网的质量有了本质的飞跃，同时也促进了经济的发展。虽然取得的举世瞩目的成就，但是在不断的改革发展中，还是出现了一些问题。对这些问题进行分析并有效地解决，可以更好地促进我国农村电网低压配电系统的发展。主要的问题表现在：
1.1 计划经济色彩严重
在我国的农村电网低压配电智能化和信息化的系统中，农电和供电二元体的体制导致在农电管理中人员不能很好流动。供电公司员工和农电员工待遇也相差很大，供电公司员工工资往往是农电工人的几倍，而农电工人的工作環境又更加艰苦。长此以往，就出现了农电工人责任心不强，消极对待的问题，对农村电网低压配电智能化和信息化的系统的发展造成不利影响。
1.2 农民的安全用电意识不高
随着现代化的家庭电器走进千家万户，农村的生活已经发生了翻天覆地的变化。然而农民的安全用电意识确并没有太大的提高，对各种家电的安全用电还不是很了解，依然存在着很多安全隐患。还需要我们的电力工作者加大对安全用电意识的宣传，使我们农民的安全用电意识不断提高。
1.3 现有的电网系统中，配电变压器等设施还不够
随着农村经济发展的不断提高，原有的电力设施已经满足不了现在农村的生活需要了。在农村电网低压配电系统智能化和信息化的建设中，要通过新架设高、低压电力线路和增加农村配电变压器等措施来改进。但在实际中，导致配电设施不足的原因有很多，由于国家没有再次对农网建设投入资金，而供电企业自身的资金也不足，又不能让个人自己出钱来架设电网，就会出现一些地区的电器设施数量不能满足农民的需要。
2 智能化和信息化农村电网低压配电系统的主要特点
智能化和信息化农村电网低压配电系统，是由具有通讯功能的智能化保护测控装置通过低压开关经计算机或数字系统连接，来实现对配电开关等运行设备的智能化、信息化管理。智能化和信息化农村电网低压配电系统可以有效地保证电能质量和供电的可靠性，是连续自动化生产的有力保障。智能化和信息化农村电网低压配电系统与传统的农村电网低压配电系统相比，具有以下优点：
2.1 系统数字化的特点
数字化是智能化和信息化农村电网低压配电系统的主要特点，它是采用高精度的数模转换芯片，对各种现场的检测数据进行数字化处理，这样就会保证检测的精度，同时提高系统实时性检测的准确度和稳定度。
2.2 系统多功能化的特点
在智能化和信息化农村电网低压配电系统中，智能保护测控装置克服了传统系统中元件功能单一的缺点，是集保护、控制、测量等功能于一身的测控装置。替代了原系统中变送器、继电器等元件，从而减少了柜内二次接线。相对原系统来说，智能化和信息化农村电网低压配电系统更加方便快捷。
2.3 系统网络化的特点
智能化和信息化农村电网低压配电系统中智能检测装置都具有数字通讯接口，通过先进的计算机和网络技术，对检测数据进行实时的采集处理，可以在计算机网络平台上实现数据的数据的保存、处理，程序的控制、管理以及故障的报警分析等一系列的功能。最终在配电系统达到无人值守和远程管理的目的，这是任何传统方法都无法实现的。
3 智能化和信息化农村电网低压配电系统的构成及功能
3.1 智能化和信息化农村电网低压配电系统的构成
智能化和信息化农村电网低压配电系统主要是由监控管理层、前置通信层和现场间隔层构成。监控管理层是指利用装有监控的工控机或普通PC 机来实现远程的数据采集与分析，通过局域网络传送给上级计算机。具有远程操控、检测记录、故障分析、故障报警、设备维护信息管理等功能。前置通讯层是指利用网络通信控制器对变电所通过智能化检测所得的数据进行汇总，汇总后统一上传到监控中心，并把接收到的来自监控中心的指令下传给各智能设备。现场间隔层是指通过智能化监控设施对现场的电参量进行实时监测，同时对智能化设备和电动分合机构的开关状态进行检测。
3.2 智能化和信息化农村电网低压配电系统的功能
智能化和信息化农村电网低压配电系统的建设，不仅为我们带来了更加稳定的电能资源，而且对我国的现代化建设有着至关重要的作用。为我们带来经济效益的同时创造了更大的社会效益。它具有的智能电力监控系统有着完善的网络管理功能，对各种复杂结构的网络，以自上而下的金字塔方式进行管理。对农村电网配电系统中的核心问题具有有效地检测
功能，包括基本参数、电能质量、高低压设备运行状态等等项目进行全方位的检测。
4 农村电网低压配电系统智能化和信息化建设路线
农村电网低压配电系统的智能化和信息化建设一直以来都是我国电网建设的重要组成，在推动我国社会经济发展上具有十分重要的意义。智能化和信息化农村电网低压配电系统的建设一定要本着因地制宜、科学合理、坚持创新的原则，这样才能在建设中取得良好的效果。
4.1 智能化和信息化农网系统的建设要坚持试点先行的原则
智能化和信息化農村电网低压配电系统是我国农网改革中最重要的一部分，在建设中一定要坚持“统一规划、分步实施、安全可靠、试点先行”的原则。因为现在农网智能化和信息化建设在我国还并不是特别成熟，没有成型的理论可以借鉴，需要我们在建设中不断地去摸索和改进。首先通过选择试点进行建设，在建设的过程中及时的总结经验，积极记录发现的问题，对发现的问题进行分析总结，为以后的建设提供参考。以此为基础，在巩固试点的同时，积极推广智能化和信息化农村电网低压配电系统。
4.2 智能化和信息化农村电网低压配电系统的建设坚持以科技引领
“科学技术第一生产力”，在智能化和信息化农村电网低压配电系统的建设中，科技力量是建设的基础和动力。在建设中我们一定要积极引用新科技、新设备、新材料等，把科技成果转化为发展动力。通过新的科学技术，不断克服建设过程中遇到了困难，才能更好地推动智能化和信息化农村电网低压配电系统建设。同时只有利用先进的科学技术，才能保证农村电网低压配电系统自动化和信息化建设的先进性和科学性。
4.3 智能化和信息化农村电网低压配电系统的建设中坚持创新
创新是企业发展的动力之源，在智能化和信息化农村电网低压配电系统的建设中，只有不断地创新思路，才能加快建设步伐。在建设中以科学技术为支撑，以科技创新为动力，实现农网数据在线监测，设备状态数据信息自动化管理，加快智能化和信息化农村电网低压配电系统的建设。
5 总结
今年来随着我国经济的发展，电力系统的发展更是突飞猛进。我国作为一个农业大国，农村电网的建设更是重中之重。自动化和智能化电网低压配电系统与传统方式相比具有诸多的优点，使的农村电网低压配电系统智能化和信息化应用越来越广泛，是我国农村电网建设的发展趋势，对它的研究一直是我们重要的研究课题。目前在我国的发展已经从起步阶段进入了成熟阶段，并在向小型化和多元化方向发展。本文结合实际对我国农村电网低压配电系统智能化和信息化进行探讨，提出了笔者自己的想法和建议。作者相信，在不久的将来，在我们的共同努力下，农村电网低压配电系统智能化和信息化建设一定会取得更大的进步。
参考文献：
[1]罗伙根.智能低压配电管理系统控制模块的研究及其实现[J].上海交通大学，2012（12）.
[2]朱忠民.智能化低压配电系统的特点及典型应用[J].电气应用，2006（11）.
系统电压 篇7
小电流接地系统 (简称“系统”) 发生单相接地故障时, 因为允许运行一段时间, 这样就会有一组不对称相电压较长时间存在, 即监控屏上显示的三相相电压。通过此三相相电压及其零序分量, 能够正确地反映出系统单相接地故障及接地程度。但它并不能真正地反映系统中三相负载各相相电压。由于监控屏上显示的母线各相相电压即电压互感器各相相电压是简写的UA、UB、UC, 所以容易与系统负载的三相相电压相混淆, 并会由此产生一个疑问:系统发生单相接地故障期间, 相电压即使不对称三相负载亦能正常运行, 是因为相电压对称的原因?
实际上, 所有负载能否正常运行都直接取决于其相电压。在线电压对称条件下, 对于 Δ 接负载的相电压就是线电压;然而对于Y接负载, 线电压对称只是其相电压对称的一个条件, 其相电压对称的另一个条件是三相负载对称或满足一定的条件[1]。
在系统发生单相金属性接地故障期间, 本文利用电压互感器一次绕组中性点与大地之间隔离开关的分合状态, 分析两种相电压 (即系统中一次设备三相负载的三相相电压与监控屏上显示的三相相电压) 的不同。
1 接线形式分析
系统中所有设备首端都分别与各相母线相连接, 所以所有设备同一相的首端都相当于接在同一点上, 但是系统中所有设备的末端并非如此。
由变电站变压器低压侧供电的所有10k V系统、66k V系统, 部分35k V系统, 其一次设备中的电源侧绕组 (见图1) 是三角形接线;由变电站变压器中压侧供电或由发电机直接供电的电源侧绕组为Y形接线。但系统中负载侧绕组都是Y形接线[2], 且中性点都不直接接地。系统中母线上的电压互感器, 不论是三相五柱式, 还是由三只单相电压互感器组成的三相电压互感器, 其一次绕组的末端 (即中性点) 正常运行时都直接接地, 即Y 0接线形式。现以图1 所示的10k V系统为例。在10k V母线上只画出一回出线, 在这回出线上也只画出一台配电变压器。
2 设备相电压
根据定义, 电压为两点之间的电位之差。相电压定义为:每相电源或每相负载两端的电压[3]。对于三相设备 (指三相电源或三相负载, 下同) 中每一相两端的电压, 都简称为A、B、C (或a、b、c) 相相电压, 其他电压都需标注两个点才能确定, 否则就容易与其混淆。
每相设备的相电压都是各相设备首端对末端的电压。小电流接地系统是指主变压器的中性点和三相负载的中性点都不直接接地的系统, 因此, 小电流接地系统相电压, 就是三相设备中每相设备的首端对末端即首端对中性点 (或 Δ 接电源的等值中性点) 的电压 (一种相电压) 。而三相电压互感器, 其Y形接线的原绕组中性点直接接地, 即Y0接线, 所以, 此时电压互感器各相相电压就是其首端对地的电压 (另一种相电压) 。其10k V系统主要负载是绕组为Y形接线、中性点不接地的配电变压器高压侧。如图1 所示。
3 不同运行方式相电压分析
3.1 系统正常运行时
系统正常运行时, 由于负载不完全对称, 所以系统中性点 (指Y形接线的中性点或 Δ 形接线的电源等效成Y形接线的中性点) 对地电压一般情况下不等于零, 即系统中性点与电压互感器中性点之间有位移。这说明仪表或监控屏上显示的电压互感器测量出来的相电压, 只是电压互感器本身和三相线路对地电容的三相相电压, 所以, 这三相相电压不能真实、准确地反映系统中三相设备的各相相电压, 只是此时它们之间相差较少而已。
3.2 系统单相接地时
小电流接地系统发生单相金属性接地故障时, 接地相对地电压接近零 (因为非全补偿或者有负载电流, 在接地相的整个线路上, 只有接地点对地电压为零) , 非接地两相对地电压接近线电压, 这三个电压仍是母线上电压互感器的三相相电压, 而不是三相设备的三相相电压, 否则三相设备无法继续运行。此时三相负载各相相电压的不对称程度主要取决于负载的不对称度、线路对地电容的不对称电流以及系统消弧线圈补偿等情况。
从图1 中配电变压器高、低压侧实际运行情况可知, 即使高压侧10k V系统发生单相金属性接地时, 低压侧380V/220V负载的三相相电压也基本对称, 不影响系统及负载的正常运行, 否则就失去了允许单相接地运行一段时间的意义。而配电变压器一、二次绕组各相的相电压之比又都等于变比, 这说明一次绕组的三相相电压也基本对称。所以, 此时系统中三相设备的三相相电压与电压互感器的三相相电压完全不能等同, 而且相差悬殊。
3.3 两种相电压的转换
有些10k V系统, 其母线上所接电压互感器一次绕组的中性点与大地之间接有一个隔离开关, 如图1 或图2所示, 正常运行时在合位。当系统发生单相金属性接地期间, 其三相相电压值如前所叙述。
为了减少电压互感器承受线电压的时间过长造成磁路铁心过热、甚至烧毁电压互感器, 在单相接地期间, 配网调度需要指挥现场拉开中性点隔离开关 (即零相刀闸) , 拉开后, 监控屏上显示的三相相电压即电压互感器的三相相电压不再是3.2 节的值, 而是变成了基本对称的一组三相相电压, 这时它们的零序分量也变得很小, 所以接地报警声音也同时消失。即, 若电压互感器一次绕组中性点不直接接地, 在系统发生单相接地时, 就不会有接地信号发出。此时电压互感器Y , y0 接线的一、二次绕组的运行方式, 与配电变压器相似, 即二次绕组和其负载的三相相电压不会因为中性点不接地的一次绕组所在的电气系统是否有单相接地而受到较大的影响。
由此可以得出, 在系统发生单相接地故障且保持不变这个期间, 系统中的三相负载相电压也不会变化, 但监控屏上的三相相电压却因电压互感器一次侧中性点隔离开关的状态不同而发生了非常大的变化。所以系统中一次设备三相负载的相电压与电压互感器的三相相电压不同。
从接线形式和运行方式能够看出, 虽然只分析了小电流接地系统正常运行时和单相接地时两种情况下两种相电压不等的原因, 同理还能得出结论:除了正常运行时两种相电压相差很小以外, 其他情况, 包括电压互感器发生谐振时, 这两种相电压都会相差很多。所以小电流接地系统母线上电压互感器的三相相电压及其零序分量, 能够正确地反映出系统单相接地故障及接地程度, 而不能代表系统中三相电源和负载的各相相电压。所以只能用于绝缘监察 (接地或谐振等) 。
4 中点位移
图2 为图1 中与10k V系统有电气直接连接设备的简图。为了分析需要, 将电源侧绕组画成Y形接线 (或 Δ接电源等效变换成Y接电源, 下同) 。
根据电路中的定义:负载中点n与电源中点N电位不等的现象称为中点位移[3]。当小电流接地系统发生单相金属性接地时, 如图2 所示, 不论系统有无消弧线圈补偿以及补偿度如何, Y形接线的负载 (或电源) 中性点对地电压 (位移) 都会接近100% 相电压。但中点位移Un N却不会很大 (当然与消弧线圈补偿位置及补偿度有关) , 都小于调度规程规定的相电压15% 的要求。所以, 调度规程中所说的中点位移不是指系统中性点对地电压, 而是指Y接负载中性点与Y接电源中性点之间的电压, 因为只有这两个中性点之间电压的大小才能说明负载的相电压是否对称, 而负载 (或电源) 中性点对地电压 (位移) 无法决定三相负载相电压是否对称。
5 结束语
通过本文对10k V系统的分析可知, 由于电压互感器一次绕组的中性点一直直接接地, 所以, 对中性点不直接接地的所有小电流接地系统, 监控屏上显示的三相相电压只是电压互感器的三相相电压, 而不是系统中一次设备的三相相电压, 只有在系统正常运行且三相负载对称时, 这两组三相相电压才相等, 除此之外的任何时刻都不相等。
由于小电流接地系统三相负载基本都是星接, 所以在系统发生单相接地故障时, 监控屏上显示的三相相电压之间相差悬殊, 而三相负载能够正常运行的主要原因仍然是三相负载的相电压接近对称。
摘要：小电流接地系统发生单相金属性接地时, 监控屏上显示的母线三相相电压由对称变成了严重不对称。并由此产生一个疑问:系统发生单相接地故障期间, 相电压即使不对称三相负载亦能正常运行, 是因为相电压对称的原因?对此, 本文利用电路中相电压及中点位移的基本概念, 根据电压互感器和三相负载在系统中的接线和运行方式, 分析这两种相电压不同的原因, 从而对系统中这两种相电压有一个正确的认识而不至于混淆。
关键词：电压互感器,三相负载,对地电压,两种相电压,中点位移
参考文献
[1]李井阳.三相三线制星接不对称负载与其对称相电压关系研究[J].东北电力大学学报, 2014, 34 (5) :17-19.
[2]李井阳, 贾建夫, 李鸿博.小电流接地系统单相接地时分析系统新观点[J].中国电力教育, 2013 (20) :217-218.
系统电压稳定分析方法探讨 篇8
1 电压稳定问题的本质
电压稳定包括静态稳定和动态稳定。电力系统中静态电压稳定水平主要由无功功率平衡条件决定, 潮流方程在静态电压稳定研究得到了广泛使用, 这些静态判据在本质上都是以电力系统的极限输送能力作为静态电压稳定的临界点。动态电压稳定研究发现电压崩溃与负荷的功率恢复特性有着紧密关系, 而与系统是否到达传输功率极限并没有直接对应关系。
当负荷大幅度上涨后, 系统的无功补偿能力严重不足, 如果调度员在全网电压下降过程中未能果断切除部分负荷, 由于变压器带负荷自动调压分接头的副作用, 当系统无功功率供应不足时, 如果继续保持负荷侧的电压水平, 势必造成电源电压下降, 严重时会拖垮高压电网电压, 发展为电压崩溃。
2 电压稳定分析方法
2.1 灵敏度分析方法
灵敏度分析方法属于静态电压稳定研究的范畴, 它以潮流计算为基础, 从定性物理概念出发, 利用系统中某些量的变化关系, 即它们之间的微分关系来研究系统的电压稳定性。在潮流计算的基础上, 只需少量的额外计算, 便能得到所需的灵敏值。灵敏值仍然存在以下问题:缺乏统一的灵敏度分析理论作基础;在计算灵敏度指标时, 没有考虑负荷动态和发电机无功越限、有功经济调度的影响;灵敏度指标是一个状态指标, 它只能反映系统某一运行状态的特性, 而不能计及系统的非线性特性, 不能准确反映系统与临界点的距离。
2.2 潮流多解法
潮流多解法是以一对相关邻近潮流解之间的距离来判断电压稳定性。潮流方程解的个数随负荷水平的加重而成对减少, 当系统的负荷增加到临近静稳极限时, 潮流方程只存在2个解, 这2个解关于临界点对称。这一结论为计算电力系统的极限运行状态提供了一条途径, 间接地克服了潮流方程的雅可比矩阵在临界点奇异而带来的收敛问题。在重负荷情况下, 如果某种干扰使系统由高电压解转移至低电压解, 则将发生电压崩溃, 但在接近临界点时常规潮流仍存在收敛困难问题。因此, 这2个对应电压解的求取需要采取一定措施, 给出严格的初值范围。多解的研究为近似计算系统的极限运行状态提供了一种简便方法, 多解的个数及多解之间的距离反映了系统接近极限运行状态的程度。除运行解以外的所有其他潮流方程组的解都对应于电压崩溃状态, 电压稳定与电压崩溃的交叉点就是静态潮流方程的分歧点。随着负荷的加重, 潮流方程组到最后只存在一对解。研究发现高低电压解、中低电压解是不稳定的。在负荷情况下, 如果某种干扰使系统由高电压解转移到低电压解则将发生电压崩溃。常用电压不稳定接近指标来表征其运行状态离电压稳定边界曲面的距离。
2.3 最大功率法
最大功率法基于一个朴素的物理观点, 当负荷需求超出电网极限传输功率时, 系统就会出现像电压崩溃这样的异常运行现象。最大功率法的基本原则是将电网极限传输功率作为电压崩溃的临界点, 从物理角度讲是系统中各节点到达最大功率曲线族上的一点。电压崩溃裕度是系统中总的负荷允许增加的程度。常用的最大功率判据有:任意负荷节点的有功功率判据、无功功率判据以及所有负荷节点的复功率之和最大判据。当负荷需求超过电力系统传输能力的极限时, 系统就会出现异常, 包括可能出现电压失稳, 因此, 将输送功率的极限作为静态电压稳定临界点。负荷如果从当前的运行点不同的方向增加, 就会有不同的电压稳定临界点, 有不同的电压稳定裕度, 但在这些方向中总会有一个方向的电压稳定裕度最小。计算出这个方向和电压稳定临界点, 就能为防止电压失稳提出有效的对策。把这个方向定义为最接近电压稳定极限的方向, 这个电压稳定临界点定义为最接近电压稳定临界点。
2.4 Q-U法
Q—U法是将电网中的某节点或母线作为研究对象, 通过一系列潮流计算, 确定其Q-U特性曲线, 并根据无功储备准则或电压储备准则, 来确定所需的无功功率。该方法的优点是物理概念明确, 缺点主要是潮流方程在电压崩溃点处不易收敛。
2.5 分歧分析方法
在计及电力系统的全部非线性特征, 特别是在临界点附近发生振荡时, 系统参数变化使系统振荡模式从左向右越过虚轴时, 系统不一定马上呈现增幅性振荡, 取而代之的有可能是稳定的非线性振荡;在虚轴的左侧, 系统的稳定状态也不一定像线性化特征分析那样呈现减幅性振荡, 而有可能是以不稳定的非线性振荡呈现出来。这种特殊的稳定状态的分析是传统的动态稳定分析方法所难完成的, 而采用分歧理论对这类特殊稳定性进行分析是十分有效的。利用分歧理论来研究这些新问题, 将拓宽电力系统稳定分析的领域, 并为该领域提供新的内容和途径。
3 防止发生电压稳定破坏的措施
电压稳定并不是电网中一个孤立的技术问题, 而是电力系统中各层、各区、各方面之间互有关联的问题需要从整个电力系统的角度来观察、研究和处理, 需要加深对电压稳定问题严重性的认识。对应于不同的失稳机制有不同的防止电压不稳定性的措施。
3.1 提升电源容量储备
发电机、同步调相机和SVC (高压静态无功补偿装置) 在扰动之前应具有足够的储备容量, 它应该足够快以使感应电动机不致减速到达事故后的不稳定平衡点。但应注意发电机和同步调相机所提供的过励磁和过电流能力有时间限制, 它们仅能把短期电压问题转移为长期电压问题。
3.2 配置足够的低电压减载装置
事故情况下低电压甩负荷是终止电压进一步下降的有效措施。但是, 对于无功严重短缺情况下的有效性可能反应太慢, 因为事故情况下既要考虑利用发电机组的过负荷能力, 又要考虑发电机组不致因越限引起继电保护动作跳闸, 因此为了避免发生电压崩溃, 解决的办法是在可能发生电压崩溃的地区配置足够的低压减载装置。
3.3 无功补偿投切、发电无功调节和减负荷
减负载可以是直接甩掉负荷或间接地进行紧急LTC (锁定自动装置) 控制。对于多层输配电系统中的LTC应协调地进行控制。当发电机存在无功储备时, 可以通过调节发电机无功出力来提升发电机的端电压。
3.4 提高系统运行电压水平
基于系统等值的电压控制方法 篇9
电网规模的不断扩大和负荷的持续增长, 给电力系统的安全运行带来不少问题, 其中最突出的便是电压失稳引起的大面积停电[1,2,3]。电压稳定控制已成为保证现代电力系统正常运行的重要手段, 主要通过控制节点电压、传输功率及负荷来实现, 其主要任务是在系统正常及紧急情况时, 按照一定的控制规律协调系统内的电压控制器, 是维持系统电压水平的最重要的环节[2,3,4,5,6,7,8]。
广域测量系统由同步相量测量单元和可靠的高速通信网络构成, 它打破了传统测控的死区, 与电力网络等值相结合, 为电压稳定在线监视及实时控制等方面提供了新的手段[9,10,11,12,13,14,15]。
本文基于一种电力网络两母线等值模型进行电压控制方法的研究, 首先从简单系统出发分析了控制思想的出发点;其次, 利用电力网络两母线等值模型, 构建了电压控制模型, 在此基础上给出控制策略及结构;最后, 基于典型系统进行仿真验证。
1 电压控制方法的出发点
电力网络中节点电压降低的原因可能是[1,2]:电压“源”点电压降低或失去电压调节能力;系统结构变化导致系统等值阻抗增加, 使得电压降增加;负荷变化导致其等值阻抗减小。电压控制措施主要通过调整电压 (无功) 源点来调节系统的电压水平, 或改变网络结构来调节系统电压分布。
利用图1所示两母线系统来说明本文电压控制的出发点。由于系统功率传输能力与系统侧电压有很大关系, 通过提高系统侧电压可提高系统电压水平及最大传输功率, 图2是系统侧电压Us为1.0 p.u.、1.05 p.u.及1.1 p.u.时, 恒功率因数 (Q/P=0.2) 下的P-U曲线 (P、U为标幺值) 。当然降低电源和负荷之间的阻抗值, 可取得相似的效果。对于复杂的电力系统, 利用其两母线等值模型, 通过控制电压源点电压提高系统侧等值电势可实现系统电压的协调控制。
2 基于系统等值模型的协调电压控制
2.1 系统等值模型
把电力网络中电压源节点 (包括所有的电压支撑节点, 用αG表示) 和负荷节点 (包括中间连接节点, 用αL表示) 分开, 与其相关变量及参数分别以下标G和L表示, 由网络节点电压方程, 负荷节点电压可表示如下[12,13]:
其中, ZLL=YLL-1, FLG=-ZLLYLG。
这种变换本质上是对电力网络的一种多端口戴维南等值[16], 其中等值电势为
进一步, 节点j (jαL) 两母线等值模型可表示如下:
其中, Eeq j为等值电势;Zeq j为等值阻抗, 等于节点j的输入阻抗ZLLjj;ZLLji (iαL, i≠j) 是其他端口对j的转移阻抗;Ieq j为等值负荷电流。节点j的等值负荷由自身的负荷及其他节点的转移负荷构成:
节点j的两母线等值系统如图3所示。
利用该两母线等值模型, 可进行系统电压不稳定危险程度的评估。进一步, 该等值模型不仅可用于电压不稳定的在线监视, 更重要的是能为电压稳定控制提供更多有用的信息。
2.2 影响因子
由两母线等值模型式 (3) 可见, 系统侧等值电势与电压源点的电压直接相关, 等值电势的组成体现了各电压源点电压对等值电势的影响。在进行电压不稳定监测时, 应同时监视那些影响较大的电压源点剩余的调节能力;在进行电压稳定控制时, 应优先考虑那些影响较大且有足够控制能力的电压源点。
对于负荷节点j (jαL) , 由式 (2) 可知:
其中, wG ji反映了当前状态下电压源点i (iαG) 电压对节点j等值电势Eeq j的影响, 称为影响因子;wGji越大说明该电压源点i电压幅值调整会引起Eeq j较大的变化, 这为控制节点的选择提供依据。通过提高电压源点电压幅值进行电压控制, 控制调整量不太大时, 对∠ (θGi-θeq j) 的影响很小, 数值仿真结果也验证这一点, 可以忽略其对等值电势的影响, 则当前状态下电压源点电压变化ΔUG= (ΔUG1, …, ΔUGi, …) T (iαG) 与等值电势变化ΔEeqj近似有如下关系:
2.3 危险节点及控制节点的选择
从电压失稳的过程来看, 都是从局部开始, 导致了整个系统电压下降。电压控制应主要针对那些电压稳定性较差的危险节点, 控制节点应具备的条件是:该电压源点有足够的电压控制能力;通过调节该电压源点能有效地改变危险节点的电压水平以及稳定程度[1,2,3]。
首先, 利用电压不稳定在线监视指标对负荷节点进行排序, 挑选出电压稳定性较差的和电压异常低的节点作为危险节点, 形成危险节点集αc。本文基于各负荷节点的两母线等值模型, 利用相对阻抗模指标来衡量电压不稳定状况, 如下:
其中, ZLeq j=ULj/Ieq j, 为节点j等值负荷对应的等值阻抗;正常运行时IVSI, j应远小于1, 当IVSI, j靠近1时, 表明节点j已比较危险。进一步, 系统电压不稳定指标如下:
则危险节点集是门槛值, 通过选取合适的Ith来保证足够的电压稳定裕度。
其次, 对于危险节点kαc, 将所有电压源点根据影响因子wGki (iαG) 的大小进行排序, 得到一个按节点k电压控制影响大小排序的控制节点序列, 并抽出影响较大的且有足够控制能力的几个构成节点k的控制节点集αSk, 则系统电压控制节点集为
值得注意的是, 同步机是系统中最重要的电压支撑及控制节点, 对于电压稳定控制而言, 系统严重扰动后, 应通过协调防止某些关键发电机失去调节能力。SVC等电压源点的情况类似。因此, 需监视电压源点剩余控制能力的大小[1,2,3,14], 若某电压源点剩余控制能力不足, 则其不能作为电压控制节点。电压源点剩余控制能力可用如下指标衡量:
其中, Rg, i表示当前电压源点i所监视的状态, 对于同步发电机, Rg, i是励磁电流Ifd, i或定子电流Is, i, 对于SVC可以是等值电纳BSVC, i;上标lim表示相应的限制值;指标IVCCI, i表示电压源点i的当前状态与其限制值间的相对距离。
2.4 电压控制模型
对于危险节点k (kαc) , 设ULk, ref是其控制的目标电压下限, 当UL k
当前状态下, 为使UL k≥UL k, ref, 节点k系统侧等值电势需要的最小调整量dk为
其中, ULk, ref可按如下原则选取:对于危险节点k (kαc) , 若UL k
对于选定的控制节点集αS, 根据式 (8) , 控制量ΔUGS= (ΔUG1, …, ΔUGl, …) T (lαS) , 应满足如下约束:
计及控制量及其变化率的限制, 控制量△UGS可通过在线求解优化问题获得。为防止优化问题无可行解, 将式 (15) 转化为软约束写入目标函数, 则优化问题的数学模型如下:
其中, 目标函数第1项反映了控制危险节点电压到合理的范围, 具有最高的优先级;第2项体现了最小化控制代价;权重系数rl>0 (lαS) , 通过选择其值大小来体现控制目标的优先级。实际中, 控制量的实施通过改变初级电压控制器的参考值来实现。对于中长期动态, 可以忽略初级电压控制器的动态过程, 在控制规律中可认为各电压控制器的电压参考值调整直接反映到其端电压上, 即各电压控制器参考值调整量△UGSref=△UGS。
3 电压控制策略及结构
在线计算电压控制量主要有以下几部分:
a.收集系统信息, 计算各负荷节点等值参数及阻抗模指标, 并确定危险节点集合αc;
b.计算各电压源点对危险节点的影响因子, 结合电压源点剩余控制能力, 形成控制节点集αS;
c.计算危险节点等值电势调整量, 并通过求解优化问题获得控制输入序列;
d.通过高速可靠的广域通信网络把控制信号传递给各初级电压控制器。
在电压控制中, 当系统电压出现危险状况时, 首先启动协调电压控制措施, 若控制后系统电压能回到正常运行的范围内, 则系统稳定运行, 进一步可按照一定的原则投入并联电容器等无功补偿, 逐步释放同步发电机等设备, 保证足够的动态电压调节能力;若系统情况持续快速恶化或所有电压控制节点的控制能力即将耗尽时系统还不能满足运行要求, 则执行切负荷等紧急控制措施, 阻止系统情况进一步恶化。相应的电压稳定在线监视及控制系统的功能如图4所示。其中, I1、I2为设定门槛值。
该模型及算法可在线直接应用于调度中心, 利用系统参数及广域测量系统 (WAMS) 提供的测量数据, 监视及综合评估系统的电压稳定情况, 并当系统电压情况危急时制定控制策略, 为调度人员提供预警信息和决策支持。
4 仿真算例
4.1 基于IEEE 3机9节点系统的仿真
首先, 采用图5所示的简单系统, 分别对静态负荷增加及动态负荷微增的情况进行仿真。
算例1:基于连续潮流计算进行静态仿真。仿真中, 负荷L1以恒功率因数增加, λ表示负荷因子, 各发电机按其初始出力的比例分担负荷的增加。
图6所示为节点6的P-U曲线。在不同负荷水平下 (λ=0, 5.18及10.99) , 电压源点i (i=1, 2, 3) 对节点6的影响因子wG6i示于图7, 表明各电压源点对节点6电压的影响不同, 节点1影响最大, 节点2最小, 且影响因子随负荷的变化很小。图6中控制节点1、2、3的电压分别提高0.05 p.u.时节点6的P-U曲线也验证了这一点。可见, 通过提高控制节点电压提高了系统电压水平, 增大系统极限传输功率。
算例2:动态仿真, 改善负荷微增时的电压稳定性。系统电压要求范围为0.9~1.15 p.u.;控制量限制为0.85~1.2 p.u., 变化率限制为0.001~0.03 p.u.;控制周期Ts=10 s;在式 (16) 中, 取rl=0.01 (lαS) , 体现了首要的目标是控制电压到合理的范围。
保持其他负荷不变, 节点6负荷以恒功率因数从2.0 s开始增加, 初始负荷为P6=0.9 p.u., Q6=0.3 p.u., 每秒增加初始负荷的2%。对如下3种情形进行仿真:
a.无控制情况下的负荷L1持续增加至仿真无法进行, 此时P6=2.807 p.u.;
b.有电压控制时, 负荷L1持续增加至仿真无法进行, 此时P6=3.089 p.u.;
c.有电压控制时, L1持续增加至P6=2.807 p.u.。
图8的仿真结果表明, 该电压控制使负荷持续微增导致电压崩溃发生的时间由108.1 s推迟至123.6 s, 极限功率提高了10.05%。
对于情形b, 将本文控制方法与传统二级电压控制[3,5]进行比较, 在二级电压控制中系统分为一个区, 引导节点为6。2种控制方式的仿真结果如图9所示, 表明本文的控制方法可获得与二级电压控制相似的控制效果, 能维持较高的电压水平, 增加负荷功率极限, 提高动态电压稳定性, 其计算更简单, 控制更有针对性、更灵活。
图10所示为情形b下各电压源点i (i=1, 2, 3) 对节点6的影响因子wG6i随时间变化曲线, 可见影响因子随系统状态变化很小。
4.2 基于新英格兰39节点系统的仿真
为了进一步说明本文控制方法有效性, 基于新英格兰39节点系统, 如图11所示, 验证故障情形下的电压控制性能。节点3、4、7、8、15及18的负荷采用指数恢复模型[17], 其中参数αs=βs=0, αt=βt=2.0, Tp=Tq=10.0 s, 其余负荷为恒阻抗负荷。扰动为线路2-3在1.0 s发生断路, 系统响应如图12所示。
可见, 由于负荷恢复导致系统电压持续降低, 其中节点3是最危险节点。故障前及故障后2个不同时刻发电机Gi (i=1~10) 对节点3等值电势的影响因子wG3i如图13所示, 易见:故障前G1对节点3影响最大, G8次之;由于线路2-3断线, 降低了G1和G8与节点3联系的紧密程度, 使其节点3影响大幅降低, 故障后节点3受G2、G3和G6的影响较大, 且随系统状态变化很小。
电压控制分以下2种情形:不计及励磁电流限制;计及励磁电流限制。2种情形下, 各控制时刻危险节点集及相应控制节点见表1, 控制节点由有较强控制能力且对各危险节点影响最大的3个电压源点并集组成。由图14的仿真结果可见, 采用电压控制能够充分利用系统中的电压支撑源, 有效阻止电压降低。对于考虑电压源点限制的情形, 在t=34 s时, 对于情形2, 由于G3的控制能力不足, 即IVCCI, i=0.001 6<0.002, 其不能作为电压控制节点, 考虑到G3对节点3电压控制最有效, 其受限使得对最危险节点的控制效果比情形1稍差。
以上仿真分析表明, 影响因子随系统负荷水平的变化很小, 主要受网络结构变化的影响;采用本文电压控制措施能充分利用系统中的电压支撑能力, 维持较高的电压水平, 提高系统电压稳定性。
5 结语
电压无功模糊控制系统设计 篇10
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.
系统电压 篇11
【摘要】在配电系统中，电流通过电缆和设备到达末端时，总会有一定的电压损失。电压损失的产生会造成电能的损失和电能利用率的降低，因此电压损失的大小对供电企业经济效益有着重大的影响，电压损失越低，经济效益就越好。本文的研究对象是10kV配电系统，探究了10kV配电系统电压损失产生的原因，如何计算电压损失以及如何最大程度地降低电压损失等内容，以期为相关人士提供参考。
【关键词】10kV配电系统；电压损失；计算方法；解决方法
1、前言
10kV配电系统是一种高压配电系统，常用于大型工厂、区域配电或远距离电力传输。无论在高压配电还是低压配电过程中，都会出现电力沿电缆传输时其电压随着传输距离增加而逐渐下降的现象，我们称其为电压损失。若电压损失过大，会导致系统或设备端电压不足，设备欠压运行乃至无法运行，造成使用不便和经济损失。因此在配电系统设计和运行中，都要注意计算或测量电压损失，当发现电压损失过大时，要分析出压降的主要原因，并及时采取措施控制压降，从而减少经济损失。
2、电压损失的原因
电压损失的根本原因是系统中的电缆或电气设备存在阻抗，导致电流在传输过程中总会损失一部分变为热能。
2.1线路太长
电力的传输是沿着电缆进行的，无论电缆芯是什么材质，其本身总具有一定的电阻和电抗。因此当有电流通过电缆时，就会消耗一部分电能，进而导致电压下降。电缆越长，其电阻、电抗就越大，传输时电压损失就越多。这部分损失是无法彻底消除的，但可以采取一些方法减少损失。
与低压配电系统电阻造成大部分的电压损失不同，在高压配电系统中，电缆电抗造成的电压损失较为明显。特别是在特高压配电中，无功功率在电抗上产生的压降占电压损失的很大部分。
2.2电缆截面
除了电缆长度，电缆的截面积也影响电压损失的程度。同样长度的电缆，其截面越小，电缆的电阻就越大。因此在电力传输时，所用电缆的截面越小，电压损失的就越多。在实际设计中，截面越小的电缆越便宜，所以出于经济的角度我们会选择截面尽量小的电缆。但其截面小也有一个底线，就是要保证配电系统在正常甚至过压运行状态下，电缆的发热程度和电压损失百分比都符合标准。
2.3其他原因
除了以上两个原因，电压损失还可能是受冲击性负荷或三相负载不平衡影响而产生的。冲击性负荷指短时间内超出额定负荷的负荷。例如大功率电机启动时，其电流会达到额定电流的数倍。冲击负荷会对电路产生明显的谐波影响，其表现就包括电压损失。三相负载不平衡是指三相系统有初相位差或幅值差。三相负载不平衡现象也会产生谐波影响，导致电压下降。
另外，电气设备功率因数不高也会导致压降，因为功率因数低证明电路的无功功率大，相应的电压损失也多。
3、电压损失计算方法
不同配电系统对电压损失的底线要求是不同的，一般我们要求配电线路的末端电压损失不超过5%，若超过规定值我们就有必要查明压降的主要原因，并加以控制。目前常用的电压损失计算方法有电压损失法和负荷力矩法两种，这两种方法有着不同的适用范围，算出的电压损失不完全相同。为了分析方便，我们一般把电压损失表示为系统所损失电压占输入端电压的百分比。
3.1电压损失法
电压损失法较为简单，其适用范围为计算电流滞后电压的电路的电压损失，这种电路多为电感电路。
计算公式如下：
式中：——电压损失百分比，%；
U1——首端电压，V；
U2——末端电压，V。
在设计阶段，我们不知道末端电压。这时可以根据设计参数，使用以下公式计算电压损失：
式中：——电压损失百分比，%；
Ue——额定电压，V；
P——线路负荷，kW；
L——电缆长度，km；
r0——电缆单位长度电阻，Ω/km；
x0——电缆单位长度电抗，Ω/km；
——线路功率因素角的正切值。
需注意该公式不可用于电流超前电压的电路，而且只可用在10kV以上线路的压降运算中。大多数10kV配电系统的电压损失都是按电压损失法来计算的。
3.2负荷力矩法
負荷力矩法适用于电流超前电压的电路的电压损失，此类电路可能为电容电路或某些特殊电路，如长度过长的10kV铁路自闭贯通配电系统等。
其具体计算步骤如下：
①计算总用电最大负荷；②计算最大负荷的等效距离L；③计算最大负荷力矩；④依照电缆芯材质查负荷力矩表，计算电压损失1%时的负荷力矩MC；⑤计算电压损失。
4、降低电压损失的方法
4.1减少系统阻抗
通过上面的分析，我们可以知道，系统中电缆和其它电气设备的电阻和电抗是产生压降的主要原因。对于10kV配电系统这样的高压系统而言，我们要格外注意系统的电抗。如：减少配电系统的变压次数，适当增大电缆的截面大小等。该方法一般用于设计阶段，当配电系统设计初步完成后，验算电压损失是否达标，若不达标，再修改电缆截面大小等参数。如果配电系统已经建成，再使用该方法的话，可能不得不更换电缆或元件，造成大量的人力和资金浪费。
4.2调整变压器
通常日间配电系统中负荷较重，致使配电系统内电压较低。此时发电厂工作人员会把变压器的高压线圈分接头接在-5%附近位置。但夜间没有工人值班，系统内负荷变小，电压升高，但分接头还在原位。为了解决这一问题，可以安排夜班人员在夜间调整变压器或将变压器切断，改为采用和它相通的低压联络线。这样不仅能防止电压过高，还能减少电压损失。
4.3无功功率补偿
配电系统中常有较多的感性负荷，这些负荷会产生大量相位滞后的无功功率。无功功率的产生导致电气设备的功率因素降低，进而导致电压损失。为了控制无功功率，我们可以采用无功补偿设备对其加以补偿，如专门用来补偿无功功率的并联电容器和同步补偿机。这些无功补偿设备可以生成相位超前的无功功率，与系统中存在的相位滞后的无功功率进行中和。这一方法对于降低电压损失，提高设备功率因素有着显著的效果，而且相对第一种方法而言，无功功率补偿具有更高的性价比。
5、结束语
为了远距离输送大容量的电力，电力公司通常会采用升高电压、降低电流的方法来减少线缆的经济投入。在电力输送时，若电压损失过大，将造成巨大的经济损失。但由于配电系统内的电阻电抗是客观存在的，我们无法彻底消除电压损失，只能通过一些方法来减少损失。电压损失计算的公式还有很多，本文只介绍了两种常用的适合10kV配电系统的方法，希望对相关人员计算压降有所帮助。在选择方法时，应从电压损失率的大小和系统实际情况出发，选择能使效益最大化的方案。
参考文献
[1]中国航空工业规划设计院等.工业与民用配电设计手册[M].北京：中国电力出版社，2005.
[2]孙韬禹.电力自动化现状及解除故障方法分析[J].科技创新与应用，2013（35）：45.
电压无功控制系统应用分析 篇12
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