电网电压无功控制（精选十篇）
电网电压无功控制 篇1
小水电SHP (Small Hydro Power) 的装机容量范围统计范围到5.0万k W (50MW) 。
我国小水电资源十分丰富, 技术可开发量达1.28亿千瓦, 居世界第一位, 广泛分布在全国1700多个县 (市、区) 。
电力系统的电压水平是系统无功功率供需平衡情况的具体表现, 但是和系统频率与系统有功功率供需平衡关系的情况不同, 传输无功功率不但会产生一定损耗, 而且沿传输途径还会有电压降落, 系统中各枢纽点的电压特性具有地区性, 由于无功功率的供需关系分布各异, 同一时刻中不同地点的电压也会不同。系统中各点的电压调节主要依靠就地无功功率的供需调节来实现, 不同的无功控制措施对无功平衡起到不同的效果。
本文就无功平衡控制解决电压升高的措施进行研究, 以某电网内的地区电网为例, 解决了A电网丰水期低谷负荷时电压升高问题, 提出了一些有意义的措施和建议。
二、无功补偿和电压调节的基本关系
1. 有功、无功功率传输对电压水平的影响
当线路传输功率时, 电流将在线路阻抗上产生电压损耗。
由于在高压电网中, 因输电线路的导线的截面较大, 使得线路电抗远大于线路电阻 (X>R) 。因此, 从电压和相角变化量可简化为下式:
由上式可知, 无功功率 (Q) 对电压损耗的影响较大;有功功率 (P) 对电压损耗的影响要小得多。相反, 有功功率对相角的影响较大。在变压器支路中, 一般串联电抗的数值要比电阻大很多, 因此ua, 在ua0变压器支路中无功功率的损耗也是造成电压损耗的主要原因。可以归纳如下:无功功率在线路上的流动是造成电压幅值降低的主要原因 (由于电压无功强耦合, 电压有功弱耦合) , 因此, 减少无功功率在线路上的流动, 合理选择无功功率的就地平衡是防止电压越限的主要手段。
2. 传输无功A.功率的无功损耗
(1) 传输距离愈远 (1x愈大) , 所发生的无功功率损耗的份额会成比例的增大。
(2) 传输的无功功率愈大, 无功功率传输损失的比率也会增大。
(3) 电源点电压偏低, 无功功率损耗的份额也会增大。
3. 系统电源容量、无功补偿和节点电压的关系
为简化分析, 假定1Z与Z2有相同的阻抗角, 节点a的右侧为受端系统, 则节点a的电压是
落在NM段上各点的电压见图5所示。容易看出, 系统中点处电压最低。假定在节点a处接入并联无功Z补偿装置, 其阻抗为Z, 则节点a a的a0电压Z1Z为2:Z
由上式中可以看出:当Z为负值, 即接入并联电容器时, 将使负荷点的电压升高;当Z为正值, 即接入并联电I抗II.器时, 将使负荷点的电压降低, 即起到抑制电压的作用。
综上所述, 可以得知:
(1) 需要有足够的沿整个送电系统分布的无功补偿容量及调节能力, 以适应系统在各种运行情况下的调节要求, 保证系统各点电压随时处于合格水平。
(2) 每一负荷区域都要求自身具有足够的无功补偿及调节能力, 以适应地区负荷的需要, 不应要求由超高压电网经过大的传输阻抗输送功率, 为此应在系统中尽可能地实现无功功率的分区平衡。
三、A地区电网现状分析和电压升高解决方案
1. 电网现状分析
A电网经220kV一次变接入B电网, A地区的县内建设有大量的小水电站, 这些小水电站串接入电网。在丰水期低谷负荷时, 小水电站大发, 负荷降低, 使网内无功过剩, 造成电网内部分线路电压过高。
首先我们通过潮流计算得出A电网丰水期低谷负荷时的一些关键节点的电压, 在观察水电网内节点电压时, 根据实际电网电压升高点选取节点1、节点7、节点9、节点13、节点18、节点26、节点30、节点32、节点34、节点36为主要观察点。这些节点一是变电站所在的关键节点;二是小水电网内的梯级水电站接入电网的关键节点;三是丰水期低谷负荷时电压升高的主要节点。如下图所示:
计算条件:丰水期低谷负荷时A网内总的发电有功:56MW;发电无功:18.58 Mvar;负荷有功:48.47MW;负荷无功:11.8Mvar。
通过以上情况得知, 在A网丰水期低谷负荷时, 有功负荷严重不足, 小水电站出于经济利益的考虑, 为了送出更多的电力, 争相保证自己的出力, 不限制上网电量, 造成无功过剩, 抬升了网内线路的电压。
2. 控制A网内电压升高技术方案
首选方案:A网内水轮发电机组进相运行措施。
第二方案:发电机少发无功 (即高功率因数运行) 配合调整变压器分接头措施。
第三方案:发电机少发无功配合加装并联电抗器措施。
四、结论
1. 通过理论分析和潮流计算验证得知, 调整水电网内小水电站升压变分接头来降低电压的措施效果不明显, 不能彻底解决水电网内电压升高问题, 需要配合水轮发电机组进相运行来降低电压。
2. 从理论和技术层面看, 水电网内水轮发电机进相运行和加装并联电抗器的降压措施, 对于解决网内电压升高问题有很好的效果, 可以使电压满足要求。潮流计算也验证这两种解决方案能很好地解决水电网内电压升高问题。
3. 如果把投资成本考虑进去, 进相运行则具有一定优势, 因此水电网内水电站发电机进相运行的措施无疑成为解决目前A水电网丰水期低谷负荷此情况下电压过高问题的最佳方案。
参考文献
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[2]陈珩.电力系统稳态分析, 中国电力出版社, 2001.
[3]彭志炜, 胡国根, 韩祯祥.基于分叉理论的电力系统电压稳定性分析, 中国电力出版社, 2005.
电网电压无功控制 篇2
宋瑜，李志勇
（河北省电力调度通信中心，河北石家庄050021）摘 要：通过对2002河北省南部电网无功电压运行情况的分析，指出了当前无功平衡和电压控制方面存在的问题和解决方案，并对提高电压管理水平和优化电网运行等提出了看法。关键词：无功平衡；电网运行；分析；无功补偿；电压
随着电网的不断发展和电力体制改革的逐步深化，人们对电压问题的重视程度逐渐增加。它不仅是供电质量问题，而且对电力系统的安全经济运行、保证用户安全生产和产品质量以及电气设备的安全和寿命等方面都具有重要影响，同时也是电力企业管理水平的具体体现。无功电力平衡是保证电压质量的基本条件。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。
由于无功功率的发、供、用呈现强烈的分散性，给电压和无功功率的发、供、用控制带来了极大的困难。本文从分析河北省南部电网（以下简称河北南网）的无功电压基本状况入手，找出其存在的问题以及造成这些问题的原因和解决办法，对提高电压管理水平、优化电网运行有着十分重要的意义。1河北南网无功电压现状1.1基本情况
截至2002年底，河北南网220 kV有载调压变74台，容量9 510 MV·A，台数比和容量比分别为64.9％和65.1％；500 kV有载调压联络变3台，容量2 250 MV·A，台数比和容量比均为75％。
目前河北南网的无功功率补偿设备主要是电容器组、高/低压电抗器等。全网110 kV及以上变电站无功补偿电容器总容量3 974 MV·A，其中500 kV变电站240 MV·A，220 kV变电站1 984 MV·A，110 kV变电站1 750 MV·A；全网无功补偿电抗器总容量945 MV·A，其中高抗450 MV·A，低抗495 MV·A。1.2配置原则和调整手段
在无功补偿设备的配置上，主要是考虑分层分区就地平衡的原则：对于220 kV、500 kV电网，宜力求保持各电压层面的无功功率平衡，尽可能使这些层间的无功功率流动极小，以减少通过降压变压器传输无功功率时产生的大量消耗；对于110 kV及以下的供电网，推行用户就地补偿是最大的原则，实现无功功率的分区和就地平衡，防止电压大幅波动。
无功分布的调节主要是通过各厂站按照河北省电力调度通信中心（以下简称省调）下达的电压曲线和功率因数曲线进行调节（特殊情况按照省调的指令执行）。具体的调节手段包括调节发电机的无功功率输出、投切电容器（电抗器）、调节变压器的分接头以及改变系统运行方式等。
1.3电压控制情况
河北南网主网的电压水平在稳步提高。截至2002年底，河北南网主网电压合格率达到了
99.63%，高于
部颁98％的标准，特别是500 kV廉沧线的投产，对稳固东部地区电压水平起到了关键作用。2存在的问题
虽然目前河北南网的无功电压控制基本满足了电网要求，但随着电网建设的迅速发展，特别是
500 kV电网的不断加强、峰谷差加大、负荷特性变化等形势的出现，加之有关管理办法未及时修订等因素的存在，河北南网的无功电压运行管理变得更加复杂，出现了以下问题，这些问题如不引起重视，可能影响供电质量，甚至危及电网安全。2.1低谷负荷时段的高电压问题
虽然河北南网主网电压合格率较高，但在低谷时段部分电压监视点仍存在电压偏高的现象，尤以春节期间最为严重，其主要原因为电网的无功功率过剩，主要体现在：
a.随着人们生活水平提高和经济结构调整，电网峰谷差日益加大。在低谷时段，由于负荷很低，主网线路极度轻载，变压器负载率也大幅下降，使主网中的无功损耗大幅度降低；同时，由于进相运行的机组较少，造成线路充电功率过剩，使主网电压偏高。
b.从电源分布和负荷增长来看，南部地区（如邯郸）装机容量较大，但负荷增长（尤其是低谷负荷）较为缓慢；同时，由于缺少吸收无功的设备，仅靠调节发电机无功功率的输出、调节主变分头和投切电容器等手段，个别时段无法满足要求。
c.对小火电厂和大用户的考核管理办法不太合理。小火电厂和大用户的用户功率因数根据月有功电量和无功电量计算，而不是根据实际的功率因数统计得到的。峰谷上网电价的实施，对电压调整产生了不利的影响。小火电厂往往通过峰时段机组高功率因数运行以便能发出较多的峰时段电量，谷时段机组低功率因数运行以便能发出较多的无功电量用以弥补峰时段少发的缺额，以此来满足功率因数考核的要求；对大用户来说，即使高峰时段因未投入电容器造成功率因数过低，也可以通过低谷时段不切除电容器的方法(在保证不向系统倒送无功的情况下）来完成月末考核指标，故加重了电网电压调整的难度。2.2大负荷季节高峰时段的无功不足问题
河北南网的大负荷季节一般在春夏季节，电压最难控制。虽然提前采取了保电压措施，对稳定主网电压起到了积极的作用，但在高峰时段，仍有电网电压偏低现象。原因是电网无功不足，主要体现在： a.负荷性质发生了变化。近年来河北省南部地区干旱少雨，气候异常干燥，空调负荷和灌溉负荷增长迅猛且在电网中占有较大比重。由于此类设备的运行需消耗大量的无功，造成电网无功不足，电压降低。
b.网内无功备用容量不足，安全水平降低。表1和表2分别列出了2002-07-17 11:25:00 实测大负荷情况下, 河北南网主力电厂和供电公司的运行数据。高峰时段，各电厂的平均功率因数为
0.877，基本上发挥了设备的最大能力；各供电公司除了邯郸由于装机容量较大，无功补偿较低外，其它地区的补偿容量都很大。结合电压水平可以看出，大负荷季节，河北南网调动了一切可以利用的设备，几乎倾尽了系统的所有有功、无功，系统安全水平大大降低。
2.3电压水平对500 kV电网的依赖性较大
从表
1、表2可以看出，河北南网的电压水平对500 kV电网的依赖性较大，在大负荷季节尤为明显。从N-1扫描结果来看，在衡、沧地区负荷超过1 600 MW时，500 kV廉沧线故障，即使衡水电厂双机运行，电容器全部投入，220 kV双楼站电压仍将低至200 kV以下，电压波动较大。500 kV保北＃1主变停运，保定地区220 kV系统电压将下降20～30 kV，个别站（如蠡县站）的电压最低可能降至190 kV，低电压切负荷装置可能动作切除部分负荷；同时，由于潮流转移可能引发石保送电断面的稳定问题。究其原因主要是这些地区负荷增长迅速，网架结构薄弱，500 kV电网输送潮流过大，电网缺乏有力的无功电源支撑所致。单站、单线、单变的500 kV电网一旦发生问题，影响很大。为此，河北省电力公司已经加快500 kV电网的建设，同时制定了各种技术措施和组织措施，保证现阶段电网的安全和对用户的可靠供电。2.4其它问题 2.4.1电容器检修问题
由于并联电容器的相关设备（如放电线圈、熔断器、开关、电容器等）比较多，有时需等厂家派人处理，造成检修工期长，影响设备的投入率。
2.4.2变压器变比和有载变压器调压范围选择问题
该问题主要表现为变压器额定变比选择不当，有载调压开关分头变比选择不合适，调压范围不满足要求等。由于历史原因，部分变电站（如曲周、王段、王里、东寺、大河等）的调压开关分头变比不一样，2台主变调整电压困难，只能放在相近的分头位置上运行，影响了调压效果。2.4.3缺少调相机等设备
由于受工程造价、维护费用、网损等因素的影响，调相机已经逐渐被造价低廉的并联电容器所替代，但是在改善电压的动态特性、实现均匀细调等方面，调相机具有不可比拟的优点。
3解决策略
3.1综合考虑各种因素的影响
由于无功电压的分散性和分层性，使得其控制比有功功率和频率的控制要困难得多。单从某个方面考虑无功电压问题是片面的，要结合各个电压层之间、电网安全、电力用户、城市电网、农村电网、无功补偿设备选择、线损、现场条件、无功电压的运行、管理的可操作性等之间的关系，控制好电厂和用户两端，管理好变电站和低压电网等中间环节，合理布置调压手段和控制装置，做到调压手段和无功补偿容量互相协调配合，才能达到既安全经济，又能满足各个电压层的电压水平要求的目的。3.2运用市场经济手段，加强无功电压管理
随着市场经济的发展和电力体制改革的深入，传统的调度模式和管理办法已经无法适应新形势的要求，因此在遵循电网发展规律的前提下，积极探索适应当前形势的无功电压管理办法有着重要的意义。今后应在仔细研究国家相关政策和电网协调运行的基础上，制定完善的经济奖惩办法，加大考核力度，运用市场经济手段加强无功电压管理，减少电压波动，提高电网的管理水平。3.3加强调压设备的维护和改造
加强调压设备检修维护，及时处理缺陷，保证设备正常运行。为了增强调节手段，可结合基建更改工程逐步解决2台主变有载、无载变压器不能并列运行以及调压范围不同的问题。3.4提高发电机的进相和高功率因数运行能力
开展发电机进相和高功率因数运行试验研究，积极推行在无功过剩地区大机组高功率因数和进相运行，尽快完成马头、西柏坡、上安等主力电厂的大机组进相试验工作，充分利用发电机的无功调节性能，在南部和中部地区电网的低谷负荷期间，高功率因数（0.99～1.0）运行或进相运行。
实践证明：将现有的部分发电机由迟相运行转入进相运行，吸收系统过剩的无功功率，技术上简便易行，经济上节约投资，应该尽快实施。3.5推行用户就地补偿是最大的原则
由于长期受有功短缺的影响，许多用户忽视用电功率因数，未能根据电力负荷的变化投切电容器，造成电网无功功率分层分区平衡失控，使原由用户承担的调压责任和补偿容量由电网来承担，客观上增加了电网的负担，影响了电网的经济性和安全性。
上海电网无功补偿经验是：整个系统的安全，用户就地补偿是最大的原则。要求变电站一次侧的受电功率因数在低谷负荷时不得高于0．95，高峰负荷时不得低于0．95，大大减缓了因负荷大起大落造成的大的电压波动。电网只解决用户解决不了的问题，即补偿电网本身产生和消耗的无功（一般电网补偿为过补偿）。
无功储备留在发电机中以便事故情况下迅速调出。这样，系统调压是主动、经济、高效的，且有较强的抗事故冲击能力，值得推广。
3.6开展对电网无功电压实时平衡的研究
从运行上看，由于无功电压运行管理上的复杂性，多年来多数调度部门把对无功补偿设备的控制权限下放给电厂和变电站，要求其按照下达的电压和功率因数曲线执行，较少从系统角度考虑无功电压的实时平衡。其它网省调的运行经验证明：实行电网无功电压统一管理与调整，分区实现无功电压的实时平衡，可以有效地改善电网的电压水平。
3.7加快500 kV电网的建设，提高系统500 kV电压支撑
目前河北南网对500 kV设备依赖程度较高。单站、单线、单变的500 kV网架结构对电压影响很大，一旦受端失去500 kV电压支撑，可能造成该站周围地区电压的大幅降低，甚至引发严重的电网事故。而建电厂受到水源、环保等条件限制，短期内无法完成，所以加快500 kV电网的建设势在必行。
参考文献
电网电压无功控制 篇3
【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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[2] 严浩军.变电站电压无功综合自动控制问题探讨究[J].电网技术，2002，24（7）.
浅析电网的电压无功优化控制 篇4
对于本区域供电网中的变电站, 为了保证电压质量与无功平衡, 通常采用改变变压器的分接头位置和投退电容器的方法来改变系统的电压和无功。分接头的调整实际上是改变变压器高压绕组的匝数, 其不但对电压有影响, 而且对无功也有影响;同样电容器组的投退对无功影响的同时也影响着电压的数值。在电网供电系统中, 一般是根据功率因数来进行调节。在实际操作中, 电压的调节主要是通过主变分接头的改变, 电容器的投退在用于无功的调节同时, 也用于电压的调整。
1 本地区电网的电压无功现状
本地区经过近几年的电网建设与改造, 35 k V及以上变电站基本上安装了足够容量的无功补偿装置。但是还存在以下问题:
1) 没有开展全网无功优化计算, 还处于比较粗略的计算方法和仅仅凭借经验从事的状态。变电站的电容器均采用断路器分组投切方式, 这种采用人工投切电容器组的方式不能根据负荷及时的输出无功, 且大大的加重了主变有载调压的动作次数, 给设备安全运行带来隐患。
2) 10 k V线路未安装自动补偿的无功装置, 安装的是靠人工投切的固定式电容器组, 存在低谷时段向系统反送电现象。
3) 电网未加装配电台区采集终端, 也无法对低压补偿装置进行实时监控和远方控制。同时也无法实时监测用户的无功补偿情况, 大用户不及时投退电容器会影响电网的无功补偿效果。
4) 农网低压线路存在三相负荷不平衡现象, 损耗较大, 没有达到经济运行的要求, 需要进一步完善全网优化、提高优化效果。
2 具体措施
安装全网无功优化及管理系统, 通过系统对电网进行无功优化分析。该系统通过采集到的配网各节点运行电压、无功功率和有功功率等实时运行数据和各设备实际运行状态为无功优化计算的依据;以无功、电压不越限, 有载调压开关每天动作次数不越限, 无功补偿装置动作次数不越限, 功率因数在合格范围内为约束条件, 根据实际情况以电压质量、系统有功损耗、变压器分接头和电容器投切次数为目标进行无功优化分析计算。
无功优化管理控制系统通过调度中心的SCADA系统采集电网中各节点的电压、有功功率、无功功率等实时在线数据, 其一般根据本地区电网的电能损耗最少为目标, 在各节点电压正常的前提下, 进行全面的优化处理后, 形成有载调压变压器分接开关调节指令和电容器投退控制指令, 利用调度中心的自动化控制系统的“五遥”功能, 实现电网无功电压的优化。
变电站的电压无功控制系统通过实时采集电网在线参数, 自动调节主变有载调压分接开关和投退电容器, 使主变有载调压分接开关和电容器组处于最合适位置, 以满足电网电压和无功功率的平衡, 达到改善电压质量, 减少电能损耗的目的。变电站中一般不止一台变压器, 电压无功自动控制系统会根据主变的运行方式而选择不同调节方案。对于两绕组的变压器, 一般选取高压侧的无功功率作为无功调节的依据, 取变压器的低压侧电压作为电压调节的依据。
无功优化管理系统自适应功能强, 能够自动形成相关动作数据, 并能够在出现异常时自动纠错和自动闭锁等;其安全控制能力强, 比如在遇突发事故时, 控制系统能够进行自动处理, 不会发出影响电网安全和主设备安全的操作指令。
3 优化原则和方式
无功电压优化运行集中控制系统在全网无功优化计算分析的基础上, 通过电压无功信息系统建设、无功优化补偿及控制, 充分利用现有设备和信息资源, 积极应用无功动态补偿新设备、新技术, 制定出符合电网实际情况的无功补偿最优配置和最佳运行方案, 实行“电网无功补偿的全面规划、合理布局、全网优化、分级补偿、就地平衡”的优化原则, 实现提高电能质量、全网网损最小、年运行费最少、无功经济当量最高的目的。
无功优化管理系统运行中, 变电站的数目、电网运行方式、调度自动化系统均不受限制, 可以实现“六个”相结合:全网 (集中) 控制与分区分层控制相结合;集中控制与分步执行相结合;无功平衡稳定电压与分接开关调节电压相结合;保电网安全与无功电压控制相结合;理论问题与工程实际相结合。
4 无功优化效果
通过无功优化控制系统, 改变了地区电网传统的无功电压控制方式, 减少了有载调压变压器分接开关动作次数近50%, 提高了设备使用寿命;减轻了检修劳动强度;减轻了集控中心值班人员劳动强度70~80%, 避免了人为误差;克服了单个无功电压综合自动控制 (又称VQC) 装置, 局限于“无功-电压就地最优”, 而不能做到“无功-电压全网最优”的弊端;减少电能损耗, 供电网无功电压控制质量和电压合格率提高到一个全新的水平, 取得了明显的降损节能, 具有巨大的经济效益和社会效益。
5 结语
电网电压无功设备投切管理规定 篇5
本标准适用于市电网电压无功设备的投切管理。规范性引用文件
DL755-2001电力系统安全稳定导则
国家电网生[2009]133号国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定国家电网科[2008]1282号国家电网公司电力系统无功补偿配置技术原则 3职责
3.1调度所职责
3.1.1调度所是电网各级电压的调整、控制和运行管理部门，由调度所负责电网无功平衡日常运行的全过程管理，负责所辖电网的无功调整、控制。
3.1.2负责管辖范围内变压器分接头位置调整及无功补偿设备的投切，做好电网无功电压自动控制系统（简称AVC系统）的运行管理工作。
3.2变电部职责
3.2.1应建立变电站无功补偿装置的管理台帐，无功设备投切要做好记录。
3.2.2加强对各变电站母线电压及功率因数的监视和调整，确保10kV及以上母线电压合格率不小于99%。变电站主变各侧功率因数控制在合格范围（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）。
3.2.3当变电站内母线电压越限且已无法在站内进行调压时，应及时通知调度员，以便调度员及时调整系统电压。
3.2.4在高峰时段，母线电压应掌握在上限运行（10kV母线为10.4～10.6 kV，35 kV母线为37～38 kV，110 kV母线为115～119 kV）；在低谷时段母线电压应掌握在下限运行（10kV母线为10.1～10.4 kV，35 kV母线为35.3～37.5 kV，110 kV母线为111～115 kV）。
3.2.5按照有关规定适时投退变电站的电容器组，做好电容器组的巡视工作，发现问题
及时汇报有关部门处理。
3.3检修部职责
变电站调压装置及电容器应定期维护，发生故障时，应及时处理修复，保持电容器可用率在96％以上。
4管理内容与方法
4.1调度值班人员及现场运行人员应经常监视并及时调整母线电压。按“逆调压”原则合理调整电压，在高峰负荷时，应使母线电压逼近上限运行；在低谷负荷时，应使母线电压逼近下限运行；在高低峰交替时，应使母线电压在上、下限之中均匀变化。母线电压的调整在满足电压曲线上下限的同时，还应注意使其他各侧电压值不超过额定电压的±5%。
4.2调度值班员应掌握所管辖电网电压质量考核（监视）点的电压，当发现母线电压超出允许偏差范围时，应采取下列方法进行调整：
4.2.1改变变电站电容器的补偿容量。
4.2.2适当改变系统的运行方式。
4.2.3汇报地调调整。
4.2.4调整有载调压变压器的调压开关位置。调整分接头时，应遵循下列规定：
4.2.4.1两台有载调压主变并联运行前后，分接头位置应置于同一档位。调整分接头的操作一般应在85%主变额定电流及以下的情况下进行。当主变过载1.2倍以上时，禁止调整分接头。
4.2.4.2有载与无载调压的主变须并联运行时，应将有载调压主变分接头位置调整到与无载主变相应的分接头位置（即两台主变并联运行后环流最小）后，再行并联。
4.2.4.3110kV主变分接头每天变换次数一般不超过20次，35kV主变分接头每天变换次数一般不超过30次。
4.3调度值班人员应经常监视电网无功力率和电压曲线在合格的范围内运行，并按照无功分层分区就地就近平衡和逆调压的原则进行调整。无功力率和电压曲线超出合格范围时，首先应投切辖区内各变电站的电容器组，以改变本地区无功补偿量，不能满足时才调整主变分接头。需要调整地调管辖的主变分接头时，可随时向地调调度员申请。
4.410kV电容器组的常规性投、切操作由变电运行人员负责，因系统需要超出常规性操作范围时，由调度员负责下令操作。10kV电容器组常规性的投、切原则如下：
系统负荷高峰期时段（8：00～22：30时），在电压不超过10.7KV或分区功率因数低于0.95（滞后，下同）时，要求电容器组应尽量做到全部投入运行；低谷时段（22：30～次日8时）在电压满足要求或分区功率因数高于0.97时，电容器组应尽量全部退出运行。投、切电容器组的操作必须遵循逆调压的原则。
4.5电压管理曲线规定了每日不同时段电压控制点、电压监视点允许电压偏差的上、下限。
4.6当母线电压低于电压曲线允许偏差的下限时，变电站值班人员应立即投入电容器组。当电压不见回升或继续下降时，应报告调度员迅速处理。
4.7无功电压自动控制系统的管理：
供电公司目前无功电压自动控制方式为：调度AVC系统通过远方遥控变电站主变分接头、电容器组以实现全网在线无功电压优化控制.公司生产管理、运行、检修部门、规划、设计、基建等有关部门在无功电压自动控制系统运行管理工作中应遵照公司《自动控制系统运行管理规定》严格执行，做到各司其责，严格验收、精心运行、维护、保证设备投运率以满足电能质量，要求如下：
4.8电容器停役申请应在停役前征得调度许可，工作结束后，恢复正常热备用状态时要及时汇报调度所，以便调度所更改AVC系统中设备状态；
4.9主变低压侧停役申请时应注明或说明母线是否转检修，停役前还需经调度许可；工作结束，电容器应在恢复正常可投热备用状态后及时汇报调度，以便调度更改AVC系统中的设备控制状态；
4.10变电人员在主变或电容器组转到冷备用或检修状态时应先切到就地位置后再进行其他操作，设备复役后应切到远方位置；
4.11变电人员发现AVC系统异常电压越限仍未进行正常的控制时应立即汇报调度，未经值班调度员同意，不得对电容器或主变分接头进行人工干预，值班调度员接到AVC系统异常的报告时，应立即将AVC系统中相应变电站退出“遥控”改发“不可控”，并通知变电站
（巡检站）恢复该变电站人工控制模式；
4.12当变电站设备运行情况影响AVC系统正常运行时：如主变分接头异常无法进行调整、主变过负荷、电容器因故停役、电容器因故减小容量、主变停役等情况时，变电运行人员应将设备运行状况汇报值班调度员，值班调度员应根据情况改变AVC系统的设置。（改为“不可控”、“闭锁”、或改变电容器容量）。
5检查与考核
电网电压无功控制 篇6
【关键词】电力系统；配电网；无功补偿；措施
0.前言
随着国民经济的高速增长，配电网的负荷不断增加。尤其是感性负荷的比例不断提高，加大了峰谷电压的波动和电网的线路损耗。同时，随着工农业的发展，配电网的规模也越来越庞大，越来越复杂，仍然凭借过去简单电网的经验来控制补偿设备的配置，已经不能使配电网的电压和有功损耗得到有效控制。一方面，无功不足将导致系统电压降低，用电设备不能充分利用，甚至会引发电压 崩溃等一系列事故，如1970年美国纽约大停电和1987年东京大停电都是由于高峰负荷 时无功不足而造成电压崩溃，进而导致系统瓦解。无功过剩也会恶化系统电压，危害系统和设备的安全，而且过多的无功备用又会浪费不必要的投资。另外，假如系统仅以发电机无功出力来平衡无功，将会有大量无功在系统中流动，使线路电压降增大、线路损耗增加、供电的经济性下降。总之，合理的无功电源配置能有效的降低网损，保证电压质量、预防事故发生或防止事故的扩大，从而提高电力系统运行的经济性、安全性和稳定性。
1.无功补偿的原理
电网输出的功率包括两部分；一是有功功率；二是无功功率.直接消耗电能，把电能转变为机械能，热能，化学能或声能，利用这些能作功，这部分功率称为有功功率；不消耗电能；只是把电能转换为另一种形式的能，这种能作为电气设备能够作功的必备条件，并且这种能是在电网中与电能进行周期性转换，这部分功率称为无功功率，如电磁元件建立磁场占用的电能，电容器建立电场所占的电能.而大部分的工厂企业的设备都为感性负载，如：变压器、电动机，电流在电感元件中作功时，电流超前于电压90℃.而电流在电容元件中作功时，电流滞后电压90℃.在同一电路中，电感电流与电容电流方向相反，互差180℃.如果在电磁元件电路中有比例地安装电容元件，使两者的电流相互抵消，使电流的矢量与电压矢量之间的夹角缩小，从而提高电能作功的能力，这就是无功补偿的道理。
2.实施无功补偿的意义
2.1对电压的影响
2.2对线损的影响
3.电力电容器无功补偿的实施措施
3.1 补偿原理
所谓电容器补偿，就是在变电所母线或用电设备上并联电力电容器，从而提高供电系统的功率因数和电压质量。
现实中绝大多数电器设备均为感性电抗，从而导致电流I（R+L）置后于电压一个相位角φI， 并联电容器以后，即我们引入一个超前电流IC，使得φ1接近于零值，从而达到不使供电设备传输过多无功的目的。
3.2 补偿方式
从电力网无功功率的损耗来看，各级电网和输配电设备均消耗一定无功，为了更好的提高电压质量降低线损应采用“整体补偿”和“分散补偿”相结合的补偿原则。
所谓整体补偿，就是将一定容量的电容器装于变电所的10kV母线上，用以大体平衡整体变电所的无功功率，以保证上一级供电线路的功率因数，减少了高压线路的无功损耗。
所谓分散补偿，就是指将一定容量的电容器装设于无功损耗较大（或者说是功率因数较低）的低压用户端，从而平衡过多无功，不向线路反送，降低了配电线路中的无功电流，使配电线路的有功损耗变小。
3.3 最优补偿
实际补偿过程中，电容器容量的选择是一个十分重要的问题，如果我们选择的容量过小，则起不到很好的补偿作用；如果容量选择过大，使供电回路电流í的相位超前于电压ù，就会产生过补偿，将会引起变压器二次电压升高，导致电力线路及电容器自我的损耗增加。
在变电所补偿电容的选择时应结合网内无功潮流的分布及配电线路用户的无功补偿水平来考虑，由于变电所一般均设两台变压器、二次侧接线又可分两段接线，为了适应变压器分台运行和二次侧分段运行及检修方便，补偿电容器组以分装两组为易，其容量一般均能适应轻载无功负荷（接近主变空载运行）及平均无功负荷（接近主变正常无功负荷）一般按主变容量的10%-20%确定。
4.小结
试论地区电网无功电压控制相关问题 篇7
随着国民经济的发展和人民生活水平的提高, 对县级电网供电的电压质量提出了越来越高的要求, 保证客户电压接近额定值是县级电网运行控制的基本任务之一。县级电网是现代化大电网的一个有机的组成部分。由于电网中的负荷波动十分剧烈, 使得电网中在同一时间内, 一些地方电压过高, 一些地方电压过低;在同一区域内, 有时电压很高, 有时电压较低。电压是衡量电能质量的一个重要指标, 电压的波动使电能质量下降, 严重时甚至引起电压崩溃和电网瓦解, 对电力客户以及电网的安全经济运行带来不良的影响。
2 电压无功综合控制
为了提高电压合格率和降低能耗, 目前各种电压等级的变电站中普遍采用了电压、无功综合控制器, 就是在变电站中利用有载调压变压器和并联电容器组, 根据运行情况进行本站的电压和无功自动调整, 以保证负荷侧母线电压在规定范围之内及进线功率因数尽可能高。
2.1 电压、无功自动控制方式
1) 分散控制方式。这是我国当前进行电压、无功调节控制的主要方式。分散控制是指在各个变电站或发电厂中, 自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备, 以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。分散控制是在各电厂、变电站独立进行的, 它可以实现局部地区的优化, 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, 减少值班员的操作是很有意义的。2) 集中控制方式。集中控制方式是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。理论上, 这种控制方式是维护系统电压正常, 实现无功优化控制, 提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案。但它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, 而且对各变电站要有可靠性高的通道:在各变电站, 最好要具有智能执行单元。3) 关联分散控制方式。电力系统是个复杂的互联系统, 其潮流是互相关联的, 电压、无功控制实行分层分区控制。电压水平是电力系统稳定运行的一个重要因数, 在电力系统运行调度中往往需要监视并控制某些中枢点电压和无功功率, 使其维持在一个给定的范围内。因此地调调度自动化系统接受上级调度下达的命令, 自动修改和调整整定值或停止执行自己的控制规律, 而作为调度下达调控命令的智能执行单元, 同时作为上一级调度向下一级调度 (县调) 下达控制命令。
2.2 电压无功综合控制的原理
通过一个变电站的典型一次接线图可以看出, 由于负荷的存在, 由系统经变电站到用户的线路上均有电流流过, 该电流一方面在线路上产生电压损失, 另一方面在线路和变压器中引起功率损耗, 即网损。各段线路和变压器上的电压损耗随着流过电流的变化而变化, 也就随着负荷的变化而不同。电压无功综合控制所要达到的目的, 一是使负荷端电压与额定电压的偏差最小;二是使系统的功率损耗最小。要达到上述调节目的, 目前常采用以下两种方法:调整变压器的变比 (分接头位置) 、改变补偿电容器组发出的无功功率。
2.3 电压、无功综合控制系统的基本要求
其基本要求有以下几点:1) 应能自动剐变电站的运行方式和运行监视并加以识别。从而正确地选择控制对象并确定相应的控制方法。2) 对目标电压、电压允许偏差范围、功率因数上下限等应能进行灵活整定。3) 变压器分接头控制和电容器组投切应能考虑各种条件的限制。4) 控制命令发出后应能自动进行检验以确定动作是否成功;若不成功, 应能做出相应的处理;每次动作应有打印的记录。5) 对变电站的运行情况, 如各断路器状态、主接线运行方式、变压器分接头位置、母线电压、主变压器无功等参数应能清晰地予以显示, 并设置故障录波器。6) 应具有自检、自恢复功能, 做到硬件可靠、软件合理, 维修方便且具有一定的灵活性和适应性。
3 系统结构
电压无功优化自动控制系统主要由三个模块构成:电压无功优化模块 (AVCMAIN) 、遥控接口模块 (DOCTLS) 和报警模块 (AV-CALM) 。电压无功优化模块是AVC系统的核心, 直接获取SCADA实时量测数据, 实叫动态跟踪捆络运行方式变化, 根据分层分区调压原则, 对全网电压无功进行监视和综合分析计算提出相应的调压措施。遥控接口则是AVC系统的关键环节, 当AVC系统处于自动控制状态时, 通过遥控接口向SCADA发送遥控命令, 执行变压器升降和电容器投切。电压无功自动控制系统具有开环和闭环两种运行方式, 其闭环运行是否成功将在很大程度上取决于电网基础自动化四遥状况以及AVC系统是否考虑了足够有效的安全措施。基于一体化SCADA/EMS平台, AVC从网络建模中获取电力系统网络模型。电压质量是衡量无功平衡状态的首要指标, 电压质量不仅要考虑各变电站母线单独电压水平, 还需要考虑某区域内所有变电站母线群体电压水平。单独某变电站母线电压水平是该站局部无功平衡的结果, 例如某变电站无功缺乏电压偏低丽无电容器可投, 通过调节变压器分接头可使电压水平上升, 原因是上调分头使该变电站从系统多吸收了无功;群体电压水平则是该区域无功平衡的结果, 例如对该区域枢纽变电站分接头或电容器进行调节, 则该区域吸收的无功发生变化并影响该区域内所有变电站母线电压。根据无功分层分区平衡原则, 电压无功优化控制首先必须提高就地电容器投入率, 减少线路无功流动, 降低网损;其次必须是区域或全网协调控制, 尤其是区域枢纽变电站和区域内变电站之间的上下级厂站协调控制。常见可控电压无功设备即有载调压变压器分接头和无功幸卜偿电容器, 其控制上的电气特性表现为:1) 变压器分接头每天调节次数有限, 每次调节限定为上升或下降一档, 动作对阅间隔不能太短;2) 电容器为防止频繁投退及安全考虑, 切电容器后再投一定要保证合理的时间间隔。在电力系统每日运行中, 电压随负荷变化而产生波动, AVC系统实时监测电压无功波动并采取下发遥控命令控制电压无功设备, 如果被控设备没有上述动作次数或时间间隔限制, 那么电压质量可以逐日随时跟踪理想的电压曲线, 但是由于上述控制特性的局限, 优化控制还必须考虑到变压器分接头调节次数分列段合理分配。
4 结语
全网自动电压控制 (AVC) 系统是保证电网安全、稳定、优质、经济运行的有效措施, 在国内具有良好应用前景, 对技术进步也有巨大促进作用。
参考文献
[1]郭庆来, 孙宏斌, 张伯明等.江苏电网AVC主站系统的研究和实现[J].电力系统自动化, 2004.
区域电网电压无功优化的自动控制 篇8
1 电压无功管理现状
区域电网已经安装的硬件V Q C装置, 一般是根据本变电站运行在九区域图上的位置来给出控制措施, 满足本变电站内部电压要求和无功功率的合理分布。但该装置不能实现区域全网的电压无功控制。人工控制电容器投切和变压器调压分接开关调整, 往往出现电压控制不及时、电容器未迎峰投入, 两种调整方式都会造成电压调节不合理的现象。而对每座变电站都投入VQC装置, 也会增加供电企业的设备投资。
随着调度自动化系统的应用, 根据系统的运行信息实现区域电网的电压无功控制成为可能。只在调度主站端安装全局无功优化控制软件, 不但为电力企业节省设备投资, 且可给出一个合理的控制措施, 从而保证区域电网内的电压质量合格和无功功率的合理分布。
1.1 电网分层分区
目前, 区域电网110 k V变电站及以下网络 (110/35 k V) 为辐射状运行, 运行结构相对简单。
这种地区电网分层分区结构以220 k V主变为枢纽点进行, 分为独立的片网。其特点为各片网电气耦合弱, 地区电网全网控制转换为分片区控制。在这种结构下运行, 控制变量为电容电抗器、有载主变分头。
1.2 区域电网变电站V Q C现状
近年来, 变电站V Q C花费了很大投资进行改造, 但应用情况不甚理想, 原因有几点: (1) 变电站VQC是局部控制, 不能满足全网优化控制要求; (2) 设备动作次数频繁; (3) 对每个变电站进行季节性定值设定和管理工作量巨大; (4) VQC故障 (如拒动) 时难以及时处理。因此, 变电站VQC往往在投运初期运行正常, 但随着时间推移, 运行管理越来越困难, 以至最终交由人工进行控制。
2 无功电压优化和自动控制 (AVC) 系统
2.1 AVC系统原理
地区电网自动电压控制 (AVC) 系统主要功能是在确保电网安全稳定运行前提下, 保证电压和关口功率因数合格, 尽可能减少线路无功传输、降低电网因不必要无功潮流引起的有功损耗。
AVC系统对全网无功电压状态进行集中监视和分析计算, 从全局的角度对广域分散的电网无功装置进行协调优化控制, 是保持系统电压稳定、提升电网电压品质和整个系统经济运行水平、提高无功电压管理水平的重要技术手段。
2.2 A V C系统发展的必要性
随着高电压等级、大容量和跨区电网的迅速发展, 为保证电网安全、优质和经济运行, 对电压质量提出了更高标准和更严格的要求。电网的电压质量是电能质量的一项重要指标。为进一步提高电网主网的电压质量, 降低主网网损, 实现电网运行在线控制的目标, 减轻值班人员人工调整电压的劳动强度, 开发并研制电网的自动电压控制系统显得十分必要, 它为现代电网安全稳定控制提供了先进的技术手段。
2.3 最优化算法—无功优化模型
无功优化控制系统模型, 不考虑投资因素, 所以模型的目标值F为系统网损 (PLoss) 最小, 即:F=min PLoss。
同时要满足以下等式约束条件和不等式约束条件:
(1) 节点电压约束:Vimin
(2) 省网关口功率因数约束:cosqimin
(3) 发电机无功出力约束:Qimin
(4) 有载调压分接开关档位调节上下限:Timin
(5) 设备动作上限:Ni
有动作次数约束的设备包括电容器、电抗器、有载调压变压器分接开关。
功率约束方程:
式中:Pi, Qi, Ui为节点i处注入的有功、无功和电压。
Gij, Bij, δij为节点间的电导、电纳和相角差。
h为所有与节点I相连的集合。
K为所有省网关口节点集合。
A V C系统就是在满足全部约束条件下, 寻找网损最小的无功潮流最优分布方案, 包括投切电容器、电抗器、发电机无功出力、调节有载调压变压器分接开关。
因系统网损最小的目标值F无法直接求出, 考虑其他不等式约束条件, 得到转换后的目标函数为:
式中, 第一项为有功网损;第二项为节点电压约束;第三项为由省网关口功率因数约束转换而来的无功功率约束;i为节点个数, j为省网关口个数。
3 工程仿真计算及效果评估
3.1 工程仿真计算
设某区域电网现有线路B、C (输电线路型号为LJ-120) 每公里的电阻值R均为0.27欧姆, 电抗值均为0.409欧姆, 假定线路B为5公里, 线路C为10公里。A站可投入35 k V电容器无功补偿容量为144000 kvar (单台容量500 kvar, 整组容量500×24=12000 kvar, 35 k V母线单母线分Ⅳ段, 总容量为12000×12=144000 kvar) ;B、C站可投入10 k V电容器无功补偿容量均为16032 kvar (单台容量334 kvar, 整组容量334×12=4008 kvar, 10 k V母线单母线分Ⅳ段, 总容量为4008×3=12024 kvar) 。
3.1.1 现状
(1) 电压现状:设10 k V母线电压下限为10.2 k V。其中, C站母线电压低于该限值, 其余电压合格且处于高水平状态。
(2) 潮流计算:
(1) 假设各节点电压为额定电压, 求线路始端电压:
(2) 再用已知的线路始端电压U1=112.5 k V及上述求得的线路始端功率S12, 求出线路各点电压:
(3) 根据上述求得的线路各点电压, 重新计算各线路的功率损耗和线路始端功率:
(4) 收敛性计算:步骤 (3) 中S12=56.0885与步骤 (1) 中S12=56.1044做收敛性比较, 收敛性为0.03%。
3.1.2 VQC系统调节策略
(1) 电压调节:调节C站有载调压变压器分接开关, 使C站10 k V母线电压合格, 达到10.2 k V以上。
(2) 潮流计算:投入C站电容器, 补偿无功功率≈4 MW。
则S3=20.3+5.5j, 重复4.1.1步骤, 具体结果见表1。
3.1.3 AVC系统调节策略
(1) 电压调节:调节C站有载调压变压器分接开关, 使C站10 k V母线电压合格, 达到10.2 k V以上。
(2) 潮流计算:依次投入C、B站电容器, C站补偿无功功率≈4 MW, B站补偿无功功率≈8 M W
则S2=30.1+5.5j, S3=20.3+5.5j, 重复4.1.1步骤, 具体结果见表1。
3.1.4 AVC与VQC系统调节策略比较 (表1) 。
(1) 结合 (表1) 比较, 通过VQC及A V C系统的有载调压变压器分接开关的调节, 均能使母线电压达到合格范围内。
(2) VQC系统投入C站电容器无功补偿功率后, 线路B、C的损耗均下降, 关口功率因数上升, 但仍没达到合格范围。
(3) AVC系统依次投入C、B两站的电容器后, 线路B、C的损耗均下降, 线损降低了13%左右, 关口功率因数达到0.95以上。
3.2 AV C系统效益估算
A V C的投入产出比计算如下:
AVC总投资约为35万元。
采用AVC实现对电网线损的下降费用约为 (估算) :
售电量×13% (线损的下降, 以4.1.3计算结果所得) =节省电量。
节省电量×0.49元/度 (以天津地区居民电价为基准) =节省电费。
如果一年中电网销售电为:1000万度电, 则节省电费=63.7万元。
投入产出比为63.7/35=1.82。
4 结论
(1) AVC系统能做到全局控制, VQC只能单独变电站控制, 不能满足全网优化控制要求。A V C系统减轻了调度中心值班人员劳动强度, 避免了人为误差, 真正实现了全网电压无功在线控制, 完善并提高了无人值班变电所自动化水平。准确地掌握了主变分接头开关、电容器开关每年每月每日动作次数, 为最大限度的发挥设备潜力和设备检修提供了依据。
(2) AVC系统的区域电网控制策略比VQC网损降低更显著, 经济效益更高。该公司采用A V C控制无功补偿后, 提高了地区受电功率因数, 增加了无功补偿设备利用率, 且在有充裕调节手段的条件下提高电压合格率。
(3) AVC系统投入产出比较高, 能尽快收回成本。由于AVC控制系统不增加任何硬件装置或者说减少了VQC硬件装置, 这也就减少了设备安全运行故障的机率, 从保证电网完全的角度来讲, 其经济效益也是可观的。
参考文献
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[6]陆安定.发电厂变电所及电力系统的无功功率[J].中国电力出版社, 2003.
地区电网与新能源无功电压协调控制 篇9
近年来, 针对新能源发电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。 目前在风电场和光伏电站普遍采用自动电压控制 (AVC)系统对并网点电压和无功进行调节。 AVC系统可接受来自调度的母线电压和总无功的限值设定以及电站内的母线电压和无功的设定, 通过一定策略调节并网风机 / 光伏逆变器无功功率、无功补偿设备(容抗器和SVG/SVC等) 的投入量或变电站升压变压器的变比进行电站的无功及电压调节使并网点电压在正常运行范围内[5]。
1 AVC 系统简介
AVC系统在20世纪80年代初开始用于电网 ,又称为二次电压调节网, 目标是在电网中实现无功功率及电压的区域性集中控制[6]。 其主要功能是在满足电网安全稳定运行前提下,保证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系统从网络分析应用(PAS)获取控制模型、 从电网稳态监控应用(SCADA)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,实现全网无功电压优化控制闭环运行。
2 实现方案
2.1 系统架构
地区电网AVC系统作为主站,新能源AVC系统作为子站。 主站利用电网实时数据和状态估计提供的实时方式进行分析计算,实现对电网母线电压、发电机无功、 电网无功潮流自动监视并对无功可调控设备进行在线闭环控制。 总体控制模式采用无功电压二级协调控制模式。 整体控制框架如图1所示。
在具体实现时, 主站与子站在满足二次防护要求的基础上,通过调度数据网连接实现通信,通过标准化规约设定建设实现数据传输的无缝连接。 主站系统根据全局网络模型和实时数据进行全局优化分析计算, 对子站系统下达电压或功率因数曲线, 电场接收后形成控制策略,对并网风机 / 光伏逆变器无功功率、无功补偿设备(容抗器和SVG/SVC)的投入量或变电站升压变压器的变比进行调节, 并将调节后的电压无功状况反馈给主站,形成闭环控制。 整体架构如图2所示。
2.2 优化模型
地区电网和新能源子站的协调控制以网损最小为无功优化的目标[7]。 以主网中枢母线的电压、风电场升压站高压侧母线电压、光伏电站并网点电压、主网关口无功和升压站关口无功的越限为罚函数。目标函数为:
式(1)中:为系统的有功网损;为中枢母线电压越 限的罚函 数 ;n1为系统内 中枢母线 个数 ;为升压站高压侧母线电压越限的罚函数;n2为升压站高压侧母线个数;为光伏电站并网点电压越限的罚函数;n3为光伏电站并网点母线个数;为主网关口无功越限的罚函数;n4为主网关口关口个数;为升压站关口无功越限的罚函数;n5为升压站关口个数。
电压和无功的越限值可定义为:
式(1)中各惩罚因子 λ 为开放参数,可根据各级电压、无功以及网损的优先级高低予以设置,优先的选项惩罚因子较大。 基于以上模型的优化可以得到理论最优解,但在一个实际的电力系统中,上述优化结构很难在线实现。其原因主要有:(1) 实时电网运行方式变化以及大量遥测遥信数据采集的速度和精度影响了优化算法的收敛性;(2) 即使使用状态估计结果能使上述计算的收敛性得到一定程度的改善, 但状态估计的结果准确与否仍要依赖于线路和设备参数的准确性; (3) 上述优化结果不能完全考虑实际控制过程中的诸多问题,如各种控制变量的动作时序,设备动作时间的间隔,动作次数等。 因此,用优化结果直接应用于大规模的实时控制的可靠性不高,可操作性也不强。本文结合地区主网、风电场 / 光伏电站子网的特点,对上述优化模型进行简化处理, 并在此模型基础上进行两级AVC系统的协调控制,使控制效果尽量接近最优。
2.3 控制策略
新能源子站根据主站电力系统调度机构发出的指令,自动调节其发出(或吸收)的无功功率,实现对并网点电压的控制, 其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。 风电场 / 光伏电站无功调节方式包括调节风机 / 光伏逆变器无功功率、 调节电站集中补偿装置无功功率和调节变压器变比的方式。 主要控制策略为:
(1) 采用传统AVC系统成熟的分层分区 、 就地平衡的控制思想。
(2) 风电场 / 光伏电站110 k V及以下线路接入主网的部分划分到地区电网控制区, 参与区域无功电压优化。
(3) 主站端根据各区无功调节能力及平衡情况 , 设定子站端并网点电压控制值(或功率因数),风电场 / 光伏电站子站端根据设定电压值, 合理控制风机 / 光伏逆变器、集中无功补偿装置和变压器,使得并网点电压满足控制要求;
(4) 通过对风电场 / 光伏电站无功需求与可调节范围的预判断,调节电站并网点电压设定值,充分发挥风机 / 光伏阵列无功调节能力;
(5) 基于风电 / 光伏电站功率预测, 协调控制慢速离散无功调节设备(并联电容、电抗器等)与快速连续无功调节设备 (风机 / 光伏阵列、 静止无功发生器SVC/SVG等), 超前控制投退电容电抗器等静态无功补偿装置。
2.4 技术要求
主站系统在通信、配置、功能以及精度方面应满足如下要求:
(1) 主站与子站系统在满足二次防护要求的基础上,通过调度数据网连接实现通信,通过标准化接口建设实现数据传输的无缝连接。
(2) 主站所有功能软件模块应集成在统一的平台之中,实现集群的无功电压控制。
(3) 主站系统应能根据全局网络模型和实时数据进行全局优化分析计算,通过分级分区实施闭环控制。 对于风电场 / 光伏电站, 由主站系统下达电压或功率因数曲线,电场就地执行,保证其不对主网无功电压产生负面影响。
(4) 主站根据电压等级划分电压控制区 , 考虑负荷预测、风电 / 光伏功率预测,基于全网的无功优化目标函数, 在确保稳定性指标和全网无功潮流最优的前提下, 给出各控制区中枢母线节点电压幅值的设定参考值和联络线潮流信息,计算周期在15~60 min。 子站根据区域内可用无功控制设备, 将区域无功需求分配到各无功控制设备, 包括SVC设备、 常规机组AVR、可投切电容器等,根据设定的电压参考值 / 调整量,以保证中枢节点电压在设定值附近,每次命令控制周期在5 min以内。
2.5 协调方案
基于风电场 / 光伏电站接入系统的方式和拓扑关系结果,主站首先进行新能源电厂的分区归并,然后进行协调的二级电压控制策略。 该方法适用于地区电网330 k V/220 k V主网能够拓扑到新能源电场升压站出线,其主要的控制原则是参与二级电压控制。子站在保证自己电压合格的情况下, 和二级电压控制的控制方向保持一致。
其控制目标按拓扑类型分为2种情况: 如果升压站存在高压侧母线且可拓扑到地调的330 k V/220 k V主网,以升压站内高压侧母线为控制目标;如果升压站没有高压侧母线或高压侧母线采集不到量测, 则通过拓扑关系搜索到对端线路的升压站高压侧母线。 如图3所示。
拓扑搜索分区完毕后, 主站首先在网络拓扑的基础上,根据升压站出线连接到地区电网的结构,将其进行分区;查看控制目标电压是否越限,电压越限时采用越限校正控制,在有足够无功的情况下,将母线电压拉入正常的控制限值范围;在没有足够无功的情况下,也尽最大能力减少母线电压的越限情况。 控制目标在没有越限的情况下,参与区域内的二级电压控制,根据区域内的电压情况进行电压调节。 二级电压控制策略以裕度调节为主,其计算公式为:
式(5)中:Vc,Vmax,Vmin分别为控制母线当前电压、 电压上限和电压下限;Qc,Qmax,Qmin分别为母线所有机组当前无功、 母线所有机组无功调节上限和无功调节下限;Qvq为电压对无功的裕度权重。
主站在执行区域无功控制时, 可以根据裕度值对控制目标进行排序,实现序列调节,使调节效果接近最优,控制流程如图4所示。
当区域电压需要上调时, 优先调节上调裕度大的控制母线电压,上调裕度小的母线电压暂保持原值;当区域电压需要下调时, 优先调节下调裕度大的控制母线电压,下调裕度小的母线电压暂保持原值;当区域电压无需调节时, 对各控制母线根据调节裕度确定调节方向并进行相应的调节。
3 实例应用
西北某地调拥有丰富的风力发电资源, 下辖6个风电场。 风力发电的不规律性导致了风电并网点电压长期不稳定。 2013年3月,该地调AVC系统和下辖风电场AVC系统实现了联调控制,地调AVC系统主站定时下发控制母线电压调节目标值,风电场AVC系统子站响应目标值并调节无功补偿设备或升压站分接头,且将调节后的结果反馈回地调AVC主站,风电场联调前、联调后的电压曲线如图5、图6所示。 通过分析某站并网点在联调前后的电压曲线,可以看出,实现了联调控制后,该站的110 k V Ⅰ母线电压波动趋于稳定,电压合格率提升效果明显。
4 结束语
本文在新能源电厂无功电压分布特性及目前的调度分级管理体系的基础上, 提出一种基于自动电压控制(AVC)技术的无功电压协调控制方案,并详细阐述了协调控制原理及实现。通过现场的实际应用,此方案可有效约束新能源电厂的无功和电压波动, 优化电网潮流,实现电网系统的安全和经济运行。
参考文献
[1]中国风能协会.2013年中国风电装机容量统计[EB/OL].http://www.cwea.org.en/upload/2013年风电装机容量统计.pdf.
[2]前瞻产业研究院.2013-2017年中国光伏发电产业市场前瞻与投资战略规划分析报告[EB/OL].
[3]李强,李凤婷,樊艳芳,等.风电并网对接入地区电压的影响[J].中国电力,2012,45(4):15-18.
[4]孙涛,王伟胜,戴慧珠,等.风力发电引起的电压波动和闪变[J].电网技术,2003,27(12):63-70.
[5]魏世贵,刘双.AVC/AGC在光伏电站的应用[J].江苏电机工程,2013,32(2):35-37.
[6]赵美莲,赖业宁,刘海涛,等.实时无功优化研究及其在线实现[J].电力系统保护与控制,2009,37(23):79-83.
电网电压无功控制 篇10
无功电压控制发展始于20世纪60年代全网 最优潮流 离线仿真计算[1]。法国在20世纪90年代实现 了全网三 级电压控制,基于三级控制思想,在厂站通过自动装置实现一级控制,在全网实现全局优化控制。在我国省一级电网中基本是按 照这种方式实现全网分级分区电压无 功控制[2]。宁波电网 属于分区电压无功控制,2010年以后宁 波电网区 域无功电 压控制(AVC)系统便投入了正式的闭环运行。虽然闭环运行有着诸多优点,但同时也存在着不少问题,随着对电网运行要求的 不断提高,完善AVC系统迫在眉睫。
1运行现状
1.1对区域无功电压控制系统要求高
宁波电网2010年调控一体化的 实现,使得调度 与运行监控2个专业更好地融合在一起,能够有效地对整个宁波电网进行调控,全局性更广,及时性更强。这就要求区域无 功电压控制 系统的控 制策略能 够准确及 时满足整 个宁波电 网的运行要求。
1.2区域无功电压控制系统可用性和准确性存在问题
由于AVC系统中的遥 测、遥信等数 据来源于SCADA系统,因此,SCADA系统数据的准确性对于AVC系统的计算、策略、控制都有着非常重要的影响。在实际运行过 程中,经常发现AVC无法对某 个设备进 行控制,经核查发 现是该设 备SCADA遥测量出现错误所导致。如某电容器开关处于热备用状态,实际电流值为0,但其遥测电流数据却仍然显示为152A,这时,AVC系统会判断这个电容器存在故障,并把它排除在控制范围之外。由此可见,该系统的可用性与可靠性还存在一定的问题。
1.3系统维护方法和展示方式存在不足
AVC系统的维护对于维护人员来说是一件非常耗时耗力的工作。例如:一个新变电站要纳入AVC闭环运行,必须进行相应的参数录入、AVC建模、图形制作、闭环调试等工作,以验证AVC系统对其控制的正确性,这需要耗费大量的时间与精力。为此,我们还对几个变电站相应的调试时间 进行了统 计,如表1所示(统计时间:2013年7月13日)。
另外,展示界面不够人性化和友好。如调控人员需要通过观察“调压命令表”对未能及时通过AVC进行控制的设备进行人工干预,但“调压命令表”中的调压命令太多,很多只是涉及开环运行的变电站 (此类信息 给调控人 员以提示),且刷新极快,调控人员无法及时捕捉到信息。为此,我们还对某些天“调压命令表”中出现的命令条数进行了统计。一天的命令条数基本都是上万。
单位:min
2完善无功电压控制系统的措施
2.1查找 SCADA 系统中的错误数据并及时处理
经过多方的学习参考,我们主要总结了3个方案。方案1:由维护人员逐一对每个变电站内的遥信、遥测等数据进行核对和处理。方案2:在AVC系统过滤SCADA数据过程中将其过滤的数据通过列表 形式给出,维护人员 根据告警 进行相应 处理。方案3:另设计程序,单独对SCADA系统中的错误数据进行甄别,再由维护人员进行处理。对于方案1:逐个厂站进行排查可以发现所有错误数据并保证系统安全运行,但员工工作量大,若出现新的错误数据不能及时发现。对于方案2:能够及时准确了解SCADA错误数据,相对于方案1可以减少不少人力,系统安全性上也不存在隐患。对于方案3:能够及时准确了解SCADA错误数据,但需另外设计程序,设计过程费时费力,而且需要进行验证,不能在短时间内实施,并且软件对于系统 的安全性有待考证。为了尽量减少人力、物力开支并兼顾系统的安全运行,综合以上分析,方案2最佳。
2.2缩短变电站 AVC 调试时间
由于AVC调试时间过长,给系统安全运行埋下了隐患,那么如何缩短时间,我们初步给出了3个方案。方案1:加快参数录入、图形制作等工作速率,尽量缩短时间。方案2:在保证正确性的基础上简化AVC闭环调试步骤,跳过AVC动作所需条件,直接进行闭环调试。方案3:跳过AVC闭环调试环节,人工确认数据库中信息的 正确性。从可 实施性、经济 性、安全性3个方面对以上方案进行比较:方案1虽然能缩短时间,但缩短的时间不能达到要求,需要维护人员进一步提高工作效率,不经济且效果不明显,同时维护 人员工作 时间缩短 存在安全 隐患。方案2能够大大缩短AVC闭环调试时间,同时兼顾经济性与安全性。方案3能够直接省去AVC闭环调试环节,节省更多时间,但存在安全隐患。
我们可以从表1中看出,每个变电站的AVC闭环测试时间均占总用时的将近一半,如果能大大缩短这段时间,达到目标的可能性就很大。从经济性考虑,应尽量使维护人员保持正常的工作节奏;从安全性 考虑,AVC系统必须 安全可靠,不允许存在安全隐患。所以方案2成为首选。
2.3减少“调压命令表”界面累计的记录数
“调压命令表”累计条数过多,给工作人员带来了巨大的工作量,降低了员工的工作效率,因此减少累计调压命令记录 数可以大大提高系统 的运行效 率。我们给出 了3个实现方 案。方案1:修改程序,降低AVC系统计算速率,减少调压命令。方案2:在列表条件中加入判据“变电站是否闭环”,列出闭环变电站的调压命令。方案3:重新进行AVC建模,只包含已投入闭环运行的变电站。方案1需要修改程序,虽然能达 到目标,但牺牲了AVC的及时性,同时存在安全隐患。方案2能满足要求并兼顾经济与安全性。方案3需要重新建模,虽然能满足要求,但牺牲了AVC的全局性和完整性,同时重建工作量巨大而且缺乏安全可靠性。
要将累计调压命令记录数从原来的近万条减少至近千条,可从3个方面考虑。可实施性:三者都能满足要求;经济性:方案1和方案3都需要对程序和数学模型进行更改,不经济;安全性:方案1需要修改程序,会给AVC运行带来风险,方案3需要重新建立数学模型,更改整个AVC的架构,是不可行的。综上所述,我们选择了方案2。
3方案实施
在确定好方案后,我们分别 从3方面进行 了实践操 作:(1)使AVC系统在过滤数据过程中的告警信息可见,并在图形列表中列出来,在选择列表过程中,将“厂站ID号”、“告警设备ID号”、“告警名称”、“闭锁状态”、“闭锁类型”、“动作时间”等作为所关联的域名列出。(2)通过内部 设置,使得AVC闭环调试时不需要满足所有判据,直接弹出调试窗口进行调试,同时修改右键菜单功能,使其具备调用闭环测试工具的功能。(3)在内部设置中加入判据“变电站是否闭环”作为列表条件,并在图形列表中列出,所列出的记录都是在加入“变电站是否闭环”的判据后AVC系统所发出的调压命令。
4结语
实施以上3个方案可以准确地在SCADA系统中找到相应缺陷,并及时处理,变电站AVC调试时间缩短为近60min,“调压命令表”界面中一天累计的记录数缩短至近2000条,大大提高了整个宁波电网的运行水平,降低了员工的工作强度,具有很好的间接经济效益。
摘要：宁波电网区域无功电压控制(AVC)系统投入正式的闭环运行后,对全网无功电压状态进行了集中监视和分析计算,其从全局的角度协调优化控制广域分散的电网无功装置,从而保持了系统电压稳定,提升了电网电压品质和整个系统经济运行水平。但SCADA系统存在错误数据、变电站AVC调试时间过长及“调压命令表”中累计的记录数过多等问题仍亟待解决,现对此进行分析,以便完善电网区域无功电压控制系统。
