电压和无功控制（精选十篇）
电压和无功控制 篇1
近年来,受国家能源战略的推动,国内风电呈翻番的速度发展,截至2009年底,全国风电装机容量达16.13 GW[1],据最新统计,截至2010年底,全国风电装机容量约为26 GW,风电输出功率在电网中的比重进一步增加,特别是在华北、东北和西北这3个风资源丰富地区。其中,东北电网风电装机已达6.27 GW[2],若考虑电网实际最小负荷,风电最大出力已超过其电网最小负荷的10%,吉林和黑龙江的风电最大出力已超过或接近其最小负荷的20%[3]。
由于国内风电采用大规模集中方式接入电网,使得部分电网运行电压控制出现了较大困难,主要表现在国内风电接入的地区大多处于电网末端,当风电装机容量较大且风电场输出功率较高时,风电场无功需求和输电线路无功损耗增大,电网无功不足会引起电压水平和稳定裕度降低,加之对风电场缺乏合理的无功动态补偿,容易产生高峰负荷电压偏低和低谷负荷电压偏高的现象。上述问题已陆续在吉林、黑龙江、新疆等多个区域电网出现。
为了应对上述问题,可以从风电场角度研究无功电压控制技术,使风电场能够根据局部电网电压情况调整无功功率输出,对局部电网提供无功支撑。文献[4]从风电场与电网相互协调的角度,提出了兼顾接入地区无功需求的风电场无功控制策略;文献[5,6]研究了以高压侧电压为控制目标的风电场电压控制策略。这些研究为风电场无功控制提供了有益的参考。
2009年,国家电网公司颁布了企业标准《风电场接入电网技术规定》[7],提出以下要求:①风电场的无功控制应能参与并网点的电压调节,同时还要能够补偿送出线路上的无功;②首先充分利用风电机组的无功容量及其调节能力。基于此,本文提出了一种适用于变速恒频风电机组风电场的多模式、多目标无功电压协调控制策略,设计了风电场无功电压控制系统,并结合在上海奉贤海湾风电场一期扩建工程开展的现场试验描述了该系统的应用。
1 风电场无功电压控制基本思路和策略
1.1 基本思路
根据《风电场接入电网技术规定》对风电场无功控制的基本要求,风电场无功控制应能够对并网点电压提供支撑,同时充分利用风电机组自身的无功调节能力。基于此,文献[8,9,10,11]以并网点电压为控制目标,将分层原则应用于风电场无功控制,分为风电场无功需求整定和风电机组无功分配2层。风电场无功需求整定层通过检测风电场的输出功率和并网点电压实时计算出风电场的无功功率输出需求量;风电机组无功分配层将风电场无功需求量按照一定的原则分解到风电场内的每台风电机组,作为控制信号改变风电机组的无功功率输出。以上研究成果构成了风电场无功控制的基本思路,并通过对实际包含风电的电力系统的仿真分析验证了其正确性和有效性。
上述无功控制有无功需求量整定和无功分配策略2个问题需要解决。为此,文献[12,13]研究并提出了用于辅助风电场无功需求整定的风电场对并网点电压的静态无功/电压支撑能力评估方法,通过该方法能够利用电网固有参数确定风电场无功调节量基本计算系数;文献[14]给出了多种风电场无功分配方法,包括按容量比例分配、按潮流分布分配和基于基本电气原理的分配方法。
1.2 风电场多模式、多目标无功电压协调控制策略
文献[12,13]的研究成果为风电场无功调节量的计算提供了理论依据,但在实际应用时,需要对该方法进行改进和完善。风电场无功控制应综合考虑电网安全运行和风电功率送出2个因素,在对并网点电压提供支撑的同时,补偿送出线路无功,提高线路的风电功率传输能力。因此,风电场无功控制应具有以下2种模式。
1)计划跟踪模式:以并网点电压为唯一控制目标,风电场严格跟踪电网调度部门下发的经过安全校核的并网点电压曲线,根据实时电压偏差计算风电场需要提供的无功补偿量,并据此进行实时无功调节。
2)协调控制模式:风电场以并网点电压和功率因数为综合控制目标,在保证并网点电压处于合格范围的前提下,调节风电场的无功输出,补偿线路无功损耗,使并网点功率因数处于最佳,提高送出线路的有功传输能力。
由于并网点电压与功率因数之间存在耦合关系,以任何一个参数为控制目标都会影响到另一个参数,因此,进行调控时应考虑两者之间的相互协调关系。在具体控制时,应优先维持并网点电压的稳定。若采用计划跟踪模型,则只以并网点电压为目标;若采用协调控制模式,则在并网点电压合格范围内,以功率因数为综合控制目标。根据上述原则,对风电场无功控制进行分区,如图1所示。
图中:Umax为电网规定的并网点电压上限;Umin为电网规定的并网点电压下限;Uha为并网点电压接近上限警戒电压;Ula为并网点电压接近下限警戒电压;cos φpmin为发出容性无功时的最小功率因数;cos φnmax为发出感性无功时的最大功率因数。
根据图1判断风电场目前所处的无功调控区,并计算风电场的无功调节量,具体方法如下。
1)处于区域0。风电场并网电压和功率因数均处于较合理的区域,风电场不进行无功调节。
2)处于区域4,7。此时风电场并网点电压合格,功率因数超出设定值,然而无功调节方向与电压变化方向一致,风电场无功调节有可能引起并网点电压越限,因此,为保证并网点电压合格,风电场不进行无功调节。
3)处于区域1,2,9,10。风电场电压不合格,需要调节无功输出,在计算无功调节量ΔQ时,采用闭环比例—积分(PI)控制,其比例调节系数KP根据文献[12,13]分析确定,积分调节系数KI根据实际需求整定,因此,ΔQ近似为:
式中:U为并网点实时电压;Uref为并网点电压参考值。
4)处于区域3,5。风电场并网点电压在合格范围,但功率因数超过超前最大功率因数,因此,风电场调节无功输出,补偿线路传输的无功,其ΔQ为:
式中:λ超前lim为超前功率因数的限值;P为升压站高压侧的实时有功功率。
5)处于区域6,8。风电场并网点电压在合格范围,但功率因数小于滞后最大功率因数,因此,风电场调节无功输出,补偿线路传输的无功,其ΔQ为:
式中:λ滞后lim为滞后功率因数的限值。
根据上述方法得到风电场的无功补偿调节量ΔQ后,应将调整后的输出无功功率与风电场的无功功率极限进行比较。因此,调节后的风电场输出无功功率Qreg应为:
1.3 风电场无功分配
风电场无功补偿量分配可以采用按无功容量比例方法和优化方法进行分配。笔者针对100 MW容量的风电场对采用这2种方法分配的经济效益进行了比较,其结果相差无几,因此,在实际系统中选用无功容量比例分配方法。具体步骤如下。
由风电场的无功容量确定风电机组i的无功补偿量分配系数Ki为:
式中:QiN为第i台风电机组的额定无功容量;m为风电机组的总数。
设风电场的无功补偿量为ΔQ,则分配至风电机组i的无功补偿量ΔQi为:
对风电机组的调节余量进行校验。若满足调节条件,方案通过;若有风电机组无功调节余量不足,则需修正方案。
记调节余量不足的风电机组集合为ΩLACK,其数量为n,风电机组j的无功可调整量ΔQj′为:
修正后的风电机组的无功补偿量分配系数Kj′为:
其他风电机组的无功补偿量分配系数Ki′为:
经修正后的风电机组无功补偿量ΔQi′为:
至此,由式(7)—式(10)即可形成风电机组的无功补偿量分配系数或分配量。
2 风电场无功电压控制系统设计
2.1 设计原则
由第1节可知,风电场无功控制策略的实现需利用风电场和并网点变电站的实时运行信息,完成计算后,通过无功控制系统向风电机组下发无功调节指令。因此,风电场无功控制系统设计应符合以下原则。
1)风电场无功电压控制系统必须具备与相关数据采集系统的通信能力。
2)风电场无功电压控制系统应支持多任务处理,能够同时处理数据通信、风电场无功调节量计算、风电场无功分配等多个任务。
3)风电场无功电压控制系统必须具备与风电机组相关控制设备的通信能力。
2.2 控制接口
风电场无功电压控制系统控制接口结构如图2所示。
为了满足2.1节所述原则,风电场无功控制系统基础平台选择了具有数据管理功能的通信控制器NSC300。该通信控制器能够通过交换机采用Modbus/TCP协议采集风电场和并网点变电站的实时运行信息,并能够接收电网调度部门下发的电压曲线,在此基础上,对相关信息进行分析和计算,求取风电场无功调节量和分配量,形成最终的风电场无功控制方案,并下发给风电机组,同时上送至电网调度部门备案。
2.3 软件架构的设计和主要功能模块
风电场无功电压控制系统采用C++语言编程,软件设计采用模块化设计思想,编程调试完成后固化到通信控制器。系统由嵌入式数据库、系统内核任务、应用程序任务和套接字构成,如图3所示。
系统的应用程序任务模块包括任务调度、风电场通信、并网点变电站通信、无功控制等。
1)任务调度模块。
通过任务信号调度系统中的风电场通信任务、并网点变电站通信任务和无功控制任务,避免各任务无序抢占系统资源。
2)风电场通信模块。
具有2个基本功能:①采集风电机组的实时运行信息,包括风电机组的有功功率、无功功率、机端电压等;②向风电机组下发无功调节指令。
3)并网点变电站通信模块。
采集并网点变电站的实时运行信息,包括变电站低压侧的电压、注入有功功率、注入无功功率等。
4)风电场无功控制模块。
其主要功能是按照第1节的思路和策略计算风电场无功调节量和分配量。
各任务模块之间采用信号量方式进行调度,如图4所示。信号量1,2,4为等待信号量,信号量3为不等待信号量,箭头所指方向为获取信号量。
调度任务获取变电站通信任务和风电场风机通信任务的信号量,汇总后释放数据就绪信号量;算法任务获取调度任务的数据就绪信号量,释放遥调指令信号量;并网点变电站通信任务释放变电站数据入库信号量;风电场通信任务释放风机数据入库信号量,获取遥调指令信号量。
3 现场试验
3.1 现场试验条件
2010年5月,风电场无功电压控制系统在上海奉贤海湾风电场一期扩建工程开展了现场试验。奉贤海湾风电场一期扩建工程已投运机组8台,为华锐1.5 MW双馈感应风电机组,总装机容量为12 MW,具备无功补偿容量4 Mvar,该风电场经35 kV开关站、35 kV/110 kV干校站升压后接入主网。
开展现场试验时,各相关部分的通信接线示意图如附录A图A1所示。风电场无功电压控制系统通过D-Link交换机与风电场的Modbus通信服务器相连,通过该服务器读取风机的实时运行信息。风电场无功电压控制系统与并网点变电站RTU通过交换机经光缆通信。风电场无功电压控制系统与通用分组无线电业务(GPRS)通过串口进行通信。
在现场试验过程中,分别测试了风电场无功电压控制系统的无功输出响应特性和跟踪调节特性。目前,该系统设定为协调控制模式运行,设备运行稳定,各项指标良好。
3.2 无功输出响应特性测试
现场测试时,设定风电场的无功功率20 s内由-2 Mvar增加至2 Mvar,再经20 s由2 Mvar回调至-2 Mvar,测试的无功输出响应曲线如附录A图A2所示。图中,红色曲线为并网点电压,蓝色曲线为风电场无功。由图可以看出,风电场能够正确响应风电场无功电压控制系统下发的无功调节指令,并在设定时间内将无功调至设定的目标值。
3.3 无功输出跟踪调节特性测试
将风电场无功电压控制系统设定为计划跟踪模式,测试风电场无功电压控制系统自动跟踪并网点电压和功率因数时的无功调节特性,测试的无功输出跟踪调节特性曲线如附录A图A3所示。由图可知,当并网点电压超出设定的范围时,风电场能够根据无功调节指令调节无功输出,对电网提供无功支撑,当并网点电压恢复到设定范围内,风电场无功输出逐步恢复。
4 结语
通过在上海奉贤开展的风电场无功电压控制系统现场试验,表明风电场无功电压控制系统各项技术指标能够满足现场运行的要求,能够通过合理的控制向电网提供无功支撑,维持接入地区电网的电压稳定性,验证了风电场无功电压控制策略的正确性。该系统的成功应用表明风电场的无功是可控和能控的,对风电场无功控制的应用和推广具有重要意义。
电压和无功控制 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
浅议电力系统的无功功率和电压控制 篇3
1、前言
总体来说，电力系统有效和可靠的运行，电压和无功功率的控制应满足以下目标：
1.1系统中有所有装置的在端电压应在可接受的限制内。
1.2为保证最大限度利用输电系统，应加强系统稳定性。
1.3应使无功功率传输最小，以使得RI2和XI2损耗减小到最小。
当负荷变化时，输电系统的无功功率的要求也要变化。由于无功功率不能长距离传输，电压只能通过遍布整个系统的具体装置来进行有效控制。
2、无功功率的产生和吸收
同步发电机可以产生或吸收无功功率，这取决于其励磁情况。当过励时产生无功功率，当欠励时吸收无功功率。
架空线路产生或吸收无功功率取决于负荷电流。当负荷低于自然负荷（波阻抗），线路产生纯无功功率；当高于自然负荷时，线路吸收无功功率。
地下电缆，由于它们对地电容较大，因此具有较高的自然负荷。它们通常工作在低于自然负荷情形下，因此在所有运行条件下总发生无功功率。
变压器不管其负载如何，总是吸收无功功率。空载时，起主要作用的是并联激励电抗；满载时，起主要作用的是串联漏抗。
负荷通常吸收无功功率。由电力系统的供电的典型负荷节点由许多装置所组成。这种组成随日期、随季节和气候的变化而不同。通常负荷节点的负荷特性是吸收无功功率的，复合负荷的有功功率和无功功率都是电压幅值的函数。具有低的滞后功率因数的负荷使传输网络有大的电压降落，因而供电也不经济，对于工业用户，无功功率通常和有功功率一样要计费，这就鼓励企业通过使用并联电容器来提高负荷功率因数。
3、无功功率的补偿
3.1无功功率不足的危害：交流电力系统需要电源供给两部分能量：一部分将用于做功而被消耗掉，这部分称为“有功功率”；另一部分能量是用来建立磁场，用于交换能量使用的，对于外部电路它并没有做功，称为“无功功率”，无功是相对于有功而言，不能说无功是无用之功，没有这部分功率，就不能建立磁场，电动机，变压器等设备就不能运转。其物理意义是：电路中电感元件与电容元件正常工作所需要的功率交换。无功功率不足，无功电源和无功负荷将处于低电压的平衡状态，将给电力系统带来诸如出力不足，电力系统损耗增加，设备损坏等一系列的损害，甚至可能引起电压崩溃事故，造成电网大面积停电。
3.2无功补偿原理：在交流电路中，纯电阻元件中负载电流与电压同相位，纯电感负载中电流之后电压九十度，纯电容负载中电流超前电压九十度，也就是说纯电容中电流和纯电感中的电流相位差为180度，可以互相抵消，即当电源向外供电时，感性负荷向外释放的能量由荣幸负荷储存起来；当感性负载需要能量时，再由荣幸负荷向外释放的能量来提供。能量在两种负荷间相互交换，感性负荷所需要的无功功率就可由容性负荷输出的无功功率中得到补偿，实现了无功功率就地解决，达到补偿的目的。
3.3无功补偿的三种形式：
3.3.1集中补偿
集中补偿就是把电容器组集中安装在变电所的二次侧的母线上或配电变压器低压母线上，这种补偿方式，安装简便，运行可靠，利用率高，但当电气设备不连续运转或轻负荷时，又无自动控制装置时，会造成过补偿，使运行电压升高，电压质量变坏。季节性用电较强，空载运行较长又无人值守的配电变压器不宜采用。
3.3.2分散补偿
分散补偿是将电容器组分组安装在车间配电室或变电所个分路的出线上，形成抵押电网内部的多组分散补偿方式，它能与工厂部分负荷的变动同时投切，适合负荷比较分散的补偿场合，这种补偿方式效果较好，且补偿方式灵活，易于控制。
3.3.3个别补偿
个别补偿是对单台用电设备所需无功就近补偿的方法，把电容器直接接到单台用电设备的同一电气回路，用同一台开关控制，同时投运或断开，俗称随机补偿。这种补偿方法的效果最好，它能实现就地平衡无功电流，又能避免无负荷时的过补偿，是农网中队异步电动机进行补偿的常用方法。
3.4无功补偿设备
根据补偿的效果而言，电容器可以补偿负荷侧的无功功率，提高系统的功率因数，降低能耗，改善电网电压质量。电抗器可以吸收电网多余的线路充电功率，改善电网低谷负荷时的运行电压，减少发电机的进相运行深度，提高电网运行性能。
3.4.1无源补偿设备装置
并联电抗器，并联电容器和串联电容器。这些装置可以是固定连接式的或开闭式的，无源补偿设备仅用于特性阻抗补偿和线路的阻抗补偿，如并联电抗器用于输电线路分布电容的补偿以防空载长线路末端电压升高，并联电容器用来产生无功以减小线路无功输送，减小电压损失；串聯电容器可用于长线路补偿等。电力系统变电站内广泛安装了无功补偿电容器，用来就地无功平衡，减少线损，提高电压水平。
3.4.2有源补偿装置
通常为并联连接式的，用于维持末端电压恒定，能对连接处的微小电压偏移做出反应，准确地发出或吸收无功功率的修正量。如用饱和电抗器作为内在固有控制，用同步补偿器和可控硅控制的补偿器作为外部控制的方式。
4、结束语
无功补偿对提高功率因数，改善电压质量，降损节能、提高供电设备的出力都有很好的作用。只要依靠科技进步，加大资金投入，优化无功补偿配置，实现无功的动态平衡是完全可能的。
参考文献：
[1] PRABHA KUNDUR 著.电力系统的稳定与控制[M]．中国电力出版社．
[2]刘娅.变电站无功补偿分析 [M]．行业透视．
风电场无功电压控制系统设计和应用 篇4
对以上呈现的题目征象, 可从风电场这方面来探究无功电压节制题目, 从而通过调控风电场对局部电网电压的转变做出实时的调剂, 对局部电网供给无功的撑持。
1 风电场无功电压的节制基本思想和方式
依据《风电场接入电网技术规定》对风电场无功控制的基本要求, 风电场无功的控制对并网点电压能够提供支持调节, 与此同时能对风电机组自身的无功调节能力较好的利用。进而参照文献可以将网点电压作为调控对象, 风电场的无功控制可以采用分层原则, 分成2层:风电场无功供需调整和风电机组无功分配。风电场无功供需调整层可通过测定风电场的输出功率和并网点电压, 利用公式计算出风电场的无功功率输出需求量;风电机组无功分派层可依照相关的分派原则将风电场无功需求量分派到风电场内的各台风电机组, 作为调控灯号来控制电机组的无功功率输出。以上所述是风电场无功控制的基本思想, 经过实际日常生活风电的电力系统实验结果分析, 验证了其正确性和可靠性。但风电场的无功节制中有无功供需调剂和无功分配需要参考文献进行解决, 文献为我们供给了用于帮助风电场的无功供需调剂既风电场对并点电压的静态无功/电压支持本领评测方式, 依据此方式可以调控电网固有参数来确定风电场无功调理量系数。
2 风电场无功分配
风电场无功抵偿量分派可以采取按无功容量比例方式和优化方式举行分派, 笔者针对100MW容量的风电场对采取这2种方式分派的经济效益进行了对比, 其成果相差无几, 因此, 在现实体系中选用无功容量比例分派方式, 由风电场的无功容量确定风电机组i的无功抵偿量分派系数K (i) 。
K (i) =第i台风电机组的额定无功容量/风电机组的总数的无功容量
记调理余量不敷的风电机组集合为ΩLACK, 其数目为n, 风电机组j的无功可调整量ΔQj'为:
修正后的风电机组的无功抵偿量分派系数Kj′为:
其他风电机组的无功抵偿量分派系数Ki′为
经修正后的风电机组无功抵偿量ΔQi′为:
至此, 由式 (1) —式 (4) 便可形成风电机组的无功抵偿量分派系数或分派量。
3 风电场无功电压控制系统计划
3.1 设计理念
风电场无功控制方法的实现需利用风电场和并网点变电站的实际运行地数据, 经过相应的计算后, 利用无功控制系统向风电机组发送无功调节命令。所以, 风电场无功控制的系统计划应适合如下原则。
(1) 风电场无功电压控制系统能够保持与采集相关数据系统之间的通讯联系。
(2) 风电场无功电压控制系统可以处置多使命, 同时处置数据通信、风电场无功调理量计算无功分派等多个使命
(3) 风电场无功电压节制系统要可以通信风电机组相干节制装备。
3.2 控制接口
风电场无功电压节制系统接口布局如图1所示。
该通讯节制器可以通过过程交换机采取Modbus/TCP协议收集风电场和并网点变电站的现实运行数据, 同时可以领受电网调和部分发生的电压曲线, 在此基础上, 对有关信息进行计算和比较, 算出风电场无功调理量和分配量, 决定风电场无功节制最终方案, 并下发给风电机组, 同时上送至网调剂部分存案。
软件系统的计划和首要功能模块风电场无功电压控制系统采纳编程语言C++, 软件计划采取模块化计划思维, 编程调试完成后传输到通讯控制器。体系由嵌入式数据库、体系内核使命、应用程序使命和套接字组成
体系的应用程序命令主要包括任务调度模块、风电场通讯、并网点变电站通讯、无功节制四大方面。
(1) 任务调度模块。经由命令信号调剂体系中的风电场通讯使命、并网点变电站通讯使命和无功节制使命, 以避免各使命无序占取体系内部资本
(2) 风电场通信模块。具有2个基本功能: (1) 收集风机电组的现实运行数据, 包括风机电功功率、无功功率、机端电压等; (2) 向风电机组下发无功调理号令。
(3) 并网点变电站通讯模块。收集并网点变电站的现实运行数据, 包括变电站低压侧的电压输入功功率、输入无功功率等。
(4) 风电场无功控制模块。其主要功效是按1的思路计算风电场无功调理量和分配量。
各使命模块之间采取信号量进行调剂, 如图所示。信号量1, 2, 4为期待信号量, 信号量3为不期待信号量, 箭头所指标的目的为获得信号量, 任务调度模块获得变电站通讯使命和风电场风机通讯使命的信号量, 综合后发出数据完成信号量;算法使命获得调剂使命的数据就绪信号量, 发出遥调指令信号量, 并网点变电站通讯使命发出变电站数据入库信号, 风电场通信模块发出数据入库信号量, 获得调控指令信号量。
参考文献
浅谈变电站电压、无功综合控制 篇5
摘要：计改革开放以来，随着我国国民经济的快速增长，电力系统也获得了前所未有的发展。传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此变电站综合自动化技术在电力行业引起了越来越多的重视，电压、无功综合控制也是变电站综合自动化的一个重要研究方向。本文以电力系统调压措施、调压措施合理选用及控制方法、微机电压、无功综合控制装置等方面进行分析讨论。
关键词：变电站；电压；无功；综合控制装置
改革开放以来，随着我国国民经济的快速增长，电力系统也获得了前所未有的发展。传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此变电站综合自动化技术在电力行业引起了越来越多的重视，并逐渐得到了广泛的应用。现就以变电站综合自动化电压、无功控制子系统进行讨论分析。变电站综合自动化系统，必须具备保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是衡量电能质量的重要指标。因此，电压、无功综合控制也是变电站综合自动化的一个重要研究方向。
一、电力系统调压的措施
1.利用发电机调压
发电机的端电压可以通过改变发电机励磁电流的办法进行调整，这是一种经济，简单的调压方式。在负荷增大时，电网的电压损耗增加，用户端电压降低，这时增加发电机励磁电流，提高发电机的端电压；在负荷减小时，电力网的电压损耗减少，用户端电压升高，这时减少发电机励磁电流，降低发电机的端电压。按规定，发电机运行电压的变化范围在发电机额定电压的-5%~+5%以内。
2.改变变压器变比调压
改变变压器的变比可以升高或降低变压器次级绕组的电压。为了实现调压，在变压器的高压绕组上设有若干分接头以供选择。变压器的低压绕组不设分接头。变压器选择不同的分接头时，原、副方绕组的匝数比不同，从而使变压器变比不同。因此，合理地选择变压器分接头，可以调整电压。
3.利用无功功率补偿调压
改变变压器分接头调压虽然是一种简单而经济的调压手段，但改变分接头位置不能增减无功功率。当整个系统无功功率不足引起电压下降时，要从根本改变系统电压水平问题，就必须增设新的无功电源。无功功率补偿调压就是通过在负荷侧安装同步调相机、并联电容器或静止补偿器，以减少通过网络传输的无功功率，降低网络的电压损耗而达到调压的目的。
4.改变输电线路的参数调压
从电压损耗的计算公式可知改变网络元件的电阻R和电抗X都可以改变电压损耗，从而达到调压的目的。变压器的电阻和电抗已经由变压器的结构固定，不宜改变。一般考虑改变输电线路的电阻和电抗参数以满足调压要求。但减少输电线路的电阻意味着增加导线截面。多消耗有色金属。所以一般不采用此方法。
二、调压措施合理选用及控制
实际电网中的调压问题，不可能只利用单一的措施解决。而是根据实际情况将可能选用的措施进行技术经济比较确定合理的综合调压方案。一般情况对上述调压措施合理选用可概括如下：
发电机调压简单、经济，应优先考虑。在电力系统中电源无功充裕时，有载条件下改变变压器变比调压其效果明显，实为有效调压措施，应按《电力系统电压和无功电力技术导则》规定尽可能选用。并联补偿无功设备则需要增加设备投资费用高，但这类措施往往针对无功平衡所需，且还能降低网损，特别适用于电压波动频繁、负荷功率因数低的场合，所以也是常用的调压措施。实际电力系统的调压，是将可行的措施按技术经济最优原则，进行合理组合，分散调整。
全国很多110kV及以下的供配电变电站中都装设有载调压变压器和并联电容器组，通过合理地调节变压器的分接头和投切电容器组，就能够在很大程度上改善变电站的电压质量，实现无功潮流合理平衡。在变电站自动化系统中加入电压无功综合控制功能，已经成为一个现实的问题。传统的控制方式是，运行人员根据调度部门下达的电压无功控制计划和实际运行情况，由运行人员手工操作进行调整的，这不仅增加运行人员的劳动强度，而且难以达到最优的控制效果。随着无人值班变电站的建设和计算机技术在变电站综合控制系统中的应用，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装置，就是在变电站中利用有载调压变压器和并联电容器组，根据运行实际情况自动进行本站的无功和电压调整，以保证负荷侧母线电压在规定范围内及进线功率因数尽可能高的一种装置。这种装置一般以计算机核心，具有体积小功能强、灵活可靠等优点，同时具有通信、打印等功能，便于实现网的无功优化。
三、微机电压、无功综合控制装置
1.微机电压、无功综合控制的选择
随着社会的发展和进步，市场上的电压、无功控制装置种类很多，用户应根据变电站的实际情况及要求合理地选择，选择装置时应注意它的基本性能，比如：性能稳定、抗干扰性能好、运行可靠性；软件、硬件是否有保护措施，能自检、自诊断；操作简单、使用维护方便；有闭锁装置；失压后电源恢复时能自动启动运行。
2.电压、无功综合控制装置举例
目前，国内许多公司、厂家和科研院所已推出了电压无功综合控制装置。这些装置大多采用九区图来进行运行状态的划分和控制策略的确定。本文以MVR-Ⅲ型微机电压、无功综合控制系统进行简单介绍。
MVR-Ⅲ型微机电压、无功综合控制系统，可应用于35kV～500kV各种电压等级的变电站，可分别控制1～3台两绕组或3绕组的主变和1～3×4组无功补偿电容器或电抗器组。应用该系统，可使受控变电站的电压合格率提高至100%，同时使无功补偿合理，可降低网损，节约电能。MVR系列产品控制规律先进合理，并具有完善的闭锁措施，确保受控变电站和受控设备的安全。现已在国内近百个变电站投入运行。
装置主机采用工业控制工作站，升级、扩展方便；具有谐波监视、谐波越限报警和控制功能，可分析1，2，3，5…19次谐波，满足部颁对谐波监视的要求；电压测量精度≤±0.5%；电流测量精度≤±2%；无功测量精度≤±2%；具有80列打印机，具有6种打印功能；具有电压合格率计算，统计功能；具有故障诊断和故障记忆功能。
MVR-III型微机电压无功综合控制系统（简称?MVR-III）可用于35kv～500kv电压等级的枢纽变电站，可同时分别控制三台及以下有载调压变压器（两绕组或三绕组）的分接头位置和1～12组无功补偿电容器的投切。不论变电站采用何种接线方式和运行方式，MVR-III均能自动判断，并正确执行控制命令。
电压和无功控制 篇6
电压、模糊控制、无功控制、模糊理论
电压是衡量电能质量的一个重要指标,保证用户电压接近额定值是电力系统运行调度的基本任务。而系统无功的平衡对电压的稳定影响极大,无功功率的不足或过大,将引起系统电压的下降或上升,极端情况下可导致某些枢纽变母线电压大幅度下降而出现电压崩溃。
国内现有的电压无功控制装置广泛采用九区划分控制方式[3]、 [4]。但仅以九区位置制定控制策略会使控制过于简单,容易过调或调节力度不够,以至于反复调节,不利于设备维护和系统稳定。考虑到模糊逻辑的优越性,本文以九区划分控制思想为基础,综合考虑运行点在区内的实际位置,电容器组与变压器的可调性比较,峰谷期和历史参考数据10等因素,提出了计及多因素的电压无功综合模糊逻辑控制策略。
1、对变电站电压无功综合控制策略的要求
在对变电站电压无功进行就地控制时,通常的方法是以九区划分运行状态图为依据来制订控制策略。图1给出了九区划分运行状态图。图中纵坐标是电压U,Umax是电压上限,Umin是电压下限,横坐标Q是变电站吸收无功,Qmin是变电站吸收无功下限,Qmax是变电站吸收无功上限,显然中间的0区是电压和无功合格区,其余8个区为不合格区。
图1 九区划分
电压和无功的调整是通过调节变压器的分接头和投切电容器组来实现的。调整变压器分接头不仅改变电压,也会改变无功需求;同样,投切电容器组不仅改变了无功,也影响了电压。
各个区的常规控制策略如下:
0区:电压、无功均合格。不控制。
1区:电压合格,无功越上限。发投电容器组指令,按间隔时间循环投入电容器组直至无功补偿合适为止。若电容投完,则停发投电容指令。
2区:电压越下限,无功越上限。先发投电容指令,待无功补偿合适后,若电压还越下限,自动转为升压指令,直至电压合格为止。
3区:电压越下限,无功补偿合适,发升压指令,待电压升至合格为止;
4区:电压越下限,,无功越下限。先发升压指令,待电压升到合格后,再发切电容指令,切至无功补偿合适为止,若电容已切完,无功仍越下限值,也自动停发切电容指令。
5区:电压合格,无功越下限。发切电容的指令,到无功补偿合适为止,若电容已切完,无功仍然越下限,停发切电容的指令。
6区:电压越上限,无功越下限。先发切电容的指令,待切至无功补偿合适时,若电压还高,转发降压指令。
7区:电压越上限,无功补偿合适。发降压指令,控制有载调压变压器分接头。
8区:电压越上限,无功越上限。应先发降压指令,待电压降至合格后,再发投电容器组指令,按循环规律投到电容器合适为止,若电容已投完,无功仍然越上限值,则停发投电容指令。
如果能判断出电压的变化是由于无功变化引起的,则可以在电压不越线或者即使越线了,也不必去调节变压器分接头而是提前投、切电容器,这样可以提高电压的合格率并减少变压器分接头的投、切次数。另外,电压进入7区或3区,即电压越限可能是由于无功迅速变化引起的,也可能是由于高压侧电压变化引起的,而且这一变化将有一个持续过程,若是由于高压侧电压变化引起的,而运行点刚好又处于无功边界上,则有可能错误地投、切电容器;反之,若电压的变化是由于无功的变化引导致的,而运行点又刚好处在电压边界上,则有可能错误地调节变压器的分接头,若在无功缺额较大的情况下调节变压器的分接头,则有可能会引发负调压效应,进一步导致电压不稳定。可见若能提前了解无功的变化趋势,认清电压变化的根本原因,适时地决定控制策略,则可减少控制的盲目性,获得满意的控制效果,保证电压的合格率。
在变电站,由于变压器的重要性,它历来就是重点保护对象。对于有载调压变压器,分接头的调节次数是有严格限制和要求的,对于电容器组的投切次数也有要求。因此,电压无功控制的控制策略不仅要满足对电压和无功的要求,还要满足保护设备的要求,即目标函数可归纳为:(1)电压合格率最高;(2)功率损耗最小。约束条件是:(1)档位上下限;(2)电容可用组数;(3)变压器分接头日调节次数上限;(4)电容器组日投切次数上限,控制变量有两个,一个是调档,另一个是电容投切,这两个控制变量都不是连续变化的。
2、计及多因素的变电站电压无功模糊控制策略
根据电压、无功变化的特点,在这里提出对无功边界进行模糊化的控制方法 ,利用模糊控制善于处理非线性、受多因素影响的复杂控制问题的优点,采用模糊集理论进行控制决策,从而充分确定引起电压变化的原因。
也就是:首先根据实时电压判断电压是否越限,若越限,再判断无功及无功变化的趋势,具体就是将无功的偏差和无功偏差的变化率作为输入变量,如:无功剧烈变化,运行点处于3区或7区,无功可能不越线,也应该提前通过投、切电容器来控制;若是高压侧电压的变化引起的电压越线,无功变化不大,则应首先调节变压器的分接头来加以控制。这样可以减少变压器分接头的调节次数。控制策略有两步:
(1)确定运行点所处区域。(2)综合各因素,通过隶属度计算,选择调节方式(调变压器分接头或投切电容器组)。
选择调节方式时需要考虑的因素有以下几个方面:
(1)考虑基于九区划分选择调节方式,把对于电压上、下限和对于无功上、下限的隶属度分别记μμl、μμh、μθl、μθh。(2)考虑电容器组与变压器分接头的进一步可调性选择调节方式,两种调节方式的隶属度分别记为μCadjust 、μTadjust 。(3)考虑峰谷期选择调节方式,其隶属度记为λpeak 。(4)结合历史参考数据选择调节方式,历史记录为投切电容器组的隶属度为λCon 、λCo(接164页)ff ,历史记录为调变压器分接头升压、降压的隶属度记为λTup 、λToff 。
3、结论
(1) 本文分析了现有控制方法的特点后,指出了其不足之处,并在此基础上提出了基于无功边界模糊化的控制方法;
(2) 基于无功边界模糊化的控制方法,能减少变压器分接头调节次数,消除盲目调节,提高电压合格率,使无功基本平衡,避免有载调压变压器产生“负调节效应”;
(3) 本文介绍的控制策略合理地使用了有载调压变压器和并联电容器组这两种调节设备,具有明显的调压效果,无功补偿合理,调节次数极少,不会出现反复调节的情况。
参考文献
[1]吕艳萍 变电所自动调压装置的专家系统[J]. 中国电力,1996(3)
[2]诸静 模糊控制原理与应用[M] 北京:机械工业出版社,1998
[3]施玉祥 陶晓农.中低压变电站电压无功调节的研究[J].电力系统自动化 1996,20(9):54-57
[4]严浩军 变电站电压无功综合控制策略的改进[J].电网技术,1997,20(10):47-49
电压和无功控制 篇7
地区电网无功优化是通过调节各变电站有载调压变压器分接头和无功补偿设备,实现全网无功/电压的优化控制[1,2,3]。地区电网的典型特征是辐射状且不存在实际电源点,在优化计算中一般将连接上下级电网的220 k V母线(本文称之为边界母线)作为电源点即平衡节点。这种常规的处理方法不能体现边界母线电压受下级电网无功变化影响的情况,而地区电网的无功补偿容量较大,因此存在以下不能忽略的问题:1)直接将边界母线作为平衡节点会使其电压在优化计算中恒定不变,从而造成下级电网完全丧失优化调节边界母线电压的能力;2)在优化计算中当有电容器投切时,忽略这种影响会造成区域内所有母线的计算电压不准确。文献[4-6]通过基于扩展Ward等值方法的地区电网外网等值自动生成系统使地区电网能量管理系统(EMS)计算更加准确,但在软件上需要在省调侧和地调侧都添加模型转换接口和实时数据接口,并且在硬件上需要建立专门的通信通道,因此该方法用于地区电网无功优化存在复杂度和成本都较高的问题。文献[7]在无功优化中采用灵敏度方法来反映边界母线的电压无功特性,但在每次计算潮流时都需要反复迭代,计算效率较低,并且没能给出准确求取灵敏度系数的方法。实际工程中采用系统侧简单等值模型(将系统等值为电压源,将边界节点的短路电抗作为系统等值电抗连接平衡节点和边界节点)可反映边界节点的电压无功特性,但只适用于单个边界节点的情况,并且系统等值电抗只是近似值。
本文根据REI等值法对地区电网外网进行等值和化简,从等值模型中边界母线的电压无功特性出发,提出变距线性回归分析的方法根据本地数据求取等值参数。将该模型用于地区电网电压无功优化,可以准确反映边界母线的电压无功特性,而且不需要获取上级电网信息[4,5,6],还避免了潮流计算中反复迭代的过程[7],因此实用性强。
1 REI等值用于地区电网外网等值
1.1 REI等值
REI等值法的基本思想是[8,9]:把所有待消去节点的注入功率用一个虚拟节点(REI节点)的注入功率代替,并通过一个无损耗的虚构网络与其相联,如图1所示。在接入REI网络后,原来的有源节点就变成了无源节点,然后将所有要消去的无源节点用常规高斯消元法消去,最终可以得到如图2所示的简化网络。为了使计算更准确,改进的REI等值法[10,11]将外部系统的节点按照相关性质分为两个或多个组,每一个组对应一个REI节点。
1.2 地区电网外网等值的REI等值模型
将220 k V母线作为REI等值中的边界节点,拓扑分析后,地区电网外网等值的REI等值模型都可用图2(多个边界节点)或图3(一个边界节点)表示,可以看出实际工程中常采用的简单等值模型只是本文模型在单个边界节点情况下的特例。
常规模型进行地区电网电压无功优化时,由于VB在优化前后保持不变,从而在有电容器投切时优化电压VB_opt必定存在偏差e。对于下级辐射状电网任意母线Ni的优化电压Vi_opt,都可表示成Vi_opt=VB_opt-d Vi,其中d Vi表示边界节点B与母线Ni之间的电压降落,由相关支路电流与支路阻抗的乘积决定。由于支路阻抗是可准确获取的参数,并且支路功率主要由下级电网各母线可准确获取的负荷决定,因此如果忽略电压变化(标幺值在1附近)对电容器补偿无功和支路电流的影响可近似认为d Vi不存在偏差,从而当VB_opt存在偏差e时,Vi_opt必定存在近似等于e的偏差。
将本文模型用于地区电网电压无功优化控制计算,把REI节点R作为平衡节点,220 k V母线作为注入功率为0的PQ节点,由于等值支路阻抗yR的存在使VB可以随着功率SB的变化而变化,因此当等值支路阻抗yR准确时可以准确求取边界节点优化电压,从而可以通过调节下级电网的无功准确地对VB进行优化控制,并且可以避免全网母线电压存在计算偏差的情况。由于系统等值阻抗是随着系统侧运行方式变化而变化的,工程中用短路电抗作为系统等值电抗的方法不能保证准确性,因此尽可能准确地求取系统实时等值阻抗是必要的,否则同样会使全网母线优化电压存在偏差。下文对单个边界节点情况下等值参数的求取进行了深入研究,对于多个边界节点的情况有待下一步研究。
2 变距线性回归求取等值参数
常规的REI等值方法需要根据外部系统的节点功率以及支路参数求取等值参数,但正常情况下地区电网很难获取上级电网的参数及运行情况。文献[12]采用线性回归分析的方法求取系统侧谐波阻抗,但都是针对系统侧谐波电压是平稳随机变化的情况,其回归方程中斜率和截距都是常量。
2.1 边界节点电压无功特性分析
根据图3,VB和VR满足如下关系
忽略横向分量和电阻,式(1)可简化为
根据电压降落的物理意义,定义
从而式(2)可表示为
式(4)中VB和IB是可通过SCADA系统采集或简单计算得到的实时运行参数;VR可表示为系统侧电压,是未知量;XR可表示为系统侧电抗,也是未知量,但在系统侧运行方式变化不大的情况下可认为是恒定不变的。根据式(4)可以看出VB受VR和IB两方面影响而变化,而系统侧电压VR是非平稳随机变化的且系统侧电抗XR较小,因此VB与IB呈变距线性关系,其中斜率为XR,截距为VR。由于文献[12]所用方法不适用于变距线性关系,因此本文提出变距线性回归分析的方法求取等值电抗XR。
2.2 变距线性回归分析
对于线性方程(4),当截距VR确定时,所有样本点呈线性分布;当截距VR不确定时,方程本身的图形是相互平行的直线组,所有样本点的分布不能体现原有的线性关系。因此,对于变距线性回归,其关键问题是找出任意两个样本点之间都能反映出原有线性关系的样本点集合。
2.2.1 波动滤波器
对于t1和t2时刻的样本点P1(IBt1,VBt1)和P2(IBt2,VBt2),其分布是否能反映原有的线性关系主要取决于VRt1与VRt2的关系,如图4所示。为避免变截距VR的影响,本文设计了波动滤波器对样本点进行辨别筛选。波动滤波器的总体思想是:判断t2时刻相对于t1时刻VB的波动量是否主要由IB的波动引起,如果是将这两个样本点加入到有效样本点集合,否则认为是无效样本点。最终经过波动滤波器辨别筛选后可以得到两两配对的有效样本点集合,其分布如图5所示。
2.2.2 向量平移变换
向量平移变换是指把图形F上所有的点都平移同一向量得到图形F',平移变换不会改变图形的形状、大小和方向,是一种全等变换。根据平移变换的不变性可知,将P1和P2同时平移向量两点之间的线性关系保持不变,如图6所示。这样的平移变换相当于将配对样本点从围绕过它们中点的直线分布平移到了围绕过原点的直线分布。将样本点集合中所有配对样本点都按照各自对应的向量进行平移变换,可得到归一化为围绕过原点直线分布的样本点集合,如图7所示。归一化后的样本点集合完全排除了截距变化的干扰,并且符合原回归方程的线性关系,可按照回归方程VB=-XRIB进行线性回归分析求出系统电抗XR。
2.3 等值电抗求取的实施方案
2.3.1 波动滤波器的设计方案
波动滤波器筛选样本点的条件为
其中:条件1表示t2与t1的时间间隔不能太长以避免VR波动的不确定性;条件2表示t2相对于t1时刻IB的波动应该足够大;条件3表示由IB的波动引起的VB的波动量应该在预定的范围内,XRmin和XRmax可根据式(6)确定。式(6)中,Smin和Smax分别代表边界母线最小短路容量和最大短路容量的标幺值,α和β表示范围系数。
2.3.2 时间加权回归
虽然系统侧运行方式一般很少变化或变化不大,但是一旦发生较大变化,系统等值电抗XR可能也随之变化,此时样本数据存在实时性的问题,因此本文参照地理加权回归[13],提出时间加权回归对有效样本点集合进行最小二乘拟合。权函数是关于时间差的非增函数,如公式(7)所示,其中wi为权系数,tnow表示当前时间,ti表示第i个样本点的时间,t0表示采样起始时间,函数minutes(ta-tb)表示取ta与tb相差的分钟数。
2.3.3 求取等值电抗的步骤(见图8)
3 应用实例
采用文献[3]中的无功优化方法,将本文模型用于德阳电业局某集控站电压无功优化控制,其中参与闭环实时控制的有一个220 k V变电站、3个110k V变电站和3个35 k V变电站,共25个节点。220k V变电站无功补偿额定容量共64 Mvar,其余变电站无功补偿额定容量共33 Mvar,220 k V母线最小短路容量和最大短路容量分别为6 264 MVA和12 658 MVA。计算中基准功率取为100 MVA,基准电压按照等级分别取为220 k V、110 k V、35 k V、10 k V。
根据最近48 h的SCADA数据作为样本点通过变距线性回归分析求取系统等值电抗,某谷转峰时期计算过程中各阶段样本点分布情况如图9所示。从图中可以看出:原始样本点分布没有体现出原有的线性关系;经波动滤波器筛选后可以得到配对的有效样本点集合,每一对有效样本点对应的斜率不一定相同,但相差不大;经平移变换归一化处理后可以得到呈线性分布的有效样本点集合。最终求得用于该时刻的系统等值电抗为0.015 41 pu,而最小短路容量和最大短路容量对应的短路电抗分别为0.015 96 pu和0.007 9 pu。
在优化计算中,将REI节点作为平衡节点,REI节点电压可通过边界节点电压和系统等值电抗求得。在电力系统运行中母线电压和变电站功率因数被要求控制在给定的考核限值内,表1给出了220k V变电站8组电容器在谷期全未投入和转入峰期后优化预计投入其中4组的相关计算数据。从表1可以看出:1)投入4组电容器后,由于不同模型对边界节点电压无功特性的反映程度不同,各种模型中220 k V母线的优化计算电压不同:常规模型由于无法反映该特性会造成边界节点计算电压在优化前后保持不变,简单短路电抗模型和本文模型都能在一定程度上反映该特性,使下级电网具备调节边界母线电压的能力,但由于系统等值电抗的不同使边界节点优化计算电压不同,而本文模型的等值电抗是根据最近SCADA数据求得的,因此理论上本文模型更加准确;2)投入4组电容器后,由于220 k V母线优化电压不同,各10 k V母线优化电压增加量在各种模型中不同,而且任意两个模型之间各条母线优化电压标幺值的差值近似相等并与边界节点优化电压标幺值的差值接近;3)由于各种模型计算所得的电压不同,220 k V变电站功率因数也因电容器无功补偿量的不同而稍有不同。总的来说,本文模型不仅具备了对220 k V母线进行优化调节的能力,而且在母线电压和变电站功率因数方面比常规模型和简单短路电抗模型优化计算更准确。
4 结语
本文将REI等值用于地区电网电压无功优化控制,并提出变距线性回归分析方法根据本地数据求取等值参数,可以在不需要获取上级电网信息的情况下准确反映边界母线的电压无功特性,使下级电网具备优化调节边界母线电压的能力,同时也使全网母线电压计算更准确,与常规模型相比优化计算中只增加了一个节点,因此计算简单、实用性强。本文研究的是地区电网中包含一个220 k V变电站的情况,边界节点只有一个,而对于同一地区含有多个互联的220 k V变电站即有多个边界节点的情况有待进一步研究。
摘要：地区电网的电源是连接上下级电网的变电站。将REI等值用于地区电网电压无功优化控制以解决优化模型中平衡节点的选取问题,并针对下级电网很难获取上级电网运行参数的情况,提出变距线性回归分析的方法,根据本地数据通过波动滤波器和向量平移变换得到有效样本点集合,采用时间加权回归求取等值参数。实例表明,该模型可以在不需要获取上级电网信息的情况下准确反映边界母线的电压无功特性,使下级电网具备优化调节边界母线电压的能力,同时使全网母线电压计算更准确,与常规模型相比优化计算中只增加了一个节点,因此计算简单、实用性强。
小水电网无功电压控制措施 篇8
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
[1]周双喜, 姜勇, 朱凌志.电力系统电压稳定性指标述评[J].电网技术, 2001, 25 (1) :1-7
[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.
浅析电网的电压无功优化控制 篇9
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
全网电压无功优化闭环运行控制分析 篇10
关键词：AVC,VQC,有载调压
变电站电压无功控制 (VQC) 装置在国内已有成熟产品并应用到变电站, 其控制策略有传统及改进的九区图法、无功模糊边界的九区图法、基于专家系统的控制策略等。这些控制策略各有优缺点, 但是单纯用VQC无法体现不通电压等级分接头调节对电压的影响, 也不能做到无功分区分层平衡, 其不包含与省网AVC协调控制的策略, 无法满足某些全网的控制目标以及约束条件, 如省网关口功率因数, 220KV母线电压约束, 全网网损尽量小的目标。全网电压无功优化闭环运行控制 (AVC) 系统, 通过调度自动化SCADA系统采集全网各节点遥测、遥信电压、无功功率、有功功率等实时数据进行在线分析和计算, 以各节点电压合格、关口功率因数为约束条件, 从全网角度进行在线电压无功电网损耗率最小的综合优化目标。
全网使用AVC系统使变电站电压合格率、功率因数提高, 达到了提高电能质量、降低电网损耗的目的, 大大减轻了运行人员的劳动强度。
一、AVC系统的典型功能
1. 多级电压协调控制
当无功功率流向合理, 某变电所母线电压超上限或下限运行, 处在不合理范围时, 系统分析通电源、同电压等级变电所和上级变电所电压情况, 决定调节本变电所的还是上级变电所的有载主变分接开关, 做到多级电压协调控制。
2. 全网优化补偿无功功率
当地区电网内各级变电所电压处在合格范围内时, 系统控制电网内无功功率流向合理, 达到无功功率分层就地平衡, 提高受电功率因数。同电压等级不同变电所电容器组根据计算决策谁优先投入。同变电所不同容量电容器组根据计算决策谁优先投入。当变电所母线电压超上限时, 先降低主变分接开关档位, 如达不到要求再切除电容器;当变电所母线电压超下限时, 先投入电容器, 达不到要求时, 再提高主变分接开关档位。无果本级变电所无调节手段, 则考虑调节上级变电所设备。
二、全网电压无功优化闭环运行控制系统 (AVC) 系统的建设条件:
(1) 电网调度自动化系统能够提供全网潮流的准确数据, 作为优化计算的基础。同时系统还具备遥调和遥控功能, 以实现主变有载调压开关的自动调节和电容器的自动投切。
(2) 具备优良的通道, 如大规模的光纤环网建设。
(3) 所有变电站的有功功率、无功功率和母线电压采集完全, 具备遥测、遥信功能。
三、系统实施与结构
在实施中采用分散协调的优化算法, 充分考虑工程实际中的最优解, 次优解以及约束条件松弛等问题, 采用闭环控制原理。
(1) 针对电力系统无功优化调度分层、分区的实际特点, 在控制结构上采取相应的控制构架, 实施分散协调的优化控制。
(2) 控制系统分为两层:即全网的协调层 (调度中心) 和各变电站内的执行层。
在全网的协调层建立全网模型, 根据实时数据进行以网损最小为目标的无功优化计算, 确定个节点电压整定值, 通过RTU或变电站的电压无功自动控制装置 (VQC) 按给定的定值自动调整有载调压变压器分接头和电容器/电抗器投切。
(3) 系统主要模块有:与SCADA系统接驳的接口软件模块、数据处理模块、无功优化模块、电压校正模块、系统管理模块、自动控制查询模块和信息综合查询模块。
四、对电网设备的要求:
(1) 必须使用有载调压变压器。
(2) 有载调压变压器的频繁调档经常会引起有在调压轻瓦斯动作, 变压器停运检修影响正常工作, 故必须调整轻瓦斯动作整定值。
(3) VQC装置中的电抗器易烧坏, 电容元件容易损坏。必须保证VQC装置中电容器、电抗器、有载调压变压器的产品质量。
(4) VQC装置电容器组异常投切时常发生。如一组刚投入, 另一组就切除。或投切时间间隔刚好在设定时间内, 无明显合理判据下误动作。
五、AVC系统安全运行的缺陷
(1) 当一台有载调压变压器调档控制器设置在当地功能时, 另一台变压器由AVC系统发令调档后, 由于两台主变档位不一致, AVC系统又将档位调回去, 如此反复调节震荡, 如调度人员不及时发现, 容易引起电网事故。当电压器倒换方式时, 测量值缓慢变化, 出现误调档, 误投电容器, 倒到另一台变压器时又切下来的情况。电容器三相不平衡, 造成零序电流保护动作频繁, 经常闭锁VQC装置。由于AVC系统缺乏闭锁功能, 若实际运行中变压器有载调压分接头出现滑档, 应闭锁有载调压控制器动作。
(2) 过度依赖SCADA系统提供的数据, 故在控制精度、闭锁可靠性、遥控可靠性等方面存在一定的问题, 存在引起设备误动的可能性, 对电网的安全运行造成隐患。如母线电压测量值出现误差, 一直偏小, AVC系统发令使变压器调高档位, 引起实际电压偏高。有些变电站保护信号发出后, 由于通道存在问题被延误, 几十分钟以后主站端才收到, 此时AVC启动闭锁程序已经失去意义;或者有的变电站保护信号漏报严重, 或根本收不到信号, 这是AVC系统的运行就失去了最后一道安全屏障, 一旦变压器出项严重故障时, AVC系统可能会扩大事故。
(3) 系统处理数据速度过慢, 完成一次全网操作时间过长。若调节的长站数量过多时, 不能适应负荷快速变化的电网电压无功控制的要求, 对提高电压合格率造成一定的影响。
(4) AVC系统对负荷变化比较大的变电站发出的操作指令分配不合理, 在早上负荷上升较快的某时间段内, 设定的调节次数很快被用完, 而到了晚上电压偏高需要降档时, 全天的调节次数达到最大值, AVC系统就不能再调档了, 维护人员应根据实际情况分辨出哪些负荷对电压的要求较高, 合理设定时间段的额调节次数, 而不是随意设置。
(5) AVC系统需要SCADA系统转发数据, 发送控制指令, 增加了SCADA系统的负担, 特别是在电网出项异常时, 占用大量系统资源, 对SCADA系统存在不良的影响。
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