自动电压控制技术（精选九篇）
自动电压控制技术 篇1
1VQC装置的实现方式
1.1自动化系统后台机VQC软件
自动化系统后台机VQC软件依附于变电站后台计算机, 是变电站后台监控系统的一个子模块。VQC装置借助于自动化系统进行数据采集与控制, 其本身并没有专用的输入/输出 (I/O) 系统。优点是省去了专用硬件设备, 不需要单独敷设电缆, 降低了成本, 减少了工作量;人机界面友好, 参数设置简单, 调试方便。缺点是数据采集与控制经过多个环节, VQC装置的闭锁速度往往达不到运行要求;后台监控系统经常有人操作或干预, 也容易发生死机等异常现象。整个VQC装置的可靠性取决于网络通信、I/O系统和后台主机的运行状况。
1.2自动化系统VQC网络
自动化系统VQC网络的核心采用单独的CPU装置, 但其I/O仍由网络借助于自动化系统实现, 其本身不带I/O系统。优点是无需单独敷设电缆, 减少了工作量;同时由于采用单独的CPU装置, 因此VQC装置调节与闭锁速度较快, 相对于采用后台机VQC软件的实现方式来说, 更易获取闭锁信号。缺点是VQC装置的可靠性取决于网络通信、I/O和VQC主机的运行状况;VQC主机较少采用商用工控机, 由于受存储器容量限制, 一般来说参数设置和调试都较麻烦。
1.3自带I/O系统的独立VQC装置
自带I/O系统的独立VQC装置, 数据采集和控制输出都是自身功能的一部分, VQC集I/O系统和计算判断于一身。特别是有关闭锁信号由相应装置的硬接点输入, 大大增强了VQC闭锁的快速性和可靠性。优点是VQC的数据采集和控制输出都由其自身完成, 不需要借助于网络或其他装置工作, 可靠性高;调节速度能满足运行要求, 且参数设置和调试都比较方便。缺点是信息共享程度差, 其输入/输出需敷设较多电缆, 闭锁信号需采用单独的硬接点, 并且安装工艺较其他两种麻烦。
2VQC装置功能的实现
VQC通过变电站内监控网络获得系统信息, 然后按照预定的控制原则作出控制决定, 由主站发令通过监控网传送给相应的一次设备执行。VQC的硬件配置灵活, 既可以单独组屏运行, 也可以和当地监控或远动主站混合组屏, 同时也可作为一个软件模块嵌入在就地监控主站中运行。例如, 某变电站后台监控系统中, VQC是作为一个相对独立的软件模块而存在, 它可以由远方调度下发遥控命令然后通过总控来启动, 也可以由后台人为启动。
ABB综合自动化系统中VQC功能, 是由运行于MicroSCADA上的软件VQC管理模块与运行于分散的REF541装置的软件VQC控制模块来实现的, 是将VQC功能分散到各个模块来执行, 采用了一种完全分散化的概念。管理模块利用后台MicoSCA-DA现成全站的各种信息 (遥测, 遥信, 保护等) 量和友好的人机界面, 进行全站VQC的管理、操作和监视。控制模块利用REF541装置的强大编程功能, 通过逻辑运算, 实现对主变压器的调节或对电容器的控制, 并以等概率方式优化操作, 达到对控制目标值 (母线电压和无功功率或功率因数) 的自动调节, 以改善变电站的电压质量和功率因数。
3影响VQC功能实现的主要因素
在VQC装置的运行过程中, 外围设备及管理制度还存在一些问题。根据现场运行经验, 在很多情况下VQC装置无法合理运行的原因往往并非是VQC装置本身, 而大多是由于外部因素的影响。有些外部因素是可以利用VQC装置本身软件的修改和定值的设置进行闭锁和限制, 如系统电压异常等。影响VQC功能实现的主要因素如下所述。
1) 电容器的配置:
(1) 变电站电容器容量的配置, 是根据变电站主变压器容量百分比来设计的。在变电站投运初期的实际负荷比较低, 这样就可能造成电容器容量过大而无法投运, 或者造成电容器投入则变电站无功过补, 电容器退出则变电站无功欠补这样投切两难的局面。
(2) 有些变电站在设计时将2组电容器分别通过不同隔离开关共用一台断路器, 因此这2组隔离开关的状态将直接影响电容器投切时产生的电压无功, 而VQC程序中的整定值是人为固定设置的, 因此当这类电容器隔离开关运行方式改变时, 需要派检修人员到现场更改VQC整定值。
2) 变电站电源容量变化。
当变电站两台或两台以上主变压器通过控制装置运行状态的切换, 可以达到主变压器并列或分列运行的要求, 但当一台主变压器检修或停运、仅有一台主变压器运行时, 不能充分发挥无功补偿装置的作用。VQC补偿装置将不能自动有效运行。
3) 调压方式。
VQC目前难以满足只投切电容器或只调节主变压器分接开关的要求。例如, 不能满足有些安装无载调压变压器的变电站的单一电容器投切, 或无补偿电容器组变电站的有载调压变压器调压等情况。对有载调压变压器而言, 现行VQC的控制策略存在的主要问题是其决策目标中没有考虑尽量少调主变压器分接开关, 而以投切电容器代替, 从而在功率因数合格时往往只调节主变压器分接开关使电压处于合格范围, 而导致主变压器分接开关调节过于频繁。
4) 通信通道条件。
在变电站综合自动化全面实施后, 变电站可以控制线路补偿电容器的投切, 这将使线损有较大幅度下降。但目前线路上的自动无功补偿装置, 由于通信通道的问题, 变电站尚不能发指令控制其投切。
5) VQC装置计算速度不快。
VQC装置的原理与调度的电压、无功控制的标幺值计算方法不同, 是以有名值来计算的。因此, VQC装置计算过程比调度常规计算要繁琐, 造成计算速度不快。
6) 变电站运行方式的识别。
由于采样不全, 或一次设备 (如断路器) 辅助节点不够可靠, 可能使VQC装置无法自动识别变电站运行方式的改变。同时, 针对变电站运行方式的改变, VQC装置无法进行相应调节或调节不当。这是由于目前VQC装置本身的运行方式不全, 当产生不能识别的运行方式时, VQC装置可能出错并退出运行。而要求VQC装置都能自动适应这些运行方式并进行相应调节是比较复杂的问题, 因此VQC软件设计最好采用专家系统。
4VQC应用控制策略分析
4.1调节与投切
以一台主变压器为单元来考虑电压与无功的VQC装置自动调节, 一台主变压器同时带多段母线运行时, 连接在多段母线的电容器都可用来投切。一个系统若有多台主变压器则有多个电压与无功的自动调节子模块, 主变压器分列运行时, 各子模块独自运行, 互不干扰;当多台主变压器并联运行时, 若要调节主变压器分接开关, 应同时调节多台主变压器分接开关, 尽量保持多台主变压器分接开关的挡位一致。
主变压器分接开关操作过程中要进行滑挡判断及处理。当对电容器组和主变压器分接开关的控制命令发出后, 监测电容器组的状态和主变压器分接头开关挡位是否变化, 如果没有变化, 则提示该设备拒动。如果主变压器分接开关挡位越过了预定的控制挡位, 则提示该主变压器分接开关滑动, 同时发出控制命令, 切断分接开关操作机构的电源。
电容器、电抗器根据容量大小, 按指定次序进行投切。对于并列运行的主变压器, 其母线上投入的电容器或电抗器数按均匀原则分布投切。调节过程中若有多个容抗器可用来调节, 则根据最近动作时间循环投切。
4.2闭锁问题
VQC装置的闭锁, 是指VQC装置在变电站异常或系统异常情况下, 能及时停止自动调节。如果VQC装置没有完善的闭锁系统或闭锁速度达不到运行要求, 就会对变电站的安全运行带来严重威胁。如, 当电容器保护动作, 断路器跳闸, 若VQC装置不及时闭锁, 而在5 min内使其断路器再次合闸, 则可能发生电容器由于带电荷合闸而导致爆炸事故;若电压互感器断线而VQC装置不及时闭锁, 则会导致VQC装置不断地将所控制的母线电压抬高, 同样会产生严重后果。这些都要求VQC装置具有完善的闭锁系统, 一旦闭锁条件产生, VQC应能立即响应。
VQC装置应考虑的主要闭锁对象有:主变压器保护动作、电容器保护动作、电压互感器断线、系统电压异常、主变压器并列运行时的错挡、装置故障、电容器开关或主变压器分接开关日动作次数达到最大值、目标对象拒动、主变压器滑挡等。VQC装置闭锁的相关要求如下。
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装置的遥信接点和一个VQC装置的启动遥控号。VQC装置的遥信状态作为当地VQC功能启动信号, 远方调度下发VQC的遥控命令来控制当地的VQC功能投入。VQC的遥信信号具体实现方法:
(1) 在监控系统中增加一个自保持的遥控继电器, 远方下发遥控命令“合”时, 该继电器保持闭合产生一个状态为“合”的接点硬性信号, 对其进行采样。相当于增加了一个硬遥信接点。
(2) 修改监控系统的通信管理机软件, 通信管理机收到远方对某一个特定的遥控信号进行跳合时, 直接在自己的遥信库中产生一个虚拟的遥信状态。
3) 根据采集的信号不同, 能够提供3种方式来闭锁VQC装置:
(1) 遥信闭锁。主要是在系统运行方式发生变化时, 根据遥信的变化进行相应闭锁。在很多变电站自动化系统中, 各个CPU (包括监控和保护) 单元的运行状况能反应到后台, 后台VQC系统应能根据运行工况的投退变化来闭锁相应VQC调节。例如, 采集母线线电压的测量单元发生故障不能通信, 显然此时应闭锁以此电压为参考值的相关VQC调节。
(2) 遥测值闭锁。采样的遥测值大于或小于某值, 可闭锁VQC调节。
(3) 保护信号闭锁。在综合自动化系统中, 大部分保护信号是以通信报文形式通知后台, 故需增加保护闭锁条件。该闭锁条件应能分清报文中的预告信号与事故信号, 只对事故信号进行闭锁, 同时闭锁后能够人为解锁。
4) 电压与无功有上下限闭锁值, 超出闭锁范围停止调节。在调节过程中, 变压器分接开关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;变压器分接开关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;主变压器分接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。
5) 主变压器分接开关操作时, 有闭锁电流设置, 当通过主变压器的负荷太大或太小时, 均可以闭锁对主变压器分接开关的操作。
6) 能单独设置VQC调节设备如变压器分接开关、电容器、电抗器停止或参与VQC调节。
4.3限值管理
1) 考虑电压与无功在不同时间的上下限值的不同, 提供按日、周、月和指定日的下定值。同时可以按EXCEL文件格式导出、导入定值。
2) 根据功率因数提供下定值。
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控制策略
1) 通信接口可以用RS-232/422/485方式与站内的远程终端单元 (RTU) 、综合自动化系统以及调度中心进行通信, 使得该装置既可以独立控制, 又可统一管理。
2) 输出控制命令之前, 必须检测各类闭锁条件 (如总告警信号、谐波超标、执行电路出错、遥信变位、主变压器过流、系统电压严重超标等) 。当闭锁条件满足时, 立即取消控制命令, 并给出闭锁提示信息。
3) 尽量减少变压器有载调压分接开关的调整次数, 发挥电容器投切的作用, 防止主变压器分接开关频繁调节。
4) VQC控制与改善峰谷时段的功率因数有机结合, 并能满足用户的特殊要求, 如无载调压变电站的单一电容器投切, 无补偿电容器组变电站的单一变压器有载调压等。
4.5操作、统计与信息登录
1) 提供VQC装置当前运行状态的画面以及投退VQC装置、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, 可根据需要让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、分接开关的调节次数包括高峰和低谷等时段的调节次数统计, 提供容抗器高峰和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。对于无人值班站, VQC的当前运行状况能够反映到远方调度。远方调度能启停当地VQC的运行或解除封锁。
6) 要对采集到的数据进行数字滤波处理, 采取真伪判断等抗干扰措施, 保证进入策略的数据正确无误。
5结语
1) VQC技术已成为当前改善电能质量和提高生产效率的重要手段。随着综合自动化的实施, 变电站的各级、各段母线电压、各电气设备电流均以数字化进入后台机。后台机可以运用潮流计算方法, 计算出主变压器分接开关的挡位与无功补偿装置的最佳投切状态, 以实现电压质量高、无功基本平衡、线损最小的最佳运行方式。
2) 无功电压优化的含义是广泛而深刻的, 如网络结构优化、无功配置优化、运行方式优化、设备选择优化等。因此, 不断完善VQC技术与管理, 是有效提高电能质量水平, 实现电网安全、经济、优质、高效运行的重要保证。
参考文献
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自动电压控制技术 篇2
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
自动电压控制技术 篇3
[关键词]变电站；电压无功；自动控制系统；综合分析
一、总的功能
变电所可看做电力系统的一个元件，其电压水平和无功流动与系统是相互影响的，因此，在控制策略上VQC装置必须满足变电所调节电压及平衡无功的要求。同时，要服从系统运行的需要，执行调度控制中心通过远动信号的指令，发出动作信号或者闭锁信号。只有这样，VQC装置控制策略才算是完整的。有时由于系统电压过高或者过低，经过变电所内上述调整后系统并不一定能进入规定区域运行，这时装置应自动闭锁，并应向调度控制中心发出信号，调度控制中心可以通过远动信号来调节邻近变电所或上级变电所的潮流达到该所的控制目标；另一方面，有时系统为了达到某种目标，需要个别变电所在无功或电压上作出某种限度的牺牲，或者调度控制中心为了实现全区域潮流优化，最大限度地降低网损，也可以对VQC发出越级控制的指令。
二、参数设置
1.VQC装置可以使用在不同等级的变电站，所以需要对变电站电压等级、变压器台数、有载调压挡数、母线分段情况、电容器组数及控制开关的接线按要求进行配置。
2.系统设计成可选直接测量获取电压、电流等遥测量信息或与RTU通信获取电压、电流等遥测量信息。
VQC参数包括系统参数、VQC控制策略、主变压器基本参数、主变运行参数、无功定值、中端电压定值、低端电压定值、主变闭锁信息、电容器闭锁信息、电容器基本参数、母联参数以及主变调节时刻定义等。
三、数据输入、输出
VQC正常工作需要实时监测电力系统当前运行实时状态，根据电网当前实时状态决定控制策略。VQC自动装置需采集的数据包括遥测数据。
遥测数据包括：无功功率，变压器低压侧三相有功、无功功率，变压器高压侧三相电流，变压器低压侧三相电流，变压器低压侧谐波分量等。
通信数据包括：变压器有载调压的分接开关挡位接点状态，电容器开关、刀闸状态，电抗器开关、刀闸状态，主变一次侧开关、刀闸状态，主变二次侧开关、刀闸状态，主变即电容器和电抗器保护动作接点状态，母联开关、刀闸状态。
投切电容器属遥控输出，VQC装置需对每组电容器提供一对遥控输出接点与电容器开关连接，一个用于控分，一个用于控合。变压器有载调压属遥控，但多数变压器有载调压装置通过遥控实现，VQC装置需对每台变压器提供三个遥控接点与变压器有载调压装置连接，一个接点用于遥调升，一个接点用于遥调降，另一个用于急停。
四、接线识别
1.运行状态识别
对于双卷变的变电站，当高压侧和低压侧与母线均有连通时为变压器“运行”状态，当高压侧或低压侧与母线无连通时为变压器“停运”状态。对于三卷变的变电站，当中压侧或低压侧与母线有连通时为变压器“运行”状态，当中压测和低压侧与母线均无连通时为变压器“停运”状态。
2.运行方式识别
根据变电站内主变高中低压三侧的开关、高中低压母线母联开关的状态判断主变的运行方式。正常运行方式包括：高压侧并列、分裂运行，中压侧并列、分裂运行，低压侧并列、分裂运行；考虑了某一段母线退出运行或通过母联由另一主变供电的特殊方式。主变分裂母线之间有连通时为变压器“并联”运行方式，当低压侧母线之间无连通时为变压器“独立”运行方式。对于三卷变的变电站，当中压侧或低压侧母线之间有连通时为变压器“并联”运行方式，当中压侧和低压侧母线之间均无连通时为变压器“独立”运行方式。
当一个变电站有两台变压器时，除了分列和并列以外，还有一种运行方式是一台主变带两段母线。如果是两台三绕组的变压器，并列进行又分为三侧完全并列、高中壓两侧并列和高低压两侧并列。有些VQC装置仅仅把低压侧分段母联开关是否在合位作为判断两台主变是否并列的充分条件，这是不科学的。当主变高中压两侧并列，而低压侧分列运行时，此时VQC装置回误认为两台变压器是分列运行，分接头可同步调整，这便导致两台并列运行的变压器错挡。正确的方法应当是分别判断中压侧、低压侧是否并列，如果有一侧并列，即认为是并列；分别母联开关在合位仅仅是并列的必要条件，判断并列的充分必要条件是同一电压等级的两台主变总开关和分段母段开关都在合位。
五、自闭锁
闭锁问题是指VQC装置在检测并判断在变电所或系统异常以及装置本身出现异常的情况下，能及时停止自动调节，它也是VQC装置能否投运的最大问题。如果VQC装置没有完善的闭锁系统或闭锁速度达不到运行要求时，就会对变电所的安全运行带来严重威胁。VQC对于闭锁速度有很高要求。电容器保护动作、主变滑挡、PT断线等情况，均要求VQC及时响应，快速闭锁。例如电容器保护跳闸，若VQC不能及时闭锁，短时内使其开关再次合闸，则可能发生电容器带电荷合闸而爆炸，后果严重。对于复杂繁琐的VQC控制策略，即要求可靠闭锁，又要求快速闭锁。
六、人机界面
1.参数设置方便，对用户开放的参数要足够充分和全面。有关部门对变电所电压/无功的考核常常会有新的要求，有时甚至对峰谷时段的定义都会有变化。如果VQC参数不能方便设置，则会使用户都感到麻烦。
2.闭锁条件应能在人机界面中反映出来。VQC是一项涉及面颇广的自动化装置，变电所的许多异常和变化都会引起它的闭锁。如果VQC的闭锁情况和闭锁原因不能在人机界面上反映出来，则会使用户对它的闭锁分析变得十分困难。
七、远程维护
目前，许多变电站都是无人值班变电站，或变电站无专门运行维护人员。VQC的运行参数并不是一成不变的，随着电网系统的变化、变电站运行设备增减，VQC运行参数也要随之改变。另外，有些闭锁是只能够人工解除的，闭锁发生后，即使系统正常，VQC闭锁仍然存在，这时只能通过人工操作才能解除闭锁。如果VQC设备不能提供远程维护功能，当更改参数或人工解除闭锁时，只能派人到现场工作。
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自动电压控制技术 篇4
随着经济的发展, 我国电力市场的不断深化改革, 电网部门面临着一个重要的问题, 那就是如何降低电网损耗。目前运用比较广泛的变电站VQC装置已经不能够有效处理全网范围内无功优化的问题。在此发展环境下, 自动电压控制系统 (AVC) 便应运而生。AVC是第27届中国电网调度运行会议上提出的现代电网调度发展新技术之一。经历多年努力, AVC技术获得迅猛发展, 形成了比较成熟的一些理念, 它已经从原来传统的厂站端VQC发展到整个电网范围内的自动电压控制。AVC的系统比较复杂, 它不但要考虑发电机组的无功控制, 还要兼顾电容器、变压器分接头的投切和控制, 因此, AVC系统是一项复杂的系统工程, 它为现代电网安全可靠的运行提供了先进的控制手段, 提高了电网电压质量, 降低了网损。
1 AVC系统简介
1.1 AVC基本结构
AVC系统由主站和子站构成。安装在电网的调度中心的是主站, 安装在发电厂侧的是子站。AVC系统的主站根据系统无功优化潮流 (OPF) 的计算分析, 将节点电压控制命令发送到子站, 并接收子站所反馈的节点电压的状态。AVC子站又可分为上位机和下位机。上位机接受主站的控制命令, 并向下位机下达各机组的目标无功;下位通过调节发电机励磁电流, 实现发电机的武功出力优化控制。
1.2 AVC基本原理
电网中连续运行的动态过程与离散指令、离散操作是相互作用的。AVC系统正是利用此特点, 以离散事件作为驱动, 离散指令与动态过程相互结合, 进而实现电网电压无功的自适应有序协调优化控制。具体工作原理是子站AVC系统层接收到调度局主站端AVC遥调指令后, 经过AVC中控单元计算, 并综合考虑系统、设备故障、AVR各种限制等条件后, 以当前运行方式、发电机能力范围为前提, 制定出合理有效的调节方案, 然后向励磁调节器发出指令, 增减励磁调节器受到指令后, 通过给定值来改变发电机励磁电流, 调节发电机无功出力, 使其维持在调度局下达的调控电压指令附近, 实现电压无功自动调控。
1.3 AVC控制目标
AVC控制目标是在最小范围内确保无功平衡, 尽最大努力减少无功在线路上的传输, 降低网损, 使电网安全经济的运行。地区电网AVC系统实现电网无功电压安全、稳定、可靠、经济的运行, 具体目标包括:
(1) 保证电网控制的安全, 协助省级电网维持地区电网电压的稳定;
(2) 降低网损, 尽可能减少无功在线路上的传输, 降低电网因无功潮流不合理引起的损耗;
(3) 闭环控制, 减轻运行人员调节电压的负担。
1.4 AVC系统的意义
AVC系统的投入使用促进了我国电网调度技术的改革, 简化了电网调度的操作过程, 使发电厂母线电压的调控由人工监控转变为自动调控, 具有以下意义。
(1) 提高电压稳定水平:保持电压高水平运行, 大大提高了电网安全稳定水平和机组运行稳定水平, 减少有功传输的损耗;
(2) 改善电压质量:电压合格率大幅度提高;
(3) 实现无功分层平衡:降低了变压器的损耗;
(4) 消除了人为因素引起调节失误的情况, 有效保证了运行人员的人身安全, 简化了操作流程, 降低了工作强度, 节省了人力。
2 AVC系统控制模式
国内外的AVC工程实践证明, 在技术层面上, 控制模式的研究和选择是AVC工程实施成败的决定性因素。目前, 国内外AVC系统主要采用3种模式:三层电压控制模式、两层电压控制模式和软三层电压控制。三层电压控制模式目前仅应用于法国和意大利等国外电网, 国内并无应用。
2.1 三层电压控制模式
三级电压控制系统全局控制分三个层次:一级电压控制、二级电压控制和三级电压控制。一级控制由控制速度快的发电厂组成, 控制器为励磁调节器;二级控制由地区AVC系统组成, 控制器为安装在发电厂侧电压无功控制器;三级控制由省调度中心的AVC系统组成, 可以称为全局控制, 它给出各个厂站的优化结果。其基本思想如图1。
三层电压控制模式在国外一些先进国家得到了广泛的应用。与两层电压控制方案相比, 三层电压控制模式利用无功电压的区域特性将电网划分成了若干个彼此解耦的控制区域, 并以此为基础实现了分级分区控制。系统可靠性十分高, 控制也比较强, 但是该模式复杂, 且设计安装的二级控制器无法适应电力系统在实时运行时的大幅变化。
2.2 两层模式
从1984年开始, 德国RWE利用最优潮流对于电网的无功分布情况进行调整, 以状态估计为基础, 优化每小时进行一次或者由调度人员手工启动, 然后得出控制变量的调节策略。其基本组织结构框架图如图2所示。
两层控制模式比较简单, AVC主站通过对全网状态估计结果实时进行电压控制决策, 指令直接下达到各相关厂站实施调节, 设备投资也比较少, 不过对OPF的依赖性太强, 在现实运行中无法保证其可靠性, 也无法确保其电压稳定性。
2.3“软”三级控制模式
在二级控制系统无法满足中国当今电力发展需要的同时, 三级控制系统也不能够适应我国发展特色的情况下, 由清华大学提出的“软”三级电压控制模式在我国得到了广泛应用。此系统不需要研制在地理上分布的“硬”二级电压控制器, 实质上还是属于二级电压控制模式, 但是, 其中又借鉴了三级控制模式的思想, 形成了新的控制系统思想。
软三级控制模式思想为:先将整个电网进行合理分区, 选择中枢节点, 通过实时电压无功优化的三级电压控制, 为中枢节点设定电压参考值;在AVC主站以软件形式实施“软”二级电压控制, 使维持中枢节点电压实际值在设定的参考值附近。
3 国内AVC系统的应用分析
3.1 河北南部电网AVC系统控制
河北南部电网AVC系统采用三级多目标协调优化控制, 控制结构图见图3。
图3中在线电压未定评估作为自动电压控制系统的最高级, 是第一目标;当电压稳定评估不满足时, 系统就自动转入在线电压稳定预防控制模式;当满足时, 系统就进入电压优化控制模式, 维持电网安全经济的运行, 并保证电网的电压可靠性。
经过河北南部电网AVC系统投入使用后的结果证明, 主网的电压稳定性得到了改善, 而且减少了值班员的很多手动操作, 使电压更加的平稳, 变电站断路器的操作也大大降低, 用户得到了稳定的电能。2008年投入AVC系统后, 网损指标明显得到改善。例如, 取2008年6月3日中午AVC系统开始闭环运行前后11d的数据作对比, 闭环后的网损率下降了10.25%。
3.2 湖南AVC系统
在2002年, 湖南省调启动了研发AVC系统工程, 2003年4月, AVC首批主系统级厂站投入使用。该系统采用省调决策层与直调产站执行层2层结构。AVC主站实时控制模块采用了在线电压灵敏度分析算法, 以潮流计算为基础, 首先计算出各节点无功功率对该节点电压的灵敏度, 然后按照大小排序, 选出对该节点灵敏度最高节点作为AVC实时控制节点, 从而实现对无功电压的优化控制。湖南AVC系统结构如图4。
该系统具有以下特点:采用了省调和地调、电厂两级电压控制模式, 并且又与网调AVC接口;电压无功化的优化周期为3 min左右, 优化策略直接下发至厂站实施;优化可靠性高, 保证了电压控制的安全性;采用了SCADA量测得电压小校正控制模型, AVC系统的总体可靠性高;可实现日电压波动范围预测;以负荷变化趋势为基础实现了省、地AVC协调控制。
4 结语
国内外由于电压稳定可靠性的破坏产生的大面积停电事故时有发生, 尽管国际上公认中国能够较长时间保持安全稳定的运行, 但是由于中国当前经济发展形势喜人, 其电网电压控制系统已经不能够承受这种增长的趋势。为了防止大面积停电所带来的经济损失, 除了坚持统一调度、合理规划外, 在全国推广一个统一的安全稳妥的协调控制系统也是非常必要的。
电压是电力系统电能质量的重要指标之一。实施合理有效的控制模式, 加快建设电网的智能AVC系统, 保障电能电压质量, 提高输电效率和可靠性, 降低网损, 使电网稳定经济的运行, 是对社会发展的战略要求的响应, 对共创和谐社会有着深远的意义。
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电厂侧自动电压控制系统的应用 篇5
关键词：电厂侧,自动电压控制系统,应用
1 自动电压控制系统的组成与工作原理
通常自动电压控制系统的组成包括两个部分, 即主站与子站。其中主站设置于区域电网的调度中心, 其主要作用是优化计算系统的无功潮流, 负责把节点电压的控制命令传送至子站, 然后接收子站的反馈信息;子站则设置于每个无功关键节点, 其主要作用是接收主站下发的节点电压值, 与本地设备运行状态相结合实现目标无功分配的计算。基于功能逻辑的角度而言, 电厂侧自动电压控制子站则分为上位机与下位机两部分, 其中上位机的主要作用是计算与分配无功, 下位机的主要作用则是控制机组、采集信号。整个系统中只需一台上位机, 而下位机则与发电机组相对应。自动电压控制系统示意图如下图1所示:
其工作原理如下:由于发电机无功出力、机端电压会随着励磁电流的变化而变化, 而且通过主变压器还会对高压侧母线电压产生影响, 因此需要改变励磁调节器的电压设定值, 从而实现对励磁电流的控制。电厂自动电压控制系统按照控制中心主站端自动电压控制控制指令对励磁调节器的电压设定值进行实时、动态的调节, 通过改变发电机励磁电流实现电压无功的自动调控。
2 自动电压控制系统在某电厂侧的应用
2.1 控制策略
根据不同的目标电压运行状况要采取多种控制策略, 针对发电机无功功率的增加, 可以采用高压线母线电压小于系统设定值的控制策略;而要控制发电机无功功率的减少, 则可以采用高压母线大于系统设定值的控制策略;还有一种控制方法是控制发电机发出极限无功功率, 此时可以将其视为无功不可调节机组;此外, 如果母线电压出现波动, 所有机组无功达到极限值, 则要将机组无功限制在限制内, 母线电压则表现为不受控。
2.2 接口信号与接入方式
根据接口信号的类型不同, 其可以分为以下几类:其中主站控制遥调指令、母线电压与无功功率、机组电压与电流、有功功率与无功功率、励磁电压与电流等, 均属于模拟量输入信号;而主站遥控、机组主开关、励磁调节器的动作信号与工作方式等工作信号, 均属于开关量输入信号, 此外, DCS控制投退信号也属于开关量输入信号。主站遥信、输入增减励磁控制以及相关设备的工作状态等信号则属于开关量输出信号。虽然自动电压控制接入信号的数量相对较少, 但是其分散于每个设备中, 再加之不同的生产厂家所生产的接口设备的型号存在差异, 从而导致现场信号的接入方式多种多样;此外, 发电厂机组是在不同的时间内投入运行的, 所以在接入现场信号表现出的差异比较明显, 由此可见, 要结合现场的实际情况灵活选择信号接入方式。
一般情况下信号接入方式包括硬接线接入、通信接入与混合接入三种, 其中模拟量输入信号由变送器、电压互感器与电流互感器提供硬接线接入信号, 信号电缆提供开关量信号的接入方式即为硬接线接入;而模拟量信号、开关量信号由RTU/NCS通信接入的方式即为通信接入方式, 其与硬接线接入方式最大的不同在于其通信介质为通信电缆;此外, 在新建电厂中, 尽管其RUC/NCS接入的机组信号比较多, 但是仍然无法正常的提供励磁调节器信号, 此时就可以选择混合接入的方式解决该问题。不过实际应用中虽然通信的接入优势相对明显, 但是硬接线仍是主流方式。
2.3 控制手段与功能实现
电厂侧自动电压控制系统中, 子站控制模式包括手动优化设置目标、本地预设目标曲线、远程控制以及退出设置等四种。设置多种多级投退控制手段, 包括DCS投退控制、下位机与上位机操作投退控制以及调度主站投退控制等等。通常上位机软件选择远方控制模式后, 系统执行远方控制方案, 当系统处于远程控制模式下, 调度人员在看到主站控制状态的遥信信号发生变位时, 就会及时发出调节指令, 此时目标电压增量为控制指令;假如主站退出控制, 要么目标电压发生超时, 则系统就会自动退出以本地运行模式运行。目标电压与增量之和即为目标电压增量, 这种控制方式最大的特点在于较小的电压调节幅度、目标电压指令识别容易、精确的控制精度、较高的控制效率。
装置软件系统的功能包括以下几项:第一, 自动检测输入信号, 针对机组、母线是否存在检修的必要性做出自动判断;第二, 计算机组运行边界, 机组无功调节、机端电压调节、机端电流与励磁电压、电流到限, 或者励磁调节器产生告警信号后, 作用相关限制或者闭锁的条件;第三, 获取目标电压, 对系统阻抗、母线目标无功进行计算;第四, 根据相关的优化算法将目标无功分配给在线无功可调节机组。
3 某电厂自动电压控制的调控效果
截止2011年底, 某电网自动电压控制子站系统调试、投运已有30套, 调控机组的数量也达到了60台, 调节机组的容量在10 000MW以上, 由此可见, 自动电压控制在某电网无功调控中的成效十分显著。现阶段该电网在主站电压控制时, 电厂侧自动电压控制子系统的调节速率基本可以满足主站控制与现场调节的需要;后续还可以结合现场与调度要求做出整定, 实现对调节速率的按需调整。至此, 调节速率可以保证机组的无功变化处于相对稳定的状态, 未出现剧烈的波动现象。
参考文献
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区域电网电压无功优化的自动控制 篇6
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。
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双馈风电场自动电压协调控制策略 篇7
大规模风电场集中并网给电力系统的安全运行与经济调度带来了一系列深远的影响,其中风电场引起的电压—无功问题是最早引起关注、也是实际运行中最为常见的问题之一。目前大量文献讨论了风电场集中补偿,特别是分组投切电容器组等静态补偿装置的容量整定方法与控制策略[1,2,3]。这些研究主要针对笼型异步风力发电机组成的风电场;而由双馈风力发电机构成的风电场(以下简称双馈风电场),则普遍认为采用PQ解耦控制的双馈风力发电机具有一定的无功—电压调节能力,给电网带来的调压负担不像前者那么严重,相关讨论也较少。
然而,根据内蒙古等风电穿透率较高地区的运行经验,双馈风电场仍存在突出的无功/电压问题,如功率因数合格率偏低(不足70%)、公共连接点(point of common coupling,PCC)电压波动过大等。这是由于双馈风力发电机普遍采用定功率因数运行,风速变化引起的无功注入波动,从而导致PCC电压水平不能满足电网要求。关于改善双馈风电场的无功/电压水平的研究,现有2种思路:
1)利用双馈风力发电机自身的无功调节能力,将风力发电机群综合为一个连续可控的无功源,使其在外特性上类似配有自动电压调节器(automatic voltage regulator,AVR)的常规电厂,可以参与区域无功优化、甚至二级电压控制等[4,5,6,7,8]。该方法的优点是调节范围大且响应迅速,缺陷是没有考虑风力发电机与升压站内集中补偿装置的配合问题,需要依赖广域测量系统(WAMS)等高速通信设备实现逆变器级控制,变更风力发电机已有的控制策略设计
2)以风电场升压站为核心,借鉴变电站综合控制系统的经验[9,10,11]———电压无功控制(voltage and reactive power control,VQC),调节变压器分接头与电容器组保证PCC的电压质量。该方法不干涉风力发电机运行,易为风电场业主接受,但离散调节难以适应风速的波动,且闲置了双馈风力发电机的无功调节能力。
综合上述2种思路,本文讨论风电场级的自动电压控制(automatic voltage control,AVC)系统,考虑含有载调压变压器、集中补偿电容器和双馈风力发电机等多种无功源设备的协调控制策略。双馈风力发电机采用现有控制器普遍支持的变功率因数控制,可控范围一般在[-0.95,0.95]。
本文以风电场AVC的3层结构模型为基础,讨论双馈风电场整体的U-Q特性,定量分析不同控制手段对PCC状态的影响。风电场无功源协调优化问题是典型的含非线性潮流约束的混合整数优化问题,建模与求解的代价都较高,不利于工程应用。本文将借鉴常规变电站综合无功控制的分区图原理,采用近似线性化的方法,推导出基于分区图的风电场AVC控制策略,为风电场无功协调控制提供了一种新型使用方法。本文特别讨论了风能的随机性与波动性对风电场AVC的影响。
1 双馈风电场AVC的原理结构
1.1 双馈风电场AVC的系统结构
中国并网型风力发电场一般采用集约式开发模式,就地升压至中/高压输电网络,本地负荷很少,各类电压/无功控制措施主要针对PCC实施。风电场AVC的目的是利用最小的调节成本,在保证电压安全的前提下,使风电场PCC的无功电压水平处于期望的U-Q区域。
综合考虑双馈风电场的各种无功电压控制手段,可以将风电场AVC系统划分为3层结构,如图1所示。顶层是风电场协调决策模块,协调风力发电机群与集中补偿设备的控制量,分别获得风力发电机群总无功补偿量ΔQtur、电容器补偿增量ΔQcap、静止无功补偿器补偿量ΔQsvc和变压器挡位调整量Δttap;中间层是风力发电机群决策模块,将风力发电机群的总补偿量ΔQtur按一定的优化原则在所有参与无功电压调节的可控风力发电机间进行分摊;底层是风力发电机控制模块,由各风力发电机逆变器利用PQ解耦控制,在其无功可控域内进行定功率因数或定无功控制。鉴于双馈风力发电机无功控制、风力发电机群决策已有不少研究提及[4,5,6,7],本文研究重点是最高层风力发电机群与集中补偿设备的协调策略,风力发电机分摊方法参看附录A。
1.2 双馈风电场PCC的U-Q调节特性分析
图2中的曲线簇给出了某双馈风电场在不同控制条件下,当风速渐增(v3<v2<v1)时,PCC电压/无功状态从右至左的轨迹图。图中曲线两两一组,从下至上分别是双馈风力发电机群等效功率因数cosα从感性0.95至容性0.95的情形;组内从上至下2条曲线分别是主变抽头ttap在0.95至1.00的情形。图中近似平行的一组线称为等风速线,说明了风速保持不变、采取不同补偿手段时,PCC状态轨迹的变化规律。
双馈风力发电机的无功限输出容量受转子侧变流器极限电流、网侧变流器无功发生能力等因素限制,核算方法可参考文献[8]。双馈风力发电机可处理定无功或定功率因数2种类型的指令,但由于AVC的数据采集与指令下达总存在通信延时,无法准确计算风力发电机实时无功极限,所以本文采用较为保守的定功率因数控制。
2 双馈风电场多无功源协调控制分区图
2.1 分区图法的基本原理
分区图法的数学基础是基于近似线性化的优化方法,它直观简洁、易于实施,已广泛应用于变电站综合无功控制。一般,分区图法建模过程如下:
1)刻画分区边界方程,将控制目标所在状态空间划分为若干互不重叠且全覆盖的子空间。
2)计算各控制变量对控制目标状态的调节灵敏度,并确立其调节优先级。
3)制定各子分区控制策略,按控制目标状态所在分区采取相应的控制策略。
2.2 无功协调控制的分区边界整定方法
风电场AVC的目的是使风电场PCC的无功电压水平处于期望的U-Q区域。显然,U-Q可行域边界必须包含在分区边界内。该边界由并网规范与静态电压安全域共同决定,优先满足静态电压安全域约束。与变电站VQC系统的边界整定方法类似[9,10,11,12],但随风速波动而变化,必须在线实时计算。
观察图2双馈风电场PCC的U-Q特性可以发现,不同控制手段下的等风速线近似重合为直线。总结各控制手段对应PCC的无功电压状态值的调节矢量如图3所示。可以看出:在给定风速下,改变风力发电机功率因数d(cosφ)和电容器投切dc的调节矢量dQ+jdU基本上是同向的;而变压器分接头dt的调节矢量则正好相反。
一般,利用基于潮流的灵敏度法[13]可得到双馈风电场各调节手段与PCC电压Upcc和无功Qpcc的关系如下所示:
式中:Qtur,Qcap,ttap分别为风力发电机无功功率、电容器容量与变压器分接头。
分析表明,当系统各点电压接近1时,各调节手段对PCC状态量变化的灵敏度有如下的近似关系成立:
即PCC的ΔU和ΔQ总是成比例变化的。利用这一特点,得到双馈风电场AVC的协调控制分区图如图4所示。
图4中,分区边界由PCC的U-Q可行域边界(Umin,Umax,Qmin,Qmax)与控制极限边界(式(4))2部分组成,将U-Q平面分为5个区域Z0~Z4。
式中:k=(∂Upcc/∂Qtur)/(∂Qpcc/∂Qtur),随风电场运行状态变化而轻微变化,但总体上取决于风电场送出线路阻抗。
考虑裕度后可近似认为是定值,如下所示:
式中:X2为风电场送出线路阻抗;Utur为风电场低压汇集母线电压折算至高压侧的数值。
2.3 无功协调控制的分区控制策略
对形如图4的分区图,各区域控制策略归纳如下。
区域Z0:正常运行区域,不需要附加额外控制。
区域Z1:欠补区域,按增加双馈风力发电机无功功率ΔQtur、投入电容器容量ΔQcap、降低变压器分接头优先顺序调节Δttap,将PCC状态调整到区域Z0内。
区域Z2:过补区域,按减少双馈风力发电机无功、切除电容器、抬高变压器分接头优先顺序调节Δttap,将PCC状态调整到区域Z0内。
区域Z3:PCC状态位于控制极限边界以上,在风速与电网电压不变时,已有控制手段将无法调整PCC状态到合格区域Z0。在优先满足电压限制的前提下,尽可能满足无功约束,即控制目标修正为U=Umax。若当前U<Umax,则控制策略与Z1相同;反之与Z2相同。
区域Z4:PCC状态位于控制极限边界以下。与区域Z3类似,控制手段无法同时满足U-Q约束的要求,控制目标修正为U=Umin。若当前U<Umin,则控制策略与Z1相同;反之,与Z2相同。
具体调节量可采用式(1)和式(2)计算。
3 考虑风能特性的风电场AVC改进策略
3.1 考虑风能随机性对风电场AVC策略的改进
当PCC状态落在U-Q可行域边界附近时,风速的小幅波动将导致设备频繁调节。为避免这一问题,需在式(1)和式(2)中增加考虑风速瞬时波动带来的控制增量:
式中:Ptur和ΔPtur分别为当前风电场有功出力及波动量。
与式(1)和式(2)不同,风速变化引起的PCC状态偏差的非线性较强,式(6)和式(7)仅适用于ΔPtur较小时。本文取ΔPtur为±3%。
3.2 考虑风能波动性对风电场AVC策略的改进
至此,本文讨论的控制策略都是以当前状态为决策依据的,控制结果将使PCC状态移动到U-Q可行域边界上。PCC状态随风速变化可能移动到可行域之外,此时需要再次调整无功设备。如果能依据未来风速变化趋势,一次调整到位即可大幅减少设备动作次数。该过程原理如图5所示。
若不考虑风速的变化趋势,假设在时刻T1,风速为v1,风电场PCC的U-Q状态位于图中A点,即处于欠补区域Z1。按2.2节的控制策略,投入无功补偿使PCC状态沿等风速线移动至A′点。在时刻T2(T2>T1),风速上升至v2,由于风力发电机有功出力上升,使PCC状态再次超出U-Q可行域,移动至B′点。此时需要再次增加无功出力,使PCC状态量重新回到U-Q可行域内,即B″点。
若考虑风速的变化趋势,在时刻T1,一次性增加大量无功出力,使风电场PCC状态移动至A″点,则当在时刻T2,风速上升至v2,PCC状态M点仍处于U-Q可行域内,即可避免设备再次动作。方法如下:
1)先引入风电功率预测,在时刻T0,预测时刻T1,T2,…,Tn的风速v1(T1),v2(T2),…,vn(Tn),对应风力发电机群有功出力为Ptur(T1),Ptur(T2),…,Ptur(Tn)。
2)分别计算时刻T1,T2,…,Tn的等风速线v1,v2,…,vn与对应时刻U-Q可行域的交点,可相应得到无功补偿总量范围,并取交集,如下式所示:
3)在时刻T0,选择合适的风力发电机功率因数cosφ和电容器投切量Qcap,使之满足下式:
即可保证当前设备调整在T0~Tn时间内都有效。
4 仿真算例
本文仿真算例如图6所示。
风电场共有66台1.5 MW双馈风力发电机,功率因数可在-0.95~0.95之间调整;电容器容量10 Mvar,每挡1 Mvar;变压器高压侧变比在0.95~1.05之间,正/负5挡。R1+jX1=0.059+j0.089,B2=0.004,R2+jX2=j0.041 9,容量基准值为100 MW,电压基准值为220 kV,电网电压为0.95标幺值。初始状态为:变压器变比为1,电容器未投入,风力发电机功率因数均为1.0。PCC并网状态限定为:Umax=1.07,Umin=0.97,Qmax=15 Mvar,Qmin=-20 Mvar。
4.1 阵风的情形
给出了阵风情形下,考虑和不考虑风电功率预测时风电场AVC的控制效果,见图7。
无论是否考虑风功率预测,风电场AVC都可使PCC基本工作在允许范围内(见图7(a)图7(b)),但引入风功率预测可显著降低设备调节次数(见图7(c)、图7(d))。不考虑预测的AVC以当前状态进行最小成本控制,对风速变化的适应性较差:在风速上升初期(t<0.7 h),控制量偏小,电压不能马上满足考核要求;风速下降末期(t>3.5h),控制量偏大,增加设备额外调节。引入预测可有效避免这一弊端(阵风参数见附录B)。
4.2 实测风速的情形
给出了试验风电场在实测风速下的AVC控制效果。图8分别为风电场出力变化、电压水平和控制指令情况。本文提出的AVC策略能够适应复杂的风速变化,对提高并网合格率有显著效果。
为对比风速瞬时波动对风电场AVC控制效果的影响,仿真按式(1)、式(2)和式(6)、式(7)分别计算控制量,将2种情形下的AVC效果合并得到表1。可看出,考虑风速波动的AVC有助于提高电压合格率、减少设备动作次数。更多算例见附录C
AVC且考虑风速波动的情形。
5 结语
实现风电场的AVC系统是高风电渗透率电网改善局部电压水平、优化系统运行最有效和经济的途径之一。对双馈风电场的风力发电机与升压站集中补偿设备协调控制,可以在较小静态补偿设备投资的前提下,实现PCC电压/无功的连续调节,显著提高电压合格率,降低局部网损。
风能的随机性与波动性是设计风电场AVC的难点。采用预留控制裕度、模糊控制等方法可有效避免因风速瞬时波动造成的设备频繁调节问题;引入风电功率预测是优化风电场无功运行、减少设备动作次数的关键。另外,分散分布风力发电机的无功补偿灵敏度与电气距离密切相关,是进行风电场AVC设计时还需深入讨论的问题。
摘要：依据当前风速与电网状态进行实时在线的电压无功控制(VQC)是大型风电场参与系统优化运行、改善局部电网电压水平的关键技术。以风电场自动电压控制(AVC)的3层结构模型为基础,讨论了升压站集中补偿设备和双馈风力发电机的协调控制策略。针对双馈风电场AVC优化,借鉴变电站综合无功控制方法,采用近似线性化方法推导出一种风电场AVC的分区图简化策略,为风力发电机群与集中补偿设备的协调优化提供了一种新型实用化方法。进一步考虑风能随机性与波动性的影响,对分区图策略进行了改进。该改进可显著提高电压合格率,减少设备调节次数。对中国北方某风电场仿真计算验证了所提出的模型与方法的有效性。
自动电压控制技术 篇8
1 AVC概况
自动电压控制(以下简称AVC)系统的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。由此可见,AVC的两个主要特征是自动控制和全网最优无功潮流计算,从本质上说,自动电压控制就是通过对电网无功分布的重新调整控制,保证电网在一个更安全、更经济的状态下运行。AVC的调节过程见图1。
法国、意大利等国家于20世纪70年代末开始研究分层分区控制的AVC控制系统。法国电力公司(EDF)于20世纪80年代开始研究二级电压控制方式[1],到1985年几乎所有的法国电网都装设了二级电压控制;意大利国家电力系统(ENEL)也实现了电压与无功功率的自动控制,分别于1984年在佛罗伦萨地区、1986年在西西里地区实现了二次电压调整,运行效果良好,并于1993年在整个超高压电网中普遍实现二次及三次电压调整。东京电力系统于20世纪80年代末在主要变电所内装设了微机电压及无功功率控制器VQC,可以快速准确地投切并联无功补偿设备和有载切换变压分接开关。
国内省级电网实施AVC的任务始于湖南省调[2],2003年湖南省调建立了湖南电网AVC的主体框架—省调中心AVC主控系统和4个AVC子站(2个发电厂子站和2个变电所子站);随后广东、江苏、安徽、江西、广西、湖北、山东、吉林等都有地调AVC投入,共计60余处;上海市南区调,黑龙江黑河地调,嘉兴海盐县调等单位合作投入AVC。
AVC闭环运行后,在设备安全、社会经济和技术管理方面效益显著。减少了不必要的设备动作次数,避免了误动或调节频繁,主变档位一般为平均每天6～8次(规定标准35kV主变20次/天,110kV主变7档类型10次/天,110kV主变17档类型20次/天),电容器投切次数一般为平均每天6次(规定标准20次/天);严格跟踪功率因数考核曲线,高峰时段保持在0.95以上,低谷时段保持在0.9～0.95之间;提高了电压合格率,全网负荷侧10kV母线A类电压合格率保持在99%以上。
2 AVC研究重点
AVC总体控制方案是在分层分区空间解耦基础上构建不同的AVC控制模式,且各控制模式按响应周期在时间上解耦。控制模式之间的协调优先保证电压和功率因数约束,系统网损则次之。通过模式优先级和响应周期考虑控制动作次序问题,避免控制过调或振荡。
根据AVC的功能,可以看出,理想化的最优控制模式是不考虑任何工程实现和算法研究上的限制和约束的,是一个完全理想化的最优电压控制系统,此时,系统在经济和电压控制上均达到最优。但由于电力生产和传输的特殊性,其对安全性的要求是第一位的,所以最优控制模式可以简化为其他形式,如图2:
目前,二级电压控制模式和三级电压控制模式应用比较广泛,这两种控制模式均是针对最优控制模式提出来的。等级电压控制系统如图3所示。
从图3可知,AVC通过分层分区实现了区域的空间解耦,同时各控制模式按响应周期的不同实现了时间上的解耦,见表1。
从AVC的功能和控制方案不难看出,为了更好地实现AVC的控制思想,其研究工作的重点应为:(1)对电力系统电压分区并确定各个区的电压中枢点;(2)优化电力系统中电容器的配置。
3 AVC电压分区理论
3.1 电压分区理论
目前国内外的AVC基本上都采取了分层分区[3][4]的控制方案,划分后的区域应满足以下三个条件:
(1)中枢母线电压的典型性:在区域内,中枢母线一般是少量最重要的超高压母线,它们的电压行为足以代表整个区域的电压行为;
(2)区域可控性:在区域内,有足够的无功容量用于电压控制;
(3)区域间的解耦性:区域间的控制受区域外的控制操作的影响很小。
依据这三个要求,国内出现了多种区域划分的方法[5]:基于图论的α分解法、基于多阀值的动态电压分区、基于树形分布的电压分区、向上分级归类的分区算法、基于专家知识的电力系统分区方法、基于雅可比矩阵的无功电压分区、基于Tabu搜索的电压控制分区、基于可控主导节点的电压分区,上述各种方法都是基于传统的电气距离定义;目前比较流行的另一类分区方法是基于聚类分析[6],是通过数据建模简化数据的一种方法。传统的统计聚类分析方法包括聚类法、分解法、加入法、动态聚类法、有序样品聚类、有重叠聚类和模糊聚类等。采用k-均值、k-中心点等算法的聚类分析工具在PASS、SAS等软件包中可以使用。
3.2 控制策略研究
目前应用比较广泛的是省调(上级)AVC多智能系统和地调(下级)AVC协调控制策略,具体控制策略如下:
1)省调AVC多智能体系统按照经济压差原理尽量控制22OKV线路无功流动小;
2)在满足220kV母线电压合格的前提下,省调AVC尽量控制220kV变电所主变高压侧无功负荷满足220kV线路无功达到经济分布,即无功就地平衡;在系统电压越限且发电厂失去调节能力的情况下,牺牲无功平衡使高压侧无功负荷朝有利于电压恢复合格的方向变化;
3)省调AVC对地调AVC下达每个220kV变电所期望无功负荷指令;
4)地调AVC应具有对省调AVC指令的有效性进行校核的功能;
5)省调AVC要考虑地区电网各片无功调节能力,保证AVC指令可行;
6)在规定时间内接收不到省调AVC指令,地调AVC应切至当地控制模式;
7)地区AVC软件运行状态(开环/闭环)应上传省调。
3.3 各区电压中枢点的选择
电压中枢点即为主导节点(pilot buses),主导节点的电压能够较为全面反映全网所有节点的电压运行状况,AVC通过对少量主导节点的监测和控制,即可实现对系统电压的控制目的。所以,主导节点的选取准则为:当主导节点的电压保持不变时,子区域系统中出现的任何负荷变动所造成的所有负荷节点的静态电压偏移应最小。
目前在选取主导节点的各类计算方法[7]中,各子区域的主导节点的个数是凭经验事先确定的。随着系统各子区域的不断扩大,主导节点的个数准确性直接影响着AVC控制的准确性,所以,需要寻找更为精确的方法来确定主导节点的数目。
3.4 AVC应用实例
系统(图4)由1个220kV变电站(A站)和2个110kV变电站(B站、C站)组成,A站为中枢枢纽站,电力系统初态及调压措施见表2:
3.5 AVC调试与运行经验总结
3.5.1 AVC调试
在保证电网安全可靠运行前提下,本着循序渐进的原则将电网中各厂站逐步接入闭环运行。接入闭环运行时需要制定严格的调试预案,从组织、技术、安全三方面采取措施,保证闭环调试顺利并进行分析记录,调试预案原则上应具备以下内容:
1)组织措施:组建调试小组,明确调试任务,注意相互协调配合;
2)技术措施:
在主站端[8]应采取的技术措施:
(1)在AVC调试过程中,要确保不能影响运行中设备的安全,调试前要认真核对接入AVC控制的电容器及其开关、变压器分头的名称、编号,遥控序号,并闭锁其它开关遥控功能;
(2)确认接入AVC调试的电容器及其开关、变压器分头已经在监控中心工作站上进行过遥控、遥调操作。在调试过程中,监控中心人员需暂停该变电所的所有遥控操作;
(3)配置拨号调试功能,便于远程诊断。
在变电站端应采取的技术措施:
(1)接入AVC的试验变电所,变电工区安排工作人员到现场配合调试。
(2)在调试工作许可前,现场应将除试验开关(电容器)、主变分接头调整外其它所有开关切至就地,防止误拉合开关,同时对所有出口回路要加强监视,以防发生误动作。
(3)在调试过程中出现异常情况立即处理,如主变调分接开关调整时一旦出现连续调档,操作队人员应立即切断分接开关的交流电源,调试工作立即中止,恢复原状态。
(4)调试时,分别做两个主变的升、降,电容器的投、切试验,观察动作是否正确,遥测反映是否正常,相关遥信动作是否正常。
(5)调试正常结束后,把所有开关恢复至原遥控状态,集控中心人员要验收、核对所有遥信、遥测并做好记录。
3)安全措施:明确安全责任,严格按预案进行调试,厂方人员须有专人陪同,不得单独进行操作。
3.5.2 AVC运行经验
AVC的正常运行,需要自动化维护人员、调度员、变电站值班运行人员的共同配合。负责维护的自动化人员应经常对AVC的运行进行监视,发现异常及时处理;对于新建、改建和扩建的电容器及主变,要及时做好参数的准备和录入工作,及时做好网络建模和AVC建模工作;经常检查AVC主备机的工作状况,确保健康运行;当发现AVC需要手动操作时或发现AVC有闭锁现象时,有义务提示监控中心进行手动操作或进行解锁。
4 优化电容器配置
在3.5节中,可以看出,AVC主要是通过调节电容器的投切、变压器的档位来实现系统的无功优化的,而这些离散设备的动作次数是有一定限制的,如何在满足动作次数限制的情况下使网损下降和电压水平达到一个令人满意的程度是应该着重考虑的问题。
一种解决办法就是优化电容器的配置。目前电力系统电容器主要配置在主变的低压侧,容量为主变容量的10%～30%,但是这种配置并不完全符合电力系统无功的实际需求,可能会使输电网与配电网出现无功倒置的现象:输电网配置的电容器容量偏大,电容器的利用率偏低;而配电网电容器的容量远达不到系统的实际要求。所以合理的配置电容器是非常有必要的。优化配置使电网各点电压控制在允许的范围内,减少电网的运行损耗,保证供电的电能质量,节约电能,提高电网运行的经济性;减少电网无功潮流并使其合理分布,从而减轻线路及变压器的负担;大大减少AVC控制设备的动作次数,避免电容器组的投切振荡,延长设备的使用寿命。
目前的研究中有很多优化配置电容器的方法,概括起来有两大类:(1)传统的数学规划类方法,从某个初始点出发,按照一定的轨迹不断改进当前解,最终收敛于最优解;(2)现代的人工智能类方法,从一个初始解群开始,按照概率转移原则,采用某种方式自适应地搜索最优解。
5 结束语
近些年,AVC在电网电压和无功控制方面起着越来越重要的作用,特别是随着电网的不断扩大,区域间的联合越发紧密,电网的安全经济运行也面临新的挑战,更全面地理解AVC的设计理论,完善AVC的功能,扩大AVC的应用范围是十分必要的。
根据目前AVC的应用情况来看,未来AVC的发展动向为:(1)省网AVC(发电侧)与地区网AVC(包括县级电网,负荷侧)协调控制。国外比如(法国)正考虑将三级控制纳入负荷侧电容器,国内尚未有省网真正实现全网AVC,省地AVC联调仍处于调试阶段。(2)AVC与电压稳定分析相结合,定量评价AVC对电压稳定裕度贡献。(3)AVC引进AGENT等人工智能技术,使控制更加智能化。
摘要：对自动电压控制(AVC)做了比较全面的理论分析,并重点探讨了目前AVC的研究重点与方法,指出了AVC的发展动向。
关键词：AVC,电压分区,主导节点,电容器优化配置
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自动电压控制技术 篇9
1 AVC系统模型
渭南电网AVC系统的模型建立主要是在蛛网模型数据的基础上进行, 构成了750k V以及330k V的电压等级的渭南电网主网。在这个主网架当中, 其330k V变电站以及发电常都没有作等值, 所以还有包含各个发电机当中的极端电压节点。负荷裕度作为电网静态电压的稳定程度当中对常用指标的一个反映, 代表系统以现阶段的运行状态至静态电压稳定极限点中增加的最大负荷。
在这个电网负荷的增长当中, AVC系统会因此产生一定的调控动作, 以此使负荷裕度中计算的结果有一定的影响。因为三级的电压每一个小时控制一次动作, 时间的间隔比较长, 所以可以假设在进行负荷裕度的计算时其负荷增长过程当中电压所设定的数值不会改变, 这基本就是对AVC系统的调控对渭南电网静态电压当中稳定性的影响进行了一次评估。因此, AVC系统调控对渭南电网静态电压稳定性的影响基本是体现在调控二级电压的控制作用。
2 实例分析
本文将针对渭南电网主网某一天的数据, 对电网静态电压的稳定其AVC系统调控的影响进行评估。先对上午11.25的实时方式数据进行分析, 在该数据当中有750个节点, 760条线路, 400个变压器, 其总负荷是55216.8MW。
依照各个节点电压无功控制当中的耦合程度, 应用该种方式将渭南电网分成25个区域。其程序是应用的Java语言所实现的, 含有AVC的CPF对PV曲线进行追踪, 其预算的时间是42s, 对在线评估中的需要可以很好的满足。
在2个分区, 含有AVC的的PV曲线以及未含有AVC的PV曲线进行对比可以放线, 其中有一个分区中发生的区域无功越限, 而第2个分区当中的发电机无功不越线。从中可以很好的看出来:
1) AVC系统调控能有效的将电网当中的静态电压稳定裕度提高, 其中含有AVC的负荷裕度是0.124, 而未含有AVC的负荷裕度是0.103.这是因为AVC系统是应用的电压分区控制方式, 能将电网分成很多个耦合性比较弱的地区, 在调控作用上也尽量能对各个分区域无功的平衡性得以实现, 在一定程度上使因为无功远距离的传送而导致的较大电压降落现象可以减少, 以此对静态电压的稳定性有效的提高。
2) 针对PV曲线当中含有AVC, 在其区域的无功越限之前, 随着负荷不断的增长, 先导节点当中的电压会因此保持一个恒定的状态;而在区域无功越限之后, 随着负荷的持续增长, 其先导节点才会因此下降。
3) 在区域无功越限以前, 随着负荷不断增长, 在PV曲线当中含有AVC的曲线会比不含AVC的曲线其负荷节点中的电压相对下降的慢一点, 这也是因为先导节点当中的电压一直有保持一个恒定状态, 所以先导节点以及负荷节点当中的距离也会因此变小, 其电压才会下降的比较慢一点。
4) 在PV曲线含有AVC的曲线当中, 在其区域无功越限以前, 发电机当中的节点电压会因负荷的增长而相应的增大, 因为先导节点中的电压是保持平衡状态, 但是先导节点以及发电机机电当中的电压耗损就是因为负荷不断的增长而持续的增大的原因。
5) 在PV曲线含有AVC的曲线当中, 如果某个区域当中有出现无功越限, 那么这个区域当中的发电机节点、符合节点以及先导节点的电压就会因为负荷的增长相对很快的下降, 严重的也许比PV曲线中未含AVC的曲线下降速度还要快, 如图1, 因为在这个区域当中全部的发电机都出现同时越限的情况, 因此在其电网的运行当中就必须要对区域当中无功协调的因子变化进行密切的关注, 在其必要的时候需要应用适当的预防方法来对电压的大幅度下降进行有效的防止。
从表1所显示的10:30~11:30时段内各实时方式数据的符合裕度计算结果中, 可看出在含有ACV的连续潮流程序当中有非常好的鲁棒性, 对在线评估渭南电网的运行状态中静态电压稳定裕度的需求予以满足, 而且还能非常好的说明其AVC系统当中的调控在很大程度上对将电网当中静态的电压稳定裕度有效的提高, 促进渭南电网的稳定运行。
3 结束语
综上所述, 可以总结为以下两点, 第一点, 根据对渭南电网的实时方式数据进行分析可看出, 本文当中将连续潮流程序当中加入AVC后有很强的鲁棒性, 对渭南电网现阶段的静态电压稳定裕度的运行状态需求能很好的满足。第二点, 针对在PV曲线中含有AVC调控作用的曲线, 在其区域的无功越限之前, 随着符合的不断增加其先导节点当中的电压也会因此保持稳定的状态, 而随着负荷的增长, 发电机节点电压会因此而增大, 与未含有AVC等PV曲线特征有非常明显的不同。
摘要：随着社会经济的不断发展, 我国电力行业的发展也越来越快, 现阶段国内外很多地方都应用了自动电压控制系统。而此系统的合理应用在一定程度上能使渭南的电网静态电压有效稳定下来。本文将先对AVC系统进行分析, 再以实例的方式来探讨自动电压控制系统对渭南电网静态电压稳定性的影响分析。
关键词：二级电压控制,自动电压控制,负荷裕度,影响,稳定性
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