二级电压控制范文

二级电压控制范文（精选6篇）

二级电压控制 第1篇

二级电压控制是分级电压控制中的重要一环,其主要任务是协调控制区域的无功电源和电压控制设备,使其作用达到最优化。有些较大的扰动仅靠一级电压控制不能奏效,需要二级电压控制来处理。二级电压控制的响应时间一般较长,可达3~5 min。二级电压控制对于提高电压水平和防止电压崩溃具有非常重要的作用[1]。

1 协调二级电压控制策略

协调二级电压控制策略(Coordinated Secondary Voltage Control,CSVC)的基本原理是从全局角度充分调用无功电源,使主导节点上的电压维持在整定值。纵观现有的二级电压控制策略的研究,主要存在如下问题:

(1)所选择的二级电压控制设备大多为连续调节的无功电源,如发电机、静止无功补偿器等,对应的二级电压控制优化模型符合二次规划模型,一般采用二次规划法求解。对于快速投切电容电抗器组等离散型无功源,其处理方法是先把这些无功电源当作可连续调节设备,再把计算结果和实际的调节挡位相比较,按接近的挡位调节。这样做就有可能得到调节的次优解,而并非最优解。

(2)没有选择有载调压变压器作为二级电压控制设备。虽然有载调压变压器不是无功源,但可以改变系统无功的分布,是系统电压调节的有效手段。故选择有载调压变压器作为等级电压控制中的电压控制设备是必要的。

2 改进的二级电压控制模型

在传统CSVC的基础上,参考文献[2]提出了改进的CSVC优化控制模型。但是该模型只考虑连续无功调节设备,并且去掉了使无功电压控制设备端电压离初始设定值的偏差最小的项,无论是控制手段还是控制目标都有所欠缺。本文在此基础上,在控制设备中加入离散调节设备,并考虑无功控制设备的端电压偏离值指标,采用以下优化模型:

约束条件:

式中,Vi,,Vm表示控制发电机的端电压,脚标m表示其台数;C1,,Cn表示无功补偿器(如电抗器)的分接头位置,脚标n表示其台数;T1,,Tk表示有载调压变压器的分接头位置,脚标k表示其台数。Vi,ref、Vi分别表示节点的电压参考值和实际电压值。αP、αG、αC分别表示主导节点、无功电压控制设备节点和关键节点的集合,关键节点为本区域的边界点。λq、λC、λG为权重系数。Qi、Qi,max分别表示注入节点i的实际无功和无功最大限制。qref为相对无功发电量参考值:

gi,a(x,u)=0,i=1,,n;gi,r(x,u)=0,i=1,,n分别为节点i的有功和无功等式约束。对于该优化模型,控制量是目标函数Z的隐函数,对控制量发电机端电压,变压器分接头,电容器电抗器投入组数的调节,可以通过潮流计算后求得的Vi、Qi反映出来。

该目标函数体现的是四个不同优先级的控制目标的一个折中。即消除主导节点的电压偏差(这也是二级电压控制的基本目标);使每台控制机组的无功出力接近于区域内的平均出力水平;使关键节点的电压离初始值偏差最小,以减小本区域的调节对相邻区域的影响;使无功控制设备端电压偏差最小。同时在目标函数中最小化主导节点的电压偏移量的优先级要高于其它三项指标,这一点可以通过合理选择权重系数λq、λC、λG来实现。

3 改进模型的特点

与传统的协调二级电压控制相比,此模型具有如下优点:

(1)定义了关键节点(即控制区域的边界节点),考虑了二级电压控制区域间的影响,通过对关键节点电压的控制来缩小区域间的影响。

(2)增加了使无功电压控制设备端电压离初始设定值的偏差最小的指标,更接近传统模型的控制目标。

(3)改进的二级电压控制目标函数中去掉了含灵敏度矩阵的项,其它各项均为计算潮流后得到的对应的量,因此结果将更符合实际。由于传统模型只选择连续变量,可以用二次规划法求解该优化问题,而控制量中加入离散变量后,二次规划法不再适用。求解本模型可以采用智能算法,如蚁群算法、遗传算法。从本质上说,智能算法是一种迭代式优化算法,对于每次的目标函数计算前,各个待求量的值是已知的,相当于每次计算潮流也是电压控制器调节后的结果,所以不需要再考虑主导节点电压调整对其它节点影响的含灵敏度矩阵的项,因此目标函数中去掉了含灵敏度矩阵的项,这样所得的计算结果更为准确。

4 仿真分析

为验证二级电压控制的效果,用Matlab编写了二级电压控制程序,对新英格兰10机39节点系统进行仿真分析。由于并联电容器、电抗器和有载调压变压器的控制相似,算例只选择了发电机和有载调压变压器作为控制对象。采用参考文献[3]的分区结果,如图1所示,系统分为4个控制区域:区域1由{1,9,39}构成,主导节点为节点1;区域2由{28,29,38}构成,主导节点为28;区域3由{4,5,6,7,8,10,11,12,13,14,31,32}构成,主导节点为7和10;区域4由{2,3,15,16,17,18,19,20,21,22,23,24,25,26,27,30,33,34,35,36,37}构成,主导节点为16和18。

以电压控制区域3为研究区域,则关键节点为4、8、14,控制设备选择31和32发电机和11~12、12~13、6~31、10~32之间的有载调压变压器。

系统参数:节点3 1和3 2的电压调节范围为0.9 5~1.1 0(p.u.),无功出力上限为250 Mvar和300 Mvar;变压器变比的调节范围为1±81.25%(p.u.)。各节点的电压上下限为0.95~1.10(p.u.)。负荷节点作为PQ节点处理,发电机节点作为PV节点处理。采用牛顿拉夫逊法进行潮流计算。

控制设备只选择发电机31和32。目标函数中权重系数λq=0.01、λC=0.6、λG=0.01。

假设系统初始状态已经达到三级电压控制的参考值,在某时刻节点12的无功负荷增加70 Mvar,这不仅导致节点12的电压大幅下降,而且导致主导节点和关键节点电压的下降。通过智能算法求得控制方案[4],经过二级电压控制后仿真系统结果如表1所示。

由结果分析得到:经过二级电压控制后,除扰动节点(节点12)外,所有的主导节点和关键节点电压均基本恢复到初始状态,误差为10-4。由于参与调节的控制变量有限,发电机端电压偏离值分别为0.428%和1.211%。扰动节点12的初始电压为0.999,扰动后下降到0.975 1,经过二级电压控制后,电压为0.981 9,有了一定程度的恢复,较初始值偏离1.71%。

5 结语

改进型离散二级电压协调控制(CSVC)的数学模型中增加了有载调压变压器等离散设备,同时考虑了二级电压控制区域间的影响以及无功控制设备端电压的偏离值,使得该模型更加符合实际的电力系统。用Matlab语言编写了程序并对新英格兰39节点系统进行仿真分析。结果表明与传统的二级电压控制相比,在增加了有载调压变压器等离散控制设备后的二级电压控制的效果明显提高。

参考文献

[1]Lefebvre H,Fragnier D,Boussion J Y.Secondary coordinated voltage control system:feedback of EDF[C]//IEEE/PES Summer Meeting.Seattle,USA:IEEE/PES,2000,1:290-295.

[2]盛戈皞,涂光瑜,罗毅,等.基于多Agent的二级电压控制系统[J].电力系统自动化,2002,26(5):20-25.

[3]范磊,陈珩.二次电压控制研究(二)[J].电力系统自动化,2000,24(12):20-24.

二级医院消毒供应中心质量控制 第2篇

【摘要】 消毒供应中心是向医院各临床科室供应无菌器材和敷料的重要科室。由于消毒供应中心供应的物品种类多，涉及的科室广，其工作质量是预防和减少医院感染的发生、评价医疗、护理安全质量和管理水平的重要指标。依据卫生部颁发的消毒技术规范，我科首先建立消毒供应中心质控小组督察员工执行制度、操作流程、各类质量检测执行情况，加强员工素质教育、业务培训、提高业务技术水平，对照国家消毒规范完善制度流程，严把物品回收、清洗、包装关及正确灭菌方法，强化消毒供应室的设备管理，确保设备处于应激状态，牢固树立安全意识等管理措施。我科的各项工作处于良性运行。消毒供应的物品质量控制在安全状态。全院各科室未发生一例因消毒供应的物品不合格而发生的院内感染病例。

【关键词】 消毒供应中心；工作；质量控制

医院消毒供应中心担负着临床各科室无菌物品的供应工作，为各科室提供无菌器材、敷料等医疗用品，其工作质量直接影响到医疗质量和安全。每项工作都关系到医疗、教学、科研水平。也是控制医院感染的重要环节。现将我院的管理体会介绍如下。建立供应中心质控小组

在护理部质控组的指导下，成立消毒供应中心质量检查组。由护士长、消毒员、主管护师组成。严格执行国家消毒规范标准，每周一次进行质量控制检查，检查结果在护士会上反馈，并制定整改措施，下周重点检查措施落实情况。平时各区域内指定专人负责，督促员工严格执行各项制度，操作规程，做好各类监测工作，发现问题及时解决。只有严格的工作制度，才能做到有章可循，保证环节质量和终末质量。加强员工素质教育、业务培训

目前我科人员结构是护士占50%，消毒员占30%，工人占20%。其中本科学历3人，具有中级职称的占40%。工人来源于社会招聘人员，知识水平不一，对物品的回收、分类、清洗、包装、灭菌、消毒隔离、职业防护等方面的知识基础薄弱，严重影响到科室质量管理水平，因此要进行分层次开展多种形式的专业理论学习，定期组织理论与操作考核。新员工考试合格后方可上岗，支持员工参加各类继续教育，树立良好的职业道德与团队精神，扩大员工的知识层次，促进消毒供应专业知识的发展。质量管理

所有员工必须树立严谨的工作态度，严格执行工作流程中的技术操作规范和质量标准，工作中相互督查。及时查漏补缺，确保质量。

3.1 对照国家消毒规范 完善制度流程按照污物回收、分类、清洗、检查、包装、灭菌、检测、发放的各环节进行严格管理、严格划分污染区、清洁区、灭菌物品存放区，流程线路采取强制通过的方式，由污到洁，不交叉不逆行，洁污分开[2]。制定各岗位操作流程，责任到人，做到供应的物品既能满足临床需要和无菌又确保医疗安全。

3.2 严把物品回收、清洗、包装关，及正确灭菌方法

3.2.1 污物回收时严禁在临床科室清点、防止造成再次污染。回到供应室，在做好职业防护的前提下，戴圆帽、口罩、护目镜、防水围裙、袖套、专用鞋、PE手套加乳胶手套，查对物品器械数量、性能、初步处理情况。

3.2.2 器械的清洗是供应室工作的重要环节 根据器械的污染程度、类别有无管腔、轴节进行分类，严格执行分类→含酶洗涤剂浸泡→超声波洗→常水冲洗→纯水精洗→润滑→烘干→检查清洗质量，所有外借器械一律要经过清洗、检查、包装程序方可进入灭菌区。回收的穿刺针先用多酶液冲洗针腔，再用含氯消毒液浸泡30分钟，最后用高压水枪清洗，用压力气枪进行辅助干燥处理，对洗涤质量进行日常检测和定期抽查。

3.2.3 根据器械的用途、性能进行规范包装、包装材料符合国家消毒规范要求 器械包装前应检查，一般采用目测法。精密器械使用带光源的放大镜检查。洗涤质量不合格的应重新处理。有锈迹的应当除锈。剪刀和血管钳等轴节类器械不应完全锁扣，有盖的器皿应开盖。摞放器皿间应用纱布隔开。器械包装的重量小于等于七千克。敷料包小于等于五千克。脉动压力灭菌器灭菌包应小于等于30cm*30cm*50cm。植入性手术器械包装时要放入爬行卡，所有待灭菌包，包外用化学指示胶带封贴并注明品名、灭菌日期、有效日期、清洗者、包装者、灭菌者、锅次，实行器械可追溯。

3.3 督促消毒员严格执行消毒规范 装载时排放不易过紧，包与包之间留有空隙，脉动压力蒸汽灭菌器的装载容量不易超过柜室容积的90%。同时应大于等于10%，防止“小装量效应”。掌握灭菌物品监测要求，每锅次进行工艺监测，放入标准试验包并记录。化学监测每包进行，脉动真空灭菌器，每晨第一锅进行BD试验，植入性器械每批次进行生物监测合格后放行。每周进行生物监测，每日灭菌前对灭菌器进行安全检查，灭菌物品合格率达100%。消毒后直接使用的物品应每季度检测3-5件。检测方法和结果符合国家消毒灭菌效果检测规范。加强供应室设备管理

所有设备，如：清洗机、超声机、干燥机、灭菌器、快速生物监测仪等专人保管，设备科技术人员定期检查性能、保养，详细登记维修记录，确保设备处于应急状态。体会

通过质控小组进行检查→反馈→整改→再检查等质量持续管理控制方法，我科的各项工作处于良性运行。消毒供应物品质量控制在安全状态，全院各科室及手术科室未发生一例因消毒供应物品不合格而发生的院内感染。

参考文献

电压无功优化控制系统研究 第3篇

【关键词】计算机技术；电压无功；自动化；应用

1.自动控制系统的结构

1.1调压方式

无功优化控制系统设计在设置母线电压限定范围后，自动对高峰负荷时段、低谷负荷时段的电压值进行适当调整，以保证在合格范围内的电压满足逆调压方式。当电压超出额定范围时，则与同级和上级变电所的电压进行比较，然后判断出应该调节同级还是上级变电所的主变档位。

1.2调整策略

电压无功优化自动控制包含两个方面，分别是电压优化和无功优化：

1.2.1电压优化

当母线电压超上限时，首先下调主变的档位，当不能满足要求时才切除电容器；当母线电压超下限时，首先投入电容器，当不能满足要求时再上调主变档位，总之要确保电容器最合理的投入。

1.2.2无功优化

当系统电压保持在限定范围内后，通过系统的自动控制，决定各级变电所电容器的先后投入，使得无功功率的流向最平衡，最能提高功率因数。

2.自动化数据采集、计算和传输

作为一个自动控制系统，全面的数据采集是整个控制过程最关键的一部，其采集数据的精度和安全直接影响整个系统的精度和安全。一个完善的无功优化自动控制系统应该能实时自动的从调度中心、各监控站采集电网电压、功率、主变档位、电容器运行状态等数据并能确保当遥测遥信值不变时不与SCADA系统进行数据传输，减少系统资源占用。

在采集到实时数据后，过往的自动控制系统都是通过“专家系统”对数学模型进行简化和分解，然后利用潮流计算和专家系统等方法进行求解。随着自动化技术的高速发展，自动控制系统能够突破优化计算难于寻找工程解的难题，采用模糊控制的算法，充分考虑谐波，功率因数摆动，电压波动和事故闭锁等因素，通过一系列精密芯片的配合计算出使电网电能损耗最小的变压器档位、电容器投入量和电网最优运行电压以供控制部件执行。

系统在数据传输上使用只与内存交互数据而不存取硬盘的内存数据库技术，既提高了数据的存取速度，又节省了硬盘使用。为了提高传输效率，系统还会根据传输数据的类型和要求的不同，自动采用不同的传输协议：使用TCP/IP协议传输大量的重要数据，使用UDP协议传输少量的广播数据。在数据传输准确度方面，子站在接受到数据后会自动向主站发送反校信号，以验证所受数据的准确性。

3.系统的自动控制

电压无功优化控制的基本过程如下：首先是主站控制系统进行电压无功计算，然后把计算得到的各级变电所的功率因数、电压的区域无功定值结果通过光纤通道传达至各级变电所的电压无功控制系统。各级变电所的控制系统周期性的把本站的功率因数、电压和接收到的定值结果比较，以判断是否越限。

为了保证电网损耗最低，主站的控制系统要不断跟紧电网运行方式的变化，随时计算出最新的区域无功定值结果并传达至各级变电所的电压无功控制系统。由于主站的控制系统计算最初的区域无功定值时需要一定的时间，这就会造成各级变电所从启动控制系统至接收到第一个信号间有一个时间段，系统定义这段时间内的定值是按照本地系统运行的。

当主站系统遇到特殊情况（如有影响电网拓扑结构的遥信变位发生）时，能够即时撤销子站控制系统当前正在执行的区域无功定值。子站控制系统即以本地无功定值运行，待再次受到主站重新计算的定值时才转以新定值运行。子站控制系统实时监视主站的定值下传通道是否正常，通信异常时，立即改为执行本地定值，直至通道恢复正常。

4.系统自动化的安全保证

目前国内的一些系统仅仅只做到了一层闭环控制，安全可靠性根本无法保证。而随着自动化技术的发展，最新的系统则是采用主站和子站同时的双层实时闭环反馈控制结构。实验证明由于采用了双层实时闭环反馈控制结构，当运行中发生用户定义的需要闭锁的异常事件时，控制系统能够立即执行闭锁，符合电网结构和调度运行特点，适合各种大小电网的安全可靠运行，能更有利地保证提高电网的电能质量，其具体的安全策略如下：

自动估算电网电压，使电容器平稳投切，避免出现振荡；自动估算电压调节后的无功变化量，使主变档位平稳调整，避免出现振荡。

当需要调节的变电所的主变并联运行时，为了避免出现其中一台主变频繁调节的情况，首先调节据动率较高的那台主变的档位。应对于主变和电容器出现的异常情况，系统能够自动减少主变档位调整次数，使设备寿命增加，电网安全得到保证。当遭遇设备异常时，系统自动闭锁，而且必须人工手动来解除封锁。具体的异常情况有：电容器或主变档位异常变位；系统需要采集的数据异常；系统数据不刷新。特别的当发生10kV单相接地时，系统自动闭锁电容器的投切。为避免采集到的数据不准确，系统采用同时判断遥测数据和遥信数据的方式，提高了采集数据的准度。

5.结论

电压无功优化自动控制装置由大量的数据采集、数据计算、数据传输、数据控制、程序执行元件组成，通过一系列自动化技术将其功能整合在一起，因此，了解电压无功优化自动控制中的自动化原理对于研究电压无功优化自动控制有着十分重要的作用。本文通过对电压无功优化控制系统的浅要介绍，分析了其包含的自动化技术，从一个侧面反映了我国电力系统自动化科技的发展，也展现了电力行业专业人才的卓越才能。本文对电压无功优化控制系统从设计思想，系统构成方面进行的论述，可作电力专业的教辅材料，也可供电压无功优化控制装置设计和运行参考。

【参考文献】

[1]郑爱霞，张建华，李铭，李来福，吴强.地区电网电压无功优化控制系统设计及运行[J].江苏电机工程，2004，23（1）：32-35.

[2]许杏桃.地区电网无功电压优化运行与安全控制[J].江苏电机工程，2004，23（1）：29-31.

[3]滕福生.电力系统的调度自动化和能量管理系统[M].成都：成都科技大学出版社，1994.

二级电压控制 第4篇

大型受端系统无功电压分布情况复杂, 调控难度大, 因此无功电压问题往往是影响其电网安全稳定、经济运行的关键因素之一[1]。协调二级电压控制 (coordinated secondary voltage control, CSVC) 能够提高系统的静态和动态电压稳定性, 推迟电压崩溃事故的发生[2], 目前已在国内外得到了较广泛的应用。然而CSVC的具体设计与控制策略的实现和电网的实际特性密切相关, 针对不同特性的系统, CSVC的设计往往不同, 因而针对具体的大型受端系统而设计的CSVC, 其实际运行绩效有待评估[3]。时域仿真法是迄今为止研究电压稳定问题最有效的方法, 其能够较好地反映电压失稳的全过程, 并可得到防止电压失稳的预防及校正措施[4]。因此, 本文采取全过程混合动态仿真, 利用实际电网的实时数据, 用CSVC对长期电压稳定性的影响进行分析。

CSVC的作用主要体现在:当系统电压稳定裕度足够时, 采用以主导节点电压偏差最小为目标, 并保持各分区内的发电机无功裕度均衡和足够的动态无功储备;在电网出现稳定裕度不足时, 控制目标应是在尽可能小的控制代价下保证系统稳定运行[5]。大型受端系统的无功就地补偿普遍不足, 从而导致大量无功功率从高压网向中低压网层层下送, 使得整个系统电压水平受地区无功补偿运行情况的影响很大[1]。因此, 研究大扰动下系统稳定裕度不足时CSVC对系统动态特性的影响, 以及如何对其控制策略提出改进意见以确保系统在受到大扰动后保持其电压稳定性显得尤为重要。

本文首先根据某大型受端电网的实时数据建立实际系统模型, 在此基础上, 分别针对正常和严重故障这2种情况, 利用全时域动态仿真评估CSVC对大型受端电网长期电压稳定的影响。为了应对突发大扰动情况下的暂态电压稳定问题, 提出一种基于轨迹灵敏度的紧急电压控制策略, 通过仿真算例证明其在大扰动情况下具有良好的控制效果。最后, 通过协调全网范围内发电厂、500 kV变电站等所有无功控制源, 形成包括发电机、容抗器、切负荷装置等无功调节装置的最优协调动作策略, 对实际系统的无功电压调控策略给出补充性建议。

1 长期电压稳定分析数学模型

根据发电机不同型号分别采用三阶或四阶详细模型, 详见文献[6]。励磁系统和调速系统均采用三阶模型;为了模拟系统长期过程的负荷特性[7], 本文中所有负荷均设定为自恢复负荷并采用加法模型, 详见文献[8]。

1.1 过励磁限制器模型

过励磁限制器采用图1所示模型。图中:AVR为自动电压调节器;Vref0为励磁机参考电压;iflim为励磁电流上限值。一旦励磁电流if大于iflim并持续15 s以上, 过励磁限制器动作。

励磁电流if为[8]:

式中:Pg, Qg, Vg, xd, xq分别为发电机的有功出力、无功出力、机端电压、d轴电抗和q轴电抗。

1.2 CSVC模型

二级电压控制 (secondary voltage control, SVC) 是以主导节点和控制区域为基础的分级电压控制方案[9], 它通过将系统划分成若干个控制区域, 在每个控制区域中选出对区域内其他节点有重要影响的关键母线为主导节点, 并按照某种预定的控制方式协调、有效地调整区域内各控制发电机的AVR 参考电压设定值, 以维持主导节点电压不变。CSVC是在SVC的基础上利用其多余的控制自由度以实现对无功流动的调整。本文采用文献[5]提出的CSVC模型, 该模型已经在国内多个省级电网中得到实际应用。

1.2.1 目标函数

二次规划形式的目标函数为[5]:

$\underset{\text{Δ}\mathit{Q}{}_{\text{g}}}{{\displaystyle \min }}r\parallel (\mathit{V}{}_{\text{p}}-\mathit{V}{}_{\text{p}\text{r}\text{e}\text{f}})+\mathit{C}{}_{\text{p}\text{g}}\text{Δ}\mathit{Q}{}_{\text{g}}\parallel {}^2+h\parallel \mathit{\theta }\parallel {}^2(3)$

式中:r和h为权重系数;Cpg为灵敏度矩阵;ΔQg为发电机无功调节量向量;Vp和Vpref分别为主导节点电压及其参考值向量;θ为无功协调向量。

目标函数的第1项表示使控制后中枢母线电压与设定值之间的偏差尽可能小。对于每台发电机无功出力, θ的分量θgi可表示为[5]:

$\theta {}_{\text{g}i}=\frac{\text{Δ}Q{}_{\text{g}i}+Q{}_{\text{g}i}-\underset{¯}{Q}{}_{\text{g}i}}{\overline{Q}{}_{\text{g}i}-\underset{¯}{Q}{}_{\text{g}i}}$ (4)

式中:θgi为发电机无功出力比例;ΔQgi和Qgi分别为发电机i的无功调节量和无功出力;$\overline{Q}{}_{\text{g}i}$和$\underset{¯}{Q}{}_{\text{g}i}$分别为发电机i的无功出力上、下限。

对于某台发电机, 无功出力比例越小, 说明无功裕度越大;而θgi以平方和的形式出现 (即θ${}_{\text{g}i}^2$) , 将促使各发电机向无功出力更均衡的方向发展[5]。

1.2.2 约束条件

式中:Cl, CH, Cs, Cq为灵敏度矩阵;Δu为控制变量组成的向量。

式 (4) 中不等式依次为被控节点电压约束、发电厂变压器高压侧电压约束、变电站关键母线电压约束、分区内发电机无功出力上下限约束和发电机端电压调整步长约束。其中, 被控节点和变电站关键母线电压上下限取为0.9～1.1, 而发电厂变压器高压侧母线电压上下限取为0.9～1.12, 发电机机端电压调整步长约束取为0.1。

2 算例分析

全过程混合动态仿真[4]软件以MATLAB 7.6 为开发工具, 以电力系统分析工具箱 (power system analysis toolbox, PSAT) Version 2.0.0软件的潮流计算和暂态稳定计算[10]为基础进行二次开发。

分析某省级电网的一个主网实时方式数据, 该数据中含有748个节点、756条线路、399个变压器、138台发电机, 总负荷为54 271.6 MW, 其中接受西电东送输电通道的总输入功率为17 613.7 MW, 约占总负荷的30%, 是典型的大受端电网。根据各节点电压无功控制的耦合程度, 将该方式所对应的电网分成26个区。

2.1 情况1:故障后分区内发电机具有可调无功容量

仿真所加扰动为:t=1.1 s时, 2个500 kV变电站之间的双回输电线断开。

故障发生在11区, 分区内共有113, 114, 115, 6, 7号发电机。编号相连的机组一般属于同一发电厂, 其容量、无功出力等都基本一致, 因此本文仅选取不同发电厂的发电机进行分析。6, 7号发电机无功容量为60 Mvar, 稳态无功出力比例不小于1, 因此无功出力已达上限;113, 114, 115号发电机无功容量为230 Mvar, 稳态无功出力比例为0.462 7, 无功裕度较大。

2.1.1 CSVC的动态调节过程

CSVC动作时间间隔为60 s, 图2为分区内发电机无功出力的响应过程。可见, 故障后伴随着主导节点电压跌落, 无功裕度较大的113, 114, 115号发电机不断增大其无功输出;而对于稳态时已经无功越限的6, 7号发电机, 由于使发电机无功出力均衡的控制目标占主导地位, 因此其无功输出相应减少。

2.1.2 CSVC改善系统电压水平和电压稳定裕度的效果分析

图3对比了实施控制前后的主导节点电压幅值变化情况。可见, 实施控制后的系统电压水平有明显改善, 但考虑到协调机组的无功控制目标, CSVC对于电压恢复的作用要略逊于SVC。

表1给出了仿真结束时刻故障分区内所有发电机的无功出力比例。可以看出:无控制作用时有2台发电机无功出力越限;实施SVC控制后, 越限发电机数目不变, 但越限发电机无功输出减少, 而有调节裕度的发电机无功输出增加, 总体而言, 发电机无功出力更加均衡;实施CSVC控制后, 无发电机越限, 同时各发电机无功出力比例更加接近。从3种结果的无功出力方差对比来看:无控制时方差值为0.613 0, 要远大于实施控制后的值;实施CSVC控制后得到的结果方差最小, 仅为0.126 7, 因此发电机的无功出力也最均衡。

由上述分析可知, 对于分区内发电机具有可调无功容量的情况, CSVC能够有效地调整分区内各发电机AVR参考电压值, 使得主导节点电压跟随设定值变化, 完成三级电压控制设定的经济性目标。 同时, CSVC的控制使得无功裕度较大的发电机承担更多的无功调节容量, 并减小无功输出越限发电机的出力, 实现发电机无功出力在更大裕度下的均衡分布, 这对于系统电压稳定裕度的增加具有重要意义。

2.2 情况2:严重故障后分区内发电机无功容量不足

仿真所加扰动为:t=1.1 s时, 一个500 kV主站与220 kV发电厂之间的双回线跳线;t=2 s时, 故障分区内7个负荷节点的有功和无功容量均增加为稳态值的5倍。

故障发生在10区, 分区内共有91至94、111至112、103至104、95至98这12台发电机节点。其中前3组机群无功容量较大, 均不小于145 Mvar, 但稳态无功出力比例接近上限, 分别为0.799 0, 0.827 9, 1.000 2;95至98号发电机虽然稳态无功出力比例 (为0.566 9) 较低, 但无功容量较小, 仅为35 Mvar, 因此分区内可调无功裕度较小。

图4为主导节点电压幅值的变化情况。可见, 实施控制后主导节点电压并无明显变化。跟踪分区内发电机的AVR动作情况可以发现, 在仿真时域内AVR均无任何动作。这就意味着, 在大扰动后分区内无功容量严重不足的情况下, 无法对二次规划模型进行求解, 因此CSVC几乎不能起到任何作用。

3 紧急电压控制策略

3.1 基本思想

二级电压控制基于分区的方法, 各个分区进行独立控制, 而不考虑与区域间的交互影响[11], 因此分区结果的合理性对二级电压控制的影响很大。往往某些发电机对2个或者多个区域都有较好的控制效果, 但CSVC会强制将其分到某一个分区中来。这样当其他分区发生故障时, 由于非故障分区内主导节点电压的变化一般很小, 因此这些发电机一般不会动作, 甚至会因为控制目标第2项而不断降低发电机无功出力, 尤其在大扰动情况下, 系统不能充分调动最有利的发电机以迅速实现电压恢复, 这对于长期电压稳定性是极为不利的。

另一方面, 大型实际系统一般电压等级较多并且跨度大, 因而分区时往往会采用分层分区的方法, 这就强制隔开了500 kV层面与220 kV层面之间的联系。而500 kV电压等级的发电机往往都对其临近的220 kV主站起到强有力的功率支撑作用, 因此若能调动这些发电机参与到220 kV层面故障区域的电压调节中来, 电压控制效果也会大大加强。

常规二级电压控制由于时间间隔较长, 在系统发生大扰动后的暂态过程中不能发挥作用, 因此可针对严重故障的情况提出一种紧急电压控制模式。一旦控制中心检测到系统发生大扰动后, 二级电压控制立即切换到紧急电压控制模式[12], 由此形成如图5所示的二级电压控制结构。

3.2 基于轨迹灵敏度的紧急电压控制模型

参数轨迹灵敏度的求解过程详见文献[13]。选取被控量为仿真过程中所有电压低于0.9的负荷节点电压幅值。控制变量分为连续变量和离散变量, 其中连续变量包括发电机励磁电压参考值、切负荷比例和离散变量 (即变电站并联容抗值) 。对每个被控量, 一般取控制灵敏度绝对值最大的前10位发电机参与控制, 再综合所有被控量对应的发电机编号, 即可得到全网范围内参与控制的发电机, 变电站投切并联容抗点的选取方法与此类似。

将二次规划形式的电压控制模型描述为:

式中:uj为第j个控制变量;m为控制变量总个数; V0i为第i个跌落节点控制前的电压幅值;N为跌落节点总个数;Cij为第j个控制变量对第i个被控量的控制灵敏度。

式 (7) 中前4项约束都与式 (5) 相同, 而第5项约束为励磁机参考电压调节步长约束, 限值同样取为0.1。目标函数的第1项表示使控制后跌落节点的电压尽可能恢复到0.95。

基于轨迹灵敏度的协调电压控制流程如图6所示。对系统发生严重故障的判断指标为存在电压幅值低于0.9的负荷节点。

3.3 单一调节发电机励磁电压参考值的控制方式

本文首先将调节发电机励磁电压参考值作为唯一控制手段, 在同等条件下与CSVC的控制效果进行对比分析, 故障设置与3.2节相同。图7为实施基于轨迹灵敏度的电压控制后的主导节点电压幅值变化曲线。可见, 在大扰动后CSVC无法求解控制策略的情况下, 基于轨迹灵敏度的电压控制对电压恢复作用非常明显。

整个仿真过程中参与控制的发电机共21台, 其中故障所在分区内的8台发电机全部参与控制, 另有5台属于与故障区域相邻的分区, 分别为121至123号发电机和133至134号发电机;剩余8台机组属于500 kV分区, 分别为72至74、126至127、130至132号发电机。可见轨迹灵敏度的方法能够实时地针对系统故障而选出相应具有最优控制效果的发电机, 避免了分区的局限, 从而最大限度地发挥了系统剩余无功容量对负荷母线电压恢复的支撑作用。

表2给出了发电机励磁调节的控制信息。由表2可以看出:500 kV发电机不仅容量大, 稳态时的无功裕度也大, 因此每次控制的调节量在3类发电机中最大, 承担了大部分无功调节量;非故障分区内的发电机虽然有较大的无功裕度, 但因为本身无功容量较小, 故障后已接近满载运行, 因此其调节量几乎为0;故障分区内除了111和112号发电机外, 其他发电机的机组调节量几乎也全为0。因此, 各控制机组能够根据其剩余无功容量来合理分配其承担的无功调节量, 从而达到系统范围内的最优调控。

由上述分析可知, 基于轨迹灵敏度的紧急电压控制不仅可以保证故障分区内的发电机全部参与调控, 还能选择与故障分区联系紧密的相邻220 kV和500 kV分区发电机。仿真结果表明, 对于分区内无功容量严重不足的情况, 非故障分区内的发电机对系统电压恢复能够起到关键作用。

3.4 多手段结合的电压控制方式

采用轨迹灵敏度的方法还可以方便地实现多种控制手段联动。本文采用调节发电机AVR参考值、投切变电站容抗器及低压减载这3种控制手段联动的方式[14]。对于低压减载的控制策略, 总切负荷量不超过稳态值的30%;对于变电站投切容抗器的控制策略, 由于并联容抗为离散值, 因此在求解二次规划模型时首先将其作为连续变量求解[15], 再将优化结果向其最接近的离散值取整。二次规划模型同3.2节中的式 (6) 和式 (7) , 只需要相应增加切负荷上下限约束和容抗器容量约束及对变电站并联电纳优化结果归整的步骤即可。

图8为实施多手段联动的紧急电压控制后主导节点的电压幅值变化曲线, 故障设置与3.2节相同。由图8可以看出, 这种多手段结合的电压控制仅实施1次 (7 s时) 就能使节点电压增幅达到0.05, 而在第2次控制 (57 s时) 后就能将跌落的节点电压升高到0.9以上, 对电压恢复的效果要远远优于其他控制策略, 因此对严重故障后增强系统的电压稳定性极为有利。

表3给出了第1次控制时的切负荷信息。由表3可以看出, 切负荷比例大小随着节点的负荷水平变化, 节点负荷越重, 切负荷比例越大, 最大切负荷比例达到了21%, 因此切负荷策略能够根据节点负荷水平轻重实时分配控制量, 并且对大故障后的电压恢复有较大的影响。

表4分别给出了单一调节手段与多手段联动在第1次控制时的发电机励磁调节量。由表4可以看出, 在多手段联动的控制方式下, 尽管参与调控的发电机一致, 调节量却明显减少, 因此多手段联动的方式能够根据系统的实际情况在各控制手段之间按其调节裕度大小合理分配调节量, 从而实现各手段之间的协调动作。

表5分别给出了第1次控制时的容抗器投切信息。由于容抗器容量较小, 一般在40～60 Mvar之间, 并且容抗器数目较少, 故障分区内仅有3处节点安装了可投切容抗器装置, 因此分配的调节量最少, 对电压恢复起到的作用不明显。

图9为多手段联动的紧急电压控制计算时间变化曲线, 故障设置与3.2节相同, 图中各点处标注数字为当次控制的被控节点数。从图9可以看出:随着控制次数的增加, 被控节点数明显减少, 仅需实施5次控制即能将所有节点电压恢复至0.9以上;最长控制计算时间仅为0.75 s, 其余控制计算时间均小于0.2 s, 因此能够满足实时控制的要求。

4 结论

1) 对于分区内无功容量充足的情况, 实施CSVC可以充分调用分区内可调无功容量, 使得主导节点电压跟随设定值变化, 并实现发电机无功出力在更大裕度下的均衡分布, 这对于增加系统长期电压稳定性非常有利。

2) 对于严重故障后分区内无功容量明显不足的情况, CSVC的区域性调控反而限制了系统的电压恢复, 仅仅是故障分区内的发电机参与调控不能起到任何作用, 甚至还会减慢电压恢复的速度。

3) 针对大受端系统故障后无功容量往往严重不足的实际情况, 本文提出了一种基于轨迹灵敏度的紧急电压控制策略, 其优势在于能够在全网范围内选择控制发电机, 避免了分层分区控制带来的限制, 最大限度地调用网内可调无功资源, 从而极大地增加了系统在严重故障后的电压稳定性。

4) 本文所述电压控制策略还能够很方便地同其他控制手段相结合, 控制计算耗时短, 增加控制变量而不会增加计算机时间, 因此更适合于实时地对大型系统提出故障后的改进策略。实际仿真算例表明, 这种多手段紧急电压控制具有强大的电压控制能力。

摘要：利用某大型受端电网的实时数据, 借助时域仿真评估协调二级电压控制对其长期电压稳定性的影响。结果表明, 若分区内具有较大可调无功裕度, 则协调二级电压控制有利于提高电压稳定性, 否则影响甚微。针对受端电网发生大扰动后往往无功容量不足的实际情况, 提出一种基于轨迹灵敏度的紧急电压控制策略, 能够实时地在调控范围内选择控制发电机, 并能方便地同其他控制策略结合, 以达到更优的控制性能。时域仿真结果证明, 这种紧急电压控制策略在大扰动后能够明显提高系统的长期电压稳定性。

无功电压控制将是发展动向 第5篇

北极星风力发电网讯:风力发电作为目前世界上可再生能源开发利用中技术最成熟、最具规模开发和商业化发展前景的发电方式之一，由于其在减轻环境污染、调整能源结构、解决偏远地区居民用电问题等方面的突出作用，越来越受到世界各国的重视并得到了广泛的开发和利用。

根据我国风电发展规划，我国将在甘肃、内蒙古、新疆、河北、吉林和江苏建立七个千万千瓦级风电基地，预计到2015年要建成5808万千瓦，2020年要建成9017万千瓦，占全国风电装机总容量的78%。由于我国陆上风能资源主要集中于“三北”地区，因此对于位于电网末端的风电基地，除了具有常规风力发电的共性问题以外，还存在许多特殊的个性问题，包括系统稳定、输送能力、调频调峰和电量消纳等，其中无功电压问题是风电场并网运行关注的主要问题之一，需要采取措施对风电场无功电压进行有效调节。

发展现状

早期的风电机组主要采用异步发电机，它们不具备维持和调节机端电压水平的能力，在运行时还要从系统吸收无功功率，相应地，风电场需要装设固定进行补偿，随着电力电子技术的发展，出现了SVC和STATCOM等动态无功，风电场就采取固定电容+动态无功补偿装置的方式对无功进行控制。

近年来，针对风电场的电压稳定而进行的无功补偿问题一直是电力企业和相关研究机构关心的热点。在此背景下，国内逐渐开展了对风电场无功控制技术的研究，包括风电机组无功控制技术研究、风电场无功补偿装置研究、FACTS装置协调控制等方面。

(1)风电机组无功控制技术研究现状

随着风电技术的发展，风电机组从原来的不具有无功控制能力发展到能够输出一定的无功。目前，双馈式异步风力发电机组和永磁直驱风力发电机组是主流的机型，双馈式异步风力发电机组通过控制实现有功/无功的解耦，具备一定的动态调节无功输出的能力;而永磁直驱风力发电机组由于通过全容量与电网连接，则能够灵活地对无功进行控制。这两种风力发电机组都具备以恒电压模式工作的能力，可以在一定程度上实现对无功和电压的控制。

(2)风电场无功补偿装置研究现状

为适应不同场合的需要，适用风电场的无功补偿装置已发展出多种类型，它们的所需成本不尽相同，对电网电压的暂态特性影响也不一样。

①并联电容器

并联电容补偿可用断路器连接至电力系统的某些节点上，并联电容器只能向系统供给容性的无功功率。并联电容具有投资省，运行经济、结构简单、维护方便、容量可任意选择、实用性强;缺点是：(1)并联电容器补偿是通过电容器的投切实现的，因调节不平滑呈阶梯性调节，在系统运行中无法实现最佳补偿状态。采用电容器分组投切方式时，无功补偿效果受电容器组分组数和每组电容器容量的制约。(2)电容器的投切主要采用真空断路器实现，其投切响应慢，不宜频繁操作，因而不能进行无功负荷的快速跟踪补偿。如果使用晶闸管投切电容器组来代替用真空开关投切电容器组，解决了开关投切响应慢和合闸时冲击电流大的问题，但不能解决无功调节不平滑以及电容器组分组的矛盾，同时由于采用了大功率的电力电子器件，也大大提高了系统的造价。(3)由于开关投切电容器是分级补偿，不可避免出现过补偿和欠补偿状态。根据无功与电压关系，过补偿时会引起电压升高，欠补偿时感性负荷引起电压降低。(4)电压下降时急剧下降，不利于电压稳定，投入时会产生尖峰电压脉冲。电容器发出的无功功率与电压的平方成正比，在低电压时输出的无功功率减少，而这时显然需要更多的无功，如果不能及时供给无功，将导致系统的电压水平下降。

②有载调压变压器

有载调压变压器(OLTC)不仅可以在有载情况下更改分接头，而且调节范围也较大，通常可有UN±3×2.5%或UN±4×2.0%，既有7个至9个分接头可供选择。因而有载调压器OLTC是电力系统中重要的电压调压手段，在系统运行中可以自动改变分接头，调节其变比，以维持负荷区域内的电压水平。但变压器不能作为无功电源，相反消耗电网中的无功功率，属于无功负荷之一;变压器分接头(抽头)的调整不但改变了变压器各侧的电压状况，同时也对变压器各侧的无功功率的分布产生影响。有文献指出在某些情况下，OLTC按其升降逻辑改变分接头时，非但没有改善电压条件，反而会使之更加恶化，甚至认为是引起电压崩溃的重要原因之一。因此，在风电场并网运行时需慎重考虑该设备的使用。

③静止无功补偿器

静止无功补偿器(Static Var Compensator，SVC)通常是由并联电容器组(或滤波器)和一个可调节电感量的电感元件所组成。SVC与一般的并联电容器补偿装置的区别是能够跟踪电网或负荷的无功波动，进行无功的实时补偿，从而维持电压的稳定。SVC是完全静止的，但它的补偿是动态的，即根据无功的需求或电压的变化自动跟踪补偿。静止无功补偿系统都是无功部件(电容器和电抗器)产生无功功率，并且根据需要调节容性或感性电流。静止补偿器可以提高电压稳定极限值，而装设在系统中部节点上的SVC有很好的作用，在技术经济比较中往往成为优选方案。有文献将柔性交流输电系统(FACTS)设备运用到风电场以提高其运行的电压稳定性，说明了SVC在风电场无功补偿方面的优良性能。

④静止同步补偿器(STATCOM)

静止同步补偿器(STATCOM)也称为静止无功发生器(Static Var Generator，SVG)，其基本电路分为电压型桥式电路和电流型桥式电路两种类型。电压型桥式电路，其直流侧采用电容作为储能元件，而交流侧通过串联电抗器并入电网：电流型桥式电路，直流侧采用电感作为储能元件，而交流侧并联电容器后接入电网。实际上，由于运行效率的原因，迄今投入使用的STATCOM大都采用电压型桥式电路。STATCOM的基本工作原理是将桥式变流电路直接并联或通过电抗器并联在电网上，适当调节桥式变流电路交流侧输出电压的相位和幅值或直接控制其交流侧电流，使该电路吸收或者发出满足要求的无功电流，从而实现动态无功补偿的目的。与SVC相比，STATCOM具有5个优点：调节速度快、运行范围宽、调节范围广、元件容量小、谐波含量小。

最新进展

随着风电技术、电力电子技术和控制技术的发展，未来风电场无功控制技术将以“闭环”控制为主，通过风电机组、无功补偿装置以及电网的协调优化运行，实现对风电场无功的有效控制。

在产品应用方面，GE风能已经研发出一种闭环风电场电压控制，称之为“动态无功控制”(WindVAR)。动态无功控制可以向电网提供无功并稳定电压。带有动态无功控制的风机，电压的控制和调节都是通过安装于风机上的电力电子装置来实现进行的。

欧洲相关电力公司和技术机构、美国风能协会(AWEA)等都制定了相关风力发电导则和IEEE-1547(分布式电源与电力系统接入标准)，包括了电压稳定控制/无功补偿方面的内容，要求确保风电场母线电压稳定在一定范围内，并保证电能质量合格。

二级电压控制 第6篇

电力系统电压和无功功率控制是保证供电质量和系统电压稳定,满足用户无功功率需求的重要手段,也是使电网潮流分布更加合理,减少线损,提高电网运行经济性的有效措施。目前,依靠比较粗糙的人工控制已不能满足对电压质量和电力系统运行稳定性、安全性的要求。

本文主要介绍了分布式AVC系统在县局层面的应用情况,并对系统使用初期出现的问题进行了分析和改进。

1 分布式AVC系统简介

分布式AVC系统通过调度自动化SCADA系统采集的全网各节点遥测、遥信等实时数据进行在线分析和计算,在确保电网与设备安全运行的前提下,以各监控点电压合格率、关口功率因数等为约束条件,从全网角度进行电压无功优化控制,来实现全网无功分层分区最佳动态平衡,主变分接开关调节次数最少,电容器投切最合理,电压合格率较高和输电网损率最小的综合优化目标[1]。该系统最终形成有载调压变压器分接开关调节、无功补偿设备投切控制指令,借助调度自动化系统的“四遥”功能,利用计算机技术和网络通信技术,由SCADA系统自动执行。

2 分布式AVC系统在县局的应用

目前,建德电网共有变电所20座,其中220 kV变电所3座,110 kV变电所7座,35 kV变电所10座。建德电网在分布式AVC系统的多级控制中所处位置(虚线框中)及与上级变电站的关系如图1所示。

分布式AVC系统的应用主要有:(1)实时监测数据和电网、设备状态。监测电网中10 kV母线电压、电流、无功、变压器分接档位位置及电容器开关状态等信息,并在一张图形中显示监控站、变电站及设备状态等内容。(2)电压越限控制。当10 kV母线电压越限时,系统发出相应的有载分接头调节命令或电容器投切命令,并自动执行操作命令。(3)无功潮流不合理控制。当全网无功潮流的流向不合理时,系统发出投切相关电容器的命令,并自动执行操作命令。(4)事项显示。显示各种由系统产生的监视内容,包括控制方案、建议方案、异常信息、非AVC操作等,并提供分类查看功能。(5)异常保护处理和闭锁。根据设备保护遥信列表设置相应设备的保护状态。在判断发生滑档或错档时,将变压器进行故障闭锁。(6)信息查询。实现状态查询、电压合格率查询、历史指令查询、用户操作信息查询、设备运行率查询、设备动作次数查询等,供调度和运检的用户进行分析。

3 系统改进及效果

3.1 增加语音告警功能

系统投运初期仅有文字告警栏,无语音告警。在实际运行中发现语音告警功能对于值班人员十分重要,特别是对于晚上系统监控比较薄弱的情况,语音告警功能更必不可少。在系统改进中增加了语音告警功能,并可自由选择告警事件的种类,提高了系统告警的灵活性。

3.2 增加并完善并列运行的主变档位联调功能

建德电网35 kV变电所主变大部分为并列运行,主变档位需实现联调,并且部分变电所正常运行时#1主变档位比#2主变档位高1档,运行情况较为特殊,若没有完善的档位联调功能则系统不具备实用性。

根据具体情况和要求对程序进行修改后,实现了该电网主变在正常运行时档位不一致情况下的档位联调功能,并解决了与之对应的错档告警、闭锁等问题,使系统真正满足各种特殊情况的需要。

3.3 改进因时间计算不准确出现的错档问题

3.3.1 问题分析

截取问题报文如下:

15:39:38控制方案河南里变高压侧总无功:1.33 Mvar河南里变#1变压器降档

15:39:38控制方案河南里变高压侧总无功:1.33 Mvar河南里变#2变压器降档

15:43:48控制方案河南里变#1变压器降档操作成功,档位由54

15:44:48控制方案河南里变#2变压器操作失败!

15:44:48控制方案河南里变#2变压器并列调档失败重发河南里变#2变压器降档

15:45:38控制方案河南里变#2变压器降档操作成功,档位由54

15:47:38非AVC控制河南里变#2变压器降档操作成功,档位由43

15:50:50异常报警河南里变#1变压器和河南里变#2变压器并列运行,当前档位不一致,系统闭锁该设备!

当AVC系统在某一时刻T1发出多条控制命令A,B,,N,N+1时,每条控制命令的实际执行时间有先后。由于系统选取T1作为所有命令的发出时间,并用于计算命令是否在规定时间内返校成功,这就可能出现在2个并列运行主变的调档命令N和N+1发出后,N命令执行成功,而N+1命令虽然实际执行成功,但是未在规定时间内返回,从而被系统错判为失败并重发命令,即将该命令执行了2次,造成并列运行的2台主变档位不一致,存在严重的安全隐患。

3.3.2 解决方案及实施效果

该问题出现的主要原因为命令执行时间计算不准确,而减少错档的关键在于改进计算方法,降低时间计算误差。解决的方案有2个:(1)修改计算程序,当多个命令同时生成时,将各个命令依次发给接口程序,使用各自发出的时间计算返回时间;(2)修改接口程序,将排队的多个命令实际发往SCADA系统执行的时间返回给计算程序,并用于时间计算。由于第2种方案更准确,最终采用了该方案对错档问题进行改进,修改后的流程图如图2所示。

通过修改接口程序,在接口程序将命令发往SCADA系统执行的同时生成接口控制命令返回文件,并在计算程序中处理该文件,从而准确地计算各命令的执行时间。这样的改进减少了时间计算的误差,解决了返回超时多而导致主变错档多的问题。程序更新后,系统错档次数明显减少。

3.4 改进和完善Web信息查询功能

根据实际需要完善了Web查询功能,使其具备设备状态、电压合格率、历史指令、用户操作信息、设备运行率、设备动作次数等各种信息的查询功能,对掌握设备、电网的运行状况有很大的帮助。

3.5 解决部分变电站动作频繁问题

某35 kV变电站负荷波动大,导致主变调档、电容器投切频繁。由于设备有动作次数的限制,一旦各个时段的动作次数用完后,即使电压越限,系统也不会再对其进行调节,导致该变电站电压合格率长期偏低。通常,负荷的性质难以改变,只能对AVC系统的策略和参数设置进行调整,具体操作是:(1)将该变电站的电压上、下限值适当调大以降低动作的敏感性;(2)将该变电站与上一级变电站的联络开关人工置数为分,使其无需为上一级变电站的电压、无功、功率因数调节出力。通过调整,该变电站的设备动作次数大大降低,电压合格率大幅提升。

4 结语

通过对分布式AVC系统的各项措施实施优化,增强了系统在县局层面应用的稳定性和实用性。改进后的AVC系统明显提高了电压合格率,降低了网损,取得了良好的经济效益,减轻了调度中心值班人员的劳动强度,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的自动化水平。

参考文献