电压自动控制论文（精选12篇）
电压自动控制论文 第1篇
基于全局电网信息进行协调优化的电压/无功控制是智能电网的重要特征之一, 也是高水平电网调度控制的显著标志。电网的调度和控制是分层分区的, 各控制中心往往设置独立的电压/无功控制系统, 以保证本区域内电网的经济运行与电能质量, 然而电网却是联系在一起的整体, 两者之间存在着矛盾。因此, 如何实现全网无功的合理分配及区域电压的协调控制一直是研究的热点。
以法国[1]、意大利[2,3]、比利时[4]及西班牙[5]等欧洲国家的方式为代表的三级电压控制模式, 侧重于在空间范围上协调各区域的电压/无功水平, 该模式以中枢母线、控制区域为基础, 其以硬件形式实现的区域控制器在应用于中国这种电力系统发展较快和运行工况实时变化幅度较大的地区时有一定的难度, 而且当前也越来越难满足其关于区域间无功弱耦合的假设。
文献[6-7]提出在二级电压控制器上附加联络线无功潮流变化量的反馈信号, 以抑制区域间无功的影响, 这要求联络线无功潮流变化必须是单调且可预测的, 否则效果不理想。文献[8-9]研究了级联系统中, 进行变压器和电容器协调控制以实现无功的合理分布及避免电压控制振荡的问题, 但其方法应用到复杂网络时比较困难。文献[10-11]提出了一套实施方案:将大电网按电气耦合紧密程度进行“软分区”, 并由上级电网调度中心通过协调变量来指导和考核各下级电网调度中心。下级电网的电压控制系统除了满足本级电网的控制目标外, 还需要实时跟踪由上级电网给出的协调变量的设定值, 在实际中协调变量多选用关口电压或关口功率因数;该方案区域间信息交换很少, 不涉及各级电压控制系统的具体逻辑, 具有较高的实用性。但有时电压/无功控制系统的管理区域已事先给定, 并不能保证完全符合“软分区”的要求;同时, 用由多个区域共同影响的关口电压或无功作为指标来指导并考核单个区域可能是不公平、不合理的, 且仍可能存在控制振荡和无功储备不均衡的问题。
文献[12]基于传统的省、地电网自动电压控制 (AVC) 系统, 提出了适合中国省级电网的最优潮流、三维分解等协调模式, 但是传统的AVC系统通常是单方向、集中式控制结构, 存在互动性和可靠性不足的问题。针对此问题, 文献[13-14]提出正常情况下集中控制与故障情况下自律分散控制相结合的控制模式, 构建了地区电网自律分散式AVC系统, 实现了不同状态下的协调优化控制, 有效提高了系统的可靠性。然而, 大电网发展的耦合化、容性化和复杂化使得电压调控的难度越来越大, 具体表现为省、地电网间的电压调控失配。文献[15-16]根据省地电压调控失配问题的机制, 从空间、时间与目标3个维度上剖析省地调控配合的关系, 并提出引入关口电压判据, 驱动AVC动作投入电容器的解决策略, 实现上下层电网协调控制, 但是对于省级电网这样的复杂系统, 该解决策略的可靠性还有待验证, 且可能经济成本较大。文献[17]提出通过各电压/无功控制中心共享数据, 实现多区域电压/无功的协调控制, 并达到全局控制的纳什均衡;文献[18]也是基于博弈论的思想, 通过建立大电网电压/无功控制的合作博弈模型, 避免电压调控失配的问题;但对于电力系统这样一个高度复杂的动态网络, 高效率的纳什均衡的求解显然是十分困难的, 还需要不断研究。
文献[19]提出一种区域电压控制偏差 (VACE) 指标以代替关口电压或关口功率因数作为协调变量, 能够区分无功扰动发生的区域, 但仿照自动发电控制而设计的VACE指标是否适应区域电压/无功控制还有待研究。文献[20]利用有功、无功解耦后的网络方程推导出边界节点的最优无功注入方案, 从而实现互联电网协调无功控制;但该方法仅考虑了单一的网损优化目标, 没有考虑到安全性的问题, 并且其最优无功注入量的求取也较为复杂, 不利于实用。
本文根据“区域电网电压/无功调节水平的提升不应以全局或相连电网调控能力的损失为代价”的思想, 以互联电网网络方程为基础, 分别推导了区域电网有功网损最小时以及用L指标评估的静态电压稳定度最优时所对应的联络节点无功注入量表达式。进而根据分解协调计算思想, 设计了兼顾电压静态稳定和经济性的互联电网区域电压/无功协调控制模型, 较好地实现了兼顾电压稳定性和经济性的互联电网电压/无功协调控制。
1 互联电网电压/无功协调控制
设有如图1所示的互联电网, 区域电网A以m条联络线与区域电网B相连, 如图1所示, 节点i, j, h, e分别代表区域电网A和B的边界节点。
解耦有功、无功后网络节点电压、无功间的关系如式 (1) 所示[21], B为电网的电纳矩阵, ΔU为节点电压变化量, ΔQ为节点注入无功变化量。
因此, 当区域电网A进行电压调控时, 其调控结果会通过联络线影响区域电网B边界节点的电压或注入无功的变化, 进而可能改变区域电网B的无功分布和电压水平。如果区域电网A进行电压调控时已知区域电网B边界节点无功功率变化与区域电网B有功网损和电压稳定指标间的关系, 则区域电网A的控制策略可能兼顾本区域电网与相邻区域电网的电压/无功调节, 实现“区域电网电压/无功调节水平的提升不以全局或相连电网调控能力的损失为代价”的协调控制。
2 有功网损与节点无功注入变化量
电网的有功功率损耗可定义如下[22]:
式中:m和b分别为电网的节点数和支路数;Rbi为支路bi的电阻;为支路初始电流相量;为支路电流变化量;为节点注入电流变化量;Eij为矩阵E中的元素, E为根据回路分析法推导的节点注入电流变化量与支路电流变化量间的关系矩阵[22]。
令fbi0r和fbi0i分别为支路bi初始电流矢量的实部和虚部;Erij和Eiij分别为Eij的实部和虚部;且与节点j注入无功改变量ΔQj的关系如下式所示:
式中:vj为负荷节点j的电压幅值。
则由式 (2) 可得:
将式 (4) 对各节点ΔQj求偏导可得式 (5) , 再对ΔQj求偏导, 可得有功损耗对节点无功变化量的海森矩阵如式 (6) 所示。其中的变量说明可参见附录A的A1节。
可以证明, 该海森矩阵为半正定矩阵, 故式 (4) 所示有功损耗函数为凸函数, 其极值存在且为极小值, 详细证明过程参见附录A的A1节。令式 (5) 为0, 可求得Ploss取极值时的各节点无功注入变化量如下式所示:
式中:Fbr和Fbi为支路电流向量;其他各参数的详细表达式见式 (8) 式 (11) 。
需要注意的是, 由式 (7) 求得的最小有功网损是理想情况下的值, 实际中是难以达到的, 但其反映了节点无功注入变化量与网络损耗间的关系, 可以用来判断电网网损的变化趋势。
3 静态电压稳定L指标与节点无功注入变化量
Kessel推导了评估负荷节点局部电压稳定的指标Lj[23], 如式 (12) 所示, 具体推导参见附录B。
式中:为负荷节点j的节点功率;为来源于系统的其他负载的等效功率;为负荷节点自导纳的共轭;αL为负荷节点的集合;为负荷节点i的电压相量;为负荷节点i与j间互阻抗的共轭;为系统对负荷节点i的等值负荷。
对系统电压稳定进行评估时, 可取所有负荷节点的局部电压稳定指标的最大值作为系统电压稳定指标, L取值在0~1.0之间, L取值越小表明系统越稳定, 当L趋近于1时, 系统电压趋于不稳定。由式 (12) 可以推出:
式中:;Pi和Qi分别为负荷节点i注入的有功和无功功率;θi为节点i的电压相角;Rij和Xij分别为负荷节点i, j之间的电阻和电抗。
式 (13) 对Qi求二阶偏导数, 可得海森矩阵式 (14) 。可以证明, 该海森矩阵为半正定矩阵, 故式 (13) 所示L指标函数为凸函数, 其极值存在且为极小值。
式中:
求解L/Qi=0, i=1, 2, , m, 可得L指标取极小值时各负荷节点Qi如下式所示:
式中:P为节点有功功率向量。
其他各参数详细表达式如下:
4 协调多目标控制模型
综上所述, 兼顾电压稳定的互联电网的电压/无功优化协调控制问题可表述为:
式中:Ab和Bb分别为区域A和B边界节点的集合;Qlk为根据文献[20]的方法计算的进行区域电压/无功优化调节后边界节点的无功注入量;ΔQe为相连区域边界节点处实际无功注入量与经济性最优无功注入量Qec的差值, Qec可由式 (7) 求解, 因此ΔQe反映了本区域电压/无功调节对关联区域有功网损的影响;Llocal为进行调节区域的L指标;ΔQs为相连区域边界节点处实际无功注入量与由式 (16) 求得的稳定性最优无功注入量QL的差值, 其代表了本区域电压/无功调节对关联区域电压稳定性的影响;g (x) 为优化计算要考虑的不等式约束, 为变压器变比调节范围, 节点电压允许波动范围, 发电机无功功率限值, 并联电容器的功率和发电机机端电压的限制范围;h (x) 为优化计算要考虑的等式约束, 包括潮流计算的有功功率平衡和无功功率平衡方程。
各区域电压/无功控制中心独立计算本区域所有计算, 只将协调计算所需等值导纳矩阵及无功注入量等传输到相连电网电压控制中心, 如图2所示。
对该模型区域间信息交互过程的详细分析参见附录C。由于模型4个优化目标有可能相互矛盾, 即本区域Ploss的减小有可能导致边界节点处无功注入量与互联区域经济性最优无功注入量的偏离程度增加;本区域电压稳定性的提高可能导致ΔQs的劣化, 即相连区域电压L指标的增大;以及有功网损与电压稳定两类优化控制目标本身也可能相互矛盾。所以不宜使用权重法将4个优化目标合成为一个目标函数[24], 而考虑采用基于Pareto-最优解集思想的多目标进化算法 (MOEA) 求解该模型。
5 仿真算例
本文采用2类仿真模型, 分别模拟有电源大容量电网与无电源源配电网的互联以及两个容量相当的有电源网络的互联。控制模型的优化求解采用文献[20]的自适应ε-支配域多目标进化算法 (AeMOEA) 。该方法能较快速的计算多目标优化问题的Pareto解集, 最优解的选取采用权重法 (见式 (18) ) , 权重系数设计原则为:①稳定性优先于经济性;②本区域优化优先于相连区域的优化。
式中:下标ori代表对应目标的初始值。
1) 模型一:由IEEE 14节点模型和一个实际10节点无源网络组成的试验网络[15] (见附录D图D1) ;无源网络总有功负荷150.7 MW、总无功负荷11.5 Mvar;包括9台可调变压器, 调节范围8挡 (0.9~1.1 (标幺值) ) ;7组并联电容器组, 每组电容器可分3次投切;网络与IEEE 14节点模型的4号节点相连。对无源网络分别采用本文的协调控制模型和仅考虑本区域网损和L指标最优的无协调优化模型进行电压/无功优化, 约束条件包括发电机无功限值, 母线电压上、下限约束 (0.95~1.05 (标幺值) ) 。分别进行12次仿真, 负荷按照早上08:00到晚上19:00如图3所示的恒功率变化曲线改变。
图4显示了按照本文所提方法与忽略本区域调控对相关联区域影响的常规方法针对无源网路电压/无功调控的结果。两种控制方法的仿真参数, 随机数据完全相同, 参见附录D。由图可见, 两种方法都实现了对网损和电压稳定指标的改善。并且, 普通方法所得12次仿真结果在两个调控目标方向上都明显优于本文方法, 因此从本区域调控角度显然普通方法调控策略更好。图5是两种方法的调控策略对整个系统相应指标的影响结果。
由图5可见, 常规方法所得的12个时刻的控制策略全部使得全区域的有功网损和电压稳定指标变差了。也就是说对无源网络进行的电压/无功调控, 虽然优化了调控网络自身的调控目标, 却导致了全系统相应指标的恶化, 并没有真正的实现“优化”控制。而本文的协调控制方法, 虽然在调控区域内的优化效果不如常规方法, 但从全系统的角度, 有效实现了电网经济目标和电压稳定目标的优化控制。显然, 图5所示结果才是进行调控后, 电网的综合变化效果, 这也在一定程度上反映了在互联系统中, 忽略区域间相互影响的调控策略很难做到全局优化。
2) 模型二:采用IEEE 118节点分区模型[15], 模拟两个容量相当的互联有源网络的电压/无功控制, 详细结果与分析参见附录D。通过该模型的仿真, 验证了本文所提出的协调控制方法对该类网络模型同样有效。
6 结语
本文推导了电网电压稳定L指标与有功网损函数的极值存在并为极小值。并得到了L指标与有功网损取极值时的关联节点无功功率表达式。
根据区域电网协调控制的思想设计了兼顾控制区域与关联区域控制效果的电压/无功协调控制模型。
本文所提出的方法可以较好地保证不同电网运行控制中心间信息的安全性。即实施调控的电网无需掌握全部的互联电网参数, 也可实现协调控制。
附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。
摘要：互联电网各控制中心在进行电压/无功控制时有必要采用协调控制手段, 以实现无功的合理分布, 避免控制振荡。文中以互联电网网络方程为基础, 分别推导了基于L指标的节点最优无功注入量和对应电网有功网损最小时的节点最优无功注入量。进而根据分解协调计算思想, 设计了兼顾电压静态稳定性和经济性的互联电网区域电压/无功协调控制模型。最后分别通过两种互联电网模型的仿真实验, 验证了所提出的兼顾电压稳定的互联电网电压/无功协调控制的机理与方法的正确性与有效性。
AVC系统电压无功控制策略资料 第2篇
概述：
电压控制策略目的是即时调节区域电网中低压侧电压以及控制区域整体电压水平，使得电压稳定在一定的区间内。针对AVC系统各个功能来说，电压控制是优先级最高，保证电压稳定在合格范围内也是AVC系统最重要的目标。AVC系统的电压控制分为两部分即区域电压控制和单个变电站的电压校正。通过两部分调节即可以保证所有母线电压稳定在合格范围内，又有效的减少了设备控制震荡。
区域电压控制：
区域即电气分区，所谓区域控制就是整体调节每一个电气分区（以下称作区域）的电压水平，使之处在一个合理范围内。首先以AVC建模结果为基础，分别扫描每个区域中压侧母线电压水平，通过取当前母线电压和设定的母线电压上下限作比较，分别统计每个区域中压侧母线的电压合格率(s%)。然后用此合格率和设定的合格率限值(-d%)比较，如果s>=d,说明对应区域整体电压水平相对合理，不需要调整。如果s 单个变电站电压校正类似于VQC设备的控制原理。通过调节主变分头和投切电容器来调节低压侧母线电压，使得母线电压稳定在合理范围之内。在调节分头和投切电容器两种调节手段取舍上我们的做法是有限投入电容器来调节电压。 综上所述，两种电压控制手段不是孤立的，两者之间有先后轻重之分。通常做法是载入电网模型之后，首先进入区域电压调整程序。分别判断每个区域的整体电压水平，对需要调节的区域启动区域电压调整程序，只有当区域电压水平达到一个合理水平时，再依次对每个变电站进行电压校正，最后达到母线电压全部合格的目的。 两种手段结合可以避免单一的调节区域低压侧母线带来的弊端，例如220Kv变电站110Kv侧电压越限导致下级110Kv变电站10Kv侧越限无调节手段。另外在抑制设备控制震荡方面也有很好的效果，例如220Kv变电站和下级110Kv变电站同时越限同时调节，调节之后导致下级110Kv变电站低压侧母线相反方向越限再次调节。 四、就地电压控制 就地控制主要策略如下： 1、10kV电压低，且220kV电压偏高，则优先上调主变档位，然后投入电容器； 2、10kV电压低，且220kV电压正常，则优先投入电容器，然后上调主变档位； 3、10kV电压高，且220kV电压高，则优先切除电容器，然后下调主变档位； 4、10kV电压高，且该时段处于负荷下坡段，则优先切除电容器，然后下调主变档位； 5、10kV电压高，且220kV电压正常、负荷处于平稳阶段，则优先下调主变档位，然后切除电容器； 6、投入电容器时进行预判，如果下列条件成立则不投入电容器，上述电容器优先投入动作被过滤； 投入电容器时主变无功倒流； 投入电容器时关口倒送； 该时段电容器动作次数越限； 该电容器已投入； 该电容器被切除后时间小于5分钟（可设）； 该电容器退出自动控制（在闭环模式下有效，开环模式下无效） 7、调整主变档位时也进行预判，如果下列条件成立则不进行档位调节，上述主变档位优先动作被过滤： 主变并列运行档位相差大； 主变档位动作次数越限； 主变处于极限档位（最高档/最低档）； 主变上次调整时间小于2分钟； 该主变退出自动控制在闭环模式下有效，开环模式下无效） 8、并列电容器投切考虑如下策略： 如果不允许并列投切，则该母线上当某电容器投入时，其余电容器自动禁止再投入； 动作次数少的电容器优先动作； 9、并列主变调节时考虑如下策略： 根据拓扑判断是否并列运行； 档位调整时交替调节，调整过程中减少档位不一致时间； 对于7档、17档并列运行主变，人工设置并列运行档位，调节时自动对齐使变比一致 控制结构： bus_control否220kV电压高？是10/35kV母线电压低？10/35kV母线电压低？220母线电压高否否220kV电压低或正常？10/35kV母线电压高？regul_bsxf（上调主变档位），成功？否regul_bscp（投电容），成功？是regul_bscp（投电容），成功？否220kv正常？regul_bscp（切电容），成功？否regul_bsxf（下调主变），成功？regul_bsxf（上调主变档位），成功？是是退出regul_bsxf（下调主变），成功？是regul_bscp（切电容），成功？退出退出退出 第五部分 AVC无功控制 一．概述 1.控制目标 地区电网AVC的无功控制以尽可能满足无功就地平衡，减少无功长距离输送，从而降低系统网损为目标。 2.控制对象 地区电网AVC的无功控制对象可以有：有载调压变压器分接头、容抗器、地方电厂发电机的可调无功出力以及其它柔性输电的无功调整装置等。其中，有载调压主变和容抗器是最常用和最普遍的无功调节手段，前者用来改变无功分布，后者可补偿或吸收无功。 3.约束条件 地区电网AVC以保持电网安全稳定即保证电压水平合格为首要目标，因此无功控制始终以各等级母线电压为约束条件，无功调整时不得导致母线电压越限。 另外，无功控制时还要考虑设备动作次数和动作时间间隔等约束条件。 二．实现方案 地区电网中，无功负荷分布广泛且随着有功负荷的持续增减而连续变化，而作为无功来源的无功补偿装置则相对集中，且补偿容量具有一定的离散性，因此在实际工程中，难以做到真正的无功就地平衡和无功优化，可行且易于实现的是无功的次优化分布，即在尽可能小的范围内实现无功按分区平衡。 1.分区 在110kV及以下电压等级电网解环运行后，220kV等级以下配网呈树状分布（如图1所示）。在这种情况下，可对地区电网以220kV母线为根结点进行区域划分，从而形成多个分别包含一个220kV变电站及其下属一个或几个110kV变电站的分区，各分区之间的联络点为位于分区关口的220kV母线，彼此耦合性大大降低，从而为无功分区平衡创造了便利条件。 图1.典型地区电网接线图 2.无功控制 如图2所示，在分区形成后，可得到若干区域，每个区域包含一个220kV变电站及若干110kV变电站的大区域A及以单个110kV站为单位的B、C等区域。对于A区域，其控制点为关口220KV母线,控制对象为其区域内的所有容抗器；对于B、C区域，其控制点为本站的110kV母线，控制对象为各自站内的容抗器。 区域A线路B区域B线路C区域CA站C站B站 图2 地区电网分区结构图 【摘 要】随着电力系统自动化水平的不断完善与提高，自动电压控制（AVC）系统在各地得到越来越广泛的应用。本文简单介绍地区电网AVC系统的一般结构，并提出一系列针对AVC系统闭环运行的安全控制策略，对提升AVC系统的安全可靠性，指导AVC建设，促进调度自动化系统的发展有着实际意义。 【关键字】电力系统，自动电压控制，安全策略 1、AVC系统概述 自动电压控制系统简称为AVC系统，主要用于对全网无功电压运行状态实施集中监控及计算分析，并从全局角度出发对地区电网的广域分散无功装置实施优化协调控制[1]。该系统可有效保证全网电压稳定，并提供优质的电压水平，且能切实提升电网的经济运行效益。可以说，AVC系统是电网调度自动化智能软件向闭环控制实践方向的科学拓展，也是地区电网无功电压经济运行的重要技术支撑。为有效降低电网运行的不安全因素，合理实施对命令传输各环节的高智能控制，确保各级控制过程的可靠流畅运行，AVC系统采用了与SCADA/EMS平台一体化的设计方案，有效防止了调度运行人员因维护众多自动化系统而导致工作量大幅增加，进而避免了因大量复杂操作而引发各类不安全问题。 2、AVC系统工作流程 AVC系统与地区电网主站调度中心EMS平台进行一体化设计，通过网络分析模块获取有效的控制模型，通过SCADA获取实时量测数据，并依据电网运行的实时状态展开在线的分析与计算。同时AVC可通过SCADA系统的远动通道输送遥调、遥控命令，对变电站的变压器分接头和低压侧容抗器开关进行合理操作，从而逐步实现全网无功电压的优化分布的目标。 3、AVC安全策略 3.1电網安全运行规范 安全运行是电力系统对主站调度软件，特别是自动控制软件的基本要求。AVC安全策略涉及主站系统安全、软件运行安全、电网安全等各个方面。AVC建立开放式的闭锁信号库，可以方便地自定义和增减闭锁信号，保证程序可靠运行和设备安全调节。 AVC运行管理规范[2]对安全策略的要求包括：支持主网电压过低闭锁。在220kV主网电压过低的情况下，AVC系统要闭锁220kV主变分头上调，同时尽量投入下属110kV及35kV站的电容器，禁止其主变分头上调，防止主网电压崩溃；考虑设备挂牌、检修、控制周期、动作次数等因素，对有上述异常的设备自动闭锁并提出告警；为了防止环流，对于并列运行的主变档位需进行交替调节；对于并列的电容器需进行循环投切；针对主变和电容器建立异常事件告警机制；主进程需自动周期检测并实时响应站端保护信号，根据信号特性（软闭锁/硬闭锁）闭锁相应设备并发出告警。软闭锁类型的闭锁可以自动复归，硬闭锁类型的闭锁需要手动复归；根据权限管理保证系统使用安全，没有配置AVC操作权限的用户不能进行AVC相关操作。 3.2AVC闭锁逻辑 自动电压控制系统（AVC）应具备异常情况下闭锁相应设备的可靠措施与手段[3]。在下列条件时，应闭锁相应设备控制：当所控制的设备有保护信号动作；当控制命令发出超过一定的时间，控制设备不能动作；控制设备的动作次数超过规定的每天最大次数；变压器档位一次控制变化大于一档（即一次只能调节一档）；控制设备有人工操作时；当控制设备量测数据无效、异常和明显错误时；在下列条件下，应闭锁区域内所有设备控制：区域关口无功功率超出设定的闭锁限值； 2、区域关口高压侧母线电压超出设定的闭锁限值。 AVC还应具备以下保护信号处理功能：能够处理保护信号，支持瞬动或自保持、自动复归等各类保护信号；能够根据设置的限制条件生成主站端闭锁信号，支持人工复归、自动复归两种类型；能够对站端保护信号与主站端闭锁信号进行合并，并以此判断无功设备是否可控。 3.3保护信号闭锁 AVC可以通过SCADA系统的远动通道接收站端保护信号，并将保护信号与控制设备关联，保护动作时闭锁关联设备，保护复归时可解锁。AVC可以方便地配置保护信号和控制设备之间的关联关系，可以多对一，也可以一对多。 3.4异常事件闭锁 AVC需建立异常事件库，采取事件触发闭锁机制，并支持扩充。AVC考虑的闭锁事件包括：自动读取SCADA/EMS系统中设备检修牌，对检修设备自动闭锁，等待人工复位；根据设备相关联的开关刀闸状态进行网络拓扑，自动判断设备热/冷备用状态，热备用设备可在线控制，冷备用设备自动闭锁； 按安规/运规设计，当电容器和变压器控制次数达到日动作次数限值时，自动闭锁该设备并报警，防止控制次数频繁对设备造成损坏。日动作次数可人工设置并按时间段分配； 电容器和变压器遥控不成功，拒动超过设定次数则闭锁； 处于自控状态时，手工操作电容器或变压器将自动闭锁，即手动优先； 主变并列运行时，两台主变档位不一致时闭锁主变调节并告警。（当两台主变型号不一时，如一台主变7档，另一台主变为17档并列运行时，可人工设定并列档位对应状态）； 3.5其他信号闭锁 除以上闭锁信号外，AVC还应考虑： 1、厂站工况退出、遥控遥调通道出现故障或平台出现其它故障时自动闭锁； 2、用户AVC应用权限，控制用户是否能进行AVC操作及置数，自动记录用户修改参数等操作信息，保证系统安全性。 3.6闭锁信号复归方式 闭锁信号的复归采用两种方式，一种为自动复归方式，即由自动复归类型的站端保护信号和主站告警信号产生的闭锁，在所有保护信号和告警信号复归后，则闭锁总信号复归（相当于遥信分闸位置）；另一种为手动复归方式，即由手动复归类型的站端保护信号和主站告警信号产生的闭锁，在保护信号和告警信号复归后，需在人工进行确认并复归后，闭锁总信号才能复归。 4、结语 安全闭环控制策略是电网调度自动化AVC系统安全性运行研究的主体内容，合理的闭环控制实践策略直接影响着AVC系统的安全可靠性。因此在系统设计与应用实践中，我们只有从电网的实际运行状况及特征出发，树立提升系统安全性的科学实践目标，有目的、有针对性进行安全控制，才能最终促进电网调度自动化系统的稳定、安全、经济运行与可持续发展。 参考文献： [1] 黄华，高宗和，戴则梅，等.基于控制模式的地区电网AVC系统设计及应用[J] .电力系统自动化，2005，29（15） ： 77-80. [2] 劳志春.电压无功自动控制装置在变电站中的应用[J].电网技术，2007，31（S1）：239-240 电力系统的无功补偿与无功平衡是保证电压质量的基本条件,对保证电力系统的安全稳定与经济运行起着重要的作用。电压无功控制的发展起源要追溯到上世纪60年代的全网OPF离线仿真,及随后应用的变电站局部VQC在线控制。随着计算机通信技术的进步,上世纪90年代,法国实现了全网三级电压控制系统;2001年后,我国福建、江苏、河南和安徽等省网,对全网实时无功电压优化控制进行了有益的尝试。各省网AVC系统实践表明,AVC系统的推广应用有助于提高系统的电压质量及安全稳定运行水平,并有效降低网损,同时可减少运行人员调整无功的工作量从而切实提高了工作效率。清远地区地处广东的西北部,夏季小水电资源比较丰富,拉网负荷较少,冬季拉网负荷较多,季节性明显;日负荷表现出日谷夜峰的用电模式,是典型用谷期是的工业区,峰谷用电负荷差别很大,电压的波动也随之出现较大变化。因此,建立一个有效的AVC系统是非常有必要的,对于全网实时无功电压优化控制,有着极其重要的作用。 2 AVC系统控制方案 清远供电局地区电网自动电压控制系统(AVC)是基于OPEN-3000调度自动化平台建立的,控制设备对象是变电站有载调压主变分接开关和电容器,其主要功能是在保证电网安全稳定运行前提下,保证电压和关口功率因数合格,并尽可能减少线路无功传输、降低系统因不必要的无功潮流引起的有功损耗。从网络安全防护和方便维护角度出发,我们实行AVC与OPEN-3000平台一体化设计。我们从PAS网络建模获取控制模型,从SCADA获取实时采集数据并进行在线分析和计算,对电网内各变电站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。以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,实现全网无功电压优化控制闭环运行,是保持系统电压稳定、提升电网电压品质、提高无功电压管理水平和整个系统经济运行水平的重要技术手段。 AVC的总体控制方案是对电网进行分层分区控制,使AVC控制在空间上协调作用。分层一般根据电压等级划分;分区是根据无功平衡的局域性,以一个220kV的变电站为中心,将该厂站和其所属下级厂站及设备作为一个分区,必要时以电气距离远近进行理论分区并作校正。在总的分层分区控制方案下,按时间特性和各种控制设备的响应特性细分为三种控制模式,如表1所示,使AVC控制在时间上协调作用,根据系统电压无功变化自动切换。AVC控制流程如图1所示。 3 AVC系统控制策略表1 AVC控制模式表 3.1 AVC系统的控制的测试模型 AVC在线运行时,直接从SCADA实时取得遥信遥测,并通过前置机直接下发遥控命令,要求SCADA系统运行正常。以下测试内容在运行态或模拟态下均可进行。下文功能测试以如图2所示典型区域电网为测试对象,该图(对象)反映了地区电网分片分区实际运行方式特点,实际操作时以EMS系统为测试平台,A、B、C仅为实际厂站编号。 3.2 AVC的控制策略 AVC具体的控制策略如表2所示。 3.3 AVC控制策略控制步骤 1)电压校正控制 AVC控制设备对象是变电站有载调压主变分接开关和电容器,变压器和电容器协调配合,提高电容器投入率,实现电压无功综合优化。电容器投切时进行电压预算,避免电压投切振荡。考虑负荷曲线动态特性,减少设备动作次数。 选择C站为测试厂站,10kV电压上限为10.6,电压下限为10.2。 2)区域电压优化控制 当区域内无功分布合理,但厂站电压普遍偏高(低)时,调节枢纽厂站控制装置,可以尽可能少的控制设备调节次数,最大范围使电压合格,同时避免了两级电网多变电站多主变同时调节引起振荡。 选择A站及其下级变电站(B、C站)为测试厂站,10kV电压上限为10.6kV,电压下限为10.2kV。 3)无功分层分区平衡控制 在电压合格时按无功分层分区或尽量就地平衡的优化原则检查线路无功传输是否合理,通过实时灵敏度分析计算决定投切无功补偿装置尽量减少线路上无功流动,降低线损并调节有关电压目标值。 区域无功欠补(不足),流进区域无功偏大时,从最末端低电压等级厂站开始逐级上溯寻找可投入电容器,使得无功潮流尽量满足分区平衡,线路上无功流动最小。区域无功过补(富余),使区域无功倒流时,如果该区域不允许无功倒流(人工设置),则从最首端高电压等级厂站开始逐级下行寻找可切除电容器,消除无功越限。 由于无功负荷变化及电容器容量配置等原因,实际运行中无功不可能完全满足就地或分层分区平衡,在保证总的受电关口无功不倒流的前提下,同级电网各变电站之间无功可以倒送,以实现网损最优。选择A站及其下级变电站(B、C站)为测试厂站,A站220kV主变高压侧无功不允许倒流,其下级110kV电网缺省允许无功适当倒流,但也可以人工设置强制不允许倒流。 4 清远供电局地区电网自动电压控制系统的成效 清远地区电网自动电压控制系统(AVC)投入运行,系统通过SCADA实时的监视整个电网的电压情况,并智能的分析各区域、各电压等级、各变电站电压变化和有功无功出力,合理地控制着各电容及电感的投退和变压器分接头,将整个清远电网的实时电压调控在合理的范围内,特别是应用在清远这种电压波动较大的电网,在降低整个电网损耗、提高电压质量、提高客户满意度和降低调度员的工作强度等各个领域发挥了积极重要的作用。 5 结论 清远地区电网自动电压控制系统(AVC)对于提高电网电压质量有重要作用,是南方电网公司技术创先的重要组成部分,是南方电网公司在中长期发展战略的具体表现,是逐渐发展智能电网的重要举措,是对国家要求节能减排的深入贯彻,该系统的应用是清远电网在智能化发展方面的重要里程碑。 摘要：该文简介了AVC(无功电压优化控制)系统发展过程以及其控制方案,对AVC控制策略提出了自己的独特见解,对电网实时无功电压优化控制,确保电压质量良好提供一种比较先进的技术控制手段。 关键词：无功补偿,无功平衡,电压质量,无功电压优化控制(AVC) 参考文献 [1]刘建辉.地区电网无功优化闭环控制系统的实现[D].广州:华南理工大学,2009. [2]吴志鹰.地区电网电压无功控制系统的实现与应用[D].广州:华南理工大学,2010. [3]何人民,李先锋.电压无功控制系统应用分析[J].中国科技信息,2010(24). [4]蔡方明.南昌电网自动电压控制系统设计与实现[D].南昌:南昌大学,2010. 网 技 术 Power System Technology Vol.37 Supplement 1 Jun.2013 文章编号：1000-3673（2013）S1-0000-00 中图分类号：TM 76 文献标志码：A 学科代码：470·40 桥湾风电场智能无功电压控制策略 张丽坤，郭宁明，董志猛，栾福明 （国网电力科学研究院，北京市 昌平区 102200） A Reactive Power Control Strategy of Qiaowan Wind Farm ZHANG Likun, GUO Ningming, DONG Zhimeng, LUAN Fuming(State Grid Electric Power Research Institute, Changping District, Beijing 102200, China)摘要：风电场智能无功电压自动控制(auto voltage control，AVC)对风电场的无功电压调节，降低电网损耗、保持电压稳定性有着重要的作用。文章介绍了桥湾风电场自动电压控制的原理、算法、控制方法、系统规模及及安全控制策略。结合系统整体的电压调节能力、风机无功出力、静止无功补偿系统(static var compensator，SVC)无功出力调节、风场间的无功调节试验，总结了AVC系统在桥湾风电场的调节效果。结果表明AVC系统可以合理地分配无功目标给风机及SVC等无功补偿设备，将风电场高低压侧母线电压控制在调度要求的范围之内，使各无功源运行在较优电气点。关键词：无功电压控制；无功目标分配；无功优化 机。场站规模大，场内设备种类复杂，固有的间歇性给电网运行带来了极大的挑战，风电场智能无功电压控制系统的建设对该厂站整体的无功电压控制起到了积极地作用。本文总结了桥湾风电场自动电压控制工程实施的内容及经验，希望能对实施该系统的电厂的运行及管理有所裨益。压控制原理及算法 1.1 控制原理 风电场AVC是根据调度的指令和风电场并网点的信号，调节风电场的无功补偿设备及风电机组本身的控制系统。其输入信号有调度的指令、并网点的有功功率、无功功率、电压等，控制目标为保持风电场的无功/电压在调度要求的范围内；控制对象包括风电场并网点电容器、电抗器的投切、静止无功补偿系统(static var compensator，SVC)的控制、静止式无功发生器(static var generator，SVG)的控制、风场机组的控制，通过对离散/连续的风电场无功设备出力的协调，提高对风场电压/无功的支撑。其中，风场机组的控制通过风场能量监控平台，无功电压自动控制(auto voltage control，AVC)通过风场能量监控平台，下达风电机组无功目标，由风场能量监控平台来协调风场内各机组的无功，从而实现对整个风电场的无功优化控制，控制原理如图1所示。1.2 控制策略 对风电场无功的控制可以通过对母线电压及风机机端电压的控制来实现。 风场无功电压稳定是通过风电场建模，综合考虑升压变、箱变、馈线、风机等设备的无功需求，实时计算风场整体无功裕度，协调利用SVC、风机以及分接头的无功调节能力，保持风电场无功平衡 0 引言 目前，风电以前所未有的速度迅猛发展。由于风电本身固有的间歇性给电网运行带来了极大的挑战，其引起的无功电压问题日益受到关注[1-3]，目前风电接入电网主要的无功调节问题表现在2个方面。首先风电场目前缺乏统一的无功/电压控制设备，风电场高压侧母线(并网点)电压波动大，难以满足电网电压考核要求；其次风电场无功调节设备间缺乏协调控制，当出力变化严重时，机端电压波动，容易导致风机机端电压越限脱网事故[4-6]。 风电场电压/无功的水平影响到风电场有功出力的稳定及系统的安全稳定，保持风电场的电压稳定具有十分重要的意义[7]。风电场智能无功电压控制系统按照选定的智能化控制策略，协调风电场各无功源的无功出力，将风电场高低压侧母线电压控制在调度要求的范围之内，使各无功源运行在较优电气点，是提高风电场的电压/无功支撑能力，实现风电场可观测、可调度、可控制的重要手段。 桥湾330 kV升压站由华能酒泉风电有限责任公司、华润电力风能有限公司、甘肃中电酒泉第四风力发电有限公司3家共同出资建设，共193台风 2 许纯信等：居民用电设备智能电源线的设计与应用 Vol.37 Supplement 1 图 1风电场无功电压控制原理 及电压稳定，并保留足够裕度以应对异常情况，实现风险控制。 风机机端电压稳定是通过风电场状态估计，实现风电场全面监测，同时避免无效采样数据对计算的影响，保证系统的整体可靠性，避免由于电压波动导致风机脱网[8-10]。 图 2风电场无功电压控制算法流程 1.3 算法流程 为系统调控的安全稳定，系统数据库中设定了一些调控相关的控制参数，如调控目标值上限、下限、调节步长等，各参数即规定了调控目标值的调节死区。风电场AVC接收主站下达的电压/无功目标后，会将该目标值和现有的参数进行比对，只有调节目标值偏移死区，才会启动调控算法，进行无功分配。启动无功调节模块，进行无功调节灵敏度计算，算出调节动作对象。将调度下发给风电场高压侧母线电压目标折算为无功目标值，选择不同的控制模式决定风机、SVC各调节装置无功分配量。具体分配算法参考风电场的等值图(见图3)。图3中：U、P、Q分别为当前高压侧母线电压、有功功率、无功功率；Pm、Qm为m侧主变的有功功率、无功功率；Pn、Qn为n侧主变的有功功率、无功功率；W1、Wn、Wi、Wj为风场当前接入的风机组； TCR(thyristor controlled reactor)为m侧主变下接入晶闸管控制电抗器。设当前高压侧母线电压为Ui，母线上所有机组送入系统的总无功为Qi。要求调节的高压侧母线电压目标值为Uj，需向系统送出的总无功为Qj。系统电抗用X值表示，则机组送入系统的总无功调节目标为 jjUjUiQiQU(XUi) 其中 QinQ(i)g g1式中：g为母线上机组的台数；Q(i)g为每个风电机组送入系统的当前无功值。 因此，根据Ui、Qi、Uj、Qj、X即可以确定送入系统的总无功调节目标值。 图 3风电场等值图 在保证总调节量的基础上，依据调节欲度和约束条件，本系统分情况采用3种控制方式，将全场的无功目标合理的分配给风机、SVC。实际运行经验表明：自动控制发电厂无功时，充分考虑SVC、风机在系统电压无功支撑中的作用是十分重要的，调解中需要充分考虑SVC对暂态、动态无功的支撑作用并留出一部分作为备用；考虑每台机组的运行工况，并保持相同的功率因素或调节裕度。1.4 控制方式 计算过程受多重约束条件限制，包括母线电压约束、变压器分接头动作次数约束、风场有功出力约束等。 1）当目标缺额大于动作定值时，采用平衡模式的优化控制方式。此方式在接收到电压目标时，先启动优化算法，计算出风机、SVC各自承担的无功量，然后同时启动风机、SVC的调节，直至达到调节目标。调节完成后，由SVC承担电压目标的 第37卷 增刊1 电 网 技 术 3 跟踪和保持。 2）当目标缺额小于动作定值而高于优化定值时，采用SVC优先调节的优化控制方式，此方式优先控制SVC，当SVC的无功调节能力用尽时，调节风机无功，当风机无功调节达到最大但还是没有达到电压目标时，启动分接头调节提示。 3）当目标缺额低于优化定值时，采用风机无功优先调节的优化控制方式，优先控制风机的无功，当风机的无功调节能力用尽时，调节SVC，当SVC调节达到最大但还是没有达到电压目标时，启动分接头调节提示。 当控制目标达到时，优化控制系统将当前母线目标值保持在死区范围内，并等待接收新的调节目标[11-13]。桥湾风电场无功电压控制系统配置 2.1 桥湾风电场规模 桥湾330 kV升压站电压等级为330/35 kV，330 kV母线采用双母线接线，两回330 kV出线接入330 kV玉门镇变至750 kV敦煌变的330 kV母线侧。桥湾330 kV升压站共安装主变4台，容量为2240 MVA+2120 MVA；35 kV采用单母线(2段)分段接线，进线共36回，每段母线均配置磁阀式可控电抗器(magnetic valve controllable reactor，MCR)型动态无功补偿装置，容量为235 Mvar+ 218 Mvar。此外，本变电站配置2台630 kVA站用变压器及1台315 kVA备用站用变。桥湾风电场共193台风机，每10到11台风机为1个回路，共18个回路。 图 4桥湾风电场通讯工况图 2.2 AVC子站配置 AVC子站配置主备服务器，一台后台工作站，以及8台监控工作站，参见图4通讯工况图。主备服务器互为冗余，同步更新数据库，正常情况下，备系统处于侦听状态，接收来自主系统的广播数据和心跳信号。当主系统故障退出时，备系统接替主系统功能，直至主系统恢复。后台工作站同升压站监控系统和 4套 SVC装置的监控系统均安装在升压站通讯机房内，用于调度员查看风场的运行工况，监控工作站分别放置在各风场的风机监控系统安装在各风场的自动化机房内。2.3 系统软件结构 系统软件包含软件平台及数据库模块、人机接口模块、通讯模块、算法模块、闭锁及限制模块5部分。系统软件平台基于Unix/Linux架构，配置Oracle数据库；人机接口模块负责界面及数据的浏览，定值的整定及下载，数据的统计分析及打印等功能；通讯模块负责通讯接口的配置，通讯数据的预处理，通讯数据及调控目标报文的存储；算法模块按照现场选定的算法执行调控功能，当算法目标达到时，执行目标的跟踪功能；闭锁及限制模块负责闭锁工况下系统的功能及系统各种状态切换下的平滑过渡。 从实现方式来分，又可以分为网络子系统、前置机子系统、数据库子系统、人机接口模块。前置机采集并解析前置数据，得到遥测、遥信、电度等生数据。这些生数据通过网络子系统进行监控和管理，实现客户/服务器数据库访问的数据传输功能，实时刷新数据库。人机界面只是跟实时数据库进行数据交换，按照调度员的需求在人机界面中展示数据、事件、曲线等统计结果。无功电压控制系统特色 3.1 通讯接口丰富 由于无功电压控制系统要与多个风机和SVC厂家通讯，该系统配置了多种通讯接口，规约处理功能很强大，可以支持目前电力系统中基本的通信规约。如支持以太网RJ45或以太网光纤接口，CAN2.0B、RS232/485、E1/G703；支持TCP/IP、IEC 60870-5-103/104、MODBUS-TCP、部颁CDT规约、DNP3.0、SC1801数据通讯协议，也可根据用户要 求自定义数据通讯协议，方便系统的接入和转出。3.2 调节模式灵活 AVC子站投入运行时，默认运行在远方全厂电压控制模式。当电厂15 min没有收到中调的电压目4 许纯信等：居民用电设备智能电源线的设计与应用 Vol.37 Supplement 1 标，与中调的远动通道中断或者中调AVC 主站发生故障时，AVC子站自动切换到就地电压曲线控制方式。AVC后台可以设定就地控制方式，目前有电压曲线控制和人工优化曲线控制方式两种。采用以上策略，可以使得在电厂AVC子站投退和控制模式切换期间，不会对电网运行造成波动。3.3 安全控制策略 1）系统自动根据上下限制，在满足电网及无功设备安全运行条件下，对电压/无功进行调节。 2）系统自动检测SVC、风机的运行状态，当电气量不满足控制条件或系统运行工况发生变化时，系统能够及时修改或调整无功的分配方案。 3）系统设置了多种闭锁条件，如风场母线电压扰动、波动，风场母线高、低压侧电压越限，风场升压低压侧变母线电压越限等。当满足条件时，闭锁相关元件并发出告警信号。3.4 风电场状态评估 由于风电场风机监控系统可能难以提供全部风机信息；同时遥测数据中难免存在一些坏数据，这些因素都会影响到最终调控效果。系统利用最小二乘法估计及卡尔曼滤波等手段实现状态信息的平滑、预计、滤波，根据35 kV馈线量测信息，计算沿馈线各风机电量信息，保障调控的的稳定性和可靠性。桥湾风电场调节效果 目前，桥湾风电场AVC系统具备基本调压、无功优化功能，AVC系统与远动、SVC通讯联调完成，处于正常运行状态。在SVC系统和风机服务器的配合下，较好地完成了风电场整体调压及电压维持功能，下面从5个角度对该AVC系统的调节能力进行分析。363.0 瞬时电压调节测试： 高压侧母线电压 目标值360 kV 目标值359 kV 360.5 Vk/压358.0 电355.5 瞬时电压调节测试： 瞬时电压调节测试： 目标值356 kV 目标值353 kV 353.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min 图 5330 kV高压侧母线电压曲线 1）系统整体电压调节及维持能力。 分析某一日的系统数据，330 kV高压侧母线电压曲线见图5。母线电压目标值控制在359 kV，图 5显示330 kV高压侧母线电压维持在额定范围内，上下死区1 kV；测试过程中，分别设定瞬时目标值356、360、353 kV，变化范围2 kV以内可在3 min内调节到位，并稳定维持在该水平。AVC系统表现出较好的电压调节及维持能力。 2）风机出力及外部系统电压情况。 日常风场有功出力维持在50 MW以下，接近于0出力。3月26日12时起，出力急剧爬升，下午16时左右达到480 MW左右，接近该风场历史最高水平。图6为3月26日桥湾升压站2号主变有功出力变化情况，其他风场有功出力与之类似。图7显示在同一时间段内风场高出力情况下，AVC则通过调节SVC及风机提供了较高的无功出力保证风场内部无功平衡及母线电压水平。 W90 M/功60 有30 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min 图6 桥湾升压站2号主变有功出力曲线 ra vM/功1.0 无5.5 10.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min 图7 桥湾升压站2号主变无功出力曲线 3）风机机端电压运行情况。 3月26日测试中参与调压的海装风机机端电压曲线如图8所示，直驱风机的机端电压曲线与之类似，在母线电压维持稳定的基础上，机端电压也维持了相对稳定。 4）SVC出力控制测试。 3月26日运行测试中，AVC系统对SVC电容自动投切功能进行了测试，测试中较好实现预定目标，SVC电容投切基本接近手动控制效果，1号SVC无功出力曲线如图9所示，其中无功突变位置(尖峰 第37卷 增刊1 电 网 技 术 Vk/压电 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min 图8 海装风机机端电压曲线 r av/功无 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min 图9 SVC无功出力曲线 部分)即为电容投切时刻。 5）风场间无功优化。 长时间运行测试中AVC系统较好的实现无功优化目标：1）风场间无功平衡，平衡风场间无功出力，维持35 k母线电压稳定；2）风场无功平衡基础上，慢速调节SVC及风机出力，控制SVC电容不投切状态下，SVC具备足够上下调节余量(约单组电容实际容量一半)。总结 从桥湾风电AVC系统运行测试情况看，在给出合理电压目标值情况下，风电场AVC系统已经实现了调压、无功优化、数据采集、记录、安全控制等基本功能，桥湾风电场的试验案例可以充分的论证该无功电压控制系统控制策略的有效性。 参考文献 [1] 席晶，李海燕，孔庆东.风电场投切对地区电网电压的影响[J]．电网技术，2008，32(10)：58-62． [2] 吴义纯，丁明．风电引起的电压波动与闪变的仿真研究[J]．电网 技术，2009，33(20)：126-130． [3] 李海峰，黄维新，王亮，等．风电场无功电压控制分析[J]．电力 科技，2012：249-250． [4] 王松岩，朱凌志，陈宁，等．基于分层原则的风电场无功控制策 略[J]．电力系统自动化，2009，33(13)：83-87． [5] 赵利刚，房大中，孔祥玉，等．综合利用SVC和风力发电机的风 电场无功控制策略[J]．电力系统保护与控制，2012，40(2)：45-55． [6] 王亮，张磊．风电场升压站无功控制策略研究[J]．沈阳工程学院 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Control，以下简称AVC）在电网中的应用就显得十分必要，它为现代电网安全稳定控制提供了先进的技术手段。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。 1湛江电网无功电压控制的模式 湛江电网在应用AVC前，一直采用变电站内VAC装置或人工来控制无功电压，VQC装置原理明晰简单，可靠性较高，但是只能控制单个厂站，对全网的协调性较差。而人工控制只是注重母线电压的控制，存在无功窜动大，电容器投切不能和电网实际合理协调，且调整的劳动强度大的缺点。 上述调节手段都只是限于无功和电压的就地分散控制，不能满足保持系统足够的动态无功储备的要求，无功电压的控制难以达到全网优化的目标。因此湛江电网从2009年开始应用AVC系统来实现地区电网无功电压的自动控制。 2湛江电网AVC的构成 湛江电网目前采用的是国电南瑞科技股份有限公司的基于OPEN-3000 调度自动化平台的AVC系统。 湛江电网的电压无功自动控制系统主要有三个模块构成，如图1所示：自动电压调整程序（AVC_MAIN）、遥控程序（DO_CTLS）和报警程序（AVC_ALM）。AVC_MAIN通常只运行在PAS节点上,它从SCADA获得电网的实时运行状态，根据分区调压原则，对电网电压进行监视，发现电压异常时提出相应的调节措施。当系统处于自动控制状态时，将调节措施交给SCADA的遥控程序，执行变压器的升降和电容器的投切，遥控环节是电压无功自动控制系统的关键环节，电压无功自动控制系统运行是否成功将在很大程度上决定于电网基础自动化状况。报警程序负责显示自动调压程序提出的调压建议和遥控程序所做的自动调压措施。 3AVC控制原理 3.1AVC控制模式 AVC按分层分区空间解耦来构建三种AVC控制模式，即区域电压控制、就地电压控制、区域无功控制三种模式，各控制模式按响应周期在时间上解耦。各控制模式的策略见表1。 3.2AVC的协调控制过程 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。再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。控制模式的构建方法遵循无功优化原则，综合厂站九区图控制原理，可达到运行可靠和区域无功平衡全网协调和全局优化的目的。AVC的协调控制过程如下： ①上级按照优化控制策略尽量控制220 kV线路无功流动小。 ②在满足220 kV母线电压合格的前提下，上级AVC尽量控制220 kV变电所主变高压侧无功负荷满足要求。 ③上级AVC对下级AVC下达每个220 kV变电所期望无功负荷指令。 ④下级AVC应具有对上级AVC指令有效性进行校核的功能。 ⑤上级AVC要考虑下级电网无功调节能力，使AVC指令可行。 ⑥在规定时间内接收不到上级AVC指令，下级AVC应切至当地控制模式。 ⑦下级AVC软件运行状态（开环/闭环）应上传上级。 4湛江局AVC的工作模式 为方便电网试点逐步接入AVC，湛江局的AVC分监视、开环和闭环三种工作模式运行。 ①监视：只参与计算分析，不下达实际操作命令。 ②开环：参与计算分析并提示控制方案，但不能自动控制，需要人工确认。 ③闭环：参与计算分析且对产生的方案自动控制。 5工程实例 湛江电网从2007年开始推行AVC，经两年的测试和开环运行后，部分变电站具备了闭环运行条件，从2009年开始陆续投入了AVC对各变电站控制的闭环运行。从AVC投入闭环运行至今，运行效果良好，对湛江电网的无功电压控制起到了很大的作用。图2是AVC在湛江电网的运行控制实例。 ①区域电压控制。设置变电站母线电压的下限值是10.2kV，AVC监视到B、C变电站的母线电压均低于该限值，投入枢纽厂站（A站）的电容器以最少动作次数校正和优化电压，投入A站的电容器后，B、C变电站的母线电压恢复到了正常值。 ②就地电压控制。设置变电站母线电压的下限值是10.2 kV，AVC监视到C站的母线电压低于该限值，就地厂站（C站）OLTC上调校正电压后，C站的母线电压恢复了正常值。 6结语 AVC系统是控制和优化电压无功的有效手段，湛江电网AVC系统经过在220 kV变电站和市区110 kV变电站的两年闭环运行，及对县局110 kV变电站的开环测试，具备了较成熟的运行条件和运行经验，故今年湛江电网陆续又投入了AVC系统对县局110 kV变电站的闭环控制,至今AVC系统对湛江电网各运行站点的闭环控制覆盖率已达100%。运行经验证明，AVC系统的应用，大大的提高了湛江电网的电压无功运行水平。 参考文献： [1] 王士政.电力系统控制与调度自动化 [M].北京:中国电力出版社,2008. [2] 黑龙江省电力有限公司.现代电网运 行与控制[M].北京:中国电力出版社, 2010. [3] 周双喜.电力系统电压稳定性及其控 制[M].北京:中国电力出版社,2004. 三级电压控制起源于法国的EDF[1],并已在意大利、巴西和国内某些省级电网得到了较好的应用。该系统包括[2,3,4,5,6]:(1)一次电压控制(PVC),属于本地控制,只用到本地的信息。受控发电机通过调节其励磁使其端电压保持恒定,其控制时间常数一般为秒钟级。(2)二次电压控制(SVC),其控制目标是保证先导母线电压等于设定值。如果先导母线的电压幅值产生偏差,二次电压控制器按照预定的控制策略来更新受控发电机AVR的电压参考值。二次电压控制的时间常数为分钟级。(3)三次电压控制(TVC),以全网经济运行为优化目标,构建最优潮流模型,从而给出各先导母线电压的设定参考值。三次电压控制要利用整个系统的信息来进行计算,它的时间常数为15 min~1 h。 目前,国内外对于三级电压控制系统的理论及其实现均进行了较深入研究,但如何有效评估该系统对静态稳定性的影响还缺乏较深入的研究,现有的考虑分级电压控制作用下静态电压稳定裕的计算方法较少。文献[7]通过不断增长系统负荷并反复计算分级电压控制下的潮流模型,利用每次潮流计算后得到的系统无功产生对无功消耗的灵敏度来判断电压是否崩溃。而崩溃点所对应的负荷增长量即为系统的静态电压稳定裕度。文献[8]比较了分级电压控制与并联补偿对电压稳定的影响,文中采用远端电压控制模型来表示分级电压控制,在此模型下使用连续潮流方法求得系统的静态电压稳定裕度。 为了更深入地研究分级电压控制体系下电力系统的电压稳定性指标,需要更加合理的分级电压控制作用下的静态电压稳定裕度计算方法。 常用的静态电压稳定裕度的计算方法除灵敏度法与连续潮流法之外,还有最优潮流法。最优潮流法将临界点的求取转化为最大化负荷因子的优化问题,考虑到潮流方程以及各种不等式约束,一般通过现代内点法求解[9],直接获得电压崩溃临界点。该方法计算速度快,不等式约束处理方便,且鲁棒性强。 本文基于最优潮流法,提出了一种分级电压控制条件下系统静态电压稳定裕度的计算模型,并运用预测校正原对偶内点[9]法进行求解,得到了一次三次电压控制时间内系统的静态电压稳定裕度。在IEEE 39节点系统上的计算结果表明该方法正确可行。 1 不含分级电压控制的电压稳定裕度模型 早在20世纪80年代,文献[10]就把系统的电压稳定极限的求取视作一个优化问题的求解。它在其计算模型中使用视在功率作为目标函数,考虑了潮流以及发电机、变压器等诸多约束,但文中关于模型的解法和不等式约束的处理方法都不甚明了。文献[11]通过固定线路有功传输值来简化计算,求得了以无功表示的电压稳定裕度。文中提出了不等式约束的处理方法,并在一个5节点系统上进行了仿真计算。文献[12-13]在计算模型中引入了负荷因子λ作为目标函数,在很大程度上简化了模型的复杂程度,使用现代内点法求解,有效地解决了不等式约束的处理以及计算速度方面的问题。文献[10,12-13]的不等式约束中,发电机的电压与无功出力都是在其上下限内自由变化的,在这种模型中发电机电压与无功出力都参与优化,得到的裕度偏大。实际上,发电机在AVR的调节作用之下,其电压一般维持在设定值附近基本保持不变,只有当其无功出力到限时电压才会发生改变,用潮流计算的观点来说就是发电机节点由PV节点转变成了PQ节点。针对这个问题,文献[11]首先把各发电机电压设为定值,再反复计算未加入无功约束的模型,由越限的无功得到过载因子,通过比较过载因子的大小把越限发电机逐一拉回限上,并更新发电机电压。这种方法虽然可行但计算量过大,无法适用于大系统。文献[14-15]把互补约束引入计算模型中,既解决了发电机无功到限时的节点转换问题,又使得优化问题能够保持纯数学形式,这也是本文要采用的思路。 本文所使用的未实施分级电压控制时的静态电压稳定裕度计算模型为: 式中:上标“”表示上限值,下标“”表示下限值;λ为标量,称为负荷因子;SB为所有节点的集合;SG为所有发电机节点的集合;PGi、QGi为第i个节点有功和无功电源出力,为控制变量;PLi0、QLi0为第i个节点的初始负荷,其值为常数;Vi和θi为第i个节点的电压幅值和相角,为状态变量。式(2)和式(3)为参数化潮流方程,即常规潮流方程与负荷增加参数化标量λ的组合;为负荷变化方向矢量。 式(5)~(8)即为互补约束,VGiref为发电机设定运行电压参考值,Vai和Vbi为附加变量,从式(7)和式(8)可以看出当发电机无功出力在限制范围之内时,Vai=Vbi=0;当无功出力到达上限时,Vai=0,Vbi可以大于0,式(7)中VGi可以小于设定值VGiref;当无功出力到达下限时,Vbi=0,Vai可以大于0,VG可以大于设定值VGiref。 对于负荷节点电压约束、发电机有功约束和线路传输功率约束等约束,文献[15]认为这些约束只用来定义系统不希望出现的运行状况,在求解电压临界点问题中应该不予考虑。如果考虑这些约束,相当于实际情况下,负荷增长过程中,在电压到达临界点之前,某些保护可能就已经动作,在模型的求解上表现为求解可能因为某个受约束变量的到限而终止,所求得的解不为临界点。许多求取电压稳定裕度的文献在模型中加入了这些约束,这样求取的裕度应称为系统的最大载荷量,而非电压稳定裕度。本文旨在求取静态电压稳定裕度,也即电压临界点,不考虑这些约束便于单一化问题,排除无关干扰。 2 含分级电压控制的电压稳定裕度模型 在分级电压控制中先导节点所在分区内的发电机可分为两类:一类是受SVC控制的发电机,这些发电机一般是按先导节点电压对发电机无功出力灵敏度最大来选取;另一类是不受SVC控制的发电机,这些发电机一般只凭借自身的AVR来维持机端电压恒定。 文献[7]通过反复潮流计算的方法来计算分级电压控制条件下短时间(三次电压控制周期)内的系统运行极限。在文献[7]中,先导节点被设置成PV节点,受SVC控制的发电机节点被设置成PQ节点,不受SVC控制的发电机节点被设成PV节点。文献[16]进一步阐述了包含SVC条件下的潮流计算,它把潮流计算的节点类型扩展到五类,在原有三类的基础上增加了PVQ与P两类节点。先导节点由于是电压恒定的负荷或联络节点,所以被视作PVQ节点,受SVC控制的发电机节点由于电压与无功都会发生变化,所以被视作P节点。文献[16]中还引入了区域无功水平概念,并把它加入潮流计算的方程中,使得要求解的变量数与方程数相等。可以看出文献[16]的潮流计算方法实际上作了两个假设:(1)先导节点电压等于参考值;(2)区域内受控发电机无功出力均衡。而这两个假设就是协调二次电压控制的控制目标[17]。文献[16]中先导节点被设为PVQ节点的条件是相关计算应在一次特定的三次电压控制时间内(15 min~1 h)。当这段时间过完,另一次三次电压控制开始,系统将会进行一次新的全网最优潮流计算,这时系统的状态,包括先导节点的参考电压都将会发生改变,将该过程之后的状态仍视作初始节点的静态电压稳定裕度的计算范围并不妥当,因此本文把所要求的静态电压稳定裕度定为一次三次电压控制周期内的静态电压裕度,即计算出的裕度代表系统在一次三次电压控制周期内所能增加的最大负荷。 因为不含分级电压控制的电压稳定裕度计算模型中含有潮流方程的等式约束,而文献[16]通过扩展潮流方程来体现分级电压控制的作用,所以在建立含分级电压控制的电压稳定裕度计算模型时很自然地会想到把文献[16]中的扩展潮流方程引入模型中作为等式约束,这样分级电压控制的作用就会在模型中体现出来。在新模型的构建中,本文首先把文献[16]中的扩展潮流方程引入模型作为等式约束,也即相当于在不含分级电压控制的模型中加入区域无功水平方程。 同时按照二次电压控制先导节点电压等于参考值的控制目标,应在新的计算模型中把先导节点的电压值设为恒定。但考虑到先导节点作为被控节点,若要维持其电压恒定,需要其所在区域的受控发电机提供无功支持,这与单台发电机通过自身无功出力维持自身机端电压恒定类似。当先导节点所在区域的所有受控发电机的无功出力都到限时,系统将失去对该区域先导节点电压的调节能力,先导节点的电压就可能发生变化。这种情况很可能在系统的临界状况时出现。因此本文参考不含分级电压控制时发电机节点电压的处理方法,在含分级电压控制的模型中用互补约束来表示先导节点的电压。 对于不受SVC控制的发电机,在新模型中的处理方法与不含分级电压控制时发电机的处理方法一致;对于受SVC控制的发电机,可以参考文献[16]中把其设为P节点的做法,使它的无功出力在其上下限内变化,设定运行电压参考值也在其上下限内变化。当发电机无功出力到限时,仍然可以使用互补约束进行处理。实施分级电压控制后的静态电压稳定裕度计算模型如下: 式中:VPi,VPiref分别为先导节点的电压及其参考值;SP为所有先导节点集合;SGSVC为受SVC控制的发电机节点集合;式(12)为区域无功水平方程,qarea,j为区域j的无功水平;SNarea为区域个数集合;Sarea,j为区域j的受控发电机集合。 模型引入的是文献[3]中所定义的区域无功水平,相较于文献[8,16]中的定义,该定义用来表示发电机无功出力均匀要更为合理一些。式(15)~(18)为新增的关于先导节点电压的互补约束,意义与式(19)~(22)类同,qarea,i为先导节点i所在区域的区域无功水平,Vci、Vdi为附加变量。由式(12)可以看出区域无功水平的上限为1,下限为0,且区域内所有受控发电机的无功出力都是同时到限值。当区域内的受控发电机无功出力都到达限值时(模型中表现为qarea,i=1或qarea,i=0),系统将失去对该区域先导节点电压的调节能力,先导节点的电压可能发生变化,用潮流计算的观点来说就是受控发电机节点由P节点转变成了PQ节点,先导节点由PVQ节点转变成了PQ节点[16]。式(14)表示的是受控发电机的设定运行电压参考值在其上下限内变化,可见不同于不受控发电机的VGiref是恒值,受控发电机的VGiref受二次电压控制调节影响,在模型中应被视作变量。模型中其他符号的意义与式(1)~(8)中的相同。 3 电压稳定裕度非线性规划模型的求解 上述两类模型均采用预测校正原对偶内点法[9,12]求解,每次迭代中心因子取动态预测值与0.2两数中的较小值,收敛条件为互补间隙小于10-6且最大潮流偏差小于10-4。 有关互补约束的处理,如文献[14]所述,互补约束(5)~(8)可以被等价改写为如下形式: 式(15)~(18)可以被等价改写为: 式(19)~(22)的改写形式与式(23)~(25)相同。式中Vgi=Vai-Vbi,Vhi=Vci-Vdi,改写后的形式既减少了模型的变量数,又减少了模型约束数,使得模型的求解更加简单。 若求解工具为AMPL及其求解器[18],则可用程序中自带的互补运算符直接表示互补约束;若使用其他编程语言,如Matlab,则要用式(23)~(28)表示互补约束。由于程序计算不可避免存在误差,迭代计算得到的受控发电机的无功或区域无功水平到限时其计算数值不可能完全等于限值,这使得附加变量的值保持为0,互补约束未起到作用。所以应该在程序中增加判断,当计算得到的受控发电机的无功出力或区域无功水平与其限值之差绝对值小于一个小正数时把这个差值置0,互补约束才能够起到作用。本文使用的求解工具为Matlab R2007b。 4 算例分析 4.1 不同情况下电压稳定裕度的计算 本文计算了IEEE 39节点系统在三种情况下的静态电压稳定裕度: (1)未实施分级电压控制。 (2)实施分级电压控制且有一台发电机不受控。 (3)实施分级电压控制且所有发电机均受控。 分级电压控制的分区与先导节点的选择采用文献[3]中的分区与选择方式,具体见图1与表1所示。第二种情况选取35号节点上的发电机为不受控发电机。 为了便于分析比较,三种情况的初始点都选为潮流解,每种情况都考虑三种不同的负荷增长方式: 可以看出三种增长方式都是以初始负荷形式增长的,只是选取的增长节点不同。方式A的增长节点为系统所有带负荷节点,方式B的增长节点为实施分级电压控制时区域4的所有带负荷节点,方式C的增长节点为节点7。方式A、B、C分别代表全系统增长方式,区域增长方式与单节点增长方式。 发电机的无功出力上下限来源于MATPOWER4.0中IEEE 39节点文件,具体数值如表2所示。发电机初始运行电压参考值也取自IEEE39节点文件,根据文献[8]所述,在分级电压控制作用下受控发电机运行电压参考值的上下限可分别取初始运行电压参考值的115%与80%。 在初始状态执行三次电压控制,即全网无功优化计算,得到各分区先导节点的电压参考值[19]。再计算出三次电压控制周期内的三种情况下三种负荷增长方式的λ值,如表3所示。如果改用临界功率表示裕度,把表3中的λ转换为临界点时系统的总有功/无功负荷如表4所示。可以看出无论何种增长方式,实施分级电压控制且所有发电机都受控时系统的静态电压稳定裕度是最大的,35号节点发电机不受控时裕度稍小,不实施分级电压控制时的裕度最小,这说明分级电压控制能够增加系统的静态电压稳定裕度,该结论与文献[3,8]中的相关研究结果一致。 4.2 临界点系统状态分析 计算得到实施分级电压控制且所有发电机均受控,负荷以全系统方式增长(情况3,方式A)情况下临界点时先导节点的相关数据如表5所示。 由表5可知,在临界点时所有先导节点所在区域的区域无功水平都为1,也即表明临界点时系统的所有发电机的无功出力都达到了其出力上限,6个先导节点的电压都应处于失调状态。从附加变量Vhi的值可以看出,尽管系统失去了对先导节点的调节能力,先导节点1、28和23的电压仍然维持在其设定参考值不变,而先导节点6、3和19的电压较设定参考值发生了变化。可见临界状态时由于各发电机无功出力的到限,确实有部分先导节点的电压会发生变化,这与前文中所述临界点可能出现的状态相符。 5 结论 本文提出了一种分级电压控制条件下静态电压稳定裕度的计算模型,该模型通过引入先导节点电压的互补约束与区域无功水平方程来反映分级电压控制作用,模型的求解方法为预测校正原对偶内点法,所求得的裕度代表一次三次电压控制周期内系统由初始点到达临界点所能增加的最大负荷。由于未考虑运行约束或者说认为约束的限值足够大,极限状态对应的临界点为电压崩溃点,而非系统的最大载荷点。 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]: 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]: 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; 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 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。 电力系统的中心任务是保护电网的安全、可靠、经济和优质运行,电压是电力系统电能质量的重要指标之一。从20世纪70年代末以来,世界范围内发生了多起电压失稳及电压崩溃事故,自动电压控制(Automatic Voltage Control,AVC)技术越来越引起重视。AVC是指在自动装置的作用和给定电压的约束条件下,发电机的励磁、变电站的出力以及变压器的分接头都能按电压指令自动进行调整,使其注入电网的无功功率(简称无功)逐渐接近电网要求的最优无功值,从而使全网有接近最优的无功电压潮流。 自动电压控制是现代电网控制的一项重要功能。法国和意大利等欧洲电网采用了基于分层分区控制技术的二/三次电压控制技术[1]。该控制系统完整地实现了无功电压的三个控制级别:三级控制协调二级控制,二级控制协调一级控制,在电网上的应用也取得明显的控制效果。目前,我国调度自动化能量管理系统(Energy Management System,EMS)的实用化水平相对较低,在全网内进行实时电压控制的认可程度不高。但部分地区已经开始试点[2],主要是沿用以上国家二/三次电压控制技术,按照该区域[3]内电网优化无功电压潮流计算结果,在EMS的基础上与发电厂、变电站自动控制系统进行闭环控制。 在变电站自动电压控制方面,我国大都是采用基于就地控制的变电站电压无功综合控制(Voltage and Reactive Power Integrated Automatic Control,VQC)装置。大量VQC装置已经在各个变电站投入运行,极大地减轻了系统人员的工作负担,提高了供电电压质量,取得了较好的应用效果。而在电厂侧自动电压控制方面,我国仍然处于起步阶段。大多数发电厂尤其是火电厂的母线电压和无功仍然采用人工手动调控方式,即通过事先给定的母线电压上下限、机组无功限值以及其它无功补偿设备投切计划,来控制系统电压。不仅运行人员负担较重,而且实时性和准确性均有所不足,无法适应电力系统发展的要求。因此实现电厂侧母线电压的自动调控,保证电网安全稳定运行,是势在必行的。文中介绍了电厂侧AVC实现的原理,并给出了电厂侧自动电压控制器的设计方案,并通过实时数字仿真验证了设计的可行性。 1 电厂侧自动电压控制原理 发电机组励磁系统是电力系统中重要的电压无功控制系统,响应速度快,可控容量大,调节连续,无论是正常运行时保证电压水平还是紧急控制时防止电压崩溃,都能起到重要作用。当励磁电流发生改变时,发电机的无功出力与机端电压也随之增减,并通过机端变压器进一步影响到母线电压的高低。电厂侧AVC系统就是基于发电机组励磁系统起作用的,AVC系统通过调节励磁调节器(Automatic Voltage Regulator,AVR)的电压给定值,控制机组励磁电流的增减,从而达到控制发电机组无功大小的目的。 电厂侧AVC系统工作原理如图1所示。 电厂侧AVC系统根据远程接收到的母线电压控制指令,(母线电压控制指令由AVC主站下发,AVC主站根据所控区域的系统电压和无功的分布计算出电厂侧高压母线的电压值。)计算出注入系统的最优无功值,并与系统实际无功值进行比较,得到最优无功值与实际无功值的偏差。同时以全厂机组和高压母线的实时数据和状态信号作为参考量,根据一定的分配策略,合理分配厂内各台机组的无功功率,并将分配的结果下发给每台机组的励磁调节器。通过动态调节励磁电流的大小来调整发电机组的无功出力和机端电压,从而自动维持母线电压和全厂无功功率为当时的要求值,并使电厂注入电网的实际无功值逐渐接近电网要求的最优无功值,使全网有接近最优的无功电压潮流[4]。 作为电厂侧AVC,主要考虑以下几个方面。 1.1 无功计算和分配 电厂侧AVC系统进行无功电压控制,首先需要根据主站下发到发电厂的母线电压值或给定的母线电压运行曲线,估算全厂总无功控制目标。 计算公式如下: 其中X为实时系统等效阻抗,计算公式为: 上两式中:ΣQtarget、ΣQlast、ΣQnow分别表示总无功目标值、上次总无功值和当前总无功值;Utarget、Ulast、Unow则分别表示母线电压目标值、上次母线电压值以及当前母线电压值。由于估测时做了简化,计算结果受运行方式及母线变化情况影响,具有一定的时效性,无功值与电压的对应关系并不总是一成不变。因此对无功目标值的计算,可采取多次修正计算结果的方法,来保证计算准确性。 计算出全厂无功总量以后,需要根据一定的分配策略,在各个机组间合理分配无功。通过调整机组无功出力和机端电压,使高压母线电压达到系统给定值。机组无功分配策略可以采用下面两种方法:(1)等功率因数法。各台机组在无功功率的上下极限范围内按照功率因数相同的原则进行无功分配,分配量与有功出力相关性大,各机组无功出力达到极限后不再参与调节。(2)等偏移量法。各台机组在无功功率的上下极限范围内按照偏移量相同的原则进行无功分配,在各自的可调范围内总是具有相同额度(百分比)的调控容量,分配量与有功出力相关性小,基本上可同时达到上下极限。 1.2 约束和限制条件 电厂侧AVC系统直接控制着发电厂的母线电压和无功输出,安全措施显得非常重要。因此在进行电压无功自动控制时,需要充分考虑发电机的各种极限指标和约束条件,以保证发电机在合格的参数下安全、稳定运行。 发电厂母线电压直接受发电机无功功率输出的影响,一条发电厂母线上可能有不止一台机组。一般经升压变压器连接到同一母线上的发电机,其无功功率输出的大小和裕度可由机端电压反映。发电厂内各发电机组间的无功分配,同时需要考虑机端电压是否合适。如果机端电压大于105%额定电压时,不允许再增加该机组的无功功率;同时当机端电压小于95%额定电压时,不允许减少该机组的无功功率。 当高压母线电压低于系统给定的目标值时,即要求控制各个发电机增加无功功率。调节无功功率的大小根据各控制发电机的无功裕量大小进行分配,计算各个参与控制的发电机分配的无功增量。如果高压母线电压高于系统给定的目标值,即要求各控制发电机减少无功功率,其减少值也应根据各控制发电机的无功裕量大小进行分配。如果某个控制发电机发出的无功已经达到上限或下限,计算时排除无功越限的控制发电机,同时限制该发电机的无功出力。这样,无功功率已达到上限或下限的发电机收到限制无功出力的信号后,可将其无功功率控制在极限范围内。 为了避免母线电压值的频繁变化,应设定控制目标的死区值。当系统给定电压值与当前母线电压值的差值小于某一数值,AVC停止进行无功分配。 1.3 数据容错处理 电厂侧AVC系统在控制过程中的各个测量环节,都可能引起测量偏差,从而影响控制精度。如果测量偏差过大,则无法达到预期的控制效果,情况严重时,甚至可能会引起机端电压越限,因此在设计计算的过程中应充分考虑到这些测量偏差。 1)对数据采样进行容错处理。采样时,判断采集的机组数据的有效性。机组在正常运行时,各机组数据应保持在一定范围以内,各机组数据间固有关系的误差也应在一定范围以内。 2)对主站下发的指令进行容错处理。判断下发的指令是否有误,如无功调节是否过于频繁、过于剧烈,是否超出安全稳定极限等。对错误的指令进行识别,并拒绝执行,同时给出报警信息。 3)对AVC的指令执行进行容错处理。如果执行指令在指定的时间范围内仍未达到预期调节目标,则停止命令执行,并给出报警信号。 4)对机组运行状态的监视进行容错处理。若检测到发电机组主开关未合、励磁系统运行在手动模式等异常情况时,应可靠闭锁控制输出。 1.4 与励磁系统的协调控制 电厂侧AVC系统向发电机励磁系统发出调节指令,通过励磁系统调节机组的无功功率。因此,AVC系统必须考虑到励磁系统的调节、保护、限制等功能,只有AVC系统与励磁系统在工作中相互协调,才能保证系统安全可靠地运行。 电厂侧AVC系统在工作时,要与励磁控制系统保护限制(过励限制、欠励限制、强励限制、V/f限制等)相互协调。当机组励磁系统的过励(欠励)限制动作时,应不允许AVC增加(减少)该机组的无功功率。当机组励磁系统的强励限制、V/f限制动作时,AVC系统应退出调节。 发电机组励磁系统的附加控制(如调差、电力系统稳定器PSS)也会对发电机机端无功造成影响,因此AVC系统在进行无功控制时,还要确保与发电机组励磁系统的调差、电力系统稳定器PSS等相互协调,从而提高机组运行稳定水平和电网安全水平。 2 电厂侧自动电压控制器设计 2.1 实现方式 由于这是对已经投入生产的工业系统进行技术改造,既要保证原有系统正常运行,又要加入新的运算环节对原有系统进行控制,所以在控制方案的设计上,应遵循模块化原则。电厂侧AVC实现方式很多,从目前来看,切实可行的有以下几种:(1)修改机组励磁调节器的内部程序,在调节器中增加无功控制功能模块。(2)修改发电厂内控制系统的内部程序,在控制系统中增加无功控制功能模块。(3)不改动电厂现有的外围设备,增加专业的自动电压控制器。 比较以上几种方式:采取第1种方式,由于励磁调节器本身就对机组的各信息进行采集计算,因此无功控制所需的大部分信息量都可以直接获得。但是在线修改励磁调节器的内部程序较为困难,灵活性很差。同时在线修改AVR内部控制程序,可能会导致AVR自身程序紊乱,使AVR自身的安全性、可靠性差。而且电厂所用的AVR品种繁多,考虑到修改程序需要与AVR配套,因此兼容性差。采取第2种方式,从目前来看,我国水电厂控制系统一般采用主控单元和就地控制单元结合的计算机监控系统。部分监控生产厂家在对系统进行设计时,就已经考虑了AVC功能,因此该种方案在部分水电厂已经得到应用。但火电厂采用的分散控制系统(Distributed Control System,DCS)中并没有AVC功能,如采取该种方式,增加的无功控制模块要与DCS相互配套,这样就缺乏了通用性。同时无功控制模块控制无功的相关数据都是来自DCS,控制过程对DCS依赖性大,调节精度和速度都受DCS系统进程和资源的明显影响。采取第3种方式,可以尽可能使各电厂现有设备无需作大的改动便可以实现无功电压自动调控,考虑到火电厂控制系统的复杂程度,这对火电厂来说无疑是个最佳的选择。文中所采取的设计就是按照第3种方案,主要用于满足火电厂对AVC功能的需求。自动电压控制器与现有系统相对独立,只需要通过I/O接口与外部联系,现有系统只需作微小改动。同时具有良好的兼容性,各种微机或模拟式AVR均可适用,不影响AVR的安全性能;并且可以随时进行扩展和维护,对机组正常运行不会产生干扰。 2.2 系统结构 按上述方式,在发电厂安装专业的电厂侧自动电压控制器(子站AVC),可以与省调AVC系统(主站AVC)共同组成AVC系统,以主站-子站星型网络方式运行,主站和子站AVC之间通过数据采集系统或数据通信网互联并完成信息交换。主站AVC根据系统电压及无功分布,定时计算各受控电厂高压侧母线电压目标,并将电压目标指令值下发到各个电厂。子站AVC接收主站目标电压指令,计算出母线节点的总目标无功,协调电厂各发电机组的无功出力,使母线电压与目标值相等。 结构设计上,电厂侧AVC系统采用上、下位机分层体系结构,这样结构灵活,易于扩展。下位机是电厂侧AVC系统的执行终端,每台发电机组配备一台下位机。上位机是电厂侧AVC的监控中心,可以多台下位机共用一台上位机。根据实际需要,上位机与下位机既可以组成一面柜子放在DCS系统主控室,又可以分别单独成柜,上位机放置在DCS系统主控室,下位机放置在励磁单元室。AVC系统拓扑图如图2所示。 2.3 上位机和下位机功能 在功能设计上,上位机和下位机分别完成不同的功能。电厂侧AVC系统(子站AVC)的上位机通过远动通道(RTU)或直接和主站AVC通信,给主站上传实时子站信息,接收主站下发的电压控制指令。上位机根据电压指令,实时计算母线节点的总目标无功,同时接收下位机上传的各机组的数据信息,按照设定的分配策略来优化分配各台发电机组的无功出力,并将优化的无功结果下发给多台下位机,与各下位机间实现闭环运行。同时上位机也可以根据预置的高压侧母线电压曲线,在不与主站通信的情况下,离线完成母线电压的优化控制。此外,与电厂侧自动电压控制器相关的系统参数、运行参数、调节参数和通信参数均在上位机的界面上显示和设置。由此可见,上位机是电厂侧AVC系统的主控单元,兼有通信、数据库、计算分配、人机界面、系统设置、监控显示等功能。 电厂侧自动电压控制器的下位机本身自带了采样模块,可以对单台机组的模拟量数据进行实时采集,通过电气计算,可以得到定子电压、定子电流、励磁电流、机组有功、机组无功、功率因数等控制器所必需的电气量,并上传至上位机。下位机接收到上位机下发的无功控制命令后,通过内部计算模块,比较控制机组的实际无功和上位机分配的无功指令的差值,并计算出对应的控制脉冲宽度,输出至励磁系统,从而控制每台机组的无功出力,实现无功的闭环控制。此外,与电厂侧AVC系统相关的开关量开入、开关量开出、发电机组相关状态的判定也由下位机完成。下位机是电厂侧AVC系统的执行终端,接收上位机的指令,并输出最终的控制信号。 3 仿真效果与分析 为了验证自动电压控制器的工作效果,需要搭建电厂侧AVC系统控制对象的模型,对AVC系统的功能进行RTDS系统仿真实验。假定自动电压控制器的控制对象为发电厂的单条母线以及连接到该母线上的两台发电机组,在RSCAD软件上建立控制器的控制对象模型。发电厂母线线路采用500 kV等级的线路模型,连接到母线的两台发电机分别采用额定功率为300 MW和600 MW的发电机组模型。 基于RSCAD软件平台的控制对象模型经编译后,可通过接口定位软件,将两台发电机的机端电压和机端电流的模拟量输出口通过ODAC卡与功率放大器的输入接口连接,经放大后成为与实际系统相符的电压和电流信号,输入给自动电压控制器;母线电压和母线电压指令则通过ODAC卡直接输入给自动电压控制器。自动电压控制器输出的机组励磁系统增减脉冲也通过ODAC卡输入给RTDS来控制模型中发电机的无功大小。RTDS与AVC系统的连接图如图3所示。 通过改变仿真机组的运行状态和电厂侧AVC的运行方式,来测试不同条件下,自动电压控制器的工作情况。下面列举出部分仿真试验波形见图4、图5。 仿真试验波形中,VTCMD表示母线电压指令曲线,VTBUS表示母线电压运行曲线,Q1和Q2分别表示1#机组和2#机组的无功运行曲线,P1和P2则分别表示1#机组和2#机组的有功运行曲线。由图4可知,当仿真试验开始时,母线电压指令VTCMD与母线电压VTBUS保持平衡,AVC系统不对母线电压进行调节,两台发电机组的无功保持稳定;随后母线电压指令从533 k V变化为539 k V,变化范围为6 k V,此时AVC系统开始对母线电压进行调节,对两台机组的无功重新进行分配;大约60 s过后,母线电压实际值调整到与母线电压指令值相等,此时自动电压控制器不再对母线电压进行调节,两台发电机组的无功也趋于稳定。通过图4和图5对比,当选择不同无功分配方式时,AVC系统分配给机组的无功大小会发生变化。当选择机组无功等功率因数分配时,AVC系统根据两台机组的有功大小来分配无功,两台机组的有功大小分别为300 MW和600 MW,AVC分配无功时,600 MW机组的无功出力保持为300 MW机组无功出力的两倍,如图4所示。当选择机组无功等偏移量分配时,AVC则根据两台机组无功功率的可运行范围来进行分配,如图5所示。 在电厂侧AVC系统的控制下,母线电压能够时刻跟踪电压指令进行调节,母线电压全线运行在给定区间内,电压合格率达到了100%。电压在稳态运行时,机组无功没有出现频繁波动,母线电压波动幅度较小。电厂侧自动电压控制器的试验达到了预期的效果。由此可见,电厂侧自动电压控制器完全可以代替电厂运行人员手动调节母线电压的工作,从而减轻运行人员的劳动强度。 4 结语 基于最优潮流的实时自动电压控制集安全性和经济性为一体,实现了安全约束下的经济性闭环控制,是电力系统调度控制发展的高级阶段。随电网网架结构的明显加强,各地区电网随着负荷波动对其电压及无功调节的需求往往很频繁,电网无功潮流不合理分布和大机组无功功率不合理分配的矛盾也日益显露,显然依靠传统的运行人员手动调节已不能满足电网发展的需要。因此实现电力系统中的无功功率及电压自动控制是一个十分重大的研究课题,在全网内实施AVC,达到高质量的电压、低损耗的网损,提高电网安全、优质、经济运行水平,减轻运行人员的劳动强度,对提高现代大电网的运行质量和自动化水平具有非常重要的现实意义。 电力系统的无功问题是一个非线性很强的、复杂的大系统优化问题,仍然有很多难点远未得到解决。相信随着电力市场改革的深入,无功电压问题由于对系统安全经济运行的重大影响必将进一步受到重视,必将促使无功优化及无功电压控制向更深的领域快速发展。 摘要：电厂侧自动电压控制是实现全网自动电压控制的一个重要组成部分。介绍了电厂侧自动电压控制实现的原理,列举了三种实现方法,并对这三种实现方法进行了比较,提出了基于火电厂的电厂侧自动电压控制器的具体设计方案。通过仿真验证和分析说明,电厂侧自动电压控制器可以代替发电厂运行人员手动调节发电机励磁系统的工作,自动调节发电厂的母线电压和无功值,具有实际应用价值。 关键词：自动电压控制,电厂侧,励磁系统 参考文献 [1]Paul J P,Leost J Y,Tesseron J M.Survey of the secondary voltage control in France:present realization and investigation[J].IEEE Transaction on Power Systems,1987,2(2):505-511. [2]丁晓群.全网无功电压优化集中控制系统在泰州电网的应用[J].电网技术,2000,24(12):21-23. [3]刘晓川,黄华林,李兴源,刘俊勇.区域电网电压与无功的协调控制[J].电力系统自动化,1999,23(13):14-17. 关键词：自动电压控制,电力高级应用软件,控制策略,安全保障 0引言 东莞电网是南方电网中第三大市级电网,已有167座变电站。自2010年东莞成为全国第6个供电负荷突破1 000万k W的城市以来,东莞最大负荷屡创新高,2014年最大负荷已达1 269.3万k W,超过了国内一些省网的最大负荷。要调节如此大规模地区电网的无功电压,传统的人工操作无功补偿设备和手动调节主变压器有载调压装置进行调压的方式已难以适应用电负荷快速增长的电力系统以及省电网公司对地区电网无功优化与电压合格率的要求。 提高电网的电能质量,进一步减轻变电站运行人员的劳动强度,实现电压无功管理的科学化,提高系统运行的稳定性和经济性,实施电网的无功电压自动控制(Automatic Voltage Control,AVC)系统是十分必要的[1]。 1AVC系统 东莞自动电压控制(AVC)系统是集成在新建调度自动化系统(PCS9000系统)中的控制分析子系统。东莞新调度自动化系统在2014年初建成并正式投入使用,在功能上分为SCADA、PAS、AVC、DTS几个部分。AVC基于PCS9000系统一体化平台,能够直接从支撑平台获取电网网络模型,与电网分析的网络模型保持一致。 SCADA系统实时采集的遥测、遥信等生数据经过PAS中状态估计的处理变成熟数据来给AVC利用[2]。AVC以母线电压合格率、关口功率因数等为约束条件,进行在线电压无功优化分析,发出控制策略 ( 命令 ) 给SCADA系统执行,在调节成本最小,即电容器、主变调节次数最少的条件下, 实现电压合格率最高和网损率最小的电压无功综合优化目标。 2控制目标 东莞电网AVC优化目标第一为监控点母线电压合格,第二为220 k V全站功率因数满足考核要求,第三为网损最小。具体目标如下: (1)提高所有母线电压合格率,维持东莞地区电网电压稳定。(2)提高电网关口和厂站功率因数合格率,实现电网经济运行,降低网损。(3)调节成本最小,即电容器、主变调节次数尽可能最少[3]。(4)尽可能减少线路无功传输、降低电网因无功潮流不合理引起的有功损耗,实现分层分区就地平衡。(5)自动闭环控制,减轻运行人员电压无功调节工作量。 3控制策略 AVC系统还考虑了调节成本,即调节设备的调节次数寿命。调节设备动作的优先顺序是电容器投切优先于变压器挡位升降。对同一类型调节设备,AVC会自动均衡各个设备的调节次数,以延长设备的寿命。通过AVC综合优化控制同时满足母线电压、关口无功和网损最小三个目标,在不能同时满足上述目标时,按目标主次顺序放弃。在不能同时满足三个目标时,优先考虑满足指定母线电压、220 k V全站功率因数的目标;在只能满足一个条件时,优先考虑满足指定母线的电压。 对于110 k V变电站,东莞地调规定允许低压侧母线向系统倒送无功,但倒送的无功量不得超过6 Mvar。 3.1区域电压控制策略 区域电压控制策略是利用区域枢纽站对其供电区域下各厂站电压的影响,用来改善区域普遍电压状况。例如,当某220 k V站供电区域内10 k V母线电压普遍不合格时,调节220 k V站的变压器或电容器,可以改善整个区域的电压水平,从而达到以较少设备动作次数改善区域整体电压的目的。区域电压控制策略如图1所示。 3.2厂站电压无功控制策略 厂站电压无功控制策略是在区域控制已完成时个别厂站仍然存在电压或无功(功率因数)不合格时所采取的控制策略,其中调整电压的优先级比调整无功(功率因数)的优先级高。关口是指220 k V变电站的220 k V母线关口。 厂站电压无功控制策略包括220 k V站的控制策略和110 k V站的控制策略,分别如表1和表2所示。 电压自动控制论文 第3篇
电压自动控制论文 第4篇
桥湾风电场智能无功电压控制策略 第5篇
电压自动控制论文 第6篇
电压自动控制论文 第7篇
电压自动控制论文 第8篇
电厂侧自动电压控制器的设计 第9篇
东莞电网自动电压控制的实现与运行 第10篇
4安全保障
AVC系统能对变电站调节设备直接进行遥控,因此与一般自动化系统相比,其安全性显得非常重要。AVC系统考虑了多种情况下的设备闭锁的安全机制,以确保设备安全和控制正确[4]。
1)动作时间间隔闭锁。在规定时间间隔内(如5 min)对同一设备只允许操作一次(无论是人工控制的还是AVC控制的),AVC会自动将设备闭锁,直到满足设定的时间间隔后,AVC才能再次控制该设备。
2)动作次数闭锁。AVC设定了每个调节设备每天被调节的次数和每天各个时间段被调节的次数不能超过设定的次数,超出此次数后设备会被闭锁,从而避免设备频繁调节,延长其使用寿命。
3)保护信号闭锁。为了安全,保护信号动作后应将对应的设备闭锁,闭锁后的复归分为自动复归和手动复归。会导致设备跳闸的保护信号均设置为闭锁后人工复归,只有当该信号已复归,并且在AVC中手动复归,对应设备才能再次参与调节。对于保护装置异常(故障)、轻瓦斯等不会导致设备跳闸的保护信号,则设为闭锁后自动复归,当保护信号复归后,AVC系统中被闭锁的调节设备也随着保护信号的复归而自动解除闭锁(即复归)。
4)滑挡闭锁。当主变出现滑挡情况时,AVC会自动闭锁对主变分接头的控制,并在告警窗中发出滑挡闭锁的告警信息。
5)拒动闭锁。如果AVC对某个设备连续发出控制命令达到设定次数,该设备都不动作,则闭锁对该设备的控制,并在告警窗中发出设备拒动闭锁的告警信息。
6)挂牌闭锁。当主变或电容器被挂标志牌时,例如“检修”牌,AVC会自动读取挂牌标志并闭锁相关设备。
7)量测异常闭锁。对于母线电压遥测值死数、母线电压采集装置故障(例如母线电压互感器PT故障等)、母线功率不平衡、线路及主变PQI不匹配时会自动闭锁相应设备,避免量测数据的误差导致设备错误动作。
8)动作合理性检测闭锁。对于电容器投切后引起本段或其他段母线电压越限,会闭锁电容器的本次投切。对于电容器投切后引起功率因数不合格时会闭锁本次投切。当省电力调度中心对220 k V母线关口功率因数值有考核指标要求时,如电容器投切,会使指标恶化,则会闭锁本次投切。对于变压器升降挡后会引起相连母线电压越限,会闭锁本次调节。对于变压器负载如超出指定负载率时会升降闭锁。
9)并列运行的变压器。对并列运行的变压器,如果同时调挡,就有可能某台变压器调挡不成功,造成挡位不一致运行而形成环流。AVC所以不对并列变压器发出控制策略(命令),而只发出人工调挡的建议。
5运行情况
东莞AVC系统通过近一年的闭环测试,不断地调整改进,性能稳定可靠。从2014年6月12日开始,东莞局以集控中心为单位逐步投运AVC,至2014年9月29日,东莞电网所有变电站(不包括500 k V站)全部实现AVC闭环运行。统计2014年10~12月电压平均合格率达99.957%,较2013年同期有明显提高。
6结语
东莞电网AVC系统自投运以来,对电压、无功(功率因数)越限响应及时,发出控制策略均正确,极大地减轻了变电运行人员电压调节的工作量。AVC系统提高了全网电压合格率,降低了网损,在电压、无功(功率因数)、调节成本多目标下实现了协调控制,对东莞电网的稳定、经济运行提供了有力支持,电网无功电压管理真正实现了安全、稳定、优质、经济运行。
参考文献
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[3]戴彦.自动电压控制(AVC)系统控制策略的比较和研究[J].华东电力,2008,36(1):92-95.
单片机控制的多路电压输出器 第11篇
关键词：单片机；电压；流程图
本文设计了一个由单片机控制，通过数模转换、选择后向外输出多路精确电压，并由液晶显示器显示输出电压值的多路电压输出器。
1 设计内容
系统采用AT89S52控制三块数模转换器AD558产生分别产生2.1V、4.2V、6.3V三个模拟电压；通过系统的四个选择按键，通过电子模拟开关ADG201HS向外选择输出0V、2.1V、4.2V、6.3V四种电压中的某个电压值；并且由系统中液晶显示器1602显示当前输出电压值。
2 系统组成
系统主要由LED显示、按键选择、模拟电压产生、电子模拟开关输出四部分组成。
2.1 电路原理框图（如图1）
2.2 模拟电压产生电路 系统采用单片机控制三块数模转换芯片AD558分别产生2.1V、4.2V和6.3V的输出电压。电路中三片AD558的数据端通过总线与单片机P0口相连，单片机通过P0口将数字量输入相应D/A转换器。AD558的片选端、选通端公共相连后与单片机P1口相连。单片机通过设置每片AD558的片选和选通信号，来控制AD558内部锁存器状态，从而来控制每个D/A转换器的参数设置。
2.3 模拟开关电路 本文采用的电子模拟开关为ADG201HS型高速四单刀单掷模拟开关，它可以分别控制四路通、断。系统中使用了ADG201HS芯片中四个模拟开关，分别由U2（2.1V）、U3（4.2V）、U4（6.3V）的输出信号以及接地信号作为其输入量；其触发控制端分别与单片机P1.3～P1.6相连，单片机通过控制P1.3～P1.6的高、低电平来控制相应模拟开关的通断。
2.4 显示电路 系统中由1602LED液晶显示器显示当前输出电压值。
2.5 按键控制电路 按键控制电路由四个按键S1、S2、S3、S4构成独立式键盘系统，分别对应2.1V、4.2V、6.3V、0V四种电压调制模式，设计中按下单个按键为有效状态，电路输出所对应的调制电压。对电路中多个按键同时按下，则电路无输出。
2.6系统电路图（如图2）
3 系统程序
3.1 系统状态编码设置 由于P1口控制系统的D/A转换器选择和调制电压输出端选通，所以系统状态编码设置就是P1口状态的编码设置。
3.1.1 D/A转换器编码设置
①D/A转换器1：二进制编码10111110、十六进制编码BEH；
②D/A转换器2：二进制编码10111101、十六进制编码BDH；
③D/A转换器3：二进制编码10111011、十六进制编码BBH。
3.1.2 调制电压输出编码设置
①调制电压1输出：二进制编码11110111、十六进制编码F7H；
②调制电压2输出：二进制编码11101111、十六进制编码EFH；
③调制电压3输出：二进制编码11011111、十六进制编码DFH；
④无调制电压输出：二进制编码10111111、十六进制编码BFH。
3.2 主流程图
参考文献：
[1]李广弟，朱月秀，王秀山.单片机基础（修订本）[M].北京航天航空出版社.
[2]戴佳，戴卫恒.51单片机C语言应用程序设计实例精讲[M].电子工业出版社，2006.4.
浅谈电压无功综合控制 第12篇
关键词：低压无功补偿装置,电容器组,投切,电压无功控制,变电站自动化
1 低压无功补偿装置简介[1]
低压无功补偿装置是一种由单片机控制, 实时监测电力系统无功功率和电压并跟踪系统无功功率的大小, 采用无触点大容量半导体器件投切并联电容器组的无功功率补偿装置, 它主要由控制器、晶闸管、触发电路、自愈式低压并联电容器及附件组成。该装置很好的解决了机械触点式补偿投切装置的冲击电流大, 而引起的过电流、过电压等易损等弊病。该装置因响应快、动态性能好, 所以能够实现对快速变化的无功进行跟踪补偿。该装置具备完善的显示控制保护功能。根据需要可显示功率因数、系统电压、负载电流、无功功率等值。并可实时在线设置各种参数。具有过压、自动切除、延时值可调功能。
2 电容器组投切的理论分析[2]
电容器无功补偿装置大都采用机械式交流接触器, 并沿用至今。但由于接触器三相触头不能分别操作, 无法选择最合适的相位投入, 导致电容器两端电压突变而产生很大的冲击电流, 限制了一次投入的电容值, 不得不分几次投入。采用过零投入电容器组, 能大大降低涌流和过电压, 提高补偿的准确性和快速性。
设A、B、C三相电压为正相序, 即A相电压超前B相电压120°, B相电压超前C相电压120°。假设u A=√2Usin (ωt+φ) , 则线电压:
根据基尔霍夫电压定律, 得:
记ω′=ωt+φ, 令u A′B′=0, 设其解的集合为ΦAB, 于是得
同理可得:
由式⑴、式⑵和式⑶, 有
由式⑹知, 存在u A′B′、u B′C′和u C′A′同时过零的时刻, 这为电容器的过零投入提供了理论依据。
3 变电站电压无功控制[3]
在以上的理论基础上, 自行开发的变电站实时数据库管理系统的基础上, 提出了一种新的电压无功控制 (VQC) 调节方法, 并已在当地计算机后台监控系统中实现。
变电站采用改变分接头档位和投切电容器组来改变本站点的电压和无功。
以一台变压器为例来分析各种情况下的电压与无功调节方式。电压 (U) 取值于主变的低压侧对应的母线电压, 无功 (Q) 取值于主变的低压侧无功。其控制策略表见表1。
调节原理在传统九区域图的基础上进行了改进, 见图1, 其主要的改进是在1、3、5、7区域。
如果运行点在图1所示的A点, 按照控制策略, 应先降档位。但若A点的无功与QMIN比较接近, 降档位后, 则运行点有可能进入7区。这样, 在运行点进入7区后, 如果没有电容器组可切, 根据控制策略, 又要升档位。这样, 运行就有可能回到5区中的A点附近, 这样, 装置或程序就有可能不停的发出降档位→升档位→降档位→升档位…的操作指令, 使运行点不停地在5区和7区之间震荡, 造成严重后果。另外, 与A点类似的运行点还有B、C、D等。
为了避免上述情况的发生, 对九区域图进行了更细致的划分, 将1区中靠近QMAX、3区中靠近UMAX、5区中靠近QMIN、7区中靠近UMIN的运行点划分出来, 分别作为一个单独的区域进行控制。
其中:
△U+:分接头档位下调一档或投电容器引起的电压变化量中最大的一个;
△U-:分接头档位上调一档或切电容器引起的电压变化量中最大的一个;
△Q+:分接头档位下调一档或投电容器引起的无功变化量中最大的一个;
△Q-:分接头档位上调一档或切电容器引起的无功变化量中最大的一个。
按照下面的控制策略进行控制:
0区:若电压小于 (上限+下限) /2, 且无功大于 (上限+下限) /2, 投电容。
1区:升档位;若在最低档, 则切电容器。
2区:升档位;若在最高档, 则切电容器。
3区:投电容器;若无电容可投, 则降档位。
4区:投电容器;若无电容可投, 则降档位。
5区:降档位;若在最低档, 则投电容器。
6区:降档位;若在最低档, 则投电容器。
7区:切电容;若无电容可切, 则升档位。
8区:切电容;若无电容可切, 则升档位。
9区:降档位;若在最低档, 则切电容。
10区:升档位;若在最高档, 则切电容。
11区:不操作。
12区:不操作。
而对于1区、10区、5区和9区, 这几个区域的主要调节对象是主变分接头, 而对在不同时段优先投切电容的重要意义有所忽视。就无功而言, 在不同的时段尙有不同的要求。
峰时段功率因数越高越好, 只要变电站不向系统倒送无功。谷时段由于电压、无功的变化特点, 分两种情况考虑:⑴在峰时段转入谷后的某一时段Tg≤t≤Tq (如22:00<t≤22:30) , 以及谷即将转入峰的某一时段Tt≤t≤Tf (如7:15≤t<8:00) , 前者系统无功由不足向过剩过渡, 后者系统无功由过剩向不足过渡, 在该两时段电容器可按边界条件UMIN<U<UMAX和QMIN<Q<QMAX投切;⑵在谷的其他时段Tq≤t≤24:00及0:00<t<Tt (如22:30≤t≤24:00及0:00<t<7:15) , 系统无功已明显过剩, 不允许再有电容器投入。
则对这几个区间的改进的控制规律总结如下:
⑴峰时段选择 (1) 、 (2) 之一
(1) 电压越下限时, 应先投电容器直至功率因数等于1, 才降分接头;电压越上限时则升分接头。
(2) 电压越下限时, 应先投电容器, 直至功率因数等于1, 才降分接头;电压越上限时若切除电容器后仍有, 则切电容器, 否则升分接头 (P、Q为电压越限时受端实测有功和无功, Q、N为相应电容器额定无功) 。
在VQC现场运行中, 若 (1) 能满足分接头调节次数要求, 则 (1) 优于 (2) , 取 (1) ;若 (1) 不能满足分接头调节次数要求, 则 (2) 优于 (1) , 取 (2) 。取 (1) 还是取 (2) , 可通过设置参数由程序自动识别。
⑵谷时段中除Tt≤t≤Tf外电压越下限时, 应降分接头;而电压越上限时, 应先切电容器, 待切除所有电容器后, 才考虑升分接头。
⑶当谷时段t=Tq (如22:30) 时, 将所有电容器组切除, 然后再第二天t=Tt (如7:15) 后, 电容器可按边界条件投入。
另外, 由于供电电压的重要性还应考虑到:
⑷无论在那个时段, 假如发生电压越限时变压器分接头已处于极限位置, 则牺牲无功合格率, 强行投或切补偿电容器组, 直至电压合格[4]。
综上所述, 电压无功综合控制的基本控制规律为:
0区:若电压小于 (上限+下限) /2, 且无功大于 (上限+下限) /2, 投电容器。
1区:在峰时段时, 方案1为升分接头, 方案2, 若切除电容器后仍有, 则切除电容器, 否则升分接头。具体选择哪一个方案原则见上面的分析;在谷时段时, 应先切除电容器, 待切除所有电容器后, 才考虑升分接头。
2区:升档位;若在最高档, 则切电容器。
3区:投电容器;若无电容可投, 则降档位。
4区:投电容器;若无电容可投, 则降档位。
5区:在峰时段时, 应先投电容器, 直至功率因数等于1, 才降分接头;在谷时段时, 除Tt≤t≤Tf外, 应降分接头。
6区:降档位;若在最低档, 则投电容器。
7区:切电容;若无电容可切, 则升档位。
8区:切电容;若无电容可切, 则升档位。
9区:降档位;若在最低档, 则切电容。
10区:升档位;若在最高档, 则切电容。
11区:不操作。
12区:不操作。
4 VQC的功能及实现[5]
电压无功综合自动控制部分作为实时库运行程序的一个后台程序, 与实时库同时运行。这部分程序结合Visual++5.0的特点, 用面向对象的编程思维在实时库运行程序中作为一个子线程运行。根据运行方式和运行状态自动按照控制规律对系统进行控制。并在实时库系统的人机交互画面中实时的显示数据信息, 包括:各母线电压, 主变无功功率, 主变开关的状态, 母联开关的状态, 主变分接头位置信息, 电容的投切情况等。以上全部内容都集中在一个画面中显示出来。
5 结束语
在当地后台机的实时数据库系统上实现VQC综合控制具有信息共享且全面、功能完善、适应性强、实时性好等特点。在已实现常规“遥测、遥信、遥控、遥调”功能的变电站中, 通过变电站的远方数据采集设备RTU与当地后台计算机通信的方式, 在后台机上实现电压无功自动调节 (VQC) 将有广阔的应用前景。
参考文献
[1]谷永刚, 肖国春, 王兆安.晶闸管投切电容器技术的进展.高压电器.2003.
[2]刘连光, 林峰, 姚宝琪.机电一体开关低压无功补偿装置的开发和应用.电力自动化设备.2003.
[3]严浩军.变电站电压无功综合控制策略的改进.1997.
[4]赵登福, 张涛, 杨靖.新型变电站电压无功综合控制装置的研制.1999.
