地区电网无功优化

地区电网无功优化（精选九篇）

地区电网无功优化 篇1

在确保电网与设备安全运行的前提下, 基于从SCADA系统采集的断面数据, 从全网角度进行电压无功优化控制, 实现无功补偿设备投入合理和无功分层就地平衡与稳定电压, 实现主变分接开关调节次数最少、电容器投切最合理、电压合格率最高和输电网损率尽量小的综合优化目标。控制原则如下:

1) 动态电压无功控制, 该系统依据在线的SCADA系统采集数据, 实行全网范围内无功补偿设备和调压设备的控制决策和控制动作。

2) 实现各节点电压尽量运行在上限, 各变电站电容器尽量投入的运行方式, 主变分接档位合理调节的操作条件。

3) 同电压等级不同变电站电容器、同变电站不同容量电容器的无功补偿等, 依据专家系统、潮流计算和灵敏度分析综合决策谁优先投入。

4) 变压器分接开关档位调节次数按负荷、电压和时段自动分配, 实现调节总次数不超过规定和尽量少的要求。

2 系统基本原理

地区电网电压无功优化运行控制系统通过调度自动化S以DA系统采集全网各节点运行电压、无功功率、有功功率等在线数据, 并依据全网历史资料, 以地区电网电能损耗最少为目标, 以各节点电压合格, 设备动作次数最少为约束条件, 进行综合优化处理后, 形成有载调压变压器分接开关调节、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, 通过调度控制中心自动执行, 从而实现地区电网电压无功优化运行。

3 系统策略准则

1) “AVC系统”首先对母线电压越限进行校正控制, 在母线电压合格的前提下应用最优化算法进行全网无功优化。

2) 在保证电网安全稳定运行的前提下再优化控制, 所以母线电压合格是系统的首要控制目标, 其次满足省网关口功率因数约束, 建立网损尽量小的控制策略。

3) 控制目标的优先级依次为:10k V、6k V母线电压, 22Ok V母线电压, 省网关口功率因数, 三绕组变压器中压侧电压, 110k V或者35k V变电所的功率因数, 网损最小。

4) 设备的动作次数必须严格控制在国家标准以及各电业局的相应标准之内。

5) 可以接收省级电网无功优化控制系统实时下达的220k V母线电压考核限或者功率因数考核限, 并能协调控制。

6) 不只局限于最优化方法计算或者是专家系统与模糊理论, 将两种思路优势互补并结合到应用当中, 首先考虑应用最优化方法计算, 如最优化方法在一定的时间内得不出控制方案则启动专家系统进行次优控制, 确保“AVC系统”不输出模糊的指令。

7) 从全网的角度来对各个电压等级的设备、不同类型的设备、不同的电网运行方式下的协调控制, 同时满足设备动作次数最少的要求。

8) “AVC系统”应有良好的数据处理机制, 在缺乏设备静态参数或者状态估计数据的。

4 系统主流程

首先从SCADA系统和省网AVC系统取得实时数据送入AVC系统接口, 进行电压越限判断, 若电压越限, 则经过灵敏度度分析后进行全网电压校正, 形成电容器、有载变压器分接开关操作指令;若电压不越限, 则先经过全网无功优化后, 再进行最优算法收敛判定, 若收敛, 则直接形成电容器、有载变压器分接开关操作指令;反之不收敛的话, 则再经过逆调压处理开关操作指令;最后通过SCADA系统执行以上操作命令对电网电压、无功进行调节。

5 结语

作为降低系统网损、提高稳定水平和电能量的重要手段, 近年来自动化电压控制 (AVC) 系统得到了国内科研人员和电力公司运行人员的极大重视, 成为我国电力系统自动化领域的一个热点。本文在汇总分析国内己投入运行的AVC系统的特点后, 结合国家相关文件规定、导则, 提出了地区电网电压无功优化运行控制系统的设计原则和控制策略, 即调度自动化SCADA系统采集全网各节点遥测、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, 以各节点电压合格、省网关口功率因数为约束条件, 从全网角度进行电压无功优化控制, 实现无功补偿设备投入合理和无功分层就地平衡与稳定电压, 实现主变分接开关调节次数最少和电容器投切最合理、电压合格率最高和全网网损率最小的综合优化目标。

参考文献

[1]刘龙瑞.电力系统无功优化的经典法与线性规划相结合方法.重庆大学电气工程学院图书室, 1993.

地区电网无功优化 篇2

【关键词】AVC 经济调度 闭琐控制

【中图分类号】V242.3【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）07-0441-01

引言

按照《山西电网变电站自动电压控制技术规范（试行）》和《山西电网自动电压控制系统（AVC）运行管理办法（试行）》的要求，按照山西省电力公司的统一部署，山西电网要实现从500kV变电站到110kV变电站的全网AVC闭环控制运行，地调AVC系统承担着网内220kV变电站和110kV变电站闭环控制的任务，2009年太原做为试点对220kV变电站和110kV变电站进行闭环控制，本次升级改造主要对控制策略和系统功能根据“大运行”要求进一步完善。升级建模子系统，升级图形监视子系统，升级计算分析控制子系统，升级安全闭琐控制子系统，升级报表查询分析子系统。

1 与EMS数据交互与集成

1.1 AVC主站从调度中心能量管理系统（EMS）获取电网实时数据及有关信息，并在此基础上进行控制计算。AVC主站与EMS的数据交互信息完善。

1.2 遥测采集精度优化。对于并列运行的多条母线电压量测偏差较大、母线电压量测数据波动较大、电压量测死区传送门槛过大等情况，应采取技术改造等措施，保证数据质量；对主变三相分接头档位配备量测并正确采集；有关遥信量采集的冗余度和可靠性应满足闭环控制对可靠性、安全性的要求，应覆盖变电站内重要开关和刀闸设备（尤其是和控制设备相关的开关与刀闸），合成并上传必要的保护动作闭锁信号、控制闭锁信号等遥信信息。

1.3 应实现AVC应用服务主备配置和自动切换，可考虑实现AVC应用服务器与SCADA服务器之间的双网络配置，提高AVC系统运行可靠性。

1.4 AVC主站应对实时数据和控制参数的有效性进行检测，避免明显不合理的数据进入分析和控制过程。能判别明显不在合理范围内的实时采集数据，并予以屏蔽；能利用遥测、遥信等信息的冗余性，对局部数据的可信性进行校验，发现并屏蔽明显的坏遥测遥信数据或不合理数据；应具有滤除数据突变和高频电压波动的功能；AVC系统应能对与SCADA系统通信中断和不合理数据进行检测报警。

2 实时监视

完善监视母线的实时运行信息；对于母线电压越限的情况进行告警，提醒运行人员注意；

监视变电站无功设备的运行信息；监视当前AVC系统的运行情况；可监视电网传输有功损耗信息。

3 控制与优化策略计算

3.1 利用电网实时信息，实现控制策略在线计算；应采用成熟、高效、先进、实用的设计和算法，保证策略计算的可靠性和有效性。

3.2 在优化策略计算中应满足以下约束条件：

母线电压满足电网运行要求，可满足全天高峰、低谷、平峰不同时段的电压控制要求及峰谷转换时的电压平稳过渡；符合无功电压调节设备动作次数、动作时间间隔等约束。

3.3 在策略计算中可考虑以下目标：无功分层分区平衡；提高动态无功储备；减小电网传输损耗。

3.4 在策略计算中应考虑上级电网对本级电网的协调控制目标或约束。

3.5 在控制策略计算失败的情况下，应提供相应的后备措施，且不引起电网电压波动。

3.6 在电网出现事故或异常下，必要时闭锁或退出AVC控制，并给出报警。

4 控制指令执行

1 AVC系统应具有开环控制和闭环控制模式完善。在开环控制模式下，AVC控制策略在主站显示作为参考；在闭环控制模式下，AVC控制策略自动下发到站端执行。正常情况下AVC系统应运行在闭环控制模式。

2 AVC主站下发给变电站的控制指令可以是电容器（电抗器）开关投切指令（遥控）、有载调压分接头档位调节指令（遥调），也可以是相关变电站母线电压或主变关口无功的设定目标值或调整量等。

3 控制指令下发应采用可靠数据通道和成熟通信规约。控制指令建议通过现有EMS系统的遥控/遥调下行通道下发，也可由AVC主站与站端子站直接通信。

4 所有下发控制指令在有关环节都应保存带时标的详细日志，便于事后查询和分析。

5 对于下发失败的控制指令，能自动重试。对于多次（不少于3次）连续控制失败的情况，应及时进行报警，并闭锁相应设备。

6从主站能够对选定的设备进行传动测试和AVC控制试验。

5 统计分析功能

变电站控制相关信息的统计分析功能完善；对上下级间的协调控制策略和控制结果进行统计和查询；支持数据导出。

6 AVC主站的闭锁功能完善。

主站闭锁设置分为三个层次：系统级闭锁、站级闭锁和设备级闭锁；系统级闭锁指调度中心AVC主站将整个AVC控制模块闭锁，主站不再下发闭环控制指令，全部厂站转入人工控制或者就地控制；站级闭锁指调度中心AVC主站对单个变电站进行闭锁，不对该厂站下发闭环控制指令，该站转入人工控制或者就地控制；设备级闭锁指调度中心AVC主站对某个具体设备进行闭锁，闭环控制中不考虑对此设备的调节，不下发对此设备的闭环控制指令。

7 增加省地协调管理及考核功能

省地协调调试完成、相关部门批准投运后，正常情况下省地协调控制应保持投运。省调AVC系统按月自动统计各地调的省地协调投运率和省地协调关口调节合格率，同时统计省调220kV母线电压合格率。如出现地调关口满足省调下发的上下限值，但母线电压仍不合格的情况，由省调AVC系统负责整改。如地调某些关口长期不可控、可控时间远低于省调要求或者关口调节合格率不满足省调要求，则由地调负责整改。

8 冗余配置

为系统软硬件进行冗余配置，实现关键模块的热备功能，提升系统的可靠性、安全性，增强系统在异常情况下的容灾能力。

9 系统增加以下功能以满足在闭环控制中遇到的问题：

复杂接线方式建模功能；复杂接线方式自动拓扑解析功能；页面导航功能；网络版功能；主变参数一致，三主变档位联调功能（满足电网220kV变电站三主变并列运行的要求）；主变参数一致，三主变档位联调功能（满足电网220kV变电站不同参数三主变并列运行的要求）；变升降档方向相反AVC控制功能；主变档位数量不一致AVC控制功能；特殊运行方式控制策略功能；保护闭锁控制模块；自动回调功能；时钟同步功能；增加直观监视画面；统计分析功能；遥控试验管理功能；安全闭锁控制功能；保护闭琐设备图形化闪动告警功能。

10 变电站闭环控制。

实现变电站AVC接入和闭环控制的工作主要有设备参数录入，设备参数检查核对，SCADA转发库的配置，AVC遥测遥信参数录入，遥测遥信实时数据检查核对，AVC保护闭所信号添加核对和传动试验，AVC遥控参数录入核对和遥控预置试验，AVC运行定值的配置等。

参考文献

[1] 《实现变电站无人值班对调度自动化系统的基本要求》

[2] 国家电力监管委员会第5号令《电力二次系统安全防护规定》

[3] 《地区电网无功电压优化自动控制系统改造完善技术方案》

[4] 《山西电网AVC省地协调技术方案》

地区电网无功优化 篇3

关键词：无功优化,遗传算法,排挤小生境,个体分散度

1 引言

无功优化的算法很多，传统算法有线性规划和非线性规划方法[1,2,3,4]，缺点是要求目标函数及约束条件连续、可微;现代启发式算法有遗传算法(genetic algorithm,GA)、模拟退火算法、粒子群算法和禁忌搜索法[5,6,7]，这些算法具有较好的全局收敛性。遗传算法因对求解信息要求少、建模简单、适用范围广和寻优能力强等优点而被广泛应用。各种改进遗传算法通过操作算子来改善GA的性能，避免算法早熟收敛[8,9,10]。

小生境遗传算法具有很高的全局寻优能力和收敛速度，在保持解的多样性方面表现优异，已被应用于无功优化问题[11]。本文提出了改进排挤小生境自适应遗传算法，提高了全局寻优能力。

2 无功优化的数学模型

无功优化通过优化电网的无功潮流分布，进而降低电网有功损耗和无功损耗，改善电压质量，使用电设备能够安全可靠地运行。通常的无功优化计算一般是以有功损耗最小为目标，并考虑电压等约束。无功优化规划包含两方面的问题：一是降低有功损耗的运行子问题;二是新增无功补偿设备的投资子问题。数学上可用一个目标函数及一组约束条件来描述。电力系统无功优化的目标函数是多种多样的，包括技术性能指标和经济指标两个方面，有可能因侧重点不同而存在差别，可以是：(1)电网无功补偿容量最小;(2)电网有功损耗最小;(3)电压质量最好;(4)变压器分接头和电容器投切次数最少;(5)系统总的费用最小。一个恰当的目标函数对优化过程有很重要的作用。本文以年总支出费用最小为目标函数，考虑两方面：折合为等年值的新增无功补偿设备的投资费用，网络损耗的年运行费用。以负荷节点电压越界和发电机无功出力越界作为惩罚项，建立了输电网无功综合优化的数学模型。

2.1 目标函数

(1)输电网扩展的目标函数：

其中：Kc为电容器单价;Qci为节点i的电容安装容量;NQ为补偿点集合;r为贴现率;m为设备的使用年限;β为电能单价;Tt为最大负荷利用小时数;△P为最大负荷方式计算下的网损;λ1、λ2为动态罚因子;Vj为负荷节点的电压;Qk为发电机的无功出力;Nd、Ng分别为负荷节点总数和发电机节点总数;Xi min、Xi max表示对应变量的上下限。

2.2 变量约束

(1)功率平衡方程：

(2)不等式约束：

控制变量约束：

状态变量约束：

式中：VGi、Ti、VDi分别为发电机节点电压、有载调压变压器变比和负荷节点电压;Xi min、Xi max分别对应变量的上、下限值。

3 改进排挤小生境自适应遗传算法

3.1 排挤小生境遗传算法

引入自然界中“物以类聚，人以群分”的小生境现象，即各类生物总是倾向于与自己特性、形状相类似的生物生活在一起，交配和繁殖后代。小生境遗传算法(niche genetic algorithm,NGA)具有很高的全局寻优能力和收敛速度，在保持解的多样性方面表现优异，已被应用于无功优化问题。排挤的思想源于在一个有限的生存空间中，各种不同的生物为了能够延续生存，它们之间必须相互竞争各种有限的生存资源。

比较群体中每两个个体之间的海明距离，若这个距离小于预先指定的距离L，再比较两者的适应度，并对其中适应度较小的个体施加一个较强的罚函数，极大地降低其适应度。这样，对于在距离L之内的两个个体，其中较差的个体经处理后其适应度变得更差，在后面的进化过程中被淘汰的概率就极大。

3.2 基于改进排挤小生境自适应遗传算法的输电网无功优化

应用遗传算法求解无功优化问题，实际上就是反复进行潮流计算和无功优化计算的迭代过程，使其结果既满足网络的约束条件，又满足某种指标最优。首先由无功优化控制变量编码随机生成初始种群，按照群体中各个个体的表现码进行潮流计算，满足潮流计算的等式约束和不等式约束的条件下，给出潮流计算结果，即网损和越限统计等。然后再利用潮流的结果计算各个个体的适应度函数值(即目标函数值)，按照本文算法的构造流程构建小生境，对控制变量进行遗传操作，产生新的个体，按小生境淘汰算法形成下一代群体之后，再一次进行潮流计算。

3.2.1 遗传编码和适应度函数

遗传算法通常采用二进制编码。对于大规模电网，其控制变量维数较多，如用二进制编码，染色体长度将会很大，使遗传算法的搜索空间急剧增大。因此本文采用整实数混合编码方式，有载调压变压器的分接头、补偿电容器的投入组数可由整数表示，发电机机端电压可用实数表示。

适应度是遗传算法指导搜索方向的依据，本文中适应度函数就是目标函数。

3.2.2 个体分散度

对于任意给定的两个个体Xi和Xj,Xi=[xi1,xi2,……,xi C],Xj=[xj1,xj2,……,xj C],i,j=1,2,……,Popsize,Popsize为种群规模;C为染色体长度，即为控制变量个数。可将两个个体的距离表示为

dij除了反映个体Xi和Xj之间的距离外，还反映了它们之间的相关性，即相似程度。dij越小，说明Xi和Xj相关性越高，也就越相似;dij越大，说明Xi和Xj相关性越低，相似程度越小。

对于个体i，其周围个体的密集程度可以由个体i的分散度来表示：

Di反映了个体i周围其他个体的分布情况。

Di越小，说明个体i周围分布的个体越多，并且个体之间相似的程度较高，群体多样性不足。应对这些个体采取较高的交叉和变异概率，以产生更多的新个体，保证种群的多样性，避免陷入局部最优解。

3.2.3 自适应交叉和变异概率

目前已有很多文献讨论了遗传算法交叉算子和变异算子的自适应调节问题，文献[13]给出了小生境中自适应规律的形成，根据适应度值调节个体交叉率、变异率，该算法优化能力加强了，但变异算子的自适应能力较差。因此，本文提出一种结合个体分散度和个体适应值的自适应交叉和变异算子，保证了种群的多样性和防止了早熟现象的发生。

3.2.4 基因操作

(1）选择操作

初始种群的前1/3个体由“上-下”最优解邻域搜索产生，中间1/3个体由锦标赛方式产生，后1/3个体再由随机方式产生补充，以此来保证种群个体的多样性。

(2）交叉操作

交叉是遗传算法中的一个关键步骤，它在很大程度上影响算法的性能。本文采用贝努利方法进行交叉操作，即产生随机数，如果产生的随机数小于交叉率时则进行交叉操作，否则不操作。为了使子代个体更加多样化，更具方向性，本文进一步采用启发式算术交叉。

(3）变异操作

采用贝努利方法进行变异操作，即产生随机数，如果产生的随机数小于变异率时则进行变异操作，否则不操作。变异操作只对个体中某一个位置上的基因进行加1或减1的临近操作。

(4）动态罚因子

用遗传算法求解无功优化问题时，选择一个有助于算法收敛及提高求解速度的罚因子非常关键，但是要得到一个适宜的罚因子并不容易，因为，如果罚因子太大，会使罚函数项在适应度函数中所占的比重过大，有可能将原优化问题的目标函数淹没;若罚因子太小，又会使罚函数在适应度函数中所占的分量过轻，导致对可行解的搜索不利。

3.2.5 小生境淘汰运算

引用文献[15]中的小生境淘汰运算：将经过基因操作后得到的M个个体和将随机生成的初始群体中各个个体的适应度进行升序排列所记忆的前N个个体合并在一起，得到一个含有M+N个个体的新群体。对这M+N个个体，计算Xi、Xj之间的海明距离：

当(L为指定距离)时，比较个体Xi、Xj的适应度大小，并对其中适应度较高的个体处以惩罚。

3.2.6 终止条件的改进

为提高排挤小生境自适应遗传算法的全局寻优能力，加快优化速度，本文对常规排挤小生境遗传算法做了如下改进。

(1）设置个体间距离判别标准L为动态函数

首先将L设定为所有个体间海明距离的平均值，即

(2）采用最优保存策略

本文采用的最优个体保存策略是通过比较到目前为止的最优个体与本代种群中的最优个体的优劣性，考虑是否进行个体置换。

(3）终止准则

为保证能在全局范围内寻找到最优解，避免陷入局部最优，应保证一定的遗传代数，但若仅以遗传代数作为退出进化的依据，得到的最终解很可能还是局部最优解。

(4）采用局部最优徘徊策略[16]

尽管最优保存策略会提高最优个体对整个群体的控制速度，但仍可能陷入局部最优。为避免陷入局部最优，在终止条件中引入局部最优徘徊策略，其基本思想是：当群体中部分优秀个体的平均适应度达到收敛精度时，先不立即退出循环，而是重复寻优过程，同时加大交叉率和变异率，充分发挥算法并行搜索的优点，获得全局最优解。

4 算例和计算结果分析

4.1 IEEE30节点系统仿真计算及分析

IEEE30节点系统[17]包括6台发电机，21个负荷节点，41条支路，4台可调变压器，它们的变比可调，变比的范围为0.9～1.1。机端电压的范围是0.9～1.1p.u。其余节点电压范围为0.95～1.05。补偿电容器组2组，一组调节范围为0～0.5，有5台电容器，每台电容器容量为0.1，位于节点10;另一组调节范围为0～0.1，有5台电容器，每台电容器容量为0.04，位于节点24。

优化前整个系统的网络损耗为0.0844，电压越限节点13个，发电机无功出力越界1个，系统严重缺无功。对IEEE30节点初始运行数据进行优化，目标函数为系统的有功网损最小，并满足各节点电压不越限，以及各发电机无功出力不越界。算法选取的参数如下：种群规模为60，种群的进化代数为100代，交叉率初始值为0.9，变异率初始值为0.1。

4.2 IEEE39节点系统仿真计算及分析

新英格兰39节点系统的总发电机有功为6192.93MW，总发电机无功为1138.95Mvar，总有功负荷为5296.5MW，总无功负荷为2305.6 Mvar，包括10台发电机，29个负荷节点，46条支路，12台可调变压器，它们的变比可调，变比的范围为0.9～1.1。机端电压的范围是0.9～1.1，其余节点电压范围为0.95～1.05。补偿电容器组3组，每组调节范围为0～0.8，有8台电容器，每台电容器容量为0.1，位于节点7、20、29。

优化前整个系统的网络损耗为0.5820，电压越限节点19个，发电机无功出力越界2个，系统严重缺无功。对系统初始运行数据进行优化，目标函数为年总支出费用最小，并满足各节点电压不越限，以及各发电机无功出力不越界。

4.3 实际系统的仿真计算及分析

以韶关市电网主网作为验算系统。全网220kV变电站9座，110kV变电站67座，包括52台发电机(其中节点136为平衡节点，其他节点为PV节点)，74个负荷节点，158条支路，45台可调变压器，它们的变比可调范围为0.9～1.1。机端电压的范围是0.9～1.1，其余节点电压范围为0.97～1.05。补偿电容器25组，功率数据是以100MWA为功率基值的标幺值，电压角度单位为度，电压幅值为标幺值。

优化前整个系统的网络损耗为0.7030，电压越限节点77个，发电机无功出力越界2个，系统严重缺无功。对韶关主网136节点系统初始运行数据进行优化，目标函数为年总支出费用最小，并满足各节点电压不越限，以及各发电机无功出力不越界。实施无功优化明显降低了系统的损耗，经济效益非常显著。

5 结论

本文建立了输电网无功综合优化的数学模型，并针对遗传算法的缺陷提出了改进排挤小生境自适应遗传算法，算法对选择、交叉、变异、罚函数、终止判据等环节做了相应改进，提高了算法的全局寻优能力，避免陷入局部最优解。

地区电网无功优化 篇4

关键词：电网无功优化；AVC系统；县域电网

中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0135-02

对于以前的县级的供电企业而言，电网电压的传输基本上是依靠定时控制或者是调度人员的经验，从而对电压越限的问题做一个非常简单的处理。但是如何进一步提高电网的电压质量，降低网损，开发并研制一种对电网的自动电压控制系统就显得十分重要。本论文通过对县域电网的实际情况的分析，讨论了电网无功优化和AVC系统在县域电网中的应用。

1 电网无功优化

1.1 电网无功优化的概念

我们通常所说的电网无功优化，是指在电网中流动的无功潮流能够最大限度地满足电网的实际需要。电网的无功优化体系从广义上说，在县域范围内能够分为两个部分：无功设备配置优化体系以及人员、无功设备管理优化体系。

1.2 无功优化的典型算法

无功优化指的是通过对无功调流的分布的调整，减少网络的有功损耗和改善电压质量的方法。一种典型的无功优化的数学模型如下。

由此可以看出，在本质上无功优化是一个混合整数的、具有不等式约束以及等式约束的非线性规划问题。对于一个实时控制的系统，最首要的任务就是对这样的优化问题进行求解，给出一个控制方案。这就要求优化算法能够满足以下几个条件：足够的鲁棒性、灵活性以及能有效的处理控制变量不连续的情况。

2 AVC系统

2.1 AVC系统的定义

AVC系统，就是指电力网电压无功优化自动控制系统。AVC系统能够集中监控、分析和计算全网无功电压的运行情况，之后能够从整体对电网中广泛分布的无功装置进行优化调控。AVC系统可以提高电网整体系统的经济运行效益，提高电压无功的综合管理水平，同时还可以给电网提供高质量的电压，因此本系统能够使全网非常稳定。

AVC系统能对110/35/10kV的电网进行全网分区、分层，实现电压无功优化。AVC系统是无功优化系统中集中优化部分的核心内容。

AVC系统能够及时发现电力电网中电压存在的问题，从而能够使问题得到有效的处理，最大程度上减小损失，是一种能够保障电网可靠运行的经济性手段。

2.2 AVC系统的功能

Smart AVC系统软件（电力网智能AVC系统软件），能够智能地对调度自动化系统，进而采集遥信、遥测等一些实时数据，从而能够无功优化控制在线电压。最少的主变分接开关调节次数、高电压合格率、最佳的无功出力的发电机以及最合理的电容器投切，是电力网智能AVC系统的综合优化目标。

2.3 AVC系统的特点

Smart AVC系统具有很全面的功能、强大的功能和灵活性，特点如下：

2.3.1 预测性。电力网智能AVC系统软件能够防止在负荷波动比较频繁的设备频繁动作，这是因为电力网智能AVC系统软件采用了超短期、短期负荷预测技术与智能AVC相结合的方法。

2.3.2 规范性。充分考虑了供电部门的具体管理情况，同时严格遵循《电力网电能损耗计算导则》中损耗管理软件的设计要求。

2.3.3 多平台。AVC系统使用了目前最常用的SQL Server（大型数据库平台），几乎所有版本的Windows系统都能够支持此数据库平台。

2.3.4 开放性。应用软件开放化和组件化，支持SVG公共图形和IEC61970-CIM/CIS格式的标准化技术，实现了即插即用和互联互通，保护了用户的资源，降低了系统集成的成本。

2.3.5 可扩展性。AVC系统使用了模块化的设计方法，使每一个功能都能够各自独立，同时由于整个系统的采用了元件化的设计方法，使得系统在升级、移植以及维护时，不需要对系统进行大幅度的修改，只需要修改模块，能够加快开发进度和减少开发的成本。

2.3.6 采用ODE技术。AVC系统采用国际通用的ODE技术生成报表。

2.3.7 可连调性。支持省、地、县（配）三级AVC联调，同时所有的接口均对外开放。

2.3.8 先进性。在国内实现了“输电、变电、配电无功电压调节技术”。

3 电网无功优化和AVC系统的应用

在使用了AVC系统之后，电压质量得到了明显的提高。下面是其优点：

（1）减少变压器分接头的调节。一般运行情况下，VQC控制下大约要调档6次左右。AVC投入使用之后，调档的次数大幅度下降，调档次数评价2.5次/天；即使是在比较恶劣的情况下诸如电网峰谷差较大的情况下，调节次数也只有大约4.5次/天。

（2）使电网的运行更加安全。AVC系统是调控静态无功补偿设备的，但是此系统对于电网的动态调节十分有利，在一定程度上提高了系统无功的动态补偿能力。

（3）降损节能效益十分显著。在其他诸如县级电网网架基本没有变化、运行方式及电量基本相同的情况下，更能降损节能。

（4）减轻了调度及监控人员的劳动强度。AVC系统投入运行指挥，实现了对电压的自动调节，这大大减轻了在负荷峰谷交替的时间段的人工劳动强度。

4 结语

本文主要论述了电网无功优化、AVC系统的基本概念以及原理和应用。在电网无功优化和控制方面，AVC系统无疑是目前管理和技术的整体发展方向。在县域电网中使用AVC系统，电压和无功控制都能取得较好的效果，主要表现在能够提高整个电网的电压合格率、优化电网的分布潮流、减轻运行人员的劳动强度、降低网损以及减少无功

传输。

参考文献

[1] 何东，吴端华，洪行旅，等.一个县级电网AVC系

统的应用和技术特点[J].四川电力技术，2010，33

（4）：17-18.

[2] 郭庆来，吴越，张伯明，等.地区电网无功优化实时

控制系统的研究与开发[J].电力系统自动化，2002，

26（13）：66-69.

[3] 李遂杰，朱月灵，裴希风.谈电网无功优化与AVC系

地区电网无功优化 篇5

TOP3000系统的全称为——TOP3000地区电网无功电压优化运行集中控制系统。该系统以各节点电压合格为限定条件, 以电网电能损耗最小化为目标, 通过SCADA调度自动化系统采集电网各个节点的运行电压、无功功率、有功功率等动态数据, 并对这些数据进行综合优化处理, 形成有载调压变压器分接开关调节和无功补偿设备投切的操作指令, 并利用调度自动化系统中的“四遥”功能, 最终实现电网无功电压优化运行的全天候自动控制。

TOP3000系统以电网与设备的安全正常运行为前提条件, 改变以往对于无功电压控制缺乏全网意识的不足, 从全网角度进行无功电压统筹优化控制, 确保无功补偿设备投入合理以及无功分层就地平衡与稳定电压, 达到一高一低, 即电压合格率最高, 主变分接开关调节数最低, 进而在现有基础上进一步提升整个电网调控的自动化水平, 切实提高电力系统运行的安全性、稳定性和可靠性, 实现输电网损最少化, 最终达到全面改善和提高电网电压质量, 降低电网损耗, 提高设备出力的目的。

基于TOP3000系统的突出优点, 该系统投入运行后, 一方面, 监控中心值班人员劳动强度得到有效减轻, 人为误差相应减少。另一方面, 全网真正实现了无功电压实时控制, 无人值班变电所自动化水平得到进一步完善和提升。该系统在采集全网电压、功率的同时, 还能采集辅助开关量, 自动判别电网运行方式, 从而运行相应的无功电压优化方案, 以适应电网运行方式变化。这套系统自适应功能、安全控制功能强, 在实践中未出现发出影响电网与主设备安全的操作指令等情况。

由于TOP3000系统是基于调度SCADA而建立的系统, 本身无需设立专门的I/O系统, 无需增加其它硬件设备, 也不需单独铺设电缆, 因此降低了成本, 减少了工作量。并且一个地、县级调度中心或集控中心仅需安装一套软件, 即可实现全系统内所有变电所所有有载调压变压器分接开关调节与电容器投切的操作控制。同时TOP3000系统的主站运行特性, 与单个无功电压综合自动控制 (又称VQC) 装置相比, 其打破了后者的“无功-电压就地最优”的技术局限, 实现“无功-电压全网最优”。

1、TOP3000系统的优势主要体现在以下个几方面

一是优化全网无功补偿。具体是: (1) 当地区电网内各电压等级变电所的电压处于正常范围时, 控制本级电网内无功流向合理, 达到无功功率分层就地平衡, 提高受电功率因数; (2) 通过计算, 决定相同电压等级不同变电所电容器组的优先投入; (3) 通过计算, 决定相同变电所不同容量电容器组的优先投入。

二是优化全网电压调节。具体是: (1) 当无功功率流向合理而变电所10kV侧母线电压出现超限值运行 (上限或下限) 的异常情况时, 分析同电源、同电压等级变电所和上级变电所电压情况, 决定是调节本变电所有载主变分接开关还是调节上一级电源变电所主变有载分接开关档位; (2) 在电压合格范围内遵循逆调压原则, 即高峰负荷时提高母线运行电压, 低谷负荷时降低母线运行电压; (3) 实现多台主变减变运行, 以此降低谷期的母线电压 (条件允许情况下) ; (4) 实施有载调压变压器档位分接开关调节次数优化分配, 以提高变压器的使用寿命。

三是综合优化无功电压。 (1) 当变电所10kV母线电压越上限时, 首先选择降低主变分接开关档位, 如仍达不到要求, 再切除电容器组;当变电所10kV母线电压越下限时, 首先选择投入电容器组, 如仍达不到要求, 再调高主变分接开关档位, 尽可能做到电容器组投入量达到最合理状态; (2) 实现预算10kV母线电压, 防止无功补偿设备投切振荡, 减少设备不必要的动作次数, 优化设备工况; (3) 当变电所主变分接档位调至1档、且电容器已全部切除、并已实施多主变减变运行 (条件允许情况下) , 电压仍越上限, 此时应投入电抗器 (条件允许情况下) , 增加无功负荷, 实现降低电压的目的。

四是全面管理控制信息。 (1) 设备动作记录表; (2) 设备动作失败或动作情况不正常汇总表; (3) 设备动作次数汇总表; (4) 电压曲线分析表; (5) 有功功率、无功功率、功率因数分析表; (6) 变电所电容器单组及多组最优配置值分析表。

2、TOP3000系统的界面及操作都设计得很人性化, 真正做到了简单、清晰、方便、安全

变电所图解:

本系统规定:

左边分别为:1#分接头、1#主变、1#电容器、10kV I段母线电压。

右边分别为:2#分接头、2#主变、2#电容器、10kV II段母线电压。

“厂站参数”属性框 (如图1) :

可设置10KV母线电压上下限, 还可设置高峰负荷电压最低值和低谷负荷电压最高值并选择是否启用逆调压。在高峰负荷时电压偏下限运行, 低谷负荷时电压偏上限运行, 可以减少电能损耗。

变电所状态可设置为“封锁”或“解锁”, 其中:

解锁:当变电所状态设置为此状态时, 系统会对该变电所所有元件 (包括电容器和分接头) 进行操作。

封锁:当变电所状态设置为此状态时, 系统不会对该变电所所有元件 (包括电容器和分接头) 进行操作, 此时该变电所就相当于没有电容器的无载变电所。

3、关于变电所设备 (包括电容器和主变分接头) 的状态设置与厂站的状态设置基本雷同

在TOP3000系统中, 出现的事故异常情况主要有:主变分接头滑档、主变档位与监控机显示档位不符, 电容器与主变分接头连续操作失败, 除此以外还有电容器故障跳闸、线路单相接地。当出现上述情况时, TOP3000系统会自动把故障设备设为事故封锁, 并通过音响设备发出语言报警声, 值班员必须在查明原因、且故障处理结束后才能把该状态设置手工设为解锁状态, 恢复自动调控。

无功电压优化集中控制系统充分利用调度自动化SCADA系统的数据资源、控制通道及能量管理EMS系统提供的计算结果, 投资少、效果好, 并且维护统一在调度自动化主站进行, 方便管理, 改变了以往厂站VQC装置因为缺乏维护而使用效果不佳的情况。此外, 全网概念的综合调节控制有效的减少了调节次数, 提高了设备的使用寿命。经过实践验证, 该系统运行稳定, 电压无功的控制效果比较理想, 同时大大减轻了监控中心运行人员的劳动强度, 为地区变电所全面集中监控提供了技术支持。

参考文献

[1]唐寅生, 李碧君.电力系统OPF全网最优无功的经济压差算法及应用.中国电力, 2000, 3 (9) :42-44.

[2]李瑞超, 陈实, 吴迪等.安徽电网自动电压控制 (AVC) 系统设计及实现.电力系统自动化, 2004, 28 (8) :20-22.

[3]王新学.电力网及电力系统.水利电力出版社, 1995.

地区电网无功优化 篇6

1 地区电网无功优化现状

地区电网中多座变电站采用分组电容器如图1所示接线方式和控制策略, 即10k V母线电容器基本组2400k Var、调节组1200 k Var, 共用一组电容器开关、电流互感器及保护装置 (北京四方CSC221A) , 调节组真空接触器没有测控装置、不具备遥控操作功能。实际运行中, 由当值调控员根据系统无功电压变化情况需对电容器调节组进行投切时, 指令变电运维人员到现场进行停电操作, 即拉开电容器020开关, 分合调节组接触器02021隔离刀闸, 手动操作将保护定值切换至基本组、调节组或两组同时运行对应定值区。因而, 未能充分发挥AVC系统作用, 增加运行人员对设备监视、倒闸操作的劳动强度同时还可能出现人员调节不及时现象。

2 无功优化实用化改造方案

2.1 保护装置硬件和控制回路改造方案。

2.1.1将电容器保护装置逻辑插件 (LOGIC) 由标准配置更换为增强型配置, 增加遥控出口接点为6X13-14 (分) 、6X15-16 (合) , 实现电容器调节组接触器远方遥控分合。2.1.2为保证电容器保护装置判断电容器接触器位置的可靠性和正确可靠的定值区切换, 将接触器辅助常闭、常开接点接入该保护装置电源插件 (POWER) 8X8 (分位) 、8X9 (合位) 开关量输入回路。 (图2-3) 2.2保护装置软件程序改造方案。电容器保护装置CSC221A由原保护程序V1.05, 保护方案S03升级为保护程序:V1.20G、CRC:B8F0, 保护方案:S03G、CRC:4A8D。增加以下功能:2.2.1定值区随调节组投退自动切换, 当遥控投入调节组时, 装置收到遥合命令后, 先切换定值区, 由基本组单独运行定值切换至基本组和调节组同时运行定值, 然后执行遥合接触器0202命令, 装置在遥控出口3S后, 仍然没有收到接触器变位信号, 将自动把定值区切换回原定值区, 确保定值区与电容器组运行方式对应;当退出调节组时, 装置收到遥控命令, 执行接触器遥分命令, 装置收到开关变位信号时, 切换定值区由基本组和调节组同时运行定值切换至基本组单独定值。2.2.2对应电容器调节组投入、退出的定值区号, 可以通过设置保护装置内部参数软压板指定对应定值区。其中定值区切换至“1”, 表示投调节组定值区即对应基本组、调节组同时运行;定值区号切换至“0”, 表示退调节组定值区, 即对应基本组单独运行。2.2.3定值自动切换功能可通过内部控制字D1、D0位进行投退, 退出定值自动切换功能后, 以上功能均退出, 保护装置无遥控调节组接触器0202的功能。其中, D1位控制自动切换定值投入/退出, D0位控制位置信号检测投入/退出。2.2.4定值区切换完成后, 装置面板会报告“切换定值区”, 并上传厂站监控及调度主站。2.2.5当切换的定值区不存在或切换失败时, 装置面板会报告“定值切换失败”并上传厂站监控后台及主站调度系统。2.2.6电容器调节组开关位置与设定的定值区不对应时, 装置会报告“定值区不对应”发告警信号并上传厂站监控后台及主站调度系统。2.2.7电容器保护装置接入DI8 (分位) 、DI9 (合位) 作为调节组接触器0202位置信号, 当信号消失或不对应时装置会报告“开关位置信号错”发告警信号并上传厂站监控后台及主站调度系统。

3 应用效果

实用化改造后设备运行安全可靠, 实现了接触器遥控操作并自动切换保护定值区, 信号上传厂站端后台、主站端调度系统和地AVC系统, 达到预期效果。

3.1 完成电容器调节组接触器0202分、合闸控制回路出接线及接触器的预防性试验, 接触器远方、就地转化开关操作正常, 接触器位置指示灯正确, 实现接触器0202电动就地操作。3.2完成电容器调节组接触器0202远方控制回路及位置信号接入电容器保护装置, 实现接触器0202远方操作。3.3实现电容器保护装置的定值区切换具有根据接触器位置自动切换和人工切换功能, 并相互闭锁、相互转换。3.4完善了厂站监控后台、主站调度系统相关功能并对保护装置进行整组试验结果合格, 接触器位置变化及定值区自动切换正确且信号可靠上传厂站监控后台及主站调度系统。3.5该电容器组遥控、遥调信号接入AVC系统并维护设备参数, AVC系统联调、正式运行的自动投切电容器组的控制策略正确和控制过程准确。3.6设备发生异常或故障时继电保护装置正确动作率100%, 保护动作后闭锁电容器开关远方操作功能, 人工解除闭锁后方可操作。

结束语

本文结合实际工程应用, 针对地区电网分组电容器接线方式和控制策略存在不足, 提出一种改进电容器组保护装置硬件及二次接线、升级保护程序的解决方案, 介绍了实用化改造后应用效果, 实现了分组电容器调节组远方操作及自动切换保护定值区, 完善电网运行及无功优化控制策略, 降低电网损耗, 提高电压合格率, 提升调度自动化水平。

参考文献

[1]地区电网无功电压控制系统 (AVC) 技术规范及控制要求[J].江苏省电力公司, 2013, 34.

[2]CSC200数字式保护测控装置说明书[J].北京四方, 2012.

县域电网无功优化研究 篇7

无功优化作为电网运行中的重要环节,是提高电压质量和降低线损的必然措施。县域电网作为我国电网的最末级电网,一般是指110kv及以下电压等级的电网,主网是35kV和10kV两个等级。县域电网目前存在的很大问题就是供电可靠性较低、电压质量不高,因此,必须对县域电网进行无功优化以提高其供电质量。

1 县域电网现状和存在的问题

淮阳供电区现有220kV淮阳变电站1座,主变2台,容量为(120+150) MVA;110kV变电站2座,黄路口110kV变电站1座,主变容量为(40+31.5)MVA;芦庄110kV变电站1座。到目前为止,淮阳供电区在运35kV变电站12座,主变21台,容量为210.25MVA;在建35kV变电站1座,主变1台,容量为10MVA。淮阳县全社会用电量中,居民生活用电量占比例较大,工业电量占比例较小,人均用电量增长速度快。

目前,淮阳供电区主要在110kV及35kV主变总容量、无功补偿容量、35kV变电站布点、35kV及以上电压等级变电站调压能力、部分35kV线路供电能力和部分10kV线路供电能力等方面存在不足,具体表现为电压质量低。

2 无功优化系统工作原理

无功优化系统可根据电压等级和网络拓扑,分层、分区保障无功平衡。正常情况下,各补偿节点的无功补偿设备依据节点参数自动运行,保证节点的无功平衡、电压合格,上级系统监视其运行。特殊情况下,上级系统按区域优化策略发出指令,就近调度其它补偿节点无功储备,支撑区域无功平衡,保证供电区域的电压合格。无功优化拓扑结构如图1所示。

(1)以配变低压侧0.4kV作为配变补偿节点,以10kV线路作为线路补偿节点,35/110kV变电站作为站级补偿节点,各节点独立闭环工作,实现节点的无功优化控制;子站依据站属区域无功潮流,优先调度各补偿节点无功储备,达到各配电线路至站属区域内部无功平衡的优化目的。

(2)以无功优化控制中心为系统主站,协同、控制子站,实现区域电网智能无功优化控制。

2.1 物理体系架构

无功优化系统主要由系统主站、子站、变电站补偿节点设备、线路节点设备和配变节点设备构成。其中,各节点设备负责就地无功平衡;子站负责管辖站属区域无功平衡;系统主站负责协调整个农网无功平衡。无功优化系统物理体系架构如图2所示。

2.2 网络通信架构

通信网络由专用通信网络和无线专用通信网络组成。专用通信网络负责系统主站与子站之间、子站与站级补偿节点之间的通信联络;借助3G、GPRS、CDMA等无线专用通信网络数据传输技术,通过通信服务器,实现线路节点和配变节点实时数据传输,便于子站对其站属区域无功潮流的协调控制。无功优化系统网络通信架构如图3所示。

2.3 软件架构

无功优化系统软件体系由基础平台层、集成平台层和应用层组成,如图4所示。

3 控制系统配置方案

3.1 系统主站设备配置

根据供电规模,在淮阳县调配置区域电网智能无功优化系统主站1套,子站至主站间采用光纤以太网通信,具体硬件、软件配置如下。

(1)系统硬件设备配置。最小系统主数据处理服务器1台;通信服务器2台;管理员工作站1台;主交换机1台;通信交换机1台;磁盘阵列1台;GPS同步时钟1套;屏蔽机柜1面;便携式维护工作站1台;A3打印机1台;UPS电源1套;GPRS通信服务器1台;机架式折叠液晶显示器1台;纵向安全加密认证1台;串口服务器1台;网桥机箱2套;卡片式网桥15个;附件及网络专用工具1套。

(2)系统软件配置。Windows Server中文企业版服务器端1套;MS SQL Server中文标准版1套;RSO功能软件包1套(数据采集与通信服务软件、实时数据服务软件、历史数据服务软件、优化分析与控制软件、报表服务软件、集中告警服务软件、人机交互软件、信息总线服务软件、图库建模工具软件)。

3.2 子站设备配置

根据淮阳供电区的110kV和35kV变电站及其10kV线路出线情况,在110kV黄路口变、110kV芦庄变、35kV前家变、35kV朱集变、35kV大连变、35kV龙路口变、35kV刘振屯变、35kV西郊变、35kV鲁台变、35kV曹河变、35kV新站变、35kV安岭变、35kV北关变、35kV齐老变、35kV许湾变分别设置区域电网智能无功优化系统子站1套。每套子站的硬件、软件配置如下。

(1)子站设备硬件配置。主服务器1台;串口服务器1台,E1网桥1面;机柜1套。

(2)子站软件配置。Windows Server 2008标准版1套;Windows SQL Server 2008标准版1套;数据采集1套;数据处理1套;优化控制策略1套;挂撤标志牌1套;事件和告警1套;事故追忆1套;数据计算和统计1套;趋势曲线1套;SOE功能1套;动态着色1套;历史数据管理1套。

4 变电站无功补偿设备配置方案设计

下面以35kV北关变电站为例来分析无功补偿设备配置方案。35kV北关变电站有2台主变,#1主变容量为12.5MVA,#3主变容量为5MVA;1台电容出线柜,补偿装置容量为4 500kvar,等容分为3组,户内框架式;采用光纤、载波通信。

以北关变电站10kV侧负荷最大日及负荷最小日运行数据为基础,经过大量运行数据分析对比,确定系统无功负荷最大需求值及系统无功负荷最小需求值,作为该变电站无功补偿设备容量优化配置的设计依据。

4.1 各变电站无功补偿设备的配置方案设计

根据规程要求,35kV及以上电压等级变电站的无功功率补偿主要用于补偿主变的无功功率损耗,适当兼顾负荷侧的无功补偿;容性无功补偿容量应满足主变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95。

4.2 补偿容量的确定

(1)一般情况下,变电所的补偿容量按照主变容量的15%～30%确定。

(2)经常处于轻载运行状态的35kV变电站的补偿容量取最小补偿值,按照主变容量的5%～10%确定。

(3)具有调压要求或低压侧压降大,不能满足供电质量要求的变电站,可按提高电压要求计算补偿容量。

①装设电容器前,送电端的有功负荷功率和无功负荷功率分别为P1和Q1,电压为U1,受电端的有功负荷功率和无功负荷功率分别为P2和Q2,电压为U2,其电压降为:

②装设并联电容器QC后,线路送电端的无功负荷功率为Q1—QC,线路末端电压由U2提高到,其电压降变为:

若忽略电压降的横向分量,则可知由U2提高到所需要的补偿容量为:

4.3 安装方式的确定

根据变电站的具体情况,无功补偿设备安装方式分为户内和户外。

5 10kV线路补偿设备配置方案设计

Q/GDW212—2008《电力系统无功补偿装置技术原则》规定:在供电距离远、功率因数低的10kV架空线路上可适当安装电容器,其容量(包括用户)一般按线路上配电变压器总容量的7%～10%配置(或经计算确定),但不应在低谷负荷时向系统倒送无功。

5.1 补偿容量的确定

由于10kV线路的充电功率较小,可以忽略不计。本方案中50kVA及以上台变(用户自维除外)均已安装无功补偿装置,安装容量按可以使变台一次侧的功率因数不小于0.95确定。因此线路安装的无功补偿装置重点应考虑对50kVA以下、用户自维的变台进行无功补偿,同时还要考虑线路末端电压等综合因素。

(1)最小补偿容量。根据线路最小负荷和补偿前后功率因数(补偿后功率因数为目标值),计算出线路最小补偿容量,作为固定补偿(定补)容量。这是为了防止当线路运行在最低负荷(如夜间)时,因线路过补偿而向系统倒送无功功率引起线损升高。

式中,Qx为线路最小补偿容量(固定补偿容量),kvar;cosφ2为线路补偿后功率因数(目标值)。

(2)最大补偿容量。根据线路最大负荷和补偿前后功率因数,计算出线路最大补偿容量。

式中,Qd为线路最大补偿容量,kvar。

(3)自动补偿容量。自动补偿容量(自补)可随着负荷变化自动投切,跟踪补偿。它是最大补偿容量与最小补偿容量之差。

5.2 安装地点的确定

线路补偿将电容器分散安装在高压配电线路上,主要补偿线路上的无功消耗,还可以提高线路末端电压、改善电压质量。其补偿地点一般遵循“三分之二”原则,即补偿容量为无功负荷的2/3。在确定某条配电线路的补偿容量时,应充分调查该线路的平均无功负荷和最小无功负荷,这些数据可以从运行日志中获得。当线路的最小无功负荷小于平均无功负荷的2/3时,考虑到无功不应倒送,应按最小无功负荷确定补偿容量,因此线路装置全部采用自动补偿。当线路中有较大无功负荷点时,除考虑与线路始端的距离外,还应考虑大的无功负荷点。

5.3 线路补偿装置设计案例

下面以35kV曹河变电站的农一板线为例,确定补偿装置安装点和补偿容量。农一板线采用LGJ-50mm2导线,53台配变总容量为5 050kVA。其线路较长、负荷分散,最大负荷日(2011年7月15日12点50分)的线路入口数据:电压为10.3kV,电流为95.3A,有功功率为1.46MW,无功功率为0.87Mvar,功率因数为0.86。

(1)农一板线补偿容量计算。

线路负荷率为:

式中,S'为线路实际的视在功率,kVA;S为线路总容量,kVA;U为变电站出口电压,kV;I为线路的最大电流,A。

则补偿容量为:

式中,I0%为配变空载电流百分比,取0.9～2.8;Ud%为配变短路电压百分比,取4～4.5。补偿装置容量取80kvar,分30、50kvar 2组进行自动补偿。

农一板线负荷的2/3处位于#35～#45杆,因此在该区间设置线路补偿节点可以满足农一板线补偿需要。

6 配变低压侧补偿设备配置方案设计

据统计,大部分配变低压侧功率因数较低(0.75～0.85),部分变压器低压侧电压较低(350～370V),配变的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率(75%[1]),补偿到变压器最大负荷时,其高压侧功率因数不低于0.95,转换到低压侧不低于0.97。因此本方案中配变的无功补偿装置容量可按变压器最大负载率为75%,10kV变压器一次侧功率因数不低于0.95进行确定。

6.1 补偿容量的确定

若台变最大负荷日平均有功功率为Ppi,补偿前的功率因数为cosφ1,补偿后的功率因数为cosφ2,则补偿容量为:

或

式中,Qpi为最大负荷日平均无功功率,kvar。

6.2 装置补偿类型的确定

第一种情况:10kV系统中,台变安装在线路的中末端,台变功率因数较低,电压及无功需求日波动较大,电压质量阶段性不能满足要求,应采用自动分组智能投切无功补偿装置。

第二种情况:10kV系统中,线路较短且负荷集中在线路首端,靠近变电站侧,台变功率因数较高,电压质量均满足要求,其无功补偿容量由电源侧变电站无功补偿装置提供,不考虑安装无功补偿装置。

6.3 配置方案设计

按照配置原则,容量不小于100kVA或存在过负荷、低电压的公用配变均加装低压无功自动补偿装置。淮阳供电区的配变补偿设备配置数量为1 060套,总补偿容量为55 800kvar。

7 项目经济效益分析

采用无功补偿经济当量法,也就是将无功电流折算成有功电流,无功电流造成的损耗可以通过有功电流来计算[2,3]。

假定设备利用率为75%,每kW·h电价为0.56元,则110kV变电站按无功补偿经济当量C110=0.03,年满负荷用电时间4 600h计,补偿节点节约电量为139.73万kW·h,每年可节约资金78.3万元;35kV变电站按无功补偿经济当量C35=0.05,年满负荷用电时间3 800h计,补偿节点节约电量为367.7万kW·h,每年可节约资金205.9万元;10kV线路按无功补偿经济当量C10=0.08,年满负荷用电时间3 200h计,补偿节点节约电量为80.1万kW·h,每年可节约资金44.84万元;0.4kV配变按无功补偿经济当量C0.4=0.10,年满负荷用电时间2 600h计,补偿节点节约电量为1088.1万kW·h,每年可节约资金609.4万元。淮阳县供电区全年节约电费总计938.5万元。

8 结束语

实践证明,采用无功优化系统解决了电网因无功造成的“低电压”问题,提高了区域电网输送能力和区域用电设备效率,实现了节能减排。

摘要：针对县域电网低电压状况和10kV线路、400V线路损耗较高等问题,提出无功优化系统方案。介绍无功优化系统工作原理及控制系统配置,结合实例阐述变电站、10kVA线路及配变低压侧补偿设备的配置方案。

关键词：县域电网,智能无功优化,电容补偿

参考文献

[1]Q/GDW212—2008电力系统无功补偿装置技术原则[S]

[2]GB/T13462变压器经济运行导则[S]

农村电网无功补偿与无功优化的探讨 篇8

农村电网是指县(含县级市)及县以下的电网,其中包括城镇和农村等农业区域的电网。近年来农村经济社会快速发展,特别是随着“家电下乡”等扩大内需、启动农村消费的一系列措施的实施,农村电力需求快速增长,相应地对无功功率的需求也在不断增加;另一方面,农网处于电力系统的末端,无功电源先天不足,使得农网中无功比较缺乏。在电网中,无功不足将导致电压下降、损耗增加、网络传输能力下降、发电和供电设备的容量不能充分利用。虽然自1998年以来,国家大力实施农网建设与改造工程,显著改善了农网的供电能力和电能质量,降低了网络损耗,但目前在农网中仍然存在不同程度的无功补偿配置不够合理、经济的问题,农网综合电压合格率和综合线损率等指标还需进一步改善。因此,在新一轮农网改造升级工程开始实施之际,讨论农网无功补偿与无功优化具有重要的现实意义。

1 农村电网无功负荷的分析

农网中的无功负荷主要有3种:用电设备、配电变压器和输配电线路[1]。

用电设备中最主要的是异步电动机,绝大多数农网机械和乡镇企业的动力设备都是异步电动机,它们工作时不仅需要大量的有功功率,还要有足够的无功功率。异步电动机消耗的无功功率包括空载无功损耗和漏磁无功损耗,前者与电动机的负荷基本无关,而后者则与电动机的负荷有关。异步电动机是农网中无功功率的最主要的消耗者,约占农网总无功负荷的60%～80%。此外,随着电冰箱、洗衣机、空调器等低功率因数的家用电器大量进入农村家庭,家庭用电消耗的无功功率也呈现出快速增长的趋势。

农网中存在大量的配电变压器,这些变压器的容量必须按农忙季节或防汛抗旱等要求进行配备。由于农村负荷季节性强、峰谷悬殊,因此农网配变普遍存在“大马拉小车”现象,长时间处于轻载运行状态,消耗大量无功功率。配变消耗的无功功率也包括不变的空载无功损耗和可变的漏磁无功损耗。其中,空载无功损耗远大于漏磁无功损耗。配变也是农网中无功功率的主要消耗者,约占农网总无功负荷的15%～35%。输配电线路也消耗一定的无功功率,并随负荷大小而变,但所占比例相对较小,低于5%。

由此可见,农网的无功负荷主要由两部分组成,即配变的空载无功损耗和用电设备的无功功率。配变的空载无功损耗是农网无功负荷的基荷,用电设备的无功功率是峰荷,农网无功负荷波动的主要原因是用电设备的投入和退出运行。随着农网的不断改造,大量高能耗变压器被更换为节能型变压器,配变空载无功在总无功中所占的比例逐渐减少,而用电设备的无功比例则逐渐增加,无功负荷的重心进一步后移。因此,农网无功负荷的重点是在低压侧的用电设备上,进行无功补偿的重点也应该放在低压侧或用电设备上。

2 农村电网无功补偿的前提

在进行无功补偿前,必须先提高农网的自然功率因数,以降低负荷对无功功率的需求。

由于农网的无功功率主要消耗在用电设备和配变上,因此提高农网的自然功率因数也就是要改善用电设备和配变的自然功率因数。具体来讲,可采取下列措施:

1)用节能型变压器代替高能耗变压器,可使配变的自然功率因数得以提高。配变应选用S9及其以上系列变压器,有条件的地区也可选用节能效果更好的非晶合金变压器。

2)配变大多数时间在轻载情况下运行,这也造成自然功率因数低,调整变压器与用电设备的容量比,也能提高配变的自然功率因数。但是,农村负荷季节性强、峰谷悬殊,普通配变往往难以避免轻载运行,因此有条件的地区可选用有载自动调容变压器。有载自动调容变压器是一种具有大小两种额定容量、且两种额定容量运行方式可以自动转换的配电变压器,它可以自动检测及判断用户负荷大小,并通过有载调容开关,可在变压器不断电的状态下,对上述两种容量进行自动切换,特别适合用于农网。

3)合理选择电动机的容量,使其在尽量接近最佳负荷率下运行;在条件许可的情况下,可在某些设备上用同步电动机代替异步电动机;在某些使用绕线型异步电动机的场合,可将异步电动机同步化,即在转子绕组中通以直流励磁,将其改为同步电动机运行。

4)采用技术措施降低轻载设备的外加电压(如将三角形接线的电动机改为星形接线),切断空载设备电源。

3 农村电网无功补偿的原则

在尽量提高农网自然功率因数的基础上,再进行无功补偿。根据农网中无功负荷的特点,无功补偿应遵循的总原则是:“全面规划,合理布局,分级补偿,就地平衡”。具体来讲,要满足以下几点要求:总体平衡与局部平衡相结合,既要满足整个县级电网的无功功率平衡,又要同时满足各个分站、分线的无功功率平衡;电力部门补偿与用户补偿相结合,以用户端补偿为主;集中补偿与分散补偿相结合,以分散补偿为主;高压补偿与低压补偿相结合,以低压补偿为主;调压与降损相结合,以降损为主。

4 农村电网无功补偿的方式

根据农网中无功负荷的特点和无功补偿的原则,农网无功补偿主要采用以下几种方式[2,3,4]。

4.1 随机补偿

随机补偿是将补偿电容器与异步电动机直接并联,通过控制、保护装置与电动机同时投切。如果电动机容量较小,电容器可以和电动机直接并联;如果电动机容量较大,一般超过10kW,可用电动机无功就地补偿器来补偿。

随机补偿方式接线简单,便于维护管理。农网无功负荷的波动,主要是由于电动机的投入和退出运行引起的,采用随机补偿可以从根本上消除或减少农网无功负荷的波动,降损效益最高,并可以简化上级补偿方式。但是,当电动机年运行小时数较少时,补偿电容器的利用率较低。一般地,电动机的年运行小时数大于1 000h,宜选用随机补偿。

为防止电动机退出运行时产生自激过电压,随机补偿容量一般不应大于电动机的空载无功损耗,通常推荐

$Q{}_{\text{c}}=(0.95~0.98)\sqrt{3}U{}_{\text{Ν}}{\rm I}{}_0$ (1)

其中,Qc为补偿电容器容量;UN为额定电压;I0为电动机空载电流。

4.2 随器补偿

随器补偿是将补偿电容器通过低压熔断器并联在配电变压器二次侧,以补偿配变的空载无功损耗,适用于综合用户配电变压器。

农网配电变压器,尤其是综合用户配电变压器,普遍存在轻载现象,在负荷低谷时接近空载。配变在轻载或空载时的无功负荷主要是变压器的空载无功损耗。采用随器补偿可以有效补偿配变的空载无功损耗,使该部分无功就地平衡,从而提高配变容量的利用率,限制农网无功基荷,降低无功网损。

由于随器补偿属于固定补偿,因此只能补偿配变的空载无功损耗Q0,如果补偿容量Qc大于Q0,则在配变接近空载时形成过补偿,而且在此条件下,当配变非全相运行时,容易发生铁磁谐振,损坏电容器和变压器。通常推荐

Qc=(0.95～0.98)Q0 (2)

4.3 低压集中补偿

低压集中补偿是将补偿电容器并联在大用户的0.4kV母线上,适用于100kVA及以上专用配电变压器用户,其主要目的是提高专用配变用户的功率因数,实现无功就地平衡。

低压集中补偿用电容器可分为固定连接组和可投切连接组:前者起到相当于随器补偿的作用,补偿用户自身的无功基荷;后者用于补偿无功峰荷。可投切连接组的投切方式分为手动和自动,采用自动投切方式,可根据用户负荷水平的波动自动投入相应数量的电容器进行跟踪补偿,因此低压集中补偿又称为跟踪补偿。

对于较大的乡镇企业用户,考虑到多台电动机投运的不同时性和单台电动机补偿容量的限制等因素,采用低压集中补偿比随机、随器补偿能获得更好的补偿效果,而且不需提高补偿度,并可适当调整各组电容器的运行时间,使其寿命相对延长。

4.4 线路补偿

线路补偿是将补偿电容器分散安装在10kV线路的杆塔上,适用于供电距离远、负荷重且功率因数低的线路。其主要目的是提供线路和综合用户配变所需的无功功率,减少无功电流在线路上的流动,提高线路末端电压。

在农网中,综合用户比较多,由于没有实行功率因数考核的综合用户大多没有进行低压补偿,所以无功缺额比较大,需要由变电站或发电厂来提供。大量的无功功率沿线传输使得配电网的网损较大、用户端的电压偏低。因此,在这种情况下,采用线路补偿可以提高配电网功率因数,达到降损升压的目的。

线路补偿可分为单点补偿和多点补偿、固定补偿和可投切补偿。理论分析表明,多点补偿和可投切补偿往往具有更好的补偿效果。但是,由于线路补偿的电容器远离变电站,容易出现保护不易配置、控制成本高、维护工作量大等问题,因此在实际应用中一般采用单点补偿和固定补偿,不设分组投切。固定补偿方式输出的无功功率是一定的,为避免在线路轻载时产生过电压或过补偿的现象,所以只能补偿线路无功负荷的基荷部分。

4.5 变电站集中补偿

变电站集中补偿是在35～110kV变电站的低压侧母线上并联无功补偿装置,其主要目的是减少变电站高压侧输电线路传输的无功功率,降低高压输电网络的损耗并提高母线电压水平。

变电站集中补偿装置包括并联电容器和静止补偿器等。为了实现对无功功率的快速动态补偿,可以采用静止补偿器,但投资较大。如果选择并联电容器,则应采用自动投切无功补偿装置,使其能够根据无功负荷的大小相应投切电容器组。

在下级补偿完善的情况下,变电站集中补偿仅需补偿主变压器自身所需的无功功率,以不超过变压器容量的15%为宜。而在下级补偿不够完善的情况下,变电站集中补偿还需补偿供电区域内的无功缺额,以保证总受电端功率因数达到考核标准;但这种补偿不能减少配电网的无功损耗,因为用户需要的无功仍要通过变电站低压侧的配电线路向负荷端输送。

上述几种补偿方式各有其侧重点,对于农网来说,任何一种单一的补偿方式都不能达到理想的效果,只有综合采用多种补偿方式,才能最大程度地限制无功功率在网络上的传输、交换,实现无功的就地平衡,获得良好的补偿效果和经济效益[5]。

5 农村电网的无功优化

农网的无功优化是指合理选择无功补偿位置和补偿容量,以实现技术经济性能的综合最优化。

5.1 无功优化的数学模型

无功优化的数学模型包括目标函数和约束方程两个方面。

无功优化的目标函数可以是无功补偿容量最小、电网有功损耗最小、电压质量最好、变压器分接开关和电容器投切次数最少等,综合考虑上述指标,可得目标函数表达式为

min F=∑wifi(u,x) (3)

其中,fi为第i项函数指标,wi为第i项函数指标的权值;u为控制变量(如发电机及无功补偿设备的无功出力、可调变压器的变比);x为状态变量(如除平衡节点外,其它所有节点的电压相角;所有节点的电压幅值等)。

无功优化的约束方程为

其中,g(u,x)为潮流等式约束;QG为发电机无功出力;QC为无功补偿设备出力;U为母线电压幅值;T为可调变压器变比;带下标max和min的量分别为这些量的上、下限。

5.2 无功优化的求解方法

无功优化的求解方法主要分两大类:一类是数学规划方法,包括线性规划、非线性规划、混合整数规划、内点法、动态规划法等;另一类是人工智能方法,包括人工神经网络、遗传算法、模拟退火算法、禁忌搜索算法等[6,7]。

数学规划方法是从某个初始点出发,按照一定的轨迹不断改进当前解,最终收敛于最优解。这类方法具有数学的严密性、确定性、精确性,计算迅速,收敛可靠,但是存在以下问题:①要求函数连续和可微;②要求解空间是凸的,否则结果容易陷入局部最优解;③在处理可调变压器变比、可投切电容器组这样的离散变量时存在困难。

人工智能方法是从一个初始解群体开始,按照概率转移原则,采用某种方式自适应地搜索最优解。这类方法的特点是随机搜索,具有很强的全局寻优能力,并可自然地处理离散变量,在解决多变量、非线性、不连续、多约束的问题时显示出独特的优势,弥补了数学规划方法的不足。但是,人工智能方法也有其明显的缺陷,即解的随机性较大,搜索到最优解需要大量的计算,收敛速度慢,容易产生早熟从而非全局收敛等问题。

数学规划方法和人工智能方法各有其特点,二者并无优劣之分,合适的方法就是好方法。因此,在实际应用中要根据问题的特点选用相应的方法进行无功优化。

6 结论

本文在分析农村电网无功负荷的基础上,对农网的各种无功补偿方式及其特点进行了系统的讨论,并阐述了无功优化的数学模型和求解方法。总的来说,农网的无功补偿是一项比较复杂的系统工程,为了达到满意的效果,应当针对具体问题进行分析,综合采用多种无功补偿方式,同时建立相应的数学模型并求解,从而确定出最佳的补偿位置和补偿容量。

摘要：合理的无功补偿对农村电网的降损节能具有重要意义。为此,分析了农网无功负荷的特点,阐述了农网无功补偿的前提和原则;在此基础上,系统讨论了农网中各种无功补偿方式的优缺点和适用范围,并介绍了无功优化的数学模型及其求解方法。

关键词：农村电网,无功负荷,无功补偿,无功优化

参考文献

[1]杨勇.农村电网无功补偿分析[J].农机化研究,2004(3):94-97.

[2]孙成宝.农村电网无功补偿方式的研究[J].电网技术,1994,18(5):54-58.

[3]苑舜,韩水.配电网无功优化及无功补偿装置[M].北京:中国电力出版社,2003.

[4]倪建立,马放瑞,毕鹏翔.农村电网节能降损与自动化实用技术[M].北京:中国电力出版社,2008.

[5]吕艳萍,童素琼.农村电网的无功补偿方式及其容量选择[J].中国农村水利水电,1999(7):31-32.

[6]耿光飞,杨仁刚.地区电网无功优化研究[J].中国农业大学学报,2004,9(5):55-58.

试论地区电网无功电压控制相关问题 篇9

随着国民经济的发展和人民生活水平的提高, 对县级电网供电的电压质量提出了越来越高的要求, 保证客户电压接近额定值是县级电网运行控制的基本任务之一。县级电网是现代化大电网的一个有机的组成部分。由于电网中的负荷波动十分剧烈, 使得电网中在同一时间内, 一些地方电压过高, 一些地方电压过低;在同一区域内, 有时电压很高, 有时电压较低。电压是衡量电能质量的一个重要指标, 电压的波动使电能质量下降, 严重时甚至引起电压崩溃和电网瓦解, 对电力客户以及电网的安全经济运行带来不良的影响。

2 电压无功综合控制

为了提高电压合格率和降低能耗, 目前各种电压等级的变电站中普遍采用了电压、无功综合控制器, 就是在变电站中利用有载调压变压器和并联电容器组, 根据运行情况进行本站的电压和无功自动调整, 以保证负荷侧母线电压在规定范围之内及进线功率因数尽可能高。

2.1 电压、无功自动控制方式

1) 分散控制方式。这是我国当前进行电压、无功调节控制的主要方式。分散控制是指在各个变电站或发电厂中, 自动调节有载调压变压器的分接头位置或其他调压设备, 以控制地区的电压和无功功率在规定的范围内。分散控制是在各电厂、变电站独立进行的, 它可以实现局部地区的优化, 对提高变电站供电范围内的电压质量和降低局部网络和变压器的电能损耗, 减少值班员的操作是很有意义的。2) 集中控制方式。集中控制方式是指在调度中心对各个变电站的主变压器的分接头位置和无功补偿设备进行统一的控制。理论上, 这种控制方式是维护系统电压正常, 实现无功优化控制, 提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案。但它要求调度中心必须具有符合实际的电压和无功实时优化控制软件, 而且对各变电站要有可靠性高的通道:在各变电站, 最好要具有智能执行单元。3) 关联分散控制方式。电力系统是个复杂的互联系统, 其潮流是互相关联的, 电压、无功控制实行分层分区控制。电压水平是电力系统稳定运行的一个重要因数, 在电力系统运行调度中往往需要监视并控制某些中枢点电压和无功功率, 使其维持在一个给定的范围内。因此地调调度自动化系统接受上级调度下达的命令, 自动修改和调整整定值或停止执行自己的控制规律, 而作为调度下达调控命令的智能执行单元, 同时作为上一级调度向下一级调度 (县调) 下达控制命令。

2.2 电压无功综合控制的原理

通过一个变电站的典型一次接线图可以看出, 由于负荷的存在, 由系统经变电站到用户的线路上均有电流流过, 该电流一方面在线路上产生电压损失, 另一方面在线路和变压器中引起功率损耗, 即网损。各段线路和变压器上的电压损耗随着流过电流的变化而变化, 也就随着负荷的变化而不同。电压无功综合控制所要达到的目的, 一是使负荷端电压与额定电压的偏差最小;二是使系统的功率损耗最小。要达到上述调节目的, 目前常采用以下两种方法:调整变压器的变比 (分接头位置) 、改变补偿电容器组发出的无功功率。

2.3 电压、无功综合控制系统的基本要求

其基本要求有以下几点:1) 应能自动剐变电站的运行方式和运行监视并加以识别。从而正确地选择控制对象并确定相应的控制方法。2) 对目标电压、电压允许偏差范围、功率因数上下限等应能进行灵活整定。3) 变压器分接头控制和电容器组投切应能考虑各种条件的限制。4) 控制命令发出后应能自动进行检验以确定动作是否成功;若不成功, 应能做出相应的处理;每次动作应有打印的记录。5) 对变电站的运行情况, 如各断路器状态、主接线运行方式、变压器分接头位置、母线电压、主变压器无功等参数应能清晰地予以显示, 并设置故障录波器。6) 应具有自检、自恢复功能, 做到硬件可靠、软件合理, 维修方便且具有一定的灵活性和适应性。

3 系统结构

电压无功优化自动控制系统主要由三个模块构成:电压无功优化模块 (AVCMAIN) 、遥控接口模块 (DOCTLS) 和报警模块 (AV-CALM) 。电压无功优化模块是AVC系统的核心, 直接获取SCADA实时量测数据, 实叫动态跟踪捆络运行方式变化, 根据分层分区调压原则, 对全网电压无功进行监视和综合分析计算提出相应的调压措施。遥控接口则是AVC系统的关键环节, 当AVC系统处于自动控制状态时, 通过遥控接口向SCADA发送遥控命令, 执行变压器升降和电容器投切。电压无功自动控制系统具有开环和闭环两种运行方式, 其闭环运行是否成功将在很大程度上取决于电网基础自动化四遥状况以及AVC系统是否考虑了足够有效的安全措施。基于一体化SCADA/EMS平台, AVC从网络建模中获取电力系统网络模型。电压质量是衡量无功平衡状态的首要指标, 电压质量不仅要考虑各变电站母线单独电压水平, 还需要考虑某区域内所有变电站母线群体电压水平。单独某变电站母线电压水平是该站局部无功平衡的结果, 例如某变电站无功缺乏电压偏低丽无电容器可投, 通过调节变压器分接头可使电压水平上升, 原因是上调分头使该变电站从系统多吸收了无功;群体电压水平则是该区域无功平衡的结果, 例如对该区域枢纽变电站分接头或电容器进行调节, 则该区域吸收的无功发生变化并影响该区域内所有变电站母线电压。根据无功分层分区平衡原则, 电压无功优化控制首先必须提高就地电容器投入率, 减少线路无功流动, 降低网损;其次必须是区域或全网协调控制, 尤其是区域枢纽变电站和区域内变电站之间的上下级厂站协调控制。常见可控电压无功设备即有载调压变压器分接头和无功幸卜偿电容器, 其控制上的电气特性表现为:1) 变压器分接头每天调节次数有限, 每次调节限定为上升或下降一档, 动作对阅间隔不能太短;2) 电容器为防止频繁投退及安全考虑, 切电容器后再投一定要保证合理的时间间隔。在电力系统每日运行中, 电压随负荷变化而产生波动, AVC系统实时监测电压无功波动并采取下发遥控命令控制电压无功设备, 如果被控设备没有上述动作次数或时间间隔限制, 那么电压质量可以逐日随时跟踪理想的电压曲线, 但是由于上述控制特性的局限, 优化控制还必须考虑到变压器分接头调节次数分列段合理分配。

4 结语

全网自动电压控制 (AVC) 系统是保证电网安全、稳定、优质、经济运行的有效措施, 在国内具有良好应用前景, 对技术进步也有巨大促进作用。

参考文献

[1]郭庆来, 孙宏斌, 张伯明等.江苏电网AVC主站系统的研究和实现[J].电力系统自动化, 2004.