AVQC电压无功自动调节系统技术说明

AVQC电压无功自动调节系统技术说明（共7篇）

篇1：AVQC电压无功自动调节系统技术说明

AVQC电压无功自动调节系统技术说明

1.意义

电压的稳定对于保证国民经济的生产，延长生产设备的使用寿命有着重要的意义，而减少无 功在线路上的流动，降低网损经济供电又是每一供电部门的目标，因此变电站随着负荷的波动对 其电压与无功调节需求往往很频繁，如果由人进行调节干预，则一方面增加值班员的负担，另一 方面靠人去判断操作很难做到调节的合理性。

随着变电站的综合自动化能力的提高，系统的采样精度与信号响应速度均有很大的改善，各 种方式接入的信号范围较以往系统有很大的扩展，因此在现有的当地监控系统中，用软件模块的 控制来实现电压与无功的自动调节理论上所需的条件已具备。

2.适用范围

本系统主要应用于电力系统各种电压等级的变电站，尤其能适应复杂接线的变电站，最大可同时监管多个各种不同电压等级的变电站，每个变电站最大可控制 多台主变、多个电容器、多个电抗器。

作为一个功能模块可与各种当地监控系统或集控中心系统、小型调度系统集成。PGC-EX2000 后台监控系统的VQC模块作为系统的一个功能组件存在。

3.调节原理

对于变电站来讲，为了使电压与无功达到所需的值，通常采用改变主变分接头档位和投切电容器或电抗器来改变系统的电压和无功。分接头的变化不仅对电压有影响，而且对无功也有一定的影响，同样电容器或电抗器的投切对无功影响的同时也对电压起着一定的影响。

3.1 一般调节

分节头调节与电容器、电抗器投切对电压、无功的影响 在很多地方供电系统中，不是考虑无功而是考虑功率因数作为调节依据。实际上，可以根据当时的有功功率换算出无功的控制范围，在处理上目标是一致的，只不过无功的上下限范围是始终是动态变化的范围在实际应用中，主变分节头调节主要用于电压的调节，调节方式分以下几种： 1．只调电压 2．只调无功

3．电压优先(当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证电压正常)4．无功优先(当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证无功正常)5．智能(当电压与无功不能同时满足要求时，保持现状)对于只调电压和只调无功的系统，调节方式较为简单。

3.2 特殊调节

本系统还支持一些其它调节方案，以满足某些特定地区的要求。增加了 500kV 单电压和 500kV双电压的自动电压调节（AVC）方案。

3.3定值定义方式

定值给定有两种方式：根据时间段给定值和根据时间点给定值。根据时间点给定值方式中，定值点与定值点是按折线连接，即不同时间，定值不同。有时某些地区要求当主变负荷大时，要调整电压的上限值或主变负荷小时调整电压的上限值，此时需要设置相应的参。

3.4越限判定 越限判定有两种方式： A.取平均值

系统在设定的时间内计算 U 与 Q 的平均值，以平均值来判定 U 与 Q 的当前运行区域，当调 节对策无法实现时(有时可能无电容器可用或分节头档位已调到极限位置等闭锁情况)，启用备用方案。B.智能方式

系统在设定的时间内，计算分接头或电容器的累积动作值，若动作值达到给定的限值，则VQC 动作。在计算动作值时，考虑到了加权处理，即正常越限相应的动作值加10，当运行值超出限值很多时，则相应的动作值增加量应超过10，同样，当运行值离越限值差很多则累计的动作值相应减少一点，当运行值向相反方向越限时，则累计权值为0。(具体的增加量和减少量，视各个变电所情况而定，参数可人为设定)。

4．功能管理

在 PGC-EX2000 后台监控系统中，电压与无功自动调节是作为一个相对独立的软件功能 模块而存在，它的启动有两级控制，第一个是由远方调度下发Y K命令来启动，第二个是由后台人为启动，两级控制缺一不可。

在实际应用中，一个变电站往往有两台甚至三台主变，每台主变有可能是两卷变或三卷变，而一台主变一侧对应的母线有可能不止一条，因此在本系统的实现中，考虑了以下几个原则：

4.1调节对象管理

1．以一台主变为单元来考虑电压与无功的自动调节一个系统若有多台主变则有多个电压与无功的自动调节子模块。

2．多台主变并联运行时，若要调节主变分节头，应同时调节多台主变分节头，尽量保持多台主 变分节头的档位一致。

3．一台主变同时带多段母线运行时，连在多段母线的电容器都可以用来投切。4．主变分接头开关操作过程中，要进行滑档判断及处理。5．电容器、电抗器根据容量大小，按指定次序

6．调节过程中若有多个容抗器可用来调节，则优先使用最久未曾动过的容抗器。即根据最近动作时间循环投切。

7．对于并列运行的主变，其母线上投入的电容器或电抗器数按均匀原则分布投切。

4.2 闭锁管理

1．两段母线并列运行时，应检查两段母线的电压测量误差应在允许范围。2．在监控系统中提供一个“VQC”YX 接点和一个“VQC”启动遥控号。3．U 与 Q 有一个上下限闭锁值，超出闭锁范围停止调节。

4．在调节过程中，分节头与电容器开关两次拒动则闭锁对该设备的操作。拒动该信号闭锁必须人为解除，不能自动解除。

5．分节头与电容器开关一天动作次数有限制，超过次数则闭锁对该设备的操作，每天零点动作次数归零，闭锁自动解除。

6．主变分接头开关与电容器开关动作后，有一定的闭锁时间，防止短时间内频繁操作设备。

7．主变分接头开关操作时，有闭锁电流设置，当通过主变的负荷太大或太小时，均可以闭锁 对主变分接头开关操作。

8．能单独设置 VQC 调节设备如分接头、电容器、电抗器停止或参与 VQC 调节。

4.3 限值管理

1．考虑U与Q在一天不同时段、一周不同星期和每月固定日、一年不同日的上下限值的不同。提供按日、周、月和指定日下定值。2．提供根据功率因数下定值。

3．根据负荷的变化，相应的调整主要是放宽电压的上、下限范围。

4.4 统计与操作管理

1．提供 VQC 当前运行状态的画面以及投退 VQC 设备、人工解除闭锁、不同时期的定值取舍操 作界面。

2．提供闭环控制与开环控制两种模式，及可根据需要可让VQC 程序只发信号不操作。即参数中的“仅监视不调节”。

3．提供电压、无功或功率因数合格率统计，提供容抗器、分接头的调节次数包括高峰低谷等时段的调节次数统计，提供容抗器高峰低谷等时段的投入时间等。4．VQC定值修改有权限设置和修改操作记录。5．有完善的登录信息，便于事后分析和统计。

6．对于无人值班站VQC的当前运行状况能够反映到远方调度。

5．技术指标 调节闭锁判断延迟

≤1 秒(不包括监控系统的信号延迟)调节方案产生的最小时间 30 秒（不包括特殊调节方案）调节结果监视的最小时间 30 秒 遥控操作出口时间

由监控系统决定

本身系统最大延迟<200ms 每组（一天）定值时间段 48 个（时间精确到分钟）星期定值组数

个

每月固定时期定值组数

个 指定时期定值组数

篇2：AVQC电压无功自动调节系统技术说明

变电站内电压无功自动调节和控制，是通过站内智能设备实时采集电网各类模拟量和状态量参数，采用计算机自动控制技术、通信技术和数字信号处理技术，对电力系统电压、潮流状态的实时监测和估算预测实现自动调节主变压器分接头开关和投切补偿电容器，使变电站的母线电压和无功补偿满足电力系统安全运行和经济运行的需要。提高变电站电压合格率并降低网损，减轻值班人员劳动强度。基本原理

1.1 变电站运行方式的变化对电压无功控制策略的影响 1.1.1 变电站运行方式的识别

(1)完全分列运行。变电站高、中、低压侧母线均分开运行。

(2)分列运行。变电站高、中、低压侧任一侧母线并列运行，其他母线分开运行。

(3)并列运行。变电站高、中、低压侧任两侧母线并列运行。信息请登陆:输配电设备网

1.1.2 不同运行方式下的电压无功控制策略

(1)完全分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。各低压母线段电容器组分别进行循环投切。此时控制电压及无功定值各自分别选定，有功、无功功率为各自主变压器高压侧的有功、无功功率。

(2)分列运行。各台变压器分接头可以在不同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。变压器分接头调节可以根据各变压器的电压目标进行分别控制。

(3)并列运行。各台变压器分接头必须在相同档位运行。变电站的有功、无功功率为各主变压器高压侧的有功、无功功率之和，所有电容器组应统一考虑进行循环投切，但需考虑每段母线电容器组的均衡投切。并列运行时，并列母线的电压应选定一个电压值作为控制电压，并列主变压器的调整方式为联动调整，处于越限状态的主变压器作为主调，另一台主变压器作为从调，主调主变压器分接头成功动作后，再控制从调主变压器；若主调主变压器分接头动作未成功，将自动闭锁对从调主变压器的调节，并将主调主变压器分接头回调。

1.1.3 电压无功控制策略的优化

(1)要考虑电容器组投切对变电站高压母线电压的影响，投入电容器组使母线电压升高，切除电容器组使母线电压降低。尽可能多利用电容器组投切控制，少进行变压器分接头调节来达到较好的控制效果。信息来自:输配电设备网

(2)电压无功控制策略的选择应避免进入循环振荡调节，即在不同区域由于采取不适合的调节控制策略而导致在两个不合格区域内振荡调节，对系统产生较大的影响同时对变电站内有载调压分接头和电容器组的频繁升降和投切造成设备损坏。

1.2 变电站电压无功控制的闭锁条件及要求

所谓电压无功控制的闭锁，是指VQC装臵在变电站或系统异常情况下，能及时停止自动调节。如果没有完善的闭锁或闭锁响应时间达不到运行要求，将会对变电站的安全运行带来严重威胁。

1.2.1 VQC闭锁条件

闭锁条件和要求要全面，VQC闭锁需考虑以下几个方面：①继电保护动作（包括主变压器保护及电容器保护动作）；②系统电压异常（过高或过低）；③变压器过载；④电压断线；⑤电容器开关或主变压器分接头开关拒动；⑥电容器开关或主变压器分接头开关动作次数达到最大限值；⑦主变压器并列运行时的错档；⑧主变压器分接头开关的滑档；⑨主变压器、电容器检修或冷备用时的闭锁；⑩外部开关量闭锁分接头调节或电容器组投切。

1.2.2 闭锁响应时间的要求

对于VQC闭锁的要求，各个不同的闭锁量响应时间要求不一样，如保护动作、主变压器开关滑档、TV断线、外部开关量闭锁、系统电压异常等闭锁要求快速响应。针对某些VQC的实现方式需要考虑VQC闭锁的实时性问题，远方调节控制必须实现就地闭锁才能保证变电站电压无功控制的安全性。信息请登陆:输配电设备网

1.3 系统对变电站电压无功控制的约束条件

（1）系统在事故情况下或运行方式发生大的改变时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（2）变压器高压侧电压越限超过闭锁定值时应可靠闭锁变电站的电压无功控制功能。

（3）变压器高压侧电压越限但未超过闭锁定值时，应调整VQC控制策略以免使系统运行状况进一步恶化。电压无功控制的实现方法

目前电力系统内变电站常用的电压无功控制的实现方法有3种：独立的VQC装臵，基于站内通信实现的软件控制模式，基于调度系统和集控站的区域控制模式。

2.1 独立的VQC装臵

变电站内装设独立的VQC装臵目前是电力系统中实现电压无功控制的一种主要方式，它采用自身的交流采样和输入输出控制系统，多CPU分布式模块化的体系结构（见图1），对应于变电站内的主变压器和相应的电容器组设有独立的控制单元，另外还有一个主控单元负责管理主变压器控制单元的运行与通信。收集其采集的信息（电气参数和开关量状态），根据运行方式的变化及系统电压无功的要求选择控制策略，向主变压器控制单元发出控制命令。主控单元还负责数据统计、事件生成和打印、与上位计算机通信等工作，同时主变压器控制单元应具有瞬时反应系统各类电气参数开关量状态变化的能力，就地判别是否闭锁主控单元下达的控制命令，并实时监视和记录系统电压合格率和谐波状况。

图1 独立VQC装臵多CPU分布模块化结构原理图

2.2 基于站内通信的软件控制模式

基于站内通信的软件控制模式的结构原理见图2，其功能实现是在变电站的智能ＲＴＵ模块或后台监控系统中嵌入ＶＱＣ控制软件。通过站内通信网采集各类电气参数和开关量的状态，由控制软件模块进行综合判别，选择合适的控制策略，由站内通信网下达遥控命令至监控系统中的各单元测控装臵实现对主变压器有载调压分接开关的升降和电容器组的投切控制。

图2 软件控制模块式的结构原理图

表1 3种电压无功控制实现方式的比较 信息请登陆:输配电设备网

2.3 基于调度系统或集控站的区域控制模式

基于调度系统或集控站的区域电压无功控制模式在一些省市电力网中得到了应用，其功能实现是在调度系统或集控站的SCADA系统或EMS系统软件中设臵一个电压无功控制的高级应用软件。根据系统高级应用软件的潮流计算和状态估计得出各个变电站节点的电压和无功范围，将系统收集的各变电站的实际电气参数和开关量状态与系统安全经济运行要求的电压无功范围进行比较，给出每个变电站的控制策略，通过远动通道下达控制分接头升降及电容器投切命令。该模式由于考虑了全网的运行方式和潮流变化，并可以做到分层分级对电压无功进行优化控制，即先调节控制枢纽的节点变电站的电压无功，再调节未端变电站的电压无功，从根本上可以改变由于各个局部变电站的独立电压无功控制影响全网电压无功的优化。电压无功控制的发展方向

电力系统是一个复杂的动态关联系统，其潮流是动态变化并相互关联的。变电站内变压器分接开关在某个范围内的调整将影响无功功率的交换，进而影响电网无功潮流的分布和节点电压的变化。因此，如果某一地区因为节点电压低依靠变压器分接头向同一方向调整，将引起无功功率在该地区的大转移，造成系统无功波动，对系统电压也会造成严重影响。这也是单个变电站独立实行电压无功控制达到局部优化但影响全局的弊端。

要解决上述弊端，必须考虑全局的优化，将各个变电站点采集的电压无功数据和控制结果送至调度中心或集控站的主机，依据实时的潮流进行状态估计，确定各个变电站节点电压和无功要求，对全网的电压无功进行分层分级综合调整。

基于调度系统或集控站的区域集中控制模式是维护系统电压正常，实现无功优化综合控制，提高系统运行可靠性和经济性的最佳方案，应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，各变电站有可靠的通道和智能控制执行单元。另外一个地区调度系统有几百甚至上千个变电站的运行方式、运行参数、分接头当前位臵、电容器状态以及各变电站低压侧母线的电压水平、负载情况等诸多信息均输入调度中心计算机，必然会造成电压无功控制软件复杂化和控制的实时性变得很差，因此实现分层分级和分散就地的关联控制是全网电压无功控制的发展方向。

全网电压无功控制有2层意义：①为了电网的安全稳定运行必须确保系统内各发电厂和枢纽变电站的电压稳定性。②为了电网的经济运行、降低网损，必须实现全网的无功优化和就地平衡。应该认识到电压无功控制是正常稳定运行状态下的调节控制，在事故状态下这样的调节控制反而会恶化系统的稳定，必须要闭锁。同时电压无功控制是一个全网关联的控制问题，应在考虑全网优化的前提下实现区域或变电站的局部优化。因此全网的电压无功控制是一个分层分级、分散就地的网络关联控制系统，见图3。图3 分层分级电压无功控制结构图

所谓分层分级是指全网根据调度要求进行分区分片控制，省级调度应站在全网安全稳定和经济运行的高度，调度各发电厂和枢纽变电站的电压和无功输出水平，并要求各地区调度合理调度实现就地无功平衡，控制与系统电网的无功交换。地区调度负责对区域高压变电站和集控站的控制，集控站和县级调度负责对低一级电压等级变电站的控制。系统在发生大的运行方式和潮流改变时应闭锁各级电压无功控制功能，由调度主站先控制各发电厂和高压枢纽变电站的电压无功状态，再由地区调度、县级调度或集控站控制下一级变电站或直供变电站的电压无功状态。

所谓分层分级和分散就地的关联控制是指在电力系统正常运行时，由分散安装在各个变电站的电压无功控制装臵或控制软件根据系统调度端下达的电压无功范围进行自动调控，调节控制范围和定值是从电网的安全稳定和经济运行要求出发，事先由调度中心的电压无功优化程序计算好下达给各变电站。在系统运行方式或潮流发生较大改变以及事故情况时，调度中心给各变电站发出闭锁自动控制的命令，由调度中心直接控制枢纽变电站的电压无功，待高压电网运行稳定后，由调度中心修改各下层变电站的电压无功定值范围下达至变电站，满足系统运行方式变化后的新要求。

分层分级和分散就地的关联控制优点在于：在系统正常运行时，可以由分散在各变电站的电压无功控制装臵或软件自动化执行对各受控变电站的电压无功调控，实现功能分散、责任分散、危险分散；在紧急情况下调度中心执行应急程序，闭锁下级调度或集控站以及各变电站的自动调控功能，由调度中心直接控制或下达电压无功系统参数至枢纽变电站，可以从根本上保证全网系统运行的安全性和经济性。为达到分层分级和分散就地的关联控制的目的，要求各变电站需装设执行分散就地控制任务的装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件），并且应具有对受控变电站状态的分析、判别和控制功能，以及较强的通信能力和手段。正常运行情况下，ＶＱＣ装臵或软件向调度报告控制结果和各类参数。同时接受上级调度下达的命令和参数，自动修改或调整定值或停止执行自动调控，成为接收调度下达调控命令的智能执行装臵。由于此类分散就地控制装臵或软件（ＶＱＣ装臵或软件）能够根据变电站不同的运行方式和工况选择最优的局部调控策略，可以自动判别运行方式和计算投切电容器及调节分接头可能发生的变化的配合问题。因此分层分级和分散就地的关联控制兼顾了全局优化和局部优化问题。结论

篇3：AVQC电压无功自动调节系统技术说明

甘肃省能源较为丰富, 不仅有石油、煤炭、天然气, 还有大量可再生利用的如太阳能、风能等新能源。甘肃是我国最为丰富的太阳能三大区域之一, 全省各地年日照时数1 710~3 320 h, 年太阳能总辐射量在3 800~6 830 MJ/m2, 年资源理论储量6.7 k W×10 113 h, 可开发量2.671 831 k W×10 113 h, 开发利用太阳能资源建设光伏电站具有得天独厚的优越条件[1]。

甘肃省建立了大规模区域光伏发电示范基地, 利用光伏进行发电。近年来随着大规模新能源的接入, 甘肃电网消纳能力有限, 限电情况普遍, 因此, 如何提高光伏电站出力, 保证电网稳定运行, 对光伏电站接入系统功率控制系统进行有效监测和分析愈显重要。

在不考虑天气巨变、云层遮挡等因素致使光辐照度快速减小的情况下, 需要上网的小型和中型光伏电站应具有一定的有功功率控制能力。通过协同的安全自动装置对光伏电站进行有功功率控制和无功电压调节, 在发生重大系统故障时保证电网的稳定运行至关重要, 已成为发展趋势[2]。

1 光伏电站出力特性分析

光伏电站典型晴天、多云天日出力曲线见图1、图2。从图中可以看出, 光伏电站在日照充足时出力形状类似正弦半波, 曲线平滑, 中午时分达到最大值, 阴天有云时, 数据显示辐照度变化大, 光伏电站的出力短时间出现大幅波动。

在考虑光伏电站接入系统时, 电力平衡中涉及到电网内全部光伏电站, 区域光伏规模的增加, 光电站最大出力的同时率会进一步降低, 在电力平衡计算中, 区域光伏最大出力为装机容量的85%考虑。

2 对光伏电站接入的电网技术分析

2.1 光伏电站具有低电压穿越能力, 避免在电网电压异常时脱网

在光伏电站接入系统规定中, 电力系统若发生故障, 并网点考核电压应在电压允许的区域内时, 光伏电站保证不间断并网运行, 否则光伏电站不向电网送电;光伏电站并网点电压跌至0标称电压时, 光伏电站能够保证不间断并网运行0.15 s;光伏电站并网点电压在发生跌落后2 s内能够恢复到标称电压的90%时, 光伏电站能够保证不间断并网运行。

电网故障期间没有切出的光伏电站, 其有功功率在故障清除后应快速恢复, 自故障清除时刻开始, 以至少10%额定功率/s的功率变化率恢复至故障前的值。

2.2 甘肃电网新能源有功功率控制系统

1) 对于甘肃省上网大中型光伏电站需配置有功功率控制系统, 接受调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令, 按调度部门指定运行方式运行。小型光伏电站应需具有一定的有功功率控制能力, 按调度部门指定运行方式运行。

2) 在电网发生故障或紧急状态下, 大中型光伏电站按调度部门的控制命令进行有功功率的输出, 必要时通过安全自动装置进行自动减载光伏电站有功功率或切除光伏电站。

2.3 电网电压和频率控制

大中型光伏电站在电网发生扰动后, 电网电压和频率未恢复正常范围之前, 不允许并网, 当在电网电压和频率恢复正常后, 小型光伏电站应经过一定延时后方可并网, 大中型光伏电站应按调度允许方式和指令执行, 不可自行并网。

光伏电站接入系统稳定分析中主要考虑其电压稳定问题, 最低电压回升, 并且不产生增幅振荡, 中枢点或某一地区的电压不持续低于0.7 p.u.时, 认为系统稳定[3,4]。

3 甘肃电网有功功率控制优化策略实例分析

3.1 功率控制系统总体结构

甘肃电网功率控制系统总体结构如图3系统拓朴图所示。有功功率控制系统和无功/电压控制系统主要由智能通讯管理终端和维护工作站组成。其中, 光伏电站智能通讯终端是系统核心设备, 完成通信和数据采集、信息上传、AGC、AVC功能。维护工作站通过局域网与智能通讯终端连接, 提供系统监控和维护功能。

有功功率控制系统和无功/电压控制系统与省电力公司主站系统通信方式可采用上图所示方案, 但不局限于此方式, 可直接通过电力调度数据网与主站进行信息交互。

3.2 甘肃电网电压/无功调节系统

甘肃省调度主站系统现还配置了一套无功电压和频率控制系统, 完成对全省新能源接入的无功电压调节与控制。

上网光伏电站配置无功电压和频率调节控制子站系统, 接受甘肃省调度命令, 参与调节光伏电站的调节无功补偿设备投入量、无功功率及光伏电站升压变压器的变比等。

3.3 光伏发电功率预测预报系统

光伏电站安装电站端功率预测系统, 收集气象资料, 研究并积累电气对光伏电站输出功率的变化规律, 不断提高预报精度, 实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测。短期预测的时间尺度为未来0~24 h, 并向电力调度机构上传功率预测结果。电力调度机构根据光伏发功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调度计划曲线进行调整。

4 功率控制和电压调节运行

4.1 新能源发电系统运行方式

新能源发电系统具有两种运行方式, 即并网运行和离网运行。离网运行时需要考虑其发电的不稳定性, 在构建离网性光伏电站时需要协调储能或其他稳定能源进行稳压稳频, 以保证光伏系统安全稳定运行;并网运行的光伏在运行时以电网作为稳压稳频的基础, 通过与电网相结合, 可以缓解负荷高峰供电压力, 发挥其自身优势[5,6]。

4.2 光伏电站运行控制措施

1) 加强SVC、SVG装置运行管理。

光伏电站并网运行时, 必须将动态无功补偿装置投入运行, 并且按照调度所下定值制定调节模式与调节目标值。同一升压站如安装多台SVC、SVG装置, 相互之间需实现协调功能。升压站电能质量监测装置必须投入运行, 以监视动态无功补偿装置运行时的电能质量, 并且将信息实现数据上传。

2) 各光伏电站业主应与逆变器制造厂家积极协调, 优化保护与控制系统间的配合关系, 并报相应调度机构备案, 使主控系统和低电压穿越功能相配合。

3) 建议光伏电站建立或完善设备巡视和缺陷管理制度, 加强人员培训和运行管理, 及时发现并消除设备安全隐患。

4) 对投运的光伏逆变器进行并网前实验, 电气实验实测报告通过方可并网, 达不到要求者不予并网。

5 电网有功功率控制和无功调节系统配置

5.1 有功功率控制系统配置情况

甘肃电网大中型光伏电站需要安装有功功率控制系统一套, 能够接收并执行电网调度远传的有功出力控制信号, 进行有功功率调节和控制, 大中型光伏电站内还具有调节功率变化率能力, 接受因太阳光辐照度变化引起的输出功率变化的情况。

5.2 电压/无功调节系统配置情况

大中型光伏电站需要安装有功功率控制系统一套, 电站的功率因数宜在0.98 (超前) ~0.98 (滞后) 范围内, 电网电压调节方式、参考电压、电压调差率等由电网调度主战系统调节。

小型光伏电站输出有功功率应根据接入电网的论证计算结果, 确定功率因数的控制区间。

5.3 动态无功补偿装置

甘肃电网上网大中型光伏电站需要配置容量可调节的、容性1.0 MVar~感性1.0 MVar的动态无功补偿装置, 采用全容量动态无功补偿装置SVG。动态无功补偿装置响应时间不大于30 ms, 并能分相调节。

5.4 功率控制系统接口和通信

1) 系统与主站通信接口。

系统与主站接口功能包括:系统向主站传送采集的现场实时数据, 光伏电站接收的主站信息包括:主站下发的光伏电站发电出力计划曲线/电压曲线, 以及由主站发送的有功/电压调节指令等。

主站实时数据采集和控制, 直接通过调度数据网络生产控制大区I区, 与有功功率控制系统和无功/电压控制系统采用标准通信规约 (IEC60870-5系列标准) 实现通信接口功能。

2) 系统与光伏电站监控系统通信。

系统需实现标准通信规约 (IEC61850、IEC60870-5系列标准等) , 直接与升压站综合自动化系统交换数据, 以获得光伏电站升压站主变, 输出线路并网运行状态, 输出线路实际运行有功、无功、电压及电流等实时数据。

6 结语

随着我国近几年内新能源的发展, 智能电网对接入点新能源进行有功功率控制和无功调节已是必然要求, 文中只是提出了太阳能光伏电站发电模式下实现与负荷侧的交互, 若风电等新能源接入系统, 同样适用, 需要有相应的策略变化。因此, 支持太阳能、风力发电等清洁能源的接入, 扩大系统运行调节能力, 满足电网与负荷侧和谐发展, 实现电力系统经济、安全、优质、高效运行, 已成为发展趋势。

本文提出在系统侧和电源侧进行有功功率控制和无功调节, 对缓解弃光风险、提高光伏电站出力、保证电网稳定运行具有积极意义并具有实用性。在工程实践中发挥着积极作用。

参考文献

[1]新能源产业振兴和发展规划 (2009—2020) [R].北京:国家能源局, 2009:53.

[2]余贻鑫.自动电压无功控制优化系统[J].南方电网技术, 2009 (2) :125.

[3]徐遐龄, 查晓明.电力系统无功优化控制[J].高电压技术, 2008, 34 (1) :158-162.

[4]Sergio Granville.Optimal Reactive Dispatch Through Interior Point Methods[J].IEEE Transactions on Power Systems, 2011, 9 (1) :136-146.

[5]Moursi M E, Joos G, Abbey C.A secondary voltage control strategy for transmission level interconnection of wind generation[J].IEEE Trans.on Power Electronics, 2008, 23 (3) :1 178-1 190.

篇4：AVQC电压无功自动调节系统技术说明

[关键词]变电站；电压无功；自动控制系统；综合分析

一、总的功能

变电所可看做电力系统的一个元件，其电压水平和无功流动与系统是相互影响的，因此，在控制策略上VQC装置必须满足变电所调节电压及平衡无功的要求。同时，要服从系统运行的需要，执行调度控制中心通过远动信号的指令，发出动作信号或者闭锁信号。只有这样，VQC装置控制策略才算是完整的。有时由于系统电压过高或者过低，经过变电所内上述调整后系统并不一定能进入规定区域运行，这时装置应自动闭锁，并应向调度控制中心发出信号，调度控制中心可以通过远动信号来调节邻近变电所或上级变电所的潮流达到该所的控制目标；另一方面，有时系统为了达到某种目标，需要个别变电所在无功或电压上作出某种限度的牺牲，或者调度控制中心为了实现全区域潮流优化，最大限度地降低网损，也可以对VQC发出越级控制的指令。

二、参数设置

1.VQC装置可以使用在不同等级的变电站，所以需要对变电站电压等级、变压器台数、有载调压挡数、母线分段情况、电容器组数及控制开关的接线按要求进行配置。

2.系统设计成可选直接测量获取电压、电流等遥测量信息或与RTU通信获取电压、电流等遥测量信息。

VQC参数包括系统参数、VQC控制策略、主变压器基本参数、主变运行参数、无功定值、中端电压定值、低端电压定值、主变闭锁信息、电容器闭锁信息、电容器基本参数、母联参数以及主变调节时刻定义等。

三、数据输入、输出

VQC正常工作需要实时监测电力系统当前运行实时状态，根据电网当前实时状态决定控制策略。VQC自动装置需采集的数据包括遥测数据。

遥测数据包括：无功功率，变压器低压侧三相有功、无功功率，变压器高压侧三相电流，变压器低压侧三相电流，变压器低压侧谐波分量等。

通信数据包括：变压器有载调压的分接开关挡位接点状态，电容器开关、刀闸状态，电抗器开关、刀闸状态，主变一次侧开关、刀闸状态，主变二次侧开关、刀闸状态，主变即电容器和电抗器保护动作接点状态，母联开关、刀闸状态。

投切电容器属遥控输出，VQC装置需对每组电容器提供一对遥控输出接点与电容器开关连接，一个用于控分，一个用于控合。变压器有载调压属遥控，但多数变压器有载调压装置通过遥控实现，VQC装置需对每台变压器提供三个遥控接点与变压器有载调压装置连接，一个接点用于遥调升，一个接点用于遥调降，另一个用于急停。

四、接线识别

1.运行状态识别

对于双卷变的变电站，当高压侧和低压侧与母线均有连通时为变压器“运行”状态，当高压侧或低压侧与母线无连通时为变压器“停运”状态。对于三卷变的变电站，当中压侧或低压侧与母线有连通时为变压器“运行”状态，当中压测和低压侧与母线均无连通时为变压器“停运”状态。

2.运行方式识别

根据变电站内主变高中低压三侧的开关、高中低压母线母联开关的状态判断主变的运行方式。正常运行方式包括：高压侧并列、分裂运行，中压侧并列、分裂运行，低压侧并列、分裂运行；考虑了某一段母线退出运行或通过母联由另一主变供电的特殊方式。主变分裂母线之间有连通时为变压器“并联”运行方式，当低压侧母线之间无连通时为变压器“独立”运行方式。对于三卷变的变电站，当中压侧或低压侧母线之间有连通时为变压器“并联”运行方式，当中压侧和低压侧母线之间均无连通时为变压器“独立”运行方式。

当一个变电站有两台变压器时，除了分列和并列以外，还有一种运行方式是一台主变带两段母线。如果是两台三绕组的变压器，并列进行又分为三侧完全并列、高中壓两侧并列和高低压两侧并列。有些VQC装置仅仅把低压侧分段母联开关是否在合位作为判断两台主变是否并列的充分条件，这是不科学的。当主变高中压两侧并列，而低压侧分列运行时，此时VQC装置回误认为两台变压器是分列运行，分接头可同步调整，这便导致两台并列运行的变压器错挡。正确的方法应当是分别判断中压侧、低压侧是否并列，如果有一侧并列，即认为是并列；分别母联开关在合位仅仅是并列的必要条件，判断并列的充分必要条件是同一电压等级的两台主变总开关和分段母段开关都在合位。

五、自闭锁

闭锁问题是指VQC装置在检测并判断在变电所或系统异常以及装置本身出现异常的情况下，能及时停止自动调节，它也是VQC装置能否投运的最大问题。如果VQC装置没有完善的闭锁系统或闭锁速度达不到运行要求时，就会对变电所的安全运行带来严重威胁。VQC对于闭锁速度有很高要求。电容器保护动作、主变滑挡、PT断线等情况，均要求VQC及时响应，快速闭锁。例如电容器保护跳闸，若VQC不能及时闭锁，短时内使其开关再次合闸，则可能发生电容器带电荷合闸而爆炸，后果严重。对于复杂繁琐的VQC控制策略，即要求可靠闭锁，又要求快速闭锁。

六、人机界面

1.参数设置方便，对用户开放的参数要足够充分和全面。有关部门对变电所电压/无功的考核常常会有新的要求，有时甚至对峰谷时段的定义都会有变化。如果VQC参数不能方便设置，则会使用户都感到麻烦。

2.闭锁条件应能在人机界面中反映出来。VQC是一项涉及面颇广的自动化装置，变电所的许多异常和变化都会引起它的闭锁。如果VQC的闭锁情况和闭锁原因不能在人机界面上反映出来，则会使用户对它的闭锁分析变得十分困难。

七、远程维护

目前，许多变电站都是无人值班变电站，或变电站无专门运行维护人员。VQC的运行参数并不是一成不变的，随着电网系统的变化、变电站运行设备增减，VQC运行参数也要随之改变。另外，有些闭锁是只能够人工解除的，闭锁发生后，即使系统正常，VQC闭锁仍然存在，这时只能通过人工操作才能解除闭锁。如果VQC设备不能提供远程维护功能，当更改参数或人工解除闭锁时，只能派人到现场工作。

参考文献：

[1]李建中.变电站电压无功综合调节模糊控制研究[J].中国电力，1998（04）

[2]张小英，池瑞军，胡奉东，孙宏鹏.变电站电压无功综合控制策略的研究[J].湖北电力，2004（03）

篇5：AVQC电压无功自动调节系统技术说明

随着现代社会能源和环境的问题日益突出, 在人们关注节能减排的同时, 电力能源作为一种不可或缺的资源发挥着举足轻重的作用。如何有效提高电能质量可降低损耗、提高设备使用寿命, 是用电设备可靠运行的重要保障, 对节能增效具有重要意义。因此, 无功自动调节装置应运而生, 本产品适用于110k V及以下电压等级, 安装有载调压变压器和并联补偿电容器组的变电站。

1) 装置特点

本装置采用高性能的硬件平台, 系统资源十分丰富, 不需外扩芯片。模块化的软件设计, 令装置的功能稳定可靠, 升级维护更加方便, 可满足用户的个性化需求。大屏幕的液晶显示屏, 让动作信息、操作信息一目了然, 并能准确的记录运行过程, 且具有掉电不会丢失功能, 便于事后分析。机箱采用整体面板、背插式全封闭结构, 嵌入式安装方式, 可适用于条件恶劣的工作环境。除此之外, 本产品还具有完善的自诊断功能, 无可调节器件, 现场免维护。

2) 装置的主要功能

(1) 调节功能

本装置的调节功能主要有以下几条:1、既可自动适应又可手动设置母线的运行方式;2、既能对电压无功进行综合调节, 也能在没有电容器时单独控制主变调压, 或在没有主变分接开关时, 单独控制电容器投切;3当两台主变并列运行时, 如要调节主变分接头, 必须同时调节两台主变分接头, 保持主变分接头档位一致, 若出现两台主变不同档位的情况, 则闭锁调节并发出报警信号。

(2) 闭锁措施

(1) 可靠的防滑档措施; (2) 出现档位信号线异常或并列运行档位不同的情况时, 发出报警信号并闭锁操作; (3) 主变保护跳闸时, 发出报警信号并闭锁操作; (4) 出现电网电压过高或过低时, 发报警信号并闭锁操作, 当故障消失后可自动恢复; (5) 主变过负荷时, 则闭锁调压, 而当负荷正常时, 则自动恢复调压控制; (6) 各主变出现拒升压和拒降压的情况时, 发报警信号并闭锁操作; (7) 主变分接头每天的调节次数超过每天的限制值时, 闭锁分接头调节; (8) 主变分接头档位超出上下限档位限制时, 闭锁调节; (9) 出现各电容器拒投和拒切的情况, 发报警信号并闭锁操作; (10) 当电容器故障跳闸时, 法报警信号并闭锁投切; (10) 11当电容器每天的投切次数超过限制值时, 闭锁电容器的投切。

3) 网络通讯

监控系统可与其直接通信。本装置通信口为一或两个可选, 通信方式为RS485、CAN或以太网中的一种。

1 硬件配置

按照可靠性及通信等方面的要求, 本装置共配备了五块功能插件:交流插件, 主板插件, 逻辑插件, 电源插件和人机对话板。

2 调节原理

保证电压合格, 无功基本平衡, 尽量减少调解次数, 尤其是减少变压器分接头的调解次数是变电站VQC的基本原则。

为满足上述基本原则, 保证电压波动在要求范围之内, 并保证无功功率的基本平衡, 需要利用电压、无功两个判别量对变电站电压和无功进行综合调节。调节规则如下图。

2.1 调节策略

根据图1可得如下结论:

区域0:电压合格, 无功平衡, 不需要任何调整;区域1:在功率因数不会超过上限值的情况下优先投电容器, 若投电容器后电压仍未达到要求, 应调主变分接头升压;区域2:在电压及功率因数不会越上限的前提下, 只需投电容器;区域3:电压高, 功率因数低, 需调主变分接头降压, 并根据实际运行决定下一次动作;区域4:功率因数会在切一组电容器时超过下限, 需调主变分接头降压;区域5:优先切电容器, 前提是保证功率因数不超过下限值, 若此时电压仍很高, 那么需调主变分接头降压;区域6:在电压和功率因数不会越下限的情况下, 只需切电容器;区域7:电压低, 功率因数高, 需调主变分接头升压, 并根据实际运行决定下一次动作;区域8:功率因数会在投一组电容器时超过上限, 需调主变分接头升压;区域9:区域3’, 若电压会在投电容器时越上限, 则需先调主变分接头降压, 再检查是否需要投入电容器, 如需要, 则投, 除此之外, 要重新考虑;若该区没有电容器可投, 那么不需操作主变分接头, 保持原样;区域10:区域7’, 当电压在切电容器时越下限, 需先调主变分接头升压, 然后在检查是否需要切掉电容器, 如需要, 则切;除此之外, 要重新考虑;若该区没有电容器可切, 则主变分接头暂时不操作, 维持现状。

2.2 运行方式判别

通过判断断路器的状态, 装置可判断电网的运行方式, 对于2台主变, 主要有以下4种运行方式。1) 并列运行方式:两台主变同时运行, 两台主变低压侧开关都投入, 低压侧母联投入。2) 分列运行方式:两台主变同时运行, 两台主变低压侧开关都投入, 低压侧母联退出。3) 一变运行方式:一主变运行, 二主变停运, 一主变低压侧开关投入, 二主变低压侧开关退出。4) 二变运行方式:一主变停运, 二主变运行, 一主变低压侧开关退出, 二主变低压侧开关投入。上述四种运行方式既可人工设定, 也可自动判别。

2.3 电容器拒动告警

当装置发出对电容器的控制命令后, 若15秒内电容器的开入量无变化, 那么重发一次;若再次发送的命令仍无响应, 则放弃对该电容器的操作, 改为向另一电容器进行操作;并发出相应电容器拒动的告警信号。

2.4 分接头拒动告警

当装置发出对变压器分接头的控制命令后, 如15秒内变压器分接头档位无变化, 那么重发一次命令;若再次发送的命令仍然没有响应, 那么闭锁调压, 与此同时发出变压器分接头拒动的告警信号。

3 结论

目前提出的或正在研制的补偿装置为解决电能质量问题创造了条件, 但对该问题的认识与研究, 在一定意义上讲, 才刚刚开始, 相信在诸多电力工作者的共同努力下, 电能质量优化的目标指日可待!

参考文献

[1]电能质量供电电压允许偏差GB12325-2008.电能质量三相电压允许不平衡度GBT15543-2008等五个电能质量国家标准.

[2]卓乐友, 董柏林, 等编著.电力工程电气设计手册 (二次部分) .中国电力出版社.

篇6：AVQC电压无功自动调节系统技术说明

1 电网自动化调度中无功电压存在的主要问题分析

当前, 我国国内的电网自动化的调度无功电压仍然有一些不足。具体主要表现在如下几个方面:

一方面电网虽然基本实现了调度自动化, 但无功电压的不达标现象仍然十分严重, 从而导致供电质量下降、电能浪费, 配电网的运行是多个指标的综合体现,

另一方面就是无功设备的配置存在明显的不合理现象。目前, 我国大部分的电网基本都是采用环网手拉的布置方式, 在运行的时候也是以开环的方式, 但是这种电网运行管理方式对电网运行的稳定性有着极高的要求。处于电网中的无功补偿设备应用设置方式都是环网手拉手, 一般情况下, 在设备运行的过程中, 都是开环的方式, 而这种方式的应用, 对电网的稳定性以及其安全性的要求较高。

2 电网自动化调度的无功电压技术优化的具体措施

2.1 采取适当策略

实际针对电网进行无功电压的优化, 应当采取由上而下的策略, 即从系统末端向电源端进行逐级平衡补偿的方式。具体的补偿容量有公式Qc=P (tga1-tga2) 来确定, 公式中的P则表示在用电负荷最大月份的有功功率的平均值。

2.2 对调度自动化进行优化

在无功电压的改进过程中, 应用软件数据库应当按照电气元件进行统一设计, 设计中还应当充分考虑用户维护的方便性, 采取基于图形制作的网络建模工具, 实现不同应用只需维护一套画面的目标。对电网调度自动化进行优化改进后应当尽量降低日常的维护开支和减少工作量, 使电力系统的各项调度任务能够稳定、经济地完成。

2.3 优化网络结构与控制网络的重构

网络重构属于非线性组合优化问题, 通过网络重构可以选择开关和改变网络的拓扑结构, 改变接触断路器的开闭状态。网络重构的优势在于能够降低网络损耗, 减少干扰损失, 达到负载平衡状态, 改善电压质量, 降低运营成本, 实现最优运行方式的目的, 使系统从不安全状态恢复到正常状态。

2.4 电力变压器调试

(1) 对绕组的直流电阻进行测量, 对检查结果不符合相关标准的要及时按照规范进行处理;

(2) 检查所有的分接头变压比是否符合厂家提供的规格参数, 如发现不符的现象要及时上报;

(3) 检查变压器三相结线组的性能, 看与铭牌上的标记和相关设计要求是否符合;

(4) 检查绕组的绝缘电阻及吸收比, 保证绝缘电阻值不能低于出厂值的70%;

(5) 对绕组的工频耐压能力进行试验, 当变压器的容量足够大时, 可以进行直流耐压试验。

3 结语

综上所述, 电能可靠性的传输才能够满足人们的不断需求。在无功电压进行优化之中的一些问题仍然需要相关研究者不断努力, 加强优化技术措施。所以, 在实际操作的过程中, 要对无功电压进行重视, 全面认识当前无功电压技术优化中存在的问题, 并在此基础上选择科学有效的方法进行改善, 从而使无功电压的优化水平得到不断地提高, 保证电网的安全稳定运行, 进而使电力部门的经济效益得到不断提高, 实现持续稳定的发展。

摘要：本文首先分析了电网自动化调度中无功电压存在的主要问题分析, 然后分析了电网自动化调度的无功电压技术优化的具体措施, 最后对相关的研究做出了总结。

关键词：电力,自动化,无功电压

参考文献

[1]张广斌, 束洪春, 于继来等.220 k V电网电流行波测距装置的优化布点方法[J].中国电机工程学报, 2014, (34) :6246-6253.DOI:10.13334/j.0258-8013.pcsee.2014.34.028.

[2]李文江, 范祖台, 李曌成等.电网中基于整流电压算法的电压凹陷检测[J].电力系统保护与控制, 2014, (24) :99-102.

[3]杨占刚, 徐玉磊, 王成山等.光储微电网运行特性及影响因素分析[J].电力自动化设备, 2014, 34 (10) :15-20.DOI:10.3969/j.issn.1006-6047.2014.10.003.

[4]姜欣, 陈红坤, 向铁元等.考虑调峰特性的电网风电接入能力分析[J].电力自动化设备, 2014, 34 (12) :13-18, 25.DOI:10.3969/j.issn.1006-6047.2014.12.003.

篇7：AVQC电压无功自动调节系统技术说明

随着信息时代的到来, 计算机技术、通信技术预计自动控制技术都得到的迅速的发展。电力系统实现自动化调度的水平也在不断的提高, 其中AVQC策略是自动化系统的重要组成部分, 它可以对母线电压以及无功功率进行有效的控制。电压的质量会对工农业生产的质量和数量产生直接的影响, 给人们的日常生活也会造成诸多不便。一个比较低劣的电压水平不但会给用户带来不便, 对电力系统的稳定性和安全性也存在一定的威胁。所以采用AVQC策略, 给电压稳定提供一个有效的保证。

1 AVQC软件的功能

其中无功功率策略是自动化系统的构成基础。AVQC策略的基础是把母线电压和主变压器输入无功功率的精细分区以及其变化趋势进行综合分析。他可以把母线电压以及无功功率分别细分成7个、10个控制区域, 并且还可以对这两者的3种变化趋势 (上升、变化以及下降) 进行考虑, 最后再把这两项功能进行综合分析, 并在此基础上形成装置的控制方式, 如动作策略、电容器投切以及有载调压开关的调整等, 这样就可以对母线电压以及无功功率实现精确控制的目的[1]。其主要功能如图1所示。

2 集控式AVQC闭关调节的实现

1) 集控式AVQC闭关调节运行的条件。集控式AVQC方式是把数据采集系统所采集到的遥测量、开关信号以及保护信号等通过调度主站的计算机网络进行在线分析、计算, 然后再把控制执行命令通过计算机网络输出, 对远端变电所变压器分接头以及投退电容器进行自动调节, 确保输出电压和无功功率在规定范围内, 给用户的用电质量提供一个有效的保障。其实现调节闭关运行的条件是: (1) 主站和变电站的自动化通道的可靠性必须高; (2) 变电站综合自动化系统所采取的设备信号必须具有一定的完备性, 并将次作为是闭锁条件; (3) 确保主站可以准确可靠的对变电站主变接头以及电容器进行遥控, 确保顺序遥控功能能够正常执行; (4) 在变电站闭关运行前各项开环试验都要依照VQC验收大纲做好; (5) 对值班人员进行一定的业务培训, 确保他们可以对各项操作技能熟练掌握, 以确保AVQC策略运行的安全性、稳定性;

2) 集控式AVQC闭关调节的原理。集控式AVQC对系统电压和无功进行改变是通过改变变压器分接头档位以及投切电容器组实现的。变压器分接头的改变不但可以对电压产生一定的影响, 还可以对无功产生一定的影响;电容器组的改变的影响力也是一样的。所以说在实际应用中, 电压的调节就多通过对主变分接头的调节来实现, 无功的调节就多通过电容器的投切实现。电压无功控制策略的主要控制目标就是对低压母线的电压合格率进行确保, 无功电力的就地平衡则是通过对变电所变压器高压侧的无功功率进行控制实现的。下面我们以一台变压器作为例子来对电压以及无功调节方式进行分析。电压U从主变低压侧母线电压中取值, 无功Q从主变高压侧无功中取值[2];

3) 集控式AVQC的控制模式。AVQC的控制模式主要分两种:一种是开环控制方式, 也被称为是人工监督控制方式。系统对电压和无功的运行区域进行在线监视, 并且会根据一定的控制原理做出相应的操作指示, 然后再由调度人员根据系统所作出的操作指示来进行调节, 计算机是不会直接发出控制命令的;另一种是闭环控制方式, 又称为是自动控制方式。系统对电压和无功的运行区域进行在线监视, 并且根据一定的控制原理发出相应的控制指令, 然后由计算机把控制指令直接发出, 并进行控制, 控制命令则就不用调度人员发出了;

4) AVQC的预测功能和无功倒送强切功能。如果是依靠投电容器实现控制策略的话, 那么就要对这一电容器的无功补偿容量是否比对应的主变输入无功值大进行判断。如果确定大于对应的主变输入无功值, 则就不投, 以免投放后发生电容器过补偿的情况。如果是依靠切电容器实现控制策略, 那么就要对这一电容器切之后的无功是否会比主变无功的上限值大进行判断, 如果大于主变无功的上限值, 那么就不能切, 以免在切后发生无功不合格的情况。

关于AVQC的无功倒送强切功能, 如果主变高压侧无功是负值, 那么也就代表无功补偿的过多, 在向系统倒送无功, 这是就可以设置强切电容器, 对变电所的无功电力的不倒送系统进行有效的保证。

5) 省地县协调系统电网模型维护模块的功能。主要是负责建立地调侧省地县协调模型及日后的模型维护功能。 (1) 模型维护在商用库中进行, 不涉及对实时库的修改, 模型维护时不影响实时控制; (2) 建模过程主要是用户通过人机界面进行完成, 同时考虑提供建模工具, 能在建模开始时根据地调实际的电网模型软件生成省地县协调模型, 然后由用户进行修订完成; (3) 模型内容主要包括:确定哪些厂站加入省地县协调系统、确定哪些设备 (主变和母线) 作为省地县协调系统关口设备、确定关口遥测关联量; (4) 模型建立后, 导入实时库。

3 结论

电力系统自动化调度AVQC策略的实现, 不但有效的确保了用户的用电电压的稳定性, 还可以有效的确保自动化系统的安全, 降低值班人员的人工工作量。另外一个稳定的电压还可以对生产设备的使用寿命进行延长, 无功在线路上流动的减少还可以对系统的损耗进行有效的降低。

参考文献

[1]李燕平.重庆沙坪坝地调自动化主站系统的应用[J].重庆电力高等专科学校学报, 2005, 10 (4) :5-10.