变电站内电压无功自动调节和控制

第一篇：变电站内电压无功自动调节和控制

变电站内电压无功自动调节和控制

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

经过以上分析，笔者认为在当前变电站综合自动化系统中应用独立的VQC装臵或软件已取得了一定的经验，在区域电压无功优化理论和实践发展进一步成熟后，通过调度中心控制软件及变电站独立的VQC装臵和软件实现分层分级和分散就地的关联控制是一种可行的解决方案。

第二篇：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

第三篇：浅谈变电站电压、无功综合控制

浅谈变电站电压、无功综合控制

摘要：计改革开放以来，随着我国国民经济的快速增长，电力系统也获得了前所未有的发展。传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此变电站综合自动化技术在电力行业引起了越来越多的重视，电压、无功综合控制也是变电站综合自动化的一个重要研究方向。本文以电力系统调压措施、调压措施合理选用及控制方法、微机电压、无功综合控制装置等方面进行分析讨论。

关键词：变电站；电压；无功；综合控制装置

改革开放以来，随着我国国民经济的快速增长，电力系统也获得了前所未有的发展。传统的变电站已经远远不能满足现代电力系统管理模式的需求。因此变电站综合自动化技术在电力行业引起了越来越多的重视，并逐渐得到了广泛的应用。现就以变电站综合自动化电压、无功控制子系统进行讨论分析。变电站综合自动化系统，必须具备保证安全、可靠供电和提高电能质量的自动控制功能。电压和频率是衡量电能质量的重要指标。因此，电压、无功综合控制也是变电站综合自动化的一个重要研究方向。

一、电力系统调压的措施

1.利用发电机调压

发电机的端电压可以通过改变发电机励磁电流的办法进行调整，这是一种经济，简单的调压方式。在负荷增大时，电网的电压损耗增加，用户端电压降低，这时增加发电机励磁电流，提高发电机的端电压；在负荷减小时，电力网的电压损耗减少，用户端电压升高，这时减少发电机励磁电流，降低发电机的端电压。按规定，发电机运行电压的变化范围在发电机额定电压的-5%~+5%以内。

2.改变变压器变比调压

改变变压器的变比可以升高或降低变压器次级绕组的电压。为了实现调压，在变压器的高压绕组上设有若干分接头以供选择。变压器的低压绕组不设分接头。变压器选择不同的分接头时，原、副方绕组的匝数比不同，从而使变压器变比不同。因此，合理地选择变压器分接头，可以调整电压。

3.利用无功功率补偿调压

改变变压器分接头调压虽然是一种简单而经济的调压手段，但改变分接头位置不能增减无功功率。当整个系统无功功率不足引起电压下降时，要从根本改变系统电压水平问题，就必须增设新的无功电源。无功功率补偿调压就是通过在负荷侧安装同步调相机、并联电容器或静止补偿器，以减少通过网络传输的无功功率，降低网络的电压损耗而达到调压的目的。

4.改变输电线路的参数调压

从电压损耗的计算公式可知改变网络元件的电阻R和电抗X都可以改变电压损耗，从而达到调压的目的。变压器的电阻和电抗已经由变压器的结构固定，不宜改变。一般考虑改变输电线路的电阻和电抗参数以满足调压要求。但减少输电线路的电阻意味着增加导线截面。多消耗有色金属。所以一般不采用此方法。

二、调压措施合理选用及控制

实际电网中的调压问题，不可能只利用单一的措施解决。而是根据实际情况将可能选用的措施进行技术经济比较确定合理的综合调压方案。一般情况对上述调压措施合理选用可概括如下：

发电机调压简单、经济，应优先考虑。在电力系统中电源无功充裕时，有载条件下改变变压器变比调压其效果明显，实为有效调压措施，应按《电力系统电压和无功电力技术导则》规定尽可能选用。并联补偿无功设备则需要增加设备投资费用高，但这类措施往往针对无功平衡所需，且还能降低网损，特别适用于电压波动频繁、负荷功率因数低的场合，所以也是常用的调压措施。实际电力系统的调压，是将可行的措施按技术经济最优原则，进行合理组合，分散调整。

全国很多110kV及以下的供配电变电站中都装设有载调压变压器和并联电容器组，通过合理地调节变压器的分接头和投切电容器组，就能够在很大程度上改善变电站的电压质量，实现无功潮流合理平衡。在变电站自动化系统中加入电压无功综合控制功能，已经成为一个现实的问题。传统的控制方式是，运行人员根据调度部门下达的电压无功控制计划和实际运行情况，由运行人员手工操作进行调整的，这不仅增加运行人员的劳动强度，而且难以达到最优的控制效果。随着无人值班变电站的建设和计算机技术在变电站综合控制系统中的应用，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装置，就是在变电站中利用有载调压变压器和并联电容器组，根据运行实际情况自动进行本站的无功和电压调整，以保证负荷侧母线电压在规定范围内及进线功率因数尽可能高的一种装置。这种装置一般以计算机核心，具有体积小功能强、灵活可靠等优点，同时具有通信、打印等功能，便于实现网的无功优化。

三、微机电压、无功综合控制装置

1.微机电压、无功综合控制的选择

随着社会的发展和进步，市场上的电压、无功控制装置种类很多，用户应根据变电站的实际情况及要求合理地选择，选择装置时应注意它的基本性能，比如：性能稳定、抗干扰性能好、运行可靠性；软件、硬件是否有保护措施，能自检、自诊断；操作简单、使用维护方便；有闭锁装置；失压后电源恢复时能自动启动运行。

2.电压、无功综合控制装置举例

目前，国内许多公司、厂家和科研院所已推出了电压无功综合控制装置。这些装置大多采用九区图来进行运行状态的划分和控制策略的确定。本文以MVR-Ⅲ型微机电压、无功综合控制系统进行简单介绍。

MVR-Ⅲ型微机电压、无功综合控制系统，可应用于35kV～500kV各种电压等级的变电站，可分别控制1～3台两绕组或3绕组的主变和1～3×4组无功补偿电容器或电抗器组。应用该系统，可使受控变电站的电压合格率提高至100%，同时使无功补偿合理，可降低网损，节约电能。MVR系列产品控制规律先进合理，并具有完善的闭锁措施，确保受控变电站和受控设备的安全。现已在国内近百个变电站投入运行。

装置主机采用工业控制工作站，升级、扩展方便；具有谐波监视、谐波越限报警和控制功能，可分析1，2，3，5…19次谐波，满足部颁对谐波监视的要求；电压测量精度≤±0.5%；电流测量精度≤±2%；无功测量精度≤±2%；具有80列打印机，具有6种打印功能；具有电压合格率计算，统计功能；具有故障诊断和故障记忆功能。

MVR-III型微机电压无功综合控制系统（简称?MVR-III）可用于35kv～500kv电压等级的枢纽变电站，可同时分别控制三台及以下有载调压变压器（两绕组或三绕组）的分接头位置和1～12组无功补偿电容器的投切。不论变电站采用何种接线方式和运行方式，MVR-III均能自动判断，并正确执行控制命令。

MVR-III把调压和无功补偿综合考虑，进行控制，使调压效果更好。其控制规律先进、合理，做到：在保证电压质量的前提下，使变电站高压供电网络的线路损耗尽量减少，有利于节能。

第四篇：变电一工区电压无功管理工作总结

变电一工区电压无功管理工作总结

我工区所辖九个变电站，除李庄站、忻州站外，其余7座变电站

装有电容器补偿装置。35KV母线装有电容器19组，容量277600kvar，10KV母线装有电容器5组，容量18000kvar，电容器总装设容量295600kvar。忻州站35KV侧还装有低压电抗器一组，容量45000kvar。截止2005年11月底，电容器组可用率达99.87%。10KV母线设有电压监测点5个，截止年底，全工区电压总合格率为99.86%，电压合格率和电容器可用率均达到一流标准。

为了搞好电压无功管理工作，工区成立了以工区主任为组长的电

压无功管理领导组，工区设专责人一名，成员由修试股、运行股及各站站长组成。建立、健全了电压无功设备台帐。并制订了相应的管理制度及考核办法。同时要求各站加强对无功设备的运行维护和管理工作，根据调度部门下达的电压曲线，结合本站实际情况及时投切无功设备和调整主变有载分接开关。

（一）、在2012年，我工区在电压、无功管理工作中除正常的维护管理工作外，主要进行了以下工作：

1． 2月27日，汾张站无功自投装置无法自动投切电容器和调主

变分头，因无功自投装置与2＃机箱通讯中断，已进行处理。

2． 3月14日，汾二2＃电容器硅胶变色进行更换处理。

3． 3月18日，李村3＃电容器B相差压动作，对其进行更换。

4． 3月28日，对桥西5＃电容器放电线圈油位低进行注油处理。

5． 3月28日，对桥西6＃电容器B相硅胶变色进行更换处理。

6． 3月28日，对桥西7＃电容器A相硅胶变色进行更换处理。

（二）、目前电压无功方面存在问题：

1、李村变电站1#主变为无载自耦变压器，2#主变为有载调压变，当两台主变并列运行时，无法调整2#主变有载分接开关。VQC因装置老化，一直没能投运。

2、李庄变电站1#主变为无载调压，2#主变为有载调压当1、2#主变并列运行时，不能进行分头调整。

3、逆变变电站由于有大负荷回路，正常运行时负荷变化过大，人为调整比较困难，对电压合格率有一定的影响。

4、汾张VQC对2＃电容器、4＃电容器投退时，有拒动现象。

（三）、建议及措施：

1、建议更换李村1#主变，在2#主变能承载全站负荷时，尽可能让2#主变单台运行，完善VQC装置，使之尽快投运。

2、李庄在2#主变能承载全站负荷时，尽可能2#主变单台运行。

3、逆变变电站加装VQC装置。

4、对汾张VQC进行技术处理。

第五篇：变电一工区电压无功管理工作总结

变电一工区电压无功管理工作总结

我工区所辖九个变电站，除李庄站、忻州站外，其余7座变电站装有电容器补偿装置。35KV母线装有电容器19组，容量277600kvar，10KV母线装有电容器5组，容量18000kvar，电容器总装设容量295600kvar。忻州站35KV侧还装有低压电抗器一组，容量45000kvar。截止2005年11月底，电容器组可用率达99.87%。10KV母线设有电压监测点5个，截止年底，全工区电压总合格率为99.86%，电压合格率和电容器可用率均达到一流标准。

为了搞好电压无功管理工作，工区成立了以工区主任为组长的电压无功管理领导组，工区设专责人一名，成员由修试股、运行股及各站站长组成。建立、健全了电压无功设备台帐。并制订了相应的管理制度及考核办法。同时要求各站加强对无功设备的运行维护和管理工作，根据调度部门下达的电压曲线，结合本站实际情况及时投切无功设备和调整主变有载分接开关。

（一）、在2012年，我工区在电压、无功管理工作中除正常的维护管理工作外，主要进行了以下工作：

1． 2月27日，汾张站无功自投装置无法自动投切电容器和调主变分头，因无功自投装置与2＃机箱通讯中断，已进行处理。

2． 3月14日，汾二2＃电容器硅胶变色进行更换处理。3． 3月18日，李村3＃电容器B相差压动作，对其进行更换。4． 3月28日，对桥西5＃电容器放电线圈油位低进行注油处理。5． 3月28日，对桥西6＃电容器B相硅胶变色进行更换处理。6． 3月28日，对桥西7＃电容器A相硅胶变色进行更换处理。

（二）、目前电压无功方面存在问题：

1、李村变电站1#主变为无载自耦变压器，2#主变为有载调压变，当两台主变并列运行时，无法调整2#主变有载分接开关。VQC因装置老化，一直没能投运。

2、李庄变电站1#主变为无载调压，2#主变为有载调压当1、2#主变并列运行时，不能进行分头调整。

3、逆变变电站由于有大负荷回路，正常运行时负荷变化过大，人为调整比较困难，对电压合格率有一定的影响。

4、汾张VQC对2＃电容器、4＃电容器投退时，有拒动现象。

（三）、建议及措施：

1、建议更换李村1#主变，在2#主变能承载全站负荷时，尽可能让2#主变单台运行，完善VQC装置，使之尽快投运。

2、李庄在2#主变能承载全站负荷时，尽可能2#主变单台运行。

3、逆变变电站加装VQC装置。

4、对汾张VQC进行技术处理。