桥湾风电场智能无功电压控制策略

第一篇：桥湾风电场智能无功电压控制策略

第38卷 增刊1 2013年6月 电

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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

jjUjUiQiQU(XUi)

其中

QinQ(i)g

g1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

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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2240 MVA+2120 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235 Mvar+ 218 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

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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。

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收稿日期：2013-00-00。作者简介：

张丽坤(1982)，女，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究，E-mail：zhanglikun@sgepri.sgcc.com.cn；

郭宁明(1980)，男，中级工程师，主要从事电力系统自动化； 董志猛(1983)，男，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究；

栾福明(1980)，男，中级工程师，主要从事电力系统稳定控制及自动装置研究。

（责任编辑

徐梅）

第二篇：AVC系统电压无功控制策略资料

第四部分 AVC电压控制

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

分区形成后，即可分别按区域进行无功控制。但在实际电网中，由于负荷变化的连续性及波动性，将各区域关口母线的注入或流出无功值始终控制为零也是不现实的。一种工程上成熟、可靠的方法是将该值尽量控制为一较小值，即将关口母线的功率因数控制在一较高水平上。另外，由于各区域内无功储备容量存在差异，而且B、C等区域内容抗器需同时参与A区域与本区域的无功调节，实际中很难使 A、B、C等区域同时达到无功分区就地平衡，区域B、C的控制目标与位于其上级的区域A关口存在一定的矛盾。因此，A、B、C各区域存在控制顺序上的先后关系，A区域优先级高于B、C区域，B、C等区域地位等同。

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：无功电压控制将是发展动向

风电并网技术 无功电压控制将是发展动向 北极星电力网新闻中心2011-5-6 15:20:11我要投稿 所属频道: 电网风力发电输配电关键词: 风力发电风电机组风电场

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

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

发展现状

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

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

(1)风电机组无功控制技术研究现状

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

(2)风电场无功补偿装置研究现状

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

①并联电容器

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

②有载调压变压器

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

③静止无功补偿器

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

④静止同步补偿器(STATCOM)

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

最新进展

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

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

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

目前国内即将出台的风电并网新国标中，不仅要求风电机组具有无功电压调节能力，也要求具备低电压穿越能力。新国标的颁布将促进风电相关产业技术向更加电网友好型方向发展，实现对风电更大规模的平稳消纳。

第五篇：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。