电力系统电压无功控制的研究毕业论文

电力系统电压无功控制的研究摘要 本文主要针对 110kV 及以下终端变电站的电压无功综合控制(VQC)开展研究。阐述了变电站电压无功综合控制的基本原理、基本控制规律、调控要求、控制模式、调节方式等内容。本文对常规 VQC 装置采用的九区图法控制策略的原理进行了分析和总结并对基于九区图的变电站电压无功综合控制（VQC）进行了算例分析。关键词 电能质量 VQC 九区图1 引言电压是衡量电能质量的一项重要指标，系统的无功平衡是保证电压质量的重要条件。系统无功供给不足，会降低运行电压水平和增加网损；若系统无功供给过剩，则会提高系统运行电压，影响设备使用寿命和系统的安全稳定性，使系统输送容量降低，不利于电网的运行调度。因此，保证电压质量合格，是电力系统安全优质供电的重要条件，对节约电能有着重要的意义，而社会经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，也对电压质量提出了更高的要求。在变电站主要通过调节有载调压变压器的分接头(OLTC)和投退无功补偿设备。在各种无功补偿设备中，并联电容器组简单经济，易于安装维护、有功损耗小，同时电力系统的大部分负荷主要是感性负荷，因此并联电容器组逐渐取代同步调相机，得到广泛应用。OLTC 适用于供电线路较长，负荷变动较大的场合，调压范围较大且不影响供电。2 VQC的基本原理、控制目标及控制模式2.1 VQC的基本原理简单系统接线图如图2.1所示，Us为系统电压；U 1、U 2为变电站主变高低压侧电压，U L为负荷电压，P L，Q L分别为负荷有功和无功功率，K T为变压器变比，Qc为补偿无功功率，Rs ，Xs，R L，X L分别为线路阻抗参数， RT，X T为变压器阻抗参数。系统Rs+jXsU1 KTRT+jXTU2QcILULPL+jQLRL+jXL图2.1 变电站等值电路图(1) 调节有载调压器的变比由于 为可控变量，当负荷增大，降低K T以提高U 2，从而以提高U 2来补12TU偿线路上的电压损耗，反正亦然。(2) 改变电容组的数目当投入电容量 Qc 后，有： 222()()()STCSTSPRQXUU(2.1)比较以上两式可见Qc的改变会影响系统中各点电压值和无功的重新分配，当负荷增大，通过降低从系统到进站线路上的电压降U S以亦可增大U T2，以抵消U L的增大。投入 Qc 后网损为： 2 22 2()()()()CCSTSTPQPQSRjXUU (2.2)可见网损随 ，即主变低压侧无功功率的平方而变化，在输送功率22()C一定的情况下，Q 2越小，网损越小。理论上，当Q 2=0时功率损耗最小，因此，对于简单的辐射形网络，提高功率因数是降低网损的有效措施。2.2 VQC的控制目标(1) 保证电压合格主变低压母线电压以必须满足：U LU 2U H(UH、U L既是规定的母线电压上下限值) 。电力系统运行时由于负荷的随机变化和运行方式的改变，母线上的电压是经US常变动的，因此允许各电压中枢点(监测点)的电压有一定的偏移范围，例如10kV 及以下三相供电电压允许偏差为额定电压的7(GBl232590电能质量供电电压允许偏差)。(2) 维持无功基本平衡，使系统的功率损耗尽量减小从变电站电压无功综合控制的角度，通常要求主变高压侧注入无功功率Q l必须满足：Q LQ 1Q H，一般情况下应使流入变电站的无功大于0，即无功不倒送。在有的时候，为保证电压合格，常采用强行调节的措施，如当分接开关调节次数达限时，常采用强投强切电容器组的措施来保证电压质量，以牺牲无功和网损合格率为代价。(3) 尽量减少控制设备的动作次数,尤其是减少有载分接头的调节次数由于变压器在电网中的重要地位，应对其进行重点保护。在有载调节分接开关时，由于会出会出现短时的匝间短路产生电弧，一方面会对分接开关的机械和电气性能产生影响，另一方面也影响变压器油的性能。有关资料表明，有载凋压变压器80的故障是由于有载分接开关所引起的，因此各变电站都严格限制了有载分接头的日最大调节次数(一般110kV为10次，35kV为20次等)，同时也对电容器组的日最大投切次数作出了限制(如30次)，并对总的动作次数作出了限制。因此在控制策略上应尽量使日动作次数越少越好(特别是分接开关的调节次数)。2.3 VQC的控制模式电压无功功率控制模式，无功功率能真实反映无功出力情况，可充分区分无功吸收和倒送两种状态：变压器重载运行时无功功率的数值波动较大，轻载运行时无功功率的数值波动较小；无功功率与全网无功优化的目标函数紧密关联。它可避免无功倒送现象，有利于电网的安全运行；可避免变压器轻载运行时电容器组频繁投切现象；适应性强；便于实现实时的无功控制；控制简单方便，可有效避免电容器组的频繁投切现象。3 变电站电压无功控制3.1 变电站电压无功控制的数学模型图3.1(a)为变电站主接线图。变电站由电网一次变电站供电。一次变电站母线电压为U 0输电线L的阻抗为R L+jXL，其等值电路如图 3.1(b)所示。(a)L n:1 P+jQ+=+QCRTRLpcqcpsqsU1 QCP+jQU1TU2U0XL XTU2(b)U0图3.1 双参数调节的控制系统变电站的综合负荷为 P+jQ 忽略不计线路和主变的并联支路，归算至低压侧的系统总阻抗 。在某一时刻 VQC 调节后不会对 U0 产生22LLSTTRXjXjnn影响。主变归算至低压侧的电阻和电抗： 2TNTKURPS(3.1)2%10TTNX(3.2)式中： 、U K(%)为变压器短路功率和短路电压(百分数)；U T2N 为变压器二次P绕组额定电压；S TN 为变压器额定容量。试投入运行的并联电容器额定容量 QcN,额定电压为 UcN，则电容器电纳 Bc 为：2CNBU(3.3)故并联电容器实际发出的无功功率： 2CQ(3.4)一般110kV及以下电网的电压降落横分量可忽略不计，又由于高压电网RSX S，故可忽略不计R S。因此，当系统正常运行时可认为： 202()CSUQBXn(3.5)可按式3.5求出U 2的近似解。主变高压侧无功功率为： 221 CCTPQQXU(3.6)3.2 九区图控制策略VQC的控制目标采用基于九区图的控制策略。为实现母线电压和无功功率综合控制就是利用电压、无功2个判据量对变电站主变压器高压侧无功和目标侧电压进行综合调节，以保证电压在合格范围内，同时实现无功基本平衡。按电压、无功的限制整定方式进行综合控制时，电压、无功的上下限如图3.2所示。1876Q 下限 Q 上限92345U 上限U 下限图3.2 九区图根据VQC的调控要求，应将受控母线电压控制在规定的电压上下限之间，确保电压合格，同时尽量使无功控制在规定的无功上下限之间，如果电压、无功不能同时达到要求，则优先保证电压合格。九区图各区域具体的综合控制策略如图3.3所示。升档降压在最高档，强切电容升档降压在最高档，强切电容不动作逆调压原则调整电压下限投电容无电容可投，维持降档升压在最低档，强投电容投电容无电容可投，降档升压功率因数下限功率因数上限电压上限电压下限切电容无电容可切，升档降压切电容无电容可切，维持降档升压在最低档，强投电容图3.3 九区图各区域的控制策略3.3 九区图电压无功上下限的设置基于九区图的变电站电压无功综合控制是按给定的电压无功上下限值进行综合判断的，因此电压无功上下限值设定的是否合理直接决定了控制的效果，如果上下限值给定的不合理，则无论控制策略设计的多么完善，也不可能获得最佳的控制效果。电压上下限值主要根据变电站的运行要求设置，主要有以下几种方法。(a) 按恒定值设置电压上下限电压上下限值一般按母线电压合格范围确定，取电压上限值为电压合格范围的最大正偏移值( 考虑到VQC的计算误差，或取低于最大正偏移值1左右的数值)，取电压下限值为电压合格范围的最大负偏移值(或取高于最大负偏移值1左右的数值)。如某终端变电站10kV母线电压合格范围为10kV10.7kV，可取电压上限值UH=10.7kV，取电压下限值U L=10kV。(b) 按电压曲线设置电压上下限值将l天分为若干个时段(如12、24或48个时段)，按时段分别设置电压上下限值。以网损最小为目标，在已知各时段各负荷点的有功和无功负荷曲线及电网结构的情况下，将1天分为24个时段(1h为一个时段)，对每个时段进行全网离散无功优化计算(非线性原对偶内点算法) ，得出全网在最优状态下的每个变电站低压侧母线的最优电压变化曲线(以及高压侧的最优无功变化曲线) 。再依据最优电压曲线，在不考虑分接开关的动作次数限制的情况下，按24个时段分别向上、下浮动0.5U U(U U为变无功功率下限 无功功率上限压器分接开关l档产生的电压变化量)，作为电压的上下限值 (共24对值)。在上述工作的基础上再考虑减少分接开关的调节次数。为防止电容器投入1组过补偿，切除l组欠补偿，无功上下限之差值应至少大于 l组电容器的容量Q 0，一般取1.3Q 02Q 0。无功上下限值的设置有以下方法。(a) 按恒定值设置无功(或功率因数)上下限由于一般110kV及以下变电站不允许向电网倒送无功，可设置无功上限值QH=1.3Q0，下限值Q L=0。(b) 按曲线设置无功上下限值将1天分为若干个时段(如12、24或48个时段)，按时段分别设置无功上下限值。如依据变电站高压侧最优无功变化曲线，按24个时段分别向上、下浮动0.59Q 0(或0.65Q0)，作为无功的上、下限值(共24对值)。第1种负荷时段，高峰负荷时因电容器组可能全部投入，可适当提高无功上限值；低谷负荷时因电容器组可能全部退出，可适当降低无功下限值，以减小对投切电容器的敏感性。第2种负荷时段的无功上下限值的修正情况见电压上下限值的设置方法。第3种负荷时段则依据最优无功曲线，分别向上、下浮动0.5Q 0(或0.65Q 0)设置无功上下限值选取适当的电压无功上下限值，并结合合理的控制策略，基于九区图法的变电站电压无功综合控制可获得更佳的控制效果。4 基于九区图的算例分析 4.1 程序流程基于九区图的VQC控制装置根据电压、无功、时间、OLTC(有载调压变压器)分接头档位和电容器组投切开关状态等多因素进行综合判断。运用手工计算进行全天24小时的VQC九区图的计算流程如图4.1所示。根据九区图各区域控制要求进行相应的设置(调档和投切电容)结束否是潮流计算得到 U2 和 Q1(或 COS)T=0h 设置变电站进线电压和负荷，设置分接头档位和电容器组初始值建立变电站仿真模型将 U2 和 Q1(或 COS)代入 VQC 控制器(九区图策略）判断是否符合要求？图4.1 VQC的九区图手工计算流程图4.2 变电站电压无功控制算例分析如图 4.2 所示简单变电站接线图，原始数据如下：系统 U1 变压器U2QcP+jQU0 进线图 4.2 简单变电站接线图系统：假设为理想的无穷大系统，内阻抗为 0。进线：LGJ-185/30,100km，r 1=0.17/km,x1=0.41/km。容器组：10.5kV，共 4 组，每组 2400kvar。变压器：OLTC( 双绕组)， SFZQ7-31500/110,115+81.25%kV/10.5kV,Pk=148kw,Uk(%)=10.5。负荷：见表 4.1(含 25 个时段负荷数据及对应进线电压，24：00 的数据作为参考)。表 4.1 变电站进线电压及负荷时间（时：分） P(MW) Q(Mvar) U0(kV)0:00 9.23 4.45 123.231:00 10.08 5.11 123.082:00 9.31 4.47 124.053:00 9.98 5.1 124.134:00 10.59 5.55 123.215:00 10.34 5.21 122.76:00 11.04 6.22 121.287:00 10.92 5.56 120.238:00 13.18 8.11 117.689:00 15.6 10.24 113.3310:00 14.41 9.38 111.2211:00 13.63 8.37 111.5312:00 11.51 7.11 115.9513:00 11.3 5.93 116.8614:00 10.76 5.75 115.0515:00 13.13 7.53 113.6316:00 14.99 9.13 113.2517:00 15.41 9.99 113.1818:00 15.29 9.36 113.9419:00 12.48 6.53 112.820:00 12.71 5.86 112.7321:00 12.56 6.33 114.322:00 12.23 6.17 117.0623:00 11.48 5.75 120.3424:00 10.41 5.07 120.79变压器低压侧 10kV 母线电压上下线值分别为 10.7kV 和 10kV。变压器分接头档位和电容器组初始状态(0：00 时)：分接头档位为+3 档，电容器投入 1 组。通过计算：九区图的电压，无功限值为：U 上限=10.7kV，U 下限=10kV,Q 下限=0MvarQ 上限=2400kV1.5=3.6Mvar，九区图的区域图如图 4.3 所示。QL=0 QH=3.6MvarUH=10.7kVUL=10kV1 23476 598图 4.3 九区图区域图计算的 OLTC 分接头电压和变比如表 4.2 所示。表 4.2 OLTC 分接头电压和变比档位 距离主分接头的档距（%） 分接头电压（kV） 变比+8 10 126.5 12+7 8.75 125 11.9+6 7.5 123.625 11.7+5 6.25 122.2 11.636+4 5 120.75 11.5+3 3.75 119.3 11.363+2 2.5 117.8 11.226+1 1.25 116.4 11.080 0 115 10.9-1 -1.25 113.56 10.8-2 -2.5 112.125 10.6-3 -3.75 110.68 10.54-4 -5 109.25 10.4-5 -6.25 107.8 10.26-6 -7.5 106.375 10.13-7 -8.75 104.9 9.99-8 -10 103.5 9.85分析 0:00 时分接头档位为+3 档，电容器投入 1 组变电站的综合负荷：P+jQ=9.23+4.45j电源阻抗和线路阻抗之和：RGL+jXGL=(RG+RL)+j(XG+XL)=RL+jXL=17+j41主变归算至低压侧的电阻和电抗：= 2TNTKUPS21048.835= 2%10TTNX2.4归算至低压侧的系统总阻抗：=22GLGLSTTRjjXK22