第一篇：變電站內電壓無功自動調節和控制

變電站內電壓無功自動調節和控制

變電站內電壓無功自動調節和控制，是通過站內智能設備實時采集電網各類模擬量和狀態量參數，采用計算機自動控制技術、通信技術和數字信號處理技術，對電力系統電壓、潮流狀態的實時監測和估算預測實現自動調節主變壓器分接頭開關和投切補償電容器，使變電站的母線電壓和無功補償滿足電力系統安全運行和經濟運行的需要。提高變電站電壓合格率并降低網損，減輕值班人員勞動強度。基本原理

1.1 變電站運行方式的變化對電壓無功控制策略的影響 1.1.1 變電站運行方式的識別

(1)完全分列運行。變電站高、中、低壓側母線均分開運行。

(2)分列運行。變電站高、中、低壓側任一側母線并列運行，其他母線分開運行。

(3)并列運行。變電站高、中、低壓側任兩側母線并列運行。信息請登陸:輸配電設備網

1.1.2 不同運行方式下的電壓無功控制策略

(1)完全分列運行。各臺變壓器分接頭可以在不同檔位運行。各低壓母線段電容器組分別進行循環投切。此時控制電壓及無功定值各自分別選定，有功、無功功率為各自主變壓器高壓側的有功、無功功率。

(2)分列運行。各臺變壓器分接頭可以在不同檔位運行。變電站的有功、無功功率為各主變壓器高壓側的有功、無功功率之和，所有電容器組應統一考慮進行循環投切，但需考慮每段母線電容器組的均衡投切。變壓器分接頭調節可以根據各變壓器的電壓目標進行分別控制。

(3)并列運行。各臺變壓器分接頭必須在相同檔位運行。變電站的有功、無功功率為各主變壓器高壓側的有功、無功功率之和，所有電容器組應統一考慮進行循環投切，但需考慮每段母線電容器組的均衡投切。并列運行時，并列母線的電壓應選定一個電壓值作為控制電壓，并列主變壓器的調整方式為聯動調整，處于越限狀態的主變壓器作為主調，另一臺主變壓器作為從調，主調主變壓器分接頭成功動作后，再控制從調主變壓器；若主調主變壓器分接頭動作未成功，將自動閉鎖對從調主變壓器的調節，并將主調主變壓器分接頭回調。

1.1.3 電壓無功控制策略的優化

(1)要考慮電容器組投切對變電站高壓母線電壓的影響，投入電容器組使母線電壓升高，切除電容器組使母線電壓降低。盡可能多利用電容器組投切控制，少進行變壓器分接頭調節來達到較好的控制效果。信息來自:輸配電設備網

(2)電壓無功控制策略的選擇應避免進入循環振蕩調節，即在不同區域由于采取不適合的調節控制策略而導致在兩個不合格區域內振蕩調節，對系統產生較大的影響同時對變電站內有載調壓分接頭和電容器組的頻繁升降和投切造成設備損壞。

1.2 變電站電壓無功控制的閉鎖條件及要求

所謂電壓無功控制的閉鎖，是指VQC裝臵在變電站或系統異常情況下，能及時停止自動調節。如果沒有完善的閉鎖或閉鎖響應時間達不到運行要求，將會對變電站的安全運行帶來嚴重威脅。

1.2.1 VQC閉鎖條件

閉鎖條件和要求要全面，VQC閉鎖需考慮以下幾個方面：①繼電保護動作（包括主變壓器保護及電容器保護動作）；②系統電壓異常（過高或過低）；③變壓器過載；④電壓斷線；⑤電容器開關或主變壓器分接頭開關拒動；⑥電容器開關或主變壓器分接頭開關動作次數達到最大限值；⑦主變壓器并列運行時的錯檔；⑧主變壓器分接頭開關的滑檔；⑨主變壓器、電容器檢修或冷備用時的閉鎖；⑩外部開關量閉鎖分接頭調節或電容器組投切。

1.2.2 閉鎖響應時間的要求

對于VQC閉鎖的要求，各個不同的閉鎖量響應時間要求不一樣，如保護動作、主變壓器開關滑檔、TV斷線、外部開關量閉鎖、系統電壓異常等閉鎖要求快速響應。針對某些VQC的實現方式需要考慮VQC閉鎖的實時性問題，遠方調節控制必須實現就地閉鎖才能保證變電站電壓無功控制的安全性。信息請登陸:輸配電設備網

1.3 系統對變電站電壓無功控制的約束條件

（1）系統在事故情況下或運行方式發生大的改變時應可靠閉鎖變電站的電壓無功控制功能。

（2）變壓器高壓側電壓越限超過閉鎖定值時應可靠閉鎖變電站的電壓無功控制功能。

（3）變壓器高壓側電壓越限但未超過閉鎖定值時，應調整VQC控制策略以免使系統運行狀況進一步惡化。電壓無功控制的實現方法

目前電力系統內變電站常用的電壓無功控制的實現方法有3種：獨立的VQC裝臵，基于站內通信實現的軟件控制模式，基于調度系統和集控站的區域控制模式。

2.1 獨立的VQC裝臵

變電站內裝設獨立的VQC裝臵目前是電力系統中實現電壓無功控制的一種主要方式，它采用自身的交流采樣和輸入輸出控制系統，多CPU分布式模塊化的體系結構（見圖1），對應于變電站內的主變壓器和相應的電容器組設有獨立的控制單元，另外還有一個主控單元負責管理主變壓器控制單元的運行與通信。收集其采集的信息（電氣參數和開關量狀態），根據運行方式的變化及系統電壓無功的要求選擇控制策略，向主變壓器控制單元發出控制命令。主控單元還負責數據統計、事件生成和打印、與上位計算機通信等工作，同時主變壓器控制單元應具有瞬時反應系統各類電氣參數開關量狀態變化的能力，就地判別是否閉鎖主控單元下達的控制命令，并實時監視和記錄系統電壓合格率和諧波狀況。

圖1 獨立VQC裝臵多CPU分布模塊化結構原理圖

2.2 基于站內通信的軟件控制模式

基于站內通信的軟件控制模式的結構原理見圖2，其功能實現是在變電站的智能ＲＴＵ模塊或后臺監控系統中嵌入ＶＱＣ控制軟件。通過站內通信網采集各類電氣參數和開關量的狀態，由控制軟件模塊進行綜合判別，選擇合適的控制策略，由站內通信網下達遙控命令至監控系統中的各單元測控裝臵實現對主變壓器有載調壓分接開關的升降和電容器組的投切控制。

圖2 軟件控制模塊式的結構原理圖

表1 3種電壓無功控制實現方式的比較 信息請登陸:輸配電設備網

2.3 基于調度系統或集控站的區域控制模式

基于調度系統或集控站的區域電壓無功控制模式在一些省市電力網中得到了應用，其功能實現是在調度系統或集控站的SCADA系統或EMS系統軟件中設臵一個電壓無功控制的高級應用軟件。根據系統高級應用軟件的潮流計算和狀態估計得出各個變電站節點的電壓和無功范圍，將系統收集的各變電站的實際電氣參數和開關量狀態與系統安全經濟運行要求的電壓無功范圍進行比較，給出每個變電站的控制策略，通過遠動通道下達控制分接頭升降及電容器投切命令。該模式由于考慮了全網的運行方式和潮流變化，并可以做到分層分級對電壓無功進行優化控制，即先調節控制樞紐的節點變電站的電壓無功，再調節未端變電站的電壓無功，從根本上可以改變由于各個局部變電站的獨立電壓無功控制影響全網電壓無功的優化。電壓無功控制的發展方向

電力系統是一個復雜的動態關聯系統，其潮流是動態變化并相互關聯的。變電站內變壓器分接開關在某個范圍內的調整將影響無功功率的交換，進而影響電網無功潮流的分布和節點電壓的變化。因此，如果某一地區因為節點電壓低依靠變壓器分接頭向同一方向調整，將引起無功功率在該地區的大轉移，造成系統無功波動，對系統電壓也會造成嚴重影響。這也是單個變電站獨立實行電壓無功控制達到局部優化但影響全局的弊端。

要解決上述弊端，必須考慮全局的優化，將各個變電站點采集的電壓無功數據和控制結果送至調度中心或集控站的主機，依據實時的潮流進行狀態估計，確定各個變電站節點電壓和無功要求，對全網的電壓無功進行分層分級綜合調整。

基于調度系統或集控站的區域集中控制模式是維護系統電壓正常，實現無功優化綜合控制，提高系統運行可靠性和經濟性的最佳方案，應要求調度中心必須具有符合實際的電壓和無功實時優化控制軟件，各變電站有可靠的通道和智能控制執行單元。另外一個地區調度系統有幾百甚至上千個變電站的運行方式、運行參數、分接頭當前位臵、電容器狀態以及各變電站低壓側母線的電壓水平、負載情況等諸多信息均輸入調度中心計算機，必然會造成電壓無功控制軟件復雜化和控制的實時性變得很差，因此實現分層分級和分散就地的關聯控制是全網電壓無功控制的發展方向。

全網電壓無功控制有2層意義：①為了電網的安全穩定運行必須確保系統內各發電廠和樞紐變電站的電壓穩定性。②為了電網的經濟運行、降低網損，必須實現全網的無功優化和就地平衡。應該認識到電壓無功控制是正常穩定運行狀態下的調節控制，在事故狀態下這樣的調節控制反而會惡化系統的穩定，必須要閉鎖。同時電壓無功控制是一個全網關聯的控制問題，應在考慮全網優化的前提下實現區域或變電站的局部優化。因此全網的電壓無功控制是一個分層分級、分散就地的網絡關聯控制系統，見圖3。圖3 分層分級電壓無功控制結構圖

所謂分層分級是指全網根據調度要求進行分區分片控制，省級調度應站在全網安全穩定和經濟運行的高度，調度各發電廠和樞紐變電站的電壓和無功輸出水平，并要求各地區調度合理調度實現就地無功平衡，控制與系統電網的無功交換。地區調度負責對區域高壓變電站和集控站的控制，集控站和縣級調度負責對低一級電壓等級變電站的控制。系統在發生大的運行方式和潮流改變時應閉鎖各級電壓無功控制功能，由調度主站先控制各發電廠和高壓樞紐變電站的電壓無功狀態，再由地區調度、縣級調度或集控站控制下一級變電站或直供變電站的電壓無功狀態。

所謂分層分級和分散就地的關聯控制是指在電力系統正常運行時，由分散安裝在各個變電站的電壓無功控制裝臵或控制軟件根據系統調度端下達的電壓無功范圍進行自動調控，調節控制范圍和定值是從電網的安全穩定和經濟運行要求出發，事先由調度中心的電壓無功優化程序計算好下達給各變電站。在系統運行方式或潮流發生較大改變以及事故情況時，調度中心給各變電站發出閉鎖自動控制的命令，由調度中心直接控制樞紐變電站的電壓無功，待高壓電網運行穩定后，由調度中心修改各下層變電站的電壓無功定值范圍下達至變電站，滿足系統運行方式變化后的新要求。

分層分級和分散就地的關聯控制優點在于：在系統正常運行時，可以由分散在各變電站的電壓無功控制裝臵或軟件自動化執行對各受控變電站的電壓無功調控，實現功能分散、責任分散、危險分散；在緊急情況下調度中心執行應急程序，閉鎖下級調度或集控站以及各變電站的自動調控功能，由調度中心直接控制或下達電壓無功系統參數至樞紐變電站，可以從根本上保證全網系統運行的安全性和經濟性。為達到分層分級和分散就地的關聯控制的目的，要求各變電站需裝設執行分散就地控制任務的裝臵或軟件（ＶＱＣ裝臵或軟件），并且應具有對受控變電站狀態的分析、判別和控制功能，以及較強的通信能力和手段。正常運行情況下，ＶＱＣ裝臵或軟件向調度報告控制結果和各類參數。同時接受上級調度下達的命令和參數，自動修改或調整定值或停止執行自動調控，成為接收調度下達調控命令的智能執行裝臵。由于此類分散就地控制裝臵或軟件（ＶＱＣ裝臵或軟件）能夠根據變電站不同的運行方式和工況選擇最優的局部調控策略，可以自動判別運行方式和計算投切電容器及調節分接頭可能發生的變化的配合問題。因此分層分級和分散就地的關聯控制兼顧了全局優化和局部優化問題。結論

經過以上分析，筆者認為在當前變電站綜合自動化系統中應用獨立的VQC裝臵或軟件已取得了一定的經驗，在區域電壓無功優化理論和實踐發展進一步成熟后，通過調度中心控制軟件及變電站獨立的VQC裝臵和軟件實現分層分級和分散就地的關聯控制是一種可行的解決方案。

第二篇：AVQC電壓無功自動調節系統技術說明

AVQC電壓無功自動調節系統技術說明

1.意義

電壓的穩定對于保證國民經濟的生產，延長生產設備的使用壽命有著重要的意義，而減少無 功在線路上的流動，降低網損經濟供電又是每一供電部門的目標，因此變電站隨著負荷的波動對 其電壓與無功調節需求往往很頻繁，如果由人進行調節干預，則一方面增加值班員的負擔，另一 方面靠人去判斷操作很難做到調節的合理性。

隨著變電站的綜合自動化能力的提高，系統的采樣精度與信號響應速度均有很大的改善，各 種方式接入的信號范圍較以往系統有很大的擴展，因此在現有的當地監控系統中，用軟件模塊的 控制來實現電壓與無功的自動調節理論上所需的條件已具備。

2.適用范圍

本系統主要應用于電力系統各種電壓等級的變電站，尤其能適應復雜接線的變電站，最大可同時監管多個各種不同電壓等級的變電站，每個變電站最大可控制 多臺主變、多個電容器、多個電抗器。

作為一個功能模塊可與各種當地監控系統或集控中心系統、小型調度系統集成。PGC-EX2000 后臺監控系統的VQC模塊作為系統的一個功能組件存在。

3.調節原理

對于變電站來講，為了使電壓與無功達到所需的值，通常采用改變主變分接頭檔位和投切電容器或電抗器來改變系統的電壓和無功。分接頭的變化不僅對電壓有影響，而且對無功也有一定的影響，同樣電容器或電抗器的投切對無功影響的同時也對電壓起著一定的影響。

3.1 一般調節

分節頭調節與電容器、電抗器投切對電壓、無功的影響 在很多地方供電系統中，不是考慮無功而是考慮功率因數作為調節依據。實際上，可以根據當時的有功功率換算出無功的控制范圍，在處理上目標是一致的，只不過無功的上下限范圍是始終是動態變化的范圍在實際應用中，主變分節頭調節主要用于電壓的調節，調節方式分以下幾種： 1．只調電壓 2．只調無功

3．電壓優先(當電壓與無功不能同時滿足要求時，優先保證電壓正常)4．無功優先(當電壓與無功不能同時滿足要求時，優先保證無功正常)5．智能(當電壓與無功不能同時滿足要求時，保持現狀)對于只調電壓和只調無功的系統，調節方式較為簡單。

3.2 特殊調節

本系統還支持一些其它調節方案，以滿足某些特定地區的要求。增加了 500kV 單電壓和 500kV雙電壓的自動電壓調節（AVC）方案。

3.3定值定義方式

定值給定有兩種方式：根據時間段給定值和根據時間點給定值。根據時間點給定值方式中，定值點與定值點是按折線連接，即不同時間，定值不同。有時某些地區要求當主變負荷大時，要調整電壓的上限值或主變負荷小時調整電壓的上限值，此時需要設置相應的參。

3.4越限判定 越限判定有兩種方式： A.取平均值

系統在設定的時間內計算 U 與 Q 的平均值，以平均值來判定 U 與 Q 的當前運行區域，當調 節對策無法實現時(有時可能無電容器可用或分節頭檔位已調到極限位置等閉鎖情況)，啟用備用方案。B.智能方式

系統在設定的時間內，計算分接頭或電容器的累積動作值，若動作值達到給定的限值，則VQC 動作。在計算動作值時，考慮到了加權處理，即正常越限相應的動作值加10，當運行值超出限值很多時，則相應的動作值增加量應超過10，同樣，當運行值離越限值差很多則累計的動作值相應減少一點，當運行值向相反方向越限時，則累計權值為0。(具體的增加量和減少量，視各個變電所情況而定，參數可人為設定)。

4．功能管理

在 PGC-EX2000 后臺監控系統中，電壓與無功自動調節是作為一個相對獨立的軟件功能 模塊而存在，它的啟動有兩級控制，第一個是由遠方調度下發Y K命令來啟動，第二個是由后臺人為啟動，兩級控制缺一不可。

在實際應用中，一個變電站往往有兩臺甚至三臺主變，每臺主變有可能是兩卷變或三卷變，而一臺主變一側對應的母線有可能不止一條，因此在本系統的實現中，考慮了以下幾個原則：

4.1調節對象管理

1．以一臺主變為單元來考慮電壓與無功的自動調節一個系統若有多臺主變則有多個電壓與無功的自動調節子模塊。

2．多臺主變并聯運行時，若要調節主變分節頭，應同時調節多臺主變分節頭，盡量保持多臺主 變分節頭的檔位一致。

3．一臺主變同時帶多段母線運行時，連在多段母線的電容器都可以用來投切。4．主變分接頭開關操作過程中，要進行滑檔判斷及處理。5．電容器、電抗器根據容量大小，按指定次序

6．調節過程中若有多個容抗器可用來調節，則優先使用最久未曾動過的容抗器。即根據最近動作時間循環投切。

7．對于并列運行的主變，其母線上投入的電容器或電抗器數按均勻原則分布投切。

4.2 閉鎖管理

1．兩段母線并列運行時，應檢查兩段母線的電壓測量誤差應在允許范圍。2．在監控系統中提供一個“VQC”YX 接點和一個“VQC”啟動遙控號。3．U 與 Q 有一個上下限閉鎖值，超出閉鎖范圍停止調節。

4．在調節過程中，分節頭與電容器開關兩次拒動則閉鎖對該設備的操作。拒動該信號閉鎖必須人為解除，不能自動解除。

5．分節頭與電容器開關一天動作次數有限制，超過次數則閉鎖對該設備的操作，每天零點動作次數歸零，閉鎖自動解除。

6．主變分接頭開關與電容器開關動作后，有一定的閉鎖時間，防止短時間內頻繁操作設備。

7．主變分接頭開關操作時，有閉鎖電流設置，當通過主變的負荷太大或太小時，均可以閉鎖 對主變分接頭開關操作。

8．能單獨設置 VQC 調節設備如分接頭、電容器、電抗器停止或參與 VQC 調節。

4.3 限值管理

1．考慮U與Q在一天不同時段、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．提供根據功率因數下定值。

3．根據負荷的變化，相應的調整主要是放寬電壓的上、下限范圍。

4.4 統計與操作管理

1．提供 VQC 當前運行狀態的畫面以及投退 VQC 設備、人工解除閉鎖、不同時期的定值取舍操 作界面。

2．提供閉環控制與開環控制兩種模式，及可根據需要可讓VQC 程序只發信號不操作。即參數中的“僅監視不調節”。

3．提供電壓、無功或功率因數合格率統計，提供容抗器、分接頭的調節次數包括高峰低谷等時段的調節次數統計，提供容抗器高峰低谷等時段的投入時間等。4．VQC定值修改有權限設置和修改操作記錄。5．有完善的登錄信息，便于事后分析和統計。

6．對于無人值班站VQC的當前運行狀況能夠反映到遠方調度。

5．技術指標 調節閉鎖判斷延遲

≤1 秒(不包括監控系統的信號延遲)調節方案產生的最小時間 30 秒（不包括特殊調節方案）調節結果監視的最小時間 30 秒 遙控操作出口時間

由監控系統決定

本身系統最大延遲<200ms 每組（一天）定值時間段 48 個（時間精確到分鐘）星期定值組數

個

每月固定時期定值組數

個 指定時期定值組數

第三篇：淺談變電站電壓、無功綜合控制

淺談變電站電壓、無功綜合控制

摘要：計改革開放以來，隨著我國國民經濟的快速增長，電力系統也獲得了前所未有的發展。傳統的變電站已經遠遠不能滿足現代電力系統管理模式的需求。因此變電站綜合自動化技術在電力行業引起了越來越多的重視，電壓、無功綜合控制也是變電站綜合自動化的一個重要研究方向。本文以電力系統調壓措施、調壓措施合理選用及控制方法、微機電壓、無功綜合控制裝置等方面進行分析討論。

關鍵詞：變電站；電壓；無功；綜合控制裝置

改革開放以來，隨著我國國民經濟的快速增長，電力系統也獲得了前所未有的發展。傳統的變電站已經遠遠不能滿足現代電力系統管理模式的需求。因此變電站綜合自動化技術在電力行業引起了越來越多的重視，并逐漸得到了廣泛的應用。現就以變電站綜合自動化電壓、無功控制子系統進行討論分析。變電站綜合自動化系統，必須具備保證安全、可靠供電和提高電能質量的自動控制功能。電壓和頻率是衡量電能質量的重要指標。因此，電壓、無功綜合控制也是變電站綜合自動化的一個重要研究方向。

一、電力系統調壓的措施

1.利用發電機調壓

發電機的端電壓可以通過改變發電機勵磁電流的辦法進行調整，這是一種經濟，簡單的調壓方式。在負荷增大時，電網的電壓損耗增加，用戶端電壓降低，這時增加發電機勵磁電流，提高發電機的端電壓；在負荷減小時，電力網的電壓損耗減少，用戶端電壓升高，這時減少發電機勵磁電流，降低發電機的端電壓。按規定，發電機運行電壓的變化范圍在發電機額定電壓的-5%~+5%以內。

2.改變變壓器變比調壓

改變變壓器的變比可以升高或降低變壓器次級繞組的電壓。為了實現調壓，在變壓器的高壓繞組上設有若干分接頭以供選擇。變壓器的低壓繞組不設分接頭。變壓器選擇不同的分接頭時，原、副方繞組的匝數比不同，從而使變壓器變比不同。因此，合理地選擇變壓器分接頭，可以調整電壓。

3.利用無功功率補償調壓

改變變壓器分接頭調壓雖然是一種簡單而經濟的調壓手段，但改變分接頭位置不能增減無功功率。當整個系統無功功率不足引起電壓下降時，要從根本改變系統電壓水平問題，就必須增設新的無功電源。無功功率補償調壓就是通過在負荷側安裝同步調相機、并聯電容器或靜止補償器，以減少通過網絡傳輸的無功功率，降低網絡的電壓損耗而達到調壓的目的。

4.改變輸電線路的參數調壓

從電壓損耗的計算公式可知改變網絡元件的電阻R和電抗X都可以改變電壓損耗，從而達到調壓的目的。變壓器的電阻和電抗已經由變壓器的結構固定，不宜改變。一般考慮改變輸電線路的電阻和電抗參數以滿足調壓要求。但減少輸電線路的電阻意味著增加導線截面。多消耗有色金屬。所以一般不采用此方法。

二、調壓措施合理選用及控制

實際電網中的調壓問題，不可能只利用單一的措施解決。而是根據實際情況將可能選用的措施進行技術經濟比較確定合理的綜合調壓方案。一般情況對上述調壓措施合理選用可概括如下：

發電機調壓簡單、經濟，應優先考慮。在電力系統中電源無功充裕時，有載條件下改變變壓器變比調壓其效果明顯，實為有效調壓措施，應按《電力系統電壓和無功電力技術導則》規定盡可能選用。并聯補償無功設備則需要增加設備投資費用高，但這類措施往往針對無功平衡所需，且還能降低網損，特別適用于電壓波動頻繁、負荷功率因數低的場合，所以也是常用的調壓措施。實際電力系統的調壓，是將可行的措施按技術經濟最優原則，進行合理組合，分散調整。

全國很多110kV及以下的供配電變電站中都裝設有載調壓變壓器和并聯電容器組，通過合理地調節變壓器的分接頭和投切電容器組，就能夠在很大程度上改善變電站的電壓質量，實現無功潮流合理平衡。在變電站自動化系統中加入電壓無功綜合控制功能，已經成為一個現實的問題。傳統的控制方式是，運行人員根據調度部門下達的電壓無功控制計劃和實際運行情況，由運行人員手工操作進行調整的，這不僅增加運行人員的勞動強度，而且難以達到最優的控制效果。隨著無人值班變電站的建設和計算機技術在變電站綜合控制系統中的應用，為了提高電壓合格率和降低能耗，目前各種電壓等級的變電站中普遍采用了電壓無功綜合控制裝置，就是在變電站中利用有載調壓變壓器和并聯電容器組，根據運行實際情況自動進行本站的無功和電壓調整，以保證負荷側母線電壓在規定范圍內及進線功率因數盡可能高的一種裝置。這種裝置一般以計算機核心，具有體積小功能強、靈活可靠等優點，同時具有通信、打印等功能，便于實現網的無功優化。

三、微機電壓、無功綜合控制裝置

1.微機電壓、無功綜合控制的選擇

隨著社會的發展和進步，市場上的電壓、無功控制裝置種類很多，用戶應根據變電站的實際情況及要求合理地選擇，選擇裝置時應注意它的基本性能，比如：性能穩定、抗干擾性能好、運行可靠性；軟件、硬件是否有保護措施，能自檢、自診斷；操作簡單、使用維護方便；有閉鎖裝置；失壓后電源恢復時能自動啟動運行。

2.電壓、無功綜合控制裝置舉例

目前，國內許多公司、廠家和科研院所已推出了電壓無功綜合控制裝置。這些裝置大多采用九區圖來進行運行狀態的劃分和控制策略的確定。本文以MVR-Ⅲ型微機電壓、無功綜合控制系統進行簡單介紹。

MVR-Ⅲ型微機電壓、無功綜合控制系統，可應用于35kV～500kV各種電壓等級的變電站，可分別控制1～3臺兩繞組或3繞組的主變和1～3×4組無功補償電容器或電抗器組。應用該系統，可使受控變電站的電壓合格率提高至100%，同時使無功補償合理，可降低網損，節約電能。MVR系列產品控制規律先進合理，并具有完善的閉鎖措施，確保受控變電站和受控設備的安全。現已在國內近百個變電站投入運行。

裝置主機采用工業控制工作站，升級、擴展方便；具有諧波監視、諧波越限報警和控制功能，可分析1，2，3，5…19次諧波，滿足部頒對諧波監視的要求；電壓測量精度≤±0.5%；電流測量精度≤±2%；無功測量精度≤±2%；具有80列打印機，具有6種打印功能；具有電壓合格率計算，統計功能；具有故障診斷和故障記憶功能。

MVR-III型微機電壓無功綜合控制系統（簡稱?MVR-III）可用于35kv～500kv電壓等級的樞紐變電站，可同時分別控制三臺及以下有載調壓變壓器（兩繞組或三繞組）的分接頭位置和1～12組無功補償電容器的投切。不論變電站采用何種接線方式和運行方式，MVR-III均能自動判斷，并正確執行控制命令。

MVR-III把調壓和無功補償綜合考慮，進行控制，使調壓效果更好。其控制規律先進、合理，做到：在保證電壓質量的前提下，使變電站高壓供電網絡的線路損耗盡量減少，有利于節能。

第四篇：變電一工區電壓無功管理工作總結

變電一工區電壓無功管理工作總結

我工區所轄九個變電站，除李莊站、忻州站外，其余7座變電站

裝有電容器補償裝置。35KV母線裝有電容器19組，容量277600kvar，10KV母線裝有電容器5組，容量18000kvar，電容器總裝設容量295600kvar。忻州站35KV側還裝有低壓電抗器一組，容量45000kvar。截止2005年11月底，電容器組可用率達99.87%。10KV母線設有電壓監測點5個，截止年底，全工區電壓總合格率為99.86%，電壓合格率和電容器可用率均達到一流標準。

為了搞好電壓無功管理工作，工區成立了以工區主任為組長的電

壓無功管理領導組，工區設專責人一名，成員由修試股、運行股及各站站長組成。建立、健全了電壓無功設備臺帳。并制訂了相應的管理制度及考核辦法。同時要求各站加強對無功設備的運行維護和管理工作，根據調度部門下達的電壓曲線，結合本站實際情況及時投切無功設備和調整主變有載分接開關。

（一）、在2012年，我工區在電壓、無功管理工作中除正常的維護管理工作外，主要進行了以下工作：

1． 2月27日，汾張站無功自投裝置無法自動投切電容器和調主

變分頭，因無功自投裝置與2＃機箱通訊中斷，已進行處理。

2． 3月14日，汾二2＃電容器硅膠變色進行更換處理。

3． 3月18日，李村3＃電容器B相差壓動作，對其進行更換。

4． 3月28日，對橋西5＃電容器放電線圈油位低進行注油處理。

5． 3月28日，對橋西6＃電容器B相硅膠變色進行更換處理。

6． 3月28日，對橋西7＃電容器A相硅膠變色進行更換處理。

（二）、目前電壓無功方面存在問題：

1、李村變電站1#主變為無載自耦變壓器，2#主變為有載調壓變，當兩臺主變并列運行時，無法調整2#主變有載分接開關。VQC因裝置老化，一直沒能投運。

2、李莊變電站1#主變為無載調壓，2#主變為有載調壓當1、2#主變并列運行時，不能進行分頭調整。

3、逆變變電站由于有大負荷回路，正常運行時負荷變化過大，人為調整比較困難，對電壓合格率有一定的影響。

4、汾張VQC對2＃電容器、4＃電容器投退時，有拒動現象。

（三）、建議及措施：

1、建議更換李村1#主變，在2#主變能承載全站負荷時，盡可能讓2#主變單臺運行，完善VQC裝置，使之盡快投運。

2、李莊在2#主變能承載全站負荷時，盡可能2#主變單臺運行。

3、逆變變電站加裝VQC裝置。

4、對汾張VQC進行技術處理。

第五篇：變電一工區電壓無功管理工作總結

變電一工區電壓無功管理工作總結

我工區所轄九個變電站，除李莊站、忻州站外，其余7座變電站裝有電容器補償裝置。35KV母線裝有電容器19組，容量277600kvar，10KV母線裝有電容器5組，容量18000kvar，電容器總裝設容量295600kvar。忻州站35KV側還裝有低壓電抗器一組，容量45000kvar。截止2005年11月底，電容器組可用率達99.87%。10KV母線設有電壓監測點5個，截止年底，全工區電壓總合格率為99.86%，電壓合格率和電容器可用率均達到一流標準。

為了搞好電壓無功管理工作，工區成立了以工區主任為組長的電壓無功管理領導組，工區設專責人一名，成員由修試股、運行股及各站站長組成。建立、健全了電壓無功設備臺帳。并制訂了相應的管理制度及考核辦法。同時要求各站加強對無功設備的運行維護和管理工作，根據調度部門下達的電壓曲線，結合本站實際情況及時投切無功設備和調整主變有載分接開關。

（一）、在2012年，我工區在電壓、無功管理工作中除正常的維護管理工作外，主要進行了以下工作：

1． 2月27日，汾張站無功自投裝置無法自動投切電容器和調主變分頭，因無功自投裝置與2＃機箱通訊中斷，已進行處理。

2． 3月14日，汾二2＃電容器硅膠變色進行更換處理。3． 3月18日，李村3＃電容器B相差壓動作，對其進行更換。4． 3月28日，對橋西5＃電容器放電線圈油位低進行注油處理。5． 3月28日，對橋西6＃電容器B相硅膠變色進行更換處理。6． 3月28日，對橋西7＃電容器A相硅膠變色進行更換處理。

（二）、目前電壓無功方面存在問題：

1、李村變電站1#主變為無載自耦變壓器，2#主變為有載調壓變，當兩臺主變并列運行時，無法調整2#主變有載分接開關。VQC因裝置老化，一直沒能投運。

2、李莊變電站1#主變為無載調壓，2#主變為有載調壓當1、2#主變并列運行時，不能進行分頭調整。

3、逆變變電站由于有大負荷回路，正常運行時負荷變化過大，人為調整比較困難，對電壓合格率有一定的影響。

4、汾張VQC對2＃電容器、4＃電容器投退時，有拒動現象。

（三）、建議及措施：

1、建議更換李村1#主變，在2#主變能承載全站負荷時，盡可能讓2#主變單臺運行，完善VQC裝置，使之盡快投運。

2、李莊在2#主變能承載全站負荷時，盡可能2#主變單臺運行。

3、逆變變電站加裝VQC裝置。

4、對汾張VQC進行技術處理。