第一篇：橋灣風電場智能無功電壓控制策略

第38卷 增刊1 2013年6月 電

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技

術 Power System Technology Vol.37 Supplement 1

Jun.2013 文章編號：1000-3673（2013）S1-0000-00

中圖分類號：TM 76

文獻標志碼：A

學科代碼：470·40

橋灣風電場智能無功電壓控制策略

張麗坤，郭寧明，董志猛，欒福明

（國網電力科學研究院，北京市 昌平區 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：風電場智能無功電壓自動控制(auto voltage control，AVC)對風電場的無功電壓調節，降低電網損耗、保持電壓穩定性有著重要的作用。文章介紹了橋灣風電場自動電壓控制的原理、算法、控制方法、系統規模及及安全控制策略。結合系統整體的電壓調節能力、風機無功出力、靜止無功補償系統(static var compensator，SVC)無功出力調節、風場間的無功調節試驗，總結了AVC系統在橋灣風電場的調節效果。結果表明AVC系統可以合理地分配無功目標給風機及SVC等無功補償設備，將風電場高低壓側母線電壓控制在調度要求的范圍之內，使各無功源運行在較優電氣點。關鍵詞：無功電壓控制；無功目標分配；無功優化

機。場站規模大，場內設備種類復雜，固有的間歇性給電網運行帶來了極大的挑戰，風電場智能無功電壓控制系統的建設對該廠站整體的無功電壓控制起到了積極地作用。本文總結了橋灣風電場自動電壓控制工程實施的內容及經驗，希望能對實施該系統的電廠的運行及管理有所裨益。壓控制原理及算法

1.1 控制原理

風電場AVC是根據調度的指令和風電場并網點的信號，調節風電場的無功補償設備及風電機組本身的控制系統。其輸入信號有調度的指令、并網點的有功功率、無功功率、電壓等，控制目標為保持風電場的無功/電壓在調度要求的范圍內；控制對象包括風電場并網點電容器、電抗器的投切、靜止無功補償系統(static var compensator，SVC)的控制、靜止式無功發生器(static var generator，SVG)的控制、風場機組的控制，通過對離散/連續的風電場無功設備出力的協調，提高對風場電壓/無功的支撐。其中，風場機組的控制通過風場能量監控平臺，無功電壓自動控制(auto voltage control，AVC)通過風場能量監控平臺，下達風電機組無功目標，由風場能量監控平臺來協調風場內各機組的無功，從而實現對整個風電場的無功優化控制，控制原理如圖1所示。1.2 控制策略

對風電場無功的控制可以通過對母線電壓及風機機端電壓的控制來實現。

風場無功電壓穩定是通過風電場建模，綜合考慮升壓變、箱變、饋線、風機等設備的無功需求，實時計算風場整體無功裕度，協調利用SVC、風機以及分接頭的無功調節能力，保持風電場無功平衡 0 引言

目前，風電以前所未有的速度迅猛發展。由于風電本身固有的間歇性給電網運行帶來了極大的挑戰，其引起的無功電壓問題日益受到關注[1-3]，目前風電接入電網主要的無功調節問題表現在2個方面。首先風電場目前缺乏統一的無功/電壓控制設備，風電場高壓側母線(并網點)電壓波動大，難以滿足電網電壓考核要求；其次風電場無功調節設備間缺乏協調控制，當出力變化嚴重時，機端電壓波動，容易導致風機機端電壓越限脫網事故[4-6]。

風電場電壓/無功的水平影響到風電場有功出力的穩定及系統的安全穩定，保持風電場的電壓穩定具有十分重要的意義[7]。風電場智能無功電壓控制系統按照選定的智能化控制策略，協調風電場各無功源的無功出力，將風電場高低壓側母線電壓控制在調度要求的范圍之內，使各無功源運行在較優電氣點，是提高風電場的電壓/無功支撐能力，實現風電場可觀測、可調度、可控制的重要手段。

橋灣330 kV升壓站由華能酒泉風電有限責任公司、華潤電力風能有限公司、甘肅中電酒泉第四風力發電有限公司3家共同出資建設，共193臺風 2 許純信等：居民用電設備智能電源線的設計與應用 Vol.37 Supplement 1 圖

1風電場無功電壓控制原理

及電壓穩定，并保留足夠裕度以應對異常情況，實現風險控制。

風機機端電壓穩定是通過風電場狀態估計，實現風電場全面監測，同時避免無效采樣數據對計算的影響，保證系統的整體可靠性，避免由于電壓波動導致風機脫網[8-10]。

圖

2風電場無功電壓控制算法流程

1.3 算法流程

為系統調控的安全穩定，系統數據庫中設定了一些調控相關的控制參數，如調控目標值上限、下限、調節步長等，各參數即規定了調控目標值的調節死區。風電場AVC接收主站下達的電壓/無功目標后，會將該目標值和現有的參數進行比對，只有調節目標值偏移死區，才會啟動調控算法，進行無功分配。啟動無功調節模塊，進行無功調節靈敏度計算，算出調節動作對象。將調度下發給風電場高壓側母線電壓目標折算為無功目標值，選擇不同的控制模式決定風機、SVC各調節裝置無功分配量。具體分配算法參考風電場的等值圖(見圖3)。圖3中：U、P、Q分別為當前高壓側母線電壓、有功功率、無功功率；Pm、Qm為m側主變的有功功率、無功功率；Pn、Qn為n側主變的有功功率、無功功率；W1、Wn、Wi、Wj為風場當前接入的風機組；

TCR(thyristor controlled reactor)為m側主變下接入晶閘管控制電抗器。設當前高壓側母線電壓為Ui，母線上所有機組送入系統的總無功為Qi。要求調節的高壓側母線電壓目標值為Uj，需向系統送出的總無功為Qj。系統電抗用X值表示，則機組送入系統的總無功調節目標為

jjUj?UiQiQ?U(X?Ui)

其中

Qi??nQ(i)g

g?1式中：g為母線上機組的臺數；Q(i)g為每個風電機組送入系統的當前無功值。

因此，根據Ui、Qi、Uj、Qj、X即可以確定送入系統的總無功調節目標值。

圖

3風電場等值圖

在保證總調節量的基礎上，依據調節欲度和約束條件，本系統分情況采用3種控制方式，將全場的無功目標合理的分配給風機、SVC。實際運行經驗表明：自動控制發電廠無功時，充分考慮SVC、風機在系統電壓無功支撐中的作用是十分重要的，調解中需要充分考慮SVC對暫態、動態無功的支撐作用并留出一部分作為備用；考慮每臺機組的運行工況，并保持相同的功率因素或調節裕度。1.4 控制方式

計算過程受多重約束條件限制，包括母線電壓約束、變壓器分接頭動作次數約束、風場有功出力約束等。

1）當目標缺額大于動作定值時，采用平衡模式的優化控制方式。此方式在接收到電壓目標時，先啟動優化算法，計算出風機、SVC各自承擔的無功量，然后同時啟動風機、SVC的調節，直至達到調節目標。調節完成后，由SVC承擔電壓目標的 第37卷 增刊1 電

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技

術 3 跟蹤和保持。

2）當目標缺額小于動作定值而高于優化定值時，采用SVC優先調節的優化控制方式，此方式優先控制SVC，當SVC的無功調節能力用盡時，調節風機無功，當風機無功調節達到最大但還是沒有達到電壓目標時，啟動分接頭調節提示。

3）當目標缺額低于優化定值時，采用風機無功優先調節的優化控制方式，優先控制風機的無功，當風機的無功調節能力用盡時，調節SVC，當SVC調節達到最大但還是沒有達到電壓目標時，啟動分接頭調節提示。

當控制目標達到時，優化控制系統將當前母線目標值保持在死區范圍內，并等待接收新的調節目標[11-13]。橋灣風電場無功電壓控制系統配置

2.1 橋灣風電場規模

橋灣330 kV升壓站電壓等級為330/35 kV，330 kV母線采用雙母線接線，兩回330 kV出線接入330 kV玉門鎮變至750 kV敦煌變的330 kV母線側。橋灣330 kV升壓站共安裝主變4臺，容量為2?240 MVA+2?120 MVA；35 kV采用單母線(2段)分段接線，進線共36回，每段母線均配置磁閥式可控電抗器(magnetic valve controllable reactor，MCR)型動態無功補償裝置，容量為2?35 Mvar+ 2?18 Mvar。此外，本變電站配置2臺630 kVA站用變壓器及1臺315 kVA備用站用變。橋灣風電場共193臺風機，每10到11臺風機為1個回路，共18個回路。

圖

4橋灣風電場通訊工況圖

2.2 AVC子站配置

AVC子站配置主備服務器，一臺后臺工作站，以及8臺監控工作站，參見圖4通訊工況圖。主備服務器互為冗余，同步更新數據庫，正常情況下，備系統處于偵聽狀態，接收來自主系統的廣播數據和心跳信號。當主系統故障退出時，備系統接替主系統功能，直至主系統恢復。后臺工作站同升壓站監控系統和 4套 SVC裝置的監控系統均安裝在升壓站通訊機房內，用于調度員查看風場的運行工況，監控工作站分別放置在各風場的風機監控系統安裝在各風場的自動化機房內。2.3 系統軟件結構

系統軟件包含軟件平臺及數據庫模塊、人機接口模塊、通訊模塊、算法模塊、閉鎖及限制模塊5部分。系統軟件平臺基于Unix/Linux架構，配置Oracle數據庫；人機接口模塊負責界面及數據的瀏覽，定值的整定及下載，數據的統計分析及打印等功能；通訊模塊負責通訊接口的配置，通訊數據的預處理，通訊數據及調控目標報文的存儲；算法模塊按照現場選定的算法執行調控功能，當算法目標達到時，執行目標的跟蹤功能；閉鎖及限制模塊負責閉鎖工況下系統的功能及系統各種狀態切換下的平滑過渡。

從實現方式來分，又可以分為網絡子系統、前置機子系統、數據庫子系統、人機接口模塊。前置機采集并解析前置數據，得到遙測、遙信、電度等生數據。這些生數據通過網絡子系統進行監控和管理，實現客戶/服務器數據庫訪問的數據傳輸功能，實時刷新數據庫。人機界面只是跟實時數據庫進行數據交換，按照調度員的需求在人機界面中展示數據、事件、曲線等統計結果。無功電壓控制系統特色

3.1 通訊接口豐富

由于無功電壓控制系統要與多個風機和SVC廠家通訊，該系統配置了多種通訊接口，規約處理功能很強大，可以支持目前電力系統中基本的通信規約。如支持以太網RJ45或以太網光纖接口，CAN2.0B、RS232/485、E1/G703；支持TCP/IP、IEC 60870-5-103/104、MODBUS-TCP、部頒CDT規約、DNP3.0、SC1801數據通訊協議，也可根據用戶要

求自定義數據通訊協議，方便系統的接入和轉出。3.2 調節模式靈活

AVC子站投入運行時，默認運行在遠方全廠電壓控制模式。當電廠15 min沒有收到中調的電壓目4 許純信等：居民用電設備智能電源線的設計與應用 Vol.37 Supplement 1 標，與中調的遠動通道中斷或者中調AVC 主站發生故障時，AVC子站自動切換到就地電壓曲線控制方式。AVC后臺可以設定就地控制方式，目前有電壓曲線控制和人工優化曲線控制方式兩種。采用以上策略，可以使得在電廠AVC子站投退和控制模式切換期間，不會對電網運行造成波動。3.3 安全控制策略

1）系統自動根據上下限制，在滿足電網及無功設備安全運行條件下，對電壓/無功進行調節。

2）系統自動檢測SVC、風機的運行狀態，當電氣量不滿足控制條件或系統運行工況發生變化時，系統能夠及時修改或調整無功的分配方案。

3）系統設置了多種閉鎖條件，如風場母線電壓擾動、波動，風場母線高、低壓側電壓越限，風場升壓低壓側變母線電壓越限等。當滿足條件時，閉鎖相關元件并發出告警信號。3.4 風電場狀態評估

由于風電場風機監控系統可能難以提供全部風機信息；同時遙測數據中難免存在一些壞數據，這些因素都會影響到最終調控效果。系統利用最小二乘法估計及卡爾曼濾波等手段實現狀態信息的平滑、預計、濾波，根據35 kV饋線量測信息，計算沿饋線各風機電量信息，保障調控的的穩定性和可靠性。橋灣風電場調節效果

目前，橋灣風電場AVC系統具備基本調壓、無功優化功能，AVC系統與遠動、SVC通訊聯調完成，處于正常運行狀態。在SVC系統和風機服務器的配合下，較好地完成了風電場整體調壓及電壓維持功能，下面從5個角度對該AVC系統的調節能力進行分析。363.0 瞬時電壓調節測試： 高壓側母線電壓 目標值360 kV 目標值359 kV 360.5 Vk/壓358.0 電355.5 瞬時電壓調節測試： 瞬時電壓調節測試： 目標值356 kV 目標值353 kV 353.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

圖

5330 kV高壓側母線電壓曲線

1）系統整體電壓調節及維持能力。

分析某一日的系統數據，330 kV高壓側母線電壓曲線見圖5。母線電壓目標值控制在359 kV，圖

5顯示330 kV高壓側母線電壓維持在額定范圍內，上下死區1 kV；測試過程中，分別設定瞬時目標值356、360、353 kV，變化范圍2 kV以內可在3 min內調節到位，并穩定維持在該水平。AVC系統表現出較好的電壓調節及維持能力。

2）風機出力及外部系統電壓情況。

日常風場有功出力維持在50 MW以下，接近于0出力。3月26日12時起，出力急劇爬升，下午16時左右達到480 MW左右，接近該風場歷史最高水平。圖6為3月26日橋灣升壓站2號主變有功出力變化情況，其他風場有功出力與之類似。圖7顯示在同一時間段內風場高出力情況下，AVC則通過調節SVC及風機提供了較高的無功出力保證風場內部無功平衡及母線電壓水平。

W90 M/功60 有30 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

圖6

橋灣升壓站2號主變有功出力曲線

??? ra??? vM/功?1.0 無?5.5 ?10.0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

圖7

橋灣升壓站2號主變無功出力曲線

3）風機機端電壓運行情況。

3月26日測試中參與調壓的海裝風機機端電壓曲線如圖8所示，直驅風機的機端電壓曲線與之類似，在母線電壓維持穩定的基礎上，機端電壓也維持了相對穩定。

4）SVC出力控制測試。

3月26日運行測試中，AVC系統對SVC電容自動投切功能進行了測試，測試中較好實現預定目標，SVC電容投切基本接近手動控制效果，1號SVC無功出力曲線如圖9所示，其中無功突變位置(尖峰 第37卷 增刊1 電

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術 ????? ????? Vk/壓電????? ????? ????? 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

圖8

海裝風機機端電壓曲線

???????? r???????? av/功無???????? ?????? ???????? 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 t/min

圖9

SVC無功出力曲線

部分)即為電容投切時刻。

5）風場間無功優化。

長時間運行測試中AVC系統較好的實現無功優化目標：1）風場間無功平衡，平衡風場間無功出力，維持35 k母線電壓穩定；2）風場無功平衡基礎上，慢速調節SVC及風機出力，控制SVC電容不投切狀態下，SVC具備足夠上下調節余量(約單組電容實際容量一半)。總結

從橋灣風電AVC系統運行測試情況看，在給出合理電壓目標值情況下，風電場AVC系統已經實現了調壓、無功優化、數據采集、記錄、安全控制等基本功能，橋灣風電場的試驗案例可以充分的論證該無功電壓控制系統控制策略的有效性。

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收稿日期：2013-00-00。作者簡介：

張麗坤(1982)，女，中級工程師，主要從事電力系統穩定控制及自動裝置研究，E-mail：zhanglikun@sgepri.sgcc.com.cn；

郭寧明(1980)，男，中級工程師，主要從事電力系統自動化； 董志猛(1983)，男，中級工程師，主要從事電力系統穩定控制及自動裝置研究；

欒福明(1980)，男，中級工程師，主要從事電力系統穩定控制及自動裝置研究。

（責任編輯

徐梅）

第二篇：AVC系統電壓無功控制策略資料

第四部分 AVC電壓控制

概述：

電壓控制策略目的是即時調節區域電網中低壓側電壓以及控制區域整體電壓水平，使得電壓穩定在一定的區間內。針對AVC系統各個功能來說，電壓控制是優先級最高，保證電壓穩定在合格范圍內也是AVC系統最重要的目標。AVC系統的電壓控制分為兩部分即區域電壓控制和單個變電站的電壓校正。通過兩部分調節即可以保證所有母線電壓穩定在合格范圍內，又有效的減少了設備控制震蕩。

區域電壓控制：

區域即電氣分區，所謂區域控制就是整體調節每一個電氣分區（以下稱作區域）的電壓水平，使之處在一個合理范圍內。首先以AVC建模結果為基礎，分別掃描每個區域中壓側母線電壓水平，通過取當前母線電壓和設定的母線電壓上下限作比較，分別統計每個區域中壓側母線的電壓合格率(s%)。然后用此合格率和設定的合格率限值(-d%)比較，如果s>=d,說明對應區域整體電壓水平相對合理，不需要調整。如果s

單個變電站電壓校正類似于VQC設備的控制原理。通過調節主變分頭和投切電容器來調節低壓側母線電壓，使得母線電壓穩定在合理范圍之內。在調節分頭和投切電容器兩種調節手段取舍上我們的做法是有限投入電容器來調節電壓。

綜上所述，兩種電壓控制手段不是孤立的，兩者之間有先后輕重之分。通常做法是載入電網模型之后，首先進入區域電壓調整程序。分別判斷每個區域的整體電壓水平，對需要調節的區域啟動區域電壓調整程序，只有當區域電壓水平達到一個合理水平時，再依次對每個變電站進行電壓校正，最后達到母線電壓全部合格的目的。

兩種手段結合可以避免單一的調節區域低壓側母線帶來的弊端，例如220Kv變電站110Kv側電壓越限導致下級110Kv變電站10Kv側越限無調節手段。另外在抑制設備控制震蕩方面也有很好的效果，例如220Kv變電站和下級110Kv變電站同時越限同時調節，調節之后導致下級110Kv變電站低壓側母線相反方向越限再次調節。

四、就地電壓控制

就地控制主要策略如下：

1、10kV電壓低，且220kV電壓偏高，則優先上調主變檔位，然后投入電容器； 2、10kV電壓低，且220kV電壓正常，則優先投入電容器，然后上調主變檔位； 3、10kV電壓高，且220kV電壓高，則優先切除電容器，然后下調主變檔位； 4、10kV電壓高，且該時段處于負荷下坡段，則優先切除電容器，然后下調主變檔位； 5、10kV電壓高，且220kV電壓正常、負荷處于平穩階段，則優先下調主變檔位，然后切除電容器；

6、投入電容器時進行預判，如果下列條件成立則不投入電容器，上述電容器優先投入動作被過濾；

? 投入電容器時主變無功倒流； ? 投入電容器時關口倒送； ? 該時段電容器動作次數越限； ? 該電容器已投入；

? 該電容器被切除后時間小于5分鐘（可設）；

? 該電容器退出自動控制（在閉環模式下有效，開環模式下無效）

7、調整主變檔位時也進行預判，如果下列條件成立則不進行檔位調節，上述主變檔位優先動作被過濾：

? 主變并列運行檔位相差大； ? 主變檔位動作次數越限；

? 主變處于極限檔位（最高檔/最低檔）； ? 主變上次調整時間小于2分鐘；

? 該主變退出自動控制在閉環模式下有效，開環模式下無效）

8、并列電容器投切考慮如下策略：

? 如果不允許并列投切，則該母線上當某電容器投入時，其余電容器自動禁止再投入；

? 動作次數少的電容器優先動作；

9、并列主變調節時考慮如下策略： ? 根據拓撲判斷是否并列運行；

? 檔位調整時交替調節，調整過程中減少檔位不一致時間；

? 對于7檔、17檔并列運行主變，人工設置并列運行檔位，調節時自動對齊使變比一致

控制結構： bus_control否220kV電壓高？是10/35kV母線電壓低？10/35kV母線電壓低？220母線電壓高否否220kV電壓低或正常？10/35kV母線電壓高？regul_bsxf（上調主變檔位），成功？否regul_bscp（投電容），成功？是regul_bscp（投電容），成功？否220kv正常？regul_bscp（切電容），成功？否regul_bsxf（下調主變），成功？regul_bsxf（上調主變檔位），成功？是是退出regul_bsxf（下調主變），成功？是regul_bscp（切電容），成功？退出退出退出

第五部分 AVC無功控制

一．概述

1.控制目標

地區電網AVC的無功控制以盡可能滿足無功就地平衡，減少無功長距離輸送，從而降低系統網損為目標。

2.控制對象

地區電網AVC的無功控制對象可以有：有載調壓變壓器分接頭、容抗器、地方電廠發電機的可調無功出力以及其它柔性輸電的無功調整裝置等。其中，有載調壓主變和容抗器是最常用和最普遍的無功調節手段，前者用來改變無功分布，后者可補償或吸收無功。

3.約束條件

地區電網AVC以保持電網安全穩定即保證電壓水平合格為首要目標，因此無功控制始終以各等級母線電壓為約束條件，無功調整時不得導致母線電壓越限。

另外，無功控制時還要考慮設備動作次數和動作時間間隔等約束條件。

二．實現方案

地區電網中，無功負荷分布廣泛且隨著有功負荷的持續增減而連續變化，而作為無功來源的無功補償裝置則相對集中，且補償容量具有一定的離散性，因此在實際工程中，難以做到真正的無功就地平衡和無功優化，可行且易于實現的是無功的次優化分布，即在盡可能小的范圍內實現無功按分區平衡。

1.分區

在110kV及以下電壓等級電網解環運行后，220kV等級以下配網呈樹狀分布（如圖1所示）。在這種情況下，可對地區電網以220kV母線為根結點進行區域劃分，從而形成多個分別包含一個220kV變電站及其下屬一個或幾個110kV變電站的分區，各分區之間的聯絡點為位于分區關口的220kV母線，彼此耦合性大大降低，從而為無功分區平衡創造了便利條件。

圖1.典型地區電網接線圖

2.無功控制

如圖2所示，在分區形成后，可得到若干區域，每個區域包含一個220kV變電站及若干110kV變電站的大區域A及以單個110kV站為單位的B、C等區域。對于A區域，其控制點為關口220KV母線,控制對象為其區域內的所有容抗器；對于B、C區域，其控制點為本站的110kV母線，控制對象為各自站內的容抗器。

區域A線路B區域B線路C區域CA站C站B站

圖2

地區電網分區結構圖

分區形成后，即可分別按區域進行無功控制。但在實際電網中，由于負荷變化的連續性及波動性，將各區域關口母線的注入或流出無功值始終控制為零也是不現實的。一種工程上成熟、可靠的方法是將該值盡量控制為一較小值，即將關口母線的功率因數控制在一較高水平上。另外，由于各區域內無功儲備容量存在差異，而且B、C等區域內容抗器需同時參與A區域與本區域的無功調節，實際中很難使 A、B、C等區域同時達到無功分區就地平衡，區域B、C的控制目標與位于其上級的區域A關口存在一定的矛盾。因此，A、B、C各區域存在控制順序上的先后關系，A區域優先級高于B、C區域，B、C等區域地位等同。

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：無功電壓控制將是發展動向

風電并網技術 無功電壓控制將是發展動向 北極星電力網新聞中心2011-5-6 15:20:11我要投稿 所屬頻道: 電網風力發電輸配電關鍵詞: 風力發電風電機組風電場

北極星風力發電網訊:風力發電作為目前世界上可再生能源開發利用中技術最成熟、最具規模開發和商業化發展前景的發電方式之一，由于其在減輕環境污染、調整能源結構、解決偏遠地區居民用電問題等方面的突出作用，越來越受到世界各國的重視并得到了廣泛的開發和利用。

根據我國風電發展規劃，我國將在甘肅、內蒙古、新疆、河北、吉林和江蘇建立七個千萬千瓦級風電基地，預計到2015年要建成5808萬千瓦，2020年要建成9017萬千瓦，占全國風電裝機總容量的78%。由于我國陸上風能資源主要集中于“三北”地區，因此對于位于電網末端的風電基地，除了具有常規風力發電的共性問題以外，還存在許多特殊的個性問題，包括系統穩定、輸送能力、調頻調峰和電量消納等，其中無功電壓問題是風電場并網運行關注的主要問題之一，需要采取措施對風電場無功電壓進行有效調節。

發展現狀

早期的風電機組主要采用異步發電機，它們不具備維持和調節機端電壓水平的能力，在運行時還要從系統吸收無功功率，相應地，風電場需要裝設固定進行補償，隨著電力電子技術的發展，出現了SVC和STATCOM等動態無功，風電場就采取固定電容+動態無功補償裝置的方式對無功進行控制。

近年來，針對風電場的電壓穩定而進行的無功補償問題一直是電力企業和相關研究機構關心的熱點。在此背景下，國內逐漸開展了對風電場無功控制技術的研究，包括風電機組無功控制技術研究、風電場無功補償裝置研究、FACTS裝置協調控制等方面。

(1)風電機組無功控制技術研究現狀

隨著風電技術的發展，風電機組從原來的不具有無功控制能力發展到能夠輸出一定的無功。目前，雙饋式異步風力發電機組和永磁直驅風力發電機組是主流的機型，雙饋式異步風力發電機組通過控制實現有功/無功的解耦，具備一定的動態調節無功輸出的能力;而永磁直驅風力發電機組由于通過全容量與電網連接，則能夠靈活地對無功進行控制。這兩種風力發電機組都具備以恒電壓模式工作的能力，可以在一定程度上實現對無功和電壓的控制。

(2)風電場無功補償裝置研究現狀

為適應不同場合的需要，適用風電場的無功補償裝置已發展出多種類型，它們的所需成本不盡相同，對電網電壓的暫態特性影響也不一樣。

①并聯電容器

并聯電容補償可用斷路器連接至電力系統的某些節點上，并聯電容器只能向系統供給容性的無功功率。并聯電容具有投資省，運行經濟、結構簡單、維護方便、容量可任意選擇、實用性強;缺點是：(1)并聯電容器補償是通過電容器的投切實現的，因調節不平滑呈階梯性調節，在系統運行中無法實現最佳補償狀態。采用電容器分組投切方式時，無功補償效果受電容器組分組數和每組電容器容量的制約。(2)電容器的投切主要采用真空斷路器實現，其投切響應慢，不宜頻繁操作，因而不能進行無功負荷的快速跟蹤補償。如果使用晶閘管投切電容器組來代替用真空開關投切電容器組，解決了開關投切響應慢和合閘時沖擊電流大的問題，但不能解決無功調節不平滑以及電容器組分組的矛盾，同時由于采用了大功率的電力電子器件，也大大提高了系統的造價。(3)由于開關投切電容器是分級補償，不可避免出現過補償和欠補償狀態。根據無功與電壓關系，過補償時會引起電壓升高，欠補償時感性負荷引起電壓降低。(4)電壓下降時急劇下降，不利于電壓穩定，投入時會產生尖峰電壓脈沖。電容器發出的無功功率與電壓的平方成正比，在低電壓時輸出的無功功率減少，而這時顯然需要更多的無功，如果不能及時供給無功，將導致系統的電壓水平下降。

②有載調壓變壓器

有載調壓變壓器(OLTC)不僅可以在有載情況下更改分接頭，而且調節范圍也較大，通常可有UN±3×2.5%或UN±4×2.0%，既有7個至9個分接頭可供選擇。因而有載調壓器OLTC是電力系統中重要的電壓調壓手段，在系統運行中可以自動改變分接頭，調節其變比，以維持負荷區域內的電壓水平。但變壓器不能作為無功電源，相反消耗電網中的無功功率，屬于無功負荷之一;變壓器分接頭(抽頭)的調整不但改變了變壓器各側的電壓狀況，同時也對變壓器各側的無功功率的分布產生影響。有文獻指出在某些情況下，OLTC按其升降邏輯改變分接頭時，非但沒有改善電壓條件，反而會使之更加惡化，甚至認為是引起電壓崩潰的重要原因之一。因此，在風電場并網運行時需慎重考慮該設備的使用。

③靜止無功補償器

靜止無功補償器(Static Var Compensator，SVC)通常是由并聯電容器組(或濾波器)和一個可調節電感量的電感元件所組成。SVC與一般的并聯電容器補償裝置的區別是能夠跟蹤電網或負荷的無功波動，進行無功的實時補償，從而維持電壓的穩定。SVC是完全靜止的，但它的補償是動態的，即根據無功的需求或電壓的變化自動跟蹤補償。靜止無功補償系統都是無功部件(電容器和電抗器)產生無功功率，并且根據需要調節容性或感性電流。靜止補償器可以提高電壓穩定極限值，而裝設在系統中部節點上的SVC有很好的作用，在技術經濟比較中往往成為優選方案。有文獻將柔性交流輸電系統(FACTS)設備運用到風電場以提高其運行的電壓穩定性，說明了SVC在風電場無功補償方面的優良性能。

④靜止同步補償器(STATCOM)

靜止同步補償器(STATCOM)也稱為靜止無功發生器(Static Var Generator，SVG)，其基本電路分為電壓型橋式電路和電流型橋式電路兩種類型。電壓型橋式電路，其直流側采用電容作為儲能元件，而交流側通過串聯電抗器并入電網：電流型橋式電路，直流側采用電感作為儲能元件，而交流側并聯電容器后接入電網。實際上，由于運行效率的原因，迄今投入使用的STATCOM大都采用電壓型橋式電路。STATCOM的基本工作原理是將橋式變流電路直接并聯或通過電抗器并聯在電網上，適當調節橋式變流電路交流側輸出電壓的相位和幅值或直接控制其交流側電流，使該電路吸收或者發出滿足要求的無功電流，從而實現動態無功補償的目的。與SVC相比，STATCOM具有5個優點：調節速度快、運行范圍寬、調節范圍廣、元件容量小、諧波含量小。

最新進展

隨著風電技術、電力電子技術和控制技術的發展，未來風電場無功控制技術將以“閉環”控制為主，通過風電機組、無功補償裝置以及電網的協調優化運行，實現對風電場無功的有效控制。

在產品應用方面，GE風能已經研發出一種閉環風電場電壓控制，稱之為“動態無功控制”(WindVAR)。動態無功控制可以向電網提供無功并穩定電壓。帶有動態無功控制的風機，電壓的控制和調節都是通過安裝于風機上的電力電子裝置來實現進行的。

歐洲相關電力公司和技術機構、美國風能協會(AWEA)等都制定了相關風力發電導則和IEEE-1547(分布式電源與電力系統接入標準)，包括了電壓穩定控制/無功補償方面的內容，要求確保風電場母線電壓穩定在一定范圍內，并保證電能質量合格。

目前國內即將出臺的風電并網新國標中，不僅要求風電機組具有無功電壓調節能力，也要求具備低電壓穿越能力。新國標的頒布將促進風電相關產業技術向更加電網友好型方向發展，實現對風電更大規模的平穩消納。

第五篇：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。