第一篇：無功電壓控制將是發(fā)展動向

風電并網技術 無功電壓控制將是發(fā)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(fā)電輸配電關鍵詞: 風力發(fā)電風電機組風電場

北極星風力發(fā)電網訊:風力發(fā)電作為目前世界上可再生能源開發(fā)利用中技術最成熟、最具規(guī)模開發(fā)和商業(yè)化發(fā)展前景的發(fā)電方式之一，由于其在減輕環(huán)境污染、調整能源結構、解決偏遠地區(qū)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(fā)和利用。

根據我國風電發(fā)展規(guī)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(qū)，因此對于位于電網末端的風電基地，除了具有常規(guī)風力發(fā)電的共性問題以外，還存在許多特殊的個性問題，包括系統(tǒng)穩(wěn)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(jié)。

發(fā)展現(xiàn)狀

早期的風電機組主要采用異步發(fā)電機，它們不具備維持和調節(jié)機端電壓水平的能力，在運行時還要從系統(tǒng)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(fā)展，出現(xiàn)了SVC和STATCOM等動態(tài)無功，風電場就采取固定電容+動態(tài)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(wěn)定而進行的無功補償問題一直是電力企業(yè)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(xié)調控制等方面。

(1)風電機組無功控制技術研究現(xiàn)狀

隨著風電技術的發(fā)展，風電機組從原來的不具有無功控制能力發(fā)展到能夠輸出一定的無功。目前，雙饋式異步風力發(fā)電機組和永磁直驅風力發(fā)電機組是主流的機型，雙饋式異步風力發(fā)電機組通過控制實現(xiàn)有功/無功的解耦，具備一定的動態(tài)調節(jié)無功輸出的能力;而永磁直驅風力發(fā)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(fā)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(xiàn)對無功和電壓的控制。

(2)風電場無功補償裝置研究現(xiàn)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(fā)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(tài)特性影響也不一樣。

①并聯(lián)電容器

并聯(lián)電容補償可用斷路器連接至電力系統(tǒng)的某些節(jié)點上，并聯(lián)電容器只能向系統(tǒng)供給容性的無功功率。并聯(lián)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(lián)電容器補償是通過電容器的投切實現(xiàn)的，因調節(jié)不平滑呈階梯性調節(jié)，在系統(tǒng)運行中無法實現(xiàn)最佳補償狀態(tài)。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(shù)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(xiàn)，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(jié)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(tǒng)的造價。(3)由于開關投切電容器是分級補償，不可避免出現(xiàn)過補償和欠補償狀態(tài)。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(wěn)定，投入時會產生尖峰電壓脈沖。電容器發(fā)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(tǒng)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(jié)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(tǒng)中重要的電壓調壓手段，在系統(tǒng)運行中可以自動改變分接頭，調節(jié)其變比，以維持負荷區(qū)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(lián)電容器組(或濾波器)和一個可調節(jié)電感量的電感元件所組成。SVC與一般的并聯(lián)電容器補償裝置的區(qū)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(wěn)定。SVC是完全靜止的，但它的補償是動態(tài)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(tǒng)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(jié)容性或感性電流。靜止補償器可以提高電壓穩(wěn)定極限值，而裝設在系統(tǒng)中部節(jié)點上的SVC有很好的作用，在技術經濟比較中往往成為優(yōu)選方案。有文獻將柔性交流輸電系統(tǒng)(FACTS)設備運用到風電場以提高其運行的電壓穩(wěn)定性，說明了SVC在風電場無功補償方面的優(yōu)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(fā)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(lián)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(lián)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(lián)或通過電抗器并聯(lián)在電網上，適當調節(jié)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(fā)出滿足要求的無功電流，從而實現(xiàn)動態(tài)無功補償?shù)哪康摹ＥcSVC相比，STATCOM具有5個優(yōu)點：調節(jié)速度快、運行范圍寬、調節(jié)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(fā)展，未來風電場無功控制技術將以“閉環(huán)”控制為主，通過風電機組、無功補償裝置以及電網的協(xié)調優(yōu)化運行，實現(xiàn)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(fā)出一種閉環(huán)風電場電壓控制，稱之為“動態(tài)無功控制”(WindVAR)。動態(tài)無功控制可以向電網提供無功并穩(wěn)定電壓。帶有動態(tài)無功控制的風機，電壓的控制和調節(jié)都是通過安裝于風機上的電力電子裝置來實現(xiàn)進行的。

歐洲相關電力公司和技術機構、美國風能協(xié)會(AWEA)等都制定了相關風力發(fā)電導則和IEEE-1547(分布式電源與電力系統(tǒng)接入標準)，包括了電壓穩(wěn)定控制/無功補償方面的內容，要求確保風電場母線電壓穩(wěn)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(jié)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(yè)技術向更加電網友好型方向發(fā)展，實現(xiàn)對風電更大規(guī)模的平穩(wěn)消納。

第二篇：風電并網技術 無功電壓控制將是發(fā)展動向

風力發(fā)電作為目前世界上可再生能源開發(fā)利用中技術最成熟、最具規(guī)模開發(fā)和商業(yè)化發(fā)展前景的發(fā)電方式之一，由于其在減輕環(huán)境污染、調整能源結構、解決偏遠地區(qū)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(fā)和利用。

根據我國風電發(fā)展規(guī)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(qū)，因此對于位于電網末端的風電基地，除了具有常規(guī)風力發(fā)電的共性問題以外，還存在許多特殊的個性問題，包括系統(tǒng)穩(wěn)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(jié)。

發(fā)展現(xiàn)狀

早期的風電機組主要采用異步發(fā)電機，它們不具備維持和調節(jié)機端電壓水平的能力，在運行時還要從系統(tǒng)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(fā)展，出現(xiàn)了SVC和STATCOM等動態(tài)無功，風電場就采取固定電容+動態(tài)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(wěn)定而進行的無功補償問題一直是電力企業(yè)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(xié)調控制等方面。

(1)風電機組無功控制技術研究現(xiàn)狀

隨著風電技術的發(fā)展，風電機組從原來的不具有無功控制能力發(fā)展到能夠輸出一定的無功。目前，雙饋式異步風力發(fā)電機組和永磁直驅風力發(fā)電機組是主流的機型，雙饋式異步風力發(fā)電機組通過控制實現(xiàn)有功/無功的解耦，具備一定的動態(tài)調節(jié)無功輸出的能力;而永磁直驅風力發(fā)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(fā)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(xiàn)對無功和電壓的控制。

(2)風電場無功補償裝置研究現(xiàn)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(fā)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(tài)特性影響也不一樣。

①并聯(lián)電容器

并聯(lián)電容補償可用斷路器連接至電力系統(tǒng)的某些節(jié)點上，并聯(lián)電容器只能向系統(tǒng)供給容性的無功功率。并聯(lián)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(lián)電容器補償是通過電容器的投切實現(xiàn)的，因調節(jié)不平滑呈階梯性調節(jié)，在系統(tǒng)運行中無法實現(xiàn)最佳補償狀態(tài)。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(shù)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(xiàn)，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(jié)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(tǒng)的造價。(3)由于開關投切電容器是分級補償，不可避免出現(xiàn)過補償和欠補償狀態(tài)。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(wěn)定，投入時會產生尖峰電壓脈沖。電容器發(fā)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(tǒng)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(jié)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(tǒng)中重要的電壓調壓手段，在系統(tǒng)運行中可以

自動改變分接頭，調節(jié)其變比，以維持負荷區(qū)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(lián)電容器組(或濾波器)和一個可調節(jié)電感量的電感元件所組成。SVC與一般的并聯(lián)電容器補償裝置的區(qū)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(wěn)定。SVC是完全靜止的，但它的補償是動態(tài)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(tǒng)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(jié)容性或感性電流。靜止補償器可以提高電壓穩(wěn)定極限值，而裝設在系統(tǒng)中部節(jié)點上的SVC有很好的作用，在技術經濟比較中往往成為優(yōu)選方案。有文獻將柔性交流輸電系統(tǒng)(FACTS)設備運用到風電場以提高其運行的電壓穩(wěn)定性，說明了SVC在風電場無功補償方面的優(yōu)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(fā)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(lián)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(lián)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(lián)或通過電抗器并聯(lián)在電網上，適當調節(jié)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(fā)出滿足要求的無功電流，從而實現(xiàn)動態(tài)無功補償?shù)哪康摹ＥcSVC相比，STATCOM具有5個優(yōu)點：調節(jié)速度快、運行范圍寬、調節(jié)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(fā)展，未來風電場無功控制技術將以“閉環(huán)”控制為主，通過風電機組、無功補償裝置以及電網的協(xié)調優(yōu)化運行，實現(xiàn)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(fā)出一種閉環(huán)風電場電壓控制，稱之為“動態(tài)無功控制”(WindVAR)。動態(tài)無功控制可以向電網提供無功并穩(wěn)定電壓。帶有動態(tài)無功控制的風機，電壓的控制和調節(jié)都是通過安裝于風機上的電力電子裝置來實現(xiàn)進行的。

歐洲相關電力公司和技術機構、美國風能協(xié)會(AWEA)等都制定了相關風力發(fā)電導則和IEEE-1547(分布式電源與電力系統(tǒng)接入標準)，包括了電壓穩(wěn)定控制/無功補償方面的內容，要求確保風電場母線電壓穩(wěn)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(jié)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(yè)技術向更加電網友好型方向發(fā)展，實現(xiàn)對風電更大規(guī)模的平穩(wěn)消納。

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(tǒng)也獲得了前所未有的發(fā)展。傳統(tǒng)的變電站已經遠遠不能滿足現(xiàn)代電力系統(tǒng)管理模式的需求。因此變電站綜合自動化技術在電力行業(yè)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(tǒng)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(tǒng)也獲得了前所未有的發(fā)展。傳統(tǒng)的變電站已經遠遠不能滿足現(xiàn)代電力系統(tǒng)管理模式的需求。因此變電站綜合自動化技術在電力行業(yè)引起了越來越多的重視，并逐漸得到了廣泛的應用。現(xiàn)就以變電站綜合自動化電壓、無功控制子系統(tǒng)進行討論分析。變電站綜合自動化系統(tǒng)，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(tǒng)調壓的措施

1.利用發(fā)電機調壓

發(fā)電機的端電壓可以通過改變發(fā)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(fā)電機勵磁電流，提高發(fā)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(fā)電機勵磁電流，降低發(fā)電機的端電壓。按規(guī)定，發(fā)電機運行電壓的變化范圍在發(fā)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(xiàn)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(shù)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(tǒng)無功功率不足引起電壓下降時，要從根本改變系統(tǒng)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(lián)電容器或靜止補償器，以減少通過網絡傳輸?shù)臒o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(shù)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(shù)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(fā)電機調壓簡單、經濟，應優(yōu)先考慮。在電力系統(tǒng)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(tǒng)電壓和無功電力技術導則》規(guī)定盡可能選用。并聯(lián)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(shù)低的場合，所以也是常用的調壓措施。實際電力系統(tǒng)的調壓，是將可行的措施按技術經濟最優(yōu)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(lián)電容器組，通過合理地調節(jié)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(xiàn)無功潮流合理平衡。在變電站自動化系統(tǒng)中加入電壓無功綜合控制功能，已經成為一個現(xiàn)實的問題。傳統(tǒng)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(yōu)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(tǒng)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(lián)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(guī)定范圍內及進線功率因數(shù)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(yōu)點，同時具有通信、打印等功能，便于實現(xiàn)網的無功優(yōu)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(fā)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(wěn)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(qū)圖來進行運行狀態(tài)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(tǒng)進行簡單介紹。

MVR-Ⅲ型微機電壓、無功綜合控制系統(tǒng)，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(tǒng)，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(jié)約電能。MVR系列產品控制規(guī)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(xiàn)已在國內近百個變電站投入運行。

裝置主機采用工業(yè)控制工作站，升級、擴展方便；具有諧波監(jiān)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(jiān)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(tǒng)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(tǒng)（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(zhí)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(guī)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(jié)能。

第四篇：AVC系統(tǒng)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(jié)區(qū)域電網中低壓側電壓以及控制區(qū)域整體電壓水平，使得電壓穩(wěn)定在一定的區(qū)間內。針對AVC系統(tǒng)各個功能來說，電壓控制是優(yōu)先級最高，保證電壓穩(wěn)定在合格范圍內也是AVC系統(tǒng)最重要的目標。AVC系統(tǒng)的電壓控制分為兩部分即區(qū)域電壓控制和單個變電站的電壓校正。通過兩部分調節(jié)即可以保證所有母線電壓穩(wěn)定在合格范圍內，又有效的減少了設備控制震蕩。

區(qū)域電壓控制：

區(qū)域即電氣分區(qū)，所謂區(qū)域控制就是整體調節(jié)每一個電氣分區(qū)（以下稱作區(qū)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(qū)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(tǒng)計每個區(qū)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(qū)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(jié)主變分頭和投切電容器來調節(jié)低壓側母線電壓，使得母線電壓穩(wěn)定在合理范圍之內。在調節(jié)分頭和投切電容器兩種調節(jié)手段取舍上我們的做法是有限投入電容器來調節(jié)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(qū)域電壓調整程序。分別判斷每個區(qū)域的整體電壓水平，對需要調節(jié)的區(qū)域啟動區(qū)域電壓調整程序，只有當區(qū)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(jié)區(qū)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(jié)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(jié)，調節(jié)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(jié)。

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(yōu)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(yōu)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(yōu)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(yōu)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(wěn)階段，則優(yōu)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(yōu)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(shù)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(huán)模式下有效，開環(huán)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(jié)，上述主變檔位優(yōu)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(shù)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(huán)模式下有效，開環(huán)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(shù)少的電容器優(yōu)先動作；

9、并列主變調節(jié)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(jié)，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(jié)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(qū)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(tǒng)網損為目標。

2.控制對象

地區(qū)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(fā)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(jié)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(qū)電網AVC以保持電網安全穩(wěn)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(shù)和動作時間間隔等約束條件。

二．實現(xiàn)方案

地區(qū)電網中，無功負荷分布廣泛且隨著有功負荷的持續(xù)增減而連續(xù)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(yōu)化，可行且易于實現(xiàn)的是無功的次優(yōu)化分布，即在盡可能小的范圍內實現(xiàn)無功按分區(qū)平衡。

1.分區(qū)

在110kV及以下電壓等級電網解環(huán)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(qū)電網以220kV母線為根結點進行區(qū)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(qū)，各分區(qū)之間的聯(lián)絡點為位于分區(qū)關口的220kV母線，彼此耦合性大大降低，從而為無功分區(qū)平衡創(chuàng)造了便利條件。

圖1.典型地區(qū)電網接線圖

2.無功控制

如圖2所示，在分區(qū)形成后，可得到若干區(qū)域，每個區(qū)域包含一個220kV變電站及若干110kV變電站的大區(qū)域A及以單個110kV站為單位的B、C等區(qū)域。對于A區(qū)域，其控制點為關口220KV母線,控制對象為其區(qū)域內的所有容抗器；對于B、C區(qū)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(qū)域A線路B區(qū)域B線路C區(qū)域CA站C站B站

圖2

地區(qū)電網分區(qū)結構圖

分區(qū)形成后，即可分別按區(qū)域進行無功控制。但在實際電網中，由于負荷變化的連續(xù)性及波動性，將各區(qū)域關口母線的注入或流出無功值始終控制為零也是不現(xiàn)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(shù)控制在一較高水平上。另外，由于各區(qū)域內無功儲備容量存在差異，而且B、C等區(qū)域內容抗器需同時參與A區(qū)域與本區(qū)域的無功調節(jié)，實際中很難使 A、B、C等區(qū)域同時達到無功分區(qū)就地平衡，區(qū)域B、C的控制目標與位于其上級的區(qū)域A關口存在一定的矛盾。因此，A、B、C各區(qū)域存在控制順序上的先后關系，A區(qū)域優(yōu)先級高于B、C區(qū)域，B、C等區(qū)域地位等同。

第五篇：變電站內電壓無功自動調節(jié)和控制

變電站內電壓無功自動調節(jié)和控制

變電站內電壓無功自動調節(jié)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(tài)量參數(shù)，采用計算機自動控制技術、通信技術和數(shù)字信號處理技術，對電力系統(tǒng)電壓、潮流狀態(tài)的實時監(jiān)測和估算預測實現(xiàn)自動調節(jié)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(tǒng)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(huán)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(tǒng)一考慮進行循環(huán)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(jié)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(tǒng)一考慮進行循環(huán)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(lián)動調整，處于越限狀態(tài)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(jié)，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(yōu)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(jié)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(huán)振蕩調節(jié)，即在不同區(qū)域由于采取不適合的調節(jié)控制策略而導致在兩個不合格區(qū)域內振蕩調節(jié)，對系統(tǒng)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(tǒng)異常情況下，能及時停止自動調節(jié)。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(tǒng)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(shù)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(jié)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(tǒng)電壓異常等閉鎖要求快速響應。針對某些VQC的實現(xiàn)方式需要考慮VQC閉鎖的實時性問題，遠方調節(jié)控制必須實現(xiàn)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(tǒng)對變電站電壓無功控制的約束條件

（1）系統(tǒng)在事故情況下或運行方式發(fā)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(tǒng)運行狀況進一步惡化。電壓無功控制的實現(xiàn)方法

目前電力系統(tǒng)內變電站常用的電壓無功控制的實現(xiàn)方法有3種：獨立的VQC裝臵，基于站內通信實現(xiàn)的軟件控制模式，基于調度系統(tǒng)和集控站的區(qū)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(tǒng)中實現(xiàn)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(tǒng)，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(shù)和開關量狀態(tài)），根據運行方式的變化及系統(tǒng)電壓無功的要求選擇控制策略，向主變壓器控制單元發(fā)出控制命令。主控單元還負責數(shù)據統(tǒng)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(tǒng)各類電氣參數(shù)開關量狀態(tài)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(jiān)視和記錄系統(tǒng)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(xiàn)是在變電站的智能ＲＴＵ模塊或后臺監(jiān)控系統(tǒng)中嵌入ＶＱＣ控制軟件。通過站內通信網采集各類電氣參數(shù)和開關量的狀態(tài)，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(jiān)控系統(tǒng)中的各單元測控裝臵實現(xiàn)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(xiàn)方式的比較 信息請登陸:輸配電設備網

2.3 基于調度系統(tǒng)或集控站的區(qū)域控制模式

基于調度系統(tǒng)或集控站的區(qū)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(xiàn)是在調度系統(tǒng)或集控站的SCADA系統(tǒng)或EMS系統(tǒng)軟件中設臵一個電壓無功控制的高級應用軟件。根據系統(tǒng)高級應用軟件的潮流計算和狀態(tài)估計得出各個變電站節(jié)點的電壓和無功范圍，將系統(tǒng)收集的各變電站的實際電氣參數(shù)和開關量狀態(tài)與系統(tǒng)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(yōu)化控制，即先調節(jié)控制樞紐的節(jié)點變電站的電壓無功，再調節(jié)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(yōu)化。電壓無功控制的發(fā)展方向

電力系統(tǒng)是一個復雜的動態(tài)關聯(lián)系統(tǒng)，其潮流是動態(tài)變化并相互關聯(lián)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(jié)點電壓的變化。因此，如果某一地區(qū)因為節(jié)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(qū)的大轉移，造成系統(tǒng)無功波動，對系統(tǒng)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(yōu)化但影響全局的弊端。

要解決上述弊端，必須考慮全局的優(yōu)化，將各個變電站點采集的電壓無功數(shù)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(tài)估計，確定各個變電站節(jié)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(tǒng)或集控站的區(qū)域集中控制模式是維護系統(tǒng)電壓正常，實現(xiàn)無功優(yōu)化綜合控制，提高系統(tǒng)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(yōu)化控制軟件，各變電站有可靠的通道和智能控制執(zhí)行單元。另外一個地區(qū)調度系統(tǒng)有幾百甚至上千個變電站的運行方式、運行參數(shù)、分接頭當前位臵、電容器狀態(tài)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(xiàn)分層分級和分散就地的關聯(lián)控制是全網電壓無功控制的發(fā)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(wěn)定運行必須確保系統(tǒng)內各發(fā)電廠和樞紐變電站的電壓穩(wěn)定性。②為了電網的經濟運行、降低網損，必須實現(xiàn)全網的無功優(yōu)化和就地平衡。應該認識到電壓無功控制是正常穩(wěn)定運行狀態(tài)下的調節(jié)控制，在事故狀態(tài)下這樣的調節(jié)控制反而會惡化系統(tǒng)的穩(wěn)定，必須要閉鎖。同時電壓無功控制是一個全網關聯(lián)的控制問題，應在考慮全網優(yōu)化的前提下實現(xiàn)區(qū)域或變電站的局部優(yōu)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(lián)控制系統(tǒng)，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(qū)分片控制，省級調度應站在全網安全穩(wěn)定和經濟運行的高度，調度各發(fā)電廠和樞紐變電站的電壓和無功輸出水平，并要求各地區(qū)調度合理調度實現(xiàn)就地無功平衡，控制與系統(tǒng)電網的無功交換。地區(qū)調度負責對區(qū)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(tǒng)在發(fā)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(fā)電廠和高壓樞紐變電站的電壓無功狀態(tài)，再由地區(qū)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(tài)。

所謂分層分級和分散就地的關聯(lián)控制是指在電力系統(tǒng)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(tǒng)調度端下達的電壓無功范圍進行自動調控，調節(jié)控制范圍和定值是從電網的安全穩(wěn)定和經濟運行要求出發(fā)，事先由調度中心的電壓無功優(yōu)化程序計算好下達給各變電站。在系統(tǒng)運行方式或潮流發(fā)生較大改變以及事故情況時，調度中心給各變電站發(fā)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(wěn)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(tǒng)運行方式變化后的新要求。

分層分級和分散就地的關聯(lián)控制優(yōu)點在于：在系統(tǒng)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(zhí)行對各受控變電站的電壓無功調控，實現(xiàn)功能分散、責任分散、危險分散；在緊急情況下調度中心執(zhí)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(tǒng)參數(shù)至樞紐變電站，可以從根本上保證全網系統(tǒng)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(lián)控制的目的，要求各變電站需裝設執(zhí)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(tài)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(shù)。同時接受上級調度下達的命令和參數(shù)，自動修改或調整定值或停止執(zhí)行自動調控，成為接收調度下達調控命令的智能執(zhí)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(yōu)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(jié)分接頭可能發(fā)生的變化的配合問題。因此分層分級和分散就地的關聯(lián)控制兼顧了全局優(yōu)化和局部優(yōu)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(tǒng)中應用獨立的VQC裝臵或軟件已取得了一定的經驗，在區(qū)域電壓無功優(yōu)化理論和實踐發(fā)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(xiàn)分層分級和分散就地的關聯(lián)控制是一種可行的解決方案。