东平电网变电站无功优化技改方案
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[摘要]介绍了变电站电压调节与无功补偿自动控制，提出优化方案，从变电站电压调节和无功管理现况、电压无功补偿装置的控制原理及实际应用等方面进行了分析。
关键词变电站电压调无功管理自动控制
变电站无功优化现状和存在的问题
为了提高电网经济运行水平，我公司从二期农网改造起陆续对电容无功补偿进行改造，由原来整组投切改造为自动分组投切装置，目前已实现了12个变电站的无功自动补偿，大大提高了电容的利用率，但在使用过程中出现了一些问题，变电站电压调节和无功管理是两个相对独立的控制系统，电压调节由有载调压自动控制器控制，无功由电容自动补偿装置控制，两套装置都在自动状态，在出现电压和力率变化时，两套装置会按各自设定的标准动作，因有载调压设定时间较短，无功补偿装置投入时间间隔长而切除时间很短，造成在调节过程中造成调压装置和自动投切装置频繁动作，出现了电压高力率低，电容无法投切现象，甚至出现相互制约，达不到经济运行的要求。
二、变电站自动无功补偿升级改造目标
整改范围：35KV变电站。
无功补偿和调压是根据各变电站实际运行状况而决定的，原则上要尽量通过投电容提高电压，通过调节有栽调压装置降低电压，以降低损耗提高电压质量，所以无功补偿和调压要统一控制、有机结合，目前电容自动补偿装置都具有调压功能，建议采用电容自动补偿装置对调压和无功补偿进行统一控制，将主变侧电流信号和母线电压信号作为调压和无功补偿的输入信号，计算力率、无功需求，通过装置的程序运算逻辑判断确定电压调整和电容器组的投切，一方面使电压和无功得到合理调节，实现就地无功平衡和电压稳定，另一方面减少了调压装置和电容补偿装置的动作次数。
三、可行性分析
根据对目前12个变电站无功自动补偿装置原理功能了解，迪生电子、金人电器、鲁科电子的装置都具备自动调压功能，具体实施也不复杂，在装置中有调压控制器，通过装置中升压和降压接点和调压档位接入有载跳压控制器，通过装置的程序运算逻辑判断确定电压调整，接点开闭实现电压控制，现在旧县变电站正在改造，可对旧县变无功优化进行技改试验，效果明显可向其他变电站推广。
1、 电压无功自动控制技术在我公司的实际应用
无功自动控制在我公司应用分为两个阶段：
（1）第一期农网开始我公司变压器逐步由无载更换为有载调压变压器，并配合使用自动调压装置，初步实现了10kV电压的自动调节。虽然这样的配置只能监视母线电压并对其进行调节，但不能自动控制电容的自动投切，无法完成电压无功的自动控制，但由于装置简单可靠，而且当时变电站并未实现无人值班，故可以人为地干涉无功分配，因此得到了广泛的应用。
（2）第二期农网开始，由于我公司对部分变电站进行了无人值班改造，使这部分娈电站实现了无人职守。同时随着经济的飞速发展，工农业用电量大幅提高，供电负荷日趋复杂。简单的电压控制，不仅加大了调度人员的工作强度，而且难以满足用户对电能质量的需求。为了解决这些问题，我局引进了迪生电子、金人电器等公司的电压无功控制装置。实现了无功的自动控制，目前已实现了12个变电站的无功自动补偿，大大提高了电容的利用率，取得了较好的效果。
2、 运行分析
实际运行情况存在问题的分析：
变电站电压调节和无功管理是两个相对独立的控制系统，由于控制配合的问题，增加变压器分接头和电容的动作次数，加大了检修频率，影响设备的使用寿命。主要原因为变电站电压无功自动控制的关键在于保障电压合格、无功基本平衡，并在兼顾以上两点的前提下尽量减少主变分接头和电容的调节次数。但根据电容器组无功出力与电压的关系：
Qc=CπfU2
(其中C表示电容器组的等值电容值；f为频率；U为变低母线电压)可知主变分接头的调节与电容的投切两者并不是孤立的，分接头的变化不仅对电压有影响，而且也对无功功率有影响；电容器组的投功对无功功率影响的同时，也对电压产生影响。其变化关系如下：
A、降主变分接头变比增大，则变低电压Ud下降，从系统吸收的无功功率Qd减小；
B、升主变分接头，变比减小，变低电压Ud上升，从系统吸收的无功功率Qd增加
C、投入电容器组，变低电压Ud上升，从系统吸收的无功功率Qd减小；
D、切除电容器组，则变低电压Ud下降，从系统吸收的无功功率Qd增加。
根据以上动作的变化影响，或电压、无功限值的整定与电容器组的容量配合不当，使到在实际运行的某些区域中可能会出现频繁动作的情况。例如，当系统运行于8区时，按照以上控制策略，应先升压。但如果此时电压接近UL，且无功接近与Qmax时，升压后，运行点就可能进入2区。在运行点进入2区后，按照以上控制策略，应切除电容器组后降压。如果此时已无电容器组可切除，则控制器将会发降压命令。这样运行点又回到8区起始运行点附近。装置就有可能不停的发出：升压→降压→升压→降压……的命令。使运行点不停的在2区与8区间来回振荡。另外根据控制策略的不同，其它运行区域间也会出现类似的现象。
四、技术改进方法措施
根据实际的运行情况，与生产厂家协商，对以上问题进行归纳，并采取如下改进措施：
1、重新划分九域图。根据系统供电负荷性质的不同可以将九域图粗分或细分。
将九域图粗分为三个区，即只考虑电压限值，不考虑无功限值。这种方法的优点是设备简单，可使主变的分接头和电容器组的动作大大减少。缺点是适用范围小，有时会因为不当的投切电容器组而影响到系统运行的功率因数。由于这些局限性，这种方法我们只是用于系统无功负荷较少且变化不大的变电站。而我们大部分采用了进一步细分九域图的办法：即在九域图某些区域增加防振带，并配合其控制策略，以达到最优控制目的。例如在2区中靠近Umax处增加一个带宽为△Uc的防振带。当运行点进入该区时，装置先发降压命令后再投电容。这样就防止了因为投入电容而使电压超越上限。同理，也可以在8区中靠近Qmax处增加一个带宽为△Q的防振带。这样就防止了因为升压而使无功超越上限。增加防振带后，再配合一些相应的措施(如两次变压器调档或电容器组的投切间加延时等)，使变电站以尽可能少的动作而工作于设定的工作范围内。
2、修改无功限值。
由于变电站每日的无功负荷变化较大，而传统的九域图原理中，无功控制边界是固定的。当运行点进入某些临界区域时势必会产生振荡而增加主变分接头和电容器组的动作次数。修改无功限值可以很好的解决以上的矛盾。方法有两种：其一是将九域图中的无功限值变为有一定斜率的斜线。当运行点进入某些临界区域时，装置会通过调压或投切电容使运行点远离临界区域，从而减少装置动作的次数。这样装置的适用范围狭窄，且当系统的负荷变化后，只有改变无功限值斜率才能适应新的负荷要求，以减少其动作的共性；另一种方法是将无功限值曲线化。因为同一变电站的日负荷曲线基本恒定，每日中的峰值与谷值出现的时段相对固定。因此可以将每日分成若干个时段，在不同的时段输入不同的无功限值。运行中只需要修改相应时段的无功限值，就能灵活的躲避临界区域。
3.其他的保护措施
实际运行中的电压无功控制装置除了需要保证动作的准确可靠外，还需要采取一些措施来保障变压器和电容的设备安全，主要的措施有：
（1）增加闭锁条件：主变过负荷时应闭锁调压；主变的挡位到达极限时，应闭锁调档；主变保护动作时应闭锁调档；当系统的线电压过低(低于额定电压10％以上)或PT断线时应闭锁调档；电容器组保护启动时应闭锁投切电容；当人为投切电容器组或电容器组转为检修状态时应闭锁投切电容；当装置发出调档指令后，主变出现“滑档”(一次连调数档)现象时装置应发急停命令，且有相应的告警信号。
（2）充分考虑变电站(所)的运行方式。当一台主变独立运行时，装置应能够投切所有通过母联开关连接的电容器组；当两台以上主变分裂运行时装置应能正确识别运行方式，并准确动作；当两台(以上)主变并列运行时，应向并列运行的两台(以上)主变同时发调档命令。如并列运行的两台(以上)主变档位不同时应闭锁调档，且发相应的告警信号。
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