第一篇：變電一工區(qū)年度電壓無功管理工作總結(jié)

變電一工區(qū)年度電壓無功管理工作總結(jié)

我工區(qū)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(shè)容量295600kvar。忻州站35KV側(cè)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(shè)有電壓監(jiān)測點5個，截止年底，全工區(qū)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(qū)成立了以工區(qū)主任為組長的電壓無功管理領(lǐng)導(dǎo)組，工區(qū)設(shè)專責(zé)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(shè)備臺帳。并制訂了相應(yīng)的管理制度及考核辦法。同時要求各站加強對無功設(shè)備的運行維護和管理工作，根據(jù)調(diào)度部門下達的電壓曲線，結(jié)合本站實際情況及時投切無功設(shè)備和調(diào)整主變有載分接開關(guān)。

（一）、在2012年，我工區(qū)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(diào)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?yōu)闊o載自耦變壓器，2#主變?yōu)橛休d調(diào)壓變，當(dāng)兩臺主變并列運行時，無法調(diào)整2#主變有載分接開關(guān)。VQC因裝置老化，一直沒能投運。

2、李莊變電站1#主變?yōu)闊o載調(diào)壓，2#主變?yōu)橛休d調(diào)壓當(dāng)1、2#主變并列運行時，不能進行分頭調(diào)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(diào)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(xiàn)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(shù)處理。

第二篇：變電一工區(qū)電壓無功管理工作總結(jié)

變電一工區(qū)電壓無功管理工作總結(jié)

我工區(qū)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(shè)容量295600kvar。忻州站35KV側(cè)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(shè)有電壓監(jiān)測點5個，截止年底，全工區(qū)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(qū)成立了以工區(qū)主任為組長的電

壓無功管理領(lǐng)導(dǎo)組，工區(qū)設(shè)專責(zé)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(shè)備臺帳。并制訂了相應(yīng)的管理制度及考核辦法。同時要求各站加強對無功設(shè)備的運行維護和管理工作，根據(jù)調(diào)度部門下達的電壓曲線，結(jié)合本站實際情況及時投切無功設(shè)備和調(diào)整主變有載分接開關(guān)。

（一）、在2012年，我工區(qū)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(diào)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?yōu)闊o載自耦變壓器，2#主變?yōu)橛休d調(diào)壓變，當(dāng)兩臺主變并列運行時，無法調(diào)整2#主變有載分接開關(guān)。VQC因裝置老化，一直沒能投運。

2、李莊變電站1#主變?yōu)闊o載調(diào)壓，2#主變?yōu)橛休d調(diào)壓當(dāng)1、2#主變并列運行時，不能進行分頭調(diào)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(diào)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(xiàn)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(shù)處理。

第三篇：電壓無功管理工作總結(jié)

電壓無功管理工作總結(jié)

我工區(qū)所轄九個變電站，除站外，其余8座變電站裝有電容器補償裝置。35KV母線裝有電容器13組，容量172600kvar；站35KV側(cè)還裝有低壓電抗器一組，容量45000kvar。10KV母線裝有電容器8組，容量30000kvar，電容器總裝設(shè)容量202600kvar。截止年底，電容器組可用率達99.99%。10KV母線設(shè)有電壓監(jiān)測點8個，截止年底，全工區(qū)電壓總合格率為99.78%，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(qū)成立了以主任為組長的電壓無功管理領(lǐng)導(dǎo)組，運行、修試股各設(shè)專責(zé)人一名，成員由各站站長組成。建立、健全了電壓無功設(shè)備臺帳。并制訂了相應(yīng)的管理制度及考核辦法。同時要求各站加強對無功設(shè)備的運行維護和管理工作，根據(jù)調(diào)度部門下達的電壓曲線，結(jié)合本站實際情況及時投切電容器和調(diào)整有載分接開關(guān)。

目前尚有變電站3000kvar電容器組急待更換為密集型電容器，另外需更換為有載調(diào)壓變壓器，以利于系統(tǒng)電壓的調(diào)整。

第四篇：變電站內(nèi)電壓無功自動調(diào)節(jié)和控制

變電站內(nèi)電壓無功自動調(diào)節(jié)和控制

變電站內(nèi)電壓無功自動調(diào)節(jié)和控制，是通過站內(nèi)智能設(shè)備實時采集電網(wǎng)各類模擬量和狀態(tài)量參數(shù)，采用計算機自動控制技術(shù)、通信技術(shù)和數(shù)字信號處理技術(shù)，對電力系統(tǒng)電壓、潮流狀態(tài)的實時監(jiān)測和估算預(yù)測實現(xiàn)自動調(diào)節(jié)主變壓器分接頭開關(guān)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(jīng)濟運行的需要。提高變電站電壓合格率并降低網(wǎng)損，減輕值班人員勞動強度?；驹?/p>

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(cè)母線均分開運行。

(2)分列運行。變電站高、中、低壓側(cè)任一側(cè)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(cè)任兩側(cè)母線并列運行。信息請登陸:輸配電設(shè)備網(wǎng)

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(cè)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(cè)的有功、無功功率之和，所有電容器組應(yīng)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(diào)節(jié)可以根據(jù)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(cè)的有功、無功功率之和，所有電容器組應(yīng)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(yīng)選定一個電壓值作為控制電壓，并列主變壓器的調(diào)整方式為聯(lián)動調(diào)整，處于越限狀態(tài)的主變壓器作為主調(diào)，另一臺主變壓器作為從調(diào)，主調(diào)主變壓器分接頭成功動作后，再控制從調(diào)主變壓器；若主調(diào)主變壓器分接頭動作未成功，將自動閉鎖對從調(diào)主變壓器的調(diào)節(jié)，并將主調(diào)主變壓器分接頭回調(diào)。

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(diào)節(jié)來達到較好的控制效果。信息來自:輸配電設(shè)備網(wǎng)

(2)電壓無功控制策略的選擇應(yīng)避免進入循環(huán)振蕩調(diào)節(jié)，即在不同區(qū)域由于采取不適合的調(diào)節(jié)控制策略而導(dǎo)致在兩個不合格區(qū)域內(nèi)振蕩調(diào)節(jié)，對系統(tǒng)產(chǎn)生較大的影響同時對變電站內(nèi)有載調(diào)壓分接頭和電容器組的頻繁升降和投切造成設(shè)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(diào)節(jié)。如果沒有完善的閉鎖或閉鎖響應(yīng)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(guān)或主變壓器分接頭開關(guān)拒動；⑥電容器開關(guān)或主變壓器分接頭開關(guān)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(guān)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(guān)量閉鎖分接頭調(diào)節(jié)或電容器組投切。

1.2.2 閉鎖響應(yīng)時間的要求

對于VQC閉鎖的要求，各個不同的閉鎖量響應(yīng)時間要求不一樣，如保護動作、主變壓器開關(guān)滑檔、TV斷線、外部開關(guān)量閉鎖、系統(tǒng)電壓異常等閉鎖要求快速響應(yīng)。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(diào)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(shè)備網(wǎng)

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(yīng)可靠閉鎖變電站的電壓無功控制功能。

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

（3）變壓器高壓側(cè)電壓越限但未超過閉鎖定值時，應(yīng)調(diào)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(nèi)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(nèi)通信實現(xiàn)的軟件控制模式，基于調(diào)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(nèi)裝設(shè)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(jié)構(gòu)（見圖1），對應(yīng)于變電站內(nèi)的主變壓器和相應(yīng)的電容器組設(shè)有獨立的控制單元，另外還有一個主控單元負責(zé)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(guān)量狀態(tài)），根據(jù)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(zé)數(shù)據(jù)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(yīng)具有瞬時反應(yīng)系統(tǒng)各類電氣參數(shù)開關(guān)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(jié)構(gòu)原理圖

2.2 基于站內(nèi)通信的軟件控制模式

基于站內(nèi)通信的軟件控制模式的結(jié)構(gòu)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(nèi)通信網(wǎng)采集各類電氣參數(shù)和開關(guān)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(nèi)通信網(wǎng)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(diào)壓分接開關(guān)的升降和電容器組的投切控制。

圖2 軟件控制模塊式的結(jié)構(gòu)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(shè)備網(wǎng)

2.3 基于調(diào)度系統(tǒng)或集控站的區(qū)域控制模式

基于調(diào)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(wǎng)中得到了應(yīng)用，其功能實現(xiàn)是在調(diào)度系統(tǒng)或集控站的SCADA系統(tǒng)或EMS系統(tǒng)軟件中設(shè)臵一個電壓無功控制的高級應(yīng)用軟件。根據(jù)系統(tǒng)高級應(yīng)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(guān)量狀態(tài)與系統(tǒng)安全經(jīng)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(wǎng)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(diào)節(jié)控制樞紐的節(jié)點變電站的電壓無功，再調(diào)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(wǎng)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(fù)雜的動態(tài)關(guān)聯(lián)系統(tǒng)，其潮流是動態(tài)變化并相互關(guān)聯(lián)的。變電站內(nèi)變壓器分接開關(guān)在某個范圍內(nèi)的調(diào)整將影響無功功率的交換，進而影響電網(wǎng)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(diào)整，將引起無功功率在該地區(qū)的大轉(zhuǎn)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(jù)和控制結(jié)果送至調(diào)度中心或集控站的主機，依據(jù)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(wǎng)的電壓無功進行分層分級綜合調(diào)整。

基于調(diào)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(jīng)濟性的最佳方案，應(yīng)要求調(diào)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(diào)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(dāng)前位臵、電容器狀態(tài)以及各變電站低壓側(cè)母線的電壓水平、負載情況等諸多信息均輸入調(diào)度中心計算機，必然會造成電壓無功控制軟件復(fù)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(guān)聯(lián)控制是全網(wǎng)電壓無功控制的發(fā)展方向。

全網(wǎng)電壓無功控制有2層意義：①為了電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行必須確保系統(tǒng)內(nèi)各發(fā)電廠和樞紐變電站的電壓穩(wěn)定性。②為了電網(wǎng)的經(jīng)濟運行、降低網(wǎng)損，必須實現(xiàn)全網(wǎng)的無功優(yōu)化和就地平衡。應(yīng)該認識到電壓無功控制是正常穩(wěn)定運行狀態(tài)下的調(diào)節(jié)控制，在事故狀態(tài)下這樣的調(diào)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(wǎng)關(guān)聯(lián)的控制問題，應(yīng)在考慮全網(wǎng)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(wǎng)的電壓無功控制是一個分層分級、分散就地的網(wǎng)絡(luò)關(guān)聯(lián)控制系統(tǒng)，見圖3。圖3 分層分級電壓無功控制結(jié)構(gòu)圖

所謂分層分級是指全網(wǎng)根據(jù)調(diào)度要求進行分區(qū)分片控制，省級調(diào)度應(yīng)站在全網(wǎng)安全穩(wěn)定和經(jīng)濟運行的高度，調(diào)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(diào)度合理調(diào)度實現(xiàn)就地?zé)o功平衡，控制與系統(tǒng)電網(wǎng)的無功交換。地區(qū)調(diào)度負責(zé)對區(qū)域高壓變電站和集控站的控制，集控站和縣級調(diào)度負責(zé)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(yīng)閉鎖各級電壓無功控制功能，由調(diào)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(diào)度、縣級調(diào)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(guān)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(jù)系統(tǒng)調(diào)度端下達的電壓無功范圍進行自動調(diào)控，調(diào)節(jié)控制范圍和定值是從電網(wǎng)的安全穩(wěn)定和經(jīng)濟運行要求出發(fā)，事先由調(diào)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(diào)度中心給各變電站發(fā)出閉鎖自動控制的命令，由調(diào)度中心直接控制樞紐變電站的電壓無功，待高壓電網(wǎng)運行穩(wěn)定后，由調(diào)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(guān)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(diào)控，實現(xiàn)功能分散、責(zé)任分散、危險分散；在緊急情況下調(diào)度中心執(zhí)行應(yīng)急程序，閉鎖下級調(diào)度或集控站以及各變電站的自動調(diào)控功能，由調(diào)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(wǎng)系統(tǒng)運行的安全性和經(jīng)濟性。為達到分層分級和分散就地的關(guān)聯(lián)控制的目的，要求各變電站需裝設(shè)執(zhí)行分散就地控制任務(wù)的裝臵或軟件（ＶＱＣ裝臵或軟件），并且應(yīng)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(diào)度報告控制結(jié)果和各類參數(shù)。同時接受上級調(diào)度下達的命令和參數(shù)，自動修改或調(diào)整定值或停止執(zhí)行自動調(diào)控，成為接收調(diào)度下達調(diào)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(jù)變電站不同的運行方式和工況選擇最優(yōu)的局部調(diào)控策略，可以自動判別運行方式和計算投切電容器及調(diào)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(guān)聯(lián)控制兼顧了全局優(yōu)化和局部優(yōu)化問題。結(jié)論

經(jīng)過以上分析，筆者認為在當(dāng)前變電站綜合自動化系統(tǒng)中應(yīng)用獨立的VQC裝臵或軟件已取得了一定的經(jīng)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(diào)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(guān)聯(lián)控制是一種可行的解決方案。

第五篇：無功電壓管理典型經(jīng)驗

無功電壓管理典型經(jīng)驗

專業(yè)名稱：無功電壓管理 日期：2006年12月 填報單位: 榆林供電公司

[摘要] 電力系統(tǒng)的無功補償與無功平衡，是保證電網(wǎng)穩(wěn)定、經(jīng)濟運行和電壓質(zhì)量的基本條件。電壓和力率是電網(wǎng)運行的兩個重要參數(shù)，也是同業(yè)對標中的兩個重要指標，電壓合格率和電網(wǎng)的實時利率與電網(wǎng)中的無功潮流分布密切相關(guān)。電力系統(tǒng)的無功補償與無功平衡，是保證電壓質(zhì)量和力率合格的基本條件，有效的電壓控制分析和合理的無功補償，不僅能保證電壓質(zhì)量，而且能夠提高電力系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性、安全性和經(jīng)濟性。本文通過分析無功電壓及力率管理中存在的問題，找出解決這些問題的措施，為提高電網(wǎng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行水平奠定基礎(chǔ)。

一、專業(yè)管理的目標

無功電壓專業(yè)目標，按照國家標準和無功功率就地平衡的原則實現(xiàn)35kv及以上電網(wǎng)和用戶功率因數(shù)達到0.95，6-10kv電網(wǎng)和用戶的功率因數(shù)達到0.90以上。從而減少公司電網(wǎng)運行過程中功率損耗提高電壓合格率。

二、專業(yè)管理的主要做法

分析榆林電網(wǎng)無功電壓管理方面存在的主要問題，通過對存在問題的分析研究制定相應(yīng)的措施，改善電網(wǎng)無功潮流分布。電網(wǎng)供電負荷分析

1.1、榆林供電公司110kv電壓等級供電用戶主要有神華神朔鐵路陜西段電氣化鐵路；榆林供電局通過榆林、神木330kv變電站躉售電量；神木化工有限公司等用戶。

1.2、35kv電壓等級用戶主要是神東煤炭公司國有大型煤礦和部分高耗能用戶。用戶除高耗能企業(yè)外均為一類供電負荷。2.無功電壓管理方面存在的主要問題

2.1用戶端無功補償容量不足，造成線路電壓損耗增大，用戶端電壓跌落明顯，并且在運行中需要從電網(wǎng)吸收大量，造成電網(wǎng)的無功負擔(dān)增加和大量的無功功率損耗。2.2 由于歷史原因，造成神東煤炭公司“一口電價”政策，使得用戶不重視無功補償裝置的運行管理，我公司也沒有有力的依據(jù)對用戶執(zhí)行力率電價。加之用戶自身沒有 充分認識到做好無功平衡對自身帶來的效益和對電網(wǎng)經(jīng)濟安全運行的作用。

2.3 配網(wǎng)范圍內(nèi)公網(wǎng)用戶無功補償設(shè)備配置容量缺額較大，主要靠變電站安裝的補償電容器進行無功補償調(diào)節(jié)。雖然變電站主變的壓側(cè)功率因數(shù)符合標準，但由于線路功率因數(shù)較低，造成配網(wǎng)線路電量損耗較多，線路線損率較高。

2.4 大柳塔熱電廠由于經(jīng)濟效益的驅(qū)使，造成發(fā)電機組多發(fā)有功少發(fā)無功的現(xiàn)象長期存在，大柳塔熱電廠線路的上網(wǎng)力率偏高，時常保持在0.99左右。

2.5 大柳塔、松定變電站各有一臺無載調(diào)壓變壓器沒有進行改造，造成兩臺主變運行參數(shù)難以統(tǒng)一，影響兩臺變壓器并列運行，造成這兩個變電站中低壓側(cè)母線電壓合格率偏低。

2.6 變電站安裝的電壓及無功補償設(shè)備自動控制裝置，由于設(shè)備制造質(zhì)量和設(shè)備運行的穩(wěn)定性不好，投入率不高。

2.7 大柳塔、松定變電站無功補償電容器容量偏小，加之原來按照煤炭企業(yè)管理標準執(zhí)行，采用分散型電容器設(shè)備老化嚴重，故障率高，可用率低，影響設(shè)備正常運行，無功補償電容器，起不到應(yīng)有的作用。

2.8 變電運行值班員普遍存在不能根據(jù)電網(wǎng)無功負荷和電壓變化情況合理投切電容器，存在投上后不退、退出后不投的情況。針對以上問題采取的主要措施以及收到的成效

3.1收集電網(wǎng)和用戶運行數(shù)據(jù)，并對電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)進行分析匯總和整理，組織人員由主管經(jīng)理帶隊走訪用戶，與用戶進行面對面的交流，通過大量、詳實的數(shù)據(jù)真是的反映了用戶用電過程中無功功率方面存在的問題。同時向用戶解釋提高用電功率因數(shù)對自身帶來的經(jīng)濟效益和對電網(wǎng)安全運行的益處。使用戶充分認識到自身設(shè)備運行中存在的問題，得到用戶的支持與理解，并著手開始解決自身設(shè)備管理中存在的問題。

3.2 加強對力率調(diào)整電價政策的宣傳，尤其是對大工業(yè)用戶宣傳力率電價政策，通過一段宣傳之后，對部分用戶開始執(zhí)行力率電價，通過價格手段，促使用戶安裝無功補償設(shè)備并且重視這些設(shè)備的運行維護管理，使得用戶的無功補償設(shè)備能夠投入運行，為電網(wǎng)無功潮流分布的合理性發(fā)揮作用。

3.3 在公司內(nèi)形成制度，定期走訪用戶，了解用戶無功電壓設(shè)備的運行情況，積極為用戶解決設(shè)備運行、檢修和改造上的遇到的技術(shù)難題，及時解決用戶設(shè)備運行中發(fā) 生的各類問題，幫助用戶解決無功補償方案的制定、審查以及經(jīng)濟性論證。使用原來沒有安裝補償電容器的用戶，安裝上了補償裝置，運行效果良好。通過和用戶長期的交往和合作，和用戶建立了良好的合作關(guān)系，更重要的是解決的公司電網(wǎng)在無功功率上的壓力，使電網(wǎng)無功分布日趨合理。

3.4每月統(tǒng)計計算各電壓等級關(guān)口計量裝置的有功、無功電度量，計算各電壓電壓等級的平均功率因數(shù)。逐月比較分析每個月功率因數(shù)升高或降低的原因，并提出針對性的措施，以達到每個月各電壓等級的功率因數(shù)在標準規(guī)定范圍內(nèi)。

3.5 逐月制定變電站電壓曲線及調(diào)管電場的電壓和無功曲線，并且通過調(diào)度值班員嚴格控制發(fā)電廠的利率曲線，通過發(fā)電廠多發(fā)無功緩解大柳塔地區(qū)電網(wǎng)無功功率。

3.6 逐月統(tǒng)計每個變電站主變中低壓側(cè)功率因數(shù)，確定每個變電站無功電量的缺額，依此下達各變電站電容器投運率的數(shù)值。在每個月的運行分析會議上分析各變電站各電壓等級的功率因數(shù)以及無功補償電容器的投運率。

3.7 對110kV大柳塔、松定變電站無載調(diào)壓變壓器進行有載調(diào)壓改造，通過主變調(diào)壓方式的改造，解決了原來這兩各個變電站兩臺主變并列運行的限制條件，有效的提高了這兩個變電站中低壓側(cè)母線電壓合格率，為用戶提供更加優(yōu)質(zhì)的電能質(zhì)量。

3.8 更換并增大110kV大柳塔變電站補償電容器及容量，解決主變低壓側(cè)無功電源不足問題，通過兩組3000KVar新電容的投入運行，徹底解決了大柳塔變電站主變6kV側(cè)功率因數(shù)長期偏低的問題，該變電站主變6kV側(cè)功率因數(shù)從0.70提高到0.99，改善了無功功率分布，提高了主變的效率。

3.9 每月統(tǒng)計計算各電壓等級關(guān)口計量裝置的有功、無功電度量，計算各電壓電壓等級的平均功率因數(shù)。逐月比較分析每個月功率因數(shù)升高或降低的原因，并提出針對性的措施，以達到每個月各電壓等級的功率因數(shù)在標準規(guī)定范圍內(nèi)。

3.10就無功補償設(shè)備的運行狀況和要求對變電運行值班員進行了全面的培訓(xùn)，通過培訓(xùn)使變電站值班員充分認識無功補償設(shè)備的作用以及投、退條件。使得變電站安裝的補償電容器能夠及時、正確的投、退。

3.11 修改運行規(guī)程，對主變有載分接頭調(diào)整和電容器投、退管理制度進行修訂，規(guī)定變電運行值班員根據(jù)調(diào)度下達月度電壓曲線和各變電站運行的實時功率因數(shù)自行調(diào)整主變分接頭和電容器的投退操作。并且要求變電站值班員首先按照無功功率就地平衡的原則調(diào)節(jié)無功補償設(shè)備的投入容量，然后在按照電壓要求調(diào)節(jié)有載調(diào)壓變分接頭。通過培訓(xùn)和制度的修訂使得各變電站的電容器投運率大大提高，從原來不足60%提高到94.76%。

3.12 在電壓監(jiān)測手段上采用了先進的監(jiān)測設(shè)備，通過調(diào)度自動化系統(tǒng)監(jiān)測統(tǒng)計變電站母線電壓合格率，供電電壓檢測點采用GMS網(wǎng)進行數(shù)據(jù)采集和傳輸，能夠及時的掌握使各電壓監(jiān)測點的運行電壓數(shù)據(jù)。有效的提高了公司綜合電壓合格率。

三、評估與改進

在沒有采取以上措施之前，由于神華礦區(qū)用戶電網(wǎng)設(shè)備比較落后加之不太重視自己無功補償裝置的運行管理，用電功率因數(shù)很低在0.70左右，有些用戶的用電功率因數(shù)更低在0.60左右。整個礦區(qū)電網(wǎng)用電功率因數(shù)較低。

1、典型案例分析：

1.1以2003年8月15日9：00為例 1115、1116大蘇1、2線總負荷：有功功率P=1.634萬KW;無功功率Q=2.68萬Kvar；大柳塔熱電廠上網(wǎng)負荷：有功功率P=2.35萬KW;無功功率Q=0.63萬Kvar；這一時刻大蘇1、2線功率因數(shù)cosφ＝0.52，熱電廠功率因數(shù)cosφ＝0.97。

若大蘇1、2線功率因數(shù)按0.90計算,整個大柳塔礦區(qū)無功功率缺額為Q缺＝1.889萬Kvar；熱電廠功率因數(shù)按0.90計算,熱電廠少發(fā)無功缺額為Q缺＝0.5萬Kvar。

如果熱電廠嚴格按照0.90功率因數(shù)出力，大蘇1、2線功率因數(shù)按照0.90計算，整改礦區(qū)電網(wǎng)此刻無功缺額為Q缺＝1.389萬Kvar。

電網(wǎng)在這種狀況下運行不僅電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性差、安全性也很差，在此種情況下一旦大蘇1、2線發(fā)生跳閘，礦區(qū)電網(wǎng)將會因為無功不足發(fā)生電網(wǎng)電壓崩潰電網(wǎng)全部失壓。對礦區(qū)各個煤礦的安全生產(chǎn)造成嚴重威脅。

采取以上有效措施之后，用戶加強了對已安裝的無功補償設(shè)備的運行管理，并且在原來沒有安裝補償電容器的變電站加裝了相應(yīng)的補償電容器。礦區(qū)電網(wǎng)功率因數(shù)得到了很大改善。

1.2 以2004年9月15日9：00為例： 1115、1116大蘇1、2線總負荷：有功功率P=4.78萬KW;無功功率Q=1.93萬Kvar；大柳塔熱電廠上網(wǎng)負荷：有功功率P=2.35萬KW;無功功率Q=0.83萬Kvar；這一時刻大 蘇1、2線功率因數(shù)cosφ＝0.93，熱電廠功率因數(shù)cosφ＝0.94。

通過以上電網(wǎng)運行數(shù)據(jù)反映大柳塔礦區(qū)電網(wǎng)功率因數(shù)已經(jīng)達到0.93，改善的電網(wǎng)無功分布，使我公司電網(wǎng)無功功率分布趨于合理，提高電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性。說明，用戶合理的進行無功補償不僅能過保證用戶的電壓質(zhì)量，而且可以有效的降低電網(wǎng)的有功電量損耗，提高用戶自身的經(jīng)濟效益，確保電網(wǎng)安全、穩(wěn)定、經(jīng)濟運行。2以后工作的方向

2.1 加強學(xué)習(xí)無功電壓管理方面先進的技術(shù)，力爭將先進的技術(shù)應(yīng)用在電網(wǎng)無功電壓技術(shù)管理之中，使電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性達到提高。

2.2 增加配網(wǎng)線路無功補償設(shè)備的投入力度，采用國內(nèi)先進的配網(wǎng)補償方案，徹底解決困擾配網(wǎng)無功補償?shù)膯栴}。

2.3 認真研究無功自動控制裝置的原理、性能以及管理軟件，通過研究解決目前這些裝置的缺陷，徹底解決后將提高電網(wǎng)無功電壓的控制手段和運行水平。

2.4 加強電網(wǎng)需求側(cè)管理，35kV及以上供電的電力用戶無功補償設(shè)備的配置按照高峰負荷時變壓器的功率因數(shù)應(yīng)達到0.95以上。并且盡量選用根據(jù)功率因數(shù)自動投且的控制方式。