地区电网无功电压优化运行集中控制系统

郑晶晶，杨勇,王维洲

(甘肃电力科学研究院，甘肃兰州730050)

国家电网公司对无功电力的管理规定要求对投入或切除无功补偿装置，应逐步实现自动控制方式的要求[1]。为使地区电网电压与无功电能最大可能地实现优化，采用地区电网无功电压[2-6]优化运行集中控制系统，提高电压合格率，减少了有载调压变压器分接头开关动作次数，提高电容器投入率，提高了设备使用寿命和安全运行水平[7]。手动控制劳动强度大，运行人员很难做到精度较高的控制，多进程实时控制减轻了调度中心、集控中心值班人员劳动强度，避免了人为误差，真正实现了全网无功电压实时控制，完善并提高了无人值班变电所自动化水平。

1 地区无功电压控制存在的问题

1）地区无功电压控制存在2个问题。自动控制：做不到精确控制，调整操作相对滞后[8]。

2）变电站VQC装置控制：不能从全网考虑无功补偿设备是否投入；不能实现无功功率区域平衡；不能从全网考虑是否调节主变分接开关档位。

近年来，随着变电站一二次设备的更新改造，调度自动化“四遥”功能已日趋完善。利用调度自动化“四遥”功能实现全电网无功电压优化运行实时闭环控制已成为可能[9-16]。研究开发新型全电网无功电压优化自动控制系统条件已成熟。

2 地区电网无功集中控制系统的功能

2.1 全网无功优化补偿功能

当地区电网内各级变电站电压处在合格范围内,控制本级电网内无功功率流向合理，达到无功功率分层就地平衡，提高受电功率因数[17-24]。同电压等级不同变电所电容器组根据计算决策谁优先投入。同变电所不同容量电容器组根据计算决策谁优先投入。

2.2 全网电压优化调节功能

当无功功率流向合理，变电站母线电压超上限或超下限运行时，分析同电源、同电压等级变电站和上级变电站电压情况，决定是调节本变电站有载主变分接开关,还是调节上级电源变电所有载主变分接开关档位。电压合格范围内，实施逆调压;实现减少主变并联运行台数，以降低低谷期间母线电压；实施有载调压变压器分接开关调节次数优化分配；实现热备用有载调压变压器分接开关档位联调。

2.3 无功电压综合优化功能

当变电站10 kV母线电压超上限时，先降低主变分接开关档位，如达不到要求，再切除电容器；当变电站10 kV母线电压超下限时，先投入电容器，达不到要求时，再提高主变分接开关档位，尽可能保证电容器投入量达到最合理。实现预算10 kV母线电压，防止无功补偿设备投切振荡。

2.4 电容器最优配置与在线损耗计算功能

根据电网实际负荷，计算各变电站电容器单组或多组容量最优配置值，为改造或新增电容器数量和容量提供理论依据[25]。实现电网电能损耗在线计算，并实时报告，为电网实现经济调度提供理论支持。

3 地区无功电压集中控制系统技术方案

地区无功电压集中控制系统其主站及客户端就是一套计算机系统，是完全可以满足电网无功优化集中控制系统要求的。

3.1 信息采集

使用了“内存数据库技术”，极大提高了数据存取速度，为无功优化的快速计算提供了可能。同时，由于大量数据只与内存交互而不存取硬盘，防止了硬盘的早损。使用了“多线程技术”，实现了无功优化系统并发事件的执行，达到实时控制的效果。动态使用好定时器的个数，防止计算机系统运行性能的下降。根据传输数据类型和要求的不同，采用不同的传输协议。

3.2 数据处理

1）将SCADA数据库各节点数据有效读入无功优化集中控制系统。

2）为每个数据设定上下限，用以判断数据是否合理。

3）具备较长时间的数据积累能力。

4）数据库应支持数据共享。

5）可以利用状态量完成对电网运行状态的描述。

6）可以人工设定对某一状态是否进行遥控操作，且用不同的颜色标示出来；对于进行检修的区域,可以用颜色标示出来。

3.3 人机界面

1）可以根据需要，在交互状态下进行特定数据处理，如遥控、遥调操作。

2）根据需要，显示所有与电力系统调度运行有关的图形。

3.4 实时数据库

1）支持上述所有有关数据的采集处理及人机界面所涉及的有关实时数据库的操作。

2）实时数据库应留有备份。

3）数据库的容量不受限制。

3.5 计算机系统方案及系统网络结构和拓扑

无功电压优化服务器，从SCADA系统采集全网各节点运行电压、无功功率、有功功率等实时运行数据[26]，进行优化计算后，形成有载调压变压器分接开关调节指令、无功补偿设备投切指令及相关控制信息，然后将控制信息发送至各TOP3000工作站，各工作站再将控制指令交SCADA系统执行，如图1所示。此后循环往复。

图1 系统网络结构和拓扑

4 系统数据通信

系统从SCADA系统传入数据，并通过SCADA系统下达指令。SCADA系统将本系统所需要的遥测遥信数据分别以数据报文形式转发给本系统，系统通过解析所有传送过来的报文后得到数据，计算得出相应的操作指令，将指令同样以报文形式发回到SCADA系统，SCADA收到指令后发出遥控命令。在数据传输过程中采用了内存数据库，避免了数据通过硬盘的存储来实现，这样会大大缩短数据传输所需要的时间。

5 安全性与安全策略

5.1 计算机与网络传输的安全策略

使用“内存数据库技术”，提高了数据存取速度，防止了硬盘的早损。使用“多线程技术”，实现无功优化系统并发事件的执行，达到实时控制效果。动态使用好定时器的个数，防止计算机系统运行性能下降。根据传输数据类型和要求的不同，采用不同的传输协议。采用数据传输“回校”功能，即网络传输数据接受方向必须再向传输方进行一次数据返送校验，以核实数据传输的正确性。

5.2 调度SCADA系统的安全策略

深入掌握调度SCADA系统内部数据传输与安全控制机制，做好无功优化系统“接口软件”。为实现多条控制指令的并发执行，确保系统控制的实时性，可以大量减少与调度SCADA系统的数据传输。

5.3 现场设备的安全策略

变压器有载调压开关、电容器投切开关，要进行更新改造，确保可靠动作，系统需具备手动或自动调整的可靠设置。二次设备采集量要完整、准确，且可靠传输。

5.4 无功电压优化运行管理的安全策略

制定“电网区域无功电压综合控制系统”运行管理规程。厂、站、点号的调整必须严格保证无功优化系统与调度SCADA系统的一致性[27]。手动操作时，应先对无功优化系统进行闭锁。实施用户级别控制，使不同的用户具有不同的权限。

6 项目实施后预期目标

项目实施后预期目标如下。

1）减少了有载调压变压器分接开关动作次数近40%，电容器的投入率提高到50%，延长了设备使用寿命，大大提高了现有设备的使用率，减轻了检修劳动强度，受到了设备主人的支持;提高了地区受电功率因数，减少电能损耗[28];提高了电压质量。实现闭环控制的变电站,10 kV母线电压合格率可达到100%。

2）减轻了调度中心值班人员劳动强度，避免了人为误差，真正实现了全网无功电压实时控制，完善并提高了无人值班变电所自动化水平[29]。本系统由纯计算机软件构成，免除了硬件维护。系统安全可靠，自适应功能强，能自动纠错,自动闭锁,自动形成相关动作数据等，不会发出影响电网与主设备安全的操作指令。

3）准确地统计了主变分接开关、电容器开关每年每月每日动作次数，为最大限度地发挥设备潜力和设备检修提供了依据[30];同时促进了电容器的配制,电器投切开关的更新,有载变覆盖面的扩大及其有载分接开关的性能的提高。

7 项目实施后应用效果

该项目已在某供电公司应用。以下就110 kV城西变进行数据分析，对比投入无功电压优化系统前后的效果。

7.1 电压合格率

表1是城西变电站未投入无功优化系统的电压合格率。从表1可以看出，城西变电站未投入无功优化系统10 kV电压合格率最高只可达到95.45%。

表1 城西变电站未投入无功优化系统的电压合格率

在城西变投入自动控制之后，电压合格率有了很大提高，数据如表2所示。

表2 城西变电站投入无功优化系统的电压合格率

从表2数据可以看出，无功优化系统投运后，10 kV电压不合格时间减少，电压合格率达到97%以上。

7.2 功率因数

表3和表4分别为城西变电站未投入和投入无功优化系统的功率因数。从表3可以看出，城西变电站未投入无功优化系统主变功率因数最高只可达到0.973；而在城西变投入自动控制之后，功率因数有很大提高，数据如表4所示。

表3 城西变电站未投入无功优化系统的功率因数

表4 城西变电站投入无功优化系统的功率因数

从表4数据可以看出，无功优化系统投运后，功率因数提高，电压合格率达到0.98以上。

8 结语

目前地区电网无功补偿装置投入率较低，未达到“分层控制、就地平衡”的目标，以更加合理地实现地区电网无功补偿装置投入，降低线损，控制电压合格率，对地区电网无功系统加装集中控制装置，主要解决目前电容器投入率较低的问题。实现无功补偿设备合理投切和无功分层就地平衡，确保系统电压稳定，实现主变分接开关调节次数最少和电压合格率最高，实现输电网损率最小，进一步提高电网调度自动化水平。

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