电网实施无功／电压优化控制凌皖疆1，方自力2（1．煤炭部合肥设计院，安徽合肥　230022；2．合肥供电局，安徽合肥　230022）
摘　要：从满足用户电能质量需求点出发，结合合肥地区电网无功／电压控制的实施，从技术管理角度上分析了面向全网无功／电压优化控制的特点、经济性和实施效果；从而提出在实时监控系统的支持下，对所控范围自动实施整个网络的电压／无功优化控制是实现电网经济运行和低成本电力服务的有效措施。
　　关键词：用户需求；全网；无功／电压；优化控制；电能质量
　　电网的发展，归根到底是由用户需求所驱动；用户的需求则集中体现在电能质量上，而电能质量的核心问题是电压质量。衡量电压质量的重要指标是电压有效值（均方根值）。在电力系统中，中压网（10kV配电系统）最靠近用户，对电能质量有显著的甚至决定性的影响；而这种影响主要来源于网络的源头——变电站母线电压质量。为保证电压合格率，维护用户端电压水平，在变电站中采用有载调压分接开关调节和无功补偿（电容器投切）是其重要措施。现在，随着自动化技术的发展及无人值班的需求，电压调节已由过去的人工现场方式改为通过自动化系统远方集中调节方式，但这种方式从技术应用和管理模式上都有所局限。因此，改进现有调节方式，实现面向全网的无功／电压优化控制和自动化，不仅是提高电能质量满足用户需求的需要，更是电网安全、经济、稳定运行的需要。
1　现有调节方式分析
　　长期以来，为满足用户端电压需求，供电部门通常采取多项补偿措施。变电站中变压器有载分接开关调节及电容器无功补偿装置应用一直按各变电站就地调节方式实施。该局（合肥供电局，下同）自1998年全面实行变电站无人值班后，变电站10kV母线端控制已由过去站内人工控制方式转为在调度端通过自动化系统远方集中控制方式。这里，自动化系统为运行人员提供监控的人机界面，并通过设置在变电站中自动化设备来控制有载变压器分接头调节及电容器投切。显然，这是传统人工监控方式的延续并立足于站内就地调节。从整个系统角度出发，它存在如下缺陷。
1．1　没有实现自动控制
　　目前控制方式只是将就地人工控制方式移到远方来执行，在调节上其监测方式仍以人监视盘面（自动化系统人机界面）为主，当发现电压越限后再实施调节。这个过程仅是利用自动化系统的传输媒介；实际等效变电站有人值班监控方式。此外，处理过程中的人工确认会影响调节的及时性：即“远方”集控没有摆脱“人”的制约。这种制约产生的实时性矛盾让先进的自动化系统功能产生“瓶颈”效应。因此，在技术支持下，让自动化系统实现自身控制功能是缩短调节时间、解决实时性矛盾的重要举措。
1．2　无法实现全网优化控制
　　目前的无功／电压控制方式立足于各变电站的站内就地补偿，这在过去没有先进自动化系统支持时，不失为较为有效的手段。但从整个电力系统角度出发，如果是高压变电站（电源点）电压不合格，而该电源点同时涉及几个电压变电站（负荷点）时，单纯在负荷变电站就地调节方式就无法从全网范围进行合理调节，无形中增加厂站设备的调节次数，甚至负荷变电站调节后也无法达到合格范围或在调节过程中出现振荡。在高峰时由于各负荷点无功配置不平衡也需要从电源点合理补偿无功；而低谷时电源点不合格则应首先考虑电源点的调节。因此，从优化控制角度出发，要及时调节电源点无功、电压，使负荷变电站无功补偿设备充分利用，以尽可能降低网损。
1．3　无法实施最佳控制方案
　　及时判断变电站无功／电压运行状态以决定采用何种控制方案调节是控制实施的前提。目前的远方集中控制方式，仅能由自动化系统扫描监控点的实时运行参数，越限报警，还不能实时地综合分析无功／电压运行状态，以使监控人员及时判断最为合理的调节方式。这将使调节设备不能充分合理利用，增加了设备调节频繁度，影响其使用寿命。因此，优化控制和自动化的前题是在自动化系统中定义相应的控制原则和具体的控制规则表并实现自动生成。其实质是以网损为最小的优化目标去寻找电容器补偿的最佳补偿量和变压器分头的合理调节位置。目前这种远方集中控制显然离这个目标有相当差距。要实现这个目标，必须是自动化技术和管理思维的组合。
2　实施
　　该局实施的无功／电压优化控制是在主站端对变电站母线电压和主变无功进行监视，当发现超出规定值时给出控制方案提示、报警或投切电容器、升降主变分接头，使电压无功恢复至规定范围。整个过程可自动实施。其实现由以下部分组成。
2．1　控制目标
　　用最低的成本，足够的可用性来实现网损最小的优化目标。其约束条件是负荷点电压（10kV母线电压）的给定限额和各种调节变量的极限参数（可调范围）。根据最新的典型负荷日负荷曲线分析，按电压无功优化分析软件离线计算的无功补偿度和变压器调节参数满足“让电网在配置合理基础上整体性的调节运作”要求。这样，满足约束条件的控制手段即可通过自动化系统实现。它以变电站主变分接头调节和并联补偿电容器投切的自动控制来实现。其原则是在确保电压合格率前提下尽量补偿无功，使网损降到最小。
2．2　控制原则
　　控制原则实现的前提是对电压／无功进行分区，确定电压、无功运行区域，以了解其运行状况并实施控制。为此，以电压V为Y轴，无功Q为X轴构成V－Q运行平面。同时，按照母线电压分时段考核上下限和功率因数上下限（通过对应有、无功值计算）将V－Q平面分为不同区域，如图1。只有无功、电压运行在7、8、12、13区域中才能同时满足电压、无功在给定限额的约束条件。任何控制方案的实施是使无功／电压最终运行在这个目标区域中。
2．3　控制规划表
控制规则表制定即考虑尽快使越限的无功／电压回到目标区域，又考虑现场设备管理需求。规则表对应每个分区按优先级可设定一至四种控制手段。主要手段为投、切电容器，升、降有载调压器分接头位置及强投、强切电容器。强投与投相比，没有无功容量检查。强切与切相比，没有功率因数是否越下限检查。检查是为了判断调节操作是否会产生新的越限，而引入判断则是对人工经验控制方式的突破。此外，在设备管理上，当变压器和电容器操作次数超限时不再使用；当电容器或变压器延时未到时不再使用。控制规则表用多种控制手段的存储方式使自动控制软件能按优先级判断该手段现场可否执行，以形式控制方案，只有找不到时才放弃，这样可让技术和管理有机地结合在一起。2．4　控制实施
　　实施是建立在该局较为完善的调度自动化系统基础上的无功／电压自动控制功能软件上。其运行支持是由远方厂站循环传送数据实时刷新的实时数据库和由功能软件数据表编辑器在线编辑的描述数据库构成。描述数据库主要进行监控点定义、厂站状态定义、时段表高峰（低谷）定义、控制规则表定义等。这种定义关系可在程序运行时形成与控制关联的拓扑结构，实现上、下层监测点的逻辑映射关系。运行程序在获取实时数据发现越限时将搜索当前监控点、进行电压／无功分区、搜索当前控制规则、形成控制方案并实施，从而完成一次自动控制。
3　全网优化控制的特点
　　改进电压／无功控制模式，实施面向全网的无功／电压自动控制，其要点是用技术手段来实现管理上的进步和效益的提高，以使整个系统安全、可靠、经济运行。
3．1　结合电源点控制提高综合力率
　　无功优化的目的是尽可能使电网中现有无功补偿设备发挥最大作用，力求达到无功就地补偿，提高力率，降低损耗。这有两点要求：一是无功合理配置，二是调节及时。目前，该局无功配置并不十分理想，尽管整个系统无功补偿度大于0．7配置标准，但负荷重点市区仅为0．653，电力电容器为48．95万kW，而其中用户电容器占近60％。这种配置有时需从无人值班站上层电源点去调节（无功、电压）以保证整个系统无功平衡、电压合格。这就要求实时地和上层电源点配合控制。过去受自动化系统功能限制及实时性影响，无法及时和上层电源点配合控制。现在则可利用上述的描述数据库形成的上、下层监测点逻辑映射关系进行分析，确定是否进行电源点调节以避免高、低压各自为政的调节现象，使电网电压调节科学化。
3．2　确保安全的多种控制模式
　　对无人值班站实施无功／电压自动控制的前提是安全。这里，安全核心是在出现故障时及时中止相应自动控制功能。为此，系统除进行必要校验外，还专门设置了三种控制模式——闭环（自动控制）、开环（给出控制方案、人工确认）和退出（仅报警）。对应不同的无人站可采取不同控制方式。当出现设备故障、监控点数据缺陷时，可在调度端自动退出闭环控制，确保运行设备安全。现在，这种缺陷判断已和调度自动化系统应用软件中状态估计功能结合在一起，利用状态估计发现故障，自动退出闭环运行。当前一些独立的站内电压／无功自动控制装置和变电站自动化系统中站内无功／电压自动控制模块运行在无人值班站时，由于在出现测值或装置故障时不能及时发现和退出自动控制，无疑中给运行留下了安全隐患。
3．3　统一的电压管理
　　为确保电压合格率，该局根据不同季节的系统负荷变化，依峰、谷、平三个时段制定了各变电站母线端的电压合格范围并以电压曲线形式下达。由于变电站无人值班运行模式下母线电压由控制中心集中管理，则无功／电压自动控制软件需以统一模式处理。应用中，各变电站母线电压曲线数据文件经数据转化程序自动转化后，存在相应的无功／电压限值数据库中；数据库格式为分厂站、分时段存放。数据库格式的统一使各监控点在不同时段可以使用统一的分区控制原则来处理测值、分区，以按规则表形成相应的控制方案。
　　另外，传统电压管理和手工统计方式，不仅存在效率低现象，其统计数据真实和可信度也受到一定影响，而该功能软件自动生成的统计数据则解决了上述缺陷。
3．4　适应方式变化的设备管理模式
　　受负荷变化、设备检修等因素，变电站运行方式会发生变化。无功／电压自动控制软件应能实时判断这种变化并合理使用调节设备。这种情况包括电容器循环投、切操作，变压器并列运行统一调节等。由于遥信（开关、闸刀分合状态）建立后，厂站一次运行方式将由各遥信点状态组合来决定。这样即可对厂站进行合理的状态组合编号，赋予不同运行方式一个厂站状态值。设备的调节将和厂站状态值关联。如对应1号变带两母线，厂站状态设置为2；对应控制规则表的投、切电容器方案，将按堆栈先进先出方式来循环使用电容器；在保证电容器可用率情况下，避免单个电容器的频繁操作。
4　功能与经济性比较
　　电压／无功自动控制，以往受电网监控系统功能限制，主要采用变电站分散调整方式。其集中表现为各厂家生产独立的电压／无功控制装置和变电站监控系统无功／电压控制扩充模块两种。独立装置虽在一定程序满足变电站运行需求，但调节原理与方式简单，难以适应具有复杂主接线方式变电站，同时需增加新的配屏和接线，造成硬件设备成本高。
　　变电站监控系统软件模块控制方式，利用监控系统优势，实现了站内资源共享；但要配置专门的工作站和相关软件。多个变电站投资总和也占有相当成本。同时，独立的后台机故障时，影响整个系统运行可靠性。而在实时监控系统支持下，在主站端对所控范围实施整个网络的电压／无功优化控制，分站只需基本“四遥”功能，不需增加特殊设备，能发挥实时系统所有厂站资源共享优势，从而节省投资，获取较高的功能／价格比。这也从技术上保证了电力系统的经济运行；而任何技术决策，不仅要充分考虑多种技术可行性，还要同时考虑相应经济性。
5　实施效果
　　面向全网的无功／电压自动控制软件投运后，使该局电压／无功管理更加科学化。现将运行前后自动化系统的一些数据统计如表1（数据为3个月平均值）。
5．1　电能质量
　　虽然改造前10kV母线电压合格率满足国电公司[1][2]下一页