SVG与AVC互联方案及通讯数据统计

SVG通用平台使用说明书（1）

SVG通⽤平台使⽤说明书（1）动态⽆功补偿装臵控制系统技术使⽤说明书0TK.010.0808⼭东泰开电⼒电⼦有限公司2015年 11 ⽉前⾔本说明适⽤于⼭东泰开电⼒电⼦有限公司⽣产的第三代SVG集中式控制系统。

本操作规范分为5个部分：——第1部分：SVG概述——第2部分：技术参数——第3部分：SVG结构说明——第4部分：装臵操作说明——第5部分：包装、运输及存储1．SVG概述⼭东泰开电⼒电⼦有限公司集中式控制装臵，适⽤于泰开电⼒电⼦有限公司SVG动态⽆功补偿装臵（Static Var Generator，静⽌⽆功发⽣器，以下简称SVG）。

该系统运⽤快速调节算法，实现对⽆功的快速补偿，可有效抑制电压波动、闪变，并可减少电⼒系统中的谐波、负序，提⾼功率因数，帮助⽤户改善电能质量，提⾼⽣产效率。

SVG 的基本原理：电压源型逆变器（Voltage Sourced Converter ，简称VSC ）经过电抗器或者变压器并联在电⽹上，直接控制其交流侧电流的幅值和相位，迅速吸收或者发出所需要的⽆功功率，实现快速动态调节⽆功的⽬的。

当采⽤直接电流控制时，直接对交流侧电流进⾏控制，不仅可以跟踪补偿冲击型负载的冲击电流，⽽且可以对谐波电流也进⾏跟踪补偿。

图1为SVG 原理图，将系统看作⼀个电压源，SVG 可以看作⼀个可控电压源，变压器可以等效成⼀个连接电抗器。

表1给出了SVG 三种运⾏模式的原理说明。

图1 SVG ⼯作原理图泰开电⼒电⼦有限公司⽣产的SVG 装臵主要由控制屏、连接电抗器、启动柜和功率柜等组成，其⼀次电路如图2所⽰。

图2 SVG 设备⼀次接线图串联电抗器的主要作⽤是将SVG 与电⽹连接起来，实现能量的缓冲，同时减少SVG 输出电流的谐波含量。

控制屏主要由集中式控制单元和站控等组成。

集中式控制单元中的测控主板上DSP1主要实现与单链节之间的数据传输，监视SVG 各功率单元的⼯作状态，例如直流电容电压、链节状态等。

光伏电站AGC-AVC子站技术标准规范V1.0

青海电网光伏电站自动有功/电压无功控制（AGC/AVC ）子站技术规范2013年6月目录1. 范围 (1)2. 规范性引用文件 (1)3. 术语和定义 (1)4. 总则 (3)5. 硬件配置 (3)6. 控制对象和通信接口 (4)6.1. 逆变器 (4)62 SVC/SVG装置 (5)6.3. 升压站监控系统 (6)64 调度主站 (7)7. 软件功能 (8)8. AGC控制策略 (8)9. AVC控制策略 (9)10. 安全闭锁 (10)10.1. 设备闭锁 (10)10.2. 全站闭锁 (10)11. 性能指标 (11)12. 附录 (12)12.1. 主站下发有功控制指令编码 (12)12.2. 主站下发电压控制命令编码 (12)1. 范围1.1本技术规范为接入青海电网的光伏电站实施自动有功/电压无功控制子站的相关技术规范，内容包括控制方式、设备配置、软件功能、接口方式等其它事项。

2. 规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。

凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。

凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定DL/T 634.5101 —2002远动设备及系统第5101部分：传输规约基本远动任务配套标准（IEC60870-5-101:2002 IDT ）DL/T 634.5104 —2002远动设备及系统第5104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101 网络访问（IEC 60870-5-104:2000 IDT）DL 451 —91循环式远动规约SD 325 —89电力系统电压和无功电力技术导则DL 755 —2001电力系统安全稳定导则3. 术语和定义下列术语和定义适用于本规范。

3.1光伏发电站升压站（简称：升压站）在光伏发电站内，将一批逆变器发出的电能汇集后升压送出的变电站。

风电场AVC自动电压无功控制概述

风电场AVC自动电压无功控制概述摘要：随着风电场装机容量的增大，并网风电场及其接入地区电网的安全稳定运行日益受到关注，其中一个重要方面就是风电系统的电压和无功功率问题。

大规模风电并网会引起电网电压波动，尤其以接入点的电压波动最为突出。

显然，抑制风电场接入点电压波动需要建立风电场级的AVC（自动电压控制Automatic Voltage Control）系统，这对保障电能质量、提高输电效率、降低网损、实现系统稳定而经济运行、顺应社会发展、共创和谐社会有着长远的意义。

关键词：风电场；AVC；无功控制一、系统架构风电场无功电压控制系统的控制对象包括风电机组、无功补偿装置（SVC、SVG等）以及升压变电站主变压器分接头三部分。

风电场自动电压控制系统应能合理分配风电机组、无功补偿装置的无功出力均衡，保证风电场设备在安全稳定运行的前提下，实现动态的连续调节以控制并网点电压，满足电网电压的要求。

（一）AVC子站控制终端接收调度AVC主站系统的各种遥调指令，并可靠、准确执行，同时将子站相关信息上传到AVC调度主站。

AVC子站系统具有分析和计算功能，通过特定优化策略完成无功在受控源间的分配，达到调压的目的。

子站建立了完整可靠的安全约束条件，从而完成正确的动作。

（二）AVC子站控制终端可以实现对多个无功源的协调控制，同时AVC子站还可以进行进一步的优化，充分考虑设备电气特性、操作特性、设备寿命等因素，结合风电场和电网运行状态采取适合的措施快速响应调节要求。

（三）AVC子站系统控制终端与站内综合自动化系统、风电机组监控系统、无功补偿装置控制器、并联电容器等监控对象相连，完成信息采集和控制调节的功能。

二、风电场AVC控制目标、控制对象及控制模式（一）控制目标AVC子站以风电场高压侧母线电压或上网无功功率为控制目标。

（二）控制对象AVC子站依据调度AVC主站下发的高压母线电压，具备自动对风电场内各种无功设备进行无功电压协调控制的功能。

风机系统、SVG、升压站接入综合终端的要求

风机系统、SVG、升压站接入综合终端的要求根据山东省调77号文、51号文对山东风电场提出的AGC、AVC 等功能性要求，我们在莱州金城风电场进行了功能性测试，并已通过省调验收，对于风机系统、SVG、升压站，除了按照省调下发的《风电场测点表模板》中的内容上传给调度相关信息外，三个系统还需满足以下接入要求：风机系统：1、能够通过标准modbus规约/OPC协议，接收有功和无功遥调命令（具体报文格式见附件一）。

2、综合终端只下发整个风电场的有功和无功遥调值给风机系统，由风机系统自行采取控制策略来调节每个风机的有功和无功。

3、控制指令为无时标、浮点型数值，有功控制单位为：MW，无功控制单位为：MVar。

4、风机系统接收到的有功、无功指令，若超过可调上限，就按照可调上限来执行，若低于可调下限，就按照可调下限来执行。

5、提供以下遥信：AGC允许信号、AVC允许信号、有功功率增闭锁，有功功率减闭锁。

6、提供以下遥测：风电场有功总和，风电场有功可调上限、风电场有功可调下限；风电场无功总和，风电场无功可调上限、风电场无功可调下限、风电场日发电量、风电场年发电量。

SVG：1、能够通过标准modbus规约，接收电压和无功（根据要求选择一种运行方式）遥调命令，并根据遥调值调整系统电压，使之达到要求（具体报文格式见附件二）。

2、控制指令为无时标、浮点型数值，电压控制指令单位为：kV，无功控制指令单位为：kVar。

3、SVG接收到的无功指令，若超过可调上限，就按照可调上限来执行，若低于可调下限，就按照可调下限来执行。

4、提供以下遥信：SVG允许信号。

5、提供以下遥测：SVG系统无功功率，SVG系统无功可调上限，SVG 系统无功可调下限和可用率（指无功补偿装置的投运时间与统计时间之比，其中投运时间是指无功补偿装置处于投运状态的时间，统计时间是指风电场主变带电时间）。

升压站：1、升压站的通讯管理机具备接收综合终端下发的直接遥控命令（无选择报文），并且能够根据遥控命令对主变档位进行升档/降档操作（具体报文格式见附件三）。

动态无功补偿设备接入AVC系统

动态无功补偿设备接入AVC系统2动态无功补偿设备的A VC 控制2汇集站接入省调A VC 方案1动态无功补偿设备的接入调试33动态无功补偿设备的A VC 控制2汇集站接入省调A VC 方案1动态无功补偿设备的接入调试3AVC概述4AVC是自动电压控制(Automatic Voltage Control)的简称。

它是利用计算机和通信技术，对电网中的无功资源以及调压设备进行自动控制，以达到保证电网安全、优质和经济运行的目的。

AVC主站(AVC master station)指设置在调度（通信）中心，用于自动电压控制分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。

AVC子站(AVC slave station)指运行在电厂或者变电站的就地控制装置或软件，用于接收、执行主站的控制指令，并向主站回馈信息。

光伏电站的分类(青海)5对光伏并网的变电站，可以分为如下2类升压站：仅有1个光伏电站通过主变升压并网的变电站汇集站：有2个及以上光伏电站通过主变升压并网的变电站光伏电站的分类6对汇集站的情况进行细分：A类汇集站：汇集站低压侧母线只连接SVC和35kV线路，并通过35kV线路连接到下级其他光伏电站，即低压母线不直接连光伏逆变器。

（纯汇集站/变电站）B类汇集站：汇集站低压侧母线除连接SVC和35kV线路到下级站外，同时直接连接光伏逆变器，即汇集站35kV母线直接连接就地的光伏电站（就地的光伏电站无独立的35kV母线）A类汇集站：不配置AVC子站B类汇集站、升压站：配置AVC子站升压站AVC子站控制升压站内主变高压侧母线以下全部设备升压站主变有载调压分接头升压站主变低压侧母线所连接的SVC/SVG升压站主变低压侧母线所连接的光伏逆变器省调AVC主站升压站高压侧110kV母线电压的设定值和参考值A类汇集站省调AVC主站：直接控制汇集站内无功设备汇集站主变有载调压分接头汇集站主变低压侧母线所连接的全部SVC/SVGB类汇集站AVC子站汇集站主变低压侧35kV母线所连接的全部SVC/SVG 汇集站主变低压侧35kV母线上的全部光伏阵列省调AVC主站主变低压侧各35kV母线的电压设定值和参考值。

通用平台控制装置通讯端口设置-AVC

通用平台控制装置通讯端口设置及A VC调试说明一、端口参数设置1、进入“监控定值”，与通讯相关的定值为“通讯延时-1”、“通讯地址-1”、“通讯地址-2”2、“通讯延时”该定值为4位16进制显示，设定485-1、485-2的通讯中断判定时间，单位为分钟，默认为0000。

右数两位，设定485-1的延时时间，范围为0~255分钟，如果设定为0，则不进行通讯中断判定。

485-1与485-2，两个端口可用于A VC或综自后台通讯。

不同A VC系统对通讯中断时是否保持最后一次指令运行有不同的规定。

上面的通讯中断判定则可满足该需求。

如果时间设定为0，则通讯中断时保持最后一次指令运行，如果非零，则延时相应时间后，将SVG恢复为装置上电时的初始设置。

因此，如果A VC要求恢复为其他运行模式，应在面板上设定所需参数，并进行参数下发。

同时，485-1与485-2任意端口选定为A VC 端口，则另一个端口，延时时间应该设定为0，防止综自端口通讯中断后，造成SVG 运行模式异常。

3、“通讯地址”该定值为4位16进制显示，通讯地址范围扩展至1-255。

“通讯地址-1”低8位设定485-1地址，高8位设定485-2地址；“通讯延时-2”低8位设定485-3地址，高8位设定485-4地址。

比如485-1地址设为15,485-2地址设为1；485-3地址设为7,485-4地址设为2，则通讯地址-1=010F；通讯地址-2=0207。

4、其他485-1、485-2波特率为9600，485-4波特率为38400，规约均为标准modbus485-3波特率为38400，规约为Fbz485，用于公司监控后台通讯。

所有端口：8位数据位，无校验位，1位停止位，报文轮询周期应大于200ms。

二、规约点表遥信状态地址位YX401 备用0x0000 0 YX401 备用0x0001 1 YX402 母线断路器0x0002 2 YX403 SVG支路断路器0x0003 3 YX404 SVG隔离0x0004 4 YX405 KK投入0x0005 5 YX406 KK自检0x0006 6 YX407 KK退出0x0007 7 YX408 充电旁路接触器位置0x0008 0 YX409 功率柜冷却系统故障信号0x0009 1 YX410 备用0x000A 2 YX411 备用0x000B 3 YX412 备用0x000C 4 YX413 备用0x000D 5 YX414 备用0x000E 6 YX415 备用0x000F 7 YX416 备用0x0010 0 SVG功率柜相电流瞬时值过流0x0011 1 备用0x0012 2 备用0x0013 3 功率柜单相直流总电压瞬时值过压0x0014 4 备用0x0015 5 主从机通讯中断0x0016 6 单相直流总电压平均值越上限闭锁0x0017 7 单相直流总电压平均值越上限跳闸0x0018 0 功率柜过流跳闸/过负荷0x0019 1 直流电压越下限闭锁0x001A 2 备用0x001B 3 链节故障闭锁0x001C 4 冷却系统故障闭锁0x001D 5 旁路接触器异常分闸闭锁0x001E 6 SVG母线过压保护跳闸0x001F 7 SVG母线欠压保护闭锁0x0020 0 链节故障闭锁0x0021 1 电压偏差告警0x0022 2 链节通讯中断跳闸0x0023 3 链节过压跳闸0x0024 4 SVG闭锁状态0x0025 5 允许投入标志位0x0026 6 备用0x0027 7 备用遥测地址类型名称小数位备注0x1000 uint 进线A相电流0 单位：A0x1001 uint 进线B相电流0 单位：A0x1002 uint 进线C相电流0 单位：A0x1003 uint 第三组A相电流TRD_Ia 0 单位：A0x1004 uint 第三组B相电流TRD_Ib 0 单位：A0x1005 uint 第三组C相电流TRD_Ic 0 单位：A0x1006 uint SVG功率柜侧A相电流0 单位：A0x1007 uint SVG 功率柜侧B相电流0 单位：A0x1008 uint SVG 功率柜侧C相电流0 单位：A0x100A uint 主变高压侧电压Udq 0 单位V0x100B uint 主变低压侧电压Udq 0 单位V0x100C uint 主变高压侧电压UAB 2 单位:kV0x100D uint 主变高压侧电压UBC 2 单位:kV0x100E uint 主变高压侧电压UCA 2 单位:kV0x100F uint 主变低压侧电压UAB 2 单位:kV0x1010 uint 主变低压侧电压UBC 2 单位:kV0x1011 uint 主变低压侧电压UCA 2 单位:kV0x1012 uint SVG母线电压（前馈）UAB 2 单位:kV0x1013 uint SVG母线电压（前馈）UBC 2 单位:kV0x1014 uint SVG母线电压（前馈）UCA 2 单位:kV0x1018 uint A相直流电压平均值0 单位: V0x1019 uint B相直流电压平均值0 单位: V0x101A uint C相直流电压平均值0 单位: V0x101B int 考核点（进线）有功 2 单位:MW0x101C int 考核点（进线）无功 2 单位:MV ar0x101D uint 考核点（进线）功率因数 3 X.XXX0x101F int SVG无功功率 2 单位:MV ar0x1020 int SVG无功电流0 单位：A0x1022 uint SVG_CT变比 1 XXXX．X0x1023 uint SVG_PT变比0 XXXXX0x1024 uint PCC_CT变比0 XXXXX0x1025 uint PCC_PT变比0 XXXXX0x1027 uint 降压变抽头变比 3 00．0000x4106 int SVG可增无功 2 单位：MVar0x4107 int SVG可减无功 2 单位：MVar遥调地址类型名称小数位备注0x4100 int SVG恒无功输出 2 单位：MVar0x4101 uint SVG恒电压控制目标 2 单位：kV0x4102 uint SVG电压上限 2 单位：kV0x4103 uint SVG电压下限 2 单位：kV0x4104 int SVG进线恒无功输出 2 单位：MVar0x4105 uint 进线恒功率因数目标 3三、Modbus规约说明1、遥信从0000H—0027H，对应转发信息表中的0到40个遥信点，功能码为01。

2024年无功补偿SVC SVG市场分析现状

2024年无功补偿SVC SVG市场分析现状1. 市场概述无功补偿技术在电力系统中起到了重要的作用。

SVG（Static Var Generator）和SVC（Static Var Compensator）是目前最常用的无功补偿装置。

本文将对SVC和SVG 市场的现状进行分析。

2. SVC市场分析2.1 市场规模SVC是一种基于可控硅技术的无功补偿装置，广泛应用于电力系统中。

SVC市场的规模不断扩大。

根据市场调研数据显示，全球SVC市场的年复合增长率约为X%，预计到20XX年，全球SVC市场规模将达到X亿美元。

2.2 市场主要参与者SVC市场上，存在着众多的主要参与者。

包括ABB、西门子、GE和Toshiba等国际知名企业。

这些企业拥有先进的技术和丰富的经验，占据了SVC市场的很大份额。

此外，一些国内的电力设备制造商也进入了SVC市场，如华电集团、国电公司等。

2.3 市场发展趋势随着电力系统的发展以及对电能质量要求的提高，SVC市场具有良好的发展前景。

未来市场发展趋势包括以下几个方面：•技术进步：SVC技术将不断创新，提高装置的性能和可靠性。

•智能化发展：SVC将更加智能化，通过对电网数据的分析和处理，实现自动化控制和运维管理。

•高压直流输电的推广：随着高压直流输电技术的应用推广，SVC在这方面的需求也将增加。

3. SVG市场分析3.1 市场规模SVG是一种基于半导体器件的无功补偿装置，具有快速响应和高效率的特点。

SVG市场也在不断扩大。

据市场研究报告显示，全球SVG市场的年复合增长率约为X%，预计到20XX年，全球SVG市场规模将达到X亿美元。

3.2 市场主要参与者SVG市场上，主要的参与者包括ABB、西门子、GE和Schneider等国际知名企业。

这些企业拥有强大的研发能力和全球供应链，占据了SVG市场的大部分份额。

同时，一些国内的电力设备制造商也在SVG市场中崭露头角，如南瑞集团、华威集团等。

无功自动控制(AVC)系统

无功自动控制（AVC）系统
1接收调度AVC主站下达发的高压侧母线电压调整量指令，并上传AVC子站相关信息至调度AVC主站。

2具有分析、计算功能，在充分考虑各种约束条件后分析、计算出各风机对应的机端电压值或无功出力、SVG/SVC电压控制目标、主变分接头位置。

3接收风机监控系统信息，接收SVC信息，接收风电场监控信息，并负责按照计算结果将调控命令下发至风电机组、SVG/SVC设备。

4维护工作站：良好的人机界面，便于运行人员及时了解AVC子站的动作行为，便于统计分析。

同时便于维护人员进行软件调试和维护。

5计算模块的要求具有下列功能：
a、根据母线电压目标值计算风电场发出总无功功率目标值；
b、根据监视数据确定控制策略；
具有闭环和开环两种运行方式、主动和被动运行方式。

厂站自动控制系统结构框图。

SVG无功设备AVC调试方案及安全措施

SVG无功设备AVC调试方案及安全措施一、AVC调试要求：1、更改程序需要SVG控制电源断开，SVG停止工作（313开关不断开）四小时。

2、AVC调试时，SVG可以随时停止工作（313开关不断开），已便处理各种故障或更改SVG参数。

二、具体操作1.首先确保自动重投界面下的重投压板是打开的。

经查看，重投压板是打开的；2.在调试界面内，查看参数设置---保护参数---系统II级过压定值，原来为150%，将其修改为70%。

保存参数。

这时，1QF开关会跳闸；3.再次进入自动重投界面，将重投压板退出；4.重投压板退出后，再次进入保护参数下的系统II级过压参数下，将其由70%修改为150%。

保存参数；5.1QF开关跳闸，参数保存完毕后，SVG停止工作。

断开SVG控制电源，拆开由SVG控制柜内到开关柜1QF0的跳闸回路（101-kz51:2,136-kz51:3）。

开始更改程序，第一步：更改液晶屏显示图片；第二步：更改FPGA程序；第三步：更改DSP程序；第四步：更改主控程序。

6.程序更改完毕，先恢复由SVG控制柜内到开关柜1QF0的跳闸回路（101-kz51:2,136-kz51:3），再次进入自动重投界面，将重投压板打开。

重投压板打开后，点击控制柜柜门的复归按钮，清除告警指示灯。

7.无故障及告警信息后，点击启动按钮，启动SVG；8、并网成功后，进行运行观察；9、运行正常后，进行AVC调试，下发指令，核对指令。

观察设备运行情况。

三、安全措施1、一人操作，一人监督；开出操作票，唱票；2、禁止按控制柜上的复归按钮、紧急停止按钮；3、禁止打开单元柜门，启动柜门；4、断开SVG控制电源，拆开由SVG控制柜内到开关柜1QF0的跳闸回路（101-kz51:2,136-kz51:3）；5、AVC调试时，设备无功运行变化比较大，容易出现故障，只有设备断电后才可以触碰，并及时处理故障，保障人身安全。

AVC操作手册

AVC操作手册1、 AVC网络拓扑结构2、 AVC监控后台密码1、开机用户：fr500 ，开机密码：free.20152、AVC监控软件用户名：adm ，登录密码 cepri 。

登录时限可选8——24小时。

登录后超过此时间，需点击监控画面右上角“登录”按钮重新登录才可进行AVC操作。

3、 AVC就地控制操作1、点击监控页面“AVC投退”按钮，可以切换AVC的投退操作；AVC投入成功后，按钮由红色变为绿色“AVC投入”。

2、点击“受控机组”按钮，可以选择可控设备，包括风机和SVG。

可以选择部分设备参与AVC控制设备。

3、点击“调度指令”处按钮，可输入kV单位高压侧母线电压目标值；点击“实时无功”处按钮，可输入Mvar单位的并网点无功目标值。

注意：电压调节步长设置不要超过2kV，无功调节步长设置不要超过5Mvar。

四、AVC远方控制1、操作就地控制步骤1和2，投入AVC并选择可控设备。

2、点击“控制模式”处远程就地切换按钮，即可切换远程及就地控制模式。

切换远程控制模式后，接收到调度指令后会根据调度电压目标值进行控制。

3、如果15分钟内一直没有接收到调度下发的电压目标值，AVC系统会自动转为就地控制模式并启动电压计划曲线控制。

转为就地后，如果接收到调度的指令则自动切换为远方控制模式并执行远控指令。

4、远方控制模式下，AVC系统不执行就地下发电压目标值及计划曲线目标值。

五、设置启用电压计划曲线1、电压计划曲线为本地控制模式下的功能。

点击监控画面“设置曲线”按钮，可打开如图AVC计划曲线设置窗口。

2、计划曲线目标值设置间隔可选5分钟、10分钟、15分钟、30分钟及60分钟。

选择时间间隔后，在计划值处填入各时段的目标电压。

注：比如在01:00处填写114则表示00:00——01:00时段电压目标值为114kV，以此类推填写完24小时计划曲线。

3、填写完计划曲线后，点击保存按钮，在“名称”处填入英文或数字命名的名字后，点击“保存”即可。

无功补偿装置(SVG)在变电站中的应用

无功补偿装置(SVG)在变电站中的应用摘要:从装置原理和结构介绍、必要性及作用等多方面进行介绍，测试得出无功补偿装置(SVG)对稳定电网电压和无功平衡起到重大的作用。

关键词:SVG；无功补偿；原理和结构；供电质量1、引言中山电网的无功电压控制主要由自动电压控制(AVC)系统完成，控制手段主要是投切电容电抗器、调整主变分接头位置改变无功分布，保持电网电压稳定，无功平衡。

因其结构简单等特点而得到了广泛应用。

但在某些特定的变电站，例如：出线负荷带有煤矿、电气化铁路、冶金、风电、光伏发电等行业时自动电压控制(AVC)系统无法平滑线性调节无功输出，不能完全满足电网电压调节的需求，更不能满足智能电网无功实时调节和设备智能化的基本要求。

无功补偿装置(SVG)通过无功快速补偿维持母线电压，有效抑制电压闪变或通过电流跟踪补偿实现对冲击型负载或者谐波源负载的实施动态补偿，提高功率因数。

同时设备自身能够直接通过通信协议与监控层主站系统(后台系统)进行通讯，满足电网一次设备智能化的要求。

2、无功补偿装置(SVG)原理2.1 SVG原理简述SVG的基本原理就是将自换相的电力半导体桥式变流器串联连接电抗器后并联在电网上，通过调节桥式变流器交流侧输出电压的幅值与电网侧的幅值进行比较，在连接电抗器的作用下，就可以使桥式变流器吸收或者发出无功，实现动态无功补偿的目的。

2.2 SVG无功补偿工作原理SVG功率部分是由电压源型逆变器组成，所以SVG功率部分可以等效为一个可变的电压源，电网也是一个无穷大的电源，这样的两个电源经过连接电抗器进行连接，当两端电压不同时，在连接电抗器两段会产生压差，进而产生电流，这个电流就是SVG从电网吸收的电流。

通过调节SVG功率部分电压幅值的大小，就可以控制SVG从电网吸收的电流是超前还是滞后90度，并且能控制该电流的大小。

当SVG电压高于电网电压时，SVG输出的无功电流滞后电网电压，SVG发出感性无功，当SVG电压低于电网电压时，SVG输出的无功电流超前电网电压，SVG发出容性无功。

【VIP专享】动态无功补偿设备接入AVC系统

动态无功补偿设备接入AVC系统2动态无功补偿设备的A VC 控制2汇集站接入省调A VC 方案1动态无功补偿设备的接入调试33动态无功补偿设备的A VC 控制2汇集站接入省调A VC 方案1动态无功补偿设备的接入调试3AVC概述4AVC是自动电压控制(Automatic Voltage Control)的简称。

它是利用计算机和通信技术，对电网中的无功资源以及调压设备进行自动控制，以达到保证电网安全、优质和经济运行的目的。

AVC主站(AVC master station)指设置在调度（通信）中心，用于自动电压控制分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。

AVC子站(AVC slave station)指运行在电厂或者变电站的就地控制装置或软件，用于接收、执行主站的控制指令，并向主站回馈信息。

光伏电站的分类(青海)5对光伏并网的变电站，可以分为如下2类升压站：仅有1个光伏电站通过主变升压并网的变电站汇集站：有2个及以上光伏电站通过主变升压并网的变电站光伏电站的分类6对汇集站的情况进行细分：A类汇集站：汇集站低压侧母线只连接SVC和35kV线路，并通过35kV线路连接到下级其他光伏电站，即低压母线不直接连光伏逆变器。

（纯汇集站/变电站）B类汇集站：汇集站低压侧母线除连接SVC和35kV线路到下级站外，同时直接连接光伏逆变器，即汇集站35kV母线直接连接就地的光伏电站（就地的光伏电站无独立的35kV母线）A类汇集站：不配置AVC子站B类汇集站、升压站：配置AVC子站升压站AVC子站控制升压站内主变高压侧母线以下全部设备升压站主变有载调压分接头升压站主变低压侧母线所连接的SVC/SVG升压站主变低压侧母线所连接的光伏逆变器省调AVC主站升压站高压侧110kV母线电压的设定值和参考值A类汇集站省调AVC主站：直接控制汇集站内无功设备汇集站主变有载调压分接头汇集站主变低压侧母线所连接的全部SVC/SVGB类汇集站AVC子站汇集站主变低压侧35kV母线所连接的全部SVC/SVG 汇集站主变低压侧35kV母线上的全部光伏阵列省调AVC主站主变低压侧各35kV母线的电压设定值和参考值。

AVCSVG调试中的无功问题

随着社会生产力的快速发展，人们对电能质量的要求越来越高。

电压作为电能质量的一个重要考核指标，在电力行业日益重视。

自动电压控制系统（AVC ）和静止无功发生器（SVG ）具有提高电网电压质量、降低网损、增加稳定储备等功能，从而提高抵御电压突变能力，在保证电压稳定水平方面起着至关重要的作用[1-2]。

在AVC 和SVG 调试过程中，常常会出现无功出力方向不一致、无功调节受限或者其他难题。

本文结合现场调试中出现的异常问题，分析原因，并找出适当的解决办法。

1　AVC 调试问题1.1　AVC 单体调试当场站拥有2台以上发电机组同时运行时，AVC 单体测试试验需将试验机组外的机组全部退出运行。

不建议采取将其他机组投至恒无功的方式进行AVC 单体调试。

在忽略发电机电枢绕组电阻的情况下，发电机的有功功率可表示为：δsin dq U E P =（1）其中，E q 为发电机感应电势，U 为机端电压，X d 为发电机同步电抗，δ为发电机感应电势与极端电压间的相位夹角，即发电机功角。

正常情况下，机组处于恒电压模式。

当外部发生三相短路故障时，机端电压U 急剧降低，励磁装置会迅速动作，增大励磁到它的限制，以尽快恢复系统电压电压水平和保持系统的稳定性[3]。

若将发电机组投至恒无功运行模式，发电机外部发生三相短路故障时，机端电压U 突然降低。

发电机出力不变的情况下，由式（1）可知，功角δ会变大，从而发电机因功角失稳导致从系统解裂。

所以，在没有外部发生三相短路故障安全预防措施下，不可以将其他发电机组投至恒无功进行AVC 单体调试。

1.2　AVC 联调，机组无功不变AVC 性能联调测试时，若发现其中部分机组随SCADA 上调/下调指令的下发容性/感性无功增加，而其他机组发出的无功功率没有变化，原因可能如下：（1）发电机本应投至恒电压模式，由于运维管理方面的原因，发电机处于恒无功模式；（2）AVC 内部控制逻辑定值设置不当；（3）通信异常，没有将正常的实时数据上传至后台监控系统。

风电场自动电压控制(AVC)系统功能及结构介绍

风力发电自动电压控制（AVC）系统功能及结构介绍安徽立卓智能电网科技有限公司2011-4目录一，概述 (3)二，风场一般概况 (3)三，风电场AVC系统说明 (5)四，风电场AVC系统技术方案 (7)1.系统结构 (7)2.软件功能 (8)3.风场AVC设备接口描述 (9)4.控制模式 (11)5.控制目标 (11)五，风电场AVC系统规范和标准 (11)1.应用的标准及规范 (11)2.一般工况 (12)3.安装和存放条件 (13)4.供电电源 (13)5.接地条件 (13)6.抗干扰 (13)7.绝缘性能 (13)8.电磁兼容性 (13)9.机械性能 (14)一，概述作为一种经济、清洁的可再生新能源，风力发电越来越受到广泛应用。

据相关数据统计，2008年我国当年新增风电装机容量超过600万千瓦，累计装机容量达到1200万千瓦以上，2009年新增装机容量达到1300万千瓦，累计装机容量达到2500万千瓦以上。

在今后3~5年乃至10年中，预计我国每年新增装机容量将保持在500~800万千瓦。

由于风力发电厂安装地点都离负荷中心较远，一般都是通过220kV或500kV超高压线路与系统相连，加之风力发电的输出功率的随机性较强，因此其公共连接点的无功、电压和网损的控制就显得比较困难。

目前风力发电厂为控制高压母线电压在一定波动范围内并对风场所消耗的无功进行补偿，现装有的补偿设备种类有，纯电容补偿，SVC（大部分为MCR）和少量的SVG。

目前各省网公司正在实施所辖电网内风电场的AVC控制，为达到较好的控制效果，减少电压波动提高电压合格率，为电网提供必要无功支撑和降低网损的要求，希望对装机容量占全网发电容量比重越来越大的风力发电场进行无功和电压控制，即在系统需要的时候既可发出无功，又可以吸收网上过剩的无功功率，以达到减少电压波动，控制电压和降低网损的目的。

二，风场一般概况风机输出电压一般为690V，每台发电机有一箱式变压器将电压升至35kV，几台箱式变串联经35kV开关接与35kV母线。