AVC在延庆电网中的应用（精选7篇）
AVC在延庆电网中的应用 第1篇
AVC是第27届中国电网调度运行会议上提出的现代电网调度发展新技术之一。众所周知，频率和电压是衡量电能质量的两大指标。AGC侧重频率控制，AVC则侧重于电压控制。经历多年努力，AVC获得迅猛发展，已从原来传统的厂站端VQC发展到整个电网范围内的自动电压控制。国内最早的省级AVC项目由湖南省于2000年立项，至2003年4月试运行。AVC的复杂程度远远大于AGC，因为它不但要考虑发电机组的无功控制，还要兼顾电容器、电抗器的投切以及变压器分接头的控制，且约束条件也远多于AGC，因此AVC系统是一项复杂的系统工程。
在自动装置的作用和给定电压约束条件下，发电机的励磁、变电站和用户的无功补偿装置的出力以及变压器的分接头都能按指令自动进行闭环调整，使其注入电网的无功逐渐接近电网要求的最优值Q优，从而使全网有接近最优的无功电压潮流，这个过程叫自动电压控制(Automatic Voltage Control，简称 AVC)，它是现代电网控制的一项重要功能。
北京电网处于京津唐电网的中心，是华北电网的重要组成部分和负荷中心，是典型的受端电网。随着电网规模的不断扩大，电网结构日趋复杂，现有电压控制机制将难以满足电网安全、优质和经济运行的要求。北京电网自动电压控制系统(AvC)从全局的角度实现无功和电压的自动优化控制，对于降低网损、提高电压合格率、减轻运行人员工作强度具有重要意义。
2011年12月，为了减少调控值班员调整无功电压工作量，提高电压和功率因数的合格率，北京市电力公司下达启动AVC系统建设工作的通知。
延庆电网自动电压控制系统（AVC）建设从2011年4月开始，完成了硬件系统安装、软件调试，经过开环、闭环试运行阶段和变电站传动、市—地两级调度、策略验证等工作。同时，延庆供电公司调度控制中心对AVC系统相关业务、管理进行了全面的梳理，补充完善了各种制度和和技术业务保障体系。截止到5月末，完成系统建设工作，全部变电站已经投入闭环试运行控制。
6月，经北京市电力公司调度控制中心验收通过，延庆电网AVC系统投入试运行。7月，正式投运。
(一)AVC与VQC的比较
VQC的目的是自动控制变电站的电压和无功以满足经济运行的要求。控制方法通常采用改变主变分接头档位和投切电容器组来改变系统的电压和无功。目前，在国内运行的电压无功综合控制装置(VQC)大多是按照测量电压和无功控制法的控制原理设计的，即九域图理论。
本质上AVC与VQC装置都是电压、无功自动控制
设备，变电站端电压无功控制原理是相似的。VQC只是AVC功能的一部分，AVC系统可以实现VQC的全部功能，并且可以部署到集控站和调度主站，实现全网和区域电压、无功自动控制策略。但是AVC与VQC相比有很多的优势，VQC装置安装在变电站，其无功的调节和电压只能在局部调节，没办法达到电网全局的最优。而在调度端安装的AVC已经在很多地区广泛使用。AVC是从整个电网的角度，通过利用电网的实际运行数据，让控制代价为最小，达到全网的最优，在改善各个节点间的电压的同时减少了网损，使得变电站从单独控制变为集中控制，电网无功从就地补偿、就地平衡变为优化补偿、分层平衡，该工作极大地提高了电网的安全、经济运行水平和运行质量。
（二）投运以来的基本情况
自AVC系统投运以来，运行基本正常。7月全月完成电网电压合格率为99.9944%，比6月提升了0.0079%，8月份延庆地区电压合格率为99.9953%，较7月提高0.0009%。由此可见，AVC系统的投运对电压合格率有一定的提升作用。
（三）市地协调关口的定义
根据北京市电力公司调度通信中心2011年6月下发的《北京市调AVC与区调AVC电压
无功协调控制方案V1.0》1.1.1规定，对于220kV主变所带中压侧110kV线路全部属于一个区调系统的，协调关口为属于该区调的全部110kV线路，将所有的110kV线路合并为一个复合关口。由此，北京市调与延庆地调协调关口定义为延庆地调八达岭#1变中压侧关口，八达岭2#变中压侧关口，聂各庄站1#变中压侧关口，聂各庄站2#变中压侧关口。
四、协调关口的策略和执行情况分析（1）市区协调控制情况介绍
延庆AVC系统中的市区协调模块，先后有5个220kV主变关口投入联调系统闭环控制，选取9月23日控制策略情况汇总如下：
投入220关口厂站：八达岭站、聂各庄站。
（2）市区协调控制案例分析
AVC系统在市区协调模块中，能够根据市调要求，及时利用关口厂站策略、片区内策略和组合策略来执行市调关口功率因数要求，具体分析如下：
<1>关口厂站策略：
协调厂站策略是指该厂站为市区协调的关口厂站，该厂站能够根据动作下属厂站的设备满足省调关口约束要求，具体举例2012年9月20日聂各庄站片区市调协调策略：
具体策略描述如下： 2012-09-23 10:44:40
-----------area_all_var_static
root_bus = 聂各庄站虚拟220母线 ,id=63, bs=53
*******************<<<<<<<<<<<<<<<<<<
=======================================>area var control----id_ndm=76----
==>转为联调模式 xfm_num:2
wbch:25.24,rbch:-3.50
sd_gateup: 1.00,sd_gatedn: 0.95 cosup =1.00,cosdn =0.95
get gate var:-3.50,max var:8.297031 ,min var :0.000000****var need regul****--begin--
id:1,mrnom = 2.400000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:4,mrnom = 6.000000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:10,mrnom = 1.200000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.004553 id:34,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:35,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:14,mrnom = 6.012000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.100895 id:6,mrnom = 1.200000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.045393
id:12,mrnom = 0.900000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9990.000000 id:8,mrnom = 3.600000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.046982--after--
id:14,mrnom = 6.012000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.100895 id:8,mrnom = 3.600000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.046982 id:6,mrnom = 1.200000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.045393 id:10,mrnom = 1.200000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.004553 id:4,mrnom = 6.000000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:1,mrnom = 2.400000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:35,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:34,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000
var
id:12,mrnom = 0.900000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9990.000000 sort cp vector ok！num : 9
QREACTOR_CPM[14]:0,QOPEN_CPM[14]:0
----------->cp_area_act_verifycpm id: 14 ,延庆站 Y500DRCK238
cp qavr :1
cp op interval :1 cp lock:1 cp lock:1 cp actnum:1
cp QREACTOR:0,cpactor:0,reactor:0,itype:0 cp bus inhibit:0, bus interval:10960 vdeltra :0.301878,bus vol: 10.282418,max vol:10.600000,min vol:10.200000,taps:1,verify_ret:1
st bus:55,st_var:0.560129,max var:2.673701,min var:0.661024,cp_mrnom:6.012000----------->cp cp_area_act_verify result: 1 切Y500DRCK238----op end----
上述分析不难看出，当关口无功过补，功率因数大于限值时，AVC系统能够及时给出无功策略，聂各庄片区及时响应了市调功率因数要求，并把聂各庄全站的功率因数从-0.991提高到-1.000，也就是说AVC系统在满足本地控制要求同时，也同时满足市调控制要求。
<2>组合策略
组合策略是指通过连续动作关口下属110kV厂站的电容器，来满足省调对220kV厂站关口功率因数的要求，具体举例2012年9月23日八达岭片区市调协调策略分析如下：
从上表不难看出，两条策略相差60秒，这反映了市区协调策略执行的及时性，由于Y5001B升档操作失败，AVC撤消了组合策略的继续执行。具体策略描述如下：
2012-9-20 14:03:41
-----------area_all_var_static
root_bus = 八达岭站 ,id=64, bs=107
**********************<<<<<<<<<<<<<<
=======================================>area var control----id_ndm=84----==>转为联调模式----id_ndm=56----==>转为联调模式
xfm_num:1
wbch:23.00,rbch:-0.78
sd_gateup: 1.00,sd_gatedn: 0.95 cosup =1.00,cosdn =0.95
get gate var:-0.783200,max var:7.560874 ,min var :0.000000 ****var need regul****--begin--
id:32,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:33,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:15,mrnom = 6.012000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.129721 id:29,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:4.168307 id:9,mrnom = 1.200000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.032161 id:7,mrnom = 3.600000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.026022--after--
id:29,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:4.168307 id:15,mrnom = 6.012000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.129721 id:9,mrnom = 1.200000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.032161 id:7,mrnom = 3.600000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:0.026022
id:32,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 id:33,mrnom = 5.010000,cpcoe:1.000000,opnum:10,st_var_distance:-9901.000000 sort cp vector ok！num : 6
QREACTOR_CPM[29]:0,QOPEN_CPM[29]:0
----------->cp_area_act_verifycpm id: 29 ,延庆站 Y500DRCK218
cp qavr :1
cp op interval :1 cp lock:1 cp lock:1 cp actnum:1
cp QREACTOR:0,cpactor:1,reactor:0,itype:1 cp bus inhibit:0, bus interval:1348831160 vdeltra :0.318512,bus vol: 10.422682,max vol:10.600000,min vol:10.200000,taps:1,verify_ret:0
母线电压越限
failed----------->check_cp_act_over_volt failed----------->cp_basic_check
st bus:60,st_var:-4.164352,max var:0.015997,min var:0.003955,cp_mrnom:5.010000----------->cp cp_area_act_verify result: 0 cpm_force_in size : 1 组合策略
Y5001B从 7档 上调至 8档 切Y500DRCK218----op end----
从上述表格和策略分析不难可以看出，延庆站属于八达岭片区中的一个110kV变电站，执行策略时，由于延庆站低压侧电压较低，直接切电容易导致延庆站本站电压不合格，故AVC启动组合策略，先将延庆站的主变档位上调一档，再切除电容器。
（五）结论
北京市调的AVC系统投入运行，在实现自动控制的同时，也提高了北京电网的经济运行水平，快速有效及时地投入无功补偿设备，保持了系统电压水平，减少了无功流动，使得网损率进一步降低。且减少了网控人元操作量，降低了人员工作强度。
AVC在延庆电网中的应用 第2篇
河源地处山区, 小水电和铁厂较多, 加上各变电站无功缺额较大, 电压控制、无功优化和提高电网经济运行一直是调度管理的一大难题。随着河源电网改造的不断深入和用电负荷的快速增长及广东电网公司对河源地区电网无功、电压考核要求的不断提高, 以往由人工操作无功补偿设备和手动调节主变压器有载调压开关已难以适应电网发展的要求。传统无功电压控制的局限性在于: (1) 与频率控制不同, 电网中需要监视的电压点多, 调度员日常调压工作量非常大, 随着电网规模的日益扩大, 人工进行电压控制难以适应电网发展的需要; (2) 无功电压的非线性关系较强, 电压控制设备的特点不同, 由运行值班人员依据经验和简单逻辑判断进行人工调压难度大; (3) 传统的变电站无功电压控制装置 (VQC) , 由于只采集站内数据进行本地控制, 无法兼顾全网情况, 存在控制次数多、控制效果不理想、运行维护困难等问题。
因此, 为了提高河源电网的电能质量, 进一步减轻调度员和监控员的劳动强度, 同时也为了拓展电网调度自动化系统SCADA/EMS的应用范围, 充分发挥该系统的潜力, 河源供电局推广应用了自动电压控制 (AVC) 技术。
1 河源电网AVC的基本原理与控制策略
1.1 AVC基本原理
AVC系统是河源地区电网调度自动化系统电网分析功能中的一个模块, AVC系统基于SCADA系统获取电网实时运行数据, 并从PAS中获取电网模型数据, 根据网络结构和电网实时运行情况按照控制目标进行控制决策和控制预校, 最终形成电容器、电抗器投退或变压器分接头调整控制命令, 并通过SCADA系统的遥控功能下发到站端执行, 实现无功电压的闭环自动控制。
1.2 AVC控制策略
传统的电压调节方法是根据系统当前的运行状态在九区图上所处的位置来决定相应的控制方案, 调节变压器的分接头档位或者投切电容器, 从而保证一定的电压合格率和功率因素。这种控制策略是基于固定的电压/无功上下限, 而未考虑无功调节对电压的影响及相互协调关系, 这造成了控制决策的盲目和不确定性, 实际表现为设备频繁调节, 同时难以完全实现全范围的无功/电压最优控制。
河源电网AVC控制策略将九区图进行细分, 规定出电压及无功正常值范围内的偏大、偏小界限, 并与电压和无功的上下限一起, 将电压和无功构成的二维片面分成17个区, 如图1所示。图中, 纵向表示电压, 横向表示无功, 其中, ΔUu为变压器分接头调节一档引起的电压最大变化量;ΔUq为投切一组电容器引起的电压最大变化量;ΔQu为变压器分接头调节一档引起的无功最大变化量;ΔQq为投切一组电容器引起的无功最大变化量。
由此建立对应的控制规则, 以尽可能地利用电容器的调节, 从而减少主变压器分接头调节次数, 其具体控制策略如下:
(1) 区域1:U越上限, Q越下限。调节策略:退出电容器, 再考虑下调变压器分接头 (电压优先考虑) 。
(2) 区域2:U越上限, Q正常范围内但偏小。调节策略:退出电容器, 再考虑下调变压器分接头 (电压优先考虑) 。
(3) 区域3:U越上限, Q正常。调节策略:退出电容器或下调变压器分接头档位 (电容器优先) 。
(4) 区域4:U越上限, Q正常范围内但偏大。调节策略:下调变压器分接头档位, 再考虑退出电容器 (电压优先考虑) 。
(5) 区域5:U越上限, Q越上限。调节策略:下调变压器分接头档位, 再考虑退出电容器 (电压优先考虑) 或投入电容器 (无功优先考虑) 。
(6) 区域6:U正常范围内但偏大, Q越下限。调节策略:退出电容器。
(7) 区域7:U正常范围内但偏大, Q越上限。调节策略:下调变压器分接头档位, 再考虑投入电容器 (无功优先考虑) 。
(8) 区域8:U正常, Q越下限。调节策略:退出电容器。
(9) 区域9:U正常, Q正常。调节策略:维持现状。
(10) 区域10:U正常, Q越上限。调节策略:投入电容器。
(11) 区域11:U正常范围内但偏小, Q越下限。调节策略:上调变压器分接头档位, 再考虑退出电容器 (无功优先考虑) 。
(12) 区域12:U正常范围内但偏小, Q越上限。调节策略:上调变压器分接头档位, 再考虑退出电容器 (无功优先考虑) 。
(13) 区域13:U越下限, Q越下限。调节策略:上调变压器分接头档位, 再考虑退出电容器 (无功优先考虑) 或投入电容器 (电压优先考虑) 。
(14) 区域14:U越下限, Q正常范围内但偏小。调节策略:上调变压器分接头档位, 再考虑投入电容器 (电压优先考虑) 。
(15) 区域15:U越下限, Q正常。调节策略:投入电容器或上调变压器分接头档位 (电容器优先) 。
(16) 区域16:U越下限, Q正常范围内但偏大。调节策略:投入电容器, 再考虑上调变压器分接头档位 (电压优先考虑) 。
(17) 区域17:U越下限, Q越上限。调节策略:投入电容器, 再考虑上调变压器分接头档位 (电压优先考虑) 。
其中, 电压优先考虑是指当任何调节手段都不能使U、Q正常时, 优先考虑电压正常进行调节。在11区和13区中, 原理上应退出电容器, 若此时无电容器可动作 (电容器已全部投入或不能使用) , 则应下调变压器分接头档位。在16区和17区中, 若无电容器可动, 则应上调变压器分接头档位。
无功优先考虑是指当任何调节手段都不能使U、Q正常时, 优先考虑无功正常进行调节。在5区和7区中, 原理上应下调主变压器分接头档位, 若此时无法下调 (档位已达最低或闭锁条件限制不能使用等) , 则应投入电容器。
2 河源电网AVC的建设过程
电网AVC系统是一项复杂而庞大的在线控制系统, 根据广东电网公司的统一部署, 河源局从2008年8月开始建设电网AVC系统, 在建设过程中, 按照《广东电网地区调度自动化系统AVC功能应用实施方案》和《中国南方电网自动电压控制 (AVC) 技术规范》的要求, 同时结合河源电网的实际情况, 制定了《河源电网调度自动化系统AVC功能应用实施方案》, 该系统的具体实现分3个阶段: (1) 开环运行阶段:2009年11月进入区域性开环试运行。系统给出控制策略、方式, 调度人员审查后由调度员下调令, 变电人员执行。 (2) 闭环试运行阶段:2010年5月份进入闭环试运行。 (3) 闭环运行阶段:2011年1月进入闭环运行阶段, AVC系统产生控制策略后对电容器和有载调压变压器直接发出遥控、遥调命令, 执行控制。
3 AVC在河源电网的应用成效
AVC系统实现了对河源地区电网调度直调的全部变电站的优化控制, 包括自动投切电容器和自动调节变压器分接头。地区电网无功/电压优化控制系统的投运, 从根本上解决了人工监控的弊病, 不仅保证了电压稳定, 还能够统筹考虑网损的降低, 成效显著。
3.1 改善电压质量, 提高了电压合格率
2010年5月开始, 河源地区AVC投入闭环试运行, 随着站点的逐步增多, AVC系统的规模效应也日益明显, 电压合格率显著提升。2010年5—12月年河源地区A类电压合格率为99.33%, 较2009年同期的99.24%, 提高了0.09%, 说明了AVC投入闭环后带来的明显成效。具体如表1所示。
3.2 优化无功潮流
AVC系统投入闭环试运行后, 无功就地平衡的控制策略使无功分布得到优化, 减少了因无功流动所产生的线路损耗, 对于电网系统的无功调节相对平滑, 避免出现无功潮流在峰谷时段剧变的现象, 特别是在迎峰度夏期间, 由于AVC的电容器自动投切和优化投切, 全网的功率因数均在合格范围内。
3.3 提高功率因数, 减少了电网损耗
以往调节哪个变电站的变压器分头位置或者投切哪一组电容器才能既保证电压合格又使全网损耗尽可能小, 这个问题如靠人工是无法解决的。AVC采用成熟的电力系统分析和控制理论, 综合考虑了无功电压的分散性、局域性、非线性等固有特性, 从系统角度出发进行控制决策, 在保证电压合格的基础上, 尽量减少各个区域无功流动, 实现无功就地、分层、分区平衡, 减少因输送无功而引起的线路损耗, 从而降低网损。
河源局2009年全网线损率为8.42%, 2010年全网线损率为6.69%, 2010年的线损率比2009年下降了1.73%, 降幅达21%。
3.4 减轻调度员调压工作强度
自2010年5月AVC开始投入闭环试运行以来, 随着加入AVC闭环控制的厂站数量的增加, 调度员操作比例逐步减少, 具体数据如表2所示。
可见, 对主变进行有载调压和对电容器进行投切的控制工作已由AVC完成其中大部分的控制工作, 人工控制方式仅是在AVC无法完成有效控制时的一种补充控制方式。使用AVC系统后, 除非被调节设备异常被闭锁, 所有的监控任务全部由软件完成, 极大地减轻了调度员的工作量, 提高了生产率, 尤其在处理电网事故和其他业务较繁忙时, 可以使调度员集中精力处理主业务, 减轻负担, 对安全生产极为重要。
3.5 界面友好, 维护方便
该系统与调度自动化原有的SCADA、PAS系统有机结合, 界面统一, 操作简洁, 自动安全闭锁功能完备, 对各站、各设备的投退简便快速, 窗口提示、语音报警功能完善。从监控点的生成到控制方案全部由优化算法实时动态制定, 无需人工填写运行方式和控制方案, 具备电容器投切和变压器调节的自动化统计功能, 方便实用。
4 结语
实际应用表明, 河源电网AVC的闭环运行显著减轻了调度员的劳动强度, 无功资源的利用效率实现了最大化, 电压综合控制能力得到了可靠的技术保证, 降低了网损, 为保证河源电网安全、优质、经济运行发挥了重大的作用。下一阶段河源供电局在进一步提高AVC厂站覆盖率的同时, 将规范AVC运行管理, 加强SCADA系统的维护工作, 确保AVC控制所需数据准确, 按照AVC技术规范要求完善功能策略, 使AVC在河源电网发挥更大的作用。
参考文献
[1]庄侃沁, 李兴源.变电站电压无功控制策略和实现方式[J].电力系统自动化, 2001, 25 (15) :47～50
[2]许文超, 郭伟, 李海峰, 胡伟.AVC应用于江苏电网的初步研究[J].继电器, 2001, 31 (5) :23～26
[3]方朝雄, 林玉琳, 苏毅.福建电网自动电压控制系统技术实现探讨[J].福建电力与电工, 2002, 22 (4) :21～25
AVC在延庆电网中的应用 第3篇
关键词：电网无功优化；AVC系统；县域电网
中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0135-02
对于以前的县级的供电企业而言，电网电压的传输基本上是依靠定时控制或者是调度人员的经验，从而对电压越限的问题做一个非常简单的处理。但是如何进一步提高电网的电压质量，降低网损，开发并研制一种对电网的自动电压控制系统就显得十分重要。本论文通过对县域电网的实际情况的分析，讨论了电网无功优化和AVC系统在县域电网中的应用。
1 电网无功优化
1.1 电网无功优化的概念
我们通常所说的电网无功优化，是指在电网中流动的无功潮流能够最大限度地满足电网的实际需要。电网的无功优化体系从广义上说，在县域范围内能够分为两个部分：无功设备配置优化体系以及人员、无功设备管理优化体系。
1.2 无功优化的典型算法
无功优化指的是通过对无功调流的分布的调整，减少网络的有功损耗和改善电压质量的方法。一种典型的无功优化的数学模型如下。
由此可以看出，在本质上无功优化是一个混合整数的、具有不等式约束以及等式约束的非线性规划问题。对于一个实时控制的系统，最首要的任务就是对这样的优化问题进行求解，给出一个控制方案。这就要求优化算法能够满足以下几个条件：足够的鲁棒性、灵活性以及能有效的处理控制变量不连续的情况。
2 AVC系统
2.1 AVC系统的定义
AVC系统，就是指电力网电压无功优化自动控制系统。AVC系统能够集中监控、分析和计算全网无功电压的运行情况，之后能够从整体对电网中广泛分布的无功装置进行优化调控。AVC系统可以提高电网整体系统的经济运行效益，提高电压无功的综合管理水平，同时还可以给电网提供高质量的电压，因此本系统能够使全网非常稳定。
AVC系统能对110/35/10kV的电网进行全网分区、分层，实现电压无功优化。AVC系统是无功优化系统中集中优化部分的核心内容。
AVC系统能够及时发现电力电网中电压存在的问题，从而能够使问题得到有效的处理，最大程度上减小损失，是一种能够保障电网可靠运行的经济性手段。
2.2 AVC系统的功能
Smart AVC系统软件（电力网智能AVC系统软件），能够智能地对调度自动化系统，进而采集遥信、遥测等一些实时数据，从而能够无功优化控制在线电压。最少的主变分接开关调节次数、高电压合格率、最佳的无功出力的发电机以及最合理的电容器投切，是电力网智能AVC系统的综合优化目标。
2.3 AVC系统的特点
Smart AVC系统具有很全面的功能、强大的功能和灵活性，特点如下：
2.3.1 预测性。电力网智能AVC系统软件能够防止在负荷波动比较频繁的设备频繁动作，这是因为电力网智能AVC系统软件采用了超短期、短期负荷预测技术与智能AVC相结合的方法。
2.3.2 规范性。充分考虑了供电部门的具体管理情况，同时严格遵循《电力网电能损耗计算导则》中损耗管理软件的设计要求。
2.3.3 多平台。AVC系统使用了目前最常用的SQL Server（大型数据库平台），几乎所有版本的Windows系统都能够支持此数据库平台。
2.3.4 开放性。应用软件开放化和组件化，支持SVG公共图形和IEC61970-CIM/CIS格式的标准化技术，实现了即插即用和互联互通，保护了用户的资源，降低了系统集成的成本。
2.3.5 可扩展性。AVC系统使用了模块化的设计方法，使每一个功能都能够各自独立，同时由于整个系统的采用了元件化的设计方法，使得系统在升级、移植以及维护时，不需要对系统进行大幅度的修改，只需要修改模块，能够加快开发进度和减少开发的成本。
2.3.6 采用ODE技术。AVC系统采用国际通用的ODE技术生成报表。
2.3.7 可连调性。支持省、地、县（配）三级AVC联调，同时所有的接口均对外开放。
2.3.8 先进性。在国内实现了“输电、变电、配电无功电压调节技术”。
3 电网无功优化和AVC系统的应用
在使用了AVC系统之后，电压质量得到了明显的提高。下面是其优点：
（1）减少变压器分接头的调节。一般运行情况下，VQC控制下大约要调档6次左右。AVC投入使用之后，调档的次数大幅度下降，调档次数评价2.5次/天；即使是在比较恶劣的情况下诸如电网峰谷差较大的情况下，调节次数也只有大约4.5次/天。
（2）使电网的运行更加安全。AVC系统是调控静态无功补偿设备的，但是此系统对于电网的动态调节十分有利，在一定程度上提高了系统无功的动态补偿能力。
（3）降损节能效益十分显著。在其他诸如县级电网网架基本没有变化、运行方式及电量基本相同的情况下，更能降损节能。
（4）减轻了调度及监控人员的劳动强度。AVC系统投入运行指挥，实现了对电压的自动调节，这大大减轻了在负荷峰谷交替的时间段的人工劳动强度。
4 结语
本文主要论述了电网无功优化、AVC系统的基本概念以及原理和应用。在电网无功优化和控制方面，AVC系统无疑是目前管理和技术的整体发展方向。在县域电网中使用AVC系统，电压和无功控制都能取得较好的效果，主要表现在能够提高整个电网的电压合格率、优化电网的分布潮流、减轻运行人员的劳动强度、降低网损以及减少无功
传输。
参考文献
[1] 何东，吴端华，洪行旅，等.一个县级电网AVC系
统的应用和技术特点[J].四川电力技术，2010，33
（4）：17-18.
[2] 郭庆来，吴越，张伯明，等.地区电网无功优化实时
控制系统的研究与开发[J].电力系统自动化，2002，
26（13）：66-69.
[3] 李遂杰，朱月灵，裴希风.谈电网无功优化与AVC系
AVC在延庆电网中的应用 第4篇
1 地区电网的AVC策略
1.1 AVC系统控制原理
地区电网的AVC系统通过使用自动化控制系统采集各个节点的遥测与遥信等实时数据, 并且还以每个节点电压合格与关口的功率因数为严格约束条件, 在线进行电压无功优化分析与控制, 进而实现减少主变分接开关调节次数与合理投切电容器、提高电压合格率与在最大程度上降低输电网络损耗率的综合优化目标, 最终形成有效的控制指令, 并且通过自动化系统实现自动执行, 进而实现了电压无功优化运行闭环控制。
1.2 无功电压综合控制策略
当区域无功欠补、流进无功偏大时, 根据实时潮流敏度分析, 从该地区补偿降损效率最优的厂站投入无功设备, 使无功尽可能在区域内满足就地平衡, 之路无功最小。反之当无功倒流时, 就要从该区域校正无功越限最灵敏的厂站切除无功设备, 进而消除无功倒流。
1.3 AVC安全策略
AVC对无功设备直接遥控, 可以将每个设备设置单独动作间隔时限, 通过计算与灵敏度矩阵计算来对设备动作进行可靠预算, 对从SCADA系统获取的量测数据运用质量检测、数字滤波、误遥信检测等方法进行生数据处理。并且在安全可靠、循序渐进的原则下将各厂站纳入闭环控制, 初始阶段采取开环方式, 这样可以进行人工干预确认控制方案决策, 等到运行磨合一段时间稳定之后再投入闭环运行。同时AVC系统还建立了比较完善的动作闭锁机制防止系统误发指令, 并且可以在很大程度上过滤掉尖峰脉冲数据等干扰数据。
2 改进的九区图策略在AVC系统中的应用
2.1 传统的九区图策略与改进之后的九区图策略
传统的九区图法控制策略是按照固定的电压与无功的上限与下限将电压-无功平面划分为9个区域 (如下图) , 但是传统九区图法由于没有充分考虑无功调节对电压的影响以及电压调节对无功的影响, 在实际的使用过程中可能会造成振荡、装置频繁动作的现象。例如当AVC系统运行到B点位置时, 电压就会超过下限但是无功就会接近上限, 如果依据第三区的控制方案就是要先投放电容, 倘若没有足够的电容以供投放, 就需要下调分接头, 运行点就又可能回到△Qu小区, 如果依据根据5区的控制方案就是应该首先上调分接头升压, 但是上调分接头之后, 运行点就很有可能进入3区, 从而产生振荡。除此之外九区图的电压、无功上下限是随季节、峰谷、时段而变的, 不容易调整, 同时还由于实时系统电压、有功与无功负荷变化的随机性, 传统的九区图对电压波动的控制适应性差, 对于主变低压侧母线在多路用户负荷下要求按逆调压原则调压, 传统的九区图比较难以实现。
改进之后的九区图策略就是在传统的九区图策略的基础上增加了2-3和6-7两个小区作为防振区 (如下图) , 改进之后的九区图策略能在很大程度上弥补传统的九区图策略的缺陷, 在一定程度上保证电压的质量。例如△Uq为投切1组电容器时引起的电压变化的最大值, 当运行至2-3 (或6-7) 小区内时, 控制方案就为下调分接头降压。
2.2 地区电网AVC系统中九区图策略控制法
九区图策略是电网工程比较实用控制方法, 利用九区图策略就可以进行实时无功补偿与电压优化调节, 此控制方法比较简单、易行, 是指导实际运行人员升降分接头与投切电容器组的行之有效的方法。在九区图的第一区内当电压超下限, 无功超上限时, 就应该实施降压, 例如分接头到底, 强行切电容, 2区当电压合格, 无功超上限时, 则发出投放电容器指令, 同时还要先降压之后在投放电容, 在3区电压超上限, 无功超上限时, AVC系统则发出变压器分接头降压指令, 并且在有载调压已经处于下限时, AVC系统就会再发出变压接头调节指令。在第四区电压超上限, 无功合格时系统就会发出分接头降压指令, 当在第五区电压超过上限, 同时无功超越下限时, AVC系统就会发出电容器切除的指令, 如果电容器切除之后, 电压还高于上限上时, 系统就会再一次发出变压器分接降压调节指令, 当运行在第六区电压合格, 无功超过下限时, 系统就会发出先升压再切电容的指令, 否则就会维持现行状况, 当在电压与无功都超过下限的第七区时, AVC系统就会发出升压调节指令, 然后再发出电容载入指令, 当在八区无功合格, 但是电压超过下限, 系统就会发出变压器分接头升压调节指令, 而在九区图的第九区是一个比较理想的状态, 电压与无功都比较合格, 这时系统就会不发出任何调整指令, 维持该运行点。
2.3 基于改进的九区图策略AVC系统的数学模型
AVC控制目标就是在最小的范围之内保证无功平衡, 从最大程度上减少无功在线路上的传输, 尽量降低网络损耗, 特别是引进改进之后的九区图策略之后使AVC系统变得更为完善, 其目标函数为Min∑ (PR+QX) /U, 其中P代表电网中的有功、R代表电网之中各支路的无功、U代表支路电压、R代表电阻与X代表电抗, 同时还受约束,
其中所有节点都需要满足有功方程, 所有PQ节点都需要满足无功方程, Gij、Bij分别代表节点导纳阵元素, Vi代表第i条母线的电压, δij代表母线i与母线j的之间电压相角差, 此外还要受电压满足限值的约束。然后AVC系统中改进之后的九区图法就可以通过电压与无功或功率因数双参数构成的九区域分区控制图进行控制, 监测的实时电压与无功, 然后根据相应的控制策略对分接头与电容器组进行控制, 进而使AVC系统实现实时无功补偿, 优化无功潮流分布, 提高AVC系统的应用能力。
2.4 改进的九区图策略在地区电网AVC中的优势
改进之后的九区图策略的控制原理在一定程度上能保证系统能够以比较少的动作次数与最优的控制顺序使电网工作点进入无功平衡与电压合格, 从而最终在很大程度上达到了减少网络损耗, 提高电路传输能力与改善输电质量的目的。同时, 改进之后的九区图控制策略比较合理的使用了变压器分接头与并联电容器组这两种调节设备, 具有比较明显的调压效果, 并且使无功补偿更为合理, 还能有效的抑制高次谐波的影响, 同时调节次数少, 同时在电容器组的每档无功出力变化上设计比较合理, 对电压与功率因数的调节十分细腻, 在一定程度上提高了传统固定的九区图控制策略的动作特性。
3 使用改进后的九区图策略的AVC系统对地区电网的效益
使用改进之后的九区图策略的AVC系统是电网自动调度的重要功能, 能够有效改善系统每个节点的电压水平, 在最大程度上提升全网电压合格率, 提高电压稳定性, 同时防止出现投切震荡, 大大降低调度工作的劳动强度, 实现了电压调度的自动化, 保证了电压质量, 进而保证了社会对高质量电能的需求。在AVC系统中使用改进之后的九区图策略也使主变分接头的调节次数也有很大程度的下降, 减少了支路无功传输, 优化了无功平衡状态, 降低了网络损耗, 也在很大程度上减轻了线路检修劳动强度。改进的九区图策略使电容器每台的投切次数增加, 提高了设备利用率, 同时也实现了电网的逆调压, 并且在高峰时段有助于降低线损。
4 结束语
随着我国电力系统的快速发展, 用户对供电质量与可靠性的要求也提高了, 进而电压成为了衡量电能质量的一个重要的指标, 而在地区电网AVC系统中使用改进的九区图策略可以保证用户处的电压接近额定值, 同时还能减少线路损耗, 节约了能源, 提高了电力设备的效益。
摘要：随着经济的不断发展, 地区电网的规模也在不断地扩大与负荷的需求不断增加, 电压等级越来越高, 致使电网分布越来越不均匀, 因此要提高电网设备的供电能力及供电效率, 改善电压质量及供电环境, 而无功功率补偿在电力供电系统中处在一个不可缺少的重要位置。特别是结合改进的九区图策略的AVC系统能以最优的控制顺序和最少的动作次数使工作点进入无功平衡、电压合格的区域, 从而减少电力系统的网络损耗, 提高输电的能力, 维持电压水平在一定的可允许的范围内, 改善电能质量。本文重点研究了改进的九区图策略在地区电网AVC中的应用, 并且与传统的九区图策略相比较, 彰显出改进的九区图策略的优势, 进而得出AVC对地区电网无功、电压控制的效益。
关键词：九区图策略,地区电网,AVC
参考文献
[1]惠建峰.焦莉.张世学.自动电压控制系统建设与应用分析[J].陕西电力2009 (2) .
[2]李钦.温柏坚.广东电网电厂AVC子站建设研究[J].电力系统保护与控制2008 (21) .
[3]程浩忠.吴浩.电力系统无功与电压稳定性[M].中国电力出版社, 2004.
[4]胡伟.梅生伟.卢强.东北电网混杂自动电压控制研究[J].电力系统自动化2004.
AVC在延庆电网中的应用 第5篇
关键词：自动电压控制系统；电网；控制原理；工作模式
中图分类号：TM76文献标识码：A文章编号：1006-8937（2012）05-0036-02
随着高电压等级、大容量和跨区电网的迅速发展，为保证电网安全、优质和经济运行，对电压质量提出了更高标准和更严格的要求。电网的电压质量是电能质量的一项重要指标。为进一步提高电网主网的电压质量，降低主网网损，实现电网运行在线控制的目标，减轻值班人员人工调整电压的劳动强度，自动电压控制系统（Automatic Voltage Control，以下简称AVC）在电网中的应用就显得十分必要，它为现代电网安全稳定控制提供了先进的技术手段。AVC系统的主要功能是在确保电网安全稳定运行前提下，保证电压和关口功率因数合格，尽可能减少线路无功传输、降低电网因不必要无功潮流引起的有功损耗。
1湛江电网无功电压控制的模式
湛江电网在应用AVC前，一直采用变电站内VAC装置或人工来控制无功电压，VQC装置原理明晰简单，可靠性较高，但是只能控制单个厂站，对全网的协调性较差。而人工控制只是注重母线电压的控制，存在无功窜动大，电容器投切不能和电网实际合理协调，且调整的劳动强度大的缺点。
上述调节手段都只是限于无功和电压的就地分散控制，不能满足保持系统足够的动态无功储备的要求，无功电压的控制难以达到全网优化的目标。因此湛江电网从2009年开始应用AVC系统来实现地区电网无功电压的自动控制。
2湛江电网AVC的构成
湛江电网目前采用的是国电南瑞科技股份有限公司的基于OPEN-3000 调度自动化平台的AVC系统。
湛江电网的电压无功自动控制系统主要有三个模块构成，如图1所示：自动电压调整程序（AVC_MAIN）、遥控程序（DO_CTLS）和报警程序（AVC_ALM）。AVC_MAIN通常只运行在PAS节点上,它从SCADA获得电网的实时运行状态，根据分区调压原则，对电网电压进行监视，发现电压异常时提出相应的调节措施。当系统处于自动控制状态时，将调节措施交给SCADA的遥控程序，执行变压器的升降和电容器的投切，遥控环节是电压无功自动控制系统的关键环节，电压无功自动控制系统运行是否成功将在很大程度上决定于电网基础自动化状况。报警程序负责显示自动调压程序提出的调压建议和遥控程序所做的自动调压措施。
3AVC控制原理
3.1AVC控制模式
AVC按分层分区空间解耦来构建三种AVC控制模式，即区域电压控制、就地电压控制、区域无功控制三种模式，各控制模式按响应周期在时间上解耦。各控制模式的策略见表1。
3.2AVC的协调控制过程
控制模式之间的协调优先保证电压和功率因数约束，系统网损则次之。再通过模式优先级和响应周期考虑控制动作次序问题，避免控制过调或振荡。控制模式的构建方法遵循无功优化原则，综合厂站九区图控制原理，可达到运行可靠和区域无功平衡全网协调和全局优化的目的。AVC的协调控制过程如下：
①上级按照优化控制策略尽量控制220 kV线路无功流动小。
②在满足220 kV母线电压合格的前提下，上级AVC尽量控制220 kV变电所主变高压侧无功负荷满足要求。
③上级AVC对下级AVC下达每个220 kV变电所期望无功负荷指令。
④下级AVC应具有对上级AVC指令有效性进行校核的功能。
⑤上级AVC要考虑下级电网无功调节能力，使AVC指令可行。
⑥在规定时间内接收不到上级AVC指令，下级AVC应切至当地控制模式。
⑦下级AVC软件运行状态（开环/闭环）应上传上级。
4湛江局AVC的工作模式
为方便电网试点逐步接入AVC，湛江局的AVC分监视、开环和闭环三种工作模式运行。
①监视：只参与计算分析，不下达实际操作命令。
②开环：参与计算分析并提示控制方案，但不能自动控制，需要人工确认。
③闭环：参与计算分析且对产生的方案自动控制。
5工程实例
湛江电网从2007年开始推行AVC，经两年的测试和开环运行后，部分变电站具备了闭环运行条件，从2009年开始陆续投入了AVC对各变电站控制的闭环运行。从AVC投入闭环运行至今，运行效果良好，对湛江电网的无功电压控制起到了很大的作用。图2是AVC在湛江电网的运行控制实例。
①区域电压控制。设置变电站母线电压的下限值是10.2kV，AVC监视到B、C变电站的母线电压均低于该限值，投入枢纽厂站（A站）的电容器以最少动作次数校正和优化电压，投入A站的电容器后，B、C变电站的母线电压恢复到了正常值。
②就地电压控制。设置变电站母线电压的下限值是10.2 kV，AVC监视到C站的母线电压低于该限值，就地厂站（C站）OLTC上调校正电压后，C站的母线电压恢复了正常值。
6结语
AVC系统是控制和优化电压无功的有效手段，湛江电网AVC系统经过在220 kV变电站和市区110 kV变电站的两年闭环运行，及对县局110 kV变电站的开环测试，具备了较成熟的运行条件和运行经验，故今年湛江电网陆续又投入了AVC系统对县局110 kV变电站的闭环控制,至今AVC系统对湛江电网各运行站点的闭环控制覆盖率已达100%。运行经验证明，AVC系统的应用，大大的提高了湛江电网的电压无功运行水平。
参考文献：
[1] 王士政.电力系统控制与调度自动化
[M].北京:中国电力出版社,2008.
[2] 黑龙江省电力有限公司.现代电网运
行与控制[M].北京:中国电力出版社,
2010.
[3] 周双喜.电力系统电压稳定性及其控
制[M].北京:中国电力出版社,2004.
AVC系统在江门电网的应用经验 第6篇
随着变电站综合自动化系统的不断成熟完善及电力调度自动化系统的不断发展, 基于调度自动化SCADA系统的全网无功电压优化集中控制系统 (AVC系统) 得到广泛的应用。AVC系统的应用提高了电网调度自动化水平、改善了电压质量、降低了电网损耗。由于各地负荷特性的不同, AVC系统的应用过程中也出现了一些问题, 本文结合江门地区的无功负荷特性, 针对性的提出了一些优化措施, 与大家探讨。
1 江门地区江门电网无功电压运行特点
1.1
江门地区超过75%负荷属于工业负荷, 在每天上下班时段, 电网负荷变化迅速, 而无功电压调节的操作集中在该时段进行, 操作量很大。AVC应用之前采用人工调节手段, 常常出现“排队”操作问题, 导致调节不及时, 造成变电站电压合格率偏低。
1.2
江门电网负荷分布不均衡, 重载变电站数量比例超35%, 轻载变电站数量比例15%, 无功电压调节策略复杂, 人工调节难以顾及区域无功需求, 影响电网经济运行。
1.3
地区内有较多拆船、轧钢等企业, 有十多个变电站因负荷波动频繁, 电压波动幅度大, 需要频繁进行电压控制。
2 江门电网AVC系统建设情况
从2010年开始江门地区逐步开展变电站AVC (自动电压控制系统) 的接入调试工作, 并在2011年底实现110k V变电站AVC覆盖率达100%, 截止2013年6月, 全区接入AVC系统的变电站达到140余座。通过对AVC系统投运前、后进行的比较分析, 可看出该控制系统的投运明显降低了设备动作次数、提高了10k V母线电压合格率、提高了系统功率因数, 产生了明显的经济效益和社会效益。
3 江门电网AVC系统的运行经验
在变电站AVC的接入调试及运行的3年多里我们也碰到不少问题, 对于每个问题我们都开展专题的分析, 制定出有针对性的控制措施, 对AVC功能逐步完善。
3.1 通过优化AVC控制策略, 适应不同无功负荷特性
要使AVC充分发挥作用, 必须根据各变电站的负荷特点来量身定做AVC策略, 在电压合格率、无功平衡、设备安全这三个方面取得合理的平衡点。
3.1.1 工业负荷较重的变电站采取分时段设置定值的策略
部分以工业负荷为主的变电站, 其冲击、波动负荷引起电网电压波动频繁, 变电站无功负荷在短时间内变化较快, 若AVC定值按照常规的功率因数下限值0.95来控制, AVC会频繁调节主变抽头和电容器, 过早达到每天调节次数限值 (主变抽头4次, 电容组10次) 而闭锁, 导致变电站母线电压合格率反而下降。我们根据这些变电站的电压曲线, 在其电压波动频繁的时段将AVC功率因素下限值修改为0.9, 而在其余时段仍保持为0.95。将此控制策略应用到荷塘、双水等12座变电站, 有效地提高了这些变电站的母线电压合格率。如图1、图2。
3.1.2 提高重载变电站功率因数, 减少网络间无功传输
对陶瓷工业园供电的110k V马坦站、建陶站等变电站, 其负荷特性是负荷大、峰谷差小, 变电站母线电压变化也较小。由于此类型的变电站母线电压合格, 主变功率因数亦刚好大于0.95, 即使主变下载无功较多, AVC也不会投入备用电容器。对这一类型的变电站, 我们采取了在AVC定值里降低主变运行档位上限值, 功率因数下限由0.95改为0.98的策略。策略修改后, AVC自动投入了备用电容器, 变电站母线电压合格率仍保持为100%, 而主变的功率因数从0.95上升到0.99, 有效降低了无功功率的下载, 提高了系统运行经济效益。如图3。
3.1.3 增加AVC策略因子, 合理分布无功设备动作次数
通过对AVC运行统计数据分析, 发现110k V阳朗、东湖等变电站同一段10k V母线下的多组电容器组之间动作次数差距比较大。对此问题进一步分析研究, 发现其主要原因是AVC控制策略有缺陷, 当有多组电容组备选的情况下, 按设备序号的顺序进行投切, 导致#1电容组比#2电容组调节次数明显偏多。针对该问题, 要求厂家对AVC策略中增加“动作次数少的设备优先调节”的策略, 以平衡设备的调节次数。
3.2 加强技术管理, 提高AVC系统可靠性
3.2.1 规范AVC闭锁信号设置, 减少设备闭锁
AVC投运以来, 部分变电站经常出现AVC系统闭锁调节设备的现象。产生这个问题的原因是AVC闭锁参数设置不规范, 一些本应为临时闭锁类型的信号被设置为永久闭锁信号, 设备被误闭锁。查找出原因后针对所有闭锁信号进行认真分析, 按“临时”和“永久”两种类型严格分类, 完成整改后设备不再被误闭锁。
3.2.2 优化AVC系统监控界面
为方便对AVC系统的运行监控, 我们在EMS中增加AVC告警信息和监控界面。该监控界面以实时告警窗的形式显示AVC系统的异常信息, 令调度员能及时发现AVC闭锁等异常情况;) 在EMS系统增加AVC实时状态图界面和调压简化图界面。通过这些界面, 可以方便地查看全区各变电站的AVC运行状态以及相关的主变档位、有功、无功、电容组运行状态等信息。
3.2.3 开发AVC系统的运行分析功能, 不断完善AVC系统
我们开发了AVC运行统计功能, 通过AVC维护界面对设备调节次数、单站电压合格率、关口无功等数据进行统计, 方便自动化运行维护人员巡查AVC运行状况, 及时发现系统缺陷, 为电容器的合理配置、电容器投切开关的更新、提高有载变及其有载分接开关的性能等技术管理提供了更为充分的基础依据。
4 结语
虽然江门局AVC应用取得一定的成效, 但也有较多的提升空间, 如AVC控制功能还没有覆盖500k V变电站;春节等假日期间由于系统电压偏高需将AVC退出运行;AVC对电容器、主变抽头调节次数较多等问题。后续将针对运行中发现问题进行优化, 进一步加强AVC运行管控, 提高系统的无功电压管理水平。
摘要：本文介绍了江门地区电网无功电压及负荷特性, 分析了该地区AVC系统工程应用中存在的问题。对AVC运行过程中发现的问题提出了改进意见, 提出通过加强AVC运行管理, 提高地区无功电压管理水平的方法。
关键词：电网,数据采集与监视控制系统 (SCADA) ,自动电压控制 (AVC) ,无功管理
参考文献
[1]滕晓辉, 冯尚庆, 朱建胜.地区电网AVC系统应用分析及改进建议[J].电力电容器与无功补偿, 2011 (04) .
[2]赵美莲, 赖业宁, 董爱芹.省地AVC系统协调控制技术研究及其实现[J].江苏电机工程, 2011 (04) .
[3]郑亚锋, 陈西杰.多变量智能协调控制系统设计应用[J].电工文摘, 2011 (05) .
[4]周招鹤, 刘康军.电网AVC系统存在的问题及改进措施[J].电工技术, 2010 (10) .
[5]祝小涵.浅析变电站电压无功控制[J].中国新技术新产品, 2012 (04) .
AVC在延庆电网中的应用 第7篇
关键词：燃气-蒸汽联合循环电厂；AVC；电压无功自动调控
中图分类号： TM62 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）28-194-3
1 概述
电压，是保证供电质量最重要的参数指标之一。近年来，随着大容量机组的相继投产，电网容量急速增长，电网结构日趋复杂，跨地域、大容量的跨网调度频繁，使系统电压的调控难度越来越大，为了解决电网面临的日益突出的无功电压管理问题，提高供电质量，迫切需要建设自动电压控制系统 （AVC）。
惠州LNG电厂在2008年06月份完成了AVC装置的安装、调试并投入运行，是广东省首家投运AVC装置的电厂。由于没有同类型电厂AVC装置的实际应用经验作为参考，在AVC的安装、调试及运行期间出现了若干问题，在技术人员攻关后都得到了很好的解决。
2 电压无功自动控制的基本原理
2.1 电压无功全局控制措施
系统电压控制主要采用三级电压分级的控制模式，分为一级电压控制、二级电压控制、三级电压控制（如图1）。其中一级电压控制是总领层，控制优化整个系统的经济安全运行。二级电压控制协调一级电压控制信号，调节升压站母线电压及全厂总无功出力等于设定值。一旦目标发生偏差，二级电压控制器则按照预定的控制规律改变三级电压控制器的设定参考值。三级电压为单元控制，将二级电压控制器的控制信号输入单元机组的励磁调节系统，从而调节机组无功出力，维持机端电压的稳定。
2.2 惠州LNG电厂电压无功控制措施
惠州LNG电厂电压无功自动控制系统由主站系统和子站系统共同组成（见图2），广东中调AVC主站下发母线电压或全厂总无功控制指令，电厂子站上位机接收主站指令，根据母线电压控制指标估测出全厂总无功出力需求，通过下位机向各机组的励磁调节器发出增减磁控制信号，调整发电机励磁电流，从而改变机组无功出力，达到电压无功自动调节的目的。
3 AVC装置在实际应用中的技术问题及解决方法
3.1 AVC与AVR之间互为闭锁
AVC与AVR之间的互锁即为在AVC投入并进行自动调节时闭锁人为通过AVR手动调整机组励磁和无功出力，而在需要人为手动调整机组无功时又能够闭锁AVC的自动调节。
在就地装置上进行互锁。如图3所示，在AVC装置内装设了继电器S1（S2），当在DCS上退出AVC时，继电器S1（S2）常闭接点保持闭合，常开接点断开。此时，相当于旁通了AVC装置，人为手动增（减）磁指令是直接发至发电机控制柜（GCP），通过继电器90R（90L）将指令送到机组AVR，AVR响应指令调节机组电压和无功出力。
AVC投入指令发出后，AVC装置内的继电器S1（S2）常闭接点断开，闭锁TCS指令传输回路；同时，常开接点闭合，打开了AVC装置调节指令传输回路，这时AVC装置接收上级调节指令，通过发电机控制柜（GCP）将指令送至AVR，调整机组电压和无功出力。
②在控制逻辑上进行互锁
在DCS上发出“投入AVC”指令后，AVR自动正常运行、AVC装置自检正常、无增减磁闭锁信号等条件满足后，AVC装置自动投入调节。如图4所示，DCS上增（减）磁指令能够出口的条件之一就是“AVC投入返回”即AVC装置退出时，DCS手动发出的增（减）磁指令能够出口，AVC装置处于投入时，闭锁DCS手动增（减）磁操作。
以上两个方面从硬件及软件上双重保证了对机组增（减）磁的操作只能是AVC自动控制或者是DCS手动控制二者之一，而不会出现自动手动同时参与调节从而产生冲突的情况。
3.2 AVC误调节导致机组启动失败
日本三菱M701F型联合循环机组使用静态变频装置（SFC）将发电机作为同步电动机来拖动机组启动升速，在燃机点火并且机组达到自持转速后，SFC退出运行。在此过程中，由厂用6kV母线通过启动变压器向励磁系统供电，机组并网后，励磁系统转为由发电机出口的励磁变供电。
机组启动过程中，当机端电压达到3.4kV后，励磁系统的控制模式转为“恒电压模式”，维持机端电压恒定。AVC装置投运后，由于其投入条件在SFC拖动机组启动的过程中就已经满足，AVC装置自动投入，此时恰逢220kV母线电压偏离中调下发的母线电压控制指标，AVC装置发调节信号给励磁调节器，改变发电机机端电压，破坏了“恒电压控制模式”，当电压值超过了SFC电压保护定值造成SFC跳闸，机组启动失败。
为了避免这种情况的出现，进行如下整改：
①在AVC软件中设置增加机组负荷小于最小稳燃出力234 MW时，闭锁AVC判据条件；
②由于AVC是为了满足电网电压指标而调节机组无功出力的，在机组未并网之前不应投入。因此，在DCS控制逻辑中将机组并网加入AVC装置投入的条件中。
3.3 AVC装置调节延时过长
AVC装置调试过程中，发现AVC发出增（减）磁指令后，机组无功变化要落后AVC指令一个较长的延时，最长的一次有将接近3分钟时间，AVC调节品质不合格。通过对数据进行对比，发现由于AVC装置在参与调节过程中优先采用NCS系统的数据，以此来保证与主站AVC数据同源，由于NCS系统的精度不够，需要机组无功变化在3.5 MVar以上才能检测到，从而影响了AVC调节速率。通过技术人员分析讨论后修改了AVC控制周期的时长和死区，控制周期的时长从20秒增加到30秒，修改为30s，调节死区从2Mvar改为3MVar。修改后，AVC的调节品质得到了改善，满足了中调的调节要求。
3.4 DCS与AVC装置投退操作脉冲不匹配
AVC装置调试过程中，发现DCS发出投退AVC的操作脉冲宽度为2秒，而AVC装置内部则设置了必须接收3秒以上宽度的操作脉冲才能成功进行投退操作，这样就导致了DCS上无法对AVC装置进行投退操作。经过分析讨论，将DCS发出投退AVC的操作脉冲宽度修改为10秒，通过反复试验验证，确能保证AVC装置每次投退的可靠性。
4 结论
惠州LNG电厂采用AVC技术后，为电网提供了较高的无功储备，降低了电厂运行人员的日常工作量和出现人为误调节的可能性，对于改善电网供电质量具有重要意义。同时，作为广东电网首家投运AVC的电厂，为后续其他电厂AVC装置的设计、安装、调试及运行提供了重要的参考作用。
参 考 文 献
[1] YC-04 AVC 无功电压自动调控系统控制用户手册[M].安徽新力电网技术发展有限责任公司，2006.
[2] 广东惠州天然气发电有限公司.大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行[M].北京：机械工业出版社，2013，07.
