SVQC型变电站无功补偿装置与AVC区域控制系统接口方案研究

李春东

(辽宁电能发展股份有限公司，辽宁 沈阳 110179)

我国变电站无功补偿与电压优化的控制技术已由人工控制方式转变为微机自动控制方式，但从目前的控制内容和应用效果上看，现有控制方式还不是很理想，具体表现在:投切电容器未做到过零控制;电容器采用整组投切方式时常出现过补或欠补;电容器的保护灵敏性和快速性差［1］。SVQC型变电站无功补偿与电压优化成套装置利用智能式过零分合闸断路器和电容器与串联电抗器同步调容调抗等新技术，成功解决了目前无功补偿装置存在的运行可靠性低、优化性能差、运行不经济的问题。通过对变压器有载调压变压器和并联电容器组进行综合自动控制，保证母线电压与无功在设定范围内，达到了降低变压器、线路损耗、提高电能质量的目的［2］。

随着我国国民经济快速发展和智能电网建设的迫切需求，电力负荷增长迅速，电网结构日趋庞大、复杂。系统无功补偿技术领域中，单一的就地补偿方式已不能满足电网发展建设需求，AVC区域无功自动电压控制系统以全网网损尽量小、各节点电压合格、变压器有载调压分接头调节次数尽量少和补偿电容器设备动作最合理为目标，进行全网电压无功控制，达到全网无功潮流流向最合理的效果。

本文主要结合SVQC型变电站无功补偿与电压优化成套装置的运行原理和装置特点，提出SVQC型变电站无功补偿、电压优化成套装置、AVC区域无功自动电压控制系统的通信方式和硬接点两种接口方案。

1 SVQC与AVC区域无功自动电压控制系统接口原则

AVC系统的正常运行必须以各个变电站中的电压无功调整装置 (VQC)为支撑［3］，通过调整无功出力和变压器分接头，使全网 (含跨区电网联络线)无功潮流、电压满足要求，SVQC作为VQC的更新换代产品，在辽宁电网内得到了广泛的应用，两者结合必将会为AVC系统的高效运行提供更为有力的支撑。

SVQC作为变电站的控制设备，本身就具有综自后台的通信、通过硬节点上传重要遥信信号的功能，因此具有两种方式实现与AVC系统的接口。

2 SVQC与AVC区域无功自动电压控制系统接口方案研究

2.1 通信方式

用2个串口 (通信口1、通信口2)与综自通信，实现与AVC之间的连接。2个串口都采用CDT规约。

SVQC通信口1作为上行数据口，发送遥信信息;通信口2作为下行数据口，接收AVC通过综自下发的遥控及综自校时信息。

2.1.1 通信口1功能

通信口1上传信息的命令格式及信息字解析见表1和表2。

AVC控制软件通过对SVQC上传遥信信息的解析，可获得电容器投退信息、投入电容器容量、SVQC的工作方式、对控制命令的执行情况等。

a.电容器的投退信息及投入的电容器容量按便于控制的原则解析成4档，根据过零断路器的状态 (分、合)及调容开关的档位 (1、2、3档)联合确定。

电容器全切 (0档)，即过零断路器断开 (此时不管调容开关的档位处于1或2或3都是0档，电容器无投入);投入1档容量 (1档)，即过零断路器合闸且调容开关档位处于1档位置;投入2档容量 (2档)，即过零断路器合闸且调容开关档位处于2档位置;投入3档容量 (3档)，即过零断路器合闸且调容开关档位处于3档位置。

表1 遥信命令格式

表2 遥信信息字解析表

此信息不但可确定电容器已投入的容量，还可作为SVQC对命令执行情况的反馈信息。

b.AVC可获得SVQC的工作方式，若SVQC上传自动远方有效，说明AVC可下发控制指令;若SVQC在自动就地、手动或停止方式下，AVC不能控制。

2.1.2 通信口2实现的功能

通信口2接收下行控制信息，包括主站的控制权切换命令、AVC控制软件通过综自下发的遥控命令及综自的校时命令。

a.控制权切换过程。SVQC有自动就地调容、调压功能，AVC要实现对SVQC的控制，需附加1个控制权的切换过程，即闭锁和解锁过程，闭锁即闭锁就地调节，解锁即实现就地调节。

b.闭锁过程。当需要AVC控制时，主站需要向SVQC发送闭锁命令，由就地控制切换到AVC控制 (闭锁就地)，当SVQC主机收到闭锁信息后，将切换到“自动/远方”控制模式，只接收AVC通过综自下发的调容、调压指令，本身不再根据负荷做判断 (此工作方式转变可通过通信口1的遥信信息变位上传)。其命令格式见表3，信息字连续传3遍。

表3 远方闭锁命令格式

c.解锁过程。如主站放弃AVC控制，改为SVQC就地控制，可再发送解锁命令，SVQC主机接收到解锁命令后，切换到自动/就地控制模式。控制器根据主变的负荷及运行方式来自动投切电容器和主变调压。此时通信口1的遥信自动/就地(42位置)变位，自动/远方 (41位置)复归。其命令格式见表4，信息字连续传3遍。

表4 远方解锁命令格式

d.AVC控制过程。AVC控制软件要发出的遥调控制指令有电容器全切、电容器1档、电容器2档、电容器3档、主变上调、主变下调、主变急停。其中电容器的档位由于不连续，只能发送遥控指令，主变的调档发送遥调指令。

Cdt规约要求遥控或遥调设备有各自设备号。

e.AVC控制电容器调档过程。调容过程属于遥控操作，分为遥控命令、遥控返校、遥控执行撤销命令3步通信过程［4］。

第1步:AVC控制软件通过综自发送遥控选择命令到SVQC，其命令帧及信息帧格式见表5，信息帧连发3遍。

第2步:SVQC收到来自AVC的遥控选择报文后，返回遥控返校报文，其命令帧及信息帧格式见表6，信息帧连发3遍。

第3步:AVC发遥控执行或遥控撤销命令，其命令帧及信息帧格式见表7，信息帧连发3遍。

f.AVC控制调压过程。调压过程属于遥调操作，分为遥调选择、遥调返校、遥调执行/撤销3步通信过程。

表5 遥控选择命令帧及信息帧格式

表6 遥控返校命令帧及信息帧格式

表7 遥控执行或撤销命令帧及其信息帧格式

第1步:AVC控制软件通过综自发送遥调选择指令到SVQC，见表8，信息帧连发3遍。

表8 遥调选择控制帧及信息帧格式

第2步:SVQC收到来自AVC的遥调选择报文后，返回遥调返校报文，见表9，信息帧连发3遍。

表9 遥调返校命令帧及信息帧格式

第3步:AVC发送遥调执行指令或遥调撤消指令到SVQC，见表10，信息帧连发3遍。

表10 遥调执行或撤销命令帧及其信息帧格式

g.综自校时。

为了使SVQC的SOE与后台时钟一致，增加对时功能，其格式见表11。

表11 综自对时命令格式

2.2 硬节点方式

a.AVC与SVQC控制权切换控制。要用到2个硬节点，通过1个硬节点来实现闭锁就地，节点闭合闭锁就地时为AVC调节，节点断开时为SVQC就地调节。通过另1个硬节点监测闭锁就地是否成功，闭锁就地此节点闭合，就地节点断开。

具体实现过程如下:闭锁SVQC就地通过合、分闸继电器来实现，脉冲时间设置为大于800 ms。合闸脉冲为闭锁，分闸脉冲为解锁。当SVQC控制器收到闭锁脉冲后，将切换到“自动/远方”控制模式，只接收AVC调容、调压指令，本身不再根据负荷做判断。当SVQC控制器接收到解锁脉冲后，将切换到“自动/就地”控制模式，控制器根据主变的负荷及运行方式来自动投切电容器和主变调压。当SVQC闭锁“自动/就地”后，将返回1个闭合节点给综自控制屏。解锁后，把此节点断开。

b.电容器投切信息采集。采集过零开关的位置信息 (分、合)及调容开关的档位信息 (1或2或3)，此部分信息可通过前面介绍的上传遥信或通过YXD端子排上传的硬节点，此部分在变电站投运前也已调试完成。其判别方法同2.1。

c.电容器投切控制指令下发。AVC控制指令的下发每段电容器也是通过4个硬节点来实现，分别通过来自综合的4个合闸继电器实现，脉冲时间大于 800 ms，分为 0档、1档、2档、3档。SVQC控制器根据接收到的脉冲位置来进行档位切换，投退过零分合闸断路器。

d.主变调档控制指令下发。每台主变的控制通过2个硬节点来实现 (升一档、降一档)。

e.SVQC执行AVC调档指令流程示例。假定原来一、二段电容器都在1档运行，现改为由AVC控制，主站发送闭锁 SVQC自动的指令，SVQC收到后把工作方式改为自动/远方，并闭合返回节点。主站收到闭锁成功的信号后，切换到AVC控制，AVC根据控制策略决定一段电容器需要调到2档，即AVC向主站发送一段2档控制指令，控制指令通过主站后台和变站站综自到达SVQC主机，SVQC收到一段2档指令后切掉一段的过零断路器，放电时间 (可设为3～5 min)到后，把无载调容切换开关切换到2档，然后合上过零断路器，一次调档控制完成。如果AVC判断二段不需投入电容器，则发送二段0档指令，SVQC主机收到二段0档指令后，把二段过零断路器断开。如主站要实现SVQC自动控制，即可发送解锁指令，SVQC收到后，把工作方式切换到自动就地，并断开返回节点。主站可观察到SVQC工作模式在自动就地。

2.3 两种接口方式比较

硬节点方式可靠性高，调试简单，但需要节点较多，通信方式调试相对费时，且由于综自涉及厂家较多，更给调试带来难度，故在可能的情况下，建议选择硬节点方式。

2.4 AVC控制中的注意事项

a.对于电容器，切除后必须间隔一段时间后再投入，如果SVQC调节时间未到，则不能调节，因此AVC对间间隔可修改，一般至少设置为5 min。

b.对于有载变压器分接头，遥控时间间隔也不能太短，一般至少设置为2 min。SVQC不加限制。

3 SVQC就地控制过程

AVC控制软件退出后，解锁后的SVQC将根据采集变电站的主二次电压、电流，计算出的无功值及采集变电站系统的运行方式来控制电容器的投切及主变的调档。

3.1 无功与电压优化控制方案

利用系统的无功限值和电压限值构成“九区图”，根据系统实际运行参数，判断所处于“九区图”中的位置，自动生成调容、调压的控制策略。

3.2 无功与电压优化控制过程

SVQC首先实时采集变电站的主二次电压、电流，计算出有用功、无用功、功率。SVQC又采集变电站二次系统的开关位置，根据主二次及母联开关判断变电站的运行方式是并列运行、解列运行还是单台运行，据此计算电容所连入总线的线电压及补偿的总无功，根据其在九区图中的位置自动判断调容调压请求 (投、切电容、升压、降压)。当同一请求持续到所设置的延迟时间后动作［5］。

3.3 调容请求

a.判断电容器是否可用。根据三组电容器的永久保护标志，为闭锁的电容档位做标记。

b.判断是否满足顺序投切和反向投切的时间要求 (可设)。

c.根据系统的无功值判断所需电容器的值，在满足最大补偿原则的情况下，做出调节电容器档位的标记。

d.接下来判断永磁断路器开关的状态，在合闸的情况下，先分闸，再调节电容档位，在分闸的情况下，直接调节电容档位。

e.等待电容器放电时间 (可设)。

f.时间到，合闸。一次投切结束，标志及计数器清零［6］。

3.4 调压请求

a.判断是否满足顺序调节和反向调节的时间要求 (同上)。

b.发上调或下调的指令。

c.连续12 s监测变压器有载调压的情况，有连调两档马上退出进入4，否则进入5。

d.发急停指令、报警并做闭锁标记，调节结束。

e.如无调节则做主变调压异常记录，并做闭锁标记，此次调节结束。若调节1档正确，此次调节结束。

3.5 SVQC主控制器具有的闭锁功能

a.电容器保护动作跳闸后，闭锁相应电容器再投入。

b.变压器过流时，闭锁主变调档。

c.变压器本体或变压器有载调压分接开关轻瓦斯动作时，闭锁主变调档。

d.变压器有载调压装置出现连调故障时，闭锁主变调档。

e.系统电压低于标称电压的80%或高于标称电压的120%时，闭锁所有操作指令。

f.控制对象出现拒动现象时，闭锁所有操作指令并报警。

g.SVQC自检异常时，闭锁所有操作指令并报警。

h.具有2台及以上并列运行变压器错档保护闭锁功能。

4 结束语

SVQC型变电站无功补偿、电压优化成套装置与AVC区域无功系统的配合使用，显著减小了运行人员劳动强度和电压波动幅度，有效提高了全网各节点电压合格率。在改善无功平衡状态的基础上，减少变压器分头调节次数，提高AVC控制补偿精度，对减少网损、产生较好经济效益有益。

［1］杜贵和，王正风，赵 新.电网供电能力评估研究 ［J］.东北电力技术，2011，33(1):8－11.

［2］高 涛，邓 玲.智能电网及其国内外发展概述［J］.东北电力技术，2012，33(2):5－10.

［3］万占彪.变电站VQC问题的探讨 ［J］.宁夏电力，2008，36(2):31－59.

［4］李正文，冯松起，高 凯.辽宁城市电网智能电压监测系统的设计［J］.东北电力技术，2012，33(2):32－34.

［5］张幼明，高忠继，黄 旭.智能变电站技术应用研究分析［J］.东北电力技术，2012，33(5):1－3.

［6］GB50227—2008，并联电容器装置设计规范［S］.