自动电压控制(AVC)子站功能及其建设实践

刘健

(华能玉环电厂，浙江省台州市317600)

0 引言

在电力系统中，电压、频率和波形是表征电能质量的3个主要指标，电压不合格不仅会对用电设备造成损害，而且直接危害电网运行，严重时甚至可能引起电网崩溃。自动电压控制(automatic voltage control，AVC)系统能够根据各种运行方式，自适应跟踪调整，协调控制每台发电机的无功进而实现对高压母线的控制;配合能量管理系统(energy management system，EMS)主站或区域无功系统设备实现对电网的无功优化，减少线损及提高电能质量。AVC系统通过接收电力调控中心AVC主站系统下达的电厂母线目标控制电压值，根据目标控制电压值通过计算自动得出电厂承担的总无功出力，在充分考虑各种约束条件后，AVC软件将总无功功率合理分配给每台机组，给励磁系统发出增减信号，由励磁系统调节机组无功，使电厂母线电压达到目标控制值。同时，在控制过程中保证发电机在规定的参数范围内安全、稳定运行［1］。本文基于华能玉环电厂，介绍AVC系统功能，对AVC子站在安装、调试及运行中出现的问题进行分析并提出改进措施。

1 AVC系统功能

1.1 AVC系统结构

华能玉环电厂安装4台1 000MW火电机组，采用发电机－主变压器单元制接线方式，1台高压备用变压器直接从500kV双母线引接电源到6kV厂用电备用系统母线;每台机组设2台高压厂用变压器，其高压侧接至发电机出口封闭母线上，低压侧分别接至A1、A2、B1、B2厂用工作母线段上［2］。高压备用变压器为有载自动调压，主变压器和高压厂用变压器为手动无载调压。为了不对继电保护定值整定及系统运行造成影响，在AVC投运前后其主变压器档位统一设置为3档，高压厂用变压器档位设置为4档不变［3］。电气500kV系统的控制、测量、信号、同期系统采用独立的升压站网络监控系统，其中间隔层为维奥机电设备有限公司的进口设备。网络监控系统与华东电力调控中心和浙江电力调控中心的通信均通过数据处理及通信装置实现，常规点对点远动通信规约采用DL/T 634－5－101，网络通信规约采用IEC 870－5－104。

玉环电厂4台发电机组励磁方式均为三机无刷旋转励磁。其中励磁电压调节器为日本三菱公司产品(型号为MEC5230)。AVC子站系统正常运行方式下的控制、信号等功能均纳入各自机组的分散控制系统(distributed control system，DCS)。AVC子站系统采用上下位机方式，包括在继电器楼网络监控系统(net control system，NCS)控制机房安装AVC上位机1套(共2台)，在各机组电控楼保护室原下位机屏内各配置1台下位机。分别从各机组配电室取2路电源，监控后台装设在集控楼控制室，各机组AVC状态要求在各机组的DCS上显示，上位机与下位机及后台机、显示终端采用光缆连接。玉环电厂AVC系统结构及AVC系统控制及数据流向如图1、2所示。

图2 AVC系统控制及数据流向Fig.2 Control and date flow of AVC system

图1 AVC系统结构Fig.1 Structure of AVC system

1.2 调度接口方式

华东电力调控中心当前设定唯一有效的AVC系统调控目标为500kV母线电压。AVC装置接入华东调度数据网，并通过数据网接收华东电力调控分中心给出的电压目标指令。电压目标指令分为2种，一种是实时指令，指令数据为单个数值，AVC装置在接收到实时指令后应返送主站校核，核对准确后即刻执行;另一种是计划指令，指令数据为带时标的数值或固定格式的数组，AVC装置在接收到计划指令后，在无实时指令的约束下，在计划指令规定的时刻按照计划指令值执行。平均分配的原则是把全厂总无功平均地分配给各台参与电压控制的发电机组［4］。

1.3 无功分配策略

AVC装置依据电压目标和无功分配策略［5］，计算和分配机组无功目标。AVC装置有效的发电机组间无功分配策略应建立在充分利用调相机组的基础上，包括等功率因数分配、等裕度分配、等容量分配、平均分配等4种分配方式，调节偏差应在调节死区允许范围内。玉环电厂采用的是等功率因数分配无功，该原则是按照功率因数相同的原则进行各控制发电机的无功分配，分配量与各机组的有功出力成线性关系，在各机组无功功率的上下极限范围内不再参与调节。在等功率因数分配原则下，各机组的实际功率因数允许存在微小的差别。造成该差别的原因是各台发电机组的无功出力存在调节死区，而该值的大小与机组的实际运行状况相关。偏差计算公式为

式中:n为当前投运的发电机个数;Qmin_deadband为当前投运发电机的最小死区值;Qmin_measure为当前投运发电机的最小无功实测值;Pmin_measure为当前投运发电机的最小有功实测值。

1.4 控制模式

AVC系统的控制模式［6］包含就地自动模式、远方自动模式、无目标模式，在特定的条件下可以自动切换控制模式。允许自动切换时，当与主站可靠连接后，应切换为远方自动模式，反之则切换为就地自动模式，当读取不到目标值时应切换为无目标模式。AVC系统支持闭环(自动分配、自动控制)、半闭环(自动分配、给出提示、手动确认控制)、开环(整体退出控制)控制模式。

2 DCS逻辑

玉环电厂AVC子站的闭锁电压调节系统在DCS中的逻辑实现如图3所示，在此逻辑［7-8］中，需要说明以下各点。

图3 AVC系统机组DCS逻辑Fig.3 DCS logic of unit in AVC system

(1)AVC系统就绪这一开入给DCS的信号，在现有逻辑中只是作为操作画面的信号指示灯L1，并不参与DCS逻辑，这一点在《华东电网500kV发电厂AVC子站建设调试接入试验规程》中未做具体要求。本文认为应将此信号接入AVC系统投入的逻辑中，当AVC系统准备就绪的同时向DCS发出信号，允许操作人员进行AVC系统投入操作。

(2)调试和试运时，在AVC手操器后加入RS触发器，使之投入或退出时间增长。但是，由于RS触发器在AVC系统投入或退出时，其指令一直保持在RS触发器输出端，只有运行人员在手动退出或投入后才能复位。这样对于原有AVC系统逻辑，只要其中AVC系统投入状态返回开入量有抖动或接点误动，就会使AVC系统退出至手动模式。因此，取消原有逻辑中的RS触发器，将手操器后加入1个13 s的脉冲延时，时间一到，自动复位，从而解决原有逻辑中的缺陷。

(3)当AVC系统连续增磁3 s或减磁3 s时，自动退出AVC系统。但是DCS板卡中的增、减磁继电器在投入AVC系统闭环运行后，每天增、减磁多达几百次，而此继电器寿命在10万次左右，一般1个检修周期就需更换，此继电器如发生节点粘连，AVC对此并无保护措施。玉环电厂采用的励磁调节器，在DCS继电器节点粘连时也无此功能，这时，自动电压调压器(automatic voltage regulator，AVR)连续进行励磁调节直至保护动作，不利于安全生产［9］。这是电厂在励磁调节器选型时所要考虑的一项重要功能。

(4)在AVC系统投入过程中，由于AVC系统退出返回状态需要一定反应时间，此时会存在AVC系统投入状态和退出状态同时开入。为了防止上述工况存在而自动退出AVC系统，在其逻辑内增加1个2 s的时间延时，在满足条件后延时退出机组AVC系统，提高可靠性。

(5)增加DCS总报警信号灯L2，此信号是图3中7种异常运行情况的总汇，用以实现《华东电网500kV发电厂AVC子站建设调试接入试验规程》中所要求的报警功能。而对于AVR异常功能，逻辑中除按规程接入必要的AVR低励、AVR过励、V/F限制、AVR强励持继接点信号点外，还将AVR瞬时电流限制、AVR定子电流限制、AVR 2个中央处理器(central processing unit，CPU)故障、AVR脉冲丢失等保护动作和异常信号接入，可靠反应AVR各种异常情况。

(6)为了防止所有开关量由于节点抖动造成逻辑出口或误判，建议所有开入量在接入DCS逻辑时都要增加2～3个DCS扫描周期的延时。对于DCS开出至AVC系统的开关量，主要是AVC系统投入、退出指令，在手操器操作投退时，如AVC系统下位机不能识别，建议增加3～5 s延时。

(7)励磁调节器在自动模式及AVR系统无异常情况下，应允许DCS投入AVC系统，但是如果正常运行时，机组由于电气保护动作或机炉保护动作而停运，如果非励磁调节器保护动作，则AVR仍为自动模式并不能切手动模式［9］。此时，只有通过AVR异常信号开入使本机组AVC系统自动退出运行。

3 问题分析与改进措施

3.1 DCS调节脉宽

2012年10月，3号机组AVC系统下位机在机组空载状态下进行动态调试试验，主要是为了验证装置在发电机正常运行时的调节方向、调节性能及DCS逻辑的正确性。试验过程中，在切换至DCS操作时出现了AVR调节器不能调节的现象。以下是此问题的分析及改进措施。

(1)调出DCS画面中励磁系统增减磁逻辑，远方手操控制，增磁或减磁脉宽300 ms输出至DCS卡件I/O点，但AVR不能增磁或减磁，很明显是因为DCS系统卡件中的固态继电器没有足够长的延时使之动作开出。将时间改为500 ms后，DCS远方手操控制增、减磁正常。

(2)根据机组和DCS所接逻辑的不同及控制器的差异，1号机组25号电气控制器扫描周期为250 ms，3号机组25号电气控制器为500 ms，故1号机组设置增、减磁脉宽为300 ms，并在当时增、减磁各5次都能响应，而3号机组脉宽设置为相同数值则不能响应。1、3号机组DCS中的AVC系统新增逻辑使用仪控DCS系统25号控制器的第200页内容，因页属性中的扫描周期对老版本的DCS系统不能更改，只能对整个控制器扫描属性进行调整，而这样会影响系统资源和其他逻辑的执行速度，故不便调整。DCS系统中手动调节和AVC闭环调节共用1个通道，至AVR的增、减磁展宽脉冲定值应根据实际情况在线调整设置［10］。

(3)从1、3号机组AVC的机组空载状态下动态调试中发现，DCS增、减磁脉冲分别设置为300、500 ms时，每个脉宽调节机端电压都调节成0.05kV左右，不能体现出脉宽和电压的比例关系。这应和DCS扫描周期有关，故DCS和AVC系统至AVR的脉冲宽度的设置，每台机组应有所不同。调试单位最后联调结果:在AVC系统调节周期设置为15 s、4台机DCS至AVR调节脉宽设置为500 ms时，1、3号机组每个调节周期平均调节机组无功6.4 Mvar，2、4号机组每个调节周期平均调节机组无功8.3 Mvar。故建议，1、3号机组 DCS 脉宽设置为 700 ms，2、4 号机组DCS脉宽设置为500 ms。玉环电厂DCS脉宽最后统一设置为4台机组500 ms不变，这是因为从调节精度来看，此脉宽较小为宜，从玉环电厂机组在各种工况下实际运行数据分析，全厂4台机组DCS脉宽设置一致，对AVC系统的调节品质影响较小，又保持了其在原有方式下的机组励磁调节的各种性能。

3.2 电源及采样板

在AVC系统调试中发现，AVC系统下位机电源在2路电源中任一路断电时，下位机采样板开关量会发生变位，引起DCS中AVC系统退出逻辑满足条件而误退出。发现这2路电源切换是由继电器来控制的，通过试验录波发现切换时间存在间隙，最高达到56 ms，使下位机采样板内电源不满足要求而错误开入或开出。故要求厂家将现有电源更换为逆变电源或在电源接线和回路上采取一定措施，保证蓄能能力，使电源切换时输出电压平稳连续，不存在切换间隙［11］。

3.3 P-Q定值与低励限

玉环电厂投运AVC系统前，为了防上AVC系统在各种工况下闭环调节时不会引起励磁调节器低励限制(minimum excitation limiter，MEL)报警，需验算AVC系统定值中P-Q曲线与励磁调节器MEL功能配合问题［12］。

以无功功率运行范围为基础，结合华东电网AVC系统上位机P-Q曲线定值单，核算P-Q曲线设定值。

发电机励磁调节器低励限制MEL曲线计算公式为

式中:Qpu为无功标幺值;C为圆心参数，C=1.08;Vpu为电压标幺值;R为圆心半径;Ppu为有功标幺值。

(1)机组有功P为1 000MW时，计算得Ppu=0.899，Vpu=1.0。

将以上参数和标幺值代入公式(2)得Qpu=0.006 7，无功 Q=7.45 Mvar。

与华东电力调控中心下达的定值P=1 000MW时，Q=10 Mvar相比，计算值Q=7.45 Mvar在定值Q之下，所以满足发电机励磁调节器低励限制要求。

(2)机组有功P为800MW 时，计算得Ppu=0.719，Vpu=1.0。

将以上参数和标幺值代入公式(2)得Qpu=－0.121 2，无功 Q= －134.8 Mvar。

与华东电力调控中心下达的定值P=800MW时，Q=－100 Mvar相比，计算值Q=－134.5 Mvar在定值Q之下，所以满足发电机励磁调节器低励限制要求。

(3)机组有功P为500MW 时，计算得Ppu=0.449 6 ，Vpu=1.0。

将以上参数和标幺值代入公式(2)得Qpu=－0.305 2，无功 Q= －339.47 Mvar。

与华东电力调控中心下达的定值P=500MW时，Q=－165 Mvar相比，计算值Q=－339.47 Mvar在定值Q之下，所以满足发电机励磁调节器低励限制要求。

由于机组运行时的有功有可能高于1 000MW或低于500MW，华东电力调控中心在定值上未给出此种工况的无功限值，而AVC系统厂家程序在此方面也无自动计算和拟合功能，故在设置AVC系统参数时按其最高或最低有功值给出的无功限额来整定。

3.4 报警与画面

在AVC系统调试过程中，一般注重的都是逻辑功能、调节特性、安全性能、二次防护等方面，对于其报警及画面只要保证一般功能即可。AVC系统在调试及试运阶段，对于出现的一些异常情况，运行人员不能监视和判断，这就充分证明DCS设置简单的报警和画面是不够的。玉环电厂将AVC系统所有的开入、开出量，逻辑生成的量都引入DCS画面;同时将AVC系统投入和退出信号增加到集控室大屏幕报警，并增加历史趋势查找功能;在NCS操作区域增加AVC系统后台监控，保证AVC系统异常后实现多点报警功能，便于运行人员操作和监控［6］。

3.5 AVC调节指标

华能玉环电厂2013年3月底完成AVC系统调试安装和各项试验，具备《华东区域发电厂并网运行管理实施细则(试行)》、《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则(试行)》的补偿和考核要求，于4月份正式加入浙江电网“两个细则”补偿和考核。AVC系统的考核属于无功调节考核内容，主要指标包括AVC系统投运率和AVC系统调节合格率［8］。玉环电厂AVC系统投运率在正式投运后保持大于99%，而调节合格率在 4、5月分别为93.71%和94.06%，在省内处于低水平。为此，对AVC系统实时调节过程及调节数据进行观察和分析，通过对比浙江电力调控中心和华东电力调控中心发布数据及AVC系统本地历史数据，发现以下几个问题:

(1)AVC主站指令(设定电压)及实时电压时刻是以分钟级为单位，每天凌晨1:00生成昨日的统计分量，并通过文件传输协议(file transfer protocol，FTP)传到指定主机的指定目录，由华东AVC主站提供考核分量，交由第三方即浙江电力调控中心进行考核。其下发的指令是每5 min 1个增量值，比如指令编码1105表示目标母线电压为当前值向下减0.5kV，而指令编码2108表示增0.8kV。通过数据对比。我们发现主站的实时电压采样值与本地AVC值在同一时刻不一致，但本厂远动至网调母线电压实时值与远动通道通信传输给AVC的数值，全部采用母线A、B两相的相间电压，而主站数据采样时刻是由主站标时，可排除数据同源造成误差的可能。进一步分析发现，两侧同一时刻的采样数值在时间上相差5 min左右，这样既影响了电压实时采样值又影响了两侧目标指令值的一致性。

(2)AVC的数据通过网口取自NCS总控单元的CPU的104规约数据。由于NCS总控单元系进口件，主从总控切换机理与国产的AVC主机在数据通信方面难达成一致，在AVC主机通信切换时会造成总控单元的切换，存在通信来回切换过快，造成电厂监控系统主服务器死机，监控后台数据不刷新和大量报警信息上送的问题。

(3)本地AVC系统考虑到主机内存容量，采样是每10 s记录1次。在导出的历史数据中，可以发现在相邻近的2个采样电压变化实时数据中，两者的差值最大达到1.6kV，明显大于调度考核范围正负1kV，从而形成调节不合格点，每天有15～30个不合格点，这是使AVC调节合格率下降的主要原因。

针对第1个问题，反馈情况至调试单位和华东主站，在及时调整主站侧时间后，两侧采样数据最终保持一致。针对第2个问题，考虑到NCS总控的切换机制，在AVC主机任何一个通信与NCS总控中断时，都会引起总控端切换，在更改总控端通信参数试验失败后，我们将AVC通信数据改为从远动通道上获取。因远动的2台主机在正常运行时都是从总控上收取数据，两者工作情况一致，同时向外发送或接收数据，故在可靠性和安全性方面都较好。针对第3个问题，我们从数据源开始，将母线测控单元母线一次电压死区值由原来的1kV改为0.1kV，二次电压采样精度保持0.05%不变。通过1个星期的观察，在相邻近的2个采样电压变化实时数据中，两者的差值在0.3kV左右。同时，通过7月份浙江电力调控中心发布的数据，玉环电厂的AVC调节合格率比6月份提高3.24个百分点，达到97.3%，调节不合格点数也降低到每天3～7个不等;8月份发布数据，玉环电厂的AVC调节合格率又比7月份提高1.81个百分点，达到99.11%，调节不合格点数降低到每天1～3个不等。可见，AVC系统的调节合格率提高十分显著。

4 结语

华能玉环电厂AVC子站采用国产化设备，人机界面友好、易于维护、成本较低。与国外产品相比差别在于，国外产品其远动、AGC、监控、AVC等功能都可在同一系列产品内实现，只需增加相应卡件及配置。国外产品数据同源及匹配性能较好，各项参数配置灵活性好，但成本高，维护不方便，综合比较国内外产品各有利弊。有关单位在AVC子站建设时应综合考虑，选择最适合的设备厂家。玉环电厂在AVC子站建设中子站设备及软件配置良好，DCS接口逻辑及安全功能符合要求，对于在安装调试及投入运行过程中出现的问题，经改进后效果良好，保证了AVC系统安全运行，取得了较好的经济、社会效益。

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