云南电网自动电压控制系统研究

王珍意

(云南电力调度控制中心，昆明 650011)

云南电网自动电压控制系统研究

王珍意

(云南电力调度控制中心，昆明 650011)

介绍了云南电网自动电压控制 (AVC)系统的必要性、建设思路、优化控制方案和控制策略，从工程实际角度研究了AVC系统建设的关键技术和设备AVC遥控闭锁控制策略，对地区供电局、电厂和变电站开展AVC工作具有指导作用。

自动电压控制；协调控制；闭锁信号

0 前言

电压作为衡量电能质量的重要标志之一，自动电压控制 (Automatic Voltage Control，AVC)系统利用EMS/OCS平台的电网模型和实时量测，在线分析电网的电压无功运行状况，给出相应的电压无功调整策略并通过EMS/OCS平台将调整策略发送到可控的无功调节设备 (发电机、主变、电容器电抗器等)控制设备动作，从而达到提高电压合格率、降低网损等目的[1-3]。AVC系统对于改善电压质量、保障电网安全运行具有重要意义。

云南电网因长距离送电、负荷分布不均匀、季节性差异大、电压管理相对滞后等原因，主网及局部地区电压问题突出。主要表现为：汛期主网无功平衡问题不突出，局部地区低谷时段高电压问题突出；枯期外送换减少，主网500 kV充电功率过剩，全网电压普遍偏高，低谷时段尤为突出；并且还存在无功调节容量欠缺、变压器档位配置不当、局部地区无功就地平衡缺乏调整手段等问题。因此亟需建设全省集中控制的AVC系统，统一协调控制发电厂 (包括水电、火电、风电、光伏)、变电站、地区电网的无功电压调控设备，达到全省无功资源的集中优化控制。

建设全省集中控制的AVC系统，需要重点研究以下几个方面的问题：网省地三级控制策略、省级AVC控制策略和设备闭锁控制策略，对容抗器、机组和主变分接头、SVC/SVG等无功调节设备的自动控制方法，健全、合理的管理制度体系，全省AVC建设推进方案等等。本文围绕云南电网AVC系统建设及其关键技术、解决方案等展开讨论。

1 建设思路

省调AVC主站采用与省调OCS系统紧耦合的方式进行嵌入式开发，共有模型和图形均在OCS上维护，AVC主站无需单独维护。省调AVC主站系统已经建成并且试运行正常，正逐步接入直调电厂、500 kV变电站和地区电网AVC子站系统，截止2015年年底所有省调直调电厂均应接入并纳入AVC闭环控制，2016年年底所有直调500 kV变电站35 kV容抗器均应接入并纳入AVC闭环控制，2020年所有地区电网均纳入AVC闭环控制。

部分供电局EMS/OCS系统具备AVC功能模块，但需要进一步完善，EMS/OCS系统无AVC功能模块的，需要通过项目新开发AVC功能模块。各供电局AVC开发建设应遵循一体化、模块化、智能化原则，符合技术规范和省地协调控制要求，逐步实现对220 kV及以下变电站容抗器的遥控及主变分接头的遥调，待条件成熟后再考虑逐步实现对地调直调电厂和省地共调电厂的遥控。

省调直调500 kV变电站35 kV容抗器AVC遥控，应先由供电局编制AVC遥控试验方案，由修试所、变电管理所等专业部门在站端进行遥控闭锁信号的梳理、合并及验证工作，确保闭锁信号充分必要且复归解锁可靠，再将容抗器远动信息接入省调AVC主站，在省调OCS主、备调上分别进行有、无闭锁信号的遥控试验，试验合格后方能投入AVC闭环控制。

省调直调水、火电厂监控系统均有AVC功能模块，但AVC新投之前需要由监控厂家、通讯厂家开展AVC远动信息接入核对工作，并由第三方对AVC功能及性能进行相应的测试，测试合格方能投入AVC闭环运行。大部分直调风电场在新投的时候要求监控厂家提供AVC功能，但AVC功能实现均未具体实施，需要进一步研究，以便充分利用云南大量的风电场无功调节资源，切实提高电压控制水平。

2 优化控制方案

2.1 省级AVC主站

省级AVC主站接受总调AVC下发的协调控制指令、地调AVC上送的地区电网无功电压信息和省调调管电厂、变电站无功调节信息，在线分析电网的电压无功运行状况和计算控制策略：下发直调电厂的高压母线电压设定值至电厂AVC子站，实现对直调电厂的实时电压控制；直接下发500 kV变电站的可控容抗器投切指令，实现对调管变电站容抗器的闭环控制；通过500 kV和220 kV关口电压、功率因数或无功指标等信息的交互，实现网、省和省、地协调控制。其信息流程如图1所示。

图1 AVC信息流程图

2.2 电厂AVC控制

电厂AVC控制分为母线电压控制和单机无功控制两种模式，云南省调AVC主站对发电厂采用母线电压控制模式。

省调AVC主站直接给电厂AVC子站下达电厂高压母线电压控制目标值，电厂子站根据电压控制目标值，计算得出电厂需要承担的总无功功率，将总无功功率按一定调节方式分配给各台机组；AVC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增、减磁信号以调节发电机无功出力，使电厂高压母线 (电压达到控制目标值，实现全厂多机组的电压无功自动控制。

图2 电厂AVC无功控制逻辑图

电厂AVC子站应具备相应的安全控制策略，在量测异常、通讯中断、机端电压偏低等异常情况发生时能够自动闭锁或退出AVC控制。

2.3 变电站AVC控制

变电站AVC控制，分为集中控制和分散控制两种模式。云南省调AVC对变电站采用集中控制模式。在集中控制模式下，省调AVC主站根据变电站当前的电压和无功信息，直接向变电站下发电容/电抗器投切、变压器分接头调节等遥控遥调指令。当变电站受控设备出现机构异常、保护动作、保护装置异常、控制回路断线等情况时，应将相应的控制闭锁信息可靠上传至调度AVC主站，闭锁控制相应设备。

2.4 网、省协调控制

协调控制目标：对总调调度的500 kV变电站，以主变中压侧关口无功作为网省AVC协调控制的目标；对省调调度的500 kV厂站，以厂站的500 kV母线电压作为协调控制的目标。

省调AVC上总调AVC信息：省调AVC将自身运行状态信息上送总调AVC，包括：系统是否闭环运行、是否与总调AVC协调控制、上送数据信息刷新时间。对总调调度的500 kV变电站，省调AVC将500 kV变电站主变中压侧所带区域无功备用上送总调AVC，包括：主变中压侧的无功上调节裕度、无功下调节裕度。同时省调AVC应上送500 kV变电站中压侧母线电压可接受上、下限值。

省调AVC接收总调AVC下发的协调控制目标，对总调调度的500 kV变电站包括：500 kV变电站主变中压侧无功上、下限值、控制目标刷新时间；对省调调度的500 kV厂站包括：500 kV母线协调控制设定值、500 kV母线电压实时量测参考值、控制目标刷新时间。

2.5 省、地协调控制

协调控制目标：以220 kV变电站主变高压侧关口功率因数 (或无功)作为省地AVC协调控制的目标，以220 kV母线电压上、下限曲线作为约束条件。省一地AVC三级协调控制系统如图3所示。

图3 网省地AVC三级协调控制体系

地区AVC上送省调AVC的信息：地区AVC应计算220 kV主变所带区域无功备用并上送省调AVC。地区AVC应实现将自身运行状态信息上送省网AVC。

省调AVC接收总调AVC下发的协调控制目标：220 kV变电站主变高压侧无功或功率因数的上下限、控制目标刷新时间。

3 关键技术研究与处理

3.1 数据处理

AVC主站周期性读取SCADA系统的量测数据及其量测值的状态，当发现量测状态为坏量测时，AVC系统对量测数据进行相应处理，如忽略坏量测的母线电压越限点等。AVC主站在进行无功电压优化计算前先进行状态估计，如果状态估计收敛且合格率达到要求，则基于状态估计的结果进行无功电压优化计算，否则基于SCADA量测值进行电网无功电压策略计算。

3.2 控制平稳性

AVC主站每隔5分钟下发一次调整策略，故电压控制没有必要非得一步到位。实用中，一般220 kV母线电压调幅取1.5至2 kV，500 kV母线电压调幅取2至3 kV。对于拥有离散调节手段的情况，一个控制周期内一个厂站应只允许投切一组并联补偿设备，任一主变也应最多只允许调节一档。为避免量测瞬时性异常可能造成的定值抖动，取多个断面的量测数据并对量测数据进行纵向滤波，进一步保证控制过程的平稳性。

3.3 机组无功储备与进相

由于机组的无功出力限值取决于机组本身的物理特性，机组不可能提供超出其物理调节能力的无功出力，故机组无功出力的上、下限限制在电压无功优化中需严格保证。

在电网的正常运行时，各机组应留有一定的动态无功储备，为负荷波动或电网异常运行提供必要的动态无功支撑，以保证电网的安全稳定运行。此外，机组的进相运行，特别是长时间深度进相运行，对机组本身将造成一定的损害，同时也不利于电网的稳定运行，在电网的实际运行中应尽量予以避免。

根据上述分析，可以将机组的无功出力运行区间划分为安全区及预警区，机组进相运行或动态无功储备不足均是不希望出现的，属预警区，可在电压无功优化的目标函数中给予一定的惩罚，以尽量避免运行在该区间。

现假设某一机组具有一定的无功进相能力，并需要在正常运行时留出一定的动态无功储备，即

可构造如下所示的目标函数对机组无功进相或储备不足予以惩罚。

其中，w1及w2为罚系数，可根据经验确定。

上述目标函数可以用图形描述如下：

图4 机组无功储备与进相的工程化处理说明图

3.4 离散量控制

由于并联补偿设备、主变分接头档位等离散调节设备一天之内有操作次数的限制，两次调节之间有时间间隔的限制。根据负荷的变化趋势将一天划分为若干时段，根据负荷变化趋势确定离散量的调节方向，这样每个离散设备一天内的操作次数可以限制在4～6次之内，对于并联补偿设备，能够满足实际应用的要求。对于500 kV主变，则进一步对允许调节时段进行限制，保证一天内的调节次数不超过2次。对于同一个厂站的电容器、电抗器，应采用循环投切的原则以均衡各电容器、电抗器的投切次数，尽量增大同一设备两次调节间的时间间隔，充分挖掘其无功调节能力。

3.5 安全闭锁策略

AVC闭锁是指在AVC系统运行过程中，当运行条件触发安全闭锁策略时，AVC自动暂停对相关的设备的控制。AVC闭锁是异常情况下维护电网安全与预定的可靠性措施与手段。AVC解锁是指运行条件恢复到正常运行条件，AVC恢复正常控制，分为自动解锁和人工解锁。

电网系统中不同的无功设备有不同的闭锁策略。通常设备闭锁策略可分为发电机闭锁策略、容抗器闭锁策略、变压器闭锁策略。

图5 机组增无功闭锁逻辑图

图6 机组减无功闭锁逻辑图

为保证机组安全可靠运行，机组无功、厂用电、定子电流、定子电压、转子电流高于整定值时，应可靠闭锁相应机组无功上调节；机组无功、厂用电、定子电压低于整定值时，应可靠闭锁相应机组无功下调节，机组AVC闭锁定值由电厂自行负责整定，但不得限制AVC有效调节范围和精度。

变电站应将容抗器不能被AVC遥控操作的信号在站端合并成闭锁信号，然后上传至省调；调度AVC主站通过站端闭锁信号、容抗器状态、母线电压等信息实现对容抗器的闭锁控制。

变电站应将主变不能被AVC遥控操作的信号在站端合并成闭锁信号，然后上传至省调；调度AVC主站通过站端闭锁信号、分接头状态、母线电压等信息实现对主变分接头的闭锁控制。

设备的闭锁控制策略是保证设备AVC可靠控制的关键。因此，应可靠梳理容抗器、主变分接头和机组等设备的闭锁信号，做到充分必要，并在厂站进行合并及验证，保证上传到AVC主站和子站的设备闭锁信号能可靠避免误控、误调事件发生。

4 结束语

本文提出了AVC系统级、厂站级、设备级的一般性控制策略、闭锁控制策略和相关工程处理方案，能够很好地指导省级、地区AVC系统建设及变电站、电厂AVC接入工作。厂站具体实施时应结合实际情况进行建设，电厂AVC子站接入省调AVC主站控制，应进行相应的静态、动态测试；变电站容抗器、主变分接头应进行闭锁信号合成及验证、远动信号接入及核对、遥控遥调测试等才能闭环控制，确保不发生误控、误调事件。

[1] 周玲，王宽，钱科军.计及UPFC的电力系统无功优化研究 [J].中国电机工程学报，2008，28(4)：37-41.

[2] 蔡昌春，王宽，丁晓群.动态无功优化的简化方法及实现[J].电力系统自动化，2008，32(5)：43-46，58.

[3] 王宽，丁晓群，侯学勇.福建电网在线电压稳定监控系统与AVC系统的协调控制 [J].福建电力与电工，2007，27(4)：1-5，22.

Study on Construction and Key Technology of Auto Voltage Control in Yunnan Power Grid

WANG Zhenyi
(Yunnan Electric Power Dispatching and Control Center，Kunming 650011，China)

This paper introduces the Necessity，construction ideas and optimizing control scheme of automatic voltage control (AVC)system in The Yunnan power grid.From the view of engineering practice，the key technology of AVC system construction and AVC remote control Blocking control strategy of equipment are studies.It will guide the AVC work for the power supply bureau，power plant and transformer substation.

auto voltage control；coordinated control；blocking signal

TM73

B

1006-7345(2015)05-0070-04

2015-05-16

王珍意 (1980)，男，硕士，高级工程师，云南电力调度控制中心，从事电网调度自动化系统运行维护工作 (e-mail) 51676390＠qq.com。