六安地区电网自动电压控制(AVC)系统的典型设计方案

摘要：文章探讨了六安地区电网AVC系统的典型设计方案，概述了AVC系统建设的必要性和具备的建设条件，从系统软硬件构成、核心参数设计、人机界面等方面详述了六安电网AVC系统，着重介绍了系统的安全性设计，供相关人员参考。

关键词：自动电压控制(AVC)；电网安全设计；无功优化原则；闭锁

中图分类号：TM761

文献标识码：A

文章编号：1009-2374(2011)27-0110-02

随着地方经济的发展，地区电网负荷越来越重，电网网架越来越复杂，传统的人工调压模式己不能满足电网运行的需求。有必要建立一套地区电网AVC系统，实现自动调压调无功，将调度员和变电运行人员从繁重的操作工作中解脱出来，并提高电压合格率，降低网损，提高经济效益。随着近些年自动化专业的飞速发展，六安地区电网已经具备建立地区AVC系统的条件。

一、系统构成

(一)硬件构成

AVC系统安装在EMS系统两台PAS服务器里，不再单独设置AVC专用服务器。PAS服务器采用IBM Systemp5 55A服务器，运算能力非常强大，能够满足众多软件包括AVC软件同时运行的硬件需求。

(二)系统建模

AVC与EMS平台一体化设计，数据流无缝衔接。从PAS网络建模获取控制模型，AVC系统不需要单独设置模型。从SCADA获取实时量测数据或者采用状态估计的数据，并进行在线分析和计算。

(三)主要进程

AVC系统由三个主要进程组成：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。下图是三个进程处理数据时的流程图：

(四)控制逻辑

AVC对地区电网实行分层分区控制。AVC运行时根据SCADA遥信信息，进行网络自动拓扑，自动分区。

220kV变电站主变高压侧开关作为省调AVC与地调AVC的协调关口。省调AVC系统向地调AVC系统下发主变高压侧开关的利率限值和实时无功指令。力率限值的设置采取与逆调压相似的原理，即负荷高峰时提高功率因数的下限值，负荷低谷时降低功率因数的上限值。省调根据省网的实时运行工况向地调下发无功指令。地调AVC系统运行模式选择远方模式时，接收省调下发的力率限值和无功指令按省调AVC要求运行；选择就地模式时不接收指令自己独立运行。

地调AVC系统运行时采取“区域电压控制”>“就地电压控制”>“无功优化控制”。地调AVC系统根据网络拓扑和电气连接关系，依据实时灵敏度分析和白适应区域嵌套原理，实时自动划分出若干区域。在每个区域内选择1条110kV母线作为电压中枢点，通过控制电压中枢点来控制区域内母线电压。电压中枢点电压一般控制在比电压下限值略高的水平，可以防止其他母线电压由于远距离电压降导致电压越下限。当区域内电压普遍偏高或者偏低时就可以通过调节电压中枢点电压来调节区域整体电压水平，可以减少调节次数，降低一次设备损耗，还可以避免区域内多主变同时调节引起电压振荡。依据实时灵敏度原理，就地无功设备控制能够快速有效地校正当地电压，消除电压越限。当220kV变电站的35kV母线电压或者110kV变电站的10kV母线电压越限时，厂站内变压器和电容器按九区图原理分时段配合动作，快速校正当地电压。就地控制电压时，对于三绕组变电器，如果主变中、低压侧的电压都纳入调节控制范围，可能导致冲突，造成电压震荡。为安全起见，在地区电网AVC系统内对于220kV变电站、110kV变电站的35kV母线电压不予调节控制。AVC系统要求兼具安全性和经济性，在满足电压合格率要求时还应降低网损，提高系统运行的经济性。

无功优化的原则在于尽可能在比较小的区域内使无功就地平衡。按照电压等级分层、按照网络拓扑分区进行分层分区检查线路无功传输是否合理。依据实时潮流灵敏度优化分析计算决定无功投切容量。依据实时灵敏度原理，可以根据各个厂站的补偿情况确定哪个厂站优先投切，而且可以确定同一厂站的电容器组谁优先投入。控制电容器时同厂站同容量的电容器组实行循环投切策略，均匀分配动作次数。投切电容器时考虑组合动作，经过计算得出如果有可能使电压越限时，则预先调整主变分头，使控制后电压仍然在合格范围内，但减少了线路无功流动，减少了主变分头调节次数，避免电压震荡。控制电容器时严格禁止向主网倒送，即禁止通过区域关口向省调220kV主网倒送无功，防止省网发电机进相运行，损伤一次设备。为使无功优化，网损最小，允许向地调110kV主网倒送无功。计算时依据绝对值原则。对于110kV变电站，从主变下受无功和电容器无功容量之和的绝对值小于从主变下受无功的绝对值，则允许电容器投入，允许向110kV电网倒送无功。对于220kV变电站，从主变下受无功和电容器无功容量之和的绝对值小于从主变下受无功的绝对值，则允许电容器投入，允许向110kV电网倒送无功。

(五)核心参数设计

为保护一次设备，同时避免电压振荡，六安地调AVC系统根据六安电网历史负荷曲线制定了变压器动作次数、电容器动作次数的时段设置策略。并且对相邻两次动作的时间间隔也做了设置。

对于实时分区的区域电压控制，AVC系统分电压等级统计当前区域内母线电压的越限情况，若越限比例超过80％，则判定为当前区域电压越限。

根据六安电网历史负荷曲线制定区域电压控制策略的电压限值。考虑到10kV电压波动较大，针对10kV电压限值单独设置高峰和低谷电压限值。

二、安全性设计

(一)总体设计

在220kV主网电压过低的情况下，AVC禁止调节220kV主变分接头，不从主网吸收无功，防止造成主网电压崩溃。

对电容器的调节策略主要是未装设限流电抗器的并列电容器组不允许同时投切。

能够自动读取SCADA应用下厂站图中设备检修牌，对检修设备自动闭锁，等待人工复位

(二)闭锁

AVC系统针对主变调档和电容器投切建立了闭锁机制，分为硬闭锁和软闭锁。硬闭锁是需要人工解除闭锁。软闭锁是人工无法解除闭锁，当闭锁时限过后闭锁自动解除。

硬闭锁分为两种情况。一种是异常事件闭锁，一种是保护事件闭锁。

异常事件闭锁主要针对调节过程中产生的事件进行闭锁。硬闭锁还有一种情况是保护事件闭锁。当保护跳闸信号或者重要的二次信号出现时，闭锁产生相应信号的设备。当保护事件闭锁出现时不可盲目解锁。需要和现场核实相关设备实际状态，当确认设备恢复到正常状态时，可以将硬闭锁解除。

软闭锁主要是指主变分头或者电容器在一个时限内动作次数用完后闭锁该设备，待时限周期过后闭锁自动解除。

(三)硬件热备

AVC系统进程分别安装在EMS系统两台PAS服务器里。六安电网OPEN3000系统还配置了一台BAK服务器，BAK服务器里面安装有OPEN3000系统的所有软件模块，当任何一台服务器(包括PAS服务器)退出运行时，BAK服务器里的相应进程会立刻启动。AVC系统在硬件上相当于一主两备，共三台服务器在运行。

三、结语

六安电网AVC系统运行以来，通过观察省调考核网站的数据，六安电网电压合格率显著提高，六安电网10kV配电侧用户电压合格率显著提高。六安电网线损率显著下降。一次设备减少了操作次数，既降低了检修成本，同时又大大减轻了调度员和变电运行人员的值班工作强度。