武汉电网AVC系统实用化控制参数和策略的研究

摘要：随着变电站无人值班和智能电网的发展，以及现代电网对电压稳定性合格率和电网运行经济性的的高要求，原来传统靠人工干预方式下的电压调整方式已经不适用，取而代之的则是自动电压以及无功调整系统来对电网进行电压和无功的调整，武汉电网作为湖北省电网的重要组成部分，其电压稳定性和合格率对电网安全运行有着重要作用，在2008年武汉电网正式开始AVC系统的运行，在运行过程中我们对AVC系统的实用化控制参数和策略进行了研究，采取适用于武汉电网实际运行情况的策略，对武汉电网的无功电压进行合理化调整。

关键字：武汉电网 AVC 控制参数 策略

中图分类号： U665.12 文献标识码： A

项目概况：

智能电网电压无功自动控制AVC系统（简称“AVC系统”）通过调度自动化系统采集各节点遥测、遥信等实时数据进行在线分析和计算，以各节点电压合格、关口功率因数为约束条件，进行在线电压无功优化控制，实现主变分接开关调节次数最少、电容器投切最合理、发电机无功出力最优、电压合格率最高和输电网损率最小的综合优化目标,最终形成控制指令，通过调度自动化系统自动执行，实现了电压无功优化自动闭环控制。

武汉地区电网AVC系统负责进行本地区电网的无功电压调节工作。当采用远方控制方式时，应跟踪省调AVC系统下发的220K关口变电站功率因数，同时完成地区电网的无功电压调节工作。当采用当地控制方式时，将省地考核界面（220KV关口变电站）功率因数控制在要求的范围内，同时完成地区电网的无功电压调节工作。

引用标准：

《湖北省电网自动电压控制系统AVC运行管理规定》；

《武汉地区电网电压无功优化控制（AVC）系统验收管理办法》；

研究的目标及主要技术指标：

项目的主要目标是制定出适合武汉电网的无功优化系统控制参数和策略，从而使系统能够自动的调节武汉地区内变电站变压器分接头位置、电容器的投退，从而满足省公司下发的功率因数合格率和各类电压合格率要求，进而优化电网无功潮流，降低网损。

控制参数：

首先应该考虑的是武汉电网的电压合格率，作为电能量的提供者，一个稳定而优质的电压对社会生产有着积极的作用，我们根据武汉电网的实际情况，对各个电压等级设定了相应的区间和范围，针对武汉电网负荷特性，我们将武汉电网分为高峰（7-23点）和低谷（0-7）两个时段，在这两个时段里设置不同的设备调节次数，可以有效解决高峰期设备投退次数较频繁的问题。

对于变压器的控制间隔，在项目初期实验中发现原设定的2分钟间隔太短，有些厂站因为设备原因档位上送相对较慢，造成部分变电站不停的下发调档指令，造成区域电压波动较大，所以在实际应用中我们将变压器投退间隔控制在5分钟，并且加入闭锁机制，当变压器分接头在5分钟内连续出现两次调压策略时，我们就认为该分接头调节过于频繁，系统自动闭锁该变压器，需要人工查明原因后再手动解锁。

无功优化设备的日投切次数，实验时设置的是每天30次，后来发现部分变电站因为电压波动较大，设备投切次数很频繁，部分设备投切次数过多出现了机构问题，所以我们综合了所有设备投切次数，取了相对平均的10次，也就是设备每天最多调节10次，可以有效延长设备使用寿命。

综合在测试中得到的数据和实际应用情况，制定出控制参数如下图：

控制策略：

首先分析武汉电网实际运行情况，由于武汉地理位置的特殊性，武汉电网主要由江南、江北两大区域电网组成，两个电网之间联系较少，所以综合实际来看，我们采取了区域电压和无功控制方案。当区域出现电磁环网时，策略自动转成就地电压无功控制策略。

图1. AVC地调区域示意图

AVC控制策略

区域电压控制策略：从高电压等级往电压等级扫描

从区域根结点220kV A站开始扫描，统计该区域内110kV母线电压质量，判定是否区域电压偏高/偏低，然后按优先投切电容器、然后调整主变档位的顺序进行控制

若区域内110kV电压正常，从区域根结点220kV A站开始扫描，则统计该区域内低电压母线电压(35kV,10kV,6kV等)质量，判定是否区域电压偏高/偏低，然后按优先投切电容器、然后调整主变档位的顺序进行控制。

若A站不需要进行区域电压控制，则继续向下搜索，循环进行电压判断和调整，在对控制厂站进行操作时，同时满足就地电压控制策略。

就地电压控制策略

2.1、10kV电压低，且220kV电压偏高，则优先上调主变档位，然后投入电容器。

2.2、10kV电压低，且220kV电压正常，则优先投入电容器，然后上调主变档位；

2.3、10kV电压高，且220kV电压高，则优先切除电容器，然后下调主变档位；

2.4、10kV电压高，且该时段处于负荷下坡段，则优先切除电容器，然后下调主变档位；

2.5、10kV电压高，且220kV电压正常、负荷处于平稳阶段，则优先下调主变档位，然后切除电容器；

区域无功控制策略：分为无功投入、无功切除两个操作方向，首先进行无功切除操作。分析判断指标是Q*X，根据经济压差原理，Q*X越小，则网损越小。

3.1、区域无功切除策略：自顶向下循环

3.1.1、从区域根结点220kV A站开始扫描，将当前区域注入无功与考核标准进行比较，当偏差大于所设定精度（即带宽）时，启动区域无功切除策略。

3.1.2、将任意结点（A站、B站、C站均有可能）下属子区域已投入电容器放进切除队列，并按电气指标Q*X进行升序排列。

3.1.3、当选择某站（如A站）电容器切除时，计算切除前后电气指标Q*X，若切除后Q*X变小，说明切除该电容器不会使网损增加，确实应该切除；否则，选择队列中的下一个电容器。

3.1.4、切除电容器时对电压进行预判，如果该关联变压器非220kV主变且变压器上调一档能够弥补电压损失，则切除后电压可能越下限，则上调档位后再切除该电容器（组合策略）。

3.2、区域无功投入策略：自底向上循环

3.2.1、从区域最末端结点开始扫描，将当前区域注入无功与考核标准进行比较，当无功不足且偏差大于所设定精度（即带宽）时，启动区域无功投入策略。

3.2.2、将任意结点（A站、B站、C站均有可能）下属子区域已切除电容器放进投入队列，并按电气指标Q*X进行降序排列。

3.2.3、当选择某站（如C站）电容器投入时，判断该电容器投入是否使区域根结点（关口）无功越上限，如果不越上限则投入；否则，选择队列中的下一个电容器。

3.2.4、投入电容器时对电压进行预判，如果该关联变压器非220kV主变且变压器下调一档能够消除电压越限，则下调档位后再投入电容器（组合策略）。

项目的研究总结：

针对武汉电网的特性和在实验阶段的数据分析，我们得出了适合武汉电网的无功 优化AVC控制参数和控制策略，采用区域无功电压优化策略后的武汉电网，满足了变电站无人值班的技术要求，无需值班人员频繁去现场操作和在路上的奔波的时间，既节省了运行成本，又提高了运行效率，使用AVC系统自动调节电压无功后，武汉电网的各类电压指标均有大幅度上升，网损也降到了历史低点，产生了巨大的经济效益，在以后的工作中我们将进一步研究和改进系统，争取打造更加合理优化的电网。