张乐斌，曹胜利，郑 明

（1.衡水供电公司，河北衡水 053000；2.衡水市桃城区供电有限责任公司，河北衡水 053000;3.东北电力大学，吉林吉林 132012）

0 引言

电力系统电压是衡量电能质量的重要指标之一。发电厂是输电网最主要的无功电源，随着电网的发展和电源点数量的增长，自动电压控制（AVC）逐步从面向机组转变为面向整个发电厂，因此实现发电厂全厂AVC是电网AVC基础之一[1-3]。另一方面，发电机组励磁调控是电力系统重要的控制手段，尤其对于电网暂态控制，通过发电厂AVC子站可以实现对励磁控制器（AVR）控制行为监测，这对电网调度有重要意义。因此电厂侧无功控制已经成为保证电压质量和无功平衡，提高供电可靠性和经济性的必要措施。

电厂侧无功电压控制主要涉及控制策略、最优控制目标及控制模式3个方面。控制策略主要针对机组励磁系统，通过励磁系统改变发电机励磁电流（或电压）来改变无功出力。最优控制目标主要是指维持机端电压或高压侧母线电压为设定值，并按照最优分配原则控制本电厂参与调压机组间的无功功率。控制模式是指控制系统的实现方式，主要有3种实现方式[5-7]：1）采用单独的附加励磁控制器；2）在机组电气控制系统（ECS）中实现；3）在机组集散控制系统（DCS）中实现；4）采用基于现场总线的分布式集散控制系统（FDCS）方式实现。本文采用FDCS模式实现电厂侧自动电压控制。

目前，随着智能电网的提出及大机组、大区域互联电网的出现，原有电厂侧无功控制方式已经不能适应现代电厂的发展要求，需要有新的控制模式。本文基于最优控制模式实现电厂侧机组无功优化与协调控制。

1 电厂侧无功控制策略

电厂无功电压控制通过调节发电机的励磁控制系统实现，具体方法就是改变励磁电流（或电压）大小。无功出力受出口侧电压值影响，而无功平衡又与电压控制强相关[1-3，8-12]。因此改变发电机无功出力能很好维持合格的电压水平。基于对励磁系统的控制策略，国内外学者提出了一些经典控制方法，主要有以下几种。

1.1 按机端电压给定值控制

按照中调下发的电压出力曲线或对无功日负荷预测曲线值给定励磁调节器AVR电压设定值Uset，通过一个PID （Proportion Integration Differentiation）励磁调节器使机端电压Ug维持在设定值。励磁调节器根据设定值与当前值大小比较后，给励磁控制系统发送增减励磁电压信号，直到设定值与当前值在PID控制器调节死区范围内。这种方法最为简单，操作方便，可行性好，投资最少。目前发电机都装有此类自动励磁装置，其缺点是仅能够实现单台机组的时间上的离散调节，即使运行人员频繁调节，多数情况下仍不能满足无功出力曲线实时变化的要去；并且，这种方式不能实现多台机组间的协调控制，不能把电厂的总无功功率最优分配给多台运行机组，只能实现对单台机组的无功调节。单台机组控制原理如图1所示。

图1 按给定机端电压值方式原理图

为了克服这些缺点，进一步增强发电机励磁系统稳定性与可靠性，国内外学者开发了多种励磁系统附加控制器，实现对机组间的协调控制。其实现方式是通过将高压侧母线电压作为计算机端电压设定值参考值，该设定值通过算法计算得出，将计算程序下装到控制器中，将该控制器作为现场层控制器，与子站协调控制器结合后，通过串级控制实现对多台机组控制。多台机组间通讯采用公用机组装置部分实现。

1.2 按高压侧母线电压与机端电压联合控制

大型发电机组多采用单元接线方式，即将发电机母线直接经升压变连到高压母线。将高压母线电压作为发电机励磁调节器AVR目标设定值，通过调节发电机励磁电压来间接实现对高压母线电压的控制。在并网运行中，机端电压与高压母线电压间并没有绝对的线性关系，所以在执行电压目标追踪过程中，多采用逐次逼近、大闭环调节的方法，即励磁调节器对发电机端电压实现小闭环调节，而AVC通过调节励磁自动电压调节器(AVR)的给定对母线电压实现大闭环调节。图2所示为定电压控制方式下的电厂AVC的控制原理图。

1.3 混成自动电压控制

图2 电厂AVC的控制原理图

混成自动电压控制系统理论基于离散－连续分层建模，以离散事件为驱动主体，同时考虑电压动态性能、电压稳定性以及网络损耗三项优化指标，提出了具有可实现性的电压自动控制理论，以保证电力系统的优质、安全、经济运行[5]。因此，在电网混成自动电压控制，可以克服现有调节手段不足、控制技术落后等不利因素，改善电网运行的安全性和经济性，提高电网的控制技术水平，保证电网的安全、稳定、优质和经济运行。

混成自动电压控制系统由3个层次构成：最高处理决策与指挥层、中间处理决策与操作层、基层（包括发电厂变电站及FACTS装置）[5]。各控制层间相互有数据信息交换，而控制指令则是从上往下传达，同时系统调度员可以直接干预最高层输出的指令。

文献[5]介绍了一种用混成自动电压控制理论进行无功控制和提高电压安全性的方法，并在此基础上，研究了混成自动电压控制基本理论。建立一个简单而有效的无功控制模型，利用电压质量、电压稳定性和最小网损3个判据，以事件作为驱动，逻辑指令与连续动态过程相交互，实现对不同电压运行状态的自动判断、控制方式的自动选择，以及在不同状态下系统电压的自动协调优化控制，从而保证电压质量和电压水平，同时提高系统的稳定性，改善电压动态品质。这种混成自动电压控制理论成功应用到东北电网电压无功控制中。

2 电厂电压控制实现方式

最早出现附加励磁控制器是修改励磁控制系统内部逻辑方式[3]。由于励磁调节器本身对机组的各信息进行采集计算，因此无功控制所需大部分信息量都可以直接获得。但是在线修改励磁调节器的内部程序较为困难，灵活性很差。同时在线修改AVR内部控制程序，可能会导致AVR可靠性差，使AVR自身安全受到威胁。而且电厂所用的AVR品种繁多，考虑到修改的程序需要与AVR配套，因此兼容性差。

为了克服这些缺点，目前应用较多的附加励磁控制器方式是增加一个独立的控制器，这个控制器实现对励磁调节器AVR的控制。通过修改励磁调节器的设定值方式实现对机端电压的调控。而附加励磁控制器可以单独实现，又可以在机组ECS或者DCS中实现。下面对这些方式分别做介绍。

2.1 单独附加励磁控制器

专门用于实现机组AVC的附加励磁控制器装置应用很少[3]。但它作为电厂终端设备，是十分有效的。它能满足系统对电厂的无功出力与母线电压的要求，同时又能有效地保障发电机组自身的安全性和运行的稳定性。它直接执行中调的电压或者无功指令。由于和计算机监控系统没有直接联系，这种控制方式受监控系统中计算机运行情况的影响很小，不会因为监控后台运行故障影响到电压无功控制，可靠性高；也不会因计算机数据传递影响控制系统的响应速度。缺点是增加了硬件的投资和造成了系统接线的困难。

2.2 在机组ECS中实现自动电压控制

发电厂分布式电气控制系统(FECS)采用分层分布式结构，网络结构采用3层设备双层网形式[6]。整个系统分成间隔层、主控单元层、主站层，系统的网络结构如图3所示。

图3 在FECS中实现电厂AVC系统结构图

文献[6]介绍了FECS方式在湖南大唐湘潭电厂300 MW机组上实现。电厂ECS方式能够实现电厂AVC功能，但是没有考虑到现代化电厂机炉电一体化协调控制的发展要求。另外电气控制系统的单独控制方式，没有考虑电厂设备间的协调优化控制，还增加了单独控制室，设备投资等。因此，需要探索一种更加合理的控制方式。

2.3 在机组DCS中实现自动电压控制

采用公用系统DCS和机组DCS共同实现AVC的方案[3]。公用DCS中的AVC工作原理：接到中调投入AVC指令后，若程序没有检测出“将AVC系统强制退出”的信号，就开始运行AVC系统，并进一步检测运行方式。在远方方式下，系统将远方指令值Uz读入，并判断指令值是否“有效”。当“Uz有效”时，允许将新的指令值设置为当前目标值。Uz-Um=ΔU＞0.25 kV时，进行升压操作，在此基础上进一步比较2台机组无功功率的差值ΔQ，当ΔQ>3 MV·A时，增加无功功率较小机组的无功；当ΔQ≤3 MV·A时，同时增加2台机组的无功[3]。

机组DCS收到公用DCS发来的增加无功指令信号后，在加无功升压的过程中，如机组达到加励磁的约束条件之一，即停止该机组的加无功升压作业，并把不能加无功升压的信息作为告警信号发给公用DCS。采用机组公用DCS方式的缺点是仅能对公用DCS下的2台机组实现无功控制，没有考虑全厂机组无功协调优化问题，但是其仍可作为旧电厂改造中的一种实现方式。

2.4 在FDCS中实现自动电压控制

针对实现方式中没有实现机炉电一体化控制和硬接线的通讯方式，本文采用基于现场总线方式的FDCS控制系统实现电厂AVC控制。随着现场总线及工业网络通信技术的发展，具有更好分布性能且兼容传统DCS测控方式的FDCS系统成为发电厂自动化系统的发展方向。AVC协调子站是电厂最高层次的全厂级协调控制之一，通过FDCS系统实现面向机组的AVC控制，同时将机组励磁控制器（AVR）和单元层的智能电气设备（IED）都纳入FDCS系统，这体现了电厂运行的电气热工一体化。电厂AVC系统是典型的面向对象的分层分布式控制，它由1个厂级的AVC协调控制器及多个单元机组级AVC控制器组成，机组AVC控制器纳入机组FDCS系统。全厂协调AVC控制器通过远动接受调度控制，经控制算法实现对单元机组的无功电压调节。基于机组FDCS实现电厂AVC调节的示意图见图4。

3 基于FDCS的自动电压控制系统

3.1 FDCS系统结构

发电厂常规的AVC控制功能通过DCS经硬接线DI、DO、AI、AO硬接线实现对励磁系统的简单测控，通过PID控制实现机组的无功输出，缺乏实现多台机组的无功电压协调控制功能，也不能实现对机组AVR调节行为的监测。基于FDCS的电厂AVC控制通过设置全厂AVC协调控制器、机组控制器，实现分层分布式控制。机组AVC控制器同时作为一个分散处理单元（DPU）纳入机组FDCS系统。

图4 基于机组FDCS实现电厂AVC

AVC协调控制器的控制功能属于全厂级协调控制。AVC协调控制器基于冗余配置的DPU实现，处理调度指令和实现目标无功计算、分配及下发到各台机组AVC控制器，实现机组间的无功优化和协调控制。机组AVC控制器实现对机组AVR的监测，通过向AVR发送调节励磁指令实现对机组的无功调节。机组范围内的各种约束条件均由机组AVC控制器处理，机组之间的约束条件由协调AVC控制器实现。

3.2 电厂侧AVC协调子站

发电厂的生产控制是过程自动化，发电厂的电气控制由功能独立的电气自动装置分布式实现，包括机组保护、励磁、厂用电源的保护和控制等等。FDCS系统要实现发电厂全厂一体化控制，必须将电厂纳入过程自动化系统[2]，AVC功能的实现充分体现了这一原则。单元机组的AVC控制器是机组FDCS的一个DPU，机组的无功出力参数调整的管理都在FDCS中实现[3]。图5给出了4台机组的基于FDCS发电厂AVC控制系统结构图。

FDCS中AVC的实现方式：机组AVC控制器按协调AVC控制器的控制命令实现对机组励磁的调节，实时检测机组的约束关系，当约束条件成立时，停止对该机组的无功调节，并反馈协调控制器[5-6]。这些增减无功的约束是：

1）P-Q曲线的限制(最大最小无功限制)；

2）最大最小励磁电流限制（欠励、过励限制）；

3）机端电压限制(0.95 ～1.05 pu)；

4）最大定子电流限制；

5）其他限制,例如厂用电压限制。

图5 基于FDCS的电厂AVC控制系统结构图

4 基于FDCS电厂AVC最优控制模式实现

在总结近些年来电厂AVC的控制方式和现场应用经验的基础上，笔者认为电厂AVC的最优控制实现方式应是多台机的分层分布式控制方式，具体包括将故障信息量、各个控制量的交换采用现场总线方式通信；采用电厂多台机组的AVC协调控制子站和机组FDCS中AVC控制器相结合控制方式。在先进的实现方式基础上进一步讨论电厂AVC的最优控制模式。

4.1 就地最优控制模式

就地控制模式是在中调远动通讯发生故障或者长时间接收不到中调指令时的紧急运行模式。本文认为电厂AVC子站就地最优控制模式有3个方面的内容。

一是按照日负荷无功曲线及前一个时间段的无功出力，通过短时负荷预测做出对当前无功出力的预测判断，给出预测的无功出力值；经过AVC协调子站处理后下发到机组AVC控制器装置。

二是对母线电压进行监测，按照母线电压变化情况对电力系统做出一个稳定性的判断。如果判断当前的系统处于电压崩溃的早期，则立即将母线电压升高到最高极限，即将机组无功出力调节到最大极限状态，防止系统无功不足而引起电压崩溃事故。

三是做出在电压崩溃前的事故预想。将可能出现的几种事故按照以往的运行经验总结出来，在电厂AVC子站中做出事故预想的处理措施。一旦发生扰动，电厂AVC子站能够快速有效调节发电机出力，将扰动范围减小。由于发电厂是系统重要的无功电源，在发生事故时安排好本厂控制下多台机组的稳定性问题尤为重要。

4.2 远方最优控制模式

远方运行方式就是电厂AVC子站接收调度中心指令，按照中调指令调节本厂无功出力，满足电压或中无功要求。在远方运行方式下，电厂的多台机在正常时采用投入全厂AVC的方式；而在电力系统发生故障时，可以选择投入全厂AVC，也可以选择采用单台机，分别用自动励磁调节AVR自动调节。

电厂侧AVC在远方运行方式的最优控制模式主要体现在2个方面。

1）电力系统正常运行时，电厂AVC的功能是调整母线电压，维持系统的无功功率平衡。最优控制模式的目标应该是体现机组间无功最优分配，网损达到最小。电厂AVC子站在机组正常运行时，应按照机组的可靠性进行排序。参照以往的运行参数和故障信息，确定各台机组的可靠性系数。按照这个系数排序，将可靠性系数较高的机组优先安排调节，可靠性系数低的少安排调节无功出力或者不调节分配无功。采用这种控制模式具体实现方法是在电厂AVC子站中预先设计好逻辑。最优分配原则应该是在不同的运行工况下选择不同的原则。在机组有功没有达到满负荷时，无功调节的裕度很多，这类机组间应该采用等功率因数分配；在满负荷运行的几台机组间应该采用等裕度分配（有功已达到上限）；在可靠性不同的机组间应该充分考虑机组的可靠性系数，按照‘能者多劳’的办法安排可靠性较高的几台机组分摊无功出力变化量。

2）一旦系统内部出现扰动，电厂AVC必须根据中调指令时刻监控机组，将系统遥测量上送频率调整为最高，保证发电机在自动电压调节器为自动状态，以便快速实现无功调整，保证电力系统的暂态稳定。当电力系统发生无功缺额较大时，电厂AVC的主要任务是快速增加电厂的无功出力，保证电压运行在合格水平成为其主要目标。这时候可以牺牲电厂的经济性，尽可能的多发无功，不能过多的考虑功率因数越下限告警问题。要求电厂AVC能够快速的调节励磁系统，直至达到中调要求的无功出力。

4.3 远方无功最优控制模式试验

在RTDS上建立4×600 MW模型，与500 kV电网相连。机组模型包括发电机模型，自动励磁调节器模型（ABB UnitrolⓇ 5000励磁系统），主变、厂用电系统等，采用博电新力的大功率放大器，见图6。

图6 基于FDCS无功控制测试示意图

以系统目标为无功调节为例，设当前无功目标值为Q指令，远程终端单元（RTU）传给AVC子站协调控制器，并在其中计算出对应第m台机组的目标无功Q目标，把Q目标下发给实时数字仿真仪（RTDS），经RTDS实时计算，可得出第m台机组实际电压U母线、实际电流I母线；把U母线、I母线送到功放，可产生与实际电压/电流互感器二次侧相同的电压/电流，将其接到电厂测控装置的相应端子。电厂测控装置经A/D采样，算出各遥测量，可计算出第m台机组的无功功率Q当前，把Q当前及其他遥测、遥信等一起上送到AVC子站协调控制器，与目标值比较，看是否达到控制目标，即可完成一次闭环调节。

4.4 无功最优控制模式试验结果分析

经RTDS模拟4×600 MW发电机模型和500 kV系统，电厂AVC协调子站与调度AVC主站远方大闭环联调后，远方闭环运行6 h。整个过程各台机组运行调整平稳，1 ～2 min可调整到位。调节精度和死区设置合理，机组未出现频繁动作的情况，系统整体调节性能满足电网和机组安全运行的要求。

表1为4台同一型号的6000 MW机组处于远方控制控方式下的总目标无功、各台机组无功及母线电压RTDS仿真实验结果。

由表1可以得出以下结论：当按照调度目标值分配时，由于各台机组型号相同，各机组所分配无功出力值比较接近。仿真结果表明电厂侧AVC系统能够按照机组的参数选取合适的分配方式，并将总无功按该分配方式，计算出合理的各台机组的无功出力。

图7是投入电厂AVC前后6 ～18 h后2号机组无功曲线。从图7可以看出，各台机组处于遥调方式下，当前无功能按照电厂AVC子站指令变化。增加了AVC后，无功目标值变化较原来斜率变小，这样使机组能够平稳的实现无功调节。

图8是投入电厂AVC后某天6 ～18 h母线电压曲线。由图8可以看出，母线电压全部在合格范围，且母线电压实际值超调量小，衰减率高。这表明在增加了AVC后，当前母线电压能够实现快速平稳调整电压。

表1 电厂AVC控制远方运行仿真结果

图7 投入电厂AVC前后12 h后2号机组无功曲线

图8 投入电厂AVC后12 h母线电压曲线

本文给出了投入电厂AVC后2号机组无功出力设定值和实时值变化曲线，给出了投入电厂AVC后母线电压运行曲线。在RTDS仿真实验过程中，各台机组模拟量、励磁调节器状态、机组AVC投退状态等各值能准确上送，采集到各遥测量与发电机模型仿真机中实际设定值误差小于1%，这表明遥控操作可以准确动作，仿真实验效果良好。

5 结论

目前，随着国家建设智能电网的开展，电厂侧将更多的采用智能设备，现场总线技术的采用必将成为电厂自动化程度的重要标志。随着计算机技术迅猛发展和自动化应用水平提高，大型电厂电压控制水平将会实现大的提高。随着大机组、特高压电网的建成，探索在正常运行时的厂内无功优化和解决大扰动时电厂AVC更好协助电力系统稳定器（PSS）提高电力系统稳定性，成为摆在电力工作者面前的新课题。另外，开发一套适合电力系统调度端AVC软件，使之达到全网无功最优控制仍然是一个重要的课题。

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