魏俞芝，张 森，岂小梅

(沧州供电公司，河北 沧州 061000)

电网的安全、经济、优质运行是电力系统调度与运营追求的目标,其中无功电压的控制至关重要。自动电压控制(AVC)系统通过沧州供电公司的调度自动化(SCADA)系统采集全网各节点遥测、遥信等实时数据，并对其进行在线分析和计算。在电网与设备安全运行的前提下，以各节点电压合格、省网关口功率因数为约束条件，从全网角度进行电压无功优化控制，实现主变压器分接断路器调节次数最少和电容器投切合理、电压合格率最高。集中控制系统最终形成有载调压变压器分接开关调节、无功补偿设备投切控制策略，借助监控中心的调度自动化系统的“四遥”功能，通过监控中心实现自动执行，从而实现对电网内各变电站的有载调压装置和无功补偿设备的集中监视、集中管理和集中控制。该系统是无人值班模式下解放运行人员重复劳动，全面提升整个电网运行技术水平的重要标志。

1 AVC系统的技术方案

在调度中心建设AVC主站，各监控中心建设监控子站，通过调度数据网和专用双通道连接。监控中心负责对该系统进行运行监视，调度中心采集全网的数据，包括监控中心的维护信息，进行全网的策略计算，策略计算完毕后，将策略下发各监控中心执行，各监控中心子系统具备独立计算执行功能。一旦主站系统有问题或通道有问题，将自己独立运行，执行AVC调整控制。

功电压优化控制算法完成计算后，形成对电容器或分接头的遥控、遥调控制命令序列后，需要将这些命令序列下发给SCADA，由SCADA对相关设备进行控制。方案执行环节即完成此功能。

在电网发生各种事故的情况下，应当以安全运行为主要目的，此时立即闭锁无功闭环控制软件。安全监视环节的优先级要高于其他环节，当检测到电网发生故障时，在决策环节中自动闭锁相应的设备或厂站；如果在执行过程中，检测到设备工作不正常，则马上闭锁执行环节。

2 AVC系统控制方法

2.1 数据采集

系统从SCADA系统中获得电网的实时信息，主要包括电压、有功、无功、电流等遥测信息以及断路器、隔离开关等遥信信息，由于在故障时需要闭锁相关功能，因此还需要事故总信号等遥信信息。

2.2 数据过滤

实际运行过程中，由于SCADA系统的量测误差、通信干扰等因素会造成无功电压优化控制系统用于分析计算的的基础性量测数据出现错误。在这些错误的数据上进行计算是没有意义的，该AVC系统通过对直接取自SCADA的电网数据进行处理，滤除坏数据，使无功电压优化控制算法能正确计算的软件模块。

2.3 规则库建立

决策环节所使用的规则来源于事先设定好的规则库，而这部分也是系统能否灵活实用的关键。规则库由商用数据库和实时数据库两部分组成，其中商用数据库作为规则库的存储媒介，而决策环节在实际使用时，考虑到速度的因素，需要把商用数据库下载到内存中。规则库里最重要的内容是规则的描述和规则的生成。

2.4 控制策略

控制策略环节是该系统的核心部分。沧州电网AVC系统在生成控制策略时，采用面向区域电网的潮流计算模型。采用EMS系统提供的电网拓扑模型、设备参数和实时数据，对控制前后的电网进行潮流计算，根据计算得到的电压、电流、有功、无功来计算功率因数、网损等，进而确定控制策略。

2.4.1 电压控制策略

首先，按无功电力分层、分区就地平衡的原则，控制并联电容器投切，确保各110 kV变电站变压器一次侧功率因数达到和超过设定的下限(一般为0.9)。如果由于电容器安装容量不足，出现在负荷高峰时，投入变电站所有电容器后，变压器一次侧功率因数仍不合格，AVC系统则给出告警，提示应该在该变电站加装电容器。

其次，在无功功率分层分区基本平衡的条件下，为进一步提高电压合格率，调整相应的有载调压变压器的分接开关位置。对于220 kV变电站变压器安装有有载调压分头的送电区域，首先考查该区域的110 kV母线的系统电压情况。如果110 kV母线的系统电压不合格，则提示运行人员，由调度中心向河北省调度中心申请，调整220 kV变电站变压器有载调压分头的位置(若该分接头档位由地调AVC系统直接进行控制，则可以直接闭环执行)，若运行人员认可此要求，则等待220 kV变电站变压器有载调压分头位置改变后，再进行无功电压综合控制；反之，若运行人员否认此要求，则调整本110 kV变电站变压器有载调压分头位置，使本厂站10 kV考核母线的电压达到合格。对于220 kV变电站变压器没有安装有有载调压分头的送电区域，则直接调整该110 kV变电站变压器有载调压分头位置。若调整有载调压分头位置后，母线电压仍不合格，则提示运行人员，人工进行运行方式调整或负荷转移。

AVC系统在控制电压时，可以根据运行人员的指定进行逆调压，即高峰时期各个节点的电压偏上运行，在负荷低谷时各个节点电压偏下限运行。这时调压的目标不仅是保证电压合格，而且还需要保证电压在设定的的区域内。

2.4.2 功率因数控制策略

如果供电区域的220 kV变电站变压器关口功率因数未达到河北省电力公司的考核要求，且220 kV站本身电容器也由地调AVC控制，则优先考虑220 kV变电站本身的无功资源，否则按距该220 kV变电站的电气距离由远及近和110 kV变电站本身的变压器一次侧的功率因数由低到高的原则，逐个选择110 kV变电站，在不导致其本身的考核母线电压越上限的情况下，对存在无功冗余(含操作次数冗余)的110 kV变电站进行无功优化配置，调整其电容器投切，并允许其一次侧适当向110 kV系统倒送无功，直到220kV变电站变压器一次侧的功率因数达到河北省电力公司的考核要求，使无功潮流流向更趋合理，降低系统网损。如果出现投入了所有符合条件的电容器后，220 kV变电站变压器一次侧的功率因数仍不合格，则给出告警，提示运行人员应该调整方式转移负荷，以及在该区域加装电容器。 如果功率因数的控制优先级高于电压控制，系统会牺牲电压控制的目标(即电压合格率)，调整110 kV变电站的电容器投切，满足220 kV变电站主变压器河北省电力公司关口的功率因数要求，此时AVC系统应该能自动选择对电压合格率影响最小的电容器进行投切，能够最大限度地保证电压合格率。

3 应用效果

变电站闭环运行是AVC系统根据变电站电压、功率因数、设备允许动作次数等，自动调整各变电站主变压器分头和电容器的投切，使得电压和功率因数满足要求。选取北孟110 kV变电站闭环运行时间较长且具有一定代表性的变电站，选取日负荷水平和负荷变化趋势相近的2 d作为对比日，对比人工调节和AVC自动控制2种控制模式下的调节效果。

3.1 电压

a. 在相同的电压合格范围内，尤其是在凌晨或傍晚，AVC的电压调节水平优于人工调节。

b. 在设置了合理的电压控制上限值后，AVC系统基本上能够将10 kV母线控制在上下限范围之内。

c. 对比日比较，10 kV母线电压在一天内的波动基本满足电压曲线的限制，并且高峰时段电压升高，低谷时段电压降低，符合“逆调压”的要求。

3.2 功率因数

AVC自动控制优于人工调节，尤其是在凌晨或傍晚负荷水平较低的时段，AVC自动控制时功率因数保持较高水平，如图1所示。

3.3 人工控制和AVC自动控制对比

AVC投入运行以后，对比人工控制和AVC自动控制下的电容器和主变压器分头调节次数。人工控制电容器调节7次，AVC自动控制调节4次；人工控制主变压器分头调节3次，AVC自动控制调节1次。

AVC投入运行以后，对比人工控制和AVC闭环控制下的电压合格率。人工控制电压合格率99.63%，AVC自动控制电压合格率为99.75%。通过统计可以看出：AVC闭环控制下的设备比人工

控制下的设备动作次数少，且电压合格率有所提高，可以说明AVC系统的调节优于人工调节。

4 结束语

沧州供电公司的AVC系统闭环运行近2年，是河北省南部电网首家投入闭环运行的地调。通过现场的实际运行应用，技术人员每月定期进行分析总结、统计动作、设备闭锁、电压合格率情况，不断的优化控制策略，包括调整电压、功率因数上下限，将主变压器动作次数细化多时段、在不同情况下优先电容器和主变压器分头的可选择性等综合技术策略，使得无功设备动作次数明显减少，但同时也发现，AVC系统的应用效果很大程度上取决于自动化水平、设备健康水平和管理水平的高低。在大运行模式下，AVC系统实现省、地、县一体化控制将是进一步研究的方向。AVC系统的应用实现了主网电压的稳定和电压质量的要求，并为河北省南部电网全面推广该技术做出了有益尝试。