摘 要：电压自动控制系统（AVC）是一种被广泛采用的电压无功控制手段，代表了当前无功电压控制的最高水平。结合市北电网经过两年多AVC的实际运行案例，探讨了地区电网在AVC系统应用时出现的各种非正常闭锁和越限问题，提出了相应的解决方案。
0 引言
电力系统的无功控制是系统电压控制的主要手段。合理的无功控制对于改善电压质量，降低电网损耗，提高电力系统运行安全性和经济性起到了重要作用。目前，地区电网的无功自动控制方式主要有自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）和电压无功控制（Voltage Quality Control，VQC）两种。相对VQC，AVC可以实现全网无功优化控制，具有投资小、与SCADA/EMS系统一体化、电压控制效果好等优点，代表了无功自动控制系统的最高水平，正在被越来越多的电网运行企业所应用。
上海市北电网在2012年开始引入南瑞AVC系统。经过近两年的调试和运行，在提高电压控制水平方面，取得了良好的效果；同时，针对AVC系统在实际运行中出现的各种问题，积累了丰富的运行经验。本文通过对具体案例的分析，对AVC系统运行中出现的常见缺陷进行分类归纳，并提出了相应的解决方案。
1 上海市北电网AVC应用现状
1.1 南瑞AVC简介
南瑞AVC系统基于OPEN3000调度自动化平台，与OPEN3000平台一体化设计。该系统主要由自动电压调整程序（AVC_MAIN）、遥控程序（DO_CTLS）和报警程序（AVC_ALM）三个模块构成，如图1所示。AVC_MAIN通常只运行在PAS节点上，根据从PAS网络建模获取控制模型，从SCADA获取实时采集数据并进行在线分析和计算，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调节措施。调节措施由SCADA的遥控程序执行，控制变压器有载调压档位的升降和电容器的投切。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锁做的自动调压措施。
1.2 AVC控制策略
以典型单机系统为例，AVC控制策略如图2所示。
1.3 市北电网AVC应用情况
上海市北电网自2012年起，陆续对所管辖的110 kV/35 kV变电站进行AVC改造。截止目前已完成AVC系统改造如表1所示。
其中，所谓全闭环方式，指由AVC对厂站的主变有载调压开关和电容器实施控制；半闭环方式指AVC只控制电容器，而对有载调压开关只提出控制策略，不进行遥控操作。此时有载调压由原有方式（VQC等）进行控制。
其参数设置如表2所示。AVC系统投运后，取得了良好效果。如表3所示。
1.4 市北电网AVC应用中出现的问题
AVC系统应用涉及到变电、继保、自动化等多个专业方向，任何一个环节出现问题都可能导致电压控制不能取得理想效果。针对AVC运行中出现的问题进行分析，提出改进方法，使得AVC系统的运行与电网实际情况相适应，可以进一步提高AVC系统的运行效能，改善系统电压无功控制水平。同时，由于AVC与SCADA平台的一体化设计，可以通过监视AVC的运行情况，更多地了解现场一/二次设备的运行情况。也有利于提高电网运行的安全性与稳定性。
2 AVC应用中的问题及采取的对策
2.1 AVC方式设置
南瑞AVC提供的几种运行方式如表4所示。
在方式设置上，考虑110 kV与35 kV变电站的不同情况如下：
110 kV变电站：由于110 kV变电站的上级电站110 kV母线上无电容器，无法进行无功调节，所以应防止无功倒送，采用固定无功限值法，上限为5 MVar，下限为1 MVar；
35 kV变电站：35 kV变电站采用自动选择法，当有功大于10 MW时，采用功率因数计算法，功率因素范围0.9~1；当有功小于10 MW时，为防止电容器反复投切，采用电容容量折算法，无功范围按控制母线上最大单组电容器容量的比值折算，无功上限系数为0.85，无功下限系数为-0.5。
在由AVC系统控制的厂站中，发生电压和无功越限的情况可以分为两大类进行讨论，一是AVC发生闭锁而无法完成调整电压与无功的功能；二是在AVC正常运行的情况下，由于各种原因使得AVC无法完成对越限的电压或者无功的调节。任何一次二次系统缺陷、运行环境变化和AVC本身的硬件/软件设置错误，都有可能造成上述两种情况。因此，对运行中出现的各种异常和越限情况进行逐一分析，是提高AVC系统可靠性和运行效能的重要方法。
2.2 AVC闭锁分析
为保护运行中设备，防止不正确的控制命令对被控设备造成损害，但是AVC系统闭锁意味着不能正常发挥调节控制电压无功的功能。以图3为例，2014年3月间，市北AVC系统共发生各种告警闭锁398次。
通过对运行曲线调阅分析及现场勘查，对造成各种闭锁情况的原因归类如表5所示。
从表5可以看出，由于电网波动或故障造成的AVC闭锁情况极少（1.0%），此时闭锁AVC有利于保护电压及无功调节设备安全运行；最常见的情况是由于现场设备缺陷或AVC设置错误（80.4%），此时通过现场排除缺陷和更正设置，即可使AVC恢复正常运行；较为复杂的情况是次数越限(18.6%)，造成原因比较复杂，需要核对运行曲线判明具体原因。
2.2.1 电容器次数越限
电容器次数越限共发生61起，占全部次数越限的82%，全部为半闭环的厂站。
以35 kV普善站为例，在2014年3月25日12时10分2号电容器投切达到5次自动闭锁，如图4～图6所示。
7:46普善站10 kV二段母线电压达到下限10.09 kV，2号电容器投入，电压恢复至10.26 kV，而2号主变无功为-1.5 Mvar，于是切除电容器。到8:00电压重新达到下限，再次投入电容器。
根据PAS计算，统计出表6的各种情况。
由表6可见，7:46分时AVC策略应为电容器不动作，有载升一档，但是由于有载调压未动作，造成电容器抢先动作。到现场确认有载动作策略的正确性，发现有载电压显示比SCADA系统高0.06 kV，造成有载判断无需动作。经查，这一差异是由变送器误差造成；对出现相同问题的变电站进行调查，发现现场电压比SCADA显示数字普遍误差0.04~0.07 kV。处理方法为将AVC电压下限调整为10.05 kV，上限调整为10.65 kV，使AVC发出遥控电容器指令晚于有载调压动作指令。经运行试验确认，该站再也未发生电容器投切次数越限闭锁。
2.2.2 有载调压次数越限
以110 kV普陀站为例，在2014年3月3日7时10分2号主变有载次数达到5次闭锁，如图7～图8所示。
由图7、图8可见，普陀站在2:32电压已达到11.0 kV，而有载分接头到2:35分才调节到0档，造成电压上下波动达0.9 kV之多，经现场确认为远动设备缺陷造成有载AVC指令响应速度过慢，由远动班消除缺陷后恢复正常。
2.3 运行坏点分析
实现AVC控制的厂站，在AVC闭锁或正常运行时，均有可能出现运行坏点，表现为无功功率越限，功率因数越限或电压越限。当AVC闭锁情况出现越限时，只需将AVC解锁；如频繁闭锁则需要找出闭锁原因加以解决。而当AVC正常运行时，出现运行坏点的情况就较为复杂，需要针对具体情况进行分析。
2.3.1 AVC策略错误
以35 kV石太站为例，该站为全闭环控制，当日AVC无闭锁，母线电压无封锁记录。3月17日6:40左右，10 kV一段母线电压在10.33 kV左右，1号主变无功在-1 Mvar左右。1号主变有载调压从2档升至3档，随后10 kV一段母线电压升至10.6 kV左右，1号电容器切除，10 kV一段母线电压回落至10.45 kV。之后随着1号主变负荷上升，1号主变无功升至3.5 Mvar、10 kV一段母线电压下降至10.15 kV，1号电容器及1号主变有载均未再动作。如图9、图10所示。
通过分析电压-无功曲线，可以看到1号主变有载2档升3档动作策略存在问题，当10 kV一段母线电压升至10.6 kV后未采取有载降档策略，而是切除电容器。在8:00~11:00、13:00~16:00无功达到3 Mvar，电压在10.2 kV以下时，1号电容器未投入。
经查明，造成AVC策略错误的原因是在计算无功潮流时方向未取反，导致系统对无功平衡情况造成误判，从而导致错误的电容器投切动作。
2.3.2 无功补偿能力不足
2014年3月23日，35 kV花园站1号主变电压侧无功达3.5 Mvar，功率因数低于0.9，如图11～图12所示。
由图可见，花园站AVC控制策略完全恰当，在7:40电压越下限时，系统无功同时越上限，甲乙组电容器相继投入，但14:05时无功仍达到3.5 Mvar的极大值，可见系统运行工况已超出本站无功补偿设备的最大能力，需采取负荷侧措施或增加本站无功补偿容量。
3 改进效果
在AVC上线调试和试运行阶段，市北电网共完成对29个厂站AVC缺陷问题进行分析，找出原因并排除各类缺陷33个。AVC闭锁告警数量大幅度减少，电压合格率与功率因数合格率均有所提高，如表7所示。
4 结论与展望
AVC是目前较为先进的电压无功控制手段。它涉及到通信、继保、自动化等多个专业技术领域，对一、二次设备和自动化设备的正常工作有很高的要求，任何一个环节出现缺陷，都可能造成系统不能正常完成电压无功控制。本文通过SCADA/AVC的一体化平台获得系统运行信息，分析电压与无功曲线，找出AVC不能正常工作的原因，提高了AVC系统运行的可靠性，改善了电网运行水平。
下一步市北电网将进一步针对不同厂站的负荷特性，进一步完善AVC控制策略，提高电压无功控制水平；并充分利用AVC系统的全局策略，减少电网中的无功流动，降低线损，以提高电力系统的经济运行水平。
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