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摘 要 采取软件自动控制的方式来进行解决调控一体化对传统调度业务冲击，在实际工作中研究采用全网电压无功自动控制系统（以下简称AVC系统）与调度自动化系统相结合来实现低强度操作而电压合格率的要求。
关键词 电压合格率；调压调荷；AVC；恢复算法；快速控制；参数优化
中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）21-0136-01
当前在电网调度自动化系统已具备“五遥”的基础上，县局所辖的110、35千伏变电站大多已实现无人值守，其相应的日常操作（如：调压、调荷、事故处理的单一操作等）转由调度运行人员通过遥控及遥调方式进行。结合调控一体化建设的思路以上职能转移将对正常调度业务开展造成严重冲击，其中因调荷调压进行的远方操作将占到全部远方操作的90%以上甚至更高。在工作实践中，既要保证A类电压合格率满足要求，又要将调度值班员从繁重的调压调荷工作中解脱出来。
以新郑电网为例，研究针对的实际特点抽取典型日做过统计：新郑拥有110 kV变电站10座、35 kV变电站7座，35 kV及以上主变33台，集中补偿电容器35个间隔（42组）。据统计，为满足A类电压合格率不低于99.14%（综合不低于98.89%），省网关口功率因数不低于0.9的要求，每台变压器日操作次数最少不低于6次，每组电容器不低于2次，综合日操作次数（不含事故处理）将不少于280次，假设每次远方操作需3分钟，当值调度用于远方操作的时间将达840分钟（长达14小时），若考虑事故处理的单项操作，远方操作所需的时间将更多，在实际工作中将严重干扰调度日常管理工作。
1 技术点分析
实施过程为：由调度自动化系统对网各节点的电压、无功实时情况进行采集，转发AVC系统进行处理分析，并根据接收AVC系统的操作指令通过遥控和遥调指令来进行远方操作，实现无功就地平衡、电压自动调整。由AVC系统处理根据采集自动化系统数据进行计算机模拟计算，按照电网正常时采用逐次逼近、小容量调整，电压异常或电压紧急波动时，采用快速恢复算法和最优化方案解决的途径，从而使得电压波动时及时恢复正常，保证电网安全运行和无功优化的持续投入。上下限的电压波动，需考虑设备的上下级关系，当无功潮流不合理的时候，结合省网关口力率和系统电压的情况，进行综合考虑。以全电网的经济运行为优化目标，兼顾安全性指标，对全网无功流动进行优化分析，得出最优控制策略，从而发出操作指令，最终由调度自动化系统来进行实现。
2 无功技术的流转化
ON2000系统被广泛应用在县级供电企业调度自动化系统中，AVC技术能有效实现与该系统的无缝对接。AVC技术通过与调度自动化遥测功能的互通，高效引用电网采集点的典型数据，如电压、功率等。此中间需体现两个条件：一是电压合格的必备条件；二是电能损耗最少的目标化条件，在此条件约束下，通过算法优化，提供一套投切调档指令，通过自动化主站下发给各有载调压变压器和电容。控制相关变电所主变分接头调整和电容器的投切，实现了无功电压优化运行。该系统以网络版方式运行，服务器位于调度中心，并有一台工作站，工作站接受服务器发送的各种信息，并将值班人员的操作提交到服务器，从而值班人员能对其管辖范围的变电所系统工作的情况全面了解，并对出现异常时控制进行人为干预。
根据不同阶段的工作重点，研究把实施的整个过程分为以下4个阶段。
1）安装调试阶段（数据库建设、自动化系统联调）：在此阶段主要进行了系统软件安装、变电站无功电站无功补偿装置改造，加装控制装置使其满足AVC系统调整的硬件需求，选取试点区域进行测试等工作。2）约束参数优化阶段：在此阶段研究根据试点区域测试情况先后对，电压约束条件、时段约束条件、动作次数及上下级联调等条件进行了约50余次优化调整，在确保A类电压合格率满足的情况下减少调档次数约4次/台天。3）应用完善阶段：在此阶段AVC系统在全网进行应用，在进行完“建议控制”的测试基础上实现了“自动控制”，并通过实践测试对电容器动作次数及时段、变压器调档越限报警等一系列功能进行了完善提高。4）功能提高阶段：在实现主网AVC系统运行的基础上新增了配网AVC系统功能，除对主网电压无功设备进行自动控制外，通过加装GPRS模块实现了配网90余台自动投切电容器远方自动控制功能，并且先后完善了报表查询、合格率统计等其他调度管理功能。
3 效能分析
通过此项功能在新郑电网三年运行实践来看，该系统与调度自动化系统的无缝配合为提高电压合格率和减少调度工作人员工作量方面发挥了重要作用，但在应对突发事件（如自动化系统异常、数据变化频繁或运行方式异常的情况下）仍会出现操作次数较多、封锁频繁和电压合格率不高等情况需现场监控人员加强监控及人为干预，弥补以上缺陷。总的来看，系统投运后带来了较大经济及社会效益，大体有以下7个方面。
1）减轻检修劳动强度，受到设备检修人员的支持，将有载调压变压器分接开关动作次数降至原有的一半，进而延长设备寿命。2）对10 kV线路平均电压合格率进行统计，比值上升3%，低压400 V用户电压合格率提高5.13%。3）电网功率因数提高了0.05，设备输电出力提升5%。同比降低网损率0.35个百分点，耗能节约效果明显。4）10 kV输电线路功率因数分别提高了0.82、0.96，电网110 kV输电干线效率提升15%以上。5）解决单个无功电压综合自动控制（又称VQC）装置，功能局限于“无功-电压就地最优”，无法实现“无功-电压全网最优”的弊端。6）极大降低了调控人员的劳动强度，操作次数减少90%以上。全自动化无功电压实时控制，消除了人为失误可能。7）由于在县级电网中，输配电网在操作上无法实现实时统一，因此输电网的无功控制和配电网无功控制都只能由就地装备进行，难以实现联合优化实时同步，AVC系统与调度自动化系统的融合，解决了这一问题，使得无功控制及全网资源得到了最优化。
4 结束语
调度监控职能新增后，变电站已基本实现无人值守，偏远变电站在事故处理或发生大面积自然灾害情况时，无人站上属的基地站不能及时赶到或人手不足拖延事故处理进程，而其他基地站无法支援。目前此种情况，调控—操作职能分开还是合并，利弊需要在具体执行中进一步总结。目前运行方式专业重要性愈发突出，而电网运行分析需要调度自动化系统数据支持，而最大负荷往往出现有假数（或冲击值），在同一平台下方具备探讨性。
参考文献
[1]孙可.复杂网络理论在电力网中的若干应用研究[D].浙江大学，2008.
关键词 电压合格率；调压调荷；AVC；恢复算法；快速控制；参数优化
中图分类号：TM714 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）21-0136-01
当前在电网调度自动化系统已具备“五遥”的基础上，县局所辖的110、35千伏变电站大多已实现无人值守，其相应的日常操作（如：调压、调荷、事故处理的单一操作等）转由调度运行人员通过遥控及遥调方式进行。结合调控一体化建设的思路以上职能转移将对正常调度业务开展造成严重冲击，其中因调荷调压进行的远方操作将占到全部远方操作的90%以上甚至更高。在工作实践中，既要保证A类电压合格率满足要求，又要将调度值班员从繁重的调压调荷工作中解脱出来。
以新郑电网为例，研究针对的实际特点抽取典型日做过统计：新郑拥有110 kV变电站10座、35 kV变电站7座，35 kV及以上主变33台，集中补偿电容器35个间隔（42组）。据统计，为满足A类电压合格率不低于99.14%（综合不低于98.89%），省网关口功率因数不低于0.9的要求，每台变压器日操作次数最少不低于6次，每组电容器不低于2次，综合日操作次数（不含事故处理）将不少于280次，假设每次远方操作需3分钟，当值调度用于远方操作的时间将达840分钟（长达14小时），若考虑事故处理的单项操作，远方操作所需的时间将更多，在实际工作中将严重干扰调度日常管理工作。
1 技术点分析
实施过程为：由调度自动化系统对网各节点的电压、无功实时情况进行采集，转发AVC系统进行处理分析，并根据接收AVC系统的操作指令通过遥控和遥调指令来进行远方操作，实现无功就地平衡、电压自动调整。由AVC系统处理根据采集自动化系统数据进行计算机模拟计算，按照电网正常时采用逐次逼近、小容量调整，电压异常或电压紧急波动时，采用快速恢复算法和最优化方案解决的途径，从而使得电压波动时及时恢复正常，保证电网安全运行和无功优化的持续投入。上下限的电压波动，需考虑设备的上下级关系，当无功潮流不合理的时候，结合省网关口力率和系统电压的情况，进行综合考虑。以全电网的经济运行为优化目标，兼顾安全性指标，对全网无功流动进行优化分析，得出最优控制策略，从而发出操作指令，最终由调度自动化系统来进行实现。
2 无功技术的流转化
ON2000系统被广泛应用在县级供电企业调度自动化系统中，AVC技术能有效实现与该系统的无缝对接。AVC技术通过与调度自动化遥测功能的互通，高效引用电网采集点的典型数据，如电压、功率等。此中间需体现两个条件：一是电压合格的必备条件；二是电能损耗最少的目标化条件，在此条件约束下，通过算法优化，提供一套投切调档指令，通过自动化主站下发给各有载调压变压器和电容。控制相关变电所主变分接头调整和电容器的投切，实现了无功电压优化运行。该系统以网络版方式运行，服务器位于调度中心，并有一台工作站，工作站接受服务器发送的各种信息，并将值班人员的操作提交到服务器，从而值班人员能对其管辖范围的变电所系统工作的情况全面了解，并对出现异常时控制进行人为干预。
根据不同阶段的工作重点，研究把实施的整个过程分为以下4个阶段。
1）安装调试阶段（数据库建设、自动化系统联调）：在此阶段主要进行了系统软件安装、变电站无功电站无功补偿装置改造，加装控制装置使其满足AVC系统调整的硬件需求，选取试点区域进行测试等工作。2）约束参数优化阶段：在此阶段研究根据试点区域测试情况先后对，电压约束条件、时段约束条件、动作次数及上下级联调等条件进行了约50余次优化调整，在确保A类电压合格率满足的情况下减少调档次数约4次/台天。3）应用完善阶段：在此阶段AVC系统在全网进行应用，在进行完“建议控制”的测试基础上实现了“自动控制”，并通过实践测试对电容器动作次数及时段、变压器调档越限报警等一系列功能进行了完善提高。4）功能提高阶段：在实现主网AVC系统运行的基础上新增了配网AVC系统功能，除对主网电压无功设备进行自动控制外，通过加装GPRS模块实现了配网90余台自动投切电容器远方自动控制功能，并且先后完善了报表查询、合格率统计等其他调度管理功能。
3 效能分析
通过此项功能在新郑电网三年运行实践来看，该系统与调度自动化系统的无缝配合为提高电压合格率和减少调度工作人员工作量方面发挥了重要作用，但在应对突发事件（如自动化系统异常、数据变化频繁或运行方式异常的情况下）仍会出现操作次数较多、封锁频繁和电压合格率不高等情况需现场监控人员加强监控及人为干预，弥补以上缺陷。总的来看，系统投运后带来了较大经济及社会效益，大体有以下7个方面。
1）减轻检修劳动强度，受到设备检修人员的支持，将有载调压变压器分接开关动作次数降至原有的一半，进而延长设备寿命。2）对10 kV线路平均电压合格率进行统计，比值上升3%，低压400 V用户电压合格率提高5.13%。3）电网功率因数提高了0.05，设备输电出力提升5%。同比降低网损率0.35个百分点，耗能节约效果明显。4）10 kV输电线路功率因数分别提高了0.82、0.96，电网110 kV输电干线效率提升15%以上。5）解决单个无功电压综合自动控制（又称VQC）装置，功能局限于“无功-电压就地最优”，无法实现“无功-电压全网最优”的弊端。6）极大降低了调控人员的劳动强度，操作次数减少90%以上。全自动化无功电压实时控制，消除了人为失误可能。7）由于在县级电网中，输配电网在操作上无法实现实时统一，因此输电网的无功控制和配电网无功控制都只能由就地装备进行，难以实现联合优化实时同步，AVC系统与调度自动化系统的融合，解决了这一问题，使得无功控制及全网资源得到了最优化。
4 结束语
调度监控职能新增后，变电站已基本实现无人值守，偏远变电站在事故处理或发生大面积自然灾害情况时，无人站上属的基地站不能及时赶到或人手不足拖延事故处理进程，而其他基地站无法支援。目前此种情况，调控—操作职能分开还是合并，利弊需要在具体执行中进一步总结。目前运行方式专业重要性愈发突出，而电网运行分析需要调度自动化系统数据支持，而最大负荷往往出现有假数（或冲击值），在同一平台下方具备探讨性。
参考文献
[1]孙可.复杂网络理论在电力网中的若干应用研究[D].浙江大学，2008.