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摘要：本文介绍了电压无功自动控制装置（AVC）的基本原理及控制策略，重点分析了AVC在广东惠州天然气发电有限公司实际应用中所出现的问题，并提出了相应的解决办法，为同类型电厂AVC装置的运行提供了借鉴和参考。
关键词：燃气-蒸汽联合循环电厂， AVC， 电压无功自动调控，
一、概述
电压，是保证供电质量最重要的参数指标之一。近年来，随着大容量机组的相继投产，电网容量急速增长，电网结构日趋复杂，跨地域、大容量的跨网调度频繁，使系统电压的调控难度越来越大，为了解决电网面临的日益突出的无功电压管理问题，提高供电质量，迫切需要建设自动电压控制系统 （AVC）。
惠州LNG电厂在2008年06月份完成了AVC装置的安装、调试并投入运行，是广东省首家投运AVC装置的电厂。由于没有同类型电厂AVC装置的实际应用经验做为参考，在AVC的安装、调试及运行期间出现了若干问题，在技术人员攻关后都得到了很好的解决。
二、电压无功自動控制的基本原理
1、电压无功全局控制措施
系统电压控制主要采用三级电压分级的控制模式，分为一级电压控制、二级电压控制、三级电压控制（如图1）。其中一级电压控制是总领层，控制优化整个系统的经济安全运行。二级电压控制协调一级电压控制信号，调节升压站母线电压及全厂总无功出力等于设定值。一旦目标发生偏差，二级电压控制器则按照预定的控制规律改变三级电压控制器的设定参考值。三级电压为单元控制，将二级电压控制器的控制信号输入单元机组的励磁调节系统，从而调节机组无功出力，维持机端电压的稳定。
2、惠州LNG电厂电压无功控制措施
惠州LNG电厂电压无功自动控制系统由主站系统和子站系统共同组成（如图2），广东中调AVC主站下发母线电压或全厂总无功控制指令，电厂子站上位机接收主站指令，根据母线电压控制指标估测出全厂总无功出力需求，通过下位机向各机组的励磁调节器发出增减磁控制信号，调整发电机励磁电流，从而改变机组无功出力，达到电压无功自动调节的目的。
三、AVC装置在实际应用中的技术问题及解决方法
1、AVC与AVR之间的互为闭锁
AVC与AVR之间的互锁即为在AVC投入并进行自动调节时闭锁人为通过AVR手动调整机组励磁和无功出力，而在需要人为手动调整机组无功时又能够闭锁AVC的自动调节。
1）在就地装置上进行互锁
如图3所示，在AVC装置内装设了继电器S1（S2），当在DCS上退出AVC时，继电器S1（S2）常闭接点保持闭合，常开接点断开。此时，相当于旁通了AVC装置，人为手动增（减）磁指令是直接发至发电机控制柜（GCP），通过继电器90R（90L）将指令送到机组AVR，AVR响应指令调节机组电压和无功出力。
AVC投入指令发出后，AVC装置内的继电器S1（S2）常闭接点断开，闭锁TCS指令传输回路；同时，常开接点闭合，打开了AVC装置调节指令传输回路，这时AVC装置接收上级调节指令，通过发电机控制柜（GCP）将指令送至AVR，调整机组电压和无功出力。
2）在控制逻辑上进行互锁
图4 热控逻辑互锁图
在DCS上发出“投入AVC”指令后，AVR自动正常运行、AVC装置自检正常、无增减磁闭锁信号等条件满足后，AVC装置自动投入调节。如图4所示，DCS上增（减）磁指令能够出口的条件之一就是“AVC投入返回”即AVC装置退出时，DCS手动发出的增（减）磁指令能够出口，AVC装置处于投入时，闭锁DCS手动增（减）磁操作。
以上两个方面从硬件及软件上双重保证了对机组增（减）磁的操作只能是AVC自动控制或者是DCS手动控制二者之一，而不会出现自动手动同时参与调节从而产生冲突的情况。
2、AVC误调节导致机组启动失败
日本三菱M701F型联合循环机组使用静态变频装置（SFC）将发电机作为同步电动机来拖动机组启动升速，在燃机点火并且机组达到自持转速后，SFC退出运行。在此过程中，由厂用6kV母线通过启动变压器向励磁系统供电，机组并网后，励磁系统转为由发电机出口的励磁变供电。
机组启动过程中，当机端电压达到3.4kV后，励磁系统的控制模式转为“恒电压模式”，维持机端电压恒定。AVC装置投运后，由于其投入条件在SFC拖动机组启动的过程中就已经满足，AVC装置自动投入，此时恰逢220kV母线电压偏离中调下发的母线电压控制指标，AVC装置发调节信号给励磁调节器，改变发电机机端电压，破坏了“恒电压控制模式”，当电压值超过了SFC电压保护定值造成SFC跳闸，机组启动失败。
为了避免这种情况的出现，进行如下整改：
（1）在AVC软件中设置增加机组负荷小于最小稳燃出力234 MW时，闭锁AVC判据条件；
（2）由于AVC是为了满足电网电压指标而调节机组无功出力的，在机组未并网之前不应投入。因此，在DCS控制逻辑中将机组并网加入AVC装置投入的条件中。
3、AVC装置调节延时过长
AVC装置调试过程中，发现AVC发出增（减）磁指令后，机组无功变化要落后AVC指令一个较长的延时，最长的一次有将接近3分钟时间，AVC调节品质不合格。通过对数据进行对比，发现由于AVC装置在参与调节过程中优先采用NCS系统的数据，以此来保证与主站AVC数据同源，由于NCS系统的精度不够，需要机组无功变化在3.5 Mvar以上才能检测到，从而影响了AVC调节速率。通过技术人员分析讨论后修改了AVC控制周期的时长和死区，控制周期的时长从20秒增加到30秒，修改为30s，调节死区从2Mvar改为3 Mvar。修改后，AVC的调节品质得到了改善，满足了中调的调节要求。
4、DCS与AVC装置投退操作脉冲不匹配
AVC装置调试过程中，发现DCS发出投退AVC的操作脉冲宽度为2秒，而AVC装置内部则设置了必须接收3秒以上宽度的操作脉冲才能成功进行投退操作，这样就导致了DCS上无法对AVC装置进行投退操作。经过分析讨论，将DCS发出投退AVC的操作脉冲宽度修改为10秒，通过反复试验验证，确能保证AVC装置每次投退的可靠性。
四、结论
惠州LNG电厂采用AVC技术后，为电网提供了较高的无功储备，降低了电厂运行人员的日常工作量和出现人为误调节的可能性，对于改善电网供电质量具有重要意义。同时，作为广东电网首家投运AVC的电厂，为后续其他电厂AVC装置的设计、安装、调试及运行提供了重要的参考作用。
参考文献：
[1] YC-04 AVC 无功电压自动调控系统控制用户手册[M].安徽新力电网技术发展有限责任公司，2006
[2] 广东惠州天然气发电有限公司.大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行[M].北京：机械工业出版社，2013年07月，第一版
[3] 关国杰.AVC装置在390MW燃气蒸汽联合循环机组中的应用[J].中国水运，2010年，11月刊：111-112
关键词：燃气-蒸汽联合循环电厂， AVC， 电压无功自动调控，
一、概述
电压，是保证供电质量最重要的参数指标之一。近年来，随着大容量机组的相继投产，电网容量急速增长，电网结构日趋复杂，跨地域、大容量的跨网调度频繁，使系统电压的调控难度越来越大，为了解决电网面临的日益突出的无功电压管理问题，提高供电质量，迫切需要建设自动电压控制系统 （AVC）。
惠州LNG电厂在2008年06月份完成了AVC装置的安装、调试并投入运行，是广东省首家投运AVC装置的电厂。由于没有同类型电厂AVC装置的实际应用经验做为参考，在AVC的安装、调试及运行期间出现了若干问题，在技术人员攻关后都得到了很好的解决。
二、电压无功自動控制的基本原理
1、电压无功全局控制措施
系统电压控制主要采用三级电压分级的控制模式，分为一级电压控制、二级电压控制、三级电压控制（如图1）。其中一级电压控制是总领层，控制优化整个系统的经济安全运行。二级电压控制协调一级电压控制信号，调节升压站母线电压及全厂总无功出力等于设定值。一旦目标发生偏差，二级电压控制器则按照预定的控制规律改变三级电压控制器的设定参考值。三级电压为单元控制，将二级电压控制器的控制信号输入单元机组的励磁调节系统，从而调节机组无功出力，维持机端电压的稳定。
2、惠州LNG电厂电压无功控制措施
惠州LNG电厂电压无功自动控制系统由主站系统和子站系统共同组成（如图2），广东中调AVC主站下发母线电压或全厂总无功控制指令，电厂子站上位机接收主站指令，根据母线电压控制指标估测出全厂总无功出力需求，通过下位机向各机组的励磁调节器发出增减磁控制信号，调整发电机励磁电流，从而改变机组无功出力，达到电压无功自动调节的目的。
三、AVC装置在实际应用中的技术问题及解决方法
1、AVC与AVR之间的互为闭锁
AVC与AVR之间的互锁即为在AVC投入并进行自动调节时闭锁人为通过AVR手动调整机组励磁和无功出力，而在需要人为手动调整机组无功时又能够闭锁AVC的自动调节。
1）在就地装置上进行互锁
如图3所示，在AVC装置内装设了继电器S1（S2），当在DCS上退出AVC时，继电器S1（S2）常闭接点保持闭合，常开接点断开。此时，相当于旁通了AVC装置，人为手动增（减）磁指令是直接发至发电机控制柜（GCP），通过继电器90R（90L）将指令送到机组AVR，AVR响应指令调节机组电压和无功出力。
AVC投入指令发出后，AVC装置内的继电器S1（S2）常闭接点断开，闭锁TCS指令传输回路；同时，常开接点闭合，打开了AVC装置调节指令传输回路，这时AVC装置接收上级调节指令，通过发电机控制柜（GCP）将指令送至AVR，调整机组电压和无功出力。
2）在控制逻辑上进行互锁
图4 热控逻辑互锁图
在DCS上发出“投入AVC”指令后，AVR自动正常运行、AVC装置自检正常、无增减磁闭锁信号等条件满足后，AVC装置自动投入调节。如图4所示，DCS上增（减）磁指令能够出口的条件之一就是“AVC投入返回”即AVC装置退出时，DCS手动发出的增（减）磁指令能够出口，AVC装置处于投入时，闭锁DCS手动增（减）磁操作。
以上两个方面从硬件及软件上双重保证了对机组增（减）磁的操作只能是AVC自动控制或者是DCS手动控制二者之一，而不会出现自动手动同时参与调节从而产生冲突的情况。
2、AVC误调节导致机组启动失败
日本三菱M701F型联合循环机组使用静态变频装置（SFC）将发电机作为同步电动机来拖动机组启动升速，在燃机点火并且机组达到自持转速后，SFC退出运行。在此过程中，由厂用6kV母线通过启动变压器向励磁系统供电，机组并网后，励磁系统转为由发电机出口的励磁变供电。
机组启动过程中，当机端电压达到3.4kV后，励磁系统的控制模式转为“恒电压模式”，维持机端电压恒定。AVC装置投运后，由于其投入条件在SFC拖动机组启动的过程中就已经满足，AVC装置自动投入，此时恰逢220kV母线电压偏离中调下发的母线电压控制指标，AVC装置发调节信号给励磁调节器，改变发电机机端电压，破坏了“恒电压控制模式”，当电压值超过了SFC电压保护定值造成SFC跳闸，机组启动失败。
为了避免这种情况的出现，进行如下整改：
（1）在AVC软件中设置增加机组负荷小于最小稳燃出力234 MW时，闭锁AVC判据条件；
（2）由于AVC是为了满足电网电压指标而调节机组无功出力的，在机组未并网之前不应投入。因此，在DCS控制逻辑中将机组并网加入AVC装置投入的条件中。
3、AVC装置调节延时过长
AVC装置调试过程中，发现AVC发出增（减）磁指令后，机组无功变化要落后AVC指令一个较长的延时，最长的一次有将接近3分钟时间，AVC调节品质不合格。通过对数据进行对比，发现由于AVC装置在参与调节过程中优先采用NCS系统的数据，以此来保证与主站AVC数据同源，由于NCS系统的精度不够，需要机组无功变化在3.5 Mvar以上才能检测到，从而影响了AVC调节速率。通过技术人员分析讨论后修改了AVC控制周期的时长和死区，控制周期的时长从20秒增加到30秒，修改为30s，调节死区从2Mvar改为3 Mvar。修改后，AVC的调节品质得到了改善，满足了中调的调节要求。
4、DCS与AVC装置投退操作脉冲不匹配
AVC装置调试过程中，发现DCS发出投退AVC的操作脉冲宽度为2秒，而AVC装置内部则设置了必须接收3秒以上宽度的操作脉冲才能成功进行投退操作，这样就导致了DCS上无法对AVC装置进行投退操作。经过分析讨论，将DCS发出投退AVC的操作脉冲宽度修改为10秒，通过反复试验验证，确能保证AVC装置每次投退的可靠性。
四、结论
惠州LNG电厂采用AVC技术后，为电网提供了较高的无功储备，降低了电厂运行人员的日常工作量和出现人为误调节的可能性，对于改善电网供电质量具有重要意义。同时，作为广东电网首家投运AVC的电厂，为后续其他电厂AVC装置的设计、安装、调试及运行提供了重要的参考作用。
参考文献：
[1] YC-04 AVC 无功电压自动调控系统控制用户手册[M].安徽新力电网技术发展有限责任公司，2006
[2] 广东惠州天然气发电有限公司.大型燃气-蒸汽联合循环发电设备与运行[M].北京：机械工业出版社，2013年07月，第一版
[3] 关国杰.AVC装置在390MW燃气蒸汽联合循环机组中的应用[J].中国水运，2010年，11月刊：111-112