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摘要：重庆地区电网AVC系统建设起步较晚。2012年重庆市电力公司开始推进AVC系统建设。AVC系统建设的突出问题有35千伏主变多为无载调压主变，无功补偿装置容量不足或者单台容量过大。在建模阶段实测参数不全导致AVC系统电网模型参数准确性降低。AVC系统控制策略方面主要体现在并列运行主变调档不一致闭锁会导致环流产生。保护信号闭锁信息存在合并信号，致使监控人员解锁操作量增多。设备动作次数与时间间隔、母线电压上下限与功率因数上下限需要在实际运行中总结出满足地区电网的经验值。AVC系统应用方面存在的难点有努力提高设备状态估计率。监控信息与报警信号应以监控员为中心，为监控员提供工作便利。电容器缺陷管理应随时跟进。AVC系统中孤岛变电站要特殊处理，必要时实行开环运行。地区电网AVC系统涉及调度、监控、自动化、运行方式、继电保护、运维检修多部门的协调配合。
关键词：地区电网；AVC；控制策略；应用分析
作者简介：黄加一（1984-），男，湖北恩施人，国网重庆市电力公司南岸供电分公司，工程师。（重庆 400060）
中图分类号：TM71 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）06-0245-02
一、重庆地区电网AVC系统介绍
重庆地区电网自动电压控制（AVC）系统建设起步较晚。2012年重庆市电力公司开始推进重庆电网范围内AVC系统的建设工作。由于任务紧急，重庆市调与各地调采用的AVC系统并不全属于同一厂家设备。大多数地调EMS系统与新上AVC系统也不属于同一厂家设备。因此在市调与地调AVC系统联网方面、地调EMS系统与AVC系统兼容方面都必须花费更大的精力完善AVC系统功能，以满足监控人员的合理需求。重庆地区电网AVC系统主要使用以下厂家产品，分别是清大高科、积成电子、南瑞科技、东方电子。各厂家AVC系统核心优化算法原理相同。但在控制策略与应用层面各有优缺点。在AVC系统建设进程中不断与厂家协调沟通，不断完善AVC系统控制策略和应用功能。
二、AVC系统建设基础分析
1.无载调压主变
设备的老旧致使存在35千伏变电站主变为无载调压变压器情况。无载调压变压器使得AVC系统缺少一个有利的控制策略手段。在全年负荷变化较大情况下，固定的变压器档位会使AVC系统自动调压很难实施。[1]因此AVC系统的建设同时也需要解决设备升级问题。建议无载调压变压器在技改工程中逐渐升级为有载调压变压器，能够使得AVC系统优化算法得出更好的调压方案。
2.无功补偿装置容量
电容器是地区电网AVC系统中无功补偿装置的主力军。电容器的调压功能是跳跃性而非连续性。因此电容器容量在AVC系统中至关重要。会出现负荷重的变电站配置电容器容量不足，在迎峰度夏期间电压调整较为困难。负荷轻的变电站配置电容器单台容量过大，在投切电容器时会出现投入状态母线电压偏高、拉开状态母线电压偏低的状况发生。[2]建议在技改工程中将无功补偿装置的容量配置更加标准化、合理化。
3.电网模型与参数
AVC系统作为高级应用程序需要底层基数数据尽可能接近电网的实际参数。针对线路参数择优选择实测参数，不使用理论参数，能够进一步提升电网模型参数的准确性。[3]没有实测参数的线路在今后工作中需要逐步完成参数实测的工作。
三、AVC系统控制策略
AVC系统控制策略是厂家产品与电网实际情况之间的连接关键点。能够使得厂家产品更加符合地区电网实际情况的电压调整，因此AVC系统控制策略是核心部件。运行方式、自动化、继电保护、调度监控专业需要通力合作，认真分析厂家产品特性，结合电网实际运行情况进行AVC系统控制策略的制定工作。
1.并列运行主变的控制策略
并列运行的主变分接头需要保持同步调节。若一台主变分接头调节不成功达到规定上限次数，则需要在AVC系统中闭锁该主变。假定先调节主变动作成功，后调节主变动作不成功，闭锁后在两台并列运行主变中会产生对设备有害的环流。因此控制策略需要将之前调节成功的主变档位再次调节为原档位，使两台主变档位一致后再对主变进行闭锁控制。[4]
并列运行主变容量有时会不一致，档位通常也是不一致。因此在AVC系统中并列运行的两台主变档位需要进行核算，判断两台主变一一对应的档位，并在AVC系统中进行人工设置，达到能通过AVC系统自动调节主变的目的。
2.保护信号闭锁控制策略
保护信号闭锁控制策略要统一考虑设备的安全性和监控人员的操作量。一方面，保护信号需要将确有故障的设备进行闭锁；另一方面，保护信号应针对不同变电站设备信号进行筛选，减少监控人员解锁的操作量。电容电抗器开关“弹簧未储能”和开关“控制回路断线”设置在软闭锁范围内。[5]通过一段延时，若信号复归则AVC系统自动将闭锁的设备进行解锁。
由于变电设备陈旧，部分变电站采集自动化信息时接点不够，现场采用合并信号的方法上传保护信息，常见的有“保护装置异常及控制回路断线”，部分变电站电容器设备在遥控操作合闸时发出“弹簧未储能信号”。由于保护装置采集了储能信息，将导致保护装置瞬发“装置异常”信号，均造成电容器进入“硬闭锁”，需要人工解锁。需要进一步优化自动化上传的保护信息，分解合并信号，准确给出设备的分类保护信号。
3.设备动作上限次数与时间间隔
根据设备运行管理部门的规定，电容器投切时间间隔和主变分接头调整时间间隔不少于5分钟。每日电容器投切次数与主变分接头调节次数不超过10次。[6]在AVC系统中设置设备动作上限次数要结合时间分区进行设置。在负荷变化平稳时段减少设备动作上限次数，而在负荷变化率大的时段增加设备动作上限次数，每日設备动作上限总数量不超过规定数值。 AVC系统是高级应用系统，设备动作数量比人工调节时要多，因此在设置电容器投切时间间隔和主变分接头调整时间间隔时可适当增加为10分钟。
4.母线电压与功率因数上下限设置
母线电压上下限设置是AVC系统控制策略中的核心关键点。合理适当的母线电压上下限值有利于AVC系统给出更合理的调压策略，同时能减少设备的动作次数。因此需要结合电网实际电压历史数据分析确定电压合理上下限值。在AVC系统开环运行阶段是查找问题的最佳时段，在母线电压上下限值可以适当设置窄一些，以便及时发现问题。对于动作频繁的区域可以逐步将电压上下限设置放宽。
功率因数上下限设置根据变电站电压等级不同而分别设置。对于220千伏变电站关口功率因数应能满足市调下发的实时数据要求。[7]110千伏变电站功率因数根据负荷高低分别设置，负荷高峰时段最佳设置范围为0.95～1.00；负荷低谷时段最佳设置范围为0.90～095。35千伏变电站由于无功补偿装置少等因素，可以将功率因数上下限范围设置宽一些。
5.死区控制
死区控制是为了防止优化网损造成设备频繁动作，系统使用了给网损减少量设定了阈值，只有当设备操作使得优化的网损大于阈值时系统才提供该设备的优化控制方案。在设备动作上限受到严格规定的条件下，死区控制设置合理可以使得AVC系统每一次策略方案给定都是对电网运行最为经济的控制方案。
四、AVC系统应用分析
AVC系统进入闭环运行阶段后，监控人员的操作量会大量减少，取而代之的是对电网无功优化控制的分析与改进。因此在AVC系统闭环运行阶段，应持续跟踪AVC系统运行情况，及时发现问题，据此改进AVC系统的应用功能。
1.状态估计量
状态估计量测合格率低于设定限值时（默认为95%），AVC系统自动闭锁优化控制，可根据设定自动切换到分区控制模式并报警。分区控制将大大增加设备的动作数量，且电压调节效果远远低于区域优化控制模式。[8]运行阶段努力提高每日电网设备状态估计量是监控人员与自动化人员的关注点。监控人员应对核对电网中开关、刀闸的状态置位与实际状态保持一致。监控人员与自动化人员应定期检查母线电压、开关有功、开关无功、关口功率因数实测量在正常范围内，若有问题及时解决。
2.监控画面与信息报警
AVC系统始终围绕监控人员服务。AVC系统程序应与EMS系统程序界面进行整合。从EMS系统程序界面能直接点击进入AVC系统程序界面，并在EMS系统中就能对AVC系统进行各种闭环、开环监视。AVC系统的报警信息应能传送至EMS系统监视画面上，监控人员可以在EMS系统上进行各设备的巡视工作。[9]
3.电容器设备缺陷处理
地区电网中电容器是电压无功调节的主要设备。电容器设备的缺陷管理工作是AVC系统正常运行的基础。35千伏变电站一般只有两组电容器，若电容器均故障，且主变为无载调压变压器，则35千伏变电站的电压调节无任何方案，严重影响电压无功的调节。目前重庆地区220千伏变电站均由检修公司运维管理。220千伏变电站的电容器缺陷管理需要与检修公司协调沟通。保障220千伏变电站的电压曲线和功率因数在合格范围之内。
4.AVC系统中孤岛变电站
电网中可能会有某个单一变电站的供电电源由其他供区变电站供电。因此在AVC系统中此单一变电站成为孤岛变电站。AVC系统只能根据本站主变分接头和电容器投切来调整电压曲线和功率因数。AVC系统控制设备的动作次数也会增加。[10]解决方案：一是对电压曲线上下限设置宽松一些；二是增大设备动作时间间隔，限制设备频繁动作；三是将此站设置为开环运行，通过监控人员人工调节电压曲线与无功控制。
5.AVC系统运行管理
在AVC系统运行管理中的安全管理至关重要。监控人员、自动化人员、操作人員应在设备巡视、操作、检修状态下理清各自职责和工作流程规范，避免在AVC系统运行过程中出现安全事故，严格执行《地区电网AVC系统运行管理规定》。监控人员在交接班时应将AVC系统闭锁设备进行交接。AVC系统的统计功能应该满足运行管理人员的统计分析工作要求，为AVC系统功能的不断完善提供数据支撑。
五、小结
针对地区电网自身特点以及负荷特性需要及时跟踪AVC系统的运行情况，调整控制策略，完善应用功能，优化运行管理制度，努力提高地区电网无功电压控制能力，提高电压合格率和功率因数合格率。同时减轻监控人员日常操作量，将监控人员的工作重心从单纯的电压调整工作转变为电压监视与优化分析工作上来，积极推进地区电网AVC系统与市调、县调AVC系统一体化进程，全面提高重庆电网的无功电压控制能力。
参考文献：
[1]李端超，陈实.安徽电网自动电压控制（AVC）系统设计及实现[J].电力系统自动化，2004，（8）.
[2]许文超，郭伟.AVC应用于江苏电网的初步研究[J].继电器，
2003，（5）.
[3]丁晓群，陈晟，许杏桃.全网无功电压优化集中控制系统在泰州电网的应用[J].电网技术，2000，（12）.
[4]郑文彬.广西电网自动电压控制系统的应用[J].广西电力，
2010，（5）.
[5]惠建峰，焦莉，张世学.自动电压控制系统建设与应用分析[J].陕西电力，2009，（2）.
[6]董翔宇.地区电网无功补偿容量优化配置[J].仪器仪表用户，
2007，（6）.
[7]吴东莉，郑文彬.广西电网AVC系统设计的初步研究[J].广西电业，2007，（8）.
[8]刘峰.AVC实用化探讨[J].电气应用，2007，（10）.
[9]丁晓群，黄伟，邓勇.基于分级递阶的地调/中心站模式无功电压控制系统[J].电力系统自动化，2004，（5）.
[10]史欢，黄晓胜，曾文君，等.磁控电抗器的动态无功补偿装置[J].中国电力，2011，（1）.
（责任编辑：王祝萍）
关键词：地区电网；AVC；控制策略；应用分析
作者简介：黄加一（1984-），男，湖北恩施人，国网重庆市电力公司南岸供电分公司，工程师。（重庆 400060）
中图分类号：TM71 文献标识码：A 文章编号：1007-0079（2014）06-0245-02
一、重庆地区电网AVC系统介绍
重庆地区电网自动电压控制（AVC）系统建设起步较晚。2012年重庆市电力公司开始推进重庆电网范围内AVC系统的建设工作。由于任务紧急，重庆市调与各地调采用的AVC系统并不全属于同一厂家设备。大多数地调EMS系统与新上AVC系统也不属于同一厂家设备。因此在市调与地调AVC系统联网方面、地调EMS系统与AVC系统兼容方面都必须花费更大的精力完善AVC系统功能，以满足监控人员的合理需求。重庆地区电网AVC系统主要使用以下厂家产品，分别是清大高科、积成电子、南瑞科技、东方电子。各厂家AVC系统核心优化算法原理相同。但在控制策略与应用层面各有优缺点。在AVC系统建设进程中不断与厂家协调沟通，不断完善AVC系统控制策略和应用功能。
二、AVC系统建设基础分析
1.无载调压主变
设备的老旧致使存在35千伏变电站主变为无载调压变压器情况。无载调压变压器使得AVC系统缺少一个有利的控制策略手段。在全年负荷变化较大情况下，固定的变压器档位会使AVC系统自动调压很难实施。[1]因此AVC系统的建设同时也需要解决设备升级问题。建议无载调压变压器在技改工程中逐渐升级为有载调压变压器，能够使得AVC系统优化算法得出更好的调压方案。
2.无功补偿装置容量
电容器是地区电网AVC系统中无功补偿装置的主力军。电容器的调压功能是跳跃性而非连续性。因此电容器容量在AVC系统中至关重要。会出现负荷重的变电站配置电容器容量不足，在迎峰度夏期间电压调整较为困难。负荷轻的变电站配置电容器单台容量过大，在投切电容器时会出现投入状态母线电压偏高、拉开状态母线电压偏低的状况发生。[2]建议在技改工程中将无功补偿装置的容量配置更加标准化、合理化。
3.电网模型与参数
AVC系统作为高级应用程序需要底层基数数据尽可能接近电网的实际参数。针对线路参数择优选择实测参数，不使用理论参数，能够进一步提升电网模型参数的准确性。[3]没有实测参数的线路在今后工作中需要逐步完成参数实测的工作。
三、AVC系统控制策略
AVC系统控制策略是厂家产品与电网实际情况之间的连接关键点。能够使得厂家产品更加符合地区电网实际情况的电压调整，因此AVC系统控制策略是核心部件。运行方式、自动化、继电保护、调度监控专业需要通力合作，认真分析厂家产品特性，结合电网实际运行情况进行AVC系统控制策略的制定工作。
1.并列运行主变的控制策略
并列运行的主变分接头需要保持同步调节。若一台主变分接头调节不成功达到规定上限次数，则需要在AVC系统中闭锁该主变。假定先调节主变动作成功，后调节主变动作不成功，闭锁后在两台并列运行主变中会产生对设备有害的环流。因此控制策略需要将之前调节成功的主变档位再次调节为原档位，使两台主变档位一致后再对主变进行闭锁控制。[4]
并列运行主变容量有时会不一致，档位通常也是不一致。因此在AVC系统中并列运行的两台主变档位需要进行核算，判断两台主变一一对应的档位，并在AVC系统中进行人工设置，达到能通过AVC系统自动调节主变的目的。
2.保护信号闭锁控制策略
保护信号闭锁控制策略要统一考虑设备的安全性和监控人员的操作量。一方面，保护信号需要将确有故障的设备进行闭锁；另一方面，保护信号应针对不同变电站设备信号进行筛选，减少监控人员解锁的操作量。电容电抗器开关“弹簧未储能”和开关“控制回路断线”设置在软闭锁范围内。[5]通过一段延时，若信号复归则AVC系统自动将闭锁的设备进行解锁。
由于变电设备陈旧，部分变电站采集自动化信息时接点不够，现场采用合并信号的方法上传保护信息，常见的有“保护装置异常及控制回路断线”，部分变电站电容器设备在遥控操作合闸时发出“弹簧未储能信号”。由于保护装置采集了储能信息，将导致保护装置瞬发“装置异常”信号，均造成电容器进入“硬闭锁”，需要人工解锁。需要进一步优化自动化上传的保护信息，分解合并信号，准确给出设备的分类保护信号。
3.设备动作上限次数与时间间隔
根据设备运行管理部门的规定，电容器投切时间间隔和主变分接头调整时间间隔不少于5分钟。每日电容器投切次数与主变分接头调节次数不超过10次。[6]在AVC系统中设置设备动作上限次数要结合时间分区进行设置。在负荷变化平稳时段减少设备动作上限次数，而在负荷变化率大的时段增加设备动作上限次数，每日設备动作上限总数量不超过规定数值。 AVC系统是高级应用系统，设备动作数量比人工调节时要多，因此在设置电容器投切时间间隔和主变分接头调整时间间隔时可适当增加为10分钟。
4.母线电压与功率因数上下限设置
母线电压上下限设置是AVC系统控制策略中的核心关键点。合理适当的母线电压上下限值有利于AVC系统给出更合理的调压策略，同时能减少设备的动作次数。因此需要结合电网实际电压历史数据分析确定电压合理上下限值。在AVC系统开环运行阶段是查找问题的最佳时段，在母线电压上下限值可以适当设置窄一些，以便及时发现问题。对于动作频繁的区域可以逐步将电压上下限设置放宽。
功率因数上下限设置根据变电站电压等级不同而分别设置。对于220千伏变电站关口功率因数应能满足市调下发的实时数据要求。[7]110千伏变电站功率因数根据负荷高低分别设置，负荷高峰时段最佳设置范围为0.95～1.00；负荷低谷时段最佳设置范围为0.90～095。35千伏变电站由于无功补偿装置少等因素，可以将功率因数上下限范围设置宽一些。
5.死区控制
死区控制是为了防止优化网损造成设备频繁动作，系统使用了给网损减少量设定了阈值，只有当设备操作使得优化的网损大于阈值时系统才提供该设备的优化控制方案。在设备动作上限受到严格规定的条件下，死区控制设置合理可以使得AVC系统每一次策略方案给定都是对电网运行最为经济的控制方案。
四、AVC系统应用分析
AVC系统进入闭环运行阶段后，监控人员的操作量会大量减少，取而代之的是对电网无功优化控制的分析与改进。因此在AVC系统闭环运行阶段，应持续跟踪AVC系统运行情况，及时发现问题，据此改进AVC系统的应用功能。
1.状态估计量
状态估计量测合格率低于设定限值时（默认为95%），AVC系统自动闭锁优化控制，可根据设定自动切换到分区控制模式并报警。分区控制将大大增加设备的动作数量，且电压调节效果远远低于区域优化控制模式。[8]运行阶段努力提高每日电网设备状态估计量是监控人员与自动化人员的关注点。监控人员应对核对电网中开关、刀闸的状态置位与实际状态保持一致。监控人员与自动化人员应定期检查母线电压、开关有功、开关无功、关口功率因数实测量在正常范围内，若有问题及时解决。
2.监控画面与信息报警
AVC系统始终围绕监控人员服务。AVC系统程序应与EMS系统程序界面进行整合。从EMS系统程序界面能直接点击进入AVC系统程序界面，并在EMS系统中就能对AVC系统进行各种闭环、开环监视。AVC系统的报警信息应能传送至EMS系统监视画面上，监控人员可以在EMS系统上进行各设备的巡视工作。[9]
3.电容器设备缺陷处理
地区电网中电容器是电压无功调节的主要设备。电容器设备的缺陷管理工作是AVC系统正常运行的基础。35千伏变电站一般只有两组电容器，若电容器均故障，且主变为无载调压变压器，则35千伏变电站的电压调节无任何方案，严重影响电压无功的调节。目前重庆地区220千伏变电站均由检修公司运维管理。220千伏变电站的电容器缺陷管理需要与检修公司协调沟通。保障220千伏变电站的电压曲线和功率因数在合格范围之内。
4.AVC系统中孤岛变电站
电网中可能会有某个单一变电站的供电电源由其他供区变电站供电。因此在AVC系统中此单一变电站成为孤岛变电站。AVC系统只能根据本站主变分接头和电容器投切来调整电压曲线和功率因数。AVC系统控制设备的动作次数也会增加。[10]解决方案：一是对电压曲线上下限设置宽松一些；二是增大设备动作时间间隔，限制设备频繁动作；三是将此站设置为开环运行，通过监控人员人工调节电压曲线与无功控制。
5.AVC系统运行管理
在AVC系统运行管理中的安全管理至关重要。监控人员、自动化人员、操作人員应在设备巡视、操作、检修状态下理清各自职责和工作流程规范，避免在AVC系统运行过程中出现安全事故，严格执行《地区电网AVC系统运行管理规定》。监控人员在交接班时应将AVC系统闭锁设备进行交接。AVC系统的统计功能应该满足运行管理人员的统计分析工作要求，为AVC系统功能的不断完善提供数据支撑。
五、小结
针对地区电网自身特点以及负荷特性需要及时跟踪AVC系统的运行情况，调整控制策略，完善应用功能，优化运行管理制度，努力提高地区电网无功电压控制能力，提高电压合格率和功率因数合格率。同时减轻监控人员日常操作量，将监控人员的工作重心从单纯的电压调整工作转变为电压监视与优化分析工作上来，积极推进地区电网AVC系统与市调、县调AVC系统一体化进程，全面提高重庆电网的无功电压控制能力。
参考文献：
[1]李端超，陈实.安徽电网自动电压控制（AVC）系统设计及实现[J].电力系统自动化，2004，（8）.
[2]许文超，郭伟.AVC应用于江苏电网的初步研究[J].继电器，
2003，（5）.
[3]丁晓群，陈晟，许杏桃.全网无功电压优化集中控制系统在泰州电网的应用[J].电网技术，2000，（12）.
[4]郑文彬.广西电网自动电压控制系统的应用[J].广西电力，
2010，（5）.
[5]惠建峰，焦莉，张世学.自动电压控制系统建设与应用分析[J].陕西电力，2009，（2）.
[6]董翔宇.地区电网无功补偿容量优化配置[J].仪器仪表用户，
2007，（6）.
[7]吴东莉，郑文彬.广西电网AVC系统设计的初步研究[J].广西电业，2007，（8）.
[8]刘峰.AVC实用化探讨[J].电气应用，2007，（10）.
[9]丁晓群，黄伟，邓勇.基于分级递阶的地调/中心站模式无功电压控制系统[J].电力系统自动化，2004，（5）.
[10]史欢，黄晓胜，曾文君，等.磁控电抗器的动态无功补偿装置[J].中国电力，2011，（1）.
（责任编辑：王祝萍）