新形势下的电网VQC管理

前言

近年来，电网规模的急剧扩大和信息技术的高速发展带来的最为显著的变化是：对电网的控制和管理已经越来越依靠计算机系统，发电厂的机控逐步与网控合并，网控则基本上是执行调度中心的指令。变电站则从10kV一直到500kV等级，基本上已经无人值守。电网自动化系统中的计算机，已经从辅助操作变成独挡一面。系统中的计算机已经由过去陪练的角色转变为主力运动员，这时候人们发现，原来这些运动员的素质，就整体来说，是跟不上作为主力运动员的要求的。

电压(V)和频率(F)是电网运行中最重要的两个参数。

过去的电压无功管理，是有人为因素加入之下的决策，而现在，已经完全交给计算机去管理，就是称之为AVC的自动电压控制系统。但计算机中运行着的应用程序，还是以前辅助决策时期的版本，这就难免会出现以前不会出现的问题。要在实时运行的系统中把这些程式一次性更换是不现实的，但我们必须充分注意到这些问题的存在，在运行管理中考虑到这些因素，以避免故障事件的扩大。同时，不失时机地改进或更新这些软体的版本，使它真正有能力承担所赋予的职责。

下面是笔者所在地区在无功电压管理方面所出现问题的案例，希望对于国内的同行具有参考价值。

一、AVC系统原理及控制模式

蚌埠电网AVC系统基于南瑞科技OPEN3000平台，可方便地共享SCADA/EMS的实时数据信息和PAS网络拓扑结构，通过采集母线电压、线路潮流、开关、刀闸等实时信息，对全网电压、无功进行综合分析和计算。以各节点电压合格率、关口功率因数为约束条件，进行在线电压无功优化控制，达到主变分接开关调节次数最少、电容器投切最合理、电压合格率最高和输电网损率最小的目的。其中电压上下限和功率因数上下限可分时段设置或以计划曲线的方式给出，系统自动根据负荷水平实现电网的逆调压运行。

蚌埠地区电网无功/电压优化控制系统具有两种控制模式：优化控制模式和分区控制模式。

全网优化控制模式下，主要功能有电压校正控制、功率因数校正控制、网损优化控制。三个主要功能的优先级可根据实际情况设置。该模式下实时自动接收省调主站的无功指令，并根据无功指令和相应控制策略制定调压控制方案，在调度中心完成电容器投切和变压器分接头升降等遥控、遥调操作。

当电网部分遥信、遥测数据出现问题使优化计算不能完成时，系统自动切换运行方式为基于规则的分区控制模式。这种运行模式下，系统可以根据设定的电压、功率因数限值进行变电站级别的无功、电压控制，保证系统的连续稳定运行。在该模式下可根据自定义的控制规则实现对厂站功率因数或全网功率因数以及电压的控制。

二、蚌埠地区电网AVC系统运行分析

1、电网情况简介

蚌埠市区电网有220kV变电站10座、110kV变电站21座、35kV变电站3座, 变压器总容量为3197000kVA，全网无功(电容器)容量为339560kVar。系统基本上是辐射状连接，所有变电站均具备和省网的闭环控制条件。目前，市辖34座变电站全部接入AVC系统闭环运行。

2、问题实例及分析

对于系统设备频繁操作这一涉及到电网安全的问题，据了解在某省出现过多次：因AVC系统限值错误或者失效，导致不断调节档位，致使用户电梯损坏的事故。虽然没有进一步恶化，但必须引起系统维护人员、程序开发人员足够的重视。以下是此类问题的若干案例：

实例1：某集控站反映所辖受控变电站312电容器有频繁投切现象，2分钟一次，共有8次分合。程序显然没有应用1800秒投切间隔时间，经检查，为一外网等值开关状态的错误改变导致EMS系统状态估计计算不收敛，状态估计合格率返送SCADA数据保持在98%不刷新，在这种情况下，AVC所有限值失效。显然，这是因为程序有缺陷。

实例2：运行方式人员反映，某220kV变电站35kV的四组电容器，AVC系统常常只操作其中两组，对另外两组很少操作，这会影响电容器使用寿命。分析发现AVC 系统中的电容器的控制策略存在问题。该系统对电容器投切只是自动找到具备可投切条件的设备进行操作，而没有根据电网《变电站设备定期试验轮换制度》中规定的“一条母线上有多组无功补偿装置时，各组无功补偿装置的投切次数应尽量趋于平衡的轮换运行要求”。系统找到母线上排序第一的电容器，只要未超过当日投切上限10次，就不会推出投切下一台的方案。还有另一个缺陷是：AVC系统根据母线上主变开关，确定该母线上电容器是否加入运算，却未考虑母联开关合闸，电源点由另一主变送入的情况。

实例3：某集控站反映，所辖110kV变电站档位连续下调几次，其下级变电站10kV母线电压已降到8.9kV。经查证，系统推出方案的目的是为优化电网网损，检查后发现PAS、AVC数据库填写正确，母线上下限值参数也已设置无误。但系统存在有时写库失败的问题，当时参数检查已经生效，但模块重启，或重读数据库，填写参数丢失，参数默认为上次同一字段修改成功的限值，这样的10kV母线限值很可能会自动改为220kV母线限值!这样就极可能导致一些严重后果。

实例4、某变电站35kV线路负荷用户为钢厂，属冲击性负荷，造成电压波动很大，电压在限值周围跳变厉害，导致遥控次数过多。AVC中电容器日投切上限为10次，变压器调节次数为10次，结果每天上午几个小时内就达到了设备操作上限，被系统禁用。这样该电容器每天只是做了无谓的操作，失去其应有的意义。

实例5：变电人员常反映电压在合格范围内，但电容器、变压器档位还有较频繁的操作。询问原因，变电人员反映，电压合格时AVC系统仍有操作，原因是AVC系统正在执行中调无功指令，从省网角度统一平衡无功，达到电网安全、力率合格、降低损耗的目的。但从地区角度，也要推出自己的降损方案，两者不完全一致是肯定的。

实例6：某变电站1#主变已由AVC系统升为8档，又连续调为9档。然后系统因延时未到将其禁用，原因为升档后档位变化反映到画面上再被AVC获取需要一定的时间。也就是说，电压预判不精确或变化遥测上送太慢，也会造成AVC区域无功优化控制模式与电压校正控制模式相冲突，导致主变分接头或电容器频繁循环动作，甚至使10kV母线电压越限。

实例7：某110kV变电站2#变当日升降16次，超过每日升降次数限值(10次 )，AVC系统却未将其禁用。经查为状态估计模块异常退出运行，计算停止。EMS系统未在模块退出类中报警，因而造成和实例1相同的问题。

三、程序改进措施

根据以上AVC系统运行中的实例分析，可将无功电压控制设备的频繁动作原因归纳为七个方面：

①是状态估计模块的影响(不收敛、异常、退出)导致AVC系统限值参数失效;

②是修改AVC参数后只改到界面却写库失败，系统暂时应用了参数，而当程序重读或重启后参数丢失;

③是对于电网较特殊运行方式下，AVC对于控制策略考虑不足;

④是未按《设备轮换制度》中要求实现无功补偿装置的投切次数应尽量趋于平衡的轮换运行要求;

⑤是冲击性负荷使母线电压跳变，导致控制方案频出;

⑥是在保证系统力率、电压合格之外，系统还会出降低网损的方案，也会导致设备操作有所增加;

⑦是电压预判不精确或变化遥测、遥信上送慢，使AVC误读为操作失败，而继续推出了执行方案。

根据上述原因，提出软件相应改进办法如下：

1、增加状态估计异常告警

当外网等值数据、内网数据错误导致状态估计运算不收敛、模块停止计算时;当合格率数据在10分钟内(可根据情况设置)不变化时;在这些情况下，需在AVC系统程序中增加判别条件，使AVC系统自动开环运行并发出告警信号，提醒及时维护状态估计模块，保证其能正常运行。AVC系统中设置的参数、安全策略应独立于高级应用的其他参数设置，当状态估计模块运行异常退出运行时，参数应仍然有效。

2、及时关闭数据库联接

关于修改AVC参数后只改到界面上却写库失败问题，经检查分析发现属于系统运行中打开数据库联接过多，而程序未考虑及时关闭，使得数据阻塞，不能更新到数据库。因此应在软件中修改数据库读写机制，在写库完毕后，及时关闭数据库联接，避免此类问题的发生。即使参数修改不成功，也不能自动默认限值参数而是显示为空值。这样，当参数不完全时，系统自动将该变电站退出，并发出“参数不完全告警”，提示维护人员注意。

3、外网等值错误自动排除功能

搜集最新的与本电网有联系的外网结构模型及数据，需要重新确定更精确的模型。AVC系统当外网数据错误时，应能自动判断并将外网排除后，保证内网正常运算并发出告警。确保状态估计模块的正常运行。

4、实现无功补偿设备的设备轮流切换

在AVC系统中加入操作次数判别，对电容器控制方式作适当调整，可以实现同一电气岛中相同容量无功补偿设备的设备轮流切换，以解决电容器频繁投切这一问题，大大提高这类设备的使用寿命。

5、增加特殊运行方式的考虑

在AVC软件中加入运行方式判别，根据变电站内主变高中低压三侧受总开关、高中低压母线、母联开关的状态判断主变的运行方式，增加考虑某一段母线退出运行、或通过母联由另一主变供电的特殊方式。让以上的判断结果等待“灵敏度分析模块”调用。

6、实现运行方式和操作次数联合判别

通过自动判断电气连接方式，寻找在同一电气岛中，符合方案执行条件的所有电容器。如可投电容器大于一组则优先考虑本日投切次数较少的;如投切次数相同则优先考虑投入时间在前的电容器。当任意一组或几组电容器退出自动控制方式时，本模块仍能根据需要，自动确定新的投切顺序，实行循环投切。除有投切顺序的电容器组外，其余电容器组本着轮换投切，先投先切，后投后切的原则投切，投切的时间间隔不小于规定时间，每天投切次数不超过规定次数。并列运行母线可以按同一条母线进行电容器组的投切。

7、引入负荷曲线预测功能

为了消除特殊负荷跳变情况造成的不必要的投切。除了采用各类措施加强对谐波的治理外。在软件上可以充分利用变压器允许短时间的过负荷能力，减少不必要的投切和调整。再将调度自动化系统负荷预测功能引入AVC的运行判断中。通过预测值与实时数据的比较，将结果作为电压无功综合控制策略的重要参考量，根据典型日的负荷曲线预测设备投入或切除后至下一次切除或投入的时间，来实现投切和调整的优化。在保障安全的前提下实现最优运行方案，防止在负荷波动较频繁区域设备频繁动作。

8、引用设备操作成本分析功能协调控制

设备操作的成本主要分设备损耗成本和操作风险成本。设备损耗成本主要考虑主设备和所有附属设备的成本，设计使用次数。设备操作风险成本主要考虑设备操作事故概率和事故损失的统计指标。在AVC中引用设备操作成本分析功能进行协调控制，提供设置界面，人工进行修改。根据这一特性，在系统推出降低网损方案前，结合设备的操作费用，统筹考虑，运行维护中提高或降低操作费用，达到人为增加或减少设备操作的目的。每次调整总费用见下表所示。

9、推出方案间隔时间设置为可调节

对于遥测、遥信变化上送慢的问题，在系统中可将闭环控制同一设备推出方案间隔设置为可调节(一般情况下，AVC系统中设备操作连续三次失败，将被禁用)。由用户根据实际情况确定下一次方案的间隔时间，防止因数据刷新慢，使AVC 误以为操作失败继续出方案而导致过调。

10、合理配置电容器的容量

目前蚌埠地区电网部分电容器组容量较大，灵敏度分析结果表明，电容器投切后容易出现无功过补和无功缺失。这也是造成个别电容器不动作而其它容量较小的电容器频繁投切的一个原因。如母线上配置两组容量不同的电容器或电容器分组运行。根据现场投入组数的实际容量情况，人工修改容量参数，由系统控制投切，会取得更好的效果。

四、结束语

无功电压控制(VQC)同样遵循安全、经济两个根本性指标，这两个指标是我们工作的指挥棒、约束条件。在此前提之下，要做到合格(中枢点电压、关口功率因数);稳定(上下波动不能越限);可靠(无拒动、误动、抖动);经济(少动、均衡使用设备);低成本(最少的操作次数、最低的线损、最低的工作成本)。

根据以上思路，联合厂家开发人员对软件控制策略、告警、控制安全等几个部分进行了修改，改进后的无功电压优化系统与以前的控制方式相比安全性大大提高，经过验证，此举在电网安全、电压质量优化、电网损耗降低等方面均取得了良好的效果。AVC系统在蚌埠电网的成功应用，为地区供电局电网调度由经验型向分析型、智能型转变提供了科学的依据，为调度自动化系统的精细化发展提供了新的空间。