自动电压控制AVC（共4篇）
自动电压控制AVC 篇1
(一) 引言
电网自动电压控制系统 (AVC) 是电网调度自动化的重要组成部分, 其运用网络通信技术和自动控制技术, 对发电机的无功进行实时跟踪调控, 对变电站的无功补偿设备及主变分接头进行调整, 有效控制区域电网的无功潮流, 改善电网供电水平。电厂自动电压控制系统 (AVC) 是电网自动电压控制系统的子系统, 可以配合电网调度自动化系统自动控制各机组的无功出力, 实时调节电厂变高压侧母线电压。
(二) 电厂AVC子站系统功能
电网AVC主要由调度侧设备和电厂 (或变电站) 侧设备组成, 分别称为AVC主站系统和AVC子站系统。电厂AVC子站系统实现的功能是与调度AVC主站系统通信, 接受AVC主站系统实时下发的电厂变高压侧母线 (节点) 电压控制目标值, 按照一定的控制策略, 计算出各台机组的无功出力目标值, 直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减励磁信号以调节发电机无功出力, 使电厂变高压侧母线 (节点) 电压或者各机组无功出力向目标值逼进, 形成电厂AVC子站系统与AVC主站系统的闭环控制。
(三) 电厂AVC子站系统组成
电厂AVC子站系统由三个部分组成:上位机、下位机和后台管理机。上位机是AVC子站系统的核心部件, 子站系统绝大部分功能在此部件上实现, 包括以通讯方式实现与现场外部回路的接口、接收调度端AVC主站下发的全厂母线电压指令或单机无功指令、AVC运行状态向调度端上传、所有实时信息 (遥测、遥信) 的汇总、主备中控机间实时信息交互、系统建模与参数整定、控制策略实现、控制模式切换、运算分析、控制指令下发、历史数据保存/查询等。下位机是AVC子站系统的执行机构, 主要作用是以硬接线方式实现与现场外部回路的接口, 包括模拟量输入/输出、开关量输入/输出, 其执行终端以通讯方式将输入信号上传到中控单元进行汇总, 同时接收中控单元以通讯方式下发的控制指令, 根据指令输出AVC状态信号和调节信号。后台管理机是中控单元的延伸, 可以实现中控单元的部分或全部功能, 方便运行人员监视和操作, 此外还具备数据存储与备份功能, 此为可选单元。
(四) 电厂AVC子站系统实现方案
1. 独立AVC子站系统
独立AVC子站系统结构如图1所示。
独立的AVC子站系统, 通过RTU接受AVC主站系统下发的电厂高压母线电压目标控制值或各机组的无功出力目标值, 经过优化计算出电厂需要承担的总无功出力, 再把总无功功率合理分配给各台机组;通过调度数据网接收主站下发的计划电压曲线。
AVC子站系统具有数据采集功能, 可通过其下位机采集所需的数据, 包括:母线电压、机组有功、机组无功、定子电压、定子电流数据等。为避免信息的重复采集, 也可获取与调度同源数据, 通过其上位机与RTU的通信获取母线和机组的实时数据。
AVC下位机以脉冲方式输出控制信号, 其控制信号经过DCS或直接输出至机组AVR, 调节机组无功出力。
AVC子站系统状态信号可输出至电厂DCS系统。
2. RTU+AVC嵌入式方案
通过RTU+AVC嵌入式方案实现AVC调节是在RTU的主控模块中直接嵌入AVC软件程序实现AVC调节, 该AVC软件直接从RTU数据库中调用信息, 采用多进程并行处理方式。RTU+AVC嵌入式AVC子站系统结构如图2所示。
RTU本身具有高度的灵活性, 特别是在智能性、开放性、多规约、多通信口和强大的处理能力方面是PLC装置无法比拟的。在RTU主控模块中嵌入AVC应用软件, 融入具体的调整和保护策略, 可为现场提供系统阻抗自辨识、机组间无功调节波动平衡控制、调节频度模糊控制和调整步长预测等功能。其特点主要表现在以下几个方面:
(1) AVC数据实时性、一致性:采用RTU+AVC嵌入式方案时, 由于RTU和AVC的数据实时同源采集, AVC系统直接共享RTU的实时数据和其强大的内部处理能力, 从而保证AVC调节过程中数据的同步性和一致性, 并保证数据的运算精度。
(2) AVC目标调节和反馈:采用RTU+AVC嵌入式方案时, AVC目标调节和反馈均在RTU中完成, 实现实时闭环调节;调节过程中直接使用RTU数据, 数据没有时间延迟, 没有转换过程中的精度损失, 并能够准确判断系统扰动、振荡等情况。
(3) AVC通信通道:采用RTU+AVC嵌入式方案时, 直接利用RTU本身与调度通信的模拟通道, 同步实施的网络通信, 既实现了调度数据网建设, 又对AVC应用实现了双通道保障;无需重新增加调度通道的软/硬件投入, 也不用重复设置数据库, 有利于调度和电厂对设备的运行维护, 同时节省了投资, 可靠性高。由于RTU支持多种成熟通信规约, 可和各种装置和主站连接, 兼容性好。
3. NCS+AVC一体化模式
NCS+AVC一体化模式, 就是在NCS系统内配置有AVC功能模块, 由NCS的远动工作站 (RTU) 接收AVC主站下发的控制目标, 利用NCS的数据采集、状态监视、控制、通讯等功能, 实现发电厂的电压/无功自动控制。这种AVC方案的系统结构原理类似于独立AVC子站方案, 不同的是, 此模式的AVC上、下位机融入到NCS系统内并作为NCS系统的一部分, 并且直接享用NCS系统的数据信息。NCS+AVC一体化模式的系统结构如图3所示。
4. 利用DCS实现AVC
电厂AVC所要采集的电气量均已送入DCS, DCS通过电厂RTU接受AVC主站系统下发的AVC控制目标值, 并在DCS内增加AVC软件程序就可实现发电厂自动电压控制功能, AVC控制信号以脉冲方式直接从DCS输出至机组AVR, 调节各机组无功出力。利用DCS实现AVC具有如下特点:
(1) 节省费用:硬件上只需要增加RTU与DCS间的联系电缆, 不用另外增加其他AVC硬件设备及AVC控制信号电缆。
(2) 便于监控:AVC的监视、控制均可直接在DCS的LCD上完成, 运行人员监视、控制非常方便。
(3) 维护简单:利用DCS实现AVC, 逻辑组态可由电厂维护人员在DCS工程师站自己完成, 对维护人员来说是一个开放的系统, 维护非常方便, 甚至在调试时还可以进行仿真模拟运行。
(4) 运行可靠:DCS作为火电厂最重要的计算机监控系统, 系统可靠性很高, 尽管扫描周期比部分电气保护和自动装置长, 但完全能满足AVC的要求。
(五) 结束语
上文所介绍的几种电厂AVC子站系统实现方案, 分别在广东惠州大亚湾热电厂、广东南海发电一厂、广西钦州电厂、株洲华银火力发电有限公司3号机组等工程中已有应用。每种AVC子站实现方案各有不同的特点, 在工程应用中应结合具体工程的实际情况, 比如电厂的RTU、NCS、DCS等系统配置情况来综合考虑AVC子站系统宜采用何种方案。
参考文献
[1]周全仁, 张海.现代电网自动控制系统及其应用[M].北京:中国电力出版社, 2004.
[2]DL/T5002-2005, 地区电网调度自动化设计技术规程[S].
[3]DL/T5003-2005, 电力系统调度自动化设计技术规程[S].
[4]李澄.发电厂侧电压无功控制系统[J].江苏电机工程, 2004 (1) .
[5]广西电力调度通信中心.广西电网电厂AVC功能子系统的基本要求[S].2007, 9.
自动电压控制AVC 篇2
一、顺义电网AVC系统控制策略
顺义区调度AVC的策略糅合了电压和无功的协调控制, 在电压控制时会兼顾无功, 无功控制时也会考虑电压。具体分为三个模块, 优先级由高到低, 分别为电压校正控制--区域无功控制 (省地联调) --单站无功控制。
1.1电压校正控制
电压校正控制基于专家算法和九区图原理, 是对单站的母线电压越限进行处理的策略, 也是AVC系统中最基本的策略。
1.2区域无功控制 (省地联调)
目前北京市调和下属各个地区电网的控制界面划分如下:市调控制到220k V变电站的110k V侧, 而从220k V变电站110k V出线向下连接的其他110k V变电站由各个区调控制。具体的联调策略如下:市调AVC:实时优化计算区调220k V主变中压侧关口无功的控制目标, 下发给各个区调AVC系统220k V变电站110k V关口功率因数上下限。区调AVC:接收到市调下发的协调指令后, 根据每个主变中压侧关口所带的110k V电网的运行情况, 综合考虑无功设备对关口的无功灵敏度、设备动作情况以及110k V站内高中低压母线的考核要求, 保证10k V电压母线的合格, 选择合适的无功设备动作, 响应市调AVC下发的关口协调指令。
二、顺义电网AVC系统控制策略预判条件
2.1电容器预判条件
电容器在进行电压校正控制、区域无功控制和单站无功控制时都需要预判, 预判分为三重, 分别是基本预判、单站无功预判和区域无功预判。电压校正、单站无功、区域无功控制时, 电容器均需要通过第一、第二、第三重预判。
2.2变压器调节分头预判条件
主变已经调到极限档位 (调到了最高档或最低档) ;中压侧和低压侧电压冲突 (低压侧电压低时中压侧过高) ;主变未达到调节间隔时间;主变有闭锁 (告警闭锁或者保护信号闭锁) ;主变档位调节次数越限。
上述条件满足其一, 变压器预判不通过。
三、AVC系统控制情况分析
顺义电网AVC系统控制110k V变电站21座, AVC覆盖率100%;控制35k V变电站10座, AVC覆盖率90.9%。
3.1系统整体运行情况
2014年4月顺义供电公司电压合格率指标为100%, 电压水平总体平稳, AVC系统运行情况良好, 全月均投入闭环运行, 有效控制了全网电压水平。
3.2设备控制次数统计
2014年4月AVC系统共控制110k V、35k V变电站内主变分头、电容器共计动作4196次, 其中分头动作3721次, 约占总动作次数的88.68%, 电容器动作475次, 占比11.32%。1、主变分头控制次数。AVC系统控制主变分头动作的3721次中, 平均每台主变分头每日动作1.97次。从每日平均动作次数来看, 每日分头动作5次及以上的主变共有9台, 占比14.30%, 其中龙湾屯2#变, 王泮庄1#变、2#变分头日平均动作次数较多, 分别达到9.63次、7.63次和7.20次;2至5次之间的共有13台, 占比20.63%;其余主变分头每日动作次数小于等于2次, 占比65.08%。2、电容器控制次数。平均每台电容器每日动作0.20次, 每日动作1次及以上的电容器共有5台, 占比6.25%;0.5至1次之间的共有5台, 占比6.25%;0.1至0.5次之间共有7台, 占比8.75%;其余电容器每日动作次数小于等于0.1次, 占78.75%。
3.3控制策略调整情况
1、针对王泮庄站10k V母线电压曲线与负荷高峰、低谷联系不紧密, 全天24小时均处于剧烈波动状态的问题, 将电压上下限设置调整为全天一致, 将高峰时段电压下限由10.2调整为10.1, 减少主变分头不必要的动作。
2、将龙湾屯10k V4#母线电压下限由10.2k V修正为10.1k V, 避免1#电容器频繁动作, 减少1#电容器与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。
3、将龙湾屯10kV5#母线电压下限由10.2kV修正为10.1k V, 避免龙湾屯2#主变频繁动作, 减少龙湾屯2#主变与上级电源主变重复动作的几率, 提高电压合格率。
四、结语
AVC系统是供电企业实现自动调度的重要手段, 有效降低了调度工作的劳动强度, 全面改善和提高了电网电压质量, 降低了电网损耗, 确保了电网的安全、优质和经济运行。
摘要：自动电压控制系统 (AVC) 是提高电网电压合格率, 降低网损, 实现电网运行在线控制的有效手段。本文详细介绍了顺义电网AVC系统控制策略, 并结合2014年4月电网电压运行数据, 对AVC系统在顺义电网的应用情况进行了分析。
关键词：自动电压控制系统,电压,控制策略
参考文献
[1]王永平自动电压控制技术 (AVC) 在电网中的应用研究[J].技术与市场。
自动电压控制AVC 篇3
广州恒运热电D厂装机容量为2×300MW,出线为220kV系统,采用全封闭GIS配电装置,主接线形式为单断路器双母线接线,配母联开关。发电机为东方电机厂生产的QFSN-300-2-20B三相二极同步发电机。
励磁系统采用东方电机控制设备有限公司生产的GES-3320同步发电机机端自并励静止励磁装置。为配合电网系统改造,提高电压质量和减少网损,降低运行人员劳动强度,2012年恒运D厂实施了AVC技改工作,取得了良好的效果。
1 项目改造前无功、电压控制状况
改造前,广州恒运热电D厂无功、电压调节主要考虑的是单机运行情况,即两台机组正常运行情况下投入“恒机端电压”模式,当发电机机端电压与设定值存在偏差时,利用励磁系统增、减磁功能及时调节发电机无功出力,以维持母线电压在合格范围内。这种调节方式,是通过机组自身的自动励磁调节器AVR装置,调整可控硅导通角的开度大小来调节励磁电流,进而调整发电机组的机端电压及无功输出。经过多年的运行,反映出以下问题:
(1)发电机无功电压曲线指标是由调度中心离线下达的,有可能反映不了电网及电厂的实际运行情况,调节存在一定的安全隐患。
(2)在发电厂、发电机之间无功协调需值长人工干预,运行人员需要时刻监视系统电压无功情况,并进行人工调整,工作强度大,误操作可能性加大,而且多家电厂同时调节不恰当,可能引起电网电压波动。
(3)发电厂自主无功调节矛盾突出,由于各电厂只关注自身母线电压,无法从全局角度协调无功分配,经常出现无功环流现象,造成不必要的有功损耗。
2 发电厂侧AVC改造实施方案
2012年广州恒运热电D厂开始AVC技改工作增设了一套山东鲁能积成电子股份有限公司生产的i ES-AVC50综合自动调压系统,与调度中心共同组成AVC系统,以主站-子站星型网络方式运行,主站和子站系统之间通过现有数据采集系统及数据通信网互连并完成信息交换。
D厂AVC子站通过远动专线接收中调AVC主站下发的电厂侧220kV母线指令。中控单元在充分考虑各种约束条件后,计算出对应的控制脉冲宽度,以通信方式下发至AVC执行终端,由执行终端输出增减磁信号给励磁系统,然后通过改变励磁调节器(AVR给定值调节机组无功功率。当励磁电流发生改变时,发电机的无功出力与机端电压也随之增减,并通过机端变压器进一步影响到母线电压的高低。
所以系统的无功电压控制通过励磁系统来实现,而AVC就是通过改变发电机AVR的给定值来改变机端电压和发电机输出无功的。
3 D厂AVC系统项目改造
3.1 系统构成
该装置由上位机和下位机两部分构成。每个节点有一台上位机,该节点上挂接的每台发电机各有一台相应的下位机。上位机通过RTU通道与设于调度中心的主站通信,向主站系统上传所需的实时信息,接受主站侧的控制指令,并与多个下位机间实现闭环运行,优化分配各机组实时输出的无功,或根据预置的高压侧母线的电压曲线,离线完成电厂侧无功电压的优化控制。发电厂子站的系统结构见图1。
3.2 AVC-1装置功能
AVC-1装置根据采集的遥测、遥信参数及网络的下发命令,输出遥调控制信号控制AVQR装置,实现自动无功调节。装置能够采集10路遥信、10路遥测信号,输出1路遥调、1路遥控、2路状态接点,能满足大多数现场要求;还可以实现遥测跟随、遥测闭锁、遥信闭锁、自动投退、控制速率限制、输出限幅、状态自检、网络断线报警等功能。
3.3 系统控制模式
(1)母线电压控制模式。
电厂子站系统接收调度主站系统下发的电厂变高侧母线(节点)电压控制目标值后,根据电压控制目标值,按照一定的控制策略,通过计算自动得出电厂需要承担的总无功功率,将总无功功率合理分配给对应每台机组,AVC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力,使电厂变高侧母线(节点)电压达到控制目标值,实现全厂多机组的电压无功自动控制。一般情况下,发电厂都应采用母线电压控制模式。
(2)单机无功控制模式。
电厂子站系统直接接收调度主站系统下发的每台机组的无功出力目标值,AVC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力,最终使各机组无功出力达到目标值。
3.4 系统控制方式
(1)闭环控制方式(远方控制)。
调度主站系统实时向电厂侧AVC子站系统下发电厂变高侧母线(节点)电压控制目标值,根据该电压控制目标值,按照一定的控制策略,计算出各台机组的无功出力目标值,或者AVC主站实时向电厂侧AVC子站系统直接下发各机组的无功出力目标值,由AVC子站系统直接或通过DCS系统向发电机的励磁系统发送增减磁信号以调节发电机无功出力,使电厂变高侧母线(节点)电压或者各机组无功出力向目标值逼近,形成电厂侧AVC子站系统与调度主站系统的闭环控制。
(2)开环控制方式(就地控制)。
调度主站系统定时向电厂侧AVC子站系统下发电厂变高侧母线(节点)电压计划曲线,当由于与AVC主站通信故障,电厂侧AVC子站系统退出闭环运行时,将自动跟踪下发的电压计划曲线进行调节。
3.5 系统调节方式
系统具有脉冲调节方式和脉宽调节方式,可适应各种AVR的接口特性,其输出至发电机组的励磁调节控制系统。但当AVC子站系统的装置异常或约束条件成立时,AVC功能自动退出,并输出一个告警信号。
3.6 系统通信配置
广州恒运热电D厂220kV电压等级的AVC系统配置1台上位机,组成1面屏安装在网控继电保护间内。#8、9机组各配置一台下位机,下位机随各机组分别布置于2台机组继电保护室内。上位机通过串口与NCS通信,并从NCS和下位机采集本厂数据。优化方案:
(1)上位机与下位机的连接。
上位机与下位机间距较远,为保证通信的可靠,通过光纤连接,采用CAN网通信方式、CAN网通信规约,主要实现上位机调节指令的下发、下位机的投退及下位机信息的上传工作。
(2)上位机与后台机的连接。
后台机位于集控楼操作台,交换机安装于AVC上位机机柜内,由于D厂集控室的后台机距离上位机AVC机柜较远,所以采用光纤连接,主要用于远方对AVC系统的监控及对AVC系统的投退。
(3)AVC系统与远动AK的连接。
广州恒运热电D厂远动AK位于网控室,主要用于调度通信,NCS信息通过远动AK与调度进行信息联系。AVC与NCS总控AK采用串口进行通信,即可从NCS采集220kV母线电压、机组有功与无功等模拟量、发电机出口开关与220kV开关等开关量,也接收中调AVC主站下发的电压调度曲线,并实现AVC信息通过远动AK上送中调。
(4)AVC与DCS系统连接。
机组AVC下位机与DCS距离较近,可以直接用控制电缆与DCS系统连接。AVC与DCS系统采用硬节点方式连接。当AVC装置投入时,AVC装置(下位机)向DCS系统发出“投入请求”信号。收到此“投入请求”信号,经过人为判断后,DCS向AVC发出“允许投入”信号(一对空节点置合)。AVC收到此“允许投入”信号后,才能真正进入自动调节状态,即投入状态,并向DCS返回“已投入”指示信号,用于DCS显示及控制逻辑。
AVC进入自动调节状态后,向DCS系统发出的“已投入”指示信号始终处于“合位”,一旦AVC装置出现异常或者遥测信号越限、遥信开关变位,该信号就会由“合位”变成“分位”,自动退出AVC,并通知运行值班人员。
3.7 AVC在DCS中的画面显示
AVC在DCS中的画面如图2所示。在机组DCS励磁调节器的画面上部,添加一个“AVC系统”的按钮,机组AVC退出时,按钮块绿色并显示“AVC已退出”;机组AVC投入时,按钮块红色并显示“AVC已投入”。在按钮块左右分别布置增、减磁指示,在AVC调节脉冲发至DCS时,同步进行红色闪烁。
3.8 AVC在DCS中的逻辑
AVC的投退原则采取“人工投,自动退”为主,兼以“人工紧急退”为辅的原则。AVC的投入必须经过运行人员的判断,人为操作投入AVC;在紧急情况下,保证机组及系统运行的安全,运行人员可以退出AVC。AVC自身有多重闭锁条件,实现在异常时自动退出AVC。简要说明如下:
AVC的投入过程:当无励磁、保护等闭锁AVC的信息时,AVC上位机向DCS发出“AVC投入请求”信号,运行人员判断后,操作“DCS投入AVC”按钮,发出“DCS允许AVC投入”信号,机组AVC收到“DCS允许AVC投入”信号进入投入模式后反馈“AVC已投入”信号,才真正参与调节。
AVC的退出过程:操作“DCS退出AVC”按钮,退出AVC;AVC故障或闭锁条件满足时,AVC的“AVC投入请求”和“AVC已投入”信号自动复位,实现自动退出AVC。
AVC装置已投入时,实现闭锁DCS调节,AVC装置退出时,自动开放DCS调节。
由于励磁调节器是以脉宽方式调节的,如果调节接点发生粘连,就会导致机组运行不稳定甚至非停。在增减磁回路中加入“脉冲1、2”两个元件,可以把原调节信号转变为具有一定宽度的脉冲信号,弥补了原回路的缺陷,从而增加了机组运行的安全稳定性。
4 改造后系统运行情况
2012年中,D厂#8机组由于状态检修退出AVC装置与机组检修结束后投入AVC装置时,系统母线电压时域对比如图3所示。
可以得出以下结论:
(1)未投AVC调节时系统线路电压波动约为2kV,投运AVC后仅为1kV,波动幅值减小50%。
(2)投运AVC后的系统线路电压波动的频率明显减小,提高了供电电压品质,提高了中调侧、发电厂的自动化水平。2012年度广州恒运热电D厂AVC系统投入前后各项统计指标比较见表1。
2012年广州恒运热电D厂两台发电机组AVC系统经联调投运后,运行情况表明,达到了改造预期的效果:减轻运行人员的劳动强度;减少机组进相运行时间;电压波动幅度小,电压合格率达到100%;减少了机组间无功窜动。
5 存在的问题及相关建议
(1)AVC联调期间,经常出现一个问题,在AVC系统操作中容易操作失败。可能的原因:发电厂RTU或是综自系统遥控功能失效;现场的受控设备的拒动失败;AVC系统采用的是FTP传输系统,文件传输的时间单位为分钟,会造成一分钟内的多个命令重叠而延时。
(2)AVC联调过程中,有时会产生输出的电压不合格的现象,或高或低。原因可能是由于一定的时间段内,调节次数过多而导致动作次数过早被用完,不得不进行人工干顶。人工调节无疑会导致调节不及时,也就会产生输出电压不合格的现象。遇到这种情况,应及时汇报中调,根据调度指令将AVC自动退出运行,切为就地控制方式,等待中调指令。
(3)AVC投运初期,设备经常异常闭锁,使投入效率降低。可能的原因:目前AVC系统中设备的保护性闭锁是在PAS系统上完成设置的,接口出现错误;AVC系统跳闸闭锁的反应时间较长,导致系统误判。这种情况应优化AVC系统的设备管理,着重加强AVC系统的通信接口的优化,提高AVC系统的信息交换速度,延长判据的时间,消除系统通信原因造成的操作失败和误闭锁。
6 结语
广州恒运热电D厂投用电厂自动调压系统后,将发电厂母线电压的调整由人工监控改为自动调控,消除了人为因素引起误调节的情况,有效降低了运行人员的工作强度,并向用户提供了合理的最高水平电压同时机组无功出力分配能满足系统稳定的要求,单机无功满足了P-Q曲线,保证了机组安全运行,尽可能地降低了电网的有功功率损耗。
参考文献
[1]唐茂林,庞晓艳,李曼,等.计及梯级电站的省地一体化AVC系统研究及实现方案[J].电力自动化设备,2009,(6)
自动电压控制AVC 篇4
电压是电能质量的重要指标, 电压质量对电力系统的安全经济运行, 对保障广大用户安全生产及电器设备的安全都有着很重要的影响。现如今的区域电网, 随着SCADA系统的不断完善, 变电站自动控制更加有效、可靠, 使得电压无功在线控制成为可能。电力系统AVC通过改变电网中可控无功出力、无功补偿设备投切及变压器分接头调整来满足电网系统中感性设备对无功的需求, 提高电压质量, 降低电网网损, 提高电网整体运行的经济性。本文结合现今主流的EMS系统中无功电压控制系统, 分析其组成模块、控制策略与控制流程。
1 AVC系统组成模块
在线电力系统无功电压控制一般由以下四个模块组成。
1.1 AVC计算服务模块
根据获取的实时数据判断系统所监控的母线电压和关口的力率水平, 结合灵敏度计算结果提出合理、有效的控制方案。
1.2 灵敏度计算模块
根据获取的实时数据, 进行设备的灵敏度计算分析, 得到设备操作后对相关监控点的影响程度;恢复支路变比, 进行下一个设备的灵敏度计算, 程序根据AVC系统所定义的各个子关口自动计算总加关口的功率因数, 并对各个关口进行判断, 灵敏度扫描4 min执行一次, 执行过程如下。
a) 获取SCADA系统实时数据;
b) 拓扑分析;
c) 无功补偿设备扫描。 (a) 通过PAS的潮流计算, 通过计算各关口初始功因、网损及各监控点的电压; (b) 通过网络拓扑分析判断, 如果无功补偿设备已在运行, 切除该支路, 再次进行网络潮流计算, 计算各个关口功因、网损及各个监控点电压的变化量; (c) 如果无功补偿设备未投入运行, 则计算其投入后其对各关口功率因数、网损及监控点电压变化的影响, 然后恢复初始网络结构, 进行下一轮的灵敏度计算;
d) 变压器扫描。与无功补偿设备扫描类似。 (a) 进行初始潮流计算, 计算初始的各关口功因、网损及各监控点电压; (b) 查找各个变压器支路, 修改支路变比, 如果档位已经是最高档位, 则判定其升档的灵敏度为零;如果档位是最低档位, 则判定其降档的灵敏度为零。并列变压器必须同步处理, 即同时升降档位, 再次进行潮流计算, 计算各关口功因、网损及监控点电压。
1.3 保护信号模块
根据实时数据, 及时获取主站收到的保护信号, 并通知服务端对有保护信号的设备进行闭锁。
1.4 MMI上插件
获取服务端的计算结果, 并进行展示。
2 AVC系统控制方案
通过监视电网各个关口的无功和母线电压, 保障其合格的条件下进行优化计算, 通过改变系统中无功补偿设备的投切、变压器分接头的调整来提高电压质量, 降低网损, 保障电网安全稳定运行。
AVC控制的目标是:关口无功满足需求、母线电压不越限、优化电网网损。
2.1 控制变电站母线电压在限制区内
监视各个变电站的母线电压, 当某条母线电压越限时, 根据灵敏度计算结果, 自动生成遥控方案, AVC系统下达该方案给SCADA系统, 通过系统程序自动控制变电站无功补偿设备投切及变压器调档, 来保证母线电压处于合理范围内。
2.2 校正各个关口功因使其在合理范围内
AVC系统定时监视各个关口的功率因数, 当超过给定范围时, 根据灵敏度计算结果, 来投切无功补偿设备, 保证在电压不越限前提下, 保障功率因数处于合理范围内
2.3 优化控制系统网损
在保证电压和功因都在限值区内前提下, 通过对设备电压、网损、关口功率因数灵敏度分析和综合调整指标来选择控制设备。当网损减少小于控制死区值时不控制, 计算优化电量, 如果节约费用大于设备控制费和死区时才提出方案。
综合指标计算公式如下:
式 (1) 中:PL为网损变化, kW;FV为电压指标函数;FQ为功率因数指标函数;KV、KQ分别为加权因子;CO为设备的控制费用, 元;C为节约费用, 元;f为频率, hz。
3 AVC系统控制流程[1]
系统开始运行时首先读取SCADA系统的数据库, 启动三个独立进程:a) 用于对各个变电站AVC闭锁信号进行监视, 当保护动作时闭锁其对应的设备;b) 用于电压、功因监视, 产生优化控制方案;c) 用于执行控制方案。
其具体计算过程及原理如下:a) 据考核要求设置各个关口Q的上、下限;b) 计算有电容器连接母线的无功调节范围;c) 获取实时数据, 网络拓扑分析, 形成网络阻抗矩阵。
将电容器作为恒流源处理, 投入电容器后引起的电压变化量为:
式 (2) 中, Z为电容器接入端口的系统等值阻抗;U为电压变化, V;ic为电容电流, A。
计算网损变化量:
式 (3) 中, P为网损变化, W;Qi、Qc分别为各个节点无功, W;R为电阻, Ω;
d) 监视关口的Q。
(a) 如果关口无功Qi<QiDLimit, 选择投入电容器, 原则上应选择能使得网损减少最大的电容器, 但实际上此电容器将引起电压的较大波动, 使得变压器分头的调节过于频繁, 不利于电网的安全、经济运行, 所以必须计算由此引起的网损变化量及电压变化量, 选择最优方案, 并记录投入时间、投入次数;
(b) 如果关口无功Qi>QiULimit, 切除电容器, 并计算由此引起的网损变化量和电压变化量, 选择最优的电容器, 记录切除时间、切除次数;
(c) 如果QiDLimit<Qi>QiULimit, 无功合格, 计算可以调节的裕度, 确定无功优化计算的无功调节范围;
e) 电压调节;
f) 网损计算。计算关口无功的调节裕度, 控制变量中将无功设备的调节范围限制在此裕度内, 使得优化方案能够保证关口的无功和母线电压的合格。进行全网优化, 得出全网网损最小的最优方案, 并给出各个节点所需要的无功, 为电网的合理规划提供参考。
进行无功优化计算时首先监视各个关口的功率因数是否在合格范围之内, 如果关口无功功率过大, 说明地区电网中的无功电源和无功负荷相比已经不足, 这时需要调整电网中的无功电源;对于无功电源的优化调整可以根据每个无功电源的λ值, λ<0表示增加节点无功可降低网损, λ>0表示增加此节点无功将增加网损;调整节点的无功功率保证关口的无功合格, 在调整过程中如果此母线所连接的变压器为无载调压, 此母线的无功功率不能调整, 如果此变电站的无功不允许倒送, 此母线的无功功率也不能调整, 然后进行无功优化计算, 计算中的约束变量除了有载调压变压器的分接头和并联补偿电容器外增加各个关口的功率因数, 如果优化成功, 根据实际的负荷曲线和变压器的日调节次数平滑进行调压;如果优化不成功则进行潮流计算, 对于电压越限的节点计算越限百分比, 如果变压器有载可调, 模拟调整变压器分接头再进行潮流计算直至电压全部合格。
4 结语
随着电网规模不断发展和变电站自动化设备的不断更新换代, 随着无人值守变电站不断增加, 分层分区, 就地平衡的无功要求有更高的灵活性, 通过在线无功电压控制, 提高电压质量, 降低网损, 保障电网安全、稳定、经济运行。
摘要：探讨了地市级电网系统的无功电压控制 (AVC) 的系统特点、控制方案以及控制流程。分析了其如何提高电压质量, 降低电网网损, 提高电网整体运行的经济性。
关键词：无功电压控制,网损优化,无功优化
参考文献