解决方案︱自动电压控制（AVC）系统在500kV变电站应用存在问题分析
中国电工技术学会定于2016年9月26~27日在安徽省合肥市举办“2016第五届新能源发电系统技术创新大会”（原“分布式发电与微电网技术大会”），主题为“能源互联网关键技术、储能电站与微电网建设”。
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国网河北省电力公司检修分公司、国网河北省电力公司的研究人员孟荣、尹子会、褚罡，在2016年第5期《电气技术》杂志上撰文，介绍了自动电压控制（AVC）系统的控制原理及分层分区的总体结构,分析了AVC系统在500kV变电站实际运行中发生的故障和存在的问题,针对AVC系统的控制策略提出增加电抗率投切策略和优化事故闭锁逻辑的建议，针对AVC系统在变电站相关设置采取了增设控制硬压板和调整遥控下发时间间隔的措施。
最后，展望了新技术应用带给AVC系统的影响，建议在控制策略中关联重要告警信息以及利用新型远动机实现多重闭锁。以上措施及建议将进一步提升AVC系统运行的安全性和可靠性。
电压质量作为电能质量的一个重要指标，对电网及电力设备的安全稳定及经济运行有着重大影响[1]。随着电网自动化水平及通信可靠性的快速提升，电压的调控由传统的人工投切方式转变为电压无功自动控制方式。
目前，自动电压控制（AVC）系统在国内外电网区域中已得到广泛应用[2]，在改善电网电压品质，降低电网运行损耗，减少人工劳动强度等方面取得了显著成效。本文将根据AVC系统在500kV变电站的实际运行情况，针对运行中发现的问题进行分析，并给出相应建议及措施。
1 AVC系统概述
AVC系统是以电网调度自动化系统的实时运行数据为基础，进行在线优化计算，将最优的无功电压调整方案自动下发给子站，连续闭环的进行电压的实时优化控制[3]。
按照分层分区的建设思路，500kV变电站接受省级调度中心AVC系统的直接集中控制[4]。控制手段主要是自动调节有载调压变压器的分接头位置和自动控制无功补偿设备的投切。AVC系统总体结构图如图1。
图1 AVC系统总体结构图
2 控制策略存在的问题分析
2.1投切策略
AVC系统作为电网电压调节的重要手段，不仅要考虑满足全网安全电压约束条件下的无功潮流优化，同时也要考虑被控设备运行性能要求，保证电网和设备的安全稳定运行。
AVC系统对被控设备的投切策略如下：（1）对同一变电站内的被控设备采取循环投切。即先判断设备容量及灵敏度，再判断低压母线投入设备的均衡性、最后判断当日设备控制失败记录与设备投入的月均衡度。（2）对同一被控设备的动作次数和时间间隔满足预置的约束条件，防止设备频繁调节。目前对无功设备每天的控制次数设置为8次，投入与切除时间间隔设置为10分钟。
运行中发现上述策略中缺少关于电容器组电抗率的判据。变电站采用两种电抗率能够经济有效抑制三次及以上谐波，对于两种电抗率的电容器装置，如果电容器组投入后的综合谐波阻抗呈容性，则会产生谐波放大[5]。建议在AVC投切策略中增加对电抗率的判据。电抗率为12%的电容器组先投后切，电抗率为4.5%至5.0%的电容器组后投先切。
典型案例：某500kV变电站1号电容器组投入运行约0.5秒后跳闸，检查发现4台单体电容器损坏，对其中一台解体发现内部焊锡连接熔断，分析为元件过流。在其合闸波形中可见明显三次谐波过渡过程。
该站低压母线配装1号、2号、3号三组电容器，本次损坏1号电容器额定电抗率5%。其余两组额定电抗率为12%。分析缺陷原因为电抗率5%的电容器先投，造成3次谐波放大，引起设备过流损坏。主变低压侧故障录波图如图2。
图2 主变低压侧故障录波图
2.2闭锁策略
AVC系统作为闭环控制系统，从电网运行安全考虑，控制闭锁功能设置至关重要。一般分为三个级别：系统级闭锁、厂站级闭锁和设备级闭锁。目前闭锁策略主要有事故闭锁、状态突变闭锁及遥控失败闭锁。目前，变电站发生事故后，AVC系统主站接收到事故总信号后即进行厂站级闭锁，直至事故总复归后自动解锁。
运行中发现部分低压保护测控一体装置的间隔事故总发出后不保持瞬时复归，全站AVC自动解锁，设备故障未隔离前可能再次投入运行，给电网和设备带来波动。
针对此类问题，建议事故发生后，一方面AVC系统应立即进行厂站级闭锁，闭锁时间可设定（建议值为1小时），另一方面修改运行规程，要求在闭锁的时间内运维人员应及时退出本间隔的AVC投入压板。固定闭锁时间结束后，根据事故总情况进行自动解锁。此改进建议既能保证故障设备不会再次投入，也能够尽快恢复厂站级AVC功能。
3 变电站相关设置存在的问题分析
3.1被控设备控制切换压板设置方式选择
查阅相关AVC系统相关技术标准，变电站AVC子站集中控制方式下，变电站不建设专门的子站。变电站端监控系统应对被控设备设置控制切换压板，并具有必要的安全控制闭锁逻辑判断功能[6]。AVC系统建设早期，在变电站端监控系统增加AVC功能投退软压板，将软压板状态通过远动机上送到调度AVC主站，作为判断逻辑依据。
运行中发现变电站端监控系统缺陷引起的AVC功能不能正常使用的问题较为突出。
在新建变电站中逐步推行增加AVC功能投退硬压板，采取的措施主要有以下两项：
一是在公用测控装置增加AVC功能总投退硬压板，在各电容器、电抗器保护测控一体装置增加间隔投退硬压板。
二是在措施一的基础上，在监控系统保留AVC功能投退软压板，软、硬压板采用串联方式。以上两种方法在AVC功能可靠性与运维人员操作可控性各有优势。经过多次实践与探讨，目前采用的是方法一，只设置硬压板的方式，简化变电站端的逻辑判断，同时提高AVC功能的可靠性。
3.2远动机的控制策略设置
变电站远动机作为AVC系统主站和子站的数据交互关键设备节点，控制策略的设置决定了遥控及遥调执行的正确性。
运行中发现同一时刻AVC系统对同一变电站的被控设备可能发出多个遥控或遥调命令，站端远动机执行策略为：响应第一帧遥控命令，第一帧返回确认前，若下发第二帧遥控命令，远动机拒绝执行第二帧命令或AVC主站已遥控超时。
此策略设置一方面造成被控设备的遥控失败次数增加，从而减少了投入的机会，另一方面远动机收到非正常遥控命令后造成远动机进程异常。建议保持远动机遥控策略不变，优化AVC主站程序为：对于同一变电站的遥控命令设置适当的时间间隔，保证第一帧遥控命令执行完毕后，再下发第二帧遥控命令，提高遥控的成功率。
4 新技术应用对AVC系统的影响
4.1 控制策略关联重要告警信息
随着智能电网调度技术支持系统（D5000系统）的快速建设，AVC系统已成为D5000平台的重要模块，AVC系统通过与D5000系统的数据交互获取受控变电站的实时数据，可进一步优化完善AVC系统相关控制逻辑[7]。
目前AVC系统对被控设备状态突变或遥测、遥信不对应设置了闭锁策略。运行中发现AVC系统从下发指令到被控设备执行成功，经过调度数据网、远动机、规约转换装置、通信设备等多个环节，任何一个设备的故障都会影响指令的执行。建议建立关键设备的重要告警信息与AVC系统的关联闭锁策略，避免遥控到故障设备造成对电网及设备的冲击，减少无意义的遥控命令。
4.2 新型远动机实现多重闭锁
部分厂商的新型远动机可实现遥信对遥控的闭锁功能。即使主站配置、逻辑或命令出现错误，借助此功能可以对重要的遥控闭锁再次进行逻辑判断，用多重防线来避免发生电容器、电抗器同时投入、投入或切除的设备再次投入或切除以及故障跳闸设备再次投入等影响电网及设备安全稳定运行的投切操作。
5 结语
针对AVC系统在500kV变电站实际运行中出现的各类故障和存在的问题,对其进行归纳总结，对AVC的主站判断逻辑、变电站相关设置、新技术应用提出相应建议和措施，进而提升AVC系统控制的安全性和可靠性，保证电网和设备的安全稳定运行。