（广西电网有限责任公司贺州供电局 广西贺州 542800）
摘要：电力体制改革的不断发展和科技的不断进步，带来的是电力调度的自动化控制。在这个过程中，运用自动电压控制系统（AVC）的安全性不容忽视。本文结合案例，对自动电压控制系统（AVC）的概况、工作过程、安全策略进行考量，对于保障自动化系统运行的安全性具有重要意义。
关键词：电力调度自动化；AVC系统；闭环控制；安全考量
1.引言
随着电力控制的远程化、智能化，智能电力调度方式被越来越多地运用到电力调动自动化中，从而有效减少电力故障，提升供电的稳定性与可靠性。为确保电力调度的稳定实施，AVC(Automatic Voltage Control)闭环控制系统在实践中得到广泛应用，其作为一套智能化的电力调度安全控制系统，可以实现对数据信息的智能化采集，对安全故障给出智能化预警和分析，从而提升电力调度的安全性。电力调度自动化AVC闭环控制安全性能如何实现，是本文研究的重点。
2.AVC系统概况
AVC系统利用集中监控和计算机分析系统来监控和分析无功电压运行情况，并从整体协同的角度对系统进行深入优化并对电网的广域分散无功装置进行控制，从而为电网提供优质的电能和电压，提升无功电压自动化管理水平。作为电网无功调度的最高发展阶段，AVC系统既是目前电网调度的主流，也是未来新一代电网调度自动化的发展方向，其进一步优化发展有利于解放工作人员的人工操作，减少工作量，提升调度人员操作的安全性。
3.AVC系统的工作过程
通过PAS网络建模不断获得相应控制模型，结合电网无功电压时时运行工况，进行深入在线计算和分析，利用Scada系统远动通道输送遥控命令，通过遥控厂站端变压器档位调节以及无功补偿装置投切来实现母线电压和无功控制，使电网无功电压达到最优化潮流状态。可见，AVC系统的整个运作过程即为一个闭环反馈实践控制的过程，包括了决策、分析、再决策、再分析，进而实现有效控制。AVC系统在220kV高压主变侧实现对各分区电网的分层控制，EMS平台与自动电压控制系统进行合并，通过增量模型技术的更新，进而实现智能建模。
4.自动电压控制系统闭环控制的安全策略
图1显示了AVC系统控制安全策略的层次框架，其中，包括了控制区域、控制厂站、控制母线及下级设备的策略，也包括了PVC层级下的发电机、控制变压器、控制容抗器策略。
图1 AVC系统控制安全层次图
4.1系统自动闭锁
各类自动闭锁情况必须得到周密的考量，从而降低输出与输入环节中干扰噪声以及人为误差。如果主网支撑电压比较低，就能产生自动闭合现象。AVC系统闭锁一般用于调节220kV的主变分接头，还要将电容器投入到110kV与35kV的变电站，从而排除主网电压的不良运行工况。另一方面，应保持对控制设备运行工况的分析考量，避免超出电气允许的操作范围。如果被控设备的状态为备用,即可实施网络拓扑，以此来分析冷热备用状态。对冷备用设备进行自动闭锁，对热备用设备实施在线控制。综合考虑命令控制的各个环节，使设备控制和命令控制周期有机结合，提高命令的必要性和准确性。
4.2对AVC系统主站端进行安全控制
对AVC系统主站端进行安全控制的目的在于避免电容器的不良投切振荡，从而科学预估10kV母线电压。具体而言，应对电压的变化的大小和幅度进行合理预估后再投入电容器，使投切振荡在合理的时间里存于电容器中。为防止对环流产生，应对并列变压器予以交替调节，使其保持在同一水平，并充分考虑变压器容量。可采用人工操作方式科学设定并列档位的先后操控步骤，确保其相互协调一致运行。同时，为最大化降低两级主变调节时的振荡，应科学进行电压优化调节，依据分步电压情况分析采用就地调节或是区域调节，避免两级主变产生反复调节震荡现象。
4.3对工程的实施进行安全控制
尽可能降低传输遥控命令的环节，杜绝电网系统中出现的一系列不确定的风险影响因素。技术人员可在保证测试操作足够便捷基础上，实施人工核准确认以及精准筛选。在操作过程中，应使AVC系统进行远程操控，其余设备处于闭锁状态。另外，为确保电网稳定、安全运行，应保持通信顺畅，杜绝粘连接点，并以此为基础使电网包括的各个厂站分别接入闭环运行工况，进行多角度统筹管控，最终实现调式闭环的有效运行。
5.案例分析
5.1系统概况
某电厂安装了UC630全同步测控装置（AVC子站），根据不同功能需求，自动控制每台发电机的无功，从而达到控制高压母线的目的。AVC子站原理如下图所示（图2）。AVC子站接收省调AVC主站系统的母线目标控制电压值，根据这一数值测算出分配到本级电厂需要负载的总无功出力。考虑多种约束指标后，AVC系统将无功功率科学分配至每台机组，并为励磁系统发射增减信号数据，机组无功功率由励磁系统进行调节，从而实现电厂母线电压的合理控制。在这过程中，该电厂利用等功率因素方式向机组分配无功出力。
图2 AVC子站原理图
5.2AVC系统运行情况
该电厂AVC自动电压控制系统包括上位机、后台机各一台，下位机2台，交换机负责中转数据，投入5年来运行良好。随着AVC主站的日趋完善和电网规模的扩大，对控制能力和电网安全性提出了新要求。为确保闭环控制运行安全，在原有AVC自动电压控制系统上进行升级改造，增加上位机一套，切换板一块，配备相应的电源模块，使两套上位机补充运行，提升了系统的可靠性。
5.3系统运行安全问题及解决措施
5.3.1 通讯故障与自动退出问题及解决措施
利用RTU/NCS串口可以实现AVC子站与主站的通信，具体设置为：每5min主站向子站发令，超过15min子站未接受到主站命令，即视为子站系统故障，AVC自动退出。为此，厂家售后服务人员针对上、下位机通信和AVC自动退出的问题，对通信设备进行了检验和维护，对后台程序进行升级，调整了上位机配置，少量增加上、下位两个机的对时时常，使上、下位机间通信顺畅。为避免因子站15min没有接收到指令引发AVC退出，将“退出” 调整为“维持原目标值而不退出”。同时，为防止未收到指令引发的后续安全问题，将主站通信失败后的处理方式由“依据最后一次指令方式”调整为“切换到就地方式”。同时，对NCS设备与AVC之间串口线的干扰问题进行排除，确保串口线可靠接地。
5.3.2 上位机自动切换及解决措施
系统升级改造成两套上位机以后，当故障发生时，主上位机需要切换至备用上位机。运行一段时间时，在设备正常运行工况下，经常会发生上位机自动切换的问题。鉴于系统设计为：上位机切换后退出下位机，需要再次投入运行，使自动切换后下位机自主退出运行，如此自动切换使设备退出会引发后续一系列安全问题。为此，厂家售后服务人员针对这一问题，对系统配置以及后台程序予以进一步优化，检测和修复了对切换执行的主要硬件。经检测，形成自动切换问题的原因是主套上位机与下位机的串口数据交换存在问题。因此，技术对通信口故障进行处理，并对通信故障判断逻辑予以完善。
5.3.3 系统配置问题及解决措施
AVC运行时，在设备运行工况良好的情况下，出现电压调节合格率不达标情况。维护人员经过检测与判断，发现子站的系统配置与AVR调节特性不匹配。AVR是一种自动励磁调节器，由于其调节特性与子站系统配置的不兼容，造成其不能完整执行AVC系统下发的调节指令。针对这一问题，维护人员对系统配置进行合理优化，重新设置了正确的AVR调节特性的调节步长，对AVC下位机向AVR下发连续脉冲的频率进行调整，并对AVC调节死区的范围进行修订，将无功分配由等容量调整为等功率因数分配。
6.结束语
科学、合理的闭环控制方式对AVC系统的安全性能产生积极的影响，同时也是确保AVC系统服务品质的关键所在。通过对系统自动闭锁的控制、AVC系统主站端控制以及对工程实施的控制，并结合案例对通讯故障与自动退出问题、上位机自动切换问题以及系统配置问题进行分析与解决，对于有效促进 AVC系统的安全、稳定运行具有指导意义。
参考文献
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作者简介：黄应香（1986-），女，本科学历，助理工程师，主要主要从事电网调度自动化系统维护工作。
论文作者:黄应香
论文发表刊物:《电力设备》2018年第2期
论文发表时间:2018/5/30
标签：系统论文; 电压论文; 电网论文; 闭环论文; 上位论文; 电力论文; 母线论文; 《电力设备》2018年第2期论文;