0引言
无功调节和电压控制是提高电压合格率，降低网络损耗，保证电网安全、优质、经济运行的重要措施。随着电网自动化水平的提升和无人值守变电站技术的推广，如何从全网的角度，对电网分散的无功设备进行协调优化控制成为未来电网控制研究的重要方向。自动电压控制(AVC，AutomaticVoltageCon-trol)系统是以EMS(能量管理系统)为基础，利用SCADA(数据采集与监控系统)实时信息，在线分析电网的电压无功运行状况，给出相应的电压无功调整策略;通过SCADA远方调节电网变压器有载分接开关和投切无功补偿设备，实现对电网电压及无功潮流分布的集中优化控制，使电网尽可能地保持在最优无功运行状态和电网电压稳定，从而达到提高电压合格率、降低网损的目的。近几年，AVC系统在省地县各级电网中均得到了广泛应用，并取得了显著效果;而随着AVC系统应用的推广和加深，一些问题也逐渐凸显出来。
1概述
1.1系统简述
温州电网AVC系统由南京河海大学电力软件有限公司开发，采用跨平台嵌入模式，将AVC系统相关功能嵌入地县一体EMS系统中，与EMS系统一体化运行，直接获取SCADA实时数据和PAS(电网应用软件)网络拓扑结构。电网模型与参数通过EMS系统统一维护，成为EMS系统高级应用的一部分。温州电网AVC系统分别安装在2台独立的AVC服务器中，系统在硬件上采用“一主一备”方式运行。系统采用省地县协调控制模式，省地县协调采用用户供电端电压策略优先，省调下发的无功策略次之，最后地调无功策略和县调无功策略的先后顺序控制模式。目前已接入30座220kV变电站、135座110kV变电站、68座35kV变电站。
1.2现状
温州电网AVC系统2012年投入运行，目前系统运行正常，用户供电端侧电压(A类电压)合格率从2011年的99.93%提高到100%，功率因数从2011年的97.51%提高到100%，人工调节工作从2011年的28.6万次降低到5.3万次。AVC系统的应用，有效降低了网络损耗，提高了电压合格率，极大地减少了调控人员的工作量(见图1)。2012—2014年，AVC的应用及完善逐步提高了电网运行指标，达到100%。人工调节操作逐年明显下降，但2014年仍有5.3万次操作量，平均每天144次，人工操作任务还是十分繁重。
1.3主要问题
(1)AVC控制指令执行成功率不高。2014年AVC控制指令执行成功率91.83%，经过不断完善调整，但成功率停滞不前，而人工操作成功率高达97.06%(见表1)。(2)无功设备故障漏检率和误判率高。2012—2014年，AVC判别设备故障出现漏判16起，误判1352起。其中2起电容器设备事故跳闸未监测到而继续使用，2起主变调档机构故障和5起主变调档指令发反未监测到而继续调档直至无设备可调，7起电容器开关机构故障漏判而继续使用。误判主要是AVC判别设备连续3次调节不成功而人工调节又正常，AVC判别无功设备事故跳闸故障闭锁而现场检查设备无故障跳闸。(3)AVC控制反应时间长。温州电网AVC一次获取SCADA实时数据和运算耗时2min左右，每个监测点越限每次最多发出一个设备的控制指令，如遇到执行不成功或监测点数据变化较快，就需要人工参与控制。因为监测点考核范围＞人工监控范围＞AVC监控范围，为了保证监测点指标合格率，AVC控制反应时间过长，就会增加人工调节操作。(4)AVC运算方式单一。温州电网AVC以用户供电端侧电压和220kV主变功率因数作为二元变量的“九区图”基本算法，其功率因数策略以省调下发的无功策略和不同220kV电压的因数策略的交集面作为动态修正，但电压策略以24h为时间轴的定时策略设置，不能根据具体运行方式和负荷调整策略。在节假日用电低谷、夏季用电高峰、变电站大修改造负荷临时大变动的情况下(即使同一时刻不同天电网各点负荷也不同)，AVC控制策略却始终不变，这给维持电网经济性带来很大问题，经常出现220kV变电站电抗器设备与110kV变电站电容器设备投入、相互抵消，也出现重载变压器撤电容器方式进行调压，增加功率损耗，甚至造成主变过载。(5)AVC控制设备次数不均衡。2014年，温州电网共有233座变电站1472个无功设备接入AVC控制，全年操作无功设备641143次，逐年上升，且上升比率远远大于变电站上升比率;有的设备1a操作次数高达到3920次，有的设备1a只操作1次，控制设备次数不均衡(见图2)。
2应用分析
2.1AVC未在SCADA应用规则上开发
地县一体SCADA系统遥控执行规则利用消息总线将遥控消息发送给各地县前置系统，为保证操作安全性，前置系统对同一厂站一次只能执行一个遥控指令，通过预置—反校—执行—判断，任何环节有问题，遥控消息将丢弃，不再执行。遥控消息和系统各类操作消息都走消息总线，同一时间消息总线消息过多，会出现消息堵塞。为了保证操作顺畅，会将堵塞的消息丢弃，包括丢弃堵塞的遥控消息。温州电网AVC厂家与SCADA厂家为两家单位，AVC前期开发接口只考虑如何获取数据和输送指令，未考虑上述SCADA系统遥控执行规则，在电网负荷变化急剧时，同一时间发出大量执行指令，最高达到31个/s(见图3)。另外，同一变电站2个监测点同时越限或功率调整容抗设备造成监测点越限，会出现同一时间发出同一厂站2个指令，它们均违反SCADA系统遥控执行规则，造成部分遥控消息丢弃。
2.2AVC判别设备逻辑未结合当前厂站自动化水平
电网中，当前厂站自动化应用有第一代老旧的ＲTU设备，有第四代新的智能化自动化设备，其通讯方式和现场源端采集信息方式及数量均不同，有的信息合并上送，有的信息采用脉冲式上送。在SCADA应用中，利用信息变化转化告警信息，调控员通过告警信息和实时信息来综合判断设备健康情况。(1)AVC无法读取到脉冲式信息，造成漏判断。温州电网AVC通过读取SCADA实时数据进行设备健康判断，但读取实时数据过长，一次耗时2min左右。许多脉冲式上送信息AVC错过读取，造成无功设备故障漏判，特别是脉冲式上送的保护动作信息漏读取，将造成故障的无功设备频繁投入电网。(2)AVC单靠实时遥信信息判别无功设备执行情况，造成漏判断。以AVC投切电容器为例，因开关机构故障，三相开关仅投入两相或三相开关本体未合上而机构已合闸到位，此时AVC会判断操作正常未闭锁设备。又如，主变分接开关机构故障或接收降档指令却执行升档命令，利用机构位置判断操作而电压仍未改善，将继续调档指令，如此反复，电压越上限情况只会更严重。(3)因前置通道偶发性故障，造成误判断闭锁设备。为了避免多次操作故障设备，AVC设置设备连续3次调节不成功即闭锁设备，但前置通道偶发性故障比较普遍，此时监测点越限，AVC连续同一设备3次指令均未发到现场测控设备就闭锁设备，偶发性事件结束后，已无设备可调，人工调节又正常。(4)单凭合并信息判断设备故障，造成误判断闭锁设备。老旧的ＲTU变电站因传输数据数量有限，将电容器保护信息和线路保护信息合并上送，就不能单凭合并信息判断电容器设备故障，需要结合当时开关分闸信息判断，而AVC恰恰利用合并信息判断设备故障，未结合当时开关动作信息。
2.3AVC电网动态模型数据采集方式未结合电网实际
温州电网AVC程序执行按数据采集—计算判别(判断上轮执行结果)—指令发出—数据采集3个环节交替进行，其中电网动态模型数据采集周期耗时最长，占90s，但其每天模型变化量较少，全网数据量大，每次全网采集动态模型数据十分浪费时间。应结合电网实际操作，采用变化量数据采集方式，将大大减少数据时间(见图4)。
2.4AVC运算未对全网性统筹考虑
在温州电网AVC运算逻辑中，监测顺序先算110kV变电站用户供电端电压，再算220kV变电站功率因数，后算35kV变电站用户供电端电压。电压越限先对可控容抗设备进行运算，不通过再对调整档位进行运算;功率因数越限先对可控220kV变电站容抗设备进行运算，不通过再对可控110kV变电站容抗设备进行验算;后对可控35kV变电站容抗设备进行验算，同一电压等级容抗设备控制顺序以各设备当天操作次数进行排序，次数少先验算。验算规则以控制容抗设备需校验关联功率因数或该段母线电压不会越限为第一原则，对于功率因数需要控制容抗设备会造成该段母线电压越限的，先调档再控制容抗设备。在全网中，各点负荷分配不均、变化速度不同，而运算规则未对全面综合考虑全网各点电压、功率因数综合调整，只按照既定规则，单点问题单点补偿，造成解决东边问题，过一会儿西边又出问题，既增加设备操作次数，又出现投入相互抵消的电容电抗设备。在运算逻辑中未考虑重载逆调压、无功就地平衡规则，造成当点功率损耗增加，甚至主变过载。从上述运算规则可知，每天监测点越限多先控制相同设备，造成有的设备操作次数多，有的设备操作次数少。随着指标考核要求越来越高，限值策略调整越来越窄，也造成无效控制越来越多，就出现总次数逐年上升，设备控制次数越来越不均衡。
3效果
3.1调整监测点执行限值
为了规避数据采集速度过慢，为了防止同一时间发出大量执行指令，人为将温州电网分成多个片区，在不同目标时段设置不同的上下限值，并调小上下限范围，使多个片区错峰发出执行指令;另外提起动作，减少人工操作，但电压上下限范围也不能设置太小，会导致AVC频繁动作，使得设备动作次数达上限从而无法继续调节。经过多次完善调整后，其同一时间最高发出执行降到14个/s，人工操作逐年下降，但设备总体动作次数在上升。
3.2调整AVC执行指令发出规则
为了提升AVC执行成功率，调整指令发出规则，在同一轮运算判别中出现同一厂站2个指令的，人为延时1个指令30s以后发出，在同一轮运算判别中出现10个以上指令，人为分一半指令延时30s以后发出，减少操作消息总线压力，提升操作成功率。
3.3调整AVC判别设备逻辑
为了规避读取实时数据时间过长，错过读取脉冲式信息，增加了读取信息最近变化“时标”进行比较。为了防止无功设备故障漏检和误判，无功设备操作成功判别增加遥测判别逻辑，在分闸时无功值未降到0.5Mvar或合闸时无功值未升到70%额定容量，发出设备故障报警，提醒调控员核查设备情况。2015年1月到3月，通过新判别逻辑发现安全隐患7处，其中上报紧急缺陷3例，成功将电网安全隐患消灭在萌芽阶段，保证了电网的安全、稳定、经济运行。兼顾电网安全性与经济性，协调区域电网平衡，维持电网电压稳定和无功平衡是AVC发展的方向。自2012年全面引入AVC系统以来，其伴随着温州电网也日益成熟，但AVC在很多方面仍需继续完善。例如，重复无效读取全网采集动态模型数据而造成运算时间浪费，不能及时发现前置通道质量和信息多元判断，造成设备误判错过使用。下一步，应利用SCADA实时信息与告警操作信息综合运算判别，提升数据采集时间和设备判别准确性。
4结论
AVC系统在维持区域电网电压稳定和无功平衡上取得了巨大成效，结合实际运行方式，不难发现尚有很多值得改进之处。大运行体系下，无人值守变电站成为常态，AVC系统承载着维护区域无功电压平衡的重任。如何合理利用网络无功储备，控制网络无功分布，从而在保证电压质量的同时把网络损耗降到最低，是AVC未来发展面临的一个难题。结合地区电网实际运行经验，对AVC的策略适当的加以调整，可以有效协调区域电网电压与无功控制，保证电力系统各节点电压水平，弥补个别地区电压调节能力不足，降低线损提高电网安全性和经济性。目前AVC系统仍处于成长期，尚有很多不足，现有的改进措施大多是为了适应各地区电网而进行的外围调整，并未真正涉及AVC系统核心逻辑层面，优化完善AVC系统的道路任重而道远。但相信随着更多的关注和人力的投入，AVC系统将更加完善，未来的电网将更加安全可靠。
作者：江涌 施正钗 臧怡宁 单位：国网温州供电公司
