基于调度自动化系统平台的主站AVC建设
2007-10-31 13:49:54 来源：
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电力18讯：
浙江省桐庐县供电局 柳树忠 潘功茂
1 主站AVC系统的实现目标
本次工程的内容为在SCADA系统中增加二台AVC服务器采用双机热备用模式，AVC及网络拓扑软件，实现以220 kV乔林变为区域中心，110 kV、35 kV变电所电压无功自动调节的二级协调区域电压无功监控系统。
系统基于调度自动化SCADA/EMS系统平台，利用SCADA/EMS高级应用功能对电网潮流进行动态估算，实时监测受控点的电压和功率因数，根据设置的不同时间段、不同运行方式、不同负荷水平等条件给出相应的电压无功控制方案，实现区域、厂站的电压无功自动控制。二台AVC服务器安装于自动化机房，调度台工作站配置为操作中心安装二客户端，与调度自动化SCADA/EMS系统使用同一节点。
2 主站AVC系统调节策略
监控点结构。电压无功监控系统监测母线电压和厂站无功，以变压器为单元，形成监控点。对于变压器同母线间、母线同母线间、母线同电容器间的联接元件定义为遥信点，通过遥信点的状态自动找到监视母线及监视无功，并实时采集电压和无功值，可适应不同的接线方式和运行方式。
AVC调节方式为电压优先(当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证电压正常)。设备调节方式为：电容器优先。
AVC限值。功率因数限值：高峰时段（7：45～11：45，13：45～22：45）：功率因数≥0.95，无功允许倒送不大于0.5 Mvar。低谷及腰荷时段（11：45～13：45，22:45～次日7:45）：0.93≤功率因数≤0.97。电压限值：高峰时段，10.1～10.6 kV；35.0～37.2 kV。低谷时段：10.1～10.6 kV；34.2～36.5 kV AVC闭锁量：根据厂站实际情况，利用影响主变、电容器组正常运行的遥信信号对AVC动作进行闭锁。
调节策略如图1所示。
图片1：
区域的调节策略如下（以1区和6区为例）。区域1：U 越上限，Q 越下限。调节对策：退出电容器。备用方案：分接头下调(电压优先方式)。区域6：U正常，Q越上限。调节对策：投入电容器。
3 项目的实施情况
桐庐供电局为实现对全区电网电压无功的优化集中控制，使全网网损尽量小、各节点电压合格率尽量高，并且更充分地发挥调度自动化系统的功能，自2005年4月份起开始本次项目――二级协调的区域电压无功监控系统的调研，8月份起进入工程实施阶段。本次项目的目标是实现桐庐地区220 kV及以下所有变电站的区域电压无功控制。
3.1 施工阶段
2005年12月初我们结合局自动化主站升级改造工程，完成了SCADA系统网络拓扑功能。12月中旬完成了方埠变区域及其他变电所控制参数、设备参数的设置工作。12月底完成了变电所控制参数、设备参数的设置工作。
3.2 调试阶段
2006年1月初，我们为调度工作站（一）、（二）安装了客户端（操作中心），利用方埠变区域，对AVC主站系统各项功能及区域间的二级协调进行了测试，测试情况良好。1月中旬至2月中旬主站AVC一直处于只监视测试状态，系统运行良好。
2006年2月26日～3月1日，我们对试点区域方埠变区域电压无功控制系统进行了开环调试。调试情况良好，电容器投切，主变调压策略正确。同时，对测试完的变电所进行开环试验，由于无专职监控操作人员，而调度员又肩负繁重的工作，无法及时对AVC产生的策略进行控制，AVC开环测试产生的效果不明显。
2006年3月3日～8日，经自动化专业人员与调度员的协商，征得部门领导的同意，我们对方埠变区域变电所进行了闭环试验。通过为期一周的闭环试验，我们发现：各变电所主变调档过于频繁，而电容器调节灵敏度较低。分析原因：根据AVC技术方案设置的电压限值范围（低谷10.1～10.4 kV，高峰10.3～10.6 kV）较狭窄，引起主变档位的频繁动作。我们对电压限值范围统一调整为（10.1～10.6 kV）。主变负荷较轻，而电容器配置额定容量较大，造成电容器动作灵敏度低。在电容器实际运行中，我们发现投入电容器产生的无功补偿比电容器额定容量低10％左右。我们对电容器无功补偿设定的额定值改为日常运行时，产生无功补偿的最大值（对于同母线、同容量的电容器设置相同的值）。
通过以上调整，主变档位一天的调节次数控制在限值之内。电容器的调节灵敏度进一步提高。
2006年3月9日～10日，我们对AVC区域进行了调整，以局220 kV乔林变为区域中心设置乔林区，同时对变电所进行了开环测试，测试情况良好，测试完后乔林区（除乔林变）均进入开环试验。
2006年3月26日和4月11日，我们分别对乔林变2＃主变和1＃主变进行了测试，测试情况良好。测试完后，乔林变设置为只监视不调节。
2006年4月6日～8日，我们对高峰、低谷时各变电所电容器投入、退出对母线电压的影响进行了统计，并根据统计的偏大值设置电容器投/退时对母线电压的影响。
4 系统完成的功能
浙江省桐庐县供电局 柳树忠 潘功茂
1 主站AVC系统的实现目标
本次工程的内容为在SCADA系统中增加二台AVC服务器采用双机热备用模式，AVC及网络拓扑软件，实现以220 kV乔林变为区域中心，110 kV、35 kV变电所电压无功自动调节的二级协调区域电压无功监控系统。
系统基于调度自动化SCADA/EMS系统平台，利用SCADA/EMS高级应用功能对电网潮流进行动态估算，实时监测受控点的电压和功率因数，根据设置的不同时间段、不同运行方式、不同负荷水平等条件给出相应的电压无功控制方案，实现区域、厂站的电压无功自动控制。二台AVC服务器安装于自动化机房，调度台工作站配置为操作中心安装二客户端，与调度自动化SCADA/EMS系统使用同一节点。
2 主站AVC系统调节策略
监控点结构。电压无功监控系统监测母线电压和厂站无功，以变压器为单元，形成监控点。对于变压器同母线间、母线同母线间、母线同电容器间的联接元件定义为遥信点，通过遥信点的状态自动找到监视母线及监视无功，并实时采集电压和无功值，可适应不同的接线方式和运行方式。
AVC调节方式为电压优先(当电压与无功不能同时满足要求时，优先保证电压正常)。设备调节方式为：电容器优先。
AVC限值。功率因数限值：高峰时段（7：45～11：45，13：45～22：45）：功率因数≥0.95，无功允许倒送不大于0.5 Mvar。低谷及腰荷时段（11：45～13：45，22:45～次日7:45）：0.93≤功率因数≤0.97。电压限值：高峰时段，10.1～10.6 kV；35.0～37.2 kV。低谷时段：10.1～10.6 kV；34.2～36.5 kV AVC闭锁量：根据厂站实际情况，利用影响主变、电容器组正常运行的遥信信号对AVC动作进行闭锁。
调节策略如图1所示。
区域的调节策略如下（以1区和6区为例）。区域1：U 越上限，Q 越下限。调节对策：退出电容器。备用方案：分接头下调(电压优先方式)。区域6：U正常，Q越上限。调节对策：投入电容器。
3 项目的实施情况
桐庐供电局为实现对全区电网电压无功的优化集中控制，使全网网损尽量小、各节点电压合格率尽量高，并且更充分地发挥调度自动化系统的功能，自2005年4月份起开始本次项目――二级协调的区域电压无功监控系统的调研，8月份起进入工程实施阶段。本次项目的目标是实现桐庐地区220 kV及以下所有变电站的区域电压无功控制。
3.1 施工阶段
2005年12月初我们结合局自动化主站升级改造工程，完成了SCADA系统网络拓扑功能。12月中旬完成了方埠变区域及其他变电所控制参数、设备参数的设置工作。12月底完成了变电所控制参数、设备参数的设置工作。
3.2 调试阶段
2006年1月初，我们为调度工作站（一）、（二）安装了客户端（操作中心），利用方埠变区域，对AVC主站系统各项功能及区域间的二级协调进行了测试，测试情况良好。1月中旬至2月中旬主站AVC一直处于只监视测试状态，系统运行良好。
2006年2月26日～3月1日，我们对试点区域方埠变区域电压无功控制系统进行了开环调试。调试情况良好，电容器投切，主变调压策略正确。同时，对测试完的变电所进行开环试验，由于无专职监控操作人员，而调度员又肩负繁重的工作，无法及时对AVC产生的策略进行控制，AVC开环测试产生的效果不明显。
2006年3月3日～8日，经自动化专业人员与调度员的协商，征得部门领导的同意，我们对方埠变区域变电所进行了闭环试验。通过为期一周的闭环试验，我们发现：各变电所主变调档过于频繁，而电容器调节灵敏度较低。分析原因：根据AVC技术方案设置的电压限值范围（低谷10.1～10.4 kV，高峰10.3～10.6 kV）较狭窄，引起主变档位的频繁动作。我们对电压限值范围统一调整为（10.1～10.6 kV）。主变负荷较轻，而电容器配置额定容量较大，造成电容器动作灵敏度低。在电容器实际运行中，我们发现投入电容器产生的无功补偿比电容器额定容量低10％左右。我们对电容器无功补偿设定的额定值改为日常运行时，产生无功补偿的最大值（对于同母线、同容量的电容器设置相同的值）。
通过以上调整，主变档位一天的调节次数控制在限值之内。电容器的调节灵敏度进一步提高。
2006年3月9日～10日，我们对AVC区域进行了调整，以局220 kV乔林变为区域中心设置乔林区，同时对变电所进行了开环测试，测试情况良好，测试完后乔林区（除乔林变）均进入开环试验。
2006年3月26日和4月11日，我们分别对乔林变2＃主变和1＃主变进行了测试，测试情况良好。测试完后，乔林变设置为只监视不调节。
2006年4月6日～8日，我们对高峰、低谷时各变电所电容器投入、退出对母线电压的影响进行了统计，并根据统计的偏大值设置电容器投/退时对母线电压的影响。
4 系统完成的功能
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