随着电力负荷和电网容量的增加,电网安全经济问题日益突出。电力系统无功电压控制是电力系统规划和运行研究的重要课题,对保证电力系统安全稳定,提升电网运行经济水平具有重要意义。

AVC系统优化目标不但要考虑系统有功损耗、电压水平等因素,还要考虑经济性、可靠性和运行成本等问题[1],是一多目标非线性无功电压优化课题。

文献[2]研究了电力系统不同无功电压控制手段对节点电压和线路网损的影响,提出了一种基于灵敏度分析的电压调控策略;文献[3]提出了一种基于两层无功电压控制模式的配电网无功电压集中-分布协调控制方法,将无功电压控制体系解耦为无功就地分布补偿和电压集中优化两个层面;文献[4]提出了区域负荷无功裕度这一概念,建立了同时考虑节点间电气耦合程度、区域静态无功平衡能力与无功储备分区要求的无功电压优化模型。文献[5]讨论了含分布式电源的地区电网无功电压特性和影响机理分析。上述文献在无功电压优化控制及AVC系统控制策略研究方面取得了一定的进展,但这些文献主要是从理论层面或仿真层面进行分析,对AVC系统在电网实际应用中的具体分析并不多。

本文选择10千伏AVC系统作为研究对象,首先介绍了地区电网AVC系统基础架构及控制策略;然后介绍了AVC系统异常闭锁分类,并对闭锁原因进行分析总结,得出造成AVC系统异常闭锁原因有五点。

1 AVC系统基础架构及控制策略

1.1 基础架构

AVC系统基于OPEN3000调度自动化平台,与OPEN3000平台一体化设计。该系统主要有三个模块构成:自动电压调整程序(AVC＿MAIN)、遥控程序(DO＿CTLS)和告警程序(AVC＿ALM)。AVC＿MAIN通常只运行在PAS节点上,根据从PAS网络建模获取控制模型,从SCADA获取实时采集数据并进行在线分析和计算,根据分区调压原则,对电网电压进行监视,发现电压异常时提出相应调节措施。

1.2 控制策略

10千伏AVC系统控制策略有调节变压器有载调压档位以投切电容器,使电压、无功满足系统运行要求。现以典型单机系统为例说明AVC系统控制策略(图1):其中,UG为发电机出口电压,k1为送端升压变压器变比,k2为受端变压器变比,系统等值阻抗为R+jX,假设受端并联电容器无功补偿容量为C,受端电压Ub计算公式为:

当AVC系统发出不同控制指令时，受端电压变化量Ub如下：投入电容器，切除电容器，升档，降档。其中为调档后的降压变压器变比。

AVC系统提供以下四种运行模式:自动选择法。优先采用功率因数计算法,在轻负荷时自动切换至电容容量折算法,通过有功低限门槛值来判断;功率因数计算法。通过功率因数限值与当前有功折算出无功控制限值;电容容量折算法。设定允许倒送本站最大电容容量的一定系数,设定最多允许吸收本站最大电容容量的一定系数;固定无功限值法。人为设定一对固定的无功上下限值。

在模式选择上,考虑110kV与35kV变电站的不同情况。110kV变电站:由于110kV变电站的上级厂站110kV母线没有电容器,无法进行无功调节,所以应防止下级厂站无功倒送,采用固定无功限值法,上限为5MVar,下限为1MVar;35kV变电站:35kV变电站采用自动选择法,当有功大于10MW时,采用功率因数计算法,功率因素范围0.9～1;当有功小于10MW时,为防止电容器反复投切采用电容容量折算法,无功范围按控制母线上最大单组电容器容量的比值折算,无功上限系数为0.85,无功下限系数为-0.5。通过上述模式分析可得出AVC系统理论动作策略。

2 AVC系统异常闭锁分析

在由AVC系统控制的厂站中,发生电压和无功越限的情况可以分为两类:一是AVC系统发生闭锁导致无法完成电压调整与无功调节;二是在AVC系统正常运行的情况下,由于各种原因导致AVC系统无法对电压与无功进行调节。总体来讲,造成AVC系统异常闭锁原因有五点:一次设备故障,二次回路异常,遥信遥测通道缺陷,AVC控制策略不适应,系统运行工况异常。因此,对运行中出现的各种异常闭锁情况进行逐一分析,是提高AVC系统可靠性和运行效能的重要方法。

2.1 AVC系统异常闭锁分类

为保护运行中的设备,防止不正确的控制指令对被控设备造成损害,AVC系统设置了闭锁功能,分为人工闭锁、自动闭锁及综合闭锁:人工闭锁。是指人为强制进行闭锁,一般用于电容器检修、区域无功控制等情况。解锁时需人工解锁;自动闭锁。分为保护闭锁和告警闭锁。保护闭锁是指设备保护动作时进行的闭锁,需查看具体保护动作类型及现场一、二次设备运行状况来决定是否解锁。告警闭锁分类较多,具体有分接头拒动、电容器三次拒动、手工操作、设备禁控、电压变化太快、并联档位不一致、拓扑失电、主变过负荷、母线过电压、母线欠电压、次数越限、电压不变化、三相电压不平衡、设备挂牌、设备冷备用、主变检修闭锁;综合闭锁。是指人工闭锁加自动闭锁,解锁时需分别解锁。本文研究的异常闭锁是指告警闭锁。

2.2 AVC系统异常闭锁原因分析

通过对地区电网AVC系统运行状况分析统计,最常见的告警闭锁主要有以下四类:电容器(分接头)拒动,手工操作,次数越限,设备冷备用。具体闭锁信号及原因分别为:分接头拒动。有载空气小开关跳闸,遥控回路缺陷,通道异常;电容器拒动。电容器一次设备异常,现场遥控开关放就地位置,通道异常;手工操作。手工操作,VQC未退出;次数越限。开关抖动,AVC控制策略有缺陷,无功变化频繁;设备冷备用。调度模拟图错误,主站数据节点未入库,厂站侧遥信通道异常,电容器检修。

3 AVC系统异常闭锁处理方法

根据上述不同类型告警闭锁信号,本文提出对应处理流程和方法。

分接头拒动:做遥调试验。若遥调失败而反校成功,则可能现场有载机构故障(有载空气小开关跳闸)。若反校失败,则判断为遥控回路或通道异常;电容器拒动:做遥控试验。若遥控失败而反校成功,则可能现场一次设备(开关储能回路)异常。若反校失败,需检查现场遥控开关是否放在远方遥控位置,若正确则判断为遥控回路或通道异常;手工操作:检查调控员或现场运维人员是否有远方就地操作。若有则人工解锁即可,否则需查看主变下送无功、电容器电流及母线电压曲线,判断是否钟控或VQC未退出;次数越限:查看主变下送无功、电容器电流及母线电压曲线,结合系统运行工况、设备运行状态、AVC控制策略等判断原因。可能由于开关抖动。

设备冷备用:打开厂站,选取自动电压控制应用,拓扑着色,向上寻找可能的失电点:开关或刀闸。遥信错误,通知自动化处理。220千伏厂站刀闸未及时调整,调度核对后处理;某条线路。在网络模型下查看是否有节点号,很有可能是线路割接后未进行节点入库。重新入库后,在PAS下进行模型验证复制,再在AVC下进行模型更新;厂站侧遥信通道异常,导致现场一次设备状态无法上传至主站侧,通知自动化处理;电容器或开关机构故障检修,设备冷备用状态。

4 案例分析

案例1:110千伏PT站2号主变有载调压报次数越限告警。PT站由于母线电压出现坏点数据,2点32分直接跃升至11.0kV,导致对应主变分接头档位快速滑档,从8档下降到6档,当坏点数据消失后,又由于母线电压过低,AVC系统控制策略发出提升主变分接头档位的指令,从6档升到9档,最终达到分接头动作5次的动作上限,发出“次数越限”告警闭锁信号,经自动化人员处理,发现为后台变送器缺陷,经处理后,解锁恢复正常。

案例2:35千伏JD站10千伏2号乙组电容器报次数越限告警。由于无法同时满足系统设定的母线电压与主变下送无功潮流要求,10千伏2号电容器乙组反复投切,最终达到系统设定动作次数上限,系统报次数越限告警,另外,由于JD站2号主变有载分接头变送器缺陷,长期存在分接头拒动告警,因此JD站AVC控制策略从全闭环变为半闭环,单靠电容器投切无法满足系统无功电压控制要求,所以需及时通知自动化处理2号主变有载变送器缺陷,电容器次数越限问题也会随之解决。

案例3:35千伏XC站3号主变有载报分接头拒动告警。通过SCADA告警信息查询,结果如下:10千伏三段母线厂站无功过补(-0.68),将3号主变从3档调至4档;3号主变遥控拒动;10千伏三段母线厂站无功过补(-0.68),将3号主变从3档调至4档;3号主变遥控拒动;3号主变分接头拒动出现。遥调成功说明通道正常,通知现场运维人员查看有载空气小开关,确认一次设备正常后查看二次继电器,最后确认测控继电器死机,重启后解锁告警信号,AVC系统恢复正常。

案例4:110千伏YJ站2号电容器综合闭锁,包括保护闭锁信号(2号电容器横差动作)及告警闭锁信号设备冷备用。通过现场查看,JY站2号电容器熔丝熔断,更换后送出正常。而设备冷备用告警闭锁信号是由于拓扑不连续造成,AVC系统控制对象为10千伏2号电容器甲、乙组开关,若2号电容器保护动作导致2号电容器总开关跳闸,则从2号电容器甲、乙组开关往上追溯,在2号电容器总开关处发现拓扑断开点。

5 结语

AVC系统是目前电网应用较多的无功电压控制方法,涉及变电、继保、自动化等相关专业技术领域,一、二次设备和自动化设备的运行工况对AVC系统的正常运行有很大影响,任一环节的缺陷,都可能导致系统异常闭锁,无法完成无功电压控制,最终影响电压质量。本文结合地区电网AVC系统实际运行情况,介绍了AVC系统控制策略,分析了异常闭锁的原因和处理方法,通过实际案例验证,得出以下结论:

AVC系统异常闭锁原因有五点:一次设备故障,二次回路异常,遥信遥测通道缺陷,AVC控制策略不适应,系统运行工况异常;经过分析统计,地区电网AVC系统发生异常闭锁原因主要有四类:分接头(电容器)拒动、手工操作、次数越限、设备冷备用,其中次数越限分析难度较大,需要综合各类信息进行全面分析;所提的异常闭锁处理方法能够有效判断异常原因,是一种提高AVC系统可靠性和运行效能的重要方法。