新形势下的电网VQC管理(1)

前言

近年来，电网规模的急剧扩大和信息技术的高速发展带来的最为显著的变化是：对电网的控制和管理已经越来越依靠计算机系统，发电厂的机控逐步与网控合并，网控则基本上是执行调度中心的指令。变电站则从10kV一直到500kV等级，基本上已经无人值守。电网自动化系统中的计算机，已经从辅助操作变成独挡一面。系统中的计算机已经由过去陪练的角色转变为主力运动员，这时候人们发现，原来这些运动员的素质，就整体来说，是跟不上作为主力运动员的要求的。

电压(V)和频率(F)是电网运行中最重要的两个参数。

过去的电压无功管理，是有人为因素加入之下的决策，而现在，已经完全交给计算机去管理，就是称之为AVC的自动电压控制系统。但计算机中运行着的应用程序，还是以前辅助决策时期的版本，这就难免会出现以前不会出现的问题。要在实时运行的系统中把这些程式一次性更换是不现实的，但我们必须充分注意到这些问题的存在，在运行管理中考虑到这些因素，以避免故障事件的扩大。同时，不失时机地改进或更新这些软体的版本，使它真正有能力承担所赋予的职责。

下面是笔者所在地区在无功电压管理方面所出现问题的案例，希望对于国内的同行具有参考价值。

一、AVC系统原理及控制模式

蚌埠电网AVC系统基于南瑞科技OPEN3000平台，可方便地共享SCADA/EMS的实时数据信息和PAS网络拓扑结构，通过采集母线电压、线路潮流、开关、刀闸等实时信息，对全网电压、无功进行综合分析和计算。以各节点电压合格率、关口功率因数为约束条件，进行在线电压无功优化控制，达到主变分接开关调节次数最少、电容器投切最合理、电压合格率最高和输电网损率最小的目的。其中电压上下限和功率因数上下限可分时段设置或以计划曲线的方式给出，系统自动根据负荷水平实现电网的逆调压运行。

蚌埠地区电网无功/电压优化控制系统具有两种控制模式：优化控制模式和分区控制模式。

全网优化控制模式下，主要功能有电压校正控制、功率因数校正控制、网损优化控制。三个主要功能的优先级可根据实际情况设置。该模式下实时自动接收省调主站的无功指令，并根据无功指令和相应控制策略制定调压控制方案，在调度中心完成电容器投切和变压器分接头升降等遥控、遥调操作。

当电网部分遥信、遥测数据出现问题使优化计算不能完成时，系统自动切换运行方式为基于规则的分区控制模式。这种运行模式下，系统可以根据设定的电压、功率因数限值进行变电站级别的无功、电压控制，保证系统的连续稳定运行。在该模式下可根据自定义的控制规则实现对厂站功率因数或全网功率因数以及电压的控制。

二、蚌埠地区电网AVC系统运行分析

1、电网情况简介

蚌埠市区电网有220kV变电站10座、110kV变电站21座、35kV变电站3座, 变压器总容量为3197000kVA，全网无功(电容器)容量为339560kVar。系统基本上是辐射状连接，所有变电站均具备和省网的闭环控制条件。目前，市辖34座变电站全部接入AVC系统闭环运行。

2、问题实例及分析

对于系统设备频繁操作这一涉及到电网安全的问题，据了解在某省出现过多次：因AVC系统限值错误或者失效，导致不断调节档位，致使用户电梯损坏的事故。虽然没有进一步恶化，但必须引起系统维护人员、程序开发人员足够的重视。以下是此类问题的若干案例：

实例1：某集控站反映所辖受控变电站312电容器有频繁投切现象，2分钟一次，共有8次分合。程序显然没有应用1800秒投切间隔时间，经检查，为一外网等值开关状态的错误改变导致EMS系统状态估计计算不收敛，状态估计合格率返送SCADA数据保持在98%不刷新，在这种情况下，AVC所有限值失效。显然，这是因为程序有缺陷。

实例2：运行方式人员反映，某220kV变电站35kV的四组电容器，AVC系统常常只操作其中两组，对另外两组很少操作，这会影响电容器使用寿命。分析发现AVC 系统中的电容器的控制策略存在问题。该系统对电容器投切只是自动找到具备可投切条件的设备进行操作，而没有根据电网《变电站设备定期试验轮换制度》中规定的“一条母线上有多组无功补偿装置时，各组无功补偿装置的投切次数应尽量趋于平衡的轮换运行要求”。系统找到母线上排序第一的电容器，只要未超过当日投切上限10次，就不会推出投切下一台的方案。还有另一个缺陷是：AVC系统根据母线上主变开关，确定该母线上电容器是否加入运算，却未考虑母联开关合闸，电源点由另一主变送入的情况。