地区电网AVC定值及策略优化

阮璇，张鹏，陈伟，王以波，张晓思

（云南电网有限责任公司昆明供电局，云南 昆明 650011）

0 前言

自动电压控制（Automatic Voltage Control,AVC）作为提高电压质量的重要手段获得广泛应用，随着智能电网的发展，电压控制逐渐复杂化[1-4]。2021年某地区电网A类电压合格率为99.83%，同比提升0.2个百分点，但A类、D类指标管控较难[5]。电压合格率除受供电半径、负荷分布、季节性负荷变化等因素影响外，也受到地调主站端电压控制不足的影响[6-10]。目前地调主站自动电压控制系统主要存在以下几个问题：

1）集中监控厂站体量大导致调压任务重。调控一体化和县调集约化后，地调纳入电压管理的厂站达216座，其中35 kV变电站仍有9座未接入地调主站AVC功能，人工调压任务重。

2）AVC定值设置不合理导致无法贴合实际情况。AVC定值设置不够灵活，AVC策略与各地区、各厂站的负荷、电压变化不匹配，导致AVC失去时效性。

3）AVC策略单一导致厂站缺乏配合。AVC策略为简单的“就地调压”，厂站上下级间配合不足，部分上级厂站调压迟缓，下级厂站调压频繁，导致设备损耗严重。

4）未考虑过负荷对主变AVC功能的影响。负荷较重的地区，主变过负荷闭锁调压后，人工调压和AVC均无法使用。

针对目前电压和AVC现状，本文从定值优化和策略优化两方面展开研究，设计了适合地区电网调压的智能AVC总体优化方案：

1）定值优化方面以分时段定值整定和特殊厂站定值整定相配合，使AVC电压上下限贴合实际负荷和电压情况，提高就地调压时效性；

2）策略优化方面以区域调压和就地调压相配合，提高区域整体电压调节效率，减少设备动作次数，此外，在负荷较重的厂站采用预调压措施，实现提前调压；

3）在上述基础上考虑了完备的安全闭锁策略，确保AVC的安全性和可靠性。

AVC优化的控制目标和原则为：

1）优先保证电压合格率，其次考虑无功优化，不能同时满足电压和无功要求时，应首先满足电压要求；

2）减少无功设备和主变分接头动作次数，降低设备损耗，优先投切无功设备，再调整主变档位，220 kV变电站主变档位尽量不调整。

1 AVC定值优化

1.1 分时段定值整定

分析某地区电网24 h负荷曲线可知，晚上23:30至次日08:00为负荷低谷时段，上午08:00至晚上23:30为负荷高峰时段，负荷高峰时段中又分别有上午、下午、晚上3个小高峰，上午08:00和晚上23:30开始，负荷变化快，为电压调整的高峰期，需大量投退无功设备和调整主变档位，电压整体升高或降低后，负荷虽出现几个小高峰或低谷，但变化相对较缓。

根据某地区电网负荷曲线，分时段设置AVC通用定值，晚上23:30至次日08:00负荷低谷时段，增大电压上下限区间，降低电压动作下限，使母线电压在合格范围内偏低压运行；上午08:00至晚上23:30负荷高峰时段，减小电压上下限区间，升高电压动作下限，使母线电压在合格范围内偏高压运行。分时段整定AVC通用定值一定程度上保证了负荷高峰时段调压的灵敏度，同时也遵循逆调压原则，适用于大部分负荷变化较平稳的厂站。

1.2 特殊厂站定值整定

对于全天负荷起伏多次或变化率快的变电站，分两个时段的通用定值已不再适用，需根据该厂站负荷特性设定AVC定值上下限区间，或分多时段设定不同的定值区间，以避免负荷快速升高或降低时，母线电压变化过快而调压不及时造成电压越限。

AVC通用定值分时段整定和特殊厂站定值整定相配合，同时实现了定值的通用性与多样性，使得AVC动作更贴近负荷特性。

2 AVC策略优化

电压和无功控制基本原则为：分层分区，就地平衡。地区电网基于该原则进行AVC策略优化，区域调压和就地调压相配合，在此基础上，负荷较重的厂站加入预调压功能，实现提前调压，最后再进行无功优化。

2.1 区域调压

地区电网区域调压主要以220 kV变电站为枢纽，调节其110 kV母线电压从而调整该片区整体电压，因此区域调压应以下级变电站电压和AVC运行情况为判断参数，才能实现快速响应，如以220 kV枢纽变电站110 kV母线电压作为AVC动作判断标准，则容易造成上下级AVC不匹配，发生下级电压已大面积越限而上级AVC还未动作的情况。区域调压动作条件设置为当下级110 kV变电站电压批量越限或主变档位和无功设备AVC大量闭锁时，投切上级220 kV变电站无功设备，必要时调整主变分接头，调节区域整体电压，减少该区域下级变电站调压设备动作次数。

AVC系统自动实现拓扑追踪和区域划分，把断路器、主变、母线等设备设为节点，当电网方式发生变化时，读取SCADA系统遥信数据，自动刷新地区电网拓扑并判断上下级关系，实现动态分区，防止非正常运行方式下AVC错误动作。

电网拓扑动态分区示例如图1所示。正常运行方式下，110 kV C变电站为线路变压器组运行方式，两台主变分裂运行，电源点分别来自220 kV A变电站和220 kV B变电站，两个220 kV变电站分别作为C变电站的上级枢纽。因检修或方式需要电网拓扑发生变化，110 kV C变电站变为主备方式供电，两台主变高压侧并列运行，电源点来自220 kV A变电站，仅A变电站作为上级枢纽。

图1 电网拓扑动态分区示例

2.2 就地调压

就地调压适用于每个厂站，根据九区调压原理图，配合AVC定值优化，快速灵敏地调节各厂站电压，其灵敏度高于区域调压，快速响应本地电压变化。九区调压图如图2所示。就地调压电压上下限由前述AVC定值整定决定，功率因数上下限根据厂站的具体特性设置为0.95～0.99或0.90～0.99。实际运行中大部分变电站功率因数基本能满足要求，因此九区调压主要在1区、0区和5区中进行，为降低主变调压风险，电压越上下限时优先投切无功设备，无功设备无法满足要求时，再调节主变档位。无法同时满足电压和无功要求时，优先满足电压要求。

图2 九区调压图

2.3 预调压

负荷较重的厂站，主变过负荷闭锁调压后，无法调压将导致电压越下限，针对这种情况在AVC策略中附加预调压措施，以厂站负荷曲线为参考，在负荷还未达到主变闭锁调压前，提高母线电压使之偏上限运行。

某35 kV变电站35 kV #2主变负荷和10 kVⅡ母电压曲线如图3所示。35 kV #2主变负荷达到85%以上自动闭锁调压，此时10 kVⅡ母电压无其他调节措施，电压越下限，采用预调压策略后，AVC系统根据当前负荷曲线斜率和历史负荷曲线进行负荷预测，推算电压上升趋势，在主变负荷达到闭锁调压前半小时开始调压，逐步升高主变档位，使10 kV Ⅱ母电压提前升高至10.5 kV左右，如图中虚线曲线所示，随着用电负荷的增长，电压降到合格电压区间中下游，越下限几率降低。

图3 某35 kV变电站35 kV #2主变负荷和10 kVⅡ母电压曲线

3 安全闭锁

无功设备和主变档位在设备发生异常时应及时闭锁，避免带异常动作引发电网风险，结合SCADA系统采集到的电网信息，考虑以下几种安全闭锁AVC的情况：

1）主变分接头拒动、主变分接头滑档、电容两次拒动、变压器调档异常。

2）电容、主变跳闸。

3）电容、主变动作次数越限。

4）设备冷备用。

5）母线接地。

6）电容器间隔发控制回路断线、弹簧未储能等影响断路器动作的信号。

7）主变间隔发主保护动作、油温高告警、过负荷告警等影响调压的信号。

4 效果分析

220 kV甲变电站片区110 kV乙变电站和110 kV丙变电站AVC优化前后主变调压次数（日均）见表1。AVC优化前，该片区上下级调压不配合，110 kV乙变电站和110 kV丙变电站调压频繁，AVC次数越限闭锁后均需要人工调压，主变日均调压次数分别为5.59次和5.91次，采用区域调压优化后，220 kV甲变电站AVC提前调节片区电压，110 kV乙变电站主变调压次数可减少约1.41次/日，110 kV丙变电站主变调压次数可减少约1.93次/日。

表1 110 kV部分变电站AVC优化前后主变调压次数（日均）

35 kV部分变电站AVC优化前后10 kV母线电压合格率见表2。AVC优化前，丁变电站和戊变电站均因#2主变过负荷过负荷闭锁调压导致10 kV Ⅱ母电压越下限情况严重，电压合格率分别为99.25%和99.86%，越下限率分别为0.63%和0.12%，AVC优化加入预调压功能后，该电压越限情况消除，丁变电站10 kVⅡ母电压合格率可达99.88%，戊变电站10 kVⅡ母电压合格率可达99.98%。

表2 35 kV部分变电站AVC优化前后10 kV母线电压合格率

5 结束语

本文分析并设计了地区电网适用的AVC总体优化控制策略。在原就地电压控制的基础上进行AVC定值优化，提高AVC动作效率，使得AVC更加贴合实际电网负荷和电压变化，并采用就地调压、区域调压和预调压相结合的策略，调节本地和区域电压的同时减少调压设备动作次数，同时解决了主变过负荷闭锁调压引起的电压越限问题。根据效果分析，AVC定值优化和AVC策略优化相结合，可有效提高电压合格率、降低设备损耗，大大降低地调监控人员的劳动强度。下一步AVC建设重点将进行地、县区调压配合优化，进一步提升偏远地区母线电压质量。