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浙江省桐庐县供电局柳树忠潘功茂
1主站AVC系统的实现方针
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220kV乔林变为区域中心，110kV、35kV变电所电压无功自动调理的二级协调区域电压无功监控系统。
系统基于调剂自动化SCADA/EMS系统平台，哄骗SCADA/EMS运用功能对电网潮水进行动态估算，实时监测受控点的电压和功率因数，凭据设置的分歧时间段、分歧运行方式、分歧负荷水平等条件给出响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，调剂台工作站设置装备摆设为操作中心安装二客户端，与调剂自动化SCADA/EMS系统使用统一节点。
2主站AVC系统调理策略
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界说为远信点，经由过程远信点的状态自动找到监视母线及监视无功，并实时收集电压和无功值，可顺应分歧的接线方式和运行方式。
AVC调理方式为电压先(当电压与无功不能同时知足要求时，先保证电压正常)。装备调理方式为：电容器先。
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，无功答理倒送不年夜于0.5Mvar。低谷及腰荷时段（11：45～13：45，22:45～第二天7:45）：0.93≤功率因数≤0.97。电压限值：高峰时段，10.1～10.6kV；35.0～37.2kV。低谷时段：10.1～10.6kV；34.2～36.5kVAVC闭锁：凭据厂站现实情况，哄骗影响主变、电容器组正常运行的远信旌旗灯号对AVC动作进行闭锁。
调理策略如图1所示。
图片1：
区域的调理策略以下（以1区和6区为例）。区域1：U越上限，Q越下限。调理对策：退出电容器。备用方案：分接头下调(电压先方式)。区域6：U正常，Q越上限。调理对策：投进电容器。
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化集中控制，使全网网损尽小、各节点电压及格率尽高，而且更充实地阐扬调剂自动化系统的功能，自2005年4月份起起头本次项目——二级协调的区域电压无功监控系统的调研，8月份起进进工程实施阶段。本次项目的方针是实现桐庐地域220kV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月初我们连系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、装备参数的设置工作。12月底完成了变电所控制参数、装备参数的设置工作。
3.2调试阶段
2006年1月初，我们为调剂工作站（一）、（二）安装了客户端（操作中心），哄骗方埠变区域，对AVC主站系统各项功能及区域间的二级协调进行了测试，测试情况秀。1月中旬至2月中旬主站AVC一直处于只监视测试状态，系统运行秀。
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。调试情况秀，电容器投切，主变调压策略准确。同时，对测试完的变电所进行开环实验，由于无职监控操作人员，而调剂员又肩负繁重的工作，没法实时对AVC发生的策略进行控制，AVC开环测试发生的效果不较着。
2006年3月3日～8日，经自动化人员与调剂员的协商，征得部门向导的赞成，我们对方埠变区域变电所进行了闭环实验。经由过程为期一周的闭环实验，我们发现：各变电所主变调档过于频仍，而电容器调理活络度较低。分析缘由：凭据AVC技术方案设置的电压限值范围（低谷10.1～10.4kV，高峰10.3～10.6kV）较狭窄，引发主变档位的频仍动作。我们对电压限值范围统一调整为（10.1～10.6kV）。主变负荷较轻，而电容器设置装备摆设额定容较年夜，造成电容器动作活络度低。在电容器现实运行中，我们发现投进电容器发生的无功抵偿比电容器额定容低10％左右。我们对电容器无功抵偿设定的额定值改成日常运行时，发生无功抵偿的年夜值（对于同母线、同容的电容器设置不异的值）。
经由过程以上调整，主变档位的调理次数控制在限值之内。电容器的调理活络度进一步提高。
2006年3月9日～10日，我们对AVC区域进行了调整，以局220kV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，测试情况秀，测试完后乔林区（除乔林变）均进进开环实验。
2006年3月26日和4月11日，我们划分对乔林变2＃主变和1＃主变进行了测试，测试情况秀。测试完后，乔林变设置为只监视不调理。
2006年4月6日～8日，我们对高峰、低谷时各变电所电容器投进、退出对母线电压的影响进行了统计，并凭据统计的偏年夜值设置电容器投/退时对母线电压的影响。
4系统完成的功能
本系统充实哄骗SCADA系统的实时数据和控制通道实现电压无功自动监测控制。数据收集和装备控制不需额外投资。可肆意添加受监视厂站。
全网调理方式斟酌电压由高压到低压调理，无功由低压到高压进行抵偿。每种监控方式都可肆意添加受监视厂站到AVC厂站参数表中。
可凭据需要灵活地对区域、厂站、装备设定工作方式，年夜限度地监控全网可监控装备。
设有监控点结构能自动顺应远信变位后的分歧接线方式和运行方式，并可自界说分歧监控点的运行方式，如闭环/开环/退出。
设有控制方针表来设定电压无功限值，凭据需要对各厂站在分歧时段设分歧的电压无功限值。
监测低压侧电压，同时对三绕组变参考中压侧电压。
设有划定规矩表，对各个厂站在分歧分区的控制方案可凭据电压无功的重视水平和装备情况设定控制方案。
动态监控点以变压器为单元，可查阅监控点数据，并以区域图或曲线方式显示监控点的运行状态和趋向。
可查阅全网监控点的运行状态，以状态列表或区域图动态显示。对于全网电压无功运行功况一目了然。
日常平凡可以小化方式运行，在有告警或控制操作请求时，发出AVC事项，给作声音提醒，推出控制厂站图形，并激活窗口年夜化显示。
自动记实电容器投切、主变档位调理记实。可查询、统计、打印。
5主站AVC投进运行后情况分析与对策
2006年6月1日，桐庐区域、方埠区域投进AVC闭环运行；其他区域也相续进进了闭环试运行。在这近三个月的运行中，AVC系统运行比力稳定，投进运行的变电所取得了较高的电压及格率。以6月份为例对桐庐、方埠区域进行分析。
5.1桐庐区域（包括桐庐变和西武变）取得较好的电压及格率
桐庐变1＃主变平均天天动作5.1次，其中次数到达闭锁限值的仅为6月23日一次，主变后一次调档时间为23：49，10kVI段母线电压及格率为99.97％；2＃主变平均天天动作2.2次，动作多为8次，10kVII段母线电压及格率为99.94％；电容器投切次数均在设定范围内。西武变2#主变平均天天动作3.1次，动作多为8次，10kVII段母线电压及格率为99.96％。电容器投切次数均在设定范围内。
桐庐变和西武变供电范围主要为桐庐镇和旧县镇，用户用电比力平衡，主变负荷比力平稳，内电压变化较小。电压不及格时间均在峰谷交接时段，由于AVC判定及动作周期太长引发。
5.2方埠区域电压及格率相对较差
方埠变1#主变平均天天动作4次，动作多为8次，10kVI段母线电压及格率为99.74％；2#主变平均天天动作4.4次，动作多为11次（动作闭锁次数为12次），10kVII段母线电压及格率为99.09％；电容器投切次数均在设定范围内。
方埠变电压及格率较低，非凡是10kVII段母线电压。
6月24日，方埠变通道故障两个多小时，没法对变电站无功电压装备进行调理。
6月26日，方埠变下行通道泛起故障，主站AVC对现场没法进行调理，当天10kVI段母线电压及格率为95.83％，10kVII段母线电压及格率仅为74.79％，年夜年夜下降了本月度方埠变10kVII段母线电压及格率。
除6月24日和26日之外，10kVI、II段电压及格率均在99.95以上，年夜部门天数及格率为100％。
横村变2#主变平均天天动作5次，动作多为9次10kV母线电压及格率为99.81％；电容器投切次数均在设定范围内。
6月8日，当天10kV母线电压及格率为95.49％，主要为主站AVC实时库泛起故障，经查为AVC服务器时钟与SCADA服务器误差较年夜致使AVC服务器犯错，修改AVC服务器对时法式，重起服务器后正常。其余天数均为100％。
钟山变1#主变平均天天动作6.4次，动作多为10次(动作闭锁次数为10次),后一次调压动作时间在23：45，10kVI、II段母线电压及格率为99.71％。
6月8日，当天10kV母线电压及格率为95.83％，主要为主站AVC实时库泛起故障，经查为AVC服务器时钟与SCADA服务器误差较年夜致使AVC服务器犯错，修改AVC服务器对时法式，重起服务器后正常。
6月30日，钟山变10kVI、II段母线测控装配泛起故障，主站10kVI、II段母线电压丈遏制刷新，影响AVC对母线电压的调理。
5.3主站AVC系统运行情况及分析
经由过程三个多月的运行，桐庐区域、方埠区域能知足桐庐电网对电压、无功调理的要求，在除失落变电所装备及通道故障对主站远测数据的影响外，AVC动作准确率为100％，电压及格率控制在100％。AVC运行中泛起的问题及处置情况以下。
6月8日，AVC服务器实时库泛起故障，经查为AVC服务器时钟与SCADA服务器误差较年夜致使AVC服务器犯错，修改AVC服务器自动对时法式，重起服务器后，AVC服务器及策略动作正常。在6月9日到今朝为止，AVC服务器运行稳定，动作准确。
实施对策：当变电所母线电压或无功延续越限时间年夜于2分钟，而区域AVC没有进行响应地调整，操作值班人员应通知AVC维护人员，退出该变电所的区域AVC功能（闭锁方式），改用人工监控方式对该变电所电压无功进行监控。待故障消除后再投进AVC运行。
AVC从判定电压、无功越限到策略下调时间太长。在峰谷交接时段，由于母线电压变化较快，而AVC判定至策略下调时间太长，轻易引发电压在短时间内越限的情况。
策略：我们适当调整了电压的动作限值，将电压限值由考核的（10.0～10.7kV）调整为（10.1～10.6kV），保证了AVC的提早动作，削减了可能越限的时间。凭据判按时间太长这类情况，我们将AVC判定及动作时间缩短，并与7月31日，对AVC法式进行修改，AVC动作活络度进一步提高，在峰谷交接时，电压在短时间内越限的情况消失了。
主变并列等问题引发的不调：横村变主变并列运行引发（在AVC技术方案中,主变并列运行时，对主变不调）。策略：我们分析可以经由过程AVC两级协调的功能——经由过程控制方埠变35kV侧电压来控制横村变10kV侧电压。凭据现实情况，我们对方埠变35kV侧电压定值进行修改，修改后横村变的电压及格率获得很年夜的提高。
通道误码或远控没法下调的问题：7月份至8月中旬，我们对瑶琳变前置机及通道进行屡次处置，并将一台前置机返回厂家维修后安装。今朝，瑶琳变数字通道运行正常，模拟通道存在误码高的现象，AVC对瑶琳变调理正常，8月份后半月瑶琳变电压及格率为100％，至此瑶琳变的年夜难题获得了很好的解决。策略：积极对误码率高的厂站进行改造，对偏远地域的新合变、合村变存在载波通道的情况下，新增了光纤通道。
6竣事语
桐庐供电局被评为2006年度农电电压治理标杆单元及2007年电压无功治理标杆单元。主站AVC建设投进运行以来，本局A类电压及格率有了显著的提高。2005年A类电压及格率为99.21，2006年A类电压及格率为99.80，2007年1～5月A类电压及格率为99.92；从而保证电力系统平安稳定运行，提高系统功率因数的同时下降线路消耗；为广年夜电力客户提供更为的电能，发生了可观的经济效应和社会效应。
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