自動電壓控制(AVC)子站功能及其建設實踐

劉健

(華能玉環電廠，浙江省臺州市317600)

0 引言

在電力系統中，電壓、頻率和波形是表征電能質量的3個主要指標，電壓不合格不僅會對用電設備造成損害，而且直接危害電網運行，嚴重時甚至可能引起電網崩潰。自動電壓控制(automatic voltage control，AVC)系統能夠根據各種運行方式，自適應跟蹤調整，協調控制每臺發電機的無功進而實現對高壓母線的控制;配合能量管理系統(energy management system，EMS)主站或區域無功系統設備實現對電網的無功優化，減少線損及提高電能質量。AVC系統通過接收電力調控中心AVC主站系統下達的電廠母線目標控制電壓值，根據目標控制電壓值通過計算自動得出電廠承擔的總無功出力，在充分考慮各種約束條件后，AVC軟件將總無功功率合理分配給每臺機組，給勵磁系統發出增減信號，由勵磁系統調節機組無功，使電廠母線電壓達到目標控制值。同時，在控制過程中保證發電機在規定的參數范圍內安全、穩定運行［1］。本文基于華能玉環電廠，介紹AVC系統功能，對AVC子站在安裝、調試及運行中出現的問題進行分析并提出改進措施。

1 AVC系統功能

1.1 AVC系統結構

華能玉環電廠安裝4臺1 000MW火電機組，采用發電機－主變壓器單元制接線方式，1臺高壓備用變壓器直接從500kV雙母線引接電源到6kV廠用電備用系統母線;每臺機組設2臺高壓廠用變壓器，其高壓側接至發電機出口封閉母線上，低壓側分別接至A1、A2、B1、B2廠用工作母線段上［2］。高壓備用變壓器為有載自動調壓，主變壓器和高壓廠用變壓器為手動無載調壓。為了不對繼電保護定值整定及系統運行造成影響，在AVC投運前后其主變壓器檔位統一設置為3檔，高壓廠用變壓器檔位設置為4檔不變［3］。電氣500kV系統的控制、測量、信號、同期系統采用獨立的升壓站網絡監控系統，其中間隔層為維奧機電設備有限公司的進口設備。網絡監控系統與華東電力調控中心和浙江電力調控中心的通信均通過數據處理及通信裝置實現，常規點對點遠動通信規約采用DL/T 634－5－101，網絡通信規約采用IEC 870－5－104。

玉環電廠4臺發電機組勵磁方式均為三機無刷旋轉勵磁。其中勵磁電壓調節器為日本三菱公司產品(型號為MEC5230)。AVC子站系統正常運行方式下的控制、信號等功能均納入各自機組的分散控制系統(distributed control system，DCS)。AVC子站系統采用上下位機方式，包括在繼電器樓網絡監控系統(net control system，NCS)控制機房安裝AVC上位機1套(共2臺)，在各機組電控樓保護室原下位機屏內各配置1臺下位機。分別從各機組配電室取2路電源，監控后臺裝設在集控樓控制室，各機組AVC狀態要求在各機組的DCS上顯示，上位機與下位機及后臺機、顯示終端采用光纜連接。玉環電廠AVC系統結構及AVC系統控制及數據流向如圖1、2所示。

圖2 AVC系統控制及數據流向Fig.2 Control and date flow of AVC system

圖1 AVC系統結構Fig.1 Structure of AVC system

1.2 調度接口方式

華東電力調控中心當前設定唯一有效的AVC系統調控目標為500kV母線電壓。AVC裝置接入華東調度數據網，并通過數據網接收華東電力調控分中心給出的電壓目標指令。電壓目標指令分為2種，一種是實時指令，指令數據為單個數值，AVC裝置在接收到實時指令后應返送主站校核，核對準確后即刻執行;另一種是計劃指令，指令數據為帶時標的數值或固定格式的數組，AVC裝置在接收到計劃指令后，在無實時指令的約束下，在計劃指令規定的時刻按照計劃指令值執行。平均分配的原則是把全廠總無功平均地分配給各臺參與電壓控制的發電機組［4］。

1.3 無功分配策略

AVC裝置依據電壓目標和無功分配策略［5］，計算和分配機組無功目標。AVC裝置有效的發電機組間無功分配策略應建立在充分利用調相機組的基礎上，包括等功率因數分配、等裕度分配、等容量分配、平均分配等4種分配方式，調節偏差應在調節死區允許范圍內。玉環電廠采用的是等功率因數分配無功，該原則是按照功率因數相同的原則進行各控制發電機的無功分配，分配量與各機組的有功出力成線性關系，在各機組無功功率的上下極限范圍內不再參與調節。在等功率因數分配原則下，各機組的實際功率因數允許存在微小的差別。造成該差別的原因是各臺發電機組的無功出力存在調節死區，而該值的大小與機組的實際運行狀況相關。偏差計算公式為

式中:n為當前投運的發電機個數;Qmin_deadband為當前投運發電機的最小死區值;Qmin_measure為當前投運發電機的最小無功實測值;Pmin_measure為當前投運發電機的最小有功實測值。

1.4 控制模式

AVC系統的控制模式［6］包含就地自動模式、遠方自動模式、無目標模式，在特定的條件下可以自動切換控制模式。允許自動切換時，當與主站可靠連接后，應切換為遠方自動模式，反之則切換為就地自動模式，當讀取不到目標值時應切換為無目標模式。AVC系統支持閉環(自動分配、自動控制)、半閉環(自動分配、給出提示、手動確認控制)、開環(整體退出控制)控制模式。

2 DCS邏輯

玉環電廠AVC子站的閉鎖電壓調節系統在DCS中的邏輯實現如圖3所示，在此邏輯［7-8］中，需要說明以下各點。

圖3 AVC系統機組DCS邏輯Fig.3 DCS logic of unit in AVC system

(1)AVC系統就緒這一開入給DCS的信號，在現有邏輯中只是作為操作畫面的信號指示燈L1，并不參與DCS邏輯，這一點在《華東電網500kV發電廠AVC子站建設調試接入試驗規程》中未做具體要求。本文認為應將此信號接入AVC系統投入的邏輯中，當AVC系統準備就緒的同時向DCS發出信號，允許操作人員進行AVC系統投入操作。

(2)調試和試運時，在AVC手操器后加入RS觸發器，使之投入或退出時間增長。但是，由于RS觸發器在AVC系統投入或退出時，其指令一直保持在RS觸發器輸出端，只有運行人員在手動退出或投入后才能復位。這樣對于原有AVC系統邏輯，只要其中AVC系統投入狀態返回開入量有抖動或接點誤動，就會使AVC系統退出至手動模式。因此，取消原有邏輯中的RS觸發器，將手操器后加入1個13 s的脈沖延時，時間一到，自動復位，從而解決原有邏輯中的缺陷。

(3)當AVC系統連續增磁3 s或減磁3 s時，自動退出AVC系統。但是DCS板卡中的增、減磁繼電器在投入AVC系統閉環運行后，每天增、減磁多達幾百次，而此繼電器壽命在10萬次左右，一般1個檢修周期就需更換，此繼電器如發生節點粘連，AVC對此并無保護措施。玉環電廠采用的勵磁調節器，在DCS繼電器節點粘連時也無此功能，這時，自動電壓調壓器(automatic voltage regulator，AVR)連續進行勵磁調節直至保護動作，不利于安全生產［9］。這是電廠在勵磁調節器選型時所要考慮的一項重要功能。

(4)在AVC系統投入過程中，由于AVC系統退出返回狀態需要一定反應時間，此時會存在AVC系統投入狀態和退出狀態同時開入。為了防止上述工況存在而自動退出AVC系統，在其邏輯內增加1個2 s的時間延時，在滿足條件后延時退出機組AVC系統，提高可靠性。

(5)增加DCS總報警信號燈L2，此信號是圖3中7種異常運行情況的總匯，用以實現《華東電網500kV發電廠AVC子站建設調試接入試驗規程》中所要求的報警功能。而對于AVR異常功能，邏輯中除按規程接入必要的AVR低勵、AVR過勵、V/F限制、AVR強勵持繼接點信號點外，還將AVR瞬時電流限制、AVR定子電流限制、AVR 2個中央處理器(central processing unit，CPU)故障、AVR脈沖丟失等保護動作和異常信號接入，可靠反應AVR各種異常情況。

(6)為了防止所有開關量由于節點抖動造成邏輯出口或誤判，建議所有開入量在接入DCS邏輯時都要增加2～3個DCS掃描周期的延時。對于DCS開出至AVC系統的開關量，主要是AVC系統投入、退出指令，在手操器操作投退時，如AVC系統下位機不能識別，建議增加3～5 s延時。

(7)勵磁調節器在自動模式及AVR系統無異常情況下，應允許DCS投入AVC系統，但是如果正常運行時，機組由于電氣保護動作或機爐保護動作而停運，如果非勵磁調節器保護動作，則AVR仍為自動模式并不能切手動模式［9］。此時，只有通過AVR異常信號開入使本機組AVC系統自動退出運行。

3 問題分析與改進措施

3.1 DCS調節脈寬

2012年10月，3號機組AVC系統下位機在機組空載狀態下進行動態調試試驗，主要是為了驗證裝置在發電機正常運行時的調節方向、調節性能及DCS邏輯的正確性。試驗過程中，在切換至DCS操作時出現了AVR調節器不能調節的現象。以下是此問題的分析及改進措施。

(1)調出DCS畫面中勵磁系統增減磁邏輯，遠方手操控制，增磁或減磁脈寬300 ms輸出至DCS卡件I/O點，但AVR不能增磁或減磁，很明顯是因為DCS系統卡件中的固態繼電器沒有足夠長的延時使之動作開出。將時間改為500 ms后，DCS遠方手操控制增、減磁正常。

(2)根據機組和DCS所接邏輯的不同及控制器的差異，1號機組25號電氣控制器掃描周期為250 ms，3號機組25號電氣控制器為500 ms，故1號機組設置增、減磁脈寬為300 ms，并在當時增、減磁各5次都能響應，而3號機組脈寬設置為相同數值則不能響應。1、3號機組DCS中的AVC系統新增邏輯使用儀控DCS系統25號控制器的第200頁內容，因頁屬性中的掃描周期對老版本的DCS系統不能更改，只能對整個控制器掃描屬性進行調整，而這樣會影響系統資源和其他邏輯的執行速度，故不便調整。DCS系統中手動調節和AVC閉環調節共用1個通道，至AVR的增、減磁展寬脈沖定值應根據實際情況在線調整設置［10］。

(3)從1、3號機組AVC的機組空載狀態下動態調試中發現，DCS增、減磁脈沖分別設置為300、500 ms時，每個脈寬調節機端電壓都調節成0.05kV左右，不能體現出脈寬和電壓的比例關系。這應和DCS掃描周期有關，故DCS和AVC系統至AVR的脈沖寬度的設置，每臺機組應有所不同。調試單位最后聯調結果:在AVC系統調節周期設置為15 s、4臺機DCS至AVR調節脈寬設置為500 ms時，1、3號機組每個調節周期平均調節機組無功6.4 Mvar，2、4號機組每個調節周期平均調節機組無功8.3 Mvar。故建議，1、3號機組 DCS 脈寬設置為 700 ms，2、4 號機組DCS脈寬設置為500 ms。玉環電廠DCS脈寬最后統一設置為4臺機組500 ms不變，這是因為從調節精度來看，此脈寬較小為宜，從玉環電廠機組在各種工況下實際運行數據分析，全廠4臺機組DCS脈寬設置一致，對AVC系統的調節品質影響較小，又保持了其在原有方式下的機組勵磁調節的各種性能。

3.2 電源及采樣板

在AVC系統調試中發現，AVC系統下位機電源在2路電源中任一路斷電時，下位機采樣板開關量會發生變位，引起DCS中AVC系統退出邏輯滿足條件而誤退出。發現這2路電源切換是由繼電器來控制的，通過試驗錄波發現切換時間存在間隙，最高達到56 ms，使下位機采樣板內電源不滿足要求而錯誤開入或開出。故要求廠家將現有電源更換為逆變電源或在電源接線和回路上采取一定措施，保證蓄能能力，使電源切換時輸出電壓平穩連續，不存在切換間隙［11］。

3.3 P-Q定值與低勵限

玉環電廠投運AVC系統前，為了防上AVC系統在各種工況下閉環調節時不會引起勵磁調節器低勵限制(minimum excitation limiter，MEL)報警，需驗算AVC系統定值中P-Q曲線與勵磁調節器MEL功能配合問題［12］。

以無功功率運行范圍為基礎，結合華東電網AVC系統上位機P-Q曲線定值單，核算P-Q曲線設定值。

發電機勵磁調節器低勵限制MEL曲線計算公式為

式中:Qpu為無功標幺值;C為圓心參數，C=1.08;Vpu為電壓標幺值;R為圓心半徑;Ppu為有功標幺值。

(1)機組有功P為1 000MW時，計算得Ppu=0.899，Vpu=1.0。

將以上參數和標幺值代入公式(2)得Qpu=0.006 7，無功 Q=7.45 Mvar。

與華東電力調控中心下達的定值P=1 000MW時，Q=10 Mvar相比，計算值Q=7.45 Mvar在定值Q之下，所以滿足發電機勵磁調節器低勵限制要求。

(2)機組有功P為800MW 時，計算得Ppu=0.719，Vpu=1.0。

將以上參數和標幺值代入公式(2)得Qpu=－0.121 2，無功 Q= －134.8 Mvar。

與華東電力調控中心下達的定值P=800MW時，Q=－100 Mvar相比，計算值Q=－134.5 Mvar在定值Q之下，所以滿足發電機勵磁調節器低勵限制要求。

(3)機組有功P為500MW 時，計算得Ppu=0.449 6 ，Vpu=1.0。

將以上參數和標幺值代入公式(2)得Qpu=－0.305 2，無功 Q= －339.47 Mvar。

與華東電力調控中心下達的定值P=500MW時，Q=－165 Mvar相比，計算值Q=－339.47 Mvar在定值Q之下，所以滿足發電機勵磁調節器低勵限制要求。

由于機組運行時的有功有可能高于1 000MW或低于500MW，華東電力調控中心在定值上未給出此種工況的無功限值，而AVC系統廠家程序在此方面也無自動計算和擬合功能，故在設置AVC系統參數時按其最高或最低有功值給出的無功限額來整定。

3.4 報警與畫面

在AVC系統調試過程中，一般注重的都是邏輯功能、調節特性、安全性能、二次防護等方面，對于其報警及畫面只要保證一般功能即可。AVC系統在調試及試運階段，對于出現的一些異常情況，運行人員不能監視和判斷，這就充分證明DCS設置簡單的報警和畫面是不夠的。玉環電廠將AVC系統所有的開入、開出量，邏輯生成的量都引入DCS畫面;同時將AVC系統投入和退出信號增加到集控室大屏幕報警，并增加歷史趨勢查找功能;在NCS操作區域增加AVC系統后臺監控，保證AVC系統異常后實現多點報警功能，便于運行人員操作和監控［6］。

3.5 AVC調節指標

華能玉環電廠2013年3月底完成AVC系統調試安裝和各項試驗，具備《華東區域發電廠并網運行管理實施細則(試行)》、《華東區域并網發電廠輔助服務管理實施細則(試行)》的補償和考核要求，于4月份正式加入浙江電網“兩個細則”補償和考核。AVC系統的考核屬于無功調節考核內容，主要指標包括AVC系統投運率和AVC系統調節合格率［8］。玉環電廠AVC系統投運率在正式投運后保持大于99%，而調節合格率在 4、5月分別為93.71%和94.06%，在省內處于低水平。為此，對AVC系統實時調節過程及調節數據進行觀察和分析，通過對比浙江電力調控中心和華東電力調控中心發布數據及AVC系統本地歷史數據，發現以下幾個問題:

(1)AVC主站指令(設定電壓)及實時電壓時刻是以分鐘級為單位，每天凌晨1:00生成昨日的統計分量，并通過文件傳輸協議(file transfer protocol，FTP)傳到指定主機的指定目錄，由華東AVC主站提供考核分量，交由第三方即浙江電力調控中心進行考核。其下發的指令是每5 min 1個增量值，比如指令編碼1105表示目標母線電壓為當前值向下減0.5kV，而指令編碼2108表示增0.8kV。通過數據對比。我們發現主站的實時電壓采樣值與本地AVC值在同一時刻不一致，但本廠遠動至網調母線電壓實時值與遠動通道通信傳輸給AVC的數值，全部采用母線A、B兩相的相間電壓，而主站數據采樣時刻是由主站標時，可排除數據同源造成誤差的可能。進一步分析發現，兩側同一時刻的采樣數值在時間上相差5 min左右，這樣既影響了電壓實時采樣值又影響了兩側目標指令值的一致性。

(2)AVC的數據通過網口取自NCS總控單元的CPU的104規約數據。由于NCS總控單元系進口件，主從總控切換機理與國產的AVC主機在數據通信方面難達成一致，在AVC主機通信切換時會造成總控單元的切換，存在通信來回切換過快，造成電廠監控系統主服務器死機，監控后臺數據不刷新和大量報警信息上送的問題。

(3)本地AVC系統考慮到主機內存容量，采樣是每10 s記錄1次。在導出的歷史數據中，可以發現在相鄰近的2個采樣電壓變化實時數據中，兩者的差值最大達到1.6kV，明顯大于調度考核范圍正負1kV，從而形成調節不合格點，每天有15～30個不合格點，這是使AVC調節合格率下降的主要原因。

針對第1個問題，反饋情況至調試單位和華東主站，在及時調整主站側時間后，兩側采樣數據最終保持一致。針對第2個問題，考慮到NCS總控的切換機制，在AVC主機任何一個通信與NCS總控中斷時，都會引起總控端切換，在更改總控端通信參數試驗失敗后，我們將AVC通信數據改為從遠動通道上獲取。因遠動的2臺主機在正常運行時都是從總控上收取數據，兩者工作情況一致，同時向外發送或接收數據，故在可靠性和安全性方面都較好。針對第3個問題，我們從數據源開始，將母線測控單元母線一次電壓死區值由原來的1kV改為0.1kV，二次電壓采樣精度保持0.05%不變。通過1個星期的觀察，在相鄰近的2個采樣電壓變化實時數據中，兩者的差值在0.3kV左右。同時，通過7月份浙江電力調控中心發布的數據，玉環電廠的AVC調節合格率比6月份提高3.24個百分點，達到97.3%，調節不合格點數也降低到每天3～7個不等;8月份發布數據，玉環電廠的AVC調節合格率又比7月份提高1.81個百分點，達到99.11%，調節不合格點數降低到每天1～3個不等。可見，AVC系統的調節合格率提高十分顯著。

4 結語

華能玉環電廠AVC子站采用國產化設備，人機界面友好、易于維護、成本較低。與國外產品相比差別在于，國外產品其遠動、AGC、監控、AVC等功能都可在同一系列產品內實現，只需增加相應卡件及配置。國外產品數據同源及匹配性能較好，各項參數配置靈活性好，但成本高，維護不方便，綜合比較國內外產品各有利弊。有關單位在AVC子站建設時應綜合考慮，選擇最適合的設備廠家。玉環電廠在AVC子站建設中子站設備及軟件配置良好，DCS接口邏輯及安全功能符合要求，對于在安裝調試及投入運行過程中出現的問題，經改進后效果良好，保證了AVC系統安全運行，取得了較好的經濟、社會效益。

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