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摘要：由于新疆电网风电、光伏装机规模增大，清洁能源的波动性、随机性造成联络线传输功率不稳定，同时部分地区用电负荷峰谷差不断增大，导致地区电压控制日趋困难，为满足用户端电压要求，自动电压控制（Automatic Voltage Control，AVC）系统在新疆电网得到大规模推广应用。它通过采集新疆电网的实时运行数据，实时监视电压和无功功率情况，进行在线分析和计算，实施最优闭环控制，在满足新疆电网安全约束条件下优化无功潮流运行，为保证新疆电网安全、优质、经济运行奠定了坚实的基础。
关键字：AVC、控制策略
0引言
2018年，随着昌吉-古泉±1100千伏特高压直流投运，新疆电网将形成“两直两交”外送四通道，疆电外送能力得到大幅提升。750kV网架建设的不断推进，疆内电网形成“三环网，两延伸”的新格局，外送电力能力和疆内地区间电力资源优化配置能力进一步提升[1-2]。但2018年新疆电网仍然处于坚强智能送端电网建设的过渡期，伴随着电网调度自动化、信息化水平的明显提高，在调度控制中心建设自动电压控制系统，实现电压和无功功率闭环管理已经成为共识。
1 新疆电网无功电压现况
1.1无功现况
截至2017年底，全网最大进相无功容量198万千乏，在机组全开的情况下，全网机组最大进相无功容量为784.0万千乏;新疆电网直调公用无功可调节电厂总装机容量为3128万千乏，满足全网最大无功934.8万千乏的需求[1]。但上述动态容性、感性无功平衡情况均是考虑在机组全开的情况下，若考虑机组检修，特别是考虑在新能源消纳和调峰限制机组开机方式的情况下，机组动态容性、感性无功平衡情况不容乐观，特别是机组动态感性无功补偿容量存在一定的缺额。
1.2电压现况
2017年新疆主网中枢点电压合格率100%，电网220千伏电压基本运行在230～242千伏以内。随着全网750、220千伏AVC系统的闭环运行，全年新疆电网整体继续呈现电压偏高运行态势得到明显好转，但局部地区由于感性补偿度不足电压偏高问题仍然存在，需要进一步的改善。
2AVC系统的应用
2017年新疆电网实现了750、220千伏系统的网省一体化AVC全闭环运行，协同国调和西北分调完成了天中直流近区新能源汇集站及新能源厂站的AVC闭环运行工作，全网17座750千伏变电站均实现了AVC闭环运行[1]。全疆电网实现自动电压控制的控制模式，大大缓解了调压工作压力，通过对电厂子站AVC的控制，明显提升了全网的调压水平。
但是目前全网的AVC正常自动调压，过度依赖AVC自动化及通信系统的正常可靠运行，同时省、地调AVC主站及各电厂（变电站）AVC子站的安全可靠运行，也将对整个AVC系统的正常运行产生较大的影响，需要加强全网AVC主、子站及AVC辅助自动化通信系统的运行维护，确保全网AVC系统可靠运行[2]。
2.1AVC系统主站工作原理
AVC主站对全疆各地区的电压水平进行判断分析，形成控制命令，然后将控制命令发送至D5000平台，命令通过调度通讯网络到达相应电厂/变电站AVC子站系统，随后子站系统收到命令，对其进行解析，最后通过AVR控制励磁系统实现无功电压的调节。
下图为新疆电网AVC控制结构框图：
下图是AVC主站系统入口画面，根据AVC系统主要功能和流程将其划分为“系统运行”、“运行状态监视”、“控制命令与告警”和“历史查询与统计”四个功能区，这四个功能区中包括了相关功能的概要状态显示和更详细的监视设置界面的调取按钮。在画面上方的控制条，分别用于AVC主站运行、电厂AVC运行、变电站AVC运行、地调AVC运行等的状态监视和设置。
“运行节点”：AVC主站系统包括了两台AVC服务器—AVC1和AVC2，两台AVC服务器互为备用，一台服务器有异常退出时，另一台服务器可以无缝接入。其运行情况有三种可能的状态，分别是“主机”、“备机”和“离线”，“主机”表示其当前为AVC的主服务器，“备机”表示其当前为AVC的备用服务器，“离线”则表示该主机上AVC程序未运行。
“控制状态”：AVC主站软件可以设置为四种不同的控制状态，分别是“闭锁计算”、“开环计算”、“半闭环控制”和“闭环控制”。“闭锁计算”表示软件不进行计算和控制，只进行必要的系统状态采集和监视;“开环计算”表示软件进行优化计算并形成控制策略，但不下發控制命令;“半闭环控制”表示软件进行优化计算并形成控制策略，然后弹出窗口，需要人工确认命令，再下发出去;“闭环控制”表示软件进行优化计算并形成控制策略，并且自动将控制命令直接下发给所调节的现场设备，并监视评估设备的命令执行情况。
“监视周期”和“计算周期”：监视周期较短，一般为10秒钟，执行的操作包括电压、设备运行状态采集和监视、控制命令执行检验等;计算周期较长，一般为5分钟，主要是针对实时电网状态进行优化计算、形成控制策略并下发控制命令，以及进行相关的历史记录和统计[3]。
AVC主站系统控制目标是：（1）保持地区电网范围内负荷侧母线电压在规定范围内;（2）有效地利用电压无功调控手段，使地区无功尽可能就地平衡，减少因远距离输送无功而引起的网损;（3）在全网无功电压闭环控制条件下，使各变电站的电容器最合理地投入和有载变压器分接档位动作次数尽可能少[2]。
2.2子站系统工作原理
2.2.1控制模式
电厂AVC子站控制模式可以分为两种方式，一种是控制命令直接下发给励磁系统，另一种是控制命令发给DCS，然后DCS再利用原有的调节励磁的命令通道，下发给励磁系统，实现无功的调节。这两种方式的最大区别在于是否需要DCS参与控制。一般建议采用第二种方式，因为DCS可以获得更多的有关励磁系统运行状态的信号及测量值，对励磁系统最清楚[4]。在AVC闭环运行时，先给DCS发送控制的请求信号，DCS结合励磁系统的运行状况以及发电机电压、无功情况，判断是否允许让AVC来调节励磁系统，这种方式可以最大限度保护励磁系统及发电机。 电厂AVC系统还设置了远方控制和本地控制两种方式。远方控制就是实时接收省调/地调下发的母线电压/无功指令值，AVC系统根据指令值进行实时的调节。本地控制是在与主站通信通道出现故障或长时间接收不到主站指令时，AVC系统可以按照人工设定的电压/无功目标值或已经设定好的电压/无功计划曲线进行本地电压目标控制[4]。
2.2.2分配原则
1） 无功容量成比例原则
n：参加AVC的机组数
：参加AVC的第i台机组的最大无功容量
：参加AVC机组的最大无功容量之和
：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功
2） 等功率因数原则
n：参加AVC的机组数
：参加AVC的第i台机组的当前有功实发值
：参加AVC机组的当前有功实发值之和
：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功
3） 相似调整裕度原则
n：参加AVC的机组数
：参加AVC的第i台机组的无功调整裕度
：参加AVC机组的当前无功调整裕度之和
：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功
3.AVC系统运行分析
3.1双河电厂及博乐变AVC策略不协调情况
厂站网架结构示意图下图所示：博乐变近区有双河电厂、磨合泉、口岸变、皇宫变。由于口岸变位于电网末端，且接入新能源，导致其电压长期240KV左右运行，AVC投入运行后，通过双河电厂和博乐变容抗器进行调压。当时运行人员反映博乐变大量容抗器投入运行，同时相邻的双河电厂机组出现深度进相，出现无功局部环流现象。
由于电厂控制是闭环控制，而博乐变需要人工确认命令下发到站才能执行。在实际运行时，省调AVC下发的电厂命令直接执行，而博乐变电站内离散设备会出现延后执行或不执行的情况。因为省调AVC主站是全网优化分析，会出现跨厂站的组合命令。而由于地调监控人员收到站内命令，只关注本站电压情况，按照经验判断电压偏低（电压运行在233KV，实际AVC的监视电压上下限为[230，240]），所以选择拒绝执行退电容命令，使调压都集中到电厂侧，导致博乐变和双河电厂之间出现无功局部环流现象。
省调AVC主站认为：博乐变应该按照AVC命令执行博乐变电容器退出命令，AVC主站通过计算结果显示每退出一个电容器，口岸变电压下降，双河电厂进相减缓，同时由于双河进相缓解，博乐变电压基本维持不变。此时地调运行人员认为：博乐变电压过低，如果继续退电容，导致电压更低。随后经过双方协调沟通，博乐变工作人员通过尝试性退出电容器，以及后续对电网运行状态观察，证明变电站按照省调AVC命令退电容后，电压基本不变、双河电厂进相有效缓解、口岸变电压回到正常电压范围内。
3.2存在问题
（1） 电厂AVC子站参数配置不合理
参数不合理可能造成机组无功出力被过度限制，导致发电机组无功调压功能不能充分发挥，或者由于参数设置不当造成AVC系统频繁闭锁，出现影响电厂机组安全运行的问题，影响调压能力的发挥[1]。
（2） 电厂进相能力不足
电厂机组低励限制、厂用电低压限制以及厂用电负荷的变化导致机组无功进相调压能力受限，不满足前期电厂试验的进相能力，严重影响机组进相运行的调压能力。
（3） 无功补偿设备遥控功能缺陷
变电站站内无功补偿设备的遥控功能缺陷导致AVC无法正常遥控站内无功补偿设备，从而影响电压的调整，变电站由于设备异常AVC闭锁导致无法参与AVC调压。
（4） 通信网络不稳定
AVC正常自动调压，过度依赖AVC自动化及通信系统的正常可靠运行。各地调AVC主站接收省调AVC主站指令的过程中，由于自动化信号传输异常或者AVC主站弹窗异常将导致地调AVC主站接收不到省调AVC主站的调压指令，导致变电站无法正常AVC调压的问题。
（5） 区域间协调调压矛盾突出
AVC系统对全网各电压等级电网特别是220和110千伏系统间的协调调压矛盾较为突出，无法兼顾220和110千伏系统电压的正常运行。存在220千伏厂站电压在正常范围内运行的情况下，所带110千伏末端厂站电压偏低或偏高运行，需要加强对220千伏变电站110千伏母线电压曲线的实时跟踪及优化分析，合理优化AVC系统的110千伏电压曲线[1]。
4.新疆电网AVC改进措施
（1） 持续优化AVC系统控制策略;
（2） 优化全疆调度通讯网，进一步提高通讯稳定性;
（3） 加强全疆110千伏及以下电网AVC系统闭环管理工作，提高AVC系统110、35千伏的厂站覆盖率，对不具备AVC闭环运行的厂站加快完成整改，使其具备闭环运行条件;
（4） 加强供电单位对各地区所管辖220千伏变电站AVC子站的运行维护，重点加强对电厂AVC子站的模型、参数、限值及闭锁信息配置的检查，加强AVC主站对子站的无功设备运行状态、在控状态和控制运行监视，确保AVC子站无功补偿设备的正常可靠投退;
（5） 推进全疆AVC新能源厂站的闭环运行工作，完善AVC系统的自动化电压控制模式，加强新能源厂站AVC对SVC/SVG的运行管理，确保电压的自动调控。
4 结束语
AVC系统可以大大提高电网的安全、优质、经济运行水平，降低网损。本文对新疆电网应用的AVC系统进行了分析，介绍了AVC主站和子站的系统结构和主要功能。对新疆电网的无功、電压进行了分析，指出了目前新疆电网的无功、电压方面存在的问题，并提出了相应的解决措施。
参考文献
[1] 国网新疆电力有限公司，新疆电网2017年运行方式，
[2] 新疆电网自动电压控制（AVC）系统运行管理规定
[3] 新疆电网AVC应用软件使用说明书
[4] 南京南瑞AGCAVC维护手册（V3.0.13）
关键字：AVC、控制策略
0引言
2018年，随着昌吉-古泉±1100千伏特高压直流投运，新疆电网将形成“两直两交”外送四通道，疆电外送能力得到大幅提升。750kV网架建设的不断推进，疆内电网形成“三环网，两延伸”的新格局，外送电力能力和疆内地区间电力资源优化配置能力进一步提升[1-2]。但2018年新疆电网仍然处于坚强智能送端电网建设的过渡期，伴随着电网调度自动化、信息化水平的明显提高，在调度控制中心建设自动电压控制系统，实现电压和无功功率闭环管理已经成为共识。
1 新疆电网无功电压现况
1.1无功现况
截至2017年底，全网最大进相无功容量198万千乏，在机组全开的情况下，全网机组最大进相无功容量为784.0万千乏;新疆电网直调公用无功可调节电厂总装机容量为3128万千乏，满足全网最大无功934.8万千乏的需求[1]。但上述动态容性、感性无功平衡情况均是考虑在机组全开的情况下，若考虑机组检修，特别是考虑在新能源消纳和调峰限制机组开机方式的情况下，机组动态容性、感性无功平衡情况不容乐观，特别是机组动态感性无功补偿容量存在一定的缺额。
1.2电压现况
2017年新疆主网中枢点电压合格率100%，电网220千伏电压基本运行在230～242千伏以内。随着全网750、220千伏AVC系统的闭环运行，全年新疆电网整体继续呈现电压偏高运行态势得到明显好转，但局部地区由于感性补偿度不足电压偏高问题仍然存在，需要进一步的改善。
2AVC系统的应用
2017年新疆电网实现了750、220千伏系统的网省一体化AVC全闭环运行，协同国调和西北分调完成了天中直流近区新能源汇集站及新能源厂站的AVC闭环运行工作，全网17座750千伏变电站均实现了AVC闭环运行[1]。全疆电网实现自动电压控制的控制模式，大大缓解了调压工作压力，通过对电厂子站AVC的控制，明显提升了全网的调压水平。
但是目前全网的AVC正常自动调压，过度依赖AVC自动化及通信系统的正常可靠运行，同时省、地调AVC主站及各电厂（变电站）AVC子站的安全可靠运行，也将对整个AVC系统的正常运行产生较大的影响，需要加强全网AVC主、子站及AVC辅助自动化通信系统的运行维护，确保全网AVC系统可靠运行[2]。
2.1AVC系统主站工作原理
AVC主站对全疆各地区的电压水平进行判断分析，形成控制命令，然后将控制命令发送至D5000平台，命令通过调度通讯网络到达相应电厂/变电站AVC子站系统，随后子站系统收到命令，对其进行解析，最后通过AVR控制励磁系统实现无功电压的调节。
下图为新疆电网AVC控制结构框图：
下图是AVC主站系统入口画面，根据AVC系统主要功能和流程将其划分为“系统运行”、“运行状态监视”、“控制命令与告警”和“历史查询与统计”四个功能区，这四个功能区中包括了相关功能的概要状态显示和更详细的监视设置界面的调取按钮。在画面上方的控制条，分别用于AVC主站运行、电厂AVC运行、变电站AVC运行、地调AVC运行等的状态监视和设置。
“运行节点”：AVC主站系统包括了两台AVC服务器—AVC1和AVC2，两台AVC服务器互为备用，一台服务器有异常退出时，另一台服务器可以无缝接入。其运行情况有三种可能的状态，分别是“主机”、“备机”和“离线”，“主机”表示其当前为AVC的主服务器，“备机”表示其当前为AVC的备用服务器，“离线”则表示该主机上AVC程序未运行。
“控制状态”：AVC主站软件可以设置为四种不同的控制状态，分别是“闭锁计算”、“开环计算”、“半闭环控制”和“闭环控制”。“闭锁计算”表示软件不进行计算和控制，只进行必要的系统状态采集和监视;“开环计算”表示软件进行优化计算并形成控制策略，但不下發控制命令;“半闭环控制”表示软件进行优化计算并形成控制策略，然后弹出窗口，需要人工确认命令，再下发出去;“闭环控制”表示软件进行优化计算并形成控制策略，并且自动将控制命令直接下发给所调节的现场设备，并监视评估设备的命令执行情况。
“监视周期”和“计算周期”：监视周期较短，一般为10秒钟，执行的操作包括电压、设备运行状态采集和监视、控制命令执行检验等;计算周期较长，一般为5分钟，主要是针对实时电网状态进行优化计算、形成控制策略并下发控制命令，以及进行相关的历史记录和统计[3]。
AVC主站系统控制目标是：（1）保持地区电网范围内负荷侧母线电压在规定范围内;（2）有效地利用电压无功调控手段，使地区无功尽可能就地平衡，减少因远距离输送无功而引起的网损;（3）在全网无功电压闭环控制条件下，使各变电站的电容器最合理地投入和有载变压器分接档位动作次数尽可能少[2]。
2.2子站系统工作原理
2.2.1控制模式
电厂AVC子站控制模式可以分为两种方式，一种是控制命令直接下发给励磁系统，另一种是控制命令发给DCS，然后DCS再利用原有的调节励磁的命令通道，下发给励磁系统，实现无功的调节。这两种方式的最大区别在于是否需要DCS参与控制。一般建议采用第二种方式，因为DCS可以获得更多的有关励磁系统运行状态的信号及测量值，对励磁系统最清楚[4]。在AVC闭环运行时，先给DCS发送控制的请求信号，DCS结合励磁系统的运行状况以及发电机电压、无功情况，判断是否允许让AVC来调节励磁系统，这种方式可以最大限度保护励磁系统及发电机。 电厂AVC系统还设置了远方控制和本地控制两种方式。远方控制就是实时接收省调/地调下发的母线电压/无功指令值，AVC系统根据指令值进行实时的调节。本地控制是在与主站通信通道出现故障或长时间接收不到主站指令时，AVC系统可以按照人工设定的电压/无功目标值或已经设定好的电压/无功计划曲线进行本地电压目标控制[4]。
2.2.2分配原则
1） 无功容量成比例原则
n：参加AVC的机组数
：参加AVC的第i台机组的最大无功容量
：参加AVC机组的最大无功容量之和
：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功
2） 等功率因数原则
n：参加AVC的机组数
：参加AVC的第i台机组的当前有功实发值
：参加AVC机组的当前有功实发值之和
：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功
3） 相似调整裕度原则
n：参加AVC的机组数
：参加AVC的第i台机组的无功调整裕度
：参加AVC机组的当前无功调整裕度之和
：AVC分配到第i台参加AVC机组的无功
3.AVC系统运行分析
3.1双河电厂及博乐变AVC策略不协调情况
厂站网架结构示意图下图所示：博乐变近区有双河电厂、磨合泉、口岸变、皇宫变。由于口岸变位于电网末端，且接入新能源，导致其电压长期240KV左右运行，AVC投入运行后，通过双河电厂和博乐变容抗器进行调压。当时运行人员反映博乐变大量容抗器投入运行，同时相邻的双河电厂机组出现深度进相，出现无功局部环流现象。
由于电厂控制是闭环控制，而博乐变需要人工确认命令下发到站才能执行。在实际运行时，省调AVC下发的电厂命令直接执行，而博乐变电站内离散设备会出现延后执行或不执行的情况。因为省调AVC主站是全网优化分析，会出现跨厂站的组合命令。而由于地调监控人员收到站内命令，只关注本站电压情况，按照经验判断电压偏低（电压运行在233KV，实际AVC的监视电压上下限为[230，240]），所以选择拒绝执行退电容命令，使调压都集中到电厂侧，导致博乐变和双河电厂之间出现无功局部环流现象。
省调AVC主站认为：博乐变应该按照AVC命令执行博乐变电容器退出命令，AVC主站通过计算结果显示每退出一个电容器，口岸变电压下降，双河电厂进相减缓，同时由于双河进相缓解，博乐变电压基本维持不变。此时地调运行人员认为：博乐变电压过低，如果继续退电容，导致电压更低。随后经过双方协调沟通，博乐变工作人员通过尝试性退出电容器，以及后续对电网运行状态观察，证明变电站按照省调AVC命令退电容后，电压基本不变、双河电厂进相有效缓解、口岸变电压回到正常电压范围内。
3.2存在问题
（1） 电厂AVC子站参数配置不合理
参数不合理可能造成机组无功出力被过度限制，导致发电机组无功调压功能不能充分发挥，或者由于参数设置不当造成AVC系统频繁闭锁，出现影响电厂机组安全运行的问题，影响调压能力的发挥[1]。
（2） 电厂进相能力不足
电厂机组低励限制、厂用电低压限制以及厂用电负荷的变化导致机组无功进相调压能力受限，不满足前期电厂试验的进相能力，严重影响机组进相运行的调压能力。
（3） 无功补偿设备遥控功能缺陷
变电站站内无功补偿设备的遥控功能缺陷导致AVC无法正常遥控站内无功补偿设备，从而影响电压的调整，变电站由于设备异常AVC闭锁导致无法参与AVC调压。
（4） 通信网络不稳定
AVC正常自动调压，过度依赖AVC自动化及通信系统的正常可靠运行。各地调AVC主站接收省调AVC主站指令的过程中，由于自动化信号传输异常或者AVC主站弹窗异常将导致地调AVC主站接收不到省调AVC主站的调压指令，导致变电站无法正常AVC调压的问题。
（5） 区域间协调调压矛盾突出
AVC系统对全网各电压等级电网特别是220和110千伏系统间的协调调压矛盾较为突出，无法兼顾220和110千伏系统电压的正常运行。存在220千伏厂站电压在正常范围内运行的情况下，所带110千伏末端厂站电压偏低或偏高运行，需要加强对220千伏变电站110千伏母线电压曲线的实时跟踪及优化分析，合理优化AVC系统的110千伏电压曲线[1]。
4.新疆电网AVC改进措施
（1） 持续优化AVC系统控制策略;
（2） 优化全疆调度通讯网，进一步提高通讯稳定性;
（3） 加强全疆110千伏及以下电网AVC系统闭环管理工作，提高AVC系统110、35千伏的厂站覆盖率，对不具备AVC闭环运行的厂站加快完成整改，使其具备闭环运行条件;
（4） 加强供电单位对各地区所管辖220千伏变电站AVC子站的运行维护，重点加强对电厂AVC子站的模型、参数、限值及闭锁信息配置的检查，加强AVC主站对子站的无功设备运行状态、在控状态和控制运行监视，确保AVC子站无功补偿设备的正常可靠投退;
（5） 推进全疆AVC新能源厂站的闭环运行工作，完善AVC系统的自动化电压控制模式，加强新能源厂站AVC对SVC/SVG的运行管理，确保电压的自动调控。
4 结束语
AVC系统可以大大提高电网的安全、优质、经济运行水平，降低网损。本文对新疆电网应用的AVC系统进行了分析，介绍了AVC主站和子站的系统结构和主要功能。对新疆电网的无功、電压进行了分析，指出了目前新疆电网的无功、电压方面存在的问题，并提出了相应的解决措施。
参考文献
[1] 国网新疆电力有限公司，新疆电网2017年运行方式，
[2] 新疆电网自动电压控制（AVC）系统运行管理规定
[3] 新疆电网AVC应用软件使用说明书
[4] 南京南瑞AGCAVC维护手册（V3.0.13）