大型水电站 AVC 投运应考虑的几个问题王文新 徐学琴（二滩水力发电厂 四川攀枝花 617000）摘 要：本文介绍了 AVC 一般功能原理与实现方式的应用原则和优缺点，重点讨论了大型水电站 AVC 在实际运行中应考虑的各种因素影响，并就其中几个问题在某大型水电站的典型案例进行了分析，提出了改进措施关键词：AVC；AGC；PSS；无功闭环；无功反调0 引言随着我国电力装机规模越来越大，电网骨架结构越来越强，向用户提供安全、稳定、可靠、高质量的电能便日益成为电力行业努力的方向进入二十一世纪，随着计算机技术的飞速发展，一次调频、AGC 和 AVC 的广泛应用和不断完善，电网和电站的自动化、智能化水平得到极大提高，使得上述目标正逐步成为现实然而，正是这些智能化设备的大量投运，电网数据信息交换也更多，控制策略日趋复杂，由于电站的容量、地理位置、系统地位不尽相同，这些自动化技术在实际应用过程中也然遇到很多问题需要考虑和解决1 AVC 的一般功能原理1.1 基本控制模式AVC 系统有三种控制模式：全电压控制模式，电压补偿模式，无功控制模式1.1.1 全电压控制按照高压母线电压曲线或给定高压母线电压目标值方式，跟实发值比较，如果差值超过死区，由 AVC 系统计算出需要调节的无功值，通过调整参加 AVC 控制的机组的无功功率，维持母线电压在死区限值范围内。
1.1.2 电压补偿由运行操作员人工输入无功功率基数，如果电压发生变化，则电压调节功能根据调差系数计算出补偿功率对无功功率基数进行增加或减少此时，无功功率基数和电压补偿功率之和作为无功设定值该模式下母线电压主要由无功功率基数设定值决定1.1.3 无功控制总无功设定值由操作员人工输入，直接在 AVC 系统可控的机组间进行优化分配1.2 控制模式选择AVC 三种控制模式各有不同特点,不同的电站要根据实际情况选择对于全电压控制模式特点是直接以高压母线电压为控制目标，简单直接，有利于上级AVC 总站或子站操作员控制；缺点是母线电压变化量 ΔU 要折合成无功变化量 ΔQ，再分配到各台机组无功变换与系统电抗、负荷性质和大小有密切关系，不能得到精确数值且还要考虑主变压降的影响因此，需要在技术上作处理，比如可以增加自适应功能或采用逐次逼近的原理对于无功控制模式的特点是子站直接以无功为目标值，控制总无功额度，然后在各台机机之间分配优点是省去电压-无功变换环节，无功控制分配快速、精确，缺点是对高压母线电压变化反映不灵敏，适用于对母线电压范围较宽的电站电压补偿模式实际是无功控制的补充方式，本质还是无功控制模式，只是考虑主变电压降后，使母线电压控制更精确。
对于上述三种模式，对于机组而言都是以无功分配为原则进行控制但从目标控制值角度出发，根据无功“分层分区，就地平衡”的原则，全电压控制模式更适合于远距离、大负荷的主力电站，这些电站通常远离负荷中心，峰谷特性明显，尤其是调峰、调频电厂，采用电压控制模式可以避免无功潮流重、网损大的缺点而无功控制模式或电压补偿模式较为适合负荷中心的大型火电厂或主要承担基荷的水电厂1.3 与励磁系统接口方式AVC 子站无功分配策略最终都需要励磁装置保持无功或电压达期望值水平目前能实现的接口方式有开关量、模拟量和数字通信方式，数字通信方式牵涉到机组 LCU 与励磁之间控制方式可靠性问题，没有广泛应用，暂不予以讨论由于 AVC 控制是一个无功闭环控制系统，因此，无论是开关量还是模拟量都需要实现机组闭环控制，而开关量和模拟量控制的本质区别是机组无功闭环是在励磁系统还是机组 LCU 中实现的问题如果是开关量控制方式，则机组无功闭环控制在 LCU 中实现优点是励磁控制模式不受影响，原有监控系统与励磁之间的控制方式不变；缺点是机组 LCU 无功调节时间长，且容易超调如果是模拟量控制方式，则机组无功闭环控制在励磁系统中实现优点是无功控制精确，调节时间短；缺点是模拟量控制可能受到干扰，且由于励磁系统工作在无功闭环控制模式，存在一定的安全性问题，个别上级调度部门曾明确禁止励磁系统长期运行在此方式下。
1.4 限制条件与 AGC 不同，AVC 运行更容易受系统影响，且对于单个电站来讲，影响面大，涉及范围广，后果严重，因此，必须对 AVC 设置更为苛刻的条件除一般功能性的限制条件外，AVC 还应设置以下退出条件：1）退全厂 AVC 功能条件：线路保护动作、母差保护动作、安稳装置动作2）退单机 AVC 功能条件：励磁故障、机组事故跳闸由于 AVC 主站与子站、子站与各台机组之间程序执行周期较长，通常是 10 秒以上，对于系统与机组电气量反应不及时，因此，容易产生与维持系统稳定相反的调节结果设置以上退 AVC 条件的目的在于主设备运行方式改变时，由机组励磁本身恢复系统稳定，不受AVC 干扰2 影响 AVC 运行的各种因素随着计算机技术的日臻成熟，各种控制策略实现相对简单，AVC 程序功能完善，其运用日益普遍，取得了良好的效果，但在实际运行当中还受以下因素影响，需要予以重视2.1 运行方式的影响对于远距离输电的水电厂，由于枯丰特性明显，需要运行在进相、滞相两种方式，这就为无功分配策略带来一定的局限性比如常用的等功率因素法在滞相运行分配较为合理，在进相运行时就存在问题，有功越多，进相越深，这就不符合机组稳定运行的需要。
进相运行时如果采用等视在功率分配法更为合理，但在滞相运行时又不合理，有功少的机组常常会造成机端过电压运行因此，运行方式变化大的电厂在无功分配策略的选择上很难两全，通常还要加入电压、无功限制等边界条件2.2 总站控制方式的影响省调 AVC 总站对电厂子站的控制一般分为无功设定与高压母线电压设定两种具体可采用两种方式实现：一种是总站向子站发送电压（总无功）目标量，子站 AVC 将母线电压（总无功）调整到目标值；另一种是发送电压(总无功)改变量，子站 AVC 将改变量与实时母线电压（无功）值相加，再进行目标调整第一种方式控制简洁，易于实现，电压（无功）稳定性好，但出于安全性考虑要加较多的限制条件；第二种方式比较安全，但要求母线电压（无功）值稳定，否则，实际的调节结果将与目标值产生较大差异，造成调节时间较长，且运行不稳定2.3 AGC 的影响无论 AVC 采用何种无功分配原则，有功变化都会使得无功重新分配因此，如果 AGC同时投入运行，就必须考虑 AGC 的影响，尤其是振动区大，调节频繁的水电机组，要综合分析比较，合理采取无功分配策略和机组无功闭环实现方式、调节方式，否则无法稳定运行2.4 励磁调节器的影响AVC 的功能要由励磁调节器实现，而励磁系统固有的特性和一些功能也会影响到 AVC的效果，这就是调差环节、PSS 反调以及低励限制。
2.4.1 调差影响由于 AVC 最终是以机组无功分配的方式实现，如果无功超出死区范围，就会重新计算分配励磁调节器无功调差的影响会使在励磁无功闭环调节模式下的机组实发无功与机组LPU 无功给定之间存在偏差，从而使 AVC 程序频繁计算与调节，尤其是在无功负荷较大的情况下影响更明显在励磁无功闭环模式下，机组无功调节死区需要适当放大2.4.2 PSS 影响目前大中型机组励磁都按要求加装了 PSS 以改善系统阻尼，但 PSS 的无功反调现象同样会引起 AVC 重新分配无功尤其是投入了 AGC 的大型机组，调节频繁，在大幅跨振动区时引起的反调不仅会引起机组无功的重新分配，还会造成母线电压波动，迫使 AVC 做出反应，以维持电压（无功）稳定因此，需要采取措施，消弱 PSS 带来的不良影响2.4.3 低励限制影响机组进相运行时，如果有功功率比较大，根据等功率因素分配法，很容易靠近励磁欠励限制曲线，使欠励功能启动，影响励磁的正常调节功能为了避免励磁欠励限制频繁动作给运行人员带来的干扰和励磁进入非正常运行状态，需要 AVC 给机组分配无功时与欠励曲线保持适当的裕度3 某电站 AVC 投运后存在的问题下面例举某大型水电站 AVC 投运后受上述因素的影响而出现的典型案例。
3.1 电站 AVC 基本功能描述电站采用全电压控制模式，以 500kV 母线电压为目标值进行控制；机组无功分配策略是等功率因素法；机组 LCU 与励磁系统的无功接口方式是开关量调节，无功闭环功能由机组 LCU 程序实现3.2 实际运行效果及原因分析3.2.1 存在问题选取电厂有功负荷变化较大，AVC 投入前后同一时间段比较，可以看出：AVC 投运后500kV 母线电压波动较投入前大，电压设定值频繁变化，电压无法稳定运行，如下图53053153253353453553653753810:3010:3210:3410:3710:3910:4210:4410:4610:4910:5110:5410:5610:5811:0111:0311:0611:0811:1011:13I母 电 压图 1：AVC 投入前 500kV 母线电压53053153253353453553653753810:3010:3210:3510:3710:4010:4210:4510:4710:5010:5310:5510:5811:0011:0311:0511:0811:1111:13电 压 设 定 值I母 电 压图 2：AVC 投入后 500kV 母线电压3.2.2 原因分析1）电压设定值频繁变化的原因是由于远方总站下发电压目标值为电压改变量，电站收到以编码下发的电压改变量经解码后加上母线实时电压值即生成 AVC 系统控制目标值。
由于500kV 母线电压的波动及与远方总站通信延时，使还原出的 500kV 母线电压设定值与远方所希望的控制目标值不一致2）电压波动的原因除设定值变化频繁调节引起外，还受到了 AGC 频繁改变有功总设定，引起机组无功重新分配；PSS 无功反调现象严重；机组 LCU 无功闭环调节程序性能不好等诸多因素影响3.3 改进措施针对上述存在的问题，电站采取了如下改进措施：3.3.1 调整总站控制策略考虑通信通道为专用光纤，比较安全，在设定必要的限制条件和技术措施的基础上，将总站下发电站的控制值由电压改变量直接改为电压控制目标值，以消除还原设定值本身带来的电压波动3.3.2 调整机组 AVG 与励磁接口方式机组 LCU 与励磁之间采用开关量还是模拟量，实质是机组无功闭环是由监控程序实现还是励磁程序实现的问题，其优缺点在上文中已进行了简单比较此电站 AVC 电压波动影响因素很多，由开关量执行励磁增减的监控无功闭环程序存在调节时间长、调节不到位的固有缺点加重了电压波动，故改为模拟量输出，投入励磁无功闭环功能，以实现单机无功的快速、精确控制3.3.3 调整 AVC 控制方式由于 500kV 母线电压运行曲线改变频次非常低，多为 30 分钟以上，考虑励磁系统本身固有的电压稳定功能，不需要 AVC 实时运行来维持 500kV 母线电压。
因此，采取仅在总站下发新的 500kV 电压目标值，投入 AVC 无功计算和分配程序，使 500kV 电压达到期望值，以最大限度减少有功调整带来的电压波动3.4.4 减小无功反调影响PSS 参数通常由电网根据电网构架与系统阻尼情况进行计算与整定，一旦确定，短期内不可能作大的调整，而降低机组有功增减速率又会影响 AGC 的性能，故要减小无功反调作用带来的 AVC 不必要的调整，除采取上述适时投入 AVC 措施外，可适当增大 500kV 电压滤波系数，即电压采集时间常数，减小无功反调引起的电压瞬时波动对 AVC 计算和执行的影响4 结语与 AGC 不同，电压和无功更容易受到来自系统或电站本身的各种因素影响，即使 AGC已广泛和成熟应用的电厂，AVC 未必能稳定运行尤其是离负荷中心较远，必须进行长距离、重负荷输电且运行方式变化大、在系统中担任调频、调峰作用的大型水力发电厂，在设计与调试 AVC 时，需要根据电站自身运行方式的需要，充分。