劉健

(華能玉環(huán)電廠，浙江省臺州市317600)

0 引言

在電力系統(tǒng)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(wǎng)運行，嚴重時甚至可能引起電網(wǎng)崩潰。自動電壓控制(automatic voltage control，AVC)系統(tǒng)能夠根據(jù)各種運行方式，自適應跟蹤調整，協(xié)調控制每臺發(fā)電機的無功進而實現(xiàn)對高壓母線的控制;配合能量管理系統(tǒng)(energy management system，EMS)主站或區(qū)域無功系統(tǒng)設備實現(xiàn)對電網(wǎng)的無功優(yōu)化，減少線損及提高電能質量。AVC系統(tǒng)通過接收電力調控中心AVC主站系統(tǒng)下達的電廠母線目標控制電壓值，根據(jù)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(tǒng)發(fā)出增減信號，由勵磁系統(tǒng)調節(jié)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(fā)電機在規(guī)定的參數(shù)范圍內安全、穩(wěn)定運行［1］。本文基于華能玉環(huán)電廠，介紹AVC系統(tǒng)功能，對AVC子站在安裝、調試及運行中出現(xiàn)的問題進行分析并提出改進措施。

1 AVC系統(tǒng)功能

1.1 AVC系統(tǒng)結構

華能玉環(huán)電廠安裝4臺1 000MW火電機組，采用發(fā)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(tǒng)母線;每臺機組設2臺高壓廠用變壓器，其高壓側接至發(fā)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(tǒng)運行造成影響，在AVC投運前后其主變壓器檔位統(tǒng)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(tǒng)的控制、測量、信號、同期系統(tǒng)采用獨立的升壓站網(wǎng)絡監(jiān)控系統(tǒng)，其中間隔層為維奧機電設備有限公司的進口設備。網(wǎng)絡監(jiān)控系統(tǒng)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(shù)據(jù)處理及通信裝置實現(xiàn)，常規(guī)點對點遠動通信規(guī)約采用DL/T 634－5－101，網(wǎng)絡通信規(guī)約采用IEC 870－5－104。

玉環(huán)電廠4臺發(fā)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(jié)器為日本三菱公司產品(型號為MEC5230)。AVC子站系統(tǒng)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(tǒng)(distributed control system，DCS)。AVC子站系統(tǒng)采用上下位機方式，包括在繼電器樓網(wǎng)絡監(jiān)控系統(tǒng)(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(jiān)控后臺裝設在集控樓控制室，各機組AVC狀態(tài)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(huán)電廠AVC系統(tǒng)結構及AVC系統(tǒng)控制及數(shù)據(jù)流向如圖1、2所示。

圖2 AVC系統(tǒng)控制及數(shù)據(jù)流向Fig.2 Control and date flow of AVC system

圖1 AVC系統(tǒng)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(tǒng)調控目標為500kV母線電壓。AVC裝置接入華東調度數(shù)據(jù)網(wǎng)，并通過數(shù)據(jù)網(wǎng)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(shù)據(jù)為單個數(shù)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(zhí)行;另一種是計劃指令，指令數(shù)據(jù)為帶時標的數(shù)值或固定格式的數(shù)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(guī)定的時刻按照計劃指令值執(zhí)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(fā)電機組［4］。

1.3 無功分配策略

AVC裝置依據(jù)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(fā)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(shù)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(jié)偏差應在調節(jié)死區(qū)允許范圍內。玉環(huán)電廠采用的是等功率因數(shù)分配無功，該原則是按照功率因數(shù)相同的原則進行各控制發(fā)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(jié)。在等功率因數(shù)分配原則下，各機組的實際功率因數(shù)允許存在微小的差別。造成該差別的原因是各臺發(fā)電機組的無功出力存在調節(jié)死區(qū)，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(fā)電機個數(shù);Qmin_deadband為當前投運發(fā)電機的最小死區(qū)值;Qmin_measure為當前投運發(fā)電機的最小無功實測值;Pmin_measure為當前投運發(fā)電機的最小有功實測值。

1.4 控制模式

AVC系統(tǒng)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(tǒng)支持閉環(huán)(自動分配、自動控制)、半閉環(huán)(自動分配、給出提示、手動確認控制)、開環(huán)(整體退出控制)控制模式。

2 DCS邏輯

玉環(huán)電廠AVC子站的閉鎖電壓調節(jié)系統(tǒng)在DCS中的邏輯實現(xiàn)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(tǒng)機組DCS邏輯Fig.3 DCS logic of unit in AVC system

(1)AVC系統(tǒng)就緒這一開入給DCS的信號，在現(xiàn)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(wǎng)500kV發(fā)電廠AVC子站建設調試接入試驗規(guī)程》中未做具體要求。本文認為應將此信號接入AVC系統(tǒng)投入的邏輯中，當AVC系統(tǒng)準備就緒的同時向DCS發(fā)出信號，允許操作人員進行AVC系統(tǒng)投入操作。

(2)調試和試運時，在AVC手操器后加入RS觸發(fā)器，使之投入或退出時間增長。但是，由于RS觸發(fā)器在AVC系統(tǒng)投入或退出時，其指令一直保持在RS觸發(fā)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(tǒng)邏輯，只要其中AVC系統(tǒng)投入狀態(tài)返回開入量有抖動或接點誤動，就會使AVC系統(tǒng)退出至手動模式。因此，取消原有邏輯中的RS觸發(fā)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(tǒng)連續(xù)增磁3 s或減磁3 s時，自動退出AVC系統(tǒng)。但是DCS板卡中的增、減磁繼電器在投入AVC系統(tǒng)閉環(huán)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(fā)生節(jié)點粘連，AVC對此并無保護措施。玉環(huán)電廠采用的勵磁調節(jié)器，在DCS繼電器節(jié)點粘連時也無此功能，這時，自動電壓調壓器(automatic voltage regulator，AVR)連續(xù)進行勵磁調節(jié)直至保護動作，不利于安全生產［9］。這是電廠在勵磁調節(jié)器選型時所要考慮的一項重要功能。

(4)在AVC系統(tǒng)投入過程中，由于AVC系統(tǒng)退出返回狀態(tài)需要一定反應時間，此時會存在AVC系統(tǒng)投入狀態(tài)和退出狀態(tài)同時開入。為了防止上述工況存在而自動退出AVC系統(tǒng)，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(tǒng)，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(xiàn)《華東電網(wǎng)500kV發(fā)電廠AVC子站建設調試接入試驗規(guī)程》中所要求的報警功能。而對于AVR異常功能，邏輯中除按規(guī)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(jié)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(tǒng)的開關量，主要是AVC系統(tǒng)投入、退出指令，在手操器操作投退時，如AVC系統(tǒng)下位機不能識別，建議增加3～5 s延時。

(7)勵磁調節(jié)器在自動模式及AVR系統(tǒng)無異常情況下，應允許DCS投入AVC系統(tǒng)，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(jié)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(tǒng)自動退出運行。

3 問題分析與改進措施

3.1 DCS調節(jié)脈寬

2012年10月，3號機組AVC系統(tǒng)下位機在機組空載狀態(tài)下進行動態(tài)調試試驗，主要是為了驗證裝置在發(fā)電機正常運行時的調節(jié)方向、調節(jié)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(xiàn)了AVR調節(jié)器不能調節(jié)的現(xiàn)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(tǒng)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(tǒng)卡件中的固態(tài)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(jù)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(shù)值則不能響應。1、3號機組DCS中的AVC系統(tǒng)新增邏輯使用儀控DCS系統(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)資源和其他邏輯的執(zhí)行速度，故不便調整。DCS系統(tǒng)中手動調節(jié)和AVC閉環(huán)調節(jié)共用1個通道，至AVR的增、減磁展寬脈沖定值應根據(jù)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(tài)下動態(tài)調試中發(fā)現(xiàn)，DCS增、減磁脈沖分別設置為300、500 ms時，每個脈寬調節(jié)機端電壓都調節(jié)成0.05kV左右，不能體現(xiàn)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(tǒng)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(lián)調結果:在AVC系統(tǒng)調節(jié)周期設置為15 s、4臺機DCS至AVR調節(jié)脈寬設置為500 ms時，1、3號機組每個調節(jié)周期平均調節(jié)機組無功6.4 Mvar，2、4號機組每個調節(jié)周期平均調節(jié)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(huán)電廠DCS脈寬最后統(tǒng)一設置為4臺機組500 ms不變，這是因為從調節(jié)精度來看，此脈寬較小為宜，從玉環(huán)電廠機組在各種工況下實際運行數(shù)據(jù)分析，全廠4臺機組DCS脈寬設置一致，對AVC系統(tǒng)的調節(jié)品質影響較小，又保持了其在原有方式下的機組勵磁調節(jié)的各種性能。

3.2 電源及采樣板

在AVC系統(tǒng)調試中發(fā)現(xiàn)，AVC系統(tǒng)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(fā)生變位，引起DCS中AVC系統(tǒng)退出邏輯滿足條件而誤退出。發(fā)現(xiàn)這2路電源切換是由繼電器來控制的，通過試驗錄波發(fā)現(xiàn)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(xiàn)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(wěn)連續(xù)，不存在切換間隙［11］。

3.3 P-Q定值與低勵限

玉環(huán)電廠投運AVC系統(tǒng)前，為了防上AVC系統(tǒng)在各種工況下閉環(huán)調節(jié)時不會引起勵磁調節(jié)器低勵限制(minimum excitation limiter，MEL)報警，需驗算AVC系統(tǒng)定值中P-Q曲線與勵磁調節(jié)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(wǎng)AVC系統(tǒng)上位機P-Q曲線定值單，核算P-Q曲線設定值。

發(fā)電機勵磁調節(jié)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(shù)，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(shù)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(fā)電機勵磁調節(jié)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(shù)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(fā)電機勵磁調節(jié)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(shù)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(fā)電機勵磁調節(jié)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(tǒng)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(tǒng)參數(shù)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(tǒng)調試過程中，一般注重的都是邏輯功能、調節(jié)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(tǒng)在調試及試運階段，對于出現(xiàn)的一些異常情況，運行人員不能監(jiān)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(huán)電廠將AVC系統(tǒng)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(tǒng)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(qū)域增加AVC系統(tǒng)后臺監(jiān)控，保證AVC系統(tǒng)異常后實現(xiàn)多點報警功能，便于運行人員操作和監(jiān)控［6］。

3.5 AVC調節(jié)指標

華能玉環(huán)電廠2013年3月底完成AVC系統(tǒng)調試安裝和各項試驗，具備《華東區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則(試行)》、《華東區(qū)域并網(wǎng)發(fā)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(wǎng)“兩個細則”補償和考核。AVC系統(tǒng)的考核屬于無功調節(jié)考核內容，主要指標包括AVC系統(tǒng)投運率和AVC系統(tǒng)調節(jié)合格率［8］。玉環(huán)電廠AVC系統(tǒng)投運率在正式投運后保持大于99%，而調節(jié)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(tǒng)實時調節(jié)過程及調節(jié)數(shù)據(jù)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(fā)布數(shù)據(jù)及AVC系統(tǒng)本地歷史數(shù)據(jù)，發(fā)現(xiàn)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(tǒng)計分量，并通過文件傳輸協(xié)議(file transfer protocol，F(xiàn)TP)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(fā)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(shù)據(jù)對比。我們發(fā)現(xiàn)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(wǎng)調母線電壓實時值與遠動通道通信傳輸給AVC的數(shù)值，全部采用母線A、B兩相的相間電壓，而主站數(shù)據(jù)采樣時刻是由主站標時，可排除數(shù)據(jù)同源造成誤差的可能。進一步分析發(fā)現(xiàn)，兩側同一時刻的采樣數(shù)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(shù)據(jù)通過網(wǎng)口取自NCS總控單元的CPU的104規(guī)約數(shù)據(jù)。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(shù)據(jù)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(jiān)控系統(tǒng)主服務器死機，監(jiān)控后臺數(shù)據(jù)不刷新和大量報警信息上送的問題。

(3)本地AVC系統(tǒng)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(shù)據(jù)中，可以發(fā)現(xiàn)在相鄰近的2個采樣電壓變化實時數(shù)據(jù)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(jié)不合格點，每天有15～30個不合格點，這是使AVC調節(jié)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(shù)據(jù)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(shù)試驗失敗后，我們將AVC通信數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)，兩者工作情況一致，同時向外發(fā)送或接收數(shù)據(jù)，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(shù)據(jù)源開始，將母線測控單元母線一次電壓死區(qū)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(shù)據(jù)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(fā)布的數(shù)據(jù)，玉環(huán)電廠的AVC調節(jié)合格率比6月份提高3.24個百分點，達到97.3%，調節(jié)不合格點數(shù)也降低到每天3～7個不等;8月份發(fā)布數(shù)據(jù)，玉環(huán)電廠的AVC調節(jié)合格率又比7月份提高1.81個百分點，達到99.11%，調節(jié)不合格點數(shù)降低到每天1～3個不等?？梢?，AVC系統(tǒng)的調節(jié)合格率提高十分顯著。

4 結語

華能玉環(huán)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(jiān)控、AVC等功能都可在同一系列產品內實現(xiàn)，只需增加相應卡件及配置。國外產品數(shù)據(jù)同源及匹配性能較好，各項參數(shù)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(huán)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(xiàn)的問題，經改進后效果良好，保證了AVC系統(tǒng)安全運行，取得了較好的經濟、社會效益。

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