火电厂AVC系统工程设计及应用.doc

火电厂AVC工程设计及应用
刘宝斌 冯振海 吴 胜 杨永生 陈树宽 张志毅 大唐灞桥热电厂 710038
李惠琴 陕西省电力公司
【摘要】：A VC是近年来电网自动化建设方面提出的现代电网调度电压质量控制新技术之一。频率和电压是衡量电能质量的两大指标。AGC侧重频率控制，AVC 则侧重于电压控制。AVC的复杂程度远远大于AGC，因为 它不但要考虑发电机组的无功控制，还要兼顾电容器、电抗器以及变压器分接头的投切和控制，且约束条件也远多于AGC， 因此AVC系统是一项复杂的系统工程 。
给定电压约束条件和自动装置的作用下，发电机的励磁、变电站和用户的无功补偿装置的出力以及变压器的分接头都能按指令自动进行闭环调整，使其注入电网的无功逐渐接近电网要求的最优Q值，从而使全网有接近最优的无功电压潮流，这个过程叫自动电压控制( A u t o m a t i c V o h a g e C o n t r o l ， 简称 A V C) ， 它是现代电网电压质量控制的一项重要功能。本文从原理、设计、施工调试全过程，着重对方案及工程设计、安装、调试中应注意的问题进行剖析，提出具体方案，最终达到陕西省调的要求，系统的对灞桥热电厂AVC系统建设进行了全面描述和总结。
【关键词】：AVC 基本原理 工程设计 应用
【Abstract】：AVC is put forward in recent years the development of new technology of modern power grid dispatching of. As everyone knows, the frequency and quality of electric energy quality quantity is measured by two indexes. AGC focuses on frequency control, AVC focus voltage control. AVC complex is far greater than AGC, because it not only consider the generator reactive power control, but also take into account the capacitors, reactor and transformer tap head for the switching and control, and the constraint condition is also far more than AGC, so AVC system is a complicated system engineering.
In the automatic device action and a given voltage constraint conditions, the generator excitation, and the user substation reactive power compensation device and the output transformer tap can automatically according to instructions for the closed-loop adjustment, make it into the power grid reactive power gradually close to the optimal value of Q and power requirements, so that the entire network is close to the optimal voltage and reactive power flow, this process is called automatic voltage control ( A u t o m a t I C V o h a g e C o n t r o l, A V C ), it is the modern power grid control is an important function.
【Key words】: Thermal power plant AVC system basic principle and engineering design and Application
一、电压的基本含义：
电压是指电路中两点A、B之间的电位差(简称为电压)，其大小等于单位正电荷因受电场力作用从A点移动到B点所作的功。电压在国际单位制中的主单位是伏特（V），简称伏，用符号V表示。
电压质量有两个指标，一个为频率，另外一个很重要的参数就是电压偏差。
根据国标12325-2003《电能质量 供电电压允许偏差》规定，电压偏差允许值如下：
1）35kV及以上供电电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称系统电压的10%（如供电电压上下偏差同号时，按较大的偏差绝对值最为衡量依据）。
2）10kV及以下三相供电电压允许偏差为标称系统电压的±10%。
3）220V单相供电电压允许偏差为标称系统电压的+7%、-10%。
用电设备端子电压实际值偏离额定值时，其运行参数和寿命将受到影响。影响程度受偏差大小及其持续时间而异。
1）异步电动机。当异步电动机端子电压为负偏差时，负荷电流将增大，起动转矩、最大转矩和最大负荷能力均显著减小，严重时甚至不能起动或堵转；当电压为正偏差时，转矩增加，严重时可能导致联轴器剪断，或损坏设备。
2）同步电动机。与异步电动机相似，电压变化虽然不引起转速变动，但其起动转矩与端电压平方成正比，最大转矩直接与端电压成正比变化；如同步电动机励磁电流由晶闸管整流器器供给，且整流器交流侧电源是与同步机共同的，则其最大转矩将与端电压的平方成正比变化。
3）电热设备。电阻炉热能输出与外施电压平方成正比，端电压降低10%，热能输出降低19%，溶化和加热时间显著延长，影响生产效率；端电压升高10%，热能输出升高21%，致使电热元件寿命缩短。
4）电气照明灯。白炽灯的使用寿命约与其端电压的负14次方成正比，电压升高10%，寿命减少约70倍。其光通量约与电压的3.6次方成正比，电压降低10%，光通量减少约32倍。还有，荧光灯的光通量约与其端电压平方成正比，过低，启辉发生困难，过高，镇流器过热而缩短寿命；高压水银荧光灯和金属卤化物灯的光通量约与电压的3次方成正比；高压钠灯的光通量为电压降低10%，光通量降低37%，电压升高10%，光通量升高50%。
5）并联电容器。电容器输出无功功率与电压平方成正比，电压偏差不超过±10%时，电容器可长期运行；如果电压偏差长期超过10%，将因过负荷引起电容器内部热量增加，绝缘老化加速，介质损失角增大，造成过热而击穿。
二、内电压、无功控制现状及要求
国内目前对发电厂无功电压的管理考核方式，主要是由调度中心按照高峰、平谷和低谷等不同时段划分母线电压控制范围，按季度向各发电厂下达曲线指标，发电厂则根据曲线要求，实行人工24小时连续监视盘表，及时调节发电机无功出力，以维持母线电压在合格范围内。这种沿用了多年的就地分散控制管理模式，在当前电网结构日益复杂的形势下逐渐暴露出了一些弊端，存在的主要问题是：
1.事先给定的电压曲线和无功设备运行计划是离线确定的，并不能反映电网的实际情况，按照这种方式进行调节往往带来安全隐患。
2．电网运行人员需要时刻监视系统电压无功情况，并进行人工调整，工作强度大，而且往往会造成电网电压波动大；
3．电厂之间，无功调节对相互母线电压影响大，无功调节矛盾突出。由于各电厂只关注自身母线电压，没有从全局角度协调无功分配，电网无功功率无谓搬运现象突出，经常出现无功环流现象，造成不必要的有功损耗。各厂、站无功电压控制没有进行协调，造成电网运行不经济。
随着大机组、超高压电网的形成，电压不仅是电网电能质量的一项重要指标，而且是保证大电网安全稳定运行和经济运行的重要因素。在现代高压电网中，需要对系统电压和无功实现如下控制：
1．系统电压必须大于某一最低数值，以保证电力系统静态和暂态的运行稳定性，以及变压器带负荷调压分接头的运行范围和厂用电的运行；
2． 正常情况下，电网必须具有规定的无功功率储备，以保证事故后的系统电压不低于规定的数值，防止出现电压崩溃事故和同步稳定破坏；
3．保证系统电压低于规定的最大数值，以适应电力设备的绝缘水平和避免变压器过饱和，并向用户提供合理的最高水平电压；
4．大机组无功出力分配必须满足系统稳定的要求，单机无功必须满足P-Q曲线，保证机组安全运行；
发电机组励磁调节系统是电力系统中最重要的无功电压控制系统，响应速度快，可控制量大，无论是正常运行时保证电压水平和紧急控制时防止电压崩溃，都起着重要的作用。 发电机无功出力与机端电压受其励磁电流的影响，当励磁电流发生改变时，发电机的无功出力与机端电压也随之增减，并通过机端变压器进一步影响到母线电压的高低，励磁电流的增减可通过改变励磁调节器(AVR)给定值实现。自动电压调控系统AVC是通过改变发电机AVR的给定值来改变机端电压和发电机输出无功的。
上述问题的存在，既增加机组进相深度，影响机组和电网安全稳定运行，也使网损增加，影响经济性。因此，有必要发展AVC(自动电压控制)系统，从全局对电网无功潮流和发电机组无功功率进行协调控制，实现电厂母线电压和无功功率的自动调控，合理协调电网无功分布，以保证电网安全稳定运行，提高电压质量和减少网损，降低运行人员劳动强度。 近几年来国际上几次重大的电网事故如美加大停电，都有无功电压的问题造成电压崩溃，致使电网瘫痪。无功电压自动控制技术越来越引起重视。
三、目前电压、无功控制策略
系统电压的全局控制分为三个层次，一级电压控制、二级电压控制、和三级电压控制，一级电压控制为单元控制，控制器为励磁调节器，控制时间常数一般为毫秒级。二级电压控制为本地控制，控制器为发电厂侧电压无功自动调控装置（电抗器、电容器组），时间常数为秒－分钟级，控制的主要目的是协调本地的一级控制器，保证母线电压或全厂总无功等于设定值。三级电压控制为全局电网主站控制，时间常数为分钟-小时级，它以全系统的安全、经济运行为优化目标，给出各厂站的优化结果，并下达给一、二级控制器，作为控制器的跟踪目标。
四、发电厂侧AVC实施方案
1、电厂侧自动电压控制方案
1.1 AVC自动电压无功调控系统基本原理
发电机无功出力与机端电压受其励磁电流的影响，当励磁电流发生改变时，发电机的无功出力与机端电压也随之增减，并通过主变压器进一步影响到母线电压。励磁电流的增减则可通过改变励磁调节器(AVR)电压给定值实现。
AVC基本控制原理是发电厂侧接收主站端AVC远程控制指令（目标电压），通过AVC比较目标电压与当前电压的差值△u，计算目前系统电压纠偏所需Q值，发出增减磁指令给AVR，改变发电机励磁电流来实现电压无功自动调控。
1.2 我厂自动电压无功调控系统控制方案
增设一套电压无功自动调控系统，与调度中心共同组成AVC系统，以主站－子站星型网络方式运行，主站和子站系统之间通过现有数据采集系统及数据通信网互连并完成信息交换。以下的系统框图具有典型意义。

电厂自动电压控制（AVC）系统框图
说明： 1、绿色部分为调度端设备；
2、蓝色部分为电厂已具备设备和联结；
3、黄色部分为本工程新增设备和联结；
调度中心AVC主站根据系统电压及无功分布，定时计算各受控点高压侧母线电压目标，并将目标指令下发到发电侧AVC子站。具体下达方式为：主站每隔一段时间（不超过15分钟）,以通讯方式向发电厂RTU发送目标指令，RTU转发给AVC子站的上位机。
子站上位机根据接收到的电压目标指令，根据控制策略，计算各机组无功出力需求，动态调节AVR电压给定值，从而实现对目标指令的自动跟踪和控制。
五、灞桥AVC构成及要求
1、灞桥热电厂系统级联图设计：
2、省调主站AVC应用与电厂侧子系统通信内容说明
省调对网内所辖电厂下发遥调指令流程图如下：

上行通道传送项目内容

项目
传送内容
上位机远方就地信号
电厂侧子站系统，远方/就地信号置位的遥信值
1代表远方, 0 代表就地
上位机自检正常信号
电厂侧子站系统上位机是否正常运行信号的遥信值. 1代表正常, 0 代表不正常
##号发电机装置投退信号
电厂侧子站系统，##发电机AVC投退信号的遥信值； 1代表该机组投入AVC控制, 0 代表该机组没有投入AVC控制
##号发电机装置增磁闭锁信号
电厂侧子站系统，##发电机增磁闭锁信号的遥信值； 1代表闭锁, 0代表正常
##号发电机装置减磁闭锁信号
电厂侧子站系统，##发电机减磁闭锁信号的遥信值； 1代表闭锁, 0代表正常
上行通道模拟量
项目
指令内容
电厂控制母线电压指令编码值【遥侧量】
电厂侧上传控制母线电压指令编码值
下行通道指令
项目
指令内容
控制母线电压遥调【遥调量】
下发母线电压优化设定值与量测之间的改变量的一次调节步长值, 最大调节步长值不会超过2kv.该调节值以下面的编码规则形式下发。下发指令时间间隔为5分钟。
电压遥调量编码规则:
主站下发的遥调量由四位数组成：
l 其中千位表示调节增减方向，2表示上调，1表示下调，其他数据认为是通讯错误；
l 百位是一个计数器，从1～5循环，主站每次下发命令时保证该位与上次命令不同，子站每次保存上次命令值，如果发现新的遥调值的百位与上次不同，认为收到新的命令；
Ø 如果百位数不在1～5范围内，认为命令非法。
Ø 如果15分钟内没有收到新的命令，认为主站退出，自动切换到本地运行。
l 十位+个位数表示调节增量，如“7”表示增量为0.7kv，结合千位的调节增减方向，决定如何修改目标电压设定值。
l 小数点之后的数据子站端自动四舍五入。
举例：比如子站收到遥调量为2106，表示目标电压设定值需要上调0.6kv，而收到1310，2、点2、DCS点位设计及逻辑要求：
序号
测点名称
测点性质
DCS机柜、通道号
备注
1
DCS投/退AVC
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-15通道
新增开关量，实现DCS投退AVC
2
AVR故障
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-10通道
DCS通信合成后信号
3
AVR限制状态
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-16通道
DCS通信合成后信号
4
AVR过励限制
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-11通道
DCS通信合成后信号
5
AVR欠励限制
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-12通道
DCS通信合成后信号
6
AVR自动状态
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-13通道
DCS通信合成后信号
7
MK开关分位
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-14通道
DCS开关量扩展后信号
8
发变组保护动作
DO
#1机组锅炉电子间22A机柜
25卡件-9通道
DGT通信合成后信号
9
AVC已投入
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
09卡件-14通道
含画面组态
10
AVC已退出
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
09卡件-15通道
含画面组态
11
AVC运行
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
09卡件-16通道
含画面组态
12
AVC装置异常
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
17卡件-6通道
含画面组态
13
AVC调节超限
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
17卡件-7通道
含画面组态
14
AVC装置故障
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
17卡件-11通道
含画面组态
15
AVC装置失电
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
17卡件-12通道
含画面组态
16
AVC增磁指令
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
13卡件-7通道
与DCS增磁不并列，用于区分盘前、AVC指令
17
AVC减磁指令
DI
#1机组锅炉电子间22A机柜
13卡件-8通道
与DCS减磁不并列，用于区分盘前、AVC指令
3、 逻辑及画面组态要求
序号
名称
#1机组AVC界面
说明
备注
1
DCS投/退AVC
投入AVC按钮
退出AVC按钮
1按下按钮接点闭合
2按下按钮接点打开
AVC接受到闭合信号投入，否则退出
2
AVR故障
发红灯
表示故障
信号发出后退出AVC
3
AVR限制状态
发红灯
表示故障
信号发出后退出AVC
4
AVR过励限制
发红灯
表示过励限制动作
信号发出后闭锁AVC增磁
5
AVR欠励限制
发红灯
表示过欠限制动作
信号发出后闭锁AVC减磁
6
AVR自动状态
发红灯
表示AVR自动状态
允许投入AVC
7
MK开关分位
发红灯
表示灭磁开关断开
信号发出后退出AVC
8
发变组保护动作
发红灯
表示保护动作
信号发出后退出AVC
9
AVC已投入
发红灯
表示AVC已投入

10
AVC已退出
发红灯
表示AVC已退出

11
AVC运行
发红灯
表示AVC运行

12
AVC装置异常
发红灯
表示AVC装置异常
信号发出后退出AVC
13
AVC调节超限
发红灯
表示AVC调节超限
信号发出后闭锁输出AVC
14
AVC装置故障
发红灯
表示AVC装置故障
信号发出后退出AVC
15
AVC装置失电
发红灯
表示AVC装置失电
信号发出后退出AVC
16
AVC增磁指令
红灯、瞬时信号
表示AVC发出增磁指令
与DCS人工增、减磁相互闭锁
17
AVC减磁指令
红灯、瞬时信号
表示AVC发出增磁指令
与DCS人工增、减磁相互闭锁
4、系统接线图
4.1 AVC端子接线图（略）
4.2 DCS端子接线图（略）
4.3 光缆熔接续标图（略）
4.4 AVC在快切装置屏上的端子接线图（略）
5、静态调试
主要目的是对安装完后的系统二次接线、通信连接及数据交换、DCS逻辑设置、AVC参数设置、AVC限制功能进行检查，为动态试验做好准备。
1)、主要项目有：
2）、AVC参数设置
3）、开入开出传动检查
4）、DCS逻辑检查、试验
5）、AVC调节上下限及闭锁条件检查
6）、DCS投退AVC功能检查
7）、与省调进行投退功能检查。
6、 动态调试：
6.1本地调整：
首先进行AVC采样与DCS采样及省调数据核对无误后，进行人工设定目标值，检验AVC调整方向及结果的正确性。
6.2远程自动调整: 主要目的是投入AVC装置，由省调下发电压目标指令，考核AVC动作结果。主要项目如下：
1）、投入机组AVC、由省调确认。
2）、将AVC设为遥调方式、由省调确认。
3）、断开增减磁继电器电源，由省调下发母线电压目标值，由电厂确定。
4）、由省调下发母线电压目标值偏离当前值1-2KV，记录机组实际参数变化情况。
5）、省调确认实验参数及结果正常。
六、AVC设计、安装、调试中应注意的问题:
1、AVC上位机与下位机连接问题：
AVC上位机与下位机连接一般采用UTP/STP双绞线连接方式。但考虑到电厂电磁环境复杂，有的双绞线直接敷设在不满电缆的电缆桥架上，考虑到干扰问题，建议使用STP双绞线，若使用UTP双绞线后频繁发生上位机死机、通信终端、数据异常变化的情况，建议更改为STP双绞线，若两者电器距离长，建议使用光缆，在设备两端加装光电转换器。上下位机与RTU之间连接因但其距离较远，且有露天桥架，故采用光缆连接。
2、厂用母线电压门限值设定注意的问题：
规程规定6KV系统电压允许偏差为额定值+107%、-93%，即上限为6.42KV，下限为5.58KV，如果调整中6KV电压过低，电动机转矩M下降，将会造成厂用电压崩溃，
但是在AVC动态调整试验中发现，AVC调节过程中，6KV母线电压低至5.7KV时，6KV磨煤机、一次风机、二次风机、引风机、脱硫浆液循环泵出力已经不足，此时，仍未达到省调目标电压值，为安全起见，退出AVC，调整6KV母线电压下限为5.9KV后重新进行试验，厂用电压降至5.9KV时AVC闭锁减磁并发越限告警，6KV附属设备运行平稳，保证了厂用系统的安全运行。故可以根据实际适当可以抬高电压下限设定值，不能按照运行规程规定执行。
3、励磁系统AVR电压门限值设定注意的问题：
自动电压调控系统的各种限制功能必须与发电机励磁系统AVR的各种限制以及和发变组保护很好的配合。根据发电机励磁系各种限制数据以及发电机P-Q曲线、发变组保护定值对自动电压调控系统定值进合理整定，杜绝配合不好带来的不良后果。总体思路是进相方式时，AVC参数设置的进相深度的绝对值应为AVR参数设置值的85-90% 。过励方式可以为85-90%，同时运行人员应在进相方式下严密监视励磁线圈温升，过励方式下严密监视发电机定子端部温升，确保发电机安全稳定运行。

4、其他参数设置：
转子电流限制一般设定为额定值、机端电压上下限按照额定值的+105%、-95%设置，定子电流超限一般按照100%Ie整定、防止超调对发电机、厂用带来影响，值得注意的是厂内设备参数的限制尽量满足本厂安全生产的要求并可适当缩小限制值。至于母线电压超限保护、调节死区、有功限制范围等参数，应严格遵守省调的要求。
5、NCS、RTU死区设置问题:
调试过程中发现的下一问题值得注意：本厂实际设计中，330kV系统电压经过PT送至NCS网络监控系统母线测控柜进行采样，通过通信方式传送给RTU，远方传输单元，RTU一以通信方式再次转送给AVC上位机，调试过程中发现省调AVC目标电压指令下发后，AVC开始动作进行调整机端电压，330KV电压在AVC装置上的反馈值迟迟不刷新，但是省调检测的对端变电站330KV电压在明显变化。检查发现AVC调整过程中NCS刷新较慢，通过对NCS检查发现死区设置为默认缺省值±5%，对其进行调整为±1%，并将RTU死区设置由原来默认缺省值±5%，调整为±1%，AVC反馈值刷新明显加快，系统电压反馈值基本做到在线反馈。经询问厂家，更改RTU\NCS刷新率将对CPU负荷率有一定影响。鉴于此，建议330KV电压传送采用以下方式：将切换后测量用330kV电压通过电压变送器变为4-20MA信号，直接送至AVC之PLC（可编程控制器）模拟通道，用于330KV母线电压反馈。
6、AVC投运问题：
本厂#2机组AVC调试规程中发现，AVC动作调整发电机Q值时，#1机组Q值做相反方向调整，导致出现Q值“搬运”现象，330KV母线电压调整较慢，经过分析认为#1机组AVC未投，由于并联运行发电机的调差特性的影响及励磁调节器的影响必然出现的情况，因此要使AVC有良好的调整效果，需要将并联运行的发电机AVC功能同时投运，这样不仅会使并联运行的发电机在AVC动作时调整方向一致，而且并联运行的发电机共同调整Q值，会做到Q容量的合理分配，有利益经济调度。
7、运行人员注意的事项：
鉴于系统Q潮流分布及系统电压的变化、故障情况下母线电压的升高或降低、都会导致AVC动作，使发电机Q值变化，这就要求运行人员严密监视。另外省调下发目标电压单独靠某一发电厂进行调整维持，有时鉴于发电厂的实际运行情况不可能完全满足省调调整的要求，这样AVC可能一直处于动作状态直到限制值，而且会在出现进相运行方式、过励运行方式等，发电机无功运行方式变化较大，Q值波动较大，这就要求运行人员严密监视发电机Q波动带来的对机组母线电压、附属设备安全运行、发电机转子及定子端部发热的影响。另外需要加强对运行人员的培训，熟练掌握AVC的原理、动作机理、动作结果对厂站内运行方式的影响、并加强事故处理、事故预想方面的培训。
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