山西电网变电站自动电压控制技术规范(试行)

1、山西电网变电站自动电压控制技术规范（试行） 二一年四月目 录前言21.范围22.规范性引用文件23.术语及定义44.总则45.AVC主站功能要求56. 变电站AVC功能要求117. 性能指标128. 附则14附录A通信接口基本交换信息 15前 言为提高电网的电压质量和电压控制水平，促进电网安全、优质、经济运行，规范山西电网内自动电压控制工作，特制订本规范。1.范围本规范适用于国家电网公司地市级（含）以上电网。2.规范性引用文件下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成协议的各

2、方，研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。DL755-2001 电力系统安全稳定导则SD325-89 电力系统电压和无功电力技术导则国家电网生2009133号 国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定Q/GDW212-2008电力系统无功补偿配置技术原则调自2009210号 能量管理系统（EMS）实用化标准（试行）和能量管理系统（EMS）实用化验收办法（试行）调自2009231号 电力调度自动化系统和设备运行评价规程（征求意见稿）DL5003-2005 电力系统调度自动化设计技术规程DL476-92 电力系统实时数据通信应用层协议DL890 能

3、量管理系统应用程序接口(EMS-API)，主要包括公共信息模型(CIM)和组建接口规范(CIS)(IDT.IEC61970国际标准)GB/T18657.12002远动设备及系统第5部分：传输规约GB/T18657.22002远动设备及系统第5部分：传输规约GB/T18657.32002远动设备与系统第5部分：传输规约GB/T18657.42002远动设备与系统第5部分：传输规约GB/T18657.52002远动设备与系统第5部分：传输规约DL/T634.5101-2002远动设备与系统第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准(IDT.IEC60870-5-101:2002)DL/T634

4、.5104-2002远动设备与系统第5-104部分传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101的网络访问(IDT.IEC60870-5-104:2000)DL451-91循环式远动规约DL/T630-1997交流采样远动终端技术条件GB/T13729-2002远动终端设备GB/T16435.196远动设备及系统接口(电气特性)GB/T15153-94远动设备及系统工作条件环境条件和电源3.术语及定义3.1.自动电压控制Automatic Voltage Control(AVC)自动电压控制（Automatic Voltage Control,下简称AVC）指利用计算机系统、通信网

5、络和可调控设备，根据电网实时运行工况在线计算控制策略，自动闭环控制无功和电压调节设备，以实现合理的无功电压分布。3.2.AVC主站AVC master station指设置在调度（通信）中心，用于自动电压控制（AVC）分析计算并发出控制指令的计算机系统及软件。3.3.AVC子站AVC slave station指运行在电厂或者变电站的就地控制装置或软件，用于接收、执行主站的控制指令，并向主站回馈信息。4.总则4.1.自动电压控制由AVC系统实现，AVC系统一般由运行在调度(通信)中心(以下简称调度中心)的主站和运行在厂站端的子站组成，二者通过电力调度数据网或专用远动通道进行通信。4.2.AVC

6、应统筹电网安全、优质和经济运行的要求，提高电网无功裕度，维持电网运行电压合格，促进无功合理分布，降低电网传输有功损耗。4.3.AVC应具备上下级协调控制的能力，考虑省、地各级AVC之间的信息交互与控制配合。4.4.AVC适用于电网稳态电压的自动控制，在电网事故或异常情况下，必要时闭锁或退出AVC控制。4.5.AVC应满足厂站端设备安全和现场安全运行要求。4.6.AVC控制对象可包括电容器、电抗器、有载调压分接头等，AVC需要实现这些控制设备之间的协调控制。4.7.调度自动化系统的电网模型参数、量测信息、通信通道等应满足AVC的要求。5.AVC主站功能要求5.1.AVC主站监测系统运行和状态信息

7、，在线进行自动电压控制计算，并将控制指令发送到厂站端执行，同时监测厂站端AVC子站的控制、执行状态。5.2.与EMS数据交互与集成.AVC主站从调度中心能量管理系统(EMS)获取电网实时数据及有关信息，并在此基础上进行控制计算。AVC主站与EMS的数据交互主要包括：.1.电网模型参数。AVC主站从EMS获取，主要包括设备参数、静态拓扑关系等。.2.实时运行数据。AVC主站从EMS获取，包括实时遥测、遥信数据等。.3.控制执行指令。AVC的控制指令可通过EMS的遥控、遥调接口下发。.为保证AVC的可靠稳定运行，EMS系统应满足以下条件：.1.EMS系统电网模型应完整、准确，并随电网变化及时维护，

8、保持与实际运行电网的一致性，覆盖所控制的厂站和相关设备信息。.2.遥测采集精度，尤其是无功电压类数据采集精度应满足AVC有关要求。对于并列运行的多条母线电压量测偏差较大、母线电压量测数据波动较大、电压量测死区传送门槛过大等情况，应采取技术改造等措施，保证数据质量。.3.对主变三相分接头档位配备量测并正确采集。.4.有关遥信量采集的冗余度和可靠性应满足闭环控制对可靠性、安全性的要求，应覆盖变电站内重要开关和刀闸设备（尤其是和控制设备相关的开关与刀闸），合成并上传必要的保护动作闭锁信号、控制闭锁信号等遥信信息。.5.EMS系统与厂站端监控系统之间遥测、遥信、遥控、遥调通信通道的可靠性应满足AVC的

9、要求。.6.进一步提高状态估计的实用化水平，状态估计合格率应不低于国网公司关于网省调自动化实用化指标要求，在此基础上进一步提高估计精度，降低状态估计残差。.应实现AVC应用服务主备配置和自动切换，可考虑实现AVC应用服务器与SCADA服务器之间的双网络配置，提高AVC系统运行可靠性。.AVC主站应对实时数据和控制参数的有效性进行检测，避免明显不合理的数据进入分析和控制过程。.1.能判别明显不在合理范围内的实时采集数据，并予以屏蔽。.2.能利用遥测、遥信等信息的冗余性，对局部数据的可信性进行校验，发现并屏蔽明显的坏遥测遥信数据或不合理数据。.3.应具有滤除数据突变和高频电压波动的功能。.4.AV

10、C系统应能对与SCADA系统通信中断和不合理数据进行检测报警。5.3.实时监视.监视母线的实时运行信息。包括：当前电压值，当前数据采集时间，当前设定电压值，电压控制上限，电压控制下限。.对于母线电压越限的情况进行告警，提醒运行人员注意。.监视变电站无功设备的运行信息，包括：当前投运、退出及可投切的设备、变压器的分接头档位情况等。5.3.4.监视当前AVC系统的运行情况，包括：当前控制模式（开环/闭环），当前数据采集的刷新周期（秒），当前策略计算的周期（秒），当前用户等。5.3.5.可监视电网传输有功损耗信息。5.4.控制与优化策略计算.利用电网实时信息，实现控制策略在线计算；应采用成熟、高效、

11、先进、实用的设计和算法，保证策略计算的可靠性和有效性。.在优化策略计算中应满足以下约束条件：a)母线电压满足电网运行要求，可满足全天高峰、低谷、平峰不同时段的电压控制要求及峰谷转换时的电压平稳过渡。b)符合无功电压调节设备动作次数、动作时间间隔等约束。.在策略计算中可考虑以下目标：a)无功分层分区平衡b)提高动态无功储备c)减小电网传输损耗.在策略计算中应考虑上级电网对本级电网的协调控制目标或约束。5.4.5.在控制策略计算失败的情况下，应提供相应的后备措施，且不引起电网电压波动。5.4.6.在电网出现事故或异常下，必要时闭锁或退出AVC控制，并给出报警。5.5.控制指令执行.AVC系统应具有

12、开环控制和闭环控制模式。在开环控制模式下，AVC控制策略在主站显示作为参考；在闭环控制模式下，AVC控制策略自动下发到站端执行。正常情况下AVC系统应运行在闭环控制模式。. AVC主站下发给变电站的控制指令可以是电容器（电抗器）开关投切指令（遥控）、有载调压分接头档位调节指令（遥调），也可以是相关变电站母线电压或主变关口无功的设定目标值或调整量等。5.5.3.控制指令下发应采用可靠数据通道和成熟通信规约。控制指令建议通过现有EMS系统的遥控/遥调下行通道下发，也可由AVC主站与站端子站直接通信。.所有下发控制指令在有关环节（如AVC主站、EMS系统、AVC子站等）都应保存带时标的详细日志，便于

13、事后查询和分析。.对于下发失败的控制指令，能自动重试。对于多次（不少于3次）连续控制失败的情况，应及时进行报警，并闭锁相应设备。.从主站能够对选定的设备进行传动测试和AVC控制试验。5.6.统计分析功能.变电站控制相关信息的统计分析功能：5.6.1.1.统计变电站电容器、电抗器的投切记录。5.6.1.2.统计变电站有载调压分接头档位的调节记录。5.6.1.3.统计变电站各电压等级母线电压/有功/无功/功率因数历史数据。5.6.2.对上下级间的协调控制策略和控制结果进行统计和查询。5.6.3.支持数据导出。5.7.AVC主站的闭锁设置分为三个层次：系统级闭锁、站级闭锁和设备级闭锁。.系统级闭锁指

14、调度中心AVC主站将整个AVC控制模块闭锁，主站不再下发闭环控制指令，全部厂站转入人工控制或者就地控制。.站级闭锁指调度中心AVC主站对单个变电站进行闭锁，不对该厂站下发闭环控制指令，该站转入人工控制或者就地控制。.设备级闭锁指调度中心AVC主站对某个具体设备进行闭锁，闭环控制中不考虑对此设备的调节，不下发对此设备的闭环控制指令。5.8.权限管理权限管理应包括：a)用户管理：可进行用户权限设置。b)建模维护：可进行AVC模型的建模维护工作。c)参数配置：可配置AVC控制参数。d)实时监视：可对电网当前的运行状态进行监视。e)策略计算：可手工启动策略计算。f)闭锁设置：可对被控站或被控设备进行闭

15、锁操作。g)通道测试：可对指定设备进行通道测试。5.9.上下级调度AVC协调控制.在上下级协调电压控制中，上级调度通过策略计算给出协调目标，下级调度执行上级下发的协调目标。.协调目标可通过设定值方式给出，也可通过运行约束范围方式给出。.上级调度在计算协调目标时，应考虑下级调度的调节能力。.下级调度在执行协调目标时，应考虑与其他控制目标之间的关系，在控制过程中应保证合理的优先级顺序。.必要时下级调度可对上级调度提出协调申请，上级调度根据电网实际情况处理。6.变电站AVC功能要求6.1.控制方式变电站自动电压控制有集中控制和分散控制两种主要方式。6.1.1.集中控制方式变电站侧不建设专门的子站系统

16、，由调度中心AVC主站直接给出对电容器、电抗器和变压器有载调压分接头的遥控遥调指令，利用现有的SCADA通道下发，并通过变电站监控系统闭环执行，监控系统应对被控设备设置远方/就地控制切换压板，并具有必要的安全控制闭锁逻辑判断功能。控制指令包括对电容器、电抗器的投退命令（遥控）或者对有载调压分接头档位的调节命令（遥调或遥控）。6.1.2.分散控制方式借助变电站侧已经建设的VQC系统或监控系统中已有的电压控制模块，经改造升级为具有完善安全闭锁控制逻辑的AVC子站，主站侧不给出电容器、电抗器和有载调压分接头的具体调节指令，而是下发电压调节目标或无功调节目标，子站根据此目标计算对无功调节设备的控制指令

17、并最终执行。6.2.技术要求以下技术内容是对变电站控制的基础要求，变电站采用不同的控制方式（集中控制或分散控制），相应的技术内容可在主站侧实现，也可在子站侧实现。6.2.1.能够根据变电站当前的电压和无功信息正确生成控制策略，控制策略应符合现场的相关运行规定，考虑必要的安全约束，保证变电站现场设备安全。6.2.2.支持的控制手段包括电容器、电抗器、有载调压分接头等。6.2.3.控制策略应考虑变电站内高、中、低三侧电压不越限，考虑主变功率因数在合理的范围内。6.2.4.应考虑无功控制设备对母线电压和主变关口无功的灵敏度，在策略计算中对控制后的电压/无功变化情况进行预估，避免反复投切。6.2.5.

18、控制策略能考虑站内主变并列运行时对有载调压变压器分接头的联调要求。6.2.6.控制策略能保证控制设备的动作次数和时间间隔满足预置的约束条件。6.2.7.在满足运行管理要求的前提下，应考虑同一变电站内的调节设备循环投切。6.2.8.应考虑在变电站侧进行必要改造，使变电站侧具备全站和无功控制设备投入远方控制或就地控制的功能，同时应采集并上传必要的保护闭锁信号。6.2.9.在变电站无功电压调节设备异常或保护动作时，应闭锁相应设备或本站的AVC控制。6.2.10.可利用开关、刀闸状态及保护动作信息综合判断电容器、电抗器和变压器等设备状态，判断其是否可控。6.2.11.可对实时数据进行辨识，利用站内电压、无功遥测数据和开关遥信数据之间的冗余性，发现并排除错误量测和开关状态。7.性能指标7.1.主站性能指标要求7.1.1.主站控制周期指主站向子站下发控制指令的时间间隔。建议值：5min7.1.2.单次策略计算时间指主站每次控制策略计算耗时。建议值：30sec7.1.3.AVC主站可用率AVC主站正常运行时间全年总时间× 100%AVC主站可用率建议值：957.2.子站性能指标要求7.2.1 变电站AVC子站可用率AVC子站正常运行时间全年总时间×