智能AVC系统

智能AVC系统（精选八篇）

智能AVC系统 篇1

实施AVC系统的基本构想

自动电压控制系统的功能包括调度自动化系统的主站端,监视各分站的母线电压和关口的无功,并在电压或无功超出限值时,及时进行提示、报警、或者及时通过自动投切电容器、升降主变压器分接头等方法,使电压和无功及时恢复到规定的范围,增加了电压的安全性和稳定性。分站不需要其他的特殊设备,基本的遥控等功能就可以对电压和无功进行监控,降低了对设备的需求,较少了设备的采购及维护保养的费用,减少了投入成本。

AVC系统的功能

AVC系统的控制模式。自动电压控制系统有两种模式。AVC系统使用优化控制模式时,系统进行灵敏度的分析,获得控制设备对母线电压等产生的影响的实时数据和各种相关信息,同时综合考虑操作的费用,控制设备根据调整综合指标的排序来进行科学合理的最佳选择,保证系统的安全性和经济性。母线电压的校正控制的作用是对电压进行实时监视,当出现电压超过限度的情况时,系统立即进行优化计算并产生结果,及时给出校正控制方案,并有效地执行,减小了电压大幅度变化的可能。功率因数的校正控制是实时监视industry

各监视地区总加功率因数,及时对相关信息进行审查,减少了工作的失误,增加电压的稳定性,减少网损。当电压稳定在规定范围而且功率因数保持正常时,网损的优化控制将分析电压、网损以及关口功率因数的灵敏度,并根据分析数据和实际情况,对其进行科学的综合调整,严格根据指标来选择最佳的控制设备。保证电压数值在合格范围,同时保证电压波动范围小,增加了电压的稳定性和安全性,同时保证了经济效益。在分区控制模式下,电压、功率因数的限值分为16区,根据当前状态进行相应的控制。

AVC系统的运行环境

需要同时满足调度自动化应用软件PAS基本模块已经安装完毕、软件可以正常运行、状态预估合格率较高而且变电站四遥功能可以运用这些条件,AVC系统才可以运行。

AVC系统对软硬件的要求。通过计算机技术和通信技术,检查和使用自动控制电网中的无功资源以及调压设备,确保电网的安全性和稳定性,提高电能的质量。SCADA数据转换接口和图形转换接口将软件所需的图形画面以及电网参数进行及时的直接转换,使数据更加直观科学,然后SCADA下行通道命令执行最终控制命令。

将AVC系统和AGC系统进行比较就可以发现,AVC系统比AVC系统复杂得多。这就要求各部门密切联系和默契配合。AVC系统的控制原理简单易懂,控制策略科学合理,控制流程简洁明了,帮助提高电压合格率和稳定性、降低电压网损。要具体实现该系统的功能,需要经过四个阶段,开环运行阶段:首先系统给出控制策略,然后调度人员对策略进行审查,审查后下发调令给变电人员,接着,变电人员按照命令进行操作;半闭环运行阶段:系统对全电容器进行分析和计算,产生控制策略后直接利用遥控功能执行,同时对主变压器分接头进行调节,系统综合分析当前状态,给出控制策略,调度员下调令给变电人员,然后变电人员进行操作;闭环运行阶段:系统分析当前状态,综合考虑何种情况,产生最佳的控制策略,然后电容器和有载调压变压器直接通过遥控、遥调功能发出命令,然后系统执行自动控制;与省调自动电压控制系统闭环运行阶段:接收省调自动电压控制系统的相关信息,及时和省调AVC系统联网闭环运行。前两个阶段主要是验证算法的正确性,及时发现问题,提出解决方案并有效执行。过渡到AVC系统全自动运行阶段,线闭环对电网各变电站的变压器和电容器进行实时控制,提高地区电网电能质量、减少设备的操作次数,延长设备的使用寿命,降低各类事故的发生概率,保证电网的运行安全,提高了电压的稳定性。电网调度从传统型向经济分析型过渡,降低了值班工作人员的工作压力,减少了工作时间,促进了无人值守建设的普遍化,同时保证了地区电网各节点的电压合格率集中优化全网无功配置,达到最优化。

AVC系统的应用情况

自动电压控制系统不仅保证了电压处在合格范围,而且降低了有载调压变压器分接头的动作频率,从而减少了系统工作的时间,使用自动电压控制系统后,平滑进行电网的无功调节,减少了无功在用电高峰时段剧变的现象,保证了电能的质量和安全,即使是在用电高峰期,AVC的电容器也能利用自动投切和优化投切功能来保证全网的功率因数都稳定在合格范围,达到了降低网损,提高电能质量的要求,实现了无功资源利用的最大化,而且合理投切各变电站的电容器,降低了主网电能损耗,促进了电网经济的发展,带来了经济效益,增加了电网的稳定性和安全性,即使是在高负荷时段,电网电压也能保持在一个较高水平,不会出现骤减的情况,优化了系统,降低了输电损耗,不仅减少了浪费,而且增加了直接的经济效益。事故告警系统和自动闭锁系统为电网提供了安全保障,当电网状态不正常时,软件系统会及时地进行自动闭锁,比如,系统中任何部分出现状态不正常的情况时,系统都会及时发出信息,使问题能够及时得到解决。因此,自动电压控制系统帮助增大了无功资源的利用效率,保证了电压综合控制能力,并取得了预期的效果。

结语

自动电压控制系统即AVC系统在安全性和经济性方面都具有明显的优势,可以同时保证系统和电网的安全性和实现闭环经济性控制。自动电压控制系统可以同时达到电压质量最优以及网损最小的要求。AVC系统承担了电力系统自动调度的主要职责,帮助实现了电压调度过程的自动化。随着技术的进步,SCADA系统逐渐完善和成熟,遥测数据的准确率越来越高,遥控装置越来越可靠,AVC系统一定会发挥更大的作用。自动电压控制系统更好地满足了电网自动化发展的要求。AVC系统在智能电网的成功应用,为电力企业带来了显著的社会效益和经济效益,促进了电网调度由经验型向分析型、经济型发展,开拓了调度自动化的发展空间。

AVC系统闭环运行实用操作手册 篇2

一、AVC系统功能

1、AVC系统技术条件：AVC系统与OPEN3000监控系统一体化设计，变压器容量、阻抗和电容器组容量录入系统，AVC系统从PAS网络建模获取控制模型，从SCADA获取实时采集数据并进行在线分析和计算，对接入监控系统的有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制，实现全网无功电压优化控制闭环运行。

2、AVC系统控制策略简介

（1）区域电压控制

基于PAS网络模型的拓扑结果，自动以220kV变电站为中心，根据实时开关刀闸位置确定所辖下级110kV站，完成自动分区。分区完成后，每个区域内只有一个220kV站，在线自动分区后确定区域枢纽厂站。当区域内无功分布合理，但区域内电压普遍偏高（低）时（电压越限比例大于60%），调节枢纽厂站无功设备，以尽可能少的控制设备调节次数，使最大范围内电压合格或提高群体电压水平，同时避免区域内多主变同时调节引起振荡，实现区域电压控制的优化。（2）电压校正控制

当某变电站电压越限但不满足区域电压控制时，启动本站内无功设备调节。本站内变压器和电容器按九区图基本规则分时段协调配合，实现电压和无功综合优化：电压偏低时，优先投入电容器然后上调有载主变分头；电压偏高时，首先降低有载主变分头，如达不到要求，再切除电容器。在负荷爬坡阶段优先投退电容器。

（3）全网无功优化控制

为实现全网无功优化控制，必须在尽可能小区域范围内使无功就地平衡。当电网电压合格并处于较高运行水平后，按无功分层分区就地平衡的优化原则，检查线路无功传输是否合理，通过分析计算决定投切无功补偿装置、尽量减少线路上无功流动、降低线损并调节有关电压目标值，使各电压等级网络之间无功分层平衡、提高受电功率因数，在各电压等级网络内部无功在尽量小的区域范围内就地平衡，减少线路无功传输、降低网损。（4）全网自动协调控制

空间协调：AVC根据电网电压无功空间分布状态自动选择控制模式，优先顺序是“区域电压控制”>“电压校正控制”>“区域无功控制”。

3、AVC闭锁条件自动触发生成AVC告警信号和保护信

可进行查询，上部分为告警信号，下部号，在相应变电站分为保护信号。

（1）软闭锁和硬闭锁含义：当SCADA（监控系统收到保护信号）中保护复归后能自动解除闭锁，称为软闭锁，一般指系统软件自动判别告警信号；硬闭锁类型，不会随保护的复归而解除闭锁，需要人工确认信号复归手动解除，主要指本间隔关联保护信号。AVC收到闭锁信号时，遥信号为1。（2）告警信号：AVC软件可以根据接收现场设备动作情况，网络拓扑等信息自动闭锁相关设备的控制，并提出报警，主要包括以下信号：

 主变并列分头档位不一致：变压器分头不同步变电站，已将分头对应情况列入AVC系统软件，当出现“并列档位不一致“软闭锁信号，需人工干预进行调整，已督促厂家增加主变不同步”追回”功能,目前正在完善，未完善前需人工加强监视。

 电容器（或变压器）动作越限：系统自动计算电容器和主变分接开关的动作次数，当达到指定限值时，自动软闭锁，此时不影响当日手工操作，次日自动解除动作次数越限闭锁，无需人工干预。

 电容器三次拒动、变压器档位拒动：硬闭锁信号，此时可手工操作，仍不能操作时，通知操作班现场检查设备情况。

 能根据SCADA（或其它系统）采集的母线A、B、C相电压准确判定10kV母线单相接地，并闭锁该母线电容器调压。目前由于遥测值上传滞后，采用“母线接地”遥信光字牌进行关联闭锁。

 出现主变滑档情况时，系统自动闭锁主变分接开关的控制，如出现滑档时，发滑挡告警，信号为硬闭锁，提示运行人员检查。

 在AVC没有下发指令时，如果有电容器开关遥信变位的情况，判为手工操作，显示“手工操作”硬闭锁，人工优先，手工操作完毕后，需手工解除投入，否则AVC系统不动作。

 主变或电容器挂牌时，AVC自动读取挂牌标志并生成“设备禁控”为软闭锁告警信号，闭锁相关设备，拆牌后自动恢复投入状态。

 遥测遥信不平衡（指开关与遥测值不对应，如开关在分位，分路有遥测值），为软闭锁，需报缺陷。当开关与遥测值相符时，自动恢复，无需人工干预。

（3）保护信号：单个电容器或变压器设备关联本保护多个信号，同时一个保护信号也可关联多个设备（如变电站低压侧母线接地关联到本母线电容器开关），信号之间以“或”的关系进行处理，只要设备关联的其中一个保护信号动作即闭锁该设备动作。

二、AVC系统功能模块

1、进入有两种方式：在主目录下，点击第四个功能AVC模块进入或在厂站接线图中东部或西部快捷键“AVC控制”进入。

2、AVC维护有下列功能：

（1）运行控制有4个功能模块

 控制状态图：主要用于调控员日常维护，按照电网方式以220kV变电站为中心划分21供电小区，其中车站、高臾、罗城、朱庄虽然属于东部监控，但按照供电区域划分列入西部供电小区，人工调压时需东部监控执行遥控操作。

（AVC系统控制图）

（单小区内部图）

巡视时检查相应设备正常/故障情况，故障、设备编号、母线编号（如母线曾经接地）颜色，如为红色，此时AVC系统闭锁相关设备，需点击相应

查看告警信号/保护信号显示状态。同时点击变电站名称可进入变电站一次接线图。

（单变电站闭锁信号图）

如果光字牌灭，采用硬闭锁后手动置为“0”，并将相应设备投入，AVC即可正确动作。

 调压命令：动态显示AVC系统提拱控制策略和执行情况。

 闭锁信号定义：主要显示全网AVC告警信号、保护节点闭锁情况。巡视时快捷检查相应设备闭锁情况，不足之处需通过切换画面手动投入相关设备。

 告警定义：主要指AVC系统软件自动判断AVC告警类型。抑制告警为0表示系统采用方式，显示在相应变电站AVC告警信号内。

（2）运行信息有5个功能模块

 厂站/设备控制：厂站控制中自动控制为“是”表示接入闭环运行，下属设备闭锁1表示相应厂站有设备闭锁情况。

 模型维护：主要指系统员进行AVC系统建立模型维护使用。

 运行参数：



AVC系统扫描周期为60秒，连续5个采样（300S即5分

钟）越限后发出调整电压无功指令。即同一母线电容器开关动作5分钟后，如无功电压仍不满足要求，再发出第二条控制策略，不在同一条母线上不需考虑5分钟。

当区域内无功分布合理，但区域内电压普遍偏高（低）时（10kV电压越限比例大于60%，110kV电压越限比例大于80%），调节枢纽厂站无功设备，以尽可能少的控制设备调节次数。

技术特性满足AVC自动调节的同一组电容器开关每天动作次数规定不超过5次，分别按照峰平谷进行设置，连续动作间隔时间不少于7分钟（420S）。

技术特性满足AVC自动调节的变压器每天动作次数规定不超过5次，连续动作间隔时间不少于2分钟，单台主变压器每天动作次数规定10次。

主变分头调整范围一次不超过3个档位，AVC系统中将变压器分头范围设置1-8范围内调整，注意考虑部分变电站9、10、11为同一额定电压，可能存在滑档现象。

考虑西部电网电压稳定，电压时段不再分峰平谷设置，尽量减少设备投切次数;东部电网由于受季节影响，电压时段按照峰平谷进行设置。

 变压器响应：主要用于查询变压器调压情况，调前、后电压变化情况及档位。包括AVC运行情况和手工调压情况。点击变压器动作次数可统计日、月、年控制次数，日动作次数指前日动作情况，动作次数表示实际遥控执行次数，控制次数表示发出控制策略次数。（备注丛台站1#2#主变档位显示不正确，调压事件为误发信号）

 电容器响应：同变压器调压事件相同。

（3）统计查询有4个功能模块

 命令查询：主要用于查询当日、历史AVC命令信号查询。（接入闭环运行），包括电容器和变压器命令。

 变压器查询：主要用于查询当日、历史AVC命令信号查询。（接入闭环运行），指变压器动作情况。

 电容器查询：主要用于查询当日、历史AVC命令信号查询。（接入闭环运行），指电容器动作情况。

 遥控设备检测：主要检测执行遥控预置成功设备查询。

三、AVC系统运行注意事项

1、AVC系统控制策略必备条件：根据设备相关联的开关刀闸状态进行网络拓扑，自动判断设备热/冷备用状态，热备用设备可在线控制，冷备用设备自动闭锁。通俗地讲变电站运行设备（包括进线、主变、母联、电容器回路）刀闸在合位，相应母线和主变具备遥测值，AVC系统方可根据系统电压无功情况判断，提供正确策略。

2、部分老旧变电站电容器刀闸位置未接入监控系统，人工要保持刀闸位置与现场实际刀闸位置一致，采用“遥信封锁合”方式将刀闸置位与实际位置一致。当电容器回路有工作时，将相应电容器挂标示牌，对刀闸位置无需进行“遥信封锁分”设置，AVC系统自动闭锁相应设备。

3、不得对母线、电容器、主变回路遥测值进行封锁设置，否则AVC系统将不能根据实时遥测值进行正确动作。

4、AVC系统判断变压器并列运行判据是母联开关和相应刀闸位置两个条件。当母联开关在合位，刀闸在分位时，AVC系统判断为分列运行，注意母联开关在合位时，必须检查母联刀闸在合位。当母联开关在分位时，系统自动判断为分列运行，调整主变分头时按照分列运行独立调整。注：当母联开关位置与现场不对应时，应将主变调压退出AVC系统运行，并报缺陷督促处理。

5、110kV变电站主供电源220kV变电站没有综自改造，相应110kV变电站将不能采集模型拓扑，已要求厂家在上一级电源建立发电厂模型，可实现单独变电站闭环运行调整电压无功（如夏庄、武安区），但不能实现区域电压无功调整。

6、监控员每值8：30、16：30、23：00对AVC系统进行巡视，当设备出现异常有告警信号时及时恢复信号。

附录一：AVC闭环运行异常信号和保护信号库

一、电容器信号闭锁AVC条件 1.保护测控装置告警 2.保护测控装置通讯中断 3.保护测控装置直流失电 4.保护动作

5.机构未储能(软信号闭锁)6.控制回路断线

7.10kV（35 kV）1号、2号母线接地(软信号闭锁)8.消弧线圈动作

二、主变信号闭锁AVC条件 1.保护过负荷（或参照越限值）2.过负荷闭锁调压 3.调压（本体）轻瓦斯 4.调压（本体）重瓦斯

5.本体（调压）测控装置通讯中断 6.本体（调压）测控装置遥信装置消失 7.本体（调压）测控装置直流消失 8.调压油位异常 9.压力释放器动作 10.主变保护动作

智能AVC的发展与技术实现 篇3

1 智能AVC的概念与发展

AVC系统从本质上看, 即是通过监视关口的无功和变电站母线电压, 来实现在满足条件之下的无功电压优化计算, 并且通过面向电网环境, 展开针对于可控无功电源的出力、无功补偿设备的投切、变压器分接头的调整来实现切实提升电压整体质量以及降低网损的目标。

从发展的角度看, AVC的发展历程相对较短, 呈现出与信息化共同成长的典型趋势。AVC最早于20世纪80年代初开始应用于电力环境, 即当时的二次电压调节网。最初的引入动机, 是在电网中实现无功功率及电压的区域性集中控制。最早出现于法国, 主要是当时的EDF国家电网在1978年发生一次停电事故, 之后就开始关注AVC相关领域的研发工作。到1986年, EDF基本成熟, 当时已经能够控制27个区, 包括100台火电机组以及150台水电机组, 超过30000Mvar无功功率。而对于我国而言, AVC的发展则相对之后, 产生于20世纪末期。当时我国电力事业取得了长足进展, 机组容量的扩充也在同一时期发生, 电压等级也在不断提高。为了实现电压的稳定控制, 1996年8月12日以及2001年10月24日, 在原电力工业部发出的《电力工业部关于调度机构开展安全文明生产达标和创一流工作的通知》与《国家电力公司建设国际一流电网调度机构考核标准〈试行〉》中, 增加了对于电网AGC以及AVC的功能考核规定, 着成为切实推动AVC在我国深入发展的基础。

当前, 我国的智能AVC体系, 最重要的职责在于实现电压的稳定, 从负荷侧进行无功补偿, 并且明确静态无功优化和动态无功优化的相关工作重点。在静态无功优化工作方面, 主要需要注意补偿电容器导致功角变化的问题;而对于动态无功优化方面, 则需要重点关注SVC的投入难以达到容量极限的相关方面。其次, 对于电压质量的控制, 同样处于AVC系统的管辖之下, 主要需要解决的问题包括电压波动、三相不平衡电压以及电压闪变和谐波等方面的问题。除此以外, 网络损耗以及动态无功优化, 也是AVC体系需要重点关注的方面。

2 AVC系统的工作流程与技术实现

AVC系统在电力体系中占据着极为重要的地位, 因此有必要对其工作的具体逻辑流程展开一个相对深入的了解 (见图1) 。

整个AVC系统开始运行的时候, 首先需要对拓扑数据库以及无功控制数据库展开读取, 而后进一步建立起三个独立的线程, 分别用于实现面向于保护信号、电压以及功率因数两个方面的监控, 以及执行控制方案。对于保护信号的监控用于实现, 当保护动作时闭锁对应的设备, 而对于电压以及功率因数的监控则负责生成优化控制方案, 并且对控制方案进行必要的修正展开优化迭代运算。

具体而言, 首先AVC系统需要获取实时数据并且展开有针对性的滤波, 当存在有非电容器开关变为的情况, 则需要重新展开拓扑分析并且生成新的监控点, 进一步展开灵敏度的扫描运算, 形成新的迭代计算结果。如果不存在开关变位状况, 则依据扫描结果进行计算, 获取到功率因数、母线电压以及相关网损等计算结果, 并且进一步产生相应的控制方案加以执行, 随后进入一个新的计算流程。

整个过程往复进行, 不断面向电力系统展开监控和计算, 获取到最新的状态信息并且对相应的功率因数等数据展开计算获取, 并且生成最新的控制决策加以落实。通过这样的循环过程实现对于电力系统内电压的维护和稳定。

3 结论

相对传统的AVC系统, 在实现全区控制的过程中主要依赖于SCADA系统展开数据采集, 并且进一步实现对于有载主变分接头、电容器或者电抗器的投切。然而在信息时代之下, AVC系统的智能化和自动化也必然会随之不断成熟, 这本身是AVC系统将包括通信、传感器、分布式数据处理以及分布式电源和人工智能等多种技术融入到一个大环境中的过程。在这个过程中, 会更为有效的实现对于电压安全稳定、电压质量合格和电网运行高效三级目标, 并且在厂侧、输电侧、配电侧及用户侧中展开更为深入的无功调节, 切实实现“就地平衡”和“分层平衡”, 达到更为有效和安全的电力环境构建的总体目标。而在面对智能AVC不断成熟的这个整体过程的时候, 必然需要相关工作人员密切关注技术进步, 不断吸取先进力量, 切实发现目前存在于AVC系统中的不足之处, 有效地提出相应的改进建议并且加以落实。唯有如此才是切实推动AVC体系不断向前发展, 并且最终形成适合我国电力事业的, 具有社会主义特征的AVC体系。

摘要：本文首先从智能AVC的概念出发, 对于其在国内外环境中的发展特征做出了简要的剖析, 并且对于AVC的主要职能有所说明。最后, 相对深入的面向智能AVC的工作流程进行了讨论, 对于切实了解到AVC体系的工作原理有着一定的积极意义。

关键词：AVC,技术,电网建设

参考文献

[1]郭云.浅析电网无功电压自动控制系统[J].电子世界, 2011 (13) .

[2]庄侃沁, 李兴源.变电站电压无功控制策略和实现方式[J].电力系统自动化, 2001, 25 (15) :48-50.

[3]苏泽光.变电站电压无功控制研究[J].电力自动化设备, 2001, 21 (12) :19-22.

[4]唐寅生, 盛万兴, 蒋凯.特高压电网无功补偿设计和运行方式研究[J].中国电力, 2006, 39 (6) :22-25.

智能型配电网AVC的主要技术 篇4

1 智能配电网的特征

随着科学技术的快速进步, 现代化的技术应用于电网结构当中, 使电网技术开始向智能化发展, 与传统的配电网相比, 智能配电网具有较多的优势特征。

1.1 自愈

智能配电网实现了自愈功能, 有效的保障上电网故障发生时对用户的影响, 当故障发生时, 敏感设备可以自行恢复供电, 从而保证了供电的质量。同时能有效的保证电压的平稳, 减少外界的影响, 增强了配电网的抗灾能力, 并实现了电压、无功的优化控制。

1.2 分布式电源接入和退出

实现包括风力发电机、太阳能发电机、生物质发电机等分布式电源的即插即用, 做到分布式电源安全平稳投入和退出。

1.3 电网运行更经济

智能电网有效的降低了系统容载比, 并有效的提高了负荷率, 从而实现了系统容量的充分利用, 这样可以有效的减少电网的投资及运行成本, 有效的提高了企业的经济效益和社会效益。

1.4 支持需求侧管理

通过完善相关技术和管理制度, 提高综合决策能力, 支持分段、实时电价, 更好的削峰填谷, 适应分布式发电的间歇性特点;支持用户自备分布式发电、储能装置并网。

1.5 加速互动化, 可视化管理

利用配网广域测控技术, 实时采集电网及其设备运行数据, 提供潮流、负荷、设备状态监测、电能质量、故障位置、停电范围等实时信息。

1.6 设备管理、生产管理的自动化、信息化

智能配电网管理得用高级配电自动化有效的实现了智能自动化, 同时信息平台的建立, 并多种方式和手段的结合, 使智能配电网充分实现了管理的信息化。

2 智能配电网AVC的主要技术

要实现以上目标, 智能配电网的AVC需要以下技术的辅助和使用:

2.1 自愈关键技术

智能配电网的关键技术是自愈能力, 也是智能配电网的重要特征之一, 智能配电网AVC在馈线自动化技术、配网闭环运行故障隔离技术等方面需要自愈技术的借鉴使用, 从而使技术更趋于成熟。

2.1.1 馈线自动化技术。

目前的馈线自动化技术依赖主站远方遥控采集与监控数据, 实施无功补偿调压, 故障定位、隔离及自动恢复供电, 可将自愈的速度提高至“几秒级”。

2.1.2 配网闭环运行故障隔离技术。

配网AVC闭环运行且分段开关采用断路器, 并配备差动保护, 则可在线路出现故障时快速 (200ms内) 切除故障, 而使非故障线路的供电基本不受影响。

2.2 先进的通讯和数据处理技术

实现通讯系统的双向是智能配电网的一项基本功能, 智能配电网做为一个高度开放的网络系统, 因此需要建立先进的通讯系统, 这样通过这个系统就能有效的实现每一部分的双向通讯能力。

AVC系统应当对SCADA等平台一体化设计, 实现数据的无缝连接。而目前配电SCADA系统由于起步晚、配电网设备多、用户多、改动多、故障频率高等原因尚不完善。配电SCADA系统作为配电网自动化的基础, 需要加快研究和开发进度。

传统AVC数据容量较小, 随着智能配网建设的深入, 必然要求智能配电网AVC考虑和存储海量数据。利用数据全息无损压缩技术压缩这些海量数据, 快速回放数据, 同时节约硬盘空间, 大大提高系统整体速度;先进的分布式数据库技术能够充分利用硬件配置, 实现高性能的数据计算;此外智能配电网AVC自身携带的某些工具软件, 高度集成接口、趋势、报表、计算、通知、报警、冗余等服务在数据库内, 使得AVC系统更简洁高效。

2.3 灵活的网络拓扑

灵活的可重构的配电网络拓扑需具备如下功能:便于配电网自动化水平的提高;系统在经历电压崩溃等故障时, 把故障影响范围局限在最小范围, 并可迅速通过AVC等系统下发指令恢复对其他部分的供电。

2.4 动态无功优化

传统的配电网AVC还无法处理好电压的波动问题, 因此智能配网AVC在充分利用计算模型效率和全局最优间的协调来处理好电压波动所带来的影响。当前静态无功优化利用当前时刻的优化结果指导下个时刻的设备动作不能满足电网的动态特性, 动态无功优化的结果将更科学, 更精确。

2.5 先进的系统监控方法

智能配电网AVC需要实时监视和分析系统目前状态, 需要在系统中安放大量的监视传感器并把它们连接到通讯网络。状态监测是AVC系统能够实现资源重组、优化的重要保障。

2.6 互动化技术

智能配电网的可视化技术可以深导致的把运行数据的意义挖掘出来, 并对结果加以分析和提炼, 从而具体的展现出来, 在很大程度上方便了用户对于确切信息的提取。

结束语

随着经济建设的快速发展, 也带动了智能配电网建设的步伐, 智能配电网在电压控制和无功优化等问题上, 用传统配电网的AVC系统已无法实现。社会的快速发展及技术的不断进步, 从而需要适应智能配电网AVC的出现, 因此应加快智能配电网AVC的研究力度, 从而使其更适应新型智能配电网的需要。

摘要：随着经济的快速发展, 各行各业对电能的需求量不断的攀高, 对电网提高了更高的要求, 在电网结构改革的深入进行下, 在科学技术的带动下, 我国的智能电网建设取得了较快的发展, 做为智能电网重要组成部分的智能配电网, 有效的减少了电网故障对用户的影响, 其中AVC技术起到了极其重要的作用。文中针对当前智能配电网的特征进行了分析, 并进一步对智能配电网AVC技术进行了具体的阐述。

关键词：智能配电网,AVC,自愈,海量数据,谐波

参考文献

[1]唐寅生.智能电网无功电压调控技术支持系统.南京:面向电力系统的无功优化智能AVC研讨会, 2009.9.15.[1]唐寅生.智能电网无功电压调控技术支持系统.南京:面向电力系统的无功优化智能AVC研讨会, 2009.9.15.

[2]龚静.配电网综合自动化技术[M].北京:机械工业出版社, 2008.7.[2]龚静.配电网综合自动化技术[M].北京:机械工业出版社, 2008.7.

智能AVC系统 篇5

关键词：AVC,负荷预测,超前控制,状态诊断,动作次数

0 引言

电压质量是反应电力系统运行状况的重要参考因素［1］,同时,电压质量对整个电网中工作的设备都有影响。随着电力系统自动化及通信技术的快速发展,基于EMS/SCADA系统的电网自动电压控制( AVC) 技术应用日益普遍,对电力系统进行实时有效的无功补偿,从而构建出能够保证智能化电网安全高效运行的技术方法［2］。

目前,在传统的电网AVC中,主要是针对电力系统当前时间断面的状态,没有考虑历史经验和未来变化趋势［3 － 4］。因此,不可避免地出现设备频繁投切、设备利用率不高等现象,设备动作次数不能得到优化。文献[5]给出了一种考虑负荷变化趋势的电压无功控制思路,但其并未考虑设备的动作状态以及最大动作次数的约束。文献[6]主要研究了采用加速和惰性因子,进行分析无功持续越限时间、连续动作时间间隔以及电压,最终提出了应用判定设备运行状况的诊断函数( 可动作或者不可动作) 的方法,这种方法有效防止了变压器分接头和电容器/电抗器组频繁开关动作,但该方法产生了至少十分钟的延时,不利于AVC实时有效的无功电压控制。

综合自动化系统在当前的变电所应用更加的广泛,这就方便实现电网监测的实时化,并且能够在相应的阶段将历史负荷数进行存储,此外,综合自动化系统的推广能够实现超短和短时间内的负荷预测。本文研究在传统分级分区控制策略的基础上,综合考虑负荷变化趋势并加入考虑变压器分接头和电容器/电抗器组当前状态电气控制属性诊断环节,提出一种基于设备动作诊断的AVC控制策略,使控制策略具有预见性,根据设备的运行状态实现超前控制,在整个时间序列上优化设备动作次数,提高设备利用率和设备使用寿命。

1 无功优化模型

完整的动态无功优化模型的构建应当计及变压器分接头和电容器/电抗器等补偿装置投切开关的动作次数约束,同时,需要结合设备在工作过程中存在的变量离散特性,该特性实际上属于混合非线性整数规划范畴的研究问题。

在系统中假设共有节点的数目为n,有载调压变压器的台数为u,可调发电机的台数为m,同时,可投切电容器/电抗器组装设在r个不同的节点上。按照每五分钟为1 段的标准,从而对整个电网母线的全天有功无功变化曲线进行划分,按照该标准共划分287 段,于是以系统全天电能损耗最小为目标的无功优化模型可以描述为［7］:

等式约束条件:

不等式约束条件:

式中f( x1( t),x2( t),x3( t)) 为第t个时间段的电网有功损耗;g( x1( t),x2( t),x3( t)) = 0 为第t个时间段的节点功率平衡方程,g( x1( t),x2( t),x3( t)) ∈R( 2n); x1( t)= [QTC( t),TTB( t)]T,为第t个时间段由离散变量构成的列向量,x1( t)∈R( p),p = r + u ; QC( t)为第t个时间段可投切电容器/电抗器组的无功出力列向量,QC( t)∈R( r);TB( t)为第t个时段有载调压变压器的变比列向量,TB( t)∈R( u);x2( t)=[QTG( t),UTB( t)]T,为第t个时间段由连续变量构成的列向量,x2( t)∈R( q),q = m + n ; QG( t)为第t个时间段发电机的无功出力构成的列向量,QG( t)∈R( m); U( t)为第t个时间段各节点电压幅值构成的列向量,U( t)∈R( n); x3( t)=[PG( t),θ( t)]T,x3( t)∈R( q),q = m +n,PG( t)为第t个时间段发电机的有功出力构成的列向量,PG( t)∈R( m),θ( t)为第t个时间段各节点与平衡节点相位差构成的列向量,θ( t)∈R( n),x3( t)∈R( q)。Cx1为由控制设备( 有载调压变压器和电容器/电抗器) 最大动作次数约束值构成的列向量,Cx1∈R( p);Sx1为对角矩阵,其对角元素分别对应

于电容器/电抗器组无功出力或有载调压变压器变比的调节步长,Sx1∈R( p × p)。

式( 4) 为可投切电容器/电抗器组和有载调压变压器分接头在一天内的动作次数约束。可投切电容器/电抗器组( 或有载调压变压器分接头) 在每一时间段的动作次数能够解释为以下内容: 在某一时刻的结束点和开始点的无功出力绝对差值,再除以相应的调节步长［8］。

2 AVC控制模式

模型中存在诸多的不等式和等式约束,同时还包括离散变量,属于复杂的非线性规划问题。文献[7 - 9]均采用原对偶内点法,以求获得无功优化的全局最优解。然而,在实际中无功控制手段存在差异性,同时受到作用效果非线性和分布局部性的影响,获得无功优化结果较为困难,不能采用类似于传统等网损微增率问题处理方式,这就影响了实际应用效果。本文中的地区电网AVC借鉴了传统分级分区思想,以实现提高电压合格率、降低网络损失为目标,建立计及设备动作次数约束的控制模型。

AVC系统根据电力系统电压无功空间的分布状态通过PAS网络建模进行分级分区,控制模式优先考虑先“区域电压优化控制”的模式,如果该控制不符合要求就可以采用“各级电压校正控制”的模式,若以上两种模式均不符合要求,就可以使用“区域无功优化控制”模式［10］。区域电压较低或较高时,首先采用“区域电压优化控制”模式,快速优化校正系统中枢点母线电压水平;若各级电压越限,则采用各级“电压校正控制”模式,首先保证节点电压水平合格;全网的电压水平合格时再考虑经济运行,采用“区域无功优化控制”模式［11］,如图1 所示。

根据以往的电压调整情况分析,优化区域电压控制与就地电压控制策略相互配合,通过动作一次中枢变电站的调压设备来实现整个片区电压合格,避免下级子站分别动作,可以有效地减少分区中下级站设备的动作次数。

3 加设环节

3. 1 负荷预测环节

自动化控制系统能够促进变电所的工作质量,同时,由于具备大存储和再见检测的特点,这就能够实现更加准确的掌控电网负荷数据,给出电网负荷未来的变化趋势［12］( 如表1 所示) 。

设无功补偿控制装置的动作延时定值为TS,则电压无功越限后,就可以借助采用预测获得负荷曲线,计算出在分析中电压无功越限持续时间 ΔT。并且,通过计算出持续时间 ΔT,按照该值的大小进行评估投切电容器/电抗器组以及变压器分接头是否需要调整。IEEE中针对电能质量和电磁现象进行了详细的归类划分［13 － 14，］,根据这些数据可知,通常认为短时电压变动范围为3s ~ 1 min,则可以令TS等于60 s,在此过程中不需要考虑变压器分接头调节对无功的作用,然而,当持续时间小于60 s,此时的变压器分接头就不需要产生任何动作; 如果无功和电压越界持续时间都小于60 s时,此种情况下电容器/电抗器组暂不动作［5］。

基于全天各时段负荷水平以及变化趋势等辨识结果,研究超前控制策略,使多时间断面的设备动作前后协调,过滤电压无功的抖动,在满足电压无功运行目标的前提下减少设备动作次数和动作延时。

3. 2 设备电气属性诊断环节

为了防止设备动作太频繁而过早地失去调控能力,提出设备动作次数均衡环节。在设备动作均衡环节,文献[6]47 把设备最大允许日动作次数Nmax在一天内进行了24 时段的等距分配,未考虑实际负荷的变化情况以及变压器分接头与电容器/电抗器等不同设备的调压特性。本文则根据实际的电网运行状况,选择合适的控制对象和优先级,将Nmax在一天内根据负荷预测的变化情况进行权重分配。

由图2 可以看出,一般情况日无功负荷分为低谷和高峰负荷时间段,其中,低估负荷时间段为在当天晚上23 点值第二天早八点,相应地,高峰负荷时期为早上8 点到晚上23 点。同时,考虑到低谷负荷时期实现系统容性无功的平衡,就可以同时投入多组的电抗器,因此电抗器组在低谷负荷期分得的动作次数应该多一些。类似地,高峰负荷时期也应投入多组电容器。所以,电容器组在高峰负荷期分得的动作次数应该多一些。本文将权重比取为4∶ 1,即在高峰( 低谷) 负荷时期,电容器组( 电抗器组) 的动作次数占全天动作次数的80% 。

根据变压器的分接头不同的调整特性,可将变压器的分接头最大允许日动作次数Nmax进行了24 时段的等距分配。

对于以下三种情况:

( 1) 由AVC系统通过遥控接口下达的设备再次动作要求时间差小于设备最短允许间隔时间。

( 2) 计数器统计的某电气设备的动作次数达到所在时间段所分配的次数。

( 3) 计数器统计的设备当天动作的总次数达到设备最大允许日动作次数Nmax。

对各变压器分接头,电容器/电抗器组等设备进行电气属性诊断,当出现上述三种情况中的任何一种时,自动闭锁该设备即诊断结果为不可动作。

4 案例分析

将本文加设的负荷预测环节与设备状态诊断环节应用到安徽芜湖市电网电压无功优化控制( AVC) 系统的设计研发中。AVC系统流程图如图3 所示。

AVC与OPEN3000 EMS平台一体化设计,从SCADA获取实时采集数据,并结合超短期负荷预测值,从PAS网络建模获取控制模型,以电压合格率最高和全网网损最小为目标,以各考核母线的电压、功率合格和电容器/电抗器与变压器分接头两类控制设备的动作次数最少为约束条件,经过计算和分析全网无功电压优化问题,在此过程能够实时发布控制方案,并且能够结合SCADA遥控遥调功能,针对系统中的电容器/电抗器组和变压器分接头的进行闭环控制［15］。

由表2 和表3 可见,由于本文加入了负荷预测的超前控制方案,可以有效的过滤掉变化时间很短的负荷“抖动”,显著的减少了设备的动作次数。AVC系统投入前电气设备每周的平均动作次数为215 次,AVC系统投入后电气设备每周的平均动作次数为155 次,优化比例达到30% 。

由于加入了设备的电气属性状态诊断环节,合理的根据实际负荷的变化情况以及变压器分接头与电容器/电抗器等不同设备的调压特性分配不同时间段的动作次数,并及时的对设备进行闭锁,可以有效的对设备进行安全的操作。在2012 年该AVC系统投入前,芜湖地区电网发生了十三起电容器损坏、电容器开关损坏、电抗器损坏、电容器二次线圈烧坏等事故。到2013 年,AVC系统投入后,芜湖地区电网全年仅发生两起电容器损坏事故。

同时,芜湖地区电网的电压和功率因数的合格率也得到了显著提高,这是由于控制策略中有效地结合了系统负荷预测的结果,根据负荷变化趋势确定进行无延时控制,从而提高了电压和功率因数的合格率。

5 结束语

智能AVC系统 篇6

1 省地AVC协调控制总体方案

1.1 基本原理

从物理本质上看, 省调AVC系统和地调AVC系统之间的协调控制可等效为电源侧和负荷侧之间的无功电压协调控制, 如图1所示。省调主站AVC系统是全网无功电压协调控制的核心, 主要通过基于全网的电压校正与无功优化算法, 且综合考虑各种控制变量约束, 计算出合理的无功电压控制策略。省调主站AVC系统直接控制管辖范围内的直调电厂机组无功出力、投切500 k V变电站低压无功补偿设备及主变分接头调整等, 使各个区域内枢纽母线电压在规定范围或按最优运行。与此同时, 省调主站AVC系统向地调子站AVC系统发送相应的关口母线 (一般选择220 k V变电站高压母线) 电压控制目标值, 实现省调主站与地调子站之间的协调控制。地调AVC系统控制策略则是以220 k V及以上主网安全稳定运行为前提, 基于省调下发的目标值进行子站控制策略的分析和计算。

1.2 总体方案

全网无功电压优化协调控制系统一般采用“集中决策—分层控制”模式, 以安全性和经济性为约束, 实现分层分区控制。分层主要是指按电压等级进行无功平衡控制, 可分为3个级控制层。一级控制通常是快速反应的闭环控制, 响应时间为1 s至几s内, 如发电机组 (包括调相机) 的无功功率控制、静止无功补偿器的控制, 以及快速自动投切电容器和电抗器等;二级控制系统协调一个区域内一级控制设备的工作, 响应时间为分钟级;三级控制则协调、优化二级控制系统, 指导值班人员的干预, 除安全监视及控制外, 经济问题主要在三级控制中考虑, 以按安全和经济运行原则协调优化运行状态;三级电压控制的目标是实现全网电压无功的协调控制, 可根据离线分析经验或专家系统设定各控制区的主导节点电压。从三级电压控制体系看, 相互间的协调是取得全局优化效果的关键。省地协调电压控制技术方案如图2所示。

在图2的控制框架中, 省级AVC系统进行全网无功优化, 实时计算出地区电网中协调变量的最优设定值, 然后通过调度数据通信网下发。在地区电网的协调控制决策中, 除了满足本级电网的控制目标外, 还需要实时跟踪由省级电网给出的协调变量的最优设定值。

1.3 协调控制流程及其安全性机制

基于省地无功电压控制的安全性需求, 设计的协调控制流程如下:

(1) 全网无功优化。以全网有功网损最小化为目标进行全网无功优化, 计算出控制母线的目标期望值。在满足220 k V母线电压合格的前提下, 省调AVC尽量控制220 k V变电所主变关口无功负荷满足220 k V线路无功达到经济分布。

(2) 控制目标下发。省调AVC系统向地调AVC系统下达每个220 k V变电所无功目标期望值指令。

(3) 控制指令校核与执行。地调AVC系统接收到省调下发的控制目标指令后, 首先进行指令的有效性校核, 校核通过后立即执行, 若校核通不过, 则闭锁远方控制并发报警。

(4) 地调AVC系统具备远方/本地2种运行模式, 其开环/闭环状态应及时上传省调AVC系统。远方模式下按省调指令运行, 本地模式下按本地考核指标运行。在规定时间内接收不到省调AVC系统下发数据, 则闭锁远方控制并发报警, 切换到本地模式运行;收到省调AVC系统下发数据后, 应自动恢复正常, 切换到远方模式。

(5) 为了细化上下级之间的控制策略与调度管理, 地调AVC系统应将必要的信息通过SCADA上传省调, 其中包括各台电容器的投切状态、受控状态、闭锁状态及实际的可控无功容量;各台有载变压器分头位置、受控状态及闭锁状态;各厂站闭环控制状态。

2 协调控制策略

2.1 协调变量的选择

根据目前我国省地电网调度职能划分, 可考虑选择220 k V主变高压侧无功功率 (功率因数) 作为协调变量。将该协调变量作为可调变量, 并加以严格的约束条件, 在约束条件中综合考虑无功分层平衡原则和地调电网的调节能力。然后将该控制变量及其约束条件加入省级三级电压控制的无功优化模型中进行统一求解, 以保证省地AVC之间协调策略的匹配。

2.2 省调侧的策略考虑

根据无功就地平衡的原则, 在正常情况下不希望出现省调与地调之间出现大的无功流动, 尤其在220 k V电网电压正常的情况下, 不希望地调侧向省调侧倒送无功, 这主要是因为地调侧统计的可投总容量是中压侧辐射电网的总加, 其传输必然要经过一定的路径, 由这部分容量来支持省调的无功需求是不经济的。而在省调模型中也无需考虑地区电网的内部细节, 因此, 有必要在地调侧设定一个分层平衡点, 这可以通过对220 k V主变中压侧无功功率 (从主网流入主变为正) 施加一个限制来实现:Qh≥Qhb, Qhb为接近0的正数。但在紧急情况下, 若220 k V电网电压越限, 且发电厂失去调节能力的情况下, 此时只能利用地调侧作为无功支撑, 此时不再考虑就地无功平衡, 取消Qh≥Qhb约束, 即令Qhb为一个比较大的负数, 以地调侧的全部实际控制能力为准。

实时优化计算地调220 k V变电站高压侧无功的控制目标, 在正常情况下尽量维持220 k V主变无功就地平衡;在220 k V电网电压越限, 且发电厂失去调节能力情况下, 牺牲地调电网的无功平衡参与主网调压;对地调AVC下发220 k V变电站关口无功目标指令。

2.3 地调侧的策略考虑

为加强上下级的协调性, 地调AVC系统上传对220 k V电压的期望值, 该期望值表明从地调侧调压的角度出发所期望的省网侧220 k V电压值, 作为省网AVC系统进行全局优化时的参考。

地调AVC系统将每个220 k V变电站可投切电容器容量、变压器分接头位置及其所辖110 k V电网可投切电容器容量上传至省调AVC;在不违反自身约束的条件下, 地调AVC控制220 k V以下变电站的电容器和变压器分接头, 满足省调AVC下发的220 k V变电站关口无功目标指令。

地调AVC系统上传无功量应分为2个部分:关口厂站正常无功可调范围和紧急无功可调范围。地调AVC系统对从220 k V变电站向下辐射的电网进行实时的扫描, 生成这2个无功可调范围, 并上传给省调AVC系统。

3 省地协调的通信方案设计

省地协调的通信模式可根据当地调度中心的通道情况、数据质量而采用不同的方式, 但其主要设计基点都是实时性和安全性要求。

(1) 使用现有的上、下行通道, 或者采用数据网, 二者互为备用。

通信规约在现有规约基础上修改, 报文格式如图3所示。

报文中通道标志00表示正常, 01表示中断。使用现有省地调数据采集与监控 (SCADA) /EMS数据转发功能实现控制指令传递, 实现容易, 即在地调SCADA数据库中建立遥信、遥测转发表, 接收省调下行指令, 并上传控制状态。控制精度一般取为区域电网中电容器容量平均值 (一般为5~10 MVar) 。

(2) 基于E语言协议。

在这种模式下, 省地协调的信息基本流向如图4所示。

省调AVC系统和地调AVC系统制定相应的数据交换内容, 并通过设置标志文件等机制进行读写闭锁。采用E语言文件方式时, 必须通过安全性和正确性校验, 保证文件在传输过程中的可靠性。基本方法是在导出端生成校验码, 接收端根据校验码对文件进行校验。例如采用MD5算法进行文件安全性校核, MD5是国际通用的标准算法, 算法稳定可靠, 是文件校验最成熟的算法之一。安全性校验的具体过程如下:①导出端生成E语言文件。②导出端利用MD5校验程序对该E语言文件生成一个校验文件。③导出端同时将两个文件传送到接收端。④接收端利用校验文件对E语言文件进行校验, 正确时进入下一步处理, 否则报警。

4 工程应用

以我国某省级电网电压协调控制的工程应用为例, 分析该省调与地调AVC系统的协调控制效果。省调AVC系统经过全网优化计算 (一般采用周期计算模式, 每15 min自动计算一次) , 得出各关口母线的电压控制目标值, 然后以电压上下限值的带宽形式下发控制指令。地调AVC系统接受到省调指令后, 调节其管辖区域内的无功电压调节设备, 动态跟踪该目标值。某关口母线电压在一天内动态跟踪目标值的运行情况如图5所示。从图5可以看出, 关口母线电压能够较好地跟踪省调下发的电压目标值 (能严格运行在其规定的限值范围内) , 且其电压变化趋势与省调期望值变化趋势相一致, 表明省调AVC系统和地调AVC系统之间的优化协调控制效果良好。

5 结束语

本文结合无功区域性分布特点和当前调度一体化要求, 基于电压三级控制体系架构, 提出了省地AVC系统协调控制的总体技术方案。省级AVC系统进行全网无功优化, 实时计算出地区电网中协调变量的最优设定值, 然后通过调度数据通信网下发。地区电网根据自身的无功电压调节能力, 实时跟踪由省级电网给出的目标期望值。文中所提出的技术方案和控制策略在实际工程应用中表明, 较好地解决了当前省地AVC系统之间的协调控制问题。

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提高AVC系统运行可靠性的方法 篇7

随着电网调控一体化系统建设的稳步推进, 调控主站各种高级应用功能逐步建立, 电网安全稳定运行对自动化的要求越来越高[1]。自动电压控制 (Automatic Voltage Control, AVC) 系统是在现有的OPEN3000调控一体化系统应用软件基础上通过分析计算, 实时给出全网无功电压优化控制方案, 并通过SCADA的遥控遥调功能实现对电容器和主变分接头的闭环控制。在AVC系统调试传动过程中, 发现由于某些站端母线电压遥测值不正确导致AVC判定母线电压闭锁, 实际传动不成功现象, 这些变电站的频繁闭锁, 对AVC的实际效用产生不利影响, 在今后的AVC闭环运行中有很大的安全隐患, 严重降低了AVC系统闭环运行的可靠性。本文就这一问题进行分析, 并提出提高AVC系统闭环运行可靠性的措施。

1 AVC简介及应用概况

地区电网自动电压控制系统主要功能是在确保电网安全稳定运行前提下, 保证电压和关口功率因数合格, 尽可能减少线路无功传输、降低电网因不必要无功潮流引起的有功损耗。从网络安全防护和方便维护角度出发, AVC与EMS平台一体化设计, 从PAS网络建模获取控制模型, 从SCADA获取实时采集数据并进行在线分析和计算, 对电网内各变电所有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制, 实现全网无功电压优化控制闭环运行[2]。

AVC量测直接采用SCADA数据并进行生数据处理, 读取电网所有遥测遥信。在唐山奔城、苏家洼、坨子头3座变电站第一批投入AVC闭环试运行后, 溯河、扣庄、三农场、侉子庄等变电站相继投入闭环, 经过投入闭环后的运行观察, AVC系统整体运行情况较好, 但同时发现某些变电站遥测数据不正确, 导致相应厂站闭锁。因此部分变电站遥测数据有时不更新、遥测数据跳变以及量测数据的不同时性使得AVC系统的判据失效, 这就为闭环运行带来较大的安全隐患。基于上述考虑, 目前对遥测数据不好的部分变电站暂未投入AVC系统闭环运行, 从而降低了AVC系统可靠性。

2 导致AVC闭锁的遥测问题分析

2.1 AVC闭锁的遥测判据

AVC系统调整电压的依据为母线电压和关口潮流情况, 存在以下判据:

1) 当母线电压量测不变化或超出指定范围 (坏数据) 时, 自动闭锁母线;

2) 并列母线电压量测相差过大时, 自动闭锁母线;

3) 当整个厂站电网数据不刷新或电网数据异常波动, 将自动闭锁厂站AVC。

根据以上判据, 对导致AVC闭锁的遥测问题进行原因分析。

2.2 遥测问题原因分析

1) 远动通道故障。远动通道异常或通信中断直接导致远动数据不能传送至调控主站, 造成遥测数据不刷新。

2) 规约配置问题。调控一体化系统规定采用IEC104规约, 遥测采用短浮点数上送, 站端遥测上送一次值 (除3U0外) , 应为突发上送, 若采用循环上送方式, 当站端点号过多时造成遥测信号刷新缓慢。

3) 遥测死区设置过大。遥测死区设置过大, 首先影响遥测数据连续变化的精度, 同时使一些变化量小、变化缓慢的数据不能正常刷新。

4) 冲击负荷对AVC系统的影响 (遥测跳变) 。由于部分变电站存在冲击负荷, 造成母线电压跳变, 在试运行过程中, 曾出现母线电压瞬时降低 (越下限) , 调压设备动作后电压又立刻越上限, 导致电压波动时段电容器频繁投切或分接头频繁调档。

5) 一次设备问题。电力系统受到干扰发生瞬时过电压或低电压, 造成电压跳变, 这种干扰往往是瞬时性的随机的, 而且往往不会长时间连续出现。

6) 站端测控和远动装置问题。测控装置交流采样硬件故障会导致遥测发生跳变, 测控及远动装置软件运行不稳定会导致输出缓冲区数据可能被改写, 输出时将会产生跳变现象。

7) 主站系统网络模型未及时更新。当主站线路、变压器参数新增或变更时, 未及时进行相应元件的节点入库和网络建模将会造成SCADA系统遥测采集正常, 而AVC控制系统图显示母线电压量测值为0, 自动闭锁母线, 对这类问题需要及时进行网络建模和AVC建模。

通过运行统计, 现场工作中对AVC影响最大的遥测问题是死区设置、遥测跳变和远动通道中断等因素, 以下对这些问题进行分析并提出解决方法。

3 遥测问题处理对策

3.1 建立遥测采集传输处理结构图

首先建立遥测采集传输处理结构模型[3]便于遥测问题的分析处理, 站端遥测采集传输结构如图1所示。

CT/PT设备对电流或电压交流量经过电缆 (数字化变电站通过光缆) 传送到测控装置, 测控装置进行采样保持和A/D装换, 经CPU处理后将测量的数字信号传送至站内以太网, 同时将测量数字信号传送至站内监控系统和站端远动机, 站端远动机 (双重化配置) 通过遥测转发表将主站所需要的遥测信息采集、处理, 双方约定通信规约, 并通过其中一个远动转发端口接入调度数据网三层交换机的实时子网即通过调度数据网通道将遥测上送到主站, 另一个转发端口接入站端路由器上通过2 M专线通道上送至主站。

遥测至调控主站端首先经过数据网交换机的实时子网和主站路由器的G.703串口接收来自站端的远动信息, 并传送至调控主站的前置网交换机, 然后调控主站4台前置服务器的通信进程通过前置网交换机采集到站端的远动报文放入报文缓冲区, 再经过规约转换、解析后将生数据转换为熟数据放入前置共享内存中, 经过相应的进程将熟数据报文处理后写入SCADA实时库。AVC系统软件从PAS网络建模获取控制模型, 从SCADA实时库中获取实时遥测数据并进行在线分析和计算, 对电网内各变电所的有载调压装置和无功补偿设备进行集中监视、统一管理和在线控制, 实现全网无功电压优化控制闭环运行 (见图2) 。

3.2 遥测死区问题的处理措施

遥测的死区也就是遥测变化的门槛阈值, 是用于判断遥测是否变化的标准值。一般在定值设置中死区值是一个百分数, 表示遥测变化的百分比, 当遥测变化超过死区值时才将遥测值上送。

遥测死区的设置需要综合考虑以下几个设置原则[4]:①AVC应用需要的遥测灵敏度最好能够针对遥测转发表的不同点进行不同的设置;②需要考虑通信的负担, 遥测变化报文一般为突发主动上送, 遥测死区的降低必然会导致报文量的增加;③遥测变化和其他类数据的优先级配合, 在平时运行有大量遥测报文上送的时候会不会影响到其他数据的上送, 这和通信程序的实现有很大关系;④需要考虑测量源的实际精度。就是测控装置或者PT、CT等原始数据的采集精度, 遥测死区的精度小于测量源的实际精度是没有意义的。一般来说, 死区值应该介于0.1%～0.5%。

遥测死区的设置根据不同厂家的设备, 可以分别在测控装置、远动装置以及主站SCADA实时库中进行设置 (如南瑞科技设备可在测控和远动设置死区范围) , 死区设置范围取3方面最大值作为标准, 因此对于不同厂家的设备也要区别对待。

针对唐山AVC系统的实际应用并结合死区设置原则得出以下解决措施。

1) 确定遥测死区设置不当的查找流程:如果遥测不刷新或刷新缓慢, 首先观察通道是异常或中断, 其次检查通道报文是否正常 (如正常说明主站死区设置有误或主站应用程序问题) , 远动机程序是否有误, 比较调控工作站遥测值和当地后台监控遥测值刷新是否一致 (实际的通道延时很小, 可以忽略) , 如一致说明是测控装置死区设置过大, 如不一致说明站端远动机遥测死区值设置过大。

2) 考虑到目前调控一体化系统通道结构为2 M专线通道和调度数据网并使用IEC60870-5-104规约的传输方式, 并且站端远动机采用10 M/100 Mbit/s自适应网络通信环境, 目前许继厂家的部分远动装置为0死区值上送, 经过实际观测对通信压力不大。因此其他变电站的遥测死区值设置可以降低到0.2%以下。

3) 考虑AVC系统将母线电压作为闭锁条件, 因此各变电站的母线电压遥测量要求变化精度要高, 死区值可以设为0。

4) 对于轻负荷变电站和遥测数据变化比较稳定的变电站, 可能造成整个厂站遥测不刷新或刷新缓慢, 导致AVC闭锁。对于这类变电站全站遥测死区值可以设为0。

5) 根据历史负荷曲线分别对同一变电站的不同线路负荷的死区值进行不同设置, 轻负荷线路死区值可设为0。

6) 调节遥测死区后要注意正确设置主站报文总召时间避免因总召时间过短引起大量遥测遥信上送引起遥控操作的延时。因此总召时间设定为15 min。

3.3 遥测跳变问题的处理措施

遥测跳变指的是遥测值瞬时或一段时间内发生大幅度变化, 如图3所示。普遍存在于站内监控系统和调度自动化系统, 多为测量系统故障所致。10 k V母线电压跳变造成AVC系统电压定值的的上限或下限造成误投切电容器或误调节主变分接头, 其他电压等级母线电压跳变易造成母线闭锁AVC。

处理遥测跳变首先要根据遥测采集传输处理结构图建立查找流程。以查找10 k V母线电压Uab跳变流程为例 (见图4) 。设置Uab的采样 (10 k V母线电压采样为5 min) 后就可以查看其遥测的历史和实时曲线, 通过查看一段时间 (如周曲线) 的历史曲线就可判断Uab否跳变, 由于引起跳变的原因相对复杂, 出现的时间和幅值有很大的随机性, 如果跳变持续时间较短需要存储一段时间的报文与曲线进行比较查看是否一致。根据调控一体化系统实际运行经验, 通过对220 k V变电站10 k V母线电压遥测跳变统计情况, 发生在站端冲击性负荷以及遥测死区设置不当造成的较长时间的母线电压跳变对AVC影响更大。处理遥测跳变的对策如下所示。

1) 通过和南瑞厂家讨论, 适当延长AVC系统的采样周期就可很大程度地避开持续极短时间的跳变现象, 这对于冲击负荷引起跳变极为有效, 使调压设备频繁动作的问题大为改善。

2) 对于跳变时间持续较长跳变情况, 多与死区值设置过大有关, 因死区值设置过大, 致使当遥测变化幅度较大时数据才突发上送, 造成本次采样时刻与上一次采样时刻差值较大。上述对策1) 方法无能为力, 需要结合遥测死区设置方法处理。

3) 对站端远动装置进行跳变数据统计, 用替换法将出现次数多的远动装置更换成出现跳变次数少的远动装置, 并观察结果。

4) 对站端测控装置进行跳变数据统计, 如果发现某测控装置跳变较多, 且与后台监控系统曲线跳变情况一致, 应当更换测控装置采样插件或更换整个测控装置, 并观察结果。

5) 根据跳变统计结果找出引起遥测跳变的各类远动装置或测控装置的厂家及型号, 对同类型的问题统一分析处理并要求厂家采取措施改进[5]。

3.4 通道故障处理

目前220 k V变电站逐渐采用调度数据网和2 M专线“双通道”配置, 将大大降低通道故障发生概率, 且调控SCADA系统的“厂站通信工况监视”功能能够在通道中断时发出警铃报警, 便于故障及时发现和解决。

4 实例分析

为验证提高AVC运行可靠性措施的的效果, 对处理古马变电站遥测刷新缓慢 (见图5) , 处理古马、奔城、车轴山变电站10 k V母线电压跳变 (见图6～8) 进行实例分析并按照上述方法解决故障。

由图5可以看出电压曲线存在“削顶”现象, 因死区设置过大, 遥测变化幅度较小, 遥测值总是保持在总召时刻, 又因主站总召时间设为15 min, 故每小时出现4次平顶, 造成了母线电压每小时只刷新4次。

由图6可以看出在12月23日16:45处理故障之前, 按照流程查出远动装置配置文件死区设置值为10%, 此故障导致两条母线电压跳变至10.00 k V, 并且持续时间长达1 h, 此时闭锁AVC。按照3.2节设置方法, 10 k V母线电压设置为0值死区后问题解决, 得到的电压曲线在16:45后不仅电压采样曲线正常消除了平顶现象, 而且消除了跳变故障。

由图7、图8可以看出两站母线跳变有很大的随机性, 通过遥测跳变故障查找流程, 得出母线电压跳变是受到冲击性负荷的影响, 故跳变持续时间较短, 经过将AVC采样周期由原来的10 s调整成15 s (见图9) 。这时适当延长AVC的采样周期使跳变故障不影响AVC的闭环运行。

5 结语

本文主要是研究如何处理遥测问题提高AVC闭环运行可靠性的方法和措施, 对传输通道、规约配置、遥测精度、测控远动装置、一次系统、主站网络模型导致遥测故障问题进行了调研分析, 得出了导致母线电压遥测问题的主要因素是死区设置不当、通道问题以及冲击性负荷跳变的影响。有针对性地构建了遥测采集传输处理结构图;根据遥测死区的设置原则结合实际提出了查找故障的流程和处理遥测死区设置错误的方法;建立了遥测跳变故障的查找流程和处理遥测跳变的对策, 提出了处理通道故障的方法。最后结合实例对提出的方法进行了验证, 减少了AVC因母线电压遥测故障闭锁次数和时间, 对AVC系统可靠运行有理论和实践指导作用。

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智能AVC系统 篇8

H.264视频编码具有很高的计算复杂度, 而超高清 (本文特指3 840×2 160的视频) 视频编码的复杂度至少是是高清 (1 920×1 080) 视频编码的3~4倍。具有强大运算处理能力的多核处理器为视频并行编码提供了良好的平台基础, 通过合理地设计视频编码的并行任务划分与调度, 充分运用多核处理器的并行能力, 能够达到实时的要求。处理器性能的提升解决了视频编码计算复杂度高的问题。同时因超高清的巨额数据量, 编码过程中像素的存取也是编码器性能的瓶颈之一。根据视频编码的特点以及操作系统内核的内存管理机制, 本系统设计的高效内存管理方案将有利于提升编码速度与视频质量。

本文以Tilera[1]公司的TILE-Gx36处理器为核心, 设计与实现了超高清实时H.264编码系统。其中摄像机负责采集超高清原始视频序列, FPGA板卡负责视频序列预处理, 多核处理器负责视频编码与RTP[2]格式封装, 实现视频单播功能。

1 编码系统总体架构

编码系统由超高清摄像机采样得到原始的YUV序列, FPGA采集板对原始的YUV序列进行预处理并存储至内存中, TILE-Gx36处理器对内存中的视频序列编码并封装成RTP格式输出。系统的流程包括3个步骤, 如图1所示。

1) 原始视频序列采集

超高清摄像机负责采样原始视频序列, 支持的超高清格式包括24 f/s与60 f/s序列。摄像机输出包括4路HDMI口, 其中每路HDMI支持1.3规范, 可输出1 920×1 080分辨率的视频序列。4路HDMI输出均连接至FPGA采集板的输入口。

2) 视频序列预处理

FPGA采集板接收摄像机传输的4路HDMI视频序列, 将4路高清序列拼接成完整的超高清序列。本设计中的超高清编码器目前仅支持帧率小于或等于30 f/s时的视频序列, 当摄像机输出格式为60 f/s时, FPGA采集板负责下采样将其转换为30 f/s格式。为减少CPU资源的占用率, FPGA采集板通过基于PCIe接口的DMA方式将视频序列存储至内存设备中。其中视频存储格式符合编码器的格式要求, 编码时无须进行格式转换, 以降低编码复杂度。

3) 视频编码与RTP打包传输

TILE-Gx36处理器对内存中的原始视频序列进行并行编码输出压缩后的比特流, 再进一步对比特流进行RTP格式封装并通过网卡控制器输出至网络中。接收端使用支持RTP格式的播放器即可解码回放, 实时观看。

2 编码系统设计

2.1 原始像素内存管理

H.264/AVC编码器计算复杂度高, 在程序运行过程对内存容量与带宽需求较大, 其中像素的存储管理占用了较大空间与带宽。超高清视频为YUV420 (3 840×2 160@30 f/s) 格式时, 原始像素的吞吐量约为356 Mbyte/s, 重建像素也会占用一定的内存空间与带宽。本设计中采用高效的原始像素存储管理策略, 降低内存需求。

采集线程负责将经过FPGA板卡预处理后的原始像素存储至RAM, 编码线程对RAM中的原始像素进行编码。采集线程的采集速度是视频序列的帧率 (30 f/s) , 编码线程的编码平均速度应快于30 f/s才能达到实时编码。根据H.264/AVC标准, 采用B帧编码时, 编码序列与显示序列 (即采集序列) 不一致, 因此采集线程与编码线程的处理顺序不一致, 需要同步机制。另一方面, 编码系统是通过库函数malloc () /free () 调用实现对内存的分配释放。在编码过程中, 原始视频序列随着时间不断更新, 如直接进行内存的分配与释放, 则会引入内存分配释放函数调用的开销, 同时增加了操作系统内存管理的复杂度, 降低系统性能。本编码系统使用固定数目的帧存空间来存储原始像素, 避免过多的内存分配释放操作。设置原始像素的帧存数目为15, 帧存中的每一帧将处于下述3种状态之一:FREE, READY, ENCODING。如图2所示, 编码初始化15帧状态均为FREE状态, 采集线程成功采集完一帧图像时则设置为READY状态, 编码线程开始处理原始图像帧时则设置为ENCODING状态, 编码完成则设置为FREE, 如此循环往复。其中采集线程与编码线程对15帧的原始像素帧的管理根据各自的特点而采取不同的管理策略。

采集线程端维护两个链表, 空闲帧链表 (Free_list) 与非空闲帧链表 (Not_Free_list) , 如图3所示。空闲帧链表是处于FREE状态的帧集合, 非空闲帧链表是处于READ-Y与ENCODIING状态的帧集合。当摄像机端的原始图像数据到来时, 如果空闲帧链表非空, 则采集原始像素图像至空闲帧链表头部, 并将其移至非空闲帧链表尾部;如果链表为空, 则说明编码器不能实时编码, 可以通过丢帧的方式继续编码。当编码器完成一帧编码时, 将该原始帧移至空闲链表尾部。

编码线程端维护15帧的状态数组hdcap_frame[15], 其中数组中的元素包括以下信息:帧存储的逻辑地址, 帧索引号frame_index (按显示顺序递增0, 1, 2…) , 以及其他有效的参考信息等。编码线程负责从采集线程的非空闲帧链表获取处于READY状态的原始图像, 存储规则为hdcap_frame[frame_index%15]。编码时直接通过帧索引号进行帧的查找。

2.2 并行编码器设计

H.264编码器可以采用不同颗粒度[3]的并行加速方式, 主要包括有图像组并行[4]、帧级与条带级并行[5]、宏块级并行[3]、基于编码功能模块的任务并行[6]、指令级并行[7]等。H.264并行编码可采取单颗粒度或多颗粒度并行方式, 其中多颗粒度并行方式能获得更好的加速比以及并行扩展性。

图像组并行以Go P为基本处理单元, Go P间不存在数据依赖关系, 适合数据并行。延时是实时编码系统的一项重要指标, 其中包括编码延时与传输延时。图像组并行将使得较长的原始视频序列同时处于编码状态, 易产生延时。帧级与条带级并行、宏块级并行均属于数据并行, 基于不同功能模块的流水线执行方式属于任务并行。指令级并行主要是采用单指令多数据指令对编码计算比较规整的数据操作进行优化, 包括运动搜索、亚像素插值、变换量化、去块滤波等。指令级并行主要是单核性能优化, 可以与其他并行方式嵌套组合。

由于数据并行具有良好的可扩展性[8], 本设计的编码器采用帧级与条带级并行、指令级并行的方案进行编码。为了达到实时编码速度、较高的视频质量以及较低的编码延时, 设定编码器的Go P结构为IPBB, P条带具有两帧参考图像, B条带具有前后各一帧参考图像。如图4所示, 在启动B条带编码时, 只须满足如下条件:在B条带的候选垂直运动向量范围内, 参考图像已经重建完成。P条带的启动规则与B条带类同。条带的编码启动规则充分利用运动向量在垂直范围的有限性, 无须整幅参考图像重建完成, 减小了数据依赖性, 利于并行。实际应用中, 可根据处理器单核的性能和可使用核的数目, 通过调整一帧内的条带数以及可并行编码的帧数来产生合适的并行任务。

2.3 视频码流RTP封装传输

RTP协议 (Real-time Transport Protocol) 是由IETF的音视频工作组提出, 主要用于端到端的实时网络传输应用, 工作组对H.264的RTP封装格式[9]提出了规范。

由于超高清视频编码的码流比特率大, 设计时需要考虑RTP包传输的瞬时吞吐量。编码器采用了帧级并行进行加速, 故需要将比特流按照编码顺序进行码流重组输出, 从而码流易出现瞬时的大吞吐量输出。网络视频流的传输应尽可能保证单位时间内RTP包的吞吐量波动小, 能减少丢包的发生。本设计通过在编码线程与RTP封装线程间设置一个码流FIFO缓冲器, 保证RTP包的吞吐量尽可能稳定。如图5所示, 编码线程将压缩码流输出至FIFO中, RTP封装线程对FIFO中的码流进行打包封装并传输至网络。

编码系统初始化时, FIFO缓冲器为空。随着编码线程不断输出比特流至FIFO中, 码流累积至buf_average= (buf_overflow+2×buf_underflow) /3时, RTP封装线程开始进行打包。其中RTP封装线程定期 (约20 ms) 查询FIFO中的有效码流长度 (见图5中的阴影部分) , 并根据过去一段时间内 (约1 s) 的RTP包传输速度的统计, 设置当前的打包速度。采用上述策略以及编码器自身的码率控制策略, 使比特流的长度处于图中的buf_underflow与buf_overflow之间, 保持RTP包的传输速度稳定。

3 编码系统实验结果

3.1 编码系统设备组成

整个编码系统所使用的设备包括:超高清摄像机使用JVC GY-HMQ10U设备, 输出4路1 080p视频;运算处理器使用Tilera公司的TILE-Gx36多核处理器, 该处理器由36个同构核组成, 单核支持最高运行频率1.2 GHz;客户端使用基于x86平台的VLC播放器接收RTP码流实时回放。

3.2 超高清编码性能测试

编码系统的核心在于编码器的并行性能, 本次测试输入为3个超高清YUV视频序列, 设置Go P结构为IPBBPBB, Go P长度为16帧, 输出码率为25 Mbit/s。

在核数足够的前提下, 仅采用条带级并行加速的实验结果如图6所示。由于同一帧图像中的不同条带编码速度不完全一致, 编码已完成的条带需要等待编码尚未完成的条带, 由此引入了同步等待时间。因此编码速度相对于条带数的增长呈非线性增长。当条带数为16时, 3个序列的编码速度为18~23 f/s。

在核数足够的前提下, 设置一帧的条带数为14, 在不同并行帧数下的编码实验结果如图7所示。设Go P格式为I0P3B1B2P6B4B5, 当I0与P3编码完成时, B1、B2、P6这3帧图像间无数据依赖关系, 可同时编码, 因此3帧并行时的编码速度呈线性增长趋势。

设置一帧的条带数为14, 可同时并行的帧数为4, 在不同核数下的编码实验结果如图8所示。随着核数增加, 编码速度随之增加并趋近饱和。可以看出, 当核数为21时, 3个序列的编码速度大于30 f/s, 满足实时编码的需求。

4 小结

本文设计并实现了实时的超高清H.264/AVC视频编码系统, 包括原始视频序列采集与预处理, 并行视频编码, 比特流RTP封装传输。实验结果表明, 仅使用1片TILE-Gx36处理器就能够实现实时超高清视频编码。

摘要：基于多核处理器的并行计算能力, 设计并实现实时超高清分辨率 (3 840×2 160) 的H.264/AVC视频编码系统。该系统在原始像素输入端实现高效的内存管理, 超高清编码器采用帧级、条带级、指令级的并行方案, 码流输出端则采用FIFO缓冲器对RTP包的传输速度进行控制。实验结果表明, 编码系统能实时对超高清视频源进行并行编码, 通过RTP封装格式传输至IP网络, 用户可使用视频播放器接收并回放。

关键词：超高清,H.264/AVC编码器,Tilera多核处理器,并行计算

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