分布式AVC的应用案例分析：以某地区为例

分布式AVC系统在某地区应用后，运行情况良好，并取得了较好的效益。其主要作用效果如下：

1.提高了电压质量、电压合格率，降低了电压偏差

AVC系统投入闭环控制后，110kV系统电压有了明显的改善（见图5-3和图5-4）。全网电压合格率得到了稳步提高，2005年为95.44%，2006年为98.75%，2007年为99.47%，2008年为99.7%。

AVC系统投入闭环控制后，10kV系统电压也有了明显改善（见图5-5），全网电压合格率2005年城网为99.61%，农网为99.02%；2006年城网为99.25%，农网为99.77%；2007年城网为99.829%，农网为99.37%；2008年城网为99.889%，农网为99.385%。

2006年的某电网，110kV系统电压存在的主要问题是220kV云山和方岩供电区的变电站电压越限问题，这是电压控制的难点，其中既有负荷因素，也有电网原因。表5-22是这两片电网2006年110kV母线电压合格率情况。

图5-31 10kV电压合格率

图5-4 2006年月度110kV电压合格率

图5-5 2005～2008年10kV系统电压合格率

表5-22 2006年110kV母线电压合格率情况（%）

很明显，电压合格率不理想。而分布式AVC投入闭环运行后，110kV系统电压得到了大大改善。

由图5-6和图5-7可知，AVC投入前，方岩变电站110kV系统电压越高限、越低限情况并存，投入后电压运行区间合理，波幅显著收敛。

图5-6 AVC投入前后电压曲线

图5-7 AVC投入前后电压曲线

取AVC投入前的2006年5月8日～22日和投入后的高峰负荷期间2006年8月1～14日的电压曲线，如图5-8所示，两周时间的区间比较也完全符合以上的结论。

图5-8 AVC投入前后方岩变电站电压曲线

1—AUV投入前 2—AUV投入后

2006年方岩变电站供区的芝英、古山、长城变电所110kV母线电压平均合格率统计情况（见图5-9）直观反映了三季度该区域电压改善的结果。

图5-9 2006年方岩变电站平均电压合格率

云山变电站的电压主要是越高限问题，AVC投入后被有效约束，如图5-10所示。

2.减少电能损耗，电容器投入率升高，主网网损率降低

AVC系统投入闭环运行后，大幅度提高了电容器投入率，降损节电效果明显，方便且很好地实现了电网的经济运行。

图5-10 AVC投入前后云山变电站110kV电压最大值

2006年5月22日主网AVC控制范围内部分电容器投入情况如图5-11和图5-12所示，2006年7月3日主网电容器投入情况如图5-13和图5-14所示。

图5-11 2006年5月22日金华主网电容器投入率曲线

以上图表只反映了AVC系统控制范围内部分电容器的投入情况，2006年新上的13.5万kvar电容器因PI数据库问题未进入统计，而这部分电容器都已实现AVC闭环控制，所以实际无功补偿容量相差约10万kvar左右。

分布式AVC系统投入前后的电容器投入情况对比表明，投入率提高了近30%，该日增加无功补偿电量约为530万kvarh：曲线积分差值为1007.2-537.2万kvarh=470万kvarh，加上未计入部分约60万kvarh。若取节电当量0.9%，可得节电4.8万kW·h，三个月能达440万kW·h。

图5-12 2006年5月22日金华主网电容器投入率曲线

图5-13 2006年7月3日金华主网电容器无功补偿曲线

图5-14 2006年7月3日金华主网电容器无功补偿曲线

由于不存在并行的参照样本，节电计算不可能有准确的结果，我们尽量多采用几种计算方法，以得出能认同的粗略的数据。

从网损实时系统中看AVC投入前后的降损效益。主网网损率2005年为0.97%，2006年为0.85%，2007年为0.817%，2008年为0.7%。2005～2008年主网网损率如图5-15所示，2006年月度主网网损率如图5-16所示。

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图5-15 2005～2008年主网网损率

图5-16 2006年月度主网网损率

地调部分网损情况见表5-23。

表5-23 地调部分网损情况

AVC投入的结果，在负荷大幅升高的同时，而网损率却明显下降。简单计算节电效益如下：

取K=1982.76/1555.95=1.2743（平均供电负荷之比）。

节电为（16.352×K²-21.046）kW·h=5.507万kW·h，三个月则达506万kW·h。

从电量计费系统得出的地调的统计网损见表5-24。

表5-24 地调2006年1～9月统计网损情况

虽然统计网损数据明显比在线系统网损要小，且误差较大，但仍然具有结果比较的价值。供电量与网损率曲线如图5-17所示。

图5-17 供电量与网损率曲线

从网损的特性看，进入2006年7月双夏用电高峰后，其增长速度大于供电量的增长速度，所以在图表上基本上可以看出7月之后的网损率下降不小于0.1%，则对应于三个月的节电量合计在430万kW·h以上，平均日节电大于4.67万kW·h。

2006年5月23日与10月2日负荷水平相近其负荷曲线如图5-18所示。

地调全网网损电量相差：（1.296-1.15）×24万kW·h=3.5万kW·h，三季度的负荷水平分别是196万kW、210万kW、182万kW，相对高出了26%、35%、17%，而改善了高峰期间的系统运行电压，同样会产生明显的降损效益。

另外，分布式AVC系统具备电网逆调压功能，能使降损效益更为充分。

综合上述分析结果，分布式AVC试运行以来，地调全网三个月的节电量取最低数为430万kW·h，按2005年社会用电量平均电价0.65元/kW·h计算，为280万元，这部分相当于“净利润”。预计一个统计年的节电量将达1500万kW·h以上，为企业增加了975万元以上利润。

图5-18 2006年5月23日与10月2日的负荷曲线

图5-19 长城变电所1#主变压器分接开关动作次数

3.减少了主变压器分接开关动作次数

AVC系统投入运行后，110kV有载主变压器分接开关动作次数显著减少，无疑对提高主变压器寿命水平大有裨益。图5-19和图5-20所示是110kV长城变电所和110kV丽州变电所1#主变压器分接开关每天动作次数曲线（数据取自AVC的Web查询系统）。

以上两座变电所在2006年7月都进行了增容，从2006年6月至今电压控制装置都有VQC→AVC→VQC→AVC的过程，虽然数据不全，但对比效果还是很明显的，两个变电所VQC与AVC的调档次数之比约为3～5倍。按主变压器检修规定，分接开关动作5000次必须停役检修并换油，即原来主变压器分接开关检修周期为一年，以后可以延长至3～5年，而主变压器分接开关的运行寿命也将大大延长。折合每年节省检修费用每台主变压器为1万元以上，93台主变压器即达93万元以上。

图5-20 丽州变电所1#主变压器分接开关动作次数

4.约束关口功率因数，功率因数合格率大大提高

2008年浙江省调执行新的功率因数考核办法，AVC系统能方便地对关口功率因数进行约束，以满足电网无功分区平衡的要求，部分地区局无法快速适应。图5-21为某局2008年7～12月及平均的功率因数合格率，可见某局2008年功率因数合格率较平均值高出许多。

5.减轻了监控值班人员劳动强度，实现了全网电压/无功实时控制，完善并提高了无人值班变电站自动化水平

网内众多的VQC装置，不仅种类多，质量也良莠不齐，缺陷频发，这给监控人员带来很大的工作压力。同时，监控人员对系统调压和监控点电压的调整策略和时间方面根本无法把握，难度很大。AVC系统自动化程度高、策略准确、动作快捷，系统稳定运行后，解决了以上这些问题，同时也节省了VQC装置的维护和检修费用。

图5-21 某局功率因数合格率

6.提高了电网的安全运行水平

AVC系统以电压作为基本约束：监控点电压的控制和区域电压的维持。同时响应时间快，从计算到策略执行完成，一般只需1min。其所发挥的作用相当于增加一套容量为91万kvar的无功动态调节系统，这无疑大大提高了电网的电压稳定水平。

7.AVC系统装置方便实现与省网、县市AVC系统接口联调

AVC系统自适应功能强（如自动纠错、自动闭锁、自动形成相关动作数据等）、安全控制功能强（如遇突发事件，控制系统会自动处理，不会发出影响电网与主设备安全的操作指令）、人机界面友好、操作简便、安全可靠，同时可以方便地与省网、县市AVC系统接口，实现电网电压的分层协调。

8.连带效应

1）准确地掌握了主变压器分接开关、电容器投切开关每年每月每日动作次数，为最大限度地发挥设备潜力和设备检修提供了依据。

2）动态电压/无功控制系统的实施促进了电容器的配制、电容投切开关的更新、有载变压器覆盖面的扩大。

3）使定值更改、特殊控制策略实施方便。