5、增加特殊运行方式的考虑
在AVC软件中加入运行方式判别，根据变电站内主变高中低压三侧受总开关、高中低压母线、母联开关的状态判断主变的运行方式，增加考虑某一段母线退出运行、或通过母联由另一主变供电的特殊方式。让以上的判断结果等待“灵敏度分析模块”调用。
6、实现运行方式和操作次数联合判别
通过自动判断电气连接方式，寻找在同一电气岛中，符合方案执行条件的所有电容器。如可投电容器大于一组则优先考虑本日投切次数较少的;如投切次数相同则优先考虑投入时间在前的电容器。当任意一组或几组电容器退出自动控制方式时，本模块仍能根据需要，自动确定新的投切顺序，实行循环投切。除有投切顺序的电容器组外，其余电容器组本着轮换投切，先投先切，后投后切的原则投切，投切的时间间隔不小于规定时间，每天投切次数不超过规定次数。并列运行母线可以按同一条母线进行电容器组的投切。
7、引入负荷曲线预测功能
为了消除特殊负荷跳变情况造成的不必要的投切。除了采用各类措施加强对谐波的治理外。在软件上可以充分利用变压器允许短时间的过负荷能力，减少不必要的投切和调整。再将调度自动化系统负荷预测功能引入AVC的运行判断中。通过预测值与实时数据的比较，将结果作为电压无功综合控制策略的重要参考量，根据典型日的负荷曲线预测设备投入或切除后至下一次切除或投入的时间，来实现投切和调整的优化。在保障安全的前提下实现最优运行方案，防止在负荷波动较频繁区域设备频繁动作。
8、引用设备操作成本分析功能协调控制
设备操作的成本主要分设备损耗成本和操作风险成本。设备损耗成本主要考虑主设备和所有附属设备的成本，设计使用次数。设备操作风险成本主要考虑设备操作事故概率和事故损失的统计指标。在AVC中引用设备操作成本分析功能进行协调控制，提供设置界面，人工进行修改。根据这一特性，在系统推出降低网损方案前，结合设备的操作费用，统筹考虑，运行维护中提高或降低操作费用，达到人为增加或减少设备操作的目的。每次调整总费用见下表所示。
表1变压器调整费用
电压
等级分接头开关使用次数限制使用年限(每天10次)事故
概率事故
损失每次调整成本费用每次调整风险费用每次调整总费用
220KV50万元10000027年0.0001100万元5元100元105元
110KV25万元10000027年0.000110万元2.5元10元12.5元
表2 电容器调整费用
容量价格(包括辅助设备)分接开关价格使用次数限制使用年限
(每天10次)事故
概率事故
损失每次调整费用每次调整风险每次调整总费用
10Mvar30万元12万元20000次6年0.00011万元21元1元22元
8Mvar24万元12万元20000次6年0.00011万元18元1元19元
5Mvar15万元12万元20000次6年0.00011万元13.5元1元14.5元
3MVar9万元12万元20000次6年0.00011万元10.5元1元11.5元
9、推出方案间隔时间设置为可调节
对于遥测、遥信变化上送慢的问题，在系统中可将闭环控制同一设备推出方案间隔设置为可调节(一般情况下，AVC系统中设备操作连续三次失败，将被禁用)。由用户根据实际情况确定下一次方案的间隔时间，防止因数据刷新慢，使AVC 误以为操作失败继续出方案而导致过调。
10、合理配置电容器的容量
目前蚌埠地区电网部分电容器组容量较大，灵敏度分析结果表明，电容器投切后容易出现无功过补和无功缺失。这也是造成个别电容器不动作而其它容量较小的电容器频繁投切的一个原因。如母线上配置两组容量不同的电容器或电容器分组运行。根据现场投入组数的实际容量情况，人工修改容量参数，由系统控制投切，会取得更好的效果。
四、结束语
无功电压控制(VQC)同样遵循安全、经济两个根本性指标，这两个指标是我们工作的指挥棒、约束条件。在此前提之下，要做到合格(中枢点电压、关口功率因数);稳定(上下波动不能越限);可靠(无拒动、误动、抖动);经济(少动、均衡使用设备);低成本(最少的操作次数、最低的线损、最低的工作成本)。
根据以上思路，联合厂家开发人员对软件控制策略、告警、控制安全等几个部分进行了修改，改进后的无功电压优化系统与以前的控制方式相比安全性大大提高，经过验证，此举在电网安全、电压质量优化、电网损耗降低等方面均取得了良好的效果。AVC系统在蚌埠电网的成功应用，为地区供电局电网调度由经验型向分析型、智能型转变提供了科学的依据，为调度自动化系统的精细化发展提供了新的空间。
参考文献
[1] 实时电压无功优化自动控制(AVC)系统技术说明.南瑞科技股份有限公司 2011年
[2] 蚌埠供电公司电压无功优化自动控制系统技术协议蚌埠供电公司 2010年
[3] 蚌埠地区电网调度规程 蚌埠供电公司 2010年
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