稳控方案

稳控方案（通用9篇）

稳控方案 篇1

0 引言

特高压直流输电工程与传统的交流输电系统相比, 其在远距离输电中经济性较好;交直流混联可减少系统短路容量, 供电可靠性高;采用电力电子可控器件可实现直流输电系统潮流的快速控制。但直流输电系统中存在无功消耗大 (约为直流输送有功的40%~60%) 、直流闭锁故障对电网交流系统冲击巨大、潮流进行大规模转移等影响因素, 交直流混联系统的暂态电压稳定性问题更突出[1,2,3,4,5]。

目前, 国内针对直流闭锁故障采取稳控方案的相关问题, 已有学者进行了初步研究。文献[6-8]针对±500 k V、±1 100 k V直流发生双极闭锁故障提出稳控装置切机切负荷的稳控方案, 减小对交流系统的冲击。文献[9]针对云广直流闭锁过电压提出广域PSS在高压侧进行反调及机组励磁调节改进的控制思路。文献[10]提出送端网电源参与系统调压的“网源调压”稳控策略, 通过网源水、火机组优化, 提升了暂态过程中电压的稳定性。文献[11]提出了应用风火打捆方案, 利用跟随风功率波动的控制策略提高系统稳定性。文献[12]提出应用模块化多电平换流器 (MMC) 与网内机组协调的无功控制方案, 以及应用紧急功率支援并辅以切机的稳控策略, 提高送出系统的稳定性。

现有研究主要依托于大规模火电直流外送闭锁故障引起的电压问题, 提出稳控切机切负荷及协调无功控制的稳控研究方案。对于含有高密度间歇性能源、交直流混联电网, 系统运行电压本身存在一定的复杂性, 尤其是直流闭锁故障后, 稳控方案对于高密度风电、交直流混联系统运行电压的影响研究值得进一步的探讨。

根据新疆电网建设“十二五”规划, 预计2014年底哈密地区风机总装机容量达750万k W, 形成了哈密北、十三间房及哈密南三大风电集群区域。本文针对哈密地区高密度风电、交直流混联系统, 哈郑 (天中) 直流发生双极闭锁故障, 仿真分析直流系统不同运行工况下不同的稳控方案对哈密地区电压的影响, 提出综合考虑新疆网内火电、哈密高密度风电及直流配套电源的稳控方案, 对提高特高压直流系统的稳定运行及减小对哈密地区高密度风电的影响具有一定的参考价值。

1 电网规模与潮流控制

1.1 新疆电网与疆外联网规模

目前, 新疆电网形成了220 k V和750 k V主网架。2014年底新疆电网750 k V断面示意图如图1所示。其用电负荷主要集中在乌昌城网、奎屯、哈密、吐鲁番及巴州地区, 电源主要分布在新疆网内中西部火电、哈密地区风电、直流配套火电电源等地区。

根据当前网架结构, 新疆主网途经哈密地区, 通过两条750 k V交流通道与西北主网联网, 哈密至郑州±800 k V特高压直流与华中电网联网, 根据直流的运行机理, 无功消耗量大, 目前电网配置一定量的滤波器来提供无功补偿。此外, 在天山换流站还配备了直流配套电源, 预计2015年底将实现新疆电网直流外送功率800万k W。

1.2 哈密地区高密度风电电网规模

根据2014年底新疆电网网架结构, 哈密地区电网以哈密市为核心, 已形成以±800 k V、750 k V、220 k V电压等级为骨干网架, 以110 k V、35 k V电压等级为主体的覆盖全地区的输、配电网络。其中以±800 k V哈郑 (天中) 直流、750 k V新疆与西北主网联网一、二通道及哈密高密度风电, 构成了疆电外送的送端电网, 图2所示为哈密局部电网示意图。

图2显示, 哈密高密度风电汇集于哈密北、十三间房及哈密南三大风电集群区域。2014年底, 哈密地区风机达4 000余台, 总装机容量达750万k W。并且, 天山换流站直流配套电源火电6台机组将在2014年底陆续投入运行, 总装机容量达396万k W。

1.3 潮流控制

依托2014年底冬小负荷水平运行方式, 新疆网内主网潮流合理分布, 并且在N-1方式下, 均未出现线路过载或重载。根据图1断面示意图, 对新疆主网750 k V断面潮流控制如下:750 k V吐哈断面 (吐→哈) 250万k W, 750 k V哈密风电上网100万k W, 直流配套电源火电6台机组 (总出力为200万k W) , 直流外送功率极限520万k W。

2 电力系统电压稳定性判据及其稳定控制

2.1 电力系统电压稳定性判据

我国《电力系统安全稳定导则》对电压稳定的定义为:电力系统受到小或大的扰动后, 系统电压能够保持或恢复到允许范围内, 不发生电压崩溃的能力。导则指出, 系统无功功率的分层分区供需平衡是电压稳定的基础;同时, 电压失稳的判据可为母线电压下降, 平均值持续低于限定值[13,14,15,16,17]。

依托于导则定义, 结合新疆电网实际的输电特性和负荷特性, 仿真中定义电压稳定性判据为:系统内中枢点的电压不低于80%Un, 并且持续时间不超过1 s, 电压波动曲线表现为减幅振荡, 振荡呈现逐步衰减、消失趋势。

2.2 电力系统稳定控制

根据DL/T 723-2000《电力系统安全稳定控制技术导则》中, 为保证电力系统安全稳定运行, 二次系统配备的完备防御系统应分为三道防线。

第一道防线:在电力系统正常状态下通过预防性控制保持足够的稳定裕度, 发生短路故障时由电力系统固有的控制设备及继电保护装置快速、正确动作切除故障元件。

第二道防线:由稳控系统构成, 针对预先考虑的故障形式和运行方式, 按预定的控制策略实施切机/切负荷、局部解列等控制措施, 防止系统失稳。

第三道防线:由失步解列、频率及电压紧急控制装置构成, 当电力系统发生振荡、频率/电压异常等故障时采取解列、切机/切负荷等控制措施, 防止系统崩溃[18,19]。

图3体现了三道防线与稳定控制的关系。在稳控方案中, 为实现紧急控制通常采用多种措施, 包括电源端和负荷端控制手段。本文基于交直流送端电网, 当发生直流闭锁故障导致外送功率受阻时, 在新疆区域内由多个厂站的安控装置构成稳定控制系统, 实现电源端采取切机的稳控措施。

3 直流闭锁故障不同稳控方案仿真分析

仿真计算软件采用PSASP综合分析程序, 依托新疆电网2014年底冬季网架结构, 数据选取新疆电网2014年冬小负荷水平运行方式。哈郑 (天中) 直流外送功率极限520万k W, 以直流通道重潮流 (外送500万k W) 和轻潮流 (外送200万k W) 两种运行工况, 仿真直流双极闭锁故障 (仿真中3 s时故障) , 综合考虑新疆网内中西部电源、哈密地区风电、直流配套电源分布, 分析不同的稳控方案对哈密地区电压影响。

3.1 直流外送500万k W双极闭锁后稳控分析

运行工况一:直流外送功率500万k W, 其中哈密地区风电上网100万k W, 直流配套电源6台机上网200万k W。当直流闭锁故障后, 考虑直流配套电源全切 (切6机) 、保留部分机组 (留2机) 运行、切除0机及切机动作时间的稳控方案, 仿真分析哈密地区电压影响。正常运行时潮流分布如图4所示。

在含高密度风电、交直流送端电网中, 当发生直流双极闭锁故障时, 应该考虑稳控方案对系统电压的影响。结合新疆实际电网, 考虑750 k V交流一、二通道不平衡量120万k W, 需切除380万k W上网机组。根据稳控切机量分配差异和稳控切机时间快慢设定稳控方案如表1所示。

在正常运行方式下, 哈密地区750 k V电压在0.96~0.97 p.u., 各风机出口电压在0.97~1.09 p.u., 各风电场110 k V母线电压在1.01~1.03 p.u., 哈密地区220 k V母线电压在1.027~1.036 p.u.。

(1) 稳控方案一:考虑直流配套电源6机全切, 仿真分析哈密地区母线电压曲线如图5所示。

由图5可知, 故障后母线电压升高, 当稳控装置动作切除新疆网内机组后, 750 k V母线电压维持在1.02~1.03 p.u., 机端母线电压维持在1.02~1.13p.u., 风电场110 k V母线电压维持在1.10~1.11 p.u., 220 k V母线电压维持在1.10~1.11 p.u.。且750 k V母线压升0.075 p.u., 风机机端母线国投三塘湖母线压升达0.091 p.u., 烟墩北110 k V汇集母线压升达0.090p.u., 烟墩北220 k V母线压升达0.081 p.u.。

(2) 稳控方案二:考虑直流配套电源切4机 (保留2机运行) , 哈密地区母线电压曲线如图6所示。

由图6可知, 故障后母线电压升高, 当稳控装置动作切除新疆网内机组后, 750 k V母线电压维持在1.03~1.04 p.u.;机端母线电压维持在1.046~1.152 p.u., 风电场110 k V母线电压维持在1.098~1.115 p.u., 220k V母线电压维持在1.10~1.12 p.u.。且750 k V母线压升0.072 p.u., 风机机端国投三塘湖母线压升达0.106p.u., 烟墩北110 k V汇集母线压升达0.076 p.u., 三塘湖220 k V母线压升达0.091 p.u.。

(4) 稳控方案三:考虑保留直流配套电源6机运行, 在不满足切机量380万k W时, 切300万k W机组, 其中风电80万k W、新疆网内机组220万k W (约为吐哈断面的88%) 。新疆网内相关线路载流量如表2所示, 吐鲁番地区电压曲线如图7所示。

由表2可知, 稳控方案三将造成新疆网内线路过载, 如乌米线、米宁线、红八线均出现严重过载。

由图8可知, 稳控方案三切除新疆网内机组过多, 将会造成吐鲁番地区220 k V母线低电压问题, 如吐电220 k V母线跌至0.783 p.u.、托克逊变跌至0.82 p.u.以及托工业园跌至0.833 p.u.。

(3) 稳控方案四:考虑稳控切机时间对电压的影响。仿真分析哈密地区电压曲线如图8所示。

由图8仿真结果可知, 故障期间, 哈密750 k V暂态电压达1.154 p.u., 风机出口暂态达电1.21 p.u., 风电场110 k V母线暂态电压达1.25 p.u., 220 k V母线暂态电压达1.24 p.u.。由此可见, 稳控切机时间太快易引起系统暂态电压严重。

3.2 直流外送200万k W双极闭锁后稳控分析

运行工况二:直流外送功率200万k W, 其中直流配套电源0机, 风电上网100万k W。当直流闭锁故障后, 根据750 k V交流通道不平衡量120万k W, 稳控方案切除新疆网内80万k W机组, 仿真分析哈密地区电压影响。正常运行时潮流分布如图9所示。稳控动作后, 哈密地区母线电压曲线如图10所示, 电压偏差如表3所示。

由仿真结果可知, 初始时刻哈密地区各风机出口电压在0.96~1.05 p.u., 风电场110 k V母线电压在1.039~1.057 p.u., 220 k V母线电压在1.049~1.054 p.u.;故障后母线电压升高, 稳控装置动作切除新疆网内机组后, 机端母线电压差维持在0.97~1.12 p.u., 风电场110 k V母线电压维持在1.058~1.074 p.u., 220 k V母线电压维持在1.067~1.072 p.u.。并且风机机端母线国投三塘湖母线、哈密三塘湖母线压升达0.017 6 p.u., 烟墩南110 k V汇集母线压升达0.018 4 p.u., 烟墩北220 k V母线压升达0.081 p.u.。

4 仿真结果对比分析

(1) 针对直流配套电源:稳控方案一全切6机、稳控方案二保留2机运行、稳控方案三切0机进行对比分析。运行工况一发生直流闭锁时, 其中方案一与方案二电压偏差如表4所示。

p.u.

工况一时, 由直流双极故障稳控方案一、二分析可知, 风机机端母线压升最大点都为国投三塘湖;110 k V、220 k V母线电压在不同稳控切机方案下最大压升点各异。并且, 较方案一而言, 方案二对于110 k V、220 k V母线电压变化影响较小, 但220 k V母线电压局部地区 (三塘湖) 电压偏差较高。对比稳控方案一、二, 各稳控方案下稳态压升差别较小, 但仿真结果图5与图4显示, 方案一易使系统暂态压升较高, 将对系统产生较大影响。

此外, 稳控方案三对直流配套电源切0台机, 势必造成稳控策略偏于切除网内机组, 稳控方案三在网内切机量为吐哈断面的88%。仿真结果图6与表3显示, 过多切除网内机组, 导致新疆电网750 k V送端通道上的潮流大范围转移, 造成整个新疆电网压升过大, 同时出现过度切机造成网内吐鲁番局部地区的低电压和乌昌地区线路过载问题。

(2) 针对稳控方案切机动作时间:稳控方案一在故障后0.3 s动作、稳控方案四在故障后0.15 s动作进行对比分析。运行工况一发生直流闭锁时, 其中方案一与方案四暂态电压偏差如表5所示。

p.u.

可见, 直流闭锁故障时, 对比方案一与方案四的稳控切机时间, 切机时间太短存在哈密地区暂态电压太高的风险, 故障期间导致电网电压的波动较大, 易致风机脱网。

(3) 针对直流直流外送功率大小, 直流闭锁故障后, 工况一在稳控方案二下与工况二在稳控动作后电压偏差如表6所示。

p.u.

工况一与工况二发生直流双极闭锁故障后, 仿真分析知, 风机端母线电压最大压升点都为国投三塘湖G1;110 k V风电汇集母线在不同的传输功率和稳控措施下电压最大压升站点各异;220 k V母线最大压升站点也各异。但工况一较工况二而言, 工况一传输功率是工况二的2.5倍, 工况一各母线压升是工况二的4.1~5.2倍。可见, 传输功率越大, 发生双极闭锁后稳态电压上升幅度增加越多。

此外, 不同工况及不同稳控方案切机后 (系统保持稳定) , 对于多数机端暂态电压升至1.12 pu, 最大限度减小了风机脱网的可能性。但针对不同的稳控切机方案, 局部出现了风机机端国投三塘湖母线电压略偏高的问题, 因此, 需对稳控策略进行优化, 合理配置无功和减小电压过高的问题。

5 结论

针对新疆哈密地区高密度风电、交直流送端电网, 当发生直流双极闭锁故障时, 通过制定不同的稳控策略进行研究, 可得出如下结论:

(1) 当哈郑直流双极闭锁故障时, 由于功率转移, 将引起送端电网电压变化幅度大, 对含高密度风电地区的直流送端产生较为严重的影响, 存在风机脱网的危险, 大大降低风电外送的可靠性。

(2) 考虑直流双极闭锁故障后直流送端近区风电控制在1.15 p.u.以下, 根据直流配套电源6机, 直流闭锁故障时优化稳控策略切机, 需保留直流配套电源1-2台机运行有利于系统稳定, 并且协调稳控系统切机和直流系统切除滤波器的配合有利于电压控制。

(3) 满足新疆内网系统安全约束的最大疆内切机量, 稳控切除新疆中西部电网机组总量不要超过750 k V吐哈断面功率的80%, 否则将造成疆内部分系统的局部电网低电压或线路过载问题。

(4) 考虑哈密地区高密度风电与网内火电, 稳控风电切机量在20%~80%及优先切网内无功出力较大的火电机组有利于系统稳定, 并且能提高风机高电压的穿越能力。

(5) 考虑闭锁故障整定时间与稳控切机之间的配合, 避免时间不协调出现暂态电压过高, 致使直流送端近风区风机脱网。

(6) 对于电压稳定措施, 一方面, 可提高风电场集群高电压穿越能力, 调节风电机组升压变压器分接头, 降低风机机组初始运行电压, 提升风电耐受高压标准;另一方面, 可在哈郑 (天中) 直流近区新能源集中接入变电站, 采用加装大容量动态无功补偿设备的进行合理调节电压。

因此, 本文针对特高压直流送端系统不同外送方案, 研究送端系统稳控策略对提高特高压直流、直流端近区高密度风电及750 k V交流系统的稳定运行, 具有一定的应用研究价值。

稳控方案 篇2

开展“三无”创建工作实施方案

为了贯彻落实《丹凤县信访联席会议办公室关于继续深化“三无”创建活动的安排意见》，做好我镇的校园重点人员违规上访稳控工作，及时准确把握稳定形势，严格落实校园稳定工作责任，确保我镇教育系统无进京赴省访、无去市、县集体访、无一年以上信访积案等事件的发生，提高对违规上访事件的应急能力，积极配合“三无”县创建目标的实现，结合我镇详情，实施以下方案：

一、指导思想

我镇各校开展“三无”创建活动要以为党的十八大胜利召开营造和谐稳定的社会环境为目标，全面开展矛盾纠纷排查化解，各校校长要以信访值周接访为抓手，以解决教职工、学生及社会群众合理诉求，有效化解社会矛盾，规范信访工作秩序，理顺信访人情绪为重点，明确目标，落实措施，夯实责任，顺利完成我镇学校“三无”创建工作。

二、我校周边矛盾纠纷及重点监控人员情况分析和维控工作落实

我镇各校地处城乡结合部，人员流动性大，校点分散，有部分学校至今存在交通困难，为维控工作带来诸多不便。民教辞退人员张忠杰不安分守己，多次无理上访、合同制教师樊书霞、何凌云、陈瑞洲、周会玲、赵改子、张淑静、方慧珍工作问题至今未解决，成为我镇各校稳定工作的隐患。

针对以上实情我校成立了校园矛盾排查和上访稳控工作领导小组。对存在的突出矛盾上门说服化解、对存在的潜在矛盾进行了深入走访摸底排查、对辞退人员张忠杰无理上访，每天安排专人观察其行动动向，1

每天向组长汇报详情，并派出与张忠杰关系密切的人员上门做好其思想工作、对樊书霞等7名合同制教师及时的按规定增发了工资，并责成各校校长做好这7名同志的思想工作，确保不越级上访。

校园矛盾排查、稳控工作领导小组（职责分工）:

组长：李斌负责全镇的校园矛盾排查和上访稳控工作 副组长：贺丹鹏负责九年制学校校园矛盾排查和上访稳控工作

维控对象：樊书霞

成员：张丹军（红旗小学校长）负责红旗小学校园矛盾排查和上访稳控工作

维控对象：何凌云

刘志强（双槽小学校长）负责双槽小学校园矛盾排查和上访稳控工作

维控对象：陈瑞洲

褚武刚（白衣寺小学校长）白衣寺小学校园矛盾排查和上访稳控工作

维控对象：周会玲

韩飞（玉皇庙小学校长）玉皇庙小学校园矛盾排查和上访稳控工作

张丹卫（麻地湾学校负责）麻地湾小学校园矛盾排查和上访稳控工作

维控对象：张忠杰、赵改子/张淑静

三、工作措施落实

1.坚持校长是第一责任人，对各校上访工作负总责，对辞退和合同制教师上访事件亲自过问、亲自督办。

2.明确职责，各司其职。领导小组成员负责好本校辖区内的稳控工作，做好部署、协调、督查工作。

3.坚持依法管理、分级控制，严格按照《上访条例》及《上访工作流程》的相关规定，对上访事件的预警进行管理和处置，设立本校内情报信息员，有不稳定情况及时报告和妥善处理。

4.坚持内紧外松原则。对内要及时做好正面教育疏导工作，尽量化解矛盾；对外要严格控制宣传报道范围，以免事态进一步扩大。

5.各校切实做好辞退和合同制教师上访情报信息收集报送工作。对紧急重大上访信息，要立即报告，并妥善处理。要做到急事急报、特事特报、大事快报，决不允许瞒报、迟报和漏报。要严格落实各项值班制度，坚持领导带班的值班制度。值班人员要强化责任意识，坚守岗位，尽职尽责，确保联络畅通。

四、严格工作纪律，认真落实维稳领导责任追究制度

落实工作责任制和责任追究制，对信息报送不及时、解决问题不到位、防控措施不落实，造成严重后果的，严肃追究相关人员的责任。

资峪镇九年制学校

智能化稳控集中管理系统 篇3

关键词：电网安全稳定,集中管理,可视化

0 引言

稳控系统一般以主站、子站、执行站的形式分布在全省或者某区域各个重要变电站或者大型电厂内,采用分层分布控制和就地控制相结合的方式,当电网的某个元件发生故障后,必要时,元件保护会把该元件切除。如果元件切除后,该元件的退出,会对电网中协同工作的其他元件或者电网造成威胁,就会破坏电网稳定性,那么稳控装置就在第一时间发生动作,在最短的时间内消除电网的不安全因素,以避免事故扩大造成连锁故障,维护电网安全[1]。

随着国民经济的发展,电网潮流不断增大,而一次网架发展跟不上电网负荷的增加速度,或者负担很重,分层分布式稳控系统大量应用在电力系统中,成为电网安全运行的卫士[2]。大量分布式稳控装置的使用,有效地保护电网的安全的同时,也对管理者提出另外一个问题:对这么多稳控装置系统的维护和管理也是一项非常繁琐的工作,而且管理上的疏忽也可能造成系统误动或者拒动。

随着电网安全稳定控制装置的大规模应用,其复杂性和重要性决定了对这些稳控装置的进行管理和日常维护的重要性,正确的管理和有效的维护是系统正确决策的前提。

由于分布式的稳控装置一般是分散在全省或者某个很大的区域内,地理位置相对遥远,对于管理人员来说,日常运行中如果需要查看当前装置定值和策略,装置当前运行状态等信息,及时了解装置事故后动作情况等,非常不便。

稳定控制集中管理系统以集中的方式,通过调度数据网,或者2 M电力专网与分布在全省的稳控装置进行通信,实时采集装置运行中的数据,以画面的形式展示实时数据,以报表的形式展示统计数据,通过实时告警窗口显示装置的各种异常告警信息,各种历史信息可以存储到历史数据库,并提供专业的查询界面,大大地缩短了电力调度人员与分布式稳控装置的距离,为稳控系统的管理和维护提供了有效手段。

1 系统硬件结构及通信方式

稳控集中管理系统硬件构成主要分为2部分,一部分是厂站站内从装置到站内对外光纤传输设备,另一部分是管理主站端从对外光纤连接设备到主站端计算机,这2部分组合在一起构成完整的硬件系统。系统采用TCP/IP连接的异步传输方式,在应用层采用103规约通信。

目前国内具有开发应用大规模稳控系统的设备制造和软件开发厂家有:南瑞稳定、南瑞继保、华瑞泰、北京四方等,不同厂家的稳控装置在应用层都采用103通信规约,虽然在细节上有所差异,但还是为把不同设备集成一个整体系统提供了前提条件。

稳控装置接入集中管理系统的方式一般有2种:一是通过调度数据网,这种方式节约资源,通信的可靠性和安全性受到制约;二是采用专用光纤通道,这种方式可靠性高,但需要专用接入设备占用光纤通道。可以根据稳控系统规模和系统应用功能的重要程度灵活选择通信方式(见图1)。

2 系统软件组织结构

整个软件系统是用面向对象的思想开发,可运行在Windows操作系统上。

系统划分为3层,分别为应用程序层、数据库层、通信层。通信程序通过TCP/IP等各种通信连接方式把规约不同的各种稳控装置接入到系统,解释成系统能够识别的数据格式写入实时数据库,它主要负责数据的收集和发送。

数据库层包括商业数据库、实时数据库和数据库读写接口,用来存取临时数据和存储永久性数据,并为通信层和应用层程序提供读写数据的接口。

应用层包括各种实时信息浏览、告警应用、历史查询、定值策略浏览等界面。采用分层模块化的结构,分工明确,将大的系统分解为小模块,便于系统开发维护,也提高了系统的灵活性,可以适应更加复杂的应用功能,各模块协同工作,提高了系统效率(见图2)。

3 系统主要功能

3.1 系统通道连接关系及通信状态监视

分布式稳控装置之间的通信状态会直接影响稳控系统的正确决策和策略的正确执行,稳定控制装置的管理人员需要知道通道的组织结构尤其是系统通道当前通/断状态,及时发现稳定控制系统的通信中断并给予及时处理。稳控集中管理系统以画面的形式展示通道的连接关系,在画面上以动态形式展示通道当前的通断状态,在画面上可以清楚地看到通道构成和当前各个通道是否运行正常,还可以查看到各个通道压板的当前状态,以及装置与集中管理系统通信状态,这些状态展示了当前稳控系统的基本运行情况(见图3)。

3.2 重要断面电气量监视

系统与装置通信实时刷新电气量等信息,刷新间隔大约为5 s,包括电气量、当前元件投停信息、当前断面方式,系统提供了计算公式,可以任意配置公式,以实时元件潮流为参数计算各断面潮流,根据提供的断面限额定值可以计算出断面裕度,并实时将断面裕度保存到商用数据库,可以用曲线的方式或者报表统计的方式查看历史断面潮流和裕度,了解各个断面的运行情况,为电网稳定分析提供辅助依据(见表1)。

注:滚动连接线表示装置之间通道通信正常;连接线两端的圆点表示通道压板投入/退出;红色方框表示装置与系统通信异常,绿色表示通信正常;如果装置有动作装置上会闪烁红灯。

3.3 定值策略表定时巡检和策略浏览查看

系统正常运行时,每隔1 h从稳控装置召唤定值,并且每个定值都带有时间标记,确保查看的定值是最新的,当用户需要查看某个装置的定值或策略时,也可以手动召唤。

在管理主站端,可以手动修改定值并下发到装置,但是考虑到安全性,一般还是采取在装置上直接修改、核对的办法,确保定值无误。接收到策略定值可以以策略表的形式展示,直观清晰明了(见表2)。

3.4 告警事件实时、历史查询

对于装置发生的异常,对装置压板的操作,都会改变装置的策略判断的结果,有时会导致判断错误,甚至误动或者拒动[3]。对于这些压板投退,装置判断出的异常,开关量发生变位等事件信息,装置会主动上送给集中管理系统,系统以弹出告警窗的形式给出提醒,同时可以播放语音进行提醒。这些事件会存入商用数据库,并提供了专用的历史事件分类查询界面程序,可以方便地查看历史事件。例如:

XX月XX日XX时XX分XX装置投入2#机允切压板

XX月XX日XX时XX分XX装置500 kV线路XX零序电压过大异常

XX月XX日XX时XX分XX装置与XX装置通道中断异常

3.5 动作、录波历史查询分析

当装置发生动作时,装置会把动作报文和录波文件传送到集中管理系统,系统会弹出动作告警画面和语音提醒用户装置有动作发生。系统提供了完整的动作报告浏览界面,可查看如下信息:

XX装置XX月XX日XX时XX分XX站装置动作

0 ms装置启动

50 ms XX元件无故障跳闸

75 ms查策略表切1台机

75 ms装置动作切除2#机

75 ms装置动作出口

80 ms事件结束

启动前各元件电气量

元件1 100 MW

元件2 90 MW

通过以上报告可以在第一时间大致了解装置本次动作的结果和原因。装置的录波浏览程序,可以查看整个动作过程中,装置所采集的每个元件在装置启动和动作过程的模拟量变化过程,还包括装置输入输出的开关量的变化过程,为进一步深入分析动作的正确性提供了依据(见图4)。

3.6 接受在线策略及下发

由于现在的稳控装置的控制策略都是在离线状态下根据潮流计算出来的,虽然可以保证电网的安全,但是缺乏应对实时变化的运行方式和潮流的能力,难于做到最优控制和经济性。一般采取离线策略控制为主,在线计算策略追加的方式来进行优化[4,5]。

目前集中管理系统发挥了中间桥梁和纽带的作用,可以接受在线稳控系统实时计算的策略,并及时下发到各个稳控装置。当稳控装置接受在线策略允许压板投入时,便接受在线策略。这对稳控管理系统的通信条件要求大大提高,一般需要采用2 M专用光纤通道和双机热备用形式。

4 结语

本文提出的集中管理系统能够适应大规模分布式稳定控制系统,并且可以与在线系统无缝对接。通信方式适应性强,软件结构灵活,尤其是能够适应未来具有更加高级的应用功能的开发,稳定控制系统的大规模配置,也要求系统具有更加完善的高级功能。完善灵活的软件平台结构为实现更多特定的高级应用功能提供了无限的空间,在稳控系统平台之上开发更加高级功能成为今后稳定控制集中管理系统的发展方向。

参考文献

[1]宋锦海,余文杰,宣筱青,等.适应特高压互联电网的SCS-500E安全稳定控制平台研制[J].电力系统自动化,2009,33(5): 91-95.

[2]李函,闵勇,韩英铎.集中分层式稳定控制系统设计[J].电力系统自动化,2000, 24(13):37-40.

[3]高亮,金华峰,宗洪良,等.RCS-992A系列分布式区域安全稳定控制装置[J].电??力设备,2004(05):73-76.

[4]方勇杰,戴永荣,李雷,等.OPS-1在线预决策的暂态稳定控制系统[J].电力系统自动化,2000(03):56-59.

稳控方案 篇4

为有效应对和妥善处置部分涉军群体要求提高待遇问题发生非正常上访事件，确保我乡社会和谐稳定，特制定本工作方案。

一、指导思想

以党的十八大及十八届三中全会精神及党的群众路线教育实践活动为指导，坚持“预防为主，打防结合”的方针，按照“谁主管谁负责”和“属地管理”原则，认真贯彻落实县维护稳定工作领导小组《交办令》的各项要求。

二、工作目标

实现“七个不发生”，做到“三个确保”。“七个不发生”：不发生大规模到市赴省进京非正常上访、不发生大规模群体性事件、不发生群死群伤恶性安全事故、不发生重大恶性刑事案件和影响恶劣的治安问题、不发生严重暴力恐怖事件、不发生敌对分子和“法轮功”等邪教组织滋事破坏活动、不发生重大舆情事件。“三个确保”： 确保全乡社会和谐稳定，确保人民群众安居乐业，确保县庆60周年各项活动顺利举办。

三、工作措施

（一）成立“涉军群体”信访维稳工作领导小组 组 长：曾垂亮

副组长：时红旭 杨智慧 吴佳昌

成 员：杨 森 周呈勇 潘启书 吴宏礼 潘仕胜 领导小组下设办公室，办公室设在乡综治办，由杨智慧担任办公室主任，杨森具体负责日常工作，各村也成立相应的维稳领导小组，把维稳措施和责任落到实处。

（二）退伍军人具体相关人员的责任落实

1、肯溪村

退伍军人：潘启海 潘启荣 潘启勇 潘志田 潘志平

杨兴厚

责任领导：刘湘华 陆良送 粟深玉

责任人 ：杨志敏 刘李龙 潘志全 潘启书

主要职责：掌握信息，注意动态，严防死守，盯死看牢，做好稳控工作，严防发生非正常上访。

2、占字村

退伍军人：龙均华 杨明智 吴宏卫 吴泽登 吴孝林

吴泽荣 吴泽珍 杨平吴泽明 吴泽亮

责任领导：曾垂亮 杨智慧

责任人 ：张浩清 杨 森 周呈勇 杨 鹏 曹海阔

吴泽华 吴宏礼

主要职责：掌握信息，注意动态，严防死守，盯死看牢，做好稳控工作，严防发生非正常上访。

3、锅冲村

退伍军人：潘仕平潘泰南 潘启叁 潘仕树 潘仕高

潘仕美 吴通光 潘启雄 责任领导：时红旭 吴佳昌

责任人 ：李芸 杨春格 李进武 曾佑辉 杨平潘仕胜

主要职责：掌握信息，注意动态，严防死守，盯死看牢，做好稳控工作，严防发生非正常上访。

四、工作要求

（一）高度重视。各责任人要保持清醒的头脑，抓紧抓好各项维稳措施的落实，确保万无一失。各村责任人每三天上报一次情报信息，乡党委、政府领导班子每周对汇总的情报信息进行研究、部署。

（二）周密部署。要切实加强联动，周密安排，部署工作，进一步明确任务，落实责任，做到分工明确，责任到人，要把问题想全想透，把措施和责任落实到实处，对排查出来的问题和不稳定隐患，按照“五包一”和“六个一”的要求责任落实到人，明确调解时间，确保不出事，绝对不出大事。

（三）严肃纪律。特护期间实行由领导带班的24小时值班备勤制度，对因责任不落实、工作不到位，导致发生重大不稳定事件的，按照有关规定严格追究责任。

稳控方案 篇5

孝感电网网内电源点为汉川B厂(最大出力为560MW)和500kV孝感变(最大下网功率为840MW),另外220kV韩随线、米随线断面最大送入潮流为280MW,故孝感电网最大能提供的功率为1 650MW。预计迎峰度夏期间孝感电网用电负荷高达1 680MW,因此可能导致系统缺电,尤其是在汉川B厂机组出现故障时,缺电情况更加严重。

1 孝感电网现状

孝感电网通过220kV韩随线、米随线与鄂西北电网相连,通过220kV孝环线与鄂东江北电网相连,通过220kV汉玉线与鄂东江南电网相连。正常运行时,220kV汉玉线、孝环线停运。孝感电网220kV系统主接线图如图1所示。

2 孝感安稳系统工程概况

孝感安稳系统由500kV孝感变、220kV熊家嘴变、红石坡变、梦泽变、彭湾变、姚家冲变、上庙变7个变电站组成。孝感变为区域控制主站,配置2套FWK-300稳控装置和MTC-220A通信装置,组成孝感#1、#2柜;熊家嘴变、红石坡变、梦泽变、彭湾变、姚家冲变、上庙变为执行站,配置1套FWK-300稳控装置和MTC-220A通信装置。主站2套装置分别独立与执行站通信。孝感安稳系统组织图如图2所示。

本期通信通道使用孝感中兴环网.除熊家嘴变采用与孝感变光纤直连的通信方式外,其余均采用中兴SDH设备插2M板卡与MTC-220A通信装置连接的方式来传输稳控数据。FWK-300、MTC220A装置接入通信网组图如图3所示。

目前,孝感安稳系统主要存在孝感变主变,孝红线,孝梦线,孝熊线,姚孝Ⅰ、Ⅱ回线中任一出线过载的问题。

3 安稳系统接入量及控制策略原则

主站实时接收各执行站上传的220kV线路运行状况及联切负荷量信息,从而判断变压器、220kV线路是否过载,并根据策略表的切负荷顺序来联切负荷以避免元件过载。

3.1 主变过载联切负荷原则

孝感安稳系统接入孝感变主变中压侧电流量、#3～#5母线电压量,实时检测主变运行状况。若主变中压侧电流大于中压侧额定电流,则经延时发告警信号;若电流大于动作电流值,则经延时按熊家嘴→红石坡一姚家冲→上庙→彭湾一梦泽变顺序,逐步切除负荷.直至该主变过负荷告警信号消失。

3.2 220kV出线过载联切负荷原则

孝感安稳系统接入孝红线,孝梦线,孝熊线,姚孝Ⅰ、Ⅱ回线电流,切换后电压量及出线开关位置量。

红石坡变接入孝红线、旁路电流、切换后电压、开关位置量及联切负荷。当孝红线的电流大于该线路的安全电流时,按照红石坡→彭湾→梦泽→熊家嘴顺序,逐步切除负荷,直至该线路过负荷消失。

梦泽变接入孝梦线、旁路电流、切换后电压、开关位置量及联切负荷。当孝梦线的电流大于该线路的安全电流时,按照梦泽→彭湾→红石坡一熊家嘴顺序,逐步切除负荷,直至该线路过负荷消失。

熊家嘴变接入孝熊线、旁路电流、电压、开关位置量及联切负荷。当孝熊线的电流大于该线路的安全电流时,按照熊家嘴→梦泽→彭湾→红石坡顺序,逐步切除负荷,直至该线路过负荷消失。

姚家冲变接入姚孝Ⅰ、Ⅱ回线,姚上线电流,切换后电压和开关位置量,同时接入姚变220kV#1、#2母线电压及联切负荷;上庙变接入姚上线电流、电压、开关位置量,同时接入上变220kV母线电压及联切负荷。当姚孝Ⅰ、Ⅱ回线中任一回线的电流大于该线路的安全电流时,按照上庙一姚家冲顺序,逐步切除负荷,直至该线路过负荷消失;当姚家冲、上庙变220kV母线电压低于低压定值时,联切部分负荷,以恢复220kV母线电压。

姚家冲、上庙变低压减载装置根据表1定值联切负荷。

彭湾变只接入联切负荷。

3.3 安稳系统功率方向的有关规定

220kV线路功率正方向为母线指向线路,孝感变主变中压侧正方向为主变指向220kV母线。

4 安稳系统运行与维护

为提高安稳系统的有效性和可靠性,应按照运行管理规程做好如下日常运行维护工作。

(1)正常运行时,巡视各运行指示灯、采样值、压板投退情况,尤其是通信状态。

(2)对安稳装置的投退、联切线路开关的检修要做好相应的压板操作与注意事项。

(3)安稳系统动作后,应立即检查装置状况、动作信息并上报,评价装置动作情况,以验证策略表、定值的正确性。

(4)检查稳控装置或通道通信异常情况,并报告设备维护单位。

(5)修改运行中的装置定值时,应退出出口压板和通道压板。

(6)装置的定期试验与检查。正常情况下,需1年定期检查1次,每5年进行1次定期试验。

(7)当通信设备影响安稳系统运行时,应上报并将安稳装置停用或采取相应措施后,通信人员才能进行工作。

5 结束语

稳控方案 篇6

(一) 稳控装置联络线过载切机工作原理

某厂稳控装置联络线过载切机逻辑原理如图1。装置具备判断联络线过载及过负荷告警的功能, 且两功能分别独立, 不需要定值上相互配合。以下对其工作原理作简单介绍:

1. 功率方向判别

装置具有功率方向判别功能, 并规定仅在220kV联络线功率方向为正 (送出) 时, 才允许过载动作切机。注:过负荷告警时无须判断功率方向。

2. 联络线过负荷告警

任何一回联络线出现过负荷, 当电流大于告警定值 (即I≥Igj且Pt≥Pgj) 时, 经告警延时定值后 (即t≥tgj) , 告警继电器动作, 发出过负荷告警信号, 在异常查询屏幕上显示“XX线过负荷”。

3. 过负荷告警判据

(1) 三相电流平均值1It≥1Igj且Pt≥Pgj;

(2) t≥1tgj, 发过负荷告警信号。

1tgj为L1线 (即碟茂线) 过负荷告警延时时间定值, 在1tgj时间内碟茂线电流值始终大于定值1Igj时才判为线路过负荷。装置CPU可区分哪条线路过负荷, 例如能自动打印出“碟茂线过负荷告警”。

4. 联络线过载切机

任何一回联络线出现过负荷, 当电流大于过载定值 (即I≥Is且Pt≥Ps) 时, 经动作延时ts定值后, 根据动作时刻过载程度以过切原则联切相应数量的机组。

5. 过载切机判据

(1) 功率方向:1Pt>0;

(2) 过电流启动判据:三相电流平均值1It≥1Iqd;

(3) 三相电流平均值1It≥1Is且1Pt≥Ps;

(4) t≥1ts, 发联切机组命令。

装置CPU可区分哪条线路过载, 例如能自动打印出“碟茂线过流动作”等。

6. 本装置各联络线的过载联切功能可分别单独投退, 可灵活满足不同运行方式的要求, 例如碟茂线检修时, 则可置控制字GL1为0 (退出) 。

7. 判出联络线过载后, 根据策略表联切机组。

由此看来, 在正常运行的情况下, 不管联络线是运行状态还是检修状态, 主要联络线CT二次三相电流平均值1It≥1Iqd, 同时联络线CT二次三相电流平均值1It≥1Is且1Pt≥Ps;t≥1ts, 发联切机组命令。

(二) 事故经过分析

因220kV线路线路侧的CT组数有限, 稳控装置的电流回路必须串接入其它装置 (保护回路、仪表测量回路) 的电流回路, 图2为茂榭甲线2248保护装置、稳控装置电流串接示意图。继保人员在茂榭甲线2248停运检修的情况下做保护试验时没有断开到稳控装置的电流回路电缆, 并长时间加有三相平衡5A电流, 结果达到稳控装置联络线过载切机电流定值, 同时功率值达到定值, 经过一定时间后, 联络线过载切机动作时间, 保护出口。

(三) 确定整改措施及实施整改

1. 确定整改措施

由上述分析可知, 为了防止类似事件的重复发生, 除了按《广东电力系统安全自动装置管理规定》 (试行) [2005.2]要求在公用CT回路的相关装置的屏上, 清楚标示相关的CT回路的负载展示图, 完善相关的图纸资料和声光报警回路外, 还必须在稳控装置上装设线路状态识别功能;并对稳控装置线路状态识别功能的判据提出以下方法。

方法一:将稳控装置的输入母线电压一分为”n”, (n为220kV线路的条数) , 其每条线路的输入电压单独通过一个空气开关输入装置, 这样通过检验线路的计算功率来判别线路的状态。

方法二:引入线路抽取电压, 每条线路的输入电压单独通过一个空气开关输入装置, 这样通过检验抽取电压的有无作为线路状态判别依据。

方法三:引入开关场线路侧的刀闸接点, 通过判断刀闸接点的状态来判断线路状态。

方法四:在稳控装置上加装线路检修/运行状态压板, 当某条线路检修时, 通过该压板在稳控装置上退出该线路负荷启动稳控保护的功能。

2. 整改措施可行性分析及实施整改

考虑到由于我厂稳控装置已投入运行, 而且运行的时间不长, 不到一年, 接入稳控装置有四条220kV线路电流加上一条旁路电流, 四台发电机电流共有九组电流开入, 还有两组母线电压, 和五路发电机电压, 总共有十六组交流模拟量开入。而且稳控装置的线路电流回路都是串入其它装置的电流回路, 如保护回路, 仪表测量回路, 如果过多的改动硬件部分会给装置的整改造成很大的麻烦, 也不够安全, 因此尽量少改硬件部分

方法一、方法二的提出都是想利用电压作为闭锁条件, 而方法一必须在屏柜上增加四个空开, 如果是双母线要增加到八个空开, 这样一来每套装置就有二十组交流模拟量开入;方法二不但要增加四到八个空开而且还要重新引人线路抽取电压, 这样不但工作量大, 同时也给CPU的运算增加负担, 使得装置的可靠性下降。而且交流模拟量卡件通道有限, 如果要实现方法一或方法二必须加卡件, 而整机的背板没有备用插槽, 所以很难增加卡件, 因此方法一、方法二不好实现。

方法三考虑到引入开关场刀闸辅助接点或开关辅助接点作为开关量存在可靠性的问题, 同时引入这些辅助接点作为开关量需要从新敷设电缆, 工程量大, 另外, 当线路旁代时很难实现, 因此引入开关场刀闸辅助接点或开关辅助接点作为状态判据也不作考虑。由于屏柜本身有备用压板, 同时通过查阅图纸发现刚好有四个开关量输入通道可以利用这对方案四的实现很有利。方案四改动少, 容易实现, 经济实惠。利用软件识别压板的投退来判断线路的运行与否, 四个压板, 每个压板代表一条线路, 当压板投入时代表线路运行, 稳控装置开放该线路跳闸联切、过载联切判断;当压板退出时代表线路退出运行, 闭锁该线路跳闸联切、过载联切判断, 但要开放该线路CT断线异常判断, 检测线路电流及功率功能。这些主要在软件上加以改进就可以。

通过比较排除, 方法四实施起来既容易又安全、可靠且简单, 因采用方法四的办法, 并针对设备设计缺陷进行整改。

(四) 改造后的后果

1. 硬件部分

改造后在稳控装置硬件部分没变, 只是将原来的柜面上的四个备用压板7LP、8LP、15LP、16LP分别当作四条线路的状态开入量, 它们分别是:7LP-碟茂线2146运行压板、8LP-茂河线2255运行压板、15LP-茂谢甲线2248运行压板、16LP-茂谢乙线2970运行压板。当线路运行压板投入时, 开放该线路跳闸联切、过载联切判断;当线路运行压板退出时, 闭锁该线路跳闸联切、过载联切判断, 仅开放该线路CT断线异常判断。但仍检测线路电流及功率。图3为改进后稳控装置的联络线过载切机的逻辑原理图。

线路运行压板投退原则是当线路正常运行时, 应投入该线路的运行压板;当该线路本侧开关旁代时, 因线路未退出运行, 故不得退出线路运行压板。当线路检修时, 应在一次操作前先退出该线路运行压板;在线路恢复运行, 检查无误后再投入该线路运行压板。

2. 软件部分

通过采集四个压板的位置来确定退出那条线路线路跳闸联切、过载联切判断, 但仍开放该线路CT断线异常判断, 仍检测线路电流及功率, 其他功能不变。同时在彩显屏“通道及开入量”子菜单下, 显示各线路运行压板对应开入信号:碟茂线2146运行压板-开入11、茂河线2255运行压板-开入14、茂榭甲线2248运行压板-开入15、茂榭乙线2970运行压板-开入16。当需要检查相应运行压板状态时, 可查看相应开入量状态 (D:未投入;H;投入) 。

改造后按《中国南方电网安全自动装置检验规定》 (试行) [2006.10]全部检验项目进行检验均合格, 并模拟12月6日发生的故障, 对各联络线长时间加三相平衡5A电流, 当退出线路运行/检修压板时, 稳控装置可靠不动作, 当投入投线路运行/检修压板时, 稳控装置动作, 模拟多次试验均得到同样的结果。稳控装置改造后投运运至今未出现任何异常现象。

(五) 结束语

通过对一起跳机事件的分析, 找出保护装置存在的缺陷, 并提出整改方案实施整改, 消除保护装置存在的缺陷, 为设备的稳定可靠运行提供保证。

摘要：通过对一起跳机事件的分析, 找出保护装置存在的缺陷, 并提出整改方案加以实施, 消除保护装置存在的缺陷, 保证装置的安全稳定运行。

关键词：稳控装置,线路状态识别,线路过载,整改

参考文献

[1]广东电网公司广东省电力调度中心.广东电力系统安全自动装置管理规定 (试行) [S].2005.

[2]中国南方电网有限责任公司.中国南方电网安全自动装置检验规定 (试行) [S].2006.

稳控方案 篇7

利用电力系统动态仿真程序模拟和分析电力系统的全过程稳定特性, 对避免发生大面积停电事故及研究防止事故扩大的有效措施具有重要意义。

稳控装置是电力系统的重要组成部分, 它对保证系统发生较严重的故障时仍维持安全稳定运行有着很重要的作用。但是, 目前电网稳定分析软件中安全稳定控制的功能仿真与国内电网中实际广泛应用的稳控装置有着较大区别, 缺少区域型稳控装置的模型, 无法真实、完全地反映稳控装置在电网故障期间对电网稳定性的影响。因此, 研究稳控装置模型及其建模方法, 在稳定分析工具中引入稳控装置接口仿真平台, 真实模拟电网全过程动态特性, 对提高电网动态仿真的精确性、验证稳控装置工作准确性十分重要[1,2,3]。

本文围绕电网动态仿真中的稳控装置接口仿真平台进行研究, 介绍了实际稳控装置的动作特性, 提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型, 建立了相应的接口仿真平台 (ISP) ;在此基础上, 结合电力系统仿真计算软件 (PSASP) 的用户程序接口 (UPI) 功能, 进行了仿真算例验证。

1 电网动态仿真中的稳控装置模型现状

稳控装置是指当电网出现紧急状态后, 通过执行各种紧急控制措施, 使电网恢复到正常运行状态的控制系统。稳控装置分为区域型和就地型2种。就地型稳控装置通常只应用于可等值为单机无穷大的电网中。现代电网中已难以找到单机无穷大的典型模式, 在一个厂站用就地稳定控制系统就能解决电网稳定性的情况已经很少。通常提到的稳控装置指的是区域型稳控装置, 目前国内广泛应用的稳控装置主要有国电自动化研究院和南京南瑞集团公司联合开发的FWK-300分布式稳定控制装置、南京南瑞继保公司开发的RCS-992A系列分布式区域安全稳定控制装置、RCS-9012稳控集中管理系统和北京四方公司开发的CSS-100BE数字式安全稳定控制装置、CSSM-2000电网稳定控制集中管理系统等[4,5,6,7]。另外, 国电自动化研究院研制的大电网广域监测分析保护控制系统 (WARMAP) [8,9]也可进行在线安全稳定及经济运行分析, 实现控制策略的离线校核、在线计算和整定, 但该系统的稳控装置模型与电网中实际应用的安全稳定系统的工作过程并不完全一致, 并且未提供与常用电网动态仿真程序的接口。

而目前国内外常用的电网动态仿真程序中几乎没有提供稳控装置模型, 提供的安全稳定控制措施仅有自动切负荷和解列两大功能。表1为目前国内外一些有代表性的电网动态仿真程序中稳控装置模型的研究现状[10,11,12,13,14]。

表1所述控制措施大多基于就地控制, 缺少区域型稳控装置的模型;另外, 仿真程序仅能通过时间延时预设某些安全稳定控制措施, 这与实际稳控装置的工作过程有较大区别, 无法真实模拟实际稳控装置的动作情况。因此, 必须在电网动态仿真程序中引入与实际应用的稳控装置动作特性相一致的稳控装置模型。

2 稳控装置建模

实际稳控装置包括主站、子站和执行站。工作时先离线生成控制决策表, 存储于主站或子站中;在线运行时由主站/子站检测故障信息、查找匹配决策表、转发控制信息等, 由执行站执行控制策略。

2.1 稳控装置模型总体结构和功能概述

在稳控装置建模时, 可忽略实际系统的通信要求, 将主站、子站、执行站的相似功能整理合并, 采取2层结构:主站为第1层, 子站和执行站合并为第2层。

主站独立设置, 主要功能为运行方式预设识别、存储决策表、故障判断、故障匹配、查找决策表、转发控制策略等。

子站设置于需要执行控制策略的网络节点处, 具体位置由电网结构及运行方式决定, 主要功能为执行控制策略。

2.2 稳控装置模型的工作过程

稳控装置模型先通过离线仿真计算生成预想故障集、控制决策表, 存储于主站中。在线运行时, 首先对系统的运行方式进行在线识别, 当检测到故障发生时, 进行故障匹配计算, 看该故障是否在预想故障集中, 进而查找决策表, 执行相应的稳控策略。模型的工作流程如图1所示。

2.2.1 运行方式预设与识别

稳控装置模型工作时需要对电网运行方式进行离线预设和在线识别。

离线预设时, 利用发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平描述电网所有主要的运行方式, 并生成运行方式列表。

在线运行时, 通过发电机出力、线路断路器位置等信息确定发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平, 从运行方式列表中识别出电网当前的运行方式。

2.2.2 预想故障集形成逻辑

预想故障集是决策表的一部分, 如图1中间部分所示。首先在每种运行方式下, 对电网进行N-K (K一般取1和2) 扫描, 将引起电网失稳的故障定为预想故障。每一个预想故障由故障位置和故障类型描述。故障位置为故障元件编号;故障类型为各元件所对应的故障逻辑语句, 如三相永久性接地短路语句等。故障逻辑语句由判断故障的电气量信息组合表示, 如三相永久性接地短路语句由三相电流升高、三相电压降低等组成。

所有运行方式及对应方式下的预想故障共同构成预想故障集, 并生成预想故障集列表。

2.2.3 离线生成决策表工作逻辑

预想故障集和与各个故障相对应的控制策略构成决策表, 决策表采用树形结构。对于同一故障可能存在多个控制策略, 此时需要进行控制策略的优先级排序, 排序原则根据系统实际情况确定。

控制策略包括控制对象和控制量。控制对象一般不超过3个, 主要为发电机、负荷或线路。控制量对发电机、负荷而言指的是切机、切负荷的量或百分比, 对线路而言指的是切或不切。

2.2.4 离线预设值说明

稳控装置模型中, 需要预设的定值为预想故障集定值和控制策略定值。预想故障集定值在主站中设定;控制策略定值在子站中设定, 主站仅存储相应标识信息并在需要时转发控制信号。离线设定采用对话框形式, 运行方式、预想故障、判断条件及各条控制策略均在独立的选项卡设定, 设定结束后可在主站决策表窗口中查看或输出决策表。

预想故障定值由运行人员选定故障判断语句完成设定。在判断故障时, 可能同时需要几个元件进行故障定位, 因此, 故障定值为突变量启动语句、元件编号和判断语句的组合。每个故障判断条件默认提供5组元件编号及识别语句, 数量可添加。

控制策略定值由运行人员直接填写。对于每个故障, 默认提供2条控制策略:1条主策略和1条备用策略。每条控制策略一般提供3个控制对象。控制对象及控制策略的数量可添加。

2.2.5 在线运行逻辑

稳控装置模型在线仿真时, 首先通过发电机出力、线路断路器位置等信息确定发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平, 在运行方式列表中识别出电网当前的运行方式。

系统发生某一事故时, 首先判断模型是否需要启动。模型启动后利用故障判断条件, 通过电网发生预想故障时的电气量变化, 如电流、电压、功率、断路器位置等, 对故障进行判断, 得到故障位置和故障类型, 进而在故障集列表中识别出当前运行方式下系统发生的故障。最后, 遍历搜索决策表, 查找到对应该预想故障的控制策略, 并由主站将控制信号转发给相应子站, 由子站执行控制策略。

3 用于电网动态仿真的稳控装置接口仿真平台

针对当前仿真软件的不足, 结合一体化仿真计算的需要, 依据稳控装置模型, 构建了一个用于电网长过程动态特性分析的稳控装置接口仿真平台软件。该软件由图形化操作平台、SQL Server数据库、外部接口程序和稳控装置模块组成, 能够与任一电网稳定计算软件接口, 导入在稳定计算软件中定义的仿真电网的拓扑结构及其参数, 基于离线仿真确定的控制决策表在图形化操作平台上对电网进行子站的配置和决策表整定, 进而在每一个仿真步长中通过外部接口程序在线访问稳定计算软件, 将稳定计算软件产生的电网各节点电压、电流等数据实时送入到接口仿真平台软件的稳控装置模块中, 按照预先配置好的预想故障判断条件进行在线故障判断, 查找转发控制策略, 然后由子站将动作情况回送到稳定计算软件中去控制相应电气元件的状态和电网模型的拓扑结构, 从而实现了闭环、交互式的实时仿真, 克服了以往稳定计算软件不能真实反映稳控装置动态行为的缺点, 能够对电网全动态过程进行有效仿真。该仿真平台的总体结构如图2所示。

程序每个部分的功能和作用如下。

a.图形化平台。图形化平台是整个软件的支撑和人机接口, 界面与PSASP类似。用户可以将电网拓扑结构、电网参数等相关信息从电力系统稳定计算软件的数据库中通过专门的数据接口读出, 并将读出的电网信息 (包括网络拓扑结构、电网参数等) 显示在图形化平台中。同时, 用户可以通过图形化平台对稳控装置配置, 包括决策表整定和子站配置。得到的电网拓扑结构、电气元件参数、子站布点以及决策表全部存入SQL Server数据库。

b.SQL Server数据库。SQL Server数据库作为整个程序的后台数据支撑, 保存电网结构、元件参数、子站布点、决策表以及相应整定值。

c.外部接口程序。外部接口程序与稳定计算软件进行接口, 执行具体的故障判断和控制策略, 并将动作结果返送到稳定计算软件。

d.稳控装置模块。稳控装置模块主要由主站和子站构成;初始化时从SQL Server数据库中获取电网拓扑结构、电气元件参数、子站布点、决策表以及相应整定值;开始计算时, 在稳定计算软件的每一次计算步长后, 从稳定计算软件获取该时刻所有节点的电压、电流等信息 (保存一定时段数据到缓冲区) , 按照既定的故障判断条件进行计算、判断, 如果满足某一预想故障的判断条件, 则转发相应控制策略, 并把动作信息返回给稳定计算软件和图形化平台, 然后此次计算结束, 等待下一步稳定计算软件计算步长;如果所有的电气量信息都不满足判断条件, 则稳控装置不动作, 不作任何处理, 此次计算结束, 等待下一步稳定计算软件计算步长。

4 含稳控装置模型的稳定计算仿真

将稳控装置接口仿真平台与PSASP通过UPI联接, 结合Visual C++程序编程, 进行含稳控装置模型的暂态稳定计算[15,16]。事实上, 无论何种电力系统动态仿真程序, 只要得到其计算接口, 都可以利用上述稳控装置模型接口仿真平台, 实现含稳控装置的稳定计算仿真。

以EPRI-36系统作为算例系统, 其网络结构如图3所示, 元件参数采用基础数据库参数。设定0.2 s时, 线路24 (BUS19-BUS16) 上距离BUS19侧20%处发生三相永久性接地短路故障, 0.3 s该线路主保护动作切除线路24。仿真计算的积分步长为0.01 s, 计算总时间20 s。此时假设系统中没有稳控装置模型。

4.1 故障线路断开后对其他线路潮流的影响

当线路24上发生故障并被主保护切除后, 该线路上的潮流将转移, 使得其他线路上的潮流发生变化, 可能导致其他线路过载。如图4所示, 线路28 (BUS19-BUS21) 的电流增加较大, 其电流峰值出现在0.46 s, 大小为1.91 p.u.。此时, 线路28在BUS19侧的视在阻抗为0.164 p.u., 已进入距离Ⅲ段保护动作范围。

4.2 离线仿真确定控制策略

显然, 因短路而切除故障线路引起的其他线路过载可能引起保护误动作, 易造成故障范围扩大即故障连锁跳闸, 从而引起更严重的系统失稳。在实际电网中可通过稳控装置来采取一定的控制策略保持系统安全稳定运行。

运用UPI和VC, 在该电网中加入稳控装置接口仿真平台, 其运行方式如图5所示。其中X为输入的电压、电流等数据, Y为输出的电网控制数据。

按照前文描述的稳控装置工作过程, 上述故障是预想故障集中的一个典型故障。针对此预想故障, 离线仿真确定控制策略为发电机4切机50%, 延时0.12 s。在发电机4处设置子站用以执行控制策略。生成的控制决策表如表2所示。

4.3 考虑稳控装置模型的仿真分析

加入稳控装置接口仿真平台后, 系统检测到线路24发生三相永久性接地短路的预想故障, 主站查找决策表、匹配故障后将相应控制策略转发给发电机4处的子站, 从而执行预设的控制策略。仿真结果如图6所示。

采取该控制策略之后, 线路28的最大电流出现在切机时刻0.32 s, 大小为1.72 p.u., 此时线路28在BUS19侧的视在阻抗为最小值, 大小为0.207 p.u., 不会造成距离Ⅲ段保护误动。

仿真结果表明, 通过稳控装置接口仿真平台与PSASP联合仿真, 能够准确模拟实际稳控装置的动作特性, 真实反映实际电力系统发生故障时的动态过程。

5 结语

本文分析了稳控装置接口仿真平台对电网动态仿真的重要意义, 介绍了实际稳控装置的动作过程, 提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型及其建模方法, 进而建立了相应的接口仿真平台;利用PSASP自带的UPI功能, 在PSASP中引入该接口仿真平台, 实现了含稳控装置接口仿真平台的暂态稳定计算仿真。仿真结果表明, 含稳控装置接口仿真平台的电网暂态稳定仿真能够更加真实地反映实际电力系统发生故障时的动态过程, 有助于运行人员分析和理解实际电力系统受扰动后的动态行为。

摘要：针对常用仿真程序中稳控装置模型的不足, 提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型及其建模方法, 进而建立了用于电网动态仿真计算的稳控装置接口仿真平台;在PSASP中通过UPI实现了该仿真平台与PSASP的联合运算功能, 并进行了暂态稳定仿真计算。仿真结果表明, 稳控装置接口仿真平台与PSASP联合仿真能够更加准确地模拟实际装置的工作过程, 真实反映实际电网发生故障时的动态特性。

稳控方案 篇8

220kV黄秧坪开关站 (以下简称黄站) 是湘西北的一个重要枢纽开关站, 主要承担着凤滩水电厂的负荷送出以及湘西和湘北电力系统的潮流联系, 其一次系统接线方式为双母带旁母, 包括四条进线和五条出线。一般凤黄Ⅲ、Ⅳ线和送往湘北地区的黄德线602、黄桃线604挂I母, 凤黄Ⅰ、Ⅱ线和送往湘西地区的黄凉Ⅰ线606、黄枇Ⅰ线608、黄枇Ⅱ线624挂Ⅱ母, 旁母622只有在代替出线断路器运行时才用。

为了保证电力系统的稳定, 当输送路发生故障时, 线路保护迅速切除本线路的故障, 同时远切装置会远切发电厂机组, 尽可能维持电能供需平衡。但由于故障前线路输送功率有大有小, 当所切的机组功率较小时, 部分功率一般会转移到其它线路, 可能使线路功率猛增, 甚至远远超过其额定允许值, 造成其热稳定的破坏;也有可能所切的机组功率较大, 造成系统功率欠缺, 进而扩大事故影响范围。

为了更好的发挥黄站的枢纽作用, 2010年10月, 我们对其远方切机装置进行了更换, 切机策略由单纯的三跳切机改为更为科学合理的断面功率模式, 其运行方式分为正常运行方式和旁代运行方式。但如果远切装置发生异常, 导致误切或拒切, 仍会对系统造成较大的影响。本文通过分析GFWK-C型微机远切稳定控制装置, 在2012年5月28日旁代运行方式中出现功率显示异常及频繁启动的现象, 分析找出异常的原因, 并提出防范的具体对策, 及对装置软件程序提出改进建议。

2 异常经过

5月28日14:38分运行人员巡视中发现远切装置启动红灯亮, 黄德线602、黄凉Ⅰ线606、黄枇Ⅰ线608三条出线电流、电压均显示正确, 但间隔功率和断面功率显示不正确, 当时现象如下:

220kVⅠ段母线电压:1MUab:229kV;1MUbc:229kV;1MUca:228kV;电压测量值与实际值相符。

220kVⅡ段母线电压:2MUab:229kV;2MUbc:229kV;2MUca:228kV;电压测量值与实际值相符。

黄德线电流:1Ia:776A;1Ib:771A;1Ic:777A;3I0:2A。

电流测量值与实际值相符。而功率值交错显示141MW与-141MW。当时实际功率值应是308MW。

黄凉Ⅰ线电流:3Ia:365A;3Ib:374A;3Ic:380A;3I0:9A。电流测量值与实际值相符。而功率值交错显示65MW与-65MW。当时实际功率值应是150MW。

黄枇Ⅰ线电流:4Ia:231A;4Ib:232A;4Ic:234A;3I0:8A。电流测量值与实际值相符。而功率值交错显示39MW与-39MW。当时实际功率值应是90MW。

同时因功率突变, 装置频繁启动。后现场装置关电重启, 功率计算正常, 装置恢复正常运行。

2.1 设备情况

凤滩水电厂的远方切机装置为GFWK-C微机远切稳定控制装置, 其主要由黄站的主站和新、老厂两个子站组成。根据凤滩水电厂安全稳定分析的主要结论, 在凤滩水电厂配置一套区域安全稳定控制系统, 该套系统以黄秧坪开关站为主站, 新厂为执行站及老厂为子站。其稳控系统配置方案及通信通道拓扑示意图如下图1所示。

黄站远切装置为主站:主要采集黄站220kV两段母线电压、黄德线、黄桃线、黄凉Ⅰ线、黄枇Ⅰ线、黄枇Ⅱ线、旁路电流、凤黄Ⅲ、Ⅳ线的电流和功率, 并实时接收老厂上送的四台机组功率及我厂六台机组检修压板投退信息, 并判断发生220kV联络线故障跳闸事故时, 根据功率变化情况远切老厂机组或新厂的机组;其它新、老厂两个子站都为执行站和信息采集站。

2.2 装置异常前的操作

2012年5月15日8时黄站开始黄桃线旁代操作, 当时全厂正处于860MW的最大运行方式下, 黄桃线负荷177MW, 将旁路622挂I母, 合上旁路622断路器对旁母充电正常后, 拉开旁路622和黄桃线604断路器操作电源, 等电位合上6045隔离开关, 再给上两断路器操作电源, 投入旁代黄桃线压板1KLP6 (开入量7) , 最后拉开604断路器, 旁代操作完成。断路器HWJ开入量来自机构辅助接点。

旁代操作完成后, 检修及运行人员现场检查黄站远切装置带负荷正常, 无装置启动及其它异常信号, 线路及3个断面功率显示正确。黄桃线被旁代后, 604断路器多次跳合开关试验, 装置也多次记录黄桃线HWJ状态变位。

3 异常情况及分析

3.1 异常情况

2012年5月28日在凤滩水电厂最大运行方式下, 送出截面总功率860MW, 发现黄站微机远切装置“启动红灯”亮, 黄德线、黄凉Ⅰ线、黄枇Ⅰ线三条出线电流、电压均显示正确, 但相对间隔功率和断面功率显示不正确, 并在正负间交错显示, 其它两条出线黄桃线 (旁代中) 和黄枇Ⅱ线以及凤黄Ⅲ、Ⅳ线均显示正确, 装置异常时实际显示如表1和表2:

从表1和表2中可以看出黄德线、黄凉I线、黄枇I线所显示的功率在正和负之间跳变, 由于这种功率的突变, 使装置频繁启动。

3.2 异常情况分析

综合上述情况, 可以看出, 装置所采集到的电压和电流的幅值都是正常, 但是功率却显示不正常, 出现了时正时负的情况, 并且有周期性的出现变化。由此可以判断, 采集来的电流和电压是没有问题的, 应该是装置内部在计算功率的过程中出现了问题。

4 原因分析

有功效率的计算公式:

式 (4-1) 中母线电压、电流是以向量的形式表示的, 其实部、虚部是由实时A/D采样值测算出来的。如果功率是稳定输出的, 则电压向量与电流向量的相对关系是稳定的, 计算出的功率是不变的。

装置所采集的线路电流、电压来自不同的采集板。共3块ATD板 (数据采集A/D转换板) :第一块板采集黄德线、黄桃线、黄凉I线、黄枇I线电流;第二块板采集黄枇Ⅱ线, 凤黄Ⅲ、Ⅳ线, 旁路电流;第三块板采集两段母线电压。计算每个间隔的功率时取第一块板或第二块板上的电流与第三块板上相对应的电压。

在旁代操作过程中, 旁代黄桃线压板1KLP6在622合后, 604拉开前投入, 即在电流被部分旁代后投入旁代压板, 此时bug被激活, 导致第一块板的采集时序不一致。

如图2所示, 在没有操作旁代压板前, 旁代线路提前充电, 造成黄桃线电流突变量启动, 此时, 再操作旁代压板, 然后操作黄桃线HWJ分位置, 旁代操作完成, 程序进入旁代逻辑。旁代黄桃线后, 黄桃线断路器进行了分合闸试验, 黄桃线HWJ分合变化多次。由于黄桃线采用了HWJ作为旁代过程及旁代结束的逻辑判断依据, HWJ状态多次变位对程序判断产生了影响, 而激活了程序的bug, 造成程序对不同的采集板发出的脉冲不一致。由于本站的装置没有采集线路电压, 而是采集两段母线电压, 母线电压的采集硬件回路跟线路电流的采集硬件回路不在同一块数据采集板上, 造成母线电压与线路电流时序不同步, 而造成功率计算错误的现象。

而进入了程序的bug后造成第一块板与第三块板时间不同步, 所以第一块板上相对应的间隔功率显示出现异常, 而第二块板与第三块板时序是同步的, 所以第二块板上的间隔功率显示是正常 (由于异常时黄桃线是用旁路代的、旁路对应的电流采集在第二块板上, 所以显示正常) 。

5 改进措施与建议

针对装置功率异常的原因分析, 我们提出以下防范措施及建议:

(1) 如果装置出现这种功率计算异常后, 需及时退出远切装置, 将装置断电重启, bug在正常运行情况下不会被激活, 待运行正常后才投入远切装置。

(2) 规范旁路代线路的操作:在旁代操作合622断路器前投入旁代压板, 在退出旁代操作合线路断路器前先退旁代压板, 在所代的断路器转入检修状态时, 解开HWJ开入量的线, 防止试验时跳闸开入的影响。

(3) 对远切装置的采集板的配置进行修改, 将母线电压引进各线路电流对应的数据采集板, 由各自的采集板根据本板采集的电压与电流进行功率计算。从根本上避免采集到的电压和电流不在同一块数据采集板上, 造成母线电压与线路电流时序不同步, 而出现功率计算错误的问题。

(4) 完善旁代逻辑部分的程序, 清除这种bug。根据旁代压板在不同时段投入时的影响重新设定“置旁代标志”和“清除旁代标志”条件, 清除所代线路的HWJ在检修过程中变位对装置的影响。并且在旁代完成逻辑增加线路电流大于投运电流判据。

摘要：针对远切稳控装置主站在运行过程中, 出现了功率值显示异常, 装置频繁启动的情况, 根据系统运行方式, 现场一次设备的情况, 进行了设备模拟试验、分析和综合判断, 找出装置出现异常的原因, 提出了故障处理的对策, 并对装置的软件程序提出改进建议。

关键词：远切装置,主站,功率

参考文献

[1]李勇, 郑伟, 吕东晓, 黄要桂, 周良松, 胡会骏.葛洲坝电厂智能稳定控制装置的研究及应用[J].电网技术, 2002 (01) .

[2]宋锦海, 宣筱青, 朱开阳, 叶振风, 李雪明, 罗剑波.基于IEC61850的安全稳定控制装置方案设计[J].电力系统自动化, 2010 (12) .

[3]陈茂英.安全稳定控制系统在应用中相关问题的探讨[J].继电器., 2007 (S1) .

稳控方案 篇9

区域性稳控系统[1]由多个变电站、电厂等组成,彼此相距很远,且多处于偏远地区。在稳控系统联调中,需要在主站对多个子站进行联调的指挥,且需要了解各个子站的当前状态。而在变电站中,由于手机等设备有可能影响变电站的装置运行,变电站禁止无绳通讯设备的使用,而可用于联调的微波电话欠缺或者无法置于屏前,无法有效用于联调,并且有些变电站处于偏远地区,信号覆盖不足,基于因特网等手段的通信方式无法有效应用,给联调通信带来了不便。

在稳控系统中,通信是必不可少的配置,基于HDLC协议[2]的E1通道[3,4]广泛存在于各个站之间,用于稳控装置之间的通信信道为带宽2 M的通道,而正常的稳控通信报文仅占用最多不到200 K的带宽,带宽闲置率较大,资源利用率不高,因此可以利用剩余的90%带宽传输视频与音频信息,这样可以利用原有的通道资源,而且可以进行对多个站的通信,能有效解决联调通信的问题。

1 视音频信号编码方式的研究

由于要在2 M通道中传输视音频信号,首先要保证原有稳控数据的可靠和稳定,同时为了保证联调通信的质量[5],需要流畅清晰的视音频信号,因此对视音频信号的编码与压缩也提出了一定的要求。

1.1 稳控报文的特点

作为稳控通信报文[6],具有长度短、定义明确、格式固定的特点,分正常报文和命令报文,报文由12个16位半字组成,包括报文头、命令字、信息字、校验码,其报文(用c表示)格式如表1。

依据HDLC传输规范,一帧稳控报文除其正常内容外还有帧头、长度、地址段、控制段及校验码,因此,一个稳控报文的位长度为

若每1.667 ms传送一次,则每秒600次,可计算出稳控报文的带宽为

相对于2.048 Mb/s的带宽,有90%以上的带宽被闲置。若每3.333 ms传送一次,则每秒300次,需要占用的带宽仅为78.6 kbps,即两个稳控报文传输之间存在大量的空闲时间,可以合理利用这个空闲时间,传输联调通信所用的数据。

由于正常通信报文在稳控通道中所占的带宽比较小,可以用来传输其他数据,并且利用稳控通道,就解决了通信网络覆盖的问题,而且主站对子站的一对多通道,也可以进行同时通信,为联调带来了便利。

1.2 视音频数据包的特点

相对于稳控报文,视音频数据包流量大、编码自由度大、并划分有较多的编码层次[7]。这里所采用的H.264编码[8],是ISO和ITU-T联合制定的新一代视频压缩标准,其特征与主要优势有以下几点:

(1)低码流[low bit rate]:和mpeg2和mpeg4 asp等压缩技术相比,在同等图像质量下,采用h.264技术压缩后的数据量只有mpeg2的1/8,mpeg4的1/3。

(2)高质量的图像:h.264能提供连续、流畅的高质量DVD图像。

(3)容错能力强:h.264提供了解决在不稳定网络环境下容易发生的丢包等错误的必要工具。

(4)网络适应性强:h.264提供了网络适应层[network adaptation layer],使得h.264的文件能容易地在不同网络上传输。

使用H.264编码,就能在有限的带宽中传输高质量的视频信息。

1.3 采用稳控通道传送视音频所要解决的问题

稳控通道是基于HDLC协议的码流,网络摄像机是基于RTP协议的码流[9],两者之间无任何的融合性,且稳控系统的报文要求严格的实时性和可靠性,必须在精确的间隔时间点上可靠地传输与接收,不能被音视频传输的大流量数据所堵塞,这都是不同码流在同一通道中传输所面临的技术难点。

另外,在处理这两种不同要求的报文的过程中,对其拆包并重新封装的算法较复杂,需要大量的矩乘运算,这对处理器的性能及无损算法的优化都有很高的要求。同时还需兼顾两种报文混编后的标识及各层次报文包的优先级,不能使最后的接收复原产生混叠或接收延迟,这些都需要在技术上有所重新才能满足要求。

2 实现方法及相应的算法

2.1 报文码流的混编和传送

首先采取排定优先级的方法,保证基本的稳控码流的流畅,同时需要碎片化处理音视频数据包,并将稳控报文也变成一个相应的碎片,这使得在传输层次上两者具有了共同的传输特性,可以融合在在同一物理通道上传输,称作碎片化传输法。

设c为稳控报文包,p为视音频数据包的碎化单元,同时对c、p进行碎化处理,则有

其中:E1为稳控报文的碎化因子;E2为视音频数据包的碎化因子。C、P分别是稳控及视音频的碎化报文片。设S为一个封装好的完整的视音频数据包,则有

考虑到稳控报文与视音频数据的不同格式,E1、E2碎化因子中另外包括了对两者的标识[10]和排序作用,其标识分类如图1所示。

经过上述变换,可得出k时刻按时间优先级的传输集,其中左边的优先级最高,可被优先传送,向右逐次降低。这里标识为稳控碎化片的报文优先级最高为0级。

其中:

T为1.667 ms时间间隔内所允许传送的数据包的大小。

视音频数据包中包含静态图像数据、动态图像数据、音频数据、连接管道数据等多层次内容,需要依次排定1-4级优先级,以保证较重要的数据优先传送。按优先级的传输顺序如图2所示。

2.2 码流的接收和无失真分离识别算法

在接收端,需首先进行分离处理,分离因子对接收数据片进行矩乘运算,分离出稳控报文与视音频数据数组,再将视音频数据数组重组成原始的数据包,称作无缝重组法。

以下是接收报文片的集合,按接收到的先后,也就是时间顺序用矩阵形式表示。

以稳控报文分离因子F1矩乘R,即可从R中分离得出原来的稳控报文。

以分离因子F2矩乘R,即可从R中分离得出原来的视音频数据包S。

以上的E和F运算因子亦是矩阵形式,它们之间包含了严格的对应关系,体现了对报文矩阵中各个元素的取舍、排序、标识及优先级的所有内容,从运算的逻辑中保证了拆分及复原的保真正确性。

3 一对一联调通信系统的组成

联调通信系统的架构如图3。

A站和B站组成基本的一对一联调通信系统,完全是按基于稳控平台的一体化安自装置设计[11]。其中A站测量2条母线、4台主变、6条线路、16条负荷线或电源线,具备判断低频低压、主变过流及跳闸、线路过流及跳闸功能,并可根据故障前断面功率检索策略表,产生切机、切负荷命令[12]。并具备了备用电源自动投入功能。B站模拟电厂8台机组运行状态,向A站发送机组的运行状态,接收A站发来的切机命令并执行。

基于稳控信道的联调通信系统,主要由三个模块构成:

(1)视音频采集模块

视音频采集由高性能的网络摄像机完成,网络摄像机同时完成视音频的编码工作,将视音频信息编码为通用的以太网视音频码流[13]。

(2)通信模块

通信模块为以高性能32位嵌入式CPU为核心的通信板,用20532通信管理芯片[14,15]实现2M通信,主要完成稳控报文接收、视音频码流接收、码流混编、及发送与接收等工作。内部软件以可靠的中断方式运行,保证了稳控报文的可靠转发。通信板内部原理框图如图4。

(3)监控模块

监控模块进行视音频码流的译码,同时提供图像显示、音频播放的功能。

通过对一对一联调通信系统的运行试验及验收表明:稳控装置所有的运行状态正确稳定,各种判断及策略准确无误,同时视音频图像清晰流畅、声音清楚洪亮,视音频码流速率可达1.5 Mb/s,满足或超过对图像声音质量的要求,并且对稳控报文的传输不产生任何影响。

4 一对多联调通信系统的实施方案

较复杂的区域性稳控系统通常是一主站对多子站的系统(子站数量≤16个[16])。为达到此要求,在主站侧用网络交换机汇聚多个子站的视音频数据,并用多画面的监控软件即可切换各个子站的视音频显示和播放。其架构如图5。

5 应用实例

本套系统已装设在广东端州站——云浮电厂安稳系统中,在联调安稳系统时发挥了很大的作用。

端州变电站位于肇庆市端州区东边龙门山西侧的马头岗,为220 kV等级的变电站;云浮发电厂位于云浮市云城区河口街,总装机容量为1 120 MW,两者之间相距47 km。未使用本装置时,两边联调需要主站每做一次实验,就打电话向对面站寻问动作情况。由于装置安放在屏蔽的小室内手机信号弱,造成打电话给对面的调试人员时通话质量差甚至是无法接通的情况经常发生,两个站之间的联络变得很不方便。装设本装置后,云浮电厂的调试人员能够很清楚地看到端州主站的情况,及时向端州主站的调试人员上报情况,极大地提高了调试的工作效率。

端州稳控系统联调时的视频图像截图见图6。

6 结语