稳控系统

2024-10-02

稳控系统（共7篇）

稳控系统篇1

摘要：随着大规模分布式电网安全稳定控制系统的应用,广泛分布的稳控装置的管理也变得复杂。提出了一种基于现代计算机技术和通信技术的智能化稳定控制集中管理系统。介绍了系统的软硬件结构和通信方式,根据稳定控制系统的特点以及对稳定控制系统管理的需求做了功能设计,并提出了集中管理系统要为灵活开发特定高级应用功能而向平台化发展的思想,为稳控系统的管理和维护提供了有效手段。

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.

[5]徐泰山,李碧军,鲍颜红,等.考虑暂态安全性的低频低压减载量的全局优化[J].电力系统自动化,2003(22):12-15.

稳控系统篇2

关键词：LabVIEW,稳控装置,测试系统,虚拟仪器

电力系统稳定控制装置是为保障电网安全稳定运行而专门设计的一种专用自动控制装置, 通常被配置于电力系统稳定第二道防线和第三道防线中[1,2]。随着特高压电网建设和大区互联电网建设的不断发展, 电网结构日益复杂, 区域电网间的联系不断加强, 稳控装置的应用愈发广泛。同时, 由于稳控装置的应用焦点逐渐转向区域性电网和跨区互连电网的安全稳定控制[3,4], 其影响范围也不断扩大。一旦稳控装置出现故障, 轻则导致装置退出运行, 电网由于失去保护而不得不限负荷运行, 重则导致装置误动、拒动, 给电网运行和设备安全造成巨大损失。因此, 通过有效的测试手段保证稳控装置的可靠性是摆在装置生产企业面前的一个重要问题。

由于电网的不断发展, 对稳控装置的计算、控制和协调能力不断提出新的更高的要求。另外随着数字化变电站的推广应用, 也为稳控装置的设计研发带来了新的课题。因此稳控装置的更新升级速度也不断加快, 以南瑞稳定的产品为例, 从早期的DPY, UFV-2系列, 到UFV-200, FWK-300系列, 再到SCS-500, SCS-600系列[5,6], 产品的更新频率逐渐提高到2~3年。如何能让测试系统快速适应不同装置的测试需要, 并且降低开发人员和测试人员的工作量、提高工作效率, 是开发稳控装置测试系统的首要问题之一。

1 测试系统需求分析

1.1 测试系统功能要求

稳控装置的测试主要包括3个方面: (1) 单板硬件测试:测试板内硬件功能, 如采样回路、开入开出、存储芯片等; (2) 整机硬件测试:测试板间通信情况, 包括总线背板、插件通信接口等; (3) 整机软件测试:测试整套装置逻辑功能, 对于由多套装置组成的稳控系统, 还需要测试整个系统的逻辑功能配合情况。

1.2 需要解决的问题

传统的测试方法主要存在以下几方面的问题:

(1) 硬件测试效率。由于稳控装置更新速度快, 批量较小的特点, 不可能采用类似工业流水线的全自动测试方式。因此, 在测试过程中必将有许多需要测试人员参与的环节, 如仪器设置、数据记录等等。如果能够提高测试环节中的自动化水平, 那么将大大提高硬件测试的效率。

(2) 软件测试效率。稳控装置的应用往往是针对电网特性量身定制的, 因此除了极少数的应用外 (如低频低压减载装置) , 大部分稳控装置的逻辑功能是不尽相同的, 这给稳控装置的软件调试带来了极大的挑战。目前, 通过使用专用的稳控装置测试仪器可以模拟大多数电网的典型故障, 给软件测试带来了很大的便利, 但对于需要多装置协同的稳控系统调试、以及精确测试装置响应时间等应用而言, 目前仍缺乏较为简易的实现方式。

(3) 测试系统开发和培训效率。在硬件测试中, 提供给测试人员的用户界面一般有2种, 一种是利用测试装置的液晶显示屏为用户提供操作环境, 由于现在的装置显示模块多采用嵌入式操作系统开发, 开发工作量较大且界面友好度较差, 不同装置的界面难以统一, 对测试人员培训造成了一定的障碍, 而且对于不支持即插即用的板件而言, 每次更换测试样品后等待系统启机会明显影响测试效率;另一种方式是利用装置通讯接口与PC机连接, 在PC机上开发测试程序, 这种方式测试效率较高, 用户界面友好度较好, 但目前多使用C/C++进行开发, 对开发人员的要求相对较高。

2 基于Lab VIEW的稳控装置测试系统

2.1 设计原则

为了解决上述问题, 本文提出了一种基于Lab VIEW的稳控装置测试系统, 该系统的设计原则是: (1) 能够满足不同型号稳控装置的测试要求, 并能够以尽可能小的开发工作量进行升级, 以适应新装置的测试需要; (2) 能够提供友好的操作方式, 以提高测试人员的工作效率; (3) 能够以比较便捷的方式, 满足多装置协调测试等软件测试需求。

2.2 虚拟仪器和Lab VIEW

虚拟仪器 (VI) , 是指在以通用计算机为核心的硬件平台上, 由用户自己定义、设计虚拟的操作面板, 测试功能由测试软件来实现的一种计算机仪器系统[7]。

实验室虚拟仪器工程平台 (Lab VIEW) 是一种用于科学和工程领域的图形化编程开发环境[7], 它是实现虚拟仪器的主要工具。选择Lab VIEW作为测试系统的开发工具, 至少具有以下几个方面的优势:

(1) 灵活性和可扩展性。与传统仪器相比, 虚拟仪器以软件为核心, 打破了传统仪器固定外观、固定功能的模式, 让用户根据自己的实际需要, 灵活地定制系统。采用基于Lab VIEW和虚拟仪器开发测试系统, 不仅可以充分满足稳控装置不断变化的测试需求, 而且更新速度快, 成本低。

(2) 友好的人机界面。对于终端用户而言, 需要面对的不再是一堆各种式样的仪器面板, 而是采用图形化编程技术实现的虚拟面板。这样, 无论针对何种装置的测试, 都可以开发出风格接近的控制面板, 便于测试人员熟悉和掌握操作方法。

(3) 强大的互连能力。Lab VIEW不仅提供了对RS-232、RS-485串口协议的支持, 而且能满足GPIB, VXI, PXI等工业总线的控制需要, 另外还能提供了基于TCP/IP, Active X等标准的库函数。因此, 基于Lab VIEW, 不仅可以通过工业总线和网络将众多仪器设备构成一个整体, 还可以利用软件模拟各种仪器设备, 以满足不同的测试需求。

(4) 便捷的开发方式。Lab VIEW是一种纯图形化的开发环境, 相对于C/C++而言, 更容易上手, 有助于提高测试系统的开发效率。同时, 利用Lab Windows/CVI, 还可以集成C语言程序, 从而方便地继承既有成果, 有效地减少重复开发。

2.3 硬件测试系统的实现

与软件测试相比, 稳控装置的硬件测试只与装置和板件的型号相关, 测试内容固定、重复性强。因此, 在设计时将硬件测试系统与软件测试系统独立开来加以实现。出于用户界面统一和良好的可扩展性的考虑, 硬件测试系统的用户界面由两部分组成:提供测试内容选择的树形结构和测试过程中使用的虚拟面板。如图1所示。

Lab VIEW中提供了功能丰富的树形结构控件, 通过树形结构+事件响应的设计 (如图2所示) , 可以将各种类型的测试集成到一个应用程序中, 让测试人员方便快捷地找到测试项目, 通过双击所需的测试选项, 即可在虚拟面板中打开操作界面, 改变了以往测试过程中在各种软件间切换的状况, 提高了测试效率。

虚拟面板的设计则采用Lab VIEW提供的子面板技术。子面板是Lab VIEW8.0之后引入的容器型控件, 其使用方式与动态调用类似, 但具有2个明显的优点:一是通过子面板调用VI, 可直接将被调用VI的前面板加载到调用方的子面板界面中;二是通过子面板调用其他VI时, 自动终止子面板中调用的前一个VI[8], 不需要人为释放资源。这样, 测试系统开发人员只需针对不同的测试应用分别编写相应的子VI, 再在主系统中增加相应的选项通过子面板控件进行调用即可。如此一来, 既可以保证用户界面的统一风格, 又体现了良好的可扩展性。

2.4 软件测试系统的实现

软件测试系统的作用是验证稳控装置或系统的逻辑正确性, 主要包括控制系统、数据输出、数据输入等部分, 软件测试系统的组成框图如图3所示。

(1) 控制系统由PC机、工控机或专用控制器实现, 主要负责用户界面、数据输入输出控制、数据分析等功能。

用户界面提供给测试人员的操作界面, 对输出模式、故障类型、时序关系等参数进行设置, 并将测试结果反馈给测试人员;输入输出控制是通过GPIB, PXI等接口控制I/O单元, 将根据用户设置的相关参数生成的数据交由输出单元产生输出信号, 读取输入单元的采集数据;数据分析则将输入输出信号进行处理, 生成测试结果, 反馈给测试人员。数据分析的简要流程图如图4所示。

(2) I/O单元包括模拟量/数字量输出以及模拟量/数字量输入单元, 可以采用支持GPIB, RS-232控制的独立仪器, 如任意波形发生器、示波器、台式万用表等;也可以采用基于PCI, PXI总线的模块化仪器。

模拟量/数字量输出单元是利用输出的模拟/数字信号, 模拟稳控装置决策所需的电气量、开关量等信号, 模拟量/数字量输入单元是采集稳控装置输出的控制信号, 以验证稳控装置动作的正确性。验证稳控装置低压动作的波形如图5所示。其中输出是母线电压下降的过程, 输入是装置出口动作的情况。

依靠虚拟仪器的信号同步技术, 可以精确同步多路输入/输出信号, 从而达到多装置协同测试、精确测试装置响应时间等应用的需求。

3 结束语

基于Lab VIEW的虚拟仪器技术与传统的测试系统开发方式相比, 在灵活性、可扩展性、互联能力等方面都具有明显的优势, 将该技术应用于稳控装置测试系统的开发, 可以充分发挥其优点, 以较小的人力、物力和时间成本, 充分满足稳控装置不断变化的测试需求, 有效地提高稳控装置测试系统的开发效率和使用效率。同时, 基于Lab VIEW的稳控装置软件测试系统可以有效地解决多装置协同的稳控系统调试、以及精确测试装置响应时间等应用难题, 提高装置测试的针对性和准确性, 为稳控装置的质量和电网安全稳定运行提供强有力的保障。

参考文献

[1]薛禹胜.时空协调的大停电防御框架: (一) 从孤立防线到综合防御[J].电力系统自动化, 2006, 30 (1) :8-16.

[2]薛禹胜.时空协调的大停电防御框架: (三) 各道防线内部的优化和不同防线之间的协调[J].电力系统自动化, 2006, 30 (3) :1-10.

[3]周磊, 周霞, 罗凯明, 等.江苏低频低压减载与负荷联切协调配置研究[J].江苏电机工程, 2012, 31 (4) :6-8.

[4]丁留宝, 王健.银东直流西北侧电网稳定控制系统实现[J].江苏电机工程, 2013, 32 (1) :37-39.

[5]宋锦海, 李雪明, 姬长安, 等.安全稳定控制装置的发展现状及展望[J].电力系统自动化, 2005, 29 (23) :91-96.

[6]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.

[7]付家才.LabVIEW工程实践技术[M].北京, 化学工业出版社, 2010:1.

稳控系统篇3

随着直孔电站、老虎嘴电站、9E燃机电厂及青藏直流工程的相继投产运行,西藏电网的网架结构得到进一步加强,西藏缺电问题基本解决。目前西藏电网总负荷在500 MW左右,系统总装机容量达880 MW,由于受季节性变化和能源配置的影响正常开机容量在350 MW左右,青藏直流接收功率150 MW,接收比例达系统总负荷量的30%,由此可见西藏电网大机小网特点明显,同时主网架与地区电网联系仍然比较薄弱,220kV电源单点接入主网,西藏电网季节性缺电问题突出,峰谷差大,频率和电压稳定问题仍然存在。

当西藏电网内部发生严重性故障,除采取切西藏电网机组或负荷措施外,还需要调制青藏直流;当青藏直流发生单极或双极闭锁时,需要采取切除西藏电网机组或负荷的控制措施。但鉴于西藏电网大机小网的特殊性,稳控系统过多或过少的控制量,都会对西藏电网产生较大影响,因此必须实现准确、精确的协调控制。这就需要重新设计直流极控系统与稳控系统之间的接口和协调控制方法,以保证直流输电系统和西藏电网的安全稳定运行,同时也进一步提升青藏直流的送电能力[1-4]。

1 青藏直流稳控与极控系统间的接口分析

由于青藏直流极闭锁故障对西藏电网影响较大,为了实现稳控系统准确可靠的极闭锁判别,需要设计直流极控系统和稳控系统之间的接口。

目前国内已经运行的直流厂站的稳控系统中,稳控系统与极控或站控之间的接口[5]主要是开关量形式。直流极控或站控系统向稳控系统发送极闭锁开关量硬接点信号,用于稳控系统直流极的闭锁判据,稳控系统发送直流回降或提升的多个档次的开关量信号,用于直流功率的调制。该类方法对网架结构较强的交直流互联系统来说,电网内部旋转备用容量较大,系统的抗干扰能力较强,当直流输电系统发生双极或单极闭锁后,频率和电压问题不是很突出,只考虑切除一定的机组或负荷,系统就能保持正常稳定运行,稳控系统对切机切负荷量的计算无须很准确。这种控制方式能满足大区互联系统的控制要求,但对于一次薄弱的西藏电网来说,若仍采用此控制方法,则控制量可能存在很大的误差,尤其是在调制直流时过多或过少的调制量对西藏电网的影响很大,因此,需要实现直流极控系统与稳控系统之间协调、精确的控制[6-7]。

1.1 稳控与极控系统连接和信息交换

针对以上问题,本文首次提出了直流极控系统跟稳控系统之间采用通用的高级数据链路控制(HDLC)通信协议的光纤通信模式,实现信息的精确交互。稳控系统与直流极控系统之间的通信连接示意图如图1所示,直流极控系统和稳控系统之间的通信协议信息和功能如表1和表2所示。

由表1和表2可以看出,直流极控系统和稳控系统之间交换的信息除直流闭锁的开关量信号外,还传送了直流是否可调及可调制量的大小等信号。同时,稳控系统发送给直流极控系统的调制直流信号也不是分档的开关量信号,而是连续的数字量信号,以上信息的准确交互均较直流厂站稳控系统传统的控制方案[5]更精确和准确,尤其是调制直流方面首次实现了稳控系统连续调制直流,这对一次薄弱的西藏电网来说,大大消除了控制量不准确对西藏电网的影响。

1.2 稳控与极控系统的运行模式

直流各极极控系统采用一套值班、一套备用的冗余方式,实际的控制权由值班机掌握。当值班机出现故障时会进行系统自动切换,原备用机进入值班状态,相应的控制权也发生切换。在这双极4套极控系统中,主控极的值班系统为主控系统,也会根据直流极控系统的故障情况实时进行切换。稳控系统为双套独立运行,相互之间无通信联系,也不存在主控的切换问题。

为了保证光纤数据交换的正常,各极直流极控系统和稳控系统均需对相互通信的光纤状态进行监视,当出现光纤故障时直流极控系统进行必要的系统切换。对于光纤监视,直流极控系统主机除了进行本侧接收光纤(稳控系统→直流极控系统)的监视外,还需监视光纤发送(直流极控系统→稳控系统)是否异常以进行必要的系统切换。这就需要稳控系统A和B各回送一个接收异常状态信号(稳控系统→直流极控系统),相应的直流极控系统A和B也都会回送稳控系统一个接收异常状态信号(直流极控系统→稳控系统)。

为了简化直流极控系统与稳控系统之间的光纤监视切换逻辑,直流极控系统始终将光纤通信无故障的直流极控系统主机作为值班系统。直流极控系统和稳控系统之间任何一路光纤的接收或发送异常时就认为该路光纤故障,同时进行值班系统的切换。

1.3 稳控系统接收极控系统信息处理

两套稳控系统装置独立运行,二者之间不交换信息。这就要求极控系统装置无论是值班机还是备用机都需要实时向稳控系统装置发送相关信息(两个开关量信号、本装置运行状态是值班机还是备用机)。

对于直流极1的闭锁判别,稳控系统装置以极1直流极控系统的值班机的信息为准,同时接收极1的非正常停运信号和最大运行功率信息,若无值班机,则稳控系统装置闭锁极1的相关判别功能。

对于直流极2的闭锁判别,稳控系统装置以极2直流极控系统的值班机的信息为准,同时接收极2的非正常停运信号和最大运行功率信息,若无值班机,则稳控系统装置闭锁极2的相关判别功能。

对于直流的可调制状态,稳控系统装置以直流主控系统信息为准,接收直流的最大可提升量、最大可回降量信息及是否允许调制等信息,若直流极控系统无主控系统,则稳控系统闭锁调制直流功能[8-9]。

2 青藏直流稳控与极控系统间的协调控制方法

青藏直流稳控系统与极控系统之间通过上述接口的设计实现了信息交互,为了保证青藏联网后西藏电网的安全稳定运行,还需要解决如下几个问题,从而实现稳控系统和直流极控系统的协调控制。

2.1 青藏直流稳控与极控系统协调控制需要解决的问题

1)当直流输电系统双极运行时,单极或双极闭锁后稳控策略的配合问题。

2)直流线路故障极再启动过程中稳控系统的策略配合问题。

3)直流输电系统正常启停与稳控系统的配合问题。

4)直流极控系统接收稳控系统调制直流命令的形式。

2.2 解决上述问题的方案

1)直流投运后,当西藏电网接收或送出的功率比例较高时,要充分考虑发生极闭锁故障时稳控系统的策略配合。当双极运行情况下发生双极闭锁或单极运行情况下发生单极闭锁时,接收或送出通道中断,应按照直流输电系统的输送功率的大小采取控制措施,由于闭锁后西藏电网存在的主要是频率和电压问题,因此,应该按照欠切的原则切除部分负荷或机组,从而保证电网的稳定运行。当双极运行单极闭锁时存在以下两种情况:情况1,直流功率顺利转移到正常运行极上;情况2,直流不发生功率转移。针对以上两种情况采取的控制措施不同,针对情况1,直流极闭锁后采取的控制措施量大小为启动前双极功率与剩余极单极最大运行功率之差;对于情况2,直流极闭锁后采取的控制措施量大小为启动前闭锁极的功率。

由于两种情况采取的控制措施量不同,对系统的影响也不同,稳控装置应能准确识别以上两种情况。因此,稳控系统设计了直流功率转移的判别方法,判据如下:直流闭锁前双极运行,当装置判断出任何一极闭锁后,130ms时另外一极功率绝对值与启动前200 ms时该极功率绝对值之差是否大于15 MW,经过10ms确认延时,若满足上述条件则判为直流功率转移成功,立即执行策略,采取的控制措施量的大小为极闭锁前双极功率与剩余极单极最大运行功率之差,否则判别功率转移失败,160 ms时再执行策略,采取的控制措施量的大小为启动前闭锁极的稳态功率[5，10]。

上述直流转移功率增量门槛值15 MW的选取原则为直流降压低功率运行时单极最低运行功率为21 MW左右,同时考虑一定的裕度,选取直流转移的功率增量为15MW;开始判别直流功率转移时刻为130ms的选取主要考虑直流功率转移的最长时间,经过厂内多种工况下实时数字仿真器(RTDS)试验表明,当直流电压高于0.7Ur(Ur为直流输电系统额定运行电压)时直流功率转移的时间不超过100ms,再考虑一定的裕度,选择130ms;160ms的确定主要是考虑到直流功率转移的最长延时和西藏内部电网第3道防线低频低压一轮的动作延时相配合来确定的。图2和图3为极闭锁直流转移判别的几种典型波形,可以看出,功率转移15 MW的时间大约为30ms,因此考虑130ms的等待延时是有很大裕度的。

2)直流线路故障后再启动过程一般要200 ms以上时间,若重启动失败则发极闭锁信号闭锁直流输电系统。当直流输电系统双极运行时,单回线路故障再启动时若功率转移成功,则对西藏电网无影响,若直流功率转移失败则对西藏电网存在一定的影响。但由于重新启动过程时间相对较短,中国电力科学研究院通过分析计算后确定单次重启动对西藏电网影响不大。如果两次重启动直流输电系统,由于启动时间比较长,西藏电网频率电压控制装置就会动作,切除负荷或机组,若第2次重启动失败,系统稳定,若第2次重启动成功,西藏电网就会存在频率电压过高的问题,因此对于直流线路,故障后只允许再启动一次。

3)为了防止直流输电系统正常启停稳控装置误动作,直流输电系统的正常启停顺序一般有如下几种。

双极停运情况下启停直流输电系统的顺序:直流输电系统双极启动时,实现过程是一极以7.5 MW功率解锁,待交流系统频率稳定到50 Hz以后,再以7.5 MW功率解锁另外一极,然后两极同时升功率到42 MW(单极21 MW)。

单极运行情况下,另外一极的启动顺序:1直流输电系统运行极电压不低于0.7Ur且直流功率不低于21 MW+400kV×0.075kA×Ux时,另外一极启动时允许直流电压不低于0.7Ur,其中Ux为运行电压标幺值;2将两极均切换至双极功率控制模式;3将停运极直接通过0.7-Ur电压启动,不再经过7.5 MW的降压启动过程。

双极正常运行的情况下,停一极的顺序如下。

步骤1:将要停运极切换到单极控制模式。

步骤2:将运行极保持在双极功率控制模式。

步骤3:将停运极直接通过0.7-Ur电压停运,不再经过7.5 MW的降压停运过程。

4)直流极控系统接收稳控装置的直流调制命令是以模拟量方式,而不是以大区互联稳控系统的开关量分档控制的方式,主要是考虑到西藏电网全网负荷水平较低,若调制直流量不准确,又会带来新的频率电压问题。因此,稳控系统以数字化命令的形式向直流极控系统发送调制直流命令,实现直流功率的精确连续调制。

3 结语

青藏直流的安全运行涉及整个西藏电网的稳定,如何保证青藏直流故障或西藏电网内部严重故障情况下采取最有效的控制措施及如何确保系统运行的可靠性,都是直流极控和稳控系统之间协调控制的关键。本文通过对青藏直流稳控系统和极控系统的协调配合的原理和方法进行分析、讨论和设计,实现了信息的精确交互和精确控制。该系统于2011年7月安装,同年10 月31 日正式投运,至今运行正常,经历了多次故障的考验,装置能正确动作,对青藏直流和西藏电网的安全稳定运行发挥了应有的作用。本文提出的接口设计和协调控制方法对于今后直流互联电网稳控方案的设计及工程的实施有着重要的借鉴意义。

摘要：随着青藏直流工程的建设和投产,西藏缺电问题基本解决,但鉴于西藏电网大机小网的特殊性,对于安全稳定控制策略,需要实施准确、精确的协调控制。文中通过对青藏直流稳控与极控系统间的接口以及相关策略的配合进行了分析和研究,实现了稳控与直流极控系统的光纤通信,提出了稳控与直流极控系统的准确和精确控制方法,总结了弱电网直流互联系统中稳控与直流极控系统之间的系统控制技术。

稳控系统篇4

关键词：安全稳定控制系统,南方电网,测试,规范化

0 引言

安全稳定控制系统 (以下简称“稳控系统”) 作为保证电力系统安全稳定运行和提高电网输送能力的重要手段[1,2,3], 在电网建设中得到了广泛的应用。由于电网中稳控系统涉及地域广、厂站多, 设备型号多样, 控制策略复杂且多变, 因此, 如何对稳控系统进行有效、可靠、完整的系统测试, 尽早发现装置软、硬件缺陷, 避免给电网安全稳定运行带来隐患, 是至关重要的工作。

本文针对稳控系统特点, 从测试内容、测试手段等方面详细阐述了稳控系统的常规测试方法, 指出了当前测试工作中的不足, 阐述如何充分利用现有手段开展测试工作, 并提出更加规范的试验方法和建议, 介绍其在南方电网稳控系统中的应用, 对实现稳控系统的规范化测试和稳定运行具有积极的意义。

1 稳控系统测试现状及方法

1.1 稳控系统测试现状

由于电网运行方式的改变, 每年电网稳控系统都要进行升级改造、测试、出厂验收、现场联调。由于稳控系统的特殊性, 每个厂站控制策略及功能都不相同[1], 稳控装置随着控制策略修改需要进行相应的升级, 由于其特殊性, 需要对稳控装置进行全面完整的测试, 消除由于测试不完善带来的隐患, 保障系统的可靠性、正确性。目前, 电网稳控系统测试流程包括稳控装置生产测试、系统出厂测试、系统现场调试、定期检验等, 以验证稳控装置硬件及回路、控制策略、通信功能等是否正确、满足要求。

1.2 稳控系统传统测试方法

目前稳控系统的测试方法主要有以下几种: (1) 传统继电保护测试仪 (如博电PW40等) 或专用稳控测试仪、万用表; (2) 动模试验; (3) RTDS电力系统实时数字仿真试验, 其结构如图1所示。

第一种试验方法是目前最常用的测试方法之一, 使用继电保护测试仪或专用试验仪加入电压、电流, 按照测试大纲逐步进行, 模拟相关的故障, 检查稳控执行策略的正确性。这种传统的静态试验方法基本能验证稳控系统逻辑的正确性, 但是无法正确反映系统的动态变化结果, 对于一些特殊工况的系统故障模拟还不完善。

动模试验可以实时逼真地模拟电力系统的稳态、机电暂态和由此引发的保护和自动装置的动作过程, 对于有新判据使用的稳控系统使用动模试验具有积极的意义。但是动模试验的规模受实验室设备和场地限制, 无法模拟大型电力系统, 参数的调整和改变比较麻烦, 试验方法不够灵活, 不易实现大规模稳控系统装置间功能配合试验, 试验效率较低。

RTDS电力系统实时数字仿真试验可使电力系统的实时仿真范围几乎覆盖电力系统扰动的全过程, 可以真实地反应系统情况, 对于稳控系统可以进行全面、详细的测试。但是RTDS仿真试验系统投资巨大、建设周期长、参数间难以匹配、可模拟的电力系统规模受限制, 且建模复杂等, 正是基于以上原因, 在实际的稳控测试过程中RTDS仿真试验使用较少。对于重点的工程或新判据, 利用RTDS进行仿真试验, 具有重要的价值和意义, 比如南方电网楚穗直流稳控系统[3]。

2 一种新型稳控系统测试方法

为了确保稳控系统的可靠性, 消除任何对系统不利的缺陷, 我们需要在稳控系统的规范化试验上进行大量的工作, 使得稳控系统的测试规范、标准。规范化的试验需要规范化的试验方法及项目, 根据试验项目使用最完善的试验方法。针对目前稳控系统测试中存在的问题, 我们提出了一种新型的稳控系统测试方法及稳控系统测试的改进建议。

(1) 使用新的试验方法, 能动态反映系统波动情况, 从试验手段上消除由于传统试验方法无法测试到的环节留下的隐患。为此我们推出了基于HELP2000电力系统动态整组仿真试验平台的通用测试系统, 如图2所示。

该系统利用稳定分析计算获得的或PMU、稳控装置现场录制的非实时但时间上连续的动态过程故障波形数据在稳定控制系统中的实时回放, 模拟整个系统的动态过程, 以验证控制策略逻辑的正确性, 特别适用于大型电力系统复杂故障情形下对稳定控制装置动作行为的分析和测试。该方法将原来静态的、局部的测试发展成为动态的、系统的测试。比如, 在重潮流情况下的双回联络线路一回线故障, 另一回严重过载时功率是一个动态的摇摆过程, 传统试验方法无法验证出此时稳控装置的动作行为, 以及计算到的切机或切负荷量的正确性、动作时间。

基于HELP2000电力系统动态整组仿真试验还可以利用在线预决策系统获取电网运行的潮流断面计算数据以及相应的暂态计算数据;然后, 利用该数据对事故或扰动进行仿真分析, 借助电力系统动态整组试验平台[4], 对稳控装置的动作行为和作用效果进行研究与评估。

以HELP2000电力系统动态整组仿真试验作为稳控系统的测试手段具有其优越性:

1) 所采用的试验数据与稳控系统策略制定采用的数据源保持一致, 充分利用现有电力系统仿真计算技术的成果, 不受系统规模、故障类型的限制, 不需对目标电网进行任何简化、等值处理。

2) 试验过程简单, 试验仪携带轻便, 可应用于稳控系统的研发测试、出厂验收测试、现场调试测试、定期检修测试全过程。

3) 可验证大规模电网的复杂策略, 且试验成本较低。支持下载稳控策略, 实现闭环的稳控策略测试。

4) 可利用PMU或现场稳控装置的录波数据在稳控系统上进行故障现场模拟, 便于分析问题, 查找程序缺陷。

(2) 规范稳控系统的测试项目及试验流程, 将试验过程中可能存在问题的环节一一排除。

(3) 不断使用新的试验手段, 全面验证装置逻辑。比如直流极闭锁判别测试等电气量与开关量时序配合关系要求较高的试验项目, 宜采用RTDS进行验证测试, 检验稳控装置与极控系统接口以及直流极闭锁后系统运行情况, 确保稳控系统可靠判别极闭锁故障[3]。

(4) 测试项目增加各站采集线路 (机组) 功率方向、大小以及传送相关厂站正确性, 需增加在各种异常条件下稳控装置的闭锁条件及策略执行情况, 严格执行通道抗干扰试验。

(5) 强化稳控系统联调的组织措施:稳控系统的调试及联合调试, 时间紧迫, 任务量大, 涉及多厂站间协调配合, 涉及人员多、地域广, 实施过程中任一环节稍有疏漏, 都会给电网的安全运行带来隐患[2]。为全面、系统地校核稳控系统能否按照既定的策略表实施正确控制, 应验证稳控装置中的策略搜索匹配软件流程是否正确、逻辑是否严密, 尽可能消除装置 (系统) 存在的缺陷, 提高效率。

3 新型试验方法在南方电网稳控系统中的应用

随着±800kV云广直流的投产, 南方电网西电东送的容量进一步提升, 电网的安全稳定问题日益突出。该系统是目前国内同时也是全球规模最大、最复杂的交直流混联稳控系统。

南方电网稳控装置生产厂家多、型号多, 控制策略复杂, 涉及交流故障和直流故障的控制, 且系统结构方式变化快, 稳控系统的升级测试任务较重。在南方电网稳控系统的出厂试验、验收、现场联调等过程中, 我们使用了电力系统动态整组仿真测试方法, 此方法能真实地模拟直流闭锁后系统的各种工况, 能方便地对稳控系统进行全面测试, 为稳控系统的正确性、可靠性提供了强有力的支持。目前, 该试验方法在南方电网稳控测试中得到了广泛应用。

4 结语

稳控系统在电网安全稳定运行过程中承担着重要任务, 每年稳控系统都会因为系统运行方式的改变而进行大量的策略计算以及稳控装置的升级、改造、现场调试等工作。本文阐述了目前稳控系统中常用的试验方法、测试现状及存在问题, 提出了一种新型的稳控测试方法, 并在南方电网中得到了积极应用, 对于今后稳控系统的规范化测试及管理具有积极的意义。

参考文献

[1]孙光辉.区域稳定控制中若干技术问题[J].电力系统自动化, 1999, 23 (3) :4-7.

[2]刘志, 雷为民, 任祖怡, 等.京津南部电网区域稳定控制系统的研究和实施[J].中国电机工程学报, 2007, 27 (22) :51-56.

[3]任祖怡, 左洪波, 吴小辰, 等.用于安全稳定控制的高压直流极闭锁判据[J].电力系统自动化, 2007, 31 (10) :41-44.

稳控系统篇5

(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.

稳控系统篇6

姚孟发电有限责任公司地处华中电网中枢, 全厂装机共有6台机组, 其中4台300MW机组, 2台600MW机组, #1、2机组接入220kV升压站, #3—6机组接入500kV升压站, 220kV变电站和500kV变电站之间通过一台750MVA联络变压器联络, 按照华中电网系统稳定的要求, 安装一套电力稳定控制装置, 以配合电网的稳定需求。姚孟稳定控制装置和与华中网调主站组成完整的系统, 可以监控本站姚湛I回线、姚湛II回线、姚武线、姚联变以及#1-4机的运行工况, 通过设置的策略和保护定值, 完成切机、切负荷任务, 保证电网的稳定运行。

2优化改造项目产生背景 (相关设备工况及其存在问题)

2.1 优化改造前设备工况

姚孟原有一套微机稳控装置, 是2003年-2005年7月安装、调试完毕后投运的, 根据当时电网的要求, 仅设置了切负荷功能, 通过判断500KV姚湛I回线、姚湛II回线、姚武线的故障类别, 姚联变过负荷时根据不同的过负荷倍数向220KV宝丰变和计山变发出切负荷指令, 并去分三档切各站负荷实现远切负荷功能。

2.2 优化改造项目的提出

随着华中电网豫南地区多个500kV变电站已相继建成投运, 分区域供电范围已经基本形成。姚孟联变、平顶山西变主供平顶山地区负荷;白河变、群英变主供南阳地区负荷;因此姚联变过载远切驻马店、许昌电网负荷已经不再适合电网的要求。

另外, 根据华中电网运行方式安全稳定计算结果表明, 姚孟电厂500KV出线 (如姚湛II回线或姚湛I回线) N-1检修方式或周边500KV出线 (如白郑线) N-1检修方式下, 姚孟#3-6机组接入系统的出力较大时, 若姚湛II回线或姚湛I回线线发生故障时, 姚联变将严重过负荷, 此时需要限制姚孟电厂#3-6机组的出力不能超过60～90万千瓦以消除联变过负荷和维持系统静态稳定, 也就是说, 这种情况下, 我公司至少有2～3台机需要停机备用以满足系统稳定要求。

而对现有稳控装置优化改造, 增加只切除姚孟#3-6机组功能后, 则在500KV线路检修时, #3-6机组的出力能增加到150～180万千瓦, 相当于有两台机组在上述检修方式时, 可以不用主动停机备用, 而可以利用稳控装置的切机功能来实现。按照稳定计算的导则, 稳控装置发出切机令仅在一条线路检修而另一条线路恰好同时发生故障跳闸时才发出的, 可以说这种机遇微乎其微, 但对于电网来说, 即便有千万分之一的机遇也要考虑由此带来的系统稳定问题。由此可见, 由稳控装置发出的切机令是极少见的, 在这种情况下我公司可以多运行2台机组。

综上所述, 为满足电网系统稳定措施的要求, 减少我公司在500KV姚湛II回线和姚湛I回线停电检修以及周边500KV线路检修时#3-6机组的停机台数, 保证公司发电量, 对我公司现有的稳控装置进行改造是必需的。

3详细优化改造过程 (总体思路、实施方案)

姚电公司QWD微机型稳控装置优化改造的原则是投入最小化, 产出最大化。确定的改造思路是, 在原稳措装置的基础上, 优化装置的配置, 保留盘柜和外部电缆, 重新设计策略表和保护定值, 并在短期内能为公司创造效益, 并满足电网的要求。

实施方案:对现有稳控装置进行改造, 主要改变稳定控制策略, 更换部分硬件, 基本维持现有的电缆不变。

a.模拟量采集部分:模拟量机箱增加#3-6机组主变高压侧电流电压的采集, 用于计算#3-6机组的出力。

b.通信部分:增加2个2M口, 与滍阳变、舞阳变稳控装置通信;对宝丰、计山的2M口进行改造, 满足宝丰、计山新增稳控装置的通信要求。取消至网局的2M接口, 改为稳控装置通过电力调度数据网与网局的通信。

c.控制机箱部分:取消了策略表, 切机切负荷策略通过用户人机界面可更改的定值进行, 更换两台装置的控制机箱。

d.控制策略:增加系统事故情况下自动切机功能。

4优化改造后装置运行策略

4.1 装置采集#3、#4、#5、#6机组信息, 满足切#3、#4、#5、#6机组的功能, 每台机组设置允切压板。机组电压采用主变高压侧B相电压, 电流采用主变高压侧B相测量绕组电流。

4.2 装置采集500kV线路和联变中压侧的三相电流、三相电压, 线路保护的分相跳闸接点, 联变保护的三相跳闸接点。设置姚联变运行硬压板, 姚联变运行时, 投入该压板, 装置整体功能投入;压板退出时, 装置闭锁切机切负荷功能。

4.3 装置增加6个2M口, 其中4个分别与滍阳变、舞阳变、宝丰、计山稳控装置通信, 并预留2个2M口, 同时设置通信压板。

4.4 姚湛II回线或姚湛I回线任一500kV线路停电方式下 (装置自动识别) , 装置检测到另一线路故障或无故障跳闸;或正常运行方式下 (姚孟所有500kV线路运行) 装置检测到姚湛II回线和姚湛I回线同时跳闸, 则装置立即闭锁姚联变过载切负荷功能 (闭锁时间可整定) , 并同时开放姚联变过载切机功能 (开放时间与闭锁姚联变过载切负荷功能时间一样) , 过负荷切机分三档, 定值和时间可整定。第一档 (低档) 切机优先切一台小机, 不满足要求改切一台大机;第二档 (中档) 切机优先切一台大机, 不满足要求改切一台小机;第三档 (高档) 切一台大机和一台小机, 选不中小机则只切一台大机, 选不中大机则只切一台小机, 大小机均选不中, 则不切机。

4.5 由于过载切机开放时间较短, 如果稳控动作切机且闭锁时间已过, 姚联变仍然过负荷, 若达到过载切负荷的定值, 则过载切负荷功能会出口切除对应的负荷。

4.6 在同一开放切机时间里, 切机出口只允许动作一次。

4.7 任何情况下装置切机时, 不允许同时切除两台大机 (#5机、#6机) 。至少保留一台大机不切。

4.8 #3～#6机组总出力不大于60万时, 闭锁装置过载切机功能。

4.9 姚联变切负荷功能分三轮:第一轮:切宝丰、舞阳变。第二轮:切宝丰、舞阳、计山、滍阳变。第三轮:切宝丰、舞阳、计山、滍阳、英章、累河变 (其中切英章、累河变负荷通过计山变转发) 。

5优化改造项目的收益

姚孟QWD安全稳定控制装置在升级、优化改造后, 在500KV姚湛II回线和姚湛I回线线路检修, 姚孟#3-6机组接入系统的出力较大时, 将不再限制姚孟电厂#3-6机组的出力60～90万千瓦, #3-6机组的出力能增加到150～180万千瓦, 可以不用再停用2台机组。解决了#3-6机组电量送出的瓶颈问题, 同时节省了启停机费用。

6结束语

姚孟QWD安全稳定控制装置在升级、优化改造后, 由于方案设计合理、策略设计符合电厂利益的需要, 使公司利益与电网稳定要求相互满足, 避免了机组在线路检修时必须停运配合的被动局面, 目前装置运行情况良好, 这一改造圆满地解决了发电厂与电网之间存在的一些类似问题, 实现电网与发电厂的双赢, 达到了预期目的。在目前电力市场和电网结构多变的情况, 利用电网的稳定措施手段, 保证发电厂多发电, 多创造经济效益, 此项目值得在发电企业中大力推广应用。

摘要：在目前严峻的电力市场形势下, 为适应电网结构变化, 满足电网稳定原则的基础上争取多发电量、保证安全生产为电厂的第一生产目标。本文通过介绍姚电公司原来稳定控制装置存在的问题和与电网的不适应情况, 提出装置优化、升级方案, 制订合理的策略和保护定值, 完成切机、切负荷任务, 保证电网的稳定运行, 值得在发电企业中大力推广应用。

稳控系统篇7

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) .