稳控装置（精选5篇）
稳控装置 篇1
摘要：随着电网发展对稳控装置的要求越来越高, 稳控装置的发展速度日益加快, 如何开发有效的稳控装置测试系统、提高测试效率、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。文中分析了稳控装置测试系统的功能需求以及需要解决的问题, 提出了一种基于LabVIEW的稳控装置测试系统, 该系统能够有效地提高稳控装置测试系统的开发效率和使用效率, 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。
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
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[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.
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[8]陈树学, 刘萱.LabVIEW宝典[M].北京, 电子工业出版社, 2011:365.
稳控装置 篇2
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
稳控装置 篇3
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。
稳控装置 篇4
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。
稳控装置 篇5
1 稳控装置与通信设备之间的接口方式
第一代稳控装置与通信设备之间的接口方式为64K接口 (64K接口由PCM通信设备提供) , 设备连接关系如图1所示。
为省去PCM设备, 减少通信结点数量, 提高电路的可靠性, 第二代稳控装置与通信设备之间的接口方式采用了2M接口, 主控室装置与通信室装置之间采用的接口仍为64K, 设备连接关系如图2所示。
这种方式在黑龙江省运行一段时间后出现了异常, 通过对稳控装置设备异常故障的分析处理, 对其进行了改造, 改造后的2M接口方式如图3所示。
2 稳控装置运行中出现故障的案例分析
稳控装置正常工作时, A、B站稳控装置之间实时发送、接收8位校验码, 并以此确定稳控装置和通信通道是否工作正常, A、B站稳控装置与相关的通信设备若出现故障或时钟设置错误都有可能导致稳控装置之间通信出现异常。稳控装置无法正常运行时, 相关发电厂发电出力将被迫核减, 影响区域电网动态稳定和发电企业经济效益。
2.1 异常情况下对相关设备的基本排查
第一代采用64K接口通信方式的稳控装置, 在运行过程中装置之间通信没有出现告警或异常现象。在改为第二代2M接口通信方式后, 稳控装置在运行一段时间以后, A、B站主控室装置面板上均显示两站之间数据通信出现误码, 稳控装置无法正常运行。
针对出现的异常现象, 对通信传输电路进行测试。在A、B站通信机房两侧将稳控装置去掉, 对2M通信传输电路进行了一段时间的误码测试, 没有测到误码, 证明通信传输电路正常;将稳控装置投入后, 通过一段时间观察, 利用A、B站主控室装置内部误码计数器检测到了误码, 说明A、B站稳控装置之间通信存在问题。
2.2 装置之间出现误码的原因分析
通过对故障现象分析认为, A、B站主控室的稳控装置之间进行的数据通信出现了频繁交替的同步、失步等异常现象, A、B站4台装置的工作时钟没有建立有效的互控关系。经与厂家技术人员确认后发现, 在改为第二代2M接口通信方式时, 1号与4号装置的64K时钟虽然设置了“主从同步”工作模式, 但2号与3号装置的2M时钟是处于“自由振荡”工作模式。这种“自由振荡”工作模式经过一段时间运行后, 各自装置的时钟定时将产生偏差, 从而使2号与3号装置之间的数据通信产生误码, 最终导致1号与4号装置之间数据通信也出现误码。
3 数字通信的时钟同步工作原理
在数字通信网中, 传送和交换的信号是对信息进行编码后的比特流, 且具有特定的比特率, 这就需要网内的各种数字设备的时钟具有相同的频率, 以相同的时标来识别和处理比特流。如果时标不能对准信号的最佳判决瞬间, 则有可能出现误码, 所以数字网的同步实际就是数字网中各数字设备内时钟之间的同步[1]。
数字通信网的同步方式主要有主从同步、互同步、准同步等, 一般采用主从同步。主从同步的主节点时钟是指以本端设备产生的时钟或以外部高精度定时系统产生的时钟做为本端设备收信发信的工作时钟[2]。
主从同步的从节点时钟系统的基本结构是一个带有变频振荡器的锁相环。从高一级或主节点来的定时信号输入到相位比较器, 锁相环的变频振荡器根据相位比较器的输出产生新的时钟信号, 新时钟信号做为本端设备工作的时钟信号[3], 如图4所示。
从节点的时钟系统有4个作用:
1) 产生时钟信号供给本节点的数字设备。
2) 当输入的时钟信号失效时能够继续输出稳定的时钟信号。
3) 减少从高一级节点送来的时钟信号中所含的高频噪声分量。
4) 避免由于时钟输出线路的改变而引起的相位跳跃。
4 稳控装置正确的时钟工作模式
通过对上述故障案例的分析和时钟主从同步工作原理的介绍, 可以给出采用图2和图3通信方式下的正确时钟工作模式。
在图2所示的通信方式中, A、B站通信机房装置之间进行通信时的2M时钟应设为“主-从”模式, 主控室装置之间进行通信时的64K时钟应设为“从-从”模式。2号、3号装置的2M时钟通过分频得到64K时钟, 再经光信号分别传送到1号、4号装置作为其参考基准时钟, 这样4个装置均工作在同一个2M时钟上。
在图3所示的通信方式中, A、B站1号—4号任意一个装置的时钟都可设为主时钟, 其余各站时钟则应设为从时钟, 设为从时钟的各站时钟跟随主时钟站的时钟。
参考文献
[1]周正, 周惠林, 等.数字数据通信技术[M].北京:北京邮电大学出版社, 2002.ZHOU Zheng, ZHOU Huilin, et al.Digital data communication technology[M].Beijing:Beijing University of Posts and Telecommunication Press, 2002.
[2]汪建华.基于SDH传送网的同步网组织的考虑[J].电信网技术, 2002, (4) :3-7.WANG Jianhua.Consideration of synchronization network forming based on SDH transport network[J].Telecommunication Network Technology, 2002, (4) :3-7.