区域及省级电网在线安全稳定控制系统检测技术探讨与应用

王婧 郝新新 李烜

1北京市电力公司朝阳供电公司

2华北电力科学研究院有限责任公司

前言

区域及省级电网在线安全稳定自愈控制系统（以下简称区域在线稳控）的功能是基于EMS提供的在线数据，综合运用安控主站提供的数据和WAMS数据，获取电网当前拓扑结构和运行状况，分析和评估离线安全稳定控制策略，计算在线安全稳定控制策略，并下发给安全稳定控制装置执行，实现电网安全稳定控制系统的在线闭环控制，提高电网安全稳定水平，使电网具有一定的故障后自动恢复能力，提高电网的智能化、精益化控制水平。

区域在线稳控的功能关系以及和区域及省级电网调度技术支持系统的关系如图1。

图1

区域在线稳控系统分为调度端和安控装置两个部分。调度端部署在区域及省级电网调度支持系统基础平台上，负责离线安控策略管理、在线数据质量评估、离线安控策略分析与评估、在线安控策略计算、在线安控策略的下达和结果统计与分析等功能。安控装置包括安控主站、子站和执行站，安控主站功能包括运行模式的切换、在线策略接受、在线策略检验、在线定值工作、离线定值工作、策略的下达和执行等。调度端与安控主站之间的通信负责调度端与安控系统的信息交互。

1 区域在线稳控基本原理及检测需求

本文以安装至上承三回线路的区域在线稳控为例，介绍其基本原理。

1.1 装置功能概述

（1）模拟量采集：

1#从机采集：上都～承德三回线路（上承1/2/3线）三相电流、电压信息；

2-4#从机采集：1#～6#机发变组高压侧三相电流、电压信息；

（2）检测本站运行工况，包括电站发电机及出线运行状态和潮流信息；

（3）检测上承1/2线单回跳闸故障，根据上承线路断面功率，切除本站机组；

（4）通过电力调度数据网与主站端管理系统通信，将本站安全稳定控制装置的运行状态、定值等发送到调度端管理系统；

（5）装置具有事故记录、数据记录、自动打印、GPS卫星接点对时等功能。

1.2 控制策略逻辑及逻辑功能

1.2.1 控制策略

控制策略详见表1。

表1

1.2.2 切除机组原则

（1）所有的切机策略都是按台数切机。每一台机组都有一个切机优先级，其范围为0～6；优先级从高到低依次为1～6，优先级越高越容易被切，优先级为0不能被切除；

（2）停运的、允切压板未投入的、已经被切除的机组均不可切；

（3）机组优先级定值清单里面有一个保留机组数：例如将其整定为2，即要保留2台机组，最多可切4台机组。只要是投运的机组无论优先级设为何值，允切压板没有投入的机组就会被考虑进保留机组中。

1.3 故障判据

1.3.1 上承线投停运判据

线路（主变）开关分相跳闸位置接点接入装置后，通过本侧开关分相跳闸位置接点判别线路（主变）投运或通过电气量判别线路（主变）投运均认为线路（主变）投运。

（1）Pt≥Ps （有功功率大于等于定值）

（2）I≥Is（电流大于等于定值）

（3）本侧边开关或中开关跳闸位置个数不大于2

当线路（主变）满足(1)(2)(3)任一条件时，均判为线路（主变）投运。

1.3.2 机组投停运判据

当机组功率大于投运功率定值时，判为机组投运。

Pt≥Ps （有功功率大于等于定值，默认为200MW）

1.3.3 上承线跳闸判据

线路（主变）跳闸判别采用电气量和本侧开关分相跳闸位置常闭辅助接点相结合的方法判别。当满足以下条件（1）～（7）时，判别为线路（主变）跳闸：

（1) 突变量启动（特殊应用场合选用开关量启动）

（2)Pt ≤ PS2（事故时有功功率应小于投运功率定值）

（3)有两相电流 I≤IS1（电流应小于投运电流）

（4)t≥tS1满足上述电气量判据的确认延时，默认为20ms）

（5)本侧边开关或中开关任一相由0->1

（6)本侧边开关至少有两相在跳位

（7)本侧中开关至少有两相在跳位

对于以上两种跳闸判别逻辑，有以下说明需要特别注意。

1.4 在线策略功能

1.4.1 安稳装置切换为在线状态

安稳装置接收调度端在线定值后：

（1）校核定值内容的CRC是否正确；

（2）校核定值内容的格式是否正确（时间格式正确、功率定值从小到大排列、切除机组数范围校核）；

（3）校核生效条件（断面功率在范围内、投运机组数目大于2小于8）。

所有条件校核完成后，装置切换为在线状态！

1.4.2 安稳装置切换为离线状态

安稳装置在线状态：

（1）校核生效条件是否合格（断面功率在范围内、投运机组数目大于2小于8）；

（2）在线策略功能压板退出；

（3）调度端切换装置为离线命令；

（4）告警1；

（5）与调度端通讯异常；

（6）定值内容CRC错。

满足以上任意一条件后，装置切换为离线状态！

通过上述逻辑功能的介绍可以看到，针对区域在线稳控的检测应该主要包括：逻辑功能及其与调度端的通信功能。

而逻辑功能的检测应重点包括：线路投停的判别、跳闸判别以及策略表的检测等内容。

2 区域稳控检测技术现状及分析

对以区域安全稳定控制系统为代表的电网安全自动装置进行检测，目前主要有以下几种检测技术与方法：

（1）使用测试终端试验盒进行检测

该检测方法是将试验盒的通讯接口与被试区域稳控装置相连，通过修改试验盒内部试验参数模拟电网故障或异常来进行检测的，该种检测方法一般为设备厂家技术人员操作试验盒对其研发的区域稳控进行试验。

由于该种检测技术是使用通讯数据而非真正的电气量，并且是使用被试厂家的检测仪器对其自身研发的设备进行试验，因此该试验缺少透明度和第三方试验设备的监控，仅能作为一种辅助检测的手段。

（2）使用继电保护测试仪器进行检测

该检测方法是使用继电保护测试仪器通入可简单变化的电气量至被试设备，开展检测。该种检测方法一般为检修调试人员对被试设备开展年校或调试时使用。操作简单、易于掌握，但无法模拟真实的系统故障以及异常情况，所开展的检测项目较少，不全面。

（3）使用物理动态模拟系统进行检测

物理动态模拟试验是将被试装置与按比例缩小的电力系统实际物理元件联成测试系统，进行检测。其动作结果可信，但动模试验仿真规模小，较难模拟大规模电网，而且扩展性、灵活性差。

（4）使用数字动态模拟系统进行检测

数字动态模拟试验是将被试装置与电力系统实时仿真分析系统联成测试系统，通过模拟实际参数搭建的电网出现各种类型的故障，对被试装置进行检测。其动作结果可信，电网模型修改便捷、功能强大，但对设备及操作人员要求较高。

通过比对可以看出来，利用电力系统实时数字仿真系统开展区域安全稳定控制系统的检测，克服了其他检测技术存在的功能单一、透明度低、仿真规模小且灵活性差等缺陷，是电力系统一种真实、可靠、先进的检测手段。

3 区域稳控检测技术的应用

（1）模型的搭建

以区域及省级电网在线安全稳定自愈控制系统调度端电网系统运行方式为基础搭建数字模型，应用搭建好的模型模拟不同种类电网运行工况，包括线路投切、线路故障、变压器故障、母线故障、系统振荡等情况。下图2为模型示意图。

图2

（2）试验接线

检测系统试验接线如下图3所示。

图3

（3）试验方案的制定

依据区域在线稳控系统的逻辑功能和工程应用特点，制定检测试验的具体内容，应包括：

a)离线逻辑功能

当区域在线稳控系统与电网调度端断开时，可通过模拟电网的正常运行、线路检修、各种类型短路、断路器偷跳、电压电流互感器断线等运行状态，检测被试装置的：

交流量及开关量采样测试

投停判别测试

稳控系统策略、功能测试

CT、PT断线功能测试

稳控系统压板功能测试

b）在线逻辑功能检查

当区域在线稳控系统与电网调度端相连时，可通过模拟电网的正常运行、线路检修、各种类型短路、断路器偷跳、电压电流互感器断线等运行状态以及调度端与被试设备的通讯运行工况，检测被试装置的：

电气量上送

状态量上送

策略和定值的上送检查

策略和定值的下发检查

在线策略定值检查

通讯功能检查

4 总结

本文首先介绍了可应用于实际工程的区域及省级电网在线稳控系统的逻辑功能及其检测需求，阐述了现行的几种主要检测技术手段及其方法并逐一分析各自的优劣，重点论述了应用电力系统实时数字仿真分析系统开展区域在线稳控系统检测的步骤和方法。相信通过检测后的区域在线稳控装置将作为电网的第二道防线安全、可靠运行，为电网的稳定和发展提供强有力的技术保证。

[1]杨冠成.电力系统自动装置原理.水利电力出版社

[2]电力系统继电保护实用技术问答. 中国电力出版社

[3]王梅义.大电网系统技术.中国电力出版社

[4]孙光辉.区域稳定控制中若干技术问题.电力系统自动化

[5]宋锦海.安全稳定控制装置的发展现状与展望.电力系统自动化

[6]刘志,雷为明.京津南部电网区域安全稳定控制系统的研究和实施.中国电机工程学报