稳控切机回路存在的问题及优化措施研究

贺 晓，李怀强，任龙飞，王康达，金吉良，杨松浩

（1.国家电网有限公司西北分部，陕西西安 710048；2.西安交通大学，陕西西安 710049）

0 引言

安全稳定控制装置[1-4]（简称“稳控装置”）是为保证电力系统在遇到大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备，实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能，是保持电力系统安全稳定运行的重要设施。安全稳定控制系统（简称“稳控系统”）是为解决一个区域电网内的稳定问题而由安装在多个厂站的稳定控制装置组成，其经通道和通信接口联系在一起，站间相互交换运行信息，传送控制命令，实现区域或更大范围的电力系统稳定控制。

近年来，随着国家能源转型战略的深入推进，“西电东送”规模不断扩大，区域电网结构日益增强，西北电网进入了快速发展期。“十三五”期间，西北电网已建成6 条特高压直流输电通道，西北地区逐渐成为国家的清洁能源大送端。另一方面，随着国家“双碳”战略目标的提出，大规模开发利用清洁能源作为一种高性价比的实现途径，已在全球范围内达成广泛共识。西北地区的新能源资源禀赋好，风光技术可开发量大，必将会是“双碳”行动的主战场。清洁能源要安全可靠的送至全国，不仅需要有强大的送端电网，还要依赖送端电网侧配置的区域稳控系统[5-12]。没有先进可靠的稳控系统做支撑，清洁能源就无法安全高效外送，“双碳”目标的如期实现也就成为天方夜谭。

西北电网目前是国网六大区域电网中稳控系统数量最多，规模最大的。至2021 年底，西北电网220 kV 及以上系统稳控装置数量达3 354 台。稳控系统的稳定运行，是西北电网安全运行的重要基础，也是西北地区清洁能源可靠高效外送的重要保障。当电网出现大扰动时，稳控系统中各个层级稳控装置全部可靠正确动作方可保证大电网的安全稳定运行。电厂稳控装置[13-15]接收上级命令执行切机操作，是区域稳控系统的重要组成部分，该装置的正确动作不仅决定了整个区域稳控系统的可靠运行，也决定了区域电网第二道防线的防御效果，因此切机回路的可靠性至关重要。

本文介绍了稳控装置切机原理，列举了西北地区部分主力电厂稳控切机回路接线形式，分析了各种接线形式存在的问题，并结合一起稳控装置拒动事故案例提出了切实可行的稳控装置切机回路改进措施，为电厂整改提供了参考依据，也为新建机组稳控装置切机回路设计提供了借鉴。

1 稳控切机原理

1.1 稳控系统结构

稳控装置根据在稳控系统中所发挥的作用，一般分为稳定控制主站、稳定控制子站、稳定控制执行站等3 种类型[16-20]。西北电网稳控系统典型结构为主站-子站-执行站多层架构，见图1。

图1 稳控系统结构图Fig.1 Structure diagram of stability control system

稳定控制主站一般设在220 kV 及以上变电站，主要功能为汇集本站和相关站点的信息，根据预定的控制策略，下达具体控制措施至控制子站、执行站或直接操作本站控制对象；稳定控制子站一般设在220 kV 及以上变电站，主要功能为汇集本站和相关站点的信息，根据需要可采集判断本地元件的故障与投停信息并上传至主站，接收主站的控制措施，分配并下达至执行站或直接操作本站控制对象；稳定控制执行站包含切机执行站、直流执行站、切负荷执行站以及新能源执行站等类型。稳定控制切机执行站一般设置在发电厂，其主要功能为采集机组信息，根据需要可采集判断本地元件的故障与投停信息，并将信息上传至上级控制站，接收上级控制站的切机命令，实施切机控制。

1.2 稳控切机逻辑

稳控装置一般由主机、从机（可选）及通信接口装置组成。主机与从机、主机与通信接口装置间应采用专用光纤连接，稳控装置结构见图2。对于功率送出型电网，配置的执行站一般为切机执行站，设置在区域内的发电厂，切除对象主要为电厂内的机组。220 kV 及以上并网发电厂一般双重化配置2 套稳控装置，每一套装置应具备完整、独立的功能，其中一套装置因故障或检修退出运行时，不应影响另一套装置的正常运行。

图2 稳控装置结构图Fig.2 Structure diagram of stability control equipment

电网发生严重故障，需要稳控系统动作时，控制子站在完成故障判别、策略搜索、得出须切机总量后，将切机总量合理地分配至各执行站，由执行站稳控装置执行切机操作。电厂2 套稳控装置收到上级子站发送的切机指令时，其主机或从机会驱动出口继电器跳开机组出口开关或并网开关，同时机组会灭磁、关主汽门直到停转。因此，切除机组其实有2 个过程，一是跳开开关，二是停转机组。机组脱网后应该迅速停转，否则会损伤发电机转子。

1.3 切机回路接线

西北地区主力发电厂多数为600 MW 及以上机组，且均以220 kV 及以上电压等级并网，是大型区域稳控系统中的优质切机资源，地位极其重要。主力发电厂均双重化配置两套稳控装置，且以双主或主辅模式运行。电厂稳控装置收到切机指令动作时，不仅会给并网侧开关或机组出口开关发跳闸命令，还会给机组发停机指令，从而实现切除机组的目的。目前，西北主力电厂稳控装置切机回路接线形式主要有4 种，如图3—6。其中GS 代表发电机组，具体如下：

图3 形式1接线示意图Fig.3 Mode 1 wiring diagram

图4 形式2接线示意图Fig.4 Mode 2 wiring diagram

图5 形式3接线示意图Fig.5 Mode 3 wiring diagram

图6 形式4接线示意图Fig.6 Mode 4 wiring diagram

1）形式1：稳控装置切机命令开入发变组电量保护柜来实现跳闸和停机

2）形式2：稳控装置切机命令开入发变组非电量保护柜来实现跳闸和停机

3）形式3：稳控装置切机命令直接开入至开关操作箱（TJF）或机构控制回路来实现跳闸

4）形式4：稳控装置切机命令同时开入发变组电量保护柜和开关操作箱来实现跳闸和停机。

其中，采用形式1 和形式2 的占比较高，形式3和形式4 的较少。由此可知，电厂稳控装置大多是通过发变组电量保护或是非电量保护去实现切机操作的。原因为发变组保护的跳闸出口不仅可以跳开关还能同时开出停机指令，与此同时，发变组保护的跳闸出口还可由控制字整定，跳开关、启动失灵、机组全停等出口方式均可通过控制字来选择。

形式1 和形式2 均通过发变组保护来实现切机，若稳控装置的出口继电器闭合时间与发变组保护的开入确认时间失配，切机将不能成功。形式2 利用单套配置的非电量保护实现跳闸，两套稳控切机回路未相互独立，若发变组非电量保护故障或退出将造成两套稳控同时拒动。形式1 和形式4 在跳高压侧开关的同时会启动失灵保护，稳控动作开关未跳开切机失败后，会由电网第三道防线介入干预，而启动开关失灵会造成切机厂站或整个系统事故扩大。形式3 未开出停机指令，机组并网开关跳开后，发电机突然甩负荷会造成转子超速甚至飞车，此时需依赖热工保护或是其它保护，难免会延长停机时间，造成机组损伤。此外，还有个别电厂双主运行的稳控装置每套跳闸回路与开关的两个跳圈均相连接，主辅闭锁运行的稳控装置只作用于开关一个跳圈，这些也均不符合相互独立的要求。

由综上分析可知，稳控切机回路接线首先应满足以下3 点：（1）双套稳控装置的切机回路全链路应该完全相互独立且一一对应，不能有任何交叉（主辅闭锁运行的除外）；（2）稳控装置切机跳闸时最好能够直接接到开关控制回路，不宜经过其它装置转接；（3）稳控切机跳开关时不应启动失灵保护，且最好能开出停机指令。

2 典型案例分析

1）事件经过。2021 年10 月19 日18 点10 分44 s 180 ms，西北某大型火电厂2 套稳控装置收到某特高压换流站切除3 号机组命令，44 s 218 ms 发变组C 柜收稳控切机信号，44 s 406 ms，稳控切机信号返回，期间发变组保护C 柜未正常出口，3 号机高压侧开关并未跳开，切机失败。

该电厂2 套稳控装置均为南瑞继保生产的PCS-992 型号装置，发变组C 柜非电量保护装置为南瑞继保生产的PCS-974 FG-G 型号装置。事故前，该厂正在配合做直流稳控系统实切传动试验，各个装置屏内压板状态如下：

（1）PCS-992 稳控装置1 屏内“试验”压板、“总功能”压板、“投主运状态”压板、“3 号机组允切”压板和“#3 机组出口”压板均处于投入状态。

（2）PCS-992 稳控装置2 屏内“试验”压板、“总功能”压板、“3 号机组允切”压板和“3 号机组出口”压板均处于投入状态，“投主运状态”压板退出。

（3）3 号发变组保护C 屏内“稳控切机”压板投入，“非电量延时”压板退出，“跳边断路器I”压板投入，“跳边断路器II”压板投入，“跳中断路器I”压板投入，“跳中断路器II”压板投入，“非电量延时保护”软压板投入，“非电量二固定延时”控制字定值为“1”。

2）原因分析。经核查，该电厂稳控装置切机回路接线为形式2，即厂内的两套稳控装置切机命令均开入3 号机1 套发变组非电量保护柜来实现跳闸和停机。该发变组非电量保护装置提供4 路非电量延时跳闸功能，跳闸信号开入经重动输出后直接出口跳闸。本次稳控装置切机命令开入该非电量保护装置第二路延时跳闸，具体逻辑[21]如下。

由图7 可知，稳控动作信号开入发变组非电量保护装置后，还需装置中的“非电量二固定延时”控制字整定为“1”、“非电量延时保护”软压板投入、“非电量延时保护”硬压板投入等3 个条件同时满足，方可出口跳闸。而该发变组非电量保护装置的“非电量延时保护”软压板和“非电量延时保护”硬压板为公用压板，与其它非电量延时保护共用。实切试验前，3 号机处于检修状态，为保证安全，现场人员将3 号发变组保护柜内所有出口压板、功能压板均退出。当进行实切试验时，现场执行投入稳控切机相关压板时漏投3 号发变组非电量保护柜内的“非电量延时保护”硬压板，从而造成了本次稳控切机失败事故。幸运的是该次事故发生在实切试验中，若是发生在稳控系统正常运行中，则后果不堪设想。

图7 非电量延时保护逻辑图Fig.7 Logic diagram of non-electric delay protection

该次事故表面上看是一起人为误操作事故，实质上是因为稳控装置切机回路设计不合理所致。两套稳控装置切机命令若是直接接入开关操作箱进行跳闸，未经过中间环节，该次事故则可避免。退一步来说，即便稳控装置可间接通过发变组保护来跳机，也应该通过发变组电量保护柜来实现，而不是通过单套配置的非电量保护柜来实现。通过单套配置的非电量保护柜来实现切机明显不符合双重化配置的稳控装置输出回路应相互独立的要求。

3 改进措施

目前，关于电厂侧稳控装置切机回路的接线应如何设计，现行的国家或电力行业标准化设计规范中尚处于空白[22]。但从《电力系统安全稳定控制技术导则》、《电力系统安全稳定控制系统设计及应用技术规范》和《电力系统安全稳定控制系统技术规范》等稳控系统技术导则规范中[23-25]可以找到相关要求：稳控装置的出口宜直接接断路器操作箱、智能终端等控制回路，发电厂稳控装置动作后需启动停机流程的，可另增出口接点启动停机流程；双套配置的稳控装置切机回路应相互独立，且跳闸时不应启动开关失灵与重合闸；并列运行的2 套稳控装置的跳闸回路应与断路器的2 个跳圈分别一一对应，主辅闭锁运行的稳控装置每套跳闸出口应同时作用于断路器的2 个跳圈。以上规范对稳控装置的要求与本文前述分析基本一致，稳控切机回路采取的接线形式必须要保证装置可靠动作并能够成功切机，否则就会导致电网第二道防线的防御功能失效。

为提高稳控装置可靠性，保证西北稳控系统的安全稳定运行，本文结合现场实际提出了稳控切机回路接线的改进措施[26]，详见表1。对于形式1 可增加稳控装置至开关的直跳回路接线，以使装置跳闸命令能直接开至开关操作箱，同时可将现有经发变组电量保护间接跳闸的回路保留用作停机，此时需在发变组保护内修改相应出口控制字取消稳控装置经发变组电量保护跳闸及起动失灵功能即可；对于形式2 可增加稳控装置至开关的直跳回路接线，以使装置跳闸命令能直接开至开关操作箱，可保留至发变组非电量保护的接线用作停机；对于形式3 若机组突然甩负荷后热工或其它保护不能迅速停机，则可增加启动停机回路；对于形式4 只需在发变组保护内修改相应控制字取消稳控装置经发变组电量保护跳闸及起动失灵功能，保留其停机功能即可；对于个别稳控装置与开关跳闸线圈不对应的情况，只需根据稳控运行模式改为“一对一”或“一对二”方式即可。上述改进措施是在现有的切机回路基础上进行的，对现有设备的影响最小，且改动工作量较小，还可圆满地解决现有切机回路存在的问题。

表1 不同接线形式改进措施Table 1 Improvement measures of different wiring methods

4 现场整改应注意的问题

已运行的稳控装置进行整改时，可结合厂内机组大修或是技改进行。对于新（扩）改建电厂，可直接参照本文改进后的方案进行稳控装置切机回路设计。现场整改具体应该注意的事项如下：

1）具有2 台及以上机组的电厂，若只停1 台机检修时，2 套稳控装置应采取轮退的方式进行逐套改造。退出改造每一套时，应只修改与停运机组相关的出口回路，其它机组的出口回路改造待该机组停运时再进行。

2）改造后的稳控装置投运前应确保出口回路相关测试验证完好。当机组与相应并网开关不能同步停运时，改造后的稳控出口回路可采取分段测试验证方式，待启机并网开关短时停运时再进行实传试验。

3）整改时应做好相关回路安全措施，谨防对其它无关回路或是运行设备造成影响。

5 结语

电厂侧稳控装置切机回路设计无统一标准，各电厂落实参考依据不足，现场执行多凭主观臆断，从而导致切机回路接线千差万别，不仅给稳控系统运行带来巨大安全风险，也给现场运行维护和专业管理带来诸多不便。本文提出的稳控切机回路接线改进措施，科学合理，实施简单，能够满足现场整改需要，可圆满解决现有切机回路存在的问题，消除稳控系统潜在安全隐患，切实提高西北电网安全运行水平。

作为稳控系统“生态”链条的最末端，电厂侧稳控装置的运行可靠性最容易被忽略，亟需引起足够重视。为此，本文提出3 点建议：（1）不满足要求的电厂应尽快制定方案，结合大修或技改逐步开展稳控装置切机回路问题整改；（2）在整个西北电网范围内，开展大型并网电厂稳控装置切机回路隐患大排查，并进行专项整治；（3）加快修制定电厂侧稳控装置设计标准体系，补齐漏洞短板。