稳控装置进行机组减出力控制与DCS协调控制系统或AGC控制装置

三峡发输电系统安全稳定控制系统李雪明1 薛禹胜1 周济2 许涛2 曹一中1张正勤1邹健3梁頲4陈永华1李惠军1姬长安1 张长银1 ( 1. 国网电力科学研究院/南京南瑞集团公司，江苏南京 ；2. 国家电力调度通信中心 北京 ；3. 三峡梯调通信中心，湖北宜昌 ；4. 三峡水力发电厂，湖北宜昌 )摘要：作为华中电网省间潮流汇集中枢，三峡发输电系统非常重要。本文介绍其存在的稳定问题，阐述三峡安控系统的组成、功能，与直流输电极控系统的控制接口，讨论严重故障时采取的控制，以及提高该安控系统可靠性的措施。该安控系统在三峡发输电系统快速建设的动态过程中，保持了既无误动也无拒动的记录，成为三峡电网安全稳定运行不可或缺的重要保障。关键词：安全稳定控制系统，极控系统，直流极闭锁，功率调制，故障跳闸，过载，切机0引言三峡电厂总装机26台机组，分成4个分厂，分别通过2-3回交流出线接入换流站，利用直流输电系统将电能向华东、南方地区送电，其中通过三条直流向华东输送720万千瓦电力，向南方电网输送300万千瓦。三峡发输电系统不仅作为三峡巨型电站的外送系统，而且逐步成为华中电网内部跨省互供的枢纽。三峡电网分别通过电网联络线与河南电网、湖南电网、川渝电网、鄂东电网相连。三峡发输电系统示意图如下图1。图1 三峡发输电系统示意图由图1可以看出，三峡发输电系统汇集了三峡外送电力、跨区直流电力、川渝外送电力、河南南送电力、鄂湘交换电力、鄂东鄂西交换电力等，其功能由原来单纯的三峡电厂外送系统逐步演变为华中电网省间潮流汇集中枢，肩负着丰水期四川富裕水电东送以及枯水期河南富裕火电南送的任务。此外，特高压试验示范工程也接入了三峡近区电网，以便于丰水期将富裕水电直接北送华北电网，三峡发输电系统运行安全约束比较复杂，各种稳定问题比较突出。因此，三峡地区电网的安全稳定运行，是关系到三峡电站能否安全稳定发电、送电的关键，对于国家电网公司安全生产具有十分重要的影响。为了提高三峡电网抵御严重故障的能力，保证三峡电网安全稳定运行，三峡发输电系统配置了安全稳定控制系统，主要解决正常全接线方式下部分电厂送出线路N-2故障及直流系统单/双极闭锁后的稳定问题。1三峡电网存在的主要稳定问题三峡电网目前存在的主要稳定问题是，在正常及N-1检修方式下，当三峡左岸送出系统N-1故障或者龙政直流、江城直流闭锁故障时，联切送端机组才能保证电网稳定运行。在正常全接线方式下，三峡左岸电厂500kV母线分母运行时，当发生三龙N-2、三江N-2故障时，当事故前输送功率达到一定值时，联切送端机组，才能保证系统稳定。当三峡右岸送出系统发生 N-1 、N-2故障或葛南、宜华直流发生闭锁故障，必要时联切送端机组，保证系统不失稳。2安控系统的组成三峡安全稳定控制系统是依据电力系统安全稳定导则所规定的安全稳定标准进行配置，按满足电力系统同步运行稳定性的分级标准的要求，设置不同功能的安全稳定控制系统，建立起保持三峡电网安全稳定运行的三道防线。稳定控制系统采用分布式区域控制系统，为了保证运行维护的可靠与方便性，各稳定控制站间仅进行部分信息交换，采用就地判据，控制策略简单实用、安全可靠，尽量减少装置间的信息交换、互相依赖以及对通道的依赖性。同时，稳控系统中各站装置的配置和动作策略的设定充分考虑了系统之间协调配合，安控装置的动作具有选择性，并互为补充和备用1-2。根据三峡电网发展的进度，安控系统分二期建设实施，分别为左岸发输电工程安全稳定控制系统和右岸发输电工程安全稳定控制系统，在安控系统实施过程中，采用整体设计和分段设计相结合的原则，利用装置的灵活性、可扩展性及丰富的工程经验，各站装置在设计的初期就预留了今后安控系统的改造和扩充的空间，为三峡整个安控系统的后期整合打下了良好的基础。2003年8月，三峡左岸安全稳定控制系统投入运行，2006年9月，三峡右岸安全稳定控制系统投入运行，随着三峡电网的逐步建设完成，两套系统在不同阶段根据电网的建设情况，进行了改造。到2008年10月初，三峡26台机组将全部顺利投产，三峡电网基本形成，2008年12月初，完成了对以上两套系统进行整体改造、简化和整合，最终形成三峡发输电系统安全稳定控制系统。该系统涉及9个厂站，包括三峡左一、左二、右一、右二4个分厂，龙泉、江陵、宜都、葛洲坝4个换流站以及斗笠500kV变电站，装置全部采用南瑞集团公司稳定技术分公司研制的FWK-300分布式稳定控制装置，每个厂站的安控装置均为双套配置，按双主或主辅运控制方式运行。整个系统分A、B两套系统，除左一和左二电站稳控装置之间、右一和右二电站稳控装置之间采用专用光纤直连通信外，系统站间的其他装置之间都是通过2Mbps通道相互通信，快速交换数据和命令3。安全稳定控制系统装置配置示意图如下图2。 图2 安全稳定控制系统装置配置示意图为了减少装置间相互依存关系，有信息和命令交换的装置之间全部采用了直接通道，不再通过第三方转发，大大方便了装置的运行管理和维护。为了提高稳定系统的运行管理水平，在国调中心、三峡电站和三峡梯调分别安装稳定控制集中管理系统SCMS，管理系统主站与各站稳控装置之间通过三峡电网的调度数据网进行通信，对这些装置进行监视，为稳定控制系统的管理、远程维护提供了先进的管理方法，提高了稳控系统的信息化、智能化水平，大大提高了电网管理和事故处理的速度和准确性4。3安控系统的主要功能三峡安控系统需要监视和控制的有以下几个断面，三峡电站4个分厂送出的5个断面，即三龙、三江、峡江、峡葛、峡都这5个断面，4个换流站的直流输送断面，即龙政直流输送断面、江城直流输送断面、宜华直流输送断面、葛南直流输送断面，另外还对龙斗断面、宜江断面也进行了监控。有些断面还考虑正反潮流方向下的不同控制措施；国调中心对三峡发输电系统的电网进行了各种运行方式下的潮流计算分析和稳定分析，对各种运行方式下进行了N-1和N-2故障校核，并根据计算结果，提出了相应的稳定措施，据此确定了各站装置的控制策略表。控制策略表中既考虑了同一送出断面，在各种运行方式下N-1、N-2的故障策略和控制措施，还对相继故障情况下控制措施也进行了考虑，通过切4个电厂的机组和快速的直流调制，来保证系统的稳定运行。受500kV江陵站短路电流水平的制约，丰水期，三峡机组开机方式较大时，三峡左岸500kV母线采取分母运行方式，枯水期，由于开机台数较少，三峡左岸500kV母线合母运行，三峡右岸500kV母线目前维持合母运行方式。根据这种特点，为提高抵御N-2故障能力，若系统发生交流故障需切机时，如左岸和右岸某一电站收到切机命令而机组不够切时，如左岸和右岸分母运行，左岸内部和右岸内部机组不可以互相转切；若左岸和右岸合母运行，左岸内部和右岸内部机组可以互相转切。对于直流闭锁故障，不管是否分合母运行，左岸内部和右岸内部机组可以互相转切，安控系统9个站的功能如下。左一电站检测三龙三回线运行工况，左二电站检测三江三回线运行工况，当这两个电站的装置判出各自三回线出现过载事故、故障跳闸事故情况时，根据故障前线路输送功率的大小、运行方式和发电机运行状态及功率，通过查找控制策略表采取切本站机组、快速调制龙政直流（左一电站的装置）、快速调制江城直流（左二电站的装置）的措施。另外，这两个站的装置还具有高周切机功能。右一电站检测峡江断面二回线、峡葛断面二回线的运行工况，右二电站检测峡都断面三回线的运行工况，当这两个电站的装置判出各自检测的断面出现过载事故、故障跳闸事故情况时，根据故障前线路输送功率的大小、运行方式和发电机运行状态及功率，通过查找控制策略表采取切本站机组、快速调制江城直流（右一电站的装置）、快速调制宜华直流（右二电站的装置）的措施。另外，这两个站的装置还具有高周切机功能。龙泉换流站检测龙斗断面、直流双极的运行工况及龙斗断面过载、交直流故障情况，通过查找控制策略表，向左一、右一电站发送切机命令，调制龙政直流，接收并执行左一电站发来的直流调制命令。江陵换流站检测直流双极的运行工况及直流双极故障情况，通过查找策略表，向左二、右一电站发送切机命令，接收并执行左二和右一电站发来的直流调制命令。宜都换流站检测宜江断面、直流双极的运行工况及宜江断面过载、交直流故障情况，通过查找控制策略表，向左二、右二电站发送切机命令，调制宜华直流，接收并执行右二电站发来的直流调制命令。葛洲坝换流站检测峡葛断面、直流双极的运行工况及峡葛断面过载、交直流故障情况，通过查找控制策略表，向右一电站发送切机命令，调制葛南直流；当峡葛双回线都跳开时，紧急关闭葛南直流。500kV斗笠站本次改造后没有控制功能，仅作备用，但接入相应元件的电气量和跳闸信号接入，以便今后装置功能扩展时使用。对于500kV交流线路的热稳定问题，在每套装置中，对可能存在过载问题的元件都设置相应的过载控制策略，采用了直流调制、切机等措施来消除过载。作为整个三峡发输电系统的第三道防线，防止复杂及多重故障下系统可能出现的失步振荡情况，在川渝-华中断面的龙泉换流站，江陵湖南复兴断面的江陵换流站，通过装设UFV-2F失步解列装置，监视这两个断面的运行情况。一旦检测到失步，立即与对侧的失步解列装置配合动作，将三峡电网与川渝电网、湖南电网解列运行，防止事故范围的扩大。在三峡电站4个分厂的稳控装置，设置了高周切机功能，这4个厂站的装置，通过动作定值和延时的配合，对于电网的直流闭锁及其他故障情况下可能导致三峡发输电系统的高周问题，通过分轮切除在左一、左二、右一、右二电站的机组来解决。4安控系统对元件故障、运行方式的判别安控系统能判别的元件故障类型有：线路的单相瞬时故障、单相永久故障、相间（含三相）故障和无故障跳闸等；对直流双极，能判断单极和双极的闭锁故障。为了防止线路的潮流转移误判为线路无故障跳闸5-6，对双回线运行只判出有一回线路满足无故障跳闸判据时，通过检测另一回线有功功率是否增加来进行防误判断。安控系统对电网相继故障的处理方法如下：装置在一个启动周期（一个5秒整组时间）内如先判出一回线跳闸(包括故障跳闸和无故障跳闸)，根据跳闸前运行方式、跳闸类型、故障前断面潮流的大小，查询策略表，首先执行一回线跳闸的控制措施，如接着又判出另一回线跳闸(包括故障跳闸和无故障跳闸)，装置根据第一次跳闸前运行方式、故障前断面潮流的大小，查询策略表，执行双线跳闸的追加控制措施。如装置在一个启动周期内只判出只有一回线跳闸(包括故障跳闸和无故障跳闸)，执行一回线跳闸的控制策略。一个启动周期后，装置自动进入一回线检修方式（装置从正常方式自动切换为检修方式，此时，装置告警，但不闭锁），如另一回线路跳闸，装置按照检修方式下一回线跳闸执行控制策略。为了减少装置间相互依赖的关系，减少装置间信息的交换量，提高整个安控系统运行的可靠性和可利用率，便于装置的运行和管理，方便装置的投退，安控系统中各站对运行方式的识别全部采取了方式压板,每套装置设计了10个方式压板对应10个运行方式（方式1到方式10），投入相应的方式压板，装置立即进入相应的运行方式。另外，装置在软件设计时，在一定程度上增加了装置对电网运行方式变化的自动适应能力，如装置在正常方式下判出一回线跳闸，一个启动周期后，装置自动切换为一回线检修方式，防止运行人员因来不及切换方式压板而这时又发生相继故障造成装置的拒动或控制策略错误。当装置投入2个或2个以上的方式压板，装置立即发告警信号，闭锁装置。5安控装置与直流输电极控系统的控制接口装置对直流输电系统的双极闭锁故障判断，一般可采用由直流极的功率变送器输出420mA电流信号，经标准电阻取出电压信号，再经隔离，经AD变换后变为数字信号，后由CPU读入，然后计算出直流双极的功率，但在实际工程应用中，通过采集换流变原边侧交流电压电流信号，计算得出有功功率值来代表直流极的功率，并用该功率来判别直流极的投退，通过计算换流变功率和电流的变化情况，再结合直流输电的极控系统输出到稳控装置的极闭锁信号，进行直流单极或双极闭锁的判断。判据如下：（1）换流变功率或电流突变量启动（2）启动前0.2秒换流变的功率P-0.2sPs1（定值）（3）启动后换流变的功率PtPs2（定值）（4）换流变至少有两相电流IIs1（定值）（5）换流变电流的变化I=Ik-Ik-0.02sIs（6）满足以上5个条件的时间大于Ts1（延时确认时间）（7）检测到极闭锁信号装置启动后同时满足以上7个条件则判为直流极闭锁。当装置判断出发生直流单极闭锁故障后，首先计算出直流断面在故障前后的变化情况，同时还需考虑另一极功率的变化情况，再根据当时直流运行工况（是否降压运行），综合判断计算出直流断面功率的变化量，根据这个变化量的大小，查询控制策略表执行控制措施。稳控装置对直流输电输送功率的调制采用了开关量控制方式，稳控装置对直流输电的极控系统输出的控制信号共有两种类型，一种是调制类型信号，包括快升、快降、慢升、慢降和直流紧急关闭；另一种是调制编码信号，采用了多个接点组合编码方式，实现不同的调制档位，这两种信号共同作用，产生20种不同大小、不同速度、不同类型的调制命令。6切机逻辑和双套装置的运行控制方式由于三峡各电厂交流出线故障、直流闭锁故障都采取了切机措施，所以，能正确的将机组切除是电网故障后系统稳定运行的重要保证。由于三峡各分厂机组较多，三峡左一电站有8台机组，其余三个分厂有6台机组，电网故障时最多需切除4台机组，如要求装置在众多机组中自动智能的选择切机，需考虑以下几点，（1）在切机时自动按出力从大到小的顺序排队后切除，同时考虑机组停运和不允许切时的情况；（2）左一、左二合母运行、右一、右二合母运行时，如一个分厂机组不够切，需要自动转切到另外一个分厂去转切的情况；（3）多重故障下的追加切机问题；（4）结合三峡电站的主接线图，当机组侧边开关检修时，应考虑线路故障带掉同一串机组防止过切、线路侧开关检修时同一串的机组不能切除的问题；（5）还需考虑当系统故障发生需要切机，但刚好此时需要切除机组的电厂有机组跳闸，装置在动作切除机组时，应把切除的台数减去刚好跳闸的机组的台数。综合以上的各种情况，装置的切机算法变得非常复杂。根据这5年来的装置运行经验和三峡电厂机组运行的实际情况和特点，为了保证装置切机的快速性、可靠性和正确性，切机时采用了固定顺序的切机算法，大大减少了装置的计算开销，彻底避免了过切机组的问题，同样也简化了三峡电站四个分厂双套安控装置的运行方式，由主辅运改为双主运行方式，两套装置彻底独立。四个换流站双套装置与直流输电极控系统的控制接口采用了接点组合编码方式，为防止故障时功率断面处在动作1和动作2的临界状态，稳控装置双套决策不一致，输出到极控系统的编码不同，导致直流输电极控系统对来自于稳控装置的直流调制命令不能识别的问题，安控系统对四个换流站双套装置的运行方式采取了主辅运控制方式，即系统故障发生，主运稳控装置判出故障首先立即无延时动作出口，同时输出一付接点同时去闭锁辅运装置；如主运装置没动作，辅运装置延时35ms后，立即动作出口，同时也输出一付接点同时去闭锁主运装置，保证两套装置只有一套动作。为了防止两套装置在极端情况下的互相闭锁而导致装置的拒动（包括后续命令（功能）的不动作），安控装置采取了如下控制方式：如主运装置动作后如再收到来自辅运闭锁信号，装置不闭锁，可以继续动作；辅运装置动作后，如再收到来自主运的闭锁信号，立即闭锁，这样可以有效防止装置的拒动。对发送远方切机命令，两套装置不分主辅运，动作时同时发出。7对重要输电断面发生严重故障的考虑这几年自然灾害频繁发生，电网中一些重载和重要输电断面严重故障时有发生，如2005年江苏苏北电网的“6.14”事故和2008年华北电网的“8.21”事故，都造成了重要的输电通道受阻。为了落实刘振亚总经理在国家电网公司安全稳定工作座谈会上的讲话精神，防止特大电网事故对电网的稳定运行造成破坏，三峡安控系统控制措施考虑了对三峡电厂的几个重要的送出断面发生严重故障的安全控制措施。如对三峡左一送出通道的三龙三回线，发生全部跳闸事故，龙政直流近区大电源丢失，直流系统交流侧电压将持续跌落，最终可能导致直流闭锁（此时也可能需要紧急拍停龙政直流），由于安控系统中龙泉稳控装置无法识别严重故障时主动紧急停运直流和直流系统故障闭锁的两种情况，改造前安控系统原有的策略会追加切机（如左一无机可切，安控系统会自动转切到左二电站），造成系统功率缺额扩大，导致故障影响面进一步扩大。鉴于上述的情况，本次安控系统改造时对上述情况做了特殊处理，即当三龙三回线路都跳闸，则左一电站不接收龙泉发来的切机命令（包括直流切机命令和交流切机命令），有效的防止了此时直流系统闭锁（包括紧急停运）造成的追加切机问题。同样，对三江三回断面，全部跳闸，江城直流闭锁（包括紧急停运），不再切机；峡都三回断面，全部跳闸，宜华直流闭锁（包括紧急停运），不再切机，防止事故扩大。8安控系统的可靠性设计三峡发输电系统安全稳定控制系统关系到三峡电网的安全稳定运行，对安控系统的可靠性提出了很高的要求。稳控装置运行的电磁环境复杂，特别是换流站，各种电磁干扰更加严重，因此，稳定控制装置在设计研发时，硬件设计和软件开发时在采取了一系列抗干扰措施，保证装置的可靠稳定运行，不误动，不拒动。装置在硬件设计上采取的主要措施主要有以下几点，（1）结构上采用模块化、分层分布式结构，装置的输入、输出、信号处理和决策、装置间通信等4个部分分布在不同单元的机箱内，四个单元完全隔离；（2）装置具有硬件自检、电压、电流回路自检、开入回路自检、开出回路自检和装置内部电源输出自动监视等功能，一旦异常，装置立即闭锁，发出异常信号；（3）装置的所有引出端子没有与装置的CPU及A/D的工作电源系统有直接电气联系，针对不同回路，分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽层的变压器磁耦合等隔离措施；（4）装置具有完全独立的启动回路，装置只有在启动的情况下，才开放出口，（5）当装置软件进入死循环或“死”机后，由硬件看门狗检查出该异常，并发出装置复归信号，使装置在10ms内重新进入正常工作状态。装置在软件设计上采取的主要措施主要有以下几点7，（1）多重相关条件的冗余判断确认，如功率量变化时检查电流、电压是否同时发生变化；开关量变化时检查电气量是否同时发生变化；（2）连续多次确认，装置的程序都设计成按一定的周期（0.833ms或1.66ms）循环判断，为了避免某一次数据、某一帧报文或某一个状态的错误，采用了多次确认的方法防止误判，一般至少三次确认，如功率和电流突变量启动时，采用三次连续确认，重要开关的变位也采用了三次确认，防止抖动；（3）电气量、开关量和状态量采用变化过程，如功率在启动前大于某个定值，而启动后应小于一个定值；电流和电压要符合故障类型变化过程；开关量和状态量从1(或0)变为0（或1）；（4）对于向同一方向送电的双回线路，在判出一回线跳闸时检查另一回线电流（功率）增加；一回线突然过载时检查另一回线是否跳闸；（5）投入的方式压板和电网的实际运行方式的实时校核，防止投入的方式压板和电网的实时运行方式不一致，电网发生故障时而造成装置误动或拒动；（6）在切机时，考虑装置启动、切机命令发出前，机组是否发生跳闸的因素，防止过切机组；还要结合主接线图（如3/2接线），在某种运行方式（如边开关检修）时考虑线路故障带掉机组的特殊情况，防止造成过切机的问题；（7）当装置根据策略或收到远方切机命令需要切切除机组时，在电厂通过设置允切压板和机组的门槛功率定值，防止误切机组。当接收不同站发来的切机命令时，装置自动选取最严重的切机命令，防止多重切机，造成过切；（8）通信软件设计上,对于命令码的校验达到6级,如CRC校验、地址码校验、报文代码和校验、命令码的正反码校验、码值的合法性范围校验、命令码特征字和信息码特征字切换；对命令采取了连续三次以上确认正确的方法，确保装置不因为由于通道干扰的原因造成误动；（9）各种异常闭锁，如电流电压回路异常闭锁，电网的运行方式和装置投入的运行方式压板不一致异常闭锁，多个方式压板投入闭锁等。9实际运行情况三峡安控系统在运行后的5年来一直可靠运行，保持了既无误动也无拒动的记录。在2004-2005年内就正确处置了12次故障，在龙政、江城直流多次单、双极闭锁故障中，配合系统功率缺额切除机组，确保了三峡电力的可靠送出和华中电网的频率稳定。例如2004-01-11，龙政直流输电系统极II闭锁，三峡安控龙泉站装置动作，切除三峡左一电厂#2、#4机，解列三万线。2005-11-20，由于常州政平站交流保护控制系统故障，龙政直流发生双极闭锁，三峡安控龙泉站装置动作，发出切除三峡左一电厂4台机组命令，三峡安控左一电厂装置切除#1、#4、#6、#8机组，共2370兆瓦出力。2005-09-16，雷雨大风造成三峡近区网架多起线路故障，三江II线A相永久故障，三江III线C相永久故障。当时三江断面总功率为3236兆瓦，按策略表三峡左二电厂安控装置应发出切除3台机的命令。由于9机组已在故障中跳闸，安控装置自适应地修改为切2台机的命令，避免了过切。10结语三峡发输电系统安全稳定控制系统自2003正式投入跳闸运行以来，随着电网结构的改变和三峡机组的陆续投产发电，经过了多次扩容、改造和控制策略的相应调整，于2008年12月形成最终控制规模。整个安控系统经过精心设计、施工和现场调试，适应了三峡电网不断变化的稳定控制要求，成为三峡发输电系统不可缺少的一部分。参考文献1 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