西昌区域电力稳定控制系统及其应用

彭海深

（四川省电力公司西昌电业局，四川 西昌615000）

0 引 言

电力系统安全稳定控制是防止在复杂情况下，电网事故扩大导致大面积停电而采取的紧急控制措施。它有计划、合理地解决问题，保障系统可靠运行。西昌区域电力稳定控制系统随电网的发展孕育而生。500 kV月城变的建成投运也就预示着西昌区域电力稳定控制系统将发挥极其重要的“第三道防线”作用，确保西昌区域电网的安全可靠运行。

根据西昌区域电网的建设，西昌区域主要包括500 kV变电站两座，220 kV变电站九座，以及110 kV、35 kV、10 kV变电站若干。西昌区域220 kV 及以下电网有与500 kV月城站有唯一联系，因此西昌区域电力稳定控制系统建设显得尤为重要，目前包括500 kV月城站稳定控制系统、220 kV西昌站稳定控制系统和220 kV会东站稳定控制系统，根据电网建设，还可以扩展到其它站。

1 500 kV月城变稳定控制系统

（1）500 kV月城变稳定控制系统组成

500 kV月城变稳定控制装置作为主站设备，由一台RCS－992A主机、2台RCS－990A从机及其辅助设备组成。RCS－992 A是南瑞继保电气公司生产的稳定控制装置，主要用于区域电网及大区互联电网的安全稳定控制，采用分布式体系，硬件软件实现了模块化结构，灵活方便，具有通用性很强的暂态稳定控制策略表，智能化程度高，可靠性强。

（2）500 kV月城变稳定控制系统功能

丰水期积聚西昌地区水电，通过月城——普提2回500 kV线路向主网送电；枯水期西昌地区电力缺额由主网通过2回500 kV线路向主网供电，到达供需平衡。具体而言，月城变500 kV线路、主变发生N－1故障（它是指电力系统中任一且唯一元件如线路、变压器等发生故障）后，保护正确动作，系统稳定，月城变稳定控制装置不动作；月城变500 kV线路、主变发生N－1故障后，系统不稳定，月城变稳定控制装置将动作；月城变500 kV主变发生N－2故障后，月城变稳定控制装置将动作；月城——普提500 kV线路发生 N－2故障后，月城变稳定控制装置将动作。稳定控制装置动作情况都是丰水期需要切除部分上网水电，采取切西昌站、会东站的110 kV电源线的措施；枯水期需要切除本地部分负荷，采取切西昌站、会东站的110 kV负荷线的措施。

故障时是切机组还是切负荷，其依据都是检测事故前断面潮流（它是指组成断面的各条支路的潮流之和，它清晰地反映了断面所连接的两地区之间的功率交换关系。断面是指电网中连接两地区之间的多条支路所形成的联络线族）方向，如果断面潮流方向为正方向，则切负荷；如果断面潮流方向为反方向，则切机组。

（3）500 kV月城变稳定控制系统策略表

正常运行时，作为主站的月城变稳定控制装置接收西昌站、会东站子站的运行工况和可切机组量或可切负荷量；故障时根据策略表，向西昌站、会东站子站发切机组或切负荷命令。

由于存在西昌站、会东站两个子站，可以设置子站切机切负荷优先级以及每个子站内切机切负荷优先级。故障时，在西昌站与会东站负荷中实现轮选，例如：西昌站负荷优先级定值为1，会东站负荷优先级定值为2，则切负荷顺序为西昌站优先级最高线路→会东站优先级最高线路→西昌站优先级次高线路→会东站优先级次高线路……按此顺序进行，一直满足需切量为止。

500 kV月城变稳定控制系统比较复杂，根据主站线路、主变运行情况和线路、主变的跳闸情况以及线路、主变500 kV侧的功率，制订策略表。线路、主变故障时统计如表1所示。

表1 线路、主变故障时统计

有了线路、主变故障时统计表，可以制订出每一种故障方式时对应的策略表，每个方式的策略表格式完全相同，如表2所示。

表2 每一种故障方式时对应的策略表

（4）500 kV月城变稳定控制系统跳闸判据

作为主站，线路跳闸判据有两个，一个判据是依靠电气量，结合开关量辅助判据。

同时，由于线路故障分为单永故障和相间故障，所以另一个判据是接入保护装置的动作接点信号，并结合电气量作为线路跳闸的判据。

2 220 kV西昌站、会东站电力稳定控制系统

220 kV西昌站、会东站稳定控制装置作为子站设备，设有一台稳控柜及一台通信接口柜。西昌站由一台RCS－992A主机、1台RCS－990A从机及其辅助设备组成。会东站由一台RCS－992A主机、2台RCS－990A从机及其辅助设备组成。

（1）220 kV西昌站、会东站子站的基本功能

a.接收上级主站下发的切机组/切负荷的命令，执行切除相应的负荷线路。

b.上送本子站的各110 kV线路可切量信息至上级主站。

c.本子站内低频低压自动切负荷减载。

（2）接收远方命令切除对应元件功能

a.根据主站命令执行切线路命令，切除相应的负荷线路有两个必备条件，一是接收到远方主站的切线路命令；二是本子站本地压板投入允切本线路。

b.可切量上送主站，本站装置采集各110 kV线路的功率可切量，将可切量上送至主站。本站线路投运且对应可切压板投入时，该元件为可切元件。

（3）子站内低频低压自动切负荷减载

根据子站110 kV母线电压的频率和电压水平，设置多个轮次的低频和低压继电器（各个轮次之间相互独立，无逻辑和时间上的联系），根据相应的逻辑继电器动作情况，切除相应的线路。低频动作判据是故障时的频率小于等于定值，且故障时间延时大于定值时间，低频动作。为了防止TV断线等因素引起低频误动作，增加低电压闭锁和df/dt闭锁条件。

低压动作判据是故障时的电压小于等于定值，且故障时间延时大于定值时间，低压动作。同样有电压过低闭锁、电压突变闭锁和TV断线闭锁条件。

3 西昌区域电力稳定控制系统运行注意事项

（1）通信通道方面

主站有一个，子站有二个，主站与子站之间的通道是由光缆、同轴电缆、MUX－22、PCM 通道组成，通道的可靠性直接影响稳定控制功能。若通道告警，主站与子站将无法通信，主站与子站信息交换无法实现，也就失去稳定控制功能，此时需要退出稳定控制装置，并尽快查明通道告警原因，及时恢复通道。

（2）功率信息核对

通道正常情况下，在主站核对两个子站各条110 kV线路的功率信息是否与实际功率信息一致。若两者不一致，直接影响主站策略表的执行，可能造成误切线路。

（3）压板信息核对

主站压板是否可靠投入，这直接关系到主站稳定控制功能的投退，是稳定控制系统可靠运行的关键。

子站压板是否可靠投入，影响到主站制订的切机组切负荷策略，以及切除子站负荷线路是否能使系统重新到达稳定。

（4）定期检查装置运行情况，发现有异常信号时，及时查明引起异常信号的原因，消灭隐患。若异常情况无法处理，应尽早联系生产厂家，得到厂家技术支持，迅速恢复正常运行方式。

4 结束语

西昌区域电力稳定控制系统随电网的发展而建立，其功能齐全、策略明确，发挥了极其重要的作用。在以后的运行中，还需要加强稳定控制装置运行维护，及时发现异常并消除异常，确保其健康运行，也保障电网的可靠运行。

［1］ 南瑞继保电气有限责任公司.RCS－992A型分布式稳控装置技术和使用说明书［Z］.2010.

［2］ 杜 杰，顾建炜，曹一家，等.电网断面潮流在线监测系统［J］.电网技术，2007，（16）：22－25.