舟山电网的安全稳定控制系统

倪秋龙，王强强，王 超，王 栋，陈海荣

（1.浙江电力调度通信中心，杭州 310007；2.国电南京自动化股份有限公司，南京 211100；3.舟山电力局，浙江 舟山 316000）

220 kV春晓-昌洲双线投产后，舟山海岛电网通过220 kV春晓-昌洲线路及两回110 kV线路接入浙江主网。由于高低压电磁环网的存在，220 kV线路跳闸后，负荷转移将导致110 kV线路过载运行。

为了提高舟山电网220 kV和110 kV电磁环网运行方式下联络线的输送能力，装设220 kV舟山电网稳定控制系统（以下简称稳控系统）[1]。这一稳控系统需要考虑多种运行方式和扰动情况，为了快速、安全、可靠地实现稳定控制功能要求，采用了先进的组态式策略表实现方法和分布式稳控测试技术。

1 稳定问题分析

舟山区域主网接线见图1，220 kV春晓-昌洲双回线路为同塔架设线路，可能同时故障跳闸。为了避免220 kV线路跳闸时舟山孤网运行，110 kV线路不能开断运行。

图1 区域电网接线示意图

采用220 kV/110 kV电磁环网运行方式，存在着不稳定问题。数字仿真计算结果表明，在高负荷时段，舟山电网潮流受入过载；而在低负荷时段，舟山电网潮流送出过载。在高峰负荷时，若220 kV两线跳闸，舟山电网110 kV两回线路将严重过载。在双回110 kV线路解环运行情况下，还要考虑220 kV线路两回跳闸时频率不稳定问题[1]。

为了解决舟山电网与浙江主网在大功率交换情况下存在的不稳定问题，需在舟山电网装设稳控系统，在春晓-昌洲双线同时跳闸、110 kV联络线严重过负荷时，采取紧急控制措施快速消除过负荷，防止110 kV联络线路联锁跳闸。

2 稳控系统组成

稳控系统由SSC500系列安全稳定控制装置及通信系统构成。调度端、主站、多个子站和执行站之间通过通道相联，相互交换系统运行信息，传递控制命令，实现集中式或分布式控制[2]。

根据稳定控制方案要求和舟山电网现有电网技术条件，稳控系统采用主、子站的两层结构。主站设置在昌洲220 kV变电站，子站设置在大丰、岑港110 kV变电站、舟山发电厂和其它切负荷子站，稳控系统的配置见图2，3。

稳控系统采用双套配置，A套和B套之间完全独立运行，各自出口。两套系统分别通过不同的通道联接，一套采用专用光纤，另一套采用复用2M通道。

主站采用SSC510XA型安全稳定控制装置，可接入24路模拟量和6路光纤通信接口。子站采用SSC510F型安全稳定控制装置，可接入36路模拟量，2路光纤通信接口。各厂站通过GXC-200型通信接口装置接入2M复用通道。

图2 稳控系统A套配置

图3 稳控系统B套配置

3 稳定控制功能

线路与主变过负荷分为两类：事故过负荷与缓慢过负荷。缓慢过负荷是由负荷增长引起的，缓慢过负荷可以由调度员人工处置，事故过负荷是由线路、机组跳闸造成的。

舟山电网稳控系统只考虑事故过负荷情况，可能出现的过负荷有：

（1）220 kV平行线中一回线突然跳闸。

（2）电磁环网高压侧线路跳闸，潮流向低压侧转移。

（3）突然失去大电源，引起潮流重新分布。

过负荷突变量启动后，根据功率方向采取切机或切负荷措施。以下以昌洲变为例，介绍主站功能。

昌洲变主站装置负责采集220 kV春晓-昌洲双线信息、收集子站上传信息，进行逻辑判断、发出动作指令。

通过设置在昌洲变主站的线路检修压板来判断线路投退状态，即未投入检修压板则认为线路处于投运状态。通过判断线路投退方式来判断当前舟山电网的运行方式；通过电气量来判断线路是否跳闸（采用无故障跳闸判据）。

当主站判断220 kV春晓-昌洲双线跳闸时，若过载切负荷，分5轮切除负荷（按延时分轮）；过载切机分1轮切机（按延时分轮）；低频切负荷按故障前受入功率分5级切除负荷；高频切机按故障前送出功率分3级切机。系统与主网解列时，在昌洲主站和舟山发电厂分别发出报警信号。

当晓昌4R19、晓洲4R20任一线有功功率超过告警定值，且延续时间超过告警时间定值时，昌洲主站装置发出过功率告警，此时对已投入检修压板的线路电气量不作判断。

装置根据检修压板投入方式进行正常方式及检修方式的区分。装置同时对所采集的线路电气量进行判断，当通过电气量判断的线路投入状态与检修压板投入状态不一致时，发出装置电气/检修不一致告警信号。

4 稳控系统的控制策略表

稳控系统根据事故前电网运行方式及有关送电断面的功率、发生故障的元件及故障类型，查找预先存放在装置内的控制策略表。当查询到满足条件的策略时，执行对应的措施。

4.1 稳控策略表实现原理

通常稳控系统对离线策略表的处理方法和具体的工程紧密相关，一般而言对于一个不同的工程都要重新设计策略表的格式，编写相应的输入软件和稳控装置查询程序，或将策略表逻辑直接编程到稳控装置的查询程序中。由于经常需要重新设计软件，加大了稳控系统投入工程的开发周期和工作量[3]。

为了解决稳控系统开发方法上存在的不足，进行了以下研究工作：

（1）研究并提出了一种具有广泛通用性的规范化策略表格式。

（2）基于规范化策略表格式，开发了用户界面友好、功能强大的策略表输入软件。

（3）开发了模块化强、功能稳定、易于扩展的安全稳定控制装置。

4.2 稳控策略表格式

为了便于表达稳控策略，策略表采用树形存储结构。系统正常运行时，判断系统接线方式和潮流方式，并切换至该运行方式下的控制策略分表；电网故障时，按故障前确定的运行方式查询控制措施。

一条稳控策略描述为：在某种接线方式、潮流方式下出现某种扰动时，需要采取某种指定的控制措施。接线方式、潮流方式、扰动方式和控制措施为一条策略的4个策略元素。每种策略元素都由若干个相应的策略元素单元按逻辑“与”的关系组合而成。

接线方式：线路/主变/机组投退状态，母联开关位置。

潮流方式：线路/主变/断面输送功率，机组出力。

扰动方式：故障或频率、电压异常。

控制措施：各种功率控制、轮级控制、远切控制。

4.3 策略表示例

舟山稳控系统考虑了正常运行方式和各种检修运行方式。除了表1中所示正常方式和春晓-昌洲双线检修运行方式外，稳控系统还对220 kV春晓-昌洲双线同停方式以及2回110联网通道中的单线或两线停电方式均设计了控制策略。

表1 策略表示例

根据稳定设计方案要求，制定稳定控制策略表，实现了近六百余条稳定控制策略。采用策略表输入软件编辑策略表，生成策略编码，并下载到稳控系统中。

稳控系统的策略定值、控制策略和厂站之间实时交换的数据都采用组态式配置实现，可靠性高，易于修改和扩充功能。如过负荷的轮次，输出的切负荷轮次命令，都可以根据现场要求进行配置，而不需要修改策略表结构和策略表查询程序。各条控制策略之间还可以相互约束，以实现顺序控制、互斥控制等复杂的应用要求。

5 稳控系统的测试技术

稳控系统涉及多个厂站，需要同时在昌洲变、大丰变、岑港变接入模拟量，如果采用传统的保护测试方法，需要多台保护测试仪进行试验，对保护测试仪输出还有同步要求。

5.1 传统稳定测试方法

为了对稳控系统进行联合测试，可通过测试程序或电力仿真软件产生多数元件所需数值，向稳控系统以通信方式输入数字量。

这种测试方式对稳控系统的AD（模拟信号转换为数字信号的回路）采样回路及滤波算法没有办法完全验证，在测试结束后还需要换上真正的运行程序。显然测试程序与真正的运行程序CRC（循环冗余）校验码是不一样的，这样也不利于用户的程序版本管理。

5.2 分布式测试系统

该测试系统包含运行于PC机（个人计算机）的测试控制软件、交换机以及若干台SSC510T多功能测试装置构成，如图4所示。测试控制软件通过以太网统一管理多个测试装置。测试装置通过交换机可以灵活扩展，满足不通规模的稳控工程的需求。

图4 分布式稳控测试系统结构图

测试控制软件具有递变、状态序列、模拟常见故障等继电保护测试仪软件常用的功能，特别是状态序列非常适合于稳控策略表的验证过程。

采用此测试系统，在短短2天内完成了工厂试验工作。现场调试阶段在5天内完成了570多条控制策略表验证工作。

6 稳控系统的可靠性设计

稳控系统需要集中切除大量负荷或远切机组，因此对稳控系统的可靠性要求很高。为提高稳控系统的可靠性，采取了以下措施：

（1）系统采用双套设计，避免一套故障退出运行时，稳定控制功能失效。

（2）过负荷增加突变量启动元件，对于负荷增长造成的缓变型过载，稳控系统不会启动，可以避免误动。

（3）当舟山电网与系统解列运行时，切负荷按解列前输电断面功率进行选切，同时还要结合频率异常（低频或高频元件）判断，防止误动。

（4）主站与子站之间交换的命令采用光纤通道，并且第1套系统和第2套系统分别采用专用通道和复用通道，避免在通道出现故障时稳定控制功能失效。

（5）主站与子站之间交换的命令采用三帧确认，能够有效避免误动。

7 结语

舟山电网安全稳定控制系统是舟山-大陆联网工程的重要组成部分，系统采用国内领先的通用化组态式开发方式以及分布式稳控测试系统技术。在舟山加快推进群岛新区建设、地区用电负荷快速增长的背景下，该系统应用后将充分发挥220 kV联网线路的输电能力，为舟山海洋经济的发展提供安全稳定的电力发挥重要作用。

[1]吴一峰，吴国忠.220 kV交流联网线投运后舟山电网安全稳定控制系统研究[J].机电工程，2010，27（11）:119-122.

[2]倪秋龙，陆春良，叶琳.湖州电网安全稳定控制系统的研究[J].浙江电力，2009，28（1）:31-34.

[3]倪秋龙，陆春良，戴彦.浙江电网安全稳定措施回顾与展望[J].浙江电力，2005，33（3）:31-34.