发电厂安稳控制系统分析

杨小东

摘 要：本文介绍了安全稳定控制系统，详细分析了某发电公司2*660MW超临界空冷机组安稳控制系统改造方案中存在的问题，给出了安稳控制系统改造的改进措施，为今后同类型安稳控制系统改造提供了参考。

关键词：安稳控制系统；控制模式；改造；改进措施

中图分类号：TM76 文献标识码：A 文章编號：1671-2064（2018）16-0153-02

电力系统的主要任务就是向用户提供不间断的、电压和频率稳定的电能。它的性能指标主要包括安全性、可靠性和稳定性。电力系统可靠性是指符合要求长期运行的概率，它表示长期连续不断地为用户提供充足电力服务的能力。安全性指电力系统承受可能发生的各种扰动而不对用户中断供电的风险程度。稳定性是指经历扰动后电力系统保持完整运行的持续性。按照信息采集和传递以及决策方式的不同，电力系统安全稳定控制模式可以分为以下几种：一是就地控制模式。在这种控制模式中，控制装置安装在各个厂站，彼此之间不进行信息交换，只能根据各厂站就地信息进行切换和判断，解决本厂站出现的问题。二是集中控制模式。这种控制模式拥有独立的通信和数据采集系统，在调度中心设置有总控，对系统运行状态进行实时检测，根据系统的运行状态制定相应的控制策略表，发出控制命令并实施对整个系统的安全稳定控制。三是区域控制模式。区域控制型稳定控制系统是针对一个区域的电网安全稳定问题而安装在多个厂站的安全稳定控制装置，能够实现站间运行信息的相互交换和控制命令的传送，并在较大范围实现电力系统的安全稳定控制。

安全稳定控制系统（简称“稳控系统”）是保证电网安全稳定远行的重要防线。它是当系统出现紧急状态后，通过执行各种紧急控制措施，使系统恢复到正常运行状态下的控制系统。电力系统安全稳定控制包括预防控制、紧急控制和恢复控制。按照电网规模和各厂站之间的功能可以将安全稳定控制系统分为就地型稳定控制、区域稳定控制系统和混合型稳定控制三类。

就地型稳定控制：就地型稳定控制装置单独安装在一个厂站，与其他安全稳定控制装置之间不交换信息，且没有通信联系，解决的是本厂站母线、主变或出线故障时出现的稳定问题。根据电力系统中某个地方的就地信息进行分析判别，一旦满足设定的启动、动作值时便发出动作命令；同时，将就地信息作为反馈量，根据反馈量的实际大小进一步做出相应的动作，实现作为系统的第三道防线的功能，尽量减小故障范围，减少损失。由于就地型稳定控制装置只对就地信息进行采样分析，不考虑其他信息，因此可能给系统带来一些负面效应。一般的低频和低压紧急控制装置、失步解列装置等都属于就地型安全稳定控制装置。就地型稳定控制装置的结构：（1）控制决策确定装置。控制决策确定装置内设有预先设置好的控制策略表。其主要任务是接收被保护组件（通常为厂站的母线、主变、出线）的故障信息和网络信息（通常只是本厂机组和出线潮流），确定控制策略，向执行装置发出控制命令。（2）执行装置。执行装置负责接收控制命令，执行切机、快关汽门、电气制动、切负荷等操作。就地型稳定控制装置通常只应用于可等值为单机-无穷大的系统中。当今的电力系统中已经难以找到单机-无穷大系统的典型模式，在一个厂站用就地型稳定控制装置就能解决电网稳定性的情况已经很少。

区域稳定控制系统：区域稳定控制系统是指为了解决一个区域电网的稳定问题而安装在两个或者两个以上的厂站的安全稳定控制装置，经信息信道和通信接口设备联系在一起而组成的系统。区域稳定控制系统通常由一个主站、若干个子站和若干个终端站。其系统结构：

（1）主站。主站通常设在枢纽变电站或与枢纽变电站在同一位置的发电厂内。它的主要任务是汇总各个子站的运行工况信息，对区域电网进行状态估计，识别出区域电网的运行方式，对区域电网给定的预想事故集进行动态安全估计，在线形成安全稳定控制策略表（或预先装设好离线计算得到的控制策略表），并将有关运行方式信息和控制策略表传送到各个子站。在接收到主站及出线发生故障时，根据控制策略表，向主站和各子站发出控制命令同时通过各站控制命令传送到终端控制站。

（2）子站。子站装设在较重要的变电站或与变电站相关联的发电厂内。子站的主要任务是采集子站运行工况信息，并传送给主站。在接收到本站及本站出线发生故障时，根据子站内的控制策略表，向主站及各子站发出控制命令的同时通过各站将控制命令传送到终端站。

（3）终端站。终端站接收各站传来的控制命令，执行就地控制，并将控制结果信息传给上级站。

混合型稳定控制系统：随着电网结构的发展，电力系统的第二道防线和第三道防线。很多情况下在一个系统或装置上实现，混合型安全稳定控制装置便具备这种功能：即区域型安全稳定控制和就地型安全稳定控制结合在一个系统内实现，可以克服两种系统单独使用时的不足。混合型稳定控制系统一般设有一个主站、几个子站，主站一般设在枢纽变电所或处于枢纽位置的发电厂，负责汇总各站的运行工况信息，识别区域电网的运行方式，并将有关运行方式信息传送到各个子站。

1 问题提出

某发电公司机组位于松白电网，吉林省电网西北部，东北电网中西部，地区内风电装机量大，为大型支撑电源。一期2×660MW超临界空冷机组，发变组组采用单元接线，500kV一次系统主接线为四角形接线方式1回出线（白甜#2线），安稳装置采用北京四方CSS-100BE数字式安全稳定控制装置。安全稳定控制装置A套、B套双重化配置，A套和B套系统可互为主辅运行，正常一套为主，一套为辅，两套系统完全相同。

2017年扎鲁特±800kV特高压直流输电工程及送端电网配套工程投产后，为解决扎青直流系统故障后东北电网存在的稳定问题，建设了鲁固直流东北侧高频紧急控制系统。该系统采用分层分布式的架构，包括稳控主站、稳控信息汇集子站和稳控执行站。稳控主站及信息汇集站布置于扎鲁特换流站，执行站布置于高岭、黑河及各风电汇集站、水电厂、火电厂，分布在整个东北三省一区。整个系统目前按照最大接入2个直流站点、60个风电站点、30个火电站点、20个水电站点进行设计。

该发电公司作为其中一个火电站执行站，也配合进行了安稳系统的改造。改造方案中安稳切机出口为跳开发变组出口开关、跳开发变组灭磁开关，此方案能满足电网发生稳定问题时的切机要求，但对电厂执行站来说此方案存在严重问题。事例如下：

某电厂2012年07月03日00时39分，1、2号机组正常运行，220kV系统稳控装置A、B投入运行，其切机出口方式为跳开发变组出口开关，1号机组负荷174MW。2号机组工况为负荷231.4MW，机跟随运行，主汽压力14.2Mpa，主汽温541℃，再热汽压2.42Mpa，再热汽温540℃，炉膛压力-84pa，给水流量751t/h，蒸汽流量702 t/h，汽包水位-23mm，2B、2C给水泵运行，2A、2B引风机，2A、2B送风机，2A、2B一次风机运行，2A、2B、2C磨煤机运行，总煤量118t/h。6kV2A段母线电压6.27kV，6kV2B段母线电压6.29kV。

00时39分22秒，2号主变出口2202断路器跳闸，锅炉、汽机、灭磁开关、6kV 2A/2B段快切均未动作，高低压旁路未自动开启，机组负荷由232MW下降至17.27MW，定子电压由20.045kV上升至20.094kV，定子电流由6802A降至664.9A，主汽压力由14.18MPa上升至16.4MPa，主汽流量由702t/h下降至191.51t/h，汽包水位由-28mm下降至-207mm，汽机转速最高升至3186转/分钟，OPC动作后降至2835转/分钟，切机后频率升至52.1Hz，OPC动作后下降至47.2Hz，6kV2A段母线电压由6.27kV下跌至5.67kV后恢复至6.27kV，6kV2B段母线电压由6.29kV下跌至5.99kV后恢复至6.29kV，00时40分40秒，手动锅炉MFT，汽机跳闸，6kV 2A/2B段快切动作。检查NCS报警“稳控装置A动作”“稳控装置B动作”，至网控室就地检查稳控装置A、B柜动作信号为“切本站2号机”，发变组保护A、B柜动作信号为“外部重动4保护动作”。经值长联系调度确认，稳控装置切机原因为750KV向外输电线路跳闸。

在这个动作过程中，其实在发变组出口断路器跳闸后，机组大连锁并没有动作，负荷下降到17MW，转速也开始下降（OPC动作），锅炉没有MFT。因此存在以下几个因素可能造成设备损坏：

（1）OPC动作后，汽轮机已进入临界转速，振动变大；（2）转速在2835时，频率为47.25Hz左右，低频运行威胁汽轮机及厂用设备的安全；（3）主汽压力由14.18MPa快速上升至16.4MPa，旁路未打开，当时三台磨煤机运行，即使紧急停用2台磨，也难以避免锅炉超压运行；（4）汽包水位在2秒左右时间内已经由-28mm低至-207mm，如压力继续上升，极有可能造成汽包低水位。

2 原因分析

通过此事例可以分析判断，安稳出口只跳开发变组出口开关、灭磁开关，发变组解列灭磁，不启动机组大连锁，汽轮机、锅炉不跳闸，机组快速甩负荷，机组存在以下重大风险：

（1）发变组解列灭磁，机组快速甩负荷，汽轮机存在超速风险；（2）汽轮机OPC动作，汽轮机进入临界转速，造成汽轮机振动急剧增大；（3）OPC动作后，锅炉未切除燃料和给水，旁路无法开启，锅炉汽压迅速升高，造成锅炉超压运行。

3 解决方案

若要彻底消除以上重大风险，安稳出口切机时，应动作发变组跳闸，启动机组大连锁、汽轮机ETS动作、锅炉MFT动作。启动汽輪机ETS动作，汽轮机主汽门直接关闭，汽轮机OPC不会动作，汽轮机转速下降，避免汽轮机超速和震动增大。启动锅炉MFT动作，切除燃料和给水，有效控制汽压，避免锅炉超压。有效避免了汽轮机超速风险、汽轮机振动风险、锅炉超压运行的风险。

综合以上分析，需对安稳控制系统改造方案进行改进。将原改造方案中安稳切机出口为跳开发变组出口开关、跳开发变组灭磁开关改为跳开发变组出口开关、安稳启动发变组跳闸。

改进后，发生电网安全稳定问题时，安稳切机出口跳开发变组出口开关，同时启动发变组跳闸，机组大连锁启动，汽轮机ETS动作，锅炉MFT动作。同时，在启动发变组跳闸时，发变组保护会再次出口发变组开关跳闸与安稳跳开发变组出口开关配合，构成双保险有效保证发变组可靠解列，提高了安稳动作的可靠性，这样改进后既能更好的实现电网切机，同时也保证机组的安全稳定。

4 问题提出的意义

（1）电厂安稳系统设置提供建议。（2）为电厂安稳系统改造提供了改造方案方面的参考。

参考文献

[1]李宝兴.电力系统安全稳定控制的分析与展望[J].西北电力技术，2005，（5）：13-16.

[2]刘念.电力系统安全稳定问题研究[J].四川电力技术，2004，（1）：1-6.

[3]汤涌.电力系统安全稳定综合防御体系框架[J].电网技术，2012，（8）：1-5.