220kV变电站主网机组协调控制系统

黄光磊 林志贤

深圳供电局有限公司 广东 深圳 518000

引言

随着变电站工程数量的逐渐增多，对变电站的各项基础设施的要求也不断增加。在信息化时代提升变电站主网机组协调控制的效率变得尤为重要[1]，220kV变电站主网机组的主要工作为变电站的停运﹑出力受限和投退等协调工作进行管理。停运管理包括机组停运和上报，以及后续的调度审核确认，向上级进行机组状态汇报和停机汇报。调度审核人员对停止状态的变更信息进行审核和批复，最后将接口的数据进行同步。出力受限管理中，首先进行机组出力受限申请[2]，在系统中可以进行管理查询，投退管理包括机组调频和查询，以及后续的数据审核和储存。在国民经济的发展中，电力的递减是相当重要的，电力系统规模的不断扩大和用电量的增加都是未来电力发展需要面对的问题，变电站的信息化发展可以节约大量的物力和人力。将变电站主网机组协调控制系统应用在变电站当中，可以提升变电站的工作效率及智能化程度。实现可视化监控的操作功能。

1 220kV变电站主网机组协调控制系统硬件设计

1.1 设计主网机组协调控制扩展控制站

变电站的系统需要专业的服务器，硬件设备的基本结构如图1所示：

图1 硬件设备结构

如图1所示，硬件设备由7部分组成，在变电站的电子设备储存室中安装现场控制站所需的DPU数据采集器[3]，在主控室中将传感器连接到数据采集器上，检查现场设备的通电情况和信号接收情况，变送器的逻辑运算方式是根据控制策略制定的，因此信号应传输到计算机的执行器中。控制站需要将变量的计算结果和变化情况进行储存，并随时将数据通过传感器传输到执行器中控制器的主要设计目的是对机组协调进行控制[4]，因此，控制模块需要独立的内部网络环境。将通讯点与内网进行连接，确保通信站和控制站可以相通。DPU数据采集器可以实现变电站的信息数据的实时采集，将采集到的数据进行各站输送。

1.2 设计变电站主网机组操作站

变电站主网机组操作站的主要硬件由系统操作计算机和辅助硬件组成，内部网络条件需要单独的网络交换机和路由器。与系统计算机进行相连，计算机为普通配置的计算机，辅助的硬件以USB接口的方式和计算机相连，辅助硬件的主要功能是分散控制，界面可以显示计算机是否与辅助硬件连接成功[5]。计算机除了常见的主机﹑显示器等主要设备外还配备有通信接口，接口主要是为了方便与外部的其他设备相连接。计算机的显示器可以显示操作的信息，操作的数据既可以导出电子表格，又可以通过打印机打印成纸质版资料。变电站主网机组一旦出现数据异常，显示器界面会显示报警信号，提醒操作员及时进行控制。调度站与操作站的其他硬件没有太大差异，但多了与外网相连的网络转接口，调度站的计算机可以传输信息，方便日常的生产沟通等问题的解决。

2 220kV变电站主网机组协调控制系统软件设计

2.1 对机组负荷指令处理模块的设计

在变电站主网机组协调控制系统对负荷指令进行处理才能进行有效控制，在系统中设置处理循环模式，根据变电站中的负荷负载命令对机组的状态进行调节，保障机组运行状态达到最佳[6]。并根据状态进行转换和设定，以及停电和恢复供电的切换。电网自动调度的负荷指令是由系统通过计算决定的，符合变电站实际情况和运行状态的指令。调度员通过主动对负荷指令的详细情况进行手动调整，进行输电的限速﹑限幅处理。控制系统也能够在机组发生数据异常或产生故障的时候进行负荷控制，以保证该机组的电流负荷在合理的范围之内[7-8]。机组负荷指令处理模块对负荷指令的处理包括外部处理和内部处理，电网调度中心发出负荷指令属于外部指令，可以直接进行处理并给出指令反馈，除调整频率指令不可避免地存在物理偏差之外，都能顺利处理。机组内部产生的指令为内部指令，控制系统产生的指令为强制性指令，包括强迫降低负荷。

2.2 优化系统扩展控制站的参数

220kV变电站主网机组通过计算可以看出具有很强的时间差分特性，在进行系统控制的时候，对主控协调控制的PID参数和主PID参数进行优化[9-10]，就会提升系统控制的精准性。控制系统应考虑系统的负荷水平和系统在运行时的稳定性，对扩展控制站的参数进行优化，加强机组实际运行中的适应性。在原有的参数中降低控制参数的相对偏差变化率，偏差变化率越小，参数的偏差越小。对动态参数和静态参数同时进行偏差弱化，而这两种参数可以根据实际的情况进行有效切换，PID优化机组在变电站输送电力的时候，将参数进行快速校正。参考BTU系数和变电站的历史数据进行校正回路设置[11-12]，将历史数据和机组的实际控制量进行比较。理论控制系数和实际控制系数进行对比，对控制参数进行优化。实际BTU校正系数是根据DCS的历史数据得出的。在计算了上述两个系数后，实现变电站主网机组协调控制系统的参数优化。

3 系统测试

为了验证本文设计的变电站主网机组协调控制系统的协调控制能力，对该系统进行系统测试。证明该系统的功能可以实现。以及系统的性能良好，适用于进行主网机组协调控制工作

3.1 系统测试环境

在进行系统测试之前要搭建适合的系统测试环境，保证系统的软件运行顺畅，系统可以进行正常的开启和关闭，系统周围环境的温度和湿度保证需求。变电站主网机组协调控制之前分散系统的测试已经完成，主要设备到位，消防设施也完善齐全。测试的参数如表1所示：

表1 系统测试的设备和软件参数

硬件设备的热控设备是必不可少的测试设备，保证在系统测试之前变送器和热控设备安装就位，将分散控制系统的线进行连接，保证周围的温度和照明环境符合设备的运行要求。

3.2 系统调试

在进行系统测试之前应对系统进行调试，对系统的登录界面进行登录权限测试，检查系统的调度登录端﹑工程师登录端和操作员登录端是否合理。对电源﹑测试硬件进行检查，对设备的接线进行检验，尤其是绝缘设备的安装，为了保证系统测试过程的安全，一定要保证绝缘设备能够发挥作用，保障测试人员的安全。

系统的软件调试主要是针对主网机组协调控制的系统操作进行检查，对于协调控制系统的组态合理性进行检查。并进行协调控制静态测试，调试系统的软件直到机组的负荷达到系统运行的水平。

3.3 测试结果

变电站主网机组协调控制系统常见的系统测试通常采用AGC测试方法，在机组协调控制的基础上进行装载能力的测试，装载能力超过ECR则进入AGC运行模式，在改变协调距离的情况下，测试AGC的信号质量差。结果如图2所示：

图2 实验结果

实验结果如图2所示，在操作距离不断增加的情况下，系统的信号质量差也在不断地上升，但操作距离达到250m的时候，信号质量差在0.7左右，完全符合变电站协调控制的AGC测试结果，符合主网机组协调控制的要求。

4 结束语

在经济快速发展和电网不断升级的背景下，本文设计了V变电站主网机组协调控制系统，该系统提升了变电站协调控制的信息化程度，提升了电站的控制质量，对系统的参数和指标进行优化，推动了变电站的现代化发展。