东风水电站稳控切机执行站装置补充说明2005

1、贵州安全稳定控制系统装置补充说明2005-5-20 南瑞继保电气公司东风水电站稳控切机执行站装置补充说明东风水电站稳控切机执行站装置采用集中式安装方式，设稳控A柜和B柜以及通信柜共三面柜。稳控A柜和B柜均安装一台RCS-992主机和一台RCS-990从机。与稳控B柜相比，A柜多装设一把用于选择何柜为主运的切换把手。除此以外，两柜完全相同，组成双套系统。每套系统由一台RCS-992A主机和一台RCS-990A从机组成，两套系统可互为主备运行。主运系统动作条件满足即瞬时动作，同时通过接点信号闭锁备运系统。备运系统动作条件满足后，延时30ms动作。若备运系统动作条件满足后30ms内收到主运系统的动作

2、信号，即闭锁、不再出口；否则正常出口。备运系统检测主运系统的工作情况，若主运系统异常，则备运系统自动升格为新的主运系统，动作条件满足即瞬时动作。装置的切机逻辑，以及模拟量和开关量输入、出口接点输出的具体定义和定值，说明如下。本说明与RCS-992A型分布式安全稳定控制装置技术及使用说明书（下称RCS-992A说明书）有冲突者，以本说明为准。本说明未涉及者，请参阅RCS-992A说明书。1 东风水电站稳控装置功能说明本站设计接入14号机组和东干双线，总计四台机组、2回线路。在故障或异常情况下，本装置切除本站发电机，确保系统稳定。对应13号机组，设有三块“允许切”压板。只有“允许切”压板投入的机组

3、称为可切机组，才能被切除；4号机组无对应的可切压板，只要该机组处于投运状态则默认该机组可切，但是4号机组仅仅限于本地功能切机（本地高周切机或故障后的过载联切）时选择。装置设有一个控制定值：最少保留机组数目Gn，该定值为13号机组的全部三台机组在装置动作后必须最少保留的运行机数目，即无论系统故障要求切机数目或切机量为多少，装置最后的动作方案必须保证13号机组中运行的机组数目大于等于Gn。对于本站，Gn应整定为1。（1） 作为执行站，实现黔电送粤500kV电网安全稳定控制系统中的切机功能。正常运行时，测量13号机组三台发电机出力，按出力大到小的顺序，将当前可切机组的出力之和上送安顺变主站。本站最多

4、上送三台机组中两台出力较大的机组出力至安顺主站，供安顺主站选择和切除。在各种运行方式下，安天线或青河双回线发生故障跳闸情况（包括贵州送出断面断开），接收安顺变主站的切机台数命令。按出力从大到小的次序，切除当前可切机组。（2） 四轮高频切机功能四轮高频切机由一个总的软压板“高频切机投入”控制投退，每轮均设有独立的控制字、频率和延时定值，四轮共用一个滑差闭锁定值。每一轮高周动作，切除当前出力最大的可切机组。本站有四台机组供切除，最多可切除三台，因此第四轮高频切机功能可整定退出。如本站处于无可切机组状态后（13号机组仅余一台机组运行，且4号机组已切或未投运状态），则高周再动作后不再切机。（3） 本厂

5、东干双线一回线断开后另一回线的过载切机功能。东干双线正常运行情况下，如一回线故障或无故障跳开后，另一回线会有过载问题。装置在判别出东干线有一回线断开后，执行另一线的过载判别功能。过载检测设置两轮延时，在电流大于定值Imax，延时到达定值TS1后，装置发出压机组出力命令，压本厂机组出力，在电流大于定值Imax，延时到达定值TS2后，装置根据TS2时刻的过载量计算需切机组容量Pqj进行组合切机。组合切机的原则为，在保证本厂保留N(N由定值“最少保留机组数目”确定)台机组运行的前提下，根据Pqj在本厂可切机组内根据当时的各机组出力情况，按照最小过切的原则，在所有的切机组合方案内选择最优方案。当存在多

6、个最小过切量相同的方案时，优先选择切机台数较少的切机方案。如切机组合实现无法过切，则切除所有可切机组，保证最小欠切。如果在同一整组动作时间内，本地高周切机或者远方切机先动作，则高周或远方切机切除的机组作为过载切机处理，设高周或远方切机的切除机组在TS2时刻的出力和为Pcutted，则装置根据Pyq （PqjPcutted）在TS2时刻的可切机组（已经切除的作为不可切处理）内寻找切机组合。具体的功能逻辑见附录一。本功能由硬压板“故障过载控制投”控制该功能的投退。压板投入该功能投入；否则，该功能退出。综合以上三种切机功能，如果以上三种切机功能在同一个装置的整组动作时间内依次动作，则可能有过切或者欠

7、切的可能。具体说明如下：最大欠切情况：本厂1号机组190MW可切，2号机组190MW可切，3号机组90MW可切，4号机组0MW不可切。过载切机动作要切80MW，则选择切机方案切除3号机组，如之后远方切机命令来要求切2台机，即切除1、2号机组，则1号机切除，2号机组保留，欠切100MW。理论上最大欠切 （ mid（P1,P2,P3）min（P1，P2，P3）P1,P2,P3,P4: 14号机组的出力最大过切情况：本厂1号机组190MW可切，2号机组189MW可切，3号机组188MW可切，4号机组125MW可切。过载切机动作要切188+125MW，则选择切机方案切除3、4号机组，如之后远方切机命令

8、来要求切1台机，即切除出力最大的1号机组，则1号机亦切除，对于远方命令过切（125189MW）。对于本地过载过切190MW理论上最大过切 mid（P1,P2,P3）P4P1,P2,P3,P4: 14号机组的出力本站全部跳闸报告见表1.1。表1.1东风水电厂稳控装置跳闸报告一览表序号跳闸报告名称动作情况说明1.切1#机动作 从机接受到切1#机命令后执行，切1#机组动作结点闭合，2.切2#机动作 从机接受到切2#机命令后执行，切2#机组动作结点闭合，3.切3#机动作 从机接受到切3#机命令后执行，切3#机组动作结点闭合，4.切4#机动作 从机接受到切4#机命令后执行，切4#机组动作结点闭合，5.压

9、出力动作 从机接受到压出力命令后执行，压出力动作结点闭合，6.高频第一轮动作高周1轮继电器动作7.高频第二轮动作高周2轮继电器动作8.高频第三轮动作高周3轮继电器动作9.高频第四轮动作高周4轮继电器动作10.发切1#机命令 在相应动作元件动作后，主机根据切机原则选择切除该机组，并向从机发出相应的命令11.发切2#机命令 在相应动作元件动作后，主机根据切机原则选择切除该机组，并向从机发出相应的命令12.发切3#机命令 在相应动作元件动作后，主机根据切机原则选择切除该机组，并向从机发出相应的命令13.发切4#机命令 在相应动作元件动作后，主机根据切机原则选择切除该机组，并向从机发出相应的命令14.

10、东干过载压出力在相应动作元件动作后，主机根据切机原则选择切除该机组，并向从机发出相应的命令15.东干过载切机 东干线故障后过载元件动作，要求切除机组16.远方切机动作 安顺变发送来的远方切机命令说明：本稳控站动作于切除发电机和压出力。命令有三个来源：安顺变稳控主站、就地四轮高频和就地东干线故障后过载，依次对应表中序号69，14165的报告。任一个动作确认后，主机向从机发出切机命令，对应表中序号1013的报告。从机收到主机命令后，再发出出口命令，对应表中序号15的报告。本站全部跳闸信息见表1.2。表1.2东风水电厂稳控装置跳闸信息量一览表序号跳闸信息量名称内容说明1.安顺要切机台数接受到的安顺变

11、远方切机命令中安顺要切机台数2.青岩要切机台数接受到的安顺变远方切机命令中青岩要切机台数3.过载要切机功率东干线故障后的过载联切切机轮动作后，计算出的要切量Pqj4.过载要分配功率东干线故障后的过载联切切机轮动作后，计算出的要切量Pqj减去本整组内已切机的机组在TS2时刻的功率Pcutted的值，用于最终的切机组合的选择和切机5.过载时1#机出力故障后过载切机动作时刻的1#机组出力6.过载时2#机出力故障后过载切机动作时刻的2#机组出力7.过载时3#机出力故障后过载切机动作时刻的3#机组出力8.过载时4#机出力故障后过载切机动作时刻的4#机组出力9.过载时东干1线电流故障后过载切机动作时刻的东

12、干1线电流10.过载时东干2线电流故障后过载切机动作时刻的东干2线电流2 RCS-992A主机输入输出补充说明2.1 RCS-992A主机开关量接入补充说明本主机光耦插件（OPT）开关量接入见图2.1。装置接入的开关量应为无源空接点。电源插件输出的光耦24V电源，其正端（104端子）应接至屏上开入公共端，并应与本板的24V光耦正（302端子）相连，以便让装置监视光耦开入电源是否正常；其负端（105端子）应与本板的24V光耦负（330端子）直接相连。图2.1 东风水电站RCS992A主机装置光耦插件背板端子及外部接线图电源插件输出的光耦24V电源，其正端(104端子)应接至屏上开入公共端，其负端

13、（105端子）应与本板的24V光耦负（330端子）直接相连；另外光耦24V正应与本板的24V光耦正（302端子）相连，以便让保护监视光耦开入电源是否正常。304端子是对时输入，用于接收GPS或其它对时装置发来的秒脉冲接点或光耦信号，输入的信号必须是无源的，如图2.2所示，开入导通时的电流约35mA，推荐使用RS-485总线对时方式（参见通信插件说明），这两种对时方式实际使用时只能选用一种，若用总线对时方式，该输入不接。306端子是打印输入，用于手动起动打印最新一次动作报告，一般在屏上装设打印按钮。装置通过整定控制字选择自动打印或手动打印，当设定为自动打印时，保护一有动作报告即向打印机输出，当设

14、定为手动打印时，则需按屏上的打印按钮打印。308端子是投检修态输入，他的设置是为了防止在稳控装置进行试验时，有关报告经IEC60870-5-103规约接口向监控系统发送相关信息，而干扰调度系统的正常运行，一般在屏上设置一投检修态压板，在装置检修时，将该压板投上，在此期间进行试验的动作报告不会通过通信口上送，但本地的显示、打印不受影响；运行时应将该压板退出。图2.2 对时输入接点示意图310端子是信号复归输入，用于复归装置的磁保持信号继电器和液晶的报告显示，一般在屏上装设信号复归按钮。信号复归也可以通过通信进行远方复归。312端子是通道投入压板输入，当本站做实验而不应向其他站发送信息时退出该压板

15、，以防止由于该站的试验而引起整个系统的误动作。因此，当各站单独做实验（不是做系统联调试验）时，应该退出该压板，装置就不向其他站发送信息。314端子为本机主运状态投入压板输入。投入表示本机处于主运状态，无延时优先动作；退出表示本机处于备运状态，若主运机未动作，延时30ms动作，否则不动作。316端子为另机动作信号输入，主备两套系统同时运行时，且本系统作为备用系统使用，该信号由另一套系统主机发送，表明主系统已经动作，闭锁备用系统，保证不进行重复出口。318端子为另机闭锁信号输入，主备两套系统同时运行时，且本系统作为备用系统使用，该信号由另一套系统主机发送，表明主运系统设备故障，处于闭锁状态，备用系

16、统查到此信号后自动升级为主运系统，保证稳控系统运行的快速性和可靠性。320、322、324端子分别接允许切1#、2#、3#号机的开入压板。压板投入时允许切机；退出时不允许切除对应机组。326端子“故障过载控制投”开入压板。压板投入时，允许本站进行东干线的故障后过载切机控制；退出时不允许过载切机控制。328端子是备用信号输入，用于今后的系统扩展需要。2.2 RCS-992A主机通信接口补充说明本站主机使用两个通信接口：接口1和3。接口1位于6#接口插件上方，为2M同步串行口，与从机通信。接口3位于7#接口插件上方，为64K同步串行口，与安顺变主站通信。3 RCS-990A从机输入输出补充说明3.

17、1 RCS-990A从机交流量接入补充说明RCS-990A从机共有3块交流输入插件，每块插件可接入两个元件的三相电流和三相电压，共可接入6个元件的交流量。依次接入4#机组、东干一线、东干二线和1#、2#、3#发电机组。3.2 RCS-990A从机开关量接入补充说明本从机光耦插件（OPT）开关量接入开关量见图3.1。A05A20接入三条线路的TA、TB、TC和HWJ信号，用于判断线路故障或无故障跳闸。发电机的故障或无故障跳闸由直接判断其电量实现。A01A04和A21 A29共13路开入备用。图3.1 东风水电站RCS990A从机装置光耦插件背板端子及外部接线图3.3 RCS-990A从机输出动作

18、接点补充说明本从机的输出动作接点为切三台发电机，每台发电机提供四付接点。TJ1（端子C01-C02、C03-C04）：切1#机。TJ2（端子C05-C06、C07-C08）：切2#机。TJ3（端子C09-C10、C11-C12）：切3#机。TJ4（端子C13-C14、C15-C16）：切4#机。TJ5、TJ6（端子C17-C18、C19-C20、C21-C22、C23-C24）：压出力。装置的出口接点闭合时间为100ms。4 东风水电站稳控切机执行站定值及其整定补充说明由于稳控工程的特殊性，根据电网的具体情况，有部分装置定值需要进行定制，不具有通用性。如本补充说明中的定值说明与RCS-992A

19、说明书有出入，以本补充说明为准。定值须按照此补充说明进行整定，不得超出范围。装置控制某个功能的投退一般采取以下三种途径的某几种或全部三种。前两种可通过远方或就地修改，投退硬压板装于机柜、只能就地操作。同时存在多种途径时，这几种途径相互间为“与”关系。l 定值控制字l 投退软压板l 投退硬压板4.1 RCS-992A主机定值及其整定补充说明东风水电站稳控切机执行站RCS-992A主机接有1台RCS-990A从机，并与安顺变主站通信。按照RCS-992A说明书有关接口说明及工程具体情况，固定为接口1与RCS-990A从机通信，接口3与安顺变主站通信，其他6个接口备用。A系统和B系统的接口类型定值和

20、接口地址定值均相同。接口类型定值：接口1=1，接口3=2，其他接口=0；接口地址定值：接口1=1，接口3=10（接安顺变主站A系统）或11（接安顺变主站B系统），其他接口=0。装置设有软压板功能，压板可通过定值投退（远方或就地），见表4.1。主机策略定值见表4.2。本装置提供就地试验功能，可模拟主站下发命令和从机上送数据，以方便脱离主站、子站或从机，进行策略试验。本装置试验定值见表4.3，试验应有厂家调试人员或授权人员参加。装置进行试验时，本来应从通信口取得的各种数据改由试验定值直接取得。试验完成后，务必将试验定值控制由试验改为运行。装置正常运行状态和试验状态下，液晶主画面的显示见图4.1。0

21、3-03-20 13:14:16RCS-992A_M稳定控制装置通道监视 . . . . . . . .03-03-20 13:14:16！试验状态！稳定控制装置通道监视 . . . . . . . . (a) 正常运行 (b) 试验图4.1 RCS992A主机装置液晶主画面显示表4.1 东风水电站稳控装置RCS992A主机软压板定值说明序号软压板名称定 值 范 围1高频切机投入0：退出，1：投入表4.2 东风水电站稳控装置RCS992A主机策略定值说明序号定 值 名 称简 称定值范围整定步长1最少保留机组数目保留机组数目-Gn0312过载切机电流Imax东干线过载电流130000A1A3过载

22、压出力延时T1故障后过载压出力延时060.00S0.01S4过载切机延时T2 故障后过载切机延时060.00S0.01S表4.3 东风水电站稳控装置RCS992A试验定值序号定 值 名 称定值范围说明1安顺主站下发切机命令试验010：正常运行，1：试验2安顺主站下发切机台数命令13Gn设为1，装置实际最多只能切2台3从机试验010：正常运行，1：试验4可切机组控制07按位，bit0/1/2：1#/2#/3#机51#发电机出力130000功率：MW62#发电机出力130000功率：MW73#发电机出力130000功率：MW74#发电机出力130000功率：MW5东干一功率设定130000功率：M

23、W6东干二电流设定130000电流：A7东干一功率设定130000功率：MW7东干二电流设定130000电流：A6高周动作设定015按位，bit0/1/2/3/：高周14轮7东干一跳闸设定130000按位，bit0/1/2/ 单永、相间、无故跳7东干二跳闸设定130000按位，bit0/1/2/ 单永、相间、无故跳8通道自环试验010：正常运行，1：试验注：1通道自环试验用于单独检查整个通信回路某部分的工作情况。可在通信回路的某处收发直接自环，该处以后的回路予以旁路。通信正常时，装置报警灯熄灭，液晶第四行相应位置显示“*”；否则报警灯点亮，第四行相应位置显示“.”。2从机各个量的试验值设定在非

24、零才起作用，在设定值为零时，不起作用。4.2 RCS-990A从机定值及其整定补充说明本从机目前共接入3条线路和3台发电机共六个单元，其定值见表4.5。表4.5 东风水电站稳控装置RCS990A定值及整定说明序号定值名称定值范围整定步长建议整定值1RCS990A从机编号1811单元01（4#机组）故障判别定值：2单元01接入类型03113单元01额定线电压1.01000.0 KV0.1kV220.0kV4单元01额定相电流130000 A1AIn5单元01接入HWJ01106单元01投运电流030000 A1A1.2Ic7单元01投运功率15000MW1MW10MW8单元01电流变化量启动值1

25、10000 A1A100A9单元01功率变化量启动值11000 MW1MW50MW10单元01跳闸前功率11000MW1MW100MW11单元01跳闸后功率1100MW1MW10MW12单元01重合时间 010000 ms1ms13单元01无故跳时间01000 ms1ms20ms单元02（东干一线）故障判别定值：14单元02接入类型031115单元02额定线电压1.01000.0 KV0.1kV220.0kV16单元02额定相电流130000 A1AIn17单元02接入HWJ011018单元02投运电流030000 A1A1.2Ic19单元02投运功率15000MW1MW10MW20单元02电

26、流变化量启动值110000 A1A100A21单元02功率变化量启动值11000 MW1MW50MW22单元02跳闸前功率11000MW1MW100MW23单元02跳闸后功率1100MW1MW10MW24单元02重合时间 010000 ms1ms25单元02无故跳时间01000 ms1ms20ms单元03（东干二线）故障判别定值：26单元03接入类型031127单元03额定线电压1.01000.0 KV0.1kV220.0kV28单元03额定相电流130000 A1AIn29单元03接入HWJ011030单元03投运电流030000 A1A1.2Ic31单元03投运功率15000MW1MW10

27、MW32单元03电流变化量启动值110000 A1A100A33单元03功率变化量启动值11000 MW1MW50MW34单元03跳闸前功率11000MW1MW100MW35单元03跳闸后功率1100MW1MW10MW36单元03重合时间 010000 ms1ms37单元03无故跳时间01000 ms1ms20ms单元04（1#机）故障判别定值：38单元04接入类型031239单元04额定线电压1.01000.0 KV0.1kV220.0kV40单元04额定相电流130000 A1AIn41单元04接入H WJ 011042单元04投运电流030000 A1A1.2Ic43单元04投运功率15

28、000MW1MW10MW44单元04电流变化量启动值110000 A1A100A45单元04功率变化量启动值11000 MW1MW50MW46单元04跳闸前功率11000MW1MW100MW47单元04跳闸后功率1100MW1MW10MW48单元04重合时间 010000 ms1ms10000 ms49单元04无故跳时间01000 ms1ms20ms单元05（2#机）故障判别定值：50单元05接入类型031251单元05额定线电压1.01000.0 KV0.1kV220.0kV52单元05额定相电流130000 A1AIn53单元05接入H WJ 011054单元05投运电流030000 A1

29、A1.2Ic55单元05投运功率15000MW1MW10MW56单元05电流变化量启动值110000 A1A100A57单元05功率变化量启动值11000 MW1MW50MW58单元05跳闸前功率11000MW1MW100MW59单元05跳闸后功率1100MW1MW10MW60单元05重合时间 010000 ms1ms10000 ms61单元05无故跳时间01000 ms1ms20ms单元06（3#机）故障判别定值：62单元06接入类型031263单元06额定线电压1.01000.0 KV0.1kV220.0kV64单元06额定相电流130000 A1AIn65单元06接入HWJ 011066单元06投运电流030000 A1A1.2Ic67单元06投