自动装置之稳控系统培训

电力系统稳定控制介绍目录1、电网的可靠性、安全性、稳定性及三道防线概念

2、电力系统稳定控制分类

3、暂态稳定控制

4、频率、电压紧急控制

5、系统失步控制

6、设备过负荷控制1、电网的可靠性、安全性、稳定性及三道防线概念1.1可靠性、安全性、稳定性可靠性：是在所有可能的运行方式、故障下，供给所有用电点符合质量标准和所需数量电力的能力。可靠性是通过设备投入、合理结构及全面质量管理保证的。安全性：是指电力系统在运行中承受故障扰动的能力。首先电力系统能承受住故障扰动引起的暂态过程并过渡到一个可接受的运行工况，不发生稳定破坏、系统崩溃或连锁反应；其次在新的运行工况下，各种运行条件得到满足，设备不过负荷，母线电压、系统频率在允许范围内。

稳定性：是电力系统受到事故扰动（例如功率或阻抗变化）后保持稳定运行的能力，包括功角稳定性、电压稳定性、频率稳定性。

1.2电力系统承受大扰动能力的标准

《电力系统安全稳定导则》规定我国电力系统承受大扰动能力的标准分为三级：第一级标准：保持稳定运行和电网的正常供电（出现概率较高的单一故障）；第二级标准：保持稳定运行，但允许损失部分负荷（出现概率较低的单一严重故障）;

第三级标准：当系统不能保持稳定运行时，必须防止系统崩溃，并尽量减少负荷损失（出现概率很低的多重性严重事故）。

为满足三级标准的要求，首先应规划、建设一个结构合理的电网，好的网架是电力系统运行的基础，同时在我国多年来已经形成了“三道防线”的概念，电网的建设应按三道防线进行规划和配置，电网运行应按三道防线调度管理。

1.3什么是三道防线

为了分析的方便，我们把电力系统运行状态分为：正常状态，警戒状态，紧急状态，失步状态，恢复状态。见图1。图1电力系统状态转换及三道防线

正常（安全）警戒紧急恢复失步崩溃①②③ⅠⅡⅢ③③③Ⅱ②②Ⅰ合理的电网结构及相应电力设施电网快速保护及预防控制装置（第一道防线）稳定控制装置/系统（第二道防线）电网失步解列、电压及频率紧急控制（第三道防线）系统完整性破坏保持系统完整性对应相应的状态，我们设置三道防线。第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施，确保电网在发生常见的单一故障时保持电网稳定运行和电网的正常供电；第二道防线：采用稳定控制装置及切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行；第三道防线：设置失步解列、频率及电压紧急控制装置，当电网遇到概率很低的多重严重事故而稳定破坏时，依靠这些装置防止事故扩大、防止大面积停电。

2、电力系统稳定控制分类为保证电力系统的安全稳定运行，首先应建立合理的电网结构、配备性能完善的继电保护系统

，如果仅靠自身结构和保护装置不能保持电网安全性，则应根据电网具体情况设置安全稳定控制装置和相应的措施，组成一个完备的电网安全防御体系，以抵御各种扰动事故，确保电网的安全稳定运行。2.1按电网运行状态，稳定控制分为：预防性控制、紧急控制、失步控制、解列后控制及恢复性控制。（1）正常状态下的安全稳定控制－预防性控制系统预防性控制包括发电机功率控制、发电机励磁控制、并联和串联电容补偿控制、高压直流输电功率调制、限制负荷等。可通过联络线功率监视、功角监视，由调度员或自动装置实施控制。（2）紧急状态下的安全稳定控制

为保证电力系统承受第II类大扰动时的安全稳定要求，应采取紧急控制措施，防止系统稳定破坏和参数严重越限，实现电网的第二道防线。常用的紧急控制措施有切除发电机（简称切机）、集中切负荷（简称切负荷）、互联系统解列（联络线）、HVDC功率紧急调制、串联补偿等。解决功角稳定控制的装置其动作速度要求很快（50ms内），解决设备热稳定的过负荷控制装置的动作速度要求较慢（数秒～数十秒）。（3）失步状态下的安全稳定控制

为保证电力系统承受第III类大扰动时的安全要求，应配备防止事故扩大避免系统崩溃的紧急控制，如系统失步解列(或有条件时实现再同步）、频率和电压紧急控制等，同时应避免线路和机组保护在系统振荡时误动作，防止线路及机组的连锁跳闸，以实现保证电力系统安全稳定的第三道防线。失步解列装置按设定的振荡周期次数动作，500kV失步解列装置一般1～2个振荡周期动作；解决电压稳定与频率稳定的紧急控制装置的动作时间为0.1～0.5s（一般整定延时为0.2s）

。（4）系统停电后的恢复控制

电力系统由于严重扰动引起部分停电或事故扩大引起大范围停电时，为使系统恢复正常运行和供电，各区域系统应配备必要的全停后的黑启动(blackstart)措施，并采取必要的恢复控制（包括自动控制和人工控制）。自动恢复控制包括电源自动快速启动和并列，输电线路自动重新带电，系统被解列部分自动恢复并列运行，以及用户恢复供电等。2.2按控制范围，稳定控制分为：局部稳定控制、区域电网稳定控制、大区互联电网稳定控制。

（1）局部稳定控制指：单独安装在各个厂站，相互之间不交换信息、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。低频减载与低压减载装置虽然在全网统一配置，按频率、电压值及时间协调动作，但一般相互之间无直接联系，因此仍属于局部稳定控制。（2）区域电网稳定控制指：为解决一个区域电网内的稳定问题而安装在多个厂站的稳定控制装置，经通道和通信接口设备联系在一起，组成稳定控制系统，站间相互交换运行信息、传送控制命令，可在较大范围内实施稳定控制。区域稳定控制系统一般设有一个主站、多个子站和执行站，主站一般设在枢纽变电所或处于枢纽位置的发电厂。主站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。

（3）大区互联电网稳定控制指：按分层分区原则，互联电网稳定控制主要负责与联络线有关的紧急控制，必要时需交换相关区域电网内的某些重要信息。（4）区域稳定控制的决策方式分散决策方式：各站都存放有自己的控制策略表，当本站出线及站内设备发生故障时，根据故障类型、事故前的运行方式，做出决策，在本站执行就地控制（包括远切本站所属的终端站的机组或负荷)，也可将控制命令上送给主站，在主站或其它子站执行。由于控制决策是各站分别做出的，故称这种方式为分散决策方式。这种方式简单可靠、动作快，应用普遍。集中决策方式：控制策略表只存放在主站装置内，各子站的故障信息要上送到主站，由主站集中决策，控制命令在主站及有关子站执行，集中决策方式下的控制系统只有一个“大脑”进行判断决策，因此对通信速度和可靠性比分散决策方式要求更高，技术的难度相对也较大。2.3按稳定类型，稳定控制分为：暂态稳定控制、频率紧急控制、电压紧急控制、失步控制（解列）、设备过负荷控制。后面按类型并结合南瑞公司装置分别介绍2.4电力系统稳定控制过程：见图2图2电力系统稳定控制过程。

3、暂态稳定控制3.1暂态稳定是指电力系统遭受大扰动（短路、电源或负荷突然跳闸等）时系统保持同步运行的能力。暂态稳定的判据主要是系统内发电机转子角之差（即功角）超过规定的值（例如180度），所以又称功角稳定。暂态稳定破坏后系统将失去同步。3.2暂态稳定控制措施：目前采用的主要有切机、切负荷、解列联络线。3.3暂态稳定控制策略判据：根据事故前电网运行方式及有关送电断面的功率、发生的故障的元件及故障类型，查找通过分析计算确定的控制策略表，按图索骥采取相应的措施。

3.4暂态稳定控制过程：如图3所示。3.5控制策略表的形成分为离线和在线两种：离线制订策略表是对各种预定运行方式、预想事故进行分析计算，形成控制策略表；该方式简单可靠，但计算、维护工作量大，对电网发展变化的适应性较差。在线制订策略表是对当前运行方式、预想事故进行分析计算，形成控制策略表；在线决策是发展方向，但需要快速收集电网当前的运行状态和数据信息，需要快速计算分析算法等专用软件和运算速度高的服务器平台，目前应用很少。离线决策系统对各种预定运行方式、预想故障进行分析计算，形成控制策略表(运行方式人员)控制主站或子站稳定控制主站或子站控制策略稳控执行站电力系统图4离线决策系统故障检测判断确定控制策略措施执行切机切负荷图5在线决策系统在线决策系统对当前方式、预想故障进行计算，形成控制策略表控制主站或子站稳定控制主站或子站控制策略故障检测判断确定控制策略措施执行电力系统EMS稳控系统稳控执行站切机切负荷3.6RCS-992A型分布式安全稳定控制装置本装置主要用于区域电网及大区互联电网的安全稳定控制，尤其适合广域的多个厂站的暂态稳定控制系统，也可用于单个厂站的安全稳定控制。装置采用主从式模块化结构，由主机（RCS-992A）和从机（RCS-990A）共同构成，主从机通过光纤交换数据，从机可分散布置于不同的保护小室。

RCS-992A主机主要功能 RCS-990A从机的主要功能

与从机通信，获取本站状态量电流、电压模拟量采样计算站间通信，获取系统状态量开入量采集控制策略表处理 线路等的运行状态判别

命令输出至从机跳闸 线路等的故障类型判别命令输出至其他站跳闸出口 执行主机的控制出口命令

识别电网运行方式事件记录与故障录波后台、远方通信

装置结构示意图单站系统实例介绍GX0700074广西合山500kV溯河变稳控装置配置和功能要求

本工程在500kV溯河变电站配置安全稳定控制系统，装置按双重化配置，每套装置组1面柜。溯河变安稳装置的功能是：当500kV溯来I、II线同时跳闸断开，同时检测到溯河变主变高压侧功率满足定值，装置断开500kV合山新厂线（选择潮流较大线路）；经较长延时后，如检测到溯河变主变高压侧功率仍满足定值，装置端开另1回500kV合山新厂线。根据功能要求，确定装置配置：交流量输入500kV溯来I、II线三相电流、三相电压；溯河主变高压侧三相电流、三相电压；500kV合溯I、II线三相电流、三相电压；开关量输入

500kV溯来I、II线开关位置500kV溯来I、II线线路保护跳闸接点输出量500kV合溯I、II线跳闸接点（各4个）因此装置配置1台从机即可满足要求两套系统间配合两套系统按主辅方式运行；主运状态装置先动作,辅运状态装置延时动作；收到另一套系统的动作信号后，本装置闭锁出口，不动作；收到另一套系统的装置闭锁信号后，本装置如果为辅运状态，则自动转为主运状态；这样可以避免出现两套系统出口不一致的情况。在负责切机或切负荷的执行站端采用主辅运行方式。

多套RCS-992A型安全稳定控制装置，经通道配合构成一个电网安全稳定控制系统，系统可以是主从式单层结构，该结构中有一个站为主站，其余的为子站；系统也可以是主从式多层结构；系统也可以为复合结构，有二个甚至多个主站。

电网安全稳定控制系统主从式单层结构图

电网安全稳定控制系统主从式多层结构图

电网安全稳定控制系统复合式多主机结构图

主站、子站和执行站装置的硬件结构基本一致，只是当稳控系统较大时，主站需扩展通信接口（用于与子站和执行站相连），而子站用于与主站和执行站的通信接口较少，而执行站可能只需要一个通信接口用于与主站或子站通信。每个站均由一套主机和数套从机构成，需要时还有信号复接设备。通信接口各稳控站之间的通信可通过异步串口、载波、专用光纤、PCM复接等接口完成，不同接口方式的选用只需更换接口插件。

主机除了自己可选配通信接口插件外，还可以配套通信扩展装置MUX-22，该装置通过2M光纤与主机通信，可将主机内1路通信通道内2Mbps的数据流扩展为22路各种不同通信协议和介质的数据通道。

区域稳控系统实例介绍云南电网2006年稳控系统

本系统采用区域型集中决策方式，将500kV宝峰变设为主站，将500kV墨江变、500kV红河变、500kV曲靖变设置为子站，其余厂站为执行站（500kV草铺变、500kV七甸变、500kV厂口变、漫湾电厂、大朝山电厂、曲靖电厂、宣威电厂、小龙潭三期电厂、巡检司电厂、大唐红河电厂、戈兰滩电厂

）。宝峰主站还与南网500kV罗平变装置接口，接收并转发来自罗平变的切机命令。下面详细介绍一下500kV宝峰变主站。

主要功能：1）接收漫湾电站、大朝山电站水电站发来的电站开机方式和出力信息；接收红河变发来的小龙潭电厂三期、巡检司电厂、开远电厂发来的电厂开机方式和出力信息；接收曲靖变发来的曲靖电厂二期、宣威电厂七期发来的电厂开机方式和出力信息；接收墨江变发来的李仙江流域水电站的开机出力，汇总出云南电网可供切机的容量，并将此信息传送至罗平变；2）接收各500kV子站、执行站发来的各站运行工况和故障信息，根据控制策略表，优化切机组合，执行切机操作；3）判断本站500kV出线故障（单瞬、单永、两相短路、三相短路、无故障跳闸等）、主变故障等，根据策略表安排，根据电网运行方式，向相关的厂站发出切机命令；4）当接收到来自罗平变的南方电网切机命令时，优化切机组合，执行切机操作；5）当宝峰变至漫湾电站的光纤通道断开时，自动地将切漫湾电站机组的命令通过草铺变转发；6）当宝峰变至大朝山电站的光纤通道断开时，自动地将切大朝山电站机组的命令通过载波通道传输；7）进行装置动作的事件记录、事故过程的数据记录并将记录结果打印，将记录结果远传至云南电网调度中心，还可将装置告警记录、启动记录、线路检修等开关量变位记录、故障波形、定值、通信报文、当前运行工况等远传至云南电网调度中心，实现在调度中心远方监视及远方修改控制策略表的功能。装置配置：1）输入输出量要求：模拟量输入：9个单元（7线路、2主变）的电流电压量；开入量输入：7回出线共计21个分相跳闸开关量；

7回出线的7个合位信号开关量；人为设置的其他开关量输入信号；开关量输出：

a）远方控制命令输出：向红河变发出切机命令，向墨江变发出切机命令，向曲靖变发出切机命令。控制命令及运行状态等信息均通过光纤数据口输出，均具有独立的输出口。

b）当宝峰－大朝山光纤通道因故异常或断开时，通过载波通道向大朝山发载波切1、2、3台机组命令，此时宝峰装置对500KV大宝双回线的潮流间接计算后得出大朝山水电开机信息。当宝峰－漫湾光纤通道因故异常或断开时，通过光纤通道向草铺装置发切漫湾机组命令，草铺通过载波通道向漫湾发载波切1、2、3台机组命令。有关漫湾电厂开机信息由草铺装置将500KV漫昆双回线的潮流发给宝峰变装置，宝峰变装置间接计算后得出。

c）信号输出：装置动作信号，装置故障信号，通道故障信号等，并且信号能够远方复归。

2）通道数量及类型：

宝峰――罗平2Mbps宝峰――红河2Mbps

宝峰――墨江2Mbps宝峰――曲靖2Mbps

宝峰――漫湾2Mbps宝峰――大潮山2Mbps

宝峰――厂口2Mbps宝峰――七甸2Mbps

宝峰――草铺2Mbps宝峰――大潮山载波通道宝峰――中调2Mbps3）组屏配置：本站配置两套RCS-992A型稳控装置，采用双重化配置，共配置2面稳定控制柜和1面光电转换及通信接口柜。两套装置同时运行，其中一套装置进行调试、修改定值或其它原因退出运行不影响另一装置的正常运行。为了满足技术要求提出的检测量，每套设有1台RCS-992A主机、2台RCS-990A从机；为了满足通信接口的要求，每套配置1台MUX-22，提供9个2Mbps通信接口，并能够与至大朝山的载波通道配合，作为2M接口的备用接口

。

配置2台RCS-9882（光电转换装置）和1台BN201K以太网转换器，提供1个2M接口，两套稳控装置经其转换后与云南中调稳控管理主站通信，交换数据。通信接口采用CCITTG703同向数字接口，传输速率2Mbit/s。为满足通道数据记录的要求，配置2台TY3012N通道录波装置，提供18个通道接口，实时监测通道传输的状况，并能根据整定设置记录稳控系统动作时通道传输的数据，便于事故分析。并且可以通过2M接口与调度端的通道录波监控分析系统通信，实时上送录波信息。

4、频率、电压紧急控制

4.1频率紧急控制4.1.1电力系统发生突然的有功功率变化时，系统的频率将要发生变化，当功率缺额时频率下降，功率过剩时频率上升。当功率变化较大时若不及时采取措施，频率将超越正常范围，甚至引起系统频率崩溃。4.1.2频率紧急控制的措施：频率下降时，基本措施是自动低频减负荷（低频减载）；频率上升时，基本措施是过频自动切机（高周切机）；联络线低频解列。4.1.3频率紧急控制的判据：按频率值、频率变化率及动作延时综合进行判断，但必须防止暂态过程中频率测量的不正确及系统内负荷反馈等问题引起的装置误动作。4.1.4当系统功率缺额过大（例如缺额达20％）时，应装设联络线跳闸或大机组跳闸时联切负荷（或联切蓄能电厂的抽水机组），可有效制止频率的大幅度降低。当系统功率突然过剩太大（例如过剩达20％）时，应装设联络线跳闸联切发电机组的措施，可有效制止频率的大幅度上升。4.2电压紧急控制4.2.1为防止电力系统出现扰动后，无功功率欠缺或不平衡，某些节点的电压降到不允许的数值，甚至可能出现电压不稳定，应设置自动限制电压降低的紧急控制措施。4.2.2为防止电力系统出现扰动后，某些节点无功功率过剩而引起工频电压升高的数值及持续时间超过允许值，应设置自动防止电压升高的紧急控制措施。4.2.3电压稳定的控制措施主要有发电机的励磁控制、低电压切负荷、静止补偿器等，低电压切负荷是电压紧急控制最主要最基本的有效措施。4.3RCS-994系列频率电压紧急控制装置4.3.1RCS-994A

本装置测量同一系统两段母线电压，低频减载和低压减载分别设置了4个基本轮和2个特殊轮，装置的14组跳闸出口可通过组态灵活的设定到各个轮次。在电力系统由于有功缺额引起频率下降时，装置自动根据频率降低值切除部分负荷，使系统的电源与负荷重新平衡。

在电力系统有功缺额较大时，装置具有根据Df/Dt加速切负荷的功能，在切第一轮时加速切第二轮或二、三两轮，尽早制止频率的下降。在电力系统由于无功不足引起电压下降时，装置自动根据电压降低值切除部分负荷，确保系统内无功的平衡，使电网的电压恢复正常。装置根据电压切负荷的轮次与根据频率切负荷的轮次相同。当电力系统电压下降太快，可根据Du/Dt加速切负荷，尽早防止电压下降，并使电压恢复到允许的运行范围内。由于无功不足引起的三相电压下降基本是对称的，而且不会出现大的突变，所以本装置的低压元件是基于正序电压进行判别的，若负序电压大于0.15Un或正序电压有突变均会闭锁低压减载，所以本装置不可用于故障解列。

本装置具有独特的短路故障判断自适应功能，低压减载的整定时间不需要与保护动作时间相配合，保证系统低压时快速动作，短路故障时可靠不动作。本装置设有根据Df/Dt、Du/Dt闭锁功能，以防止由于短路故障、负荷反馈、频率或电压的异常情况引起的误动作，具有TV断线闭锁功能。低频减载、低压减载动作过程如下图：

RCS-994A低频减载动作过程防止低频过切负荷的措施在低频减载实际动作过程中，可能会出现前一轮动作后系统的有功已不再缺额，频率开始回升，但频率回升的拐点可能在下轮动作范围之内，如下图所示，第一轮切负荷（t1时刻）后频率开始上升，但在第二轮频率定值以下的时间超过了第二轮的延时定值Tf2，则第二轮动作（t3时刻），不必要地多切了负荷，导致频率上升超过了正常值（图中虚线所示）。过切的现象在地区小电网容易发生。为此，在每一基本轮动作的判据中增加“df／dt＞0”的闭锁判据，可以有效防止过切现象发生，即每一基本轮同时满足以下三个条件时才能动作出口：（1）f≤Fn；（2）df／dt≤0；（3）t≥Tfn；式中n表示第n轮，N＝1～4。

对于从主网受电比例较大的地区电网，例如受电功率占地区总负荷的比例达30～50%时，一方面应尽量考虑采用在联络线跳闸时联切一定数量的负荷；另一方面在每一基本轮动作条件中应增加“－df／dt≥Df0”的判别。若Df0整定为0，则与上述情况一致。若Df0整定为一个小的值，则还可以在地区电网孤立运行时，防止由频率波动引起的误切负荷。该Df0称为人为设定的频率变化率不灵敏区。RCS-994A低压减载动作过程短路故障闭锁及系统短路故障切除后立即允许低电压切负荷当系统发生短路故障时，母线电压突然降低，此时本装置立即闭锁，不再进行低电压判断。而当保护动作切除故障元件后，装置安装处的电压迅速回升，如果恢复不到正常的数值，但大于K1（故障切除后电压恢复定值），则装置立即解除闭锁，允许装置快速切除相应数量的负荷，使电压恢复。本装置需用户设定一个“躲过故障切除时间Tfc”定值，一般应大于后备保护的动作时间。举例：若后备保护最长时间为4秒，则Tfc可以设为4.5～5秒。如果电压在超过Tfc时间还未回升到K1以上，则装置发出异常告警信号。当装置检测到一段母线TV断线时将低压元件输入电压自动切换到另一段母线电压，若装置判断出两段母线TV回路均断线，则不进行低压判断，并立即闭锁出口。5、系统失步控制

电网的失步控制目前主要靠失步解列装置来完成，是电网第三道防线的重要组成部分。失步解列装置的核心技术是：完善的失步判据、不同安装点解列装置动作的配合方法、防止各种情况下误动作的闭锁措施。失步解列装置的不正确动作都将带来严重的后果。5.1失步出现的原因1）输电线路输送功率超过极限值造成静态稳定破坏；2）电网发生短路故障,切除大容量的发电、输电或变电设备,负荷瞬间发生较大突变等造成电力系统暂态稳定破坏；3）环状系统(或并列双回线)突然开环,使两部分系统联系阻抗突然增大,破坏稳定而失去同步；4）大容量机组跳闸或失磁,使系统联络线负荷增大或使系统电压严重下降,造成联络线稳定极限降低，破坏稳定；5）电源间非同步合闸未能拖入同步。5.2关于电力系统失步解列的几个关键问题1）关于失步振荡概念：系统稳定破坏的开始阶段是两个同调机群之间功角失去同步，振荡中心在两个同调机群之间阻抗的中心点，对于复杂系统一般都是一个失步断面，同一个电网由于系统事故发生的地点不同，失步断面的位置可能发生变化。振荡中心附近的电压周期性变化，最低值接近零。

2）关于解列点的选择：电网的解列点应该选在失步振荡中心所在的断面，只有把失步断面解开，振荡才能平息，解列后送端电网通过切机、减出力，受端电网通过切负荷措施保持频率或电压稳定。3）最佳的解列时刻：失步发生后应尽快解列，但判断系统真正失步是系统等值机的功角差过180度，由于电力系统的非线性等因素的影响，很难提前预测是否一定失步，而且计算表明提前解列对解列后的系统并没有带来好的效果。180度解开时断路器的开断电流最大，对系统冲击较大；而一个振荡周期时解列，电流最小，对系统冲击较小。因此，所谓预测性快速解列，并没有实际意义，相反会降低动作的可靠性。

5.3配置方式系统出现失步问题后，需要把振荡中心所在的线路解列，对于失步解列装置现在南电是在线路一端配置两套，双重化配置；华北的用法是在线路两端各配置一套。失步解列装置安装的地点一般是电厂出线两侧、两个系统联络线两侧或其它经过计算会出现振荡中心的线路两侧。由于失步解列不是故障，所以不建议起动失灵，因为如果一侧断路器拒动，将会引起严重后果。5.4RCS-993系列失步解列装置5.4.1RCS-993A、RCS-993BRCS-993A跟RCS-993B装置硬件完全相同；

RCS-993A型装置基于阻抗循序判别方式原理进行失步判别和保护区域限制；

RCS-993B型装置则利用判别原理进行判别，以装置安装处测量电压最小值确定动作区域。

6、过负荷控制

6.1线路或变压器等设备允许长时间流过的电流值称为安全电流，