湖南电网安全稳定控制系统章建　周全仁　樊福而　李湘祁摘　要：总结了湖南电网安全稳定运行18年的经验，认为继电保护及安全自动装置、在电网调度自动化系统基础上扩建实时稳定控制系统及现代通信系统3个方面的建设对电网安全稳定运行起重要作用。着重介绍了湖南电网实时稳定控制系统的设计原则及构成，探讨了湖南电网安全稳定控制系统进一步发展的方向。
关键词：电网；安全稳定；控制系统
分类号：TM73；TM761SECURITYANDSTABILITYCONTROLSYSTEMINHU''NANPOWERSYSTEMZhangJian,ZhouQuanren,FanFuer,LiXiangqi
(Hu''nanElectricalPowerDispatching&CommunicationBureau,Changsha410007,China)Abstract：ExperienceofsecurityandstabilityoperationofHu''nanPowerSysteminthepasteighteenyearsissummedup.It''sconsideredofgreatimportancetotheconstructioninthreeaspects,i.e.protectiverelayinganditssecureandautomaticequipment,real-timesecuritycontrolsystemonthebasisofpowernetworkdispatchingsystemaswellasmoderncommunicationsystem.Designprincipleandtheconstitutionofthereal-timestabilitycontrolsysteminHu''nanPowerSystemareemphasized.Thefurtherdevelopmentdirectionofsecurityandstabilitycontrolsystemisalsodiscussed.
Keywords：electricpowernetwork;securityandstability;controlsystem▲0　引言
　　1981年4月17日和5月2日，湖南电网曾先后发生过2次由于稳定破坏导致电网瓦解、大面积停电的事故。自此以后，我们加强了继电保护与安全自动装置、调度自动化系统和现代通信网的建设，电网安全稳定运行水平逐年提高，湖南电网实现了安全稳定运行18周年。1　继电保护与安全自动装置
　　1981年的2次事故之所以发展成为稳定破坏、系统瓦解事故，是由于保护误动引起的，所以这2次稳定破坏事故实际上也是继电保护事故。在1981年后的13次局部电网振荡中有6次是由于保护延时切除故障或保护拒动引起的。其中由于保护切除时间太长造成的局部失步振荡有3次，由于保护拒动造成的局部失步振荡有3次。由此可见，继电保护装置的正确动作，对电网安全稳定运行十分重要。
　　18年来，我们在总结湖南电网稳定破坏事故的基础上，重点抓住继电保护设计选型和更新改造。对91条220kV联络线全部实现高频保护的双重化；对全部220kV母线及对稳定构成威胁的110kV母线都投入了母差保护；大力推广应用微机保护，220kV线路共装设微机保护223台，微机保护覆盖率达50左右；完成了低频继电器由电磁型转为数字型的工作，并将逐步更换为微机型；建成了部分220kV厂站的故障录波自动远传系统。
　　通过继电保护的更新改造及新技术的推广应用，湖南电网1989年后由于保护未正确动作引起的电网振荡已大幅度减少；继电保护的正确动作率也有了明显提高（见表1）。1998年与1980年相比，220kV装置正确动作率提高了20.14，高频保护正确动作率提高了26.75。同时，由于采用了快速保护和微机保护，220kV主干联络线及220kV母线故障切除时间缩短到0.1s～0.12s，使电网中任一元件发生三相短路故障时均能保持电网稳定运行。表1　湖南电网近18年继电保护正确动作率统计　　　　　　　　
Table1　Statisticsoftheoperationcorrectness　　　　　　　
ofprotectiverelayineighteenyears　　　　　　　　　　

年份全部装置主网装置220　kV装置高频保护198097.0591.6878.2672.70198599.2593.5591.6290.90199099.5794.0991.9393.48199599.8897.9897.0096.18199697.7997.2995.7693.96199799.8198.0097.8598.70199899.85注98.4099.45注：1998年起执行新的统计评价规程，不再统计主网装置指标。
　　与继电保护装置配套的安全自动装置在保证电网安全稳定运行中起着举足轻重的作用^［1］。18年来，根据电网安全稳定运行的要求，湖南电网配备和完善了遍及全网的各类安全自动装置。根据其作用可分为以下3类：
　　a.防止稳定破坏装置。这类装置有快速自动重合闸、电气制动、切机（断路器三相跳闸连锁切机、远方切机、后备切机及大小电流切机）、快速励磁、电力系统稳定器（PSS）以及切负荷（断路器三相跳闸连锁切负荷、远方切负荷及大小电流切负荷）、低频/低压减载、静止无功补偿（SVC）等。
　　b.隔离稳定破坏局部区域。这类装置有振荡解列、低频/低压解列等。
　　c.恢复系统出力平衡。这类装置有低频/低压减载、火电厂低频转供厂用电、水电厂低频加出力和自动开机、远方加水电厂出力、高频切机等。
　　目前，湖南电网共设置保证稳定的自动装置80余套。此外，还有低频/低压减载和解列装置350余套，实际最大可切除负荷2　　000MW以上。安全自动装置在湖南电网中的年动作成功率最高达到了97，为保证电网安全稳定运行发挥了重要的作用。如1989年5月9日，柘泉Ⅰ，Ⅱ线相继遭雷击，由于高频保护正确动作，快速切除故障，同时启动柘溪电厂的电气制动，并连锁切两台机，泉塘变连锁切除了部分负荷，从而保持了系统稳定运行^［2］。2　实时稳定控制
　　随着电网规模愈来愈大，结构愈来愈复杂，稳定装置的种类与数量也愈来愈多，使用配合也更趋复杂。我们认为，如何实现稳定装置的自动投退，是现阶段湖南电网稳定控制的一个重要课题。
　　以前湖南电网稳定装置的投退由人工操作，稳定装置动作出口则由保护动作和远方信号启动。因此，利用省调的调度自动化（SCADA/AGC）系统建立稳定控制协调系统，改稳定装置的人工投退为自动按电网运行方式投退，不但不会降低稳定装置的运行可靠性，相反只会提高操作的简单性和准确性，减轻调度、运行人员的工作负担。1995年我们利用省调的调度自动化（SCADA/AGC）系统，实现了湘南电网远切机、远加出力的集中控制^［3］，为建立湖南电网实时安全稳定控制系统奠定了基础。
　　湖南电网实时安全稳定控制系统是按照分层控制与分区控制相结合，集中控制与分散控制相结合的原则构成的。
2.1　分层控制
　　湖南电网作为华中电网的组成部分，其稳定控制系统也依从这种层次关系，即分层控制，并且以各级调度业务的范围作为稳定控制系统分层的根据：第1层为省网境内华中网调范围部分的稳定控制；第2层为省网内主系统的稳定控制；第3层为省网内局部系统（包括重要厂、站）的稳定控制。
　　在这种分层的控制系统中，如同一套装置受2层控制系统所制约，则上一层控制系统有优先权，但无否决权，即上一层系统可使下一层控制的装置处于投运状态；但如果该套装置受下一层控制处于投入状态的话，上一层的系统不可以使下一层系统投运的装置退出运行。
2.2　分区控制
　　系统的稳定装置对象主要是发电机组和负荷，电源与负荷在电网中的位置呈现区域分布的特点。在不同的区域，其所表现的对稳定的影响不会相同，所以不同的区域有不同的稳定措施设置和不同的运行控制要求，这就是稳定控制系统分区的根据。在系统稳定分析的基础上，省网的稳定控制系统可以分5个区，如图1所示。图1　湖南电网稳定控制系统的分区控制
Fig.1　PartitioncontrolofstabilitycontrolsysteminHu''nanPowerSystem
　　各控制区有不同特点。例如第1区为省网的负荷中心，发电出力远小于负荷水平，缺乏大电源支撑，稳定破坏的特点是大面积电压崩溃或频率崩溃，因此稳定控制的对象为切负荷。第2区为省网的主要电源区，有大量负荷外送，稳定破坏的特点是与主系统发生大规模振荡，因此稳定控制对象是大范围、长距离的切机。
　　为便于控制，上述各分区分别设有一中心站，它们是各分区占支配地位的控制点，例如：第1区的云田变，第2区的东江电厂等。
2.3　集中控制
　　湖南电网实时稳定控制系统的控制中心就设在省网调度中心内，1993年起在省调度自动化（SCADA/AGC）系统上开发了湖南电网实时稳定控制系统。
　　目前，由省调度自动化(SCADA/AGC)系统主机承担稳定控制中心计算机的职能。随着控制区域的扩大和功能的增加，最终将发展为设置专用稳定控制主机，由稳定控制主机与SCADA/AGC主机进行计算机通信。由于SCADA/AGC系统拥有独立的通信系统和数据采集系统，因此稳定控制主机可以取得电网正常运行和事故状态下的实时数据及实时稳定监视和控制系统的运行状态，并根据系统状态的改变和故障情况，制订稳定控制策略，并发出控制命令，进行全网范围内的安全稳定控制。
2.4　分散控制
　　集中控制与分散控制是相对而言的。安全稳定是涉及整个电网的全局性问题，要制订正确的控制策略必须收集覆盖全网的运行信息，以全网的运行方式及运行参数为[1][2]下一页

来源：中国电力资料网