东莞电网稳控系统运行情况及实施优化建议

东莞电网稳控系统运行情况及实施优化建议

熊伟标

（广东电网有限责任公司东莞供电局，广东东莞， 523120）

摘要：在电网保护控制中，稳控系统是定位于电网在第Ⅱ、Ⅲ类扰动下，能控制事故范围在电网的扩大，减少事故对系统的影响，并让电网处于安全稳定标准的一种控制手段，是保证电网第二、三道防线的主要措施，是互联大电网不可缺少的保护控制措施。本文通过介绍东莞电网稳控装置运行情况，并提出在稳控系统新建及改造的优化方案。在降低施工难度以及优化运维方案的前提下，进一步展示东莞电网在稳控系统保障下可靠性得到进一步的提高。

关键字：稳控系统；电网；优化；维护；

一、 东莞电网稳控系统概况

截止2014年，东莞供电局的稳控系统包括： 500kV水乡控制子站、500kV莞城控制子站、500kV横沥控制子站和500kV纵江控制子站4套稳控系统皆已实现双重化配置；220kV景湖站等22套稳控执行站、220kV白玉站等2套低频低压过负荷自动减载装置、古坑站新型综合安自装置为单套配置。其各子站与执行站的稳控系统通道连接情况如下表：

东莞电网稳控系统主要由上述控制子站及其关联执行站搭建而成。而且各子站间紧密相连，构成了东莞电网稳控系统的两大稳控网络。其网络结构链接如图1：

各站点之间的信息交换通过通道进行连接，并通过投退通道压板及通道开关实现稳控策略的调整。完善通道功能的执行站除本身稳控就地功能判别外，还需上送相关运行信息并接收上级控制站点的切负荷命令。对于未架设通道网络的稳控装置具有本地低频低压及元件过载切负荷功能。控制子站间也通过通道进行链接，也可实现负荷信息共享及切负荷量的最优分 配，从而保证电网在第二道防线下稳定运行。

二、功能策略

1、水乡控制子站

水 乡控制子站策略功能如下：

（1）接收下属陈屋、万江、板桥、进埔4个切负荷执行站以及莞城上送的可切负荷量，形成水乡控制子站的可切负荷序列。如图2所示：

（2）水乡站#1、#2、#3、#4主变下送过载，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站。

（3）判别本站穗水甲、穗水乙、水增甲、水增乙过载情况，决定过载要切负荷量，分配要切负荷量至下属相关执行站，发送命令至执行站切除负荷。

（4）判别穗水甲、乙及水增甲、乙线组成的N-2断面策略。当穗水甲、乙同时跳闸时，合理分配切负荷量至水乡控制子站下属各个执行站，发送命令至相关执行站切除负荷；若相关执行站可切负荷量不足，则发送命令至莞城控制子站执行切负荷。

2、莞城控制子站

莞城控制子站策略功能如下：

（1）接收下属景湖站、北栅站、和美站、培厚站、信垅站和则徐站6个切负荷执行站可切负荷量，形成莞城控制子站的可切负荷序列，上送水乡控制站和纵江控制站。如图3所示：

（2）莞城站#1、#2、#3、#4主变下送过载，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站。

（ 3）检测水莞甲线、水莞乙线、纵莞甲线和纵莞乙线过载，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站，发送命令至相关执行站切除负荷。

（4）接收水乡子站、纵江子站的切负荷命令，按标准的控制站切负荷逻辑向各执行站发送切负荷轮次命令。

3、纵江控制子站

纵江控制子站策略功能如下：

（1）接收下属大朗站、跃立站、黎贝站、白玉站、莆心站和沛然站6个切负荷执行站以及莞城上送的可切负荷量，形成纵江控制子站的可切负荷序列。如图4所示:

（ 2）纵江站#1、#2、#3、#4、#5、#6主变下送过载，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站。

（3）检测纵宝甲线、纵宝乙线、纵莞甲线和纵莞乙线过载，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站，发送命令至相关执行站切除负荷。纵宝甲乙线过载具备切莞城片负荷的功能。

（4）判别纵宝甲、乙及纵莞甲、乙线组成的N-2断面策略。当断面双回线同时跳闸时，合理分配切负荷量至纵江控制子站下属各个执行站，发送命令至相关执行站切除负荷；若相关执行站可切负荷量不足，则发送命令至莞城控制子站执行切负荷。

4、横沥控制子站

横沥控制子站策略功能如下：

（1）接收下属元江、下沙、七星、寒溪、步田5个切负荷执行站上送的可切负荷量，形成横沥控制的总可切负荷量，上送罗洞主站。如图5所示：

（2）接受罗洞主站切负荷命令，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站，发送命令至相关执行站切除负荷。

（ 3）判别本站#1、#2、#3、#4主变过载情况，决定过载要切负荷量，分配要切负荷量至下属相关执行站，发送命令至执行站切除负荷。

（4）检测横东甲线、横东乙线、博横甲线、博横乙线、穗横甲线、穗横乙线过载，根据既定负荷切除策略合理分配切负荷量至本站下属各个执行站，发送命令至相关执行站切除负荷。

5.执行站/独立执行站

（1）接受上级子站下发的切负荷命令，根据既定的分配策略，切除本站相应的负荷线路。

（2）上送本站的110kV可切负荷至上级子站。

（3）执行站就地低频低压自动切本站110kV负荷。稳控系统内各执行站就地低频低压切负荷功能构成电网稳定运行的第三道防线，也是最后一道防线。

（4）检测本站部分220kV单元的过载情况，根据既定策略表计算过载量并执行减载措施，切除本站110kV负荷。

6.古坑站新型综合安自装置

（1）具备220kV备自投功能。

（2）本站内低频低压自动切本站110kV负荷。

（3）检测本站部分1#、2#、3#主变的过载情况，根据既定策略表计算过载量并执行减载措施，切除本站110kV负荷。

三、实施优化建议

随着电网规模不断的扩大，区域间的联系也越来越密切。在电网发生第Ⅱ、Ⅲ类扰动下减少对电网的影响，降低局部供电网络的大面积停电的供电可靠性要求下，稳控系统的推广尤为重要。在这几年的电网扩建项目中，稳控系统的加装及改造工作已成为一个独立的项目，并由专人跟踪落实，可见稳控系统的推广的重要性。

在经历500kV纵江站稳控系统项目启动到落实的一波三折后，在经历220kV角布站稳控实施的顺利成章后、在经历了500kV横沥站稳控改造的声势浩大和步步惊心、在经历了220kV莆心站稳控改造的危机重重后，我对稳控系统在电网中的全面扩张及实施落地提出了一些优化方案，总结分析如下：

1.220kV及以上新变电站必须加装稳控系统

虽说新变电项目的可研分析和稳控系统的推广由两个不同的部门管辖，即使新变电项目在可研阶段整个工程建设完工后对电网的影响较小，不足以满足稳控系统加装的各项硬性指标，如：线路和主变过载能力、线路N-2断面负荷、地区电网结构等等；更何况稳控系统扩张已经是广东中调势在必行的项目，因此稳控系统的加装必须在新站施工过程中一并加装。同期加装的优点如下：

（1）稳控与新站同期安装有利于整个变电二次回路的合理性，较少稳控后期加装对回路改动的风险。

（2）减少稳控工程实施成本，加强了变电投资的实效性。稳控系统的加装如在变电工程完工后，必然对原有的回路进行相应的改动，如：电流、电压及跳闸回路。这必然造成原回路所使用的资源浪费。500kV纵江工程的初设并没有考虑到稳控的加装，但变电二次运维部门基于长远的考虑以及减少后期加装的风险，通过各种途径提出需求，最终经过长达数月的协调，立项与在建工程同时实施。但由于整个工程全部电流回路电缆已经敷设完毕，在旧电缆长度不够的情况，只能重新敷设长距离电流回路电缆，予以保证相关回路符合规程要求，这样也造成了资源的浪费以及增加后期维护的风险。

2.取消稳控控制子站对站内220kV线路负荷信息的采集

分析稳控控制子站的各种策略功能，控制子站可切负荷量及序列完全有各执行站上送，切负荷命令则按各优先等级不同直接下发到相联的执行站执行，再由各执行站根据各自的110kV负荷线路的优先级别进行切除。因此控制子站站内220kV线路的负荷信息的收集根本不影响整个策略的落实。减少该部分回路的优点如下：

（1）减少稳控实施资金的投资。减少220kV线路信息的上送，带来的是减少该信息上送所需各种回路的投资。500kV纵江稳控系统实施项目浪费的就是这一部分回路的前期投资。

（2）减少回路的复杂性。稳控系统的正常运行需要站内各元器件的负荷信息，必然导致回路的多样化、复杂化。在稳控系统上工作的危险性也成倍增加。取消不必要的回路有利于降低运行风险，进而降低运行维护难度及危险性。

（3）减少装置的采集量，从而降低装置程序的运算量，同样装置故障率也应该有所下降。

3.优化各间隔CT绕组配置

由于设计规范有明确要求，CT二次绕组负荷串接的顺序为：保护装置—稳控装置—备自投装置—录波装置。在工程设计过程中需考虑站内CT绕组配置，尽量避免过多串接装置的情况，尽量满足以下要求：

（1）按照南网标准化设计规范，各等级各间隔CT绕组数量要求及精度需求必须满足要求。

（2）除3/2接线方式下的500kV线路需和电流串接入稳控控制子站外，主变以及其他电压等级线路电流需独立绕组。避免了稳控系统检修过程误加电气量进运行装置的风险，也减轻了维护人员的维护压力。

（3）主变间隔使用套管CT绕组。这减少了间隔旁代过程中运行人员的操作，也减低了运行人员误操作的风险。

4.切负荷的选择需谨慎

整个稳控系统目前来讲所切负荷量都为110kV线路。东莞电网110kV电网结构原因，存在多数双回线甚至三回线的单一供电电源的110kV变电站，并且T接线路较多，导致执行站切负荷选择需要谨慎安排。在选择上做到以下要求：

（1）稳控装置应满足不同策略的切负荷优先级可以分别整定。

（2）在过载策略下，双回线或三回线需同一优先级切除。这因为110kV变电站10kV备自投装置的存在，如果稳控系统动作只切除双回线中的一条，10kV备自投会动作将失压的10kV母线自投至相邻母线供电。这样导致所切负荷会由双回线的另外一条110kV线路供电，达不到负荷切除的实际效果。

5.负荷信息通过数字模式进行上送

数字化变电站的推广、数字化保护装置的普及、61850通信方式的统一，必然对装置间的数据互通提供了可靠地技术支撑。其优点如下：

（1）减少模拟量（电流、电压）的采集，省去了该部分回路施工的资金。同样也简化了运维部门的风险。

（2）保护装置采集的已经是数字量，减少了模数转换的环节，减少了运行压力，也降低了装置的故障率。

（3）可以最大限度的接入负荷线路，便于运方对切负荷策略的选择。

（4）减少了后期因策略的改变而造成整改压力。

6.推广使用具有安自功能判据的10kV备自投逻辑

随着稳控系统的不断扩大，整个东莞电网都将紧密联系在一起了。稳控系统所切负荷量基本集中在执行站所接的110kV线路上。由于东莞110kV电网基本都是线变组的结构，其负荷全部都是集中在10kV的用电上，这也导致稳控系统的推广也必须考虑到10kV的供电结构及运行方式。

东莞供电局已研发了适用于安自系统的备用电源自动投入装置，其对站内各电流电压的状态进行动态分析，来判别失压是什么样的故障造成，已更好地避免了稳控切负荷后，负荷又由10kV备自投装置自投回系统的情况。现对该装置逻辑进行简单介绍，如下：

该装置针对安自分析有三个判据，包括：电压不平衡起动、重合闸起动、变低跳位起动。如下图：

（1）不平衡起动判据。

当 稳控系统因高电压等级故障动作时，如故障点至110kV终端站母线的电气距离上有电源支撑，且电源支撑能力较强，则110kV终端站内的相电压下降有限，故障相与健全相之间的不平衡度变化较小。而110kV站的电源线发生接地故障时，站内的故障相电压降为0，故障相与健全相之间的不平衡度理论上也为正常的相电压。当发生相间故障时，故障点处的最小相电压与最大相电压的比值变化相对最小线电压与最大线电压的比值变化较小，所以采用线电压不平衡度较为灵敏。通过分析母线电压在故障周期内的线电压以及相电压的最大值、最小值及其比值，来判断故障的类型，并对备自投的逻辑进行开放或闭锁的选择。

（2）重合闸起动判据。

重合闸起动判据是不平衡起动判据的补充。当安自动作切除负荷后，110KV站内母线只会产生“有压→无压”的过程；而110KV线路发生故障时(在线路重合闸投入时)，110KV终端站内母线将会产生“有压→无压→有压→无压”的过程。根据这种进程，10kV备自投可以通过对工作母线的有压无压判断来确定是否起动备自投。

（3）变低跳位起动判据。

当变低开关因偷跳等原因造成全站失电时，各相（线）电压均会小于健全相（线）电压定值，相电压的不平衡度及线电压的不平衡度均不能起动，可考虑采用变低跳位起动逻辑（可投退），变低开关跳位时，置备自投启动标志。变低跳位起动与电压不平衡度起动相或，可确保备自投可靠起动。

适用于安自系统的备用电源自动投入装置逻辑的推广有利于整个稳控系统的普及，也有利于整定部门对稳控装置定值的整定。

四、结束语

本文通过介绍稳控系统各组成部分及策略，对东莞电网稳控装置的运行状况有了全面的了解。通过对稳控装置的各种新建及改造验收困难进行总结，提出了稳控系统推广及实施提出了一些优化建议。希望通过本文对如何执行提高东莞电网可靠性的工作以及减轻实施施工压力和运维风险有着较大的指导意义。

参考文献：

【1】广东省电力调度中心，《广东省电力系统继电保护反事故措施及释义（2007版）》，中国电力出版社，2008年12月第一版；

【2】南方电网《500kV变电站二次接线标准》，2013年1月1日；

【3】广东电网《安自装置二次回路接线设计规范》和《安自装置及其相关二次回路作业风险控制要求》

【4】广东电网《2014年广东主网稳控策略研究及系统改造方案》