0中国南方电网安全稳定控制系统调度运行规定版 3.docx

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0中国南方电网安全稳定控制系统调度运行规定版3

附件

南方电网安全稳定控制系统调度运行规定

（2009年版）

中国南方电网电力调度通信中心

二〇〇九年六月

批准：

杨晋柏

审定：

曾勇刚

审核：

李建设黄河苏寅生

编制：

张勇徐光虎余畅

1.总则1

2.稳控系统功能1

2.1系统构成1

2.2功能概述2

2.3稳控策略查询及动作量计算说明7

3.稳控装置运行操作10

3.1稳控装置运行状态定义10

3.2稳控装置操作规定11

3.3稳控系统投退操作规定15

3.4典型调度操作命令示例15

4.稳控装置检修试验相关安全规定16

5.稳控系统故障的处理原则18

5.1通道故障对稳控系统功能的影响18

5.2单个稳控装置故障对稳控系统功能的影响23

5.3稳控系统功能失效的调度处理原则28

6.互联稳控系统间的信息通报及隔离操作33

6.1互联稳控系统间的信息通报33

6.2互联稳控系统间的隔离34

7直调稳控系统运行危险点分析36

7.1运行调整、操作及N-1故障易导致稳控装置动作的危险点分析36

7.2稳控系统压板投退危险点分析41

7.3稳控与保护或自动化设备共用回路危险点分析45

附录1南方电网安全稳定控制系统及各控制站稳控装置命名48

附录22009年南方电网安全稳定控制系统策略表58

附录2.1马窝换流站稳控装置控制策略表59

附录2.2天生桥二级站稳控装置控制策略表65

附录2.3来宾变电站稳控装置控制策略表68

附录2.4梧州变电站稳控装置控制策略表69

附录2.5玉林变电站稳控装置控制策略表70

附录2.6安顺变电站稳控装置控制策略表71

附录2.7青岩变电站稳控装置控制策略表72

附录2.8河池变电站稳控装置控制策略表73

附录2.9高坡换流站稳控装置控制策略表74

附录2.10罗洞变电站稳控装置控制策略表76

附录2.11罗平变电站稳控装置控制策略表77

附录2.12百色变电站稳控装置控制策略表81

附录2.13博罗变电站稳控装置控制策略表82

附录2.14肇庆换流站稳控装置控制策略表83

附录2.15砚都变电站稳控装置控制策略表84

附录2.16盘南电厂稳控装置控制策略表85

附录2.17滇东电厂稳控装置控制策略表86

附录2.18兴仁换流站稳控装置控制策略表87

附录2.19宝安换流站稳控装置控制策略表90

附录2.20鲁布革电厂稳控装置控制策略表91

附录2.21防城港电厂稳控装置控制策略表94

附录2.22久隆变电站稳控装置控制策略表95

附录2.23光照电厂稳控装置控制策略表96

附录2.24雨汪电厂稳控装置控制策略表97

附录2.25发耳电厂稳控装置控制策略表98

附录2.26砚山变电站稳控装置控制策略表99

附录2.27董箐电厂稳控装置控制策略表100

附录2.28黎平变电站稳控装置控制策略表101

附录2.29构皮滩电厂稳控装置控制策略表102

附录2.30柳东变电站稳控装置控制策略表103

附录2.31龙滩电厂稳控装置控制策略表104

附录2.32港城变电站稳控装置控制策略表106

附录2.33福山变电站稳控装置控制策略表108

附录3稳控装置硬件配置109

附录3.1RCS992设备硬件结构及各控制站配置情况109

附录3.2CSS-100BE设备硬件结构及各控制站配置情况118

附录4稳控装置故障与异常处理121

附录4.1稳控装置异常面板显示121

附录4.2稳控装置故障与异常处理122

附录5软件升级登记表128

附录6南方电网安全稳定装置通信通道配置130

1.总则

2.

1.1为了加强南方电网安全稳定控制系统的运行管理，保证南方电网安全稳定运行，根据《中国南方电网电力调度管理规程》、《中国南方电网调度运行操作管理规定》、《中国南方电网安全自动装置管理规定》、《中国南方电网安全稳定控制系统入网管理及试验规定》，《中国南方电网安全自动装置检验规定》等有关规程、规定，结合南方电网安全稳定控制系统的实际情况，特编写本规定。

1.2南方电网安全稳定控制系统（简称“南方电网稳控系统”）是指由直调厂站的电力系统稳定控制装置（简称“稳控装置”），通过通信设备联络构成的系统。

1.3南方电网稳控系统是保证南方电网安全稳定运行的重要设备，是防止南方电网稳定破坏和大面积停电事故的重要防线，该系统由中国南方电网电力调度通信中心（以下简称总调）调管，未经总调许可，严禁改变设备运行状态。

1.4构成南方电网稳控系统的稳控装置由所在厂站负责运行和维护，各运行维护单位必须高度重视设备的运行管理工作，加强监视，精心维护，确保设备健康可靠运行。

1.5本规定适用于南方电网稳控系统的运行管理。

总调及各运行维护单位主管生产的领导、总工、生产运行部门有关人员应熟悉本规定；安自专责、运行维护人员、调度员及运行值班员应熟练掌握并认真执行本规定。

与南方电网稳控系统相连的稳控装置所属厂站及对应专业管理机构相关人员应熟练掌握并认真执行本规定相关内容。

1.6各厂站安全稳定控制装置现场运行规程、检修规程不得和本规定相抵触。

1.7本规定由中国南方电网电力调度通信中心负责编制、修订、解释，并协调运行中出现的有关问题。

3.稳控系统功能

4.

2.1系统构成

2009年随着海南联网工程、构皮滩电厂送出等工程的建设，相应的配套稳控系统也随之同步投产。

2009年新增港城站、福山站、构皮滩电厂、董箐电厂等稳控装置，接入南方电网稳控系统，同时对兴仁换流站、罗平站、黎平站稳控装置软件进行了升级改造，形成了包含马窝、天二、来宾、玉林、梧州、安顺、青岩、河池、高坡、肇庆、兴仁、宝安、罗洞、罗平、百色、砚山、博罗、砚都、黎平、盘南、滇东、鲁布革、雨汪、光照、发耳、久隆、防城港、董箐、构皮滩、柳东、龙滩、港城、福山等33个厂站稳控装置组成的南方电网稳控系统。

上述系统各控制站均为双机配置，并列运行，功能完全相同；除马窝、天二、盘南、滇东、鲁布革、雨汪、光照、发耳、防城港、龙滩等厂站稳控装置A套和B套之间有主辅关系以外，其余各控制站两套装置之间各自独立，没有主辅之分。

此外，随着云广直流双极投产，楚雄换流站、小湾电厂、金安桥电厂稳控装置，以及楚雄换流站、和平站、小湾电厂孤岛判别装置也将同步投产，南网总调将根据工程进度另行编制补充稳控系统调度运行规定。

南方电网稳控系统与贵州电网“黔电送粤”稳控系统在安顺和青岩站接口，即在安顺、青岩站各装设两套南方电网稳控装置，两套贵州电网稳控装置，两者之间就地通过光纤联接，分别命名上述装置为“南方安顺”、“贵州安顺”、“南方青岩”、“贵州青岩”；南方电网稳控系统与广东电网稳控系统在罗洞站接口，在罗洞站装设有两套南方电网稳控装置，两套广东电网稳控装置，两者之间就地通过光纤联接，分别命名上述装置为“南方罗洞”、“广东罗洞”；南方电网稳控系统罗平站稳控装置通过2M光纤通道与云南电网稳控系统宝峰站稳控装置接口；南方电网稳控系统久隆站稳控装置通过2M光纤通道与广西电网稳控系统钦州电厂稳控装置接口；南方电网稳控系统福山站稳控装置通过2M光纤通道与海南电网稳控系统大丰站稳控装置接口；南方电网稳控系统博罗站稳控装置通过专用光纤和国调鹅城换流站稳控装置接口。

2009年南方电网安全稳定控制系统结构图如图2.2-1所示。

系统及各控制站稳控装置命名参见附录一。

2.2功能概述

南方电网安全稳定控制系统各站稳控装置之间通过光纤数据通道连接并交换信息，识别系统运行方式，判别系统故障形态，按照预先制定的控制策略表，执行切机、切负荷或联解等控制措施，从而保障南方电网的安全稳定运行。

和2008年稳控系统相比，2009年新增港城站、福山站、董箐电厂、构皮滩电厂稳控装置策略，改造兴仁换流站、罗平站、黎平站稳控策略，其他厂站稳控策略均未进行调整，2009年南方电网稳控系统的主要功能如表2-1所示：

表2-12009年南方电网稳控系统的功能列表

功能分类

编号

稳控系统功能列表

直流双极闭锁切机或切负荷

1

高肇直流双极闭锁切机

2

兴安直流双极闭锁切机

3

天广直流双极闭锁切机

4

江城直流双极闭锁切负荷

平行双回线同时跳闸切机或切负荷

5

天平双回线跳闸切机

6

来梧双回线跳闸切机

7

梧罗双回线跳闸切机

8

百南双回线跳闸切机

9

玉茂双回线跳闸切机

10

安高双回线跳闸切机（纳高线检修）

11

青河双回线跳闸切机

12

河柳双回线跳闸联切河池主变中压侧开关

13

肇砚双回线跳闸切机

14

鹅博双回线跳闸切负荷

15

安鹏双回线跳闸兴安直流RUNBACK

16

云南外送断面罗马＋罗百单线N-2故障切机

17

云南外送断面罗百双线N-2故障切机（罗马线检修）

18

砚崇甲线及罗平一回500kV出线检修方式下云南外送断面断开切机

19

柳贺双回线跳闸切机

20

龙沙双回线跳闸切机

21

黎桂双回线跳闸切机

22

施黎双回线跳闸切机

23

港城主变检修港茂双线跳闸切机

线路过载切机或直

流RUNBACK

24

罗百双线跳闸罗马线过载切机

25

天平线过载切机

26

纳高线正向过载高肇直流RUNBACK

27

天二联变正向过载天一切机及反向过载天广直流RUNBACK

28

500kV天马线过载切机

29

百南线过载切机

30

220kV天马线正向过载切机及反向过载天广直流RUNBACK

31

220kV鲁罗线、鲁马线过载切机

32

八换线过载兴安直流RUNBACK

33

金换线过载兴安直流RUNBACK

34

龙河甲线过载切机

35

龙平甲线过载切机

36

港城主变过载切机（奥里油投产后）

高频切机

37

天一电厂高频切机

38

天二电厂高频切机

39

盘南电厂高频切机

40

滇东电厂高频切机

41

鲁布革电厂高频切机

42

光照电厂高频切机

43

雨汪电厂高频切机

44

发耳电电厂高频切机

45

防城港电厂高频切机

46

董箐电厂高频切机

47

构皮滩电厂高频切机

48

龙滩电厂高频切机

最后断路器跳闸闭锁直流

49

鹅博双线最后断路器跳闸闭锁江城直流

50

肇砚双线最后断路器跳闸闭锁高肇直流

单线跳闸切机或切负荷

51

防邕线检修方式下久玉线跳闸切机

52

久玉线检修方式下防邕线跳闸切机

53

久玉线检修方式下防久线跳闸切机

54

防久线检修方式下久玉线跳闸切机

55

福港线跳闸向海南稳控系统发联络线跳闸信息

56

港茂双线检修港城主变跳闸

57

福山主变跳闸向海南稳控系统发联络线跳闸信息

2009年南方电网安全稳定控制系统功能分布如图2.2-1所示，图中各站装置内数字表示该站装置具备表2-1中对应编号的功能出口。

稳控系统每个功能仅在一个厂站稳控装置决定出口动作量，但其它厂站稳控装置仍可能影响到该稳控控制功能，如X站稳控装置可能不是Y功能的出口装置，但X站稳控装置异常仍可能导致稳控系统Y功能失效。

2009年南方电网安全稳定控制系统功能及控制策略详见附录二。

图2.1－12009年南方电网安全稳定控制系统结构及功能分布图

2.3稳控策略查询及动作量计算说明

2009年南方电网安全稳定控制系统功能及策略表见附录二所示。

每个策略表分“保护功能”、“系统运行方式”、“故障元件及起动条件”、“控制量计算/防误判据”、“出口命令/控制对象”及“备注”几个部分，稳控系统根据控制策略的保护功能，在故障元件发生故障且装置满足启动条件后，按照系统运行方式和对应该方式的稳控定值计算装置动作控制量，在满足防误判据后，向控制对象发出口命令。

2.3.1系统运行方式

稳控装置中运行方式设置方式原则上有两种：

不区分运行方式和区分运行方式。

1．不区分运行方式，对应事故保护策略中涉及整定值不随运行方式切换；

2．区分运行方式：

正常方式、方式表对应项目检修（无特别说明，均为单条线路检修）、方式一、二、三和特殊方式一、二，对应事故保护策略中涉及整定值随运行方式切换；

A、“正常方式”表示方式表对应项目中无检修线路，且无方式压板投入。

B、“××检修”表示方式表对应项目中只有该线路检修，且无方式压板投入。

C、当通信故障或由于其它原因，导致设定方式表中无对应方式时，例如，方式表对应检修项目中有两条或以上检修线路，则系统运行方式自动切换至特殊方式二。

D、方式一、二、三和特殊方式一、二压板由人工进行投退，方式压板优先级最高，压板投入则系统运行方式以压板为主，每次只能投入一个方式压板。

若投入两块或两块以上方式压板，则装置自动判断为特殊方式二。

2.3.2故障元件及启动条件说明

元件功率正负识别：

一般情况下，流入母线的元件功率为负，流出母线的元件功率为正。

“××双回线路跳闸”包含在装置整组动作时间（通常为5s，部分线路为10分钟）内双回线路无故障跳闸和双回线路任一回线路故障跳开双回线路，不区分故障类型。

“××双回线路故障跳闸”仅包含在装置整组动作时间（通常为5s，部分线路为10分钟）内双回线路中至少一回线路故障跳开双回线路，不区分故障类型。

注：

“××双回线路跳闸”和“××双回线路故障跳闸”一般不包含单回线路检修单回线路跳闸，若包含单回线路检修单回线路跳闸，则在“故障元件”中特别注明。

2.3.3稳控策略动作量计算说明

稳控策略查询需依据2009年南方电网安全稳定控制系统功能及策略表、各站稳控装置最新定值单、事故前系统运行方式和断面潮流得出，下面以兴仁换流站为例介绍装置策略表及定值的查询方法。

兴仁换流站稳控装置（RCS992）

以兴安直流双极闭锁事故保护策略为例，若兴安直流发生双极闭锁，查询兴仁换流站策略表（见附录二，附录2.18），如下表所示（仅列部分策略）：

保护功能

系统运行方式

启动条件

故障元件

控制量计算

防误判据

出口命令/控制对象

备注

直流双极闭锁事故保护

正常方式（1.1.1）

500kV安兴线、天换线、＃1、＃2换流变

直流双极闭锁（双极闭锁判别见说明18.1），包括第二极闭锁前有再启动（再启动判别见说明18.2）

切机量：

ifPDC

ifPDC≥Pmk_set

Dp＝K11_nn×（PDC-Pset11_nn）＋Pset1

K11_nn：

系数，可整定（0.0－10.0），随方式切换

Pset11_nn：

随方式切换的定值

PDC：

事故前直流功率

Pset1：

当判别为后闭锁极有再启动时增加该整定值。

否则该值为零。

1）Dp

2）安顺站就地判据

（1）八换双线检修

（2）八换线至少有一条运行

（3）安八和青八同时检修（通过“安八检修压板”确定）

根据检修方式不同对应的切机对象见说明18.3

根据检修线路不同，切机对象有所不同

方式一（1.1.2）

方式二（1.1.3）

方式三（1.1.4）

特殊方式一（1.1.5）

特殊方式二（1.1.6）

直流双极相继闭锁事故保护

正常方式（2.1.1）

500kV安八线、天换线、＃1、＃2换流变

直流双极相继闭锁

切机量：

ifPDC

ifPDC≥Pmk_set

Dp＝K21_nn×（PDC-Pset21_nn）＋Pset1

Pmk_set：

常数,可整定（0.0～4000.0MW）

PDC：

第1极闭锁前直流双极功率

Pset1定义同双极闭锁

1）Dp

2）安顺站就地判据；

（1）八换双线检修

（2）八换线至少有一条运行

（3）安八检修

根据检修方式不同对应的切机序列见说明18.3

根据检修线路不同，切机对象有所不同

方式一（2.1.2）

方式二（2.1.3）

方式三（2.1.4）

特殊方式一（2.1.5）

特殊方式二（2.1.6）

对照上述策略表，稳控装置能对该故障进行判断，并且给出故障发生后控制量的计算方法以及出口控制对象。

查找兴安直流双极闭锁控制量计算公式为：

ifPDC

ifPDC≥Pmk_setDp＝K11_nn×（PDC-Pset11_nn）＋Pset1

需根据事故前直流双极功率PDC、事故前系统运行方式及其对应K11_nn、Pset11_nn、后闭锁极闭锁前是否有再启动信号及其对应追加切机量定值Pset1来计算切机量，假设事故前直流双极功率和为3000MW，事故前系统运行方式为“正常运行方式”（无方式压板投入），后闭锁极闭锁前有再启动信号，则对应计算公式中的Pmk_set=1800，Pset11_nn=1500，切机系数定值K11_nn＝1.0，再启动追加切机量定值Pset1=0，考虑到PDC≥Pmk_set，带入切机量的计算公式Dp＝1.0×（3000－1500）+0=1500MW（需查询兴仁换流站最新定值单，此处以编号为XR-PRC-09-0525定值单为例，仅列出主机定值，如下表所示）：

主机定值

序号

定值名称

数值

备注

序号

定值名称

数值

备注

1

自身地址

88

33

策略21-K21_02

1.2

2

安顺变地址

12

34

策略21-K21_03

1.5

3

发耳电厂地址

92

35

策略21-K21_04

1.5

4

盘南电厂地址

90

36

策略21-K21_05

1.5

5

光照电厂地址

91

37

策略21-K21_06

1.5

6

马窝站地址

37

38

再启动定值Pset1

0

7

董箐电厂地址

93

39

RUNBACK有效范围

1500

8

双极闭锁整定时间

8

40

盘换低功率门槛

600

9

相继闭锁整定时间

900

41

八换投运功率定值

30

10

极闭锁-Pdcrun

600

42

八换过载告警电流

2000

11

极闭锁-PdcStop

140

43

八换过载启动电流

2000

12

贵州切机有效范围

3000

44

八换过载动作电流

2300

13

直流门槛-Pmk_set

1800

45

八换过载功率门槛

1700

14

策略11-Pset11_01

1500

正常运行

46

八换过载告警延时

1

15

策略11-Pset11_02

1200

方式一

47

八换过载动作延时

2

16

策略11-Pset11_03

2000

方式二

48

天换过载告警电流

2000

17

策略11-Pset11_04

1800

方式三

49

天换过载启动电流

2000

18

策略11-Pset11_05

1400

特殊方式一

50

天换过载动作电流

2300

19

策略11-Pset11_06

1300

特殊方式二

51

天换过载功率门槛

1700

20

策略11-K11_01

1.0

52

天换过载告警延时

1

21

策略11-K11_02

1.2

53

天换过载动作延时

2

22

策略11-K11_03

1.5

54

极额定功率-Pr

1500

23

策略11-K11_04

1.5

55

提升-Prunup1

3000

24

策略11-K11_05

1.5

56

提升-Prunup2

3000

25

策略11-K11_06

1.5

57

提升-Prunup3

3000

26

策略21-Pset21_01

1500

正常运行

58

提升-Prunup4

3000

27

策略21-Pset21_02

1200

方式一

59

提升-Prunup5

3000

28

策略21-Pset21_03

2000

方式二

60

回降-Prunback1

200

29

策略21-Pset21_04

1800

方式三

61

回降-Prunback2

400

30

策略21-Pset21_05

1400

特殊方式一

62

回降-Prunback3

600

31

策略21-Pset21_06

1300

特殊方式二

63

回降-Prunback4

800

32

策略21-K21_01

1.0

64

回降-Prunback5

1000

根据兴仁换流站的防误判据，计算出Dp后，必须同时满足以下条件：

1）Dp

2）安顺有就地判据（安八线功率变化量dtPab

计算切机量Dp满足防误判据1）后，若兴仁站“安八检修”压板未投、八换双线至少有一回线运行，则兴仁换流站稳控装置将根据各执行站和安顺切机主站上送可切量，按照光照电厂、董箐电厂、贵州水电、盘南电厂、发耳电厂和贵州火电切机顺序，发切机命令至各执行站和安顺切机主站。

安顺站接收兴仁换流站切机命令同时满足防误判据2），则将切机命令转发给贵州安顺，由贵州黔电送粤稳控系统执行该切机命令。

5.稳控装置运行操作

6.

3.1稳控装置运行状态定义

南方电网安全稳定控制系统各控制站稳控装置定义有四种状态（方式）：

投入状态、投信号状态、退出状态和停用状态。

●投入状态是指本控制站稳控装置工作电源投入，装置正常运行且对外通信正常，本站装置能够进行就地或远方出口。

具有就地出口控制（跳闸）功能的控制站，所有出口控制（跳闸）压板应投入。

●

●投信号状态是指本控制站稳控装置工作电源投入，装置正常运行且对外通信正常，但本站装置不能够进行就地出口控制或向远方发切机或切负荷命令。

具有就地出口控制（跳闸）功能的控制站，所有出口控制（跳闸）压板应退出。

●

●退出状态是指本控制站稳控装置工作电源投入，装置对外通信全部断开，将通信接口屏上同轴电缆的2M数字端子由“连通”位置切换到“断开”位置。

如图3-1所示。

具有就地出口控制（跳闸）功能的控制站，所有出口控制（跳闸）压板应退出。

●

●

图3－1通信接口屏上同轴电缆的2M数字端子由“连通”位置切换到“断开”位置

（注：

图3-1仅为示意图，表示稳控装置退出时通信接口屏上至稳控装置方向的2M数字端子应断开，