通辽稳控系统调度管理暂行规定1120正式签发1123.docx

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通辽稳控系统调度管理暂行规定1120正式签发1123

通辽地区系统CSS-100BE稳控装置

调度管理暂行规定

批准：

审核：

会签：

编制：

夏德明岳涵王克非

东北电力调度通信中心

二○一二年十一月二十日

一．通辽地区系统CSS-100BE稳控装置介绍

1.1概述

通辽地区系统CSS-100BE稳控装置包括1个主站、5个子站、13个执行站。

每个厂站的装置均采用双重化配置（A套和B套）。

A、B两套装置的功能和配置完全一致，且为相互独立的安全稳定控制装置。

各厂站稳定控制装置命名如下：

（1）科尔沁变500kVCSS-100BE稳控装置主站A（B），简称科尔沁变稳控主站A（B）；

（2）科尔沁变220kVCSS-100BE稳控装置子站A（B），简称科尔沁变稳控子站A（B）；

（3）城园变220kVCSS-100BE稳控装置子站A（B），简称城园变稳控子站A（B）；

（4）通辽变220kVCSS-100BE稳控装置子站A（B），简称通辽变稳控子站A（B）；

（5）右中变220kVCSS-100BE稳控装置子站A（B），简称右中变稳控子站A（B）；

（6）阿拉坦变500kVCSS-100BE稳控装置子站A（B），简称阿拉坦变稳控子站A（B）；

（7）开鲁变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称开鲁变稳控执行站A（B）；

（8）奈曼变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称奈曼变稳控执行站A（B）；

（9）乌力吉风电变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称乌力吉风电变稳控执行站A（B）；

（10）宝龙山变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称宝龙山变稳控执行站A（B）；

（11）双辽变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称双辽变稳控执行站A（B）；

（12）通辽厂220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称通辽厂稳控执行站A（B）；

（13）哈达变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称哈达变稳控执行站A（B）；

（14）甘旗卡变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称甘旗卡变稳控执行站A（B）；

（15）盛发厂220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称盛发厂稳控执行站A（B）；

（16）高力板风电变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称高力板风电变稳控执行站A（B）；

（17）京科厂220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称京科厂稳控执行站A（B）；

（18）北沙变220kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称北沙变稳控执行站A（B）；

（19）霍林河厂500kVCSS-100BE稳控装置执行站A（B），简称霍林河厂稳控执行站A（B）。

各厂站之间通信通道连接情况如下：

（1）科尔沁变稳控主站（A、B）分别通过通信通道与科尔沁变稳控子站、城园变、通辽变、右中变、阿拉坦变稳控子站（A、B）连接。

（2）科尔沁变稳控子站（A、B）分别通过通信通道与科尔沁变稳控主站、开鲁变、奈曼变、乌力吉风电变稳控执行站（A、B）连接。

（3）城园变稳控子站（A、B）分别通过通信通道与科尔沁变稳控主站、宝龙山变、双辽变、通辽厂稳控执行站（A、B）连接。

（4）通辽变稳控子站（A、B）分别通过通信通道与科尔沁变稳控主站、哈达变、甘旗卡变、盛发厂稳控执行站（A、B）连接。

（5）右中变稳控子站（A、B）分别通过通信通道与科尔沁变稳控主站、高力板风电变、京科厂稳控执行站（A、B）连接。

（6）阿拉坦变稳控子站（A、B）分别通过通信通道与科尔沁变稳控主站、北沙变、霍林河坑口厂稳控执行站（A、B）连接。

注：

科尔沁变稳控主站—科尔沁变稳控子站通信通道由通辽电业局负责。

通辽地区系统CSS-100BE稳控装置配置示意图见附录1，通道命名及路由见附录2。

1.2厂站装置介绍

1.2.1科尔沁变稳控主站

（1）与阿拉坦变、右中变、城园变、通辽变、科尔沁220kV等5个子站通信，收集通辽地区电网220kV及以上层面全部火、风电出力及火电机组投停运状态信息；收集霍林河坑口电厂联变功率；收集220kV城双线、宝岭线、梨通线潮流、投停运状态和过载状态信息；采集本地500kV通科线、500kV科沙#1、#2线、阿科#1、2线、2台主变潮流。

（2）装置通过实时采集科沙#1、#2线、阿科#1、#2线、2台主变的投停运状态，自动匹配出当前的运行方式，并在运行方式发生变化时，自动将当前控制策略表及定值切换至新的运行方式；并预留两个特殊运行方式压板，当投入该压板时，强制切换至对应特殊运行方式。

（3）当系统发生故障时，根据在当前运行方式下预先设定的控制策略采取切除通辽地区网内风、火电源措施，满足各种故障下的策略控制需求。

系统故障类型包括：

科沙线单线/断面断开故障、阿科线单线/断面断开故障、主变跳闸、220kV联络线严重过载等。

（4）装置采取的控制措施包括：

切除500kV层面火电电源、根据上送的霍林河坑口电厂联变功率决定霍林河电厂是否保留一台机、切霍林河坑口电厂高抗、阿拉坦主变低抗、科尔沁主变低抗、切通辽电网内风电，并可在保证220kV层面火电最小方式的条件下切除220kV层面的火电电源。

1.2.2科尔沁变稳控子站

科尔沁稳控子站采集220kVI母、II母三相电压，最大可采集10个元件（风电线、线路）三相电压电流；收集下属的风、火电执行站信息，将信息统一后上送给主站；接收主站下发的切风电、火电命令，并转发给下属的执行站；检测220kV科开双回任意线路过载，按照线路过载容量，选切开鲁变、奈曼变风电。

1.2.3城园变稳控子站

（1）城园变稳控子站采集220kVI母、II母三相电压，4回220kV线路（城双线、城宝线、备用2回线路）三相电压电流；6回风电线路（预留）的三相电压、三相电流；收集下属的风、火电执行站信息，并交换将信息统一后上送给主站；接收主站下发的切风电、火电命令，并转发给下属的执行站。

（2）判断城双线、城宝线跳闸及故障，采取选切本地及下属执行站的风电线路措施（按优先级切）；

（3）当城双线、城宝线发生跳闸或停运时，将线路停运信息发送给科尔沁主站，用于判断通辽电网3回220kV送出通道运行状态；

（4）城双线过载功能设置与其它220kV线路不同，具体为：

①城双线普通过载1轮：

根据过载容量，切除本地及下属执行站的风电线路；

②城双线严重过载1轮：

向科尔沁主站发送梨通线严重过载信号，由科尔沁主站按科沙双跳措施切火电和风电（科沙双跳的防漏判措施）；

③城双线严重过载2轮：

就地解列城双线。

1.2.4通辽变稳控子站

（1）通辽变稳控子站采集220kVI母、II母三相电压，4回220kV线路（梨通线、备用3回线路）三相电压电流；6回风电线路（预留）的三相电压、三相电流；收集下属的风、火电执行站信息，将信息统一后上送给主站；接收主站下发的切风电、火电命令，并转发给下属的执行站。

（2）判断梨通线跳闸和过载故障，具体为：

a）判断梨通线跳闸故障，切除相应本地风电线路；

b）当梨通线发生跳闸或停运时，将线路停运信息发送给科尔沁主站，用于判断通辽电网3回220kV送出通道运行状态；

c）梨通线过载按照3轮设置，各轮次动作措施如下：

①梨通线普通过载1轮：

根据过载容量，切除本地及下属执行站的风电线路；

②梨通线严重过载1轮：

向科尔沁主站发送梨通线严重过载信号，由科尔沁主站按科沙双跳措施进行切火电和风电（科沙双跳的防漏判措施）；

③梨通线严重过载2轮：

就地解列梨通线。

1.2.5右中变稳控子站

（1）右中变稳控子站采集220kVI母、II母三相电压，4回220kV线路（阿右线、鲁右线、高右线，备用线）三相电压电流；6回风电线路（右代线，备用1～5风电线）的三相电压、三相电流；收集下属的风、火电执行站信息，将信息统一后上送给主站；接收主站下发的切风电、火电命令，并转发给下属的执行站。

（2）判断3回220kV线路（阿右线、鲁右线、高右线）跳闸，执行线路跳闸就地切风电线路功能。

检测3回220kV线路（阿右线、鲁右线、高右线）过负荷信息（配置三个独立轮），根据线路过负荷量，执行选切本地风电线路及选切右中变下辖执行站风电命令。

1.2.6阿拉坦变稳控子站

（1）阿拉坦变稳控子站采集500kVI母、II母三相电压，4回500kV线路（阿科#1、#2线，霍阿#1、#2线）三相电压电流；4回风电线路（阿昆线，备用1～3风电线）的三相电压、三相电流；收集下属的风、火电执行站信息，并将信息统一后上送给主站；接收主站下发的切风电、火电命令，并转发给下属的执行站。

（2）采集4回500kV线路（阿科#1、#2线，霍阿#1、#2线）的三相电压、三相电流，判断线路跳闸故障。

a）判断阿科#1、#2线跳闸故障及阿科断面断开故障，并将判断结果（阿科#1、#2线跳闸信号，阿科断面断开信号）发送给科尔沁主站，由科尔沁主站执行相关措施。

b）判断霍阿线断面断开故障，并将判断结果（霍阿线断面断开信号）发送给霍林河电厂（防止阿拉坦变侧霍阿线偷跳）。

1.2.7宝龙山变稳控执行站

（1）宝龙山变稳控执行站采集220kVI母、II母三相电压，2回220kV线路（宝岭线、城宝线）三相电压电流；1回风电线路（宝代线）的三相电压、三相电流。

将本站可切风电量及宝岭线功率发送至城园变子站，接收并执行城园变子站（包括经城园变子站转发的主站控制命令）发送来的切风电命令。

（2）判断2回220kV线路（宝岭线、城宝线）跳闸，执行线路跳闸就地切风电线路功能。

（3）检测宝岭线过负荷信息

宝岭线过载1轮：

根据过载量按选择切除本地风电线路；

宝岭线过载2轮（严重过载1轮）：

向科尔沁主站发送宝岭线严重过载信号（经城园子站转发）；

宝岭线过载3轮（严重过载2轮）：

就地解列宝岭线。

（4）检测城宝线过载信息，根据线路过载量，就地执行切风电线路命令。

1.2.8霍林河坑口电厂稳控执行站

（1）霍林河坑口电厂稳控执行站采集500kV霍阿#1、#2线、2台火电机组及联络变三相电压、三相电流；将本站火电机组出力、投停运状态信息发送至阿拉坦变子站，接收并执行其发送来的切火电命令（切除指定机组）。

（2）判断霍阿#1、#2线跳闸及过载，执行切火电机组命令。

（3）采集电厂联变潮流，并上送给科尔沁主站。

（4）接收阿拉坦发来的霍阿断面断开信息，如果检测到本地霍阿双线低潮流，则判为霍阿断面断开；霍林河电厂侧霍阿双线跳闸或单线检修另线跳闸时，装置同样能判出霍阿断面断开。

（5）当霍阿断面断开时，是否切机通过策略控制字“霍阿断开切机功能”投退确定，当霍阿断开切机功能投入时，若联络变投运且功率大于“联络变功率门槛”定值，装置采取切除霍林河电厂机组措施时需考虑保留一台最接近联络变功率的机组，否则直接切除全部投运机组。

当霍阿断开切机功能退出时，霍阿断面断开不切机。

（6）接收阿拉坦发来的阿科断面、科沙断面断开信息，并判断霍阿#1、#2线是否低压，如果低压，可实现就地解列霍阿#1、#2线功能。

1.2.9标准火电稳控执行站

（1）标准火电稳控执行站可采集6回线路三相电压、三相电流，6台火电机组三相电压、三相电流；判断6回线路跳闸及过载，执行就地切火电机组功能；将本站火电机组出力、投停运状态信息发送至上一层子站，接收并执行其发送来的切火电命令（切除指定机组）。

表1各标准火电执行站机组、线路接入位置及名称对应表

标准名称

通辽厂

盛发厂

京科厂

机组1

#1机组

机组2

#2机组

机组3

#3机组

机组4

#4机组

线路1

电城#1线

盛通线

京右线

线路2

电城#2线

盛铝线

线路3

电城#3线

线路4

电河#1线

线路5

电河#2线

线路6

1.2.10标准风电稳控执行站

（1）标准风电稳控执行站可采集220kVI母、II母三相电压，4回220kV线路三相电压、电流，6回风电线路三相电压、电流，将本站可切风电量发送上一层子站，接收并执行其发送来的切风电命令。

判断4回220kV线路跳闸、过载，就地执行切本地风电功能。

（2）通辽地区系统稳控装置涉及7个标准风电执行站，包括开鲁变、奈曼变、乌力吉、高力板、北沙变、哈达变、甘旗卡变。

（3）高力板、乌力吉风电执行站，科乌线、乌北线、高右线、城高线过载时全切本地风电，其它站均按需求功率进行选切。

表2各标准风电执行站风电线、线路接入位置名称对应表

标准名称

开鲁变

奈曼变

乌力吉

哈达变

甘旗卡

高力板

北沙变

风电线1

开河线

#1变高

哈花线

甘满线

#1变高

北扎线

风电线2

开哈线

#2变高

风电线3

#3变高

I母

II母

线路1

科开#1线

开奈#1线

科乌线

河哈#1线

哈甘#1线

高右线

线路2

科开#2线

开奈#2线

乌北线

河哈#2线

哈甘#2线

城高线

1.2.11双辽变稳控执行站

双辽变稳控执行站见吉林省调有关规定。

1.3运行方式切换介绍

通辽地区系统CSS-100BE稳控装置没有运行方式拨轮，事故或检修方式下可自动实现运行方式切换，检修方式下需投入相应的检修方式压板。

科尔沁稳控主站运行方式号与电网运行方式定义如下：

表3科尔沁稳控主站运行方式定义

运行方式号

科沙状态

阿科状态

主变状态

含义

双回正常

双变正常

科沙双回正常、阿科双回正常、主变双台正常

单变检修

科沙双回正常、阿科双回正常、主变单台检修

单回检修

双变正常

科沙双回正常、阿科单回检修、主变双台正常

单回检修

科沙双回正常、阿科单回检修、主变单台检修

单回检修

双回正常

双变正常

科沙单回检修、阿科双回正常、主变双回正常

单变检修

科沙单回检修、阿科双回正常、主变单台检修

单回检修

双变正常

科沙单回检修、阿科单回检修、主变双台正常

单变检修

科沙单回检修、阿科单回检修、主变单台检修

特殊方式1压板投入

特殊方式2压板投入

1.4主要措施

（1）科尔沁变稳控主站

科尔沁子站方向监控措施、城园变方向监控措施、通辽变方向监控措施、右中变方向监控措施、阿拉坦变方向监控措施；切通科线出口措施、切主变低抗出口措施；科沙#1线检修措施、科沙#2线检修措施、阿科#1线检修措施、阿科#2线检修措施、#1主变检修措施、#2主变检修措施,特殊方式1措施，特殊方式2措施；远方总控制措施。

（2）科尔沁变稳控子站

科尔沁主站方向监控措施、开鲁变方向监控措施、奈曼变方向监控措施、乌力吉方向监控措施；切科莫线出口措施；远方总控制措施。

（3）城园变稳控子站

科尔沁主站方向监控措施、宝龙山方向监控措施、双辽变方向监控措施、通辽厂方向监控措施；解列城双线出口措施；城双梨线检修措施、城宝岭西线检修措施；远方总控制措施。

（4）通辽变稳控子站

科尔沁主站方向监控措施、哈达变方向监控措施、甘旗卡变方向监控措施、盛发厂方向监控措施；解列梨通线措施；梨通线检修措施、侧路代梨通线措施；远方总控制措施。

（5）右中变稳控子站

科尔沁主站方向监控措施、高力板方向监控措施、京科厂方向监控措施；切右代线出口措施；远方总控制措施。

（6）阿拉坦变稳控子站

科尔沁主站方向监控措施、北沙变方向监控措施、霍林河坑口电厂方向监控措施；切阿昆线出口措施、切主变低抗出口措施；阿科#1线检修措施、阿科#2线检修措施、霍阿#1线检修措施、霍阿#2线检修措施；远方总控制措施。

（7）开鲁变稳控执行站

科尔沁子站方向监控措施；切开河线出口措施、切开哈线出口措施。

（8）奈曼变稳控执行站：

科尔沁子站方向监控措施。

（9）乌力吉风电变稳控执行站

科尔沁子站方向监控措施；切#1主变出口措施、切#2主变出口措施、切#3主变出口措施。

（10）宝龙山变稳控执行站

城园变方向监控措施；切宝代线出口措施、解列宝岭线出口措施；城宝线检修措施、宝岭线检修措施。

（11）通辽厂稳控执行站

城园变方向监控措施；切#1机出口措施、切#2机出口措施、切#3机出口措施、切#4机出口措施。

（12）哈达变稳控执行站

通辽变方向监控措施；切哈花线出口措施。

（13）甘旗卡变稳控执行站

通辽变方向监控措施；切甘满线出口措施。

（14）盛发厂稳控执行站

通辽变方向监控措施；切#1机出口措施、切#2机出口措施。

（15）高力板风电变稳控执行站

右中变方向监控措施；切#1主变出口措施、切#2主变出口措施。

（16）京科电厂稳控执行站

右中变方向监控措施；切#1机出口措施。

（17）北沙变稳控执行站

阿拉坦变方向监控措施；切北扎线出口措施。

（18）霍林河坑口厂稳控执行站

阿拉坦变方向监控措施；切高抗出口措施、解列霍阿#1线出口措施、解列霍阿#2线出口措施、切#1机出口措施、切#2机出口措施；霍阿#1线检修措施，霍阿#2线检修措施。

（19）双辽变稳控执行站：

城园变方向监控措施；切鑫双线出口措施、切风电甲线出口措施、切风电乙线出口措施。

二．装置调度管理规定

2.1科尔沁500kV稳控主站、科尔沁220kV、阿拉坦变稳控子站及乌力吉风电变、通辽厂、盛发厂、高力板风电变、京科电厂、霍林河坑口电厂稳控执行站由网调直接调度。

2.2城园变、通辽变、右中变稳控子站及开鲁变、奈曼变、宝龙山变、哈达变、甘旗卡、北沙变稳控执行站由网调通过通辽地调调度。

2.3双辽变稳控执行站、鑫丰风电场CSS-100BE稳控装置由吉林省调调度。

其中双辽变稳控执行站接收城园变方向监控措施由东北网调通过吉林省调调度。

当双辽变稳控执行站、鑫丰风电厂稳控装置不能接收城园变方向控制措施，或收到城园变控制措施不能实现切除本地、那木斯、鑫丰风电场全部风电时，吉林省调需汇报网调。

2.4各装置由所在运维单位负责维护。

三．装置运行规定

3.1正常方式停用的措施

（1）科尔沁500kV稳控主站切主变低抗措施；特殊方式1措施；特殊方式2措施；

（2）阿拉坦稳控子站切主变低抗出口措施；

（3）霍林河坑口电厂稳控执行站解列霍阿#1线出口措施、解列霍阿#2线出口措施、切高抗出口措施；

（4）城园变稳控子站解列城双线出口措施；

（5）通辽变稳控子站解列梨通线出口措施；

（6）宝龙山变稳控执行站解列宝岭线出口措施。

3.2装置使用方法

通辽地区系统CSS-100BE稳控装置措施的使用方式，即根据系统运行方式变化相应投入或停用稳控措施，即投停相应的控制命令压板。

稳控装置停用，即稳控装置屏上全部措施（压板）停用。

稳控装置A、B套全部运行时，另柜方向监控措施全部投入：

A、B套装置单套运行时，运行装置的另柜方向监控措施退出。

正常方式下，各稳控装置使用如下：

（1）科尔沁变稳控主站

装置投入时，科尔沁子站方向监控措施、城园变方向监控措施、通辽变方向监控措施、右中变方向监控措施、阿拉坦变方向监控措施、切通科线措施、远方总控制措施全部投入。

（2）科尔沁变稳控子站

装置投入时，科尔沁主站方向监控措施、开鲁变方向监控措施、奈曼变方向监控措施、乌力吉方向监控措施、切科莫线出口措施、远方总控制措施全部投入。

（3）城园变稳控子站

装置投入时，科尔沁主站方向监控措施、宝龙山方向监控措施、双辽变方向监控措施、通辽厂方向监控措施、远方总控制措施全部投入。

（4）通辽变稳控子站

装置投入时，科尔沁主站方向监控措施、哈达变方向监控措施、甘旗卡变方向监控措施、盛发厂方向监控措施、远方总控制措施全部投入。

（5）右中变稳控子站

装置投入时，科尔沁主站方向监控措施、高力板方向监控措施、京科厂方向监控措施、切右代线出口措施、远方总控制措施全部投入。

（6）阿拉坦变稳控子站

装置投入时，科尔沁主站方向监控措施、北沙变方向监控措施、霍林河坑口电厂方向监控措施、切阿昆线出口措施、远方总控制措施全部投入。

（7）开鲁变稳控执行站

装置投入时，科尔沁子站方向监控措施投入，切开河线出口措施、切开哈线出口措施全部投入。

（8）奈曼变稳控执行站

装置投入时，科尔沁子站方向监控措施投入。

（9）乌力吉风电变稳控执行站

装置投入时，科尔沁子站方向监控措施、切#1主变出口措施、切#2主变出口措施、切#3主变出口措施全部投入。

（10）宝龙山变稳控执行站

装置投入时，宝龙山城园变方向监控措施、切宝代线出口措施全部投入；

（11）通辽厂稳控执行站

装置投入时，城园变方向监控措施、切#1机出口措施、切#2机出口措施、切#3机出口措施、切#4机出口措施全部投入；

（12）哈达变稳控执行站

装置投入时，通辽变方向监控措施、切哈花线出口措施全部投入。

（13）甘旗卡变稳控执行站

装置投入时，通辽变方向监控措施、切甘满线出口措施全部投入。

（14）盛发厂稳控执行站

装置投入时，通辽变方向监控措施、切#1机出口措施、切#2机出口措施全部投入。

（15）高力板风电变稳控执行站

装置投入时，右中变方向监控措施、切#1主变出口措施、切#2主变出口措施全部投入。

（16）京科电厂稳控执行站

装置投入时，右中变方向监控措施、切#1机出口措施全部投入。

（17）北沙变稳控执行站

装置投入时，阿拉坦变方向监控措施、切北扎线出口措施全部投入。

（18）霍林河坑口厂稳控执行站

装置投入时，阿拉坦变方向监控措施、切#1机出口措施、切#2机出口措施全部投入。

（19）双辽变稳控执行站

双辽变稳控执行站城园变方向监控措施投入时，双辽变稳控执行站切鑫双线出口措施、切风电甲线、切风电乙线出口措施应全部投入。

四．通信通道调度管理规定

4.1通辽地区系统CSS-100BE稳控装置之间的通信通道均确定为重要通道。

4.2上述重要通道按《东北电网重要通信通道运行管理暂行规定（试行）》进行调度管理。

五．装置操作规定

5.1在进行一次系统设备停电操作以前，应将各厂站稳控装置（A、B套同时）改为一次系统设备停电操作后的方式使用,再进行一次系统设备停电操作。

5.2在进行一次系统设备送电操作时，先进行一次系统设备送电操作，送电操作完成后再将各厂站稳控装置（A、B套同时）改为一次系统设备送电操作后的方式使用。

5.3500kV科沙#1线、科沙#2线、阿科#1线、阿科#2线、霍阿#1线、霍阿#2线、科尔沁#1主变、科尔沁#2主变、220kV城双线、梨双线、城宝线、宝岭线、岭西线、梨通线等线路停电操作前，应先将有关装置的对应检修措施投入，再进行停电操作；上述元件送电操作结束后，再将有关装置的对应检修措施退出。

220kV城双线、梨双线之一停电时，城园变稳控子站城双梨线检修措施投入；220kV城宝线、宝岭线、岭西线之一停电时，城园变稳控子站线城宝岭西线检修措施投入。

5.4通辽地区系统CSS-100BE稳控装置不能按规定方式投入运行时，通辽地区有关电厂出力及潮流断面控制需临时处理。

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