1、动作时序配合优化的安全稳控系统设计罗江涛，夏玉坤（南京南瑞继保电气有限公司，江苏 南京 ）摘要：动作时序配合直接影响安全稳控系统的动作准确性，在安全稳控系统设计时，若动作时序配合与系统耦合性不足，在实际运行时可能会出现误动作，导致直流输送段或直流接受端出现严重损坏。通过稳控一次、二次判据时序的配合与优化，稳控数据调用的有效性辨识与优化，故障演化过程稳控装置动作时序配合与优化，对动作时序配合进行优化，实现安全稳控系统设计的完善。关键词：动作时序；时序配合优化；安全稳控系统；控制方式；数字仿真系统；高压直流电中图分类号：，（，）：，：；收稿日期：作者简介：罗江涛（），从事电力系统继电保护方面的工作
2、；夏玉坤（），从事电力系统继电保护方面的工作。引言目前，我国存在严重的电网负荷问题，庞大的用电需求对电网的安全稳定运行提出严格的要求，需要使用大规模的安全稳控系统来稳定电网负荷。稳控系统是基于电力系统信息网络建立的二次控制系统，能够辐射到多个电力场站，能够实现保护场站运行安全、故障后二次控制、校准控制策略、协调各场站用电等功能。在系统实际运行过程中，动作时序配合是影响安全稳控系统的主要因素，由于系统范围大、涉及对象多、控制方式复杂，动作时序出现微小的指令错误都会造成严重的系统破坏和巨大的经济损失。基于此现象，国内专家学者展开研究，提出部分问题解决措施，但尚未设计出系统性的解决方案。本文基于近年
3、来南方电网直流近区稳控系统实时仿真试验研究成果，对稳控系统动作时序相关的典型仿真试验案例进行系统性的分析，包括主辅判据时序配合、数据采集量有效性辨识以及多厂站稳控策略协调配合等，总结提出稳控系统软件设计的部分经验和原则，为后 续 直 流 近 区 稳 控 系 统 的 设 计 提 供 参 考 和借鉴。稳控一次、二次判据时序的配合与优化安全稳控系统在判断电网故障时，通常以两种判据为判断要素：一种是一次判据，主要用于验证系统主元件状态；另一种是二次判据，主要用于验证电网内辅助元件和电网运行状态信息。在电网出现故障时，需要同时通过一次判据和二次判据两种验证，才能执行电网保护措施。当前大部分安全稳控系统主
4、要应用二次判据的主要目的是防止一次判据误触，起保障作用，所以系统设计核心主要在一次判据，二次判据设计较为简单，这种设计虽然能减少部分系统冗余，但判据的准确性并没有达到最大化，在实际应用过程中仍有误判出现。针对二次验证仅具备防误功能的系统设计，展开防误试验项目，观测安全稳控系统的可靠性，防误试验项目见表。根据表设计的试验项目运行后的试验录波图如图所示。电工技术自动控制 表 线过载试验项目项目概况事故运行方式故障模拟定值设置动作情况 换流站直流端 直流送电功率为 ；线功率为 ；、线功率均为 时 “三永”故障，时 线跳闸 ，线过载策略动作，回降直流功率图试验项目防误录波图根据图可以得出，试验项目通过
5、一次判据验证，没有通过个二次判据，但稳控装置仍然执行了稳定直流功率的保护措施，与理想的运行结果不符。分析得出，当故障出现时，的运行电压、实时功率回落到零值，从而让功率突降量和低功率通过判据验证；的突变量和低功率信息保持同步，从而导致二次判据失效。针对二次判据失效的问题，根据安全稳控系统的控制策略方式、设计目标确认、故障瞬态过程，对二次判据进行优化，首先延长突降量和低功率防误信息的周波，从而规避稳控装置计算工具的时间窗，然后将突降量和低功率防误信息扩散至其他分组，并满足 个周波，从而实现功率变化的实时监测。优化后再运行试验项目，录波图如图所示。图优化后试验项目防误录波图根据图可以得出，优化后安全
6、稳控系统的一次判据和二次判据均能按照理想状态运行，防误能力大幅度提升，证明优化二次判据能够提高安全稳控系统的有效性和可靠性。稳控数据调用的有效性辨识与优化安全稳控装置在设计时需要应用合理的数据调用原则，从而保证数据采集的科学性和有效性，通常安全稳控装置的控制对象稳态值在 左右，在使用过程中可能受到系统接线方式、系统控制方式、多重控制来源等因素的影响，出现数据采集有效性辨识低的情况。针对此现象，对系统数据调用采集展开试验观测并进行优化，数据调用试验项目见表。表数据调用试验项目项目概况故障类型试验方式机组序号某电站装机 ，机组序号为，通过、三回线送入换流站经直流送出、三回线“”故障 实时仿真试验系
7、统（次）号机组切机信号号机组切机信号号机组切机信号 号机组切机信号号机组切机信号号机组切机信号 号机组切机信号 号机组切机信号 号机组切机信号 号机组切机信号 根据表可以得出，电站装机预设从号到 号顺序切机，使用 实时仿真试验系统模拟后发现部分试验项目装置没有按照预设切机顺序执行动作，并且选择的随机性和试验次数正向增长。针对此现象，根据稳控装置的切机原理和使用原则，对数据调用展开优化。首先降低机组与检修开关的组合关系数量，并简化装置软件；然后在系统程序中提升装置判断机组和启停机组的优先级；最后在故障发生时分离本地控制策略和稳控系统控制策略，并优先运行稳控系统的控制策略。基于以上分析，对安全稳控
8、装置进行针对性调整：将系统判别对象更改为“事故后机组停运”；将电流和功率降低至系统监测阈值以下，从而规避故障时的功率异常波动；重新设置安全控制策略的优先级顺序，以机组切机顺序优先。优化后再进行数据调用试验项目，并将运行次数提升倍，运行后的试验结果见表。表优化后数据调用试验结果试验方式机组序号 实时仿真试验系统（次）号机组切机信号号机组切机信号号机组切机信号 号机组切机信号号机组切机信号 号机组切机信号 号机组切机信号 号机组切机信号 号机组切机信号 号机组切机信号 通过表可以得出，优化后的安全稳控装置能正确按照设定的顺序切机，不再受故障中机组功率振荡的影响。所以在实际系统搭建过程中，应结合实际
9、电网运行情况、单位采样数据、不同系统算法，科学地选择与门槛定值耦合程度最高的数据调用方式，从而避免装置误判和控制策略执行错误。故障演化过程稳控装置动作时序配合与优化安全稳控系统能够同时辐射多个电力场站，并通过严格的动作时序实现各场站之间的协调控制。在各电机场站同时运行或两个以上场站同时发生故障时，需要通过各场自动控制电工技术站之间的信息互通和稳控系统的准确判断、针对性控制策略，达到最理想的稳控效果。多控制主站故障时序配合为研究多个电力场站发生故障时的时序配合情况，基于某市两个电力场站一比一搭建试验项目，具体电力场站故障结构如图所示，故障试验见表。图 电力场站故障结构图表电力场站故障试验表运行方
10、式试验方法动作情况 直流双极运行 ，电厂开机 ，电厂开机 ；线检修，单回 ，、双回 时 线跳闸；时 线“三永”故障；时跳 、双回 电厂，、双回“”故障满足定值，未动作；换流站，、双回“”故障满足定值，未动作根据表可以得出，电力场站经过故障试验后，电厂和换流站均没有动作，根据系统观测当 跳闸时，安全稳控系统会进入特殊运行状态，所以电厂和换流站不会接收到切机策略，不会发生稳控动作；另外，试验中的电厂和换流站的数据调用原则和动作时序原则不同，所以在耦合运行的状态下出现了时序混乱的问题。针对上述情况，在安全稳控系统搭建时，应遵循统一故障主站处理原则，将系统内部所有元件的动作时序统一校准，并将、双回“”
11、故障策略集中于换流站稳控装置，进而从根本上避免了上述问题的产生。故障演化过程中交直流互相影响对稳控策略的影响为研究故障演化过程中交直流互相影响对稳控策略的影响，搭建总装机量为 的总电站，通过 、连接变电站，、送出至变电站，另设双回线 连接变电站。当 、跳闸时，总电站会有两股直流电送出至其他电力场站；当、跳闸时，可能出现过载断流，需要更改 的二次判据。更改的 的二次判据为：将、更改为跳闸停运状态；将 的突增量和功率最低值调整到 、以下。调整完二次判据后，通过 模拟 线运行状态，得出、故障动作时序图，如图所示。根据图可以得出，当小于 时，稳控系统的一次判据和二次判据均已通过验证，运行 后 线过载正
12、确动作；当超过 时，线过载功率门槛定值为 ，导致 、功率方向与二次判据原则不符，图、故障动作时序图从而导致判据失效，稳控系统不再产生动作，针对此问题，可以 取 消 二 次 判 据 条 件，开 放 判 据 兼 容 性 进 行 优化。经策略优化后，重复上述试验，稳控装置在 正确判别 线再次过载，追加切除电站和电站共 机组，过载消除，证明此次优化有效，优化后的 、故障动作时序图如图所示。图优化后、故障动作时序图结语综上所述，本文通过对时序动作配合的优化，完善了安全稳控系统，增强了安全稳控系统设计的科学性，并总结出稳控系统软件设计的要点：安全稳控装置需要采用合理的防抖动和保持计数算法；应对系统中电压、
13、电流、功率等数据信息进行多重验证；应用于多个场站时，应保持动作时序同步，并需要对已有通用判据重新进行稳定演化全过程的适应性评估，以确保其可靠性。参考文献 金吉良，彭书涛，朱云峰，等安全稳定控制装置标准化测试系统研究与开发 电测与仪表：林俊 基于物联网技术的电力监控终端安全在线管控系统设计自动化与仪器仪表，（）：张平，韩晋思，许才，等 特高压直流电流互感器阶跃特性分析及测试方法 内蒙古电力技术，（）：杜小磊，张文，李国杰，等 适用于新能源的风电场稳控系统研究与应用电气自动化，（）：汪本进，王睿晗，吴士普，等 特高压直流电压互感器换热结构设计及其对误差特性的影响研究 电测与仪表，（）：杨美君 联锁
14、驱动继电器动作时序对低频码的影响及优化分析 铁路通信信号工程技术，（）：（下转第 页）电工技术自动控制展厂内测试、验证，必要时在 年综检期间进行修改优化。（）对现场长期高负载率运行的二次设备开展性能分析评估工作，结合年度检修开展针对性的更换工作。暴露的问题（）基于早期许继技术路线的交流滤波器投切相关逻辑回路及通信链路无监视手段，造成设备板卡插件、二次回路、通信链路等环节发生偶发性、瞬时性故障时故障原因分析难度大、故障点位确认困难。（）早期工程的无功控制策略中若判断交流滤波器投切未成功则会延时 继续投入或切除，但是这缺少相关设计依据标准，因此 的投切延时时间是否合理仍待验证。（）测量控制装置至各
15、站控主机间运行链路短时阻塞，会严重影响对时间精度要求较高的直流系统控制策略。防范措施（）在运行期间，现场加强对交流滤波器投切情况的持续关注，每次投切时及时核对后台报文并计算、分析发出投切命令至分合位报文出现的时间，一旦发现异常，及时分析、处理。（）在直流站控系统增加小组交流滤波器位置信号的时间校核机制并上送软报文事件，以掌握站控系统实际收到开关变位的准确时间。（）站无功控制策略中，若投切执行未成功则延时 继续投入或切除，对此建议适当增加延时定值。（）总线物理层采用的是 电平标准，受电磁环境、接线工艺、总线速度、主站板卡老化等因素影响，主站接收到合法报文的概率降低，通信延时也可能变长，因此有必要
16、增加策略对现场总线的延时时间和直流站控主机 板卡的运行状况进行监视，及时掌握异常情况。建议许继公司尽快制定回路监视功能完善的相关技术方案，并开展验证工作，在 年换流站综检期间进行现场优化。（）分析许继公司的测试报告认为“现场发生的情况应属于硬件运行时间过长，部分器件老化导致的偶发现象”，建议许继公司协助对站现场控保设备运行情况开展分析评估，对控保设备、板卡插件的老化范围予以明确，提出板卡、元器件更换、整改措施。站利用年度检修停电机会，对控制、保护设备开展全面的检查、测试，并有针对性地更换设备板卡或元件，以保障设备运行安全稳定性。结语无功功率控制对于直流系统的运行非常重要，主要是控制交流母线电压和与交流系统交换的无功，还可以通过投入滤波器来防止过多的谐波进入交流系统，并调节母线电压。无功控制的种控制策略不仅有先后优先级也需相互配合。本文可为换流站运行人员的无功控制操作提供一定的指导意见，对同类故障排查处理有一定帮助。参考文献 梁天明，李建勋，李志龙一起交流滤波器电容器非典型故障分析电力电容器与无功补偿，（）：孙殿庆，李曼，王安全换流站无功投切及运行情况分析电力与能源，（）：文继锋交流滤波
