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1、贵州电网安稳系统联合调试2011年培训交流资料贵州电力试验研究院 二一一年八月,一、概述,贵州电网第一套安稳系统（安顺-贵阳-鸡场区域安稳系统）是1998年投运，历经10多年的发展，贵州电网结构发生了很大的改变，安稳系统随着电网结构的变化而逐年增加，特别是随着“黔电送粤”工程的建设，从2002年开始，贵州电网每年都需进行安稳系统的建设，安稳装置每年都进行联合调试，2008年经济萧条以后，在国家大力扩大内需的总体目标下，贵州电网建设得到快速发展，电网结构变得复杂，安稳系统每年逐步增加，联调任务逐步加大。,联合调试项目当时没有适当的规程可以借鉴，只是参考当时的继电保护及电网安全自动装置检验条例(8
2、7水电电生字第108号)。由于安稳系统是一个全新的系统，联合调试项目每年都在逐步完善，从2004年南方电网颁布继电保护及安全自动装置检验条例(QCSG10008-2004)以后，安稳系统联合调试有了一个可以参考的规程，但是该规程主要是针对保护装置的检验，安稳装置检验内容较少，2006年10月南网颁布中国南方电网安全自动装置检验规定,（试行）以后，对安稳装置的联合调试项目提出了详细的规定，通道检查、信息交换检查、压板出口检查、控制命令三帧确认、报文正确性校验、策略检查等在以后的联合调试中成为联调中必不可少的内容。,二、联合调试需注意的问题,由于安稳系统是属区域保护，电网结构不同，其策略不同，其功
3、能与要求均有很大的变化，生产厂家不同，生产技术人员对策略理解不同，保护实现的方法和原理均会不同。所以，安稳系统是一个非标准系统，需要技术人员在了解系统的同时，运用各种手段去验证安稳策略的正确性，安稳策略不是万能的，只是在某种条件下，解决电网稳定问题，不是在任何情况下都能解决电网稳定问题。,联合调试应注意事项：,1、联合调试前相关各厂站的单元件检验工作应已经完成，并完成开关传动试验。2、试验前要确定明确的组织体系，各试验参加单位必须听从统一指挥。出现任何与试验方案上不符的现象时，要立刻汇报试验指挥。试验中要顾全大局，不得只考虑本厂本站的方便催促试验指挥。3、联合试验必须在所有与试验有关的厂站的试
4、验系统都停下来的情况下，才能开始进行，因此各厂站要随时将本地的设备投运情况报告联合试验指挥。在试验开始后不得误合停运安稳上的跳闸压板，在跳闸回路及出口压板上工作需特别注意，严防误出口。,4、试验前各站的A套装置与B套装置互联光纤或数据电缆应解开，防止试验系统影响到运行系统。此外从试验系统接到省内其他安稳系统的传输通道也必须断开，防止因试验造成其他安稳系统误动或异常。5、对于存在一发双收通讯方式的安全稳定控制系统，在停运一套系统时，要将发侧试验系统发到收侧运行系统的通讯通道以及发侧运行系统发到收侧试验系统的通讯通道断开，以免造成试验系统和运行系统的相互影响。,6、试验完成后，试验人员要协助值班人
5、员完成对安稳系统安全地恢复。首先要拆除所有试验中的外加试验线；将所有试验中临时改动的定值改回运行定值并全面核对。投运前要检查各电流电压采样回路的采样，确保其准确无误；与相关站点联系，进行方式及断面功率的最后检查。投运前注意将系统从调试状态退出。对通道的恢复要听从试验指挥的统一安排。试验人员离开现场也需得到试验指挥的同意。,联调策略注意事项,1、潮流方向检查：在试验时按断面功率方向进行试验，同时要核实潮流功率反方向的动作逻辑是否正确。2、切机、切负荷范围检查：试验中要验证超范围的切机量、切负荷量应能可靠闭锁装置。3、过载策略检查：主变过载上网功率方向检查及反方向检查4、闭锁功能检查 包括主从装置
6、动作的闭锁检查。5、只有联调才能检查的开入开出压板的检查6、出口压板检查 联调时执行站的出口检查,联调时通道试验应注意事项：,1、通道检查；2、信息交换检查；3、闭锁检查：双套系统同时联调时的动作行为联合试验检查。相应的闭锁检查；4、误帧误码检查；5、最大整组出口时间的测试：针对通道组织多迂回通道，检查动作出口时间是否满足要求；6、三帧确认检查。7、报文乱码检查。,三、联合调试暴露出来的主要问题,1、程序问题。1.1 2008年在西部安稳联调期间出现程序问题：兴义变安稳A套装置在I母PT断线后，装置面板发PT断线信号及装置闭锁信号，复归后PT断线信号消失，如果此时II母PT断线，装置面板发PT
7、断线信号，但不发装置闭锁信号（逻辑上实际闭锁出口，只是信号灯不亮）。1.2 2008年7月9号，西部安稳系统B套联调结束后，两所屯变B套安稳装置面板显示采样值与线路名称正确，打印采样值发现线路名称与实际采样值不对应，向下错两个间隔，两所屯变A套安稳装置也存在同样的问题。,1、程序问题,1.3 2009年金州变，500kV金州变主站A、B套安稳装置的信号报文“1主变过载第5轮动作”应为“1主变低压第5轮动作”，经过厂家更改并重新检查后正确。1.4 2009年金州变，在做组合故障策略试验的过程中，当主变跳闸的同时伴随着线路过载，此时切负荷量是取两者之和。如果主变跳闸需切的负荷量小于线路过载需切的负
8、荷量时，两者之和大于安龙变、兴义变的负荷量，装置不切李关变的负荷，与策略表相符；如果主变跳闸需切的负荷量大于线路过载需切的负荷量时，两者之和大于安龙变、兴义变的负荷量，装置将切除李关变的负荷，这个逻辑与策略表的切负荷的原则是相违背的（线路跳闸与过载不切除李关变的负荷），经程序重新编程、反复验证后解决此问题。,1、程序问题,1.5 2009年金州变，在做组合故障策略试验的过程中，发现当主变跳闸的同时伴随着线路跳闸与主变过载的同时伴随着线路过载的情况下（此时切负荷量是取两者之大值）：当主变跳闸（过载）需切的负荷量大于线路跳闸（过载）需切的负荷量时，装置动作逻辑正确；当主变跳闸（过载）需切的负荷量小
9、于线路跳闸（过载）需切的负荷量但大于220kV安龙变、220kV兴义变的负荷量时，程序并不切除220kV李关变的负荷（线路跳闸与过载不切220kV李关变的负荷），这与策略表的切负荷原则是相违背的（主变跳闸与过载需切220kV李关变的负荷），当时向贵州调通局方式科反映，方式科认为这种组合故障发生几率极少，暂不修改程序，请有关单位注意。,1、程序问题,1.6 2009年在铜仁安稳A套联调时，发现川硐变接收（与铜仁变）光纤断开后，铜仁主站还显示太平变与秀山变断开前的负荷，后检查发现是四方公司通讯软件原因，更改程序后重新试验，试验结果正确。1.7、2009年在铜仁安稳A套联调时，发现太平变“通道投入压
10、板”退出后，上传数据不清零，后更改程序后，试验结果正确。1.8、2009年在铜仁安稳A套联调时，铜仁主站与川硐变做不连续命令时（两帧正确 一帧错误 两帧正确），川硐变会误动，查找原因后，更改通讯程序，再做该项试验，试验结果正确。,1、程序问题,1.9 2009年在“黔电送粤”A套安稳系统联调时，发现执行站（黔北电厂、鸭溪电厂、乌江新厂、乌江老厂、安顺电厂、纳雍一厂、纳雍二厂、南郊变、引子渡电厂、东风电厂、洪家渡电厂）安稳装置接收光纤断开后，执行站装置发通道告警，上送功率数据不清零，青岩主站、安顺主站、鸭溪子站与息烽子站安稳装置不告警，且两套安稳装置之间不交换数据。当“黔电送粤”安稳系统双套运行
11、时，如果执行站两套安稳装置接收光纤都断开，“黔电送粤”安稳系统会少切机组（拒动），当“黔电送粤”安稳系统单套运行时，如果执行站安稳装置接收光纤断开，也会导致少切机组（拒动）。,1、程序问题,贵州调通局组织召开“黔电送粤”A套安稳系统联调总结会议，决定对该问题进行整改，厂家进行程序升级，5月底进行出厂验收试验，试验合格。6月初进行“黔电送粤”B套安稳系统（程序升级后）联调试验，针对该问题进行了反复验证，结果合格，6月22日，对“黔电送粤”A套安稳系统（程序升级后）进行了补充试验，试验结果合格。,1、程序问题,1.10 2009年息烽变主变跳闸逻辑中低电压判据导致策略拒动问题。在“黔电送粤”A套安
12、稳系统联调时，发现息烽变主变跳闸策略中，有低电压判据，如果两台主变运行，一台主变跳闸，另一台过载，此时电压不会降低，该策略不会动作。经过程序升级后，取消主变跳闸策略中低电压判据并进行出厂验收试验与补充试验，试验结果合格。,1、程序问题,1.11 2009年，东风电厂保留机组设为0导致拒动问题。东风电厂保留机组设为0，如果有2台机组运行，会切2台或1台机组；如果有1台机组运行，会切1台机组；如果有3台机组运行，当安顺变向东风电厂发切3台机组命令时，东风电厂不执行该命令，会拒动。后厂家进行程序升级，经过试验验证，结果正确。1.12 2010年8月29号水城变安稳A套装置验证野水线、水滥线同时过载切
13、负荷策略时，水城变装置报文不太清晰（切负荷逻辑正确）。后南瑞厂家升级报文程序，重做试验，结果正确。,2、装置硬件质量问题。,2.1 2009年金州变，发现220kV兴义变B套安稳装置短时发异常信号后复归，安稳装置显示通道异常，经查明为500kV金州变通信机房的MTC-220A四路64K/2M数据接口光纤传输设备的接口坏，更换光纤传输设备后正常。,2、装置硬件质量问题。,2.2 2009年福泉变，福泉变联调时发现福泉变至剑江变通道误码率高，后查明原因是福泉变侧通讯机房SDH至MAX22同轴电缆有问题，更换同轴电缆后正常。2.3 2009年福泉变，福泉变联调时发现福泉变侧通道录波插件坏，更换后正常
14、。,2、装置硬件质量问题。,2.4 2009年在“黔电送粤”A套安稳系统联调时，发现大方电厂主机2次收到息烽变切机命令，主机动作灯亮，但从机动作灯不亮，后查明是主机上位机硬件问题，更换主机上位机硬件后，主机连续做100次试验，从机均可靠出口。2.5 2009年，在“黔电送粤”A套安稳系统联调时，青岩变安稳装置装置不断出现复位请求，原因是老硬件与新软件不匹配，将安稳插件VLCPU12D的U21第3个引脚剪断，已解决该问题。,2、装置硬件质量问题。,2.6 2010年，鸭溪变A套联调时，由于鸭溪变安稳装置通讯插件原因，鸭溪变A套安稳装置与安顺变、黔北电厂、鸭溪电厂、乌江新厂通道不通，后更换通讯插件
15、后，通道正常。,3、其它问题,3.1 2009年，川太秀A套联调时发现：川硐变向秀山变发送88MW切负荷命令时，太平变只收到87MW切负荷命令，后川硐变反复做了几次试验，太平变会存在少切1MW负荷的情况，厂家解释是数据计算处理问题，由于只少切1MW负荷，策略是采取过切方式，实际情况是不会少切负荷，只会多切负荷，故该问题没有处理。,3、其它问题,3.2 2009年，川太秀B套联调时发现：太平变川太线路过载时，线路过载第一轮显示过载报文与切负荷量，过载第二轮时显示切负荷量与过载报文，在查看报文时，报文内容颠倒。原因为太平变为主从机结构，当从机的线路发生过载时，该信息发送给主机，主机识别此状态进行策
16、略判别，线路过载轮次是从机发出的，其相对时间是以从机线路过载启动时刻来计算，而策略切负荷报文是主机发出来的，其相对时间是以主机策略启动时可开始计算，从机发给主机信息，到主机识别这个启动信息大概有4-10ms左右延时，这样就可能发生主机切负荷报文先于线路轮次报文发出的情况。,3、其它问题,3.3 2009年，川太秀B套联调时发现：在川硐变铜川线路过载4轮的情况下，且各轮延时间隔少于0.8s时，太平侧存在中间会少一轮命令的情况，最后一轮有切负荷报文，最后一轮切负荷命令是前面几轮与本轮过载负荷的累加，不会少切负荷。原因为川硐变和太平变之间是载波通道，载波机和装置之间是串口连接方式，受到载波通信方式和
17、串口发送机制的限制，发送的2帧信息之间要有一定的时间间隔，才能保证发送信息的可靠性和准确性，太平变侧接收的命令必须连续3帧才能识别，这样就导致铜川线路过载延时间隔少于0.8s时，太平变侧存在丢报文现象，川太秀A套（光纤通道）装置不存在此问题。由于川硐变与太平变安稳装置为一光一载双套配置，正常情况下光纤通道为主运装置，载波通道装置为辅运装置，正常情况下不影响运行。,3、其它问题,3.4 2009年，安顺变与息烽变、鸭溪变做通道抗干扰试验报文内容乱码测试项目时，息烽变、鸭溪变子站误动问题。安顺主站报文内容乱码测试，错2位、错3位、错4位的应通过校验（1帧）项目不动作时，四方、南瑞稳控所的子站将误动
18、。息烽变收安顺命令，如果报文头、地址码、校验和都正确，命令码一致有效，如果无定义部分变换，连续3帧以上，息烽变认为是有效命令，会动作，如果有定义部分变换，连续3帧以上，息烽变认为是无效命令，不动作。四方厂家的安稳装置对通道抗干扰试验没有考虑。,3、其它问题,3.5 2009年，息烽变切大方电厂、黔西电厂、乌江老厂有效范围校核为15台机组，如收到安顺变切大方电厂、黔西电厂、乌江老厂每个电厂超过15台机组，则息烽变不转发命令，有效范围偏大。大方电厂、黔西电厂有效命令校核：切机台数超范围，有切机报文，不出口；切机台数有效，但命令中含超范围切机组号（如切5号机），只切命令中的有效机组；正常运行情况下，
19、不会出现超范围的切机台数，只有在通道受到干扰时，才有可能出现超范围的切机台数，这种事件发生几率极小，该问题不作处理。,3、其它问题,3.6 2010年8月31日验证六盘水变安稳A套“#1、#3变运行，#3变过载（功率方向：500kV220kV。）”策略时，六盘水变安稳A套向滥坝变A套发切负荷量30MW时，滥坝变A套收切负荷量74MW，只出现过一次发送命令与接收命令不一致情况。南瑞厂家在六盘水变核查当时的通道录波报文，通道录波报文显示六盘水变A套向滥坝变A套只发切负荷命令30MW，由于滥坝变无通道录波装置，滥坝变不能核查当时的接收命令情况。,3、其它问题,后针对该现象，六盘水变A套、B套连续做2
20、0次试验，向滥坝变A套、B套发20次命令，结果都正确：滥坝变接收命令与六盘水变发送命令一样。出现该现象估计与当时临时通道（当时A套是临时通道，B套是正式通道）受干扰有关，在A套正式安稳通道开通后，又补充做该试验，连续做该策略50次，滥坝变接收命令都正确。,四、建议,各策略逻辑考虑原则需一致。目前各厂家技术人员对策略逻辑理解的不同，对策略逻辑编程不一致。如线路过载、主变过载策略等，各厂家技术人员没有统一的原则可以参考，都是按照各自的考虑去编程。因此安稳装置的策略原则需制定一个标准进行统一。,数字化变电站的安稳装置需加强了解及培训学习。目前贵州电网已准备上数字化的安稳装置，随着遵义变、太平变数字化变电站改造的逐步完成，该站的安稳装置需换成数字化的安稳装置。,谢 谢！,
