阳城500 kV系统安全自动化装置配置方案

　　1　工程概况

　　山西阳城电厂一期工程共建设6台350 MW机组，其送出工程以专厂、专线、专供(“三专”)方式接入华东电网，落点在江苏淮阴，全线长760 km。阳城电厂出三回262 km的500 kV线路至山东的东明开关站，其中两回线为同杆并架线路；东明开关站出两回268 km的500 kV线路至徐州地区的三堡开关站；三堡开关站分别出一回500 kV线路至任庄变电所，出两回230 km的500 kV同杆并架线路至淮阴变电所。在东明至三堡双回线三堡侧装设有补偿度为40%的串联补偿电容器。

　　2　暂态稳定计算

　　2.1　计算条件

　　根据系统接线并结合工程进度，稳定计算考虑了两个设计水平年：2000年，阳城电厂四机两线，串补未投运，两回过江线即江都至武南双回线；2003年，阳城电厂六机三线，串补投运，三回过江线，即增加了扬东至斗山的一回线。两个设计水平年的负荷水平考虑了峰、腰、谷方式，并主要计算了高峰负荷方式。阳城电厂的机组采用了详细的双轴模型进行模拟，其它发电厂机组采用Eq′恒定模型。阳城电厂机组的励磁模型采用可控硅静止励磁模型，其性能要求为快速高起始，顶值倍数大于2。全网负荷模型均采用电压静特性，60%恒定功率，40%恒定阻抗模型。稳定计算程序采用了BPA潮流计算和暂态稳定计算程序(中国版)。

　　2.2　计算范围

　　阳城电厂的电力进入江苏后，主要通过三堡—淮阴—江都—武南的双回线主通道送往江南负荷中心，此外，徐州地区彭城、徐州等厂送出电力由任庄至淮阴线送到淮阴变电所后，也要借助上述主通道南送，因此稳定计算范围除阳城至淮阴各段线路外，还包括了三堡—任庄、任庄—淮阴、淮阴—盐城、淮阴—江都和江都—武南各段线路。

　　2.3　计算用故障类型

　　稳定计算采用的故障类型包括各种单一故障和复故障。单一故障主要考虑三相短路，复故障包括三相短路加断路器失灵，以及同一潮流断面两回及以上线路中一回线三相短路、另一回线无故障断开两种类型。对于存在同杆并架线路的区段，即阳城—东明和三堡—淮阴段，还考虑了同杆并架线路同名相、异名相跨线单相瞬时、单相永久短路。

　　2.4　稳定措施

　　稳定措施主要考虑了切机。阳城电厂就地切机为故障发生后0.1 s，其它各站远传切阳城机组为故障发生后0.2 s；阳城电厂失灵保护动作后就地切机为故障发生后0.25 s，其它各站失灵保护远传切阳城机组为故障发生后0.35 s。远传切机与就地切机的时间差异主要是考虑了通道延时。

　　2.5　主要计算结论

　　2000年，阳东线三相短路和东三线三相短路，各需切阳城电厂1台机，以确保系统稳定；其它线路的单一故障，无需切机，系统保持稳定。各站母线故障均无需切机。阳东线同名相跨线瞬时性故障需要切阳城电厂1台机；三淮线跨线故障，不需切机。三相短路加断路器单相失灵的故障主要考虑了一个半断路器接线线—线串中间开关失灵联切线路这种较严重的情况，各线发生此类故障时基本均需切机，最严重时切阳城电厂2台机。对于另一种复故障，则是三淮双回线均断开或三任线和一回三淮线断开两种情况均要切阳城电厂1台机；淮江双回线全部断开要切阳城3台机；江武双回线全部断开，则造成江北和江南电网解列。

　　2003年，江武线三相短路，无需切机，系统保持稳定；阳东线和三任线三相短路，均需切阳城1台机；东三线、三淮线、淮江线和淮盐线发生三相短路，均需切阳城2台机；而任淮线三相短路则需切阳城3台机。各站母线发生三相短路，则东明和江都不需切机，阳城、三堡、任庄和淮阴均需切阳城1台机。阳东线同名相和异名相跨线永久性故障各需切阳城1台机；三淮线同名相跨线永久性故障需切阳城1台机，异名相跨线永久性故障需切阳城3台机。对于两种复故障，则很多情况下切阳城电厂机组的数量超过3台。

　　根据稳定计算的情况，阳城电厂送出工程的暂态稳定有如下特点：

　　a.稳定水平不高。阳城电厂经700 多km长线连到系统，若将徐州地区也看作送端系统，则实际上，阳城电厂是经近1　　000 km线路与受端系统相连。因而大部分区段发生三相短路时需要切机，而从目前华东电网的稳定水平来看，500 kV电网正常接线方式下，发生三相短路基本不需要采取稳定措施。

　　b.稳定问题涉及范围广。从阳城到武南的江北近1　　000 km共9个区段的500 kV线路故障都会引起阳城电厂失稳。例如2003年淮江线江都侧三相短路，就必须切阳城1台机，以维持系统稳定。

　　c.稳定措施要求快速实施。计算表明，对导致失稳的故障，如不采取措施，则阳城电厂基本上在故障发生后0.7 s～0.8 s与系统摆开。如2003年，阳东线阳城侧三相短路，如不采取措施，则阳城电厂约在故障发生后0.7 s与石洞口二厂的相对功角达到180°；淮江线淮阴侧三相短路，相对石洞口二厂的功角达到180°时所需时间约为0.8 s。但切机必须在机组功角摆开之前进行，否则不能维持系统稳定。所以对于前一个故障，切机必须在故障发生后0.5 s内进行，否则即使阳城电厂全切也没有效果；并且缩短切机时间可显著减少切机台数，如0.5 s需切5台，而0.1 s则只需切1台。对后一个故障，由于阳城电厂带动了徐州、彭城等厂失稳，因而切机必须在故障发生后0.4 s以内进行，否则延长切机时间，即使阳城电厂恢复稳定，徐彭等厂仍会失步，而把切机时间缩短到0.2 s，则仅需切阳城2台机。因此，切机时间应尽可能短，阳城电厂就地切机按故障发生后0.1 s，远传切机按故障发生后0.2 s考虑。

　　d.主要是阳城电厂机组的功角稳定问题。稳定计算中发现，由于阳城电厂对华东系统的联系阻抗很大，大部分故障情况下失稳模式是阳城机组对系统的功角失步，也有部分故障情况下的失稳模式是阳城与徐彭机组几乎同时对系统失步或稍有先后对系统失步。

　　3　阳城电厂送出工程安全自动装置配置方案

　　阳城电厂送电华东，属于跨大区远距离送输电，由于采用“三专”方式，必须按某一安排的指标发电和供电。

　　根据稳定计算结果，阳城电厂送出工程的暂态稳定涉及近1000 km线路和6个500 kV厂站，因而属于区域性稳定问题。然而引起问题的根源是阳城电厂经长线路连到系统，可见失稳模式主要是阳城电厂对系统的失步。稳定控制主要针对阳城电厂，故也可把这一区域性稳定问题分解为数个单机—无穷大系统的稳定问题进行处理，因此阳城电厂送出工程的暂态稳定又具有简单系统暂态稳定的特点。

　　从稳定计算结果可以看出，稳定措施的实施要求速度非常快，阳城电厂就地切机为故障发生后0.1 s，远方切机要求故障发生后0.2 s。这实际上已经具有了准实时，甚至实时控制的要求。

　　a.若采用简单系统的控制方式，即在阳城电厂就地装设安全自动装置，这样装置构成较为简单，也不需借助通道传递控制信息，可靠性比较高，且能满足稳定控制的速度要求。然而，如果将整个华东系统进行简化处理，必然造成较大误差，也不能较准确地确定稳定控制的作用，比如不能判断故障区段和故障类型，而且在某些故障方式下，阳城电厂与徐州、彭城电厂实际上同调，这样等值简化可能带来误判。所以误切机和多切机的可能性非常大，这与“三专”方式下发供电要求不相符合。

　　b.若采用分层控制方式，上下层控制系统间交换信息需要快速大容量的通信联系，阳城电厂送出工程中的通道情况难以满足这个要求。

　　c.若采用集中式稳定控制方式，要从阳城送出工程所覆盖的广大区域收集信息作出决策，再送到阳城电厂去执行，这就需要快速大容量的通道，即便有也要考虑到对稳定控制速度的影响。对于离线控制方式，由于控制区域很广，运行方式很多，策略表规模必然很大，使得装置比较复杂。对于准实时和实时控制方式，为达到稳定控制速度要求，必然需要进行系统简化，也存在前述误判或控制不准的问题。

　　由于上述各种方法均不能很好解决阳城送出工程稳定控制的问题，因此提出如下的配置方案。

　　在阳城、东明、三堡、淮阴、任庄、江都各站均配置安全自动装置，各站安全自动装置均独立检测其工作范围内的故障信息，除阳城电厂安全自动装置外，其余各站安全自动装置的切机信号借助通道送往阳城电厂，以实现切机。

　　各站安全自动装置均由微机构成，具有启动元件、功率判别元件和逻辑判别元件。各套装置内存有离线计算所得出的策略表，以便在故障发生时查询相应的稳定控制策略。远方切机信号采用多段通道接力传送的方式，其中江都至淮阴、淮阴至三堡、任庄至三堡和三堡至东明均采用载波通道，东明至阳城采用光纤通道。为提高可靠性，各站安全自动装置和各段远方切机信号传送通道均按双重化配置。

　　这样的安全自动装置配置方式，能反映整个阳城电厂送出工程范围内的故障，并且可以正确判别故障区段和故障类型，因而能够比较准确地决定稳定控制作用量，不会误切机或多切机。各站间的安全自动装置没有联系，做到了完全的分散控制。装置的逻辑部分采用查询策略表的方式，避免了系统简化所引入的误差，并且各种安全自动装置只检测局部工作范围内电气元件的故障状态，如淮阴变安全自动装置只监测淮江线和淮阴变母线及断路器的故障，因此策略表规模较小，运行方式变化很大时，装置也能较好适应。远方切机信号由于只需表示切机的台数，因此无需专用通道传送，对通道容量基本没有要求；切机信号接力传送次数最多的站即江都变的切机信号需要4级传送到阳城电厂，3段载波通道每一段的传输时间都能做到不大于30 ms，最后一段光纤通道的信号传输时间远小于30 ms，因此在故障发生后0.2 s远方切阳城电厂机组是完全能够做到的。