区域安全稳定控制系统

区域安全稳定控制系统（精选十篇）

区域安全稳定控制系统 篇1

为了满足青海西部(本文简称:海西)资源开发需要,加强青海主网与海西电网之间的联系,提高海西电网供电可靠性,增强海西电网输送能力,青海电网分阶段实施了330 kV湟—西—乌—德—格输变电工程和330 kV锡铁山—西台输变电工程。

为了保证工程投运后海西电网的安全稳定运行,提高海西电网抵御各种严重故障的能力,有必要对青海电网尤其是海西电网进行系统的稳定分析,找出存在的稳定问题,寻求解决方案。本文介绍具体的解决措施。

1 海西电网存在的主要稳定问题

长期以来,运用稳定控制分析技术并安装稳定控制装置是解决电网功角稳定、电压稳定和频率稳定问题,确保电网安全稳定运行的重要措施[1,2,3,4,5]。在海西电网330 kV湟—西—乌—德—格输变电工程投运之前,国网电力科学研究院和青海电力调度中心共同努力,根据海西电网建设进度和青海电网未来3至 5年安全稳定的研究报告,对海西电网工程投运各阶段电网主要功率断面的稳定水平影响程度进行计算分析[6,7]。结果表明:青海东部及西部电网之间存在同步稳定问题,海西电网在正常方式N-1故障及检修方式N-1故障下存在热稳定问题、电压问题,东部及西部电网解列后海西电网存在频率稳定问题。

针对上述问题,必须配置一套实用、可靠和先进的海西电网区域安全稳定控制系统,采用精确切机、切负荷和投切电容器、电抗器等稳定控制措施,提高海西电网的稳定运行水平[8,9,10]。

2 海西电网安全稳定控制系统的配置

在具体实施过程中,海西电网区域安全稳定控制系统分别在330 kV乌兰变、明珠变、巴音变、盐湖变、格尔木变、唐湖电厂和格尔木燃气电站按双机冗余配置了国内先进的FWK-300型分布式稳定控制装置,形成一主一辅2套稳定控制系统。其中乌兰变设为系统主站,其他为执行子站。整套安全稳定控制系统配置如图1所示。

系统中各站点的FWK-300稳定控制装置之间通过2 Mbit/s光纤数据通道连接并交换信息,自动识别系统运行方式,判别系统故障类型,按照预先制定的控制策略表,执行切机、切负荷和投切电容器、电抗器等控制措施,保证了海西电网安全稳定运行。各站兼就地低频低压减载功能,兼作第三道防线[11],同时,装置根据母线电压自动投切电容器和电抗器,这是本系统设计的独到之处。

3 海西电网安全稳定控制系统的控制策略

海西电网区域安全稳定控制系统采用了新颖有效的控制策略,主要表现在乌兰主站上(其他子站略)。乌兰主站FWK-300稳定控制装置监视不同断面的运行潮流,快速接收和处理各子站传来的系统运行信息。当故障发生时,根据不同断面开断情况,执行相应的控制策略:

1)当潮流向主网上送时,按过切原则发远方命令切除西海电厂和格尔木燃气电站部分机组,再按切机的过切量,精确切除各站负荷或解列部分线路。7种故障类型时乌兰主站稳定控制策略见附录A。

2)当主网潮流下送时,按欠切原则发远方命令精确切除各站负荷或解列部分线路。具体策略详见附录A表A3。

3)当龙乌线、明乌线、巴乌线、乌格线出现过载情况时执行以下策略:①龙乌线过载控制(功率方向龙羊峡→乌兰),向乌兰、巴音、格尔木、盐湖变发切负荷命令;②明乌线过载控制(功率方向明珠→乌兰),向乌兰、巴音、格尔木、盐湖变发切负荷命令;③巴乌线过载控制(功率方向乌兰→巴音),向巴音、格尔木、盐湖变发切负荷命令;④乌格线过载控制(功率方向乌兰→格尔木),向巴音、格尔木、盐湖变发切负荷命令。

4)实时检测海西电网的电压情况,根据母线运行工况,发远方命令自动投切电容器、电抗器,控制海西电网的电压水平,保证海西电网的电压稳定。当乌兰、明珠、巴音、格尔木、盐湖变的330 kV母线电压发生异常时执行以下策略:①以上5个站任一个出现330 kV母线过电压时,乌兰主站向与330 kV主网相连、出现最高母线电压的变电站进行以下控制:如有电容器运行,切1组电容器;如没有电容器运行,投1组电抗器。动作完成后,延时100 ms(等待动作完成)重新检测以上5个站是否出现过电压,如出现,重复以上动作,直至电压稳定。②以上5个站任一个出现低电压时,乌兰主站向与330 kV主网相连、出现最低母线电压的变电站进行以下控制:如有电抗器运行,切1组电抗器;如没有电抗器运行,投1组电容器。动作完成后,延时100 ms(等待动作完成)重新检测以上5个站是否出现低电压,如出现,重复以上动作,直至电压稳定。

4 应用效果

海西电网区域安全稳定控制系统正发挥着其应有的作用,保证了各种故障下海西电网的安全稳定运行,成为海西电网不可缺少的坚强卫士。该系统控制策略复杂,特别是在故障情况下,稳定控制装置一定要准确、快速地切除机组、负荷以及自动投切电容器和电抗器,从而消除电网故障,使电网重新达到一种新的稳定运行状态。这种切机、切负荷措施与自动投切电容器和电抗器相结合的区域安全稳定控制系统在国内电网的稳定控制系统中是独有的。该系统自2008年6月投运以来多次经受故障考验。运行结果表明:该系统的投入有效增强了电网输送能力,提高了电网安全稳定水平,准确避免了各种安全稳定问题,产生了巨大的社会和经济效益。

随着海西电网的不断建设,网架结构会发生变化,海西电网还会面临着新的电网安全稳定问题。因此,该系统在设计初期对其硬件和软件留有了扩展的空间,只要在海西电网区域稳定控制系统中作相应的控制策略调整,这套系统将会继续承担起确保海西电网安全稳定运行的重任。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

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教育系统安全稳定百日攻坚工作方案 篇2

实 施 方 案

一、指导思想

以杜绝学校安全事故为目标，以消除事故隐患为手段，以责任落实为保证，强化“以人为本，安全第一”理念，坚持“打防结合，预防为主”方针，创新全县教育系统校园安全监管机制，狠抓校园安全主体责任，把握隐患治理、事故防范主动权，全面提升教育系统安全稳定整体水平，为“两会”胜利召开营造安全、稳定、和谐的校园环境。

二、活动目标

深入开展校园安全“百日攻坚战”专项行动，做好“六灾一渗透”的排查和防范工作，杜绝重大事故的发生，无集体上访案件。

三、工作步骤

（一）、部署阶段（3月2日—3月6日）

全镇各中小学、幼儿园要根据本校实际情况，成立机构，建立相应的机制，召开专门会议，深入动员部署，落实工作任务、责任和措施。

（二）、实施阶段（3月7日—3月22日）

各中小学、幼儿园要根据要求，做好以下工作：

1、加强对校园各种设施设备的安全隐患的排查；

2、加强对学校的摊点检查和监督；

3、加强学校食堂物品采购和加工的管理，建立相应的台帐；

4、加强本校师生的管理，做好矛盾的调解和排查；

（三）、整改阶段（3月23日—5月31日）

各中小学、幼儿园要根据检查（排查）中发现的问题或隐患，结合学校的实际工作进行解决和整改，对学校无法解决的要及时上报。

（四）、总结阶段（6月1日—9月30日）

各学校要对活动进行全面总结，分析工作中发现的新问题，总结好的经验，并建立长效机制。

四、工作措施

1、大力宣传，加强教育。各学校要利用墙报、校园广播大力宣传安全卫生知识，教师要用课前一分钟对学生进行安全卫生教育，提升广大师生的安全防范意识，增强自我保护能力。

2、建立月排查制度，对发现的隐患要及时整改。

3、严格执行上级有关安全文件规定和会议精神。

4、重视矛盾纠纷的排查，做好矛盾纠纷的调解。

区域安全稳定控制系统 篇3

关键词：极不稳定复采区域 安全回采技术

1 概述

大庄矿作为收尾矿井，战场逐步萎缩，2011年以后以回采己三、己四采区大巷煤柱和残留资源为主。2013年根据采掘接替计划，我矿主要针对己四采区的残留资源进行回收，但是由于周边重组煤矿的相继退出、停止通风排水，我矿矿井受周边重组煤矿老空水影响，己四采区-132水平以下55万吨煤炭资源全部被水淹没，造成采掘接替严重脱节，出现了无煤可采的局面。为了缓解采掘接替紧张，也为了给己四采区的排水工程赢得宝贵时间，延长矿井服务年限。我们利用原有地质技术资料，在地测部门的配合下，决定在己三采区已回采区域布置己16-17-23073三分层复采工作面作为过渡，确保采掘接替不脱节同时实现衰老矿井精采细收。虽然三分层复采工作面顶板破碎、煤层厚薄不均、巷道布置极不规则，开采条件艰难，但是我们积累了一定的回采经验，并成功完成了《大巷煤柱对拉工作面应用悬移支架回采的研究与实施》、《衰老矿井利用悬移支架在复杂地质条件下回采大巷煤柱的探索与实施》、《孤岛不规则对拉工作面90度旋转回采技术的研究与实施》、《大庄矿保边煤柱在复杂条件下安全回采的研究与实施》等科技成果。针对布置和回采己16-17-23073采煤工作面，如何发挥利用好以往取得的成绩，降低回采成本、提高工效，对大庄矿收尾期间的安全、稳定发展有着十分重要的现实意义。

2 工作面在回采期间遇到的问题及对策

2.1 风巷绞架卧底回采 由于该工作面煤层厚度变化较大，风巷D1测点以里40m布置时，为减少巷道坡度起伏较大，保证巷道平直，造成巷道底板煤层较厚（2.5m）。工作面回采至此段时，风巷采用绞架卧底进行回采。

2.2 机巷延长段支架安装搭接及输送机合并 工作面机巷延长段长23m，需提前安装悬移支架。延长段内采用单体柱配工字钢支护，巷道高度1.9-2.1m，巷道内已做过扩帮处理，扩帮后采用工字钢配单体柱支护，切眼宽度满足支架安装需要，切眼内已铺设刮板输送机。

2.3 机巷下帮布置对拉工作面 在工作面回采过程中，由于机巷下帮处于区段煤柱中，向机巷下帮掘进布置工作面，待回采工作面推进出来 形成对拉工作面，就能更多的回收煤炭资源。为确保安全施工，我们制定以下安全措施：

己16-17-23073采煤工作面补机巷总长142m，工作面机巷里段开口位置在距工作面设计停采线以里50m处，开口沿己16-17煤层底板向东北（方位角N7°）施工31.83m，然后左拐向西（方位角N277°）施工126.52m，最后左拐向东南（方位角N343°）施54.26m与23073机巷贯通。该巷道位于24001采面三分层，该巷开口于23073机巷内，煤层厚时沿煤层底板托煤顶施工，煤层薄时破底板沿再生顶板施工，巷道施工中加强防自燃管理，要严格按照通风部门要求做好防自燃发火工作，保证施工安全。

2.4 过薄煤区 根据预定方案，工作面停止回采，将原工作面作为顺槽运输系统，在原工作面机尾延长段的薄煤区边缘，重新铺设刮板输送机为新的工作面。新工作面采用DZ-22型单体液压支柱配2.4mπ型梁对棚支护，边延长边大角度旋转回采。

①根据本采煤工作面三分层及顶板岩性情况，采用单体柱配π型梁对梁五柱式架设作为基本支架，对梁分主、辅支架，以采面下端为主支架，一梁三柱，上端为副支架，一梁两柱，对梁棚距为500mm，主、辅支架间距以两支柱三用阀相距10-20mm为准，三用阀一律平行于采面，出液口端相反打设。②本采煤工作面初采期间采用单体柱配金属铰接顶梁进行支护，“二三”排控顶，最大控顶距为4.2m，最小控顶距为3.2。待初采结束后改为单体柱配π型梁进行支护，“二三”排控顶，最大控顶距为3.2m，最小控顶距为2.2m。工作面采用π型梁支护时，每两棚为一组，每组支护棚距500mm±100mm一架，每根π型梁配3棵支柱，使用过程中π型梁下最低站2棵基本柱，严禁单梁单腿使用，支柱初撑力不小于90KN。③采用全部垮落法处理采空区顶板。采空区冒落高度应普遍不少于1.5倍采高，采空区局部悬顶和冒落不充分，面积小于2×5m2时，采取打密集柱和戗柱加强支护，大于2×5m2时，采取打戗棚、木垛、密集柱，加强矿压监测措施；大面积悬顶不落时，除采取上述措施外，必须进行强制放顶。④工作面支柱初撑力不得小于90KN，支柱要全部编号管理，牌号清晰，不得缺梁少柱，每号4节槽，支柱不少于60棵，π型梁不少于24根；工作面支柱要打成直线，柱距、排距符合质量标准化标准，采面拉线长度不小于50米，排距偏差不超过±100mm，柱距不超过±100mm；支柱要迎山有力，不得有退山支柱，单腿梁、宽棚档等不合格支架；顶板要背严刹实，严禁空顶、超高，严禁使用断梁坏柱。⑤前移π型梁维护时顶板要背严刹实，按要求铺好金属网，小棍每150-200mm一根，顶碎地段用竹笆护好顶，防止顶板掉矸伤人。⑥前移π型梁时，两人要配合作业。先检查临近支架情况，如有隐患要先处理好后，再落柱移梁，落柱要慢慢落柱，并随时注意顶板、支架、煤壁、老塘等情况，发现异常要及时采取措施，处理好后，再进行工作。作业时一人站在煤墙侧，将油枪插在中间基本柱上，用手托住π型梁的底面，一人站在老塘侧放顶处斜上方，先缓慢落下老塘侧支柱，并将支柱回出靠好站牢，然后在老塘侧作业人员再缓慢落下中间基本柱，所落高度以能移π型梁即可，π型梁移到位后，要及时将基本柱补齐，严禁单腿梁现象出现。⑦作业时严格执行“敲帮问顶”和“专人观山”制度，及时将顶帮松动的煤岩体和超规伞檐煤处理掉，防止片帮煤或顶板掉矸伤人。⑧加强矿压观测，支架必须升紧升牢确保支架支护强度，压力大、支柱钻底量≥100mm时支柱垫柱鞋。

区域安全稳定控制系统 篇4

钢铁企业供电系统作为大型工业用户电网, 具有与区域电网显著不同的特点:运行方式多样化、分层分区运行、负荷波动大。

1 钢铁企业供电系统稳定性问题分析

大型钢铁企业供电系统在绝大部分内部故障下均能够依靠自身的继电保护装置及原有的就地控制装置迅速切除故障而保持系统稳定。

然而大型钢铁企业供电系统的稳定主要依赖于外网, 忽视了自身的稳定控制能力, 没有完善的稳定控制措施。当供电系统与外系统交换功率很大时, 一旦相联的输电线路故障跳闸, 供电系统将与外系统断开而孤网运行, 往往出现有功不平衡问题, 如不能采取有效的稳定控制措施, 势必导致供电系统的频率崩溃, 引发企业大范围停电事故。

大型钢铁企业供电系统往往配置有足够的静态及动态无功补偿装置, 却没有足够的有功热备用容量。当供电系统遇到大扰动失去外电网电源供应时, 系统将出现发电有功与负荷的不平衡, 严重时导致频率崩溃。因此, 供电系统的稳定问题主要是故障后有功不平衡导致的频率稳定问题。

2 包钢电网区域稳定控制系统方案

区域安全稳定控制是指为解决一个区域电网内的稳定问题而安装在两个及以上厂站的稳定控制装置, 经通道和通信接口设备联系在一起组成稳定控制系统, 站间相互交换运行信息, 传送控制命令, 在较大范围内实施稳定控制。

2.1系统结构

包钢电力系统的区域安全稳定控制系统结构分三层, 如图1所示。在包钢电力系统设置1台安稳控制主站, 各110k V变电站分别设置控制子站, 在下级10k V变电所设置控制执行站。站间通过2M光纤通道连接。

包钢电力系统安稳控制主站1台, 其功能包括:

⑴接收各控制子站、控制执行站检测的出线、机组、主变、母线、必要的开关等的运行工况, 以及潮流方向, 综合全网信息, 可靠识别电网当前运行方式, 以及当前运行方式下潮流分布情况。

(2) 接收各控制子站、控制执行站检测的出线、机组、主变、母线、必要的开关等的故障状态, 如单相瞬时故障、单相永久故障、两相短路故障、三相短路故障、同名相或异名相跨线故障、无故障跳闸、线路非全相再故障、过负荷等, 必要时可增设测量、判断电压、频率事故;识别分区电网运行状态 (孤网运行) 运行方式, 综合电网复故障 (相继故障) 类型。

⑶综合决策负荷转移方向、转移量。

⑷协调识别全网故障过程/后潮流转移方向、转移量;根据切负荷控制量和统计的可切负荷量, 按照“既定原则”灵活地对负荷线路进行排队, 满足切负荷量要求;区分分区电网孤网后主变过载、频率、电压控制范围和控制量。

⑸将分析和决策结果下发至控制子站和经子站转发至控制执行站, 实施远方切负荷控制, 或负荷转移控制。

110k V变电站控制子站7台, 其功能包括:

⑴监测新钢ⅠⅡ回线路的运行工况 (包括潮流大小和方向) , 并上送控制主站。

⑵接收各控制执行站检测的出线、机组、主变、母线、必要的开关等的运行工况, 并上送控制主站。

⑶接收各控制执行站检测的出线、机组、主变、母线、必要的开关等的故障状态, 如单相瞬时故障、单相永久故障、两相短路故障、三相短路故障、同名相或异名相跨线故障、无故障跳闸、线路非全相再故障、过负荷等, 必要时可增设测量、判断电压、频率事故, 并上送控制主站。

⑷接收下级控制执行站统计可切负荷量, 并转发上送控制主站。

⑸接收控制主站下发控制命令, 就地执行, 实施远方切负荷控制, 或负荷转移控制。

执行站装置若干台, 其功能包括:

⑴监测中南Ⅰ、Ⅱ回, 中北Ⅰ、Ⅱ回等线路的运行工况 (包括潮流大小和方向) , 并上送控制子站。

⑵检测母线及母联开关等的运行工况, 并上送控制子站。

⑶接收各终端执行站检测的出线、母线、必要的开关等的运行工况, 并上送控制主站。

⑷接收对应终端执行站检测的可切负荷统计量等, 必要时可增设测量、判断电压、频率事故, 并上送控制子站。

⑸接收控制子站转发或控制子站的控制命令, 就地执行, 实施远方切负荷控制, 或负荷转移控制。

⑹可实现快速准同期并网。

2.2切负荷控制实施方案

大型钢铁企业发电厂的大型发电机一般均满发, 系统运行在零备用状态。供电系统一般从外系统吸收大量有功功率, 若高压输电线路故障解列, 供电系统的发电机总出力小于总负荷有功时, 只能采取切负荷的措施。整个紧急控制过程, 包括远程通信、决策命令和策略实施, 必须在很短的时间间隔 (100ms左右) 内完成。

控制子站设置在区域内能提供一定可切负荷量的变电站, 下设切负荷执行站, 具有切负荷功能。

对于功率受入型电网, 控制子站设置在区域内的110k V变电站, 控制子站的切除对象主要为站内的35k V、10k V或6k V负荷出线开关。由于被安排切除的线路所带负荷量受时间、天气、负荷特性及计划安排等众多因素影响而不断变化, 故每个执行站的可切量大小也随之变化。

而区域控制子站的可切总量为区域内各执行站可切量之和, 故其同样实时地变化。在电网发生严重故障, 需安稳控制系统动作时, 控制子站在完成故障判别、策略搜索, 得出须切总量后, 必须根据系统的实时工况, 将切除总量合理地分配至各执行站, 从而执行切负荷操作。区域控制子站向各执行站分配切负荷量时, 应遵循以下的原则:

(1) “不欠切”原则。

故障情况下, 若安稳控制系统实际动作切除的负荷量小于策略中安排的切除量, 则有可能导致存在暂态稳定或电压稳定问题的系统失稳, 因此欠切是不安全、不允许的。

(2) 最小过切原则。

某些情况下, 系统如果过切量过大, 则有可能带来恢复电压过高, 或者再次失稳的问题。在保证不欠切的情况下, 过切的负荷量越少, 系统和用户的损失越少。可将过切率作为评价指标之一, 公式如下:

其中, Pq为实切负荷量, Pxq为须切负荷量。

(3) 公平性原则。

在考虑切负荷灵敏度的基础上, 切除量应按照一定的公平性原则, 均匀地分配至各执行站, 尽量兼顾各站利益, 避免把切除量集中在个别执行站。

(4) 实时性原则。

分配算法须考虑安稳装置在数据通信、CPU处理速度等方面的性能, 适当控制通信数据量和CPU计算量的规模, 满足系统运行所需的实时性要求。

(5) 整定方便原则。

根据上述5项基本原则, 可采用权重法或轮次法作为切负荷分配算法。

当供电系统发生严重故障, 需安稳控制系统动作时, 控制主站在完成故障判别、策略搜索, 得出须切总量后, 应根据系统的实时工况, 将切除总量合理地分配至各控制子站, 控制子站根据以上切负荷分配原则, 采取设定好的切负荷分配算法, 以保证切负荷的准确性。

在81变系统正常运行方式 (大发运行方式) 下, 两台CCPP机组正常发电, 当高新变220k V母线故障, 或者新钢Ⅰ、Ⅱ回线路同时故障跳闸, 或主变同时跳闸时, 会发生频率稳定问题。此时, 应首先快速联切非生产负荷、次重要负荷, 保证孤网频率稳定。应用PSASP对新钢Ⅰ、Ⅱ回线路故障断开、快速切负荷进行计算, 模拟0.2s切除100MW负荷的曲线如图2所示, 由图可见, 孤网频率恢复了稳定。

正常运行方式下, 81变系统中1、2主变同时短路跳闸后, 81变系统中110k V子系统也会失稳。模拟区域安全稳定系统在0.2s内切除了54.4MW的负荷, 孤网子系统的频率如图3所示, 可见子系统频率恢复了稳定。

3 结语

区域安全稳定控制系统能够综合供电系统的运行信息、实时检测功率平衡情况, 能够在各种正常及检修运行方式下快速、准确地采取有效控制措施, 维持系统的频率稳定, 提高钢铁企业供电系统的安全稳定性。

参考文献

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区域安全稳定控制系统 篇5

工区班组现场会汇报材料

各位领导、同志们：首先，我代表工区全体职工，欢迎大家来工区检查指导，让我们有机会承办这次蚌埠工务段自控型班组建设经验交流的盛会，谢谢大家！工区自成立以来，全体职工充分发扬“敢为人先，永争第一”的精神，以苦为乐，建线建家，总结近年全工区职工共同奋斗的历程我们始终以“三严、三细、一突出”的标准开展班组建设和日常管理，基本上实现了“安全控制有效，设备质量创优，职工队伍稳定”的良好局面，下面，我围绕“三严、三细、一突出”，向各位领导和同志们把我工区各项工作情况作一汇报：

安全管理、设备质量、制度落实是一个工区最基本的三个关键，必须要以铁的纪律，不折不扣地落实，才能夯实基础，保证自控型班组管理的正常进行，为此，我们的三严：

一是严守作业安全。“安全是铁路运输永恒的主题，是一块班组必须严防死守的阵地，丢了安全就砸了饭碗，失去安全这块阵地就失去一切”，这句话是我们班组长对职工开展安全教育的口头禅，工区工班长和安全员，在日常作业中坚持做到嘴碎一点，安全教育不离口；心细一点，安全预想，尽量周到；腿勤一点，作业过程中加强检查。我们还根据工区职工作业中的表现，对职工安全自控能力进行了排模调查，对于个别责任心差，安全意识谈薄的职工，不断加强教育，在工作中，工班长还把他们作为重点对象进行控制，坚决执行“谁的自控能力差就加强对他的互控、联控，不让一名职工在安全上掉队”的原则。在带班作业的过程中，工班长，安全员对于违章违纪行为大胆管理，发现问题总是及时指出，并组织职工集体讨论，职工们认识到抓安全是对事不对人，是为了大家共同利益，不但理解了，还逐渐形成了“违章违纪人人管”的良好氛围，向着安全自控型班组方向发展。

二是严把设备质量。保持管内设备状态的均衡良好，是工务部门的主要使命，我们首先从每月的设备检查抓起，从工班长的参与抓起，因为只有工班长亲自参与设备检查，才能对自已管理的设备做到心中有数，才能更合理地安排工作，确保生产任务的顺利完成。俗话说得好“滥干不如精干”掌握了设备量的第一手资料，我们便对管内的薄弱环节进行重点整治。K-K是路基下沉地段，线路几何尺寸变化快，原来还出现过轨检车三级病害，由于我们坚持勤检查，勤处理，不但有效地控制了几何尺寸的变化量，也使线路基础日益稳定。同时，在段领导和滁州北车间的帮助和指导下，我们还对站场进行了“深加工“，对道岔进行了加强处理，基本上做到了把设备质量创优与打造工区品牌有机地结合在一起。

三是严肃制度落实。这里，换句话说就是“按标准开展工作”。通过不断努力，我们认识到段上每出台一项规章制度，必定对安全生产起着积极的促进作用。为此，凡有新的制度出台，都组织相关人员进行学习。通过落实段各项安全措施，我们有效地控制了小机群作业和单轨车的使用安全，通过细化安全管理，分解了工班长的工作压力，使更多的职工参与到自控型班组管理之中，通过落实关键岗位易发生事故的关键点及卡控措施，增强了班组对安全薄弱环节的控制能力，通过落实《安规》、《维规》、《修规》，综合维修质量明显提高，遵章守纪蔚然成风……总之，班组的管理者从严肃制度落实中尝到了甜头，达到了班组管理逐步规范的目的，职工从严肃制度落实中尝到了甜头，形成了安全生产与经济效益双赢的良好局面。

职工最关心的问题有三：一是奖金分配；二是休息休假；三是工区伙食。抓好三严，班组的效益就有保证，班组长在抓管理时便能得心应手，游刃有余，于是我们便以“三严”为基础做到“三细”，进一步提高班组管理水平。

一是细心周到的关心职工生活。职工是班组最宝的财富，是各项生产任务的具体实施者，细心周到的关心职工生活与搞好安全生产密不可分，为了控制伙食费，我们派职工轮流买菜，让大家掌握市场行情，伙食费用清晰、透明，每月的伙食费控制在80-90元左右。为了大家吃的顺心，我们经常根据大家的口味变换食谱，有职工生病，工班长便主动关心照顾，拿药打水，做病号饭。开展自控型班组管理工作要抓住先机，把各项工作做在前面，只有这样才能从容应对各种问题，我们在每月初，都根据生产任务情况和车间月度安全生产例会的重点工作安排做出全月工作计划，合理安排劳动力组织实施，当月工作提前完成后，便主动去做下月的正常任务，将赢得的宝贵时间，用于职工的调休，有效解决了休息与生产在时间上的矛盾，解决了职工调休这个“老大难”问题，使大家在全生产中时刻保持充沛的精力。

二是细致入微地抓好“三线”建设。建线就是建精神。对于段开展的“三线”建设，我们一方面加强管理，巩固既有成果，延长段“三线”建设投入的利用周期；另一方面发挥职工群众智慧，不断在巩固成果的基础上创新。我们移土平地，在段领导的支持下已有了一个初具规范的材料场。“三线”建设的开展丰富了职工的生活，陶冶了职工的情操，使这片荒凉的土地上荡起了无限生机。

三是细水节流的开展节能降耗。减少生产成本，是提高企业效益的重要手段。我们一直积极开展节能降耗活动，使全体职工养成了节俭的生活和工作作风。每日作业，我们都清点职工的工具，收工后一一对照，对于损坏的工具，使用者必须讲清原因，并经材料员许可后方准更换，做到了工具定人，避免丢失和意外损耗；每一处用电开关我们都有指定的节能负责人，工班长每日对节能情况进行检查；每日作业过程中，我们都及时将旧料收回工区，分类摆放，能利用的尽量重复利用。

区域安全稳定控制系统 篇6

电网频率是电能质量的三大指标之一,反映了发电有功功率和负荷之间的平衡关系,是电力系统运行的重要控制参数。如何维持系统发电和负荷及损耗之间的平衡,并保持频率稳定和联络线交换功率恒定,是一直以来备受关注的问题[1,2,3,4,5]。高压直流输电技术(HVDC)因其在远距离、大容量输电方面的优势,得到了广泛的应用[6,7],目前我国就已建成十多条高压直流输电线路。高压直流输电系统具有调节迅速的特点,如何利用该特点改善交直流系统的运行特性和稳定性正成为研究的热门问题[8,9]。对于负荷/频率控制,文献[10-12]提出利用HVDC联络线增加交流电网的阻尼,改善区域间交换功率的振荡和频率特性。但这些文献在直流功率调制控制器的实现问题上,均未考虑直流输电系统的控制方式。

在高压直流输电系统中,对于送端系统,直流控制一般采用恒定功率控制;对于受端系统,直流控制一般采用恒定熄弧角的控制方式。对于直流联络线功率的调制,一般需要在送端系统进行。考虑到通信的延迟、故障、干扰等因素对控制效果的影响,本文针对送端系统,研究了在直流功率调制控制器的设计中如何只反馈本地信号,对各区域进行分散控制[13,14],以消除区域间的频率振荡和功率振荡。根据系统多变量的特点,提出将重叠分解技术和线性二次最优控制理论相结合的方法,设计出分散控制的直流调制器。将该直流调制器加入到送端系统,要求指定的电厂跟随直流调制功率的变化而运行,其余电厂按传统的LFC运行。对一个典型的三区域交直流并联系统进行了数字仿真,结果表明,一方面直流功率的快速调节消除了区域间的频率振荡和功率振荡,有效地降低了负荷变化时频率的最大偏移,另一方面传统的LFC控制消除了频率的稳态误差。

本文第一部分进行了问题描述,第二部分介绍了直流功率调制控制器的设计,第三部分用一个三区域交直流并联系统进行了仿真验证。最后一部分是本文的总结。

1 问题描述

图1为一三区域交直流互联系统,其中区域1和2通过并联的交直流联络线连接,区域1和3与区域2和3分别通过一条交流联络线连接。假设区域1为直流联络线的送端系统,区域2为受端系统。当三区域中系统负荷突然发生变化,如大型炼铁厂或电弧炉厂、磁悬浮列车的启动等,本地区的用电需求量就会显著增加,相应的就会引起一系列的频率振荡的问题。如果本地区备用容量不够,那么一次调频显然不能抑制频率振荡。利用传统LFC控制可以实现三区域电量的相互支援,但是频率的最大偏移受到各地区调速率的约束[15],且很可能在负荷快速变化时,超出限值(±0.2 Hz)[16],继而产生一系列的频率稳定问题[17]。本文利用直流联络线传输功率可快速调节的特点,对送端系统直流传输功率进行调制,跟随快速变化的系统负荷,达到抑制频率振荡和减小频率最大偏移的目的。然后根据线性系统叠加原理,利用传统的LFC控制消除频率稳态误差。图2所示为系统负荷突然变化时无LFC参与的频率偏差曲线。由图2可知,在无直流功率调制参与的情况下,系统频率振荡的最大幅度为0.04 Hz,远远超过了对频率振荡摇摆幅度的要求[10](0.02Hz),直流功率调制的参与完全抑制了系统频率的振荡,但却不能消除稳态误差。消除频率的稳态误差由传统的LFC控制实现。

2 直流调制控制器的设计

2.1 系统数学模型

针对负荷变化幅值小、变化速度快的情形,本文采用了系统的线性化模型。图3给出了N区域电力系统第i区域的方块图。其中,当区域i连接直流联络线时,ΔPdci=ΔPdc,当区域i没有连接直流联络线时,ΔPdci=0。ΔPacij=2πT ij(Δfi-Δfj)。

由于直流功率调制响应快,在设计直流功率调制控制器时,可忽略一次调频和二次调频动态特性的影响,故仅对图3虚线部分建模,三区域交直流系统状态方程为式(1)示。

其中:Δfi为区域i的频率偏移;ΔPacij为区域i,j之间交流联络线功率增量;Mi为区域i的惯性常数;iD为区域i的阻尼系数;Tij为区域i,j的同步力矩系数;aij为区域i,j的额定容量比;ΔPdc为直流联络线功率调制量;亦为本系统的控制量。

电力系统尤其是高压直流输电系统地域分布广阔,如果采用集中控制策略,则需要复杂的数据传输系统收集各个区域的状态变量信号,这就有可能出现通信失败、通信数据错误、传输延迟等现象,从而影响甚至恶化控制效果。本文引入重叠分解技术,将原系统分解为相互独立的子系统,然后根据本区域信号分别设计各子系统的控制器,实现各区域的分散控制。以下介绍重叠分解技术的基本原理。

2.2 重叠分解技术[18]

对于地域分布非常广阔的互联网电力系统,各种改善稳定性的控制措施,通常都是按地域分散配置和分散控制的。传统的分散控制器之间大多缺乏信息共享,仅考虑本机可测信号,不考虑多机系统之间的关联作用,也不考虑系统中其他控制器的存在及其交互影响。电力系统中的大量数学模型都包含重叠的子系统,各个分散控制器之间进行信息共享是绝对必要的。重叠分解技术为描述包含重叠信息集的分散控制策略提供了一种行之有效的数学方法。其基本思想是将原线性系统状态空间进行扩展,在扩展系统中重叠子系统看起来是分离的,然后根据相互分离的子系统设计出各自的分散控制器。

考虑式(2)所示的线性定常系统S:

式中:系统状态变量x=[x1T,x2T,x3T]T;子状态向量x1,x2,x3的维数分别为n1,n2,n3;系统维数为n=n1+n2+n3。系统输入维数为m,u=[u1T,u2T]T,维数分别为m1,m2,则m=m1+m2。

系统S可描述为:

通过线性变换,将系统S扩展为系统

式中:

于是得到两个互相解耦的子系统

控制率u1,u2可根据线性理论进行分别设计。

2.3 控制规律的设计

将原系统S的状态变量划分为x1=[Δf1]T,x2=[ΔPac12,ΔPac13]T,x3=[Δf2,ΔPac 23,Δf3]T,根据重叠分解理论,将原系统S扩展为S:

其中:

两个相互解耦的子系统可描述为:

子系统即为:

引入直流功率调制的目的是为了抑制系统负荷突然变化时系统频率的振荡,减小其最大偏移值,并尽可能减小交流联络线和直流联络线功率变化。可适当地选择状态权矩阵Q和控制量权矩阵R,利用二次型最优控制理论[13]设计出使系统性能最优的控制规律:

由式(11)可知,状态反馈的信号均为送端系统易测量信号,该控制器的设计适合工程应用。

3 系统仿真

为了验证控制算法的有效性,对图1所示的三区域系统进行了仿真,其中原动机部分采用非再热型汽轮机,仿真模型见图3,系统参数如下。

惯性常数:M1=0.2,M2=0.167,3M=0.2 p.u.MW.s/Hz

阻尼系数:D1=D2=D3=0.00833 p.u.MW/Hz

汽轮机时间常数:Tt1=Tt2=Tt3=0.3s

调速器时间常数:Tg1=Tg2=Tg3=0.08 s

发电机组调差系数:R1=R2=R3=2.4 Hz/p.u.MW

偏移因子:B1=B2=B3=0.2 p.u.MW/Hz

积分器增益:K1=K2=K3=0.4 1/s

区域容量比:a12=0.2,a13=0.8,a23=0.25

同步力矩系数:T12=T13=T23=0.02 MW/rad

根据频率变化不能超过(±0.2 Hz)的指标要求和二次型最优控制理论,仿真采用的状态反馈增益为:

在Matlab环境下,分别对系统负荷突变的情况1、2、3进行了仿真,对比了三种控制模式下的各区域频率和联络线功率的变化曲线:(1)仅LFC控制;(2)LFC控制和直流调制协调控制;(3)传统的分散控制。其中,在传统的分散控制模式下,直流调制控制仅反馈送端系统的频率信号。

各区域频率偏差、交直流联络线功率的响应曲线如图4~图6所示。

当区域1系统负荷突加0.01 p.u.MW时,由图4(a)可知,在第二种控制方式下,基于重叠分解技术的分散控制引入送端频率信号和交流联络线功率反馈,能更快速有效地减小直流输送功率,送端系统频率偏差大幅减小,且所需要的直流传输功率变化为0.009 p.u.MW,小于负荷变化量。同时在LFC的协调控制下,各区域的频率偏差最终得以消除。图4(b)和图4(c)分别给出了区域2和区域3系统频率偏差的仿真结果。可见,引入直流调制后,区域2的频率偏差幅值增大,区域3的频率偏差幅值减小,表明区域1和区域3的频率偏差控制效果的改善是以牺牲区域2的频率偏差控制效果为代价的。这是因为由区域1和区域3输送到区域2的交直流功率同时减小所致(参见图4(d)),但频率偏差仍小于0.2 Hz。

当区域2和3系统负荷突加0.01 p.u.MW时,在三种控制模式下,各区域的频率偏差和交直流联络线功率变化情况如图5和图6所示。

由图5和图6可知,由于受端系统突加负荷引起整个系统频率下降,直流调制仅反馈送端系统的频率信号,控制器检测到送端系统频率下降,会减少直流输送功率,送端系统区域1的最大频率偏差得到很好的抑制。受端系统因输入直流功率减少,系统频率的最大偏差增大,此现象因为重叠分解技术在对系统解耦时忽略了部分其他子系统的信息引起的,这也是分散控制的主要缺点。但受端系统频率的增大幅度相比较送端系统的减小幅度而言很小,且各区域频率偏差均在可接受范围以内,就整体效果而言,重叠分解技术为描述基于重叠信息集的分散控制策略提供了一种行之有效的数学方法。

4 结论

当系统负荷快速变化时,各区域的频率和联络线交换功率可能出现振荡。对于这个问题,本文提出了将直流调制与传统LFC进行协调控制的策略,一方面利用直流调制的快速性消除区域间的频率振荡和功率振荡,减小各区域频率最大偏差,另一方面利用传统的LFC控制消除频率的稳态误差。鉴于电力系统的结构分散性,利用重叠分解技术和线性二次型最优控制理论,将原系统分解为几个相互独立的子系统,然后分别对各个子系统的控制器进行二次型最优设计。由于各个子系统进行分散控制,反馈信号可就地采样,且所反馈的信号均为易测量信号,因此这种控制算法极易实现。用一三区域交直流并联输电系统对控制方案进行仿真验证,实验结果表明,这种控制策略一方面有效地消除区域间的频率振荡和功率振荡,另一方面减小了各区域频率的最大偏差。

摘要：电力系统频率稳定性是衡量交流系统是否安全稳定运行的一项重要指标。当互联网交流系统遭受较大的负荷突变时,系统频率受到扰动会产生区域间的频率振荡。为抑制交流系统的频率振荡,根据交直流系统中直流传输功率可进行快速调节和具有短时过载能力的特点,提出了将传统的负荷/频率控制(LFC)和直流功率调制进行协调控制的方案,并采用重叠分解技术和线性二次型最优控制理论相结合的方法设计了直流功率调制控制器。对一个典型的三区域交直流并联系统进行数字仿真,结果表明,该协调控制方案一方面利用直流功率的快速调节抑制了区域间的频率振荡和功率振荡,有效地降低了负荷变化时频率的最大偏移,另一方面利用传统的LFC消除了频率的稳态误差。

正断层控制区域井壁稳定性研究 篇7

1 正断层控制区域地应力状态

地应力的相对大小和构造运动密切相关, 依据Anderson的断层形态与地应力相对大小的关系, 对于正断层的控制的构造, 三个主地应力的相对大小为[1]:

式中, σv为上覆岩层压力;σH为水平最大地应力;σh为水平最小地应力。

2 井壁稳定性分析模型

研究定向井井壁稳定性, 应从井周地层应力状态出发, 并结合合适的强度准则, 来确定钻井安全泥浆密度。假设地层是均质各向同性的孔隙弹性材料, 井壁完全不渗透, 井眼柱坐标系下井眼周围总应力可按下式计算[2]:

式中, 带下标r、θ、z的σ表示在井眼柱坐标下的总正应力和剪应力;带下标x、y、z的σ表示在笛卡尔坐标系下的总正应力和剪应力, z轴方向不变;R为到井轴的半径;r为井眼半径;θ为相对于x轴的方位角。

弹性状态下, 最大应力集中发生在井壁上, 即R=r处, 井壁上任意一点的主应力为[3]:

其中, σtmax和σtmin为井壁切向平面上的最大和最小主应力, 径向应力是另一个主应力。

若钻井过程中泥浆密度过低, 当井壁应力状态超过地层抗剪强度时, 井壁发生坍塌, 由此可以计算井壁坍塌压力。若采用Mohr-Coulumb准则, 可用下式表示[4]:

式中, σ1、σ3为井壁上最大和最小主应力, σc为地层单轴抗压强度;Ф为地层内摩擦角;Pp为地层孔隙压力;α为地层有效应力系数。

3 正断层控制区域井壁稳定分析

依据前面的井壁稳定分析模型, 我们对正断层控制区域的坍塌压力随井斜方位变化规律进行了计算, 结果如图1所示。计算时根据正断层控制区域的原地应力状态选取上覆岩层压力为最大主应力。计算时以正北方位为水平最大地应力方位, 图中sita代表钻井时的方位角。

从图中可以看出, 直井坍塌压力约为1.03g/cm3, 除在最小地应力方位附近钻井时坍塌压力随井斜角的增加开始有所减小, 随后又逐渐增大。在远离最小水平地应力方位钻井时, 坍塌压力随井斜角的增加而增加, 直井井壁稳定性最好。钻定向井时, 在最小地应力方位钻进坍塌压力最低, 有利于井壁稳定;在最大地应力方位钻进定向井坍塌压力最高, 不利于井壁稳定。

4 结论

地应力的相对大小和构造运动密切相关, 正断层控制区域上覆岩层压力为最大主应力。

在正断层控制区域, 向水平最小地应力方位钻定向井时坍塌压力随井斜角先减小后增大;当钻井方位远离最小水平地应力方位时, 坍塌压力随井斜角的增加而增加, 直井井壁稳定性最好。

在正断层控制区域钻定向井时, 在最小地应力方位钻进坍塌压力最低, 有利于井壁稳定;在最大地应力方位钻进定向井坍塌压力最高, 不利于井壁稳定。

参考文献

[1]陈勉, 金衍, 张广清.石油工程岩石力学[M].北京:科学出版社, 2008.

[2]金衍, 陈勉, 柳贡慧, 等.大位移井的井壁稳定力学分析[J].地质力学学报, 1999, 5 (1) :4-11.

[3]Fj r E, Holt RM, Horsrud P, et al.Petroleum Related Rock Mechanics.Second Edition.Elsevier, 2008.

区域安全稳定控制系统 篇8

区间振荡多存在于联系较薄弱的互联电力系统中,波及范围广,持续时间长,且难以利用局部信息加以抑制[1],已成为困扰电网安全稳定运行的最突出的问题之一。常规的控制方法多基于传统控制理论[2],包括相位补偿法、极点配置法、灵敏度分析法等。随着现代控制理论的日益成熟,许多新型控制方法也逐渐被引入到电力系统阻尼控制设计中,如线性最优控制[3]、自适应控制[4,5]、鲁棒控制[6,7]等方法。其中线性最优控制将状态量和控制量的平方和作为性能指标,通过求解黎卡梯方程获取该指标的极值,以实现最优控制。自适应控制则根据系统运行条件的变化,不断调整控制规律,从而保证系统的性能指标接近于参考模型的性能指标。上述2种方法在精确获取系统和扰动模型的情况下,均具有较好的阻尼特性,但一旦模型具有不确定性时,将很难保证阻尼效果。相比较而言,鲁棒控制方法在应对电力系统参数和外界扰动等不确定性方面具有不可比拟的优势[8]。其中,混合H2/H∞控制理论更是由于综合考虑了系统的稳定性及鲁棒性等因素,受到众多专家和学者的青睐[9,10,11]。在设计混合H2/H∞控制器的过程中,为了保证闭环系统的动态和稳态性能,需要将系统的振荡模式转移到左半平面或预先设定的稳定区域,传统方法是利用Gutman定理[12]进行振荡模式的转移,但由于该定理求解的稳定区域必须是凸区域,因此在某种程度上限制了振荡模式转移的范围。

针对区间振荡模式频率低、阻尼小、持续时间长的特点,本文首先利用特征值转移因子对稳定区域进行拓展,定义了可使系统迅速进入稳定状态的非凸稳定区域。在此基础上,考虑系统和扰动的不确定性,设计了基于非凸稳定区域的混合H2/H∞多目标鲁棒控制策略。最后,以4机2区域系统作为测试系统,分别进行时域和频域仿真,结果表明该方法不仅具有更好的阻尼性能,而且具有更强的鲁棒性能。

1 基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞控制策略

引理1[13]李雅普诺夫第一法,对于系统鄱:(A,B,C,D)有:

其中,x为系统状态向量,u为控制输入向量,y为输出向量,A为系统状态矩阵,B为控制输入矩阵,C为输出矩阵,D为前馈矩阵。

平衡状态xe=0的情况下,系统渐近稳定的充要条件是矩阵A的所有特征根均具有负实部。

引理2[14]矩阵ARn×n的所有特征根均具有负实部,等价于存在对称矩阵X>0,使得AX+XAT<0。

利用引理1和引理2,可将系统的振荡模式转移到左半平面的稳定区域,但该方法无法保证所有的振荡模式都具有足够的阻尼。为此,Gutman定理[12]提出只要存在正定对称矩阵X满足式(2),那么矩阵A的所有特征根都将位于由式(3)描述的稳定区域M中。

其中,z为复平面任意一点,M为实对称矩阵,ckl为矩阵M中第k行第l列元素,m为矩阵M的阶数。

Gutman定理将稳定区域由左半平面推广到可预先设定的区域,不仅改善了系统的阻尼性能,还在一定程度上提高了稳定区域选择的灵活性。但应注意,该定理仅适用于求解凸区域,对于非凸区域,由于不存在正定对称矩阵X满足式(2),因此无法确定该区域是否为稳定区域。针对该问题,本文提出利用特征值转移因子对稳定区域进行拓展,在图1(a)的λ平面上设计了一个非凸区域R1,如图1(a)中阴影部分所示,该区域对应的集合MR1可表示为:

系统调节时间与闭环特征根的实部成反比,特征根距虚轴越远,系统的调节时间越短[15];同时,区间模式的频率越低,参与机组越多,能量越集中于联络线,振幅越明显。为此,本文选用非凸区域R1,一方面,可以保证频率越低的区间模式距虚轴越远,获得的阻尼越大,调节时间越短,越容易进入稳定状态;另一方面,对于频率较高的区间振荡模式,其阻尼比虽然有所降低,但仍能满足阻尼控制的要求。一般情况下,区间振荡模式的频率为0.1~0.8 Hz,为了保证频率较高的0.8 Hz振荡模式满足阻尼控制的要求,由d=2πf及h=r-c0,可计算出d=7.6,h=0.9。此时,可保证0.8 Hz的振荡模式对应的边界阻尼比为0.1,符合振荡模式的阻尼比不小于0.1~0.3[13]的要求。

多目标鲁棒H2/H∞混合控制问题的线性时不变系统可描述为:

其中,w为外部扰动输入向量,z∞和z2分别为与H∞和H2性能指标相关的被控向量,B1为w输入的增益矩阵,C1、D11和D12分别为与H∞性能指标相关的状态变量、扰动输入和控制输入的权矩阵,C2、D21和D22分别为与H2性能指标相关的状态变量、扰动输入以及控制输入的权矩阵。

建立基于特征值转移因子的反馈控制律:

其中,考虑到F起权重系数作用,同时与映射有关系,本文将其定义为特征值转移因子。

将式(6)代入式(5),可得闭环系统方程如下:

该闭环系统对应的特征根方程为:

考虑到闭环特征根满足在非凸区域R1稳定的约束条件下很难在λ平面获取,本文将区域R1映射到β的左半平面R2上,如图1(b)中阴影部分所示。区域R1和区域R2之间的映射关系如下:

由式(9)的映射关系,可得β平面上的闭环系统特征方程:

其中,U(F)和V(F)都是以F为变量的系数矩阵,U(F)=(r+c0)I-(A+BFBT),V(F)=-(r-c0)I-(A+BFBT)。

由式(9)可知,λ平面的振荡模式位于区域R1的充要条件是β平面对应的振荡模式位于左半平面R2。而在β平面中,由引理1可知,系统稳定的充要条件是所有特征根的实部均为负数,即存在非负定的特征值转移因子矩阵F满足:

因此,满足闭环系统是渐近稳定的条件可以表示为:

其中,“‖”表示逻辑关系“或”。

由引理2可得式(12)的等价条件为存在对称矩阵X>0,使得下式成立:

其中,G1=VX+XVT,G2=UX+XUT。

需要注意的是,图1(a)中圆弧范围外虚轴上的点对应于无阻尼的区内振荡模式。文中发电机采用详细模型,因此区内振荡模式都具有一定的阻尼并满足稳定要求。再者,本文主要针对区间振荡进行广域阻尼控制,对于频率较高的区内振荡模式,可结合当地控制器(如PSS)加以抑制。因此,不需要考虑图1(a)中圆弧范围外虚轴上的点,即图1(b)中稳定区域仅对应图1(a)中圆弧的部分以虚轴为界。

对系统进行多目标鲁棒控制,除了满足系统渐近稳定的条件式(13)外,还需要使闭环系统满足以下条件。

a.H∞性能:当w被看作是一个具有有限能量的扰动信号时,从w到z∞的闭环传递函数Tw z∞(s)的H2范数不超过给定的上界γ,即‖Tw z∞(s)‖<γ,以保证闭环系统具有鲁棒稳定性。

b.H2性能:当w被看作是一个具有单位谱密度的白噪声信号时,从w到z2的闭环传递函数Tw z2(s)的H2范数不超过给定的上界η,即‖Tw z2(s)‖<η,以保证用H2范数度量的系统性能处于良好的水平。

满足目标a和b的充要条件为:

其中,Acl=A+BFBT,Trace(Q)为矩阵Q的迹。

由式(13)—(16)可将基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞控制问题转换为式(17)的线性不等式组的优化问题,其指标αγ+βTrace(Q)为H2性能和H∞性能的加权组合,α和β分别表示性能指标中H2性能和H∞性能的权重。

其中,G1=-2(r-c0)X-AX-XAT-BNBT-BNTBT,G2=2(r+c0)X-AX-XAT-BNBT-BNTBT。

令FBTX=NBT,MBT=BTX,利用上述不等式的约束条件可算出N和X,进而可得M=BTXB(BTB)-1,以及特征值转移因子F=NM-1。将F代入式(6),最终可推导出反馈控制向量u(t)=NM-1BTx(t)。

2 应用算例

2.1 测试系统

以4机2区域的系统[16]为例,利用可控串补TCSC(Thyristor Controlled Series Capacitor)设计基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞阻尼控制器,并对其阻尼性能和鲁棒性能进行分析。如图2所示,发电机采用6阶暂态模型,励磁系统采用快速励磁,基准模型下的负荷采用50%的恒阻抗和50%的恒电流混合模型,TCSC位于联络线8-9之间,补偿度为40%。TCSC附加控制器采用图3所示的控制结构[16],其中τ=0.05 s为一阶惯性常数,τa=0.4 s为超前时间常数,τb=0.02 s为滞后时间常数,Xmax=3和Xmin=-3分别输出最大值和最小值。本文针对区间低频振荡,利用TCSC实现基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞控制,以4号机组为参考机组,TCSC的广域反馈信号采用各发电机相对于4号机组的转速差。

在系统中的附加控制器处于开环运行状态下,利用模态分析方法对此系统进行分析,得到低频振荡的主导模式及其阻尼。从表1中得到,4机系统中存在2个区内模式和1个具有弱阻尼的区间模式,在系统受到干扰时,系统不能快速恢复到稳定状态。如不加以有效抑制,会对系统造成严重危害。本文利用MATLAB中的PST(Power System Toolbox)进行仿真验证。

2.2 仿真结果及分析

在以下各类扰动中,通过与传统的H2/H∞控制器进行对比,验证本方法的有效性和优越性。

a.稳态时联络线传输功率为421 MW,扰动为0.1 s时,线路4-13的母线4侧发生瞬时性三相短路,0.2 s后故障消失。

b.稳态时联络线传输功率为421 MW,扰动为0.1 s时,线路4-13的母线4侧发生永久性三相短路,0.2 s后将故障线路切除。

c.负荷采用60%的恒阻抗和40%的恒电流,扰动为0.1 s时,线路9-10的母线10侧发生瞬时性三相短路,0.15 s后故障消失。

d.负荷采用40%的恒阻抗和60%的恒电流,扰动为0.1 s时,线路9-10的母线10侧发生瞬时性三相短路,0.15 s后故障消失。

分别对基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞阻尼控制器和传统的鲁棒H2/H∞阻尼控制器进行闭环控制,得到振荡模式如表2所示。由表2可以看出,2种控制器均能将阻尼比不足的振荡模式转移到稳定区域,但需要注意的是,控制器1对系统的阻尼效果要远优于控制器2。这表明,基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞控制在抑制区间低频振荡过程中具有明显的优势。在以上4种扰动情况下,闭环系统的特征根均分布在非凸稳定区域中,如图4所示,其中空心圆为开环系统特征根,星花为利用控制器1得到的闭环系统特征根。

注:控制器1为基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞阻尼控制器,控制器2为传统的鲁棒H2/H∞阻尼控制器。

2区域发电机之间的功角差和联络线功率在4种扰动下的时域仿真波形如图5—8所示。可以看出,在不同运行状态下,发生不同扰动时,基于非凸稳定区域的鲁棒H2/H∞阻尼控制器均能快速有效地抑制区间低频振荡,且阻尼性能和鲁棒性能均明显优于传统的H2/H∞阻尼控制器。

3 结论

a.针对区间振荡模式频率低、所需阻尼大的特点,利用特征值转移因子对稳定区域进行推广,定义了可使系统迅速进入稳定状态的非凸稳定区域。

b.在此基础上,考虑到系统和扰动的不确定性,设计了基于非凸稳定区域的混合H2/H∞多目标鲁棒控制器。

安全稳定控制系统的运行维护 篇9

安稳控制系统由控制主站、子站、执行站及站间通道组成;一般在调度中心还设有稳控管理系统, 对安稳控制系统进行监视。

1) 控制主站:

一般安装在枢纽变电站, 与各子站进行信息交换, 收集全网信息, 识别电网运行方式, 综合判断多重事故和控制决策, 转发有关命令。

2) 控制子站:

安装在重要的变电站及电厂 (500kV) , 监视本站出线及主变等设备运行状态, 将信息上送主站, 接收主站下发的运行方式及控制命令, 进行本站当地控制及向有关执行站发送控制命令。

3) 执行站:

安装在需要切机的电厂及需要切负荷的变电站, 将本站控制量上送上一级子站或主站, 接收上一级站下发的控制命令, 并按要求选择被控对象, 进行输出控制。根据需要当地还具有出线过载切负荷、低频低压切负荷功能。

4) 站间通道及接口:

以光纤通道为主, 采用2Mbps或64kbps数字接口, 传送数据和命令;在暂时不具备光纤通道的地方, 也可使用载波或微波通道, 以音频传送方式 (MODEM方式) , 传送速率为1200波特。

5) 稳控管理系统:

安装在调度中心, 采用服务器或PC机, 经通道收集各主站与子站的运行状态、事件记录及数据记录、装置的异常信息, 以表格、曲线的形式提供给运行人员 ;可以下发控制策略表、定值。通道采用光纤, 一般用以太网-2M (64k) 接口, 103规约。

6) 在线决策主站:

设在调度中心, 经接口从EMS、稳控站等取电网运行数据和信息, 在多数据源的状态估计软件处理后, 进行潮流、稳定分析及控制策略优化, 并不断刷新稳控站装置的控制策略表。为了下发控制策略的快速性和可靠性, 决策主站与各安稳站的通信方式最好采用点对点、2M光纤接口方式。

2 装置防误措施

1) 对于远方动作命令采用就地突变量起动作为辅助的判据之一, 在收到远方命令的同时还要有就地突变量起动才能出口。

2) 对于从通道接收到的切负荷量切机量进行有效范围的判别, 把由于数据错误产生的超有效范围的切机切负荷数据过滤掉, 提高装置的可靠性。

3) 对装置通信进行至少四种校验, 提高了通信的可靠性、准确性。增加通道录波装置, 可对通道数据状况进行监视。

4) 尽量取可靠的辅助判据。

3 系统的运行维护

3.1 系统运行维护

1) 定期检查装置运行状态。

2) 发现装置动作时, 及时上报调度。

3) 在进行定值和策略表的修改时, 应将装置退出运行状态。

4) 在需要将其中一套装置退出运行做试验。

5) 若稳控装置与保护装置的CT回路串在一起, 在做其他保护试验时, 退出相应的稳控装置或采取安全措施, 以免装置误动。

6) 相关线路保护作开关传动是注意退出相应的压板。

3.2 装置的检验

1) 安全稳定控制装置的单体调试。

2) 安全稳定控制系统调试。

3.3 通道异常的处理方法

装置运行后若出现通道异常, 首先询问对侧和通道上是否有工作, 如有工作, (下待相关工作结束后, 异常应能自动消失。) 如对侧和通道无工作, 需要进一步检查;退出运行装置, 在本地进行自环试验。

3.4 一次设备操作时的重点

1) 母线试验时, 当装置接入母线电压时, 先断开本屏 (柜) 后上方相应的PT空气开关, 核对装置显示的母线电压确已消失, 再进行母线的有关操作和试验, 防止在母线试验时引起误动作。

2) 线路拉闸操作, 如被操作的线路接入稳控装置, 或操作此线路会影响相邻线路, 造成负荷大幅转移从而影响稳控装置的运行的, 在线路作拉闸时, 应遵循以下过程:检查当时的线路潮流或断面潮流是否满足装置定值, 如满足或超过定值, 应先调整潮流, 缓慢降低线路或断面潮流到动作定值以下, 再进行操作。

3) 旁路操作时:先投入屏上旁代相应线路的压板, 合上本屏 (柜) 后上方相应的旁路PT空气开关;合上旁路开关, 跳开线路开关;核对装置显示的线路电流确已消失, 装置显示的旁路电压、电流已正确, 然后再做有关的操作, 防止在试验时引起误动作。注:如此时有旁路出口压板, 应注意旁路出口压板的投退。

4) 被旁代的线路在恢复运行前应严格按照以下次序操作, 次序一定不能颠倒:先退出旁代相应线路的压板;合上线路开关, 跳开旁路开关, 断开本屏 (柜) 后上方相应的旁路PT空气开关;核对装置显示的线路电压、电流确已正确, 装置显示的旁路电压、电流已消失。注:如此时有旁路出口压板, 应注意旁路出口压板的投退。

4 结束语

安全稳定控制装置是为保证电力系统在遇到第二级安全稳定标准的大扰动时的稳定性而在电厂或变电站内装设的控制设备, 实现切机、切负荷、快速减出力、直流功率紧急提升或回降等功能, 是确保电力系统安全稳定运行的第二道防线的重要设施, 对保证电力系统安全稳定运行起到了重要的作用。

摘要：介绍安全稳定控制系统的基本概念和构成。

关键词：安全稳定,运行维护,安稳控制系统

参考文献

[1]南京南瑞继保电气有限公司.云南

[500]kV宝峰变安全稳定控制系统说明书[R].2010.

[2]宋璇坤.电网安全稳定控制系统设计[J].电力系统自动化, 1999.

[3]张友.电力系统安全稳定控制系统设计原则的探讨[J].电网技术, 1997.

区域安全稳定控制系统 篇10

关键词：安全稳定控制系统,控制策略,实施方案,茂名控制子站

0 引言

随着电力的联网及市场化, 电力系统的安全稳定受到越来越多的重视。要确保系统安全稳定运行, 必须建立电力系统安全防御体系, 它主要包括合理的一次网架、优良的一次设备、健全有效的三道防线、高效的调度运行及管理等方面, 是一个大的系统工程, 涉及到一次、二次、运行、管理等多方面。第三道防线不针对特定的运行方式及故障形态, 适合分散、就地配置。

1 粤西电网的现状及存在的问题

粤西电网主要由湛江电网、茂名电网、阳江电网组成, 它是南方电网西电东送交流通道在广东的其中一个入口。目前湛江电网依靠500 k V港城站的500 k V港茂甲、乙线与茂名电网联系, 向茂名电网输送功率;茂名电网作为连接湛江电网和阳江电网的枢纽, 除了接受湛江电网输送的功率, 还通过500 k V玉茂一、二线接受广西500 k V玉林站的输送功率, 然后通过500 k V江茂甲、乙线送往阳江电网。

随着500 k V江茂乙线和200 k V河春线的投运及广东 (通过湛江500 k V港城站) 与海南电网的联网, 粤西电网的网架和潮流都发生了很大的变化, 因此原粤西稳控系统的策略及功能将不再适应, 需对其进行改造和调整。

2 粤西电网稳控系统控制策略的研究

2.1 粤西电网220 k V电厂的送出问题分析

2.1.1 220 k V茂名电厂送出的稳定问题

当茂名电厂装机容量为700 MW时, 茂名电厂任一出线故障跳闸均无元件过载;当220 k V茂榭甲乙线故障断开时, 余下的单回茂河线将过载, 此时切除茂名电厂机组即可解决。当茂名电厂装机容量升至1100 MW时, 若220 k V蝶茂线仍处于热备用状态, 按照N-1原则, 电厂出力需控制出力在900 MW以内, 若在此方式下发生220 k V茂榭甲乙线故障跳闸, 茂河线严重过载, 需切除茂名电厂大量机组容量。

2.1.2 220 k V湛江电厂送出的稳定问题

湛江电厂有4台300 MW机组, 通过7回220 k V线路送出。正常方式下, 湛江电厂任一送出线路故障跳闸均无元件过载, 任意双回送出线路故障跳闸后也均无元件过载。经计算分析, 当湛霞双回检修湛坡双回线故障 (或湛坡双回检修湛霞双回线故障) 时, 赤椹线将会过载31%, 此时切除湛江电厂1台机组即可。考虑到此方式非常特殊, 建议避免安排湛霞或湛坡双回同时检修, 事前控制。

2.2 茂湛电网与主网解环运行时的稳定问题

正常方式下, 茂湛与阳江电网将解开电磁环网运行, 该片电网稳定性良好, 任一元件或任意双回线路故障均没有稳定问题。其中当江茂甲乙线双回故障断开时, 罗洞、贤令山片电压略低 (约0.97 pu) , 而茂名片电压略高 (约1.08 pu) 。

2.3 茂湛电网与主网环网运行时的稳定问题

若茂名与阳江电网保持电磁环网运行, 最大的问题是江茂甲乙线双回故障断开将导致220 k V蝶茂线和河春线严重过载, 阳江片电压降低。此时采取切粤西电网的机组均有效, 为使策略简单可行, 建议仍保持原来的切除茂名电厂与湛江电厂机组的措施。在此方式下, 220 k V网络是关键元件, 不建议采取解环的措施。

当220 k V蝶茂线或者河春线检修时, 若500 k V江茂甲乙双回故障断开, 则潮流大幅度地转移到余下的220 k V线路, 此时需将湛江与茂名电厂的大部分机组均切除, 才能使线路恢复事故限流以下, 措施量很大。因此, 建议在220 k V蝶茂线或者河春线检修时, 茂名与阳江电网采取合环的方式运行, 以提高粤西电网的电力送出能力。

2.4 分析结论

通过对粤西电网各种运行方式下的详细计算分析, 可得结论如下:

(1) 一般情况下, 粤西电网与主网仅以500 k V江茂甲乙线双回线相连, 通过对多种运行工况的分析计算, 若双回线的潮流控制在一定的潮流水平之内, 双回线故障跳闸后系统可以保持稳定。

(2) 若茂湛电网与主网需以电磁环网方式运行, 则500 k V江茂甲乙线双回线故障后220 k V线路将严重过载, 存在热稳问题, 须采取切机措施, 机组的需切量可以通过500 k V江茂甲乙线双回线与两回220 k V线路的潮流和来确定。对于此热稳定问题, 切机的灵敏度较低, 约18%。计算表明, 切除茂名电厂的机组最为有效, 湛江电厂次之, 奥里油电厂第三。

(3) 茂湛电网与主网需合环时, 建议双回220 k V线路同时合环, 以免严重故障下仅余一回220 k V线路严重过载, 导致切机措施量很大。

(4) 500 k V港茂双回线跳闸时, 粤西电网的动态稳定性较联网前有所减弱, 务必在奥里油电厂投运前做好PSS试验, 选用合适的参数, 以期提高该片电网的动态稳定性。

(5) 在西电的各种极其恶劣的检修方式下, 若500 k V江茂甲乙线双回线故障跳闸, 有可能存在稳定问题, 需通过事前控制来解决。

(6) 茂名电厂在出线检修方式下, 若发生茂榭双回线故障, 存在热稳定问题, 采用出线过载联切机组可以解决。

(7) 湛江电厂出线非常多, 只有在湛霞与湛坡四回线路同时失去时才有可能出线热稳定问题, 只要避开此种检修方式即可。

3 粤西电网安全稳控系统的实施方案

为了确保广东电网的安全稳定运行, 在处于广东电网接受西电入口处的500 k V茂名站装设安全稳定控制子站装置, 在220 k V阳江站、河东站、漠南站、菠萝园、开平站、茂名电厂、湛江电厂、奥里油电厂各装设一套安全稳定控制执行站装置。用以解决江茂双回线、港茂双回线跳闸后引起的系统暂态稳定及茂湛地区热稳问题。具体实施方案如图1所示 (其中茂名站、江门站、玉林站、港城站为500 k V变电站, 其余的为220 k V变电站) 。

3.1 江茂断面、港茂断面功率的计算公式

茂名子站实时监测500 k V江茂甲、乙线断面 (以下简称江茂断面) 和500 k V港茂甲、乙线断面 (以下简称港茂断面) 的潮流及运行状况。

江茂断面 (图1所示中控制断面1) :

式中, Pjm表示江茂甲、乙线输送功率;Pmy表示茂阳线输送功率;Phch表示河春线输送功率。

港茂断面 (图1所示中控制断面2) :

式中, Pgm表示500 k V港茂甲、乙线的输送功率之和。

线路功率方向以流出母线为正方向, 流入母线为负方向。

3.2 切负荷方案

茂名子站可接收河东站、阳江站、漠南站和开平站的110 k V、10 k V线路的可切负荷量。

执行站可设置本站每条负荷线路的切负荷优先级, 0表示不可切, 1～N表示切负荷优先级。执行站向茂名子站上送每条负荷线路的优先级和线路功率值。

茂名子站可设置执行站的切负荷优先级, 0表示执行站所有负荷不可切, 1～N表示执行站优先级。

茂名子站根据本站220 k V线路过载情况计算出需切负荷量或根据江茂跳闸时控制措施中的双回跳闸切负荷量定值, 在总可切负荷中根据“优先选切, 最小过切”原则计算出各执行站应切负荷量, 并给各执行站下发“应切至**优先级”的命令。

3.3切机组方案

茂名子站可接收茂名电厂、湛江电厂和奥里油电厂等的可切机组量。

执行站可设置本站每台机组的切机优先级, 0表示不可切, 1～N表示切机组优先级。为保证机组与切机优先级之间一一对应, 执行站中各可切机组切机优先级不可重复。执行站向茂名子站上送每台机组的优先级和机组出力。

茂名子站根据本站策略计算需切机组量, 并在总可切机组中根据“优先选切, 最小过切”原则计算出各执行站应切机组量, 并给执行站下发“应切至**优先级”的命令。

茂名子站可设置各电厂机组切机方式, “0”表示电厂机组均不可切;“1”表示暂稳可切;“2”表示热稳可切;“3”表示暂稳和热稳均可切电厂机组。子站在总可切机组中选择应切机组的原则如下:首先, 在所有可切电厂中选出一台优先可切的机组, 作为第一轮切机的控制对象;接着, 根据过切量最少, 切机组台数最少原则, 在各厂选出的机组中选取最优的组合方式, 切除机组;然后, 如第一轮可切机组的切机量不足, 在各厂中根据机组切机优先级顺序选取下一轮的可切机组, 并重新根据第二步执行切机措施;最后, 已切机组量达到需切机组量要求后, 子站向各执行站下发“应切至**优先级”的命令, 要求执行站将其1～**优先级的所有机组全切除。

4结语

本文在研究粤西电网现状的基础上以2009年正常大方式和极限大方式为基础数据对粤西电网安全稳定控制系统控制策略进行了深入计算分析, 提出了2009年粤西安全稳定控制系统的配置方案并校核了本稳控策略在西电东送交流功率增长后的适应性。针对相应的安稳系统软硬件配置、控制策略、系统功能进行分析论证、联机调试, 目前该系统已顺利通过广东电网公司相关专家及我局技术人员验收, 并于2009年9月挂网运行。

关于粤西电网稳控系统的研究, 我们还需要进一步深入:硬件系统是在基于现有计算机技术水平基础上开发的, 其CPU信息处理、系统稳定性和通信质量等方面仍受很大的局限, 尤其处理信息量太大时存在死机现象, 尚需解决。在控制策略方面, 仍局限于“离线决策、实时匹配”的方式, 控制方式上主要采用通过离线计算得出的策略表的形式, 由于无法穷举所有故障类型, 控制策略表是否合理、完善还有待在运行实践中加以验证。

参考文献

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[4]李勇, 郑伟, 吕东晓, 等.葛洲坝智能电厂稳定控制装置的研究与应用[J].电网技术, 2002 (1) :68～70