0 引言

近年来，高比例可再生能源快速发展^[1]，风电、光伏的大规模集中接入、超高压和特高压交直流输电大量应用，使我国电网运行日趋复杂多样，安全运行压力加剧，因此由安全稳定控制系统（简称安稳系统，一个地区的安稳系统由多个安稳装置组成）及切机、切负荷等稳定控制措施构成的电网第二道防线日益重要^[2-3]。随着内蒙古电网发电装机容量日益增大，内蒙古500 kV外送通道的安全稳定控制系统成为华北电网控制规模最大并且最为复杂的安稳系统，为使电力送出得到有力保障，安稳装置的检测和校验有着极为重要的意义。

研究电网安稳系统的仿真方法主要分为机电暂态仿真与电磁暂态仿真^[4]。BPA、PSSE与PSASP等机电暂态仿真软件主要用于研究电力系统大扰动的暂态稳定性能以及小扰动的静态稳定性能。PSCAD与RTDS等电磁暂态仿真软件用于研究电力系统以及电力电子器件的快速暂态过程，其中，RTDS仿真软件能直接与外部电气设备相连进行动态仿真^[5-6]。因此，将RTDS仿真软件与安稳装置连接，进行动模试验，分析结果可为安稳系统的装置级校验提供有力技术支撑。

1 安稳控制系统工程概况

本文以威俊—包北500 kV变电站的临时安稳系统策略为例，在包北变电站、威俊变电站、华电内蒙古能源有限公司土默特发电分公司（以下简称土右电厂）以及神华神东电力萨拉齐电厂（以下简称萨拉齐电厂）分别配置安稳装置，系统地理接线示意图如图 1所示。临时安稳控制策略确定控制主站为威俊变电站，信息采集子站为包北变电站，执行站为土右电厂和萨拉齐电厂。安稳系统通道数据交换示意图如图 2所示。

2 基于RTDS的安稳装置动模试验平台 2.1 搭建数字模型

基于RTDS的数字模型依据内蒙古北部500 kV局部区域电网实际一次网架结构进行搭建，元件参数见表 1，采用实际电网运行参数进行建模。系统电压等级为500 kV，一次系统网架结构为4站1断面，如图 3所示。

威俊变电站通过双回500 kV线路与包北变电站相连。威俊变电站和包北变电站母线均采用3/2接线方式，均设有2台500 kV自耦式变压器，低压侧均接带可调式负荷，电压互感器变比为500 kV/0.1 kV，电流互感器变比为2500 A/1 A。

包俊Ⅰ线和包俊Ⅱ线为检测断面，在数字模型中2条线路的中间设置了2个可调距离的故障点，每个故障点均可以模拟各种类型的金属性故障、经过渡电阻短路故障、发展性故障。同时，数字模型能够模拟系统频率偏移和低频振荡。

在数字模型的控制环节，设计并搭建了自动重合闸功能模块，如图 4所示。自动重合闸功能模块由5部分构成，分别是单相故障设置模块、模拟断路器控制模块、自动重合闸控制模块、重合闸状态跟踪控制模块、重合闸加速三跳控制模块，能够设置故障持续时间及断路器重合闸时间，模拟单相重合闸和三相重合闸，与工程的实际断路器控制模式相符。

2.2 检测试验平台的搭建

内蒙古北部500 kV送电通道安稳系统的整体检测环境由RTDS、模拟量输入输出（GTIO）板卡、功率放大器、开关量转换装置、安稳装置组成，检测试验平台如图 5所示。试验平台各部分主要功能如下。

（1）RTDS：数字仿真模型运行平台，基于RTDS的安稳系统检测仿真模型运行时占用2个RTDS计算单元（Rack），能够模拟电网实际运行工况。

（2）GTIO板卡：通过GTIO卡进行数据交互。其中，GTAO卡为模拟量输出卡，每个板卡共12个通道，仿真程序设置8路电压和8路电流，因此配置4个GTAO卡。GTDO卡、GTDI卡分别为数字量输出卡、输入卡，每个板卡共64个通道，仿真程序设置28个开出信号至安稳装置，4个开入信号至安稳装置，因此配置1个GTDO卡与1个GTDI卡。

（3）功率放大器：进行RTDS与安稳装置之间的模拟量转换，提供实际输出的二次电压、电流值。根据放大器型号的不同，电压值放大20倍，电流值放大4倍或8倍。安稳系统检测平台配置4台功率放大器。

（4）开关量转换装置：进行RTDS与安稳装置之间的开关量转换，实现数字量与干接点信号的相互转换，与仿真模型中断路器分合状态实时交互。

（5）安稳装置：分为安稳主站、安稳子站、安稳执行站。采用国电南瑞科技股份有限公司的SCS-500E型号安稳装置，内置稳控策略表为实际工程的临时安稳系统控制策略。

3 试验项目及试验结果 3.1 试验项目及依据

安稳系统的动模试验方法依据GB/T 14285— 2006《继电保护和安全自动装置技术规程》^[7]、GB/T 26864—2011《电力系统继电保护产品动模试验》^[8]以及《内蒙古北部500 kV送电通道安全稳定控制系统工程威俊变电站装置技术说明书》^[9]。

本项目先后进行了以下检测：交流量及开关量的采样测试，启动判据测试（分为突变量启动与跳位继电器（TWJ）信号变位启动），线路、发电机组的投停判别测试，跳闸判据检验，安稳系统策略检验，切机原则检验，TA或TV断线功能检验，压板功能检验，系统频率偏移检验，系统振荡检验。其中，重点分析了跳闸判据检验、策略检验、切机原则检验及系统振荡检验。

3.2 试验结果分析 3.2.1 跳闸判据验证

发生单相瞬时性接地故障，模拟断路器单跳单相重合闸，安稳装置不判跳闸；发生单相永久性接地故障，模拟断路器单相重合闸后加速跳三相，安稳装置判跳闸；发生相间故障，模拟断路器直接跳三相，装置判跳闸。图 6所示为包俊Ⅰ线单相瞬时接地故障仿真结果，L3相发生金属性接地故障，故障持续时间0.4 s，图 7所示为包俊Ⅰ线单相永久接地故障仿真结果，L1相发生金属性接地故障，故障持续时间1.2 s。仿真结果包括故障的触发阶跃信号、三相断路器的分合闸信号、威俊变电站的包俊Ⅰ线电流、包北变电站的包俊Ⅰ线电流。

根据图 6、图 7可以看出，仿真结果验证了安稳装置跳闸判据的正确性。

3.2.2 临时安稳系统策略验证

包俊单回线路运行时该线路跳闸，或者包俊双回线路运行时发生N-2故障，安稳装置执行切机策略，切1台萨拉齐电厂大功率机组，切2台土右电厂机组；包俊双线运行时发生N-1故障，安稳装置不执行切机动作；包俊双回线路运行，在启动周期内双线相继故障，安稳装置执行切机策略，切1台萨拉齐电厂大功率机组，切2台土右电厂机组；包俊线路TA极性反向或机组TA极性反向，不影响安稳装置动作策略。

试验结果表明，基于RTDS的安稳装置动模试验平台能够对临时安稳系统的策略进行全面的校验，并且准确反映了安稳装置的控制特性。

3.2.3 临时切机原则验证

土右电厂启2台机组运行，萨拉齐电厂启2台机组运行，策略执行时土右电厂切除全部机组，萨拉齐电厂切1台大功率机组；土右电厂启1台机组，萨拉齐电厂启2台机组，策略动作主站切除土右电厂2台机组，执行站切除土右电厂1台机组，切除萨拉齐电厂1台大功率机组；土右电厂启2台机组，萨拉齐电厂启1台机组，策略动作切除土右电厂2台机组，不切萨拉齐电厂机组；土右电厂启1台机组，萨拉齐电厂启1台机组，策略动作主站切土右电厂2台机组，执行站切除土右电厂1台机组，不切萨拉齐电厂机组。

策略动作结果全面验证了各安稳装置在执行切机原则过程中的正确性和完备性。

3.2.4 低频振荡验证

系统在0.8 Hz低频振荡下，安稳装置能够依据策略正确动作。如图 8所示，在土右—威俊Ⅰ线，有功功率出现0.8 Hz低频振荡，振荡时间20 s时，包俊Ⅱ线检修，包俊Ⅰ线发生L1L2相相间故障，安稳装置策略动作，切土右2台机，切萨拉齐1台大机组。仿真结果包括土右—威俊Ⅰ线有功功率、包俊Ⅰ线电流、包俊Ⅰ线电压，土右电厂与萨拉齐电厂安稳装置发出的跳闸信号。

试验结果表明，通过RTDS仿真一次系统发生低频振荡，安稳装置未发生误动和拒动情况，同时，保证了在输电断面发生故障时能够依据策略正确动作。

4 结语

本文以实际网架参数为基础，通过RTDS仿真试验平台搭建安全稳定控制系统的数字模型，模拟检测断面上各种类型的故障以及系统振荡，对安稳装置进行装置级校验，包括采样校验、安稳装置各类判据校验及临时安稳策略动作的正确性校验等，可以真实、有效、直观地反映安稳装置在不同站点的配合协调动作特性，进而对安稳系统逻辑、判据的合理性进行分析研究，为后续研究验证安稳系统的控制策略提供了有效的实证平台，以及今后大规模区域电网安全稳定控制系统的设计、安装、调试提供了可靠的技术支撑。