1、概述
作为西电东送主要送端之一的贵州电网，随着其500 kV 送出交流通道的投运和网架结构的变化，贵州电网与南方电网的联系日益紧密。由于贵州电力外送规模的增加，贵州电网作为南方电网主要送端系统的重要性日益凸现，远距离送电的安全稳定问题较为突出。为解决远距离交直流互联、大容量送电方式下，贵州及整个南方电网的安全稳定问题，贵州电网构建了“黔电送粤”安全稳定控制系统，它主要由安顺变主站、青岩变主站、鸭溪变子站及安顺电厂、黔北电厂、纳雍一厂、纳雍二厂、鸭溪电厂、乌江渡老厂、乌江渡新厂、引子渡电厂、东风电厂、洪家渡电厂切机执行站、220 kV 南郊变切负荷执行站共14个站的稳控装置和它们之间复杂的通信联系所组成。它根据贵州电网的运行方式、潮流情况以及贵州网内主要联络线的不同故障形式，按照预定的策略实施切机、切负荷控制，另外控制系统可以接受南方公司安稳系统发出的切机命令实施切机控制，以保证贵州电网及南方电网的安全稳定运行。同时控制系统在省调还配置有集中管理系统，进行在线监测管理。该系统的正常投入运行，对于“黔电送粤”大容量电力的送出和确保电网的安全稳定运行起到了至关重要的作用。
2、基本情况及配置
“黔电送粤”贵州安全稳定控制系统中安顺变、青岩变、安顺电厂、纳雍一厂、纳雍二厂、东风电厂、洪家渡电厂、南郊变采用南瑞继保RCS- 992A（主机）及RCS-990（从机）双套配置系统，鸭溪变、黔北电厂、鸭溪电厂、乌江渡老厂、乌江渡新厂、引子渡电厂采用北京四方公司各两套CSS-100BE 稳定控制装置，控制系统各站均采用双套配置(即A系统和B系统)，两套装置相互独立，互为备用。同时在省调配置了四方继保公司的CSSM-2000电网稳定控制集中管理系统，对黔电送粤安稳系统进行监控。
按照《中国南方电网公司2006年反事故措施》的要求，为了降低误动的风险，黔电送粤安稳系统采取了安顺变、青岩变双主站设计，乌江渡新厂、引子渡电厂、东风电厂、洪家渡电厂、乌江渡老厂、黔北电厂、鸭溪电厂执行站由安顺变进行控制(其中乌江渡新厂、乌江渡老厂、黔北电厂、鸭溪电厂切机量及切机命令由鸭溪变子站转发)，纳雍一厂、安顺电厂、纳雍二厂、南郊变执行站由青岩变进行控制。
图1 黔电送粤安稳系统示意图
安顺变电站安稳装置具体配置为通讯室RCS-992 主机柜、52室、53 室、主变室RCS-990从机柜。主机实施策略表所赋予的任务，即依据本站从机上传和子站(其它厂、站)经通道传送过来的运行方式、线路跳闸信息量，按其控制量的不同经通道下传至子站或执行站实施切机。从机则采集站内有关间隔交流模拟量、开关量等信息，并通过光纤传输至主机提供运行方式和保护动作跳闸状态。主变从机可切除35 kV电抗器。
安顺变主站与其直接通信的安控站之间的通信均采用点对点的光纤通信方式。安顺变主站对青岩变主站采用MUX-22 通信接口装置进行2M通信。另外安顺变A、B 装置分别各通过一路光纤通道与西部安稳系统普定变#1、#2柜进行音频通信。
安顺变主站对鸭溪变子站和相关执行站采用1对N 的64k通信接口；主机箱以2M 光口输出，经站内光缆接到通信机房的RCS-991光电转换/复接接口装置，输出多个64k电口再与通信系统相应的PCM电口相连。
青岩变主站安控装置同样采用分布式配置方式，由主机柜、51小室从机柜、52小室从机柜、主亦小室从机柜( 切35 kV 电抗器)220小室从机柜（切岩湾双回线）及通讯柜构成。所有装置均为双套配置，两套装置相互独立，互为备用。
鸭溪变子站的四方公司CSS-100BE装置也采用分散式布置：220 kV 小室配置稳控主机，分别在500 kV #1小间，#2 小间配置稳控从机，主机与从机通过2M光纤连接，构成一套鸭溪变子站的稳控系统。从机放在500 kV小间，完成对该小间一次设备的模拟量采集、故障判断，并将数据信息上送主机。主机收集从机上送的模拟量信息、故障信息，并通过64k通道收集各执行站上送的机组出力，接收安顺变的控制命令，根据策略表要求向相关执行站发出切机命令。另外鸭溪变四方公司CSS-100BE 装置A、B套分别通过RS422口各引出一路数据交换线与北部安稳系统鸭溪变 #1、#2 柜通信。
鸭溪子站两套稳控装置主机问通过R232口相连，当其中一套主机与某执行站间通道发生放展按行站信息不能正常上送时，可通过另一套主机将尔导致装置不行站信息送给该套主机防止通道故障能正常工作。
3、装置功能简介
3.1 RCS-992A及CSS-100BE安全稳定控制装置的主要功能
(1) 检测发电厂或变电站出线、主变(或机组)的运行工况，并把本站的设备状态送往有关站，根据本站设备的投停状态和电网内其它厂站传来的设备投停信息，自动识别电网当前的运行方式；
(2) 判断本站出线、主变、母线的故障类型，如单相瞬时、单相永久、两相短路、三相短路、无故障跳闸、多回线同时跳闸、失灵等；
(3) 当系统故障时，根据判断出的故障类型(包括远方送来的故障信息)入、事故前电网的运行方式及主要送电断面的潮流，查找存放在装置内的预先经离线稳定分析制定的控制策略表，确定应采取的控制措施及控制量，如切机、切负荷、解列等；
(4) 当系统发生频率稳定、电压稳定、设备过载等与系统运行方式无关的事故时，根据预定的处理逻辑，实时地采取控制措施；
(5) 如果被控对象是发电机组时，按照预定的具体要求，对运行中的发电机组进行排队，最合理的选择被切发电机(按容量或台数)；如果被控对象是电力负荷，按照预定要求，可对负荷线路进行排队，在满足切负荷量要求的前提下，合理的选择被切负荷；
(6) 如果需在其它厂、站采取措施，则经光纤或截波通道，把控制命令、控制量等直接发送到执行站或经其它站转发到执行站；
(7) 从通道接收主站或其它站发来的控制命令，经当地判别确认后执行远方控制命令；
(8) 进行事件记录与事故过程中的数据记录(录波)；
(9) 具有回路自检、异常报警、自动显示、打印等功能；
(10) 在调度中心实现对稳控装置的远方监视、进行远方修改定值及控制策略表的内容。
3.2 RCS-993B失步解列装置主要功能
(1) 作为电力系统失步时的跳闸启动装置，当判断电力系统失步时，切除预先指定线路。
(2) 利用UCOSP判别原理进行判别，以装置安装处测量电压最小值确定动作区域。失步继电器利用UCOSP的变化轨迹来判别电力系统失步，利用装置安装处采集到的电压电流，通过计算UCSP来反应振荡中心的电压，根据振荡中心电压的变化规律来区分振荡及短路故障。将WOSP的变化范围分为7个区，振荡发生时UOOSP逐级穿过。
(3) 可使用振荡过程中最低电压值来确定装置保护的范围，保证了相邻安装点之间失步解列装置的选择配合。
