基于区间联络线能量预测的暂态稳定紧急切机控制（二）工程案例

赵晋泉 ，邓 晖，徐光虎 ，张 勇，吴小辰

（1.河海大学 可再生能源发电技术教育部工程研究中心，江苏 南京 210098；2.中国南方电网有限责任公司，广东 广州 510623）

0 引言

高效、可靠的电力系统紧急控制是电网安全稳定运行的重要保障［1］。近年来世界范围内发生多起大停电事故［2-3］，折射出传统电力系统稳定控制技术尚存在缺陷与不足［4］。随着广域测量技术的发展，全网的异地响应数据可实现同步精确采集。基于电网的广域受扰量测，电力工作者可挖掘系统暂态失稳特征，继而开展基于响应驱动的暂态稳定紧急控制［5-11］。该紧急控制技术可作为对现有事件驱动型安全稳定防线的有益补充，进一步保障电网的安全稳定运行。

本文在基于区间联络线能量的紧急切机方法［12］基础上，进一步研究了该方法应用于互联电网的工程化方案。通过南方电网两广断面区间暂态失稳仿真测试，验证了本文所述方法的有效性。此外，本文还探讨了该紧急控制方法与现有安全稳定防线的协调配合问题。

1 基于广域响应的区间暂态稳定控制技术

1.1 互联电网区间暂态失稳实时判别

暂态失稳判别直接决定了紧急控制的实施时刻，并影响着紧急控制量大小。若做出错误的系统失稳判别，可能触发不必要的紧急控制措施，造成严重的经济损失。因此，快速、准确的暂态失稳判别是紧急控制的先决条件。文献［13］针对互联电网区间暂态失稳特征，提出了一种基于受扰电压轨迹的暂态失稳实时判别方法。该方法通过系统振荡中心电压映射区域机群间的相对运动，根据扰动后电压轨迹进行复合积分运算，实时量化评估系统暂态失稳程度。所述方法基于区间联络线母线电压量测，方法简单，计算效率高，具备工程可实施性［14］。

本文将基于受扰电压轨迹的暂态失稳实时判别方法［7］与基于区间联络线能量的暂态稳定紧急切机控制方法［6］相结合，提出一种基于广域响应的互联电网区间暂态稳定控制技术。根据扰动后联络线量测进行区间暂态稳定性实时判别，再根据扩展等面积法则建立振荡中心所在联络线的功率-相角差相平面，映射系统暂态能量变化，并以此计算联络线的紧急调节功率。同时根据特征发电机量测刷新切机序位表，并通过联络线预测能量制定紧急切机策略。流程如图1所示。

1.2 互联电网区间暂态稳定控制方案

依据现有安稳控制系统的技术手段及硬件条件，基于广域响应的互联电网区间暂态稳定控制技术可采用主站-子站控制方式，结构如图2所示。

由设置于互联电网区间联络线两侧变电站的观测子站采集量测信息。根据受扰电压轨迹实时判别系统的区间暂态失稳，并建立不平衡功率-相角差相平面，预测所在联络线的暂态能量并计算紧急调节功率，上送给主站。主站计算和确定紧急控制策略，并将切机策略指令下发给执行子站，由设置于送端电网电厂的执行子站执行切机控制。此外，执行子站根据主站需求上传PMU所采集的发电机转速信息。

图1 基于广域响应的区间暂态稳定控制技术流程图Fig.1 Flowchart of transient stability control based on PMU／WAMS

图2 基于广域响应的暂态稳定控制技术结构图Fig.2 Structure of transient stability control based on PMU／WAMS

控制主站为信息汇总、分析、处理及指令发送单元，主要完成如下工作：（1）根据广域机组转速信息进行机组受扰程度排序，刷新切机序位表；（2）调用数据库中的功率转移分布因子，计算紧急切机策略；（3）向执行子站下发切机指令。

1.3 功率转移分布因子在线更新

由于电网的运行方式改变或支路开断等原因，系统的暂态参数将发生变化。仅通过离线仿真获得发电机-联络线的功率转移分布因子，计算任意时刻切机控制策略，往往会产生较大偏差。由于功率转移分布因子采用的是基于直流潮流的计算方法，所需信息相对较少，可利用广域量测进行参数的更新计算。

发电机-联络线功率转移因子更新办法如下：（1）在系统运行中，利用PMU／WAMS获取发电机出力、线路潮流、支路开断等信息；

（2）根据上述广域量测更新电网参数，并进行直流潮流计算；

（3）由潮流结果计算发电机-目标联络线的功率转移因子，并更新数据库中相应参数；

（4）按照实际需求重复执行上述步骤，从而根据系统最新工况制定紧急切机策略。

上述更新办法可在一定程度上提高紧急切机策略的准确度，增强暂态稳定控制技术在不同工况下的适用性。

2 南方电网工程案例

2.1 中国南方电网

中国南方电网是世界上最复杂的交直流混合运行电网之一。由于我国东、西部地区能源资源和经济发展不平衡，南方电网具有长距离链式结构、东西跨度长、传输功率大的特点。随着近年溪洛渡和糯扎渡两渡直流投入运行，南方电网已形成“八交八直”共16条高压线路并行的西电东送大通道，最大输送电力超过30000 MW［15］。南方电网安全稳定问题面临严峻的考验。

南方电网单机容量300 MW及以上的电厂、总装机容量500 MW及以上的电厂都配备PMU装置，电网内所有直流换流站、500 kV变电站也基本配备PMU装置［16］。因此，南方电网现有的广域系统配置能够满足稳定性判别与紧急控制的基本要求。

2.2 针对两广断面暂态失稳的紧急控制方案

研究表明，若南方电网发生多极直流闭锁或重要交流输电线路三永等极端严重故障时，系统的振荡中心一般位于广东—广西传输断面，发电机群在扰动的冲击下，由两广联络断面“撕裂”开来［17］。

针对上述区间暂态失稳特征，在两广传输断面两侧重要变电站设置观测子站，如表1所示。利用两广联络线的受扰响应可量化估计系统区间暂态能量，实现暂态失稳判别与联络线调节功率计算。

表1 南方电网观测子站列表Table 1 Observation stations of CSG

当系统发生两广断面区间暂态失稳，由于地区发电机联系紧密，南方电网各省内机组具有相似受扰特征。在送端云南、贵州、广西的50处重要500 kV电厂设置执行子站，进行地区特征发电机的转速采样及切机命令执行工作。为实现统一基准下的机组能量评估，各省内发电机的总惯量相近。

在位于广州的南方电网调度中心建立控制主站，利用现有的数据库、调度数据网及相关软硬件设施，实现数据交互、分析处理和控制决策等功能。综上所述，两广断面区间暂态稳定控制系统示意图如图3所示。

图3 两广断面区间暂态稳定控制系统图Fig.3 Transient stability control system for Guangdong-Guangxi section of CSG

2.3 仿真分析

以两渡直流投运后，南方电网2014年丰大运行方式为仿真对象。利用BPA软件进行系统时域仿真，测试本文方法的有效性。设定仿真步长为0.02 s。假设失稳判别与紧急控制之间的时延为0.1s，切机序位表的刷新时间间隔为0.2 s。

算例1：0 s时溪洛渡直流双极闭锁，0.1 s滤波器动作。

由于直流闭锁造成地区功率盈余，溪洛渡电厂机组将首先加速运行，继而引起云南、贵州、广西地区机组失步，最终造成两广联络断面间机群发生区间暂态失稳，如图4所示。

图4 发电机受扰功角轨迹（算例1）Fig.4 Disturbed angle trajectory of generators（Case 1）

当断面观测子站的受扰电压低于0.85 p.u.时开始积分运算，实时评估两广断面区间暂态失稳程度。其中贤令山站电压轨迹如图5所示（图中电压为标幺值，后同），采用文献［13］方法于扰动后1.24 s判别系统暂态失稳。

图5 观测子站受扰电压轨迹（算例1）Fig.5 Disturbed voltage trajectory of slave observation station（Case 1）

根据观测子站的量测数据，进行联络线相角差-功率轨迹拟合外推，计算各联络线紧急调节功率。其中受扰最严重支路为桂林—贤令山联络线，相平面轨迹如图6所示（图中不平衡功率为标幺值，后同）。计算得到桂贤线调节功率为1191MW。

图6 桂林—贤令山相角差-不平衡功率相平面（算例1）Fig.6 Phase plane of phase angle difference and unbalanced power between Guilin and Xianlingshan（Case 1）

主站根据执行子站上传的发电机转速量测，刷新切机序位表。1.2 s的切机序位表如表2所示，由于执行子站数目较大，本文仅列举排序1—5位的电厂。其中受扰最严重为溪洛渡电厂机组。

表2 判定失稳时最新切机序位表（算例1）Table 2 Updated generator tripping sequence table（Case 1)

根据溪洛渡电厂—桂贤线发电转移分布因子0.31，计算得到紧急切机量为3843MW。溪洛渡电厂下属9台机组，每台实际出力均为700 MW。因此，制定紧急切机策略为切除其中6台机组，合计4200 MW。于1.34 s执行上述紧急切机策略，控制效果如图7所示，系统恢复暂态稳定。

图7 切除4200 MW后发电机受扰功角轨迹（算例1）Fig.7 Disturbed angle trajectory of generators after 4200 MW are tripped（Case 1）

算例2：0 s时两广联络断面的来宾—梧州线路发生三永故障，0.1 s跳故障双回线路，同时发生玉林—茂名无故障跳闸。

由于两广联络断面重要输电线路跳闸，其送电功率将转移至其余区间联络线，引起两广断面功率振荡，造成区间暂态失稳。全网功角受扰轨迹如图8所示。

图8 发电机受扰功角轨迹（算例2）Fig.8 Disturbed angle trajectory of generators（Case 2）

根据文献［13］方法，观测子站贤令山站于扰动后1.08 s判定系统暂态失稳，如图9所示。

图9 观测子站受扰电压轨迹（算例2）Fig.9 Disturbed voltage trajectory of slave observation station（Case 2）

建立受扰最严重联络线桂林—贤令山相平面轨迹，如图10所示。根据预测轨迹计算得到该联络线调节功率为1224 MW。

图10 桂林—贤令山相角差-不平衡功率相平面（算例2）Fig.10 Phase plane of phase angle difference and unbalanced power between Guilin and Xianlingshan（Case 2）

主站于1 s制定的切机序位表，如表3所示。根据切机序位表先后顺序制定紧急切机策略，直至满足两广联络断面的功率调节要求。得到紧急切机策略为切除贵港电厂1×400 MW机组、合山电厂1×230 MW机组、龙滩电厂5×700 MW机组，合计有功功率为4130 MW。

表3 判定失稳时最新切机序位表（算例2）Table 3 Updated generator tripping sequence table（Case 2）

各执行子站于1.18s同步切除贵港电厂、合山电厂、龙滩电厂相应机组，控制后受扰功角轨迹如图11所示。通过上述紧急控制措施，能够使全网发电机恢复同步运行。

图11 切除4130 MW后发电机受扰功角轨迹（算例2）Fig.11 Disturbed angle trajectory of generators after 4130 MW are tripped（Case 2）

3 现有防线的协调配合

基于广域响应的暂态稳定控制技术，现阶段作用定位为常规基于事件驱动稳定控制二道防线的有益补充，而非取代。其主要针对二道防线预想故障集外的严重事故或二道防线稳控装置拒动情形，作为后备保护进一步保障电网的安全稳定运行。若某时刻二道防线稳控主站接收到启动控制信号，执行控制命令的同时进行信息通道闭锁，避免基于响应的稳定控制措施动作。

本文提出的暂态稳定紧急切机控制方案，是在系统受扰初期根据响应特征，执行一轮针对性的切机控制。假如由于所计算切机控制量不足，未能使系统恢复稳定，其恢复系统稳定性的努力也能减少此后第三道防线所付出的代价。

4 结语

本文采用基于区间联络线能量预测的紧急切机方法，并结合基于受扰电压轨迹积分的暂态失稳判别方法，形成了一种基于广域响应的区域间电网暂态稳定控制技术。针对南方电网两广断面暂态失稳，采用主站-子站控制方式，给出了基于广域响应的南方电网区域失稳切机控制方案。通过系统仿真分析表明本文所提出的紧急切机方法是有效的，具备工程可实施性。

需要指出的是，单纯依靠响应无法准确获知系统未来轨迹，将造成切机控制量化评估的不精确，同时也难以快速校核控制策略的有效性。在实际电网中的应用研究仍有待深入开展。

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