張保會，王懷遠，楊松浩

（西安交通大學 電氣工程學院，陜西 西安 710049）

0 引言

目前電力系統(tǒng)中的安全穩(wěn)定緊急控制系統(tǒng)的體系結構一般是由分散測量、執(zhí)行控制的前置單元和集中決策的控制中心經(jīng)高速、專用通信網(wǎng)絡構成。前置單元是以微機為基礎的數(shù)字測量、通信及控制裝置，控制中心主站以專用計算機網(wǎng)絡工作站擔任，構成緊急控制系統(tǒng)的網(wǎng)絡技術已經(jīng)成熟。

目前電力系統(tǒng)制定和投入緊急控制策略主要有2種方法。一種方法是大量離線計算大擾動場景，提取特征量，用特征量的組合反映暫態(tài)穩(wěn)定性，對不穩(wěn)定場景，通過反復試湊計算獲得穩(wěn)定控制方案，將其植入穩(wěn)定控制系統(tǒng)，稱為“穩(wěn)控策略表”[1-2]。大擾動發(fā)生后，根據(jù)穩(wěn)定控制系統(tǒng)實測的特征量組合，查詢預植的策略表，判別是否需要執(zhí)行緊急控制及何種控制方案，簡稱“離線預決策，實時匹配”；由于電力系統(tǒng)在逐季發(fā)展、電網(wǎng)方式不停變化，離線預決策需要考慮的樣本量太大，且制定的控制策略難以保證在各種系統(tǒng)方式、運行狀態(tài)下的有效與經(jīng)濟性。為了適應系統(tǒng)的發(fā)展和減少樣本的計算量，結合計算手段的進步，嘗試采用另一種方法，即大量簡化實際系統(tǒng)，根據(jù)當前的在線潮流，穩(wěn)定控制中心根據(jù)給定的預想大擾動事故集，進行在線穩(wěn)定性仿真計算，總結特征量及其組合的門限，制定控制啟動決策表，而控制策略表難以自動詳細計算匹配，可以離線計算給定幾種策略。大擾動發(fā)生后根據(jù)實時測量的特征量查詢事先制定的控制策略表執(zhí)行控制，稱為“在線預決策，實時匹配”[3]。這2種方法都是基于預想的大擾動事故集，穩(wěn)定性的判別與制定的控制策略取決于實際的擾動與事故集的貼近度，并且依賴于系統(tǒng)模型及參數(shù)的仿真計算方法，而系統(tǒng)的模型（特別是負荷模型）和參數(shù)（特別是調節(jié)器響應參數(shù)）是難以精確獲得的（系統(tǒng)在不斷地發(fā)展），因此仿真結果存在可信性問題。

隨著相量測量單元（PMU）在各發(fā)電廠和變電站的安裝和現(xiàn)代通信技術的發(fā)展，廣域測量系統(tǒng)[4-5]（WAMS）在電力系統(tǒng)已經(jīng)逐步建立，如果系統(tǒng)中每個發(fā)電廠都裝有相角測量裝置（APMU）[6-7]，且信息更新周期為10～30 ms，就解決了過去很難獲取的狀態(tài)量（如發(fā)電機的功角、角速度、功率等）同步獲取問題，而這些狀態(tài)量又是電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性狀況最直接的反映和體現(xiàn)，直接使用這些實時測量的狀態(tài)量對暫態(tài)穩(wěn)定性進行評估與控制，比離線的仿真評估要準確得多。文獻[8-15]論述了基于WAMS量測的軌跡信息的電力系統(tǒng)暫態(tài)不穩(wěn)定性判別與控制的原理和技術，本文基于現(xiàn)有的WAMS動態(tài)信息系統(tǒng)的條件，給出電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性閉環(huán)控制系統(tǒng)的實現(xiàn)方案，并在IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)和三華電網(wǎng)系統(tǒng)進行仿真，驗證了本文提出的閉環(huán)切機控制系統(tǒng)的有效性和經(jīng)濟性。

1 閉環(huán)控制系統(tǒng)構架

根據(jù)現(xiàn)有WAMS的硬件條件，基于WAMS的暫態(tài)穩(wěn)定性預測與閉環(huán)控制系統(tǒng)采用集中自動決策、分散執(zhí)行控制模式，其主要硬件模塊有前置測量APMU及發(fā)電廠控制子站、控制中心主站和高速通信網(wǎng)絡，如圖1所示。控制主站通過WAMS平臺的高速通信網(wǎng)絡將前置測量單元測得的同步功率、慣性、角速度和功角數(shù)據(jù)匯集起來，數(shù)據(jù)更新周期20 ms，作為大擾動啟動后系統(tǒng)不穩(wěn)定性判別與控制決策的依據(jù)。底層為分布在各電廠的控制子站，實時采集本地的功率、角速度和功角，經(jīng)通信網(wǎng)絡上傳到控制總站，接受與分配執(zhí)行主站下達給本發(fā)電廠的切機控制命令。

1.1 對發(fā)電廠控制子站功能和配置的要求

只有配置了控制子站的發(fā)電廠，它的暫態(tài)穩(wěn)定性才能受本閉環(huán)控制系統(tǒng)的控制，已有的發(fā)電廠都應安裝控制子站。新建發(fā)電廠投入運行的同時，控制子站同時投入運行。若WAMS提供的機組軌跡信息不健全，由缺省的軌跡信息主導的失穩(wěn)模式由于不具有可觀性，因而這種失穩(wěn)模式不具有可控性，其他失穩(wěn)模式的可觀性、可控性不受影響，但是失穩(wěn)判別方法的快速性會有一定影響[14]。發(fā)電廠控制子站同步測量本發(fā)電廠的各發(fā)電機電磁功率、慣性（反映開機方式）、角速度和功角，檢測本發(fā)電廠附近有無大擾動發(fā)生，以20 ms的周期送往控制主站。接受控制主站送來的切機命令，經(jīng)大擾動檢測啟動、命令到達，確認切機命令有效后，根據(jù)本廠機組出力情況，分配所切的機組。

控制子站的測量、計算、通信和執(zhí)行控制的任務不重，由目前常用的帶有同步時鐘的數(shù)字式實時控制設備即可完成，也可以由發(fā)電廠的APMU功能擴充后擔任。

圖1 集中式暫態(tài)穩(wěn)定性閉環(huán)切機控制系統(tǒng)構架Fig.1 Structural frame of centralized transient stability closed-loop generator-shedding control system

1.2 對廣域通信網(wǎng)絡的要求

利用高速、可靠達到實用化要求的WAMS通信系統(tǒng)。在當前光纖通信條件下，一般光纖介質的傳播時延約為6 μs／km，按網(wǎng)內(nèi)最遠距離1000 km計算，傳播延時約為6 ms。現(xiàn)有的WAMS試驗測試結果顯示：控制中心—控制子站—控制中心的雙向通道延遲在10～20 ms之間。本閉環(huán)控制方案采用自記憶預測軌跡的方法，可以彌補信息時滯的實時性不足問題，而控制主站一次新時間斷面內(nèi)的計算判別時間可保證在毫秒級，從命令下達到執(zhí)行完成的時間為100ms。利用WAMS通信系統(tǒng)能滿足暫態(tài)穩(wěn)定閉環(huán)控制投入切機控制后阻止暫態(tài)失穩(wěn)的快速性要求。

1.3 滿足主站計算速度的要求

正常運行時，控制主站逐時（時段長20 ms）讀取WAMS實時數(shù)據(jù)庫中的各發(fā)電廠狀態(tài)信息及大擾動檢出標志，如果沒有大擾動發(fā)生，則讀取下時段數(shù)據(jù)。若有大擾動發(fā)生，每一個新時段需要完成分群、等值計算、等值軌跡預測、穩(wěn)定性判別和制定控制措施，因為沒有矩陣、迭代等大規(guī)模的運算，一般的工作站運算能力可以滿足要求。

1.4 與其他控制系統(tǒng)的兼容性

目前的電力系統(tǒng)配備有多種連續(xù)、離散的控制系統(tǒng)，例如安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)，有些控制系統(tǒng)在大擾動時也會啟動控制。本文提出的基于響應的閉環(huán)控制系統(tǒng)，依據(jù)電力系統(tǒng)的實時響應信息作出控制決策，已經(jīng)計及了本閉環(huán)控制措施投入前其他控制對電力系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的作用，自適應了其他控制作用，不需要在信息交換、計算條件和硬軟件等方面與其他控制系統(tǒng)專門配合。如果控制中心已經(jīng)具有了實時性好、計算能力強的控制系統(tǒng)平臺，將本暫態(tài)穩(wěn)定性閉環(huán)控制功能作為高級應用，嵌入在控制系統(tǒng)軟件平臺中，也可以省略本主站的計算設備。

2 控制主站的軟件流程

控制主站暫態(tài)穩(wěn)定性閉環(huán)控制功能的軟件實現(xiàn)框架，如圖2所示，其主要由實時的信息采集模塊、大擾動啟動和計算復歸模塊、不穩(wěn)定性預測模塊、閉環(huán)控制措施的制定和下達模塊4個模塊組成。

a.實時的信息采集模塊。

控制主站從WAMS實時信息中提取各發(fā)電機的動態(tài)軌跡信息（發(fā)電機功角、轉子角速度、功率和慣性時間常數(shù)）、大擾動檢出標志，經(jīng)綜合判別決定是否轉入暫態(tài)穩(wěn)定性判別模塊。

b.大擾動啟動和計算復歸模塊。

當系統(tǒng)中發(fā)生短路或無故障跳閘時，擾動點附近發(fā)電廠的有功出力將會突然下降；而當繼電保護裝置動作，故障切除時，機組的有功出力會回升。由此，控制中心可以通過收到控制子站送來的大擾動檢出信號與監(jiān)測發(fā)電廠功率是否發(fā)生突變來啟動閉環(huán)控制系統(tǒng)。令M為大擾動信號，正常運行時，M=0，當檢測到擾動時，置M=1。

圖2 控制主站軟件流程圖Fig.2 Flowchart of master station

閉環(huán)控制的目標是保持系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定，檢測系統(tǒng)功角曲線連續(xù)3次擺動的最大搖擺角均逐次遞減時，即可復歸本次閉環(huán)控制計算，監(jiān)視下次大擾動發(fā)生。

c.不穩(wěn)定性預測模塊。

當大擾動發(fā)生后，進入不穩(wěn)定性預測模塊。根據(jù)WAMS實測數(shù)據(jù)，預測計算每個發(fā)電機的復合功角，用復合功角的間隙分群，按照兩群模式對系統(tǒng)進行等值，求得當前兩群模式下等值系統(tǒng)的功角、角速度和不平衡功率，聯(lián)合使用文獻[9-10]的方法判別系統(tǒng)的穩(wěn)定性。

文獻[9]基于實測軌跡的判別方法可靠性高，但判別速度稍慢，而文獻[10]基于預測軌跡的判別方法判別速度很快，但可靠性依賴于預測軌跡的精度。因此，對系統(tǒng)的不穩(wěn)定性判別，可以將實測軌跡和預測軌跡相結合起來，當實測軌跡數(shù)據(jù)判別出系統(tǒng)失穩(wěn)，或者連續(xù)幾個數(shù)據(jù)窗的預測軌跡判別出系統(tǒng)失穩(wěn)，就發(fā)出系統(tǒng)失穩(wěn)的命令。

d.閉環(huán)控制措施的制定和下達模塊。

用文獻[12]的方法，依據(jù)切機時刻的角速度和系統(tǒng)允許的最大搖擺角，計算切機控制所需要的最小切機量。再用文獻[13]的方法根據(jù)發(fā)電機的功角、角速度和慣性信息，剔除切機控制負效應機組，分配實施切機的發(fā)電廠與切機量。將切機控制命令快速、可靠地發(fā)送到相應的控制子站。

3 控制子站的軟件流程

發(fā)電廠控制子站是基于APMU同步相量測量功能擴展的裝置，具備本發(fā)電廠信息的實時測量，實時判別附近是否有大擾動發(fā)生，并將測量與大擾動判別結果實時（20 ms周期）上傳至控制主站，接收控制主站發(fā)來的切機控制命令?？刂谱诱镜能浖崿F(xiàn)框圖如圖3所示，其主要由信息采集與大擾動判別模塊和控制命令確認與執(zhí)行控制模塊2個模塊組成，圖中L指控制主站的控制命令。

圖3 控制子站的軟件流程圖Fig.3 Flowchart of slave station

a.信息采集與大擾動判別模塊。

控制子站周期式（周期20 ms）采集本發(fā)電廠的機械輸入功率和電磁輸出功率、慣性、角速度及功角，并根據(jù)本周期輸出功率、母線電壓等電氣量的變化，判別附近有無大擾動發(fā)生，將以上信息發(fā)送到控制主站。

b.控制命令確認與執(zhí)行控制模塊。

大擾動發(fā)生后，控制子站需要接收控制主站發(fā)來的切機命令，經(jīng)本地有擾動的確認，分配、執(zhí)行本發(fā)電廠的切機命令。

一般的發(fā)電廠有多臺發(fā)電機，當前出力大小不同，控制主站發(fā)來的切機量需要發(fā)電廠子站實時組合機組出力，確定所切機組，對應機組發(fā)出跳閘信號。

4 仿真

為驗證閉環(huán)控制系統(tǒng)的有效性，在IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)和三華聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)下進行了仿真驗證。閉環(huán)控制系統(tǒng)的控制目標有2種：方案1以最小切機量保持系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定為控制目標；方案2以最小切機量限定系統(tǒng)的最大搖擺角為控制目標。

4.1 單一故障造成不穩(wěn)定的閉環(huán)控制

4.1.1 IEEE 39 節(jié)點系統(tǒng)

故障設置為0 s時線路4-14之間發(fā)生三相短路接地故障，在0.21 s保護動作跳開線路。系統(tǒng)不穩(wěn)定的功角曲線如圖4所示。

圖4 線路4-14發(fā)生故障后的不穩(wěn)定功角圖Fig.4 Power angle chart，when line 4-14 has fault

依據(jù)本文閉環(huán)控制算法得出的中間及最終結果如表1所示。

表1 閉環(huán)控制運行結果Table 1 Operational results of closed-loop control

發(fā)電機G31控制子站收到控制主站發(fā)送來的切機命令，本地機組大擾動啟動滿足，在0.4 s時完成切機，之后的功角曲線圖如圖5和圖6所示。

由仿真結果可以看出，方案1以690 MW的切機量保持了暫態(tài)穩(wěn)定，但其最大搖擺角為148.4°；方案2切機量為780 MW，比方案1多切了90 MW，實施后系統(tǒng)最大搖擺角為143.5°，在所期望的范圍內(nèi)。

圖5 控制方案1實施的功角曲線圖Fig.5 Power angle chart of control scheme 1

圖6 控制方案2實施后的功角曲線圖Fig.6 Power angle chart of control scheme 2

4.1.2 三華聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)

故障設置為0s時洪溝—板橋發(fā)生三相接地故障，0.1s跳開雙回線路切除故障，其不穩(wěn)定功角曲線見圖7，閉環(huán)控制算法得出的中間及最終結果見表2。

圖7 洪溝—板橋三相接地跳開雙回線路功角圖Fig.7 Power angle chart，when dual-loop line is tripped due to Honggou-Banqiao three-phase grounding fault

表2 閉環(huán)控制運行結果Table 2 Operational results of closed-loop control

經(jīng)300 ms延時（計算、分配控制量、通信、跳開關等延時），各控制子站在1.24 s完成切機控制，之后的功角曲線圖如圖8、9所示。

圖8 切除4568 MW機組后的功角曲線圖Fig.8 Power angle chart，when 4568MW generator is shed

圖9 切除6992 MW機組后的功角曲線圖Fig.9 Power angle chart，when 6992 MW generator is shed

仿真結果表明，2種方案均能使系統(tǒng)恢復穩(wěn)定。方案1無需給定最大搖擺角，且切機容量小。方案2實施后，系統(tǒng)的最大搖擺角為177.5°，但切機容量較方案1大2680 MW（65%）。另外，給定的最大搖擺角與控制后實際最大搖擺角誤差很小，在所期望的范圍內(nèi)。

4.2 相繼故障造成不穩(wěn)定的閉環(huán)控制

IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)中相繼故障設置為0 s時線路5-6之間發(fā)生三相永久性短路接地故障，在0.13 s保護動作跳開線路，而在0.7s時線路重合閘，0.83s重合閘失敗保護動作跳開線路。系統(tǒng)不穩(wěn)定的功角曲線圖如圖10所示。

圖10 重合閘失敗的不穩(wěn)定功角圖Fig.10 Power angle chart，when reclose operation is failed

控制主站在0.84 s再次啟動閉環(huán)控制系統(tǒng)，閉環(huán)控制算法得出的中間及最終結果如表3所示。

發(fā)電機G31控制子站收到控制主站發(fā)送來的切機命令，本地機組大擾動啟動滿足，在1 s時完成切機，之后的功角曲線圖如圖11和圖12所示。

由仿真結果可以看出，相繼故障條件下閉環(huán)控制仍然可以準確判別出系統(tǒng)穩(wěn)定性，2種控制方案均能使得系統(tǒng)恢復穩(wěn)定。方案1以680MW的切機量保持了暫態(tài)穩(wěn)定，其最大搖擺角為138.9°；方案2切機量為780MW，比方案1多切了100MW，實施后系統(tǒng)最大搖擺角為138.4°，在所期望的范圍內(nèi)。

表3 閉環(huán)控制運行結果Table 3 Operational results of closed-loop control

圖11 控制方案1實施后的功角曲線圖Fig.11 Power angle chart of control scheme 1

圖12 控制方案2實施后的功角曲線圖Fig.12 Power angle chart of control scheme 2

4.3 閉環(huán)控制系統(tǒng)兼容策略表式控制系統(tǒng)

4.3.1 IEEE 39 節(jié)點系統(tǒng)

雙重故障設置為母線15和母線16之間線路0 s發(fā)生三相短路故障，在0.35s保護動作跳開線路，同時母線21和母線22之間線路0 s發(fā)生三相短路故障，在0.2 s保護動作跳開線路。該電力系統(tǒng)除配置了“策略表”式的安全穩(wěn)定控制切機系統(tǒng)外還配置了本閉環(huán)控制系統(tǒng)。策略表沒有考慮多重故障，0.4 s安控裝置按照策略表切除了發(fā)電機G31。由于策略表失配，系統(tǒng)仍然向不穩(wěn)定發(fā)展，系統(tǒng)不穩(wěn)定的功角曲線圖如圖13所示，超前失穩(wěn)機群包含G32—G38這7臺機組。

本文閉環(huán)控制系統(tǒng)跟蹤系統(tǒng)軌跡，0.42s做出不穩(wěn)定的判別（預測軌跡），給出的閉環(huán)控制策略見表4。

各控制子站在0.47s完成切機控制，控制措施完成之后的功角曲線圖如圖14、15所示。

仿真結果表明，當與策略表相配合時，2種方案均能使得系統(tǒng)恢復穩(wěn)定。方案2實施后得到的系統(tǒng)最大搖擺角為146.7°，在所期望的范圍內(nèi)。

圖13 發(fā)生多重故障，按照策略表切機后的不穩(wěn)定功角圖Fig.13 Power angle chart，after list-based generator-shedding operation due to multiple faults

表4 閉環(huán)控制運行結果Table 4 Operational results of closed-loop control

圖14 控制方案1實施后的功角曲線圖Fig.14 Power angle chart of control scheme 1

圖15 控制方案2實施后的功角曲線圖Fig.15 Power angle chart of control scheme 2

4.3.2 三華聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)

該系統(tǒng)同樣配備了策略表式安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)和本閉環(huán)控制系統(tǒng)。故障設置為0 s時復奉直流發(fā)生雙極閉鎖，0.1s時策略表式穩(wěn)控系統(tǒng)切除向家壩5臺800 MW的機組，之后的不穩(wěn)定功角曲線圖見圖16。

盡管穩(wěn)控裝置進行了快速的切機控制，由于策略表失配，系統(tǒng)仍然向不穩(wěn)定發(fā)展，本閉環(huán)控制系統(tǒng)在2.61s做出不穩(wěn)定的判別，給出的閉環(huán)控制策略如表5所示，各控制子站在2.91s完成切機控制，控制措施動作之后的功角曲線圖如圖17、18所示，系統(tǒng)穩(wěn)定。

圖16 復奉直流發(fā)生雙極閉鎖，0.1s切向家壩5×800 MW機組后的不穩(wěn)定功角圖Fig.16 Power angle chart，after 5×800 MW generators of Xiangjiaba are shed at 0.1 s due to Fu-Feng DC bipole trip

表5 閉環(huán)控制運行結果Table 5 Operational results of closed-loop control

圖17 切除3040 MW機組后的功角曲線圖Fig.17 Power angle chart，after 3040 MW generator is shed

圖18 切除3800 MW機組后的功角曲線圖Fig.18 Power angle chart，after 3800 MW generator is shed

仿真結果表明，閉環(huán)控制系統(tǒng)能夠兼容其他控制系統(tǒng)，前期控制并不影響閉環(huán)控制的準確性和有效性。

觀察控制方案表1—5，系統(tǒng)不失穩(wěn)允許的最大搖擺角為141.7°至193.6°，變化范圍很大，與系統(tǒng)的運行狀況和失穩(wěn)模式有關，在大型電力系統(tǒng)中，保證系統(tǒng)不失穩(wěn)的最大搖擺角（穩(wěn)定邊界）很難人工準確估計。最大搖擺角允許得越小，相同故障條件下切機量越大，有時還會引發(fā)系統(tǒng)低周期繼電器切負荷，損失更大。本文的實時估算不穩(wěn)定平衡點自動計算切機量方案可以經(jīng)濟地阻止系統(tǒng)失穩(wěn)。

5 結論

基于發(fā)電機實時響應相軌跡凹凸性變化的暫態(tài)不穩(wěn)定預測理論與判據(jù)，在多機系統(tǒng)中對于不穩(wěn)定的判別是及時、準確的，保證了啟動切機控制的必要性?；谙嘬壽E斜率大小的切機量計算方法可以正確、快速得到阻止系統(tǒng)失穩(wěn)需要的最小控制量。按照等值機械功率變小剔除切機控制負效應機組、選擇有符號動能與功角乘積較大優(yōu)先切除的切機量分配方法，保證了閉環(huán)切機控制的有效性?；赪AMS通信條件，給出了暫態(tài)穩(wěn)定閉環(huán)控制系統(tǒng)的實現(xiàn)方案，該方案經(jīng)IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)和三華聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)的仿真，說明了該系統(tǒng)能夠在單一故障、相繼故障和多次控制模式下，經(jīng)閉環(huán)控制保證系統(tǒng)暫態(tài)不失穩(wěn)。