葉萌，謝宇翔，李晶，趙宏偉，李詩旸

(1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司廣州供電局，廣州510620；2. 南方電網(wǎng)科學(xué)研究院，廣州510663)

0 引言

隨著電力系統(tǒng)對經(jīng)濟性的不懈追求，其運行狀態(tài)逐漸向極限靠攏，與之相伴的穩(wěn)定問題也日益增多。根據(jù)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》[1]，目前系統(tǒng)應(yīng)保證N-1穩(wěn)定。而電力系統(tǒng)實際運行中也可能遇到N-2故障，其中部分故障會導(dǎo)致嚴(yán)重后果，甚至達(dá)到事故級別[2]。對于直流受端電網(wǎng)而言，暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題是其主要問題，具體表現(xiàn)為遭遇突發(fā)故障后主站電壓限定時間(一般不超過1 s)內(nèi)無法回到故障前水平，甚至可能波及其余站點導(dǎo)致電網(wǎng)崩潰。對于受端電網(wǎng)而言，因其負(fù)荷密集，過多的切負(fù)荷量很容易造成嚴(yán)重的安全事故。而從中長期來看，我國西電東送電力流仍將繼續(xù)增大[3]，直流受端電壓穩(wěn)定性問題將持續(xù)存在，亟待解決。

因電壓主要受無功功率影響，故而造成上述現(xiàn)象的根本原因是系統(tǒng)無功功率的不足[4]。解決該問題的手段多種多樣，大體可以分為事前和事后兩類。事前類措施著眼于提升系統(tǒng)運行的裕度，具體包括負(fù)荷轉(zhuǎn)供、增加無功補償裝置、加強受端電網(wǎng)電源建設(shè)等。文獻(xiàn)[5]分析了內(nèi)蒙某地區(qū)域電網(wǎng)結(jié)構(gòu)不合理帶來的故障減負(fù)荷問題，并通過新建線路、改變母線運行方式等措施加以解決。文獻(xiàn)[6]從機理上分析了STATCOM對提升受端弱系統(tǒng)直流輸送功率極限的作用，指出其能提升弱系統(tǒng)穩(wěn)定運行裕度，并運用算例進(jìn)行了驗證。文獻(xiàn)[7]提出了受端STATCOM配置方案的優(yōu)選方法。文獻(xiàn)[8]綜合分析了受端電網(wǎng)問題，給出了加強受端電源建設(shè)和增設(shè)動態(tài)無功功率補償裝置的建議。文獻(xiàn)[9]對比了加裝SVC和TCSC前后暫態(tài)過程中母線電壓的變化情況，驗證了二者對提升系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的有效性。文獻(xiàn)[10]設(shè)計了直流暫態(tài)穩(wěn)定控制器，并結(jié)合南方電網(wǎng)實際應(yīng)用驗證了其對提升交流斷面輸送功率極限的有效性。文獻(xiàn)[11]提出了構(gòu)建穩(wěn)控裝置切負(fù)荷風(fēng)險監(jiān)控系統(tǒng)的設(shè)想，并在廣州地區(qū)實現(xiàn)了試點應(yīng)用。

事后類措施的研究方向主要為提升故障后控制措施的有效性，包括提高控制措施的精準(zhǔn)性和減少控制措施數(shù)量的量兩方面。文獻(xiàn)[12]通過將面向單一機組的切負(fù)荷策略轉(zhuǎn)變?yōu)槊嫦蚨鄠€關(guān)鍵斷面的切負(fù)荷策略，使之更為精細(xì)化。文獻(xiàn)[13 - 14]提出了將可切負(fù)荷進(jìn)行了適當(dāng)分組的方法，以盡可能小的代價保證了系統(tǒng)穩(wěn)定。文獻(xiàn)[15]建立了最小切負(fù)荷優(yōu)化模型，將外部系統(tǒng)進(jìn)行戴維南等值，提出了廣域切負(fù)荷控制策略，用較小的計算量實現(xiàn)了對切負(fù)荷量的整體優(yōu)化。文獻(xiàn)[16]運用潮流追蹤算法計算得切負(fù)荷系數(shù)，用于有針對性地切除與故障相關(guān)負(fù)荷。

以上方法都對解決電壓穩(wěn)定問題有一定幫助，但都是從整體策略框架設(shè)計層面入手，而未能覆蓋到具體的執(zhí)行層面。實際電網(wǎng)運行中，最終實現(xiàn)動作出口的是安全穩(wěn)定控制裝置(以下簡稱穩(wěn)控裝置)[17]。其在發(fā)生預(yù)設(shè)故障情形下穩(wěn)控裝置能夠?qū)崿F(xiàn)切除負(fù)荷或機組等功能，保證系統(tǒng)穩(wěn)定，具有針對性強、可靠性高的優(yōu)點，一般配置于換流站、變電站和電廠中。為充分發(fā)揮穩(wěn)控裝置作用，需要對其定值設(shè)置進(jìn)行優(yōu)化，并制定相關(guān)運行規(guī)定[18]。合理的定值既能確保系統(tǒng)的穩(wěn)定，也能最小化故障情況下系統(tǒng)的損失。

雖然針對具體系統(tǒng)以及其穩(wěn)控策略和定值設(shè)計，已有許多研究。如文獻(xiàn)[19]通過對溫州電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性的分析，找出了運行的薄弱點，并給出了相應(yīng)對策。文獻(xiàn)[20]通過對水鄉(xiāng)、莞城片區(qū)電網(wǎng)的分析，給出了該區(qū)域的穩(wěn)控策略設(shè)計和定值整定結(jié)果。但目前穩(wěn)控裝置定值整定仍以經(jīng)驗為主，尚無通用、系統(tǒng)化的整定原則，系統(tǒng)化程度不足，不能確保可靠性和有效性。

本文針對上述定值優(yōu)化問題，結(jié)合工程實際提出了一系列整定原則，當(dāng)系統(tǒng)出現(xiàn)嚴(yán)重故障時，既能確保裝置正確動作，又能最大限度減少需切負(fù)荷量，對于解決目前受端電網(wǎng)中存在的暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題能提供一定的幫助。

1 穩(wěn)控裝置定值整定方向的確定

對于受端電網(wǎng)而言，在發(fā)生故障后，其首要目標(biāo)是維持電網(wǎng)的整體穩(wěn)定，不能出現(xiàn)持續(xù)低電壓直至電壓崩潰引起大停電。在此基礎(chǔ)上，由于受端多為經(jīng)濟發(fā)達(dá)地區(qū)，其負(fù)荷的重要性較高，出于對經(jīng)濟效益的考慮，因此在滿足安全需求基礎(chǔ)上應(yīng)盡可能減少需切負(fù)荷量。

典型的穩(wěn)控裝置基本定值單如表1所示。

表1 典型穩(wěn)控裝置定值單Tab.1 Typical setting values of stability control device

其中，判低壓1輪開放控制字可設(shè)為0或1，0為投入，1為退出。判低壓1輪電壓定值可設(shè)為0%～99.9%之間任意值，記為U1。判低壓1輪延時定值可設(shè)為0～99.9 s間任意值，記為T1。若系統(tǒng)在故障后T1時刻恢復(fù)電壓低于U1，則第1輪切負(fù)荷動作。對低壓2輪，對應(yīng)的電壓和電壓定值分別為U2和T2。

根據(jù)系統(tǒng)在發(fā)生故障后，穩(wěn)控裝置是否需要動作，以及需要動作的輪次數(shù)，可以將典型故障分為3類，分別是無故障跳(此時穩(wěn)控裝置無需動作即能保證系統(tǒng)穩(wěn)定)、輕微故障(此時穩(wěn)控裝置需要動作1輪)和嚴(yán)重故障(此時穩(wěn)控裝置需要動作2輪)。

設(shè)系統(tǒng)無故障跳、輕微故障和嚴(yán)重故障后T1時間時恢復(fù)電壓為Un1、Um1和Us1，T2時間時恢復(fù)電壓為Un2、Um2和Us2。根據(jù)定義，有：

Un1>U1>Um1>Us1

(1)

Un2>Um2>U2>Us2

(2)

為了能保證系統(tǒng)能恢復(fù)穩(wěn)定，且盡可能地少切負(fù)荷量，第2輪切負(fù)荷應(yīng)在確定第1輪切負(fù)荷能使系統(tǒng)回復(fù)穩(wěn)定(即發(fā)生輕微故障)時不動作，且在第1輪切負(fù)荷無法使系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定(即發(fā)生嚴(yán)重故障)時應(yīng)動作。

為實現(xiàn)上述目的，在定值設(shè)定上，應(yīng)有：

U1≥U2

(3)

T1≤T2

(4)

如(3)、(4)兩式同時取等號，則實質(zhì)上為一輪切負(fù)荷，無實際意義。因而有意義的設(shè)定應(yīng)最多只有一個式子取到等號。

下面分別探討不同定值設(shè)定適應(yīng)的場景。

場景1：穩(wěn)定判據(jù)對恢復(fù)時間要求較寬松，不同類型故障起始電壓差距較大。

此種場景下，不同類型故障區(qū)分度高，可以通過定值設(shè)定區(qū)分不同類型故障并切除適當(dāng)?shù)呢?fù)荷量。此時定值設(shè)置應(yīng)側(cè)重減少切負(fù)荷量。此時可分析不同類型故障發(fā)生的可能性，計算不同類型故障發(fā)生后的需切負(fù)荷量，并分別與其發(fā)生概率相乘，計算不同故障的概率損失，并依此確定不同輪次對應(yīng)的故障類型。

場景2：穩(wěn)定判據(jù)對恢復(fù)時間要求較寬松，不同類型故障起始電壓差距較小。

此種場景下，可以利用穩(wěn)定判據(jù)對恢復(fù)時間設(shè)置較為寬松的條件，設(shè)置較長的輪次間延時間隔，即令U2-U1較小，T2-T1較大，通過較長延時后不同類型故障電壓恢復(fù)的差異實現(xiàn)準(zhǔn)確判別。

場景3：穩(wěn)定判據(jù)對恢復(fù)時間要求較嚴(yán)苛，不同類型故障起始電壓差距較大。

此種場景下，可以利用不同類型故障起始電壓差距大的條件，設(shè)置較大的輪次間電壓差，即令U2-U1較大，T2-T1較小，通過不同類型故障電壓的較大恢復(fù)差異實現(xiàn)準(zhǔn)確判別。

此種場景下，為了滿足穩(wěn)定判據(jù)要求，需要一定程度的妥協(xié)，即適當(dāng)放棄對不同類型故障的區(qū)分度，盡可能保證系統(tǒng)的穩(wěn)定。以部分輕微故障時的多切負(fù)荷為代價保證各類型故障后系統(tǒng)均能滿足穩(wěn)定判據(jù)要求。

將上述分析整理成表格如表2所示。獲取待研究系統(tǒng)數(shù)據(jù)后，需要分析典型運行方式，確定預(yù)想故障集，并依據(jù)計算結(jié)果和穩(wěn)定控制判據(jù)確定對應(yīng)的場景，最后依據(jù)上表選擇恰當(dāng)?shù)亩ㄖ嫡ǚ较颉?/p>

表2 不同場景適用的整定方向Tab.2 Setting directions for different scenes

2 穩(wěn)控裝置定值優(yōu)化總體流程

對于受端電網(wǎng)而言，其負(fù)荷價值普遍較高。而目前定值整定工作主要依賴制定人員的經(jīng)驗，沒有形成統(tǒng)一規(guī)范的流程，切負(fù)荷量未達(dá)最優(yōu)化，有必要對此進(jìn)行改進(jìn)。

一組優(yōu)化的定值應(yīng)符合如下條件：

1)對于不同的負(fù)荷P，切除Pc負(fù)荷后均能使系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定。其中P的含義為負(fù)荷水平，Pc含義為切除負(fù)荷量；

2)在確保1)的前提下，切除負(fù)荷量應(yīng)盡可能少；

3)盡可能保證Pc的平滑性。

其中，3)項要求是為了保證P值變化很小時，Pc不突變或突變量盡可能小。而這一目標(biāo)是通過盡可能減低ki(意義為第i個負(fù)荷段的切除系數(shù))之間的差異實現(xiàn)，并通過調(diào)節(jié)Pbase,i(意義為第i個負(fù)荷段的動作基值)保證滿足上述1)和2)項要求。

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典型的控制策略定值單如表3所示。

表3 典型的控制策略定值單Tab.3 Typical setting values of control strategy

上述控制策略定值單的意義如下：

如果依據(jù)基本定值單需要切該輪負(fù)荷，負(fù)荷水平P滿足Pmk,i≤P

Pc=ki(P-Pbase,i)

(5)

結(jié)合優(yōu)化定值條件及定值單，設(shè)計定值優(yōu)化流程如下：

步驟1，選取典型運行方式，模擬預(yù)想故障，選取作為切負(fù)荷防誤判據(jù)的關(guān)鍵站點，并確定需要深入研究的運行方式和故障類型；確定U和T值，對照表2確定場景類型、優(yōu)化方向；

步驟2，確定負(fù)荷段數(shù)量，并給出各負(fù)荷段的上下限；

步驟3，運用仿真軟件，計算各下送功率下，發(fā)生選定故障后為保持穩(wěn)定所需最小需切負(fù)荷量；

步驟4，根據(jù)輸送功率處于各負(fù)荷段上下限水平時發(fā)生故障所需切負(fù)荷量值，求出基值和切除系數(shù)，給出初步整定方案；

步驟5，將整定方案整體考慮，并進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，得到最終的整定方案。

整體流程圖如圖1所示。

步驟1中通過典型方式和預(yù)想故障遴選切負(fù)荷防誤判據(jù)關(guān)鍵站點的方法為：根據(jù)電網(wǎng)各典型運行方式及潮流圖，分析系統(tǒng)主要的交流與直流傳輸線路；針對上述線路設(shè)置不同類型的故障，并進(jìn)行故障仿真，觀測各變電站電壓擾動響應(yīng)曲線，選取真實反映系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定特性的重要變電站作為關(guān)鍵站點。

步驟2中確定負(fù)荷段數(shù)量并給出負(fù)荷段上下限的方法為： 以需研究的運行方式為基礎(chǔ)，確定當(dāng)前系統(tǒng)步驟一關(guān)鍵站點最大下送功率，并校核發(fā)生選定故障時的最少需切負(fù)荷量。之后逐漸降低站點下送功率，直至系統(tǒng)能在選定故障下無需切負(fù)荷即可保持穩(wěn)定。以無需切負(fù)荷時的下送功率或該功率再減少一定量作為最低負(fù)荷段下限，并以最大下送功率或者最大下送功率加一定裕度(考慮到未來負(fù)荷水平的增長)作為最高負(fù)荷段上限。并基于確定的負(fù)荷段上下限選取恰當(dāng)?shù)呢?fù)荷段數(shù)。

步驟4中求取基值和負(fù)荷系數(shù)的方法為：設(shè)步驟3中某負(fù)荷段最大值為Pmk,max， 對應(yīng)的最少切負(fù)荷量為Pc,max， 負(fù)荷段最小值為Pmk,min， 最小切負(fù)荷量為Pc,min。

則計算得到的切除系數(shù)ki為：

ki=(Pc,max-Pc,min)/(Pmk,max-Pmk,min)

(6)

考慮到實際系統(tǒng)情況，系數(shù)k值應(yīng)在[0.8,1.2]范圍內(nèi)，因此計算得到的ki。 如不在這一范圍內(nèi)應(yīng)按下式調(diào)整得到最終的ki：

ki=min(max(ki,0.8),1.2)

(7)

Pbase,i計算方法為：

Pbase,i=Pmk,min-「Pc,min/ki?

(8)

式中「·?表示向上取整，下同。

步驟5中優(yōu)化調(diào)整方法為：

步驟4結(jié)束后可得到各負(fù)荷段的上下限，以及相應(yīng)的基值和切除系數(shù)，設(shè)負(fù)荷段數(shù)為n。為使整定方法具有整體性，需要綜合考慮調(diào)整。

為此先求平均切除系數(shù)kp，公式如式(9)所示。

(9)

式中mean(·)為求平均值；sum(·)為求和。之后將kp調(diào)整為0.8至1.2(間隔0.1)中最接近原值的一個。

再將各段切除系數(shù)設(shè)為kp， 重新計算各段的Pbase值。如kp較原ki變大或不變，則計算方法同(8)式，否則按式(10)計算：

Pbase,i=Pmk,max-「Pc,max/ki?

(10)

3 算例分析

以2018年南方電網(wǎng)夏大極限方式為基礎(chǔ)。根據(jù)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》[1]和《南方電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算分析導(dǎo)則》[21]，結(jié)合工程實踐，確定電壓穩(wěn)定的標(biāo)準(zhǔn)為：暫態(tài)和動態(tài)過程中系統(tǒng)中樞點母線電壓下降持續(xù)低于0.75 p.u.的時間不超1 s，且動態(tài)過程平息后220 kV及以上電壓等級中樞點母線電壓不低于0.9p.u.。

步驟1：經(jīng)初步掃描，電網(wǎng)中電壓穩(wěn)定問題較為嚴(yán)重的故障為牛從直流受端附近從西-博羅發(fā)生雙線跳閘故障，低電壓突出站點為220 kV木棉站。由于穩(wěn)定判據(jù)中對恢復(fù)時間要求較高，因而適用場景3。經(jīng)比較，具體選中的U和T值如下：

U1=0.9,U2=0.75,T1=T2=0.2 s

(11)

步驟2：由于粵北大發(fā)方式木棉站最大下送功率為3 300 MW，因此從3 300 MW起逐漸下降下送功率，直至無切負(fù)荷策略時系統(tǒng)發(fā)生從博N-2故障也能穩(wěn)定為止，并將此時的下送功率作為負(fù)荷段下限。

圖2和圖3分別給出了無切負(fù)荷策略時，木棉站下送功率為3 300 MW和2 700 MW情況下發(fā)生從博N-2故障后的木棉站電壓曲線。將其與穩(wěn)定判據(jù)進(jìn)行比較可知，下送3 300 MW情況發(fā)生N-2故障，故障清除1.0 s后，電壓0.62 p.u.，低于0.75 p.u.，系統(tǒng)不穩(wěn)定。而下送2 700 MW時發(fā)生從博N-2故障清除1.0 s后，電壓0.84 p.u.，高于0.75 p.u.，且恢復(fù)電壓高于0.90 p.u.，系統(tǒng)穩(wěn)定。因而負(fù)荷段下限應(yīng)設(shè)置為2 700 MW，目前系統(tǒng)最大下送功率為3 300 MW，考慮未來增長可能，上限設(shè)為3 500 MW，每段上下限差距為200 MW。

圖2 下送功率3 300 MW時電壓響應(yīng)曲線Fig.2 Voltage curve when the power (high-low voltage class) is 3 300 MW

圖3 下送功率2 700 MW時電壓響應(yīng)曲線Fig.3 Voltage curve when the power (high-low voltage class) is 2 700 MW

步驟3：運用BPA仿真軟件，計算不同下送功率時，發(fā)生選定故障后為保持穩(wěn)定最小需切負(fù)荷量；運用仿真軟件，計算不同下送功率時發(fā)生從博N-2故障需切負(fù)荷量，整理結(jié)果見表4。

表4 不同下送功率系統(tǒng)需切負(fù)荷量Tab.4 Loads need to be cut under different load

步驟4：根據(jù)各負(fù)荷段上下限所需切負(fù)荷量值，并求出基值和切除系數(shù)，給出初步整定方案。

以2 700～2 900 MW負(fù)荷段為例，其系數(shù)k值為：

(230-0)/200=1.15。

由于該值處于[0.8,1.2]區(qū)間內(nèi)，無需調(diào)整。

此段的Pbase值為：

2 700-「0/1.15?=2 700 MW。

依此類推，得到初步定值整定表如表5所示。

步驟5：將整個整定方案整體考慮，并進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，得到最終的整定方案。

將表1中各切除系數(shù)k求平均，得到新的切除系數(shù)k值為：

(1.15+1.2+1.2+0.8)/4=1.1(調(diào)整后)。

之后確定新的Pbase值，以2 700～2 900 MW檔為例，該檔Pbase值為：

2 900-「230/1.1?=2 690。

依此類推，得到最終的整定表如表6所示。

表5 初步整定結(jié)果Tab.5 Initial setting result

表6 最終整定結(jié)果Tab.6 Final setting result

將有調(diào)整、無調(diào)整方案對應(yīng)曲線繪制成最終的整體效果圖，參見圖4。

圖4 整體效果對比Fig.4 Overall effect comparison

圖4中的圓點對應(yīng)給定負(fù)荷下最少需切負(fù)荷量，虛線為初步定值整定結(jié)果，實線為最終的定值整定結(jié)果。

虛線能確保在給定下送功率時切負(fù)荷量滿足要求，但當(dāng)實際下送功率值不為給定功率時，如下送功率由3 100 MW略微減少為3 099 MW，此時系統(tǒng)運行方式基本不變，需切負(fù)荷量無明顯減少，但此時虛線的切負(fù)荷量有較大的減少，無法滿足系統(tǒng)穩(wěn)定需求。與之相比，實線表示的最終整定方案較好地解決了這一問題。除此之外，與初步整定方案存在多個切除系數(shù)值不同，最終整定方案各段的切除系數(shù)值基本一致，有效地減少了編制定值人員以及執(zhí)行定值人員誤設(shè)各段切除系數(shù)值的可能性。

5 結(jié)語

隨著電網(wǎng)負(fù)荷不斷增加，因配套無功電源建設(shè)不足，受端電網(wǎng)的暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題日益嚴(yán)峻，需要運用適當(dāng)?shù)目刂拼胧┮源_保電網(wǎng)整體的安全性和可靠性?，F(xiàn)有文獻(xiàn)對此從多角度提出了多種解決方案，包括負(fù)荷轉(zhuǎn)供、增設(shè)無功補償裝置、加強電源建設(shè)、精準(zhǔn)切負(fù)荷等。穩(wěn)控裝置是系統(tǒng)故障后控制措施的出口處，在故障后裝置如正確動作可使系統(tǒng)快速恢復(fù)穩(wěn)定、最大化減小損失，而這一效果的實現(xiàn)有賴于定值的合理整定。本文提出了一套面向多場景的定值整定方法，能夠結(jié)合具體控制要求和穩(wěn)定計算結(jié)果得出相適應(yīng)的定值，實現(xiàn)期望的控制策略，并通過南方電網(wǎng)實際算例驗證了其有效性。該方法實現(xiàn)了對穩(wěn)控裝置定值的優(yōu)化，為解決同類型的電壓穩(wěn)定問題提供了參考。