异步联网后南方电网区域间失步振荡特性及应对措施

许琴，邱建，张仕鹏，庞学跃，徐光虎，张建新

(1.中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司，广东 广州 510663；2.中国南方电网有限责任公司，广东 广州 510623)

随着鲁西背靠背和永富直流工程的投产，云南电网与南方电网主网实现了异步互联[1]，云南电网交流送出断面上可能出现的失步振荡也不复存在，区域间断面失稳模式转换为贵广断面失稳、两广断面失稳、海南电网失稳及多机群失稳[2]。

目前南方电网500 kV主网在主要送受电断面配置了失步解列装置，均是利用Ucosφ原理或相位角判别原理就地进行失步判别，通过定值整定，在一定程度上实现解列控制配合[3-5]。但这种配置能否适应异步联网后失步特性的变化，目前尚无相关深入研究。另一方面，业界认为针对这种多通道受电断面的失步特性，综合利用多种失步判据，结合可靠通信技术构建失步解列系统，是解决复杂断面失步判别与解列问题的很好思路[6-16]。文献[6-12]提出基于广域测量系统(wide area measurement system，WAMS)，在线广域监测电力系统各种失步振荡模式，建立全网及区域失步控制中心，对各种可能的失步振荡模式进行后备式紧急控制，确保准确切除失步机群；文献[13-14]提出利用相量测量单元(phasor measurement unit，PMU)实测机组受扰轨迹捕捉动态鞍点触发解列控制；文献[15-16]提出综合解列系统的配置方案，即综合解列系统的主控站设在电网的调度通信中心(或大型枢纽变电站)，子控制站设在各联络断面上，主子站采用2M通道通信；文献[6-14]提出的方法均是基于WAMS信息进行的，优势是可以实现较大范围的失步识别，但算法复杂，对主站计算能力、时间同步、通信速度等的要求较高，在现阶段工程实施中需要充分评估和解决可靠性问题。

为此，本文首先研究异步联网后主网的失步振荡特性，然后针对当前解列装置配置方案的不足，提出一种基于就地解列装置，利用远方通信构建的广域失步解列系统。该系统仍采用就地解列装置进行失步判别，然后将判别结果及相关信息发送给控制主站，再由主站综合各判别结果及相关信息，根据预先的失步控制策略实现解列。该系统的优势是充分利用就地失步解列装置的成熟判别原理，控制主站策略逻辑简单，对于预先能够确定解列点的多断面、多通道区域互联电网较为实用，工程可实施性高。同时，研究了低压减载、解列点选择、解列时刻对受电断面振荡特性和解列后区域电网恢复的影响，用于指导广域失步解列控制系统控制策略的制订。

1 分析方法及网架介绍

考虑到实际电网尤其是大型互联电网失步振荡过程中运行状态变化的复杂性，难以应用数学解析方法，因此采用中国电力科学研究院BPA程序开展时域仿真分析。以云南异步联网后2019年南方电网500 kV网架结构为例，重点研究多回直流组合故障、交流故障主保护拒动或开关拒动等严重故障情况下，区域间断面的失步振荡特性，根据线路两侧的相位差曲线[17]来分析振荡中心的位置，根据Ucosφ轨迹穿区特性[18-19]来分析失步解列装置的动作情况。

南方电网形成“八交十直”的电网结构[20-22]，500 kV主网架由贵州电网、云南电网、天生桥电厂、广西电网及广东电网组成，如图1所示。其中，两广断面交流通道由8回500 kV线路构成(由北至南分别为桂林—贤令山双回、贺州—罗洞双回、梧州—罗洞单回、梧州—卧龙单回、玉林—茂名双回)；贵广断面交流通道由5回500 kV线路构成(由北至南分别为黎平—桂林双回、独山—河池双回、天生桥—金州单回)；直流通道包括云南—广东直流5回(楚穗、普侨、牛从双回、滇西北)，云南—广西直流1回(金中)、贵州—广东直流2回(高肇、兴安)、天广直流和三峡直流。

图1 南方电网500 kV交流主网架示意图Fig.1 Schematic diagram of CSG 500 kV main gird

在严重故障下，多通道多断面存在振荡中心迁移、两广断面选择性、断面部分通道解列不开及断面协调性的风险，影响因素主要有各通道阻抗值、受端电压支撑能力、故障位置等。

2 区域间断面失步振荡特性

本文通过对多回直流组合故障、交流故障主保护拒动或开关拒动等严重故障情况下的主网失步振荡特性进行分析，总结出南方电网区域间断面失稳模式主要为贵广断面、两广断面失稳模式，且振荡中心较易落于在两广断面，同时呈现出振荡中心迁移[23-26]、两广断面选择性、断面部分通道解列不开及断面协调性等特性。

2.1 振荡中心迁移

以500 kV卧龙母线三相故障主保护拒动为例，柳贺线和贺罗线两侧相位差曲线如图2所示。由图2可以清楚判断出第1周期贺罗线两侧的相位差发生0°～360°的周期变化，振荡中心在贺罗线上，但随后第2周期转移到柳贺线上。

图2 柳贺线和贺罗线的相位差曲线Fig.2 Phase angle difference curves of Liudong-Hezhou line and Hezhou-Luodong line

两端等值电势不等是振荡中心迁移的主要原因，振荡中心的位置会随着等值功角差的变化而改变。而常规就地失步解列方式主要是基于大量的离线计算，在固定位置安装失步解列装置，当振荡中心迁移到线路之外时，会造成解列控制装置失去作用。

2.2 两广断面选择性

以“高肇+兴安”直流双极闭锁稳控拒动为例。仿真计算表明，故障后振荡中心在两广断面附近线路上(桂林—贤令山双回、玉林—茂名双回、柳州—贺州双回、来宾—梧州双回)。两广断面及贵广断面各通道解列装置动作情况见表1。

表1 “高肇+兴安”直流双极闭锁稳控拒动两广、贵广断面各通道装置动作情况Tab.1 Action situation of each channel splitting device in Guangdong-Guangxi and Guizhou-Guangxi section

由表1可知，两广断面所有通道及贵广断面黎桂通道、山河通道的解列装置第1周期、第2周期均能判出，且黎桂通道、山河通道判出时间与两广断面相近。经分析，若按1周期和2周期解列两广断面后，均可以使广东、广西、贵州、海南保持系统稳定，如图3所示。存在的问题是，解列两广断面是最优解列方案且振荡中心也在两广断面，但贵广断面黎桂通道桂林站、山河通道河池站也能判出失步。如何实现只解列振荡中心所在的两广断面，避免多断面同时解列成为亟待解决的问题。

图3 解列两广断面后广东、广西、贵州及海南电压恢复曲线Fig.3 Guangdong, Guangxi, Guizhou, Hainan voltage recovery curves after out-of step splitting

2.3 断面部分通道解列不开

以500 kV安顺—青岩线路青岩侧三相短路故障主保护拒动、相间后备保护1.1 s(参考南方电网提供的相间距离Ⅱ段动作时间)动作为例。两广断面及贵广断面各通道解列装置动作情况见表2。由表2可知，两广断面若按2周期解列，则存在梧罗通道就地解列装置不能动作的问题。图4给出了两广断面未完全解列和完全解列方案下振荡中心附近线路的有功功率曲线。由图4可知，未完全解列会导致两广断面剩余线路及附近的线路仍然持续振荡，极大影响了解列后广东电网的稳定恢复能力。

图4 两广断面未完全解列及完全解列情况下断面附近线路的有功功率曲线Fig.4 Active power curve of the line near the section under the conditions of incomplete splitting and complete splitting

表2 安顺—青岩线路三相短路青岩侧主保护拒动两广、贵广断面各通道装置动作情况Tab.2 Action situation of each channel splitting device in Guangdong-Guangxi and Guizhou-Guangxi section

2.4 断面协调性

仍以500 kV安顺—青岩线路青岩侧三相短路故障主保护拒动、相间后备保护1.1 s动作为例。仿真表明，故障后振荡中心在两广断面附近线路(桂林—贤令山双回、玉林—茂名双回、柳州—贺州双回、来宾—梧州双回)和贵广断面(独山—河池双回、黎平—桂林双回、天二—平果)上，且两广断面及贵广断面各通道解列装置按1周期整定，均能解列开(见表2)。对各种解列方案进行分析，得出结论如下：若按解列两广断面，解列后广东、海南保持稳定，广西电压失稳，贵州电压在0.6Un～0.8Un(Un为无故障前的电压)之间波动；若解列贵广断面，贵州、广东电压恢复到正常范围内，但持续振荡，广西、海南电压失稳；若同时解列两广断面和贵广断面，广东、海南能保持系统稳定，广西电压失稳，贵州电压恢复到正常范围内，但持续振荡(如图5所示)。综合考虑解列后各分区的稳定性同时原则上不宜解列成太多分区，建议采取优先解列两广断面。存在的问题是：振荡中心在两广断面及贵广断面通道上，且2个断面就地失步解列装置均能判出，如何协调贵广断面与两广断面就地失步解列装置实现解列两广断面。

图5 广东、广西、贵州、海南母线电压曲线Fig.5 Bus voltage curves of Guangdong, Guangxi, Guizhou and Hainan provinces

3 区域间断面失步解列的应对措施

针对区域间断面存在的振荡中心迁移、两广断面选择性、断面部分通道解列不开及断面协调性等特性，导致就地失步解列装置不能完全解列或多断面同时解列的问题，提出基于就地解列装置，利用远方通信构建的广域失步解列控制系统。该系统由主站和子站构成，子站分布在电网失步断面的各个关键厂站。主站综合各子站的上送信息，按照指定的控制策略，给出最终判别结果，触发解列命令；子站和主站装置间通过光纤通道实现通信。具体应对措施如下：

a) 针对振荡中心迁移问题，通过分析振荡中心特性，发现区域间断面振荡中心一般会在联络断面的前段、后段发生迁移，为此提出：将子站部署在断面每个通道两侧，且每个子站就地采集所有线路的电流、电压量，可实现振荡中心所在断面及断面前段、后段线路的采集；同时原则上以每个通道任一侧子站的任一回线路判出失步。

b) 针对两广断面选择性问题，建议主站综合利用多端电压相角差及各子站测量阻抗角信息，实现振荡中心的精确定位或采取周期配合，同时进行两广断面解列后闭锁贵广断面。

c) 针对断面部分通道解列不开的问题，建议主站采用检测到断面内一定数量(可整定)的通道判别失步，即可判别该断面失步，例如两广断面中4个通道中有2个通道判别出失步，主站即发命令同时解列4个通道，这样在保证可靠的基础上有效解决了不同时动作或部分通道不能动作的问题。

d) 针对贵广、两广断面协调性，优先解列两广断面的问题，建议各子站将通道线路的失步信息上送给主站，主站通过周期配合或采取两广断面解列后闭锁贵广断面的措施，实现贵广、两广断面的协调。

4 广域失步解列控制系统架构

广域失步解列控制系统由主站和子站组成。选取两广、贵广断面各通道两侧站点作为子站(共12个子站)，设置1个主站，主站部署在500 kV茂名站，子站分别部署在广东500 kV茂名站、罗洞站、蝶岭站、贤令山站，广西500 kV贺州站、梧州站、桂林站、河池站，贵州500 kV黎平站、独山站、兴仁换流站、天二厂站，如图6所示。各子站与主站通过复用2 M光纤通道互联通信。为实现快速、可靠解列，避免故障范围进一步扩大，各子站仍采用就地失步解列装置的成熟判别原理进行判别，周期定值整定为1周期，相对于现有的就地失步解列装置的2周期定值，能够实现更快解列；控制主站综合各子站的判别结果及相关信息，根据预先的协调失步控制策略实现解列，策略逻辑简单，主站与子站均采用点对点2 M光纤通道通信，通道延时在毫秒级以下。

图6 广域失步解列控制系统装置布点图Fig.6 Layout diagram of wide-area out-of-step splitting control system

5 振荡特性及解列后电网恢复的影响因素分析

5.1 低压减载对振荡特性的影响

以500 kV花都—北郊线路花都侧三相短路故障主保护拒动、相间后备保护0.4 s动作为例。若不考虑解列后低压减载装置动作，振荡中心由广东内部慢慢转移到两广断面上，两广断面2 s后才开始振荡；若考虑低压减载装置正确动作，两广断面未振荡，主网稳定，如图7所示。由仿真计算结论可知，低压减载装置的正确动作，可有效避免局部电网失稳延伸至区域间断面的失步振荡。

图7 两广断面各通道两侧相位差曲线Fig.7 Phase angle difference curve of each channel on Guangdong and guangxi section

5.2 解列的时刻对电网恢复的影响

以500 kV卧龙母线三相故障主保护拒动为例。故障后采用1周期(1.74 s)或2周期(2.56 s)解列两广断面，送端电网和受端电网低频减载、低压减载和高频切机量见表3。由表3可知，采用2周期解列，广东、广西、贵州的低频低压减载量增多，且广西高频切机量也增多；因此，越早解列电网，损失的负荷量越少。

表3 采用1周期或2周期判据解列南方主网其他第3道防线措施量Tab.3 Other measures of the third line of defense in southern main grid after splitting using one-cycle or two-cycle criterion

5.3 解列点的选择对电网恢复的影响

以逢宜—来宾线路三相短路来宾侧拒动0.7 s相间后备保护动作为例。分别按解列两广断面的玉茂线和茂蝶线进行对比分析，图8所示为2种解列方案海南福山站的电压频率偏差。由图8可知，采取解列玉茂线时，海南电压恢复稳定；采取解列茂蝶线时，解列后海南电网与广西电网属于同步网，海南电压频率波动±1 Hz。由仿真计算结论可知，解列点的选择宜将区域电网留在电网结构坚强及机组同调性好的电网。

图8 解列茂蝶和玉茂线海南福山站电压的频率偏差Fig.8 Voltage frequency deviations of Hainan Fushan station under splitting Maoming-Dieling and Yulin-Maoming line

6 结论

本文以南方电网为研究对象，分析了区域间断面的失步振荡特性以及低压减载、解列时刻、解列点的选择对振荡特性及解列后电网恢复的影响。得出结论如下：

a)两广、贵广断面存在振荡中心迁移、两广断面选择性、断面部分通道解列不开及贵广、两广断面协调性等问题，会导致断面不能完全解列或多断面同时解列。针对该类问题，提出建设基于就地解列装置，利用远方通信构建的广域失步解列系统；同时给出了南方电网广域失步解列控制系统架构及相应的应对策略。

b)低压减载、解列时刻、解列点的选择均会对电网振荡特性及解列后电网恢复产生影响。在制订广域失步解列控制系统的控制策略时，应将这些影响因素纳入考虑。