0 引言

随着鄂尔多斯乌审地区负荷的大幅增长，乌审地区电网成为典型的“大负荷、小开机”电网。热稳定与暂态稳定问题严重影响乌审地区电网的安全稳定运行，该地区时常面临限电困扰。2019年3月底500 kV甘迪尔变电站投产后，该地区供电能力得到缓解，但仍存在暂态稳定问题^[1-2]。

本文基于鄂尔多斯乌审地区电网的安全稳定与控制，提出电网在不同运行方式下存在的稳定问题，通过原理分析提出符合地区电网特性的解决措施^[3-4]，采用PSD-BPA软件进行仿真论证，最后得出乌审地区的安全稳定控制策略^[5-6]。

1 乌审地区电网存在的问题

乌审地区网架结构如图 1所示。500 kV甘迪尔变电站投产后，鄂尔多斯乌审地区供电能力有较高提升，但仍存在以下问题。

（1）热稳定问题。分别考虑乌审地区“大负荷，小开机”与“大开机，小负荷”2种方式进行热稳极限计算。“大负荷，小开机”全接线方式下，迪苏线（甘迪尔—苏贝）故障后，迪忽线（甘迪尔—图忽岱）一回线路超热稳定极限；迪忽Ⅰ线检修方式下，迪忽Ⅱ线故障，迪苏线超热稳极限。经计算，“大开机，小负荷”工况下不存在热稳定问题。

（2）暂态稳定问题。在迪苏线、迪忽Ⅰ线、忽贝线（图忽岱—苏贝）检修方式下，若地区负荷较大，当迪忽Ⅱ线或中天查汗变电站其中1台主变压器中压侧发生三相永久短路故障，则存在地区暂态失稳风险。

仿真计算结果表明，热稳定受制于故障后的功率转移，甘迪尔变电站投产后，乌审地区根据热稳定极限需控制迪忽双回和迪贝线的负荷不超过660 MW。本文主要针对暂态稳定问题进行分析。

2 暂态稳定机理及控制措施 2.1 暂态稳定机理

实际电网为复杂的电力系统，可简化为1个送受端模型，见图 2。当输电线路发生短路故障和故障切除后，均可得出对应工况下发电机输出的电磁功率，最终得到系统正常运行时、故障发生时和故障切除后3种工况下的功率特性曲线，见图 3。

（1）正常运行时，发电机输出的电磁功率P_e与机械功率P_T相等，此时，发电机功角运行于曲线P₁的A点上，功角为δ₀。

（2）故障发生时，功率曲线变为P₂，转子的惯性导致其角度不会突变，因此其运行点转移到B点，发电机电磁功率急剧下降，机械功率保持不变，此时P_e < P_T，产生较大的功率缺额，若故障长时间持续，发电机功角将一直随着曲线P₂发生相应变化，在过剩转矩的作用下功角不断变大，与系统失去同步。

（3）故障切除后，若在C点将故障切除，发电机运行曲线变为P₃，运行点变为E点，此时P_e>P_T，发电机转子受到制动，逐渐减速，从E点到K点，最后稳定在K点。

2.2 暂态稳定控制措施

根据以上分析可知，提高系统暂态稳定性需从增大系统减速面积与减小系统加速面积2种方式来考虑。根据地区电网特性，结合大量仿真计算结果得出，当减少发电机出力或提高电压时，可有效提高系统暂态稳定性。因此，可采用提高地区电压水平与合理安排机组出力的方式提升电网静态稳定性及暂态稳定裕度。

3 仿真分析

采用中国电力科学研究院PSD-BPA软件对机组进行地区电网安全稳定仿真计算。其中，中天合创电厂为3台机组，2台135 MW，1台30 MW，共300 MW。计算时30 MW小机组按常开考虑，分别与2台大机组中的单台和双台组合，形成中天合创单机、双机，分别对单机、双机的大、小负荷工况进行计算。由统计数据得到1 a内乌审地区各站的最大负荷之和（1129 MW）、最小负荷之和（460 MW），并乘以同时率0.9，结果分别为1016 MW和414 MW。根据实际运行经验，中天查汗变电站功率因数按0.9考虑，其余各站功率因数为0.95。

3.1 仿真模型

仿真计算时采用以下3种模型。

（1）发电机模型：暂态过程的E″_q和E″_d模型，考虑调速与励磁系统，大型机组考虑电力系统稳定器（PSS）的作用。

（2）负荷模型：采用感应电动机模型（MJ卡），并计入频率因子，具体参数如表 1所示。

（3）线路模型：线路采用对称线路数据卡（L卡），模拟对称的π型等效模型。

3.2 稳定标准

（1）功角稳定标准。电网每遭受1次大扰动，引起同步电力系统各机组之间功角相对增大，要求发电机功角在经过第一、第二摇摆后不失步^[1]。

（2）电压稳定标准。根据地区特性，电压稳定标准为50周波（1 s）内负荷母线电压恢复至0.75（p. u.），500周波内电压恢复至0.8（p.u.）^[1]。

3.3 仿真结果分析

迪忽Ⅰ线、迪贝线、忽贝线及中天查汗变电站1台主变压器检修方式下，中天合创电厂双机满出力为300 MW，地区大负荷时，发生三相短路故障，失稳情况见表 2。本文选取迪忽Ⅰ线检修方式下的故障结果进行分析，并提出控制方案，其余运行方式分析方法类似。迪忽Ⅰ线检修时，迪忽Ⅱ线故障，乌审地区电网暂态失稳，仿真结果如图 4所示。

迪忽Ⅱ线故障后，乌审地区电网仅剩1回220 kV线路与主网相连，地区电网没有电源支撑，发电机的电磁功率与机械功率差距较大，导致地区机组地区电压失稳。根据第3节暂态稳定原理，采用本文第2.2节控制措施，在保证热稳定极限不超660 MW的基础上，增加中天查汗负荷，同步减少乌审地区图忽岱、苏贝、乌审、无定河4站负荷共90 MW，当中天查汗负荷增大至103 MW，发生故障时地区可维持暂态稳定。仿真结果如图 5所示。

在保证断面潮流极限值前提下，减少中天合创机组出力，同步减少乌审地区图忽岱、苏贝、乌审、无定河4站负荷，当中天合创机组出力减少至260 MW，发生故障后，地区维持暂态稳定。仿真结果如图 6所示。

根据以上分析，可得迪忽Ⅰ线检修方式下，地区最终控制策略如表 3所示。

由图 5可知，通过负荷与机组的协调控制，地区电压在故障后50周波内均恢复至0.75（p.u.）以上，并一直可维持较高电压水平，同时机组功角问题消除。其余故障控制方案均按照上述步骤进行调整控制，最终得出包含整个地区的安全稳定控制策略，并应用于实际工程中。

4 结束语

本文提出的负荷与机组协同控制策略，作为内蒙古电网的一种运行方式已通过内蒙古电力（集团）有限责任公司系统运行部审核。该控制策略在鄂尔多斯电网经现场试验与实践应用，运行效果良好。