0 引言

电力系统“三道防线”是保障电网安全稳定运行的成功经验，其中“第二道防线”是指采用安全稳定控制装置进行切机、切负荷等紧急控制措施，确保电网在发生N-2、N-3等故障时能够安全稳定运行^[1]。目前，国内对安控系统的控制策略已有相关研究^[2-5]，对于电网动态稳定问题，文献[6-7]基于分段函数法，将断面潮流分为若干档位，对每个档位分别制订切机策略，该方法存在计算量大、过切量大且定值组数多的缺点；文献[8]用最小二乘法对断面潮流与切机量的关系进行线性拟合，制订线性化切机策略，但存在过切量大、切机精度不高的问题；文献[9]建立了一种可修订参数的反映电网切机量与断面潮流关系的线性模型，该方法较分段函数法在一定程度上减少了策略定值的计算量和执行策略时的过切量，但是未考虑不同机组切机敏感性对切机斜率的影响，为了保证系统稳定裕度，采用切机效果最差的机组计算需切量，执行切机时，优先切除切机效果好的机组，仍存在较大的过切量。

本文基于电网严重故障下的动态稳定问题，对不同机群机组功率系数和策略定值合并的精细化安控系统控制策略进行研究，量化不同机群切机效果的差异，实现安控系统在电网严重故障下的精准切机，合并定值相近的运行方式，简化控制策略。

1 定值及策略分析

根据基于线性算法的通用控制策略定值整定方法^[9]，定义切机门槛、切机系数、需切量上限等定值；同时，考虑不同机群对电网动态稳定的切机效果不同，定义机群的机组功率系数定值。相关定值定义及计算方法如下。

1.1 切机门槛

发生严重故障时，在不采取切机措施情况下，保证系统临界稳定的检测断面潮流值用P_b表示。

1.2 需切量

当发生严重故障时，保证系统临界稳定的需切机组容量，用D表示。

1.3 极限需切量

调整电网各断面至运行极限，同时调整检测断面潮流为最大值，称为极限潮流，用P_k表示。该方式下发生严重故障时，保证系统临界稳定的需切量最大，即为极限需切量，用D_k表示。

1.4 切机系数

对于电网故障后的动态稳定问题，需切量与检测断面潮流呈近似线性关系的斜率，用K表示。可以采用两点法计算切机系数，计算公式见式(1)：

(1)

1.5 需切量上限

为避免出现较大过切量，在考虑一定电网安全稳定裕度基础上，定义需切量上限定值，用D_max表示，计算公式见式(2)：

(2)

1.6 机组功率系数

根据机组对电网安全稳定的切机效果不同，将切机执行站划分为不同机群，分别设置独立的机组功率系数，用J表示。某一故障类型下，保持电网稳定运行对应机群1的切机量为D_b1，对应机群n的切机量为D_bn，定义机群1的机组功率系数J₁为1，则机群n的机组功率系数J_n计算公式见式(3)：

(3)

在安控系统策略表中预先设置机组切机优先级，优先切除新能源，并按照机组功率系数由大到小顺序对常规机组进行优先级排序。电网发生故障后，切机策略执行步骤如下。

(1) 安控系统根据电网运行方式、故障类型、检测断面潮流查找策略表并计算需切量。若断面功率小于切机门槛，不切机；若断面功率大于切机门槛，需切量计算方法见公式(4)：

(4)

式中：P为检测断面的实际运行功率。

(2) 安控系统根据故障类别，将机组实时功率分别乘以各自机组功率系数折算为机组可切功率。

(3) 按照预先设定的优先级顺序切除机组，直至切除的机组可切功率之和大于需切量为止。

2 方式合并方法及流程 2.1 方式合并方法

通过对安控策略定值的数据特点进行分析，提出将定值接近的正常及检修方式合并为几组特殊方式的方法，简化安控装置的策略定值。在合并特殊方式n时，对各定值的处理及方式合并方法如下。

(1)需切量上限处理方法：

(5)

式中：D_k1，D_k2，…为合并前各方式的极限需切量。

(2) 切机门槛处理方法：

(6)

式中：P_b1，P_b2，…为合并前各方式的切机门槛。

(3) 切机系数的处理方法为：

(7)

式中：P_k1，P_k2，…为合并前各方式极限需切量对应的检测断面潮流最大值。

经计算，某机组在同故障类型下，正常方式和检修方式下的机组功率系数接近，故将不同运行方式下的机组功率系数合并，取所有运行方式中最小的机组功率系数作为该机组的最终定值，即：

(8)

式中：J₁，J₂，…为同故障类型下，某机组的正常及检修方式的机组功率系数。

2.2 方式合并流程

(1) 按照正常及检修方式下的控制极限调整断面潮流，计算正常方式下极限需切量、切机门槛和切机系数。

(2) 根据正常方式下定值，按照式(4)计算检修方式下各故障对应的需切量，仿真计算该检修方式下的需切量能否满足电网动态稳定要求，如果电网稳定，则该检修方式可以采用正常方式切机定值；如果电网失稳，需进一步计算该检修方式下的极限需切量、切机门槛和切机系数。

(3) 分析所有方式定值特点，将定值接近的方式按公式(5)—(7)合并为几组特殊方式。方式合并流程图如图 1所示。

3 应用案例分析

结合500 kV SD输变电工程及GY电厂投运^[10]，分析现有500 kV内蒙古某输电通道安控系统控制策略的缺点和不足，将本文所提控制策略和定值整定方法应用于该输电通道安控系统，采用PSD-BPA软件进行仿真计算分析。

3.1 内蒙古某输电通道安控系统概况

内蒙古某输电通道安控系统示意图如图 2所示，该系统共涉及15座厂站，用于解决CK-WC、WC-QX、WC-CY、QX-SD、SD-HH、CY-HH同名双回线路发生N-2严重故障后存在的电网动态稳定问题，按照功能差异，可将厂站分为三类。

(1) 控制主站：WC站；

(2) 测量站：CK站、CY站、QX站、SD站、HH站；

(3) 执行站：BE电厂、BS电厂、HT电厂、SL电厂、GY电厂、HX电厂、HR电厂、LH电厂、BL站。

当发生N-2故障时，WC主站根据电网运行方式、故障类型、检测断面潮流计算需切量，并按优先级顺序选切各电厂机组和BL变电站风电场并网线^[11]。该输电通道安控系统各厂站均为双套设备配置。

3.2 原策略存在的问题及改进

内蒙古某输电通道原安控系统采用分档切机策略，内蒙古电网东送断面潮流和机组切机量均较小，仅考虑一档切机定值，策略及定值较为简单，但是存在过切量较大的问题。随着电网结构加强，内蒙古电网西电东送断面潮流不断提高，电网发生N-2故障后需要切除的机组容量显著增加，原有切机策略的缺点日益凸显，仍采用一档切机定值将威胁到切机执行站机组的正常运行，采用多档切机定值又存在计算量大的问题。

针对分档切机策略存在的问题，将基于线性算法的通用控制策略定值整定方法应用于该输电通道安控系统，设置切机门槛定值和切机系数定值，由安控系统根据故障时刻检测断面潮流值、实时计算需切量，该方法可有效减少定值整定计算工作量、机组过切量和定值数量。

由于故障类别、电源类型及电气距离不同，当发生N-2严重故障时，不同区域内机组对提高内蒙古电网动态稳定性的切机效果不同，所以不同切机组合下的切机量也不尽相同，为精确计算切机量，将本文所提机组功率系数定值应用于该输电通道安控系统，对不同机群的切机效果进行量化，制定出精准切机控制策略。

3.3 仿真边界条件

对该输电通道安控系统控制策略进行分析，相应的边界条件如下。

(1) 采用SD工程及GY电厂投产后网架，运行方式调整为华北电网孤网方式(即1000 kV CN线解列)，平衡机设置为JBJ机组。

(2) 采用内蒙古电网北部新能源大发方式，调整内蒙古电网各断面至运行极限。

(3) 稳定判据：正常方式发生N-2故障后，系统阻尼比在0.015以上；检修方式发生N-2故障后，系统阻尼比在0.013以上。

(4) 500 kV线路故障切除时间为0.1 s，安控系统动作切机时间为故障切除后0.2 s^[12]。

(5) 调整仿真数据时，要求内蒙古电网500 kV枢纽点电压在505~515 kV。

3.4 控制策略分析及定值计算

内蒙古某输电通道安控系统作用区域部分网架结构如图 3所示，根据电源类型、故障类别和电气距离，将切机执行站分为5个机群。

(1) 机群1：BE电厂、BS电厂、HT电厂和SL电厂；

(2) 机群2：GY电厂；

(3) 机群3：BL接入的风电场；

(4) 机群4：BT电厂；

(5) 机群5：HR电厂、LH电厂。

经仿真验证，电网发生N-2故障后，处于同一机群内的机组切机效果相同，因此，同一机群内机组共用一套机组功率系数定值。

正常方式下，对不同机群的切机效果进行详细计算分析，将机群1作为计算机组功率系数的基准，即BT东部地区机组功率系数等于1，按照式(3)计算其他机群的机组功率系数，仿真结果如图 4所示。

可以看出，不同机群的机组功率系数各不相同，当电网发生N-2故障时，该输电通道安控系统结合机组功率系数实时计算需要切除的机组，对应机组的机组功率系数越大，则装置实际切除的切机量将越小，该输电通道安控系统的精准切机，可从根本上解决安控系统的过切问题。

以正常方式为例，该输电通道发生线路N-2故障时，对检测断面极限潮流、切机门槛、极限需切量、切机系数进行仿真计算分析，结果如表 1所示。

3.5 方式合并及最终装置定值

应用第2节所述方式合并方法，将XSW—GX一回、BB—CK一回、ML—GX一回、YS—SH一线、SH—QX一线、YS—FQ一回、XSW—BR一回、CK— DL一回、DL—HT一回、HT—XT一线、FH—JL线、FH—QL线、BR—WH一回、WH—JL一回、WH—QL一回、FQ—WQ一回、FQ—WQ一回串补、WQ—SY一回、WQ—SY一回串补、HH—GY一回、HH—GY一回串补、GY—TP一回、GY—TP一回串补共23个检修方式合并到正常方式；FQ—QY一线、HH—QY一线2个检修方式合并为特殊方式1；XS—YS一回检修方式定为特殊方式2；DK—QL一线、DK—XT一线、BB—ML一线3个检修方式不能切除HX电厂机组，合并为特殊方式7；特殊方式3、4、5、6、8备用；CK—WC一回、WC—QX一回、WC—CY一回、QX— SD一回、SD—HH一回、CY—HH一回6个检修方式分别设置检修方式定值。以上策略定值由原来的36组简化为10组，简化率达72%，简化效果明显。

以正常方式、特殊方式1及CY—HH一回检修方式为例说明方式合并后的最终装置定值，仅列出QX—SD双、SD—HH双、CY—HH双N-2故障的策略定值，其中QX—SD双N-2故障时，检测QX—SD双+WC—CY双断面；SD—HH双N-2故障时，检测SD—HH双+CY—HH双断面；CY—HH双N-2故障时，检测SD—HH双+CY—HH双断面，结果见表 2。

4 结语

通过对机组的切机效果对比计算分析，验证了不同故障类型、电源类型和所属供电区域之间机组切机效果的差异，据此，定义机组功率系数定值，实现了对机组切机效果的量化。当发生电网故障时，安控系统优先切除机组功率系数大的机组，并结合机组功率系数定值实时计算需要切除的机组，实现了安控系统切机容量的最小化，解决了安控系统的过切问题。提出的策略定值合并方法可以将多组定值进行合并，大大简化了安控装置策略及定值，进而减轻安控系统运行管理和操作的压力。

对于电网结构复杂、切机容量较大的动态安全稳定问题，采用本文所提控制策略，可有效降低定值整定计算工作量、简化控制策略定值、避免机组过切，实现安控系统的精准切机，通过对内蒙古某输电通道安控系统控制策略仿真计算分析，验证了所提控制策略的实用性及有效性。