0 引言

电力系统的安全稳定运行是国家和社会发展的重要保障，地区电网安全稳定控制方案应当依据地区电网结构和电气运行特征进行制订^[1-7]。500 kV甘迪尔输变电工程位于鄂尔多斯中部地区，投运后使地区电网安全稳定特性发生较大变化。本文对比分析该工程投运前后地区电网的结构特征、安稳特性，并基于改进通用安控策略提出与地区电网特征相匹配的函数型安控措施，以提升控制执行效率。该措施相比原有的分段控制方案减少了切机次数，提高了电网运行的经济性。

1 甘迪尔输变电工程投运前后地区电网特征分析 1.1 结构特征分析

鄂尔多斯中部地区电网西连乌海，东连呼和浩特，北连包头，是内蒙古电网的重要组成部分。甘迪尔变电站投运前该地区仅以布日都和响沙湾2座500 kV变电站为中心形成2个供电区，220 kV主供电网架呈辐射型分布（见图 1（a））。该电网以500 kV布日都变电站为支点，通过220 kV环网向东胜区、乌审旗、伊金霍洛旗供电，形成布日都—东胜北郊—马莲、布日都—马莲—乌兰木伦、布日都—掌岗图、掌岗图—苏贝—图忽岱、苏贝—乌审—图忽岱等多个220 kV环网，受供电通道容量的制约，供电能力有限。220 kV网架复杂，但由于500 kV网架较为简单，无相应安稳控制措施。

甘迪尔变电站投运后，Π形接入布日都变电站和伊旗电厂，220 kV侧破口接入掌岗图—苏贝单回线，破口接入掌岗图—图忽岱单回线，同时新建甘迪尔—图忽岱的第二回220 kV线路，新建甘迪尔—扎萨克双回220 kV线路（见图 1（b））。形成以500 kV甘迪尔变电站为中心的新供电区，而甘迪尔变电站又作为伊旗电厂和布日都变电站的联系站，成为影响地区电网安全稳定运行的关键点。500 kV电力系统电气特征的复杂化导致其安稳特性发生改变，需要对地区电网安稳特性进行分析并构建相应的控制措施。

1.2 运行特征分析

甘迪尔变电站投运前，伊旗电厂直接接入布日都变电站，当发生伊布双回N-2故障时，系统经过一定时间的振荡，可以恢复稳定运行，与之相邻布日都—响沙湾线路的功率振荡曲线见图 2。对时间段6.6~20.0 s曲线进行Prony分析，排除直流分量及大部分衰减较快或幅值较小的正弦分量后，得到主振荡模式参数，振荡阻尼比为0.078 8，系统稳定性较好。

甘迪尔变电站投运后，伊旗电厂通过双回线接入甘迪尔变电站，甘迪尔变电站通过双回线与布日都变电站连接。当发生甘迪尔—布日都双回线N-2故障时，伊旗电厂丧失500 kV送出通道，原甘迪尔—布日都双回潮流通过220 kV甘迪尔—掌岗图双回和甘迪尔—扎萨克双回转移送出，甘掌双回与甘扎双回潮流转移比约为8:2。大范围的潮流分层转移造成伊旗电厂双机相对主网功角失稳，500 kV通道潮流无法稳定输送，故障后主要电气元件电气量稳定曲线如图 3所示。

由以上分析可知，甘迪尔变电站使地区电网结构和稳定特性发生改变，必须构建符合地区电网特性的安控措施，以保证发生N-2故障后电网安全稳定运行。

2 通用安控策略分析 2.1 通用安控策略

安控策略主要是通过切机措施切除发电机的部分惯量和机械功率，以保证故障后经短时振荡恢复到稳定运行状态，属于电网的第二道防线^[8-9]。通用安控策略兼顾热稳定、暂态稳定和动态稳定3种稳定形态。计算表明，热稳定和动态稳定基本可采取“平切”原则整定，即切机量取过载整定差值，必要时对整定系数K略作修正即可^[10-12]。暂态稳定的切机量与断面潮流之间为复杂的非线性关系，能否将其线性化是通用安控策略需要解决的关键问题。

2.2 通用安控策略线性化原理

用等面积定则对单机无穷大系统发生暂态稳定时切机原理进行简要分析，如图 4所示。故障前功率曲线为P_I，当线路发生三相永久性N-2严重故障时可认为故障后阻抗无穷大，功率降为0，故障切除后系统的功率曲线为P_II。P_T表示初始潮流下原动机的机械功率，δ₀为正常运行时发电机的初始功角，δ_C为切除故障时功角。若初始潮流超过暂态极限传输功率，此时加速面积A₁大于减速面积A₂，则需要通过切除系统内发电机以增大减速面积，保证系统稳定。D_P为切除的机组容量。转子运动方程为：

(1)

式中：T_J为发电机组的惯性时间常数；w₀为同步电角速度；δ为切角；t为时间。

在给定P_T的情况下可得到对应的初始功角δ₀，求取故障切除时刻功角δ_C，代入初始条件t=0，δ = δ₀。实际故障切除时间为0.1 s，可求得：

(2)

则加速面积A₁计算见公式（3）：

(3)

由式（3）可知，加速面积A₁与初始潮流P_T呈平方关系。由等面积定则可知，若系统维持稳定，加速面积必须等于减速面积。而减速面积由A₂和A₃两部分组成，加速面积A₁越大，A₂越小，则需要的A₃越大。由图 4可以看出，减速面积A₃和安控量D_P呈线性关系，因此初始潮流P_T越大，需要的安控量D_P越大且增速越快，反映在断面潮流和切机量关系的曲线是一条“凹曲线”。此结论是在单机系统发生三相短路的情况下推导的，对于在电网中发生的其他故障类型，也有断面潮流和安控量的关系呈“凹曲线”这一普遍现象^[11-12]。

2.3 改进通用安控策略表达式

暂态稳定下断面潮流和安控量的非线性“凹曲线”关系，很难通过合适的函数精确刻画。线性模型简单而且考虑一定裕度后可以“覆盖”电网，由此得出通用安控策略的表达式为：

(4)

式中：K为切机系数；p为监控断面潮流；P₀为监控断面临界潮流；P_max为断面允许最大潮流。

大电网运行时断面潮流大，可切机组多；但地区电网与大电网不同，地区电网线路潮流小，可切机组数量少，考虑到实际运行特性，上述模型在应用上存在一定缺陷。当研究范围为局部地区电网时，可能因临界潮流不存在而无法得出切机量和断面值的关系。为了解决该问题，需在实际应用中增加切机修正值D_p0。当局部地区电网不存在临界潮流时，可通过确定最小潮流P_min和P_min对应的切机量得出两者的关系式，而该关系式符合安控策略的要求。最终得出改进通用安控策略表达式为：

(5)

综上所述，改进通用安控策略需计算最大潮流下的安控量和临界稳定时的断面潮流（或最小潮流时的安控量），据此求出切机系数K和切机修正值D_p0，再根据上述表达式计算其他任意断面潮流下的切机量。改进通用安控策略扩大了策略的应用范围，尤其适用于临界潮流不存在的地区电网。

3 电网安控措施分析

本文采用中国电力科学研究院PSD-BPA软件进行仿真。鄂尔多斯中部地区共有机组9台，总装机2580 MW；根据内蒙古电网调控中心数据，地区最大负荷2210 MW，最小负荷1050 MW，其中感应电动机负荷占60%，恒定阻抗负荷占40%，功率因数0.95；线路模型为对称Π形等效模型。

3.1 全接线方式安控策略分析

鄂尔多斯中部地区电网全接线方式安控措施计算结果见表 1。结果表明，地区电网在最大负荷运行时，发生N-2故障无需切机，电网通过自身阻尼可恢复稳定；而最小负荷运行时，须切除机组才能使其恢复稳定。表 1同时验证了该地区的安全稳定问题发生在地区大开机潮流大量外送时。

由表 1得出全接线方式下安控策略为：

(6)

3.2 全接线方式安控策略校验

选取断面潮流值分别为1050 MW、1100 MW、1200 MW，对式（6）所表述的安控策略进行校验，校验结果见表 2。实际所需安控量和经改进通用安控策略计算安控量的对比图见图 5。可以看出，根据改进通用安控策略计算出的安控量均在实际所需安控量之上，更有利于保证电网的安全稳定运行。

3.3 其他运行方式安控策略计算

根据改进通用安控策略得出鄂尔多斯中部地区电网非全接线方式安控措施如表 3所示。在计算过程中发现，由于受元件检修导致的电气运行特性变化影响，不同检修方式下局部地区电网不存在临界潮流，需用最小潮流和最小潮流时的切机量计算切机系数K值和切机修正值D_p0，表明了对通用安控策略改进的必要性。

为了应用该计算结果，并对上述安控措施进行整合，做出安控策略图（见图 6）。将非全接线方式下地区安控策略分为3组，第1组由迪岗线检修、布岗线检修、兰扎线检修组成，选取两侧顶点作为策略标点；第2组为迪扎线检修、布日都主变检修，选取两侧顶点作为策略标点；第3组为甘迪尔主变压器检修。整合后的控制策略见表 4。

选取各检修方式下的断面中间值对上述安控策略进行校核，结果表明，计算的安控策略可保证非全接线方式下地区电网发生N-2故障后系统稳定。

4 结束语

本文分析了500 kV甘迪尔输变电工程对鄂尔多斯中部地区电网结构及安全稳定特性的影响，同时分析了通用安控策略线性化机理，并对其进行改进，扩大应用范围。基于该方法在大量仿真分析的基础上提出了鄂尔多斯中部地区电网安控措施，建立其安控策略，具有较高的实际应用价值，且为同类型地区电网的安全稳定控制提供了思路。