郑惠萍，刘新元，薛 敏

（国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

0 引言

山西省作为能源大省，在保证本省供电任务的同时也为周边地区输送大量电力，对整个华北电网的安全稳定运行有着重大的影响，必须确保电网在复杂情况下能维持稳定[1-2]。安全稳定控制措施的研究和实施，对电网稳定性影响极大，目前已有大量的安全稳定措施应用于山西电网中，并发挥了重要的作用。

山西北部的大同电网通过神雁双回线与山西主网连接、并通过大房三回线与华北电网相连，在发生神雁双回线N-2故障后，安全控制（以下简称“安控”）措施量过大，可能会引起山西北部和主网解列。因此，需对神雁双回线N-2故障跳双回后安控措施量过大的相关敏感因素进行分析，确保电网的安全运行。

1 影响电网安全稳定控制量的敏感因素

影响电网安全稳定控制量的敏感因素主要包括：故障形式、故障清除时间、安控动作时间、切机方案及电压水平等因素[3]。

1.1 故障形式

短路是电力系统的严重故障，所谓短路是指电力系统正常运行情况以外的相与相之间或相与地（或中性线）之间的连接。短路类型主要有三相短路、两相短路、单相短路接地和相间故障接地；其中三相短路也称为对称短路，其他类型为不对称短路。

1.2 故障清除时间和安控动作时间

校核故障清除时间时，采用三种方案：0.08 s切除故障首端/0.1 s切除故障末端、0.09 s切除故障首端/0.1 s切除故障末端、0.1 s切除故障首端/0.1 s切除故障末端。计算切机量时安控动作时间设置为0.25 s，并保持不变。

校核安控动作时间时，采用3种方案：0.3 s、0.25 s、0.2 s。计算切机量时故障清除时间设置为0.08 s/0.1 s，并保持不变。

1.3 切机方案

故障后切除不同站点的机组，即使切机量相同，也有可能因为发电机对于故障的敏感度不同而产生不同的结果。为优化安控措施，减小切机量，需要找到最有效的切机方案。针对神雁双回线N-2故障有多种切机方案，本节选取了两种比较有效的措施进行对比。另外，在设置故障时采取0.09 s/0.1 s清除故障、0.25 s安控动作的方案。

1.4 电压水平

采取改变发电机组端电压的方式调整电压，将山西北部各站电压提高约10 kV，以及将山西北部各站电压大约降低5 kV，对比了正常电压、提高电压和降低电压后这3种情况的切机量。

在研究某一影响因素时，原则上固定其他因素不变，从而分析其对安全稳定控制量的影响。

2 故障形式对安全稳定控制量的影响

神雁双回线发生故障时，不同的故障形式对安全稳定控制量有一定的影响，因此分别在该线路末端设置单相永久性故障、无故障跳闸、相间故障和三相永久性故障这4种故障形式，计算相应的安全稳定控制量，计算结果如表1所示。

表1 神雁双回线发生不同故障时的安全稳定控制量

由表1计算结果可知，不同故障形式对于神雁双回线安全稳定控制量有一定影响，无故障跳闸仍需切除800 MW机组系统方可保持稳定；单相永久性故障时的切机量为1 200 MW，相间故障与其相比，安全稳定控制量为2 000 MW，增大了800MW；三相永久性故障时则找不到安控措施。

综上所述，神雁双回线发生三相永久性N-2故障最严重，无法找到安控措施；无故障跳神雁双回线最轻，相应的安全稳定控制量也最小。

3 故障清除时间及安控时间对安全稳定控制量的影响

3.1 不同故障清除时间对安全稳定控制量的影响

神雁双回线发生三相永久性N-2故障时，不同故障清除时间对安全稳定控制量有一定影响，安控动作时间仍维持0.25 s不变，改变故障清除时间计算相应的安全稳定控制量。不同故障清除时间下的切机量计算结果如表2所示。

表2 不同故障清除时间下的切降机组容量

由表2可以看出，当故障清除时刻加快到0.08 s/0.1 s时，切除京隆、塔山和大同6台机组共计切机量3 600 MW，系统即可保持稳定，安控措施具备可操作性。从而可以得出，神雁双回线发生N-2故障时，故障清除时间越短，切机量越少。

3.2 不同安控动作时间对安全稳定控制量的影响

神雁双回线发生三相永久性跳双回故障时，不同安控动作时间对安全稳定控制量有一定影响，切除时间按照首端0.08 s、末端0.1 s来考虑，改变安控动作时间计算相应的安全稳定控制量，不同安控动作时间下的安全稳定控制量计算结果如表3所示。

表3 不同安控动作时间下的安全稳定控制量

由表3可以看出，安控动作时间为0.3 s时找不到安全稳定控制量，0.25 s时安全稳定控制量为3 600 MW，0.2 s时安全稳定控制量为2 700 MW。安控动作时间由0.25 s加快到0.2 s时，安全稳定控制量减少了900 MW，故神雁双回线发生N-2故障时，加快安控动作时间，可以有效减少切机量。

由以上两个因素的研究结果可以得出，故障清除时刻由0.09 s/0.1 s加快到0.08 s/0.1 s时，由找不到安全稳定控制量到安全稳定控制量为3 600 MW；安控动作时间由0.25 s加快到0.2 s时，安全稳定控制量由3 600 MW减少到2 700 MW。故减小故障切除时间，加快安控动作时间，可以减小安全稳定控制量。

4 切机方案对安全稳定控制量的影响

对多种切机措施比较发现：雁同—神二双回线雁同侧发生三相永久性N-2故障后，首端0.09 s、末端0.1 s跳开线路，0.25 s切机，只切除京隆、塔山、大同、同煤等山西北部500 kV发电机组，系统不能够保持稳定运行。类似地，雁同侧故障后，只切除云岗、大能、平旺和王热等山西北部220 kV发电机组，系统也不能保持稳定运行。只有同时切除山西北部部分500 kV和220 kV发电机组，故障发生后，系统才能保持稳定运行。以下对两种切机方案进行对比分析。

方案1：雁同—神二双回雁同侧发生三相永久性N-2故障后，0.25 s切除京隆、塔山、同煤等山西北部500 kV发电机组2 400 MW，同时切除云峰、大能、平旺和王热等山西北部220 kV发电机组2 320 MW，系统能够保持稳定运行。方案1总计切除山西北部机组4 720 MW。

方案2：雁同—神二双回雁同侧发生三相永久性N-2故障后，0.25 s切除京隆、塔山、同煤和大同等山西北部500 kV发电机组4 560 MW，同时切除云峰、大能、平旺等山西北部220 kV发电机组1 220 MW，系统能够保持稳定运行。方案2总计切除山西北部机组5 780 MW。

方案1与方案2具体切机情况如表4所示。

表4 方案1与方案2切除机组容量情况

比较方案1与方案2可知，由于220 kV接入机组相当于远端机组，切除220 kV机组效果更好。

5 电压水平对安全稳定控制量的影响

为研究不同电压水平对安全稳定控制量的影响，提高发电机的端电压使得山西北部电网整体电压偏高，然后降低发电机的端电压使得山西北部电网整体电压降落，考虑正常电压水平、提高电压水平和降低电压水平3种情况下的安控切机量。为便于比较，本节神雁双回线三相永久性故障清除时间按照首末端0.08 s/0.1 s考虑。

提高电压时将京隆、神二、神头、河曲、同煤、大能、钢热、广宇、华岳、轩岗、云岗、塔山、定厂所开机组的端电压的标幺值由1.0提高到1.03，山西北部各站电压大约提高10 kV；降低电压时将以上电厂的部分机组的端电压的标幺值由1.0降低到0.97，各站电压大约降低5 kV。

此时，对神雁双回线N-2后安全稳定控制切机量进行计算，计算结果如表5所示。

表5 不同电压水平下的切降机组容量

由表5可见，电压水平升高后需切除机组2 800 MW，较正常电压水平下切机量减少了800 MW，电压水平降低后需切除机组4 160 MW，较正常电压水平下切机量增加了560 MW。

综上所述，雁同、大同、神二等500 kV变电站母线电压由正常电压升高10 kV左右，切机量由3 600 MW减小到2 800 MW；由正常电压降低5 kV左右，切机量由3 600 MW增大到4 160 MW。

所以，随着山西北部电网母线电压的整体提高，神雁双回线线路N-2故障后切机量明显降低，可见提高晋北电网的电压水平，可有效减少安全稳定措施切机量。

6 结论

a）通过对不同故障形式下的切机量进行研究，结果表明无故障跳闸仍需切除800 MW机组系统方可保持稳定；单相永久故障时的切机量为1 200 MW，相间故障与其相比，安全稳定控制量为2 000 MW，增大了800 MW；三相永久性故障时则找不到安控措施。

b）对于不同故障清除时间下的安全稳定控制量，在0.1 s和0.09 s切除线路故障侧的情况下，切除大同电网所有接入500 kV的机组系统仍不能保持稳定；在0.08 s切除线路故障侧的情况下，需切除3 600 MW机组方可维持系统稳定。

c）安控动作时间为0.3 s时，只切接入500 kV机组系统失稳；安控动作时间为0.25 s时，需切机3 600 MW；安控动作时间为0.2 s时，则仅需切机2 700 MW。

d)较高的电压水平对神雁双回线N-2故障切机量有积极的影响，且切除接入220 kV的机组效果较500 kV机组更好。

[1]金华征，程浩忠.电力市场下的电网灵活规划方法综述[J].电力系统及其自动化学报，2006，18（2） :11-12.

[2]M.ponnavaikko,K.S.Praka sa Rao,Optimal Distribution System Planning[J].IEEE Transaction s on Power Apparatus and System,1981,10（6） :2969-2977.

[3]孙洪波.电力网络规划[M].重庆大学出版社，1996:9-11.