汪剑峰， 康 龙

（国网浙江省电力有限公司金华供电公司，浙江 金华 321017）

0 引言

近年来，随着对清洁能源、绿色能源理念的深入贯彻，能源配置手段更加多样化，其中，特高压输电的迅猛发展使负荷集中区域用电紧张形势得到了有效缓解，满足了中国大型能源基地的外送要求[1－3]，也使得电网特征、运行特征发生重大变化，电网运行控制难度加大。与此同时，特高压直流系统的接入使得系统的复杂性日益凸显，尤其当特高压直流系统发生故障后，会引起电网功率严重失衡，进而使频率快速下降[4－6]，对整个电网的影响非常大，会威胁电力系统的安全性，甚至造成大面积停电，给社会经济和稳定造成严重危害。防止频率下降的主要措施是进行紧急负荷控制[7－8]，目前的负荷控制系统主要包括安全稳定控制装置、低频低压减载装置、人工事故拉限电、营销负荷控制系统、负荷群控系统等[9－14]。安全稳定控制装置、低频低压减载装置能够根据预先设定的整定值自动切除负荷，但维护成本高、切负荷值不够精确，一旦动作，容易造成过度切负荷；人工事故拉限电根据事先制定的超电网事故限电序位表控制负荷，有较高的负荷控制精准度，但需要操作人员逐个断开断路器（以下简称开关），所需时间长，同时切负荷策略不够优化，负荷控制精准度不高，需要操作人员平时进行反事故演练；营销负荷控制系统按照用户的等级切负荷，其切负荷模式按照轮询控制进行，控制效率不高；负荷群控系统能快速切除负荷，满足事故情况下对负荷控制时效性的要求，但负荷控制精准度差，容易扩大限电范围，对居民生产、生活用电等造成不利影响[15－16]。因此，为保障电力系统安全稳定运行，提高供电的可靠性，同时做出科学、有效的防范措施，进而保证电网稳定和用户的需求，提高负荷控制精准度势在必行。

1 负荷控制系统现状

1.1 原群控系统技术特点

（1）等级化控制模式。根据《特高压宾金直流事故处置实施细则》中的电网拉限电负荷分配情况，分为A—H共8个等级，如表1所示。

表1 原群控系统划分的拉限电等级

（2）控制对象固定。根据细则中负荷控制要求，选择不包含重要用户、高危用户等负荷性质的22个开关作为控制对象。当发生特高压故障时，系统判定按照某一个等级切除开关时，只能切除该等级对应的开关，不能灵活选择。

（3）控制顺序固定。选定的22个开关按照优先级顺序进行排列，形成负荷控制序位表。当发生特高压故障启动系统切除负荷时，只能按照序位表的顺序逐个控制切除。

1.2 原群控系统负荷控制误差大的原因

表2为某夏季高峰时对现有系统的模拟演练结果。

表2 夏季高峰期现有系统模拟演练结果

当发生特高压直流故障时，该等级内对应的开关将全部切除。由于原系统采用等级设定、开关固定、顺序固定的控制模式，从方案设计方面就可以看出在负荷控制方面会存在较大误差，主要表现在：

（1）由于每个等级内控制开关固定，而开关所对应的负荷却实时变化，因此，当执行某等级事故拉限电时，实际负荷与目标值之间必然存在较大误差。另外，当某等级内某开关因异常故障，或者检修工作时系统不能过滤该开关，则负荷控制误差将会更大。

（2）当执行某等级事故拉限电后，实际切除负荷未达到目标要求时，将根据固定顺序执行下一等级的拉限电。如：执行C等级事故拉限电后，实际切除负荷为111.68 MW，未达到C级限电目标141 MW，那么将执行D级事故拉限电，最终切除负荷163.12 MW，负荷误差率为15.7%。

为更准确反应实际情况，对2015年7—8月若干天的直流运行监控数据进行抽样分析，共得到32组数据，结果如表3所示。

表3 夏季高峰期监控数据反应的误差结果%

由表3可知，当前系统负荷控制误差率大致分布在5%～18%。而由于实际开关负荷变化无法准确预计，当实际开关所带负荷与目标值误差很大时，负荷控制误差率将进一步增大。另外，随着拉限电等级的递增，负荷控制误差呈减小趋势，这由负荷误差率计算公式不难得出。图1为抽样数据计算分析结果与演习结果的比对情况。

图1 抽样数据与演练数据误差率对比

由图1可知，抽样数据统计分析结果与演习结果基本保持一致，说明当前系统在负荷精度控制方面确实存在较大误差。

通过对原系统负荷控制误差大的原因进行分析，总结归纳得出2个因素：等级限电模式下控制开关固定；选择拉限电开关不够精细。

2 负荷控制精准度

针对原系统负荷控制误差大的原因提出2项对策：对策一为重新设计系统控制程序；对策二为选择10 kV线路开关作为主要受控对象，并通过宾金直流故障进行验证。

2.1 采用直接负荷限电模式

根据特高压直流闭锁调度处置方案重新修订特高压直流事故调度处置实施细则，将等级限电指令模式更改为直接负荷限电模式，即将调度指令更改为“执行宾金直流事故限电X万kW”。

2.2 重新设计系统控制程序

根据直接负荷限电指令模式对原系统程序进行重新设计，实现根据负荷控制目标和实际负荷情况来选择开关进行切除负荷的功能。系统升级后控制开关切除负荷的逻辑如表4所示。例如：指令控制负荷100 MW，程序从开关K1，K2依次执行，假设执行至开关K4，负荷总加P1+P2+P3+P4＜100 MW；执行至开关K5，负荷总加P1+P2+P3+P4+P5＞100 MW，则最终执行切除5个开关。

表4 系统升级后控制开关切除负荷逻辑说明

对策一实施后，对抽样的数据重新计算分析，负荷目标仍按等级目标值，结果如表5所示。

表5 对策一实施后各等级负荷控制误差率%

对策一实施前后抽样数据分析结果对比如图2所示。

图2 对策一实施后数据误差率对比

由图2可知，对策一实施后负荷控制误差率显著降低。其中，A—F等级误差率降低5%及以上，G和H等级误差率降低3%～4%，平均误差率下降接近5%。采取措施后D—H等级的误差率可以控制在5%以下，但A—C等级的误差率仍在5%以上。

2.3 采用负荷批量控制技术

（1）以细化控制负荷，形成小负荷、大容量的特高压事故限电序位表为思路，在综合分析、评估社会影响的基础上，按照特高压直流事故限电容量指标，抽选出一定数量的10 kV线路作为主要控制对象，形成新的特高压直流事故限电序位表。

（2）在系统中对原系统进行升级与优化，将新特高压直流事故限电序位表纳入系统中，形成负荷批量控制技术，极大地减少了负荷控制的离散性，确保特高压直流事故后能精确切除负荷。

对策二实施后，对若干日实时负荷断面进行数据分析计算，负荷目标仍按等级目标值，结果如表6所示。

表6 对策二实施后系统各等级负荷控制误差率%

对策二实施前后抽样数据分析结果对比如图3所示。

对策二实施后，通过重新修订事故限电序位表，以负荷更加精细化的10 kV线路开关代替主变10 kV进行控制，形成负荷批量控制技术，负荷控制误差率均控制在3%以下，和对策一实施后相比，负荷控制误差率又进一步降低。

图3 对策二实施后数据误差率对比

3 结语

文中所提基于重新设计系统控制程序和重新修订特高压直流事故限电序位表的负荷控制方法，与现有的控制方式相比，其负荷控制精度高，平均误差率大幅度提高，并已在电网实际运行中应用。电力系统的安全运行对于经济社会发展和人民生命财产有着重要的意义，尤其特高压交直流混联后的电网对安全性要求更高。由于目前系统中负荷控制的不够精确，极有可能对电网及用户造成很大的影响。因此，针对目前电网的特殊性、复杂性，应不断提高负荷控制精度，深入开展研究工作，实现负荷控制精准度大幅提高，积极推进电网安全运行。

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