周博文，杨 军，宋新立，吴国旸，孙元章

（1.武汉大学 电气工程学院，湖北 武汉 430072；2.中国电力科学研究院，北京 100085）

0 引言

利用电力系统动态仿真程序模拟和分析电力系统的全过程稳定特性，对避免发生大面积停电事故及研究防止事故扩大的有效措施具有重要意义。

稳控装置是电力系统的重要组成部分，它对保证系统发生较严重的故障时仍维持安全稳定运行有着很重要的作用。但是，目前电网稳定分析软件中安全稳定控制的功能仿真与国内电网中实际广泛应用的稳控装置有着较大区别，缺少区域型稳控装置的模型，无法真实、完全地反映稳控装置在电网故障期间对电网稳定性的影响。因此，研究稳控装置模型及其建模方法，在稳定分析工具中引入稳控装置接口仿真平台，真实模拟电网全过程动态特性，对提高电网动态仿真的精确性、验证稳控装置工作准确性十分重要[1-3]。

本文围绕电网动态仿真中的稳控装置接口仿真平台进行研究，介绍了实际稳控装置的动作特性，提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型，建立了相应的接口仿真平台（ISP）；在此基础上，结合电力系统仿真计算软件（PSASP）的用户程序接口（UPI）功能，进行了仿真算例验证。

1 电网动态仿真中的稳控装置模型现状

稳控装置是指当电网出现紧急状态后，通过执行各种紧急控制措施，使电网恢复到正常运行状态的控制系统。稳控装置分为区域型和就地型2种。就地型稳控装置通常只应用于可等值为单机无穷大的电网中。现代电网中已难以找到单机无穷大的典型模式，在一个厂站用就地稳定控制系统就能解决电网稳定性的情况已经很少。通常提到的稳控装置指的是区域型稳控装置，目前国内广泛应用的稳控装置主要有国电自动化研究院和南京南瑞集团公司联合开发的FWK-300分布式稳定控制装置、南京南瑞继保公司开发的RCS-992A系列分布式区域安全稳定控制装置、RCS-9012稳控集中管理系统和北京四方公司开发的CSS-100BE数字式安全稳定控制装置、CSSM-2000电网稳定控制集中管理系统等[4-7]。另外，国电自动化研究院研制的大电网广域监测分析保护控制系统（WARMAP）[8-9]也可进行在线安全稳定及经济运行分析，实现控制策略的离线校核、在线计算和整定，但该系统的稳控装置模型与电网中实际应用的安全稳定系统的工作过程并不完全一致，并且未提供与常用电网动态仿真程序的接口。

而目前国内外常用的电网动态仿真程序中几乎没有提供稳控装置模型，提供的安全稳定控制措施仅有自动切负荷和解列两大功能。表1为目前国内外一些有代表性的电网动态仿真程序中稳控装置模型的研究现状[10-14]。

表1所述控制措施大多基于就地控制，缺少区域型稳控装置的模型；另外，仿真程序仅能通过时间延时预设某些安全稳定控制措施，这与实际稳控装置的工作过程有较大区别，无法真实模拟实际稳控装置的动作情况。因此，必须在电网动态仿真程序中引入与实际应用的稳控装置动作特性相一致的稳控装置模型。

表1 电网动态仿真程序中的稳控装置模型的研究现状Tab.1 Status quo of SCD model research in dynamic simulation software of power system

2 稳控装置建模

实际稳控装置包括主站、子站和执行站。工作时先离线生成控制决策表，存储于主站或子站中；在线运行时由主站／子站检测故障信息、查找匹配决策表、转发控制信息等，由执行站执行控制策略。

2.1 稳控装置模型总体结构和功能概述

在稳控装置建模时，可忽略实际系统的通信要求，将主站、子站、执行站的相似功能整理合并，采取2层结构：主站为第1层，子站和执行站合并为第2层。

主站独立设置，主要功能为运行方式预设识别、存储决策表、故障判断、故障匹配、查找决策表、转发控制策略等。

子站设置于需要执行控制策略的网络节点处，具体位置由电网结构及运行方式决定，主要功能为执行控制策略。

2.2 稳控装置模型的工作过程

稳控装置模型先通过离线仿真计算生成预想故障集、控制决策表，存储于主站中。在线运行时，首先对系统的运行方式进行在线识别，当检测到故障发生时，进行故障匹配计算，看该故障是否在预想故障集中，进而查找决策表，执行相应的稳控策略。模型的工作流程如图1所示。

图1 稳控装置模型工作流程图Fig.1 Flowchart of SCD model

2.2.1 运行方式预设与识别

稳控装置模型工作时需要对电网运行方式进行离线预设和在线识别。

离线预设时，利用发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平描述电网所有主要的运行方式，并生成运行方式列表。

在线运行时，通过发电机出力、线路断路器位置等信息确定发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平，从运行方式列表中识别出电网当前的运行方式。

2.2.2 预想故障集形成逻辑

预想故障集是决策表的一部分，如图1中间部分所示。首先在每种运行方式下，对电网进行N-K（K一般取1和2）扫描，将引起电网失稳的故障定为预想故障。每一个预想故障由故障位置和故障类型描述。故障位置为故障元件编号；故障类型为各元件所对应的故障逻辑语句，如三相永久性接地短路语句等。故障逻辑语句由判断故障的电气量信息组合表示，如三相永久性接地短路语句由三相电流升高、三相电压降低等组成。

所有运行方式及对应方式下的预想故障共同构成预想故障集，并生成预想故障集列表。

2.2.3 离线生成决策表工作逻辑

预想故障集和与各个故障相对应的控制策略构成决策表，决策表采用树形结构。对于同一故障可能存在多个控制策略，此时需要进行控制策略的优先级排序，排序原则根据系统实际情况确定。

控制策略包括控制对象和控制量。控制对象一般不超过3个，主要为发电机、负荷或线路。控制量对发电机、负荷而言指的是切机、切负荷的量或百分比，对线路而言指的是切或不切。

2.2.4 离线预设值说明

稳控装置模型中，需要预设的定值为预想故障集定值和控制策略定值。预想故障集定值在主站中设定；控制策略定值在子站中设定，主站仅存储相应标识信息并在需要时转发控制信号。离线设定采用对话框形式，运行方式、预想故障、判断条件及各条控制策略均在独立的选项卡设定，设定结束后可在主站决策表窗口中查看或输出决策表。

预想故障定值由运行人员选定故障判断语句完成设定。在判断故障时，可能同时需要几个元件进行故障定位，因此，故障定值为突变量启动语句、元件编号和判断语句的组合。每个故障判断条件默认提供5组元件编号及识别语句，数量可添加。

控制策略定值由运行人员直接填写。对于每个故障，默认提供2条控制策略：1条主策略和1条备用策略。每条控制策略一般提供3个控制对象。控制对象及控制策略的数量可添加。

2.2.5 在线运行逻辑

稳控装置模型在线仿真时，首先通过发电机出力、线路断路器位置等信息确定发电机开机方式、线路运行情况和负荷水平，在运行方式列表中识别出电网当前的运行方式。

系统发生某一事故时，首先判断模型是否需要启动。模型启动后利用故障判断条件，通过电网发生预想故障时的电气量变化，如电流、电压、功率、断路器位置等，对故障进行判断，得到故障位置和故障类型，进而在故障集列表中识别出当前运行方式下系统发生的故障。最后，遍历搜索决策表，查找到对应该预想故障的控制策略，并由主站将控制信号转发给相应子站，由子站执行控制策略。

3 用于电网动态仿真的稳控装置接口仿真平台

针对当前仿真软件的不足，结合一体化仿真计算的需要，依据稳控装置模型，构建了一个用于电网长过程动态特性分析的稳控装置接口仿真平台软件。该软件由图形化操作平台、SQL Server数据库、外部接口程序和稳控装置模块组成，能够与任一电网稳定计算软件接口，导入在稳定计算软件中定义的仿真电网的拓扑结构及其参数，基于离线仿真确定的控制决策表在图形化操作平台上对电网进行子站的配置和决策表整定，进而在每一个仿真步长中通过外部接口程序在线访问稳定计算软件，将稳定计算软件产生的电网各节点电压、电流等数据实时送入到接口仿真平台软件的稳控装置模块中，按照预先配置好的预想故障判断条件进行在线故障判断，查找转发控制策略，然后由子站将动作情况回送到稳定计算软件中去控制相应电气元件的状态和电网模型的拓扑结构，从而实现了闭环、交互式的实时仿真，克服了以往稳定计算软件不能真实反映稳控装置动态行为的缺点，能够对电网全动态过程进行有效仿真。该仿真平台的总体结构如图2所示。

图2 程序总体结构Fig.2 Overall structure of software

程序每个部分的功能和作用如下。

a.图形化平台。图形化平台是整个软件的支撑和人机接口，界面与PSASP类似。用户可以将电网拓扑结构、电网参数等相关信息从电力系统稳定计算软件的数据库中通过专门的数据接口读出，并将读出的电网信息（包括网络拓扑结构、电网参数等）显示在图形化平台中。同时，用户可以通过图形化平台对稳控装置配置，包括决策表整定和子站配置。得到的电网拓扑结构、电气元件参数、子站布点以及决策表全部存入SQL Server数据库。

b.SQL Server数据库。SQL Server数据库作为整个程序的后台数据支撑，保存电网结构、元件参数、子站布点、决策表以及相应整定值。

c.外部接口程序。外部接口程序与稳定计算软件进行接口，执行具体的故障判断和控制策略，并将动作结果返送到稳定计算软件。

d.稳控装置模块。稳控装置模块主要由主站和子站构成；初始化时从SQL Server数据库中获取电网拓扑结构、电气元件参数、子站布点、决策表以及相应整定值；开始计算时，在稳定计算软件的每一次计算步长后，从稳定计算软件获取该时刻所有节点的电压、电流等信息（保存一定时段数据到缓冲区），按照既定的故障判断条件进行计算、判断，如果满足某一预想故障的判断条件，则转发相应控制策略，并把动作信息返回给稳定计算软件和图形化平台，然后此次计算结束，等待下一步稳定计算软件计算步长；如果所有的电气量信息都不满足判断条件，则稳控装置不动作，不作任何处理，此次计算结束，等待下一步稳定计算软件计算步长。

4 含稳控装置模型的稳定计算仿真

将稳控装置接口仿真平台与PSASP通过UPI联接，结合Visual C++程序编程，进行含稳控装置模型的暂态稳定计算[15-16]。事实上，无论何种电力系统动态仿真程序，只要得到其计算接口，都可以利用上述稳控装置模型接口仿真平台，实现含稳控装置的稳定计算仿真。

以EPRI-36系统作为算例系统，其网络结构如图3所示，元件参数采用基础数据库参数。设定0.2 s时，线路 24（BUS19-BUS16）上距离 BUS19侧 20%处发生三相永久性接地短路故障，0.3 s该线路主保护动作切除线路24。仿真计算的积分步长为0.01 s，计算总时间20 s。此时假设系统中没有稳控装置模型。

4.1 故障线路断开后对其他线路潮流的影响

当线路24上发生故障并被主保护切除后，该线路上的潮流将转移，使得其他线路上的潮流发生变化，可能导致其他线路过载。如图4所示，线路28（BUS19-BUS21）的电流增加较大，其电流峰值出现在0.46 s，大小为1.91 p.u.。此时，线路28在BUS19侧的视在阻抗为0.164 p.u.，已进入距离Ⅲ段保护动作范围。

4.2 离线仿真确定控制策略

图3 EPRI-36系统网络结构图Fig.3 Network structure of EPRI-36 system

图4 线路电流变化曲线Fig.4 Curve of line current variation

显然，因短路而切除故障线路引起的其他线路过载可能引起保护误动作，易造成故障范围扩大即故障连锁跳闸，从而引起更严重的系统失稳。在实际电网中可通过稳控装置来采取一定的控制策略保持系统安全稳定运行。

运用UPI和VC，在该电网中加入稳控装置接口仿真平台，其运行方式如图5所示。其中X为输入的电压、电流等数据，Y为输出的电网控制数据。

图5 PSASP／UPI／ISP 的运行方式Fig.5 Operation mode of PSASP ／UPI／ISP

按照前文描述的稳控装置工作过程，上述故障是预想故障集中的一个典型故障。针对此预想故障，离线仿真确定控制策略为发电机4切机50%，延时0.12 s。在发电机4处设置子站用以执行控制策略。生成的控制决策表如表2所示。

表2 控制决策表简表Tab.2 Control strategy table

4.3 考虑稳控装置模型的仿真分析

加入稳控装置接口仿真平台后，系统检测到线路24发生三相永久性接地短路的预想故障，主站查找决策表、匹配故障后将相应控制策略转发给发电机4处的子站，从而执行预设的控制策略。仿真结果如图6所示。

图6 加入UPI后线路电流变化曲线Fig.6 Curve of line current variation when UPI is added

采取该控制策略之后，线路28的最大电流出现在切机时刻0.32 s，大小为1.72 p.u.，此时线路28在BUS19侧的视在阻抗为最小值，大小为0.207 p.u.，不会造成距离Ⅲ段保护误动。

仿真结果表明，通过稳控装置接口仿真平台与PSASP联合仿真，能够准确模拟实际稳控装置的动作特性，真实反映实际电力系统发生故障时的动态过程。

5 结语

本文分析了稳控装置接口仿真平台对电网动态仿真的重要意义，介绍了实际稳控装置的动作过程，提出了用于电网动态仿真的稳控装置模型及其建模方法，进而建立了相应的接口仿真平台；利用PSASP自带的UPI功能，在PSASP中引入该接口仿真平台，实现了含稳控装置接口仿真平台的暂态稳定计算仿真。仿真结果表明，含稳控装置接口仿真平台的电网暂态稳定仿真能够更加真实地反映实际电力系统发生故障时的动态过程，有助于运行人员分析和理解实际电力系统受扰动后的动态行为。