夏彦辉 李小腾

（1. 南京国电南自电网自动化有限公司，南京 211153；2. 国网陕西省电力公司电力科学研究院，西安 710054）

当电力系统失去同步，为防止因事故扩大造成全网崩溃，最基本的方法是在失步断面将系统解列，解列后通过低频低压减载和高周切机装置动作，使系统恢复稳定。失步解列是防御大面积停电的最后一道屏障，已经广泛应用于国内外电力系统。

当前工程实际应用的失步解列装置基于就地信息进行失步判断，装置动作的可靠性、同时性和快速性受到很大的制约，极大影响了解列后系统的稳定恢复能力，最严重时系统将无法正常解列或解列后的各子系统均无法恢复稳定，导致全网性系统崩溃[1]。同步相量测量装置（PMU）的广泛应用和通信技术的发展，为实现基于广域测量信息的失步解列系统创造了条件[2-7]。

首先总结一下失步解列装置原理的发展过程和现状。

1）在20世纪50至70年代我国电网建立初期，失步解列装置由继电保护专业人员负责，很自然地想到利用测量阻抗的轨迹变化来判断失步，通过检测阻抗穿越多个阻抗圆（或阻抗矩形）判断失步，对于相对简单的电网，这一判据基本满足失步解列的需要，所以一直沿用到20世纪90年代初。

2）20世纪90年代以来，我国电力系统发展突飞猛进，大规模、远距离输电，跨区交直流混联等新情况不断涌现，阻抗原理的判据由于整定计算复杂、运行管理难度较大、对电网发展变化适应性差，不能很好满足电力系统的需要。在此背景下，我国在20世纪90年代中期提出了利用电压与电流之间相位角判断失步的判据，2002年又提出了振荡中心电压 ucosφ 判断失步的判据，这两种判据解决了阻抗原理存在的一些问题，很快得到了广泛应用。

3）前苏联在20世纪80年代采用了联络线两侧电压比相的原理判断失步，限于当时的通信技术条件，他们采用将本侧电压、电流加到阻抗模拟网络的输入端，在输出端得到对侧母线的电压相量，然后进行比相。日本电力公司在20世纪90年代也采用了电压比相的方法判断失步，并采用微波作为数据传送通道。

4）目前电网更加复杂，简单、分散的解列装置已难以适应系统的需求，同时光纤通信技术的发展和普及、线路光纤纵差保护的广泛采用、同步采样技术的成熟以及PMU装置的广泛应用，为电压比相原理失步判据的实现创造了有利的条件。

目前工程实践中多采用以下3种失步判据[8]：

1）基于测量阻抗变化轨迹的失步判据。在电力系统运行方式复杂多变的形势下，基于该判据的装置定值整定困难，因此在实际使用中逐步被以下介绍的采用相位角、ucosφ 判别原理的装置所取代。

3）基于ucosφ 变化规律的失步判据。该方法利用监测点采集到的电气量计算得到 ucosφ 来表示振荡中心的电压[9]。

总之，目前工程实际采用的失步解列装置基于就地电气量进行失步判断，没有结合复杂互联电力系统的广域电气量信息，难以准确定位振荡中心。国家标准《GB/T 26399—2011电力系统安全稳定控制技术导则》将振荡中心两侧母线电压相量之间的相角差从正常运行角度逐步增加并超过 180°定义为该系统已失去同步。因此，判断电力系统失去同步，最直观的判据是失步振荡中心两侧母线电压的相角差越过180°。随着时间同步技术的成熟和通信技术的发展，可靠地计算相角差成为可能，在此基础上，将电力系统中大量安装的PMU装置通过通信构建成广域失步解列系统是研究大规模电力系统失步解列的重要技术路线。

广域失步解列系统利用不同信息子站采集的广域信息，设计合理的断面失步解列控制策略，选择合适的解列地点，系统能够自动捕捉失步过程中由于相继开断而发生转移的振荡中心，协调不同的解列断面，确保失步断面的有效解列，为解列后的电网快速恢复稳定创造条件，可缩小严重故障情况下的停电范围。

本文提出了基于广域测量信息进行失步判别的基本原理及其实现方案，通过在大电网上的仿真，验证了广域失步解列系统的可行性，体现了其相对于基于就地量判据的失步解列装置的优越性。

1 相角差基本原理

在电力系统实际运行中，失步振荡中心主要落在失步机组与主电网之间或跨区互联电网之间的输电线路、变压器上。用图1所示的两机等值电力系统来分析失步振荡的过程。

图1 两机等值电力系统示意图

在任一振荡角下，失步断面上始终存在一个位置的电压幅值最小，该点就是在该振荡角下的振荡中心。大规模电力系统失步振荡两侧等值电势的幅值比值并不固定，将使得振荡中心随着两侧电势相角差的变化而移动。但两侧等值电势幅值变化范围一般不会很大，因此振荡中心只会在一个比较小的范围内做周期性的漂移。

在下文中设置如下假定：

（1）两机等值系统的阻抗角为90°。

（2）两个等值发电机的电势分别为 EM和 EN，且幅值相等。

以EN为参考向量，设其相位角为0°，幅值为1标么，EM的初始相位角为δ0，则两个等值发电机的功角差为

式中，Δω 为两侧系统转速差，假设其恒定。

图2 失步振荡期间线路不同点的电压轨迹

图2所示振荡中心电压为Uc，U1与EN的夹角为θ1，U2与 EN的夹角为θ2，设 EM到 U1的阻抗与U1到 EN的阻抗之比为a1，EM到 U2的阻抗与 U2到EN的阻抗之比为a2。

线路上某点电压 Ux与 EN之间夹角θ 的表达式为式（2）。若0 ≤ a≤1

若令Δω =1（即失步振荡的周期为 2π），δ0=0（即初始时刻EM和EN同相位），a取值介于0～1之间，则模拟θ 的轨迹如图3所示，纵坐标为弧度0～2π，下同。可见，因为振荡中心在U1点和EN之间，即振荡中心在区内，所以相角差θ 在0～2π 摆开。且a取值介于0～1之间时，θ 在同一时刻到达π。

图3 δ0＝0时，振荡期间线路θ1变化曲线

若令Δω =1，δ0=0.5（即初始时刻EM和EN存在相位差），a取值介于0～1之间，则模拟θ 的轨迹如图4所示，可见a取值不同时，θ 仍然在同一时刻到达π。因此，为使离振荡中心近（a值接近1）的监测点的θ 先到达π（先判出失步），可利用θ-θ0进行失步判断。

图4 δ0＝0.5时，振荡期间线路θ1变化曲线

令Δθ =1，δ0=0，a=2，模拟θ2的轨迹如图 5所示。

图5 振荡期间线路θ2变化曲线

以上分析表明，若振荡中心在区内，则两侧母线电压相角差将穿越π 在 0～π～2π 区间内周期性变化；若振荡中心在区外，则两侧母线电压相角差不会穿越π，而是在-π/2～π/2区间内反复振荡。

2 原理的实现

相角差失步判据原理是通过两母线电压向量之间的角度差变化轨迹来判别失步的。

需要说明的是，有研究提出依据相角差及其变化率预测电力系统即将失去同步，进而在相角差越过180°之前就解列。相关研究表明提前解列对降低事故损失的作用并不大，且存在较大的误判失步的风险，例如继电保护或稳控装置的动作使得系统振荡不再继续恶化[10]。

在两侧相角差达到180°时，两侧等值发电机的电势相位正好相反，流过开关的电流最大，如果此时解列，开断电流最大，那么对电网造成的冲击也最大。比较合适的解列时刻应该选取在两侧相角差达到0°时，此时开关的开断电流最小，对电网造成的冲击也最小。因此，建议将θ 从 360°突变为 0°的时刻作为解列时刻。对于500kV及以上电网要求在1～2个周期尽快解列，对于220kV及以下电网可选择2～3个周期解列。

3 原理的验证

下面以南方电网直流受端交流母线短路后开关拒动故障、造成两回直流同时双极闭锁为例，验证基于广域测量信息的失步判据原理的可行性。南方电网联网断面如图6所示。

图6 南方电网联网断面示意图

贺州对罗洞、青岩对罗洞的角度差变化曲线如图7所示，可见贺州对罗洞、青岩对罗洞都可以判出失步，且振荡中心落在贺州与罗洞之间，失步解列计算结果见表1。

图7 贺州—罗洞、青岩—罗洞的角度差曲线

如上文所述，为使离振荡中心较近的“母线对”先判出失步，可在“母线对”角度差的基础上减去其初始值，即去除初始角度差的因素，减去初始值后的角度差变化曲线如图8所示，此时贺州对罗洞可以先判出失步，失步解列计算结果见表2。

表1 利用两侧相角差进行失步判断结果

图8 贺州—罗洞、青岩—罗洞的θ-θ0曲线

表2 利用θ-θ0进行失步判断结果

由表2可以看出，振荡中心可能落在广东电网内部线路（茂名—江门），同一失步断面上的不同线路判出失步的时刻最长相差了0.11s。该情况下，基于就地量判据的失步解列装置难以协调配合，甚至无法正确解列，这就体现了广域失步解列系统的优势。

4 结论

本文介绍了一种基于广域测量信息的失步判别原理及其实现方案，仿真计算结果表明该判据能够准确地确定振荡中心的位置，其理论简单明确且具有方向性，不受电网运行方式的影响，在运行中不需改变定值来适应系统运行方式的变化。

时间同步技术、通信技术的发展为基于 PMU构建广域失步解列系统的工程实用化创造了条件。广域失步解列系统可以提高失步解列控制的可靠性、快速性和同时性，减少大停电事故的发生概率，避免因大停电事故而造成的严重社会影响和巨大经济损失，因此具有广阔的发展前景。

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