冯培磊，刘晓欣，普碧才，陈潇雅，徐天奇，左文龙

（1.国网新源安徽金寨抽水蓄能有限公司，安徽省六安市 237000；2.云南电网有限责任公司怒江供电局，云南省怒江傈僳族自治州 673200；3.云南民族大学 电气信息工程学院，云南省昆明市 650500；4.江苏句容抽水蓄能有限公司，江苏省句容市 212400）

0 引言

局部电网故障、自然灾害或人为操作失误等偶然事故导致电网联络线解列成孤网运行，电网频率产生大幅度波动[1]。根据怒江电网分列运行的特点，怒江电网与主网的联络线为电源输送通道福剑线，兰坪地区与主网相连的剑兰线以及崇仁与苏屯相连的双回苏崇联络线，考虑到怒江电网的实际情况，断开剑兰线形成兰坪孤网，对孤网的潮流恢复策略以及电压调整策略进行研究。如果控制策略不当，将引发系统频率的不稳定，严重时甚至发生频率崩溃，导致区域网络发生大面积停电事故。因此研究孤网的安全稳定应从频率稳定和电压稳定两方面着手[2]。

怒江电网为典型的电源送出型电网，地区电网与主网故障解列后，高频率问题十分突出。当电源送出系统被解列为孤网系统后，系统功率为盈余状态，有功功率过剩将使得发电机转子加速、导致系统频率升高，无功功率过剩将导致系统电压上升[3]。针对电压越限情况本文通过夏大、夏小两个典型运行方式的高频切机方案，采取了调整变压器分接头，投入无功补偿装置，使发电机迟相或进相运行等措施。通过以上调整，可使怒江电网的电压维持在正常范围之内。

1 夏大方式孤网稳定性方案分析

根据怒江电网分列运行的特点，怒江电网与主网的联络线为电源输送通道福剑线，兰坪地区与主网相连的剑兰线以及崇仁与苏屯相连的双回苏崇联络线，考虑到怒江电网的实际情况，断开剑兰线形成兰坪孤网，对孤网的潮流恢复策略以及电压调整策略进行研究[4]。

本文主要计算分析工具采用中国电力科学研究院“PSD电力系统软件工具（PSD Power Tools）”之PSD-BPA潮流和暂态稳定程序分析工具。

剑兰线断线后，孤网电源情况如表1所示。

表1 兰坪孤网电源出力情况Table 1 Power output of Lan Ping isolated network

剑兰线断线后，孤网具体的负荷如表2所示。

表2 断线后孤网负荷情况Table 2 Load of isolated network after disconnection

从表2可以分析出，当兰坪22（LANP22）与剑川22X（JL22X）断线后，过多的有功不能往外送，电源出力和负荷完全不匹配。为了解决兰坪的供电恢复，采取进行适当电源切机。

仅参考以往高频切机方案，考虑地区电源出力与负荷的匹配，做出新切机方案如表3所示。

表3 高频切机方案Table 3 High frequency cutting scheme

续表

按以上切机方案，可以获得以下稳定分析结果：

通过发电机功角曲线（如图1所示）可以看出，在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰线三相断线故障，发电机功角开始振荡。功角曲线为减幅振荡，在1600周波（32s）的时候振荡基本平息。在振荡平息之前，孤网中存在最大功角差的发电机为老王庄1G与妥洛河2G，但其功角差不超过60°。因此在该切机方案下，剑兰线三相断线后的系统是功角稳定的。

图1 发电机功角曲线Figure 1 Power angle curve of generator

通过重要母线频率偏差曲线（如图2所示）可以看出，在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰线三相断线故障，母线频率上升，说明孤网有功过剩。切机完成之后，频率下降，并且在1000周波（20s）左右，频率能维持在49.75Hz左右，频率稳定。

图2 母线频率偏差曲线Figure 2 Bus frequency deviation curve

通过母线电压曲线（如图3所示）可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰线三相断线故障，切机完成之后，电压在1500周波（30s）左右稳定下来，切均高于1.04p.u.，但部分母线电压高于1.07p.u.，无功过剩。

图3 母线电压曲线Figure 3 Bus voltage curve

当LANP22与JC22X断线后，仍然选取调节容量最大的机组（DZH1G）作为平衡节点，通过切机后，平衡节点不再倒吸有功，并且发出有功18.0MW，属于合理范围内，有功能够平衡。但此时兰坪孤网无功太多，平衡节点需吸收13.5Mvar的无功，这不符合发电机的正常运行条件，因此孤网需补偿感性无功[5]。

结合此时电网电压越限情况，如表4所示。

表4 孤网电压越限节点Table 4 Isolated network voltage overrun node

续表

相应地在投入补偿如表5所示。

表5 补偿调节表Table 5 Compensation adjustment table

调整变压器变比如表6所示。

表6 变压器调节表Table 6 Transformer regulating table

此时兰坪孤网电压越限现象如表7所示，平衡节点DZH1G送出无功1.5Mvar，说明无功基本分布合理。

表7 孤网电压越限节点Table 7 Isolated network voltage overrun node

经过切机、改变补偿、变压器变比后，系统基本处于稳定状态，该切机方案可行。

2 夏小方式孤网稳定性方案分析

全网正常运行时，由兰坪向剑川外送的潮流为233.6MVA，由于LANP22到JC11X支路断开时会形成孤网，孤网电源出力和负荷情况分别如表8和表9所示。孤网片区将不能维持稳定运行，需要对孤网进行切机动作才能使孤网内的负荷维持稳定，但是切发电机不当会引起系统无功不能平衡，使系统电压崩溃从而使潮流计算不收敛，因此需要选取合适的机组进行切机。

表8 孤网电源出力Table 8 Power output of isolated network

表9 正常运行时孤网中的负荷Table 9 Load in isolated network during normal operation

从表8和表9可以分析出，当福剑断线后，电源出力和负荷完全不匹配。为了解决兰坪的供电恢复，进行电源切机与电源出力调整措施，保证兰坪地区的本地电源进行供电，由于按怒江地区2017年高频切机方案进行切机根本无法满足有功平衡，还要继续调整发电机，把末坡河2G和木甲二2G切机频率修改为54Hz，由于仅仅是切除发电机并不能使系统运行在良好的稳定状态，需要对剩余发电机有功出力进行调整，把丹朱河1号机有功功率从17.5MW调整到10.5MW，经过上述调整后并按表10方案进行切机，可使系统有较好的稳定性。

表10 切机方案Table 10 Cutting scheme

续表

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由图4可以看出，在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰线三相断线故障，发电机功角开始发生震荡，发电机相对最大角度大约出现在700周波，为丰甸二号机与丹朱河1号机的53°，并且大约在1500周波以后相对公角差保持不变，系统功角稳定。

图4 发电机相对功角Figure 4 Relative power angle of generator

通过图4可以看出：在第10周波（0.2s）的时候设置剑兰线三相断线故障，母线频率上升，说明孤网有功过剩，发电机速度偏差（如图5所示）在故障起始阶段发生摇摆，并且在大约100周波达到最大值4，大约在1500周波后保持稳定在50Hz。

图5 发电机速度偏差Figure 5 Generator speed deviation

系统电压大约在1500周波后保持稳定，但是电压有高有底，需要进行调整（如图6所示）。通过上述切机方案可使系统稳定下来。

图6 母线正序电压Figure 6 Bus positive sequence voltage

但是孤网内绝大多数节点过电压，这是由于过无功功率过多造成的，因此还需要去除LANP35节点60Mvar无功后，除了LANP35低电压，其他节点均在可运行范围内，LANP35电压越限情况如表11所示，需要进行电压调整，调整情况如表12所示。

表11 切机后电压越限表Table 11 Voltage overrun table after generator cut-off

表12 对兰坪变压器进行调整Table 12 Adjustment of Lanping transformer

通过上述数据分析调整后，可使孤网内功角、电压、频率保持稳定。

通过上述调整后，孤网内线路和变压器负载率均没有超过80%，并且所有电压均在合理范围内（如图7所示）。

图7 调整变压器变比后LANP35节点电压Figure 7 LANP35 node voltage after adjusting transformer transformation ratio

3 结论

地区电网与主网故障解列后，无功不平衡、高频率和高电压问题十分突出，本文以怒江电网的实际运行情况为例，提出采用夏大、夏小两个典型运行方式的高频切机方案进行分析研究，调整变压器分接头，投入无功补偿装置，使发电机迟相或进相运行等措施，使得怒江电网的电压维持在正常范围之内。并采用了中国电力科学研究院“PSD电力系统软件工具（PSD Power Tools）”计算分析出该方案的可行性，从而为地区电网故障解列后，保证孤网稳定运行提供了参考。