叶萌，谢宇翔，李晶，赵宏伟，李诗旸

(1.广东电网有限责任公司广州供电局，广州510620；2. 南方电网科学研究院，广州510663)

0 引言

随着电力系统对经济性的不懈追求，其运行状态逐渐向极限靠拢，与之相伴的稳定问题也日益增多。根据《电力系统安全稳定导则》[1]，目前系统应保证N-1稳定。而电力系统实际运行中也可能遇到N-2故障，其中部分故障会导致严重后果，甚至达到事故级别[2]。对于直流受端电网而言，暂态电压稳定问题是其主要问题，具体表现为遭遇突发故障后主站电压限定时间(一般不超过1 s)内无法回到故障前水平，甚至可能波及其余站点导致电网崩溃。对于受端电网而言，因其负荷密集，过多的切负荷量很容易造成严重的安全事故。而从中长期来看，我国西电东送电力流仍将继续增大[3]，直流受端电压稳定性问题将持续存在，亟待解决。

因电压主要受无功功率影响，故而造成上述现象的根本原因是系统无功功率的不足[4]。解决该问题的手段多种多样，大体可以分为事前和事后两类。事前类措施着眼于提升系统运行的裕度，具体包括负荷转供、增加无功补偿装置、加强受端电网电源建设等。文献[5]分析了内蒙某地区域电网结构不合理带来的故障减负荷问题，并通过新建线路、改变母线运行方式等措施加以解决。文献[6]从机理上分析了STATCOM对提升受端弱系统直流输送功率极限的作用，指出其能提升弱系统稳定运行裕度，并运用算例进行了验证。文献[7]提出了受端STATCOM配置方案的优选方法。文献[8]综合分析了受端电网问题，给出了加强受端电源建设和增设动态无功功率补偿装置的建议。文献[9]对比了加装SVC和TCSC前后暂态过程中母线电压的变化情况，验证了二者对提升系统暂态稳定的有效性。文献[10]设计了直流暂态稳定控制器，并结合南方电网实际应用验证了其对提升交流断面输送功率极限的有效性。文献[11]提出了构建稳控装置切负荷风险监控系统的设想，并在广州地区实现了试点应用。

事后类措施的研究方向主要为提升故障后控制措施的有效性，包括提高控制措施的精准性和减少控制措施数量的量两方面。文献[12]通过将面向单一机组的切负荷策略转变为面向多个关键断面的切负荷策略，使之更为精细化。文献[13 - 14]提出了将可切负荷进行了适当分组的方法，以尽可能小的代价保证了系统稳定。文献[15]建立了最小切负荷优化模型，将外部系统进行戴维南等值，提出了广域切负荷控制策略，用较小的计算量实现了对切负荷量的整体优化。文献[16]运用潮流追踪算法计算得切负荷系数，用于有针对性地切除与故障相关负荷。

以上方法都对解决电压稳定问题有一定帮助，但都是从整体策略框架设计层面入手，而未能覆盖到具体的执行层面。实际电网运行中，最终实现动作出口的是安全稳定控制装置(以下简称稳控装置)[17]。其在发生预设故障情形下稳控装置能够实现切除负荷或机组等功能，保证系统稳定，具有针对性强、可靠性高的优点，一般配置于换流站、变电站和电厂中。为充分发挥稳控装置作用，需要对其定值设置进行优化，并制定相关运行规定[18]。合理的定值既能确保系统的稳定，也能最小化故障情况下系统的损失。

虽然针对具体系统以及其稳控策略和定值设计，已有许多研究。如文献[19]通过对温州电网暂态稳定性的分析，找出了运行的薄弱点，并给出了相应对策。文献[20]通过对水乡、莞城片区电网的分析，给出了该区域的稳控策略设计和定值整定结果。但目前稳控装置定值整定仍以经验为主，尚无通用、系统化的整定原则，系统化程度不足，不能确保可靠性和有效性。

本文针对上述定值优化问题，结合工程实际提出了一系列整定原则，当系统出现严重故障时，既能确保装置正确动作，又能最大限度减少需切负荷量，对于解决目前受端电网中存在的暂态电压稳定问题能提供一定的帮助。

1 稳控装置定值整定方向的确定

对于受端电网而言，在发生故障后，其首要目标是维持电网的整体稳定，不能出现持续低电压直至电压崩溃引起大停电。在此基础上，由于受端多为经济发达地区，其负荷的重要性较高，出于对经济效益的考虑，因此在满足安全需求基础上应尽可能减少需切负荷量。

典型的稳控装置基本定值单如表1所示。

表1 典型稳控装置定值单Tab.1 Typical setting values of stability control device

其中，判低压1轮开放控制字可设为0或1，0为投入，1为退出。判低压1轮电压定值可设为0%～99.9%之间任意值，记为U1。判低压1轮延时定值可设为0～99.9 s间任意值，记为T1。若系统在故障后T1时刻恢复电压低于U1，则第1轮切负荷动作。对低压2轮，对应的电压和电压定值分别为U2和T2。

根据系统在发生故障后，稳控装置是否需要动作，以及需要动作的轮次数，可以将典型故障分为3类，分别是无故障跳(此时稳控装置无需动作即能保证系统稳定)、轻微故障(此时稳控装置需要动作1轮)和严重故障(此时稳控装置需要动作2轮)。

设系统无故障跳、轻微故障和严重故障后T1时间时恢复电压为Un1、Um1和Us1，T2时间时恢复电压为Un2、Um2和Us2。根据定义，有：

Un1>U1>Um1>Us1

(1)

Un2>Um2>U2>Us2

(2)

为了能保证系统能恢复稳定，且尽可能地少切负荷量，第2轮切负荷应在确定第1轮切负荷能使系统回复稳定(即发生轻微故障)时不动作，且在第1轮切负荷无法使系统恢复稳定(即发生严重故障)时应动作。

为实现上述目的，在定值设定上，应有：

U1≥U2

(3)

T1≤T2

(4)

如(3)、(4)两式同时取等号，则实质上为一轮切负荷，无实际意义。因而有意义的设定应最多只有一个式子取到等号。

下面分别探讨不同定值设定适应的场景。

场景1：稳定判据对恢复时间要求较宽松，不同类型故障起始电压差距较大。

此种场景下，不同类型故障区分度高，可以通过定值设定区分不同类型故障并切除适当的负荷量。此时定值设置应侧重减少切负荷量。此时可分析不同类型故障发生的可能性，计算不同类型故障发生后的需切负荷量，并分别与其发生概率相乘，计算不同故障的概率损失，并依此确定不同轮次对应的故障类型。

场景2：稳定判据对恢复时间要求较宽松，不同类型故障起始电压差距较小。

此种场景下，可以利用稳定判据对恢复时间设置较为宽松的条件，设置较长的轮次间延时间隔，即令U2-U1较小，T2-T1较大，通过较长延时后不同类型故障电压恢复的差异实现准确判别。

场景3：稳定判据对恢复时间要求较严苛，不同类型故障起始电压差距较大。

此种场景下，可以利用不同类型故障起始电压差距大的条件，设置较大的轮次间电压差，即令U2-U1较大，T2-T1较小，通过不同类型故障电压的较大恢复差异实现准确判别。

此种场景下，为了满足稳定判据要求，需要一定程度的妥协，即适当放弃对不同类型故障的区分度，尽可能保证系统的稳定。以部分轻微故障时的多切负荷为代价保证各类型故障后系统均能满足稳定判据要求。

将上述分析整理成表格如表2所示。获取待研究系统数据后，需要分析典型运行方式，确定预想故障集，并依据计算结果和稳定控制判据确定对应的场景，最后依据上表选择恰当的定值整定方向。

表2 不同场景适用的整定方向Tab.2 Setting directions for different scenes

2 稳控装置定值优化总体流程

对于受端电网而言，其负荷价值普遍较高。而目前定值整定工作主要依赖制定人员的经验，没有形成统一规范的流程，切负荷量未达最优化，有必要对此进行改进。

一组优化的定值应符合如下条件：

1)对于不同的负荷P，切除Pc负荷后均能使系统恢复稳定。其中P的含义为负荷水平，Pc含义为切除负荷量；

2)在确保1)的前提下，切除负荷量应尽可能少；

3)尽可能保证Pc的平滑性。

其中，3)项要求是为了保证P值变化很小时，Pc不突变或突变量尽可能小。而这一目标是通过尽可能减低ki(意义为第i个负荷段的切除系数)之间的差异实现，并通过调节Pbase,i(意义为第i个负荷段的动作基值)保证满足上述1)和2)项要求。

今年恰逢丰子恺先生诞辰一百二十周年，为此隆重推出《丰子恺漫画古诗词》姊妹篇：《丰子恺漫画古诗文》。一百四十余幅丰子恺精美漫画，配以

典型的控制策略定值单如表3所示。

表3 典型的控制策略定值单Tab.3 Typical setting values of control strategy

上述控制策略定值单的意义如下：

如果依据基本定值单需要切该轮负荷，负荷水平P满足Pmk,i≤P

Pc=ki(P-Pbase,i)

(5)

结合优化定值条件及定值单，设计定值优化流程如下：

步骤1，选取典型运行方式，模拟预想故障，选取作为切负荷防误判据的关键站点，并确定需要深入研究的运行方式和故障类型；确定U和T值，对照表2确定场景类型、优化方向；

步骤2，确定负荷段数量，并给出各负荷段的上下限；

步骤3，运用仿真软件，计算各下送功率下，发生选定故障后为保持稳定所需最小需切负荷量；

步骤4，根据输送功率处于各负荷段上下限水平时发生故障所需切负荷量值，求出基值和切除系数，给出初步整定方案；

步骤5，将整定方案整体考虑，并进行优化调整，得到最终的整定方案。

整体流程图如图1所示。

步骤1中通过典型方式和预想故障遴选切负荷防误判据关键站点的方法为：根据电网各典型运行方式及潮流图，分析系统主要的交流与直流传输线路；针对上述线路设置不同类型的故障，并进行故障仿真，观测各变电站电压扰动响应曲线，选取真实反映系统暂态稳定特性的重要变电站作为关键站点。

步骤2中确定负荷段数量并给出负荷段上下限的方法为： 以需研究的运行方式为基础，确定当前系统步骤一关键站点最大下送功率，并校核发生选定故障时的最少需切负荷量。之后逐渐降低站点下送功率，直至系统能在选定故障下无需切负荷即可保持稳定。以无需切负荷时的下送功率或该功率再减少一定量作为最低负荷段下限，并以最大下送功率或者最大下送功率加一定裕度(考虑到未来负荷水平的增长)作为最高负荷段上限。并基于确定的负荷段上下限选取恰当的负荷段数。

步骤4中求取基值和负荷系数的方法为：设步骤3中某负荷段最大值为Pmk,max， 对应的最少切负荷量为Pc,max， 负荷段最小值为Pmk,min， 最小切负荷量为Pc,min。

则计算得到的切除系数ki为：

ki=(Pc,max-Pc,min)/(Pmk,max-Pmk,min)

(6)

考虑到实际系统情况，系数k值应在[0.8,1.2]范围内，因此计算得到的ki。 如不在这一范围内应按下式调整得到最终的ki：

ki=min(max(ki,0.8),1.2)

(7)

Pbase,i计算方法为：

Pbase,i=Pmk,min-「Pc,min/ki⎤

(8)

式中「·⎤表示向上取整，下同。

步骤5中优化调整方法为：

步骤4结束后可得到各负荷段的上下限，以及相应的基值和切除系数，设负荷段数为n。为使整定方法具有整体性，需要综合考虑调整。

为此先求平均切除系数kp，公式如式(9)所示。

(9)

式中mean(·)为求平均值；sum(·)为求和。之后将kp调整为0.8至1.2(间隔0.1)中最接近原值的一个。

再将各段切除系数设为kp， 重新计算各段的Pbase值。如kp较原ki变大或不变，则计算方法同(8)式，否则按式(10)计算：

Pbase,i=Pmk,max-「Pc,max/ki⎤

(10)

3 算例分析

以2018年南方电网夏大极限方式为基础。根据《电力系统安全稳定导则》[1]和《南方电网安全稳定计算分析导则》[21]，结合工程实践，确定电压稳定的标准为：暂态和动态过程中系统中枢点母线电压下降持续低于0.75 p.u.的时间不超1 s，且动态过程平息后220 kV及以上电压等级中枢点母线电压不低于0.9p.u.。

步骤1：经初步扫描，电网中电压稳定问题较为严重的故障为牛从直流受端附近从西-博罗发生双线跳闸故障，低电压突出站点为220 kV木棉站。由于稳定判据中对恢复时间要求较高，因而适用场景3。经比较，具体选中的U和T值如下：

U1=0.9,U2=0.75,T1=T2=0.2 s

(11)

步骤2：由于粤北大发方式木棉站最大下送功率为3 300 MW，因此从3 300 MW起逐渐下降下送功率，直至无切负荷策略时系统发生从博N-2故障也能稳定为止，并将此时的下送功率作为负荷段下限。

图2和图3分别给出了无切负荷策略时，木棉站下送功率为3 300 MW和2 700 MW情况下发生从博N-2故障后的木棉站电压曲线。将其与稳定判据进行比较可知，下送3 300 MW情况发生N-2故障，故障清除1.0 s后，电压0.62 p.u.，低于0.75 p.u.，系统不稳定。而下送2 700 MW时发生从博N-2故障清除1.0 s后，电压0.84 p.u.，高于0.75 p.u.，且恢复电压高于0.90 p.u.，系统稳定。因而负荷段下限应设置为2 700 MW，目前系统最大下送功率为3 300 MW，考虑未来增长可能，上限设为3 500 MW，每段上下限差距为200 MW。

图2 下送功率3 300 MW时电压响应曲线Fig.2 Voltage curve when the power (high-low voltage class) is 3 300 MW

图3 下送功率2 700 MW时电压响应曲线Fig.3 Voltage curve when the power (high-low voltage class) is 2 700 MW

步骤3：运用BPA仿真软件，计算不同下送功率时，发生选定故障后为保持稳定最小需切负荷量；运用仿真软件，计算不同下送功率时发生从博N-2故障需切负荷量，整理结果见表4。

表4 不同下送功率系统需切负荷量Tab.4 Loads need to be cut under different load

步骤4：根据各负荷段上下限所需切负荷量值，并求出基值和切除系数，给出初步整定方案。

以2 700～2 900 MW负荷段为例，其系数k值为：

(230-0)/200=1.15。

由于该值处于[0.8,1.2]区间内，无需调整。

此段的Pbase值为：

2 700-「0/1.15⎤=2 700 MW。

依此类推，得到初步定值整定表如表5所示。

步骤5：将整个整定方案整体考虑，并进行优化调整，得到最终的整定方案。

将表1中各切除系数k求平均，得到新的切除系数k值为：

(1.15+1.2+1.2+0.8)/4=1.1(调整后)。

之后确定新的Pbase值，以2 700～2 900 MW档为例，该档Pbase值为：

2 900-「230/1.1⎤=2 690。

依此类推，得到最终的整定表如表6所示。

表5 初步整定结果Tab.5 Initial setting result

表6 最终整定结果Tab.6 Final setting result

将有调整、无调整方案对应曲线绘制成最终的整体效果图，参见图4。

图4 整体效果对比Fig.4 Overall effect comparison

图4中的圆点对应给定负荷下最少需切负荷量，虚线为初步定值整定结果，实线为最终的定值整定结果。

虚线能确保在给定下送功率时切负荷量满足要求，但当实际下送功率值不为给定功率时，如下送功率由3 100 MW略微减少为3 099 MW，此时系统运行方式基本不变，需切负荷量无明显减少，但此时虚线的切负荷量有较大的减少，无法满足系统稳定需求。与之相比，实线表示的最终整定方案较好地解决了这一问题。除此之外，与初步整定方案存在多个切除系数值不同，最终整定方案各段的切除系数值基本一致，有效地减少了编制定值人员以及执行定值人员误设各段切除系数值的可能性。

5 结语

随着电网负荷不断增加，因配套无功电源建设不足，受端电网的暂态电压稳定问题日益严峻，需要运用适当的控制措施以确保电网整体的安全性和可靠性。现有文献对此从多角度提出了多种解决方案，包括负荷转供、增设无功补偿装置、加强电源建设、精准切负荷等。稳控装置是系统故障后控制措施的出口处，在故障后装置如正确动作可使系统快速恢复稳定、最大化减小损失，而这一效果的实现有赖于定值的合理整定。本文提出了一套面向多场景的定值整定方法，能够结合具体控制要求和稳定计算结果得出相适应的定值，实现期望的控制策略，并通过南方电网实际算例验证了其有效性。该方法实现了对稳控装置定值的优化，为解决同类型的电压稳定问题提供了参考。