云南水电富集区电力送出动态稳定及防控体系

吴琛，谢一工，李玲芳，张杰，黄伟

(云南电力调度控制中心，昆明 650011)

云南水电富集区电力送出动态稳定及防控体系

吴琛，谢一工，李玲芳，张杰，黄伟

(云南电力调度控制中心，昆明 650011)

云南省大规模的水电每年通过±800 kV直流和500 kV交流输电线路向广东省远距离输送，云南相当规模的小水电群，通过35 kV、110 kV低电压等级线路逐级、远距离向主网外送电力。在这样的长距离、大功率的输电模式下，动态稳定性较差。自2003年以来云南发生了多次低频振荡，其强相关机组既涉及大水电机群，又涉及各小水电富集地区的小电机群。云南电网致力于机网协调、在线监测、振荡源辨识和定位、振荡解列等技术研究，建立了基于三道防线的动态稳定综合预防和控制体系，切实提高了电网动态稳定性，最大限度增送了云南西部水电，取得了良好的社会经济效益。

动态稳定；低频振荡；机网协调；在线监测；振荡解列；综合防控

0 前言

截止2013年末，云南全口径水电装机已达占4 410万千瓦，约占可开发量的60%，占全省总装机容量的73%。其中80%在金沙江、澜沧江，除此之外滇西部德宏州、怒江州，南部文山州小水电装机达到或超过了1 000 MW，滇西南部的临沧市、保山市，滇南部红河州小水电装机容量也都超过了500 MW。上述各州 (市)小水电除了能满足本地区用电需求外，在来水丰富的汛期6～9月份还需要通过电网将富余水电送到昆明、曲靖等负荷中心，参与全省电力电量平衡。在满足省内用电需求的基础上，云南丰富的水电资源向广东输送，送电规模越来越大，2013年云电送粤实际最大电力达1 278万千瓦，年输送电量超过600亿千瓦，预计 “十三五”送电规模还将继续增大。

这样的联网模式和外送格局下的动态稳定问题十分突出，如果不采取适当措施，很容易引发低频振荡，2003年南网罗马线、天广、广东至香港联络线均发生过多次低频振荡，2006～2008年，云南西部电网、南部文山电网发生过多次弱阻尼低频振荡事件，均引发了南方电网范围的低频振荡，进一步凸显出云南大量小水电群的规模效应给电网安全和电力供应带来了风险，动态稳定性问题成为制约南方电网主网和云南电网内各地区网安全及送电极限的主导因素。

为有效防止水电富集地区低频振荡给电网带来灾难性的后果，近年来云南电网开展了机网协调、低频振荡在线监测、振荡源辨识和定位等技术研究，建立并形成基于三道防线的动态稳定综合防控体系和控制系统，在保障电网运行安全的前提下，最大限度减少水电汛期窝电。

1 电网动态稳定性问题简述

动态稳定[1]是指电力系统受到小的或大的干扰后，在自动调节和控制装置的作用下，保持长过程的运行稳定性的能力。按照动态电力系统的相关理论研究[2-3]，对一个互联系统来说，有N台发电机的电力系统 (包括互联电力系统)，有N-1个机电振荡模式，归纳其特点可分为2类[4]：一类主要表现为1台 (或1个发电厂的)发电机对系统中其它发电机的振荡，或主要表现为1台 (或1个发电厂的)发电机相对另外少数几台发电机的振荡，称之为地区性振荡模式 (local mode)，频率一般在0.5～2.0 Hz之间；另一类主要表现为一个区域内的某发电机群相对另一个区域内的某发电机群的振荡，或表现为一个区域内的所有发电机相对另一个区域内的所有发电机间的振荡，称之为区域间振荡模式或联络线振荡模式 (inter-area mode or tie-line mode)，频率一般在0.1～1.0 Hz之间。

从电力系统动态稳定性的角度出发，只有系统中所有的机电振荡模式都稳定，系统才是动态稳定的。判定一个振荡模式稳定性的判据是它的阻尼比，一个振荡模式的阻尼比为正时，它是稳定的，阻尼比为负时，它是不稳定的，阻尼比为0时，它是临界的。对于电力系统而言，当一个振荡模式的阻尼比接近0的正数时 (目前南方电网采用值为小于0.03)，称为弱阻尼或极弱阻尼。随着跨区电网互联工程的实施，联网系统的弱阻尼动态稳定问题越来越突出，表现为联络线功率低频振荡。

对于低频振荡的机理存在多种解释，其中之一是1969年Demello提出的负阻尼机理[5]，即采用考虑发电机暂态电势E′q变化的飞利普斯-海佛容 (Phillips-Heffrom)模型 (单机—无限大母线系统)分析电力系统低频振荡发生的原因。简单来讲，发电机自动电压调节器的调节作用产生一种电磁力矩，该力矩可以被分解成阻尼力矩分量和同步力矩分量，与发电机组转速变化同方向的分量是正阻尼力矩分量，与发电机组转速变化反方向的分量是负阻尼力矩分量；与发电机组功角变化同方向的分量是正同步力矩分量，与发电机组功角变化反方向的分量是负同步力矩分量；在一定的电力系统运行条件下 (例如远距离、重负荷等)，自动电压调节器产生的阻尼力矩分量与转速变化反方向，因而是负阻尼力矩分量；当自动电压调节器的负阻尼分量超过发电机的固有正阻尼分量时，就会发生低频振荡。

电力系统除了负阻尼机理的低频振荡外，还存在强迫性振荡[6-7]，持续周期性扰动引起的强迫性低频振荡由于其产生原因多样、传播迅速、扩散范围广，在其振荡频率模式与电网振荡频率模式相近时，其共振特性也可能产生较大倍数的功率放大特点，是电网安全稳定的潜在威胁。

2 云南电网动态稳定性特点

云南的动稳问题主要特点为：长距离、弱联系的输电网络结构下，存在若干与快速励磁系统有关的复杂负阻尼或弱阻尼区域间振荡模式或地区振荡模式，既涉及大水电，又涉及各小水电富集地区机群，正常工况下易发生低频增幅振荡，且由于这些弱阻尼模式的振荡频率比较接近，相互间还存在诱发共振的可能性。2003年以来，云南发生了多次动态不稳定现象，表现为外送联络线功率低频振荡。

2.1 云南低频振荡实例

从实例可以看出，某一个地区振荡模式的不稳定可能影响局部，也有可能影响全局，而区域间振荡模式，尤其是一个区域内的所有发电机，相对另一个区域内的所有发电机振荡的区域间振荡模式不稳定，是影响全局的。如果振荡得不到及时控制或平息，随着功率振荡幅度的增大，极端情况可能成为电网稳定破坏及大面积停电的导火索。

2.2 云南电网发生低频振荡的客观条件

1)云南电网是大规模、长距离输电网络的送端。云南水电占总装机的73%，由于水电站分布受地理因素限制，一般都分布在河流落差大的峡谷地段，远离城市负荷中心。大规模的水电从云南最偏远的西部，向东穿越整个云南省近千公里，再通过交直流输电线路大功率、长距离向广东输送，两省间东西跨度2 000公里。目前的水电已开发量约占可开发量的60%，随着后续水电的继续开发，云南作为南方电网的送端，广东作为南方电网的受端的长距离输电的格局将长期存在，且送电需求大，主要送电通道潮流重。

2)云南大规模水电机组的励磁系统均为自并励快速励磁系统。由于快速励磁系统放大倍数的增加，产生的负阻尼作用，在这样的大功率、长距离的输电网络结构和送电模式下，容易发生低频振荡。随着电网结构的变化和送受两端电网规模的增大，近年来云南与广东、云南与贵州的低频振荡的频率均呈逐年降低的趋势。云南内部若干阻尼较弱的地区振荡频率 (振荡频率为0.54～1.23 Hz左右)相对变化不大，这些地区振荡模式与小水电集中的地区电网强相关，为防范低频振荡对电网的危害，云南电网采取了一系列有效综合防控措施。

3 提高动态稳定性的综合防控体系

3.1 降低关键断面送电潮流

如前所述，各区域间联络线有功潮流、互联的各区域电网内部电网结构与有功潮流的大小和方向对阻尼的影响大，通过电网频域和时域动态稳定分析，掌握主要送电通道联络线潮流变化对电网动态稳定性的影响，运行中降低其有功潮流，控制在某一值以内，是保障电网动态稳定运行的重要措施。

这一措施具有抑制低频振荡见效快的特点，在电网运行中普遍应用，特别是发现某一联络线发生低频振荡，调度控制的首要措施就是降低该线路的潮流。但此措施的缺点也显而易见，长期降低线路功率必然导致电厂窝电、电网送电通道轻载，设备利用率低。

3.2 在发电机上配置PSS[8]

由于快速励磁的负阻尼作用是影响区域间、地区间振荡模式阻尼最重要的因素，通过电网小扰动频域分析，掌握电网弱阻尼振荡模式及其强相关发电机，在这些发电机上配置PSS并合理选择其参数，使PSS提供的正阻尼能等于或大于电压调节器产生的负阻尼，是消除产生负阻尼振荡模式负阻尼的根本措施。

这一措施对于同时提高前述2类机电振荡模式的稳定性具有非常好的效果，特别是发电机组已普遍使用微机型励磁调节器的情况下，PSS的功能是由软件实现的，可以做到发电机的电压调节器在投入运行时，PSS也同时在投入运行状态，使用效率高。

由于云南电网区域间振荡模式和地区振荡模式复杂，涉及的强相关机组非常多，对云南电网而言，不是一台或几台机组配置PSS就能解决问题，需要在大量机组上都配置PSS。相应的，云南电网采用由点及面、由大电到小电的策略，持续完善机组的PSS功能。首先在与云广、云贵区域间振荡模式强相关的漫湾、大朝山等大型发电机上配置并投运了PSS，然后集中对与地区电网弱阻尼振荡模式强相关的总装机容量25 MW及以上发电厂机组配置并投运了PSS，并要求所有新投产的机组均配置 PSS，在商业化运行前完成PSS功能试验，具备PSS功能并随机组投运。截止2013年，云南电网内110 kV及以上所有水电和火电机组共366台 (容量41 523.2 MW)均经PSS功能试验后随机组运行而投运，并严格执行PSS功能退出则机组退运的管理要求，其中水电占比为70%。

3.3 构建低频振荡安全预警及辅助决策系统

云南电网低频振荡在线监测系统 (WAMS)实时同步测量电网的状态信息 (100帧/秒)，并通过光纤将数据汇集到云南中调主站，根据PMU实测的反映电网动态过程的发电机相对功角、线路功率和母线电压相角等信息，基于EEAC理论[9-10]，利用Prony等算法，识别振荡模式和振荡模型强相关机组，计算机组参与因子，辨识振荡主体及振荡中心的大致区域，并提供调度员快速处理的辅助决策措施，达到对低频振荡的准实时控制的目的，实现低频振荡安全预警、在线分析和辅助决策。

3.4 构建广域闭环振荡解列控制系统

虽然云南电网已十分重视机组PSS试验和WAMS在线监测工作，但云南电网动态还存在以下安全隐患：

1)云南小电众多，目前大约有1 550多座电站、3 300多台机组，装机容量约8 600 MW，分布在云南16个地区的125个县市，云南局部地区电网汛期向主网送电需求大，但地、县调层面对动稳问题的认知能力还有待提高，潮流调控不当存在弱阻尼模式的风险仍然存在；

2)南方电网近年来还发生过多起强迫性振荡[7]，云南小电普遍设备简陋、运行水平不高，因励磁等系统异常引发强迫式机组功率振荡的风险较大，且与地区弱阻尼振荡模式共存，影响电网的运行安全；对于强迫振荡引发的低频振荡最有效的处理措施是迅速找到并切除扰动源；

3)受制于通信条件和数据量巨大等问题的制约，WAMS在线监测系统的PMU布点还无法延伸到110 kV电压等级，一旦发生低频振荡，WAMS系统提供给调度员的辅助决策措施的针对性有局限，且人为干预开环控制时间长。

从电网安全稳定运行的角度，还应布置一道安全稳定控制防线，在电网发生振荡时，在造成大范围的危害前，自动快速切除振荡源，实现振荡源与电网的隔离，消除低频振荡带来的危害。

图1 云南振荡解列闭环控制系统配置示意图

云南振荡解列闭环控制系统由1个主站 (滇西电源外送通道汇集点)、2个PMU监测站 (主网及云电外送通道主要汇集点)、4个执行站 (滇西部六地州地区中小水电外送分支汇集点)组成的闭环自动控制系统，研发了基于广域信息的振荡稳定控制装置[11]，系统配置示意图如图1所示。该系统的控制策略为：应用基于主导振荡模式追踪的多电压等级电网低频振荡源定位技术[12-13]，当发生云南西部地区原因引发的低频振荡时，在对电网造成大范围的危害前，采取针对性稳控措施主动切除振荡源，实现振荡源与电网的隔离，消除低频振荡危害。

4 结束语

基于机网协调、在线监测和安全预警、振荡解列闭环控制的三道防线，形成了云南电网防范动稳问题的综合体系。这些提高电网稳定性的综合治理措施在云南电网的成功应用，取得了显著效果。

[1] DL 755-2001.电力系统安全稳定导则 [S].2001.

[2] 倪以信，陈寿孙，张宝霖.动态电力系统的理论和分析[M].北京：清华大学出版社，2002.

[3] KUNDURP，Power system stability and control[M]，NewYork，NY，USA：McGraw-Hill Inc，1994.

[4] 朱方，赵红光，刘增煌，等.大区电网互联对电力系统动态稳定性的影响 [J].中国电机工程学报，2007，27 (1)：1-7.

[5] DEMELLO F，Concepts of synchronous machine stability as affected by excitation control[J].IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems，1969(04).

[6] 杨东俊，丁坚勇，周宏，等.基于WAMS量测数据的低频振荡机理分析 [J].电力系统自动化，2009，33(23)：24-28.

[7] 苏寅生.南方电网近年来的功率振荡事件分析 [J].南方电网技术，2013，7(1)：54-57.

[8] 方思立，朱方.电力系统稳定器的原理及其应用 [M].北京：中国电力出版社，1996.

[9] 薛禹胜，郝思鹏，刘俊勇.关于低频振荡分析方法的评述[J].电力系统自动化，2009，33(3)：1-8.

[10] 郝思鹏，薛禹胜，张晓明，等.基于EEAC理论分析低频振荡 [J].电力系统自动化，2009，33(4)：11-15.

[11] 任祖怡，白杨，窦乘国，等.基于波形检测原理的低频振荡监控装置 [J].电力设备，2008，9(8).

[12] 黄伟，李文云，吴小辰，等.基于广域量测的云南小水电群振荡解列原理及判据 [J].南方电网技术，2010，4 (21)：99-103.

[13] 黄伟，李文云，韩伟强，等.云南小水电群振荡解列系统实时仿真试验分析 [J].电网技术，2010，34 Supplement2：199-201.

Research on the Dynamic Stability of Rich Hydropower Region in Yunnan Power Systems and the Corresponding Comprehensive Preventive-Control System

WU Chen，XIE Yigong，LI Lingfang，ZHANG Jie，HUANG Wei
(Yunnan Power Dispatching and Control Center，Kunming 650011，China)

Every year，a large amount of hydropower is transmission from Yunnan to Guangdong through±800 kV DC and 500 kV AC.Meanwhile，many small-scale hydropower plants also provide electrical power service to the loads far away from them through 35 kV and 110 kV power grids.In such a long distance，large power transmission mode，the dynamic stability is poorer.Since 2003，several low-frequency oscillations have been detected in Yunnan，and the Strong correlation factors involve large hydropower groups and small hydropowergroups.We studied the technical measures such as generator-grid coordination，on-line monitoring，identification and location of oscillation sources and power system islanding，And nowa comprehensive prevention and control system based on the“three defensive lines”had been building.With the improvement of dynamic stability，the transmission of hydropower increased well also.It’s good to the social and economic benefits.

dynamic stability；low-frequency oscillations；generator-grid coordination；on-line monitoring；oscillation islanding；comprehensiveprevention and control

TM74

B

1006-7345(2014)06-0022-04

2014-05-20

吴琛 (1974)，女，硕士，高级工程师，云南电力调度控制中心，从事电力系统稳定分析控制和电网调度运行研究工作 (email)elfwu＠21cn.com。

谢一工 (1972)，男，硕士，高级工程师，云南电力调度控制中心，从事电力系统稳定分析控制和电网调度运行工作。

李玲芳 (1974)，女，硕士，高级工程师，云南电力调度控制中心，从事电力系统稳定分析控制和电网调度运行。