重点区域电网应对台风的主动优化减载防御策略

甘德树，毛炽祖

(1. 广东电网有限责任公司珠海供电局，广东 珠海 519000；2. 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司检修试验中心，广东 广州 510663)

台风属于极端天气中的一种，虽然发生概率低，但是具有强度大、范围广、成灾快等特点，给电网安全稳定运行带来严重影响[1-4]。2016年发生在澳大利亚的台风曾经导致全南澳大利亚州大停电50 h后才恢复[5]；2017年登陆珠海市的“天鸽”台风，其强度超过1973年以来登陆华南地区的最强台风“威马逊”[6]；2012年“韦森特”台风[7]强度超过了珠海电网的最大设计抗风能力，造成GD-MC电网的9条外围架空线路跳闸，7座变电站及WY电厂与系统解列。

为了减少或消除台风过境时带来的供电中断，需要在事前预测[8]、事中响应[9-11]、事后恢复[12-13]各个阶段研究加强电网稳定性的措施。文献[14]定义了电网弹性、电网复原力框架，用于分析电网应对极端天气的能力。文献[15]提出了一种在飓风发生前识别此类负荷削减的三步法，包括对确定性停机状态评估的历史数据进行模型训练，使用后验概率模型将确定性结果转换为概率性停机状态，以及使用负荷削减估计模型以确定电网中预期的潜在负荷削减。文献[16]研究了可重构微电网的弹性问题，提出了一种高冲击事件下可重构配电系统计划性孤岛的两级方法(第一级根据配电系统的模型选择最优孤岛，第二级通过无功控制和需求侧管理解决最优潮流问题以满足孤岛运行约束条件)，采用深度优先搜索和粒子群优化相结合的方法解决了该问题。文献[17]重点讨论了电力和运输系统的相互依赖性，以及灾后运输机动性和电力恢复过程的相互依赖性；开发了一个综合框架，解决了在短期恢复期如何提高城市电力和交通系统恢复效率的问题；考虑到优先顺序和网络约束，还提出了一个共同优化调度恢复的框架。

根据重点区域电网主动防御最佳时机思想，在台风模式电网发生极端连锁故障的情况下，根据电网线路潮流自动搜索形成最优主动防御断面，并根据电网频率和发电机功角等指标优化低频减载动作最佳轮次，确保电网能够在最佳时机点进行稳控装置的动作。本文以台风条件下的GD-MC区域电网为例来进行控制策略研究，设置了GD-MC重点区域电网和外部电网合适的防御条件，仿真算例模拟连锁故障后，将经过最佳时机防御思想优化的稳控装置动作轮次方案与常规方案进行对比，以验证所提方案的有效性。首先仿真还原了2017年台风过境对GD-MC电网安全稳定性的影响及控制方法，根据该控制方法提出适合于2019年GD-MC电网的最新网架结构的控制策略，并通过仿真分析证明了该策略的有效性。

1 “天鸽”台风过境期间GD-MC电网解列过程分析

2017-08-23T12：50，台风“天鸽”在珠海市JW区登陆，台风造成对GD-MC电网的如下外围架空线路跳闸：220 kV JL-NP甲乙线、GB-QY甲乙线、NP-QY甲乙线、ZHH-FH甲线、FH-JD线、GA-ZHH甲乙线，最终导致ZHH、GB、JD、QY、HA、CP、LTA等变电站以及区域内的WY电厂与系统解列，如图1所示。

图1 GD-MC电网重点供电区域示意图Fig.1 Schematic diagram of the key power supply areas of GD-MC grid

本文以PSD-BPA为仿真工具，模拟还原2017年“天鸽”登陆珠海时的电网运行情景，GD-MC电网保底断面潮流见表1，其中正值表示潮流方向为流向重点供电区域。定义重点供电区域为“重点区域电网”，GD-MC电网的重点区域电网内机组出力见表2。

表1 GD-MC电网保底断面潮流Tab.1 Guaranteed cross section power flow of GD-MC grid

表2中MC本地的CCA、KH、CCB机组接在220 kV变电站LH和HA的110 kV侧。

表2 GD-MC电网的重点区域电网内机组出力Tab.2 Unit output of the key regional power grids of GD-MC power grid

重点区域电网与外部电网通过6条通道线路进行连接，具体为220 kV JL-NP甲乙线、QY-GB甲乙线、NP-QY甲乙线、ZHH-FH甲乙线、FH-JD线、GA-ZHH甲乙线。台风来袭时，其中4条通道由于恶劣天气而断开，剩下的2回通道为FH-JD线、GA-ZHH甲乙线。为了避免重点区域电网发生全黑的风险，采取主动防御的思想解开剩下的FH-JD线、GA-ZHH甲乙线通道。这样相当于把不是预定控制目标的非重点区域解开，切除了与重点区域电网联网的负荷或机组；重点区域电网成为了孤网，对于自身孤网区域内发电机发电功率与负荷存在的不平衡情况，通过调节机组出力、储能装置正负功率调节以及切负荷等稳控措施来确保孤网区域内功率的实时平衡。

2 电网主动防御最佳时机研究

2.1 重点区域电网主动防御基本思路

台风条件下电网运行架空线路面临跳闸风险，为保证重点区域供电，在台风侵袭过程中采取主动防御的方法[18-21]。在正常运行方式下，重点区域电网通过q条联络线与外部电网相联，如图2所示，其中Pli(i=1,2,…,q)为重点区域电网与外部电网联络线有功功率水平。

图2 重点区域电网与外部电网联络示意图Fig.2 Interconnection between the key regional power grids and external power grids

重点区域电网内有主力电源机组，机组的功角和转速在不计阻尼的情况下满足如下关系：

(1)

(2)

式(1)、(2)中：δ为机组功角；ω为机组转速；Pm为机组机械功率；Pe为机组电磁功率；PJ为机组惯性时间常数。上述变量均为标幺值。

由于台风过境导致重点区域电网与外部电网联络线断开后，区域内的发电机功角δ以及机组的转速ω会发生变化，如果区域内由于转速ω持续变化使发电机功角δ稳定在临界值范围内并恢复到正常稳态值，那么重点区域电网就会保持稳定运行。如果ω持续变化导致发电机功角δ突破稳定临界值，那么发电机功角由于失稳而切机。在孤网运行状态下，发电机的切机会打破原有的功率平衡状态，大功率的缺额和不平衡量会导致系统频率崩溃，重点区域电网将会失稳。

为了保证解列过程电网振荡最小，解列后电网更快趋于稳定，在台风过境前应尽量控制重点区域电网与外部电网联络线交换功率为零，即

(3)

重点区域电网内发电机组存在着高频保护和低频保护，高频保护范围一般不超过54 Hz，频率低于47.5 Hz的运行时间不能超过10 s。大型机组允许运行频率范围见表3。

表3 大型机组允许运行频率范围Tab.3 Allowable operating frequency range of large unit

发电机安全稳定运行存在一个频率范围，突破该范围会导致发电机切机。在正常全网运行方式下，切机属于正常稳控动作策略；当电网处于孤网运行方式下，切机会导致孤网方式下有功功率在瞬间失去平衡，如果不及时采取有效控制策略，电网将会失稳。因此，在机组频率越限之前如何进行主动防御来避免重点区域电网失稳，如何根据发电机功角和频率来确定最佳的防御时机点是影响重点区域电网解列后稳定运行的关键。

2.2 主动防御最佳时机确定

在电网运行控制过程中，电网所有线路和断面一般都能满足故障“N-1”的要求，在台风侵袭情况下，通常是多条交流线路发生故障而开断。提出的主动防御策略就是当电网发生“N-a”故障情况下，通过对重点区域电网进行频率和功角监测，判断相应指标变化情况，主动开断重点区域电网与外部电网剩余联络线，并通过调节孤网方式下有功功率平衡来确保重点区域电网在孤网方式下的安全稳定运行。

台风过境情况下，实时监测重点区域电网发电机功角和频率，提出重点区域电网主动防御策略，步骤如下。

a)在台风条件下，重点区域电网与外部电网发生解列之前，结合重点区域电网实际情况设定机组功角最大摇摆限值以及运行频率限值，即：

0<σH1<σH2；

(4)

fL

(5)

式(4)、(5)中：σH1以及σH2为台风过境重点区域电网不同程度下机组功角最大摇摆限值；fH、fL分别为机组运行频率的上限和下限；fE为机组额定运行频率。

b)实时监测各机组功角和运行频率，并确定最大相摇摆角度σ。系统在故障时，相对摇摆角度σ会变化，判断σ与σH1的关系，σH1根据故障点、故障类型、电网等级容量、发电机装机型号共同确定。若σ<σH1，重点区域电网不执行解列，继续监测σ的变化情况。

c)当σH1<σ<σH2，重点区域电网为可解列状态，在相对摇摆角度σ的测量中，采用基于广域测量系统(wide area measurement system，WAMS)装置采集的数据来实时预测未来0.1 s内机组的运行频率。

在当前或者未来0.1 s内存在任一机组运行频率越限，判定系统为临界解列状态。系统运行中，机组允许最大异步运行时间为tm。当系统被判定为临界解列状态，判断系统实际异步运行时间ta是否超出限值tm。若ta>tm，则搜索最优主动防御控制断面，执行主动防御策略；反之则不执行防御策略。搜索最优主动防御断面的函数为：

(6)

d)当σ>σH2，系统为临界解列状态。若ta>tm，则立刻执行主动防御策略；反之则不执行防御策略，继续监测σ。

确定重点区域电网主动防御最佳时机的流程如图3所示。

图3 确定重点区域电网主动防御最佳时机的流程Fig.3 Flow chart of determining optimal timing of active defense of the key regional power grids

确定最佳解列断面后，通过制订优化目标来优化出最佳的切负荷或发电机的轮次以及相应的动作频率点。优化目标函数是minΔf，即优化目标是频率跌落量Δf最小，优化的动作方案就是动作的轮次N以及每轮动作频率点(f1，f2，…，fN)。

3 仿真分析

分别以珠海2017年网架结构和2019年网架结构为例，利用PSD-BPA软件进行仿真，以验证本文提出的台风模式下主动防御控制策略。

在重点区域电网与主网通过6回联络线通道连接前提下，主动防御策略的过程是以下2个步骤的协调：第1步是台风条件下设置断掉4回联络线通道，剩下2回联络线通道，设置仿真条件以及延时0.2 s；在4回联络线通道设置断开情况下，延时0.2 s后开断剩下2回联络线通道；重点区域电网经过暂态过渡过程进入到孤网运行方式下。第2步是设置重点区域电网低频减载负荷动作，具体方案见表4。

表4 低频减载装置动作方案及仿真结果(2017年台风模式)Tab.4 Action scheme and simulation results of low-frequency load shedding device in typhoon mode of 2017

3.1 2017年台风模式仿真分析

采用珠海电网2017年网架结构和数据包，按低频防御装置不同的动作值及动作延时设6个场景(见表4)进行仿真。本文中的低频防御装置就是安装在不同负荷站点的低频切负荷装置，可以灵活主动地切负荷，其目的是进行低频主动防御，确保电网频率能够尽快恢复稳定。仿真结果表明在最严苛的场景6下系统也能保持稳定，而MC电网暂态最低负荷接近46 Hz。

图4为最严苛的场景6下的仿真结果，展示的是CCA电厂3号机组与WY电厂1号机组功角差曲线。曲线在第1摆和第2摆后是收敛的，表明系统能够维持暂态稳定。

图4 CCA电厂3号机组与WY电厂1号机组功角差曲线Fig.4 Curve of power angle difference between unit 3 of CCA power plant and unit 1 of WY power plant

图5为最严苛的场景6下的仿真结果，展示的是YSH站电网频率偏差。曲线在第1摆和第2摆后是收敛的，表明系统能够维持暂态稳定。

图5 YSH站电网频率偏差Fig.5 YSH grid frequency deviation

图6为最严苛的场景6下的仿真结果，展示的是YSH站电压曲线。曲线在第1摆和第2摆后是收敛的，表明系统能够维持暂态稳定。

图6 YSH站电压Fig.6 YSH Voltage

关闭所有MC本地机组，不足部分出力由WY电厂补充，使GD-MC重点区域电网基本与主网无潮流交换。设置与上文相同的故障，不采取任何措施，MC地区电网会发生电压失稳。考虑设置低压防御装置，设置4个场景，仿真结果见表5。对于场景4，低压防御装置整定值为0.83(标幺值)，延时0.2 s动作，系统仍然是不稳定的，表明若MC电网电压跌落严重，系统难以恢复稳定。WY电厂通过2回220 kV线路接入HA站，GD-MC重点供电区域电力全部由WY电厂供电时，MC电网缺少动态无功支撑，在发生故障时电压跌落严重，即使解列装置动作使重点供电区域解列，电压也无法恢复。因此，在台风天期间为保证MC电网有足够的无功支撑，应该开启部分机组，避免发生电压崩溃。

表5 低压解列装置不同场景下的仿真结果Tab.5 Simulation results in different scenarios of low- voltage disconnection device

对表5中4种场景尝试进行以下仿真：场景1，开启CCA电厂2台机组；场景2，开启KH电厂2台机组；场景3，开启CCB电厂2台机组；场景4，CCA、KH与CCB电厂各开启1台机组。仿真结果表明4种场景均不稳定。

在模拟2017年“天鸽”台风天气的仿真中，MC地区保证至少开机120 MW，ZHH与QY站设置低频防御装置，整定值48.5 Hz，延时0.5 s。在这个设置下，保障了系统稳定运行。

应用最佳时机防御思想优化出切负荷装置动作轮次和相应动作频率点作为最佳防御方案，并且设置3种常规的切负荷装置动作轮次和相应动作频率点作为对比方案，4种方案的控制效果对比见表6。

表6 4种方案的控制效果对比(2017年台风模式)Tab.6 Control effects comparison of four schemes in typhoon mode of 2017

通过对比可以知道，最佳防御方案的最低频率点高于其他3种对比方案，说明最佳防御方案的频率曲线能够最快恢复，电网在应对台风模式下能够以最快的速度恢复稳定运行。

3.2 2019年台风模式仿真分析

2019年珠海电网线路经升级改造，接线方式与2017年有较大区别。基于最佳时机防御思想，提出适合于2019年GD-MC电网最新网架结构的控制策略。

FH-ZHH，FH-JD线路改为线缆线路；2018新投产了JL-ZHH线路、JL-GB双回线；双Π接入原有的NP-QY线路双回线，QY-GB甲乙线解口入JL站(投产JL-GB双回线)。MC 20 kV线路方面，CP-LT双回线投产。具体如图7所示。

图7 2019年GD-MC电网重点供电区域示意图Fig.7 Schematic diagram of the key power supply areas of GD-MC grid in 2019

3.2.1 仿真情景1——MC电网不开机

对2019台风模式进行仿真。关闭MC电网所有机组，由WY电厂为GD-MC重点供电区域提供全部电力，WY电厂出力为700 MW，MC地区负荷约为550 MW。

由于FH-ZHH、FH-JD线路改为线缆线路，模拟仿真台风模式时，设置故障的线路改为BSH-FH双回线、FH-LY双回线，其余故障线路为GA-ZHH、JL-ZHH、JL-GB、JL-NP、QY-JL。基于最佳时机防御思想确定防御动作方案，根据保护动作整定值和延时时间，设置5个场景(见表7)。仿真结果表明，在2019年台风天模式下，即使MC电网的机组完全不出力，只要低频防御装置正确动作，MC地区电网可以保持稳定运行。若在原来故障的基础上加上QY-JL双回线故障，则场景2、3、4、5的MC电网暂态最低频率见表7。

表7 低频减载装置动作方案及仿真结果(2019年台风模式)Tab.7 Action scheme and simulation results of low-frequency load shedding device in typhoon mode of 2019

应用最佳时机防御思想优化出切负荷装置动作轮次和相应动作频率点作为最佳防御方案，并且设置3种常规的切负荷装置动作轮次和相应动作频率点作为对比方案，4种方案的控制效果对比见表8。

表8 4种方案的控制效果对比(2019年台风模式)Tab.8 Control effects comparison of four schemes in typhoon mode of 2019

通过对比可以知道，最佳防御方案的最低频率点高于其他3种对比方案，说明最佳防御方案的频率曲线能够最快恢复，电网在应对台风模式下能够以最快的速度恢复稳定运行。

3.2.2 仿真情景2——MC电网开机

若MC电网3个电厂各开机一台，共开机68 MW，则场景2、3、4、5的MC电网暂态最低频率为-2.812 3 Hz、-3.336 7 Hz、-3.797 9 Hz、-3.914 1 Hz；因此，为了使暂态过程中MC电网暂态频率不至于过低，即使解列后MC电网不发生电压失稳，仍然建议在台风天期间MC电网开启部分机组。

3.2.3 仿真情景3——MC电网不开机

在仿真情景1的基础上，故障跳开线路不包括QY-JL线路，其余不变，则QY站也需要装设低频防御装置，与ZHH站一样动作值为48.5 Hz，延时0.5 s动作。仿真结果表明，系统稳定，MC电网暂态最低频率为-3.209 2 Hz。

4 结束语

本文结合台风模式下重点区域电网与大电网之间的供电特性和联络特性，给出了主动防御断面优化方法，并在主动防御完成后形成孤网的条件下给出最优低频减载方案，该方案能够确保重点保护区域电网在“N-a”故障情况下，通过事故前的关键联络断面预控，以及发生多回联络线故障后切除关键联络线形成重点区域孤网的方式，进行低频低压自动切除负荷来确保台风过境时GD-MC重点区域电网的稳定控制，最后通过BPA仿真验证了本文所提的重点区域电网主动防御方案的有效性。建议如下：

a)低频解列装置应安装在220 kV ZHH站和220 kV QY站，动作值为48.5 Hz，延时0.5 s后动作；仿真结果表明，在珠海电网安装低频解列装置，对保证MC地区电网的安全稳定和可靠运行有重要意义。

b)为了保证台风天期间珠海东南部发生解列时MC地区电网的稳定性，在台风天期间MC电网应保持足够的开机量。