直流近區(qū)穩(wěn)控系統(tǒng)動作時序的仿真與優(yōu)化研究

陳勇，常東旭，李勝男，朱益華，郭琦

(1.云南電網(wǎng)有限責(zé)任公司電力科學(xué)研究院，云南 昆明 650217;2.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院有限責(zé)任公司 a.直流輸電技術(shù)國家重點實驗室；b.中國南方電網(wǎng)公司電網(wǎng)仿真重點實驗室，廣東 廣州 510663)

隨著昆柳龍?zhí)馗邏憾喽嘶旌现绷鞴こ痰耐懂a(chǎn)，南方電網(wǎng)已形成“八交十一直”500 kV及以上電壓等級“西電東送”大通道[1-2]，電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行特性復(fù)雜，駕馭難度大，安全穩(wěn)定控制(以下簡稱“穩(wěn)控”)系統(tǒng)不正確動作已成為影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的主要威脅之一[3-4]。南方電網(wǎng)各回直流輸電送/受端(以下簡稱“直流近區(qū)”)、交流近區(qū)都配套設(shè)計了規(guī)模龐大的穩(wěn)控系統(tǒng)，控制策略涉及對象繁多而復(fù)雜[5-11]，交直流互相影響，切機(jī)、切負(fù)荷容量巨大，對保障電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行至關(guān)重要，穩(wěn)控系統(tǒng)的任何一個細(xì)節(jié)設(shè)計出錯均可能出現(xiàn)較為嚴(yán)重的后果。

穩(wěn)控系統(tǒng)是由安裝于多個廠站的穩(wěn)控裝置通過電力系統(tǒng)通信網(wǎng)絡(luò)構(gòu)成的龐大而復(fù)雜的二次控制系統(tǒng)[12-14]。在電網(wǎng)故障過程中，穩(wěn)控系統(tǒng)參與策略計算的某些元件采集量與控制對象的運行狀態(tài)都在實時變化，對數(shù)據(jù)的采集和辨識需要考慮動態(tài)因素的影響；同時，電網(wǎng)短時間內(nèi)相繼發(fā)生多重故障時，也需要協(xié)調(diào)系統(tǒng)各廠站的控制措施，保證控制策略的最優(yōu)化執(zhí)行。因此，穩(wěn)控系統(tǒng)正確識別故障中各元件的實時狀態(tài)變化并按照正確的動作時序執(zhí)行策略，是保障穩(wěn)控策略可靠執(zhí)行的基礎(chǔ)。國內(nèi)部分學(xué)者對此開展了相關(guān)研究[15-20]，針對具體的穩(wěn)控系統(tǒng)工程應(yīng)用中出現(xiàn)的具體問題，提出了對應(yīng)的解決方案，但尚未有系統(tǒng)性或原則性的控制策略設(shè)計。穩(wěn)控系統(tǒng)傳統(tǒng)的靜態(tài)模擬試驗不能實時動態(tài)地模擬系統(tǒng)潮流和運行狀態(tài)的變化，不易發(fā)現(xiàn)穩(wěn)控系統(tǒng)軟件設(shè)計中時序配合不當(dāng)?shù)膯栴}，且交直流系統(tǒng)相互耦合，控制特性復(fù)雜；因此，需要基于實時數(shù)字仿真系統(tǒng)(real-time digital simulation system，RTDS)和實際直流控制保護(hù)系統(tǒng)構(gòu)建實時仿真平臺，開展穩(wěn)控系統(tǒng)實時動態(tài)仿真試驗，校驗穩(wěn)控系統(tǒng)的可靠性。文獻(xiàn)[21-23]針對部分直流配套穩(wěn)控系統(tǒng)展開了實時仿真應(yīng)用研究，取得了一定的研究結(jié)果。

本文基于近年來南方電網(wǎng)直流近區(qū)穩(wěn)控系統(tǒng)實時仿真試驗研究的成果，對穩(wěn)控系統(tǒng)動作時序相關(guān)的典型仿真試驗案例進(jìn)行系統(tǒng)性的分析，包括主輔判據(jù)時序配合、數(shù)據(jù)采集量有效性辨識以及多廠站穩(wěn)控策略協(xié)調(diào)配合等，總結(jié)提出穩(wěn)控系統(tǒng)軟件設(shè)計的部分經(jīng)驗和原則，為后續(xù)直流近區(qū)穩(wěn)控系統(tǒng)的設(shè)計提供參考和借鑒。

1 穩(wěn)控主輔判據(jù)時序的配合與優(yōu)化

一次系統(tǒng)在受到故障沖擊后，故障近端電網(wǎng)各電氣元件的功率將經(jīng)歷大幅度的波動，穩(wěn)控裝置采集的電壓、電流以及計算的功率、頻率等都快速變化。針對電網(wǎng)發(fā)生故障，穩(wěn)控策略設(shè)計中為了確?？煽啃?，不但要求確認(rèn)本元件故障(稱為“主判據(jù)”)，同時要綜合考慮到電網(wǎng)內(nèi)相鄰元件的潮流和狀態(tài)變化信息(稱為“輔助判據(jù)”)，當(dāng)控制策略的主判據(jù)和輔助判據(jù)均滿足動作條件時，穩(wěn)控系統(tǒng)才會動作出口執(zhí)行控制措施。輔助判據(jù)的主要作用是防誤動作，因此一般設(shè)計得較為簡單和寬松[15]。在故障過程中，主判據(jù)和輔助判據(jù)對應(yīng)的采集模擬量都在實時發(fā)生變化，策略設(shè)計往往只關(guān)注主判據(jù)的設(shè)計，而忽略了輔助判據(jù)設(shè)計的嚴(yán)謹(jǐn)性，造成誤判。

如500 kV某換流站作為直流的受端，通過L1、L2雙回和L3單回共3回線將3 000 MW直流功率送入電網(wǎng)負(fù)荷中心。當(dāng)L1、L2雙回故障停運后，剩余的L3線發(fā)生過載，需穩(wěn)控系統(tǒng)執(zhí)行回降直流功率，以消除過載。L3線過載的主判據(jù)為：①L3線過載電流IL3大于過載電流定值Iset，且L3線過載功率PL3大于過載功率定值Pset；②L3線過載延時大于過載延時定值Tset。

基于輔助判據(jù)僅用于防誤的設(shè)計原則，L3線過載策略的輔助判據(jù)采用2個簡單的條件實現(xiàn)：①L1、L2線功率之和突降量ΔP大于功率突降量定值ΔPset；②L1、L2線實時功率之和Pk小于低功率防誤定值PL。

為了重點驗證上述輔助判據(jù)設(shè)計的可靠性，開展表1的試驗項目。

表1 L3線過載試驗項目Tab.1 The overload testing item of transmission line L3

試驗錄波如圖1所示，事故后L3線的電流和功率均超過定值，線路過載的主判據(jù)滿足；但根據(jù)過載動作時刻，L1線功率為0，L2線實時功率為1 305 MW，ΔP=255 MW<ΔPset(800 MW)，L1、L2線的實時功率之和為1 305 MW，遠(yuǎn)大于PL(50 MW)，2個輔助判據(jù)均不滿足，但裝置仍判別L3線過載策略動作，執(zhí)行了回降直流功率措施，與預(yù)期結(jié)果不符合。

根據(jù)圖1的開關(guān)量波形分析，因本試驗?zāi)M的L1線出口處“三永”故障，故障時刻三回線的電壓均跌落到0附近，裝置計算的實時功率也為0或小于0，使得故障過程的功率突變量及低功率2個輔助判據(jù)均滿足條件；同時，裝置軟件在動作整組中對L1、L2線功率和突變量滿足信息和功率低信息進(jìn)行了完全的保持，如圖1(a)的裝置錄波，導(dǎo)致了2個防誤判據(jù)均失效。

圖1 L3線過載試驗項目的裝置錄波Fig.1 Device wave recording of the overload testing item of transmission line L3

本案例表明，穩(wěn)控裝置在進(jìn)行輔助判據(jù)的實時判別時，需要根據(jù)策略表的設(shè)計目標(biāo)進(jìn)行合理的確認(rèn)和展寬延時，躲過故障中的暫態(tài)過程，正確辨識出與穩(wěn)控系統(tǒng)策略表匹配的一次系統(tǒng)運行狀態(tài)，才能確保穩(wěn)控策略執(zhí)行的可靠性。為了解決上述問題，對L1、L2線功率突降ΔP滿足和低功率防誤2個信息進(jìn)行了優(yōu)化：

a)上述2個信息滿足經(jīng)2個周波的確認(rèn)，以躲過穩(wěn)控裝置計算功率所使用的最小時間窗；

b)上述2個信息一旦滿足則保持10個周波，并非整組內(nèi)一直保持，使得裝置能夠?qū)收线^程中采集的功率變化量進(jìn)行實時跟蹤。

經(jīng)過上述修改后，對該條策略重新驗證并針對性地設(shè)計多條試驗項目，穩(wěn)控系統(tǒng)均能夠正確按照策略表執(zhí)行，如圖1(b)所示，證明了優(yōu)化方案的有效性和可靠性。

2 穩(wěn)控數(shù)據(jù)采集量的有效性辨識與優(yōu)化

在穩(wěn)控裝置的設(shè)計中，其控制對象一般鎖定為裝置啟動前200 ms時刻的數(shù)值(穩(wěn)態(tài)值)，不考慮其在故障過程中的波動。但在部分應(yīng)用場合，由于特殊的系統(tǒng)接線方式、多重控制來源或連續(xù)控制等策略設(shè)計的要求，需要考慮故障過程中控制對象的投停和功率變化等情況，采取合適的數(shù)據(jù)取用原則，保證采集量信息的有效性。

如某電站裝機(jī)9×700 MW，機(jī)組序號為10—18，通過甲、乙、丙三回線送入換流站經(jīng)直流送出。當(dāng)三回線發(fā)生“N-2”故障時，需要根據(jù)事故前電站的送出功率執(zhí)行切機(jī)措施，預(yù)設(shè)的固定切機(jī)順序為18→15→12→16→14→11→17→13→10?；赗TDS實時仿真試驗系統(tǒng)模擬甲線“三永”故障跳甲乙雙回，穩(wěn)控系統(tǒng)策略正確動作；但經(jīng)多次試驗發(fā)現(xiàn)，部分試驗項目裝置切機(jī)并沒有按照預(yù)定的切機(jī)順序執(zhí)行。雖然切機(jī)量相同，但切機(jī)選擇有時為18、15、12、16、17號機(jī)組﹝圖2(a)﹞，有時為18、15、12、16、13號機(jī)組，具有一定的隨機(jī)性。

圖2 策略優(yōu)化前后的切機(jī)選擇組合對比Fig.2 Comparison of generation cutting selection before and after strategy optimization

根據(jù)穩(wěn)控裝置說明書中對切機(jī)原則的描述，電站三回出線與相應(yīng)機(jī)組為4/3接線配串，當(dāng)機(jī)組邊開關(guān)檢修時，出線跳閘會聯(lián)切掉同串機(jī)組。因機(jī)組與檢修開關(guān)的對應(yīng)關(guān)系組合過多，裝置軟件進(jìn)行簡化處理：裝置判別啟動前投運、啟動后停運的機(jī)組為出線故障跳閘聯(lián)切掉的機(jī)組，程序中將該機(jī)組的優(yōu)先級排序提前，供本地策略動作時切除，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生故障時優(yōu)先切除滿足上述邏輯的機(jī)組。

當(dāng)甲線發(fā)生“三永”故障時，電站母線電壓為0，根據(jù)RTDS錄波，10號、17號機(jī)組在故障過程中的功率快速跌落到最小約為0，如圖3所示；但機(jī)組電流在故障時遠(yuǎn)大于投運電流，所有機(jī)組均應(yīng)判為投運，裝置應(yīng)仍按預(yù)設(shè)固定切機(jī)順序執(zhí)行，不改變切機(jī)順序。

圖3 裝置動作時的機(jī)組功率錄波Fig.3 Power wave recording of the generators in case of device action

經(jīng)核查裝置軟件，發(fā)現(xiàn)在處理裝置判別啟動前投運、啟動后停運的機(jī)組時，采用的判別條件為：①事故前機(jī)組功率P≠0；②事故后機(jī)組功率P=0。同時滿足條件①和②，即認(rèn)為該機(jī)組已跳閘，并將其統(tǒng)計到已切機(jī)組，優(yōu)先選擇。在甲線“三永”故障時，若裝置計算的機(jī)組功率恰好為0，則滿足上述判別方法，優(yōu)先被選擇切除。由于機(jī)組功率P=0是一個確定值，沒有設(shè)計任何誤差范圍，且每次試驗時裝置采集和計算的數(shù)據(jù)均有細(xì)微的偏差，如圖3中雖然10號、17號機(jī)組在故障過程中的功率波形完全重合，但由于穩(wěn)控裝置功率計算的偏差，17號機(jī)組被優(yōu)先選擇切除，但10號機(jī)組卻沒被優(yōu)先選擇(沒有功率P=0的計算點)，由此導(dǎo)致了切機(jī)隨機(jī)性。目前現(xiàn)場穩(wěn)控裝置均為雙套配置，在最不利的情況下，雖然雙套穩(wěn)控系統(tǒng)計算的切機(jī)量近似，但切機(jī)選擇對象可能完全不一致，導(dǎo)致所有機(jī)組均被切除，造成極為嚴(yán)重的后果。

基于以上分析，穩(wěn)控裝置將上述判別的條件②修改為“事故后機(jī)組停運”，即電流和功率同時小于機(jī)組投運定值且經(jīng)延時，這樣就可以有效躲過故障過程中機(jī)組功率的波動。裝置軟件修改后，重復(fù)同樣的試驗，切機(jī)選擇18、15、12、16、14號機(jī)組，選擇正確，如圖2(b)所示；后經(jīng)大量重復(fù)性實驗，并對“單永”、相間和“三永”等多種故障形式進(jìn)行了驗證，裝置均能正確按照設(shè)定的順序切機(jī)，不再受故障中機(jī)組功率振蕩的影響。

綜上所述，在一次系統(tǒng)故障過程中，穩(wěn)控裝置判別元件運行狀態(tài)時，需要根據(jù)自身采樣和算法設(shè)計的特點，設(shè)置合理的門檻定值，并進(jìn)行適當(dāng)?shù)难訒r確認(rèn)，避免裝置誤判和控制策略執(zhí)行錯誤。

3 故障演化過程穩(wěn)控裝置動作時序配合與優(yōu)化

穩(wěn)控系統(tǒng)依賴于多個廠站間的穩(wěn)控裝置通過通信通道按照嚴(yán)格的動作時序?qū)崿F(xiàn)控制策略，在某些區(qū)域穩(wěn)控系統(tǒng)中，控制策略分散于多個控制站執(zhí)行，各廠站分別擔(dān)負(fù)不同的控制功能，在系統(tǒng)發(fā)生故障時，各廠站的策略需要協(xié)調(diào)配合，以達(dá)到最終控制效果的最優(yōu)化。在故障后的系統(tǒng)穩(wěn)定演化過程中，特別是直流近區(qū)交直流系統(tǒng)相互作用，可能導(dǎo)致穩(wěn)控系統(tǒng)的某些通用性判據(jù)不適用，需要根據(jù)實際情況對穩(wěn)控系統(tǒng)的邏輯和判據(jù)進(jìn)行全過程的分析和優(yōu)化，以確保穩(wěn)控系統(tǒng)的可靠性。

3.1 多控制主站故障時序配合

如圖4所示，某直流送端通過L1、L2雙回線接入送端交流電網(wǎng)。當(dāng)L1、L2雙回斷開后，直流與電廠1、電廠2進(jìn)入孤島運行。直流與主網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行時，L3、L4雙回“N-2”故障穩(wěn)控策略由電廠2穩(wěn)控裝置執(zhí)行，根據(jù)事故前電廠1、電廠2機(jī)組的出力執(zhí)行交替切2個電廠機(jī)組措施；直流孤島運行時，L3、L4雙回“N-2”故障策略由送端換流站穩(wěn)控裝置執(zhí)行，執(zhí)行限制直流功率措施。

圖4 直流送端一次接線Fig.4 Primary connection diagram of HVDC sending end

本文基于RTDS設(shè)計了一個多重故障，以驗證直流被動進(jìn)入孤島(L1檢修、L2跳閘)后L3、L4雙回“N-2”故障策略執(zhí)行的有效性，試驗項目見表2。

表2 L3、L4雙回“N-2”故障試驗項目Tab.2 Double line trip testing item of transmission lines L3 and L4

本試驗中電廠2和送端換流站穩(wěn)控裝置均未動作，穩(wěn)控策略拒動。經(jīng)分析：當(dāng)L2跳閘時，系統(tǒng)進(jìn)入孤島運行狀態(tài)，電廠2穩(wěn)控裝置實時判斷系統(tǒng)運行于孤島狀態(tài)不執(zhí)行切機(jī)策略；此時，送端換流站卻仍使用事故前系統(tǒng)方式，即聯(lián)網(wǎng)方式，也不執(zhí)行限制直流功率策略，相關(guān)時序如圖5所示。

圖5 穩(wěn)控系統(tǒng)動作時序Fig.5 Action sequence diagram of the strategy test for SSC

分析其原因，電廠2和換流站的穩(wěn)控裝置分屬不同的設(shè)備制造廠商，2個控制站對采集的數(shù)據(jù)信息和系統(tǒng)時序處理的原則不一致，使得在發(fā)生L3、L4雙回“N-2”故障時，2個廠站的穩(wěn)控裝置均認(rèn)為不屬于本站策略表內(nèi)容而拒動，系統(tǒng)失穩(wěn)。為了有效解決該問題，要求穩(wěn)控系統(tǒng)應(yīng)按照同一故障在同一主站處理的原則配置控制策略，該系統(tǒng)已在后續(xù)的升級改造中將L3、L4雙回“N-2”故障策略集中于換流站穩(wěn)控裝置，從根本上避免了上述問題的產(chǎn)生。

3.2 故障演化過程中交直流互相影響對穩(wěn)控策略的影響

如圖6所示，總裝機(jī)量為3 520 MW的電站1和電站2通過變電站1送出，變電站1有2個外送通道，一個是通過L3、L4送出到變電站4，另一個是通過L0線(雙回線的另一回檢修)送出到變電站3，同時，變電站1近區(qū)有兩回直流送出，有大容量的配套電源和地區(qū)電源。當(dāng)L3、L4雙線跳閘時，L0線容易過載，需采取切除電站1和電站2機(jī)組的控制措施。策略設(shè)計中，根據(jù)其他系統(tǒng)的設(shè)計經(jīng)驗，為了防止誤判L0線過載，L0線過載的輔助判據(jù)為：①L3、L4雙線跳閘或停運；②L0、L1、L2三回線事故后功率突增量大于事故前L3、L4雙回線功率之和的25%，其中L1、L2線功率方向為變電站1流向變電站2，即均為流出變電站1母線方向。

由此，基于RTDS模擬L0線單線運行，1 s時L3、L4雙回線“三永”跳雙回故障，動作時序如圖7所示。

FLC—頻率限制控制，frequency limit control的縮寫。圖6 系統(tǒng)接線Fig.6 System wiring diagram

故障后L0線瞬時功率大于4 000 MW，滿足過載動作門檻定值(3 200 MW)，同時L1、L2雙回功率方向為變電站1流向變電站2，輔助判據(jù)2個條件均滿足，5.8 s時L0線過載正確動作，按照策略切電站1和電站2共1 920 MW機(jī)組。

因切機(jī)量較大，系統(tǒng)頻率振蕩下滑至49.85 Hz以下，區(qū)域內(nèi)直流1和直流2的FLC功能動作，配套機(jī)組和地區(qū)電壓直流送出受限，只能經(jīng)由交流通道L1、L2送出，L1、L2雙回的潮流方向為變電站2流向變電站1，使得L0線再次過載；但由于L1、L2功率方向與輔助判據(jù)定義的方向相反，輔助判據(jù)的條件②不能滿足，L0線過載不動作﹝圖7(a)﹞。

圖7 L0線過載策略的動作時序Fig.7 Action sequence diagram of overload strategy of L0

以上問題說明在故障后系統(tǒng)穩(wěn)定演化過程中，設(shè)計過于機(jī)械化的判據(jù)有可能不滿足實際系統(tǒng)的需求，需要進(jìn)行動態(tài)調(diào)整。本案例中L0線過載已經(jīng)包含了輔助判據(jù)的條件②，重復(fù)設(shè)置可能導(dǎo)致故障后交直流系統(tǒng)的相互作用、潮流頻繁變化，使得輔助判據(jù)不滿足，因此可以取消輔助判據(jù)的條件②。

經(jīng)策略優(yōu)化后，重復(fù)上述試驗，穩(wěn)控裝置在第17.1 s正確判別L0線再次過載，追加切除電站1和電站2共640 MW機(jī)組，過載消除﹝圖7(b)﹞，驗證了優(yōu)化措施的有效性。

4 結(jié)論

基于RTDS的穩(wěn)控系統(tǒng)策略驗證試驗?zāi)軌蛲暾匦：朔€(wěn)控系統(tǒng)的故障時序識別與配合，發(fā)現(xiàn)裝置軟件中深層次的設(shè)計問題，并能夠基于試驗結(jié)果針對性地提出優(yōu)化改進(jìn)措施，提升穩(wěn)控系統(tǒng)的可靠性，可在后續(xù)新建或改造穩(wěn)控系統(tǒng)中推廣應(yīng)用。本文基于典型穩(wěn)控系統(tǒng)動作時序配合的案例，總結(jié)出穩(wěn)控系統(tǒng)軟件設(shè)計的部分經(jīng)驗和原則：

a)對于故障過程中變化量的計算，穩(wěn)控裝置軟件需要采用合理的防抖動和保持計數(shù)算法，以確保取用的變化量滿足策略表的設(shè)計要求。

b)在處理故障中元件投停門檻時，穩(wěn)控裝置的控制策略必須設(shè)計相應(yīng)的采樣誤差范圍，不應(yīng)簡單地將其量化為某一數(shù)值，并應(yīng)通過電流、功率或電壓等多重信息校驗。

c)穩(wěn)控系統(tǒng)多主站時序配合時，必須保證各站裝置同步啟動，對相同采集數(shù)據(jù)的處理保持同一原則，應(yīng)將同一故障的策略集中在一個控制站；在設(shè)計穩(wěn)控系統(tǒng)策略時，需要對已有通用判據(jù)重新進(jìn)行穩(wěn)定演化全過程的適應(yīng)性評估，以確保其可靠性。