暂态功角多群失稳机制及基于广域支路响应的阻断控制_郑超.pdf

第 47 卷 第 2 期 电 网 技 术 Vol.47 No.2 2023 年 2 月 Power System Technology Feb.2023 文章编号：1000-3673（2023）02-0722-09 中图分类号：TM 721 文献标志码：A 学科代码：47040 暂态功角多群失稳机制及基于广域支路响应的阻断控制郑超，孙华东，牛振波（中国电力科学研究院有限公司，北京市 海淀区 100192）Transient Rotor Angle Multi-group Instability Mechanism and Fast Blocking Control Based on Wide Area Branches Response ZHENG Chao,SUN Huadong,NIU Zhenbo(China Electric Power Research Institute,Haidian District,Beijing 100192,China)1ABSTRACT:The transient rotor angle stability has the risks of multi-group instability mode.Once this instability mode occurs,there will be an extremely high risk of power system collapse.Firstly,a three-cluster generators equivalent interconnection model is established,and the electromagnetic power output characteristics and the mechanism of evolution into three-group instability mode are revealed when the rotor angle swing of the leading and the lagging groups increases after the two-group instability model occurs.Secondly,the distribution law of the voltage amplitude and phase and the characteristics of the voltage zero point migration are analyzed,and the developing process of the multi-group instability mode is analyzed.Thirdly,based on the identification of critical branch by the branch transient transmission capability(BTTC)index and its response characteristics,the blocking control strategy of three-group,multi-group instability mode and the control strategy of recovery are put forward.In view of the multi-cluster hydropower dispatch system and its severe fault impacts in Sichuan province,the simulation results show the effectiveness of the blocking and restoring control of the multi-cluster instability mode.KEY WORDS:rotor angle stability;multi-group instability mode;wide area branch response;branch transient transmission capability;critical branch;blocking control;restoring control 摘要：暂态功角稳定存在三群失稳和多群失稳模式，一旦发生电网崩溃垮网的风险极大。首先建立了三机群等值机互联模型，揭示了两群失稳模式发生后领先机群与滞后机群功角摆幅增大过程中，中间机群电磁功率输出特性及演进为三群失稳模式的机制；其次，解析了三群失稳模式下网络节点电压幅值与相位的分布规律以及电压零值点迁移特征，分析了 基金项目：国家重点研发计划项目(2021YFB240800)。Project Supported by National Key Research&Development Program of China(2021YFB240800).多群失稳模式演变过程；再次，基于支路暂态输电能力指数识别关键支路，并结合其响应特征，提出了阻断三群、多群失稳模式的主动解列控制和解列后的恢复控制策略。面向多集群水电外送系统以及严重故障扰动，仿真验证了阻断控制及恢复控制的有效性。关键词：功角稳定；多群失稳模式；广域支路响应；支路暂态输电能力；关键支路；阻断控制；恢复控制 DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2022.0559 0 引言 暂态功角稳定是威胁电网安全运行的重要形式之一1-4。预期到“碳中和”目标实现之际，交流输电仍是主干电网的重要结构形态，同步发电机也仍将持续发挥重要支撑作用，与此同时，诸如电力电子装备虚拟同步机控制等主动支撑技术的引入，功角稳定将会呈现新特性，因此，功角稳定相关问题仍会是电力学者和工程师的持续关切5-7。暂态功角稳定受开机方式、网架结构、故障类型与故障地点等因素影响，受扰冲击后机群之间会呈现出不同的组合摇摆模式，网络节点电压和支路电流、功率等电气量也将随机组功角摇摆动态变化。文献8-10针对暂态功角两群失稳模式，研究了系统量测电势幅值不等、全系统阻抗角不相同等场景下，失步中心的定位方法和振荡中心的漂移规律以及解列控制策略。大量的持续仿真均表明，失稳后机网相互作用引起电气量大幅波动，机群间相对功角差会呈现出多个无穷大间隙即发展演变为多群失稳模式。文献11研究了多频失步振荡场景下电压频率特性与失步中心变化规律，并针对频率波动的趋势差异提出失步中心定位方法；文献12分析了三频振荡下振荡中心的迁移特征，指出基于第 47 卷 第 2 期 电 网 技 术 723 相位角的失步振荡解列判据存在误判风险；文献13 则分析了基于 ucos轨迹、测量阻抗轨迹和视在阻抗角 3 种失步解列判据在多频振荡下的适用性，并表明各判据均存在误判可能。目前，已开展的围绕暂态功角多群失稳的相关研究，均是针对系统已呈现出的三群失稳既定模式，未能揭示该失稳模式出现的机制，亦未能提出可靠的控制措施。大扰动故障冲击后一旦出现机组三群乃至多群失稳模式，网络中电压电流等关键电气量在时间上呈现出的大幅波动特征，使电力电子等装备连锁反应加剧；失稳特征量在空间上呈现出的广域迁移特征，使现有就地控制措施难以有效应对。受这些因素影响，电网面临崩溃跨网风险。研究多群失稳规律以及降低其发生风险的控制方法，是保障电网安全稳定运行的重要课题，具有重要的理论意义和现实需求14-17。本文针对三机群等值互联系统模型，解析了领先与滞后机群功角摆幅增大过程中中间机群电磁功率变化特征，揭示两群失稳发展为三群失稳的模式演进机制，以及进一步发展演变为多群失稳模式的过程。以广域支路响应为信息源，基于支路暂态输电能力指数以及表征系统稳定性恶化的响应特征，提出了阻断两群失稳模式向三群、多群失稳模式演进的快速主动解列控制策略，以及提升解列后电网恢复能力的控制策略。面向多集群水电外送系统的仿真结果验证了所提策略的有效性。1 机组与支路失稳特征关联性 1.1 多群失稳模式分析的等值三机群系统 大扰动冲击后，空间上广域分布的机组受电气距离远近、转子惯量大小以及输出功率水平等不同的电气参数和运行参数的影响，机群之间将出现转速偏差进而呈现出功角相对摇摆，其结果或是在同步力矩作用下机群转速偏差减小功角聚合，表现出机群整体运动对应的频率稳定问题，或是在不平衡功率驱动下转速偏差增大功角分离，表现为机群相对运动对应的功角稳定问题。对于功角稳定问题，稳态运行时的一个同步机群将分离为两群，并存在进一步发展演变为三群乃至多群失稳模式的可能。为分析大扰动冲击下暂态功角稳定三群失稳、多群失稳模式的演化机制及进程，构建如图 1 所示的三机群等值系统。Gahead、Gbehind和 Gcenter分别为超前、滞后以及中间机群的等值机，Ea、Eb、Ec和a、b、c则为相应等值机的机端节点电压幅值和功角；Xa、Xb、Xc为各等值机与公共连接点之间的 EccEaaEbbXaXbXcUmmXcaXbcXabaXa(1a)XaGaheadGbehindGcenterGtmp 图 1 具备多群失稳模式特征的等值三机群系统 Fig.1 Three-machine system with multi-group instability mode 联系电抗；公共连接点的电压幅值与相位分别为Um和 m。此外，Xab、Xbc和 Xca为各机端节点之间的联系等值电抗，由星三角电路等效变换关系可知，其大小为 Xa+Xb+XaXb/Xc、Xb+Xc+XbXc/Xa和 Xc+Xa+XcXa/Xb。稳态运行时，各机群等值机输入电磁功率与输出机械功率相等，转子均以同一的额定转速同步运行，相对功角差维持恒定。以 Gcenter为例，其转子运动方程以及电磁功率随功角的变化率分别如式(1)和式(2)所示。2cccccmce2cacbcmcacbcabcdd=dd(sinsin)MMPPttE EE EPXX(1)cecacbcacbccabcdcoscosdPE EE EXX(2)式中：Pcm、Pce和 Mc为机械功率、电磁功率以及转子转动惯量；ca=ca、cb=cb为两等值机之间功角差。由式(1)和式(2)可知，当各等值机内电势 E 恒定时，影响功角摇摆过程中同步能力的关键因素为联系电抗大小。若各联系电抗基本相当且均较小，则较小的功角差 ca即可产生较大的电磁功率变化量以抑制偏差，系统不易发生暂态功角失稳，大扰动冲击后通常表现为机群转速趋同的频率稳定问题；若 XbXa、XbXc即 Gahead和 Gcenter电气联系紧密，Xca具有相对较小的数值，则两等值机之间较小的功角差 ca即可产生性质相反的电磁功率增减变化量以抑制偏差，因此 Gahead和 Gcenter维持同步能力强，通常仅存在两群失稳模式，难以演进为三群失稳模式。对于联系电抗基本相当的非紧密互联系统，等值机之间功率交换能力低，大扰动冲击下不平衡功率驱动领先机群与滞后机群间功角偏差持续增大的过程中，将改变其他机群的并网条件，并由此影响其机械功率与电磁功率的平衡，进而形成界于两机群之间的新失稳机群。724 郑超等：暂态功角多群失稳机制及基于广域支路响应的阻断控制 Vol.47 No.2 1.2 两群失稳向三群失稳的模式演进机制 对于图 1 所示三机系统，将领先机群等值机Gahead与滞后机群等值机 Gbehind再次聚合等值为一台机 Gequ，则对应的两机系统如图 2 所示，其中等值电抗 Xe为 XaXb/(Xa+Xb)，等值机内电势 Ee和功角e分别如式(3)和式(4)所示。由式(3)可知，ab为0和 180时，Ee分别达到最大值 Eemax和最小值Eemin，如式(5)所示，若 Ea=Eb、Xa=Xb则 Eemin=0。EccEeeXeXcUmmGequGcenter 图 2 领先与滞后机群聚合的等值两机系统 Fig.2 Equivalent two-generator system with leading and lagging cluster aggregation 2222baabbabaabeba2cos()E XE XE E X XEXX(3)abababeababab(coscos)arctansinsinE XE XE XE X(4)baabbaabemaxeminbaba+E XE XE XE XEEXXXX，(5)在图 2 所示两机系统中，由于聚合等值机内电势 Ee和功角 e随 a、b变化而变化，受此影响，等值机 Gcenter输出电磁功率 Pce也将动态变化，如式(6)所示，Pce的最大值 Pcemax如式(7)所示。Ea、Eb和 Ec分别取值 1.1、1.0、0.9pu，对应 Xa、Xb、Xc以下 3 种取值方案，考察 Pce及相关电气量变化特征，方案 1：0.05、0.2 和 0.2pu；方案 2：0.2、0.2和 0.2pu；方案 3：0.4、0.2 和 0.2pu。cecececesin()E EPXX(6)cabcemaxecabab()()EXXPEXXXX X(7)3 种方案下，以滞后机群等值机的 b为参考(b=0)，对应 a由 0增至 180，各等值机内电势变化轨迹、Ee幅值与相位以及 Gcenter输出电磁功率Pce的变化曲线如图 3 所示。由图 3(a)和 3(b)可以看出，随着功角 a增大，领先机群 Gahead和滞后机群Gbehind聚合等值机 Gequ内电势 Ee的幅值持续减小；相位 e则受机群间电抗 Xa、Xb、Xc大小的影响，随着 a增大，e或持续增加至 180，趋近 Gahead，或经先增后减达到 0，趋近 Gbehind，如图 3(c)所示。a由 0增至 180的过程中，考虑 Gcenter的功角 c恒定为 60，以及按 a/2、2a/3 随 a同步增长 3 种情况，Gcenter与 Gequ之间的功角差 ce，以及由式(6)计算得到 Gcenter的电磁功率 Pce如图 3(d)和 3(e)所示。一方面，Ee幅值降低，Pce的峰值会显著减小；另一方面，Ee的功角 e与 c的相对位置变化会使得 Pce出现负值。受此影响，中间机群将会因机械功率大于电磁功率而加速，形成介于领先机群和滞后机群之间新的失稳机群，即两群失稳模式演进为三群失稳模式。1.201.200.61.2Ex/puEy/pu012000.61.2a/()Ee/pu(a)内电势E变化(b)Ee幅值01200120a/()e/()0601201801200120a/()ce/()c=60oc=2a/3c=a/2c=2a/3c=a/2(c)Ee功角变化(d)Ec与Ee功角差04080120160404a/()Pce/puc=2a/3c=a/2方案方案方案(e)电磁功率PceaEcEe1Ee2Ee3EbE6018060180 图 3 聚合等值机相关电气量及 Gcenter电磁功率 Fig.3 Relative electric quantity of polymerization equivalent generator and electromagnetic power of Gcenter 2 电气量分布及电压零值点位置迁移 2.1 三群失稳模式下节点电压幅值分布 两群模式演进为三群失稳模式之后，各机群转子存在相对转速偏差，机群等值机之间功角差 ab、ac、cb均会在0,360内周期性变化。对于如图 1所示节点 m，利用叠加原理可得其电压如式(8)所示，式中 ka、kb和 kc分别为 XbXc/(XaXb+XbXc+XcXa)、XcXa/(XaXb+XbXc+XcXa)、XaXb/(XaXb+XbXc+XcXa)，在同步旋转xy坐标系下的相应分量Umx和Umy及相位角 m如式(9)(11)所示。bccaababcbcaabcaabbcccab =mXXXXUEEXXXXXXXXEk Ek Ek EXXX(8)aaabbbccccoscoscosmxUk Ek Ek E(9)aaabbbcccsinsinsinmyUk Ek Ek E(10)=arctan(/)mmymxUU(11)第 47 卷 第 2 期 电 网 技 术 725 由式(9)(11)可以看出，三群失稳模式下节点m 的电压幅值 Um与相位 m受节点与机群等值机电气距离、内电势以及功角等多重组合因素影响，且具有复杂的非线性关系。对应 1.2 节所述方案 1、2和 3，以滞后机群等值机的 b为参考(b=0)，对应a和 c分别由 0增至 360的 Um与 m大小变化如图 4 所示。可以看出，对应 a和 c的不同大小组合，幅值 Um会趋向近零值大幅波动；相位 m则在(180,180区间变化，对应 Um相量穿越 4 个象限。(a)Um的幅值012024036001202403602000200c/()a/()m/()01202403602002000100200a/()m/()(b)Um的相位000.51.001202403600120240360a/()c/()0120240360a/()00.40.8U/puU/pu 图 4 三群失稳模式下节点 m 电压幅值与相位变化 Fig.4 Voltage amplitude and phase of Um in three group instability mode 对应 1.2 节所述 Ea、Eb和 Ec大小以及 Xa、Xb、Xc 的 3 种取值方案，a和 c分别由 0增至 360，在同步旋转 xy 坐标系下节点 m 的电压变化轨迹如图 5 所示。可以看出，不同方案下节点 m 与等值机电气距离的差异，会使电压幅值变化呈现出不同特征，如方案 2 和方案 3 下电压变化轨迹穿越原点，方案方案方案10.60.20.20.61.01.00.60.20.20.61.0Um1UvcUvbUvaUm2a1Ea2Ec1Ec2EbE 图 5 三群失稳模式下不同方案对应的节点 m 电压变化轨迹 Fig.5 Voltage trajectories corresponding to different schemes in three group instability mode 对应电压幅值出现零值；方案 1 的电压幅值则始终大于零。此外，节点 m 电压与等值机内电势 Ea1、Eb1和 Ec1之间的垂足电压 Uva、Uvb和 Uvc，分别位于支路 Xa之外和 Xb、Xc之上。2.2 电压零值点位置的迁移特性 三群失稳模式下，节点 m 的电压幅值与相位随各机群等值机功角改变而复杂变化，在节点 m 与等值机之间的支路上，不同位置的节点电压亦将动态变化。以如图 1 所示 Xa支路为例，对应位置系数为a的节点电压如式(12)(14)所示。a取值范围为0,1。aaaaaaaj(1)mmUX IUEU(12)aaaaacos(1)xmxUEU(13)aaaaa=sin(1)ymyUEU(14)当节点 m 电压相量mU与某机群等值机内电势E 相位差达到 180，则电压零值点将位于两者之间的支路之上，以方案 1 为例，当 a=190、c=244时，m为 180与 Eb相量反向，对应如图 5 中 Ea2、Ec2以及 Um2所示。a和 c分别由 0增至 360，对应 Xa、Xb、Xc 3 种取值方案 1、2、3 的电压零值点位置如图 6 所示。可以看出，三群失稳模式下电压零值点位置具有如下特征：1）对于任意等值机功角组合即同一时刻最多仅存在一个电压零值点；2）对应等值机功角组合变化电压零值点位置将动态迁移，在 3 条支路上均可出现；3）电压零值点在 3条支路分别出现的次数以及出现的总次数，与内电势、联系电抗强相关；4）电压零值点在角度空间中的分布存在相对密集区。三群失稳模式下，电压零值点频繁出现和广域 0901802703600180360c/()09018027036001803600901802703600180360c/()010020030002000901802703600180360a/()c/()0901802703600180360a/()位于Ea与Um之间位于Ec与Um之间位于Eb与Um之间方案方案方案方案方案方案(a)Ea=1.1pu、Eb=1.0pu、Ec=0.9pu(b)Ea=Eb=Ec=1.0pu31次20次0次9次17次15次0次7次17次37次34次0次9次17次17次0次35次9次 图 6 三群失稳模式下不同方案对应的电压零值点位置 Fig.6 Position of voltage zero point corresponding to different schemes under three group instability mode 726 郑超等：暂态功角多群失稳机制及基于广域支路响应的阻断控制 Vol.47 No.2 迁移，将会使网络中出现大范围持续低电压，进而导致更多的机组因电磁功率输出受阻而加剧不平衡驱动功率，继而不断演化出新的失步机群并演变为多群失稳模式。三群乃至多群失稳模式出现后，诸如电压零值点等稳定特征量将呈现复杂的时空变化，难以准确定位和快速捕获，极难实施有效的稳定控制，电网面临崩溃跨网风险。因此，当系统失去功角稳定后实施快速的主动解列控制，阻断两群失稳模式向三群失稳模式演进，是降低电网崩溃风险的客观要求。3 基于 sBTTC 指数的阻断与恢复控制 3.1 简化支路暂态输电能力 sBTTC 指数 基于广域量测系统(wide area measurement system，WAMS)采集的响应信息，综合支路两端节点电压幅值以及相位差两方面因素，文献18定义了一种简化支路暂态输电能力(simplified branch transient transmission capability，sBTTC)指数如式(15)所示。利用式(16)可筛选识别具有最小指数值的关键支路 k，其 sBTTCk可量化表征功角稳定性恶化趋势(记为 IsBTTCk)。此外，式(15)中 Umi、Uni为支路i 两端节点电压幅值，i为两端节点电压相位差。sBTTCmn1cos()2+sin(|)iiiiiIU U(15)sBTTC1,2,argminiiNkI(16)3.2 阻断多群失稳模式的主动解列与恢复控制 在具有复杂网络拓扑结构的互联系统中，当机群间功角摆开时，网络中将对应出现两端节点电压相位差持续增大的多条支路，在机群失步时部分支路形成划分领先机群和滞后机群的网络割集19。文献20基于 sBTTC 指数，在指数值依次增大的 Nb条支路中筛选满足式(17)的准关键支路并与关键支路联合以定位主动解列割集，式(17)中 v为支路垂足电压位置系数，其值位于区间1,2时该电压位于支路之上。当存在多个可解列割集时，可采用稳态有功交换功率最小等优化选择原则确定目标解列割集(angle stability target splitting cutset，asTSC)(记为asTSC)如式(18)所示，式中 Lsc为割集SC中所包含的总支路数、Pscl0为SC中支路 l 的稳态运行功率、Nsc为可解列割集个数。v12(17)scscscasTSCsc 01,2,1argmin LlNlP(18)关键支路 sBTTCk指数 IsBTTCk具有随功角稳定性水平下降而单调减小特性，当其小于设定阈值asth，表明系统功角稳定性已显著恶化，结合关键支路 Pkk和 fkk变化趋势以及垂足电压幅值Uvk大小等其他可表征受扰严重程度的特征量，共同作为启动判据且在持续设定时间 Tcon内均满足该判据，可提升主动解列的可靠性，如式(19)(21)所示，式中 Pk、k、fk和 Uvth分别为关键支路有功功率、两端节点相位差和频率差以及支路垂足电压设定阈值。sBTTCasthkI(19)dd0,0ddkkkkPf(20)vvthkUU(21)此外实施主动解列后，被解列的电网中虽然发电机能够维持同步稳定运行，但受网架结构强度减弱以及潮流大范围转移重新分布等因素影响，部分节点电压可能持续偏低进而制约解列后电网恢复。解列后关键支路 IsBTTCk持续小于恢复期望值IsBTTCreq达到设定时延，则可切除关键支路 k 两端节点部分负荷以促使电压恢复提升，如式(22)所示。sBTTCsBTTCreqkII(22)对应上述阻断多群失稳模式的主动解列与恢复控制的策略流程如图 7 所示。图中，TFS为避免故障清除初始阶段电气量波动影响而设置的延时时间；t 为测量采样时间间隔；Flgas为是否已实施主动解列控制的标志；Treq为启动恢复控制所需持续满足式(22)的时间。需要指出的是，解列控制将引起较大的网架结构和潮流分布变化，由此可引起过电压问题进而威胁设备乃至解列后的系统安全，满足式(20)或(21)基于WAMS量测广域支路响应信息U利用式(15)(16)计算sBTTC指数并排序识别关键支路kt=t+t否否是满足式(17)故障清除超过TFS否是信息流执行流是提取一条具有次小sBTTC指数且满足式(17)的支路否是匹配到割集离线设定的可解列割集/不可解列支路搜索到割集单一割集利用式(18)优选解列割集否实施解列Flgas=1kq=kq+1kqNb是是是否否设定控制相关参数(TFS、asth、Nb、Uvth、Flgas=0、Treq)支路开断信息Flgas=0？是否满足式(22)且持续Treq切支路k两端节点负荷解列后的恢复控制是否 图 7 阻断多群失稳模式的主动解列及解列后恢复控制 Fig.7 Active splitting control to block the multi-group instability mode and recovery control after splitting 第 47 卷 第 2 期 电 网 技 术 727 为此考虑这些限制因素，通过离线分析或在线动态安全系统实时评估确定可解列割集，asTSC属于可解列割集，则执行主动解列控制。4 多群失稳快速阻断有效性的仿真验证 4.1 大型水电基地及多群失稳特性 多个大型水电基地经 500kV 主干输电网汇集与转送，将清洁电能供应 XN 地区负荷，并通过 FF、JS、BJ 以及 YZ 等多回800kV 特高压直流向 HZ、HD 电网供电。大扰动冲击下，XN 电网维持同步稳定运行不仅关乎本区域电网供电安全，还关乎受端HZ、HD 电网安全。SC 西北部地区多水电基地外送 500kV 交流输电系统如图 8 所示，JS 站是水电基地西电东送和 CB、CN 电力交换的枢纽电站，地位十分突出。LTSMEGSZGDDJKDYAJSJCXJZYBQSFZPPTJWCHBHJPHZYLWTXDYFLMXNCLPPZSMDGSLDLGXGJ水电基地JSY水电基地KS水电基地MSM水电基地切负荷站点环CD负荷中心关键支路准关键支路 图 8 SC 西北部多水电基地外送 500kV 交流输电系统 Fig.8 Power grid of multi-hydropower base in western Sichuan 对应 JS 站发生三相短路单相开关拒动的严重故障，即 JS-TX 500kV 一回线 JS 站侧 0.2s 发生三相短路故障，0.3s 故障线路两侧断路器开断 JS 站一相开关拒动，0.65s 后备保护动作开断 JS-GD 一回线路故障清除。因三相短路冲击以及开关拒动导致的持续单相短路，系统受扰冲击较为严重。对应上述故障，机组功角差以及 500kV 节点电压如图 9 所示。可以看出，“XGJ”“JSY”和“KS”三大水电基地机组首先加速，并波及 ZPP 机组以及北部“MSM”水电基地机组，作为领先机群功角快速增大。受功角摆动导致的电压跌落抑制其他机群电磁功率输出的影响，CB 地区的 LB 机组和 TZK 机组，以及 CN、XZ 电网机组相继加速，进而呈现出多群失稳模式，全网电压大幅振荡面临跨网威胁。同时，外送直流无法平稳运行，威胁受端电网安全。如图 9(a)所示，两群失稳模式演进为多群失稳模式发展十分迅速。在失稳初期尚未形成三群及多群失稳模式之前，快速定位对应两群失稳模式的网 01234567850050100150200250300t/s/()DGSLTSHZYMEGZPPTZKLBGA(a)机组功角差(以CQ机组参考)t=0.8s01234567800.51.0t/sU/pu(b)500kV节点电压024681012020406080100t/sP/100MW(c)跨区特高压直流功率JS直流FF直流BJ直流 图 9 严重故障冲击下多群失稳模式 Fig.9 Multi-group instability mode under severe fault impact 络割集并实施主动解列控制，将失稳机群与主网电气隔离避免机群之间功角持续增大和电网电压跌落，则有望阻断三群及多群失稳模式的出现，降低电网崩溃风险。4.2 阻断多群失稳模式演变的快速主动解列控制 4.2.1 大扰动后支路 sBTTC 指数及特征 对应图7所示阻断多群失稳模式的主动解列及解列后恢复控制策略，相关参数设定如下：Nb=10、asth=0.34、Tcon=0.05s、Uvth=0.3pu、Treq=2s、IsBTTCreq=0.8。上述 JS 站严重故障冲击后的系统 500kV 支路的 sBTTC 指数以及筛选出的 Nb条支路的垂足电压位置系数如图 10 所示。可以看出，具有最小指数值的支路为 JC-ZY 支路，在其指数值达到设定阈值asth=0.34 的 0.8s，sBTTC 指数大小依次递增的 Nb条支路中 JC-ZY 与 GD-JS、SZ-DJ、YA-XJ 以及BQ-DJ 均满足式(17)，即 1v2。JC-ZY 对应为关键支路，GD-JS、SZ-DJ、YA-XJ 以及 BQ-DJ 对应为准关键支路，其中JC-ZY、GD-JS、SZ-DJ、YA-XJ可构成解列割集，如图 8 所示网络拓扑结构所示。关键支路 JC-ZY 和准关键支路 GD-JS、SZ-DJ、YA-XJ 的支路垂足电压大小，以及 P-、f-特征 728 郑超等：暂态功角多群失稳机制及基于广域支路响应的阻断控制 Vol.47 No.2 00.511.522.530.800.511.52t/sv(b)筛选支路的垂足电压位置系数GD-JSJC-ZYYA-XJSZ-DJBQ-DJ 图 10 500kV 支路 sBTTC 指数及垂足电压位置系数 Fig.10 sBTTC index and v of 500kV branches 量如图 11 所示。在 0.8s 之后虽然关键支路垂足电压尚大于 Uvth=0.3pu，但 dP/d、df/d 已分别满足判据式(20)且持续时间超过设定确认时间Tcon=0.05s，此时表征系统稳定性已显著恶化，为此可启动主动解列控制。00.511.522.530.800.20.40.60.81.00.5t/sU/pu(a)解列割集各支路的垂足电压大小 02040600510152025/()P/100MW02040600.100.10.20.3/()f/Hzt=0.8st=0.8s(b)支路P-(c)支路f-JC-ZYGD-JSSZ-DJYA-XJ 图 11 割集中各支路稳定性相关特征量 Fig.11 Stability-related characteristic quantity of each branch in cutset 4.2.2 基于 sBTTC 指数及综合特征的主动解列 考虑通信及控制的 0.15s 延时，1.0s 实施主动解列控制，开断 500kV CJ-ZY 与 GD-JS、SZ-DJ、YA-XJ 支路，将领先的“XGJ”“JSY”和“KS”水电机群从主网解列。实施控制后，机组功角差、500kV 支路 sBTTC 指数以及 500kV 节点电压如图12 所示。可以看出，控制快速有效地阻断了两群失稳模式向多群失稳模式演变，主网机组的功角能够维持同步稳定运行。但值得关注的是，受解列控制后 XJ 电站失去水电外送支路支撑成为末端负荷电站，以及解列控制导致环 CD 负荷中心失去 CXB就近电源、主网潮流大量转移汇集等因素影响，部分支路 sBTTC 指数将因节点电压降低而下降。0123456780200400t/s/()解列后孤岛内机组解列后主网内机组(a)机组功角差(以CQ机组为参考)01234567800.40.81.21.6t/sIsBTTC解列后孤岛内支路解列后主网内支路解列支路(b)500kV支路sBTTC指数02468101200.40.81.2t/sU/pu(c)500kV节点电压XJJS 图 12 快速主动解列控制阻断多群失稳模式 Fig.12 Blocking multi-group instability mode by fast active splitting control 4.2.3 基于 sBTTC 指数的切负荷恢复控制 实施解列控制后，500kV 支路 sBTTC 指数如图 13(a)所示，筛选具有最小指数值的 XJ-JS 支路可准确定位低电压的 XJ 站和 JS 站，如图 12(c)所示主网 500kV 节点电压中，XJ 与 JS 站电压最低且持续低于 0.8pu。为恢复解列控制后主网电压，在实施解列且闭锁控制延时 1.0s 之后，当连续满足IsBTTCkIsBTTCreq，即式(22)达到 Treq=2s 对应的 5.1s时刻，实施切除 XJ 站与 JS 站负荷的恢复控制。控制后 500kV 节点电压以及系统频率如图 13(b)和13(c)所示。可以看出，解列控制及恢复控制后，主网电压与频率均能恢复至故障后可接受的状态。第 47 卷 第 2 期 电 网 技 术 729 01234567800.30.60.91.21.40.7t/sIsBTTC(a)500 kV支路sBTTC指数02468101200.20.40.60.81.01.2t/sU/pu切负荷控制(b)切负荷控制后500kV节点电压XJJS024681012101t/sf/Hz解列后孤岛内节点频率解列后主网内节点频率(c)500kV节点频率偏差 TX-LW 0.5630 TX-JS 0.5429*XJ-JS 0.5383 SZ-DJ 0.1890 JC-ZY 0.1524 YA-XJ 0.1330 GD-JS 0.0996 图 13 实施切负荷恢复控制后系统暂态响应 Fig.13 Transient response of power system after load-shedding recovery control 5 结论 1）领先和滞后两机群功角摆幅增大过程中，两机群等值单机的内电势幅度降低，功角则持续增大或先增后减。受此影响，中间机群的转速因输出电磁功率受限而加速，进而出现三群失稳模式。2）三群失稳模式下，在两两机群相对功角变化的一个周期中，网络中电压零值点即会多次出现，且其位置在空间上会动态迁移。电压零值点在空间上的动态迁移，将使更多机组因电磁功率受限相继加速，进而演变形成多群失稳模式。3）三群或多群失稳模式出现后，电压零值点等失步特征量空间上大范围迁移、时间上快速变化，基于就地信息的解列判据因存在误判、协同等问题难以保证可靠解列，电网极易崩溃跨网。4）基于 sBTTC 指数及表征稳定性恶化程度的特征量，识别关键支路和准关键支路定位解列割集实施主动解列控制，可阻断两群失稳模式向三群、多群失稳模式的演变。5）需要指出的是，广域量测存在误差、噪声以及延时，评估这些因素对阻断控制的影响及应对措施，是本文后续需要深入研究的工作。参考文献 1 孙华东，汤涌，马世英电力系统稳定的定义与分类述评J电网技术，2006，30(17)：31-35 SUN Huadong，TANG Yong，MA ShiyingA commentary on definition and cl