电力系统稳定控制对策表的实时生成
| 0 引言 华中电网在地理上跨越河南、湖北、湖南和江西四省，并通过500kV直流输电线与华东电网相连，电网结构相对较弱。为提高电网暂态稳定性，华中电网应用了很多稳定控制措施和装置，如快速故障切除、带PSS的快速励磁机、电气制动、静止无功补偿器、自动切机切负荷装置、快速单相和三相自动重合闸等。 传统的暂态稳定控制(TSC)采用事先对各种运行方式进行离线计算得到的对策表。当有事故发生并可能导致系统失稳时，安装在不同地方的TSC装置将根据年初制定的对策表执行本地的(如切机切负荷)控制措施[1]。这种控制方式有如下明显的缺点：①仅湖北就有约300个控制装置，最多切负荷量达到1．1 GW，系统调度员很难找到在某一给定时刻下最合适的对策；②一些TSC装置必须根据不同的运行方式进行手动修改，这给系统调度员带来沉重的负担；③对策表的失配可能会造成严重的经济损失。 目前在一些电网中也有根据实时数据形成TSC对策表进行稳定控制，但主要限于单个发电厂及其出线。国内尚无用TSC装置控制整个电网的暂态稳定。华中电网和武汉大学合作研究了基于在线信息的TSC装置并将其应用于华中电网的运行。 实时对策表的生成是这个工程的一个重要部分。它采用“在线生成，实时匹配”的方法，比传统的离线对策表更有效、经济[2]。本文结合整个TSC系统对实时对策生成方法进行讨论。下文将对所开发的TSC装置的结构、算法以及试验结果进行详细讨论。 1 系统结构 TSC装置系统的主站用于产生对策表，放置于华中电网的调度中心。它共享由华中电网EMS经过状态估计后的实时数据。由这些实时数据构建动态数据库，并不断被周期性地刷新。另外，由网络的拓扑信息和一些电气元件参数信息(每个发电机、调速器、调节器、负荷、直流输电线和其他非线性元件的详细数学模型)构成静态数据库。动态数据库和静态数据库都存放于主站中；静态数据库可以手动离线修改。主站中整个软件包的核心模块是暂态稳定计算及通信模块；它根据在线实时信息和静态数据库中的信息对整个华中电网不断进行暂态稳定计算。新的对策生成后通过通信模块经电话线或微波系统传给每个TSC子站，并保证所有的TSC子站同步保存同一个对策表。 华中电网的10个TSC子站放置于控制点的附近，每个子站通过不断采集获取电网的电气量并对电网的暂态稳定性进行监测[3]。每个子站安装有1个工控机，并集成有采样模块、16位A／D转换器、通信端口和执行元件。每个子站所采集的电气量包括有功和无功功率、电压幅值和相角、开关状态以及继电保护信息；这些量都被打上同一个GPS时标。由主站传来的新的对策通过通信端门进入子站并被添加到对策表中。当某个事故发生后，子站的软件包将根据所采集的当地电网的实时运行信息搜索一个合适的对策；当对策需要执行时，执行元件就将具体的紧急控制作用到附近的执行对象上。切机、切负荷和投制动电阻可以分别在150ms，210ms和180ms内完成。可见对于保证整个电网的暂态稳定而言，主站和子站之间的配合至关重要。必须注意到，每当主站产生新的对策时，并不意味着要执行一条紧急控制。一旦网络拓扑或运行方式发生改变，主站软件包将对整个电网的暂态稳定进行重新计算，并判断是否产生新的对策。各区域子站只在电网稳定运行时才会接受新的对策。对策产生的越多，失稳条件的描述就越细；当运行方式改变时，需要主站计算的情况就越少；当事故发生时，所执行的紧急控制对策也就越准确。 2．1 与动态数据库的接口 动态数据库为主站中的软件包提供在线运行状况。大量的离线计算表明，华中电网的运行状况主要取决于以下3个方面：①葛洲坝水电厂的输出；②湖北省东部的负荷功率；⑧相邻省网间的功率交换。 根据这3个方面，可对华中电网的运行状况进行稳定控制目的的分类。例如，可以把运行状况分成几个“级别”，同一个“级别”的运行状况，其相同事故下对应的对策可以差别不大或者相同。这样，分类越细，“级别”越多；由于对策是根据每个“级别”形成的，因而对策也越准确。在系统生成初期，需要运行人员通过将不同的拓扑信息和运行参数结合起来形成运行状况分类的“级别”，并放在静态数据库中。例如，葛洲坝电厂输出每改变50 MW，湖北和湖南之间交换功率达到100 MVA，某500 kV输电线路正在检修等都可以作为划分“级别”的因素。 TSC主站在读入反映电网实时运行状况的数据后，就根据所读入的数据判断当前运行状况所属的“级别”。只有在当前的运行状况所在的“级别”发生改变，而且该“级别”没有相应的对策时，软件包才进行生成对策的计算。因而，平常只有在某些运行状况下，才会产生新的对策。大多数TSC对策在系统初始化后很短的时间内就已经产生。此外，运行人员可以通过在线对“级别”进行进一步的细化来优化TSC对策。 2．2 潮流计算 为缩短计算时间，采用快速解耦法。 严格地说，通过动态数据库得到的经过状态估计后的EMS数据，可以直接用于下面的稳定计算，而不必进行潮流计算。但有时在天气恶劣、线路或通信故障等情况下可能有一些远方节点的重要电气信息得不到。因而，为顺利进行稳定计算，程序必须保留潮流计算。由于各节点电气量离稳态位置偏离得不多，在几次迭代后都可收敛。通过潮流计算，同时也可以检验出一些坏数据。 2．3 预想事故集 根据《暂态稳定导则》，系统必须能在持续时间100ms至15oms之间三相对地故障情况下保持暂态稳定。传统的TSC对策的形成要遵循这条准则，对于其他不对称故障，所采取的对策就会变得相当保守。 TSC主站的软件包则考虑每条500kV线路以及220 kV联络线可能发生的各种故障方式。所有这些故障形成预想事故集，每个事故的持续时间由其所在线路继电保护的动作时间所决定。预想事故集可以包括双回线同时发生故障的情况。另外，软件包可以根据每个运行条件所对应的“级别”，分别制定相应的预想事故集，从而大大改善TSC所产生的对策。 2．4 稳定计算过程 虽然采用时域仿真进行暂态稳定计算比较耗时，但这仍然是描述系统稳定状况的最可靠、最准确的方法。实际中可以认为在某个确定时间间隔内，电网运行状况变化不大。在这段间隔内，TSC系统利用高性能的个人电脑就可以完成稳定计算，时域仿真可以进行到第3个摇摆周期；同时产生一组新的对策。图3给出了详细的稳定计算流程。 这里采用的计算模型和传统的稳定计算模型相同：①发电机采用5阶派克模型；②励磁调节器采用 4阶模型；③调速器采用4阶水、火电厂发电机组均适用的通用模型；④负荷采用包括恒定阻抗Z和电 动机的综合模型，并考虑静态特性；⑤静止无功补偿器采用4阶模型；⑥直流输电线采用2阶模型；⑦积分时间段可以从0 s～l s至0 s～5 s不等，并在计算过程中可以根据不同的中间结果和计算要求自动调整；⑧积分步长为10ms；⑨积分模型采用自适应欧拉算法(这里欧拉算法和隐式梯形法以及4阶龙格库塔法的计算结果差别不大，相对误差可以忽略，采用这种算法可以加快计算速度)。 在进行暂态稳定计算之前，预先设定好预想事故集，故障切除时间由相应线路的继电保护所决定。对每个故障切除时刻的中间计算结果进行存储，后面程序中如有完全一样的计算流程就可以直接取其结果，减少重复运算以缩短计算时间。从故障发生时刻起，积分1 s就可以仿真第1个摇摆周期系统的稳定情况。相对功角大于阈值(180°)的机组将被视为失稳机组，程序将这些机组的名字和地区同时存储起来作为下面产生TSC对策的一个考虑因素。 2．5 对策表的产生与匹配 系统扰动后，使系统保持稳定最有效的措施是切除失稳机组上的过剩功率。如果每个失稳机组都能由TSC装置控制，采用文献[4]所述的因子系数法来决定切机量及切机点是比较理想的。但这种情况不适用于华中电网，因为整个华中电网所能受控的机组在地理上、数量上都有规定和限制，并非所有失稳机组都是可切的，所以只能通过控制可控机组使系统保持暂态稳定。这种状况增加了快速生成优化对策的难度。 TSC主站在确定优化对策时，考虑了以下几个方面： a．离线仿真表明：为确保系统稳定，切机点的选择要比切机量的选择更为重要。我们对所有可控 (即事故时可以切除或部分切除)机组和负荷按地理位置分成不同的类别，并将分类信息存储于静态数据库中。在某个事故下搜寻对策时，与故障点越近的可切机组和负荷其优先级越高，越远的优先级越低；优先级高的先被选中，当优先级高的切机和切负荷的量不能满足暂态稳定控制需要时，才逐级选中优先级低的。这样产生的对策能确保在实际中可以被TSC子站执行。 b．可切机组中，惯性常数较小的具有较高的优先级。 c．可切负荷中，电压等级越低、负荷量越小，具有的优先级越高。 用公式表达如下：  其中，△Pi与失稳机组过剩能量相同；fGi，fLi、分别为可切机组和可切负荷的罚因子；PGni,PLni分别为可切机组和可切负荷从动态数据库中得到的实际可控的功率。 上式中，如果确定了f,△Pi，就确定了对策。这里采用逐步寻求某个适当数值的罚因子(即f的值)的方法逐步形成对策。具体过程是：TSC主站中软件包针对每个事故，每试探一个新的对策时，如果故障点附近的可切机组或负荷都已被选中的话，则罚因子数值逐渐加大以使一些新的可切机组或负荷加入该次对策中。下面的积分时间可以从故障切除时刻(该故障切除时刻的中间计算结果已被预先存储)开始，积分过程中如果发现在该对策下有机组失稳(说明该次对策不可行)则停止积分，进行下一个新对策的尝试；直至找到该事故的最终对策，使系统能在该对策下稳定。罚因子寻求的次数和对策的尝试次数视实际系统而定。此外,罚因子的大小也可以由调度人员手动确定。 模拟试验表明：虽然全网所有对策表的产生相对比较耗时，但总能寻求到一个比较优化的对策。针对华中电网16条500kV线路首末发生故障形成的预想事故集，在积分时间分别为1 s, 2 s，3 s时，产生一组对策所需的计算时间分别为141 s，189 s， 243 s(采用CPU主频为PⅢ550 MHz，RAM为 64 MB的PC机)。一组新的对策产生后将向各TSC子站进行广播(由各TSC子站的通信模块完成，约需200ms)，作为发生相应故障的实际执行策略。 每个TSC子站由前置机和后台机组成。前置机对电网模拟量和开关量进行实时采集；后台机负责对策表的匹配。对策表的匹配采用“实时匹配”方式，即当区域子站附近发生故障时，该TSC子站最先得到故障信息，并立即查找相应对策；这样就避免了故障信息先到主站，由主站做出决定后再传至子站并执行这样一个迂回的过程。由于此时仅仅是一个查找对策的过程，所以从保护动作到开出相应的对策在5ms内即可完成。例如对于三相短路故障，0 s发生，0．02 s继电保护动作,0．08 s继电保护返回，0．06 s断路器动作(三相断路器联跳)；这些继电保护和断路器动作信号经子站的开关量采集装置进入前置机。前置机将所采集到的开关量和模拟量进行 处理后传给后台机。该故障信息(故障类型、故障位置)被后台机循环检测程序检测后，后台机可根据当前电网的运行状况(由本地开关量和模拟量共同反映)在对策表(由主站在故障发生前很久就已传来)中查找该故障对应的对策，然后再将此对策传给执行装置予以执行。 3 试验算例 华中电网主网接线简图如图4所示。其中500kV主网在湖北和湖南形成2个环网；河南和江西则呈辐射状与主网相连接，电网结构相对较弱。华中电网的很多电厂，如葛洲坝水电厂、隔河岩水电厂、五强溪水电厂，位于电网西部；最多时有3 GW的功率通过352 km的长输电线送往东部负荷中心。而远方负荷中心仅有少量无功电源用来维持当地电压水平。当发生严重的紧急事故，由于功角失稳而导致主网解列时，整个系统将分为几个独立系统。在一些由不同电压水平构成的环网中，潮流有时变化很大。华中电网主网结构及某典型严重运行方式下潮流如图5所示，图中节点编号和实际母线名称对照见表1。限于篇幅，这里仅给出试验中某个预想事故集其中一个事故生成对策的一个简单算例。 预想事故：母线BUS2至母线BUS22支路在与母线BUS22距离1％处发生三相接地短路，该事故持续0．15 s。 对策生成过程：首先直接进行暂态稳定计算，计算故障发生后的3s内发电机功角摆动和系统稳定情况。图6给出了这段时间内各台发电机相对于平衡机的功角曲线。可见，在0s～3s内，Gen2失稳。在线实时计算程序根据故障类型、故障位置等信息，尝试设置的f,△Pi值，并生成扰动信息为在o．15s时，切除Genl的50％有功功率。在该扰动信息下再次对系统进行暂态稳定计算，以校验该措施是否可行；计算结果其功角曲线如图7所示。由图可知，该措施下系统可维持稳定。因此，计算程序判定该扰动信息即为在该类运行方式(所在的“级别”)下，发生该故障时相应的稳定对策。即在故障发生后o．15s时，切除Genl的50％有功功率。程序生成该条对策所需时间约6 s多。 4 结论 本文描述了所开发的华中电网暂态稳定控制系统(TSC)实时对策表的生成方法。基于在线信息生成对策，理论和试验均证明可行，并具有很好的可靠性和经济性。运行人员可以通过细分一些运行条件“级别”从而产生优化对策来控制电网的暂态稳定性。该TSC系统将大大提高电网的暂态稳定水平。 |
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