1、第31卷 第10期 电 网 技 术 Vol. 31 No. 10 2007年5月 Power System Technology May 2007 文章编号：1000-3673（2007）10-0001-09 中图分类号：TM714 文献标识码：A 学科代码：5206020 2006年电力系统调度自动化综述与建议 傅书逷 （中国电力科学研究院，北京市 海淀区 100085） Summary on 2006 Power System Operation and Control and Recommendations FU Shu-ti （China Electric Power Research
2、 Institute，Haidian District，Beijing 100085，China） ABSTRACT: In this paper publications on power system operation and control in IEEE PES General Meeting 2006 and CIGRE 2006 are summarized. It represents the state-of-art of power system technology, recent trend of research and development works in th
3、e world, and therefore it is very good and useful for our research and operation works. Main contents of this paper include: Dynamic Security Assessment (DSA), Wide Area Measurement System (WAMS) and Wide Area Control System (WACS), System restoration after a blackout. Some recommendations concernin
4、g research works in the near future are given in the conclusion. KEY WORDS: power system operation；power system control；DSA；WAMS；WACS；system restoration 摘要：IEEE PES 2006 年度学术会议和国际大电网会议(CIGRE)2006 基本上代表了当今电力技术的最高水平和最新研究方向，其论文集对我国电力系统运行和科研工作有较高的参考价值。本文对上述2个会议的论文集进行了综述，主要内容包括动态安全评估、广域量测系统、广域控制系统、系统恢复等方
5、面的研究现状介绍与经验总结。最后结合我国电力系统调度自动化方面的实际情况提出了一些建议。 关键词：电力系统运行；电力系统控制；动态安全评估(DSA)；广域量测系统(WAMS)；广域控制系统(WACS)；系统恢复 0 引言 本文主要是根据2006年IEEE PES 年度学术会议和2006 年国际大电网会议(CIGRE)的论文集而编写的。这 2 个学术会议基本上代表了电力技术的最高水平和最新研究方向，其论文集对我国电力系统运行和科研工作有很高的参考价值，本文将对论文集中的电力系统调度自动化部分进行整理、评论和综述，希望能为我国电力系统工作人员提供参考。 近年来国外连续发生了多次大停电事故，如200
6、3 年美国加拿大“8.14”大停电事故，2003年意大利“9.28”大停电事故和 2003 年瑞典丹麦“9.23”大停电事故等1-2，这些事故重新引起了电力系统运行人员和科研人员对防止大停电事故的研究兴趣。最近国内外发表了大量研究防止和减小大停电危害的文章，其重点包括动态安全评估(dynamic security assessment，DSA)、广域测量系统(wide area measurement system，WAMS)、广域控制系统(wide area control system，WACS)以及缩短停电时间的恢复控制或恢复计划(restoration planning)，下面将对上述
7、研究方面的最新研究成果进行简要介绍。 1 动态安全评估 1.1 概述 大停电事故的发生往往是由于某些偶然事故(如1回线跳闸或1台发电机事故)甚至某些保护装置误动所引起的。但随着事故的扩大，最后往往发展成功角稳定或电压稳定的破坏，从而造成大面积停电，由此引起的关于DSA的研究一直倍受关注。值得注意的是，随着计算机技术的发展，在线动态安全评估已在一些电网得到了实际应用，目前已经或正在实现在线应用的国家有加拿大、美国、巴西、爱尔兰、希腊、葡萄牙、芬兰、澳大利亚、新西兰、马来西亚、日本2、意大利3和中国等4。因此，该项技术有可能成为电网控制中心防止大面积停电和保证电力系统安全可靠运行的重要工具之一。
8、1.2 对在线DSA的技术要求 为实现 DSA 的在线应用必须满足以下比离线应用更为严格的条件： （1）实时数据。 这些数据必须来自能量管理系统(energy management system，EMS)的状态估计，但往往比PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 2 傅书逷：2006年电力系统调度自动化综述与建议 Vol. 31 No. 10 状态估计提供的模型规模更大，包括发电机模型、负荷模型及外部网络模型等，而且要经常维护。根据经验可知，这是实现 DSA 在线应用的最具挑战性且最复杂的任务之一。 （2）计算速度。 提高计算速度是多年来研究在线 DSA 的奋斗目标，
9、但DSA的在线应用除要求计算速度快以外，还必须可靠。到目前为止已知的直接法(如扩展等面积法 EEAC、基于稳定区的主控不稳定平衡点法BCU 和势能界面法 PEBS 法)都不够可靠且不能完全取代经典的时域仿真法。有些电网采用12种直接法仅用于故障筛选，多数电网是直接用时域仿真法。一般认为1030 min的计算周期还是可以接受的，在有些情况下计算速度还需要与其他功能配合，如市场运行计划或其他特殊保护与自动装置(special protection system，SPS)的要求等。 （3）计算机处理能力。 计算机处理能力取决于1个计算周期内要处理的功能的数量，如校验预想故障次数、计算联络线输送计划次
10、数、确定SPS设定值的数目以及要分析的事件类型等。 （4）可靠性。 DSA在线应用的可靠性与其用法有关。如果是常年连续应用则要求其可靠性与其他 EMS 高级应用软件(如状态估计、安全分析)相同，必须考虑程序和数据的备用与存档及硬件故障时的切换。如果DSA还包括控制功能(如远方切机与切负荷)则对其可靠性要求更高。如果 DSA 只是偶然使用，则对其可靠性的要求可以适当降低。 （5）可维护性。 由于 DSA 的数据量庞大且硬件复杂，因此必须易于修改与维护。当修改数据及软件或维护硬件时，停机时间必须最短。 （6）人机接口友好。 由于DSA的使用人员大都不是计算机软件方面的专家，如系统调度员、运行工程师
11、及控制中心领导等，因此DSA软件的操作必须简单，显示画面必须容易看懂，同时尽量采用最新的可视化技术。 1.3 在线DSA的实践经验 1.3.1 计算方法的选择 （1）一般说来，采用的数学方法愈简单则效果愈好，因此应避免采用过长或过分复杂的数学公式及未经实践验证的数学方法，也不应采用过于简化且不精确或不可靠的方法。 （2）要优先选择经过验证的技术，要谨慎对待新提出的只经过简单例题验证的算法。 （3）如果可能的话，在线DSA要尽量采用与离线DSA相似的算法，以便互相验证。 （4）对数据的要求要合理，不能过分复杂。 常用的在线DSA算法如表1所示。 表1 在线DSA的常用算法 Tab. 1 Solu
12、tion methods for online DSA 应 用 计算方法 电压稳定分析 基于潮流的P-V法(稳态)、时域仿真(动态) 确定电压崩溃区域 潮流计算Jacobian矩阵上的模态分析(modal analysis) 暂态电压变化(升/降)分析 时域仿真 暂态稳定分析 直接法(故障扫描)、时域仿真(详细分析) 低频振荡的监视 监视遥测值、时域仿真、 线性化动态模型上的模态分析 稳定极限 潮流分析、P-V法、 时域仿真及模态分析的组合 紧急控制 以上几种方法的组合 1.3.2 外部系统等值 一般的监视控制与数据采集(supervisory control and data acquisi
13、tion，SCADA)系统只能观测一个大系统的一部分，通常只限于本控制区。但是系统的暂态分析与外部系统的动态性能密切相关，因此必须有一个可以接受的外部等值才能求出正确的结果。通常这个外部等值可用离线方法求得，然后再与实时模型合并。该等值必须根据运行情况的变化在一天内求出几个典型值，并在适当的时段更换新的外部等值模型。最好能采集到所有外部系统的状态估计值，这样可以得到准实时的电网模型以便改善计算精度，此时可不需要外部等值。 1.3.3 实时数据间的配合 实时数据间的配合是在线DSA应用中的特有问题，潮流计算中的动态设备表示必须与DSA计算中的动态设备表示一致，否则会导致错误的结果。每个节点的编号
14、或代号在上述 2 个程序中必须一致，特别是在潮流计算中，有时 2 个节点会合并成一个节点或反之，在DSA程序中必须能够做同样处理。最好以潮流计算的代号为主，其他程序的数据都通过一个翻译程序映射到这个主代号。目前用公用信息模型来定义动态数据还不够成熟。 1.3.4 计算结果的显示 根据经验可知，调度员总是希望有一个非常清楚且简单的高级画面来显示每个 DSA 计算周期的重要结果。调度员面前已经显示了 EMS 应用的各种信息，所以没有必要显示过分详细的不重要的DSA信息。应当给调度员显示最重要的信息，使调PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 第31卷 第10期 电 网 技
15、 术 3 度员可以很方便地在主菜单上选择显示其所需要了解的细节。关于在线电压安全评估(voltage stability assessment，VSA)和暂态安全评估(transient stability assessment，TSA)的主画面可参见文献2。 1.3.5 DSA系统的开发及其与EMS的连接方式 DSA系统与EMS的连接方式有2种，即集成式和外接式。集成式又称嵌入式，即把 DSA 软件作为高级应用软件的一部分嵌入到 EMS 软件中，其使用和维护都与 EMS 及其他应用一样，因此比较方便，但这种方式只能由EMS的供应商来提供。外接式就是DSA系统与EMS完全独立，EMS的实时数据
16、经过转换通过一个接口(或数据平台)送给DSA系统，DSA的结果再经过转换送回到EMS。用于大型电网且需要采用并行计算法加快运算速度的 DSA 可能需要这种方式，其好处是只要有适当的实时数据就可以连接到任何EMS。 1.3.6 DSA核心软件包的构成 DSA 软件包是由几个最尖端的软件工具组成的，这些软件工具既适合于在线应用，也适合于离线应用，并且可以自动生成在各种假想故障下的稳定评估结果。如果电网规模较大且希望用较短的计算周期时，还可以采用分布式计算。DSA核心软件包主要由以下软件工具组成： （1）电压安全评估工具。电压安全评估工具(VSAT)是基于潮流计算的稳态电压安全评估工具，包括P-V
17、曲线和潮流的Jacobian矩阵模态分析，可用来分析基于电压稳定、电压升/降、热过负荷和无功备用判据等系统性能。 （2）暂态安全评估工具。暂态安全评估工具(TSAT)是综合分析暂态稳定的仿真工具，其基本分析方法包括非线性时域仿真和暂态安全指标计算。该软件可评估基于暂态稳定、系统阻尼、暂态电压和频率漂移等计算的系统性能以及继电保护整定值的裕度。 （3）小信号分析工具。小信号分析工具(small signal stability assessment tool，SSAT)是采用特征值分析法分析小信号稳定的线性动态仿真工具，该工具本来是用于离线规划分析的，但在系统特定运行方式下的某些假想故障计算中，
18、SSAT 的在线功能还是很有用的。 （4）DSA管理程序。DSA管理程序是在EMS和 DSA 在线安全评估应用工具之间的唯一接口，为控制和管理在线 DSA 提供了一个友好环境和一个能看结果的全图形支持功能。 （5）DSA监视器。DSA监视器可允许被批准的远方用户通过网络查看DSA的结果。 在线DSA核心软件包的框图见图1，可见每种DSA 工具都采用客户服务器通信方式，各种工具都由 DSA 管理器统一管理。DSA 管理器安装在DSA客户机上，DSA服务器(即DSA管理器的一部分)在DSA客户机上运行并管理所有DSA的活动。 计算服务器 TSAT 客户端 VSAT 客户端 TSAT 服务器 VSA
19、T 服务器 VSAT 服务器 TSAT 服务器 DSA服务器 DSA管理器 用户工作站 在线TSAT+ VSAT+SSAT DSA监视器 数据服务器 EMS数据准备 工具 DSA客户端 图1 在线DSA的典型结构 Fig. 1 Online DSA architecture EMS 通过接口向 DSA 提供经过 SE 处理过的潮流快照精确结果，由EMS提供的其他数据(如假想事故、网络接线状态和线路传输限制条件等)经过EMS 上的数据准备工具送来。DSA 服务器从数据服务器上取出EMS送来的数据，生成VSAT/TSAT的有关数据文件，然后把计算任务分配给指定了任务(VSAT/TSAT)的所有计算
20、服务器。计算服务器将完成这些计算并将结果送回到DSA客户，DSA 服务器负责处理并对结果进行显示和存档。用户可通过DSA监视器在任何与DSA服务器联网的工作站上查看DSA结果。 1.4 在线DSA的应用实例 PJM联合输电系统是北美最大的输电系统，其总装机容量为165.738 TW。PJM的EMS模型包含 13 548 条母线，2 459 台发电机组，不久将发展到25 000条母线和 3 000 台机组。由于暂稳安全约束条件的限制，往往不得不限制一些关键输电线的传输容量，所以PJM安装了一套实时暂态稳定分析和控制系统(transient stability assessment and con
21、trol，TSA&C)，以改善PJM系统的安全和经济运行状况，该系统已在2006年夏季投入商业运行。TSA&C的特点是采用2种直接法(EEAC和BCU法)进行故障筛选，采用时域仿真法进行精确计算。每次采样(snapshot)计算3 000个故障方式，根据其中20个关键故障方式求出 10 条输电线路的暂态安全极限。PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 4 傅书逷：2006年电力系统调度自动化综述与建议 Vol. 31 No. 10 TSA&C 的计算周期是 15 min，在计算时还可给出稳定指标以便评估系统的稳定程度，根据稳定指标可以提前结束计算(只要能确定系统肯定稳
22、定或肯定不稳定即可中止计算)。在TSA&C软件包中还包含一个预防控制模块，在计算过程中发现不安全的故障方式时可自动求出一个有功再调度方案以保证系统安全。TSA&C的硬件系统包含14台子服务器其中的10台用于计算，2台作为DSA客户机，另外2台作为离线计算和备用。 1.5 离线DSA的研究 目前对于离线 DSA 的研究比较活跃，其中有关稳定区的论文较多5-8。文献9提出了一种基于小波频谱分析的稳定监视方法，该方法对 WAMS送来的实时信息进行处理并得出结果10。该方法的基本思路是监视振荡模式的时间频率变化情况，以检测出在本控制区内部或外部发生的故障和振荡的模式。如果检出系统有异常情况，则利用文中
23、提出的基于非线性规划的优化动态控制方法来切机、切负荷和快速无功再分配，从而防止事故的扩大。控制方案要保证暂态轨迹能够避开距离保护的动作区，以防止越级跳闸。为节省篇幅本文略去了基于非线性规划的优化动态控制法的数学模型和求解步骤(详见文献9)。 文献9以意大利2003年9月28日大停电的仿真计算为例证明了如果应用该法可防止事故的扩大。在2006年9月28日上午3:01，第1次故障发生在瑞士Mettlen-Lavorgo的380 kV线路上(单相接地)，线路跳闸后自动重合失败。根据仿真计算结果，在西西里 Sorgente(距故障点 1 000 km)母线上的电压变化和 Morlet小波图形如图 2、
24、3所示。由小波图可见发生了2种振荡模式，1.0 Hz和0.5 Hz。1 Hz是典型的机电振荡模式，发生在本区(意大利国内)电网。0.5 Hz是意大利电网与UCTE(欧洲联合电网)之间的低频振荡。其他振荡模式很快就衰减了，但低频模式反而有变坏的趋势。 第2次故障(上午3:25)发生在瑞士的Sils-Soazza 380 kV 线路上，随后开始了一系列相继跳闸和大停 1 电压幅值/pu时间/s 1.013 5 1.014 0 1.014 5 1.015 0 0 1 2 3 4 5 6 1.013 0 图2 Sorgente母线的电压(3:01 a.m.) Fig. 2 Voltage magnit
25、ude at bus Sorgente(3:01 a.m.) 频率/Hz 时间/s 0 1 2 3 4 5 0 1 2 3 4 5 6 0.0 1.0 2.0 3.0 图3 Sorgente母线电压的Moclet小波图(3:01 am) Fig. 3 Morlet wavelet of the voltage at bus Sorgente (3:01 a.m.) 电事故。图4、5显示了第2次故障的仿真计算和光谱分析结果。图中又出现了1.0 Hz 和0.5 Hz的振荡模式，0.5 Hz的振荡模式要比第1次故障时增大了将近 1 倍，这说明此时已发生了严重的过负荷与跨区的低频振荡，必须向调度员发出
26、警示，建议启动优化动态控制程序计算出控制措施并立即执行(此时还有20 min的时间进行仿真计算和启动SPS，时间是足够的)。紧急控制程序的计算结果建议在都灵地区切掉350 kW的负荷，同时投入250 Mvar的无功。在图6上示出了意大利4条380 kV母线的暂态电压。虽然都灵地区的电压有所降低，但避免了电压失稳事故。图 7示出了装在Albertiville的距离保护的视在阻抗，在切除了Albertiville-La Coche线路后，距离保护视在阻抗的轨迹躲过了动作区。 文献9看起来很有趣且具有启发性，运用该文献所建议的方法在理论上可以防止意大利 2006 年 时间/s 1.012 0 电压幅
27、值/pu1.013 0 1.014 0 1.015 0 1.016 0 0 1 2 3 4 5 6 1 图4 Sorgente母线上的电压(3:25 am) Fig. 4 Voltage magnitude at bus Sorgente (3:25 a.m.) 频率/Hz 时间/s 0 1 2 3 4 5 0 1 2 3 4 5 6 0.0 1.0 2.0 3.0 1 6 7 4.0 5.0 图5 Sorgente母线电压的Morlet小波图(3:25 am) Fig. 5 Morlet wavelet of the voltage at bus Sorgente (3:25 a.m.) P
28、DF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 第31卷 第10期 电 网 技 术 5 时间/s 0 1 2 3 4 5 6 0.0 0.4 0.8 电压幅值/pu图6 跳开Albertville-La Cocbe线后的暂态电压 Fig. 6 Voltage transients following the tripping of Alberville-La Cocbe 2.0 1.5 1.0 0.5 0.5 1.0 1.5 0.0 0.5 1.0 t=0+ t=0 X/pu R/pu 图7 在Albertville-Rondiss 1上的距离保护视在阻抗 Fig. 7 Beh
29、avior of distance relay at Albertville-Rondiss l “9.28”停电事故的扩大，但这毕竟是仿真计算的结果，要真正实现在线控制还需要做大量的研究工作。 2 广域测量系统与广域控制系统的应用 2.1 概述 研究大面积停电问题时，WAMS和WACS的作用是不可替代的，其内容包括事故后分析和紧急控制。以下将分别介绍这两方面的经验与研究成果。 2.2 事故后分析 大电力系统的运行非常复杂，针对大系统内发生的大面积停电事故的分析更是极端复杂。像北美 “8.14”这样的大停电事故需要根据大量的事故记录(包括事故记录仪、继电保护动作信号、SCADA/ EMS的事件
30、记录及部分WAMS数据)，由几百名专家和工程师分析几个月才能总结出事故的原因并提出改进措施11。如果没有WAMS，即使有更多的专家花更长的时间也难以把大事故的过程完全研究清楚。因此，WAMS的功能是其他设备难以取代的，具体原因如下： （1）WAMS的精度可以达到1个点/s，幅值误差小于0.1%，可以记录暂态电压或其他波形，还可量测相距上千公里的两点之间的相角差。 （2）可通过GPS同步来精确测出各断路器的跳闸顺序与时间。 （3）可以连续记录，事故后可查出事故前的系统状态是否异常。 （4）由于速度快，因此可在稳定控制和电压控制中起重要作用，有助于防止事故的扩大。 在事故后分析方面的经验和建议包括
31、： （1）从事故后分析的经验来看，最重要的是大停电后记录事件过程的手段应更加完善。如校准记录仪器(特别是时间的同步)、标准化表格以及确定哪些数据必须在扰动后自动优先发送的软件，以便调度员可迅速掌握最重要的信息。此时不应等待正常的扫描呼叫周期，这样会延缓处理事故的时间。 （2）要设计一个用于分析大停电事故的数据仓库(data warehouse)。必须事先对事件的信息规定统一的格式并按其重要性分类，同时还应带有帮助查询的标记或时标。要设计好发送、接收和记录这些信息的管理软件，使得处理从不同单位和不同地点报来的大量信息的工作量可以大大减少。 （3）采用自动事故报警方式能很快地收集和整理有关信息，大
32、大减少大规模事故分析的工作量，特别是在涉及多个单位的情况下。发电机与线路的日常信息应存储起来以备以后分析时用，所有数据格式、交换规约及保密约定等都必须事先约定好并经过测试。完成这些工作后，大停电事故数据的收集只需要几个小时，而不是几周甚至几个月。 （4）有时在事后往往会发现，屏幕上的数据中隐藏着一些系统运行异常的迹象，此时系统本身的性能也变得愈来愈差。有时调度员会觉察到这种系统变得容易受扰动的迹象，但是既没有解释这种异常迹象的方法，也没有应如何处理的规定，因此往往不能对该迹象进行及时有效的处理。 （5）必须强调开发和安装用于提高测量和监视系统性能的信息网络的必要性，需要研究和开发能从系统量测信
33、息中抽取有用信息的先进数学工具，以便及时有效地处理相关信息。具备了先进的监视和评估系统性能的工具，即可大大减少发生灾难性大停电事故的可能性。 （6）WAMS 的快速性和精确性使得快速稳定控制和电压控制成为可能，同时也有助于故障后系统的恢复。 2.3 广域控制系统 DSA主要是根据假设的故障进行评估，如果故障后系统不稳定再提出消除故障的措施。但实际的故障千变万化，难以完全估计到。WACS 主要是利 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 6 傅书逷：2006年电力系统调度自动化综述与建议 Vol. 31 No. 10 用PMU 的快速性在故障发生后的一瞬间做出判断、决策
34、并发出控制命令，以防止事故扩大。目前已实现WACS和正在准备实现WACS的电网有日本中部电力公司12、加拿大Hydro-Quebec电力公司13，美国西部联合电网(western electric coordinating council，WECC)14和俄罗斯远东联合电网15。其中美国 WECC与加拿大Hydro-Quebec经验比较多。WECC的主要工作是在 BPA 水电局做的。BPA 自1988 年开始安装 PMU，到 2005 年底已安装了 56套，十几年来在电网安全监视方面做了许多工作。例如从1996年8月10日的相角记录图(图8)可见，在系统解列前约5 s左右Grand Coule
35、e-Malin之间的相角差已开始变大。 Malin-Round Mountain Grand Coutee-Malin 15:48:40.00 Coistrip-Broadview Coistrip-Grand Coutee 15:48:48.00 15:48:56.00 0 12 3 0 60 120 传输功率/GW时刻 时刻 15:48:40.00 15:48:48.00 15:48:56.00 电压相角/() 注：High Coulee-Malin的相角差变大并振荡。 图8 美国西部系统1996年8月10日的PMU记录 Fig. 8 Phasor record of system sep
36、aration of Aug. 10, 1996 （1）通信系统。 所采用的标准通信系统包括模拟与数字通道(话音级)及宽带网络，通道的延迟为20110 ms，从量测到应用的总时延最小为 35 ms，非常适用于实时控制。经测试可知其可靠性超过0.99，基本满足控制的要求。 （2）正在开发中的WACS系统。 美国西部电力系统基本上是从西北部经太平洋联络线向西南部送电。如果西南(加州或亚利桑那州)的某大电厂突然断电就会使联络线过负荷，进而引起西北对西南发生振荡，如Palo Verde双回线在全负载(2.7 GW)时若因故障断开则将引起南北联络线发生振荡。典型的振荡周期是1/3 Hz或3周波/s，当西
37、南部某台大发电机掉闸时西北电网的功率将在1.5 s时达到顶峰，因此最理想的控制时间应当是在0.75 s以前。BPA 已把所有关键量测量都转移到直接数字通道，总时延为 60 ms，再加上跳闸命令传输和执行跳闸的时间50 ms及数据处理和输送时间60 ms，可知总延时为170 ms与控制决策时间之 和。接收每个数据需要2周波，再加上2周波确认时间(67 ms)，总共控制过程的延迟为237 ms。 快速稳定控制方案是根据假设南方某台发电机掉闸就会引起联络线上电压摇摆(见图9)制定的，在振荡中心附近装了10台PMU以测量母线电压，这 10 处电压经过加权平均后如果超过给定的门槛值就向西北部的某个发电厂
38、送出一个掉闸命令，同时在联络线上投/切一组电抗器或电容器。采用该控制方案后，即可把联络线的稳态输送功率从4.7 GW增加到5 GW。 1.20 0.80 0.90 1.00 1.10 0 4 8 12 16 20 Malln Ollnda Coulee Pearl John Day 时间/s 电压幅值/pu注：此时太平洋联络线送5 GM，WACS控制功能动作。 图9 Palo Verde双回线(2.7 GW)跳闸时的BPA电压摇摆 Fig. 9 BPA voltage swing for a double Palo Verde outage (2.7 GW) （3）电压控制方案。 电压控制方案
39、就是监视联络线电压并给出为联络线提供无功支持的发电厂总的无功出力。在控制器内存有总的无功容量，采用一个模糊逻辑推理机来比较联络线的实时电压与正常电压以及量测的无功出力与无功容量。如果电压下降而系统达到无功极限时，控制器将根据情况投/切电抗器、电容器或切机。利用模糊逻辑的方案比传统的门槛值方案更灵活。 （4）相角和频率测量。 当系统中某台大发电机掉闸或跳开一个大的负荷(如断开Palo Verde双回线)时，会产生一个较大的局部频率波动。此时联络线两端的相角将发生变化，各机组会使联络线功率再次平衡。由于必须将南北两侧的机组出力调整到新的稳定状态，因此会引起更多的功率波动。一个能快速检测频率变化及精
40、确测量相位差的控制器可以提供稳定广域扰动的高速控制功能，即利用多处测量地址的测量值和几个连续采样值来消除局部干扰(如发生故障或操作开关引起的暂态电压/电流)。一旦经过滤波的频率波动超过预设门槛值且相角超过允许的变化率，控制器即可发出控制命令(如切机或投入电容器组)。图 10显示了WECC的WACS总方案示意图。 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 第31卷 第10期 电 网 技 术 7 RAS控制器 (作用于跳闸电路) WACS控制器 (进行计算、正确 性检查及输出) 数据集中器 输入和整理PMU数据 SVC RPMU PMU PMU 无功控制 发电机跳闸 投入制
41、动电阻 以太网宽带输出 数字输出 窄带数据 串行输出 图10 WECC的WACS方案 Fig. 10 Architecture of WACS solution for WECC 3 大停电后的恢复计划 3.1 概述 根据北美电力可靠性委员会(North American Electric Reliability Council，NERC)的统计，在过去10 a内共发生过117次恢复时发生问题的故障16。故障的原因多种多样，但导致恢复时间延长的主要原因在于：没有适当的恢复计划，恢复步骤过时且未遵守恢复步骤；各单位之间的协调配合不够；调度人员培训不够。下面将讨论在系统恢复过程中必须注意的几个重要
42、问题。 3.2 恢复计划 应根据故障恢复的目标、电网特点及本网的运行经验来制定恢复计划。恢复计划的第1步是把系统分成若干个子系统，各子系统中至少有1个电源(包括黑启动机组、虽已解列但仍带厂用电运行的机组或从相邻电网送来的带电点)和与电源大体上平衡的负荷。一般是由人工完成对子系统的划分，同时还可由调度员进行适当调整。在美国和加拿大，很多电力系统都有大停电事故后如何进行恢复操作的计划，这些恢复计划一般根据分开后的子系统是否可行来进行稳态分析校验。当发生大停电事故时，由低频继电器把各子系统分开，然后各子系统分别带负荷以缩短恢复时间12。该阶段大约需要12 h。根据文献17可知，Quebec电网把全网
43、分成5个子系统，巴西国家电网则把全网分成34个子系统18，如图 11 所示。恢复负荷时要尽量优先恢复重要负荷。 恢复计划的第 2 步主要是恢复主电网接线状态。在各子系统并列过程中要恢复足够负荷以维持电网频率与电压的稳定，为此每次增加负荷应不超过电机容量的 10%15%，电机调速器的调差曲线应调为平坦线。带基荷的大机组可开始准备启动， 北 东北 东南 南 图11 巴西将全网分成34个电源与负荷大体上平衡的子系统 Fig. 11 Brazil is divided into 34 areas where loads are nearly balanced with generation 同步操作要
44、严格遵守操作规程。投入空载高压线路前要带部分负荷以防止Ferranti效应(即由于空载线路充电电流引起的高压)。该阶段大约需要2 h左右。 恢复计划的第3步主要是恢复其余负荷，恢复时间的长短取决于各发电机加负荷的响应速率。当更多的发电机并入系统后可逐步恢复系统的备用容量，且每次应投入更多的负荷。 为了顺利实现上述恢复过程，必须注意以下几个关键问题： （1）频率控制。 在正常运行情况下，系统频率是由自动发电控制(automatic generation control，AGC)装置来维持的。在故障恢复过程中，当大型机组并入系统或投入大型负荷时，系统频率难免发生波动，因此系统调度员有必要进行控制或
45、调节，分步投入系统惯性和响应率可承受的负荷。为维持系统有功和无功比率的变化在允许范围内，应先投入较小的辐射式负荷，后投入较大的负荷。投入带有低周波继电器的馈线时往往会引起频率下降以致该馈线再断电，每次可加多少负荷取决于系统原动机的响应率(此时一般用手动控制)。汽轮机、燃气轮机、水轮机的典型响应率示于图 12。以下规则是有用的：把黑启动燃气轮机置于自动模式，爬坡率调到最大；在机组恢复并网后立即将调速器的调差系数恢复到5%；保证维持系统的备用容量大于系统中最大机组的容量；按照并列运行机组的动态响应率来确定备用容量；在加负荷时要确认负荷增量必须小于在线运行的机组的响应率。 （2）电压控制。 当投入空
46、载高压线路时有可能由线路的充电电流引起工频过电压，如果电压超过一定限度则可 PDF 文件使用 “pdfFactory Pro“ 试用版本创建 8 傅书逷：2006年电力系统调度自动化综述与建议 Vol. 31 No. 10 水轮机组 燃气轮机组 汽轮机组 突然增加的负荷/% 频率下降/Hz 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 频率下降/Hz 0 2 4 6 8 10 水轮机组L/F= 12.6%Hz 燃气轮机组L/F= 21.7%Hz 汽轮机组L/F= 29.4%Hz 或分别近似取10%Hz、 20%/Hz及30%/Hz 图12 原动机的响应率 Fig. 12 Prime mov
47、ers response rates 能会引起发电机欠励磁，甚至自励磁和不稳定。持续的过电压还可能使变压器过励磁并产生谐波失真，从而造成变压器过热。当投入长输电线路或切换电容元件时可能引起操作过电压，这种过电压一般是非常短期的暂态电压，很快就衰减，但如果与持续性过电压叠加在一起则可能损坏避雷器。这对于100 kV以下的输电线路一般不成问题，但对于更高电压等级的线路就必须考虑，因为避雷器的击穿电压往往接近于正常的系统电压，而高压线路往往比较长，因而在线路上存储的能量可能较大。如果没有持续性的暂态行波，在大多数情况下避雷器有足够的能量吸收能力来限制破坏性过电压，使过电压在安全范围内而不致造成永久性
48、破坏。 谐波共振电压一般是不衰减振荡或持续时间很长的弱衰减过电压，是由操作开关或投入非线性设备而引起的，在故障恢复操作时经常发生。主要原因在于：由电源电感与线路充电电容形成的串联共振的自然频率在正常情况下约为工频的几倍；投入变压器时的励磁涌流产生很多谐波；在恢复的早期阶段负荷一般很轻，因此共振的衰减也很轻，这意味着共振电压可能很高。如果由于工频过电压使变压器过励磁，谐波共振电压可能会持续下去甚至愈来愈高，因此在恢复过程中为控制电压需要考虑投入线路的长度、本地负荷的大小和适当的发电容量(电源阻抗最小)。如果没有适当的电源容量而投入线路则可能产生设备不能忍受的稳态和暂态电压，送端或受端的负荷可减轻
49、稳态电压和暂态电压的影响。在投入线路之前，调度员应知道带多少负荷可以防止暂态过电压。在制定恢复规程时可以作一个简单的仿真计算，求出投入不同长度和不同电压的空载线路时送端和受端的暂态和稳态电压，如图 13、14 所示。调度员可以据此在投入220 kV或550 kV 线路前作一个简单校验。 2.0 1.0 0.0 1.0 2.0 0 2 4 6 8 10 60 Hz 557.5 kV 线路负荷侧 +706.4 kV，线路断开侧 230 kV线路 暂态过电压 断开侧与负荷侧的比较 送端暂态过电压/pu消逝时间/ms 图13 230 kV线路的送端暂态电压 Fig. 13 Sending-transient over voltages (TOV) of a 2
