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摘 要：文章从开展大电网安全保护技术研究的必要性出发，根据美、加“8.14”大停电的教训，针对我国全国联网、西电东送的形势，继电保护和安全稳定技术的经验以及计算机技术和通讯技术的发展，提出了适合于区域电网和大区电网的功率平衡保护的方案和基本结构。 关键词：电力系统；安全保护；电力平衡；大停电；大电网 1 引言 2003年8月14日，美国东北部和加拿大东南部发生了举世震惊的大停电事故，严重影响了5000万人的生产、生活，停电持续了长达29h，损失极其严重。此次大停电事故的原因是什么？全世界都非常关注[1-4]。 中国电网发展至今，已进入了全国联网、西电东送的时代，迄今尚未发生像美、加“8.14”大停电那样的大事故。但是否不存在类似的危险？从中国电网的结构及其发展、现有的运行管理方式、继电保护与安全稳定控制等自动控制技术的水平等各方面因素看，中国电网是否足以防止发生类似的灾难性大停电事故[5]？对于这些问题，迄今没人给出肯定性的回答，恐怕也难于给出肯定性的回答，但却迫使我们去寻找答案。 2 美、加东部“8.14”大停电及多次电网大停电的基本教训 由于事情重大，上下关注，多方寻找事故发生的原因，因此已有不少文章对“8.14”大停电进行了讨论。这次大停电涉及的系统安全因素很多，归结起来主要有： （1）电网结构方面，包括电源配置、网络结构、电磁环网等诸多方面； （2）电力系统运行管理方面，包括运行方式、潮流控制、旋转备用、输电线输送能力限制和备用、事故预想和全网分级调度管理； （3）电力系统的安全自动控制方面，包括继电保护、过负荷保护、安全稳定自动装置、机组自动控制装置（励磁系统、调速系统）等。 美、加大停电的主要发展过程如下： 在事故前的高峰负荷期，Ohio州一台870MW的大容量核电机组处于检修状态，另一台550MW机组退出运行，如图1所示。不久，从OHIO开始，一系列线路直接或间接地因过负荷跳闸，其间，因低电压危及电机安全，先后引起一些大机组跳闸。此后，Michigan与加拿大系统崩溃，其东部与美国东部各州开始振荡，并引起9台核电机组跳闸，美、加东北部全部停电。 此次停电事故的特点是：高峰负荷，线路过负荷后相继跳闸，区间潮流波动较大，电压下降以至崩溃，调度因故未能及时处理。 3 全国大联网、西电东送的特点与问题 全国大联网的基本格局如图2所示。实施中可能还有些变化，但基本格局不会有太大变化，从全国联网的基本结构可以看出其有几个特点： （1）全国大电网由若干个区域电网互联而成。 （2）两区域电网之间的直接联接构成一个断面。这个断面有以下几种输电方式：单回交流线路输电（如东北、山东、福建电网），单回直流线路输电（如华中—南方电网），多回交流线路输电（如川渝—华中电网），交、直流混合输电方式（如南方电网内的西电东送系统）。 （3）对一个区域电网而言，存在几种对外联系形式：对外单线联系，对外由多线构成一个断面的联系，对外多断面联系等三种情况。联系形式不同，面临问题的复杂程度也将有所差别，但问题的本质却是共同的或类似的。 一个区域电网发生重大扰动或事故，必将通过相关断面的联络线影响相邻的区域电网，致使全国电网发生功率不平衡。电压、频率波动严重时也会引起相关区域电网间的失稳振荡，进而引起新的连锁反应和相继操作，如切机、切负荷，进一步恶化系统工况，以至崩溃。美、加“8.14”大停电的后期就是如此，由于后期加拿大电网与美国东北部电网严重失稳，恶性振荡引起大量核电机组被切除，因此导致了全区长时间停电。目前，我国电网中虽然核电的比重很小，但系统严重振荡时，对火电机组仍是有严重威协的。 我国电网的另一个特点是大功率远程西电东送，输入功率可达受端系统出力的5%~10%，该输送断面的突然阻塞将引起受端电网的严重扰动。为了避免这种突发事故对系统的影响，现在大多已采用连续切负荷、切机的措施，但一般只是针对具体的线路工况而决定采取何种策略。 4 “三道防线”在全国联网，西电东送情况下的作用 美、加“8.14”大停电发生后，在我国出现了一种看法（尽管不是直接的），认为我国电网不太可能出现类似的大停电。在我国，有比较完善的统一（分级）调度，有比较缜密、稳妥的电力系统稳定导则，在自动控制方面有比较完善的“三道防线”和具有较丰富运行经验的安全稳定控制系统。 在过去相当长的一段时间内，依靠上面这些法宝，我国电网的安全稳定情况的确有较大的改善，多次防止了事故扩大，大大减少了系统稳定性事故。但是，这样的经验和结论主要是在全国联网、大功率的西电东送以前得到的。在新的情况下这些经验和措施是否足够？这个问题牵涉面很广，不是本文能全面讨论的，因此下面仅就“三道防线”的一些重要方面做初步的探讨。 上世纪80年代初，我国电力系统为防止发生恶性事故，制定了《电力系统安全稳定导则》。该导则对引起大面积停电、系统崩溃的恶性事故的机理，预防的原则和相应技术措施等做了全面的阐述和规定。该导则中，把采取一定技术措施后就可以保持系统稳定又可以不丢掉负荷的故障称为第一类稳定性故障，其相应的技术措施后来被称为第一道防线；对采取一定技术措施，但必须丢掉部份负荷的故障称为第二类稳定性故障，此时，除第一道防线的技术措施外所必须增加的技术措施称为第二道防线；当系统已经失去稳定，但采取一定的技术措施后即可避免系统发生大面积停电和崩溃的故障被称为第三类稳定性故障，其相应的技术措施称为第三道防线。 第一道防线的技术措施主要是继电保护（包括重合闸、电气制动等）；第二道防线主要是按稳定判据决定切机、切负荷以及连锁切机、切负荷等；第三道防线主要是低频、低压减负荷，振荡解列等。 我国的继电保护，特别是超高压、大容量设备的继电保护已达到了相当高的水平。在超高压系统中，开关一般都可以在50~70ms内将故障切除，在厂、站近端切除故障的时间还要快一些，这对于动态稳定来说是一个很好的保证。对系统安全来说，继电保护的主要问题不出在主保护，而是出在后备保护和过负荷保护。在输电线或变压器出现长时间过负荷时，为保证它们不被烧毁，一些过负荷保护就令过负荷的输电线或变压器跳闸。但从系统安全的角度看，这样做可能存在很大的危险，因为在这些线路或变压器被切除（包括因故障而被主保护切除）后，系统潮流将被重新分配，可能引起其它线路或变压器过负荷，如果不加以处理，将引起连锁反应，将新的过负荷线路或变压器切除，直到引起系统崩溃。在我国，过去主要依靠调度员及时处理，转移或切除部份负荷，以减轻线路或变压器的压力。在电网尚不十分复杂、事故预想工作做得很好、调度员十分熟练的情况下，上述问题是可以及时处理好的。但在全国联网的形势下，情况复杂得多，调度员的精神压力大得多，单纯依靠调度员处理不是一个很理想和妥当的办法。 当前的安全稳定控制系统首先是装设在电源点和负荷点，逐步发展为小区域电网控制系统，个别研究机构开始将全网准实时信息（EMS）作为基础对重要站点进行控制。稳控系统对保证系统的稳定运行起着相当关键的作用。当前的稳控系统主要是基于事前的大量稳定计算形成“策略表”，但形成一个比较完整的策略表需要假以时日，克服的办法是研究出简单、快捷的稳定计算方法和采取在线、准实时地修改、补充策略表的技术方法。这方面的技术已取得了长足的进展，基本上能满足大区电网的稳定控制要求。 至于低频、低压减负荷和振荡解列等技术，现在已发展到相当成熟的阶段，但它们均是针对系统处于相当严重的状态的情况。在全国联网前的大区电网内，有部份地区处于这种状态，其影响范围尚不太大，但全国联网后，若在大区电网范围内发生这种恶性事故，其影响和损失将是不可接受的，应该全力避免这种恶性事故的出现。因此为以防万一，第三道防线是不可不设的。 5 电力系统安全保护系统（EP-SSPS）–––系统平衡保护 近一段时期，为了防止长时间、大面积停电的恶性事故的发生，有人提出了（电力）系统安全保护的新概念。按照这一概念，已出现了个别的系统安全保护系统（SSPS），在初始研究阶段，其先应用于较小的电网中。 从全国大区联网的情况看，需要在已有的三道防线技术的基础上做更进一步的研究。笔者认为，从全国联网着眼，应该加强、完善和提高第二道防线，避免第三类稳定事故的发生。为此，根据继电保护技术发展的经验，提出实施区域电网的功率平衡保护的方案，作为整个SSPS的基础。这一方案的实现原则是，在大区电网间出现交换功率突变时，根据突变前本区域电网的功率平衡状态制定出扰动后的功率平衡要求，通过分层分布式快速控制加以实现，以此作为下一步的原有第二道防线控制和保护的基础。 这一方案在80年代初制定稳定导则时是不可能实现的，但现在情况发生了巨大的变化，这些变化使之成为必要和可能，这些变化是：①80年代初的电网处于从省网发展至大区电网的阶段，而现在的电网正处于大区电网发展至全国联网的阶段；②80年代初的计算机技术处于初始应用阶段，而现在的计算机技术在继电保护、自动控制和电网调度控制等方面正处于成熟应用阶段，而且现在的计算机技术本身与80年代初相比也不可同日而语；③80年代初的电网通讯以载波为主，而现在则发展至包括广泛应用光纤通讯技术在内的多种通讯技术并用的阶段，不单在信息量上，而且在通信速率、可靠性等诸多方面也发生了巨大的变化；④SCADA、EMS等系统的应用相当普遍和成熟。 （1）基于功率平衡的SSPS的基本策略---有功平衡保护系统（PBPS） 设一区域电网有N台发电机，K条与外部系统联接的输电线，N0、K0为N和K在大扰动前的数值，并设Sn,i为第i台发电机的额定功率；So,i为第i 台发电机在大扰动前的实际出力；Sn,j为第j条与外部系统联接的输电线的额定满载功率；So,j为第j 条与外部系统联接的输电线在大扰动前的实际功率；Sj为第j 条与外部系统联接的输电线在大扰动后的实时功率；Sr,G为大扰动前本区域电网的旋转备用功率；Sr,l为大扰动前对外联接输电线的总输入功率裕量；Po1为受本PBPS系统控制可切除的各负荷点在大扰动前的总负载功率Po2为不受本PBPS系统控制可切除的各负荷点在大扰动前的总负载功率；Pol为大扰动前的网损及厂用电总功率，Pl则为其大扰动后的总数值；Pc为应切除的负荷功率。故可得大扰动前的旋转备用功率为 按保持在稳定平衡条件下切除的负荷功率最小的原则，则大扰动后的功率平衡方程为 式中N≤N0，K≤K0，K为大扰动引起的联接线变化数，这是考虑将本网及外来的备用功率投入使用时的平衡关系，此时切除负荷最小。但旋转备用功率是不能瞬时产生的，它依赖于各原动机的调速系统，经过一定延时后才能逐步达到平衡，因此在此过程中可能引起频率下降以至系统振荡。 式(4)在考虑功率平衡时，将旋转备用容量和对外联接线的备用输送能力计算在内，为使切负荷最小，带来了一定的动态影响。 此时可得要求切除的负荷容量（近似令Pl≈Pol）为 另一种考虑的出发点是充分保证系统稳定性，不考虑动用各发电机及联接线的备用能力，此时的平衡方程为 这种方式下切负荷最多，但系统稳定最有保障。 对具体的电力网，可根据其负荷情况、稳定储备情况等做一些折衷的考虑，例如，当断面全部断开时，可考虑允许系统有少量频率下降，此时切除负荷量可适当减少。 关于上述切负荷指令的一个重要问题是，何时做出判决和执行。比较合适的时刻是在对外联接的断面上发现功率突变，而且伴有直流输电突然关断，或者交流联接线突然三相跳闸时，在单相故障及重合过程中不应动作，远方三跳亦应传送信息至本侧。在一些小概率特殊工况下的切负荷量，可做更细微的处理，例如在单相偷跳，拒绝重合后，非全相运行保护三跳的情况下，有两次冲击，此时切负荷量的基本要求与前面一样，但判据将做一定改变和处理。 可设一个切负荷的低限定值Pc,set，当Pc≤Pc,set时，不发出切负荷命令，这是考虑在功率扰动小于Pc,set时，对系统不会造成大的冲击，将其影响限于频率有小的、暂时的下降。 这里还有一些问题需要进一步研究，例如，功率变化速度如何限定，切负荷的低限定值如何限定，多回路断面中的负荷突然转移时的过负荷如何保护和控制等等。 （2）关于无功平衡保护系统 大扰动后系统的无功平衡问题较有功平衡问题复杂得多，此时，有一部份负荷与电压变化有关，一部份负荷与电压变化无关：一部份负荷与电压变化的关系小一些，而与系统频率的关系大一些。由于系统频率在短时间内变化不大，但无功功率的突然扰动却会使系统内各地方的电压发生不同程度的变化。另一方面，在切除有功负荷时，必然切除与之相关联的无功负荷。理论研究表明，电力系统的电压崩溃不仅与无功功率的分布及平衡情况有关，而且与有功功率的负载情况有密切关系。所以，为了使电力系统不至于发生电压崩溃，不能仅着眼于无功平衡。 因此，本文认为，处理大扰动引起的无功功率突变比较合适的办法是，在执行上述有功功率平衡的切负荷措施以后，进行一个补充措施，即在必要时按各监控点电压下降的幅度及其速率补充切除适当的负荷。 6 SSPS系统的构成 SSPS的PBPS系统是整个系统的重要组成部分，常规的安全稳定系统，低频、低压减载系统，振荡解列系统应是SSPS系统的一部份，其间应有适当的配合，本文仅就PBPS系统做简略的描述，如图3所示。 假设图3是一个用于大区电网的PBPS系统，该电网与外部大区电网的联接有两个断面。执行站可以设为省网，分站设为某些负荷中心站，是直接执行端。分站对各负荷支路可按习惯办法排序，并按扰动前的负荷功率（不按扰动后的功率）依式(8)将前面的K条负荷支路切除。如希望保守一些，也可将K+1条支路切除。 由于需要知道断面的实时信息，而EMS系统是定时刷新数据的，所以要求实时传送断面信息，而其它故障前的信息则可取自EMS系统。 7 结语 电力系统的安全与稳定是极其重要的问题，在全国联网、大功率西电东送的今天尤其如此。要确保安全需要各方面的共同努力，安全保护系统是其中的一个重要方面。本文就此进行了一些初步探讨，主要是在已有安全稳定技术的基础上寻求一些更直接、快速、容易实现的方法，在大区联网、飞速发展的计算机技术、网络通信技术以及微机继电保护实践经验的基础上提出一些初步的考虑，希望能对电力系统的安全稳定起一定作用，但若想使所提意见更加完善和成熟可行，还需做很多探索和努力才行。 |
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大电网安全保护技术初探
时间:2014-04-02 10:38来源: 作者:鄂电电力 点击:
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