江蘇低頻低壓減載與負荷聯切協調配置研究

周 磊 ，周 霞 ，2，羅凱明 ，李 威 ，2，李 琳 ，羅劍波

(1.國網電力科學研究院，江蘇 南京 210003；2.中國電力科學研究院南京分院，江蘇 南京 21003；3.江蘇電力調度通信中心，江蘇 南京 210024)

低頻減負荷（UFLS）、低壓減負荷（UVLS）作為電網安全穩定第三道防線，是防止電力系統尤其是受端系統在遭受極其嚴重故障后導致穩定破壞、發生大面積停電事故的重要技術手段[1，2]。江蘇電網分層分區運行以來[3]，隨著電網的不斷發展，各分區電網也發生了較大變化，某些分區的功率缺額較大，如果孤立運行，可能會在頻率崩潰的同時發生電壓崩潰，甚至電壓崩潰快于頻率崩潰[4，5]。

針對上述情況，若低頻低壓減負荷方案中的動作延時過長，則不能及時動作切除負荷，并且在頻率或電壓急速下降時，可能會導致該地區的低頻低壓減負荷裝置閉鎖而無法及時動作。鑒于上述原因，對于該類功率缺額較大的孤網地區，建議配置低頻低壓減負荷方案的同時增設負荷聯切方案來解決[6]。本文以江蘇武南分區為例，在考慮低頻低壓減負荷與負荷聯切相互協調配合的基礎上，優化了原有低頻低壓減負荷裝置的定值和配置方案，并提出低頻低壓減負荷裝置與負荷聯切裝置相互協調的配置方案。

1 武南分區簡介及低頻低壓減載方案

江蘇武南分區的局部電網結構如圖1所示。武南分區內部電廠較少，分區主要通過武南主變受電為主。以武南分區2011年夏季高峰方式（受電功率占總負荷的比例最大）為例校核該孤網系統頻率及電壓安全,該典型方式下武南分區總負荷約為1771 MW，地區受電總有功1195 MW。武南分區原有的低壓、低頻減負荷配置方案分別如表1和表2所示。2011年夏季高峰方式武南分區孤網后，考慮常規的低頻低壓減負荷配置方案[7-11]，系統不能保持安全穩定運行，系統電壓崩潰，如圖2所示。

圖1 2011年武南分區電網結構示意圖

表1 武南分區低頻減負荷配置原始方案

表2 武南分區低壓減負荷配置原始方案

從電壓響應曲線上看，電壓崩潰時間極短，電壓下降快于頻率下降，原有的低頻減負荷方案延時過長，不能在功率缺額較大的情況下及時動作；并且電壓和頻率下降過快，使du/dt和df/dt的數值很大，可能會導致低頻低壓減負荷裝置的電壓和頻率變化率閉鎖。所以必須安裝負荷聯切裝置，當頻率電壓迅速下降時，達到及時動作切除負荷的目的；并且負荷聯切裝置可以檢測斷面潮流，根據不同的運行方式，而采取不同的切負荷措施。

圖2 2011年夏高方式武南孤網后母線電壓響應曲線

在建議安裝負荷聯切裝置的基礎上，仍建議在該地區配置低頻低壓減負荷裝置，其原因為：

（1）當江蘇電網出現低頻時，需要各地區均配置低頻減負荷來保證系統的頻率安全，武南分區作為全網的一部分，有義務分擔一部分切負荷量；

（2）當孤網系統內功率缺額較少時，可不需要通過負荷聯切裝置聯切負荷，此時的功率缺額，可由低頻減負荷裝置通過切除負荷來平衡；

（3）實際配置時，武南分區的低頻低壓減負荷裝置和負荷聯切裝置可作用于同樣的切負荷對象，采用同一面控制柜便可實施，不會帶來額外的經濟負擔。

2 武南低頻低壓減載與負荷聯切協調配置

2.1 武南分區低壓減負荷定值的優化

從表1和表2中可見，武南分區已有的低頻低壓配置方案，與目前全國大多數電網中一般推薦的常規配置基本相同。而由前面的分析可知，孤網后系統電壓崩潰時間一般都較短，因此，建議對武南分區低壓減負荷啟動延時進行改進。推薦武南分區的低壓減負荷方案如表3所示。

表3 武南分區低壓減負荷配置優化方案

2.2 負荷聯切裝置與低頻低壓減載的協調配置方案

武南分區的負荷聯切裝置布置在該地區的500kV變電站內，采集該站所有500kV進線的電氣量，檢測所有主變總的下網潮流。裝置程序內部設有“切負荷門檻定值Pmk”，便于根據不同的潮流斷面而采取不同的切負荷措施。

負荷聯切裝置的啟動條件為：該變電站500kV線路均斷開。動作條件是當該變電站所有主變總的下網潮流小于“切負荷門檻定值Pmk”時，負荷聯切裝置不動作，功率缺額由當地的低頻減負荷來平衡；當該潮流大于“切負荷門檻定值Pmk”時，負荷聯切裝置動作，根據整定的“組態定值”來切除特定的線路，來達到切除一定量負荷的目的。

在小負荷方式下，可能出現的低頻和低壓問題相對較輕，不考慮負荷聯切裝置，當3臺主變下網功率為710 MW時，武南分區孤網后，按照調整后的低頻低壓減負荷方案，低壓減載裝置動作2輪，低頻減載裝置動作6輪，共切除負荷672 MW，相應的頻率響應曲線如圖3所示。孤網系統最低頻率46.6 Hz，穩態頻率49.85 Hz，孤網系統頻率可以保持安全穩定。所以該地區負荷聯切裝置的“切負荷的動作門檻值Pmk”可設為710 MW，當主變的下網潮流小于該定值時，負荷聯切裝置不動作，僅按照優化調整后的低頻低壓減負荷方案切除指定量的負荷即可。

圖3 武南孤網系統的頻率響應曲線

在夏季高峰方式下，假定武南分區的內部戚墅堰電廠停開398 MW機組一臺，另一臺機組發電300 MW，此刻的武南主變下網功率為1494 MW＋j125 Mvar，該地區孤網后的功率缺額將達到最大。需考慮負荷聯切裝置和低頻低壓減負荷裝置共同動作，才可保證孤網系統的頻率安全。

在此方式下，發生孤網故障后，負荷聯切裝置于0.2 s先切除該地區613 MW負荷，低頻減負荷裝置再動作6輪，低壓減負荷裝置動作2輪，共切除負荷941 MW，孤網系統最低頻率47.1 Hz，穩態頻率50.12 Hz，系統的頻率響應曲線如圖4所示，滿足了安全穩定要求。

3 結束語

本文根據江蘇武南分區的仿真計算分析，優化了原有低頻低壓減負荷裝置的定值和配置方案，并提出了低頻低壓減負荷裝置與負荷聯切裝置相互協調的配置方案。利用負荷聯切裝置檢測潮流斷面的功能，根據不同的運行方式采取對應的切負荷措施，與低頻低壓減負荷裝置協調配合，提高了江蘇電網安全穩定運行和供電的可靠性，減少了大停電事故發生的機率。

圖4 武南孤網系統頻率響應曲線

[1]DL 755—2001，電力系統安全穩定導則[S].

[2]DL/T 723—2000，電力系統安全穩定控制技術導則[S].

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