特高压电网安全监控功能和技术需求分析
杨海涛1，吉平1，任远2，刘晋雄2，王皑2，汤伟3，张琳娜2，
李昊炅2，郑斐2，王京景3，胡晓飞3
(1.中国电力科学研究院，北京市 海淀区 100192;2.国网山西省电力公司，山西省 太原市 030001;
3.囯网安徽省电力公司，安徽省 合肥市 230022)
Analysis on Functional and Technical Requirements of
UHV Power Grid Security Supervision and Control
YANG Haitao1, JI Ping1, REN Yuan2, LIU Jinxiong2, WANG Ai2, TANG Wei3, ZHANG Linna2, LI Haojiong2, ZHENG Fei2, WANG Jingjing3, HU Xiaofei3
(1. China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China;
2. State Grid Shanxi Electric Power Company, Taiyuan 030001, Shanxi Province, China;
3. State Grid Anhui Electric Power Company, Hefei 230022, Anhui Province, China)
ABSTRACT: Purpose of this study is to further consummate security theory and technology for UHV power grid supervision & control. Based on analysis of actual power system blackouts, this paper discussed formation of cascading failure conditions and blackout complexity in large-scale power systems and explained occurrence and development mechanism of typical large-scale blackout event. Some defects of power system security defense system were important reasons causing blackouts. Based on above and according to key characteristics of UHV power grid security, new function requirements of UHV power grid security defense system were discussed. Finally, a security supervision & control scheme of distributed multi-agent system is proposed to strengthen real-time monitoring for generators and key transmission lines and improve emergency adjustment ability in real-time for overall power system, so that massive power system voltage collapse risk could be fully reduced.
KEY WORDS: UHV power grid; security; supervision & control; blackout; voltage collapse
摘要：为进一步完善特高压电网安全理论和安全监控技术，基于实际电力系统大停电事件分析，讨论了形成连锁故障的条件和大电网停电事件的复杂性，解释了典型大规模停电事件发生和发展的机理，指出电力系统安全防御体系的缺陷是造成大规模停电的重要原因。在上述基础上，针对特高压大电网安全的关键问题，讨论了对特高压大电网安全防御体系的新的功能需求。最后建议建立分布式的多智能体安全监控系统，加强对发电机和关键输电线路的实时监测和提高电力系统危急状态实时调整能力，这样可以充分降低电力系统发生大规模电压崩溃的风险。
关键词：特高压电网;安全性;监控;大停电;电压崩溃
DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.12.015
0 引言
影响电力系统安全的因素除系统稳定性外，还有系统状态演变过程综合特性[1]。其中，电力系统稳定性的核心问题是受扰动后发电机以及电动机的电磁转矩与其机械转矩能否重新平衡;而系统状态演变过程综合特性包括电力系统电压、电流和频率持续状态的安全性和连锁反应过程、突发事件的发生率、事件过程特性、事件后果特性及应对处理，其中因电压或频率过高、过低引起的连锁反应分别属于电力系统电压安全性和频率安全性问题。
在特高压电网规划阶段，主要根据故障分析选择电网规划方案和配置安全稳定措施来满足系统稳定性的要求。文献[2,3]基于故障集仿真计算分析，对特高压电网的网架方案进行系统稳定性校核，分别对中国国家电网2020年超高压交流目标网架方案以及特高压“三华”同步、异步目标网架规划方案的系统安全稳定性做了比较分析。此外，采用故障集对“三华”特高压同步电网方案进行系统稳定校核计算分析的还有文献[4-10]等。然而，在特高压电网实际运行时，由于电网规模很大，涉及的影响因素较为复杂，可能出现的场景很多，实际系统状态和可能发生的故障组合千变万化，因此，事先难以对各种情况一一估计到。鉴于上述情况，对于特高压特大规模电网而言，虽然电网规划方案已经通过系统稳定性校核，安排的运行方式也
经过安全性评估，但仍需要研究如何进一步加强电网的实时安全监控，将发生大规模停电的可能性降到极小，以确保电网的安全。
本文基于对实际电力系统大停电事件的分析，讨论形成连锁故障的条件和大停电发生过程的复杂性，解释典型大规模停电事件发生和发展的机理。在上述基础上，针对特高压大电网安全的关键问题，讨论对特高压大电网安全防御体系的新的功能需求和解决方案。
1 电力系统典型大停电过程分析
1.1 发生频率较高的大规模停电类型
在电网形成的早期，电网结构比较薄弱，这一时期较大的停电事件通常是由功角失稳导致的。局部电压失稳问题则主要出现在放射型结构的馈电线路末端。后来随着电网结构和电网安全稳定计算分析能力的增强，以及合理地安排了运行方式并相应地配置了稳定措施，由短路故障直接导致大电网功角稳定破环的大停电事件已较为罕见。后来发生的许多大规模停电事件不是先由功角失稳或个别负荷节点电压失稳引发的，它们通常会经历一个长过程，该过程含有系统状态逐步恶化并形成连锁反应的阶段。涉及的系统安全性问题并不局限于系统暂态稳定性、动态稳定性以及负荷节点电压稳定性所涵盖的内容。
由电力系统状态逐步恶化导致大规模停电的案例很多，例如：1965年11月9日北美电网[11-12]、1967年6月5日美国PJM电网[12]、1977年7月13日纽约电网[13]、1978年12月19日法国电网[14]、1983年12月27日瑞典电网[15]、1987年1月12日法国西部电网[16-17]、1987年7年23日日本东京电网[18-19]、1996年7月2日美国西部电网[11]、1996年8月10日美国WSCC西北部电网[11,14]、2003年8月14日美国和加拿大电网[20-21]、2003年9月28日意大利电网[14]、2005年5月25日上午莫斯科电网[22]、2005年8月18日印度尼西亚电网[23]、2006年11月4日欧洲西部电网[11]以及2012年7月30和31日印度电网等发生的大规模停电事件[24]。更多的大停电案例参见文献[45]。
1.2 典型的大规模停电过程和关键影响因素
由状态逐步恶化导致的大规模停电事件可分为下述2个阶段。第1阶段通常由系统负荷增大、无功功率不足、电源及电网部分元件停运等原因引起系统电压逐渐降低、电流逐渐增大，随后部分发电机组过励限制动作甚至发电机保护动作跳闸，从而形成恶性循环。第2阶段是系统快速崩溃瓦解的阶段，主要由电源和电网的连锁故障导致系统电压崩溃，有时伴随着功角失稳和频率异常。在上述两个阶段中，部分元件电流过大始终是关键因素。其中，电网电压低落和电流过大，可引起距离3段保护动作跳开线路，这种情况在美国、加拿大、西欧、印度、瑞典、巴西等电网大停电事件中多次发生过。
文献[20,21]介绍了北美8×14大停电事件的过程，在系统崩溃发生前，经历了状态逐步恶化的阶段：因空调负荷增多导致电网负载过重，在Eastlake电厂5号机跳闸后，导致周围地区无功电力不足和电压低落。其后部分线路因电压过低和电流持续过大而相继发生故障，继而导致发电机组因电压过低、电流过大以及功角失稳等原因连锁跳闸。文
献[1]指出该停电事件分为事件弱相关连锁过程、事件强相关连锁过程和事件强相关崩溃3个阶段，如图1所示。其中弱相关连锁过程中发生的故障通常归类为相继故障类型。
图1 北美8×14大停电发展过程
Fig. 1 Developing process of blackout on August 14, 2003 in North America
在部分大停电事件中，电力系统无功功率不足、系统危急状态识别不及时和监控不到位、设备自身的保护及状态调整与系统安全控制措施的不协调等是导致电力系统由状态恶化发展成大规模停电的重要因素。例如在1987年7月23日，日本东京电网由于空调负荷持续增大以及无功功率不足，导致电网电压逐步下降。当部分变电站电压降至0.74~0.78 pu时，继电保护动作跳开线路，甩掉大量的负荷，进而导致川崎火电站的6号机以及鹿島火电站的4号和6号机因转速升高而跳闸[18-19]，进一步扩大了停电的规模。
综上所述，现代大规模电力系统的安全防御除了需要通过稳定仿真计算分析安排运行方式和配置稳定措施外，还需配置能够及时防止电网因状态逐步恶化而发生连锁故障的实时安全监控系统。
2 电力系统大规模电压崩溃机理分析
2.1 实际电网中负荷节点电压骤降和逆转现象
长期以来，电压稳定性理论主要关注负荷节点的电压稳定性。功角稳定性被认为基本上是发电机的稳定性问题，而电压稳定性被认为基本上是负荷的稳定性问题，或者说电压稳定性关注的是负荷区域及其负荷的特性[25-26]。人们曾认为电力系统大规模电压崩溃通常是由某个负荷节点的电压失稳引发的，因此大多数电压稳定计算紧密关注各个负荷节点的电压稳定裕度。然而，下述的现场实验和实际发生的事件记录表明负荷节点电压崩溃可能是不完整的，其电压下降过程会被中止和逆转。
文献[27]介绍了土耳其电网人工故障降压试验结果。该实验的目的是观察下接有工业(造纸厂)、居民及商业用电负荷的IZMIT变电站受扰动后的电压变化情况。如图2所示，在以节点IZMIT的电压下降至0.5 pu为目标值的电网人工故障(在电网的某一位置设置人工短路)启动后，IZMIT的电压在约20 ms内由1.0 pu下降到0.6 pu。在此后的200 ms
时间内，由于负荷自动减小其阻抗以维持其功率消耗，导致电压由0.6 pu降到0.4 pu。然而此后随着部分电动机负荷自动跳开，电压开始逐渐上升，但由于人工故障尚未消除，IZMIT的电压只能上升到0.5 pu。这一过程持续了约450 ms后，将人工故障消除，随后IZMIT的电压在约100 ms内回升到1.0 pu。
该试验结果说明，负荷节点电压崩溃可能是不完整的，其电压下降过程会被中止和逆转，具有自愈特性。上述特性在图3和图4所示的1987年1月12日法国西部电网电压记录曲线[16-17,25]和1999年
3月11日巴西电网电压记录曲线[28]也可以观察到。此外，文献[26-32]还专门介绍了在实验室或实际电力系统现场试验中，不同类型的用电器在电压低落到不同程度时自动跳闸的记录。由于负荷节点电压的上述变化过程没有进一步推动电力系统的电压崩溃，相反还暂时缓解了系统的危机，于是就有如下的问题：电力系统大规模电压崩溃的过程究竟是如何发展的呢?在电力系统大规模电压崩溃过程中是否有比负荷节点电压失稳更为重要的关键影响因素?下面的分析和机理解释可以回答上述问题。
图2 现场人工故障扰动后负荷节点电压变化曲线
Fig. 2 The voltage variation curve during and after the perturbance of an artificial fault
图3 1987年1月12日法国西部电网电压记录曲线
Fig. 3 Recording curves of voltage of Western France power system on January 12, 1987
图4 1999年3月11日巴西电网电压记录曲线
Fig. 4 Recording curves of voltage of Brazilian power system on March 11, 1999
2.2 大规模电压崩溃的关键影响因素及作用机理
电力系统功角或电压失稳的核心问题是受扰动后发电机或电动机的电磁转矩与其机械转矩不能重新平衡。而电力系统电压崩溃长过程虽然有时也可能掺杂着电动机或发电机的电磁转矩与其机械转矩不能重新平衡的问题，但从许多大停电事件的过程看，其关键问题是由于系统状态恶化后部分发电机和输电线路因电流持续过大跳闸而导致系统形成大规模电压崩溃。
当电力系统由于负载过重和无功功率不足而导致电压降低，则发电机需要加大励磁电流来维持机端电压。如果这种情况持续下去，由于励磁绕组过热，发电机只好选择限制励磁电流，放弃对其机端电压的维持。此时如果系统负荷进一步增大，电压就会急剧降低，损耗也会急剧增大。于是无功电力更加不足，从而使发电机电枢和部分输电线路的电流失控。此后发电机为了避免自身元件的损坏需要进一步减小励磁电流甚至跳闸，于是出现连锁故障。通过图5所示的发电机U-I外特性曲线、运行点与系统电压的相互影响，可以解释电压下降的
过程。
在图5中，IQ表示发电机电枢电流无功分量，UH和Us分别表示发电机侧和系统侧电压水平，其中UH随着IQ以及发电机的外特性曲线变化，而Us则随着发电机群机端电压、电网的结构及其负载情
图5 取决于发电机外特性和系统电压水平的运行点轨迹
Fig. 5 Operating point track determined by generator external characteristics and system voltage levels
况变化。当某台发电机的运行点停留在点1的位置，为了避免电枢和励磁绕组过热，通常通过调整AVR的参考电压来减小发电机的电流，于是外特性曲线由A下调至B，从而运行点由1移至2。然而，如果系统中许多发电机组的励磁电流都被减小了，那么系统电压水平将由Usa下降至Usb，从而使图5中的运行点由2移至3，结果发电机的电枢电流反而增大了。这种情况继续发展下去，运行点还会经由4移至5。系统电压就这样逐步下降，电网的功率损耗逐步增加，并联电容器提供的无功电力以及线路的充电功率也随着电压的下降逐步减少，系统无功电力不足的程度越来越严重，发电机电枢和输电
线路的电流越来越大，从而导致部分发电机和线路跳闸。上述系统状态恶化会形成恶性循环不断发
展[33]，从而导致系统发生大规模电压崩溃。
从负荷向电网看，其电网条件及其变化可用戴维南等值电势US和等值阻抗ZS表示。电网受到扰动后，US和ZS可能会有大幅度的改变，相应地，V-Z、P-V曲线也会跟着变化。在实际的大停电事件中，节点的电压下降通常是由发电机和输电线路跳闸导致的。这种类型的节点电压崩溃有可能以运行点仍处于P-V曲线上半支的形式崩溃。如图6所示：a点表示正常运行点位置;b点表示因发电机、线路或变压器的故障导致电网戴维南等值电势降低和等值阻抗增大后运行点瞬时跌落的位置;c点表示部分负荷自动减小自身的阻抗以求维持原用电水平时运行点到达的位置;d点表示因感应电动机低压脱网使得负荷阻抗增大后的运行点到达的位置;e点和f点表示由于发电机电流持续过大引起连锁故障导致电网戴维南等值电势进一步降低后运行点到达的位置。上述情况通常伴随着电力系统大范围电压崩溃过程。
对系统主体安全而言，处于边缘位置的负荷节点的电压下降随着部分负荷自动跳闸而具有自愈特性，而且只是零星的局部问题，就像人体的手指、脚趾上的伤口。而发电机和输电线路电流持续过大问题却会导致电力系统整体的电压崩溃，正如人大脑、心脏和动脉的疾病会导致全身血压丧失那样。
图6 VZ-VP曲线上的运行点轨迹
Fig. 6 Operating point track on the VZ-VP corresponding curves
3 特高压大电网安全关键问题分析
由特高压交、直流搭配形成的大电网兼顾输电经济性和系统运行调度灵活性，可大范围、大规模
汇集、输送和分配电能，可将远方电源基地的大量电力输送到大规模受电的受端电网。然而，由于特高压大受端网接受外来电力的规模很大，在部分送端季节性或间歇性电源出力不足和另有部分大容量输电通道停运问题叠加的情况下，受端电网电力的严重不足会增大发生大规模停电的风险。例如，枯水期通过直流输电系统输送到受端电网的水电电力可能会大大降低，如果某些用于输送火电、风电的特高压交、直流输电线路再发生故障，可能使受端电网处于持续的危急状态继而引发连锁故障。
电力系统发生大规模停电的原因有两大类：功角失稳和因系统状态逐步恶化而发展成电压或频率崩溃。在确保特高压规划电网的稳定方面，有关部门在电网规划阶段已在电网结构设计和安全稳定措施配置等方面做了大量的工作，在此不做进一步的讨论。而在电力系统运行安全防御方面，也已经建立了预防系统失稳的在线动态安全评估、预警和运行方式决策系统。上述安全防御的主要功能包括电网关键断面潮流监控，在线电压稳定分析，暂态稳定分析与评估，低频振荡监视，输电稳定极限计算，安全紧急控制、事故记录和分析等[34-39]。然而，由于上述安全防御需要基于状态估计和建模仿真对电网进行计算分析，每一周期总计用时需
10 min左右，因此得出的安全分析结论在时间上有较大的滞后，尤其在系统状态急剧变化时，不能准确地反映系统当前状态的危急程度。针对上述情况，美国、加拿大、日本、俄罗斯等国家开展了广域控制系统(wide area control system，WACS)的研发和应用。WACS主要利用PMU的快速性和精确性在故障发生后的一瞬间做出判断、决策并发出控制命令，以防止电网事故扩大[40]。
然而，现有的电网在线防御系统主要解决系统的稳定问题。而对系统状态逐步恶化问题未给予足够的关注。而本文上一节关于电力系统大规模电压崩溃的机理分析指出：在输电系统重载以及受端电网无功功率严重不足的特殊场景下，发电机励磁电流和电枢电流持续过大等问题是导致电力系统状态逐步恶化进而发展成大规模电压崩溃的关键因素。因此，如果不建立更有效的安全监控系统，当某些危急状态实际出现时，将难以及时做出必要的应对。
继电保护拒动也是造成电力系统大停电的原因之一，例如1999年7月20日我国山西220 kV新店变电站内发生短路故障，但因供保护装置用的直流电源遭受破坏致使保护拒动，事故发展过程中新店站内110 kV、220 kV开关均未掉闸[41]，导致短路故障不能及时隔离，进而引发了电网的连锁反应，包括多台发电机组连锁故障停机;2005年9月26日我国海南220 kV玉州变电站因台风暴雨的破坏导致保护装置用的直流电源异常，进而引起保护拒动并引发了波及整个海南电网的连锁故障大停电[42,45]。而1999年3月11日巴西圣保罗的一个变电站440 kV母线短路后，则因当时该母线未配置母差保护而延长了故障隔离时间，随后引发了连锁故障造成大停电[43]。鉴于上述情况，为了确保特高压大电网的安全，高电压等级的输电线路和母线等重要设备须设置相互独立的冗余保护，包括设置相互隔离的向保护装置供电的两套直流电源，以充分降低保护拒动的概率。
此外，在动态稳定方面，要切实做好提高特高压大同步电网的动态安全稳定水平的工作。例如在电网结构方面，个别边远地区电网与主网可采用直流输电系统连接方案，避免形成长链型弱联系的交流电网网架结构。同时加强电力系统动态稳定器的配置与整定工作，从各方面提高大同步电网的动态稳定性能。
4 大电网安全监控新需求和关键技术分析
4.1 大电网安全监控新需求
由于影响电力系统安全的因素较为复杂，虽然基于电力系统仿真分析的在线安全评估和预警可以考虑很多可能出现的场景，但仍有一定的局限性。此外，在电网危急状态下，由于部分测量数据存在采集时间不完全同步、测量误差、数据通讯时延、数据集中处理过程的时延等方面的缺陷，其仿真结果不一定能准确反映系统当前的实际情况，因此不宜根据在线仿真计算分析结果直接采取切负荷之类的应急控制。
作为上述基于仿真分析的在线安全评估和预警的补充，需基于系统大停电的机理，配置必要的电网实时安全监控系统，进一步降低电网大停电的风险。当电力系统处于持续的危急状态时，一些设备出于自我保护的需要所做的状态调整或退出运行，会导致系统状态逐步恶化进而出现崩溃。因此需实时鉴定上述情况的严重程度，必要时及时采取应急补救措施。
为了防止因电网持续的危急状态引发大停电，文献[44]提议对电网在线保护和监控三道防线的功能设置增加应对系统持续危急状态的监控配套措施要求。
4.2 大电网安全监控关键技术
许多大停电事件表明，受端电网无功功率不足容易导致系统电压崩溃。以往的安全分析特别关注电网无功功率不足引起负荷节点电压降低问题，但实际上电源侧的信息才能及时地准确地反映系统状态的危急程度。所谓电网的无功功率不足状态，正是指部分发电机出现了电枢电流无功分量过大的情况。当电网无功功率不足趋于严重时，最大的问题是引起部分电源的电流和电压失控，相应地部分元件处于过度发热状态，如果不从系统整体及时采取调控措施，随后便会引发电源和输电线路的连锁故障。针对上述情况，需要配置用于监测、分析、判断和处理主要电源和输电线路状态的多智能体监控系统(multi-agent system，MAS)，及时识别和调控电网的状态，并通过“机网协调”之类的技术改进，处理好电力设备自身保护与系统整体安全之间的矛盾。
上述的智能体是指具有人工智能分析处理功能的单元模块或子站，该术语起源于1987年Gasser等人研制的分布式人工智能系统。该系统各个人工智能单元称为“Agent”，可独立进行分析判断，并通过通讯与控制中心交换信息，具有代理控制中心分析处理局部问题和向中心系统决策提供部分依据的能力。1990年以后，多智能体系统成为分布式人工智能研究的热点。MAS中的各个智能体具有独立自主的特性但又具有相互之间的协调性。
上述监控系统可在已有的EMS、AGC、AVC、WAMS、WACS等系统的基础上通过增补新的功能予以实现。具体的方案是在各个关键部件配置状态监控单元智能体，各单元智能体发出的信息可作为监控中心对系统状态进行综合判断和确定调整控制决策的依据。基于各个监控单元智能体的状态报告和控制请求，系统监控中心对系统整体状态进行分析并形成决策后将控制指令发送到各个智能体，智能体则在满足监控对象自身安全约束的条件下执行上级的调控指令。以AVC系统为例，需要在原有监控装置上增加可综合监测分析发电机励磁绕组和发电机电枢的电流、温度状态和可持续时间，在情况危急时能向电网监控中心发出系统级调控请求的智能模块。
鉴于电源元件和输电线路的状态是决定电力系统电压崩溃发生和发展的关键因素，安全监控系统应根据电力系统无功备用容量、各发电机组定子电流和励磁电流的大小及可持续时间，主要输电线路的电压、电流及可持续时间等关键状态变量的数值随时判断系统是否处于危急或极端危急状态。可根据是否满足规定时间持续运行要求以及是否满足“N-1”要求判断系统状态的类型。例如，能够满足电力设备“N-1”故障下系统正常运行要求的状态可定性为“安全状态”;能长时间持续运行，但不能满足“N-1”要求的状态为“警戒状态”;不能满足能长时间持续运行的状态为“危急状态”;不能满足规定的短时间持续运行的状态为“极端危急状态”等。
在危急状态和极端危急状态下，鉴于基于仿真计算分析的结果不能及时地准确地反映关键电源元件和线路电流过大和发热问题的严重程度，监控主站应直接根据各个监控子站智能体上报的情况对电网进行调控。
电网控制系统中还包含快速的暂态和动态控制系统(WACS)以及交直流和多直流输电协调控制子系统等[35]。
5 结论
1)在枯水季节以及部分输电通道不可用从而导致其余输电通道重载以及受端电网无功功率严重不足的特殊场景下，发电机励磁电流和电枢电流持续过大等问题是可能导致大受端电网状态逐步恶化进而发展成大规模电压崩溃的关键因素。
2)导致世界上大规模停电事件发生较为频繁的主要原因是针对系统状态逐步恶化的安全防御体系存在缺陷。为了充分降低大规模停电的风险，电力系统安全三道防线均需加强。
3)由于特高压电网输电规模大，在输电通道出故障的条件下，部分输电线路和受端电网部分发电机组容易出现电压过低和电流过大问题，这种情况一旦引发大规模电压崩溃，其后果非常严重。因此，除了通过电网结构设计和配置稳定措施提高特高压大电网的稳定水平外，还应建立基于电源和关键输电线路状态实时监测的分布式多智能体应急调控系统，防止因系统状态逐步恶化而形成大规模电压崩溃。
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