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摘要：随着粤西地区电力系统容量的不断增大，以及区域间联网和远距离大容量输电系统的不断出现，电网结构变得越来越复杂。同时，伴随新的南方电网电力事故事件调查规程的启动和实施，系统的运行方式和运行工况更加灵活多变，这使得研究和进一步完善区域电网安全稳定控制系统显得尤为重要。本文首先分析了江门站安全稳定控制的旧模式功能及运行中存在的缺点，并根据目前江门站在粤西地区的网架结构中的特殊位置以及粤西电网的主要负荷分布，引入粤西电网安稳控制系统，最后结合实际阐述了江门子站在新安稳控制系统中的应用。
关键词：变电站稳定控制区域电网
1、前言
500kV江门站作为目前粤西地区最大的枢纽变电站之一，它连接着“两广”主电网，是“西电东送”的重要通道，更是阳江和江门地区核电机组出力送入省主网的大动脉。随着一批粤西大电源项目及云南直流送广东项目的逐步投产，粤西电网主要网架结构已发生了很大的变化，江门站在粤西电网的地理位置亦逐步显得十分重要，因此，重新研究并改造江门站安全稳定控制系统有着极其重要的意义。
江门子站与上级控制主站和下级各切负荷执行站之间的运行工况传输和命令接收执行情况如下：
(1)罗洞为主站，江门为子站，其余为切负荷执行站。江门子站的主要功能有本地主变过载远切负荷、执行罗洞主站远切负荷命令、按权重远切各切负荷执行站负荷等。江门子站为双重配置，两套装置并列运行。每套装置均由一主一从两面控制柜组成。两套装置的模入/开入量、方式判别及故障判断等完全独立。
(2)雁山、新会、恩平、外海、群星和发兴变电站为切负荷执行站，除新会站由一面控制柜和一面通信接口柜组成外，其余五个站均由一主一从两面控制柜和一面通信接口柜组成。各执行站向江门子站上送可切负荷值，同时接收江门子站两套装置发来的切负荷命令并按优先级切本地负荷。
旧模式主要存在的以下两个问题：
(1)旧模式选择切负荷是固定在江门电网内部的，因此就可能存在过多切负荷问题；根据国务院的599号令和新的《中国南方电网有限责任电力事故（事件）调查规程（试行）》的电力事故事件的划分标准，设区的地级市减供负荷比例20%以上40%以下即构成一般事故，如减供负荷比例达40%以上60%则构成教大事故。因此若仅在江门电网内部切负荷，容易引发一般电力事故。
(2)随着阳江和江门地区一大批火电及核电项目的相继投产，旧模式没能充分考虑和解决粤西地区（主要包括阳江、江门）送广佛片区主要通道的热稳定问题。
从上图1粤西电网的主要网架结构中看出，粤西地区电源多负荷轻，电力以送出为主。按照2012年年度方式，佛山地区顺德片、广州地区广南狮洋片，形成一个典型的扁担型受电结构，通过茂名—蝶岭—五邑—江门（狮洋）通道和罗洞—西江—江门—顺德通道往顺德片和广南—狮洋站片送电。大方式下，罗西甲乙线、江西甲乙线、顺江甲乙线潮流都很重，线路N-1存在过载问题。蝶岭、五邑、江门、西江等六个站通过500kV双回线路相连形成500kV环网，500kV江西甲乙线通道或蝶五甲乙线通道发生江西N-2或蝶五N-2，潮流都会通过环网大范围从另一个通道转移。粤西电网最主要的稳定问题是南网西电东送
下面以蝶五甲乙线断面为例进行分析：
当故障前断面功率 大于动作门槛 ，则应切负荷量为：
其中： 为动作基值， 为动作系数。蝶五甲乙线N-2策略包括4个故障方式：正常方式、江西一回停运、蝶恩双回停运、特殊方式。每个故障方式对应有各自的动作门槛、动作基值和动作系数。系统通过方式识别和预定策略即可计算出蝶五甲乙发生N-2故障时需切的负荷总量。
过载量=判出过载时刻的元件功率-过载动作功率定值
(2)对于江西线、罗西线、江门主变过载问题，切江门地区负荷灵敏度要大于顺德片，但受电网风险影响，江门地区切负荷上限控制不达到一般事故，不足部分切除顺德片负荷，顺德片切负荷量不设上限，最大不会达到佛山的20%。
(3)单纯依靠故障后切负荷措施，实际电网中顺德片可切负荷量可能不够，需加大江门地区切负荷量，事故等级可能上升，因此部分检修方式需采取事前限负荷，故障后切除部分负荷等特殊措施。
图2江门子站安全稳定控制系统结构
江门子站主要功能为：接收蝶岭子站发送的500kV蝶五、茂蝶甲乙线的运行工况（投停、潮流和跳闸）和220kV蝶恩甲乙线的运行工况（投停和潮流）；接收顺德子站发送的可切量；
(1)判别江西甲、乙线，顺江甲、乙线，蝶五甲、乙线，茂蝶甲、乙线和两台主变跳闸故障，根据系统运行方式查询对应策略表，按容量切除江门及顺德地区的负荷。
(2)判别江西甲、乙线，五江甲、乙线，顺江甲、乙线和四台主变（包括预留主变）过载，按容量切除江门及顺德地区的负荷。
(3)接收各执行站上送的可切量，并向各执行站发送切负荷轮次命令
江门和顺德地区切负荷容量分配
采用了按可切容量（经加权）比例分配的原则，具体如下：
其中 、 为江门和顺德地区可切负荷的权重系数，权重系数在不同元件故障时是不同的，因此装置内设置有控制子站切负荷权重表。
(2)江门地区切负荷原则:
江门地区切负荷执行站一共7个，包括：新会、群星、雁山、鹤山、外海、发兴和能达。每个执行站均预留有16轮负荷，同时在子站针对每个执行站又有一个优先级定值，根据这两个信息可得出执行站每一轮负荷在江门地区切负荷功能中的优先级，具体见下表（优先级顺箭头方向依次降低）：
在执行切负荷措施时，将每一轮负荷按优先级次序（从高到低）依次叠加得出容量总和，再与需切容量进行比较，直到刚超过为止，然后将纳入叠加范畴的所有轮次的负荷全部切除。
(3)多重故障下的切负荷原则:
江门子站可接收蝶岭变的线路跳闸命令，自己本身判出线路跳闸也可联切负荷，若在同一启动周期内，这几种情况先后发生，就有可能造成多切。因此特有以下的考虑：在同一启动周期内，以下五种故障切负荷类型若先后发生，只处理其中的一种，先发生的先处理。
①蝶五甲乙线跳闸联切；
②江西甲乙线跳闸联切；
③顺江甲乙线跳闸联切；
④茂蝶甲乙线跳闸联切；
⑤主变N-2。
过载切负荷不受其影响，判出过载即切负荷（过载前已经切除的负荷不在切除范围内）。
5、结语
本文作者结合有关电力系统安全稳定控制方面的相关知识和自身的工作经验，有幸参与了江门站安稳控制系统的改造工作，主要取得了以下成果：
(1)通过对江门子站稳定控制系统旧模式的分析，得出旧模式运行存在的电网风险，获取江门电力系统稳定控制的基本需求，在借鉴了部分同领域研究成果的同时，为江门控制子站提供了改造的实施方案，为具体实施提供了基础。
(2)引入粤西电网安稳控制系统符合目前粤西电力系统的电网结构和地理布置环境，在提高粤西电网的安全稳定控制水平的同时也降低了江门电网风险。
(3)研究制定的安稳控制系统的策略，能及时准确在线检测系统的运行工况，并根据系统的扰动实施切负荷，符合江门电网目前的稳定性要求。积累了安全控制技术应用方面的实践经验。
参考文献
广东粤西地区安稳控制系统江门子站技术说明书（版本V
关键词：变电站稳定控制区域电网
1、前言
500kV江门站作为目前粤西地区最大的枢纽变电站之一，它连接着“两广”主电网，是“西电东送”的重要通道，更是阳江和江门地区核电机组出力送入省主网的大动脉。随着一批粤西大电源项目及云南直流送广东项目的逐步投产，粤西电网主要网架结构已发生了很大的变化，江门站在粤西电网的地理位置亦逐步显得十分重要，因此，重新研究并改造江门站安全稳定控制系统有着极其重要的意义。
2、江门站旧安稳系统的结构与存在问题
2.1 江门站旧系统的结构功能
旧的江门子站作为广东罗洞主站安全稳定控制系统中五个控制子站之一，按双重配置原则，每套装置均由一主一从两面控制屏组成，名称分别称为：装置A系统主屏、装置A系统从屏、装置B系统主屏、装置B系统从屏，此外还配有一面装于载波室的通信接口屏作为与外部通信接口装置。6个220kV切负荷执行站包括：雁山站，新会站，恩平站，外海站，群星站和发兴站。除新会站由一面控制柜和一面通信接口柜组成外，其余四个站均由一主一从两面控制柜和一面通信接口柜组成。各执行站向江门子站上送可切负荷值，同时接收江门控制子站两套装置发来的切负荷命令，并按优先级切本地负荷。江门子站与上级控制主站和下级各切负荷执行站之间的运行工况传输和命令接收执行情况如下：
(1)罗洞为主站，江门为子站，其余为切负荷执行站。江门子站的主要功能有本地主变过载远切负荷、执行罗洞主站远切负荷命令、按权重远切各切负荷执行站负荷等。江门子站为双重配置，两套装置并列运行。每套装置均由一主一从两面控制柜组成。两套装置的模入/开入量、方式判别及故障判断等完全独立。
(2)雁山、新会、恩平、外海、群星和发兴变电站为切负荷执行站，除新会站由一面控制柜和一面通信接口柜组成外，其余五个站均由一主一从两面控制柜和一面通信接口柜组成。各执行站向江门子站上送可切负荷值，同时接收江门子站两套装置发来的切负荷命令并按优先级切本地负荷。
2.2 江门子站旧模式的存在问题
江门子站安全稳定控制的旧模式运行时，按罗洞主站控制策略表的要求，接收罗洞主站安全稳定控制系统的指令，或当江门子站内部发生主变全面跳闸事故或过载时根据本地策略，结合江门电网可切负荷的灵敏度和分布情况，执行切负荷。由江门控制子站接收罗洞主站切负荷的指令或直接发出指令，再由江门控制子站根据所管辖的6个执行站可切负荷量向各执行站发出切负荷的指令，由各执行站实施切负荷减载，这样以牺牲部分负荷的方式，确保电网的安全稳定运行。旧模式主要存在的以下两个问题：
(1)旧模式选择切负荷是固定在江门电网内部的，因此就可能存在过多切负荷问题；根据国务院的599号令和新的《中国南方电网有限责任电力事故（事件）调查规程（试行）》的电力事故事件的划分标准，设区的地级市减供负荷比例20%以上40%以下即构成一般事故，如减供负荷比例达40%以上60%则构成教大事故。因此若仅在江门电网内部切负荷，容易引发一般电力事故。
(2)随着阳江和江门地区一大批火电及核电项目的相继投产，旧模式没能充分考虑和解决粤西地区（主要包括阳江、江门）送广佛片区主要通道的热稳定问题。
3、粤西电网安稳控制系统的引入
3.1 粤西电网稳定问题分析
图1 粤西电网的系统结构图从上图1粤西电网的主要网架结构中看出，粤西地区电源多负荷轻，电力以送出为主。按照2012年年度方式，佛山地区顺德片、广州地区广南狮洋片，形成一个典型的扁担型受电结构，通过茂名—蝶岭—五邑—江门（狮洋）通道和罗洞—西江—江门—顺德通道往顺德片和广南—狮洋站片送电。大方式下，罗西甲乙线、江西甲乙线、顺江甲乙线潮流都很重，线路N-1存在过载问题。蝶岭、五邑、江门、西江等六个站通过500kV双回线路相连形成500kV环网，500kV江西甲乙线通道或蝶五甲乙线通道发生江西N-2或蝶五N-2，潮流都会通过环网大范围从另一个通道转移。粤西电网最主要的稳定问题是南网西电东送
摘自：硕士论文答辩技巧www.udooo.com
通道（茂名—蝶岭—五邑—江门—顺德）的热稳定问题。3.2 主要断面N-2故障分析
从图1可看出，粤西电网主要担负是南方电网西电东送的主要任务，其安全稳定主要取决于4个断面，500kV蝶五甲乙线断面、500kV江西甲乙线断面、500kV顺江甲乙线断面、500kV茂蝶甲乙线断面。系统实时监测4个断面的潮流及运行状况，以便进行合理的故障策略计算。下面以蝶五甲乙线断面为例进行分析：
当故障前断面功率 大于动作门槛 ，则应切负荷量为：
其中： 为动作基值， 为动作系数。蝶五甲乙线N-2策略包括4个故障方式：正常方式、江西一回停运、蝶恩双回停运、特殊方式。每个故障方式对应有各自的动作门槛、动作基值和动作系数。系统通过方式识别和预定策略即可计算出蝶五甲乙发生N-2故障时需切的负荷总量。
3.3过载问题分析
从图1可以看出大方式下，罗西甲乙线、江西甲乙线、顺江甲乙线潮流都很重，线路N-1存在过载问题。因此考虑每当元件（线路或主变）判出过载动作时，按过载量进行切除负荷。过载量=判出过载时刻的元件功率-过载动作功率定值
3.4切负荷方案
粤西地区阳江地区和江门地区对应于设区的地级市级别，对应599号令和南网新调规中相应的要求，拟采取以下切负荷方案：(1)切负荷方案采取了分摊切负荷的办法来降低风险，江门地区按20%的切负荷上限控制。(2)对于江西线、罗西线、江门主变过载问题，切江门地区负荷灵敏度要大于顺德片，但受电网风险影响，江门地区切负荷上限控制不达到一般事故，不足部分切除顺德片负荷，顺德片切负荷量不设上限，最大不会达到佛山的20%。
(3)单纯依靠故障后切负荷措施，实际电网中顺德片可切负荷量可能不够，需加大江门地区切负荷量，事故等级可能上升，因此部分检修方式需采取事前限负荷，故障后切除部分负荷等特殊措施。
4、江门子站新安稳系统的应用
4.1 江门子站新安稳系统的功能
引入粤西电网安全稳定控制系统以后，500kV江门站安稳系统为粤西电网安全稳定控制系统控制子站，采用双机配置，与500kV蝶岭控制子站、500kV顺德控制子站连接，下设7个220kV切负荷执行站，分别是新会站、群星站、雁山站、鹤山站、外海站、发兴站和能达站，(见图2所示)。图2江门子站安全稳定控制系统结构
江门子站主要功能为：接收蝶岭子站发送的500kV蝶五、茂蝶甲乙线的运行工况（投停、潮流和跳闸）和220kV蝶恩甲乙线的运行工况（投停和潮流）；接收顺德子站发送的可切量；
源于：查抄袭率论文www.udooo.com
接收所管辖的7个切负荷执行站发送的运行工况和可切量；监测本站500kV顺江乙线、500kV顺江甲线、500kV江西乙线、500kV江西甲线、500kV五江乙线、500kV五江甲线、#1主变高压侧、#2主变高压侧、#1主变中压侧、#2主变中压侧的运行情况，识别系统运行方式，进行故障判别,并按策略执行以下控制措施：(1)判别江西甲、乙线，顺江甲、乙线，蝶五甲、乙线，茂蝶甲、乙线和两台主变跳闸故障，根据系统运行方式查询对应策略表，按容量切除江门及顺德地区的负荷。
(2)判别江西甲、乙线，五江甲、乙线，顺江甲、乙线和四台主变（包括预留主变）过载，按容量切除江门及顺德地区的负荷。
(3)接收各执行站上送的可切量，并向各执行站发送切负荷轮次命令
4.2 江门子站切负荷原理
(1)江门子站安稳装置判出元件跳闸或过载后均按容量切负荷，可切除的供电区域为江门地区和顺德地区，具体切负荷原则如下：江门和顺德地区切负荷容量分配
采用了按可切容量（经加权）比例分配的原则，具体如下：
其中 、 为江门和顺德地区可切负荷的权重系数，权重系数在不同元件故障时是不同的，因此装置内设置有控制子站切负荷权重表。
(2)江门地区切负荷原则:
江门地区切负荷执行站一共7个，包括：新会、群星、雁山、鹤山、外海、发兴和能达。每个执行站均预留有16轮负荷，同时在子站针对每个执行站又有一个优先级定值，根据这两个信息可得出执行站每一轮负荷在江门地区切负荷功能中的优先级，具体见下表（优先级顺箭头方向依次降低）：
在执行切负荷措施时，将每一轮负荷按优先级次序（从高到低）依次叠加得出容量总和，再与需切容量进行比较，直到刚超过为止，然后将纳入叠加范畴的所有轮次的负荷全部切除。
(3)多重故障下的切负荷原则:
江门子站可接收蝶岭变的线路跳闸命令，自己本身判出线路跳闸也可联切负荷，若在同一启动周期内，这几种情况先后发生，就有可能造成多切。因此特有以下的考虑：在同一启动周期内，以下五种故障切负荷类型若先后发生，只处理其中的一种，先发生的先处理。
①蝶五甲乙线跳闸联切；
②江西甲乙线跳闸联切；
③顺江甲乙线跳闸联切；
④茂蝶甲乙线跳闸联切；
⑤主变N-2。
过载切负荷不受其影响，判出过载即切负荷（过载前已经切除的负荷不在切除范围内）。
5、结语
本文作者结合有关电力系统安全稳定控制方面的相关知识和自身的工作经验，有幸参与了江门站安稳控制系统的改造工作，主要取得了以下成果：
(1)通过对江门子站稳定控制系统旧模式的分析，得出旧模式运行存在的电网风险，获取江门电力系统稳定控制的基本需求，在借鉴了部分同领域研究成果的同时，为江门控制子站提供了改造的实施方案，为具体实施提供了基础。
(2)引入粤西电网安稳控制系统符合目前粤西电力系统的电网结构和地理布置环境，在提高粤西电网的安全稳定控制水平的同时也降低了江门电网风险。
(3)研究制定的安稳控制系统的策略，能及时准确在线检测系统的运行工况，并根据系统的扰动实施切负荷，符合江门电网目前的稳定性要求。积累了安全控制技术应用方面的实践经验。
参考文献
广东粤西地区安稳控制系统江门子站技术说明书（版本V