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深圳电网2018年统调最高负荷17.2 GW，全年累计供电量达到88.9 TWh，同比增长超过4.0%。2019年深圳电网最高统调负荷达到19.1 GW，同比增长超过11.0%［1］，负荷增长点主要集中在福田、南山、光明、大鹏新区等地。深圳蓄能电站装机容量4×300 MW，投运后减轻深圳地区供电压力，减少火电及西电的调峰幅度，使调度手段更加丰富，能够有效促进核电和新能源接入，提升了电网坚强可靠性。
在某些严重故障扰动下，深蓄电站存在机组功角失稳的情况，需要通过失步解列装置解列机组，防止系统崩溃，避免造成大面积长时间停电。根据计算分析的目的，针对系统运行中实际可能出现的不利情况，设定系统接线和运行方式［2］。考虑不同季节最大或最小开机、抽水蓄能不同运行工况、最大或最小负荷等情况［3］。在电网的运行时分析本电网各种可能的失步振荡模式，制定失步振荡解列方案，配置自动解列装置［4］。
本文对深圳电网夏大、夏小、冬大、冬小四个典型运行方式，进行故障仿真分析，研究深蓄电站的发电机和泵工况下的机组失步特性，分析对系统的影响，提出了失步解列的策略建议，保障各种工况下系统的安全稳定运行。
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根据深圳电网的电力和电量需求预测，以及电力电量平衡分析，500 kV深圳站主变并列运行，独立成片供电；为限制短路电流，宝安换流站主变分母运行［5］。大方式下深蓄4台机组分厂运行，如图1所示，2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站，另外2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站。小方式下深蓄4台机组合厂泵工况运行，4台机组通过220 kV线路接入宝安换流站。
Figure 1. Grid-connected operation mode of Shenzhen pumped storage power station
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发电机采用次暂态模型，并计及自动励磁调节器、汽轮机、调速器的作用。属于深圳电网以及与深圳电网运行密切相关的机组，根据励磁参数实测报告和PSS现场试验报告的设置参数。
负荷采用综合模型，取50%电动机负荷、50%恒阻抗负荷。
对各种方式下的深蓄电站失步特性进行仿真，研究失步特性规律，提出失步解列策略。
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为了深入了解电站的失步特性，系统故障类型选取蓄能电站两回220 kV送出线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功。
1.1 运行方式
1.2 仿真模型
1.3 故障选取
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夏季大方式下深蓄2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站，另外2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站。电站运行在发电机工况。
220 kV远蓄线一回发生三相短路故障（如图2所示），同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，接入远丰站的两台机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在机组升压变内。
Figure 2. The phase difference curve of Yuan-Xu lines fault
Ucosφ的变化范围可以划分为7个区，振荡发生的时候Ucosφ逐级穿过每个区。失步继电器快跳段需要逐级穿过7个区域，慢跳段需要穿过其中4个区域［6］。
如图3和图4所示，根据Ucosφ曲线图分析，故障完成第一个振荡周期的时间是故障后1.27 s左右，此过程深蓄电站母线的最低电压值是0.29 pu，发生时间为故障后1.20 s左右。
Figure 3. The Ucosφ curve of Yuan-Xu lines fault
Figure 4. The busbar voltage curve of Yuan-Xu lines fault
如图5和图6所示，根据Ucosφ曲线图分析，故障完成第二个振荡周期的时间是故障后1.66 s左右，第二周期内深蓄电站母线的最低电压值是0.34 pu。
Figure 5. The Ucosφ curve of Yuan-Xu lines fault during the second out-of-step oscillation period
Figure 6. The busbar voltage curve of Yuan-Xu lines fault during the second out-of-step oscillation period
据上所述，失步一周期的判断时间为1.27 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.29 pu；两周期的判断时间为1.66 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.34 pu。
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220 kV深蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，系统稳定。
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夏季小方式深蓄4台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站。电站运行在泵工况。
如图7所示，220 kV远蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在220 kV远蓄线内。
Figure 7. The phase difference curve of Yuan-Xu lines fault
根据计算，失步一周期的判断时间为0.66 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.66 pu；两周期的判断时间为1.02 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.74 pu。
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夏季小方式深蓄4台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站。电站运行在泵工况。
220 kV深蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在升压变内。
根据计算，失步一周期的判断时间为0.80 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.45 pu；两周期的判断时间为1.13 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.53 pu。
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夏季小方式深蓄2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站，另外2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站。电站运行在泵工况。
220 kV远蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在升压变内。
根据计算，失步一周期的判断时间为0.79 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.39 pu；两周期的判断时间为1.13 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.46 pu。
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夏季小方式深蓄2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站，另外2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站。电站运行在泵工况。
220 kV深蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，系统稳定。
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冬季大方式下深蓄2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站，另外2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站。电站运行在发电机工况。
220 kV远蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在升压变内。
根据计算，失步一周期的判断时间为1.28 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.26 pu；两周期的判断时间为1.66 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.29 pu。
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冬季大方式下深蓄2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站，另外2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站。电站运行在发电机工况。
220 kV深蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，系统稳定。
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冬季小方式深蓄4台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站。电站运行在泵工况。
220 kV远蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在220 kV远蓄线内。
根据计算，失步一周期的判断时间为0.65 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.65 pu；两周期的判断时间为1.01 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.73 pu。
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冬季小方式深蓄4台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站。电站运行在泵工况。
220 kV深蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在升压变内。
根据计算，失步一周期的判断时间为0.79 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.41 pu；两周期的判断时间为1.14 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.50 pu。
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冬季小方式深蓄2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站，另外2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站。电站运行在泵工况。
220 kV远蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，机组失稳，根据振荡特性分析，振荡中心在升压变内。
根据计算，失步一周期的判断时间为0.78 s，失步一周期内深蓄电站母线最低电压为0.41 pu；两周期的判断时间为1.12 s，第二失步周期内深蓄电站母线最低电压为0.46 pu。
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冬季小方式深蓄2台机组通过220 kV线路接入500 kV深圳变电站，另外2台机组通过220 kV远丰变电站接入500 kV宝安换流站。电站运行在泵工况。
220 kV深蓄线一回发生三相短路故障，同时另一回发生单相瞬时性故障，重合闸成功，系统稳定。
2.1 夏大方式
1）分母运行远蓄线情况
2）分母运行深蓄线情况
2.2 夏小方式
1）合母运行向宝安片区送电
2）合母运行向深圳片区送电
3）分母运行远蓄线情况
4）分母运行深蓄线情况
2.3 冬大方式
1）分母运行远蓄线情况
2）分母运行深蓄线情况
2.4 冬小方式
1）合母运行向宝安片区送电
2）合母运行向深圳片区送电
3）分母运行远蓄线情况
4）分母运行深蓄线情况
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根据仿真计算分析，在各种运行方式和工况下，电站机组发生失步后，需要采取解列机组措施，以限制事故扩大，防止机组设备损坏。根据计算，当发生失步后需要切除电站所有与系统相联接的机组才能平息失步。计算结果汇总表见表1。
故障线路 一周期时间/s 一周期电压/pu 二周期时间/s 二周期电压/pu 失步控制措施 振荡中心 夏大两机远蓄线 1.27 0.29 1.66 0.34 切2台稳定 升压变内 夏大两机深蓄线 — — — — 系统稳定 — 夏小四泵远蓄线 0.66 0.66 1.02 0.74 切4台稳定 远蓄线内 夏小四泵深蓄线 0.80 0.45 1.13 0.53 切4台稳定 升压变内 夏小两泵远蓄线 0.79 0.39 1.13 0.46 切2台稳定 升压变内 夏小两泵深蓄线 — — — — 系统稳定 — 冬大两机远蓄线 1.28 0.26 1.66 0.29 切2台稳定 升压变内 冬大两机深蓄线 — — — — 系统稳定 — 冬小四泵远蓄线 0.65 0.65 1.01 0.73 切4台稳定 远蓄线内 冬小四泵深蓄线 0.79 0.41 1.14 0.50 切4台稳定 升压变内 冬小两泵远蓄线 0.78 0.41 1.12 0.46 切2台稳定 升压变内 冬小两泵深蓄线 — — — — 系统稳定 — Table 1.
Out of step simulation results and control measures under various fault conditions 为消除失步振荡，应装设失步解列控制装置，在预先安排的输电断面，将系统解列为各自保持同步的区域［7］。根据以上计算分析结果，深圳抽水蓄能电站需要配置失步解列装置，用于监测送出线路断面。按照重要厂站安全自动装置应双重化配置原则［8］，深圳抽水蓄能电站应按双重化原则配置两套失步解列装置。失步解列装置应能根据监测安装点的电压、电流变化，准确判别系统发生的失步振荡及振荡中心所在范围，采取解列线路或机组等控制措施［9］。
失步解列装置可以整定为一个失步周期或两个失步周期，由于在小方式下泵工况下，通过远丰站并网时，220 kV远蓄线发生故障后，蓄能电站侧母线电压较高，最低电压到0.66 pu，因此建议设置两套定值，在深蓄电站4台机组通过220 kV远蓄线路并网时，振荡周期定值整定为1或2周期，电压定值整定为0.7 pu；其它方式下，振荡周期定值整定为1或2周期，电压定值整定为0.5 pu。考虑到及时解列失步机组能够快速平息故障，减少对电网稳定的影响，且Ucosφ在原理和穿区级数具备防误动能力，建议振荡周期定值整定为1周期。
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重要电源并网后，对电力系统的影响巨大，不仅改变了地区电网的系统网架结构，还会影响系统运行方式，进而改变区域安全稳定控制策略。由于系统严重故障数量众多，特别是考虑到连锁故障后，系统仿真无法遍历穷举，因此在仿真时应结合电网特点和故障经验，采用较为严重的故障情况。制定安全稳定控制策略时，应考虑到所有可能出现的运行方式，安全稳定控制策略应能保证在各种运行方式下的适应性。
本文在研究电站机组失步特性时，考虑了合厂运行和分厂运行方式；采用了夏大方式、夏小方式、冬大方式和冬小方式，对机组的发电工况和抽水工况下进行了系统故障特性分析。根据机组失步振荡特性，制定了失步振荡解列策略。
通过仿真计算，在不同运行方式下失步振荡周期内蓄能电站母线最低电压差异较大，给出了不同运行方式下的两套解列电压定值建议，保障在不同运行方式下系统发生故障后有效解列失步机组，保证系统的安全稳定，保护了发电机组的设备安全。考虑到电站接入系统点处于高负荷密度地区，建议失步解列装置振荡解列周期设置为1个周期，避免振荡时间过长才解列机组对负荷用户造成过大影响，保障电力用户的供电可靠性。
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