糯扎渡、溪洛渡高压直流输电工程安全稳定控制系统

2014-02-14张中庆张立平马怡晴

电力建设 2014年9期

张中庆，颜俊，张立平，马怡晴

(中国电力工程顾问集团中南电力设计院，武汉市430071)

0 引言

糯扎渡电站总装机5 850 MW(9 ×650 MW)，溪洛渡右岸电站总装机6 300 MW(9 ×700 MW)，输电规模巨大，采用高压直流输电模式送电广东。在溪洛渡、糯扎渡电站输电工程投产前，南方电网已建成“八交五直”的交、直流输电通道，交直流总输电能力超过22 000 MW［1］。由于溪洛渡和糯扎渡直流输电工程电压高、距离远、容量大，其投运后将对南方电网安全稳定及可靠运行产生重大影响［1］。

本文采用BPA 程序进行仿真计算，对糯扎渡直流、溪洛渡直流接入电网及过渡阶段的南方“西电东送”电网、直流送受端电网安全稳定问题进行全面深入的分析、研究;选取重点关注的控制断面、网架变化、故障类型，对各种极限方式、系统过渡方式、网架改接方式、线路检修方式进行潮流计算和稳定计算;分析各水平年系统安全稳定的薄弱环节，影响电网安全稳定水平的主要因素，对存在的稳定问题提出稳控措施并进行优化比较和敏感性分析;研究直流孤岛系统的安全稳定特性，提出兼顾设备安全和同步稳定的孤岛运行稳控措施。按照电力系统安全稳定3 道防线的设置要求，提出稳定控制系统建设方案［2］。

1 工程概况

1.1 糯扎渡直流输电工程

糯扎渡—广东直流输电工程起点位于云南普洱地区，落点位于广东江门地区，双极输送容量为5 000 MW，直流额定电压±800 kV，每极2个12 脉动换流器串联，直流输电线路长度约1 441 km。2013年汛前投产单极低端(1 250 MW)，2014年投产双极。

1.2 溪洛渡直流输电工程

溪洛渡—广东直流输电工程起点位于云南昭通地区，落点位于广东从化地区，双回输送容量为6 400 MW，直流额定电压±500 kV，每极一个换流器，双极2个换流器串联。直流输电线路全长1 221 km(折算成同塔双回路长度)，10 ～15 mm 冰区按同塔双回线路架设，20 和30 mm 重冰区原则上按2个单回路架设，但20 mm 冰区走廊拥挤段采用同塔双回路架设。2013年汛前投产单回单极(1 600 MW)，2014年投产双回全部四极。溪洛渡直流线路在杆塔上的布置示意图如图1 所示。

图1 溪洛渡直流线路导线布置示意图Fig.1 DC line layout diagram of Xiluodu HVDC

2 研究条件

2.1 计算水平年

以糯扎渡、溪洛渡直流工程逐步投产的2013年、2014年及2015年作为本工程的设计水平年。

2.2 计算网络

采用南方电网“十二五”电力系统设计成果以及《糯扎渡送电广东特高压直流输电工程可行性研究系统方案论证》、《溪洛渡送电广东直流输电工程可行性研究系统方案论证》的推荐方案作为本次计算的计算网络［3］。糯扎渡、溪洛渡直流送端电网接线示意图如图2 所示。

2.3 计算模型

本文采用BPA 程序建立了交直流系统机电暂态仿真模型，其中发电机采用次暂态变化模型，计及励磁和调速系统，送受端电网主要机组考虑了PSS 模型;直流系统运行方式为定功率控制;负荷模型采用包含频率特性的静态负荷模型。

图2 糯扎渡、溪洛渡直流送端电网接线示意图Fig.2 Diagram of initiating terminal power grid of Nuozhadu and Xiluodu DC

2.4 稳定计算相关说明

(1)切机原则说明。功角问题切机原则:根据策略表、切机顺序、容量匹配等，按照最小过切原则切除机组;高频问题切机原则:根据策略表，按照最小欠切原则切除机组。

(2)直流闭锁故障功率说明。本文稳定计算分析中，糯扎渡直流闭锁故障，按照单极输送功率2 500 MW，双极5 000 MW 考虑;溪洛渡直流闭锁故障，按照单极1 600 MW，双极3 200 MW，双回直流四极共6 400 MW考虑。在此基础上，考虑直流输送功率发生变化时，系统的稳定情况及稳控措施，从而总结出安全稳定控制的影响因素。

3 直流故障对系统稳定性的影响

由于南方电网暂稳及热稳问题集中在丰大方式，本文选取的基础计算方式主要包括2013年、2014年及2015年丰大方式，并在此基础上考虑了直流单极检修、送端换流站交流电网检修、云南交流出口检修、“西电东送”交流通道检修、受端换流站交流电网检修、金中直流推迟投产、云南区域电网特殊开机等潮流方式。为研究直流孤岛对南方电网稳定性的影响，本文还在糯扎渡、溪洛渡直流孤岛方式下进行了稳定计算，并给出了主要的计算结论。

3.1 联网方式

糯扎渡直流严重故障主要存在系统暂态失稳、滇西南断面弱阻尼、滇西南500 kV 线路过载、两广断面过载等问题。

暂稳问题在绝大多数方式下均存在，是影响系统稳定的主要问题，需切除送端糯扎渡水电站机组650 ～3 250 MW;弱阻尼问题主要存在于滇西南外送较重方式，切除一定量的糯扎渡电站机组可有效改善系统阻尼;滇西南500 kV 线路过载问题主要存在于普洱、思茅断面检修方式，多切糯扎渡电站机组可有效消除过载;两广断面过载问题主要存在于两广断面线路检修方式，随两广断面功率的增大而加重，切糯扎渡电站机组对南通道过载有一定效果，但对北通道过载效果有限。

溪洛渡直流严重故障主要存在系统暂态失稳、两广断面过载等问题。

暂稳问题存在于溪洛渡直流双回全部四极闭锁故障或者一回停运再发生双极闭锁故障，需切除溪洛渡电站机组700 ～6 300 MW。两广断面过载问题主要存在于两广断面线路检修方式，切溪洛渡电站机组对线路过载有一定效果，但效果有限。

联网方式下，糯扎渡直流、溪洛渡直流闭锁故障后云南电网、广东电网频率可满足稳定要求，详见表1。

表1 云南、广东电网频率变化Tab.1 Frequency variations of Yunnan and Guangdong power grid Hz

3.2 孤岛方式

糯扎渡直流孤岛方式下［4］，糯扎渡直流双极闭锁故障后，需切除糯扎渡电站全部机组，广东受端电网功率不平衡，频率降至49.28 Hz，但可满足频率稳定的要求。

溪洛渡直流孤岛方式下，溪洛渡直流四极闭锁故障后，需切除溪洛渡电站全部机组，广东受端电网功率不平衡，频率降至49.18 Hz，但可满足频率稳定的要求。

孤岛内电站交流线路发生N －2 故障时，孤岛系统失稳，需采取相应的切机并配合直流功率回降/闭锁等措施。

4 安全稳定控制的影响因素分析

为确定交直流并联运行方式下糯扎渡、溪洛渡直流安全稳定控制方案，有必要对影响其控制的各种因素做系统全面的分析［5］。

本文根据直流故障稳控措施的对象，对比不同切机对象的灵敏度，以求找到最适宜切机点;根据直流故障稳定问题形成的机理，从直流闭锁故障形式、交流断面功率水平、500 kV 线路检修方式、其他直流孤岛多个方面进行分析［6］，以求找到影响“两渡”直流严重故障所需切机量的关键因素［7］，进而制定两渡直流故障后的安全稳定控制方案及控制策略总体结构。

4.1 切机灵敏度分析

糯扎渡直流双极闭锁、溪洛渡直流全部四极闭锁需切除送端大量机组，当在直流故障所需切机量较大，或者糯扎渡、溪洛渡电站可切容量不足的情况下，稳控切机范围将需包括送端电网的其他电源，因此有必要对送端电网不同电源点的切机效果进行灵敏度分析，确定对糯扎渡、溪洛渡直流稳控有效的切机点。

选取糯扎渡直流近区电源糯扎渡电站机组，景洪、墨江、德宏等滇西南水电机组，以及云南其他地区电源进行切机效果比较。就糯扎渡直流双极闭锁故障后增强系统稳定性的效果而言，切除糯扎渡电站机组的效果最优，对直流双极闭锁后的系统暂态失稳、滇西南交流通道弱阻尼、500 kV 线路过载等问题均有较好的稳控效果;切景洪、墨江、德宏等滇西南电站机组的效果次之，其中对直流双极闭锁暂稳问题的控制效果与切糯扎渡电站机组基本相当，而对弱阻尼的控制效果稍弱，所需切机量大于切糯扎渡电站机组;切漫湾、大朝山电站及龙开口、鲁地拉电厂机组的控制效果再次，不仅直流双极闭锁的暂稳切机量大于前面2 类有效切机点，而且只能作为糯扎渡直流稳控系统有效切机的补充切机量，仅切除该类机组不能维持系统暂态稳定，此外其对滇西南交流通道弱阻尼的控制效果也不明显。

选取溪洛渡直流近区电源溪洛渡电站机组、威信(镇雄)和龙开口(鲁地拉)电厂机组，以及云南其他地区电源进行切机效果比较。就溪洛渡直流双回全部四极闭锁故障后增强系统稳定性的效果而言，切除溪洛渡电站机组的效果最好;切威信(镇雄)和龙开口(鲁地拉)电厂及大朝山、漫湾、糯扎渡、景洪电站的效果相当，其中切除威信(镇雄)、龙开口(鲁地拉)电厂的效果略好。

因此，糯扎渡直流双极闭锁后应选取糯扎渡电站机组作为主要切机点，景洪、墨江、德宏电厂机组作为备用切机点。溪洛渡双回直流全部四极闭锁后应选取溪洛渡电站机组作为主要切机点，威信、镇雄电厂机组作为备用切机点。

4.2 直流闭锁故障形式对切机量的影响

直流闭锁故障的形式主要包括单极闭锁、双极闭锁、相继闭锁、直流闭锁后再启动失败以及溪洛渡双回直流三极闭锁、四极闭锁等多种故障形态。本文对比研究了直流不同故障形态下的切机量，其中再启动不成功会延迟双极闭锁后稳控装置的切机动作时间，对保持系统稳定更为不利。

经计算，糯扎渡直流双极相继闭锁较同时闭锁切机量多1 台机组;直流一极闭锁且后一极线路故障再启动不成功，计划方式下切除糯扎渡电站机组3 ～4 台系统可以保持稳定，极限送电方式下需切糯扎渡、景洪、墨江电站机组共6 600 MW，甚至切除广东部分负荷。

溪洛渡直流同时闭锁故障中，双回全部四极闭锁切机量最大，三极闭锁次之，双极闭锁切机量最小。计划方式下相继闭锁较同时闭锁切机增加1 ～2 台;极限方式下切机量增加较多，除切除全部溪洛渡电站机组外，还需切除云南其他机组5 160 MW。溪洛渡直流双回全部四极闭锁且后一极线路故障再启动不成功时，采取切云南机组和切广东负荷措施后，系统仍失稳，需在双回直流三极闭锁后第四极启动前采取切机措施。

4.3 交流断面功率对切机量的影响

“两渡”直流直接送电广东，在直流故障后，送端电源通过并联运行的交流输电通道(云南内部交流通道—云南交流外送通道—广西交流通道—两广交流通道—广东电网)送电广东。为了确定“两渡”直流故障后切机量的关键控制因素，本文详细研究了云南内部交流断面、云南交流外送断面、贵州交流外送断面、两广交流断面等各断面功率、运行方式以及直流功率大小对控制量的影响。

本文考查了南方电网主要交流断面，包括:云南交流外送断面、贵州交流外送断面，根据直流故障后功率转移方向确定可能相关的云南内部断面，通过调整断面功率水平，研究其对“两渡”直流故障后切机量的影响。

经计算，糯扎渡直流双极闭锁后切机控制量主要由云南交流外送断面与直流功率之和决定;在和功率较小时，还受思茅交流断面功率大小的影响;云南电网内部其他断面功率大小以及两广、贵电等断面功率大小对切机控制量基本无影响［8］。

溪洛渡直流双回全部四极闭锁后切机控制量主要由云南交流外送断面与直流功率之和决定;在和功率较小时，还受滇东北交流断面功率大小的影响;云南电网内部其他断面功率大小以及两广、贵电等断面功率大小对切机控制量基本无影响。

4.4 线路检修方式对切机量的影响

经计算，糯扎渡直流送端电网500 kV 线路检修会加重糯扎渡直流双极闭锁的稳定控制量，其中思茅—通宝检修影响最大;云南交流出口断面500 kV线路检修会加重糯扎渡直流双极闭锁、溪洛渡直流双回全部四极闭锁的稳定控制量，其中砚山—靖西检修影响最大;两广断面检修，糯扎渡直流双极闭锁、溪洛渡直流双回四极闭锁会引起两广断面检修通道过载;贵州交流出口断面、糯扎渡和溪洛渡直流受端电网以及其他500 kV 线路检修，对两渡直流故障后的稳定情况无显著影响［9］。

4.5 其他直流孤岛对切机量的影响

保持“西电东送”总功率不变，糯扎渡直流/溪洛渡直流并联运行，而溪洛渡直流/糯扎渡直流、楚穗直流分别孤岛运行，分析其他直流孤岛运行对直流闭锁故障后所需切机量的影响［10］。

经计算，其他直流孤岛运行对糯扎渡直流双极闭锁、溪洛渡直流双回全部四极闭锁故障后所需切机量基本没有影响。

5 稳控系统方案设计

综合考虑稳控系统分区、措施可靠性、切机效果、可切容量、电源送出路径等因素，可选择糯扎渡电厂作为糯扎渡直流稳控的主要切机点，景洪电厂、墨江水电、德宏水电作为补充切机点，通过墨江稳控主站实现集中切机，糯扎渡直流稳控总可切机容量达9 400 MW，能够满足稳定控制的需求。

糯扎渡直流稳控系统切机措施遵循联网方式暂稳问题最小过切，孤岛方式高频问题最小欠切的原则。具体实现过程如下:联网方式下，由普洱换安稳主站根据策略表计算需切量，按照固定顺序、最小过切的原则切除糯扎渡电站机组，切机量不足时，向墨江安稳主站发送切机量，由墨江主站根据固定顺序和最小过切原则切除墨江、景洪水电机组。最大可能过切糯扎渡电站1 台机组650 MW，计算表明不会对稳定问题产生负面影响［11］。孤岛方式下，由普洱换安稳主站根据策略表计算需切量，按照固定顺序、最小欠切的原则切除糯扎渡电站机组，计算表明欠切容量应不大于100 MW。

选择溪洛渡电厂作为溪洛渡直流稳控的主要切机点，威信电厂、镇雄电厂及龙开口、鲁地拉水电厂作为补充切机点，通过云南电网区域稳控主站实现集中切机，溪洛渡直流稳控总可切机容量达12 400 MW，能够满足稳定控制的需求。

溪洛渡稳控系统切机措施遵循联网方式暂稳问题最小过切，孤岛方式高频问题最小欠切的原则。具体实现过程如下:联网方式下，由昭通换安稳主站根据策略表计算需切量，按照固定顺序、最小过切的原则切除溪洛渡电站机组，切机量不足时，向永丰安稳主站发送切机量，由永丰主站根据固定顺序和最小过切原则切除威信、镇雄、龙开口、鲁地拉等机组。最大可能过切溪洛渡电站1 台机组700 MW，计算表明不会对稳定问题产生负面影响。孤岛方式下，由昭通换安稳装置根据策略表计算需切量，按照固定顺序、最小欠切的原则切除溪洛渡电站机组，计算表明欠切容量应不大于100 MW。此外，极端严苛运行方式及故障下糯扎渡直流、溪洛渡直流稳定控制存在切受端电网负荷的需求，可选择罗洞主站作为配套切负荷点。“两渡”直流稳控系统影响因素及措施如表2、表3所示。

根据以上稳控系统影响因素和控制措施，可确定稳控系统设计方案，详见表4、表5。

表2 糯扎渡直流稳控系统影响因素及措施Tab.2 Influence factors and measures of stability control system for Nuozhadu DC

表3 溪洛渡直流稳控系统影响因素及措施Tab.3 Influence factors and measures of stability control system of Xiluodu DC

表4 糯扎渡直流稳控系统方案Tab.4 Scheme of stability control system of Nuozhadu DC

表5 溪洛渡直流稳控系统方案Tab.5 Scheme of stability control system of Xiluodu DC

根据以上“两渡”直流稳控系统方案，本工程需新增普洱换流站、江门换流站、昭通换流站、从化换流站、糯扎渡电站、溪洛渡电站稳控装置，对主网罗平站、罗洞站，云南网墨江、永丰稳控主站及思茅稳控子站，广东网罗洞稳控主站、顺德稳控主站、江门稳控主站稳控装置进行改造。稳控系统结构示意图如图3、图4 所示。

图3 糯扎渡直流及配套交流稳控系统配置及通道方案Fig.3 Configuration and channel scheme for Nuozhadu DC and AC stability control system

图4 溪洛渡直流及配套交流稳控系统配置及通道方案Fig.4 Configuration and channel scheme for Xiluodu DC and AC stability control system

6 结论

糯扎渡、溪洛渡直流输电工程是南方电网西电东送主网架的重要组成部分，是云南大型水电开发送出的需要，将对南方电网输电格局产生深刻影响。本文对“两渡”直流投产后系统稳定性进行计算分析，对可能影响直流故障切机量的各种因素进行分析，筛选出稳控系统重要的控制环节，制定安全可靠且简单易行的稳控系统方案，主要结论如下。

(1)联网方式下，糯扎渡直流双极闭锁故障主要存在系统暂态失稳、滇西南断面弱阻尼、滇西南500 kV线路过载、两广断面过载等问题，选取糯扎渡电站机组作为主要切机点，景洪、墨江、德宏电机组作为备用切机点。

(2)糯扎渡直流切机控制量主要由云南交流外送断面与直流功率之和决定;在和功率较小时，还受思茅交流断面功率大小的影响。不同的直流故障形式的稳定控制量有所不同。网架变化因素中，糯扎渡电站交流送出系统线路检修、云南交流出口断面线路检修对暂稳控制决策有影响。

(3)联网方式下，溪洛渡直流双回直流全部四极闭锁故障主要存在系统暂态失稳、两广断面过载等问题，选取溪洛渡电站机组作为主要切机点，威信、镇雄电厂机组作为备用切机点。

(4)溪洛渡直流切机控制量主要由云南交流外送断面与直流功率之和决定;在和功率较小时，还受滇东北交流断面功率大小的影响。不同的直流故障形式的稳定控制量有所不同。网架变化因素中，云南交流断面线路检修、两广交流断面线路检修对稳定控制决策有影响。

［1］李炜，佟明东，张琳，等．“十一五”南方电网“西电东送”输电能力研究［J］．中国电力，2007，40(2):26-30．

［2］马进霞，张立平，张中庆，等．糯扎渡、溪洛渡送电广东直流输电工程安全稳定控制系统专题研究［R］．武汉:中南电力设计院，2012．

［3］曾雪松，张瀚月，廖晨淞，等．云南电网外送交直流潮流最优分配研究［J］．四川电力技术，2012，35(3):1-3．

［4］金小明，蔡汉生．云广特高压直流系统孤岛运行的影响及相应对策［J］．南方电网技术，2010，4(2):15-20．

［5］邱伟，钟杰峰，李峰，等．糯扎渡特高压直流规模对广东电网影响研究［J］．南方电网技术，2009，3(6):18-21．

［6］周保荣，金小明，吴小辰，等．溪洛渡、糯扎渡直流输电规模对南方电网安全稳定影响［J］．南方电网技术，2009，3(1):7-11．

［7］许爱东，柳勇军，吴小辰． ±800 kV 云广特高压直流安全稳定控制策略研究［J］．南方电网技术，2008，2(5):14-18．

［8］毛晓明，吴小辰．南方交直流并联电网运行问题分析［J］．电网技术，2004，28(2):6-9，13．