特高壓同步電網(wǎng)安全性論證
湯涌，郭強(qiáng)，周勤勇，覃琴，秦曉輝
(中國電力科學(xué)研究院，北京市 海淀區(qū) 100192)
Security Evaluation for UHV Synchronized Power Grid
TANG Yong, GUO Qiang, ZHOU Qinyong, QIN Qin, QIN Xiaohui
(China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China)
ABSTRACT: According to ‘Guide on Security and Stability for Power System’, security and stability of UHV synchronized power grids were evaluated in following aspects: short-circuit current, static security, transient and dynamic stabilities. Based on requirements of ‘Emergency disposal, investigation and settlement regulations of electrical safety incidents’, fault tolerance ability of UHV power grids and available measures were verified under serious failure conditions, probably caused by natural disasters. According to setting principles and requirements, adaptability of the third defense line was analyzed including under-frequency load shedding, under-voltage load shedding and splitting. Results indicated that security performance of UHV synchronized power grids can meet demands of ‘Guide on Security and Stability for Power System’ and has strong capability of withstanding serious failure. The third defense line can effectively control failure scope and avoid blackouts. Self-adaptive splitting technique based on wide area synchronous measurement information, together with AC-DC coordinated control technique, can further improve power grid security performance.
KEY WORDS: security and stability; UHV; synchronized power grids; three-defense lines
摘要：根據(jù)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》，從短路電流、靜態(tài)安全性、暫態(tài)穩(wěn)定性、動(dòng)態(tài)穩(wěn)定性等方面，校核了特高壓同步電網(wǎng)方案的安全穩(wěn)定性;根據(jù)《電力安全事故應(yīng)急處置和調(diào)查處理?xiàng)l例》要求，校核了可能發(fā)生的自然災(zāi)害導(dǎo)致的電網(wǎng)嚴(yán)重故障下，特高壓同步電網(wǎng)的承受能力及可采取的措施;根據(jù)第3道防線的設(shè)置原則和要求，分析了由低頻減載、低壓減載和解列控制構(gòu)成的第3道防線在特高壓同步電網(wǎng)的適應(yīng)性。結(jié)果表明，特高壓同步電網(wǎng)安全性滿足《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》的要求，承受嚴(yán)重故障能力強(qiáng)，第3道防線可有效控制事故范圍，避免出現(xiàn)大停電;采用基于廣域同步量測信息的自適應(yīng)解列、交直流協(xié)調(diào)控制等技術(shù)可以進(jìn)一步提高系統(tǒng)的安全性。
關(guān)鍵詞：安全穩(wěn)定;特高壓;同步電網(wǎng);三道防線
DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.01.014
0 引言
發(fā)展特高壓已先后納入國家“十二五”規(guī)劃綱要、能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃、國家能源科技“十二五”發(fā)展規(guī)劃、能源發(fā)展戰(zhàn)略行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)、大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃等，成為國家重要能源發(fā)展戰(zhàn)略。目前國家電網(wǎng)(國網(wǎng)經(jīng)營區(qū))已建成“三交四直”特高壓工程并保持安全運(yùn)行，隨著列入大氣污染防治行動(dòng)計(jì)劃的“四交四直”及酒泉—湖南特高壓工程加快推進(jìn)，特高壓電網(wǎng)從技術(shù)創(chuàng)新、工程示范進(jìn)入全面大規(guī)模建設(shè)的新階段。
“十三五”期間，為滿足西部、北部大型能源基地開發(fā)外送和東中部用電需要，適應(yīng)清潔能源更大規(guī)模的開發(fā)利用要求，應(yīng)加快特高壓骨干網(wǎng)架建設(shè)，優(yōu)化電網(wǎng)格局，減少同步電網(wǎng)數(shù)量，擴(kuò)大同步電網(wǎng)規(guī)模，推動(dòng)構(gòu)建統(tǒng)一同步電網(wǎng)，形成能源資源優(yōu)化配置平臺(tái)[1]。這些新形勢和新挑戰(zhàn)將對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定特性產(chǎn)生重大影響。因此，有必要對(duì)“十三五”特高壓同步電網(wǎng)方案的安全性進(jìn)行綜合評(píng)估論證，并以研究結(jié)果指導(dǎo)中遠(yuǎn)期電網(wǎng)規(guī)劃的調(diào)整。
滿足《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》(以下簡稱《導(dǎo)則》)是電網(wǎng)規(guī)劃的根本要求。2011年，國務(wù)院頒布了《電力安全事故應(yīng)急處置和調(diào)查處理?xiàng)l例》，對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定提出了更高的要求。在常規(guī)的典型故障校核的基礎(chǔ)上，本文研究了區(qū)域間解列控制、低頻減載、低壓減載等電網(wǎng)第3道防線措施的適應(yīng)性，以及交直流混合電網(wǎng)安全穩(wěn)定性與協(xié)調(diào)控制，通過深入論證特高壓同步電網(wǎng)對(duì)極端嚴(yán)重故障的抵御能力以及交直流協(xié)調(diào)控制策略，為進(jìn)一步提高特高壓同步電網(wǎng)的安全性和可控性提供技術(shù)支撐與決策參考依據(jù)。
1 特高壓同步電網(wǎng)方案
“十三五”期間，在現(xiàn)有電網(wǎng)格局基礎(chǔ)上，將西部不同資源類型的電網(wǎng)進(jìn)行互聯(lián)，即西北電網(wǎng)與川渝藏電網(wǎng)通過特高壓交流聯(lián)網(wǎng)，構(gòu)建西部特高壓同步電網(wǎng)(簡稱“西部電網(wǎng)”);將東部主要受電地區(qū)電網(wǎng)進(jìn)行互聯(lián)，即“三華”電網(wǎng)與東北電網(wǎng)通過特高壓交流聯(lián)網(wǎng)，構(gòu)建東部特高壓同步電網(wǎng)(簡稱“東部電網(wǎng)”)，形成送、受端結(jié)構(gòu)清晰，交流和直流協(xié)調(diào)發(fā)展的2個(gè)特高壓同步電網(wǎng)格局，如圖1所示。到2020年，規(guī)劃建成19回特高壓直流工程，特高壓電網(wǎng)跨區(qū)輸電380 GW，向東中部送電310 GW[2]。
圖1 2020年特高壓同步電網(wǎng)格局示意圖
Fig. 1 Structure of UHV synchronized power grid in 2020
2 特高壓同步電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平分析
2.1 潮流及靜態(tài)安全分析
2020年東部、西部電網(wǎng)特高壓主網(wǎng)潮流分布合理。主要送電通道潮流在7~10 GW，主要聯(lián)絡(luò)線通道潮流在3.5~6 GW，滿足能源基地開發(fā)外送和大規(guī)模直流電力疏散要求。N-1方式下1000 kV及500 kV線路、1000 kV主變均不過載，滿足N-1靜態(tài)安全標(biāo)準(zhǔn)要求。
特高壓直流大功率饋入東部、西部受端電網(wǎng)，當(dāng)直流發(fā)生雙極閉鎖故障后，潮流大范圍轉(zhuǎn)移至負(fù)荷中心，送端發(fā)電機(jī)功角擺開，系統(tǒng)無功消耗大幅增加，系統(tǒng)的功角和電壓穩(wěn)定性將受到較大影響[3]。安全穩(wěn)定校核結(jié)果表明，東部、西部電網(wǎng)承受潮流轉(zhuǎn)移的能力強(qiáng)，潮流轉(zhuǎn)移通道在故障后的潮流和母線電壓均在安全允許范圍內(nèi)。
以陜北—武漢直流雙極閉鎖故障為例，分析潮流轉(zhuǎn)移情況。故障后10 GW功率轉(zhuǎn)移至并列運(yùn)行的特高壓交流線路上，通道上的母線電壓均有不同程度的降低，其中蒙西—晉中單回線路潮流由4702 MW增加至6571 MW，武漢特高壓站電壓降至961.9 kV，不存在任何安全問題。故障后潮流轉(zhuǎn)移計(jì)算結(jié)果如表1所示。
表1 陜北—武漢直流雙極閉鎖故障后的潮流轉(zhuǎn)移及
電壓變化情況
Tab. 1 Power flow transferring and voltage after bipolar block fault occurring on Shanbei-Wuhan UHVDC line
線路名稱故障前/故障后
潮流/MW節(jié)點(diǎn)名故障前/故障后
節(jié)點(diǎn)電壓值/kV
蒙西—晉北1880/3261蒙西1066.3/1023.4
晉北1063.0/1022.2
蒙西—晉中4702/6571蒙西1066.3/1023.4
晉中1056.6/1001.6
上海廟—蒙西1561/922上海廟1083.9/1067.4
蒙西1066.3/1023.4
武漢—南昌1730/1483武漢1034.2/961.9
南昌1043.8/1003.7
武漢—安慶1560/962武漢10434.2/961.9
安慶1052.1/1010.9
武漢—道觀1361/1902武漢1034.2/961.9
道觀519.8/496.5
道觀—木蘭1672/2041道觀519.8/496.5
木蘭518.0/498.1
武漢換—木蘭330/-722武漢換522.6/499.7
木蘭518.0/498.1
武漢換—鄂變1560/1051武漢換522.6/499.7
鄂變520.6/501.5
2.2 短路電流水平
“三華”負(fù)荷中心500 kV電網(wǎng)短路電流大量超標(biāo)，目前已采取線路出串、拉停，裝設(shè)高阻抗變壓器、串聯(lián)電抗器、短路電流限制器等措施，長遠(yuǎn)看難以為繼。發(fā)展更高一級(jí)電壓，可從根本上解決短路電流問題。我國500 kV電網(wǎng)發(fā)展歷程中，220 kV電網(wǎng)得以通過分區(qū)運(yùn)行來解決短路電流超標(biāo)的問題。建設(shè)1000 kV電網(wǎng)，500 kV合理分區(qū)運(yùn)行，可有效解決500 kV短路電流超標(biāo)問題[4-5]。對(duì)2020年東部、西部電網(wǎng)的短路電流水平進(jìn)行校核計(jì)算表明，特高壓同步電網(wǎng)形成后，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)顯著加強(qiáng)，500 kV電網(wǎng)具備了結(jié)構(gòu)優(yōu)化的條件，通過省間1000/500 kV電磁環(huán)網(wǎng)解環(huán)和分區(qū)，能將全部短路電流控制在63 kA以下。
2.3 大擾動(dòng)暫態(tài)穩(wěn)定分析
對(duì)三級(jí)安全穩(wěn)定標(biāo)準(zhǔn)對(duì)應(yīng)的典型故障進(jìn)行仿真分析。
第1級(jí)：選取交流線路“N-1”故障和直流單極閉鎖故障。結(jié)果表明，無需采取措施，系統(tǒng)均能保持穩(wěn)定。
第2級(jí)：選取交流線路三永“N-2”故障和直流雙極閉鎖故障。結(jié)果表明，除了少數(shù)電廠送出通道需要切除相應(yīng)送端機(jī)組外，其他交流線路三永“N-2”故障后，不需采取任何措施，送、受端系統(tǒng)均能夠保持穩(wěn)定運(yùn)行;錫盟—江蘇、上海廟—山東、
準(zhǔn)東—四川、酒泉—湖南等直流線路雙極閉鎖故障需要切除送端相應(yīng)4~7臺(tái)機(jī)組，不需切除受端負(fù)荷，系統(tǒng)能保持穩(wěn)定運(yùn)行，最大切機(jī)量為7臺(tái)機(jī)組共7000 MW;其他直流線路故障時(shí)無需采取措施(除送端孤島機(jī)組需切機(jī)外)，系統(tǒng)能保持穩(wěn)定。
第3級(jí)：考慮到近年來自然災(zāi)害頻發(fā)對(duì)電網(wǎng)安全的影響，選取同通道同送端的多回直流同時(shí)發(fā)生雙極閉鎖故障或者失去多個(gè)電廠等多重故障。
1)多回直流同時(shí)停運(yùn)。
①西南水電外送特高壓直流。
西南水電共有5回±800 kV的特高壓直流向華東、華中送電，總?cè)萘繛?1.6 GW。對(duì)落點(diǎn)華東地區(qū)的任意2回或3回直流由于送端機(jī)組停運(yùn)導(dǎo)致的直流同時(shí)雙極閉鎖進(jìn)行計(jì)算分析，結(jié)果表明，送端需切除10~18 GW機(jī)組后，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定，受端不需采取任何措施。
②西北、北部火電外送特高壓直流。
選取酒泉—湘潭和哈密南—鄭州2回直流、蒙西—湘南和陜北—武漢2回直流，這2組直流的送端電源位置較近，如果出現(xiàn)強(qiáng)風(fēng)、地震等較嚴(yán)重的自然災(zāi)害，送端機(jī)組可能大范圍停機(jī)，導(dǎo)致兩回直流同時(shí)停運(yùn)，需要對(duì)這類情況下電網(wǎng)進(jìn)行安全性校核。結(jié)果表明，送端切除16~18 GW機(jī)組后，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定，受端不需采取任何措施。
③西部電網(wǎng)和東部電網(wǎng)之間的特高壓直流。
選取同送端同通道的準(zhǔn)東—皖南、酒泉—湘潭2回特高壓直流同時(shí)發(fā)生雙極閉鎖故障。按照單回直流閉鎖的安控措施量，即切除準(zhǔn)東直流3660 MW的配套電源、酒泉直流5400 MW的配套電源后，送受端電網(wǎng)可以保持穩(wěn)定，低壓減載、低頻減載等第3道防線裝置均不需動(dòng)作。
2)華東沿海大量火電、核電機(jī)組停運(yùn)。
考慮到我國東南沿海，尤其是浙江、福建沿海易受強(qiáng)烈臺(tái)風(fēng)影響，可能導(dǎo)致沿海地區(qū)同時(shí)失去10~20 GW左右的火電廠、核電廠，下面就電廠同時(shí)失去進(jìn)行安全穩(wěn)定分析。
當(dāng)浙江樂清、玉環(huán)、三門等電廠共失去18 GW或福建沿海后石、福清、可門等電廠共失去20.3 GW機(jī)組時(shí)，華東電網(wǎng)能夠保持穩(wěn)定，若失去電源超過此規(guī)模，則局部電網(wǎng)將失去穩(wěn)定，需要采取集中切負(fù)荷或者依靠低壓減載、低頻減載等措施系統(tǒng)才能恢復(fù)穩(wěn)定，具體情況如表2所示。
表2 浙江、福建沿海大型機(jī)組停運(yùn)下系統(tǒng)穩(wěn)定性
Tab. 2 System stability under large generators shutdown along the coast of Zhejiang and Fujian
停運(yùn)區(qū)域失去電源
規(guī)模/GW集中切負(fù)荷低壓、低頻
減載措施事故級(jí)別
浙江沿海18———
福建沿海20.3———
浙江沿海20集中切除
4100 MW負(fù)荷切除13 020 MW負(fù)荷—
福建沿海22集中切除
2600 MW負(fù)荷切除22 590 MW負(fù)荷一般事故
2.4 動(dòng)態(tài)穩(wěn)定性分析
采用小干擾頻域分析方法，對(duì)東部、西部電網(wǎng)的主要?jiǎng)討B(tài)穩(wěn)定振蕩模式進(jìn)行分析，詳細(xì)計(jì)算結(jié)果見表3。
表3 小干擾動(dòng)態(tài)穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果
Tab. 3 Computation results of small disturbance
dynamic stability
區(qū)域振蕩模式振蕩頻率/Hz阻尼比
東部電網(wǎng)湖南、江西機(jī)組相對(duì)于
華東機(jī)組0.4350.176
西部電網(wǎng)西北機(jī)組相對(duì)于川渝機(jī)組0.2720.117
結(jié)果表明，東部電網(wǎng)大區(qū)間主要振蕩模式振蕩頻率0.435 Hz，阻尼比0.176;西部電網(wǎng)大區(qū)間主要振蕩模式振蕩頻率0.272 Hz，阻尼比0.117。從振蕩模式來看，大區(qū)間主要振蕩模式有2個(gè)，分別是東部電網(wǎng)的湖南、江西機(jī)組相對(duì)于華東機(jī)組模式，西部電網(wǎng)的西北機(jī)組相對(duì)于川渝機(jī)組模式。這些主要低頻振蕩模式均具有強(qiáng)阻尼。
3 第3道防線措施的適應(yīng)性研究
電網(wǎng)的第3道防線措施主要包括低頻減載、低壓減載和解列。本節(jié)重點(diǎn)研究極端嚴(yán)重故障導(dǎo)致系統(tǒng)穩(wěn)定破壞時(shí)，電網(wǎng)第3道防線措施的適應(yīng)性。
3.1 低頻減載措施
現(xiàn)行的低頻減載配置方案均是按當(dāng)前區(qū)域電網(wǎng)配置的，且各區(qū)域配置不同[6]。因此，可以優(yōu)化設(shè)計(jì)更為適合特高壓同步電網(wǎng)的低頻減載方案，如表4所示，該統(tǒng)一配置方案可同時(shí)滿足聯(lián)網(wǎng)方式和故障解列后受端頻率恢復(fù)的需要。
對(duì)低頻減載方案的評(píng)價(jià)，需要從3個(gè)方面進(jìn)行比較分析：低頻減載總量、系統(tǒng)最低頻率和穩(wěn)態(tài)頻率及頻率恢復(fù)至49.5 Hz的時(shí)間。以2020年東部電網(wǎng)大方式下全網(wǎng)損失48.23 GW區(qū)外來電為例進(jìn)行對(duì)比分析。圖2、3分別為現(xiàn)行低頻減載方案和統(tǒng)一配置方案下系統(tǒng)頻率變化圖，表5給出了2種配
表4 特高壓同步電網(wǎng)統(tǒng)一低頻減載配置方案
Tab. 4 Unified under-frequency load shedding scheme of UHV synchronized power grid
頻率減負(fù)荷/%延時(shí)/s
49.21.830特
49.22.415特
49.25.00.2
49.06.00.2
48.86.50.2
48.67.00.2
48.47.00.2
48.27.00.2
48.08.00.2
注：表中“特”指特殊輪。
圖2 現(xiàn)行低頻減載配置方案下系統(tǒng)頻率變化
Fig. 2 System frequency of current under-frequency load shedding scheme
圖3 統(tǒng)一低頻減載配置方案下系統(tǒng)頻率變化曲線
Fig. 3 System frequency of Unified under-frequency load shedding scheme
表5 2種低頻減載方案的對(duì)比
Tab. 5 Comparison on two kinds of under-frequency load shedding schemes
配置方案減載量/
MW最低頻率/
Hz穩(wěn)態(tài)頻率/
Hz恢復(fù)至49.5 Hz
時(shí)間/s
現(xiàn)行低頻減載
配置方案14 10049.2049.5238
統(tǒng)一低頻減載
配置方案23 39049.1849.6723
置方案下的減載量、最低頻率、穩(wěn)態(tài)頻率及頻率恢復(fù)至49.5 Hz的時(shí)間。
可以看出，綜合考慮減載量、系統(tǒng)最低頻率、穩(wěn)態(tài)頻率及恢復(fù)至49.5 Hz時(shí)間等指標(biāo)，2類方案下，統(tǒng)一低頻減載配置方案較好。雖然統(tǒng)一配置方案的總體減載量較大，但由于各大區(qū)電網(wǎng)統(tǒng)一分?jǐn)偣β嗜鳖~，所以各區(qū)域電網(wǎng)減載量比較均衡，且最終頻率恢復(fù)到49.5 Hz的時(shí)間也較短。
3.2 低壓減載措施
由于我國在低壓減載配置上至今還沒有一個(gè)統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)、配置原則和配置方法，因而我國各地區(qū)現(xiàn)有低壓減載措施的配置依據(jù)和原則有所不同[7]。經(jīng)過對(duì)低壓減載配置原則進(jìn)行分析，總結(jié)低壓減載措施的配置方法和流程如下：
1)由全網(wǎng)暫態(tài)、中長期電壓穩(wěn)定仿真結(jié)果分析，確定存在電壓穩(wěn)定問題的區(qū)域。
2)根據(jù)該區(qū)域的負(fù)荷水平和負(fù)荷構(gòu)成，確定配置區(qū)域中的可切負(fù)荷總量。
3)依據(jù)不同故障形式下系統(tǒng)電壓的恢復(fù)水平，確定低壓減載動(dòng)作后的電壓恢復(fù)目標(biāo)值。
最終形成東部電網(wǎng)低壓減載配置的推薦方案見表6。
表6 東部電網(wǎng)低壓減載配置推薦基本方案
Tab. 6 Recommendation scheme of under-frequency load shedding configuration of East power grid
輪次華東華北華中
動(dòng)作
電壓/
pu延時(shí)/s切除
負(fù)荷/
%動(dòng)作
電壓/
pu延時(shí)/s切除
負(fù)荷/
%動(dòng)作
電壓/
pu延時(shí)/s切除
負(fù)荷/
%
特殊輪0.831.5150.831.5150.851.515
第1輪0.830.2130.870.5100.850.510
第2輪0.790.2100.850.4100.850.410
第3輪0.750.2100.850.4100.850.410
第4輪0.710.2100.850.4100.850.410
當(dāng)東部電網(wǎng)發(fā)生同時(shí)失去臨沂—連云港、棗莊—徐州、駐馬店—淮南、駐馬店—徐州4個(gè)特高壓輸電通道的極端嚴(yán)重故障時(shí)，需要在送端采取切機(jī)措施，低壓減載措施會(huì)發(fā)生動(dòng)作，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定，共切除負(fù)荷15.47 GW，占東部電網(wǎng)總負(fù)荷1.83%。相關(guān)母線電壓見圖4。可以看出，發(fā)生此嚴(yán)重故障時(shí)，配置方案具有良好的適應(yīng)性。
圖4 同時(shí)失去4個(gè)交流通道條件下
低壓減載動(dòng)作后的母線電壓
Fig. 4 Voltage curve after operation of under voltage
load shedding under condition of four UHVAC lines tripping
3.3 解列措施
3.3.1 傳統(tǒng)解列措施
目前已有的特高壓區(qū)域聯(lián)絡(luò)線解列配置包括失步解列、低壓解列和快速解列技術(shù)[8-10]。失步解列通過相關(guān)電氣量的變化，可以判斷系統(tǒng)是否發(fā)生失步，并在系統(tǒng)發(fā)生失步的狀態(tài)下捕捉失步中心的位置;目前失步判據(jù)的研究大都基于經(jīng)典的雙機(jī)等值系統(tǒng)。低壓解列是根據(jù)電壓低到一定值并持續(xù)相應(yīng)時(shí)間進(jìn)行解列判斷;快速解列根據(jù)輸電線路功率的變化趨勢、線路兩端電壓相角差的變化趨勢以及系統(tǒng)振蕩中心的位置等因素來形成失步解列判據(jù)。
若同時(shí)配置以上3種解列技術(shù)，當(dāng)發(fā)生如圖5所示的準(zhǔn)東—成都特高壓直流雙極閉鎖并同時(shí)失去隴南—廣元特高壓交流通道的嚴(yán)重故障時(shí)，失步振蕩中心落入果洛—阿壩以及玉樹—昌都線路上，導(dǎo)致這2個(gè)特高壓交流通道在1.6 s內(nèi)陸續(xù)解列，如圖6所示，使得西部電網(wǎng)解列成西北和西南2個(gè)獨(dú)立的地區(qū)電網(wǎng)，解列后在低頻低壓減載措施動(dòng)作配合下，各地區(qū)電網(wǎng)均恢復(fù)穩(wěn)定運(yùn)行。
在解列后的動(dòng)態(tài)過程中，低壓減載動(dòng)作共切除負(fù)荷1330 MW，低頻減載動(dòng)作共切除負(fù)荷5230 MW，分別占西南電網(wǎng)總負(fù)荷的1.3%和5.1%。
圖5 西部電網(wǎng)特高壓通道極端嚴(yán)重故障示意圖
Fig. 5 Diagram of extremely serious fault occurring on the UHV tie lines of West power grid
圖6 解列線路功率及解列時(shí)序示意圖
Fig. 6 Power flow and timing sequence after line splitting
3.3.2 基于廣域同步量測信息的自適應(yīng)解列
基于廣域同步量測信息的自適應(yīng)解列，核心思想是通過保穩(wěn)的互補(bǔ)群慣量中心—相對(duì)運(yùn)動(dòng)變換，將多機(jī)系統(tǒng)穩(wěn)定性的定性(或定量)分析問題轉(zhuǎn)換為具有時(shí)變特性的非自治單機(jī)無窮大系統(tǒng)映像的同類問題[11]。基于廣域量測信息的自適應(yīng)解列系統(tǒng)，可以進(jìn)一步提高解列速度，更有助于解列后系統(tǒng)快速恢復(fù)穩(wěn)定，并進(jìn)一步減少解列后低頻減載、低壓減載的代價(jià)。
當(dāng)東明—駐馬店通道東明側(cè)發(fā)生三永故障跳雙回，同時(shí)跳開晉東南—南陽通道，共損失
5回特高壓交流線路極端嚴(yán)重故障時(shí)(如圖7所示)，沖擊到地區(qū)聯(lián)絡(luò)斷面的潮流轉(zhuǎn)移量達(dá)到23.1 GW，導(dǎo)致穩(wěn)定破壞，依靠傳統(tǒng)解列與自適應(yīng)解列技術(shù)都可將聯(lián)絡(luò)斷面解開，使系統(tǒng)恢復(fù)穩(wěn)定，結(jié)果見表7。可以看出，相比傳統(tǒng)解列技術(shù)，自適應(yīng)解列技術(shù)恢復(fù)時(shí)間快，損失負(fù)荷量小。
圖7 華北對(duì)外聯(lián)絡(luò)斷面極端嚴(yán)重故障示意圖
Fig. 7 Diagram of extremely serious fault occurring on the tie lines of North-China and other regions
表7 華北對(duì)外聯(lián)絡(luò)斷面極端嚴(yán)重故障下傳統(tǒng)解列與自適應(yīng)解列結(jié)果對(duì)比
Tab. 7 Comparison on traditional splitting and self-adaptive splitting after extremely serious fault occurring on the tie lines of North-China and other regions
解列類型剩余聯(lián)絡(luò)通道
解開時(shí)間/s低頻低壓
減載量/MW是否恢復(fù)穩(wěn)定
傳統(tǒng)解列技術(shù)1.41/1.7657 750是
自適應(yīng)解列技術(shù)1.01/1.0147 760是
4 交直流混合輸電系統(tǒng)安全穩(wěn)定性及協(xié)調(diào)控制策略研究
直流系統(tǒng)本身所具有的特性使得其暫態(tài)過程非常復(fù)雜[12-15]，綜合來講，對(duì)系統(tǒng)的影響主要體現(xiàn)在以下3個(gè)方面：
1)直流系統(tǒng)換流站需要消耗大量無功功率，約占輸送有功功率40%~60%的水平。在正常運(yùn)行條件下，直流系統(tǒng)消耗的無功功率主要由換流站內(nèi)濾波器等無源補(bǔ)償元件提供。系統(tǒng)故障時(shí)，將產(chǎn)生暫態(tài)電壓波動(dòng)，由于運(yùn)行條件的變化，會(huì)引起無功功率補(bǔ)償出力的變化。這些元件是否能提供直流系統(tǒng)所需的無功功率將直接影響交直流系統(tǒng)間無功功率交換的大小，從而產(chǎn)生了交直流系統(tǒng)電壓穩(wěn)定性問題。
2)直流系統(tǒng)輸電功率較大，直流系統(tǒng)故障引起輸電功率大幅波動(dòng)將對(duì)直流送端系統(tǒng)和受端系統(tǒng)產(chǎn)生較大沖擊，危及系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性。
3)直流輸電系統(tǒng)具有高度可控性，可以為電網(wǎng)提供靈活的輸送方式，但是直流換流設(shè)備自身性能限制和直流對(duì)交流系統(tǒng)的要求將給電網(wǎng)運(yùn)行帶來更多的約束條件。
綜上所述，合理的利用直流系統(tǒng)特有的控制特性，可以對(duì)系統(tǒng)安全穩(wěn)定性產(chǎn)生積極的影響。
4.1 交直流混合輸電系統(tǒng)安全穩(wěn)定研究
2020年，東部電網(wǎng)中，錫盟火電基地通過1回±800 kV特高壓直流和2回特高壓交流通道向負(fù)荷中心送電;蒙西火電基地(含陜北、晉北火電)通過3回±800 kV特高壓直流和2回特高壓交流通道向負(fù)荷中心送電。西部電網(wǎng)中，準(zhǔn)東電源基地通過1回±1100 kV特高壓直流和3回特高壓交流通道向負(fù)荷中心送電。錫盟、蒙西以及準(zhǔn)東電源基地送出系統(tǒng)均形成較為典型的交直流混合送端網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，交直流系統(tǒng)相互影響明顯。
1)送端故障對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。
錫盟、蒙西以及準(zhǔn)東交直流混合輸電系統(tǒng)送端電網(wǎng)的主干線路發(fā)生“N-1”、“N-2”故障后，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定運(yùn)行。
2)直流故障對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。
錫盟、蒙西以及準(zhǔn)東交直流混合輸電系統(tǒng)中特高壓直流發(fā)生單極閉鎖故障，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定運(yùn)行;雙極閉鎖故障后，除少數(shù)直流線路需要切除相應(yīng)送端機(jī)組外，其他直流線路不需采取任何措施，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定。最大切機(jī)量為7臺(tái)機(jī)組共7 GW。
3)受端故障對(duì)系統(tǒng)穩(wěn)定性的影響。
錫盟、蒙西以及準(zhǔn)東交直流混合輸電系統(tǒng)各送出直流系統(tǒng)逆變站落點(diǎn)附近主干線路發(fā)生“N-1”、“N-2”故障后，系統(tǒng)可以保持穩(wěn)定運(yùn)行。
4.2 提高電網(wǎng)穩(wěn)定水平的交直流協(xié)調(diào)控制策略
在交直流混合輸電系統(tǒng)中，直流功率緊急控制可快速釋放由于送電通道開斷所積聚的過剩功率;采用直流有功功率調(diào)制可以實(shí)現(xiàn)交直流系統(tǒng)的相互支援;采用直流系統(tǒng)緊急功率控制和調(diào)制可有效提高系統(tǒng)在極端嚴(yán)重故障下的穩(wěn)定水平[16-18]。
4.2.1 基于功率緊急控制的交直流協(xié)調(diào)控制策略
當(dāng)發(fā)生準(zhǔn)東—成都特高壓直流雙極閉鎖并同時(shí)失去隴南—廣元特高壓交流通道的嚴(yán)重故障時(shí)，約9 GW功率轉(zhuǎn)移到聯(lián)絡(luò)斷面的其余線路上，系統(tǒng)會(huì)失去穩(wěn)定。
雅中—南昌特高壓直流在故障切除后0.2 s時(shí)啟動(dòng)功率緊急控制，在0.6 s內(nèi)功率從5 GW(單極)速降80%至1 GW，持續(xù)3 s后，以同樣速率升功率至2 GW;溪洛渡—浙西特高壓直流在故障切除后0.2 s時(shí)啟動(dòng)功率緊急控制，在0.6 s內(nèi)功率從4 GW (單極)速降50%至2 GW，持續(xù)3 s后，以同樣速率升功率至3 GW，則系統(tǒng)能夠保持穩(wěn)定。圖8給出
(a) 果洛—阿壩線路潮流
(b) 雅中—南昌特高壓直流單極輸電功率
(C) 溪洛渡—浙西特高壓直流單極輸電功率
圖8 西部電網(wǎng)特高壓通道嚴(yán)重故障時(shí)穩(wěn)定計(jì)算曲線
Fig. 8 Stabilization process after serious fault occurring on the UHV tie lines of West Power Grid
了采取功率緊急控制措施前后，果洛—阿壩特高壓交流線路功率、雅中—南昌特高壓直流單極輸電功率、溪洛渡—浙西特高壓直流單極輸電功率。
4.2.2 基于直流功率調(diào)制的交直流協(xié)調(diào)控制策略
根據(jù)對(duì)2020年蒙西交直流混合輸電系統(tǒng)中并聯(lián)交流線路與直流線路之間耦合關(guān)系的研究，交直流協(xié)調(diào)控制對(duì)象選擇蒙西—晉北特高壓交流線路較為合適，能夠反映其他并聯(lián)交流通道或外送直流因故障退出運(yùn)行后的潮流轉(zhuǎn)移情況。
在特殊方式下，當(dāng)蒙西—晉中特高壓交流通道發(fā)生三永“N-2”故障時(shí)，陜北—武漢特高壓直流啟動(dòng)功率調(diào)制，設(shè)單極調(diào)制功率可從4 GW至6 GW之間變化(調(diào)制幅度為額定功率的±20%)，通過調(diào)制系統(tǒng)能夠保持穩(wěn)定。采取功率調(diào)制后，蒙西—晉北特高壓交流線路功率、陜北—武漢特高壓直流單極輸電功率如圖9所示。可以看出，直流單極功率在6 s后逐漸降至5.5 GW(1.1倍額定功率)以內(nèi)。
(a) 蒙西—晉北線路潮流
(b) 陜北—武漢特高壓直流調(diào)制單極功率
圖9 蒙西—晉中特高壓交流線路故障時(shí)穩(wěn)定計(jì)算曲線
Fig. 9 Stabilization process after N-2 fault occurring on the Mengxi-Jinzhong 1000 kV AC line
研究表明，采用直流功率調(diào)制也能達(dá)到提高交直流混合輸電系統(tǒng)穩(wěn)定性的目的，可減少采取切機(jī)措施，減小控制代價(jià)。
5 結(jié)論
特高壓同步電網(wǎng)擴(kuò)大了負(fù)荷中心地區(qū)接受區(qū)外電力的能力，區(qū)外電力分別通過特高壓交流和特高壓直流送入，形成“強(qiáng)交強(qiáng)直”科學(xué)合理的輸電格局。“十三五”特高壓同步電網(wǎng)方案的安全性論證結(jié)論如下：
1)特高壓同步電網(wǎng)安全穩(wěn)定水平高，抵御單一故障、嚴(yán)重故障和多重故障的能力較強(qiáng)，動(dòng)態(tài)穩(wěn)定性主導(dǎo)振蕩模式均呈強(qiáng)阻尼，完全滿足《導(dǎo)則》規(guī)定的三級(jí)安全穩(wěn)定標(biāo)準(zhǔn)要求。
2)通過合理配置第3道防線，在同時(shí)失去多個(gè)特高壓交流/直流通道的極端嚴(yán)重故障情況下，依靠解列、低頻減載、低壓減載等第3道防線措施，可將同步電網(wǎng)成功解列，并維持解列后各區(qū)域電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，可以避免發(fā)生連鎖反應(yīng)而導(dǎo)致的大面積停電。
3)特高壓同步電網(wǎng)形成了堅(jiān)強(qiáng)的特高壓交直流混合互聯(lián)電網(wǎng)，系統(tǒng)穩(wěn)定水平較好。利用交直流協(xié)調(diào)控制技術(shù)，可實(shí)現(xiàn)交直流系統(tǒng)相互支援，在極端嚴(yán)重故障或特殊方式下顯著減少切機(jī)量，有效改善交直流混合輸電系統(tǒng)穩(wěn)定水平。
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