区域互联大电网运行控制技术研究

徐遐龄，李 勇，徐友平，奚江惠

(华中电力调控分中心，湖北 武汉 430077)

区域互联大电网运行控制技术研究

徐遐龄，李 勇，徐友平，奚江惠

(华中电力调控分中心，湖北 武汉 430077)

在特高压工程建设过渡期，中国电网仍将呈现强直弱交过渡期特点，交直流耦合愈加紧密，连锁故障影响范围不断扩大。以华中西南电网为背景，针对交直流互联造成的运行风险，结合实际运行数据和典型事件，提出区域互联大电网运行方式预控技术，包括：优化安控措施、送端电网第三道防线优化方案、受端电网相关线路重合闸时间调整等运行控制技术，并成功应用于实际电网，对"强直弱交"型区域大电网的运行控制起到一定的指导意义。

区域大电网；强直弱交；特高压直流输电；电网第三道防线；线路重合闸

当前，随着特高压交直流工程的不断投运，中国互联电网得到快速发展[1]。截止2015年底国家电网跨区通道达到18条、交换能力达到59 155 MW，电网大范围资源优化配置能力显著提升。但跨区交流和直流工程发展不均衡，直流通道个数、交换能力分别占到总量的94.4%，91.5%，“强直弱交”特征比较明显。尤其是华中西南交流同步互联电网，集中体现了特高压电网建设过渡期存在的主要安全风险[2]。

笔者以华中西南电网为研究对象，结合运行实际和仿真分析，深入分析强直弱交型区域互联大电网的运行风险，提出有效应对措施，并成功应用于电网实际运行控制。

1 华中西南电网主要特点

1.1 特高压“强直弱交”矛盾突出

如图1所示，华中西南交流同步电网位于华北、华东、西北、南方电网的中枢，与华北电网通过1回1 000 kV特高压交流线路(长南Ⅰ线)联系，与华东电网通过3回特高压直流(复奉、锦苏、宾金特高压直流)、4回超高压直流(葛南、龙政、宜华、林枫超高压直流)联系，与西北电网通过1回特高压直流(天中特高压直流)、1回超高压直流(德宝直流)和2回背靠背直流(灵宝Ⅰ、Ⅱ直流)联系，与南方电网通过1回超高压直流(江城直流)联系。其跨区交换总能力达到48 870 MW，直流通道个数、交换能力分别占到总量的91.7%，89.8%，“强直弱交”矛盾十分突出，电网运行制约因素多，控制难度大。

1.2 特高压直流“送受并重”

在12个跨区直流通道中，以送出为主的通道9个、外送能力达到37 760 MW，且外送落点主要集中在湖北三峡近区和四川地区；以受入为主的通道3个、受电能力6 110 MW，且受电落点主要集中在河南中、西部地区。尤其是宾金、复奉、锦苏三大特高压直流，落点集中在四川西、南部地区，外送能力达到21 600 MW，占到四川丰水期低谷平均负荷的110%。天中特高压直流是华中西南电网最大的受入通道，目前实际输电能力达到5 000 MW，占到河南低谷平均负荷的15.5%。在实际运行中，既要防止外送直流故障导致的大功率盈余问题，也要防止受入直流故障导致的大功率缺额问题。

1.3 水电占比大、丰枯季节明显

截止2015年底，华中西南电网水电装机达到128 130 MW，占总装机的48%，在丰水期水电大发方式下，华中西南电网最大外送功率37 760 MW，丰枯季节十分明显。尤其是四川水电装机较多，占总水电装机的46%，在丰水期四川水电外送需求巨大，最大外送功率达到2 790 MW，占四川丰水期低谷平均负荷的142%，各跨区、跨省通道均长期处于满载或重载的紧绷状态，电网调节裕度很小，安全风险极大。

图1 华中西南电网结构

2 强直弱交电网主要安全风险

在强直弱交结构下，较弱的交流联络线成为电网安全稳定的“短板”， 特高压交流与特高压直流、超高压交流、特高压直流受端交流系统等多重因素耦合，安全风险点较多，从故障原因分析主要有以下几类。

2.1 特高压直流故障

交流输电系统相比，直流输电系统由于其输送距离远、一二次设备及其控制系统相对复杂，故障概率相对较高。

特高压直流由于输送功率大，直流故障，特别是直流双极闭锁等严重故障较常规直流对送受端交流系统的冲击和影响更大[3-4]。①有功不平衡功率大，对交流系统的频率稳定影响大；宾金特高压直流最大输送功率达到8 000 MW，双极闭锁相当于13台600 MW级火电机组同时跳闸。②该有功不平衡功率会在交流系统大范围窜动，并经长南Ⅰ线传播到华北电网，对沿途交流系统的静态稳定、暂态稳定、电压稳定和热稳定影响大；③直流闭锁由于无功大量剩余，落点近区无功不平衡功率大，依据宾金直流双极闭锁的仿真结论，其近区500 kV母线电压瞬时升高约50 kV，对特高压直流落点近区电压稳定影响大[5]。如宾金直流某次单极故障时(输送功率4 000 MW)，在送端造成2 000 MW有功盈余，长南Ⅰ线功率波动幅度达到2 840 MW，如图2所示。

图2 宾金直流闭锁导致的长南线功率波动

2.2 直流受端交流系统故障

直流输电系统的整流、逆变过程需要无功和电压支撑，受端交流电网由于故障等原因导致无功支撑不足或电压水平降低时，容易导致直流系统换相失败。特高压直流由于输送功率大，对交流系统的电压支撑水平更为敏感。如图3所示，从2012年实际运行情况看，交流系统故障导致直流换相失败的主要原因。

图3 直流换相失败原因统计

如表1所示，华东电网由于500 kV主网架强、馈入直流多、落点集中，相较其他区域电网，其交流系统故障更容易导致一回或多回跨区直流换相失败。最严重情况下，一条500 kV线路单相故障导致了4个直流系统同时换相失败。

表1 华东地区直流换相失败次数统计

注：2010年，林枫直流未投产。

直流输电系统发生换相失败后，将导致送端产生较大不平衡功率，对送端交流系统的影响与直流系统自身故障类似，会在送端交流系统大规模转移，并威胁送端电网安全稳定。

2.3 500 kV交流系统故障

在川渝联络线大功率送重庆(计算值4 000 MW)、长南Ⅰ线大功率(计算值4 000～5 000 MW)送华中运行方式下，仿真计算表明，华中西南电网稳定水平最低，四川省内桃乡、尖山、东坡、洪沟近区500 kV系统N-1故障、洪板双线N-2故障时，长南Ⅰ线存在失步解列风险。

从分析结论来看，四川故障导致华北-华中联网系统失稳主要是暂态功角失稳问题[6-8]。对于同步运行的互联大系统来说，区域电网内存在多个集群，扰动后系统暂态功角稳定存在多种情况。系统的失稳模式主要受网络结构和运行方式的影响，与扰动冲击大小、网络结构、初始运行方式均有关系[9]。

2.4 交直流故障影响仿真对比

三大特高压直流同时换相失败2次与四川桃乡主变N-1故障时，长南Ⅰ线两端功角差波动曲线对比如图4所示。

图4 长南Ⅰ线两端功角差波动

复奉、锦苏、宾金三大特高压直流满送方式下，华东电网一回500 kV交流线路单永故障引起的三大直流同时相继换相失败(考虑重合不成功的两次冲击)和一回特高压直流本身的再启动故障，所造成的川渝联络线及特高压长南Ⅰ线功率波动情况如表2所示。

表2 2类故障冲击下长南Ⅰ线和渝鄂联络线波动量

在复奉、锦苏、宾金三大特高压直流21 600 MW满功率送华东运行方式下的仿真分析表明，上述多种故障原因中，多回直流同时换相失败或再启动故障对跨区(跨省)断面产生的暂态冲击最为严重。在四川电网丰水期特高压直流、川渝联络线均满功率输送时，多回直流同时换相失败或再启动故障会对送端交流电网产生5 000～7 500 MW的冲击功率，造成西南、华中电网及华北电网机群间暂态功角失稳，甚至失步解列。

3 运行控制措施

在当前特高压“强直弱交”格局下，影响互联电网安全稳定的因素多、范围广，且相互耦合，其控制措施也要从更大地域、更长时间尺度采取全过程综合防控措施。

3.1 电网运行方式预控

由于在部分运行方式下，四川个别地区(尖山、桃乡、洪沟站近区等)N-1故障会导致特高压长南线或渝鄂断面解列，需要在运行方式安排中采取预控措施。①在跨区方式上，不安排西南、华北同时大功率送华中的方式；②在川渝、渝鄂等通道上保持一定的安全裕度，防止严重故障情况下上述断面因稳定破坏而解列。

3.2 配置和优化安全控制措施

针对宾金、复奉、锦苏三大特高压直流闭锁可能产生的大量功率盈余，以及天中特高压直流闭锁可能产生的大量功率缺额，在四川、河南电网分别配置了切机、切负荷装置和调制直流安全控制措施，功率盈余配备切机安控措施，当直流发生故障时其控保系统发出闭锁信号启动直流闭锁，80～90 ms安控装置动作切机；功率缺额配备调制直流和切负荷措施，其措施量均与直流输送功率匹配，以减少直流故障对送端交流系统的功率冲击。

针对宾金、复奉、锦苏三大特高压直流换相失败对送端交流系统产生的影响，根据换相失败的形式和交流系统能够承受的扰动能力配置切机安控装置、优化直流控保逻辑。

目前，特高压直流双极运行时，运行功率大于200万kW·h只允许原压启动2次，若一极线路故障，立即闭锁另一极线路故障重启功能5 s，期间如果另一极线路发生故障，立即闭锁该极。同时，在检测到两个特高压直流同时发生换相失败，则由安控装置根据直流输送功率直接采取切机措施。

3.3 优化送端电网第三道防线

当前，宾金、复奉、锦苏特高压直流安全外送主要依靠安控切机装置，若直流闭锁安控装置拒动，西南电网将相对华中、华北电网失步，导致系统频率大幅过高，长南Ⅰ线也可能由于潮流大幅变化、中枢点电压过低解列[10]。

西南电网原有6轮高频切机策略，切机后频率仍将达到51.7 Hz，超过川渝机组超速保护定值(OPC，51.5 Hz)，可能引起机组超速保护反复动作，导致重庆机组相对于四川失稳，产生连锁反应[11]。针对以上不合理之处，再考虑直流再启动成功、避免每轮次过切机组导致低频减载动作、优先切除直流送出机组等因素优化四川电网高频切机优化方案如表3所示，每轮此延时0.5 s，累计切机量达967.05万kW[12-13]。

表3 四川电网高频切机优化方案

通过对四川电网不同运行方式的仿真计算结论表明，四川电网功率盈余分别为37%，22%和 12%情况，频率恢复如图5所示，可以满足频率恢复要求，高频切机方案适应性较好。

图5 不同功率盈余下四川电网频率变化曲线

为防止长南Ⅰ线由于潮流转移导致的低压解列装置误动，将低压解列功能定位调整为“后备解列措施”，下调长南线和渝鄂联络线低压解列功能的灵敏度，由失步快解装置承担速动解列功能。

3.4 调整受端电网相关交流线路重合闸时间

针对受端电网交流系统故障可能导致跨区直流换相失败、威胁送端电网安全的问题，在跨区直流系统输送功率不变的情况下，通过延长受端故障线路重合闸间隔时间，延长2次换相失败的间隔时间，能有效抑制2次冲击累加波动量，可减少直流换相失败对送端交流电网的冲击。

分析结论表明，随着受端华东电网线路重合闸时间延长，送端华中西南电网相关交流断面如川渝、渝鄂联络线潮流波动幅值递减。同时，长南Ⅰ线两端的功角差幅值递减，如图6中所示。

图6 不同线路重合闸延时下长南线功角波动曲线

综合考虑交流线路故障对受端华东电网稳定运行的影响、保护间极差配合等因素的影响，采取调整受端电网部分交流线路的重合闸时间，由目前的0.7 s增加至1.3 s。

4 结语

特高压电网建设过渡期是电网安全风险高发期，在“强直弱交”格局下，由于跨区交流联系弱，交流系统、跨区直流、跨区直流受端交流系统等因素均与跨区交流线路相互耦合、相互影响，使得电网运行制约因素多、运行控制复杂、安全风险大。

笔者结合运行实际和大量仿真分析结论，分析了特高压建设过渡期的强直弱交型大电网运行风险，提出了相应的运行控制措施。上述措施已经应用于电网运行实际，如各种交直流系统故障的成功应对，西南水电的大规模安全外送，全国互联电网的安全稳定等，证明了上述措施的有效性。

但当前特高压跨区交流系统依然非常薄弱，跨区互联电网安全对安控装置依赖程度高，安控措施量依然很大，安控拒动、误动风险巨大，应尽快加强特高压跨区交流电网建设，从根本上改变特高压强直弱交格局，夯实电网安全稳定的物质基础。

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Research on operation control technology of regional interconnected power grid

XU Xia-ling, LI Yong, XU You-ping, XI Jiang-hui

(Central China Power Dispatching and Communication Center, Wuhan 430077, China)

In the transition period of UHV construction in China, power grid presents strong DC-weak AC characteristics, and AC-DC coupling is more closely, which cause the influences of cascading failure expanded widely. Aiming at operation risk caused by AD-DC interconnection in Central and Southwest China Power Grid, this paper proposed the operation control technologies of regional interconnected power grid, including: preventive operation control scheme, optimal stability control measurement and third line of defense scheme, adjusting the reclosing time of the related lines. The proposed operation control technologies were successfully applied in actual power grid, which has certain guiding significance to regional interconnected power grid.

large-scale regional power grid; strong DC-weak AC; ultra-high voltage direct current (UHVDC); Third line of defense scheme; line reclose

2016-04-19

国家自然科学基金(70871074)

徐遐龄(1980—)，女，博士，高级工程师，主要从事电力系统运行与控制、智能电网等研究;E-mail：xuxialing@foxmail.com

TM732

A

1673-9140(2016)04-0175-06