南方电网稳定控制系统高保真传动试验方案设计与结果分析

2022-06-09杨欢欢付超李诗旸张建新朱泽翔邱建吴为黄磊杨荣照徐光虎谢宇翔刘宇明

南方电网技术 2022年5期

杨欢欢，付超，李诗旸，张建新，朱泽翔，邱建，吴为，黄磊，杨荣照，徐光虎，谢宇翔，刘宇明

(1. 中国南方电网电力调度控制中心，广州510663；2. 直流输电技术国家重点实验室(南方电网科学研究院)，广州510663)

0 引言

我国的能源资源分布极不均衡，二十世纪初国家提出了西部大开发战略，部署了“西电东送”和“北电南送”输电规划，通过高压交流和直流输电将西部清洁能源送向东部负荷中心[1 - 3]。近20年来，南方电网建设贵州-广西-广东的交流通道，交流输送容量约9.3 GW[4 - 7]；同期建设了13回西电东送直流输电工程，直流输送总容量为49.4 GW[4]；受端电网的外送电力占比约三分之一，实现了国家“西电东送”的战略目标。

文献[8]从自然灾害、设备故障、电网管理模式和网络攻击4个方面分析了近30 a全球大停电事故发生原因，近些年的大停电事故次数明显增多，如2018年以来巴西等多国相继发生多起大停电事故，存在着由于稳定控制系统不正确动作进而引发的连锁故障，从而导致大面积停电事故[9]。文献[10]分析了2015年9月19日锦苏特高压直流发生双极闭锁后系统频率特性，发现实际频率响应明显弱于仿真结果以及经验认识，需结合电网系统性试验或扰动事件滚动校核和更新仿真模型参数。

按照电力系统安全稳定导则规定，稳定控制系统(以下简称稳控系统)为第二级安全稳定标准[11 - 12]，在系统受到较为严重故障扰动后保证系统安全稳定运行。一般而言，稳定措施与控制对象均为基于事件的定制化策略，将随着电网格局和系统特性不断发生变化而变化，需对现场装置检验、策略验证和系统测试等各个环节提出更高的要求。

文献[13]提到随着特高压交直流电网快速发展，我国电网特性正在经历前所未有的变化，当前电网运行控制复杂程度前所未有，稳控装置设备标准化程度低，而电网运行高度依赖稳控系统，亟需提高稳控系统专业的运行管理水平。文献[14]提到稳控整组动作时间指从判出故障至最终装置出口动作的时间，是稳控系统设计和制造的重要指标，需从系统角度明确的是从故障发生至控制措施执行到位的时间。

随着稳控系统规模日益庞大，而如何确保实际故障发生后稳控系统能准确可靠动作一直困扰着调度运行人员。为此，本文对传动试验对象选取原则进行研究，以南方电网稳控系统为例设计了稳控系统在实际系统中检测流程和传动试验方案，为稳控系统测试提供了科学性高保真试验方法，以提升电网抵御严重故障的能力。

1 南方电网稳控系统介绍

1.1 南方电网直流通道稳控系统介绍

依据南方电网目标网架规划建设[15]，南方电网规模和输电通道容量建设不断增大，不同发展过程中系统稳定特性随之变化，针对不同系统特性下的稳定控制措施也需不断优化。截止到2020年底，南方电网区域内共建设了13回直流输电工程，各直流通道分布情况如图1所示。云南、贵州电网为直流送出地区，广东、广西电网为直流受入地区，云南电网与南方电网主网为交流异步联网运行。

图1 南方电网直流输电通道示意图Fig.1 Illustration diagram of HVDC ties in CSG

直流输电通道的主要稳定问题为，云南送出直流闭锁故障后不平衡功率导致的送受端电网频率越限问题，贵州送出直流闭锁后直流功率转移至交流通道导致的交流通道枢纽站电压低、线路过载问题，直流换流站近区交流故障导致的机组功角失稳、元件过载问题。

针对以上稳定问题，南方电网所有直流工程均配置了直流稳控系统，详细情况如表1所示。主要稳定控制功能为直流极闭锁送端切除机组、受端切除负荷，送端交流线路故障切除机组，受端交流线路故障闭锁或限制直流功率等。

表1 南方电网直流工程安全稳定控制配置情况Tab.1 Deployment of stability control systems associated to HVDC projects in CSG

1.2 南方电网交流通道稳控系统建设

南方电网西电东送交流通道主要为贵州-广西-广东的500 kV交流通道，主要交流通道分布情况如图2所示。目前贵州电网与广西电网为5回500 kV交流线联系，广西电网与广东电网为8回500 kV交流线联系。

图2 南方电网西电东送交流输电通道示意图Fig.2 Illustration diagram of HVAC ties in CSG

根据南方电网运行方式安排[16 - 17]，贵州至广西有5回交流输电通道，广西至广东有8回交流输电通道。主要稳定问题为交流通道双回线路故障后送出端机组功角失稳、平行断面线路过载、通道上枢纽站电压低等，针对上述稳定问题均配置了交流通道区域稳控系统，主要稳定控制为切除送出地区机组或者回降近区直流功率等措施。

2 稳控系统高保真试验方法

2.1 稳控系统运行检测流程

为确保投运稳控系统功能正确、可靠，符合稳定控制策略的设计预期，本文依照南方电网对稳控系统构建及实施要求[17]，针对主网稳定控制系统的运行检测提出了4步检测方法，其设计流程如图3所示。

当稳控系统构建和稳控策略表设计完成后，以上4步检测方法流程如下。

第1步：稳控装置出厂静态试验，主要根据策略设计功能、程序逻辑和硬件基础功能进行系统性检验。

第2步：稳控系统实时仿真动态试验，针对稳控系统和与其强相关的控制系统(如直流控制保护系统)的信息交互、故障后一二次系统的动态响应，检验稳定控制策略及程序合理性。

图3 稳控系统运行检测流程图Fig.3 Admittance testing procedure of stability control system

第3步：稳控系统现场联合测试，在与一次系统安全隔离环境下，对实际稳控装置之间、稳控系统与其他系统装置之间的接口和通信进行测试，对策略功能进行跨站协同验证，对现场运行、检修及相关安自专业人员进行培训，实现新物理装置及其配套运行管理的无缝嵌入。

第4步：稳控系统高保真传动试验，前面3步检验的对象主要是稳控系统本身，观察、测试范围始终限于二次系统。本步骤在实际运行中测试稳控系统功能，从系统状态感知到命令执行、消息传报的整个信息链上验证所有一、二次设备的正确行为。考虑到第4步试验行为涉及到实际电网运行状态，试验结果也将影响着电网运行，需对试验方案、选取原则、试验步骤进行重点分析。

2.2 稳控系统高保真传动试验方案设计

2.2.1 稳控系统实际动作情况分析

以2020年为例，南方电网发生了楚穗、新东、兴安等直流双极闭锁故障，配套稳控系统策略均正确动作响应，具体情况如表2所示。稳控系统不能正确动作也是事故扩大发展的重要原因，如文献[9]中提及的巴西大停电事故中，通过对事件中稳控系统拒动进行仿真分析，仿真结果表明在大功率闭锁事件中若稳控拒动易导致系统失稳或者大面积停电事故的严重后果。

为了保证稳控系统在受严重扰动故障后能够正确可靠动作，针对重要区域稳控系统开展实际系统的高保真传动试验，需科学地提出试验范围、设计方案、试验方法等原则。

表2 2020年南方电网发生的直流双极闭锁事件表Tab.2 Events of bi-polar blocking in CSG in 2020

2.2.2 试验对象选取原则研究

南方电网一直以来非常重视系统性试验效果，如网架特性发生重大变化时设计系统性试验进行高保真验证[18 - 19]。为此，本节针对南方电网主网层面上重要区域稳控系统传动试验对象选取原则进行研究，选取原则上考虑网架结构变化、系统稳定风险、社会影响等方面，主要原则结果如表3所示。符合以上原则的，但年度内已发生过事件事故并触发稳控策略正确动作过，不再考虑该稳控系统作为试验对象。

表3 稳控系统试验对象选取原则Tab.3 Criteria for choosing testing stability systems

2.2.3 试验方案设计原则研究

稳控系统传动试验方案设计原则从系统安全、试验责任、操作步骤、高保真等方面进行原则研究，主要结果如表4所示。从4个维度进行原则考虑，以系统安全风险可控为前提条件，对每个试验步骤应明确行为主体和简化试验操作，尽可能真实地模拟试验稳控系统所设防的预想故障。

表4 高保真传动试验方案设计原则Tab.4 Test scheme design criteria for HWFTs

2.2.4 传动试验方法及步骤

根据稳控系统传动的试验对象选取、方案设计原则，从试验方法选择、控制对象、试验步骤及风险评估4个方面进行传动试验方法研究，主要试验步骤如图4所示。针对需传动的策略功能确定试验范围和系统边界条件，如直流闭锁容量、控制范围等；在此基础上选择试验方法和确定控制对象；形成试验步骤，并针对试验成功或失败的系统稳定影响及风险预案，最后根据试验结果形成试验分析报告。

图4 传动试验方法及步骤流程图Fig.4 Section flow chat of test scheme

3 稳控系统传动试验案例设计

在2020年南方电网稳控系统传动试验案例设计中，根据表3中对象选取原则1，楚穗、普侨、新东、牛从直流容量均超过5 000 MW[20 - 21]，需选择开展传动试验，同时楚穗、新东已实际发生过双极闭锁事件，因此选择普侨、牛从直流开展传动试验。试验方法选择上采用人工按下换流站主控室ESOF按钮的方式真实闭锁直流，控制对象选取上被切机组开机需大于投运功率和避开机组振动区，试验方案设计见表5所示。

表5 2020年稳控系统高保真传动试验项目表(原则1)Tab.5 List of HWFTs for stability systems in 2020 (chosen by Criterion One)

根据表3中对象选取原则2，昆柳龙、禄高肇多端直流稳控系统均为2020年新建工程，工程建设期间近区网架结构和稳定特性变化显著[22 - 23]，结合新建工程实际建设情况，分别选择两端模式和三端模式下的稳控传动试验。试验方法为：直流故障采用人工按下换流站主控室ESOF按钮闭锁直流，交流故障通过预设试验定值的方法进行模拟线路跳闸，不实际跳闸运行线路；试验控制对象优先选取切泵负荷，同时考虑切负荷的社会影响，在负荷执行站切除模拟线路开关，试验中仅跳开空载线路开关，试验方案设计如表6所示。

根据试验对象选取原则3，贵州交流北通道存在双线跳闸后系统功角失稳问题；根据选取原则4，牛从直流受端稳控系统需切除广州地区负荷。试验方法为：试验中交流线路跳闸会破坏系统网架结构，考虑通过预设试验定值的方法进行模拟线路跳闸，不实际跳闸运行线路；试验控制对象采取在负荷执行站切除模拟线路开关，不实切用户真实负荷，具体试验方案设计如表7所示。

表6 2020年稳控系统高保真传动试验项目表(原则2)Tab.6 List of HWFTs for stability systems in 2020 (chosen by Criterion Two)

表7 2020年稳控系统高保真传动试验项目表(原则3和4)Tab.7 List of HWFTs for stability systems in 2020 (chosen by Criterion Three and Four)

通过以上对2020年南方电网主网层面稳控系统传动试验方案设计，主要包括直流闭锁切机、交流故障切机或回降直流、三端直流切机切负荷等8项传动试验。在试验期间的系统条件选取上，适当调高系统备用容量，如直流闭锁试验前，调整送端频率在50 Hz以下、受端频率在50 Hz以上，选择在负荷运行较为平稳期间进行试验，并提前准备试验失败的应急处置预案；在试验时间选取上，一般结合一次系统的检修计划进行时间安排，如普侨直流需停电检修，可通过手动闭锁直流传动试验使得直流停运；试验数据分析选取上，为满足系统响应全过程分析要求，在试验期间要求各站稳控装置进行GPS对时，对直流控保系统、枢纽站、电厂等收集动作报文和录波数据。

4 传动试验实际结果分析

4.1 稳控系统传动试验过程分析

根据第3节设置的试验项目分别开展8项稳控系统的传动试验，验证了一次、二次系统均能正确执行相关稳控策略。稳控系统传动过程以试验项目8为例进行说明，主要过程如图5所示，2020年6月23日18时17分06秒750毫秒(绝对时间)，在从西换流站模拟从门双线跳闸，并以此作为相对时间0 ms的试验开始时间。

图5 试验项目8的命令传递过程图Fig.5 Command passing in test No.8

1.6 传动试验的动作行为分析

在实际传动试验中考虑到故障扰动对系统风险，一般情况下对系统稳定影响较小，本文试验过程中各站点的动作行为及响应情况进行重点分析。考虑项目8的控制对象中有直流降功率和切负荷措施，动作行为情况更加全面，下文将对项目8的动作行为进行具体分析。

直流控保动作行为：25 ms后(相对时间)直流控保收到功率限制命令，在执行回降直流时需将直流功率由5 600 MW降到4 500 MW，直流回降速率设置为1 000 MW/s，从直流功率动作至回降到目标值的时间为1 131 ms，在整组时间1 168 ms后达到直流功率限制目标，动作时间如图6所示。

图6 试验项目8的直流控制动作时间图Fig.6 Action sequence of HVDC control system in test No.8

切负荷动作行为：10 ms后(相对时间)木棉站收到双线跳闸命令，210 ms后(相对时间)木棉站满足电压防误定值(设置为200 ms)后发出联切负荷命令至永福站。218 ms后(相对时间)永福站收到木棉站的一轮切负荷命令，280 ms后(相对时间)被切线路开关由合位变为分位，动作时间可如图7所示。

图7 试验项目8的切负荷控制动作时间图Fig.7 Action sequence of load shedding control in test No.8

试验项目8的主要站点稳控装置详细动作情况见表8所示。

本文设计的8项稳控系统传动试验的主要试验结果如表9所示，各项目的传动试验结果表明，试验涉及的稳控系统动作行为均与预想结果一致，试验达到预期效果。

表8 试验8的各站点稳控装置动作时间表Tab.8 Action/reaction time in test No. 8

通过对各试验项目中的稳控系统动作时间进行相对比较，对各切机、切负荷执行站的动作响应时间进行统计分析。在两端直流极闭锁试验中，如项目1、项目2等，整组动作完成时间范围在91～125 ms；在三端直流极闭锁试验中，如项目4、项目6，整组动作完成时间范围在150～180 ms ；在交流故障试验中采用试验定值方法模拟线路跳闸，如项目7整组动作完成时间96 ms，项目8中在执行回降直流功率完成时间较长。

根据以上分析结果得知，在两端直流闭锁试验中，由于直流送受端功率信息完全对称，通过送受端换流站的稳控装置采集的故障信息较完备，判别故障时间相对较快；而三端直流闭锁试验中，仅通过送受端换流站的稳控装置来判别直流损失功率比较困难，需依赖直流控制保护系统传递直流目标功率等信息后再进行综合判别，故直流判别功率损失时间较两端稳控系统增加约50 ms；在线路故障试验中，采用试验定值模拟触发稳控策略，由于一次系统无故障动作过程，整组动作时间相对较快。