糯扎渡、溪洛渡高壓直流輸電工程安全穩定控制系統

張中慶，顏 俊，張立平，馬怡晴

(中國電力工程顧問集團中南電力設計院，武漢市430071)

0 引 言

糯扎渡電站總裝機5 850 MW(9 ×650 MW)，溪洛渡右岸電站總裝機6 300 MW(9 ×700 MW)，輸電規模巨大，采用高壓直流輸電模式送電廣東。在溪洛渡、糯扎渡電站輸電工程投產前，南方電網已建成“八交五直”的交、直流輸電通道，交直流總輸電能力超過22 000 MW［1］。由于溪洛渡和糯扎渡直流輸電工程電壓高、距離遠、容量大，其投運后將對南方電網安全穩定及可靠運行產生重大影響［1］。

本文采用BPA 程序進行仿真計算，對糯扎渡直流、溪洛渡直流接入電網及過渡階段的南方“西電東送”電網、直流送受端電網安全穩定問題進行全面深入的分析、研究;選取重點關注的控制斷面、網架變化、故障類型，對各種極限方式、系統過渡方式、網架改接方式、線路檢修方式進行潮流計算和穩定計算;分析各水平年系統安全穩定的薄弱環節，影響電網安全穩定水平的主要因素，對存在的穩定問題提出穩控措施并進行優化比較和敏感性分析;研究直流孤島系統的安全穩定特性，提出兼顧設備安全和同步穩定的孤島運行穩控措施。按照電力系統安全穩定3 道防線的設置要求，提出穩定控制系統建設方案［2］。

1 工程概況

1.1 糯扎渡直流輸電工程

糯扎渡—廣東直流輸電工程起點位于云南普洱地區，落點位于廣東江門地區，雙極輸送容量為5 000 MW，直流額定電壓±800 kV，每極2個12 脈動換流器串聯，直流輸電線路長度約1 441 km。2013年汛前投產單極低端(1 250 MW)，2014年投產雙極。

1.2 溪洛渡直流輸電工程

溪洛渡—廣東直流輸電工程起點位于云南昭通地區，落點位于廣東從化地區，雙回輸送容量為6 400 MW，直流額定電壓±500 kV，每極一個換流器，雙極2個換流器串聯。直流輸電線路全長1 221 km(折算成同塔雙回路長度)，10 ～15 mm 冰區按同塔雙回線路架設，20 和30 mm 重冰區原則上按2個單回路架設，但20 mm 冰區走廊擁擠段采用同塔雙回路架設。2013年汛前投產單回單極(1 600 MW)，2014年投產雙回全部四極。溪洛渡直流線路在桿塔上的布置示意圖如圖1 所示。

圖1 溪洛渡直流線路導線布置示意圖Fig.1 DC line layout diagram of Xiluodu HVDC

2 研究條件

2.1 計算水平年

以糯扎渡、溪洛渡直流工程逐步投產的2013年、2014年及2015年作為本工程的設計水平年。

2.2 計算網絡

采用南方電網“十二五”電力系統設計成果以及《糯扎渡送電廣東特高壓直流輸電工程可行性研究系統方案論證》、《溪洛渡送電廣東直流輸電工程可行性研究系統方案論證》的推薦方案作為本次計算的計算網絡［3］。糯扎渡、溪洛渡直流送端電網接線示意圖如圖2 所示。

2.3 計算模型

本文采用BPA 程序建立了交直流系統機電暫態仿真模型，其中發電機采用次暫態變化模型，計及勵磁和調速系統，送受端電網主要機組考慮了PSS 模型;直流系統運行方式為定功率控制;負荷模型采用包含頻率特性的靜態負荷模型。

圖2 糯扎渡、溪洛渡直流送端電網接線示意圖Fig.2 Diagram of initiating terminal power grid of Nuozhadu and Xiluodu DC

2.4 穩定計算相關說明

(1)切機原則說明。功角問題切機原則:根據策略表、切機順序、容量匹配等，按照最小過切原則切除機組;高頻問題切機原則:根據策略表，按照最小欠切原則切除機組。

(2)直流閉鎖故障功率說明。本文穩定計算分析中，糯扎渡直流閉鎖故障，按照單極輸送功率2 500 MW，雙極5 000 MW 考慮;溪洛渡直流閉鎖故障，按照單極1 600 MW，雙極3 200 MW，雙回直流四極共6 400 MW考慮。在此基礎上，考慮直流輸送功率發生變化時，系統的穩定情況及穩控措施，從而總結出安全穩定控制的影響因素。

3 直流故障對系統穩定性的影響

由于南方電網暫穩及熱穩問題集中在豐大方式，本文選取的基礎計算方式主要包括2013年、2014年及2015年豐大方式，并在此基礎上考慮了直流單極檢修、送端換流站交流電網檢修、云南交流出口檢修、“西電東送”交流通道檢修、受端換流站交流電網檢修、金中直流推遲投產、云南區域電網特殊開機等潮流方式。為研究直流孤島對南方電網穩定性的影響，本文還在糯扎渡、溪洛渡直流孤島方式下進行了穩定計算，并給出了主要的計算結論。

3.1 聯網方式

糯扎渡直流嚴重故障主要存在系統暫態失穩、滇西南斷面弱阻尼、滇西南500 kV 線路過載、兩廣斷面過載等問題。

暫穩問題在絕大多數方式下均存在，是影響系統穩定的主要問題，需切除送端糯扎渡水電站機組650 ～3 250 MW;弱阻尼問題主要存在于滇西南外送較重方式，切除一定量的糯扎渡電站機組可有效改善系統阻尼;滇西南500 kV 線路過載問題主要存在于普洱、思茅斷面檢修方式，多切糯扎渡電站機組可有效消除過載;兩廣斷面過載問題主要存在于兩廣斷面線路檢修方式，隨兩廣斷面功率的增大而加重，切糯扎渡電站機組對南通道過載有一定效果，但對北通道過載效果有限。

溪洛渡直流嚴重故障主要存在系統暫態失穩、兩廣斷面過載等問題。

暫穩問題存在于溪洛渡直流雙回全部四極閉鎖故障或者一回停運再發生雙極閉鎖故障，需切除溪洛渡電站機組700 ～6 300 MW。兩廣斷面過載問題主要存在于兩廣斷面線路檢修方式，切溪洛渡電站機組對線路過載有一定效果，但效果有限。

聯網方式下，糯扎渡直流、溪洛渡直流閉鎖故障后云南電網、廣東電網頻率可滿足穩定要求，詳見表1。

表1 云南、廣東電網頻率變化Tab.1 Frequency variations of Yunnan and Guangdong power grid Hz

3.2 孤島方式

糯扎渡直流孤島方式下［4］，糯扎渡直流雙極閉鎖故障后，需切除糯扎渡電站全部機組，廣東受端電網功率不平衡，頻率降至49.28 Hz，但可滿足頻率穩定的要求。

溪洛渡直流孤島方式下，溪洛渡直流四極閉鎖故障后，需切除溪洛渡電站全部機組，廣東受端電網功率不平衡，頻率降至49.18 Hz，但可滿足頻率穩定的要求。

孤島內電站交流線路發生N －2 故障時，孤島系統失穩，需采取相應的切機并配合直流功率回降/閉鎖等措施。

4 安全穩定控制的影響因素分析

為確定交直流并聯運行方式下糯扎渡、溪洛渡直流安全穩定控制方案，有必要對影響其控制的各種因素做系統全面的分析［5］。

本文根據直流故障穩控措施的對象，對比不同切機對象的靈敏度，以求找到最適宜切機點;根據直流故障穩定問題形成的機理，從直流閉鎖故障形式、交流斷面功率水平、500 kV 線路檢修方式、其他直流孤島多個方面進行分析［6］，以求找到影響“兩渡”直流嚴重故障所需切機量的關鍵因素［7］，進而制定兩渡直流故障后的安全穩定控制方案及控制策略總體結構。

4.1 切機靈敏度分析

糯扎渡直流雙極閉鎖、溪洛渡直流全部四極閉鎖需切除送端大量機組，當在直流故障所需切機量較大，或者糯扎渡、溪洛渡電站可切容量不足的情況下，穩控切機范圍將需包括送端電網的其他電源，因此有必要對送端電網不同電源點的切機效果進行靈敏度分析，確定對糯扎渡、溪洛渡直流穩控有效的切機點。

選取糯扎渡直流近區電源糯扎渡電站機組，景洪、墨江、德宏等滇西南水電機組，以及云南其他地區電源進行切機效果比較。就糯扎渡直流雙極閉鎖故障后增強系統穩定性的效果而言，切除糯扎渡電站機組的效果最優，對直流雙極閉鎖后的系統暫態失穩、滇西南交流通道弱阻尼、500 kV 線路過載等問題均有較好的穩控效果;切景洪、墨江、德宏等滇西南電站機組的效果次之，其中對直流雙極閉鎖暫穩問題的控制效果與切糯扎渡電站機組基本相當，而對弱阻尼的控制效果稍弱，所需切機量大于切糯扎渡電站機組;切漫灣、大朝山電站及龍開口、魯地拉電廠機組的控制效果再次，不僅直流雙極閉鎖的暫穩切機量大于前面2 類有效切機點，而且只能作為糯扎渡直流穩控系統有效切機的補充切機量，僅切除該類機組不能維持系統暫態穩定，此外其對滇西南交流通道弱阻尼的控制效果也不明顯。

選取溪洛渡直流近區電源溪洛渡電站機組、威信(鎮雄)和龍開口(魯地拉)電廠機組，以及云南其他地區電源進行切機效果比較。就溪洛渡直流雙回全部四極閉鎖故障后增強系統穩定性的效果而言，切除溪洛渡電站機組的效果最好;切威信(鎮雄)和龍開口(魯地拉)電廠及大朝山、漫灣、糯扎渡、景洪電站的效果相當，其中切除威信(鎮雄)、龍開口(魯地拉)電廠的效果略好。

因此，糯扎渡直流雙極閉鎖后應選取糯扎渡電站機組作為主要切機點，景洪、墨江、德宏電廠機組作為備用切機點。溪洛渡雙回直流全部四極閉鎖后應選取溪洛渡電站機組作為主要切機點，威信、鎮雄電廠機組作為備用切機點。

4.2 直流閉鎖故障形式對切機量的影響

直流閉鎖故障的形式主要包括單極閉鎖、雙極閉鎖、相繼閉鎖、直流閉鎖后再啟動失敗以及溪洛渡雙回直流三極閉鎖、四極閉鎖等多種故障形態。本文對比研究了直流不同故障形態下的切機量，其中再啟動不成功會延遲雙極閉鎖后穩控裝置的切機動作時間，對保持系統穩定更為不利。

經計算，糯扎渡直流雙極相繼閉鎖較同時閉鎖切機量多1 臺機組;直流一極閉鎖且后一極線路故障再啟動不成功，計劃方式下切除糯扎渡電站機組3 ～4 臺系統可以保持穩定，極限送電方式下需切糯扎渡、景洪、墨江電站機組共6 600 MW，甚至切除廣東部分負荷。

溪洛渡直流同時閉鎖故障中，雙回全部四極閉鎖切機量最大，三極閉鎖次之，雙極閉鎖切機量最小。計劃方式下相繼閉鎖較同時閉鎖切機增加1 ～2 臺;極限方式下切機量增加較多，除切除全部溪洛渡電站機組外，還需切除云南其他機組5 160 MW。溪洛渡直流雙回全部四極閉鎖且后一極線路故障再啟動不成功時，采取切云南機組和切廣東負荷措施后，系統仍失穩，需在雙回直流三極閉鎖后第四極啟動前采取切機措施。

4.3 交流斷面功率對切機量的影響

“兩渡”直流直接送電廣東，在直流故障后，送端電源通過并聯運行的交流輸電通道(云南內部交流通道—云南交流外送通道—廣西交流通道—兩廣交流通道—廣東電網)送電廣東。為了確定“兩渡”直流故障后切機量的關鍵控制因素，本文詳細研究了云南內部交流斷面、云南交流外送斷面、貴州交流外送斷面、兩廣交流斷面等各斷面功率、運行方式以及直流功率大小對控制量的影響。

本文考查了南方電網主要交流斷面，包括:云南交流外送斷面、貴州交流外送斷面，根據直流故障后功率轉移方向確定可能相關的云南內部斷面，通過調整斷面功率水平，研究其對“兩渡”直流故障后切機量的影響。

經計算，糯扎渡直流雙極閉鎖后切機控制量主要由云南交流外送斷面與直流功率之和決定;在和功率較小時，還受思茅交流斷面功率大小的影響;云南電網內部其他斷面功率大小以及兩廣、貴電等斷面功率大小對切機控制量基本無影響［8］。

溪洛渡直流雙回全部四極閉鎖后切機控制量主要由云南交流外送斷面與直流功率之和決定;在和功率較小時，還受滇東北交流斷面功率大小的影響;云南電網內部其他斷面功率大小以及兩廣、貴電等斷面功率大小對切機控制量基本無影響。

4.4 線路檢修方式對切機量的影響

經計算，糯扎渡直流送端電網500 kV 線路檢修會加重糯扎渡直流雙極閉鎖的穩定控制量，其中思茅—通寶檢修影響最大;云南交流出口斷面500 kV線路檢修會加重糯扎渡直流雙極閉鎖、溪洛渡直流雙回全部四極閉鎖的穩定控制量，其中硯山—靖西檢修影響最大;兩廣斷面檢修，糯扎渡直流雙極閉鎖、溪洛渡直流雙回四極閉鎖會引起兩廣斷面檢修通道過載;貴州交流出口斷面、糯扎渡和溪洛渡直流受端電網以及其他500 kV 線路檢修，對兩渡直流故障后的穩定情況無顯著影響［9］。

4.5 其他直流孤島對切機量的影響

保持“西電東送”總功率不變，糯扎渡直流/溪洛渡直流并聯運行，而溪洛渡直流/糯扎渡直流、楚穗直流分別孤島運行，分析其他直流孤島運行對直流閉鎖故障后所需切機量的影響［10］。

經計算，其他直流孤島運行對糯扎渡直流雙極閉鎖、溪洛渡直流雙回全部四極閉鎖故障后所需切機量基本沒有影響。

5 穩控系統方案設計

綜合考慮穩控系統分區、措施可靠性、切機效果、可切容量、電源送出路徑等因素，可選擇糯扎渡電廠作為糯扎渡直流穩控的主要切機點，景洪電廠、墨江水電、德宏水電作為補充切機點，通過墨江穩控主站實現集中切機，糯扎渡直流穩控總可切機容量達9 400 MW，能夠滿足穩定控制的需求。

糯扎渡直流穩控系統切機措施遵循聯網方式暫穩問題最小過切，孤島方式高頻問題最小欠切的原則。具體實現過程如下:聯網方式下，由普洱換安穩主站根據策略表計算需切量，按照固定順序、最小過切的原則切除糯扎渡電站機組，切機量不足時，向墨江安穩主站發送切機量，由墨江主站根據固定順序和最小過切原則切除墨江、景洪水電機組。最大可能過切糯扎渡電站1 臺機組650 MW，計算表明不會對穩定問題產生負面影響［11］。孤島方式下，由普洱換安穩主站根據策略表計算需切量，按照固定順序、最小欠切的原則切除糯扎渡電站機組，計算表明欠切容量應不大于100 MW。

選擇溪洛渡電廠作為溪洛渡直流穩控的主要切機點，威信電廠、鎮雄電廠及龍開口、魯地拉水電廠作為補充切機點，通過云南電網區域穩控主站實現集中切機，溪洛渡直流穩控總可切機容量達12 400 MW，能夠滿足穩定控制的需求。

溪洛渡穩控系統切機措施遵循聯網方式暫穩問題最小過切，孤島方式高頻問題最小欠切的原則。具體實現過程如下:聯網方式下，由昭通換安穩主站根據策略表計算需切量，按照固定順序、最小過切的原則切除溪洛渡電站機組，切機量不足時，向永豐安穩主站發送切機量，由永豐主站根據固定順序和最小過切原則切除威信、鎮雄、龍開口、魯地拉等機組。最大可能過切溪洛渡電站1 臺機組700 MW，計算表明不會對穩定問題產生負面影響。孤島方式下，由昭通換安穩裝置根據策略表計算需切量，按照固定順序、最小欠切的原則切除溪洛渡電站機組，計算表明欠切容量應不大于100 MW。此外，極端嚴苛運行方式及故障下糯扎渡直流、溪洛渡直流穩定控制存在切受端電網負荷的需求，可選擇羅洞主站作為配套切負荷點。“兩渡”直流穩控系統影響因素及措施如表2、表3所示。

根據以上穩控系統影響因素和控制措施，可確定穩控系統設計方案，詳見表4、表5。

表2 糯扎渡直流穩控系統影響因素及措施Tab.2 Influence factors and measures of stability control system for Nuozhadu DC

表3 溪洛渡直流穩控系統影響因素及措施Tab.3 Influence factors and measures of stability control system of Xiluodu DC

表4 糯扎渡直流穩控系統方案Tab.4 Scheme of stability control system of Nuozhadu DC

表5 溪洛渡直流穩控系統方案Tab.5 Scheme of stability control system of Xiluodu DC

根據以上“兩渡”直流穩控系統方案，本工程需新增普洱換流站、江門換流站、昭通換流站、從化換流站、糯扎渡電站、溪洛渡電站穩控裝置，對主網羅平站、羅洞站，云南網墨江、永豐穩控主站及思茅穩控子站，廣東網羅洞穩控主站、順德穩控主站、江門穩控主站穩控裝置進行改造。穩控系統結構示意圖如圖3、圖4 所示。

圖3 糯扎渡直流及配套交流穩控系統配置及通道方案Fig.3 Configuration and channel scheme for Nuozhadu DC and AC stability control system

圖4 溪洛渡直流及配套交流穩控系統配置及通道方案Fig.4 Configuration and channel scheme for Xiluodu DC and AC stability control system

6 結 論

糯扎渡、溪洛渡直流輸電工程是南方電網西電東送主網架的重要組成部分，是云南大型水電開發送出的需要，將對南方電網輸電格局產生深刻影響。本文對“兩渡”直流投產后系統穩定性進行計算分析，對可能影響直流故障切機量的各種因素進行分析，篩選出穩控系統重要的控制環節，制定安全可靠且簡單易行的穩控系統方案，主要結論如下。

(1)聯網方式下，糯扎渡直流雙極閉鎖故障主要存在系統暫態失穩、滇西南斷面弱阻尼、滇西南500 kV線路過載、兩廣斷面過載等問題，選取糯扎渡電站機組作為主要切機點，景洪、墨江、德宏電機組作為備用切機點。

(2)糯扎渡直流切機控制量主要由云南交流外送斷面與直流功率之和決定;在和功率較小時，還受思茅交流斷面功率大小的影響。不同的直流故障形式的穩定控制量有所不同。網架變化因素中，糯扎渡電站交流送出系統線路檢修、云南交流出口斷面線路檢修對暫穩控制決策有影響。

(3)聯網方式下，溪洛渡直流雙回直流全部四極閉鎖故障主要存在系統暫態失穩、兩廣斷面過載等問題，選取溪洛渡電站機組作為主要切機點，威信、鎮雄電廠機組作為備用切機點。

(4)溪洛渡直流切機控制量主要由云南交流外送斷面與直流功率之和決定;在和功率較小時，還受滇東北交流斷面功率大小的影響。不同的直流故障形式的穩定控制量有所不同。網架變化因素中，云南交流斷面線路檢修、兩廣交流斷面線路檢修對穩定控制決策有影響。

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