阿里與藏中聯網工程聯網通道故障后保網方案

明 杰，格桑晉美，巴 貴，吳 杰，羅 剛，韓國華，吳 沖

(1. 中國電力工程顧問集團西南電力設計院有限公司，四川 成都 610021；2. 國網西藏電力有限公司，西藏 拉薩 850010)

0 引言

阿里地區位于西藏西部，阿里電網一直處于孤網運行狀態，電力供應形勢緊張[1]。阿里與藏中聯網工程(以下簡稱“阿里聯網工程”)是迄今為止世界海拔最高、最具挑戰性的輸變電工程，將阿里電網通過6 個新建500 kV/220 kV 變電站、1 600 km 左右的長鏈式輸電線路與藏中電網220 kV 多林變電站相聯，形成同步互聯電網。聯網后，阿里電網安全穩定特性將發生根本性變化。

聯網前，阿里電網裝機規模小、負荷小，是一個孤立的弱交流電網，電網存在的主要問題是失去電源導致的頻率失穩，故障后采取聯切負荷的控制措施就可以保證電網穩定。阿里聯網工程主要特點：聯網通道為長鏈式結構，中途6 個變電站均為縣級電網接入點，從電網受電，無本地電源支撐；聯網線路長，且阿里地區負荷分散、基數小，線路長期輕載運行，容升效應明顯；阿里地區的光伏電站占總裝機容量的16%，光伏運行特性對電網穩定特性影響較大[2]。

以往的研究主要關注特高壓等高壓交直流電網的運行控制，研究偏遠地區電網的文獻也很少出現與阿里聯網工程類似的復雜、特殊案例[3]。本文根據地方特性，提出了推薦保網方案，提出了聯網安全穩定控制系統的整體架構和主要功能。

1 聯網工程的仿真模型

由于西南電網與西北、華中和華東電網均采用純直流異步互聯，聯網工程計算對除西南電網以外的電網進行了系統等值。阿里地區的主力機組是熱電聯產機組和獅泉河水電站，采用中國電力科學研究院電力系統研究所對上述兩個電站發電機組調速系統和勵磁系統實測參數模型，與目前調度所用的模型一致。

阿里聯網工程網架圖如圖1 所示，由日喀則地區多林變電站延伸至阿里地區獅泉河變電站，線路總長度1 315 km，線路充電功率較大。線路參數、變壓器參數與實際工程一致，同時長鏈路電網無功配置較為關鍵，阿里聯網線路長度及其高抗配置方案如表1 所示，阿里聯網低抗配置方案如表2 所示。

表1 阿里聯網線路長度及其高抗配置方案

圖1 阿里聯網工程網架圖

表2 阿里聯網低抗配置方案

查務500 kV 變配置了-60～60 Mvar 的靜止無功補償裝置(static var compensator，SVC)，巴爾220 kV 變配置了-30 ～30 Mvar 的SVC。

水電站調速系統有正常模式和基荷模式兩種模式：正常模式下機組可參與頻率調節和功率調節；基荷模式下機組帶指定負荷，一般不參與功率調節和頻率調節。獅泉河水電共4 臺機組，考慮2 臺機組采用正常模式，另外2 臺機組采用基荷模式。正常模式的機組調速器模型考慮了聯網和孤網、參數自動切換及低勵限制等功能。

阿里地區和聯網通道上分布著很多小水電，單個電站裝機約幾百千瓦，這些水電機組運行情況未知，本文計算中不包含這些小水電。

光伏模型包含光伏電池陣列、變流器有功/無功功率控制及保護特性。阿里光伏沒有進行過實測，其電壓穿越能力未知，模型中分別考慮具備電壓穿越能力和不具備電壓穿越能力兩種情況。

負荷模型：30%的感應電動機模型和70%的靜態負荷模型；銅礦負荷為70%的感應電動機模型和30%的靜態負荷模型。

枯水期負荷較大，且水電出力受限，枯水期受電占比較高，以利于充分發現阿里聯網后的穩定問題。阿里地區電網的主要運行方式是主網向阿里地區送電，阿里地區外送情況較少，因此，主要考慮了受電方式，如表3 所示。仿真計算采用我國較常用的BPA 潮流穩定程序和PSD-BPA 暫態穩定程序。

表3 聯網后預期阿里電網運行方式

2 沿線地區電網解列控制措施

阿里聯網工程投運后，阿里和沿線三區三州從藏中電網獲取電力。聯網通道發生故障中斷后，阿里和沿線地區電網均處于缺電狀態，無法實現相互的功率支持，只能采取各地區就地功率平衡的控制措施。就地功率平衡的前提條件是選擇合適的解列斷面，解列后的地區孤網易于實施功率平衡控制[4-5]。

阿里聯網工程沿線的縣級電網通過35 kV或110 kV 線路接入樞紐變電站主變壓器的35 kV 和110 kV 側，解列斷面選擇為主變的35 kV 和110 kV 側開關，分述如下：

1) 解列主變110 kV 側開關。解列主變110 kV 側以后形成的孤網，包含接入的縣級電網以及110 kV 接入線路。阿里地區地廣人稀，110 kV 接入線路長度從幾十公里到兩百多公里不等，小電網帶空載長線路可能出現過電壓問題，危及電氣設備安全。因此，解列主變110 kV 側開關后，還應聯跳110 kV 線路雙側開關。

2) 解列主變35 kV 側開關。解列主變35 kV 側以后形成的孤網，除了35 kV 負荷線路以外，還可能包含無功補償設備。主變35 kV側無功補償是平衡220 kV 系統無功的，當主變35 kV 側開關跳開后，這部分無功補償應予同步切除，否則會導致35 kV 孤網電壓穩定問題。

3 沿線地區電網孤網失穩機理

孤網主導失穩模式是電壓失穩(見圖2 和圖3)，故障切除后電壓迅速升高至1.4 p.u.左右，維持一段時間后電壓急劇升高，導致負荷電磁功率急劇上升，電網頻率降低甚至崩潰。過電壓導致負荷電磁功率增大，即使按損失功率切除負荷后，電網頻率仍快速跌落。

圖2 薩嘎—吉隆線路故障后方案五下獅泉河變頻率偏差

圖3 薩嘎—吉隆線路故障后方案五下獅泉河變母線電壓

聯網后，當發生長鏈式聯網通道故障中斷，孤網內長線路容升效應明顯，頻率問題與電壓問題疊加，孤網控制難度增大。以吉隆—薩嘎故障為例，吉隆—薩嘎線路跳開后，阿里地區成為孤網。網內220 kV 線路超過1 100 km，而負荷僅有30 ～40 MW，且電源和負荷主要集中在獅泉河電網。該孤網等效于小電源帶空載長線路：一方面，容升效應導致電網電壓升高[6]；另一方面，孤網功率缺額導致頻率下降。阿里地區工業少，以民生負荷為主，恒阻抗負荷的比例較高。恒阻抗負荷大小與電壓的平方成正比，當電壓升高時，負荷成平方比增大，進一步加深頻率的跌幅。因此，解決孤網頻率問題必須同步解決電壓問題，解決電壓問題的關鍵是限制孤網內空載線路數量，控制充電功率。

4 保網方案研究

獅泉河地區是阿里地區的行政和經濟中心，集中了阿里地區主要的發電機組，并通過110 kV 長線路向革吉、日土和札達三縣輻射供電，解列控制措施更加復雜。當聯網通道發生故障時，從保留的網架由小到大，有以下五種解列方案。以吉隆—薩嘎線路故障為例：

1)方案一：切除全部空載線路，保獅泉河變及其重要負荷。

跳獅泉河變110 kV 全部出線，即獅泉河—巴爾雙回、獅泉河—日土及獅泉河—革吉線路110 kV 出線，跳獅泉河變—中心變35 kV雙回線路和獅泉河水電—中心變35 kV 線路，切除獅泉河變部分負荷至孤網功率平衡，該策略下僅保留獅泉河變及其重要負荷。

2)方案二：切除110 kV 等級以上空載線路，保獅泉河地區配電網。

解列獅泉河變110 kV 全部出線，切除獅泉河變部分負荷至孤網功率平衡，該策略下僅保留獅泉河變及其重要負荷。獅泉河孤網內無空載/輕載長線路，穩定問題就是功率缺額導致的低頻失穩。

3)方案三：切除與藏中電網110 kV 聯絡線，保獅泉河地區部分輸電網。

解列獅泉河—巴爾雙回110 kV 出線，切除日土變、革吉變、中心變下全部負荷，切除獅泉河變部分負荷至孤網功率平衡，該策略下保留獅泉河地區及日土、革吉兩縣主網架，保留獅泉河變重要負荷。該孤網內獅泉河—日土、獅泉河—革吉為空載長線路。

4)方案四：切除與藏中電網220 kV 聯絡線，保獅泉河地區主干輸電網

解列巴爾—霍爾220 kV 出線，切除日土變、革吉變、札達變、中心變下全部負荷，切除獅泉河變部分負荷至孤網功率平衡，該策略下保留獅泉河區域及日土、革吉、札達三縣主網架，保留獅泉河變重要負荷。該孤網內獅泉河—日土、獅泉河—革吉、獅泉河—巴爾、巴爾—扎達為空載長線路。

5)方案五：保留孤網內全部輕載/空載線路、獅泉河變重要負荷，切除其余所有負荷。

6)比較分析

對五個控制方案的仿真表明，方案五無法保證電網穩定；方案一至方案四故障后獅泉河變頻率偏差和母線電壓曲線見圖4 和圖5，方案四盡管可以使電網恢復穩定，但頻率電壓特性較差。由于保留了巴爾—獅泉河和巴爾—扎達兩段空載線路，孤網暫態過電壓較高，頻率跌幅較大。與前三個方案相比，需要切除更多負荷。

圖4 薩嘎—吉隆線路故障后獅泉河變頻率偏差

圖5 薩嘎—吉隆線路故障后獅泉河變母線電壓

方案一至方案三均采取了聯切獅泉河—巴爾110 kV 聯絡線的措施，因此，暫態過程頻率跌幅相近，都不會觸發第三道防線低頻減載動作。方案一只保留獅泉河變，當孤網電源開機多且滿出力時，孤網電力充足，比獅泉河變負荷總量還要大，可以給中心變重要負荷供電。因此，方案一過于保守。

方案二保留了獅泉河配電網，雖然全切部分變電站會導致部分配電線路空載，但由于配電線路充電功率較小，不會引起電壓穩定問題。

方案三保留了兩回空載線路，頻率恢復較慢。當運行方式更為惡劣時，方案二和方案三的對比更為明顯。方案二、方案三故障后獅泉河變頻率偏差和母線電壓曲線見圖6 和圖7，考慮熱電機組檢修，只安排水電機組開機。熱電聯產機組和獅泉河水電機組的發電機動能分別為21.69 MW·s 和1.98 MW·s，只開獅泉河水電機組時，阿里電網調頻調壓能力明顯下降[7]。仿真計算結果表明，采用方案三時，頻率和電壓波動較大，頻率跌幅會觸發第三道防線低頻減載動作。采用方案二時，頻率和電壓波動均在允許范圍內。

圖6 豐期薩嘎—吉隆線路故障獅泉河變頻率偏差

圖7 豐期薩嘎—吉隆線路故障獅泉河變母線電壓

7)推薦方案

基于以上比較分析，推薦采用方案二。該方案把110 kV 線路全部切除，能夠保證重要負荷的供電，對電網運行方式適應性更強，方案實施難度相對較小。

5 安全穩定控制系統設計

阿里聯網工程建設了一套聯網通道安全穩定控制系統，與阿里電網和日喀則電網現有的安全穩定裝置一起，構成統一的阿里—藏中電網安全穩定控制系統[8]。該系統主要功能是解決阿里聯網通道中斷后，阿里地區獅泉河電網的安全穩定運行問題。根據控制策略研究結論，采用方案二，主要采取“打散措施”，切除全部110 kV 線路，保留獅泉河配電網，當聯網通道上發生故障需要采取以下三個方面的控制措施。1)沿線變電站將線路斷開信息發送給巴爾主站，巴爾主站將通道中斷信息發送給獅泉河執行主站，同時將沿線變電站打散命令發給孤網內沿線220 kV 變電站。考慮損失功率較大可能觸發藏中電網第三道防線高周切機動作，巴爾主站將通道中斷的負荷損失量發給查務站，查務站轉發給多林站。

2)巴爾220 kV 變電站作為獅泉河110 kV地區電網的升壓接入點，設置為獅泉河地區電網的控制主站。其主要功能是接收通道上站點發來的控制指令，并決策分發給110 kV 扎達變和獅泉河變。

3)其它新建站點作為控制子站，判別220 kV 聯網通道運行工況，將通道中斷信息發送給巴爾站。接收巴爾站發來的打散命令，聯跳220 kV、110 kV 等線路開關。

6 結語

針對阿里聯網工程投運后長鏈式通道中斷后孤網頻率電壓失穩的問題，本文通過建立仿真模型分析了頻率和電壓交互影響的機理，對孤網的多個保網方案進行了比較分析，推薦并實施了“切除110 kV 等級以上空載線路，保獅泉河地區配電網”方案。

阿里聯網工程投運后較長時間內將維持單線單變運行，通道故障的概率較高，運行風險突出。為了進一步提高沿線電網的供電可靠性，應深化電力系統補強工程的方案研究，建議重點研究三個方面：建立電源、負荷和SVC的實測模型；研究在通道上增加光伏、儲能和調相機等電源的可行性；優化聯網通道上SVC的控制策略，使其既能夠保證較快的響應速度，又能避免電壓過快恢復引發頻率二次跌落等問題。