特高压同步电网安全性论证
汤涌，郭强，周勤勇，覃琴，秦晓辉
(中国电力科学研究院，北京市 海淀区 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：根据《电力系统安全稳定导则》，从短路电流、静态安全性、暂态稳定性、动态稳定性等方面，校核了特高压同步电网方案的安全稳定性;根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》要求，校核了可能发生的自然灾害导致的电网严重故障下，特高压同步电网的承受能力及可采取的措施;根据第3道防线的设置原则和要求，分析了由低频减载、低压减载和解列控制构成的第3道防线在特高压同步电网的适应性。结果表明，特高压同步电网安全性满足《电力系统安全稳定导则》的要求，承受严重故障能力强，第3道防线可有效控制事故范围，避免出现大停电;采用基于广域同步量测信息的自适应解列、交直流协调控制等技术可以进一步提高系统的安全性。
关键词：安全稳定;特高压;同步电网;三道防线
DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.01.014
0 引言
发展特高压已先后纳入国家“十二五”规划纲要、能源发展“十二五”规划、国家能源科技“十二五”发展规划、能源发展战略行动计划(2014—2020年)、大气污染防治行动计划等，成为国家重要能源发展战略。目前国家电网(国网经营区)已建成“三交四直”特高压工程并保持安全运行，随着列入大气污染防治行动计划的“四交四直”及酒泉—湖南特高压工程加快推进，特高压电网从技术创新、工程示范进入全面大规模建设的新阶段。
“十三五”期间，为满足西部、北部大型能源基地开发外送和东中部用电需要，适应清洁能源更大规模的开发利用要求，应加快特高压骨干网架建设，优化电网格局，减少同步电网数量，扩大同步电网规模，推动构建统一同步电网，形成能源资源优化配置平台[1]。这些新形势和新挑战将对电网的安全稳定特性产生重大影响。因此，有必要对“十三五”特高压同步电网方案的安全性进行综合评估论证，并以研究结果指导中远期电网规划的调整。
满足《电力系统安全稳定导则》(以下简称《导则》)是电网规划的根本要求。2011年，国务院颁布了《电力安全事故应急处置和调查处理条例》，对电网的安全稳定提出了更高的要求。在常规的典型故障校核的基础上，本文研究了区域间解列控制、低频减载、低压减载等电网第3道防线措施的适应性，以及交直流混合电网安全稳定性与协调控制，通过深入论证特高压同步电网对极端严重故障的抵御能力以及交直流协调控制策略，为进一步提高特高压同步电网的安全性和可控性提供技术支撑与决策参考依据。
1 特高压同步电网方案
“十三五”期间，在现有电网格局基础上，将西部不同资源类型的电网进行互联，即西北电网与川渝藏电网通过特高压交流联网，构建西部特高压同步电网(简称“西部电网”);将东部主要受电地区电网进行互联，即“三华”电网与东北电网通过特高压交流联网，构建东部特高压同步电网(简称“东部电网”)，形成送、受端结构清晰，交流和直流协调发展的2个特高压同步电网格局，如图1所示。到2020年，规划建成19回特高压直流工程，特高压电网跨区输电380 GW，向东中部送电310 GW[2]。
图1 2020年特高压同步电网格局示意图
Fig. 1 Structure of UHV synchronized power grid in 2020
2 特高压同步电网安全稳定水平分析
2.1 潮流及静态安全分析
2020年东部、西部电网特高压主网潮流分布合理。主要送电通道潮流在7~10 GW，主要联络线通道潮流在3.5~6 GW，满足能源基地开发外送和大规模直流电力疏散要求。N-1方式下1000 kV及500 kV线路、1000 kV主变均不过载，满足N-1静态安全标准要求。
特高压直流大功率馈入东部、西部受端电网，当直流发生双极闭锁故障后，潮流大范围转移至负荷中心，送端发电机功角摆开，系统无功消耗大幅增加，系统的功角和电压稳定性将受到较大影响[3]。安全稳定校核结果表明，东部、西部电网承受潮流转移的能力强，潮流转移通道在故障后的潮流和母线电压均在安全允许范围内。
以陕北—武汉直流双极闭锁故障为例，分析潮流转移情况。故障后10 GW功率转移至并列运行的特高压交流线路上，通道上的母线电压均有不同程度的降低，其中蒙西—晋中单回线路潮流由4702 MW增加至6571 MW，武汉特高压站电压降至961.9 kV，不存在任何安全问题。故障后潮流转移计算结果如表1所示。
表1 陕北—武汉直流双极闭锁故障后的潮流转移及
电压变化情况
Tab. 1 Power flow transferring and voltage after bipolar block fault occurring on Shanbei-Wuhan UHVDC line
线路名称故障前/故障后
潮流/MW节点名故障前/故障后
节点电压值/kV
蒙西—晋北1880/3261蒙西1066.3/1023.4
晋北1063.0/1022.2
蒙西—晋中4702/6571蒙西1066.3/1023.4
晋中1056.6/1001.6
上海庙—蒙西1561/922上海庙1083.9/1067.4
蒙西1066.3/1023.4
武汉—南昌1730/1483武汉1034.2/961.9
南昌1043.8/1003.7
武汉—安庆1560/962武汉10434.2/961.9
安庆1052.1/1010.9
武汉—道观1361/1902武汉1034.2/961.9
道观519.8/496.5
道观—木兰1672/2041道观519.8/496.5
木兰518.0/498.1
武汉换—木兰330/-722武汉换522.6/499.7
木兰518.0/498.1
武汉换—鄂变1560/1051武汉换522.6/499.7
鄂变520.6/501.5
2.2 短路电流水平
“三华”负荷中心500 kV电网短路电流大量超标，目前已采取线路出串、拉停，装设高阻抗变压器、串联电抗器、短路电流限制器等措施，长远看难以为继。发展更高一级电压，可从根本上解决短路电流问题。我国500 kV电网发展历程中，220 kV电网得以通过分区运行来解决短路电流超标的问题。建设1000 kV电网，500 kV合理分区运行，可有效解决500 kV短路电流超标问题[4-5]。对2020年东部、西部电网的短路电流水平进行校核计算表明，特高压同步电网形成后，网架结构显著加强，500 kV电网具备了结构优化的条件，通过省间1000/500 kV电磁环网解环和分区，能将全部短路电流控制在63 kA以下。
2.3 大扰动暂态稳定分析
对三级安全稳定标准对应的典型故障进行仿真分析。
第1级：选取交流线路“N-1”故障和直流单极闭锁故障。结果表明，无需采取措施，系统均能保持稳定。
第2级：选取交流线路三永“N-2”故障和直流双极闭锁故障。结果表明，除了少数电厂送出通道需要切除相应送端机组外，其他交流线路三永“N-2”故障后，不需采取任何措施，送、受端系统均能够保持稳定运行;锡盟—江苏、上海庙—山东、
准东—四川、酒泉—湖南等直流线路双极闭锁故障需要切除送端相应4~7台机组，不需切除受端负荷，系统能保持稳定运行，最大切机量为7台机组共7000 MW;其他直流线路故障时无需采取措施(除送端孤岛机组需切机外)，系统能保持稳定。
第3级：考虑到近年来自然灾害频发对电网安全的影响，选取同通道同送端的多回直流同时发生双极闭锁故障或者失去多个电厂等多重故障。
1)多回直流同时停运。
①西南水电外送特高压直流。
西南水电共有5回±800 kV的特高压直流向华东、华中送电，总容量为41.6 GW。对落点华东地区的任意2回或3回直流由于送端机组停运导致的直流同时双极闭锁进行计算分析，结果表明，送端需切除10~18 GW机组后，系统可以保持稳定，受端不需采取任何措施。
②西北、北部火电外送特高压直流。
选取酒泉—湘潭和哈密南—郑州2回直流、蒙西—湘南和陕北—武汉2回直流，这2组直流的送端电源位置较近，如果出现强风、地震等较严重的自然灾害，送端机组可能大范围停机，导致两回直流同时停运，需要对这类情况下电网进行安全性校核。结果表明，送端切除16~18 GW机组后，系统可以保持稳定，受端不需采取任何措施。
③西部电网和东部电网之间的特高压直流。
选取同送端同通道的准东—皖南、酒泉—湘潭2回特高压直流同时发生双极闭锁故障。按照单回直流闭锁的安控措施量，即切除准东直流3660 MW的配套电源、酒泉直流5400 MW的配套电源后，送受端电网可以保持稳定，低压减载、低频减载等第3道防线装置均不需动作。
2)华东沿海大量火电、核电机组停运。
考虑到我国东南沿海，尤其是浙江、福建沿海易受强烈台风影响，可能导致沿海地区同时失去10~20 GW左右的火电厂、核电厂，下面就电厂同时失去进行安全稳定分析。
当浙江乐清、玉环、三门等电厂共失去18 GW或福建沿海后石、福清、可门等电厂共失去20.3 GW机组时，华东电网能够保持稳定，若失去电源超过此规模，则局部电网将失去稳定，需要采取集中切负荷或者依靠低压减载、低频减载等措施系统才能恢复稳定，具体情况如表2所示。
表2 浙江、福建沿海大型机组停运下系统稳定性
Tab. 2 System stability under large generators shutdown along the coast of Zhejiang and Fujian
停运区域失去电源
规模/GW集中切负荷低压、低频
减载措施事故级别
浙江沿海18———
福建沿海20.3———
浙江沿海20集中切除
4100 MW负荷切除13 020 MW负荷—
福建沿海22集中切除
2600 MW负荷切除22 590 MW负荷一般事故
2.4 动态稳定性分析
采用小干扰频域分析方法，对东部、西部电网的主要动态稳定振荡模式进行分析，详细计算结果见表3。
表3 小干扰动态稳定计算结果
Tab. 3 Computation results of small disturbance
dynamic stability
区域振荡模式振荡频率/Hz阻尼比
东部电网湖南、江西机组相对于
华东机组0.4350.176
西部电网西北机组相对于川渝机组0.2720.117
结果表明，东部电网大区间主要振荡模式振荡频率0.435 Hz，阻尼比0.176;西部电网大区间主要振荡模式振荡频率0.272 Hz，阻尼比0.117。从振荡模式来看，大区间主要振荡模式有2个，分别是东部电网的湖南、江西机组相对于华东机组模式，西部电网的西北机组相对于川渝机组模式。这些主要低频振荡模式均具有强阻尼。
3 第3道防线措施的适应性研究
电网的第3道防线措施主要包括低频减载、低压减载和解列。本节重点研究极端严重故障导致系统稳定破坏时，电网第3道防线措施的适应性。
3.1 低频减载措施
现行的低频减载配置方案均是按当前区域电网配置的，且各区域配置不同[6]。因此，可以优化设计更为适合特高压同步电网的低频减载方案，如表4所示，该统一配置方案可同时满足联网方式和故障解列后受端频率恢复的需要。
对低频减载方案的评价，需要从3个方面进行比较分析：低频减载总量、系统最低频率和稳态频率及频率恢复至49.5 Hz的时间。以2020年东部电网大方式下全网损失48.23 GW区外来电为例进行对比分析。图2、3分别为现行低频减载方案和统一配置方案下系统频率变化图，表5给出了2种配
表4 特高压同步电网统一低频减载配置方案
Tab. 4 Unified under-frequency load shedding scheme of UHV synchronized power grid
频率减负荷/%延时/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”指特殊轮。
图2 现行低频减载配置方案下系统频率变化
Fig. 2 System frequency of current under-frequency load shedding scheme
图3 统一低频减载配置方案下系统频率变化曲线
Fig. 3 System frequency of Unified under-frequency load shedding scheme
表5 2种低频减载方案的对比
Tab. 5 Comparison on two kinds of under-frequency load shedding schemes
配置方案减载量/
MW最低频率/
Hz稳态频率/
Hz恢复至49.5 Hz
时间/s
现行低频减载
配置方案14 10049.2049.5238
统一低频减载
配置方案23 39049.1849.6723
置方案下的减载量、最低频率、稳态频率及频率恢复至49.5 Hz的时间。
可以看出，综合考虑减载量、系统最低频率、稳态频率及恢复至49.5 Hz时间等指标，2类方案下，统一低频减载配置方案较好。虽然统一配置方案的总体减载量较大，但由于各大区电网统一分摊功率缺额，所以各区域电网减载量比较均衡，且最终频率恢复到49.5 Hz的时间也较短。
3.2 低压减载措施
由于我国在低压减载配置上至今还没有一个统一的标准、配置原则和配置方法，因而我国各地区现有低压减载措施的配置依据和原则有所不同[7]。经过对低压减载配置原则进行分析，总结低压减载措施的配置方法和流程如下：
1)由全网暂态、中长期电压稳定仿真结果分析，确定存在电压稳定问题的区域。
2)根据该区域的负荷水平和负荷构成，确定配置区域中的可切负荷总量。
3)依据不同故障形式下系统电压的恢复水平，确定低压减载动作后的电压恢复目标值。
最终形成东部电网低压减载配置的推荐方案见表6。
表6 东部电网低压减载配置推荐基本方案
Tab. 6 Recommendation scheme of under-frequency load shedding configuration of East power grid
轮次华东华北华中
动作
电压/
pu延时/s切除
负荷/
%动作
电压/
pu延时/s切除
负荷/
%动作
电压/
pu延时/s切除
负荷/
%
特殊轮0.831.5150.831.5150.851.515
第1轮0.830.2130.870.5100.850.510
第2轮0.790.2100.850.4100.850.410
第3轮0.750.2100.850.4100.850.410
第4轮0.710.2100.850.4100.850.410
当东部电网发生同时失去临沂—连云港、枣庄—徐州、驻马店—淮南、驻马店—徐州4个特高压输电通道的极端严重故障时，需要在送端采取切机措施，低压减载措施会发生动作，系统可以保持稳定，共切除负荷15.47 GW，占东部电网总负荷1.83%。相关母线电压见图4。可以看出，发生此严重故障时，配置方案具有良好的适应性。
图4 同时失去4个交流通道条件下
低压减载动作后的母线电压
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 传统解列措施
目前已有的特高压区域联络线解列配置包括失步解列、低压解列和快速解列技术[8-10]。失步解列通过相关电气量的变化，可以判断系统是否发生失步，并在系统发生失步的状态下捕捉失步中心的位置;目前失步判据的研究大都基于经典的双机等值系统。低压解列是根据电压低到一定值并持续相应时间进行解列判断;快速解列根据输电线路功率的变化趋势、线路两端电压相角差的变化趋势以及系统振荡中心的位置等因素来形成失步解列判据。
若同时配置以上3种解列技术，当发生如图5所示的准东—成都特高压直流双极闭锁并同时失去陇南—广元特高压交流通道的严重故障时，失步振荡中心落入果洛—阿坝以及玉树—昌都线路上，导致这2个特高压交流通道在1.6 s内陆续解列，如图6所示，使得西部电网解列成西北和西南2个独立的地区电网，解列后在低频低压减载措施动作配合下，各地区电网均恢复稳定运行。
在解列后的动态过程中，低压减载动作共切除负荷1330 MW，低频减载动作共切除负荷5230 MW，分别占西南电网总负荷的1.3%和5.1%。
图5 西部电网特高压通道极端严重故障示意图
Fig. 5 Diagram of extremely serious fault occurring on the UHV tie lines of West power grid
图6 解列线路功率及解列时序示意图
Fig. 6 Power flow and timing sequence after line splitting
3.3.2 基于广域同步量测信息的自适应解列
基于广域同步量测信息的自适应解列，核心思想是通过保稳的互补群惯量中心—相对运动变换，将多机系统稳定性的定性(或定量)分析问题转换为具有时变特性的非自治单机无穷大系统映像的同类问题[11]。基于广域量测信息的自适应解列系统，可以进一步提高解列速度，更有助于解列后系统快速恢复稳定，并进一步减少解列后低频减载、低压减载的代价。
当东明—驻马店通道东明侧发生三永故障跳双回，同时跳开晋东南—南阳通道，共损失
5回特高压交流线路极端严重故障时(如图7所示)，冲击到地区联络断面的潮流转移量达到23.1 GW，导致稳定破坏，依靠传统解列与自适应解列技术都可将联络断面解开，使系统恢复稳定，结果见表7。可以看出，相比传统解列技术，自适应解列技术恢复时间快，损失负荷量小。
图7 华北对外联络断面极端严重故障示意图
Fig. 7 Diagram of extremely serious fault occurring on the tie lines of North-China and other regions
表7 华北对外联络断面极端严重故障下传统解列与自适应解列结果对比
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
解列类型剩余联络通道
解开时间/s低频低压
减载量/MW是否恢复稳定
传统解列技术1.41/1.7657 750是
自适应解列技术1.01/1.0147 760是
4 交直流混合输电系统安全稳定性及协调控制策略研究
直流系统本身所具有的特性使得其暂态过程非常复杂[12-15]，综合来讲，对系统的影响主要体现在以下3个方面：
1)直流系统换流站需要消耗大量无功功率，约占输送有功功率40%~60%的水平。在正常运行条件下，直流系统消耗的无功功率主要由换流站内滤波器等无源补偿元件提供。系统故障时，将产生暂态电压波动，由于运行条件的变化，会引起无功功率补偿出力的变化。这些元件是否能提供直流系统所需的无功功率将直接影响交直流系统间无功功率交换的大小，从而产生了交直流系统电压稳定性问题。
2)直流系统输电功率较大，直流系统故障引起输电功率大幅波动将对直流送端系统和受端系统产生较大冲击，危及系统频率稳定性。
3)直流输电系统具有高度可控性，可以为电网提供灵活的输送方式，但是直流换流设备自身性能限制和直流对交流系统的要求将给电网运行带来更多的约束条件。
综上所述，合理的利用直流系统特有的控制特性，可以对系统安全稳定性产生积极的影响。
4.1 交直流混合输电系统安全稳定研究
2020年，东部电网中，锡盟火电基地通过1回±800 kV特高压直流和2回特高压交流通道向负荷中心送电;蒙西火电基地(含陕北、晋北火电)通过3回±800 kV特高压直流和2回特高压交流通道向负荷中心送电。西部电网中，准东电源基地通过1回±1100 kV特高压直流和3回特高压交流通道向负荷中心送电。锡盟、蒙西以及准东电源基地送出系统均形成较为典型的交直流混合送端网架结构，交直流系统相互影响明显。
1)送端故障对系统稳定性的影响。
锡盟、蒙西以及准东交直流混合输电系统送端电网的主干线路发生“N-1”、“N-2”故障后，系统可以保持稳定运行。
2)直流故障对系统稳定性的影响。
锡盟、蒙西以及准东交直流混合输电系统中特高压直流发生单极闭锁故障，系统可以保持稳定运行;双极闭锁故障后，除少数直流线路需要切除相应送端机组外，其他直流线路不需采取任何措施，系统可以保持稳定。最大切机量为7台机组共7 GW。
3)受端故障对系统稳定性的影响。
锡盟、蒙西以及准东交直流混合输电系统各送出直流系统逆变站落点附近主干线路发生“N-1”、“N-2”故障后，系统可以保持稳定运行。
4.2 提高电网稳定水平的交直流协调控制策略
在交直流混合输电系统中，直流功率紧急控制可快速释放由于送电通道开断所积聚的过剩功率;采用直流有功功率调制可以实现交直流系统的相互支援;采用直流系统紧急功率控制和调制可有效提高系统在极端严重故障下的稳定水平[16-18]。
4.2.1 基于功率紧急控制的交直流协调控制策略
当发生准东—成都特高压直流双极闭锁并同时失去陇南—广元特高压交流通道的严重故障时，约9 GW功率转移到联络断面的其余线路上，系统会失去稳定。
雅中—南昌特高压直流在故障切除后0.2 s时启动功率紧急控制，在0.6 s内功率从5 GW(单极)速降80%至1 GW，持续3 s后，以同样速率升功率至2 GW;溪洛渡—浙西特高压直流在故障切除后0.2 s时启动功率紧急控制，在0.6 s内功率从4 GW (单极)速降50%至2 GW，持续3 s后，以同样速率升功率至3 GW，则系统能够保持稳定。图8给出
(a) 果洛—阿坝线路潮流
(b) 雅中—南昌特高压直流单极输电功率
(C) 溪洛渡—浙西特高压直流单极输电功率
图8 西部电网特高压通道严重故障时稳定计算曲线
Fig. 8 Stabilization process after serious fault occurring on the UHV tie lines of West Power Grid
了采取功率紧急控制措施前后，果洛—阿坝特高压交流线路功率、雅中—南昌特高压直流单极输电功率、溪洛渡—浙西特高压直流单极输电功率。
4.2.2 基于直流功率调制的交直流协调控制策略
根据对2020年蒙西交直流混合输电系统中并联交流线路与直流线路之间耦合关系的研究，交直流协调控制对象选择蒙西—晋北特高压交流线路较为合适，能够反映其他并联交流通道或外送直流因故障退出运行后的潮流转移情况。
在特殊方式下，当蒙西—晋中特高压交流通道发生三永“N-2”故障时，陕北—武汉特高压直流启动功率调制，设单极调制功率可从4 GW至6 GW之间变化(调制幅度为额定功率的±20%)，通过调制系统能够保持稳定。采取功率调制后，蒙西—晋北特高压交流线路功率、陕北—武汉特高压直流单极输电功率如图9所示。可以看出，直流单极功率在6 s后逐渐降至5.5 GW(1.1倍额定功率)以内。
(a) 蒙西—晋北线路潮流
(b) 陕北—武汉特高压直流调制单极功率
图9 蒙西—晋中特高压交流线路故障时稳定计算曲线
Fig. 9 Stabilization process after N-2 fault occurring on the Mengxi-Jinzhong 1000 kV AC line
研究表明，采用直流功率调制也能达到提高交直流混合输电系统稳定性的目的，可减少采取切机措施，减小控制代价。
5 结论
特高压同步电网扩大了负荷中心地区接受区外电力的能力，区外电力分别通过特高压交流和特高压直流送入，形成“强交强直”科学合理的输电格局。“十三五”特高压同步电网方案的安全性论证结论如下：
1)特高压同步电网安全稳定水平高，抵御单一故障、严重故障和多重故障的能力较强，动态稳定性主导振荡模式均呈强阻尼，完全满足《导则》规定的三级安全稳定标准要求。
2)通过合理配置第3道防线，在同时失去多个特高压交流/直流通道的极端严重故障情况下，依靠解列、低频减载、低压减载等第3道防线措施，可将同步电网成功解列，并维持解列后各区域电网稳定运行，可以避免发生连锁反应而导致的大面积停电。
3)特高压同步电网形成了坚强的特高压交直流混合互联电网，系统稳定水平较好。利用交直流协调控制技术，可实现交直流系统相互支援，在极端严重故障或特殊方式下显著减少切机量，有效改善交直流混合输电系统稳定水平。
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