云南電網(wǎng)第二道防線的風險分析

肖友強

(云南電網(wǎng)規(guī)劃研究中心,昆明 650216)

云南電網(wǎng)第二道防線的風險分析

肖友強

(云南電網(wǎng)規(guī)劃研究中心,昆明 650216)

根據(jù)2013年云南電網(wǎng)安全穩(wěn)定第二道防線的安穩(wěn)裝置配置和安穩(wěn)策略,詳細闡述了第二道防線執(zhí)行后可能出現(xiàn)的電網(wǎng)安全穩(wěn)定風險,提出了各種風險的發(fā)生條件、風險評估和應對措施,對電網(wǎng)規(guī)劃、電網(wǎng)運行具有非常重要的指導作用。

第二道防線;安穩(wěn)系統(tǒng);安穩(wěn)策略;孤網(wǎng)

1 前言

在各種事故時,為了確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行設置了三道防線。

第一道防線：快速可靠的繼電保護、有效的預防性控制措施。它主要是用來快速有選擇性地切除故障,把故障設備從運行電網(wǎng)中隔離,讓健康設備繼續(xù)運行。

第二道防線：采用安穩(wěn)裝置及切機、切負荷等緊急控制措施,確保電網(wǎng)在發(fā)生概率較低的嚴重故障時能繼續(xù)保持穩(wěn)定運行。安穩(wěn)系統(tǒng)由兩個及以上廠站的安穩(wěn)裝置通過通信設備聯(lián)絡構成的系統(tǒng),一般由控制主站、執(zhí)行站和監(jiān)測站組成。安穩(wěn)策略是安穩(wěn)系統(tǒng)的核心,時刻運行在各廠站的安穩(wěn)裝置中,不同廠站的安穩(wěn)策略是不同的。各年網(wǎng)架、潮流水平不同,安穩(wěn)策略可能改變,才能適應電網(wǎng)的運行工況。

第三道防線：失步解列、低頻低壓減載、高周切機等裝置。它是當系統(tǒng)發(fā)生諸如開關拒動、多重故障、失去大容量電源等概率較低的嚴重故障導致穩(wěn)定破壞時,通過這些控制措施防止系統(tǒng)崩潰和大面積停電。

第一、第三道防線的控制措施比較簡單,本文不作分析。第二道防線是一個區(qū)域性的控制系統(tǒng),控制策略執(zhí)行后對電網(wǎng)有一定影響,可能存在一定風險發(fā)生。如故障后的頻率穩(wěn)定、電壓穩(wěn)定、熱穩(wěn)定、暫態(tài)穩(wěn)定和動態(tài)穩(wěn)定問題?？刂撇呗员仨毐ＷC系統(tǒng)滿足暫態(tài)穩(wěn)定、動態(tài)穩(wěn)定和熱穩(wěn)定性,盡量實現(xiàn)頻率和電壓穩(wěn)定。但頻率、電壓穩(wěn)定問題,與網(wǎng)架結構、運行方式、無功出力等因素有關。文中研究了2013年云南電網(wǎng)第二道防線執(zhí)行后,對電網(wǎng)存在的風險進行了評估。

2 風險分析的邊界條件

1)計算數(shù)據(jù)。采用2013年云南電網(wǎng)年度方式數(shù)據(jù)。雙極楚穗直流雙極運行時直流輸送5 000 MW,單級運行時直流輸送2 500 MW,云南交流通道4 800 MW。

2)計算軟件。使用電力系統(tǒng)分析軟件BPA進行計算。

3)切機時間。安穩(wěn)策略的切機時間,包括故障檢測時間、計算和查詢策略表時間、通道傳輸時間、遠方裝置確定判別時間和最終執(zhí)行時間。一般遠方切機時間為故障后0.3 s;就地切機時間為故障后0.25 s。

4)安穩(wěn)策略制定的基本原則。根據(jù)有關導則、規(guī)定、規(guī)范,結合云南電網(wǎng)的實際網(wǎng)架和電源結構,安穩(wěn)策略遵循的原則有：簡化優(yōu)化原則;盡量兼顧事故后運行方式調整、設備安全和梯級水電站水量匹配問題;盡量保持電網(wǎng)完整性,優(yōu)先切機,盡量避免切線;盡量就地切機,先切水電后切火電;盡量實現(xiàn)各電廠至少有1機運行,保證廠用電的可靠性。

3 風險評估和應對措施

3.1 德博或墨博故障跳雙回

故障后云南主網(wǎng)穩(wěn)定,德宏電網(wǎng)為孤網(wǎng)。該故障的安穩(wěn)策略為：切機量=故障前德宏-博尚雙回有功,欠切;再切德宏-博尚雙回500 kV線路;如果德宏變出現(xiàn)低電壓時,切德宏變低抗。

風險評估：德宏孤網(wǎng)可能存在高電壓、高周問題。如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)可能失電。屬于重大事故。

應對措施：

1)造成孤網(wǎng)高電壓的原因是德宏變上網(wǎng)無功。因此在運行時盡量減少德宏變上網(wǎng)無功,圖1為德宏變上網(wǎng)無功50 MW+大盈江四級流進德宏變無功0時,德宏變500 kV電壓。

2)正常運行時要控制盈江變上網(wǎng)功率。孤網(wǎng)的頻率與盈江變上網(wǎng)功率直接相關,盈江變上網(wǎng)功率越多,孤網(wǎng)頻率就越大。

圖1 德宏變上網(wǎng)無功50 MVar時,德宏變母線電壓

3.2 甘永故障跳雙回

1)在220 kV甘頂-大關-昭通-永豐斷環(huán)、甘頂-永豐故障斷面斷開時,斷環(huán)電網(wǎng)成為孤網(wǎng)。該故障的安穩(wěn)策略為：切機量=故障前甘永雙回有功,欠切,按容量接近原則切溪洛渡、威信電廠機組。如果甘頂變由高電壓,根據(jù)電壓情況切甘頂變3組電容器、解列威信-甘頂單線路 (威信電廠全切,才執(zhí)行)。

風險評估：溪洛渡、威信電廠機組可能全切,其余水電很難保證孤網(wǎng)頻率穩(wěn)定,最終造成孤網(wǎng)全部失電。屬于一般事故。

應對措施：大機小網(wǎng)特有問題,沒有措施解決頻率穩(wěn)定問題。

2)在220 kV甘頂-大關-昭通-永豐合環(huán)、甘頂-永豐故障斷面斷開時,有功角穩(wěn)定和熱穩(wěn)問題。該故障的安穩(wěn)策略為：切機量=故障前甘永雙回有功,欠切,按容量接近原則切溪洛渡機組、威信機組、撒魚沱線路。

風險評估：可能出現(xiàn)220 kV線路反向過載,電網(wǎng)失穩(wěn)或瓦解。屬于一般事故。

應對措施：溪洛渡開機出力控制在500 MW以下。

3.3 永多故障跳雙回

1)在永豐-迤車-者海斷環(huán)、永豐-多樂故障跳雙回時,昭通電網(wǎng)成為孤網(wǎng)。該故障的安穩(wěn)策略為：切機量=故障前500 kV永豐多樂雙回有功,欠切,切溪洛渡、威信、鎮(zhèn)雄、撒魚沱線、萬年橋線、天花板、陡灘口線。

風險評估：可能全部切除威信、鎮(zhèn)雄機組,造成220 kV鎮(zhèn)雄變失電。屬于一般事故。

應對措施：鎮(zhèn)雄電廠的四角形接線改為3/2接線。目前鎮(zhèn)雄電廠采用的主接線圖為圖2所示(H1～H4為斷路器)。

圖2 鎮(zhèn)雄電廠四角形接線

2)在永豐主變檢修、220 kV甘頂-大關-昭通-永豐斷環(huán)、永豐-多樂故障跳雙回時,威信電廠+甘頂變+斷環(huán)電網(wǎng)成為孤網(wǎng)。該故障的安穩(wěn)策略為：欠切,切機量=故障前永多雙回有功。切溪洛渡、威信、鎮(zhèn)雄電廠機組、撒魚沱線、萬年橋線。

風險評估：可能全部切除威信、鎮(zhèn)雄機組,造成220 kV鎮(zhèn)雄變失電。屬于一般事故。

應對措施：鎮(zhèn)雄電廠的四角形接線改為3/2接線。

3.4 草鋪-草鋪擴故障跳雙回

該故障沒有安穩(wěn)策略。草鋪-草鋪擴距離很短,相當于母聯(lián) (只有草鋪擴側有一個斷路器,沒有PT)。當草鋪-草鋪擴故障N-2后,等效于母線N-2故障,安穩(wěn)策略不法控制。

風險評估：草鋪擴和草鋪500 kV雙母開關全跳、漫灣機組高周切機。屬于重大事故。

應對措施：由網(wǎng)架結構造成,安穩(wěn)系統(tǒng)無法控制。

3.5 大黃檢修,仁廠故障跳雙回

1)當太安無主變、大理-黃坪檢修、仁和-廠口故障N-2時,該故障的安穩(wěn)策略為：跳黃坪主變高壓側2個開關。是因為較長500 kV線路造成相關500 kV電壓達到575 kV左右,見圖3。

風險評估：造成部分500 kV網(wǎng)架與云南主網(wǎng)解列。

應對措施：無。

圖3 大黃檢修,仁廠故障N-2,阿海全切時相關母線電壓

(2)當太安有主變、大理-黃坪檢修、仁和-廠口故障N-2時,該故障的安穩(wěn)策略為：暫穩(wěn)切機、大理主變上網(wǎng)過載切機、黃坪主變下網(wǎng)過載切機、黃坪海東雙回過載切機、黃坪等500 kV高電壓切仁魯雙回+仁龍單回。

風險評估：安穩(wěn)策略非常復雜,需要安穩(wěn)系統(tǒng)正確動作。否則,系統(tǒng)可能發(fā)生嚴重振蕩事故。

應對措施：在大理-黃坪檢修檢修時,盡量控制龍開口、魯?shù)乩?、阿海機組的總出力,并且各廠至少有一臺機組出力在200 MW以內。

3.6 思通檢修,思墨故障跳雙回

當思通檢修、墨江-思茅故障N-2時,該故障的安穩(wěn)策略為：跳景洪電站聯(lián)變的中壓側開關、高壓側開關。

風險評估：可能造成景洪變、黎明變失電。屬于較大事故。

應對措施：網(wǎng)架結構和大機小網(wǎng)問題。無應對措施。

3.7 版納電磁環(huán)網(wǎng)斷環(huán),景洪電廠-思茅故障跳雙回

該故障的安穩(wěn)策略為：(1)當聯(lián)變上網(wǎng)時,跳聯(lián)變中壓側開關和高壓側開關。(2)當聯(lián)變下網(wǎng)時：切景洪電站機組,根據(jù)聯(lián)變下網(wǎng)有功量,按最優(yōu)匹配來保留1機。

風險評估：當保留1機容量較大時,可能造成版納電網(wǎng)頻率失穩(wěn),造成景洪變、黎明變失電,屬于較大事故。

應對措施：當版納電磁環(huán)網(wǎng)斷環(huán)、聯(lián)變上網(wǎng)時,上網(wǎng)量盡量要小;當版納電磁環(huán)網(wǎng)斷環(huán)、聯(lián)變下網(wǎng)時,景洪電站有1機的出力盡量接近聯(lián)變的下網(wǎng)量。

3.8 漫灣-草鋪故障跳雙回

當漫灣-草鋪故障跳雙回時,該故障的安穩(wěn)策略為：漫灣高周功能完成切機。風險評估：新云、臨滄失電。屬于一般事故。應對措施：大機小網(wǎng)造成機網(wǎng)協(xié)調失控,無應對措施。

3.9 大朝山-寶峰故障跳雙回

當大朝山-寶峰故障跳雙回時,該故障的安穩(wěn)策略為：大朝山高周切機。

風險評估：臨滄、東那失電。屬于較大事故。應對措施：大機小網(wǎng)造成機網(wǎng)協(xié)調失控,無應對措施。

4 500 kV主變N-2的風險評估

變壓器故障跳雙臺,安穩(wěn)策略執(zhí)行后存在的主要風險。

4.1 德宏主變N-2

德宏電網(wǎng)成為孤網(wǎng),該故障的安穩(wěn)策略為：切機量=故障前德宏主變中壓上網(wǎng)的有功,欠切,切接入德宏變的220 kV機組或線路。

風險評估：孤網(wǎng)可能分別存在兩方面問題：1)大機小網(wǎng)造成機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)可能失電,屬于重大事故;

2)如果孤網(wǎng)不失電,但德宏孤網(wǎng)存在高電壓、高周問題。造成孤網(wǎng)220 kV系統(tǒng)高電壓的原因是德宏變上網(wǎng)無功,頻率上升與盈江變上網(wǎng)量有關。

應對措施：在運行時盡量減少德宏變上網(wǎng)無功,且要控制盈江變上網(wǎng)功率。

4.2 墨江2臺運行,主變故障N-2

當木乃河-景洪變斷環(huán)、墨江主變2臺運行故障N-2時,思茅電網(wǎng)成為孤網(wǎng),該故障的安穩(wěn)策略為：

1)若故障前的潮流方向為木乃河→墨江,則解列墨江-木乃河線路;

2)若潮流方向為墨江→木乃河,切機量=故障前墨江2臺主變上網(wǎng)有功,欠切,按最接近原則切接入墨江變220 kV水電。

風險評估：大機小網(wǎng)造成機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)可能失電,屬于重大事故。

應對措施：當木乃河-景洪變斷環(huán)時,盡量控制墨江-木乃河的有功。

4.3 黃坪主變檢修,大理主變故障N-2

大理、麗江、迪慶、怒江、保山電網(wǎng)成為孤網(wǎng)。該故障的安穩(wěn)策略為：切機量=故障前大理2臺主變有功,欠切。切保山變方向機組、迪慶變方向機組、倮馬河一級機組、福貢變線路。

風險評估：如果安穩(wěn)系統(tǒng)正確動作,孤網(wǎng)可以穩(wěn)定;如果機網(wǎng)協(xié)調失控,則孤網(wǎng)失穩(wěn),造成大面積失電,屬于重大事故。

應對措施：加強機網(wǎng)協(xié)調工作。

5 220 kV線路N-2的風險評估

1)大理-蘇屯故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=大理-蘇屯雙回有功,欠切。切蘇家河口、蘇家河口、阿鳩田雙線、象達雙線。風險評估：保山、蘇屯電網(wǎng)成為孤網(wǎng),如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于重大事故。

2)蘇屯-保山故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=蘇屯-保山雙回有功,欠切。切蘇家河口、蘇家河口、阿鳩田雙線、象達雙線。風險評估：保山、蘇屯電網(wǎng)成為孤網(wǎng),如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于重大事故。

3)保山-騰沖故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=保山-騰沖雙回有功,欠切,切蘇家河口、蘇家河口。風險評估：騰沖電網(wǎng)成為孤網(wǎng),如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于一般事故。

4)保山-黃龍故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=保山-黃龍雙回有功,欠切,切阿鳩田雙線、象達雙線。風險評估：朝陽、龍陵電網(wǎng)成為孤網(wǎng),如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于一般事故。

5)德宏-潞西故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=德宏-潞西雙回有功,欠切,切弄另、龍江機組。風險評估：潞西電網(wǎng)成為孤網(wǎng),如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于較大事故。

6)德宏-瑞麗故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=德宏-瑞麗雙回有功,欠切,切瑞麗江。風險評估：瑞麗電網(wǎng)成為孤網(wǎng)。如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于較大事故。

7)迪慶-麗江故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=迪麗雙回有功,欠切,切接入迪慶變的機組。風險評估：迪慶電網(wǎng)成為孤網(wǎng),安穩(wěn)系統(tǒng)只能切吉沙、金漢拉扎、格吉河匯流站、沖江河二級、螺絲灣的機組或線路,切機量很可能不足,孤網(wǎng)頻率可能不滿足要求。如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于較大事故。

8)麗江-黃坪故障N-2。安穩(wěn)策略：切機量=黃麗雙回有功,欠切,切接入迪慶變的機組。風險評估：迪慶、麗江電網(wǎng)成為孤網(wǎng),切機量很可能不足,孤網(wǎng)頻率可能不滿足要求。如果孤網(wǎng)機網(wǎng)協(xié)調失控,孤網(wǎng)就可能失電,屬于較大事故。

6 結束語

云南電網(wǎng)第二道防線開展了可行性研究、初步設計、策略研究、出廠調試、現(xiàn)場調試、定值輸入、試運行、掛網(wǎng)運行等多個環(huán)節(jié)工作。本文針對2013年云南電網(wǎng)第二道防線存在的風險進行了評估,并根據(jù)規(guī)程對電網(wǎng)事故劃分,列出了事故的級別,指出了是否具有應對措施,對電網(wǎng)規(guī)劃、建設和運行具有重要的指導意義。

2013年云南電網(wǎng)第二道防線的風險表現(xiàn)在下列幾方面：

1)孤網(wǎng)的頻率穩(wěn)定性問題。如果切除孤網(wǎng)的機組或用電負荷量等于故障線路的有功,則孤網(wǎng)頻率是能夠滿足要求的;但對于大機小網(wǎng)的孤網(wǎng),實際切機量與計算切機量有差別,孤網(wǎng)頻率很難滿足要求。德宏、版納、臨滄、昭通、滇西北等故障N-2形成孤網(wǎng)后,頻率穩(wěn)定是孤網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的最大風險。

2)孤網(wǎng)的機網(wǎng)協(xié)調失控問題。故障后孤網(wǎng)頻率上升,各機組的高周切機動作,如果配合失控,可能引起孤網(wǎng)失電。

3)小孤網(wǎng)的電壓穩(wěn)定問題。一方面,正常時如果無功從孤網(wǎng)流向主網(wǎng),則故障后孤網(wǎng)的電壓升高,反之電壓就降低。另一方面,故障后如果空載線路掛在孤網(wǎng)上,對孤網(wǎng)電壓影響較大。德宏、版納、臨滄、昭通、滇西北等故障N-2形成孤網(wǎng)后,電壓偏高是危害設備安全的最大風險。

4)切機造成的失電問題。鎮(zhèn)雄電廠、威信電廠、景洪電站的機組容量大,故障后為了保證主網(wǎng)的安全穩(wěn)定性,第二道防線可能全切電廠的機組,造成相應的用電負荷失電。

[1] 肖友強,等.2013年云南電網(wǎng)安穩(wěn)策略研究 [Z]. 2013,3.

[2] 韓琪,等.2013年云南電網(wǎng)安全穩(wěn)定裝置初步設計 [Z] .2012,12.

[3] 張丹,等.云南電網(wǎng)區(qū)域安全穩(wěn)定控制系統(tǒng).2013.

[4] 電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則 [Z].2001,7.

[5] 南方電網(wǎng)安全穩(wěn)定計算分析導則 [Z].2009,8.

10月29日,國家863計劃電網(wǎng)關鍵技術研發(fā) (一期)重大項目第19課題 “提升電網(wǎng)安全穩(wěn)定和運行效率的柔性控制技術”仿真試驗方案專家評審會在京召開。中國電科院作為課題牽頭單位,匯報了華中示范工程實施進展情況及仿真試驗方案。評審專家針對示范工程時間節(jié)點、仿真試驗內容等進行了討論,審查通過了項目組提出的仿真試驗方案,確定了設備出廠聯(lián)調試驗方案及交直流協(xié)調控制系統(tǒng)重要功能出廠驗收時間、廠站協(xié)控裝置到達現(xiàn)場時間、示范工程實施單位站調試完成時間、現(xiàn)場系統(tǒng)聯(lián)調試驗時間等示范工程建設的進度安排,對于保障哈密南-鄭州±800 kV特高壓直流輸電工程投產(chǎn)后電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行、實現(xiàn)課題承諾目標具有重要意義。

該課題研究成果將應用于華中電網(wǎng)及錫盟送出示范工程,在華中電網(wǎng)建設跨區(qū)交直流電網(wǎng)協(xié)調控制與輔助決策系統(tǒng),首次實現(xiàn)大范圍安全穩(wěn)定控制協(xié)調示范應用,同時在中國電科院 “電網(wǎng)安全與節(jié)能國家重點實驗室”建成示范工程仿真試驗平臺,提升安控裝置和交直流電網(wǎng)協(xié)調控制的模擬能力,依托華中電網(wǎng)示范工程、錫盟送出工程,在實驗室環(huán)境下驗證跨區(qū)交直流協(xié)調控制、大規(guī)模火電機群外送系統(tǒng)阻尼控制的效果和作用,支撐示范工程建設。(信息來源：北極星智能電網(wǎng)在線)

Risk Analysis of Yunnan Power Grid in the Second-defense-line

XIAO Youqiang
(Yunnan Grid Planning and Research Center,Kunming 650216)

According to the configuration and strategy of security and stability second-defense-line of the 2013 Yunnan Power Grid, the paper elaborates possible risks after the second defense line executing.In response to various risk occurrence conditions,it also provides appropriate response measures.This work will play an important role on guiding power grid planning and operation.

the second-defense-line,security and stability system,security and stability strategy,isolated grid

TM73

B

1006-7345(2014)01-0022-05

2013-09-12

肖友強 (1962),男,博士,高級工程師,云南電網(wǎng)公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心,主要從事電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析、控制技術研究、電網(wǎng)優(yōu)化運行研究 (e-mail)xiaoyouqiang@163.com。