青藏直流联网后藏中电网安全稳定控制系统的重构

吴冲，刘汉伟，董卫国，徐伟华

（1.中国电力工程顾问集团西南电力设计院，四川成都 610021；2.西藏电力有限公司调度通信中心，西藏拉萨 850000；3.中国电力工程顾问集团电力规划设计总院，北京 100006）

青藏直流工程电压等级±400 kV，本期送电容量按600 MW设计，终期规模为1200 MW。送端起于青海的格尔木换流站，受端止于西藏的拉萨换流站。在直流联网初期，计划由青海向西藏送电，以解决藏中电网缺电的局面；十二五末期，随着西藏水电的开发，计划丰期由西藏向青海送电，枯期仍由青海向西藏送电[1]。

青藏直流联网后，实现了藏中电网与全国大电网的连接，从根本上缓解了藏中电网长期缺电的问题。通过直流的快速调节，可以快速响应藏中电网对功率的需求。随着西藏水电的逐步开发，还能够满足清洁能源——水电的外送需求，促进西藏地区经济社会发展。

青藏直流接入藏中电网初期，藏中电网的总体格局是“大机组、大直流、小电网”，即拉萨燃机等主力电源出力和青藏直流送电功率在全网负荷所占比例较高，而藏中电网短路容量相对较小，网络结构较弱，即所谓的弱交流系统，并由此带来了一些安全稳定问题。比如，青藏直流双极闭锁引起的频率稳定问题，不恰当的直流功率调制方式引起的电压稳定问题等[2]。针对这些潜在的、威胁整个藏中电网安全稳定运行的问题，只有通过合理地设计电网安全稳定三道防线，尤其是作为紧急控制的安全稳定控制系统来加以解决。

原有的稳控系统结构是随着西藏电网的逐步发展慢慢形成的。20世纪90年代中期，伴随着羊湖抽水蓄能电站的投产，藏中110 kV电网逐步形成规模，电网稳定问题主要是水电站机组跳闸后频率电压稳定问题[3]。由于稳定问题的性质，加上受当时通信发展水平的制约，稳定控制系统结构采用以水电站为“源头”的单链式结构，实现机组跳闸以后命令逐级转发及执行切负荷控制的功能。

该控制结构最大的问题就是系统可靠性较差：由于采用的是单链式结构，链上任一环节出现问题都将导致链条断裂，控制措施失效，引起电网稳定情况恶化，甚至失稳。随着藏中电网电源点增多，该控制体系已越来越不能满足电网稳定运行的要求。

1 直流联网后藏中电网控制需求

青藏直流联网工程投运后，直流送电功率占藏中电网全网负荷的比例可达到30%及以上。一旦直流发生双极闭锁故障，藏中电网将面临频率崩溃的风险。直流线路穿越高海拔无人区，面临着较高的故障发生率，使得电网安全运行严重依赖安全稳定控制系统，因此，对安全稳定控制系统的可靠性和安全性也提出了更高要求。应在全面掌握藏中电网稳定运行控制需求的基础上，对全网的安全自动装置进行重构和优化，满足电网稳定运行的要求[4]。

计算分析表明，青藏直流投产后将成为藏中电网最大的“电源”，直流双极闭锁故障时，需要快速联切藏中电网负荷，切负荷量为故障前直流送电功率。除青藏直流以外，拉萨燃机电厂、老虎嘴电站和直孔电站等发电出力占藏中电网功率比重仍然较高，1台或多台机组跳闸后，电网频率也将快速降低，需要采取直流功率紧急调制或联切负荷的控制措施。

藏中电网发生机组跳闸时应考虑通过直流功率紧急调制来弥补功率缺额，充分发挥直流工程跨区功率支援的优势，避免西藏负荷损失。远方机组（如老虎嘴电站）跳闸对拉萨换流站短路比的影响较小，在直流运行方式允许的情况下，宜优先采取提升直流功率的手段，再考虑进行常规的切负荷控制措施。而电网负荷中心大电源（如拉萨燃机电厂）对拉萨换流站短路比有重要影响，直接决定了直流本身运行的可靠性。因此，此类机组发生故障跳闸时，只能选择联切负荷的控制措施。

除了影响藏中电网全局稳定性的问题以外，西藏局部电网的稳定问题也相当突出。西藏地域辽阔，地区电网之间联系相对薄弱，而各地区电网又表现出明显的送端电网（如林芝电网）和受端电网（如日喀则电网）特征。一旦联络线断开，上述地区电网将出现功率严重不平衡，频率电压稳定问题突出。

日喀则和那曲电网从藏中主网受电比例高，与主网解列后，地区电网应根据解列前断面潮流判断功率缺额和实际电压跌落情况，采取联切负荷控制措施。

林芝电网属于送端电网，与藏中主网解列后，地区电网应根据解列前送出断面潮流判断功率过剩情况，结合各水电站开机方式，采取联切机组控制措施。

十二五期间藏中电网将朝着大水电、大电网、分层分区供电的格局发展，因此，安全稳定控制系统结构应具有可扩展性，适应电网远期发展需要[5]。

2 藏中电网安全稳定控制系统重构

藏中电网安全稳定控制系统是确保青藏直流及藏中电网安全稳定运行的最后一道防线，控制系统自身的可靠性和安全性至关重要，需要对系统进行顶层设计。

2.1 总体构架

从藏中电网稳定运行的控制需求出发，将控制措施分为全局控制和局部控制两大类。青藏直流双极闭锁、拉萨燃机跳闸和老虎嘴电站跳闸等故障所需要采取的控制属于全局控制，它们需要在获取远方信息的基础上进行控制策略的决策，并且需要多个站点配合采取控制措施来保证电网稳定。而局部控制则是根据就地信息采取就地控制，如林芝地区控制主站判出与主网解列后采取切林芝地区机组的控制措施，日喀则地区控制主站判出与主网解列后采取切日喀则地区负荷的控制措施等。

切负荷控制是藏中电网最主要的控制手段，藏中电网全局控制实施体系实际上就是全网切负荷控制实施体系。当青藏直流、拉萨燃机和老虎嘴电站故障需要采取切负荷控制时，从功能上看，需要1个逻辑控制主站来接收拉萨换流站、燃机电厂和老虎嘴等电站发来的控制总量，同时该逻辑主站应该掌握藏中全网可切负荷及直流功率是否可调的信息。根据接收到的控制总量，采取相应的直流功率调制及切负荷控制措施。

从风险控制的角度，将上述逻辑集中放在一个控制主站是不合适的，一旦该控制主站拒动，将影响整个藏中电网。因此，考虑按功能将不同控制逻辑分散在不同的控制主站：直流系统相对独立，在夺底220 kV变电站设置直流控制主站，负责直流故障时的控制决策以及对直流的紧急功率控制；在曲哥220 kV变电站设置1个控制主站，负责直孔电站和老虎嘴电站机组跳闸时的控制决策；在乃琼220 kV变电站设置1个控制主站，负责对拉萨燃机和羊湖抽蓄电站机组跳闸时的控制决策。

由于藏中电网负荷分散，为了满足青藏直流双极闭锁等严重故障对切负荷控制量的需求，在藏中电网20多个110/35 kV变电站配置了切负荷执行装置。一旦发生故障，需要向这20多个切负荷执行站发送切负荷命令。因此，为了分散切负荷控制的风险，设置多个切负荷控制主站是必要的：曲哥控制主站控制拉萨东部的切负荷执行站，乃琼控制主站控制拉萨西部的切负荷执行站，老虎嘴主站控制林芝地区的切负荷执行站，多林主站控制日喀则地区的切负荷执行站。老虎嘴和多林主站还负责与藏中电网解列后地区电网的控制。

重构后，藏中电网形成了电源判别层（含青藏直流）-主站决策层-切负荷执行层、机组负荷分区控制的分层分区控制结构，见图1。各站点之间的信息流是均是双向的。

2.2 直流控制子系统

直流控制子系统需要实现判别直流故障、决策并分配切负荷量、决策及执行直流功率紧急调制等功能。考虑到可靠性和安全性的要求，将以上功能分散到了拉萨换流站和夺底220 kV变电站各2套完全独立的安全自动装置当中。

1）换流站安全自动装置负责直流故障判别，仅进行简单决策后将切负荷总量发送给夺底变安全自动装置；负责执行直流功率紧急调制，仅从夺底变安全自动装置接收调制量。

2）夺底变安全自动装置负责切负荷量、直流功率调制量具体决策及分配。

直流功率调制分为开关量分档调制和数字量平滑调制。目前大多数工程应用中，安全自动装置的直流功率调制功能用于解决跨区互联电网的暂态稳定、动态稳定和热稳定问题。在这些应用场合中，对直流功率调制量的精细度要求不高，加上数字量调制的工程实现难度较高，因此均采取了开关量分档调制的方式[6]。

青藏直流工程在国内首次采用了直流功率数字量调制技术。在解决藏中电网频率稳定问题的过程中发现，藏中电网负荷和备用容量都较小，如果失去的机组功率与直流功率调制量不能匹配，功率差额会造成电网频率波动。为了完全匹配功率缺额，控制电网频率，拉萨换流站安全自动装置与直流极控之间采用光纤直连，全数字传输，“藏中电网跳多少，直流功率调多少”，有效解决了超调或欠调导致的频率波动[7]。

2.3 藏中电网切负荷子系统

由于青藏直流送电功率占藏中电网全网负荷的比例大，直流双极闭锁后切负荷控制量的相对比例在国内其他工程中极为少见。在组织切负荷控制时，首先确保电网不垮网，即可切负荷量、切负荷时间等指标满足要求，在此基础上考虑优化措施。

为满足切负荷量的需求，在藏中电网20多个110/35 kV变电站配置了切负荷执行装置，实际可控负荷达到全网总负荷的70%；为了使动作时间满足电网稳定需要，各站点装置之间均采用2路不同路由，经不同光口板的光纤2 M通道。

为了实现切负荷控制的优化，各切负荷执行站将本地可切负荷信息上送到相关切负荷决策控制站，切负荷决策控制站对上传信息根据其不同重要性进行优化排序[8]，优先切除抽水机组、工业负荷及电网末端的负荷，使得较重要负荷（如军事、政府、居民等）尽量不被切除。在确保切负荷量满足电网稳定要求的同时，保证重要负荷的可靠供电。

3 结语

针对青藏直流接入、“大机小网”、孤立电网等带来的电网安全稳定问题进行了详细分析，并提出了具体的控制措施。结合稳定控制和风险控制的需求，提出了分区域、分层分散的控制模式。从区域概念划分出拉萨电网、林芝电网和日喀则电网三大区域控制系统；从分层分散的角度，提出直流控制层、区域切负荷控制主站和切负荷执行层。藏中电网安全稳定控制系统投运1年以来，经历了数次电网故障的考验，均正确动作，保证了青藏直流和藏中电网的稳定运行。

图1 藏中电网安全稳定控制系统结构示意图Fig.1 The structure diagram of the safety and stability control system of the power grid in Central Tibet

“十二五”期间，藏中电网新增的切负荷点可根据其所在供电区域接入相应220 kV区域控制主站；新增的水电站送出稳定控制系统与现有藏中电网稳定控制系统有策略配合时，由其决策主站与现有区域控制主站进行接口。因此，重构后的藏中电网安全稳定控制系统对西藏电网远期发展也有较好的适应性。

[1]西南电力设计院.青海—西藏±400 kV直流联网工程可行性研究报告[R].成都：西南电力设计院，2010.

[2]《西藏中部电网安全稳定运行研究》系列报告（3）——青藏直流投产初期藏中电网稳定研究（2012年和2103年）[R].北京：中国电力科学研究院，2010.

[3]西藏电力有限责任公司.西藏电网运行方式报告[R].拉萨：西藏电力有限责任公司，2010.

[4]中华人民共和国国家经济贸易委员会.GB/T 26399-2011电力系统安全稳定控制技术导则[S].北京：中华人民共和国国家经济贸易委员会，2011.

[5]中华人民共和国国家经济贸易委员会.DL 755-2001#电力系统安全稳定导则[S].北京：中华人民共和国国家经济贸易委员会，2001.

[6]李兴源.高压直流输电系统的运行和控制[M].北京：科学出版社，1998.

[7]西南电力设计院.青海—西藏±400 kV直流联网工程安全自动装置初步设计[R].成都：西南电力设计院，2011.

[8]南京南瑞继保电气有限公司.西藏电网稳定控制系统拉萨换流站技术说明书[M].南京：南京南瑞继保电气有限公司，2011.