云南电网第二道防线的风险分析

肖友强

(云南电网规划研究中心,昆明 650216)

云南电网第二道防线的风险分析

肖友强

(云南电网规划研究中心,昆明 650216)

根据2013年云南电网安全稳定第二道防线的安稳装置配置和安稳策略,详细阐述了第二道防线执行后可能出现的电网安全稳定风险,提出了各种风险的发生条件、风险评估和应对措施,对电网规划、电网运行具有非常重要的指导作用。

第二道防线;安稳系统;安稳策略;孤网

1 前言

在各种事故时,为了确保电力系统安全稳定运行设置了三道防线。

第一道防线：快速可靠的继电保护、有效的预防性控制措施。它主要是用来快速有选择性地切除故障,把故障设备从运行电网中隔离,让健康设备继续运行。

第二道防线：采用安稳装置及切机、切负荷等紧急控制措施,确保电网在发生概率较低的严重故障时能继续保持稳定运行。安稳系统由两个及以上厂站的安稳装置通过通信设备联络构成的系统,一般由控制主站、执行站和监测站组成。安稳策略是安稳系统的核心,时刻运行在各厂站的安稳装置中,不同厂站的安稳策略是不同的。各年网架、潮流水平不同,安稳策略可能改变,才能适应电网的运行工况。

第三道防线：失步解列、低频低压减载、高周切机等装置。它是当系统发生诸如开关拒动、多重故障、失去大容量电源等概率较低的严重故障导致稳定破坏时,通过这些控制措施防止系统崩溃和大面积停电。

第一、第三道防线的控制措施比较简单,本文不作分析。第二道防线是一个区域性的控制系统,控制策略执行后对电网有一定影响,可能存在一定风险发生。如故障后的频率稳定、电压稳定、热稳定、暂态稳定和动态稳定问题。控制策略必须保证系统满足暂态稳定、动态稳定和热稳定性,尽量实现频率和电压稳定。但频率、电压稳定问题,与网架结构、运行方式、无功出力等因素有关。文中研究了2013年云南电网第二道防线执行后,对电网存在的风险进行了评估。

2 风险分析的边界条件

1)计算数据。采用2013年云南电网年度方式数据。双极楚穗直流双极运行时直流输送5 000 MW,单级运行时直流输送2 500 MW,云南交流通道4 800 MW。

2)计算软件。使用电力系统分析软件BPA进行计算。

3)切机时间。安稳策略的切机时间,包括故障检测时间、计算和查询策略表时间、通道传输时间、远方装置确定判别时间和最终执行时间。一般远方切机时间为故障后0.3 s;就地切机时间为故障后0.25 s。

4)安稳策略制定的基本原则。根据有关导则、规定、规范,结合云南电网的实际网架和电源结构,安稳策略遵循的原则有：简化优化原则;尽量兼顾事故后运行方式调整、设备安全和梯级水电站水量匹配问题;尽量保持电网完整性,优先切机,尽量避免切线;尽量就地切机,先切水电后切火电;尽量实现各电厂至少有1机运行,保证厂用电的可靠性。

3 风险评估和应对措施

3.1 德博或墨博故障跳双回

故障后云南主网稳定,德宏电网为孤网。该故障的安稳策略为：切机量=故障前德宏-博尚双回有功,欠切;再切德宏-博尚双回500 kV线路;如果德宏变出现低电压时,切德宏变低抗。

风险评估：德宏孤网可能存在高电压、高周问题。如果孤网机网协调失控,孤网可能失电。属于重大事故。

应对措施：

1)造成孤网高电压的原因是德宏变上网无功。因此在运行时尽量减少德宏变上网无功,图1为德宏变上网无功50 MW+大盈江四级流进德宏变无功0时,德宏变500 kV电压。

2)正常运行时要控制盈江变上网功率。孤网的频率与盈江变上网功率直接相关,盈江变上网功率越多,孤网频率就越大。

图1 德宏变上网无功50 MVar时,德宏变母线电压

3.2 甘永故障跳双回

1)在220 kV甘顶-大关-昭通-永丰断环、甘顶-永丰故障断面断开时,断环电网成为孤网。该故障的安稳策略为：切机量=故障前甘永双回有功,欠切,按容量接近原则切溪洛渡、威信电厂机组。如果甘顶变由高电压,根据电压情况切甘顶变3组电容器、解列威信-甘顶单线路 (威信电厂全切,才执行)。

风险评估：溪洛渡、威信电厂机组可能全切,其余水电很难保证孤网频率稳定,最终造成孤网全部失电。属于一般事故。

应对措施：大机小网特有问题,没有措施解决频率稳定问题。

2)在220 kV甘顶-大关-昭通-永丰合环、甘顶-永丰故障断面断开时,有功角稳定和热稳问题。该故障的安稳策略为：切机量=故障前甘永双回有功,欠切,按容量接近原则切溪洛渡机组、威信机组、撒鱼沱线路。

风险评估：可能出现220 kV线路反向过载,电网失稳或瓦解。属于一般事故。

应对措施：溪洛渡开机出力控制在500 MW以下。

3.3 永多故障跳双回

1)在永丰-迤车-者海断环、永丰-多乐故障跳双回时,昭通电网成为孤网。该故障的安稳策略为：切机量=故障前500 kV永丰多乐双回有功,欠切,切溪洛渡、威信、镇雄、撒鱼沱线、万年桥线、天花板、陡滩口线。

风险评估：可能全部切除威信、镇雄机组,造成220 kV镇雄变失电。属于一般事故。

应对措施：镇雄电厂的四角形接线改为3/2接线。目前镇雄电厂采用的主接线图为图2所示(H1～H4为断路器)。

图2 镇雄电厂四角形接线

2)在永丰主变检修、220 kV甘顶-大关-昭通-永丰断环、永丰-多乐故障跳双回时,威信电厂+甘顶变+断环电网成为孤网。该故障的安稳策略为：欠切,切机量=故障前永多双回有功。切溪洛渡、威信、镇雄电厂机组、撒鱼沱线、万年桥线。

风险评估：可能全部切除威信、镇雄机组,造成220 kV镇雄变失电。属于一般事故。

应对措施：镇雄电厂的四角形接线改为3/2接线。

3.4 草铺-草铺扩故障跳双回

该故障没有安稳策略。草铺-草铺扩距离很短,相当于母联 (只有草铺扩侧有一个断路器,没有PT)。当草铺-草铺扩故障N-2后,等效于母线N-2故障,安稳策略不法控制。

风险评估：草铺扩和草铺500 kV双母开关全跳、漫湾机组高周切机。属于重大事故。

应对措施：由网架结构造成,安稳系统无法控制。

3.5 大黄检修,仁厂故障跳双回

1)当太安无主变、大理-黄坪检修、仁和-厂口故障N-2时,该故障的安稳策略为：跳黄坪主变高压侧2个开关。是因为较长500 kV线路造成相关500 kV电压达到575 kV左右,见图3。

风险评估：造成部分500 kV网架与云南主网解列。

应对措施：无。

图3 大黄检修,仁厂故障N-2,阿海全切时相关母线电压

(2)当太安有主变、大理-黄坪检修、仁和-厂口故障N-2时,该故障的安稳策略为：暂稳切机、大理主变上网过载切机、黄坪主变下网过载切机、黄坪海东双回过载切机、黄坪等500 kV高电压切仁鲁双回+仁龙单回。

风险评估：安稳策略非常复杂,需要安稳系统正确动作。否则,系统可能发生严重振荡事故。

应对措施：在大理-黄坪检修检修时,尽量控制龙开口、鲁地拉、阿海机组的总出力,并且各厂至少有一台机组出力在200 MW以内。

3.6 思通检修,思墨故障跳双回

当思通检修、墨江-思茅故障N-2时,该故障的安稳策略为：跳景洪电站联变的中压侧开关、高压侧开关。

风险评估：可能造成景洪变、黎明变失电。属于较大事故。

应对措施：网架结构和大机小网问题。无应对措施。

3.7 版纳电磁环网断环,景洪电厂-思茅故障跳双回

该故障的安稳策略为：(1)当联变上网时,跳联变中压侧开关和高压侧开关。(2)当联变下网时：切景洪电站机组,根据联变下网有功量,按最优匹配来保留1机。

风险评估：当保留1机容量较大时,可能造成版纳电网频率失稳,造成景洪变、黎明变失电,属于较大事故。

应对措施：当版纳电磁环网断环、联变上网时,上网量尽量要小;当版纳电磁环网断环、联变下网时,景洪电站有1机的出力尽量接近联变的下网量。

3.8 漫湾-草铺故障跳双回

当漫湾-草铺故障跳双回时,该故障的安稳策略为：漫湾高周功能完成切机。风险评估：新云、临沧失电。属于一般事故。应对措施：大机小网造成机网协调失控,无应对措施。

3.9 大朝山-宝峰故障跳双回

当大朝山-宝峰故障跳双回时,该故障的安稳策略为：大朝山高周切机。

风险评估：临沧、东那失电。属于较大事故。应对措施：大机小网造成机网协调失控,无应对措施。

4 500 kV主变N-2的风险评估

变压器故障跳双台,安稳策略执行后存在的主要风险。

4.1 德宏主变N-2

德宏电网成为孤网,该故障的安稳策略为：切机量=故障前德宏主变中压上网的有功,欠切,切接入德宏变的220 kV机组或线路。

风险评估：孤网可能分别存在两方面问题：1)大机小网造成机网协调失控,孤网可能失电,属于重大事故;

2)如果孤网不失电,但德宏孤网存在高电压、高周问题。造成孤网220 kV系统高电压的原因是德宏变上网无功,频率上升与盈江变上网量有关。

应对措施：在运行时尽量减少德宏变上网无功,且要控制盈江变上网功率。

4.2 墨江2台运行,主变故障N-2

当木乃河-景洪变断环、墨江主变2台运行故障N-2时,思茅电网成为孤网,该故障的安稳策略为：

1)若故障前的潮流方向为木乃河→墨江,则解列墨江-木乃河线路;

2)若潮流方向为墨江→木乃河,切机量=故障前墨江2台主变上网有功,欠切,按最接近原则切接入墨江变220 kV水电。

风险评估：大机小网造成机网协调失控,孤网可能失电,属于重大事故。

应对措施：当木乃河-景洪变断环时,尽量控制墨江-木乃河的有功。

4.3 黄坪主变检修,大理主变故障N-2

大理、丽江、迪庆、怒江、保山电网成为孤网。该故障的安稳策略为：切机量=故障前大理2台主变有功,欠切。切保山变方向机组、迪庆变方向机组、倮马河一级机组、福贡变线路。

风险评估：如果安稳系统正确动作,孤网可以稳定;如果机网协调失控,则孤网失稳,造成大面积失电,属于重大事故。

应对措施：加强机网协调工作。

5 220 kV线路N-2的风险评估

1)大理-苏屯故障N-2。安稳策略：切机量=大理-苏屯双回有功,欠切。切苏家河口、苏家河口、阿鸠田双线、象达双线。风险评估：保山、苏屯电网成为孤网,如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于重大事故。

2)苏屯-保山故障N-2。安稳策略：切机量=苏屯-保山双回有功,欠切。切苏家河口、苏家河口、阿鸠田双线、象达双线。风险评估：保山、苏屯电网成为孤网,如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于重大事故。

3)保山-腾冲故障N-2。安稳策略：切机量=保山-腾冲双回有功,欠切,切苏家河口、苏家河口。风险评估：腾冲电网成为孤网,如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于一般事故。

4)保山-黄龙故障N-2。安稳策略：切机量=保山-黄龙双回有功,欠切,切阿鸠田双线、象达双线。风险评估：朝阳、龙陵电网成为孤网,如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于一般事故。

5)德宏-潞西故障N-2。安稳策略：切机量=德宏-潞西双回有功,欠切,切弄另、龙江机组。风险评估：潞西电网成为孤网,如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于较大事故。

6)德宏-瑞丽故障N-2。安稳策略：切机量=德宏-瑞丽双回有功,欠切,切瑞丽江。风险评估：瑞丽电网成为孤网。如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于较大事故。

7)迪庆-丽江故障N-2。安稳策略：切机量=迪丽双回有功,欠切,切接入迪庆变的机组。风险评估：迪庆电网成为孤网,安稳系统只能切吉沙、金汉拉扎、格吉河汇流站、冲江河二级、螺丝湾的机组或线路,切机量很可能不足,孤网频率可能不满足要求。如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于较大事故。

8)丽江-黄坪故障N-2。安稳策略：切机量=黄丽双回有功,欠切,切接入迪庆变的机组。风险评估：迪庆、丽江电网成为孤网,切机量很可能不足,孤网频率可能不满足要求。如果孤网机网协调失控,孤网就可能失电,属于较大事故。

6 结束语

云南电网第二道防线开展了可行性研究、初步设计、策略研究、出厂调试、现场调试、定值输入、试运行、挂网运行等多个环节工作。本文针对2013年云南电网第二道防线存在的风险进行了评估,并根据规程对电网事故划分,列出了事故的级别,指出了是否具有应对措施,对电网规划、建设和运行具有重要的指导意义。

2013年云南电网第二道防线的风险表现在下列几方面：

1)孤网的频率稳定性问题。如果切除孤网的机组或用电负荷量等于故障线路的有功,则孤网频率是能够满足要求的;但对于大机小网的孤网,实际切机量与计算切机量有差别,孤网频率很难满足要求。德宏、版纳、临沧、昭通、滇西北等故障N-2形成孤网后,频率稳定是孤网安全稳定运行的最大风险。

2)孤网的机网协调失控问题。故障后孤网频率上升,各机组的高周切机动作,如果配合失控,可能引起孤网失电。

3)小孤网的电压稳定问题。一方面,正常时如果无功从孤网流向主网,则故障后孤网的电压升高,反之电压就降低。另一方面,故障后如果空载线路挂在孤网上,对孤网电压影响较大。德宏、版纳、临沧、昭通、滇西北等故障N-2形成孤网后,电压偏高是危害设备安全的最大风险。

4)切机造成的失电问题。镇雄电厂、威信电厂、景洪电站的机组容量大,故障后为了保证主网的安全稳定性,第二道防线可能全切电厂的机组,造成相应的用电负荷失电。

[1] 肖友强,等.2013年云南电网安稳策略研究 [Z]. 2013,3.

[2] 韩琪,等.2013年云南电网安全稳定装置初步设计 [Z] .2012,12.

[3] 张丹,等.云南电网区域安全稳定控制系统.2013.

[4] 电力系统安全稳定导则 [Z].2001,7.

[5] 南方电网安全稳定计算分析导则 [Z].2009,8.

10月29日,国家863计划电网关键技术研发 (一期)重大项目第19课题 “提升电网安全稳定和运行效率的柔性控制技术”仿真试验方案专家评审会在京召开。中国电科院作为课题牵头单位,汇报了华中示范工程实施进展情况及仿真试验方案。评审专家针对示范工程时间节点、仿真试验内容等进行了讨论,审查通过了项目组提出的仿真试验方案,确定了设备出厂联调试验方案及交直流协调控制系统重要功能出厂验收时间、厂站协控装置到达现场时间、示范工程实施单位站调试完成时间、现场系统联调试验时间等示范工程建设的进度安排,对于保障哈密南-郑州±800 kV特高压直流输电工程投产后电网的安全稳定运行、实现课题承诺目标具有重要意义。

该课题研究成果将应用于华中电网及锡盟送出示范工程,在华中电网建设跨区交直流电网协调控制与辅助决策系统,首次实现大范围安全稳定控制协调示范应用,同时在中国电科院 “电网安全与节能国家重点实验室”建成示范工程仿真试验平台,提升安控装置和交直流电网协调控制的模拟能力,依托华中电网示范工程、锡盟送出工程,在实验室环境下验证跨区交直流协调控制、大规模火电机群外送系统阻尼控制的效果和作用,支撑示范工程建设。(信息来源：北极星智能电网在线)

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

肖友强 (1962),男,博士,高级工程师,云南电网公司电网规划研究中心,主要从事电力系统安全稳定分析、控制技术研究、电网优化运行研究 (e-mail)xiaoyouqiang@163.com。