“两渡”直流投产后南方电网振荡中心特性分析

常宝立，涂　亮，方胜文，俞秋阳，柳勇军

(1. 南瑞继保电气有限公司，江苏南京　211100；2. 南方电网科学研究院, 广东广州　510080)



“两渡”直流投产后南方电网振荡中心特性分析

常宝立1，涂亮2，方胜文1，俞秋阳1，柳勇军2

(1. 南瑞继保电气有限公司，江苏南京211100；2. 南方电网科学研究院, 广东广州510080)

0引言

“两渡”直流投产后，南方电网形成“八交八直”西电东送大通道，直流送电容量占比陡增至72%，系统强直弱交特性更加突出，交直流相互影响问题更加严重；溪洛渡直流(简称：牛从直流)、糯扎渡直流(简称：普侨直流)、云广直流(简称：楚穗直流)长期满负荷运行，直流双回(双极)闭锁后一旦稳控拒动将有可能导致系统失步。为防止南方电网发生严重故障失去同步时系统因整体崩溃、瓦解而造成大面积停电，目前南方电网500kV主网在主要送受电断面均配置了失步解列装置[1-3]，主要采用ucosφ或相位角判别原理[1,4]，装置根据测量点电压值及振荡周期决定是否解列相关线路。

为了准确把握“两渡”直流投运后电网的失步特征并采取适当的解列措施，防止事故扩大，确保电网安全稳定[5-7]，本文对“两渡”直流投产的2014年，在丰大极限、丰大计划和丰小方式下，对云南送出的楚穗直流、普侨直流、牛从直流双回(双极)闭锁稳控拒动后南方电网的失稳模式、失稳过程中失步解列装置的动作行为等进行了分析，同时对牛从直流所在的滇东北地区在严重故障下的振荡中心特性也进行了分析，根据分析的结果，建议对现有失步解列装置的运行配置和定值进行修订，在永丰—多乐断面上加装失步解列装置。

计算中，失步振荡中心采用相角差原理进行判别，通过线路两侧电压相量之间的角度差变化轨迹判别失步和振荡中心的位置[8]；装置的动作行为根据其判别原理和定值判别装置是否动作；计算中考虑了高周切机、低频/低压减载等安全自动装置的作用。

1系统失步特性分析

电力系统实际运行中，振荡主要发生在多个同调机群之间或失步机组与主系统间的电气连线上。

两机等值系统接线如图1所示，在任一振荡角度下，失步断面联络线上总有一点的电压幅值最低，该点称为此振荡角的振荡中心。大区复杂系统失步时两侧等值电势幅值比约为1，但两侧等值电势的不等关系并不确定，两侧等值电势幅值的不等会造成振荡中心随两侧相角差的变化而飘移。两侧等值电势幅值变化范围较小时，振荡中心只会在一个比较小的范围内做周期性的漂移；如两侧等值电势幅值变化范围较大，则振荡中心会出现较大范围的转移。

图1　两机等值系统

假设振荡中心的位置位于EM与EN的阻抗中点，取联络线上的两端母线1和母线2，其电压分别为U1和U2。EM到U1的阻抗与U1到EN的阻抗之比为a，a取不同的数值代表母线1距离振荡中心的距离不同，a为0～1.0时，振荡中心位于联络线上，a>1.0时，振荡中心位于联络线外。母线1和母线2的相角差θ的轨迹如图2和图3所示。

图2　振荡中心位于区内θ变化曲线

图3　振荡中心位于区外θ变化曲线

振荡中心位于联络线内时，两侧母线之间的相角差穿越180°在0～360°区间内周期性变化，距离振荡中心越近时相角差变化轨迹在穿越180°时的速率越大。

当振荡中心位于联络线外时，两侧母线电压相角差在±90°区间内波动。

根据上述分析，暂态仿真时输出线路两侧母线的相角，通过计算线路两侧母线的相角差，根据相角差是否在0～360°内周期性变化，即可判断振荡中心是否位于当前线路，出现0～360°变化的个数代表振荡中心为该线路的周期数。

2失步解列装置配置简介

南方电网500kV主网的广东与广西断面、天生桥出口断面、云南出口断面、贵州与天生桥断面、贵州与广西断面，以及海南与主网断面均配置了失步解列装置，装置配置情况如表1所示。

表1　2014南方电网失步解列装置一览

表中：来宾站、蝶岭站、罗平站、崇左站、福山站和港城站采用了相位角原理的失步解列装置，其他站采用了ucosφ原理的失步解列装置，同时在港城站配置了高频/低频解列装置。天生桥出口断面和贵州与广西断面的装置整定周期比其他断面长一个周期为3周。失步解列装置分布如图4所示。

图4　2014南方电网失步解列装置分布

3“两渡”投产对南方电网主网区域间振荡中心特性的影响分析

“两渡”直流的送端为云南电网，受端为广东电网，对此在丰大极限、丰大计划和丰小方式下分析云南送出的楚穗直流、普侨直流和牛从直流闭锁稳控拒动后系统的失步情况。

3.1楚穗直流双极闭锁稳控拒动

楚穗直流双极闭锁后，需采取稳控措施切除小湾、金安桥机组，如稳控拒动将导致系统失步。具体分析如下：

丰大极限方式：故障后两广断面失稳，振荡中心位于桂山线(山花线)、贺罗线、梧罗线(来梧线)和玉茂线(茂碟线)；两广断面的失步解列装置均能动作。另外，港城高频解列满足解列条件解列海南电网，其解列时间将早于两广断面。

丰大计划方式：故障后相关联络线上两侧母线的相角差曲线如文后附录A所示，从曲线中可以看出，故障后首先出现两广断面失稳，第一个周期的振荡中心位于山花线、贺罗线、梧罗线和玉茂线，但从第二个周期开始，振荡中心转移至天青断面的黎桂线(施黎线)、山河线(青山线)、天平线、永南线(百永线)和崇南线。振荡中心转移情况如图5所示(图中的数字代表第几个振荡周期)。

由于振荡中心在两广断面仅持续一个周期，而装置整定为两个周期，所以两广断面的失步解列装置均无法动作。在到达第4个振荡周期时，由其他断面的装置将系统解列，装置动作情况如表2所示。

图5　振荡中心位置分布

断面名称地点定值能否动作两广断面罗洞变电站0.65Un,2周否梧州变电站0.5Un,2周否来宾变电站0.5Un,2周否茂名变电站0.5Un,2周否玉林变电站0.6Un,2周否贺州变电站0.5Un,2周否贤令山变电站0.5Un,2周否蝶岭变电站0.5Un,2周否天生桥出口断面平果变电站百色变电站0.5Un,3周能0.5Un,3周能0.5Un,3周能云南出口断面罗平变电站砚山变电站崇左变电站0.5Un,2周否0.5Un,2周否0.6Un,2周否0.5Un,2周能贵州与天生桥断面兴仁换流站0.5Un,2周否天生桥二级站0.5Un,2周否贵州与广西断面青岩变电站0.6Un,3周能独山变电站0.6Un,3周能黎平变电站0.5Un,3周能

从表中可以看出，在装置动作的厂站中除崇左站外，其他站整定的周期为3个周期，所以存在系统解列时刻不一致，以及解列时间过长的问题，不利于解列后系统的稳定。所以，建议将贵州与广西断面、天生桥出口断面的装置整定为2个周期。

丰小方式：故障后云南与主网失稳，振荡中心位于云南出口断面的罗马线、罗百线，以及崇左线(崇南线)，云南断面的失步解列装置均能动作。

3.2普侨直流双极闭锁稳控拒动

普侨直流双极闭锁后，需采取稳控措施切除糯扎渡机组，如稳控拒动将导致系统失步。具体分析如下：

丰大极限方式和丰大计划方式：故障后两广断面失稳，振荡中心位于桂山线、贺罗线、来梧线和玉茂线；两广断面的失步解列装置除蝶岭站外均能动作。蝶岭站由于母线电压过高且不满足穿区特性，装置无法动作，判别曲线如图6所示。

图6　蝶岭站判别曲线

由于目前的失步解列配置方案中，玉林—茂名—蝶岭通道上只有蝶岭站设为“投跳闸”，从而将导致两广断面无法完全解列。所以，建议将茂名站改为“投跳闸”，蝶岭站改为“投信号”；或将两个站都改为“投跳闸”，解列线路都设为茂蝶线。

丰小方式：故障后云南与主网失稳，振荡中心位于云南出口断面的罗马线、罗百线，以及崇左线(崇南线)，云南断面的失步解列装置均能动作。

3.3牛从直流四极闭锁稳控拒动

牛从直流四极闭锁后，需采取稳控措施切除溪洛渡机组，如稳控拒动将导致系统失步。其中，滇东北地区的机组首先与主网失步，振荡中心位于永丰断面(500kV永丰—多乐+220kV永丰—迆车)，如在永丰站加装该断面的失步解列装置(ucosφ原理或相位角原理，2个周期)，装置均能动作。具体分析如下。

丰大极限方式：首先滇东北机组与主网失稳后，然后又出现两广断面失稳，振荡中心位于桂山线(山花线)、贺罗线、来梧线(梧罗线)和玉茂线(茂碟线)；两广断面的失步解列装置均能动作。另外，港城高频解列满足解列条件解列海南电网，其解列时间将早于两广断面。

丰大计划方式：仅出现滇东北机组与主网失稳。

丰小方式：首先滇东北机组与主网失稳后，如不解列永丰断面，则又将出现云南与主网失稳，振荡中心位于云南出口断面；如解列永丰断面，则主网不再出现失步。

4“两渡”投产对地区电网振荡中心特性的影响分析

“两渡”直流投产后，直流送端近区电网结构发生较大变化，特别是与主网电气联系较弱的滇东北地区，在牛从直流工程投入运行后，部分情况下可能出现地区电网对主网系统振荡失稳的风险，滇东北地区220kV及以上的电网结构如图7所示。

图7　滇东北地区接线图

牛从直流四极闭锁稳控拒动以及溪洛渡电厂送出线故障稳控拒动时，将导致滇东北地区与主网失步。在丰大极限及相应的检修方式下，系统的失步特性分析如下。

4.1牛从直流四极闭锁稳控拒动

正常方式以及500kV溪换线(溪洛渡电厂—牛寨换流站)检修方式下，故障后振荡中心出现在永丰断面，解列该断面后，振荡中心仍将出现在两广断面，两广断面的失步解列装置能够动作。

在500kV永多线(永丰—多乐)检修、甘永线(甘顶—永丰)检修方式下，故障后振荡中心出现在永丰断面，如解列该断面，主网将不再失步；如未解列将导致两广断面失稳。

在500kV溪甘线(甘顶—溪洛渡电厂)检修方式下，振荡中心位于甘顶断面(500kV甘顶—永丰线+220kV大关—西衙门)，此时永丰断面的失步解列装置满足动作条件，可解列永丰断面，解列后主网将不再失步；如未解列将导致两广断面失稳。

4.2溪洛渡电厂送出线故障稳控拒动

考虑溪换线N-2和溪换+溪甘N-2两种故障形式，故障后稳控拒动，未切除溪洛渡机组以及回降牛从直流功率。将导致溪洛渡机组及滇东北机组与主网失步，各故障下系统的振荡特性如表3所示。

表3　溪洛渡电厂出线故障分析结果

振荡中心一般位于甘永线、永多线、甘换线等线路上，未出现在溪洛渡电厂送出线上。故障后甘顶和永丰等站均可判出系统失步，由于溪洛渡电厂母线电压较高(高于0.8p.u.)，难以判出系统失步。经综合考虑，建议在永丰站加装失步解列装置，解列永丰断面。

5结语

“两渡”直流投产后南方电网主网失步特性变得更加复杂。对于导致主网失步的严重故障，目前主网所配置的失步解列装置，布点位置能够满足系统要求，但整定的定值及装置运行设置存在不足，将增加系统运行的风险，对此建议如下：

① 普侨直流双极闭锁稳控拒动情况下，蝶岭站母线电压偏高且不满足穿区特性，装置无法动作。建议将茂名站的失步解列装置由“投信号”改为“投跳闸”，蝶岭站改为“投信号”；或将两个站都改为“投跳闸”，解列线路都设为茂蝶线。

② 在丰大计划方式下，楚穗直流双极闭锁稳控拒动后，存在振荡中心由两广断面转移至天青断面的情况。目前贵州与广西断面、天生桥出口断面失步解列装置周期设定为3周，故障发生到装置出口解列时间过长，对解列后系统稳定不利，建议改为2周。

另外，对于牛从直流所在的滇东北地区，牛从直流四极闭锁稳控拒动以及溪洛渡电厂送出线故障稳控拒动时，振荡中心出现在滇东北地区的永丰、甘永等断面，建议在永丰断面加装失步解列装置。

参考文献

[1] 高鹏, 王建全, 甘德强, 等. 电力系统失步解列综述[J]. 电力系统自动化,2005，29(19)：90-96.

[2]宗洪良, 孙光辉, 刘志, 等. 大型电力系统失步解列装置的协调方案[J]. 电力系统自动化， 2003，27(22)：72-75.

[3]白杨, 高鹏, 孙光辉, 等. 中国南方电网失步解列装置的配合[J]. 电力系统自动化， 2006，30(7):85-88.

[4]宗洪良, 任祖怡, 郑玉平, 等. 基于ucosφ的失步解列装置[J]. 电力系统自动化, 2003,27(19):83-85.

[5]孙光辉，吴小辰，曾勇刚，等. 电网第三道防线问题分析及失步解列解决方案构想[J]. 南方电网技术，2008，2(3)：7-11.

[6]黄河，曾勇刚，俞秋阳，等. 南方电网失步解列装置整定方案[J].电力系统自动化，2008，32(5)：90-94.

[7]李战鹰，张建设，黄河. 南方电网失步解列系统特性RTDS 仿真试验研究[J]. 南方电网技术，2008，2(1)：31-35.

[8]柳勇军，彭波，许爱东，等. 南方电网新型失步解列系统研制[R].南网研究中心，南京南瑞继保电气有限公司, 2008.

常宝立(1981— )，男，工程师，从事电力系统稳定分析控制研究和相关软件开发工作，E-mail:ChangBL@nrec.com;

涂亮(1982— )，男，工程师，从事电力系统稳定分析与控制研究工作;

方胜文(1986— )，男，硕士，从事电力系统稳定分析控制研究和相关软件开发工作。

(责任编辑：杨秋霞)

附录A

丰大计划方式下楚穗直流双极闭锁稳控拒，相关联络线上的两侧相角差曲线如下：

Characteristic Analysis of Oscillation Center for China Southern Power Gridon Commissioning of “Liang Du” HVDC ProjectCHANG Baoli1, TU Liang2, FANG Shengwen1, YU Qiuyang1, LIU Yongjun2

(1.NARI Relays Electric Co. Ltd., Nanjing 211100, China;2. Electric Power Research Institute,

China Southern Power Grid, Guangzhou 510080, China)

摘要：本文基于“两渡”直流投产的2014年南方电网运行方式，分析了“两渡”直流及“云广”直流闭锁稳控拒动后，电网失稳过程中振荡中心的系统特性，以及目前配置的失步解列装置动作情况，同时对溪洛渡直流所在的滇东北地区也进行了分析。根据分析的结果，建议对现有失步解列装置的运行配置和定值进行修订，同时在永丰—多乐断面上加装失步解列装置。

关键词：“两渡”直流；南方电网；振荡中心；特性分析；失步解列

Abstract：Based on 2014 operation mode on commissioning of “Liang Du” HVDC project, the system characteristic of oscillation center and the action status of the out-of-step devices are studied after analyzing the non-action of blocking equipment and stability control system for “Liang Du” and “Yun Guang” HVDC project. At the same time, the Northeast Area of Yunnan province for “Xi Luo Du” HVDC project is also studied. According to analysis results, it is suggested to revise the configuration and value of the current out-of-step system, and add out-of-step devices at YongFeng-DuoLe section.

Keywords：“Liang Du” HVDC Project; China Southern Power Grid; oscillation center; characteristic analysis; out-of-step

作者简介：

收稿日期：2014-12-03

中图分类号：TM744

文献标志码：A

文章编号：1007-2322(2016)01-0047-07