南方電網穩定控制系統高保真傳動試驗方案設計與結果分析

楊歡歡，付超，李詩旸，張建新，朱澤翔，邱建，吳為，黃磊，楊榮照，徐光虎，謝宇翔，劉宇明

(1. 中國南方電網電力調度控制中心，廣州510663；2. 直流輸電技術國家重點實驗室(南方電網科學研究院)，廣州510663)

0 引言

我國的能源資源分布極不均衡，二十世紀初國家提出了西部大開發戰略，部署了“西電東送”和“北電南送”輸電規劃，通過高壓交流和直流輸電將西部清潔能源送向東部負荷中心[1 - 3]。近20年來，南方電網建設貴州-廣西-廣東的交流通道，交流輸送容量約9.3 GW[4 - 7]；同期建設了13回西電東送直流輸電工程，直流輸送總容量為49.4 GW[4]；受端電網的外送電力占比約三分之一，實現了國家“西電東送”的戰略目標。

文獻[8]從自然災害、設備故障、電網管理模式和網絡攻擊4個方面分析了近30 a全球大停電事故發生原因，近些年的大停電事故次數明顯增多，如2018年以來巴西等多國相繼發生多起大停電事故，存在著由于穩定控制系統不正確動作進而引發的連鎖故障，從而導致大面積停電事故[9]。文獻[10]分析了2015年9月19日錦蘇特高壓直流發生雙極閉鎖后系統頻率特性，發現實際頻率響應明顯弱于仿真結果以及經驗認識，需結合電網系統性試驗或擾動事件滾動校核和更新仿真模型參數。

按照電力系統安全穩定導則規定，穩定控制系統(以下簡稱穩控系統)為第二級安全穩定標準[11 - 12]，在系統受到較為嚴重故障擾動后保證系統安全穩定運行。一般而言，穩定措施與控制對象均為基于事件的定制化策略，將隨著電網格局和系統特性不斷發生變化而變化，需對現場裝置檢驗、策略驗證和系統測試等各個環節提出更高的要求。

文獻[13]提到隨著特高壓交直流電網快速發展，我國電網特性正在經歷前所未有的變化，當前電網運行控制復雜程度前所未有，穩控裝置設備標準化程度低，而電網運行高度依賴穩控系統，亟需提高穩控系統專業的運行管理水平。文獻[14]提到穩控整組動作時間指從判出故障至最終裝置出口動作的時間，是穩控系統設計和制造的重要指標，需從系統角度明確的是從故障發生至控制措施執行到位的時間。

隨著穩控系統規模日益龐大，而如何確保實際故障發生后穩控系統能準確可靠動作一直困擾著調度運行人員。為此，本文對傳動試驗對象選取原則進行研究，以南方電網穩控系統為例設計了穩控系統在實際系統中檢測流程和傳動試驗方案，為穩控系統測試提供了科學性高保真試驗方法，以提升電網抵御嚴重故障的能力。

1 南方電網穩控系統介紹

1.1 南方電網直流通道穩控系統介紹

依據南方電網目標網架規劃建設[15]，南方電網規模和輸電通道容量建設不斷增大，不同發展過程中系統穩定特性隨之變化，針對不同系統特性下的穩定控制措施也需不斷優化。截止到2020年底，南方電網區域內共建設了13回直流輸電工程，各直流通道分布情況如圖1所示。云南、貴州電網為直流送出地區，廣東、廣西電網為直流受入地區，云南電網與南方電網主網為交流異步聯網運行。

圖1 南方電網直流輸電通道示意圖Fig.1 Illustration diagram of HVDC ties in CSG

直流輸電通道的主要穩定問題為，云南送出直流閉鎖故障后不平衡功率導致的送受端電網頻率越限問題，貴州送出直流閉鎖后直流功率轉移至交流通道導致的交流通道樞紐站電壓低、線路過載問題，直流換流站近區交流故障導致的機組功角失穩、元件過載問題。

針對以上穩定問題，南方電網所有直流工程均配置了直流穩控系統，詳細情況如表1所示。主要穩定控制功能為直流極閉鎖送端切除機組、受端切除負荷，送端交流線路故障切除機組，受端交流線路故障閉鎖或限制直流功率等。

表1 南方電網直流工程安全穩定控制配置情況Tab.1 Deployment of stability control systems associated to HVDC projects in CSG

1.2 南方電網交流通道穩控系統建設

南方電網西電東送交流通道主要為貴州-廣西-廣東的500 kV交流通道，主要交流通道分布情況如圖2所示。目前貴州電網與廣西電網為5回500 kV交流線聯系，廣西電網與廣東電網為8回500 kV交流線聯系。

圖2 南方電網西電東送交流輸電通道示意圖Fig.2 Illustration diagram of HVAC ties in CSG

根據南方電網運行方式安排[16 - 17]，貴州至廣西有5回交流輸電通道，廣西至廣東有8回交流輸電通道。主要穩定問題為交流通道雙回線路故障后送出端機組功角失穩、平行斷面線路過載、通道上樞紐站電壓低等，針對上述穩定問題均配置了交流通道區域穩控系統，主要穩定控制為切除送出地區機組或者回降近區直流功率等措施。

2 穩控系統高保真試驗方法

2.1 穩控系統運行檢測流程

為確保投運穩控系統功能正確、可靠，符合穩定控制策略的設計預期，本文依照南方電網對穩控系統構建及實施要求[17]，針對主網穩定控制系統的運行檢測提出了4步檢測方法，其設計流程如圖3所示。

當穩控系統構建和穩控策略表設計完成后，以上4步檢測方法流程如下。

第1步：穩控裝置出廠靜態試驗，主要根據策略設計功能、程序邏輯和硬件基礎功能進行系統性檢驗。

第2步：穩控系統實時仿真動態試驗，針對穩控系統和與其強相關的控制系統(如直流控制保護系統)的信息交互、故障后一二次系統的動態響應，檢驗穩定控制策略及程序合理性。

圖3 穩控系統運行檢測流程圖Fig.3 Admittance testing procedure of stability control system

第3步：穩控系統現場聯合測試，在與一次系統安全隔離環境下，對實際穩控裝置之間、穩控系統與其他系統裝置之間的接口和通信進行測試，對策略功能進行跨站協同驗證，對現場運行、檢修及相關安自專業人員進行培訓，實現新物理裝置及其配套運行管理的無縫嵌入。

第4步：穩控系統高保真傳動試驗，前面3步檢驗的對象主要是穩控系統本身，觀察、測試范圍始終限于二次系統。本步驟在實際運行中測試穩控系統功能，從系統狀態感知到命令執行、消息傳報的整個信息鏈上驗證所有一、二次設備的正確行為。考慮到第4步試驗行為涉及到實際電網運行狀態，試驗結果也將影響著電網運行，需對試驗方案、選取原則、試驗步驟進行重點分析。

2.2 穩控系統高保真傳動試驗方案設計

2.2.1 穩控系統實際動作情況分析

以2020年為例，南方電網發生了楚穗、新東、興安等直流雙極閉鎖故障，配套穩控系統策略均正確動作響應，具體情況如表2所示。穩控系統不能正確動作也是事故擴大發展的重要原因，如文獻[9]中提及的巴西大停電事故中，通過對事件中穩控系統拒動進行仿真分析，仿真結果表明在大功率閉鎖事件中若穩控拒動易導致系統失穩或者大面積停電事故的嚴重后果。

為了保證穩控系統在受嚴重擾動故障后能夠正確可靠動作，針對重要區域穩控系統開展實際系統的高保真傳動試驗，需科學地提出試驗范圍、設計方案、試驗方法等原則。

表2 2020年南方電網發生的直流雙極閉鎖事件表Tab.2 Events of bi-polar blocking in CSG in 2020

2.2.2 試驗對象選取原則研究

南方電網一直以來非常重視系統性試驗效果，如網架特性發生重大變化時設計系統性試驗進行高保真驗證[18 - 19]。為此，本節針對南方電網主網層面上重要區域穩控系統傳動試驗對象選取原則進行研究，選取原則上考慮網架結構變化、系統穩定風險、社會影響等方面，主要原則結果如表3所示。符合以上原則的，但年度內已發生過事件事故并觸發穩控策略正確動作過，不再考慮該穩控系統作為試驗對象。

表3 穩控系統試驗對象選取原則Tab.3 Criteria for choosing testing stability systems

2.2.3 試驗方案設計原則研究

穩控系統傳動試驗方案設計原則從系統安全、試驗責任、操作步驟、高保真等方面進行原則研究，主要結果如表4所示。從4個維度進行原則考慮，以系統安全風險可控為前提條件，對每個試驗步驟應明確行為主體和簡化試驗操作，盡可能真實地模擬試驗穩控系統所設防的預想故障。

表4 高保真傳動試驗方案設計原則Tab.4 Test scheme design criteria for HWFTs

2.2.4 傳動試驗方法及步驟

根據穩控系統傳動的試驗對象選取、方案設計原則，從試驗方法選擇、控制對象、試驗步驟及風險評估4個方面進行傳動試驗方法研究，主要試驗步驟如圖4所示。針對需傳動的策略功能確定試驗范圍和系統邊界條件，如直流閉鎖容量、控制范圍等；在此基礎上選擇試驗方法和確定控制對象；形成試驗步驟，并針對試驗成功或失敗的系統穩定影響及風險預案，最后根據試驗結果形成試驗分析報告。

圖4 傳動試驗方法及步驟流程圖Fig.4 Section flow chat of test scheme

3 穩控系統傳動試驗案例設計

在2020年南方電網穩控系統傳動試驗案例設計中，根據表3中對象選取原則1，楚穗、普僑、新東、牛從直流容量均超過5 000 MW[20 - 21]，需選擇開展傳動試驗，同時楚穗、新東已實際發生過雙極閉鎖事件，因此選擇普僑、牛從直流開展傳動試驗。試驗方法選擇上采用人工按下換流站主控室ESOF按鈕的方式真實閉鎖直流，控制對象選取上被切機組開機需大于投運功率和避開機組振動區，試驗方案設計見表5所示。

表5 2020年穩控系統高保真傳動試驗項目表(原則1)Tab.5 List of HWFTs for stability systems in 2020 (chosen by Criterion One)

根據表3中對象選取原則2，昆柳龍、祿高肇多端直流穩控系統均為2020年新建工程，工程建設期間近區網架結構和穩定特性變化顯著[22 - 23]，結合新建工程實際建設情況，分別選擇兩端模式和三端模式下的穩控傳動試驗。試驗方法為：直流故障采用人工按下換流站主控室ESOF按鈕閉鎖直流，交流故障通過預設試驗定值的方法進行模擬線路跳閘，不實際跳閘運行線路；試驗控制對象優先選取切泵負荷，同時考慮切負荷的社會影響，在負荷執行站切除模擬線路開關，試驗中僅跳開空載線路開關，試驗方案設計如表6所示。

根據試驗對象選取原則3，貴州交流北通道存在雙線跳閘后系統功角失穩問題；根據選取原則4，牛從直流受端穩控系統需切除廣州地區負荷。試驗方法為：試驗中交流線路跳閘會破壞系統網架結構，考慮通過預設試驗定值的方法進行模擬線路跳閘，不實際跳閘運行線路；試驗控制對象采取在負荷執行站切除模擬線路開關，不實切用戶真實負荷，具體試驗方案設計如表7所示。

表6 2020年穩控系統高保真傳動試驗項目表(原則2)Tab.6 List of HWFTs for stability systems in 2020 (chosen by Criterion Two)

表7 2020年穩控系統高保真傳動試驗項目表(原則3和4)Tab.7 List of HWFTs for stability systems in 2020 (chosen by Criterion Three and Four)

通過以上對2020年南方電網主網層面穩控系統傳動試驗方案設計，主要包括直流閉鎖切機、交流故障切機或回降直流、三端直流切機切負荷等8項傳動試驗。在試驗期間的系統條件選取上，適當調高系統備用容量，如直流閉鎖試驗前，調整送端頻率在50 Hz以下、受端頻率在50 Hz以上，選擇在負荷運行較為平穩期間進行試驗，并提前準備試驗失敗的應急處置預案；在試驗時間選取上，一般結合一次系統的檢修計劃進行時間安排，如普僑直流需停電檢修，可通過手動閉鎖直流傳動試驗使得直流停運；試驗數據分析選取上，為滿足系統響應全過程分析要求，在試驗期間要求各站穩控裝置進行GPS對時，對直流控保系統、樞紐站、電廠等收集動作報文和錄波數據。

4 傳動試驗實際結果分析

4.1 穩控系統傳動試驗過程分析

根據第3節設置的試驗項目分別開展8項穩控系統的傳動試驗，驗證了一次、二次系統均能正確執行相關穩控策略。穩控系統傳動過程以試驗項目8為例進行說明，主要過程如圖5所示，2020年6月23日18時17分06秒750毫秒(絕對時間)，在從西換流站模擬從門雙線跳閘，并以此作為相對時間0 ms的試驗開始時間。

圖5 試驗項目8的命令傳遞過程圖Fig.5 Command passing in test No.8

1.6 傳動試驗的動作行為分析

在實際傳動試驗中考慮到故障擾動對系統風險，一般情況下對系統穩定影響較小，本文試驗過程中各站點的動作行為及響應情況進行重點分析。考慮項目8的控制對象中有直流降功率和切負荷措施，動作行為情況更加全面，下文將對項目8的動作行為進行具體分析。

直流控保動作行為：25 ms后(相對時間)直流控保收到功率限制命令，在執行回降直流時需將直流功率由5 600 MW降到4 500 MW，直流回降速率設置為1 000 MW/s，從直流功率動作至回降到目標值的時間為1 131 ms，在整組時間1 168 ms后達到直流功率限制目標，動作時間如圖6所示。

圖6 試驗項目8的直流控制動作時間圖Fig.6 Action sequence of HVDC control system in test No.8

切負荷動作行為：10 ms后(相對時間)木棉站收到雙線跳閘命令，210 ms后(相對時間)木棉站滿足電壓防誤定值(設置為200 ms)后發出聯切負荷命令至永福站。218 ms后(相對時間)永福站收到木棉站的一輪切負荷命令，280 ms后(相對時間)被切線路開關由合位變為分位，動作時間可如圖7所示。

圖7 試驗項目8的切負荷控制動作時間圖Fig.7 Action sequence of load shedding control in test No.8

試驗項目8的主要站點穩控裝置詳細動作情況見表8所示。

本文設計的8項穩控系統傳動試驗的主要試驗結果如表9所示，各項目的傳動試驗結果表明，試驗涉及的穩控系統動作行為均與預想結果一致，試驗達到預期效果。

表8 試驗8的各站點穩控裝置動作時間表Tab.8 Action/reaction time in test No. 8

通過對各試驗項目中的穩控系統動作時間進行相對比較，對各切機、切負荷執行站的動作響應時間進行統計分析。在兩端直流極閉鎖試驗中，如項目1、項目2等，整組動作完成時間范圍在91～125 ms；在三端直流極閉鎖試驗中，如項目4、項目6，整組動作完成時間范圍在150～180 ms ；在交流故障試驗中采用試驗定值方法模擬線路跳閘，如項目7整組動作完成時間96 ms，項目8中在執行回降直流功率完成時間較長。

根據以上分析結果得知，在兩端直流閉鎖試驗中，由于直流送受端功率信息完全對稱，通過送受端換流站的穩控裝置采集的故障信息較完備，判別故障時間相對較快；而三端直流閉鎖試驗中，僅通過送受端換流站的穩控裝置來判別直流損失功率比較困難，需依賴直流控制保護系統傳遞直流目標功率等信息后再進行綜合判別，故直流判別功率損失時間較兩端穩控系統增加約50 ms；在線路故障試驗中，采用試驗定值模擬觸發穩控策略，由于一次系統無故障動作過程，整組動作時間相對較快。

表9 穩控系統高保真傳動試驗項目結果分析表Tab.9 Results analysis list of HWFTs

5 結語

本文基于南方電網主網穩定控制系統高保真傳動試驗需求，提出了試驗項目范圍的選取原則，對不同類型安全穩定控制系統的傳動試驗方案進行設計，檢驗了穩定控制策略、程序合理性以及一次/二次系統響應正確性。

近十年來南方電網主網安全穩定控制系統的動作正確率為100%，形成為一道強有力的安全防線。通過每年的高保真傳動試驗，提高了安全穩定控制系統運行的可靠性，為國內外安全穩定控制系統的功能及策略設計提供了分析手段和依據，為保障電網的安全穩定運行提供了技術支撐。