阿里与藏中联网工程联网通道故障后保网方案

明 杰，格桑晋美，巴 贵，吴 杰，罗 刚，韩国华，吴 冲

(1. 中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司，四川 成都 610021；2. 国网西藏电力有限公司，西藏 拉萨 850010)

0 引言

阿里地区位于西藏西部，阿里电网一直处于孤网运行状态，电力供应形势紧张[1]。阿里与藏中联网工程(以下简称“阿里联网工程”)是迄今为止世界海拔最高、最具挑战性的输变电工程，将阿里电网通过6 个新建500 kV/220 kV 变电站、1 600 km 左右的长链式输电线路与藏中电网220 kV 多林变电站相联，形成同步互联电网。联网后，阿里电网安全稳定特性将发生根本性变化。

联网前，阿里电网装机规模小、负荷小，是一个孤立的弱交流电网，电网存在的主要问题是失去电源导致的频率失稳，故障后采取联切负荷的控制措施就可以保证电网稳定。阿里联网工程主要特点：联网通道为长链式结构，中途6 个变电站均为县级电网接入点，从电网受电，无本地电源支撑；联网线路长，且阿里地区负荷分散、基数小，线路长期轻载运行，容升效应明显；阿里地区的光伏电站占总装机容量的16%，光伏运行特性对电网稳定特性影响较大[2]。

以往的研究主要关注特高压等高压交直流电网的运行控制，研究偏远地区电网的文献也很少出现与阿里联网工程类似的复杂、特殊案例[3]。本文根据地方特性，提出了推荐保网方案，提出了联网安全稳定控制系统的整体架构和主要功能。

1 联网工程的仿真模型

由于西南电网与西北、华中和华东电网均采用纯直流异步互联，联网工程计算对除西南电网以外的电网进行了系统等值。阿里地区的主力机组是热电联产机组和狮泉河水电站，采用中国电力科学研究院电力系统研究所对上述两个电站发电机组调速系统和励磁系统实测参数模型，与目前调度所用的模型一致。

阿里联网工程网架图如图1 所示，由日喀则地区多林变电站延伸至阿里地区狮泉河变电站，线路总长度1 315 km，线路充电功率较大。线路参数、变压器参数与实际工程一致，同时长链路电网无功配置较为关键，阿里联网线路长度及其高抗配置方案如表1 所示，阿里联网低抗配置方案如表2 所示。

表1 阿里联网线路长度及其高抗配置方案

图1 阿里联网工程网架图

表2 阿里联网低抗配置方案

查务500 kV 变配置了-60～60 Mvar 的静止无功补偿装置(static var compensator，SVC)，巴尔220 kV 变配置了-30 ～30 Mvar 的SVC。

水电站调速系统有正常模式和基荷模式两种模式：正常模式下机组可参与频率调节和功率调节；基荷模式下机组带指定负荷，一般不参与功率调节和频率调节。狮泉河水电共4 台机组，考虑2 台机组采用正常模式，另外2 台机组采用基荷模式。正常模式的机组调速器模型考虑了联网和孤网、参数自动切换及低励限制等功能。

阿里地区和联网通道上分布着很多小水电，单个电站装机约几百千瓦，这些水电机组运行情况未知，本文计算中不包含这些小水电。

光伏模型包含光伏电池阵列、变流器有功/无功功率控制及保护特性。阿里光伏没有进行过实测，其电压穿越能力未知，模型中分别考虑具备电压穿越能力和不具备电压穿越能力两种情况。

负荷模型：30%的感应电动机模型和70%的静态负荷模型；铜矿负荷为70%的感应电动机模型和30%的静态负荷模型。

枯水期负荷较大，且水电出力受限，枯水期受电占比较高，以利于充分发现阿里联网后的稳定问题。阿里地区电网的主要运行方式是主网向阿里地区送电，阿里地区外送情况较少，因此，主要考虑了受电方式，如表3 所示。仿真计算采用我国较常用的BPA 潮流稳定程序和PSD-BPA 暂态稳定程序。

表3 联网后预期阿里电网运行方式

2 沿线地区电网解列控制措施

阿里联网工程投运后，阿里和沿线三区三州从藏中电网获取电力。联网通道发生故障中断后，阿里和沿线地区电网均处于缺电状态，无法实现相互的功率支持，只能采取各地区就地功率平衡的控制措施。就地功率平衡的前提条件是选择合适的解列断面，解列后的地区孤网易于实施功率平衡控制[4-5]。

阿里联网工程沿线的县级电网通过35 kV或110 kV 线路接入枢纽变电站主变压器的35 kV 和110 kV 侧，解列断面选择为主变的35 kV 和110 kV 侧开关，分述如下：

1) 解列主变110 kV 侧开关。解列主变110 kV 侧以后形成的孤网，包含接入的县级电网以及110 kV 接入线路。阿里地区地广人稀，110 kV 接入线路长度从几十公里到两百多公里不等，小电网带空载长线路可能出现过电压问题，危及电气设备安全。因此，解列主变110 kV 侧开关后，还应联跳110 kV 线路双侧开关。

2) 解列主变35 kV 侧开关。解列主变35 kV 侧以后形成的孤网，除了35 kV 负荷线路以外，还可能包含无功补偿设备。主变35 kV侧无功补偿是平衡220 kV 系统无功的，当主变35 kV 侧开关跳开后，这部分无功补偿应予同步切除，否则会导致35 kV 孤网电压稳定问题。

3 沿线地区电网孤网失稳机理

孤网主导失稳模式是电压失稳(见图2 和图3)，故障切除后电压迅速升高至1.4 p.u.左右，维持一段时间后电压急剧升高，导致负荷电磁功率急剧上升，电网频率降低甚至崩溃。过电压导致负荷电磁功率增大，即使按损失功率切除负荷后，电网频率仍快速跌落。

图2 萨嘎—吉隆线路故障后方案五下狮泉河变频率偏差

图3 萨嘎—吉隆线路故障后方案五下狮泉河变母线电压

联网后，当发生长链式联网通道故障中断，孤网内长线路容升效应明显，频率问题与电压问题叠加，孤网控制难度增大。以吉隆—萨嘎故障为例，吉隆—萨嘎线路跳开后，阿里地区成为孤网。网内220 kV 线路超过1 100 km，而负荷仅有30 ～40 MW，且电源和负荷主要集中在狮泉河电网。该孤网等效于小电源带空载长线路：一方面，容升效应导致电网电压升高[6]；另一方面，孤网功率缺额导致频率下降。阿里地区工业少，以民生负荷为主，恒阻抗负荷的比例较高。恒阻抗负荷大小与电压的平方成正比，当电压升高时，负荷成平方比增大，进一步加深频率的跌幅。因此，解决孤网频率问题必须同步解决电压问题，解决电压问题的关键是限制孤网内空载线路数量，控制充电功率。

4 保网方案研究

狮泉河地区是阿里地区的行政和经济中心，集中了阿里地区主要的发电机组，并通过110 kV 长线路向革吉、日土和札达三县辐射供电，解列控制措施更加复杂。当联网通道发生故障时，从保留的网架由小到大，有以下五种解列方案。以吉隆—萨嘎线路故障为例：

1)方案一：切除全部空载线路，保狮泉河变及其重要负荷。

跳狮泉河变110 kV 全部出线，即狮泉河—巴尔双回、狮泉河—日土及狮泉河—革吉线路110 kV 出线，跳狮泉河变—中心变35 kV双回线路和狮泉河水电—中心变35 kV 线路，切除狮泉河变部分负荷至孤网功率平衡，该策略下仅保留狮泉河变及其重要负荷。

2)方案二：切除110 kV 等级以上空载线路，保狮泉河地区配电网。

解列狮泉河变110 kV 全部出线，切除狮泉河变部分负荷至孤网功率平衡，该策略下仅保留狮泉河变及其重要负荷。狮泉河孤网内无空载/轻载长线路，稳定问题就是功率缺额导致的低频失稳。

3)方案三：切除与藏中电网110 kV 联络线，保狮泉河地区部分输电网。

解列狮泉河—巴尔双回110 kV 出线，切除日土变、革吉变、中心变下全部负荷，切除狮泉河变部分负荷至孤网功率平衡，该策略下保留狮泉河地区及日土、革吉两县主网架，保留狮泉河变重要负荷。该孤网内狮泉河—日土、狮泉河—革吉为空载长线路。

4)方案四：切除与藏中电网220 kV 联络线，保狮泉河地区主干输电网

解列巴尔—霍尔220 kV 出线，切除日土变、革吉变、札达变、中心变下全部负荷，切除狮泉河变部分负荷至孤网功率平衡，该策略下保留狮泉河区域及日土、革吉、札达三县主网架，保留狮泉河变重要负荷。该孤网内狮泉河—日土、狮泉河—革吉、狮泉河—巴尔、巴尔—扎达为空载长线路。

5)方案五：保留孤网内全部轻载/空载线路、狮泉河变重要负荷，切除其余所有负荷。

6)比较分析

对五个控制方案的仿真表明，方案五无法保证电网稳定；方案一至方案四故障后狮泉河变频率偏差和母线电压曲线见图4 和图5，方案四尽管可以使电网恢复稳定，但频率电压特性较差。由于保留了巴尔—狮泉河和巴尔—扎达两段空载线路，孤网暂态过电压较高，频率跌幅较大。与前三个方案相比，需要切除更多负荷。

图4 萨嘎—吉隆线路故障后狮泉河变频率偏差

图5 萨嘎—吉隆线路故障后狮泉河变母线电压

方案一至方案三均采取了联切狮泉河—巴尔110 kV 联络线的措施，因此，暂态过程频率跌幅相近，都不会触发第三道防线低频减载动作。方案一只保留狮泉河变，当孤网电源开机多且满出力时，孤网电力充足，比狮泉河变负荷总量还要大，可以给中心变重要负荷供电。因此，方案一过于保守。

方案二保留了狮泉河配电网，虽然全切部分变电站会导致部分配电线路空载，但由于配电线路充电功率较小，不会引起电压稳定问题。

方案三保留了两回空载线路，频率恢复较慢。当运行方式更为恶劣时，方案二和方案三的对比更为明显。方案二、方案三故障后狮泉河变频率偏差和母线电压曲线见图6 和图7，考虑热电机组检修，只安排水电机组开机。热电联产机组和狮泉河水电机组的发电机动能分别为21.69 MW·s 和1.98 MW·s，只开狮泉河水电机组时，阿里电网调频调压能力明显下降[7]。仿真计算结果表明，采用方案三时，频率和电压波动较大，频率跌幅会触发第三道防线低频减载动作。采用方案二时，频率和电压波动均在允许范围内。

图6 丰期萨嘎—吉隆线路故障狮泉河变频率偏差

图7 丰期萨嘎—吉隆线路故障狮泉河变母线电压

7)推荐方案

基于以上比较分析，推荐采用方案二。该方案把110 kV 线路全部切除，能够保证重要负荷的供电，对电网运行方式适应性更强，方案实施难度相对较小。

5 安全稳定控制系统设计

阿里联网工程建设了一套联网通道安全稳定控制系统，与阿里电网和日喀则电网现有的安全稳定装置一起，构成统一的阿里—藏中电网安全稳定控制系统[8]。该系统主要功能是解决阿里联网通道中断后，阿里地区狮泉河电网的安全稳定运行问题。根据控制策略研究结论，采用方案二，主要采取“打散措施”，切除全部110 kV 线路，保留狮泉河配电网，当联网通道上发生故障需要采取以下三个方面的控制措施。1)沿线变电站将线路断开信息发送给巴尔主站，巴尔主站将通道中断信息发送给狮泉河执行主站，同时将沿线变电站打散命令发给孤网内沿线220 kV 变电站。考虑损失功率较大可能触发藏中电网第三道防线高周切机动作，巴尔主站将通道中断的负荷损失量发给查务站，查务站转发给多林站。

2)巴尔220 kV 变电站作为狮泉河110 kV地区电网的升压接入点，设置为狮泉河地区电网的控制主站。其主要功能是接收通道上站点发来的控制指令，并决策分发给110 kV 扎达变和狮泉河变。

3)其它新建站点作为控制子站，判别220 kV 联网通道运行工况，将通道中断信息发送给巴尔站。接收巴尔站发来的打散命令，联跳220 kV、110 kV 等线路开关。

6 结语

针对阿里联网工程投运后长链式通道中断后孤网频率电压失稳的问题，本文通过建立仿真模型分析了频率和电压交互影响的机理，对孤网的多个保网方案进行了比较分析，推荐并实施了“切除110 kV 等级以上空载线路，保狮泉河地区配电网”方案。

阿里联网工程投运后较长时间内将维持单线单变运行，通道故障的概率较高，运行风险突出。为了进一步提高沿线电网的供电可靠性，应深化电力系统补强工程的方案研究，建议重点研究三个方面：建立电源、负荷和SVC的实测模型；研究在通道上增加光伏、储能和调相机等电源的可行性；优化联网通道上SVC的控制策略，使其既能够保证较快的响应速度，又能避免电压过快恢复引发频率二次跌落等问题。