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摘要：为解决云南电网与南方电网主网“强直弱交”带来的一系列系统安全稳定问题，2016年5月开始云南电网与南方电网主网进入异步联网运行方式。本文介绍了云南电网异步联网运行的相关情况，总结了异步联网的经验，分析了异步联网方式下的运行操作注意事项。
1 背景介绍
南方电网“交直流并联运行、强直弱交、远距离大容量输电、多回直流集中馈入”的主网架结构特征带来了复杂的安全稳定问题：（1）大容量云南外送直流双极闭锁故障，稳控切机措施拒动；（2）两回及以上云南外送直流同时单极闭锁故障；（3）云南外送直流双极闭锁组合故障，以及单极和双极闭锁组合故障；（4）受端广东电网交流严重故障（单相短路单相开关拒动故障）造成多回直流持续换相失败导致系统失稳的风险；（5）云南与主网的低频振荡风险。为优化电网结构，降低电网大面积停电风险，增强大电网事故影响可控性，远景年南方电网将分解为2～3 个独立同步电网方案，云南电网作为一个独立的送端电网。2013年，南方电网提出了在云南电力外送北、南通道上建设鲁西背靠背直流的异步联网方案。国家能源局也在《南方电网2013—2020年电网规划研究报告》里明确了云南电网与南网主网实施异步联网。
2 云南电网与南方电网主网异步联网方案介绍
异步联网前云南电网与南网主网交流有5回500 kV 线路，已形成北、南两个送电通道格局。其中北部通道为罗马线和罗百双回线，南部通道为砚山—靖西双回线路，如下图所示：
为实现云南电网与南网主网异步联网运行，规划的电网方案为：
（1）在北部通道( 罗马线和罗百双回线) 附近新建鲁西背靠背直流换流站，通过双解口罗百双回线且解口罗马线入换流站实现异步联网。考虑云南省电力外送需要，鲁西背靠背直流容量本期按2 000 MW 左右考虑，远期规模按3 000 MW 左右规划；
（2）结合云南滇西北的观音岩电站送电广西，建设云南永仁—富宁±500 kV、3 000 MW 直流送出工程，将富宁换流站接入南部通道，即双解口砚山—靖西双回线路，富宁换流站分别接入广西侧和云南侧，实现南通道异步联网。
3 云南异步联网系统性整体试验情况
2016年3月28日开始，南方电网开展云南异步联网系统性整体试验。实验过程中出现云南网频率在49.9Hz~50.1Hz之间波动，此过程中伴随牛寨、楚雄等多个中枢场站电压大幅波动告警（峰峰值达约20kV）。调度员采取投退AGC、指定调频厂、减电厂出力等措施，频率波动仍然难以平息。之后调度员下令退出小湾、糯扎渡、龙开口、鲁地拉、阿海、景洪电厂的一次调频，云南网系统频率恢复稳定。
经分析，云南异步联网后，水电占比过高，水电调速系统由于”水锤效应”使其易在超低频段（0.05Hz附近）提供负阻尼。试验发现，此次频率波动周期为20秒（0.05Hz）左右，这种超低频率的振荡模式在网内出现尚属首次，其原因初步确定为：
（1）云南部分主力水电机组调速器控制环节的增益偏大，使得水电机组负阻尼效应较大；在同步联网方式下可由联网省区的其他机组通过交流联络线提供外部正阻尼，但在异步联网方式下云南正阻尼总体减弱。
（2）云南部分主力水电机组采用增强型调速器，等效放大了一次调频功能增益倍数，可能增大了负阻尼。
通过对一次调频参数调整的多种方案仿真对比，综合考虑参数优化效果及实施工作量，确定了参数优化方案如下：
（1）全部增强型调速器改为普通型；无法改为普通型的，退出其一次调频；
（2）糯扎渡、小湾的调速器KP、KI参数分别调减为第一次试验时设定值的1/2、1/8；金安桥电站机组的调速器KP、KI参数分别调减为第一次试验时设定值的1/3、1/3，溪洛渡右岸电站机组退出一次调频；漫湾、梨园、阿海、景洪、鲁地拉）的调速器KP、KI参数分别调减为第一次试验时设定值的1/2、1/8；
（3）糯扎渡、小湾、金安桥电厂机组的一次调频死区调整为±0.15Hz。
一次调频参数按此方案优化后，直流功率升降、机组功率升降、直流单双极闭锁等扰动下，均不会产生振荡，系统稳定。
4 云南电网与南方电网主网异步联网运行
2016年5月3日开始，云南电网与南方电网主网异步联网试运行两个月。通过异步联网试运行，不断完善异步联网后主网与云南电网各项风险管控措施，积累运行调控经验。试运行期间，将重点关注云南电网及主网的备用安排，落实于南外送直流FLC上调空间不少于2000MW的措施；优化对电网结构、潮流分布、系统特性发生较大改变的于南南部、广西南部等电网运行方式的安排，制定、落实相关运行控制预案和事故处置预案。在确保系统安全稳定的前提下，做好西电东送及直流调试工作，尽可能增加云电外送和水电消纳，按期保质做好金中、永富、鲁西背靠背三个直流工程的调试工作。
5 异步联网方式下的运行操作注意事项
5.1 机组启停操作注意事项
（1）集控管辖的发电机组启停操作应满足相应调度机构的管理原则。中调调管厂站应根据调度指令启停机。总调调管厂站应根据计划曲线合理安排启停机，同时应满足小湾、糯扎渡电厂机组相关运行限制条件。
（2）值班期间注意检查各电厂机组处于正常备用状态，尤其是中调调管厂站机组，值班员要加强机组备用的检查和管理，确保系统调峰时，集控管辖机组能够及时开机并网，对于电厂开展的可能影响机组备用的工作，要根据情况合理控制，重点注意漫湾电厂。
（3）机组启动并网后，应及时检查一次调频、PSS投入情况，未投入的应及时通知电厂检查处理。
（4）总调调管厂站机组并网，值班员调整机组负荷满足相关运行限制条件后，应及时投入AGC、AVC功能，减少人员操作干预。对于负荷不满足运行限制条件的，应及时联系总调进行调整。
（5）对于中调调管厂站的机组，在接到调度指令后，应及时通知电厂并进行操作。根据调度指令紧急开机调峰时，应注意提前通知电厂，同时合理选择开机机组。
5.2 负荷调整操作注意事项
（1）正常情况下，各电厂机组应投入AGC、AVC控制，减少人为操作干预。
（2）由于异步联网机组的调速器一次调频参数由增强型改为了普通型，调速器一次调频调节速率变慢，调节总量不变。机组并网时，监控下发定值和人为设置时，调节速率不变。由于小湾、糯扎渡电厂在总调侧投入调频模式，注意检查和控制全厂实发总有功与AGC设定值之间偏差（小湾和糯扎渡应尽量控制偏差不超过100MW，其他厂控制偏差不超过50MW）。
（3）机组轮换时，应安排在负荷平稳时段开展，避免在系统负荷调整期间进行机组轮换操作。
（4）机组轮换时，可采取退出两台轮换机组的AGC，手动轮流调整两台机组的负荷进行轮换，单次调节负荷步长不超过50MW。调整时，注意检查和控制全厂实发总有功与AGC设定值之间的偏差。若调整期间一次调频动作，应适当减慢调整速率和减小调节步长。
（5）投调度的全厂AGC、AVC退出后，值班员应检查具体退出的原因，并核实相应AGC、AVC控制模式和水头等参数是否正确，具备投入条件后，应汇报调度并征得同意后，方可投入调度侧控制，不得未经调度许可直接投入调度侧控制。避免因调度侧AGC、AVC异常造成负荷、电压波动。
（6）异步联网期间，负荷和电压波动较大，运行人员注意各电厂的电压控制，发现电压越限时，应及时汇报调度，并进行相应调整。
作者简介
万建强（1985—），男，工程师，从事水力发电的管理工作。
论文作者:万建强
论文发表刊物:《电力设备》2018年第8期
论文发表时间:2018/7/6
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