唐 震，劉澤宇，秦鵬慧，張 威，賴建中

（1.國網(wǎng)山西省電力公司電力科學研究院，山西 太原 030001；2.山西大學，山西 太原 030013）

0 引言

高比例新能源電力系統(tǒng)呈現(xiàn)出復雜的電力電子化新特征，一方面新能源發(fā)電的隨機性、波動性和不確定性，為電網(wǎng)調(diào)頻調(diào)峰帶來新的挑戰(zhàn)；另一方面，新能源替代傳統(tǒng)機組，使得系統(tǒng)有效慣量大幅降低，給電網(wǎng)的安全穩(wěn)定尤其是低慣量系統(tǒng)的頻率穩(wěn)定帶來新的挑戰(zhàn)。高比例新能源電力系統(tǒng)動態(tài)調(diào)節(jié)能力下降，削弱了系統(tǒng)承受有功沖擊、頻率波動和抗擾動的能力，更容易使電網(wǎng)局部系統(tǒng)的故障導致連鎖故障的發(fā)生，造成電網(wǎng)大面積停電事故。目前，電網(wǎng)不僅要面對新能源裝機占比不斷提高的挑戰(zhàn)，而且要面對調(diào)度區(qū)域內(nèi)大量火電機組新建和控制系統(tǒng)改造后失去了自啟動能力，直接導致電網(wǎng)黑啟動電源嚴重缺乏。因此，開展電網(wǎng)黑啟動方案研究刻不容緩。

1 國內(nèi)外研究現(xiàn)狀

電力系統(tǒng)全部停電后，使其全部或部分恢復供電是一件既耗時間又相當復雜的事情，如果事故前有可靠的恢復預案，能夠高效地幫助調(diào)度運行人員采取必要的措施，就能極大地減少事故停電時間；反之，則可能使停電時間延長，甚至進一步造成供電設(shè)施損壞等嚴重事故。供電系統(tǒng)完全恢復的實踐證明，按照預案進行事故后的黑啟動可以在較短時間內(nèi)將系統(tǒng)恢復供電，減少了停電時間，具有顯著的經(jīng)濟和社會效益[1]。

進入21世紀，黑啟動問題得到國內(nèi)的高度重視，并開始進行恢復方案的研究。華北電網(wǎng)在對黑啟動恢復方案進行詳細全面研究的基礎(chǔ)上，于2000年5月5日在國內(nèi)首次利用十三陵水電機組進行了黑啟動試驗，根據(jù)試驗結(jié)果調(diào)度部門制定了華北電網(wǎng)黑啟動的事故預案。華中電網(wǎng)在對黑啟動進行全面研究的基礎(chǔ)上，于2003年3月19日在葛洲壩電廠、隔河巖電廠水電機組進行了華中電網(wǎng)黑啟動試驗，依據(jù)試驗結(jié)果調(diào)度部門制定了電網(wǎng)黑啟動恢復方案。西北電網(wǎng)、云南電網(wǎng)在大量研究和反復論證的基礎(chǔ)上，成功進行了電網(wǎng)的黑啟動試驗。另外，華東電網(wǎng)、南方電網(wǎng)以及內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)、山西電網(wǎng)、山東電網(wǎng)、湖北電網(wǎng)、海南電網(wǎng)、貴州電網(wǎng)、廣西電網(wǎng)等均制定了黑啟動方案并以此作為出現(xiàn)事故后恢復電網(wǎng)運行的應急預案。2005年9月26日，海南電網(wǎng)發(fā)生了因臺風導致的罕見的全省范圍大面積停電事故。經(jīng)過4 h的啟動恢復工作，成功實現(xiàn)了世界上首次真正意義上的電網(wǎng)黑啟動。目前，黑啟動方案已成為各級調(diào)度部門一項必備的應急方案。

2 電網(wǎng)黑啟動過程和方案選擇

電網(wǎng)黑啟動是指整個電力系統(tǒng)因故障停運后，通過系統(tǒng)內(nèi)具有自啟動能力的機組或外部電網(wǎng)給失去自啟動能力的機組提供啟動電源，使其恢復工作，局部系統(tǒng)恢復和并列，最終使整個電力系統(tǒng)恢復正常運行。黑啟動是在整個系統(tǒng)全停后進行的恢復和自救，由于黑啟動初期系統(tǒng)處于十分薄弱的狀態(tài)，小的擾動隨時都有可能造成整個啟動過程的失敗。因此，黑啟動方案的制定以及試驗必須經(jīng)過論證和校核，才能作為一個可靠有效的恢復方案，在大面積停電事故發(fā)生后，調(diào)度運行人員在預案指導下，快速、及時地恢復整個系統(tǒng)的正常運行。

電網(wǎng)黑啟動，首先要保證有可靠的黑啟動電源。目前，山西電網(wǎng)在不考慮新能源情況下大多數(shù)電源都是火電機組，只有4個水電站（13臺機組共2 068 MW）和6個燃氣電站（104臺機組共2 220.8 MW）。水電機組和火電機組相比，水電機組的啟動時間較短，啟動較快，幾分鐘就能完成啟動過程；而火電機組啟動比較復雜，并且需要熱態(tài)再啟動能力，在時間上要求也比較嚴格；燃氣機組需要有壓力穩(wěn)定的氣源，一般遠距離輸送的天然氣難以滿足啟動要求，所以黑啟動電源一般選擇水電機組。山西電網(wǎng)110 kV及以上電壓等級水電站只有萬家寨、龍口、天橋水電站和西龍池抽水蓄能電站。根據(jù)以上分析，初步選擇萬家寨水電站、龍口水電站、西龍池抽水蓄能電站為黑啟動電源，未來垣曲抽水蓄能電站也是可以選擇的黑啟動電源。

經(jīng)調(diào)研，目前山西電網(wǎng)中燃氣電站均不能作為啟動電源；在火電機組中，省內(nèi)機組全部不具備自恢復功能。除了利用萬家寨、龍口、西龍池（未來垣曲抽水蓄能）等水電站作為黑啟動電源外，根據(jù)山西電網(wǎng)的地理位置以及與周邊電網(wǎng)的聯(lián)系，利用內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)或1 000 kV特高壓交流輸電系統(tǒng)的電力支援作為黑啟動電源也是可以選擇的方案。

北部區(qū)域萬家寨、龍口水電站和西龍池抽水蓄能電站為黑啟動電源；中部區(qū)域沒有黑啟動電源；南部區(qū)域目前沒有黑啟動電源，未來垣曲抽水蓄能電站可作為黑啟動電源，被啟動電源主要有風陵渡電廠、兆光電廠等。

根據(jù)上述分析，按照山西電網(wǎng)的實際情況，經(jīng)與調(diào)度控制中心等相關(guān)部門分析、研究，最終確定了8個內(nèi)部分區(qū)目標網(wǎng)架。具體方案如下（外部電源未列出）。

a）萬家寨水電站—平朔電廠。220 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。萬家寨水電機組是啟動電源，機組容量為180 MW；平朔電廠為被啟動電源，機組容量為300 MW。萬家寨水電站—平朔電廠線路長度174.8 km。方案如圖1所示。

圖1 萬家寨水電站—平朔電廠方案

b）萬家寨水電站—京玉電廠。220 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。萬家寨水電機組是啟動電源，機組容量為180 MW；京玉電廠為被啟動電源，機組容量為350 MW。萬家寨水電站—京玉電廠線路長度166.3 km。方案如圖2所示。

圖2 萬家寨水電站—京玉電廠方案

c）龍口水電站—樓子營電廠。220 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。龍口水電站機組是啟動電源，機組容量為100 MW；樓子營電廠為被啟動電源，機組容量為350 MW。龍口水電站—樓子營電廠輸電線路長度17.39 km。方案如圖3所示。

圖3 龍口水電站—樓子營電廠方案

d）龍口水電站—平朔電廠。220 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。龍口水電站機組是啟動電源，機組容量為100 MW；平朔電廠為被啟動電源，機組容量為300 MW。龍口水電站—平朔電廠線路的長度210.78 km。方案如圖4所示。

圖4 龍口水電站—平朔電廠方案

e）西龍池抽水蓄能電站—河曲電廠。500 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。西龍池抽水蓄能電站機組是啟動電源，機組容量為300 MW；河曲電廠為被啟動電源，機組容量為600 MW，其高壓廠用啟動變壓器接在廠內(nèi)500 kV升壓站母線。西龍池抽水蓄能電站—河曲電廠線路長度292.1 km。在苗忻線（苗山側(cè)）和曲寨線（河曲側(cè)）接有150 Mvar電抗器。方案如圖5所示。

圖5 西龍池抽水蓄能電站—河曲電廠方案

f）西龍池抽水蓄能電站—昱光電廠。500 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。西龍池抽水蓄能電站機組是啟動電源，機組容量為300 MW；昱光電廠為被啟動電源，機組容量為350 MW。西龍池抽水蓄能電站—昱光電廠線路長度258.792 km，苗山開閉站線路側(cè)接有150 MVA并聯(lián)電抗器。方案如圖6所示。

圖6 西龍池抽水蓄能電站—昱光電廠方案

g）西龍池抽水蓄能電站—武鄉(xiāng)電廠。500 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。西龍池抽水蓄能電站機組是啟動電源，機組容量為300 MW；武鄉(xiāng)電廠為被啟動電源，機組容量為600 MW。武鄉(xiāng)電廠高壓啟動備用變壓器接在本廠500 kV升壓站且單獨成串。西龍池抽水蓄能電站—武鄉(xiāng)電廠線路長度339.638 km。晉中變電站母線帶150 MVA并聯(lián)電抗器，榆社開閉站母線帶150 MVA并聯(lián)電抗器。方案如圖7所示。

圖7 西龍池抽水蓄能電站—武鄉(xiāng)電廠方案

h）垣曲抽水蓄能電站—風陵渡電廠。500 kV系統(tǒng)，中間無電壓等級變換。垣曲抽水蓄能電站機組是啟動電源，機組容量為300 MW；風陵渡電廠機組為被啟動電源，機組容量為600 MW，500 kV母線接有150 Mvar并聯(lián)電抗器。垣曲抽水蓄能電站—風陵渡電廠輸電線路長度174 km（因垣曲抽水蓄能電站尚未投運，因此垣曲—運城變電站輸電線路暫按110 km計算）。方案如圖8所示。

圖8 垣曲抽水蓄能電站—風陵渡電廠方案

3 黑啟動方案計算的理論依據(jù)

3.1 發(fā)電機自勵磁產(chǎn)生原因及判據(jù)

同步發(fā)電機的自勵磁是參數(shù)諧振現(xiàn)象之一，是同步發(fā)電機電感參數(shù)周期性變化引起的，只有在回路的自由振蕩頻率與系統(tǒng)的工作頻率相接近時，外界輸入電路的能量超過電路電阻所消耗能量的情況下，系統(tǒng)電路中的偶然性微小擾動才會發(fā)展并出現(xiàn)電流和電壓幅值逐漸增大的自勵磁現(xiàn)象。同步發(fā)電機與電網(wǎng)的參數(shù)配合是發(fā)電機是否產(chǎn)生自勵磁的決定性因素。根據(jù)發(fā)電機定子電流所產(chǎn)生的旋轉(zhuǎn)磁場與轉(zhuǎn)子相對速度的不同，有2種發(fā)電機自勵磁現(xiàn)象，即同步自勵磁與異步自勵磁。

參考相關(guān)文獻[2]，這里采用阻抗法對發(fā)電機自勵磁進行分析計算，校核方法則采用容量法。

阻抗法：發(fā)電機經(jīng)主變壓器帶空載長距離輸電線路，阻抗中應將主變壓器的漏抗xT統(tǒng)一考慮，當xc＞1.2（xd+xT）時，將不會發(fā)生發(fā)電機同步和異步自勵磁。

容量法1：當KSe＞Qc時，發(fā)電機將不會發(fā)生自勵磁，其中，Se、K分別為黑啟動機組發(fā)電機容量和短路比，Qc為路徑輸電線路充電容量。

容量法2：當Se＞Qc×xd時，發(fā)電機將不會發(fā)生自勵磁，其中，Se為黑啟動發(fā)電機容量，Qc為分區(qū)目標網(wǎng)架路徑輸電線路充電容量；xd為黑啟動發(fā)電機等值同步電抗（包含以發(fā)電機容量為基準的主變壓器漏抗）。

3.2 工頻過電壓

電力系統(tǒng)中，在正?；蚬收蠒r可能出現(xiàn)的頻率為工頻或接近工頻的幅值超過最大工作相電壓，統(tǒng)稱工頻過電壓或工頻電壓升高。工頻過電壓本身一般對于系統(tǒng)中絕緣正常的電氣設(shè)備沒有危害，但在超高壓輸電確定系統(tǒng)絕緣水平時，卻有著重要的作用。黑啟動工頻過電壓計算時主要考慮空載長距離輸電線路的電容效應、不對稱接地故障以及發(fā)電機突然甩負荷3種情況。

3.2.1 空載線路電容效應引起的工頻電壓升高

從送端啟動電源開始經(jīng)各變電站母線到達受端電廠高壓母線，π型等值線路的電容集中掛于相應母線上，則沿線各母線向送端方向看入的等值阻抗可由受端N向前遞推計算，第i個母線的等值阻抗如圖9所示。

圖9 第i個母線的等值阻抗及電壓

線路送端母線節(jié)點及其他母線節(jié)點電壓由送端向受端如式（1）遞推

3.2.2 受端甩負荷電壓升高

考慮受端電廠的高壓啟動變壓器帶廠用負荷后，因故障突然跳閘甩負荷，形成線路電壓升高。下面分別討論2種情況造成的過電壓。

a）發(fā)電機電樞反應的變化引起的工頻電壓升高。當受端高壓啟動變壓器帶8%廠用負荷后，發(fā)電機暫態(tài)電勢E′q已經(jīng)上升到送端高壓母線電壓設(shè)定值（本文設(shè)定198 kV）。當故障甩去廠用負荷后，發(fā)電機的暫態(tài)電勢E′q保持不變，此時，線路的等值電路如圖1所示。各母線節(jié)點的電壓由E′q開始按下式遞推。

b）發(fā)電機轉(zhuǎn)速上升引起的工頻電壓升高。受端甩廠用負荷后，送端發(fā)電機輸入機械轉(zhuǎn)動力矩大于輸出電制動力矩，發(fā)電機轉(zhuǎn)速升高為n*=n/n0（n0為發(fā)電機額定轉(zhuǎn)速；n為發(fā)電機甩負荷后轉(zhuǎn)速）。當轉(zhuǎn)速升高后，頻率升高為n*倍，則甩負荷后發(fā)電機轉(zhuǎn)速上升引起的工頻電壓升高可按式（3）遞推。

其中，xd為同步發(fā)電機的縱軸暫態(tài)電抗；xT為變壓器的短路電抗；n*為以發(fā)電機額定轉(zhuǎn)速為基準的標幺轉(zhuǎn)速，按n*=1.05計算。

3.2.3 不對稱故障引起的工頻電壓升高

不對稱故障是電力系統(tǒng)中最常見的故障，在單相接地或相間短路接地故障時，非故障相的電壓將會升高，避雷器參數(shù)就是依據(jù)單相接地故障時工頻電壓升高值來確定的，所以研究不對稱故障工頻過電壓時一般僅討論單相接地故障。設(shè)受端合閘時A相接地，系統(tǒng)的復合序網(wǎng)絡如圖10所示。

圖10 A相接地黑啟動系統(tǒng)的復合序網(wǎng)絡

黑啟動系統(tǒng)任意母線i的三相電壓為

其中，Z1、Z2、Z0為受端短路點看入系統(tǒng)的正、負和零序阻抗；Z1i、Z2i、Z0i為從線路中間節(jié)點（第i個變電站母線）看入系統(tǒng)的正、負和零序阻抗；i=1，2，3，…，N為線路沿線母線節(jié)點號，i=1為送端母線，i=N為受端母線；a=ej120為旋轉(zhuǎn)因子。

3.3 工頻過電壓的計算原則及過電壓限值

從過電壓的角度來看，系統(tǒng)開機臺數(shù)越少過電壓越高，所以出于從嚴考慮，在過電壓計算中運行方式的確定應遵從以下原則：以受端電廠被啟動機組容量的8%作為負荷確定機組；當送端電廠有不同容量的機組時，在能滿足受端電廠廠用負荷的前提下，應首先啟動較小容量機組。

空載長距離輸電線路電壓升高計算時，發(fā)電機計算模型選取考慮暫態(tài)電抗x′d的暫態(tài)電勢E′q，其取值滿足發(fā)電機出口電壓為額定電壓。

發(fā)電機甩負荷電壓升高和路徑末端單相接地故障健全相電壓升高的計算，由于啟動負荷很小，輸電線路末端電壓最高，所以甩負荷和發(fā)生故障前E′q取為滿足受端母線電壓甩負荷和故障前不超系統(tǒng)最高運行電壓，并據(jù)此推算E′q取值。

過電壓計算結(jié)果應滿足DL/T 620—1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》[3]對工頻過電壓限制的要求，即斷路器的線路側(cè)不超過1.4倍、母線側(cè)不超過1.3倍。

4 山西電網(wǎng)黑啟動方案分析計算[4-5]

山西電網(wǎng)黑啟動方案是在2005年和2014年方案基礎(chǔ)上，結(jié)合運行方式和電網(wǎng)規(guī)劃中電源點和網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的變化，2020年進行了重新編制，提出了新的4個啟動電源和8個分區(qū)目標網(wǎng)架。并基于自編程序?qū)μ岢龅?個分區(qū)目標網(wǎng)架的啟動路徑進行了分析計算。

4.1 自勵磁計算

發(fā)電機自勵磁計算結(jié)果如下。方法1：8個分區(qū)目標網(wǎng)架的計算結(jié)果分別為17.20>7.11、17.49>7.11、97.53>13.38、15.51>12.20、18.20>3.83、6.08>3.83、8.87>3.83、16.28>3.83。方法2：8個分區(qū)目標網(wǎng)架的計算結(jié)果分別為210>58.16、210>57.19、116.55>10.25、116.55>64.49、349.65>254.91、349.65>264.46、349.65>312.69、349.65>161.43。方法3：8個分區(qū)目標網(wǎng)架的計算結(jié)果分別為200>68.89、200>67.74、111>11.43、111>72.75、333>270.74、333>280.88、333>332.10、333>171.45。

4.2 空載線路電容效應計算（標幺值）

分區(qū)目標網(wǎng)架1：沿線最高電壓在平朔電廠母線為0.82。分區(qū)目標網(wǎng)架2：沿線最高電壓在京玉電廠母線為0.8。分區(qū)目標網(wǎng)架3：沿線最高電壓在樓子營電廠母線為0.79。分區(qū)目標網(wǎng)架4：沿線最高電壓在平朔電廠母線為0.82。分區(qū)目標網(wǎng)架5：沿線最高電壓在西龍池電站母線為0.82。分區(qū)目標網(wǎng)架6：沿線最高電壓在昱光電廠母線為0.85。分區(qū)目標網(wǎng)架7：沿線最高電壓在武鄉(xiāng)電廠母線為0.92。分區(qū)目標網(wǎng)架8：沿線最高電壓在垣曲電站母線為0.82。

4.3 受端甩負荷發(fā)電機電樞反應的變化引起的工頻電壓升高計算（標幺值）

分區(qū)目標網(wǎng)架1：沿線最高電壓在平朔電廠母線為0.95。分區(qū)目標網(wǎng)架2：沿線最高電壓在京玉電廠母線為0.95。分區(qū)目標網(wǎng)架3：沿線最高電壓在樓子營電廠母線為0.83。分區(qū)目標網(wǎng)架4：沿線最高電壓在平朔電廠母線為1.14。分區(qū)目標網(wǎng)架5：沿線最高電壓在西龍池母線為0.88。分區(qū)目標網(wǎng)架6：沿線最高電壓在昱光電廠母線為1.03。分區(qū)目標網(wǎng)架7：沿線最高電壓在忻州母線為0.96。分區(qū)目標網(wǎng)架8：沿線最高電壓在垣曲母線為0.88。

4.4 受端甩負荷發(fā)電機轉(zhuǎn)速升高引起的工頻電壓升高計算（標幺值）

分區(qū)目標網(wǎng)架1：沿線最高電壓在平朔電廠母線為1.02。分區(qū)目標網(wǎng)架2：沿線最高電壓在京玉電廠母線為1.02。分區(qū)目標網(wǎng)架3：沿線最高電壓在樓子營電廠母線為0.87。分區(qū)目標網(wǎng)架4：沿線最高電壓在平朔電廠母線為1.22。分區(qū)目標網(wǎng)架5：沿線最高電壓在西龍池母線為0.97。分區(qū)目標網(wǎng)架6：沿線最高電壓在昱光電廠母線為1.14。分區(qū)目標網(wǎng)架7：沿線最高電壓在忻州母線為1.07。分區(qū)目標網(wǎng)架8：沿線最高電壓在垣曲母線為0.95。

4.5 末端單相接地非故障相電壓升高計算（標幺值）

分區(qū)目標網(wǎng)架1：沿線最高電壓在平朔電廠母線為1.29。分區(qū)目標網(wǎng)架2：沿線最高電壓在京玉電廠母線為1.30。分區(qū)目標網(wǎng)架3：沿線最高電壓在樓子營電廠母線為1.04。分區(qū)目標網(wǎng)架4：沿線最高電壓在平朔電廠母線為1.27。分區(qū)目標網(wǎng)架5：沿線最高電壓在河曲電廠母線為1.27。分區(qū)目標網(wǎng)架6：沿線最高電壓在昱光電廠母線為1.25。分區(qū)目標網(wǎng)架7：沿線最高電壓在武鄉(xiāng)電廠母線為1.29。分區(qū)目標網(wǎng)架8：沿線最高電壓在風陵渡電廠母線為1.15。

從4.1—4.5可以看出，所提8個方案均不會產(chǎn)生同步或異步自勵磁；工頻過電壓均未超過1.3倍的設(shè)備最高運行電壓（以252 kV/550 kV為基準），符合標準要求。

5 結(jié)論

本文根據(jù)山西電網(wǎng)運行需求，在2005年和2014年黑啟動方案基礎(chǔ)上，結(jié)合運行方式和電網(wǎng)規(guī)劃中電源點和網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的變化，2020年對山西電網(wǎng)黑啟動方案進行了重新編制，編制中剔除了原方案中目前已不再為啟動電源的火電廠，提出了新的4個啟動電源和8個分區(qū)目標網(wǎng)架?；诰幹频陌l(fā)電機自勵磁和過電壓快速計算程序，開展了山西電網(wǎng)黑啟動方案的8個分區(qū)目標網(wǎng)架的啟動路徑進行了發(fā)電機自勵磁、空載長距離輸電線路過電壓、路徑末端甩負荷過電壓、路徑末端單相接地非故障相過電壓計算，計算結(jié)果可為山西電網(wǎng)調(diào)度運行部門黑啟動方案滾動計算和制定提供一種高效快速的分析計算手段，可有效支撐電網(wǎng)運行。