山西电网黑启动方案研究及分析计算

唐 震，刘泽宇，秦鹏慧，张 威，赖建中

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001；2.山西大学，山西 太原 030013）

0 引言

高比例新能源电力系统呈现出复杂的电力电子化新特征，一方面新能源发电的随机性、波动性和不确定性，为电网调频调峰带来新的挑战；另一方面，新能源替代传统机组，使得系统有效惯量大幅降低，给电网的安全稳定尤其是低惯量系统的频率稳定带来新的挑战。高比例新能源电力系统动态调节能力下降，削弱了系统承受有功冲击、频率波动和抗扰动的能力，更容易使电网局部系统的故障导致连锁故障的发生，造成电网大面积停电事故。目前，电网不仅要面对新能源装机占比不断提高的挑战，而且要面对调度区域内大量火电机组新建和控制系统改造后失去了自启动能力，直接导致电网黑启动电源严重缺乏。因此，开展电网黑启动方案研究刻不容缓。

1 国内外研究现状

电力系统全部停电后，使其全部或部分恢复供电是一件既耗时间又相当复杂的事情，如果事故前有可靠的恢复预案，能够高效地帮助调度运行人员采取必要的措施，就能极大地减少事故停电时间；反之，则可能使停电时间延长，甚至进一步造成供电设施损坏等严重事故。供电系统完全恢复的实践证明，按照预案进行事故后的黑启动可以在较短时间内将系统恢复供电，减少了停电时间，具有显著的经济和社会效益[1]。

进入21世纪，黑启动问题得到国内的高度重视，并开始进行恢复方案的研究。华北电网在对黑启动恢复方案进行详细全面研究的基础上，于2000年5月5日在国内首次利用十三陵水电机组进行了黑启动试验，根据试验结果调度部门制定了华北电网黑启动的事故预案。华中电网在对黑启动进行全面研究的基础上，于2003年3月19日在葛洲坝电厂、隔河岩电厂水电机组进行了华中电网黑启动试验，依据试验结果调度部门制定了电网黑启动恢复方案。西北电网、云南电网在大量研究和反复论证的基础上，成功进行了电网的黑启动试验。另外，华东电网、南方电网以及内蒙古西部电网、山西电网、山东电网、湖北电网、海南电网、贵州电网、广西电网等均制定了黑启动方案并以此作为出现事故后恢复电网运行的应急预案。2005年9月26日，海南电网发生了因台风导致的罕见的全省范围大面积停电事故。经过4 h的启动恢复工作，成功实现了世界上首次真正意义上的电网黑启动。目前，黑启动方案已成为各级调度部门一项必备的应急方案。

2 电网黑启动过程和方案选择

电网黑启动是指整个电力系统因故障停运后，通过系统内具有自启动能力的机组或外部电网给失去自启动能力的机组提供启动电源，使其恢复工作，局部系统恢复和并列，最终使整个电力系统恢复正常运行。黑启动是在整个系统全停后进行的恢复和自救，由于黑启动初期系统处于十分薄弱的状态，小的扰动随时都有可能造成整个启动过程的失败。因此，黑启动方案的制定以及试验必须经过论证和校核，才能作为一个可靠有效的恢复方案，在大面积停电事故发生后，调度运行人员在预案指导下，快速、及时地恢复整个系统的正常运行。

电网黑启动，首先要保证有可靠的黑启动电源。目前，山西电网在不考虑新能源情况下大多数电源都是火电机组，只有4个水电站（13台机组共2 068 MW）和6个燃气电站（104台机组共2 220.8 MW）。水电机组和火电机组相比，水电机组的启动时间较短，启动较快，几分钟就能完成启动过程；而火电机组启动比较复杂，并且需要热态再启动能力，在时间上要求也比较严格；燃气机组需要有压力稳定的气源，一般远距离输送的天然气难以满足启动要求，所以黑启动电源一般选择水电机组。山西电网110 kV及以上电压等级水电站只有万家寨、龙口、天桥水电站和西龙池抽水蓄能电站。根据以上分析，初步选择万家寨水电站、龙口水电站、西龙池抽水蓄能电站为黑启动电源，未来垣曲抽水蓄能电站也是可以选择的黑启动电源。

经调研，目前山西电网中燃气电站均不能作为启动电源；在火电机组中，省内机组全部不具备自恢复功能。除了利用万家寨、龙口、西龙池（未来垣曲抽水蓄能）等水电站作为黑启动电源外，根据山西电网的地理位置以及与周边电网的联系，利用内蒙古西部电网或1 000 kV特高压交流输电系统的电力支援作为黑启动电源也是可以选择的方案。

北部区域万家寨、龙口水电站和西龙池抽水蓄能电站为黑启动电源；中部区域没有黑启动电源；南部区域目前没有黑启动电源，未来垣曲抽水蓄能电站可作为黑启动电源，被启动电源主要有风陵渡电厂、兆光电厂等。

根据上述分析，按照山西电网的实际情况，经与调度控制中心等相关部门分析、研究，最终确定了8个内部分区目标网架。具体方案如下（外部电源未列出）。

a）万家寨水电站—平朔电厂。220 kV系统，中间无电压等级变换。万家寨水电机组是启动电源，机组容量为180 MW；平朔电厂为被启动电源，机组容量为300 MW。万家寨水电站—平朔电厂线路长度174.8 km。方案如图1所示。

图1 万家寨水电站—平朔电厂方案

b）万家寨水电站—京玉电厂。220 kV系统，中间无电压等级变换。万家寨水电机组是启动电源，机组容量为180 MW；京玉电厂为被启动电源，机组容量为350 MW。万家寨水电站—京玉电厂线路长度166.3 km。方案如图2所示。

图2 万家寨水电站—京玉电厂方案

c）龙口水电站—楼子营电厂。220 kV系统，中间无电压等级变换。龙口水电站机组是启动电源，机组容量为100 MW；楼子营电厂为被启动电源，机组容量为350 MW。龙口水电站—楼子营电厂输电线路长度17.39 km。方案如图3所示。

图3 龙口水电站—楼子营电厂方案

d）龙口水电站—平朔电厂。220 kV系统，中间无电压等级变换。龙口水电站机组是启动电源，机组容量为100 MW；平朔电厂为被启动电源，机组容量为300 MW。龙口水电站—平朔电厂线路的长度210.78 km。方案如图4所示。

图4 龙口水电站—平朔电厂方案

e）西龙池抽水蓄能电站—河曲电厂。500 kV系统，中间无电压等级变换。西龙池抽水蓄能电站机组是启动电源，机组容量为300 MW；河曲电厂为被启动电源，机组容量为600 MW，其高压厂用启动变压器接在厂内500 kV升压站母线。西龙池抽水蓄能电站—河曲电厂线路长度292.1 km。在苗忻线（苗山侧）和曲寨线（河曲侧）接有150 Mvar电抗器。方案如图5所示。

图5 西龙池抽水蓄能电站—河曲电厂方案

f）西龙池抽水蓄能电站—昱光电厂。500 kV系统，中间无电压等级变换。西龙池抽水蓄能电站机组是启动电源，机组容量为300 MW；昱光电厂为被启动电源，机组容量为350 MW。西龙池抽水蓄能电站—昱光电厂线路长度258.792 km，苗山开闭站线路侧接有150 MVA并联电抗器。方案如图6所示。

图6 西龙池抽水蓄能电站—昱光电厂方案

g）西龙池抽水蓄能电站—武乡电厂。500 kV系统，中间无电压等级变换。西龙池抽水蓄能电站机组是启动电源，机组容量为300 MW；武乡电厂为被启动电源，机组容量为600 MW。武乡电厂高压启动备用变压器接在本厂500 kV升压站且单独成串。西龙池抽水蓄能电站—武乡电厂线路长度339.638 km。晋中变电站母线带150 MVA并联电抗器，榆社开闭站母线带150 MVA并联电抗器。方案如图7所示。

图7 西龙池抽水蓄能电站—武乡电厂方案

h）垣曲抽水蓄能电站—风陵渡电厂。500 kV系统，中间无电压等级变换。垣曲抽水蓄能电站机组是启动电源，机组容量为300 MW；风陵渡电厂机组为被启动电源，机组容量为600 MW，500 kV母线接有150 Mvar并联电抗器。垣曲抽水蓄能电站—风陵渡电厂输电线路长度174 km（因垣曲抽水蓄能电站尚未投运，因此垣曲—运城变电站输电线路暂按110 km计算）。方案如图8所示。

图8 垣曲抽水蓄能电站—风陵渡电厂方案

3 黑启动方案计算的理论依据

3.1 发电机自励磁产生原因及判据

同步发电机的自励磁是参数谐振现象之一，是同步发电机电感参数周期性变化引起的，只有在回路的自由振荡频率与系统的工作频率相接近时，外界输入电路的能量超过电路电阻所消耗能量的情况下，系统电路中的偶然性微小扰动才会发展并出现电流和电压幅值逐渐增大的自励磁现象。同步发电机与电网的参数配合是发电机是否产生自励磁的决定性因素。根据发电机定子电流所产生的旋转磁场与转子相对速度的不同，有2种发电机自励磁现象，即同步自励磁与异步自励磁。

参考相关文献[2]，这里采用阻抗法对发电机自励磁进行分析计算，校核方法则采用容量法。

阻抗法：发电机经主变压器带空载长距离输电线路，阻抗中应将主变压器的漏抗xT统一考虑，当xc＞1.2（xd+xT）时，将不会发生发电机同步和异步自励磁。

容量法1：当KSe＞Qc时，发电机将不会发生自励磁，其中，Se、K分别为黑启动机组发电机容量和短路比，Qc为路径输电线路充电容量。

容量法2：当Se＞Qc×xd时，发电机将不会发生自励磁，其中，Se为黑启动发电机容量，Qc为分区目标网架路径输电线路充电容量；xd为黑启动发电机等值同步电抗（包含以发电机容量为基准的主变压器漏抗）。

3.2 工频过电压

电力系统中，在正常或故障时可能出现的频率为工频或接近工频的幅值超过最大工作相电压，统称工频过电压或工频电压升高。工频过电压本身一般对于系统中绝缘正常的电气设备没有危害，但在超高压输电确定系统绝缘水平时，却有着重要的作用。黑启动工频过电压计算时主要考虑空载长距离输电线路的电容效应、不对称接地故障以及发电机突然甩负荷3种情况。

3.2.1 空载线路电容效应引起的工频电压升高

从送端启动电源开始经各变电站母线到达受端电厂高压母线，π型等值线路的电容集中挂于相应母线上，则沿线各母线向送端方向看入的等值阻抗可由受端N向前递推计算，第i个母线的等值阻抗如图9所示。

图9 第i个母线的等值阻抗及电压

线路送端母线节点及其他母线节点电压由送端向受端如式（1）递推

3.2.2 受端甩负荷电压升高

考虑受端电厂的高压启动变压器带厂用负荷后，因故障突然跳闸甩负荷，形成线路电压升高。下面分别讨论2种情况造成的过电压。

a）发电机电枢反应的变化引起的工频电压升高。当受端高压启动变压器带8%厂用负荷后，发电机暂态电势E′q已经上升到送端高压母线电压设定值（本文设定198 kV）。当故障甩去厂用负荷后，发电机的暂态电势E′q保持不变，此时，线路的等值电路如图1所示。各母线节点的电压由E′q开始按下式递推。

b）发电机转速上升引起的工频电压升高。受端甩厂用负荷后，送端发电机输入机械转动力矩大于输出电制动力矩，发电机转速升高为n*=n/n0（n0为发电机额定转速；n为发电机甩负荷后转速）。当转速升高后，频率升高为n*倍，则甩负荷后发电机转速上升引起的工频电压升高可按式（3）递推。

其中，xd为同步发电机的纵轴暂态电抗；xT为变压器的短路电抗；n*为以发电机额定转速为基准的标幺转速，按n*=1.05计算。

3.2.3 不对称故障引起的工频电压升高

不对称故障是电力系统中最常见的故障，在单相接地或相间短路接地故障时，非故障相的电压将会升高，避雷器参数就是依据单相接地故障时工频电压升高值来确定的，所以研究不对称故障工频过电压时一般仅讨论单相接地故障。设受端合闸时A相接地，系统的复合序网络如图10所示。

图10 A相接地黑启动系统的复合序网络

黑启动系统任意母线i的三相电压为

其中，Z1、Z2、Z0为受端短路点看入系统的正、负和零序阻抗；Z1i、Z2i、Z0i为从线路中间节点（第i个变电站母线）看入系统的正、负和零序阻抗；i=1，2，3，…，N为线路沿线母线节点号，i=1为送端母线，i=N为受端母线；a=ej120为旋转因子。

3.3 工频过电压的计算原则及过电压限值

从过电压的角度来看，系统开机台数越少过电压越高，所以出于从严考虑，在过电压计算中运行方式的确定应遵从以下原则：以受端电厂被启动机组容量的8%作为负荷确定机组；当送端电厂有不同容量的机组时，在能满足受端电厂厂用负荷的前提下，应首先启动较小容量机组。

空载长距离输电线路电压升高计算时，发电机计算模型选取考虑暂态电抗x′d的暂态电势E′q，其取值满足发电机出口电压为额定电压。

发电机甩负荷电压升高和路径末端单相接地故障健全相电压升高的计算，由于启动负荷很小，输电线路末端电压最高，所以甩负荷和发生故障前E′q取为满足受端母线电压甩负荷和故障前不超系统最高运行电压，并据此推算E′q取值。

过电压计算结果应满足DL/T 620—1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》[3]对工频过电压限制的要求，即断路器的线路侧不超过1.4倍、母线侧不超过1.3倍。

4 山西电网黑启动方案分析计算[4-5]

山西电网黑启动方案是在2005年和2014年方案基础上，结合运行方式和电网规划中电源点和网架结构的变化，2020年进行了重新编制，提出了新的4个启动电源和8个分区目标网架。并基于自编程序对提出的8个分区目标网架的启动路径进行了分析计算。

4.1 自励磁计算

发电机自励磁计算结果如下。方法1：8个分区目标网架的计算结果分别为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个分区目标网架的计算结果分别为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个分区目标网架的计算结果分别为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 空载线路电容效应计算（标幺值）

分区目标网架1：沿线最高电压在平朔电厂母线为0.82。分区目标网架2：沿线最高电压在京玉电厂母线为0.8。分区目标网架3：沿线最高电压在楼子营电厂母线为0.79。分区目标网架4：沿线最高电压在平朔电厂母线为0.82。分区目标网架5：沿线最高电压在西龙池电站母线为0.82。分区目标网架6：沿线最高电压在昱光电厂母线为0.85。分区目标网架7：沿线最高电压在武乡电厂母线为0.92。分区目标网架8：沿线最高电压在垣曲电站母线为0.82。

4.3 受端甩负荷发电机电枢反应的变化引起的工频电压升高计算（标幺值）

分区目标网架1：沿线最高电压在平朔电厂母线为0.95。分区目标网架2：沿线最高电压在京玉电厂母线为0.95。分区目标网架3：沿线最高电压在楼子营电厂母线为0.83。分区目标网架4：沿线最高电压在平朔电厂母线为1.14。分区目标网架5：沿线最高电压在西龙池母线为0.88。分区目标网架6：沿线最高电压在昱光电厂母线为1.03。分区目标网架7：沿线最高电压在忻州母线为0.96。分区目标网架8：沿线最高电压在垣曲母线为0.88。

4.4 受端甩负荷发电机转速升高引起的工频电压升高计算（标幺值）

分区目标网架1：沿线最高电压在平朔电厂母线为1.02。分区目标网架2：沿线最高电压在京玉电厂母线为1.02。分区目标网架3：沿线最高电压在楼子营电厂母线为0.87。分区目标网架4：沿线最高电压在平朔电厂母线为1.22。分区目标网架5：沿线最高电压在西龙池母线为0.97。分区目标网架6：沿线最高电压在昱光电厂母线为1.14。分区目标网架7：沿线最高电压在忻州母线为1.07。分区目标网架8：沿线最高电压在垣曲母线为0.95。

4.5 末端单相接地非故障相电压升高计算（标幺值）

分区目标网架1：沿线最高电压在平朔电厂母线为1.29。分区目标网架2：沿线最高电压在京玉电厂母线为1.30。分区目标网架3：沿线最高电压在楼子营电厂母线为1.04。分区目标网架4：沿线最高电压在平朔电厂母线为1.27。分区目标网架5：沿线最高电压在河曲电厂母线为1.27。分区目标网架6：沿线最高电压在昱光电厂母线为1.25。分区目标网架7：沿线最高电压在武乡电厂母线为1.29。分区目标网架8：沿线最高电压在风陵渡电厂母线为1.15。

从4.1—4.5可以看出，所提8个方案均不会产生同步或异步自励磁；工频过电压均未超过1.3倍的设备最高运行电压（以252 kV/550 kV为基准），符合标准要求。

5 结论

本文根据山西电网运行需求，在2005年和2014年黑启动方案基础上，结合运行方式和电网规划中电源点和网架结构的变化，2020年对山西电网黑启动方案进行了重新编制，编制中剔除了原方案中目前已不再为启动电源的火电厂，提出了新的4个启动电源和8个分区目标网架。基于编制的发电机自励磁和过电压快速计算程序，开展了山西电网黑启动方案的8个分区目标网架的启动路径进行了发电机自励磁、空载长距离输电线路过电压、路径末端甩负荷过电压、路径末端单相接地非故障相过电压计算，计算结果可为山西电网调度运行部门黑启动方案滚动计算和制定提供一种高效快速的分析计算手段，可有效支撑电网运行。