特高壓交直流接入后江西電網第三道防線適應性分析

丁夢妮，舒展，王淳，陳宇杰，程思萌，陶翔

(1.國網江西省電力有限公司檢修分公司，江西 南昌 330029；2.國網江西省電力科學研究院，江西 南昌 330096；3.南昌大學信息工程學院，江西 南昌 330031；4.國網什邡供電分公司，四川 什邡 618400)

根據國家電網公司的規(guī)劃，預計未來2年內雅中—江西±800 kV特高壓直流輸電工程和華中電網1 000 kV特高壓交流雙環(huán)網均將在江西建成投運。在緩解江西電網供電壓力同時，也帶來了一系列問題，如電網的各方面特性都將發(fā)生非常大變化，發(fā)生連鎖性故障的風險顯著加大等。

根據《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》，為滿足第三級安全標準的要求，建立電力系統(tǒng)第三道防線，通過切機、切負荷措施使系統(tǒng)的頻率、電壓、功角等盡量恢復正常狀態(tài)。若故障極為嚴重，需要通過失步解列裝置將故障區(qū)域解列，與電網隔離開，防止故障區(qū)域繼續(xù)擴大。電網第三道防線作為極端緊急狀態(tài)下的安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)，對提高大型特高壓交直流混合電網抵御連鎖故障的能力具有十分重要的意義。

文獻[1]提到2008年華東電網發(fā)生了大面積的冰災事故，致使浙江省內的大量鐵塔倒塌，嚴重破壞浙江電網網架結構。通過浙江電網第三道防線控制分區(qū)功率平衡，避免了低周減載動作的出現(xiàn)，保證了電網的穩(wěn)定運行。自然災害造成的事故比較典型地反映了破壞電網結構事故的嚴重性、不可預見性，因此加強第三道防線對電網的安全穩(wěn)定非常重要。文獻[2]中提到2004年5月浙江電網500 kV蘭亭變電站附近發(fā)生森林火災，導致部分線路跳閘、部分變電站解列為小系統(tǒng)。電網解列后，低周減載裝置迅速動作，切除局部電網負荷170 MW，同時調度人員采取調節(jié)錢清電廠出力、緊急拉停負荷等措施，最終使電網在1 h后恢復正常，避免了局部電網全停的風險。

本文總結、參考其他省市關于第三道防線安控措施的設置，并結合江西電網現(xiàn)狀，制定了一套驗證第三道防線適應性的方案，通過對死區(qū)故障、中開關拒動故障2種嚴重故障形式進行仿真，分析這2種故障對江西電網可能造成的影響，并通過第三道防線的穩(wěn)定控制裝置采取相關措施，校驗證明第三道防線能夠較好地防御這些重大故障。仿真圖選取江西各區(qū)域的部分發(fā)電機組功角差、變電站節(jié)點頻率、500 kV母線電壓來反映江西電網整體趨勢。

1 死區(qū)故障分析

1.1 死區(qū)故障仿真結果分析

目前江西省已投運的23座500 kV變電站中，6座變電站斷路器兩側均布置CT，保護的繞組交叉配置不存在死區(qū)；17座變電站斷路器單側配置CT，保護存在死區(qū)。若CT和斷路器之間發(fā)生故障，主保護無法切除故障點，只能依靠失靈保護動作切除故障，常規(guī)失靈保護切除故障的時間超過400 ms。考慮到母差保護動作時間、失靈動作延時等時間，本文按照變電站與故障隔離的時間為310 ms、故障從發(fā)生到完全切除的時間為410 ms進行仿真計算。

針對已經投運且存在死區(qū)的17座變電站各個間隔進行死區(qū)故障仿真，部分結果如表1所示。

可得，死區(qū)故障最嚴重的站點基本布局在江西中部負荷中心，同時也是雅中直流落點近區(qū)，如南昌、撫州等。越靠近江西500 kV主網架邊緣，站內死區(qū)故障對系統(tǒng)的暫穩(wěn)影響越小，如紅都、信州等。下面以瑞金電廠二期——贛州線為例進行詳細分析。

表1 部分500 kV變電站死區(qū)故障掃描結果Tab.1 Scanning results of dead-zones fault of some 500 kV transformer stations

1.2 故障特性分析

仿真中將瑞金電廠二期——贛州雙回線贛州側故障的近側、遠側的故障切除時間分別設置為1.31、1.41 s。對故障進行暫穩(wěn)仿真，仿真結果如圖1～圖3所示。

t/s圖1 死區(qū)故障后江西電網部分機組功角差Fig.1 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after dead-zones fault

由圖1可得，江西電網部分機組相對于贛豐城03機組失穩(wěn)，失穩(wěn)機組分別為瑞金電01機組、瑞金二期01機組、瑞金二期02機組，主要分布在贛州地區(qū)，由圖2、圖3可得母線電壓持續(xù)跌落失穩(wěn)、頻率大幅度振蕩失穩(wěn)。

t/s圖2 死區(qū)故障后江西電網部分500 kV母線電壓Fig.2 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after dead-zones fault

1.3 安控措施設置

1) 切機設置。以贛豐城03號機組作為參考機組，設置江西發(fā)電機組在相對于其功角差超過170°時切機。

t/s圖3 死區(qū)故障后江西電網部分節(jié)點頻率Fig.3 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after dead-zones fault

2) 切負荷。采取低壓減載切負荷方式，繼電器的參數(shù)設置及各地區(qū)切負荷比例分別如表2、表3所示。

表2 死區(qū)故障低壓減載繼電器參數(shù)設置Tab.2 UVLS relay scheme of dead-zones fault

在應對突發(fā)短路故障時采取特殊輪快速切負荷策略，在較短時間內使電壓得到恢復，剩余輪次采取普通輪逐輪動作方式。

1.4 安控結果分析

對以上安控措施進行仿真驗證。安控措施的動作情況為：1.51 s特殊輪第1輪動作，累計切除負荷895.46 MW；6.01 s普通輪第1輪動作，累計切除負荷663.60 MW；8.01 s普通輪第2輪動作，累計切除負荷652.53 MW；10.01 s普通輪第3輪動作，累計切除負荷433.47 MW。1.54 s瑞金二期01、02號機組被切除，1.61 s瑞金電01號機組被切除，共計切除發(fā)電機2 350 MW。

表3 死區(qū)故障各地區(qū)切負荷比例Tab.3 Load shedding proportion of each district of dead-zones fault

1.5 江西電網部分500 kV母線仿真結果

江西電網部分500 kV母線電壓仿真結果如圖4所示。

t/s圖4 采取措施后江西電網部分500 kV母線電壓(死區(qū)故障)Fig.4 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after take steps (dead-zones fault)

在33.05 s，贛州和雷公山變電站電壓突然升高，且最終穩(wěn)定后的電壓超過允許的最大電壓，采取此措施后仍不滿足要求。經過分析，電壓突然升高的原因在于發(fā)生故障后電壓水平降低，在采取切負荷來平衡電壓的措施時設置的切負荷量過高，導致無功過剩，從而造成電壓過高?？梢酝ㄟ^增加旋轉備用的方式提高系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性，使故障情況得到緩解。初始方式下瑞金二期滿發(fā)，撫州電廠不開機。本文提出有效的解決措施為將開機方式改為瑞金二期2臺機組各發(fā)一半，撫州電廠2臺機組各發(fā)一半，則此問題可得到解決。增加旋轉備用后的仿真結果如圖5～圖7所示。

t/s圖5 增加旋轉備用后江西電網部機組功角差(死區(qū)故障)Fig.5 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

t/s圖6 增加旋轉備用后江西電網部分500 kV母線電壓(死區(qū)故障)Fig.6 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

1.51 s特殊輪第1輪動作累計切除負荷856.36 MW；7.15 s普通輪第1輪動作，累計切除負荷11.30 MW。1.73 s瑞金電廠二期01號機組被切除，總計切除發(fā)電機350 MW。由圖5可看到江西各區(qū)域發(fā)電機組功角差曲線整體是趨于穩(wěn)定的。由圖6可得母線電壓整體穩(wěn)定在0.98～1.00 p.u.范圍內，節(jié)點頻率維持在50.00 Hz。

同時，經驗證，采取增加旋轉備用后紅都站的死區(qū)故障不存在系統(tǒng)失穩(wěn)問題，其原因在于通過增加開機規(guī)模，提升了系統(tǒng)動態(tài)電壓支撐能力及電壓穩(wěn)定水平，使電力網絡更加堅固，提高穩(wěn)定性。

t/s圖7 增加旋轉備用后江西電網部分節(jié)點頻率(死區(qū)故障)Fig.7 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

2 中開關拒動故障分析

2.1 中開關拒動故障仿真結果分析

江西省500 kV變電站的主接線均采用3/2接線，此種接線方式由于其接線方式的局限性以及繼保裝置保護范圍的局限性較容易出現(xiàn)開關拒動現(xiàn)象。當某串發(fā)生一回線三相故障、中開關單相或三相拒動導致同串另一回線路或元件跳閘的情況稱為中開關單相或三相拒動故障。

江西全省23座已投運的的變電站中共計50個中開關74個故障點，其中10所變電站的25個中開關31個故障點在故障后出現(xiàn)失穩(wěn)，部分仿真結果如表4所示，其中失穩(wěn)特征判斷主要包括雅中直流是否閉鎖、鄂贛聯(lián)絡線是否斷開、發(fā)電機、母線電壓及頻率是否失穩(wěn)。

表4 部分500 kV變電站中開關故障掃描結果Tab.4 Scanning results of middle switchgear malfunction ofsome 500 kV transformer stations

由表4可得，較嚴重故障多集中在贛州等地，嚴重故障集中在雅中直流落點近區(qū)。經研究在付出極大切負荷代價的前提下，不能同時保證鄂贛500 kV聯(lián)絡線不解列、雅中直流雙回線路導通，而允許鄂贛聯(lián)絡線解列且解列時間越短，使雅中直流恢復導通的安控方案所付出的切負荷代價越小。故在嚴重故障的安控措施設計中皆采取了聯(lián)絡線快速解列的方式。下面以撫州500 kV變電站5062中開關三相拒動故障為例進行詳細分析。

2.2 故障特性分析

撫州500 kV變電站接線形式為3/2接線，共有3組完整串，其中5062開關兩側故障均表現(xiàn)為嚴重故障特征，對5062中開關拒動故障進行分析。

當故障點在唐撫I回線路(撫州-撫州電廠)：1 s唐撫I線30%處發(fā)生三相接地故障，1.1 s唐撫I線唐側三相斷線，由于撫州站5062中開關拒動，1.4 s唐撫I回線三相斷線，同時1.4 s切除撫紅線兩側。

故障發(fā)生后在鄂贛聯(lián)絡線解列裝置的作用下江西電網解列，與華中主網斷開聯(lián)系；咸夢和磁永2條鄂贛聯(lián)絡線分別在1.74、1.99 s斷開。雅中直流在故障后持續(xù)換相失敗，并在3.67 s由換相失敗保護動作使雙極閉鎖。

江西電網機組功角差如圖8所示，撫州電廠01機組出線直接接于唐撫I線，故障期間切除；新干01機組超速失穩(wěn)，功角差越過其穩(wěn)定極限，部分機組出現(xiàn)功角發(fā)散振蕩。

t/s圖8 中開關拒動故障后江西電網部分機組功角差Fig.8 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

江西電網部分500 kV母線電壓如圖9所示。江西電網500 kV母線電壓都未能恢復至0.9 p.u.，部分母線節(jié)點的電壓長時間低于0.8 p.u.，500 kV母線中紅都、廣豐站母線電壓最低。電壓偏低的主要原因是：故障接地后，江西電網持續(xù)帶故障運行0.4 s，切除故障后江西電網呈現(xiàn)低電壓失穩(wěn)的特征。

t/s圖9 中開關拒動故障后江西電網部分500 kV母線電壓Fig.9 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

江西電網部分節(jié)點頻率如圖10所示，故障剛發(fā)生時，在0～5 s時間內江西電網頻率急劇增加，5～15 s頻率增加減緩并在15 s左右達到最大值59.8 Hz，隨后緩慢下降。頻率增加的原因是故障發(fā)生初期電網電壓水平較低，為了提高電壓水平發(fā)電機轉速迅速增加，使電網頻率受到影響隨之增加。

t/s圖10 中開關拒動故障后江西電網部分節(jié)點頻率Fig.10 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

2.3 安控措施設置

1) 鄂贛聯(lián)絡線解列設置。

經研究發(fā)現(xiàn)，鄂贛聯(lián)絡線在快速解列后江西電網雅中直流可以快速恢復導通，因此安控措施中設置了贛鄂聯(lián)絡線快速解列裝置。設置鄂贛聯(lián)絡線永修—磁湖單回500 kV線路、夢山—咸寧雙回500 kV線路解列，采取快速解列方案，一處觸發(fā)、三回線路同時動作，這樣可以防止裝置不動作情況發(fā)生。解列方式為一次振蕩解列，啟動電壓0.5 p.u.，延時0.3 s啟動。

2) 切機設置。

以贛新昌01號機組作為參考機組，設置江西發(fā)電機組在相對于其功角差超過170°時切機。

3) 切負荷設置。

采取低壓切負荷切除方式，低壓減載繼電器的參數(shù)設置及各地區(qū)切負荷比例分別如表5、表6所示。特殊輪采取快切負荷動作方式，即任一輪滿足條件均可動作，提高切負荷效率從而在面對突發(fā)故障可以在較短時間內增加電壓，以實現(xiàn)雅中直流雙回線路恢復正常導通；普通輪采取逐輪動作方式，這是一種補充措施，以確保母線電壓均能恢復正常水平。

表5 中開關拒動故障低壓減載繼電器參數(shù)設置Tab.5 UVLS relay scheme of middle switchgear malfunction

2.4 安控結果分析

對以上安控措施進行仿真，其動作情況為：1.41 s低壓減載開始動作，特殊輪切負荷動作后全網共計切除負荷4 150 MW；1.6 s時鄂贛聯(lián)絡線解列裝置動作，斷開三回鄂贛省間500 kV聯(lián)絡線；贛撫州電廠01機組在故障期間直接切除，1.7 s贛新干01機組滿足解列條件被切除，19.19 s贛九三期07機組被切除，27.57 s豐城二期02機組被切除。切機、切負荷具體信息如表7、表8所示。

表6 中開關拒動故障各地區(qū)切負荷比例Tab.6 Load shedding proportion of each district of middle switchgear malfunction

表7 各輪切負荷量Tab.7 Load shedding capacity of each round

2.5 采取措施后江西電網部分500 kV母線仿真結果

圖11為采取措施后江西電網部機組功角差，其中曲線1、2、3、4分別是撫州電廠01機組、贛新干01機組、贛九三期07機組、豐城二期02機組。圖12為部分發(fā)電機功率曲線。在進行以上控制措施后，省內部分發(fā)電機在30 s后逐漸“平穩(wěn)”，60 s前后功角再次出現(xiàn)小幅波動，對系統(tǒng)無大影響。

表8 切除發(fā)電機名稱及容量Tab.8 Name and capacity of removed generators

江西電網部分500 kV母線電壓如圖13所示。江西電網各個電壓等級的母線電壓能夠快速恢復，根據電能質量、暫時過電壓和瞬時過電壓標準GB/T 18481—2001要求，暫態(tài)過電壓不超過1.3 p.u.，穩(wěn)態(tài)電壓也不低于0.9 p.u.。

t/s圖11 采取措施后江西電網部分機組功角差(中開關拒動故障)Fig.11 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after take steps(middle switchgear malfunction)

t/s圖12 采取措施后江西電網部分發(fā)電機功率(中開關拒動故障)Fig.12 Power of partial generators in Jiangxi power grid after take steps(middle switchgear malfunction)

t/s圖13 采取措施后江西電網部分500 kV母線電壓(中開關拒動故障)Fig.13 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after take steps (middle switchgear malfunction)

江西電網部分節(jié)點頻率如圖14所示。在投入安控措施后，受雅中直流在故障初期的連續(xù)換相失敗的影響，頻率出現(xiàn)劇烈抖動。直流恢復后，省內多臺發(fā)電機輸出功率下降，頻率持續(xù)降低，并在24 s時達到最低的47 Hz；隨著電壓的恢復，負荷特性逐漸穩(wěn)定。由于實際切機量少于切負荷量，隨著發(fā)電機輸出功率逐漸恢復，頻率特性出現(xiàn)大幅波動。發(fā)電機輸出功率的恢復速度則是影響頻率特性恢復速度的主要因素。

t/s圖14 采取措施后江西電網部分節(jié)點頻率(中開關拒動故障)Fig.14 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid aftertake steps (middle switchgear malfunction)

3 結論

1) 隨著江西電網500 kV主網架的發(fā)展，各站點與系統(tǒng)的聯(lián)系逐漸加強，暫穩(wěn)特性未來也會發(fā)生變化，末端站內死區(qū)故障對系統(tǒng)的影響也將越來越大。因此，對于規(guī)劃建設的7座變電站，建議一次性進行斷路器雙側TA配置，從根本上解決死區(qū)故障問題。

2) 嚴重故障會觸發(fā)鄂贛500 kV聯(lián)絡線解列、雅中直流閉鎖，江西電網將成為孤網，并且面臨功率、負荷失衡等問題。另外部分站點的中開關在短路故障時出現(xiàn)拒動對系統(tǒng)的危害具有破壞性的，如撫州站5062中開關，在付出大量的切負荷切機代價后系統(tǒng)依然不能快速恢復穩(wěn)定，仍伴隨著頻率恢復等問題，只采取切機切負荷的控制方式無法有效改善暫態(tài)特性問題，建議縮短故障時間。