特高壓混連網(wǎng)架下江西電網(wǎng)死區(qū)故障分析與應(yīng)對研究

周煦光，汪碩承，陶 翔，劉 柳，陳 波

（國網(wǎng)江西省電力有限公司電力科學(xué)研究院， 江西 南昌 330096）

0 引言

我國電網(wǎng)正處在“強(qiáng)直弱交”過渡期，特高壓直流雙極閉鎖等全新形態(tài)故障時有發(fā)生，對電網(wǎng)的控制能力提出了更高的要求。特高壓交直流混聯(lián)電網(wǎng)的逐步形成極大的提升了大規(guī)模優(yōu)化配置資源的能力，已投運的特高壓工程直流發(fā)電比重增加明顯[1]。

2021年，隨著雅湖直流與瀟江工程相繼投運，江西電網(wǎng)進(jìn)入特高壓交直流混聯(lián)時期，大電網(wǎng)一體化特征更加突出，交直流耦合進(jìn)一步加劇。在500 kV變電站死區(qū)等極端嚴(yán)重故障下，因故障過程及隔離時間長、損失元件多，系統(tǒng)擾動將可能導(dǎo)致交直流系統(tǒng)連鎖反應(yīng)，對大電網(wǎng)穩(wěn)定運行造成巨大沖擊，江西電網(wǎng)功角、電壓、頻率恢復(fù)特性惡化，存在觸發(fā)第三道防線動作、江西與華中主網(wǎng)解列及江西全局失穩(wěn)的運行風(fēng)險。

1 死區(qū)故障現(xiàn)狀

截至2022年初，江西電網(wǎng)共有17座500 kV AIS變電站，斷路器單側(cè)配置CT，從地理分布上看，省內(nèi)占比達(dá)58.6%。

江西電網(wǎng)對外聯(lián)絡(luò)通道，鄂贛斷面通過500 kV磁永線、咸夢雙回線與湖北電網(wǎng)相連，湘贛斷面通過1 000 kV瀟江雙回線與湖南電網(wǎng)相連，±800 kV雅湖直流通過川雅礱江與鄱陽湖相連，屬典型特高壓交直流混連網(wǎng)架，具體如圖1所示。

圖1 江西電網(wǎng)對外聯(lián)絡(luò)通道示意圖

特高壓混連網(wǎng)架下，不可避免會造成直流與交流系統(tǒng)間的相互影響。引發(fā)直流輸電發(fā)生換相失敗的3個主要因素是交流系統(tǒng)電壓畸變、直流電流突增和控制系統(tǒng)丟失觸發(fā)脈沖，通過實際運行情況統(tǒng)計，交流系統(tǒng)擾動產(chǎn)生電壓畸變導(dǎo)致?lián)Q相失敗占比最高，達(dá)到96%以上[2]。

因此，分析死區(qū)等極端故障對電網(wǎng)交直流系統(tǒng)的影響并尋找應(yīng)對措施不僅關(guān)系到整個大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，同時支撐保障電網(wǎng)運維和檢修工作。

2 仿真分析

文中采用PSASP7.62版本開展死區(qū)故障建模分析，具體如下：

2.1 死區(qū)故障保護(hù)動作邏輯

失靈保護(hù)動作時序如圖2所示，失靈延時定值200 ms，從故障發(fā)生到完全隔離故障大約需要405 ms時間，開關(guān)拒動故障保護(hù)動作邏輯按此模擬。對于死區(qū)故障來說，死區(qū)延時定值為100 ms，相比少了100 ms延時，但同時需增加死區(qū)故障判定時間60 ms，總體而言可在此基礎(chǔ)上減少40 ms。鑒于此，文中死區(qū)故障保護(hù)動作時序設(shè)置為：變電站出線處1 s時刻發(fā)生三相短路故障，故障線路兩側(cè)開關(guān)1.365 s延時跳開三相。

圖2 失靈保護(hù)動作時序[3]

2.2 典型方式下電網(wǎng)穩(wěn)定分析

為使分析逼近真實工況，基于2022年江西夏季網(wǎng)架結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀，存在平均大負(fù)荷水平下的外送與受電兩種典型方式，因受電方式較外送方式死區(qū)故障情況更加惡劣，選取受電方式作為研究對象，死區(qū)故障發(fā)生后，系統(tǒng)失穩(wěn)情況主要表現(xiàn)為全局失穩(wěn)和局部失穩(wěn)兩種狀況。

1）全局失穩(wěn)情況

以500 kV南昌變?yōu)槔线M(jìn)線南側(cè)開關(guān)死區(qū)三相接地故障發(fā)生后，500 kV系統(tǒng)電壓大幅持續(xù)跌落，鄂贛聯(lián)絡(luò)線解列，瀟江雙回線解列，江西電網(wǎng)與華中主網(wǎng)失步，雅湖直流連續(xù)換相失敗后雙極閉鎖，省內(nèi)豐城、新昌、九江電廠發(fā)電機(jī)功角擺開，其他機(jī)組保持同步；江西電網(wǎng)頻率急速上升，系統(tǒng)頻率失穩(wěn)，如圖3所示。

圖3 死區(qū)故障造成全局失穩(wěn)曲線

2）局部失穩(wěn)情況

以500 kV贛州變?yōu)槔?，文贛線贛側(cè)開關(guān)死區(qū)三相接地故障發(fā)生后，贛州地區(qū)500 kV母線電壓低位振蕩，其他地區(qū)500 kV母線電壓保持高位振蕩；江西贛州地區(qū)發(fā)電機(jī)組與主網(wǎng)失步，其他地區(qū)發(fā)電機(jī)組能夠保持同步運行；江西電網(wǎng)與華中電網(wǎng)主網(wǎng)未解列，雅湖直流未雙極閉鎖，鄂贛聯(lián)絡(luò)線未解列，瀟江雙回線未解列；江西電網(wǎng)頻率在50.2～50.6 Hz之間持續(xù)振蕩。如圖4所示。

圖4 死區(qū)故障造成局部失穩(wěn)曲線

3）外送與受電方式比較

失穩(wěn)情況如表1所示。

表1 失穩(wěn)情況統(tǒng)計表

2.3 旋轉(zhuǎn)備用容量對系統(tǒng)穩(wěn)定分析

考慮一天當(dāng)中隨著負(fù)荷變化，不同時段系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)備用容量也不相同。典型方式下的旋備量為一天當(dāng)中的最小值，可以評估高峰負(fù)荷時段的系統(tǒng)穩(wěn)定水平，但不等同于其他時段的系統(tǒng)穩(wěn)定情況。其他運行時段旋備容量相對多一些，系統(tǒng)穩(wěn)定水平也會更好，因此有必要針對旋備量變化開展細(xì)化分析。

以2022年某日江西實際統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線為例，考慮開機(jī)容量2 000萬kW，雅湖直流400萬kW，省間外送200萬kW，旋備量可以表示為：（旋備量=開機(jī)容量+雅湖直流-省間外送-負(fù)荷）。

由圖5可知，高峰負(fù)荷時段，全網(wǎng)可以達(dá)到控制規(guī)定中旋轉(zhuǎn)備用容量的最小要求10%，時長占比100%。非高峰負(fù)荷時段，全網(wǎng)旋備量大于20%的時長占比為81%；旋備量大于30%的時長占比為58%；旋備量大于40%的時長占比為38%。

圖5 2022年某日江西統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線

取受電方式下，30%～50%旋備工況進(jìn)行系統(tǒng)穩(wěn)定性分析所得結(jié)果如表2所示。

表2 旋轉(zhuǎn)備用容量與失穩(wěn)情況統(tǒng)計表

2.4 單相故障對系統(tǒng)穩(wěn)定分析

考慮到系統(tǒng)發(fā)生死區(qū)單相接地故障的幾率遠(yuǎn)大于三相，有必要對死區(qū)單相接地故障對系統(tǒng)穩(wěn)定的影響進(jìn)一步分析。

單相死區(qū)故障保護(hù)動作邏輯：變電站出線站側(cè)發(fā)生1 s單相短路故障，故障線路兩側(cè)開關(guān)1.365 s延時跳開三相。

經(jīng)分析，全省17座存在保護(hù)死區(qū)的500 kV變電站發(fā)生死區(qū)單相故障，江西電網(wǎng)均能保持穩(wěn)定，500 kV鄂贛斷面及1 000 kV瀟江線均不解列，雅湖直流均不閉鎖。

3 主網(wǎng)分級運維應(yīng)對措施分析

根據(jù)500 kV死區(qū)故障、開關(guān)拒動等極端故障對系統(tǒng)穩(wěn)定及雅湖直流的影響，將風(fēng)險按等級劃分。故障導(dǎo)致江西電網(wǎng)全局失穩(wěn)劃定為一級風(fēng)險，導(dǎo)致江西電網(wǎng)局部失穩(wěn)劃定為二級風(fēng)險，其余故障情況依次類推，提出主網(wǎng)分級運維建議，可根據(jù)分級水平加強(qiáng)對500 kV及以上系統(tǒng)相關(guān)輸變電設(shè)備分級運維，尤其是在日負(fù)荷水平偏高時段加強(qiáng)對死區(qū)區(qū)域巡視力度，排查安全隱患，提高運維效率，從源頭降低死區(qū)故障發(fā)生概率。

主網(wǎng)分級運維應(yīng)對措施在節(jié)約人力、經(jīng)濟(jì)投入方面優(yōu)勢明顯，是克服死區(qū)故障的首要選擇。

4 電網(wǎng)三道防線應(yīng)對措施分析

4.1 繼電保護(hù)應(yīng)對措施分析

1）配置兩側(cè)CT

500 kV一個半開關(guān)接線，為消除死區(qū)故障風(fēng)險，可在開關(guān)兩側(cè)配置電流互感器，此方法效果雖明顯，但仍需因地制宜去考慮改造方案。

早期的500 kV變電站多為AIS變電站，因為設(shè)計年代早，設(shè)計方為節(jié)約投入，只在一側(cè)線路設(shè)計CT，并沒有為后續(xù)加裝另一側(cè)CT預(yù)留足夠大空間，這將極大增加AIS變電站改造難度。

2）加裝站域保護(hù)

采集本站多間隔電壓電流信息進(jìn)行綜合判別，引入電壓判據(jù)，利用故障切除后電壓快速返回的特性，克服電流互感器拖尾對電流判據(jù)的影響，縮短死區(qū)故障判別時間，增加站間快速通信通道，實現(xiàn)對站斷路器的快速切除[4]。

目前站域保護(hù)技術(shù)，國網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)僅在部分省份試點，經(jīng)濟(jì)投入大，檢修難度大，在運行可靠性方面，相較傳統(tǒng)繼電保護(hù)方案，可能增加誤動發(fā)生概率，采用配置站域保護(hù)措施雖有助于死區(qū)故障問題，但應(yīng)統(tǒng)籌考慮投運后站點開關(guān)誤動風(fēng)險。

4.2 穩(wěn)控應(yīng)對措施分析

1）配置低壓減載與失步解列方案

為避免因死區(qū)故障導(dǎo)致局部功角失穩(wěn)，進(jìn)而引發(fā)江西母線電壓振蕩的情況發(fā)生，以文贛線贛側(cè)開關(guān)死區(qū)故障為例，可采用在故障發(fā)生時刻，切除瑞金電廠、瑞金二期等功角失穩(wěn)的相關(guān)機(jī)組，使江西母線電壓恢復(fù)平穩(wěn)。電壓振蕩恢復(fù)曲線如圖6所示。

圖6 切除失步機(jī)組暫穩(wěn)曲線

配置低壓減載與失步解列方案，切除功角失穩(wěn)機(jī)組后，為使電壓恢復(fù)高位，切除南部地區(qū)55%的負(fù)荷后，贛州地區(qū)電壓恢復(fù)至正常水平。電壓恢復(fù)曲線如圖7所示。

圖7 低壓減載后500kV母線電壓曲線

2）新增動態(tài)無功補(bǔ)償裝置

直流系統(tǒng)允許的恢復(fù)速率取決于交流系統(tǒng)的強(qiáng)度，在強(qiáng)交流系統(tǒng)中，系統(tǒng)能夠提供充足的無功功率，直流系統(tǒng)恢復(fù)更容易更快[5]。

因此，新增動態(tài)無功補(bǔ)償裝置，可通過在華中電網(wǎng)中部日字型環(huán)網(wǎng)各站點部署一定容量的statcom，提升穩(wěn)定水平，減少故障失穩(wěn)站點及嚴(yán)重程度，此項措施配置容量大，經(jīng)濟(jì)性要求高，需要調(diào)度統(tǒng)籌考慮。

4.3 失步解列應(yīng)對措施分析

失步解列措施包含配置發(fā)電機(jī)失步解列和區(qū)域電網(wǎng)解列兩項措施，具體方式及可行性如下：

1）優(yōu)化發(fā)電機(jī)失步解列配置方案，建議同時在江西南部地區(qū)制定配套的低壓減載措施，可解決局部失穩(wěn)問題；配置發(fā)電機(jī)失步解列措施需經(jīng)華中網(wǎng)調(diào)許可；低壓減載措施存在誤動風(fēng)險；

2）優(yōu)化江西南部地區(qū)電網(wǎng)解列配置方案，解決局部失穩(wěn)問題。配置江西南部解列措施需經(jīng)華中網(wǎng)調(diào)許可；且僅能保障江西主網(wǎng)穩(wěn)定，南部地區(qū)失穩(wěn)無法挽回。

5 結(jié)語

江西500 kV變電站應(yīng)對死區(qū)三相接地故障，應(yīng)對措施應(yīng)統(tǒng)籌考慮經(jīng)濟(jì)性、可行性、可靠性三方面，電網(wǎng)三道防線的各項應(yīng)對措施中，配置兩側(cè)CT受場地空間制約，站域保護(hù)存在誤動風(fēng)險，配置低壓減載與失步解列方案可行性受失穩(wěn)范圍限制，新增動態(tài)無功補(bǔ)償裝置經(jīng)濟(jì)性要求高，失步解列應(yīng)對措施需經(jīng)網(wǎng)調(diào)許可且會導(dǎo)致?lián)p失電網(wǎng)部分區(qū)域負(fù)荷。實際解決死區(qū)故障應(yīng)優(yōu)先加強(qiáng)主網(wǎng)分級運維，其次應(yīng)實現(xiàn)電網(wǎng)三道防線互補(bǔ)互濟(jì)，共保電網(wǎng)在惡劣故障下安全穩(wěn)定運行。