特高壓混連網架下江西電網死區故障分析與應對研究

周煦光，汪碩承，陶 翔，劉 柳，陳 波

（國網江西省電力有限公司電力科學研究院， 江西 南昌 330096）

0 引言

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

2021年，隨著雅湖直流與瀟江工程相繼投運，江西電網進入特高壓交直流混聯時期，大電網一體化特征更加突出，交直流耦合進一步加劇。在500 kV變電站死區等極端嚴重故障下，因故障過程及隔離時間長、損失元件多，系統擾動將可能導致交直流系統連鎖反應，對大電網穩定運行造成巨大沖擊，江西電網功角、電壓、頻率恢復特性惡化，存在觸發第三道防線動作、江西與華中主網解列及江西全局失穩的運行風險。

1 死區故障現狀

截至2022年初，江西電網共有17座500 kV AIS變電站，斷路器單側配置CT，從地理分布上看，省內占比達58.6%。

江西電網對外聯絡通道，鄂贛斷面通過500 kV磁永線、咸夢雙回線與湖北電網相連，湘贛斷面通過1 000 kV瀟江雙回線與湖南電網相連，±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架，具體如圖1所示。

圖1 江西電網對外聯絡通道示意圖

特高壓混連網架下，不可避免會造成直流與交流系統間的相互影響。引發直流輸電發生換相失敗的3個主要因素是交流系統電壓畸變、直流電流突增和控制系統丟失觸發脈沖，通過實際運行情況統計，交流系統擾動產生電壓畸變導致換相失敗占比最高，達到96%以上[2]。

因此，分析死區等極端故障對電網交直流系統的影響并尋找應對措施不僅關系到整個大電網安全穩定運行，同時支撐保障電網運維和檢修工作。

2 仿真分析

文中采用PSASP7.62版本開展死區故障建模分析，具體如下：

2.1 死區故障保護動作邏輯

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

圖2 失靈保護動作時序[3]

2.2 典型方式下電網穩定分析

為使分析逼近真實工況，基于2022年江西夏季網架結構現狀，存在平均大負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故障情況更加惡劣，選取受電方式作為研究對象，死區故障發生后，系統失穩情況主要表現為全局失穩和局部失穩兩種狀況。

1）全局失穩情況

以500 kV南昌變為例，南進線南側開關死區三相接地故障發生后，500 kV系統電壓大幅持續跌落，鄂贛聯絡線解列，瀟江雙回線解列，江西電網與華中主網失步，雅湖直流連續換相失敗后雙極閉鎖，省內豐城、新昌、九江電廠發電機功角擺開，其他機組保持同步；江西電網頻率急速上升，系統頻率失穩，如圖3所示。

圖3 死區故障造成全局失穩曲線

2）局部失穩情況

以500 kV贛州變為例，文贛線贛側開關死區三相接地故障發生后，贛州地區500 kV母線電壓低位振蕩，其他地區500 kV母線電壓保持高位振蕩；江西贛州地區發電機組與主網失步，其他地區發電機組能夠保持同步運行；江西電網與華中電網主網未解列，雅湖直流未雙極閉鎖，鄂贛聯絡線未解列，瀟江雙回線未解列；江西電網頻率在50.2～50.6 Hz之間持續振蕩。如圖4所示。

圖4 死區故障造成局部失穩曲線

3）外送與受電方式比較

失穩情況如表1所示。

表1 失穩情況統計表

2.3 旋轉備用容量對系統穩定分析

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

以2022年某日江西實際統調負荷曲線為例，考慮開機容量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=開機容量+雅湖直流-省間外送-負荷）。

由圖5可知，高峰負荷時段，全網可以達到控制規定中旋轉備用容量的最小要求10%，時長占比100%。非高峰負荷時段，全網旋備量大于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年某日江西統調負荷曲線

取受電方式下，30%～50%旋備工況進行系統穩定性分析所得結果如表2所示。

表2 旋轉備用容量與失穩情況統計表

2.4 單相故障對系統穩定分析

考慮到系統發生死區單相接地故障的幾率遠大于三相，有必要對死區單相接地故障對系統穩定的影響進一步分析。

單相死區故障保護動作邏輯：變電站出線站側發生1 s單相短路故障，故障線路兩側開關1.365 s延時跳開三相。

經分析，全省17座存在保護死區的500 kV變電站發生死區單相故障，江西電網均能保持穩定，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 主網分級運維應對措施分析

根據500 kV死區故障、開關拒動等極端故障對系統穩定及雅湖直流的影響，將風險按等級劃分。故障導致江西電網全局失穩劃定為一級風險，導致江西電網局部失穩劃定為二級風險，其余故障情況依次類推，提出主網分級運維建議，可根據分級水平加強對500 kV及以上系統相關輸變電設備分級運維，尤其是在日負荷水平偏高時段加強對死區區域巡視力度，排查安全隱患，提高運維效率，從源頭降低死區故障發生概率。

主網分級運維應對措施在節約人力、經濟投入方面優勢明顯，是克服死區故障的首要選擇。

4 電網三道防線應對措施分析

4.1 繼電保護應對措施分析

1）配置兩側CT

500 kV一個半開關接線，為消除死區故障風險，可在開關兩側配置電流互感器，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，因為設計年代早，設計方為節約投入，只在一側線路設計CT，并沒有為后續加裝另一側CT預留足夠大空間，這將極大增加AIS變電站改造難度。

2）加裝站域保護

采集本站多間隔電壓電流信息進行綜合判別，引入電壓判據，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的影響，縮短死區故障判別時間，增加站間快速通信通道，實現對站斷路器的快速切除[4]。

目前站域保護技術，國網系統內僅在部分省份試點，經濟投入大，檢修難度大，在運行可靠性方面，相較傳統繼電保護方案，可能增加誤動發生概率，采用配置站域保護措施雖有助于死區故障問題，但應統籌考慮投運后站點開關誤動風險。

4.2 穩控應對措施分析

1）配置低壓減載與失步解列方案

為避免因死區故障導致局部功角失穩，進而引發江西母線電壓振蕩的情況發生，以文贛線贛側開關死區故障為例，可采用在故障發生時刻，切除瑞金電廠、瑞金二期等功角失穩的相關機組，使江西母線電壓恢復平穩。電壓振蕩恢復曲線如圖6所示。

圖6 切除失步機組暫穩曲線

配置低壓減載與失步解列方案，切除功角失穩機組后，為使電壓恢復高位，切除南部地區55%的負荷后，贛州地區電壓恢復至正常水平。電壓恢復曲線如圖7所示。

圖7 低壓減載后500kV母線電壓曲線

2）新增動態無功補償裝置

直流系統允許的恢復速率取決于交流系統的強度，在強交流系統中，系統能夠提供充足的無功功率，直流系統恢復更容易更快[5]。

因此，新增動態無功補償裝置，可通過在華中電網中部日字型環網各站點部署一定容量的statcom，提升穩定水平，減少故障失穩站點及嚴重程度，此項措施配置容量大，經濟性要求高，需要調度統籌考慮。

4.3 失步解列應對措施分析

失步解列措施包含配置發電機失步解列和區域電網解列兩項措施，具體方式及可行性如下：

1）優化發電機失步解列配置方案，建議同時在江西南部地區制定配套的低壓減載措施，可解決局部失穩問題；配置發電機失步解列措施需經華中網調許可；低壓減載措施存在誤動風險；

2）優化江西南部地區電網解列配置方案，解決局部失穩問題。配置江西南部解列措施需經華中網調許可；且僅能保障江西主網穩定，南部地區失穩無法挽回。

5 結語

江西500 kV變電站應對死區三相接地故障，應對措施應統籌考慮經濟性、可行性、可靠性三方面，電網三道防線的各項應對措施中，配置兩側CT受場地空間制約，站域保護存在誤動風險，配置低壓減載與失步解列方案可行性受失穩范圍限制，新增動態無功補償裝置經濟性要求高，失步解列應對措施需經網調許可且會導致損失電網部分區域負荷。實際解決死區故障應優先加強主網分級運維，其次應實現電網三道防線互補互濟，共保電網在惡劣故障下安全穩定運行。