特高压配套750 kV线路重合闸过程的短路电流直流分量对系统稳定性影响分析

范佳琪，任 正

（1.国网内蒙古东部电力有限公司经济技术研究院，呼和浩特 010010；2.国网内蒙古东部电力有限公司电力科学研究院，呼和浩特 010010）

0 引言

随着特高压交/直流输电通道的建设，大型能源基地送端电网呈现交直流、多种电源规模化近距离集中接入、输电通道多电压等级线路密集架设等特点，电网的X/R（电抗/电阻）比值不断增大，短路电流直流分量衰减时间常数随之增大，短路故障下，直流分量对电网的影响日益突出[1-3]。

目前，国内外对短路电流直流分量及其衰减的研究主要集中在短路电流直流分量对断路器开断能力的影响方面，文献[4-6]开展了短路电流直流分量对断路器开断能力影响的定性和定量分析，但仅限于直流分量对断路器本身影响的研究，未针对直流分量对实际电力系统运行稳定性进行具体研究。

本文以某特高压配套750 kV线路为例，对系统短路电流直流分量产生机理进行分析，通过仿真计算研究特高压系统中重合闸过程短路电流直流分量及衰减时间常数大小，并校核可能出现的系统稳定性问题，最终针对重合闸方式提出应对措施及建议。

1 直流分量特性分析

电力系统中，短路电流分为交流分量和直流分量。其中，直流分量产生的物理原因是电感中电流在突然短路瞬时的前后不能突变。直流分量从短路发生的瞬间不断衰减至零。无限大功率电源供电的单相短路示意图如图1所示。

图1 无限大功率电源供电的单相短路示意图

对于图1，假定在t=0 s时，U相发生单相短路，其电流的瞬时值应满足式（1）：

其特解为短路电流的交流分量：

短路电流的直流分量为：

式中：C 为积分常数，其值即为直流分量的起始值；TU为衰减时间常数。

在含有电感的电路中，根据楞次定律，通过电感的电流是不能突变的，即短路前一瞬间的电流值（用下标0+表明）必须与短路发生后一瞬间的电流值相等，即：

由此可见，短路电流直流分量的起始值与电源电压的初始相角α、短路前回路中的电流值相关；衰减时间与短路发生时运行方式及网架结构有关。

2 直流分量对断路器开断能力的影响分析

短路故障发生后，断路器需开断的短路电流由交流分量和直流分量叠加而成，其可能的最大有效值IM为：

式中：IAC、IDC为开断时刻短路电流的交流分量、直流分量；I″为次暂态电流；K 为开断时刻直流分量相对于直流分量初始值的衰减系数，其值为：

由式（6）可知，短路电流直流分量的衰减速度或时间常数关系到断路器需开断电流的大小，直流分量衰减越慢，断路器需开断的短路电流越大；同时，断路器需开断的电流与短路被开断时刻有关，短路被开断得越快，断路器需开断的电流越大。

3 重合闸方式对特高压系统短路电流的影响分析

两回及以上并联线路两侧系统短路容量相差较大时，当故障线路重合于永久故障，由于重合闸实际时间存在一定离散性，两侧重合闸时间并不完全一致。如果系统短路容量较小侧断路器先重合，此时全部短路电流均流过先合侧断路器，系统短路容量较大侧断路器合闸后，较大的故障电流由先合断路器转移至后合断路器，此时流经短路容量较小侧断路器电流将大幅减少，因系统电感元件存在，电流不能发生突变，会在先合断路器中产生较大的直流分量，且系统短路容量较小侧提供的短路电流较小，较大的直流分量叠加一个较小的周期分量，导致断路器出现电流没有过零点、无法灭弧的情况。当电网直流分量衰减时间常数（系统X/R比值）较大时，短路电流有可能较长时间不过零点，导致断路器不能有效开断故障电流，最终靠失灵保护动作延时切除故障[7-10]。

两回及以上并联线路，故障时弱系统侧断路器先合，如图2 所示。短路电流Id1通过电厂侧断路器注入短路点，由系统与发电厂一起通过电厂送出线路向故障点提供短路电流，流经电厂侧断路器短路电流较大。

图2 弱系统侧先重合

强系统侧后重合如图3所示。系统提供的短路电流Id2主要通过系统侧断路器流入故障点，弱系统侧提供的短路电流较小，流过弱系统侧断路器的短路电流工频分量突降，由于电网电感元件的存在，导致短路电流无法突变，为了维持短路电流在强系统侧合闸瞬间初值不变，会在弱系统侧产生较大的直流分量，当直流分量大于交流分量时，直流分量叠加至交流分量上，导致短路电流在短时间内不过零（如图4所示），断路器将无法开断短路电流[11]。

通过对故障机理分析，认为导致断路器重合于故障后，分闸失败原因有以下方面：

（1）联络断面两侧系统的短路容量存在较大差别；

图3 强系统侧后重合

图4 短路电流叠加直流分量后衰减波形图

（2）短路电流直流分量衰减时间常数大，特别是发电厂近区；

（3）两侧断路器重合动作不一致，弱系统侧先重合、强系统侧后重合；

（4）后重合于短路电流峰值时，直流分量最严重。

根据文献[6]，若Id1/Id2比值较大，认为存在断路器无法灭弧导致拒动风险。具体如公式（7）：

式中：kcr为短路电流特征因子。对电厂送出线路及主网架线路进行计算时，短路电流特征因子近似为2.1；计算末端变电站馈线时，短路电流特征因子近似为2.5[12-15]。

4 算例

图5 为±800 kV 伊克昭特高压换流站接入系统示意图。伊克昭换流站通过750 kV 沙湖站接入西北电网主网，规划建设配套电源5 座（共10 台机组），装机容量10 GW；同时，通过±800 kV特高压直流线路将电力输送到沂南换流站。由于750 kV 沙湖站短路容量较大，属于强系统，而伊克昭换流站短路容量较小，属于弱系统，因此750 kV 昭湖三回线在发生故障重合闸过程中可能存在短路电流直流分量过大的问题。考虑昭沂直流送端配套电源不同开机方式和不同直流输送功率，计算750 kV昭湖三回线单相短路电流，并模拟单相重合闸重合于永久故障，校验系统稳定性。

图5 伊克昭换流站接入系统示意图

4.1 昭沂直流配套火电机组8台，直流外送10 GW

（1）伊克昭换流站侧先重合，沙湖侧后重合。计算结果Id1为13.70 kA，Id2为4.14 kA，k=Id1/Id2=3.31，大于2.1。因此，750 kV昭湖三回线短路故障存在短路电流不过零点造成断路器拒动的风险。此时，短路电流直流分量的衰减时间常数为103.14 ms。

（2）在正常方式下，单相重合于永久故障，校核系统稳定性。线路一侧直接重合于永久故障，线路另一侧重合闸采用检有压方式，检测到三相中某相无电压后，将不再重合闸。为了校验系统稳定性，将线路两侧断路器先后重合闸于永久故障，并加速跳开断路器，两侧重合闸间隔时间设为0.3 s。为减少短路故障对系统冲击，设置弱侧先重合，即伊克昭换流站侧先重合。

计算结果表明，线路两侧单相重合闸于永久故障，昭沂直流送端机组功角与主网电压均无稳定问题，如图6—7所示。

图6 昭沂直流送端机组功角曲线（方式1）

图7 主网750 kV电压曲线（方式1）

（3）宁夏电网750 kV 二分之三断路器接线方式下，线路单相重合闸时间一般为边断路器0.6 s、中断路器0.9 s。某侧边断路器检修方式下，两侧重合闸时间配合及系统稳定性有如下两种方式。

方式1：先重合侧边断路器检修，则由该侧中断路器执行重合闸功能，若后重合侧重合闸时间与先重合侧中断路器相同或相近，则存在两侧同时重合闸于永久故障，弱侧断路器因直流分量无法开断的风险，因此两侧边、中断路器重合闸时间需适当错开。

方式2：后重合侧边断路器检修，则后重合闸侧由中断路器执行重合闸，线路两侧重合闸间隔时间为线路两侧边断路器重合闸时间延时与后重合闸边、中断路器延时之和。为了校验沙湖侧边断路器检修期间系统稳定性，将伊克昭换流站侧断路器直接重合闸于永久故障，0.6 s后沙湖侧中断路器重合闸，然后两侧断路器加速跳开。

计算结果表明，沙湖侧边断路器检修，沙湖中断路器滞后伊克昭换流站侧0.6 s重合于永久故障，然后两侧断路器加速跳开，此时系统稳定，如图8—9所示。

4.2 昭沂直流配套火电机组0台，直流外送4 GW

图8 昭沂直流送端机组功角曲线（方式2）

图9 主网750 kV电压曲线（方式2）

（1）伊克昭换流站侧先重合，沙湖侧后重合。计算结果为：Id1=12.52 kA，Id2=1.94 kA，k=Id1/Id2=6.45，大于2.1。因此，750 kV昭湖三回线短路故障存在短路电流不过零点造成断路器拒动的风险。此时，短路电流直流分量衰减时间常数为87.48 ms。

（2）在正常方式下，单相重合于永久故障，校核系统稳定性。计算结果表明，线路两侧单相重合闸于永久故障，昭沂直流送端机组功角与主网电压均无稳定问题，如图10—11所示。

图10 昭沂直流送端机组功角曲线（方式3）

图11 主网750 kV电压曲线（方式3）

（3）沙湖侧边断路器检修方式下，单相重合于永久故障，校核系统稳定性。计算结果表明，沙湖侧边断路器检修，沙湖中断路器滞后伊克昭换流站侧0.6 s 重合于永久故障，然后两侧断路器加速跳开，此时系统稳定，如图12—13所示。

5 结论

图12 昭沂直流送端机组功角曲线（方式4）

图13 主网750 kV电压曲线（方式4）

（1）在不同开机方式及直流功率下，短路电流直流分量衰减时间常数均在100 ms左右，考虑直流分量因素，750 kV 断路器遮断容量约为0.95×63=59.8 kA[15]；经计算，昭沂直流配套电源工程投运后，沙湖和伊克昭换流站750 kV 母线短路电流均约为36 kA，因此断路器遮断容量满足要求。

（2）因750 kV 昭湖三回线仍存在单相瞬时故障的可能性，综合考虑昭湖三回线潜供电流、恢复电压和电网稳定问题，750 kV昭湖三回线建议采用线路单相重合闸，整定0.6 s及以上（边断路器0.6 s，中断路器0.9 s）。

（3）正常运行时，若750 kV昭湖三回线伊克昭换流站先重合，短路电流工频分量之比k＞2.1，存在故障后短路电流不过零点造成断路器拒动的风险，需要在线路一侧采用检有压重合闸方式。根据上述计算结论，伊克昭换流站侧、沙湖侧断路器先后重合于单相永久性故障，两侧断路器再加速跳开，交流电网不存在稳定性问题。因此，正常运行方式时，750 kV昭湖三回线单相重合闸可以选择伊克昭换流站侧直接重合闸，沙湖侧检有压重合闸方式。

（4）为避免弱系统侧先重合，强系统侧后重合导致故障后短路电流不过零点，造成断路器拒动的风险，正常运行方式时，750 kV 昭湖三回线单相重合闸可以选择沙湖侧直接重合闸，伊克昭换流站侧检有压重合闸方式。

（5）西北电网属于典型的串抗投入较多的电网，因此短路电流直流分量对断路器灭弧性能的影响较其他地区电网更加明显，但是否需要修改重合闸方式需进行专题研究。国调中心曾发文《关于印发故障直流分量较大导致断路器无法灭弧解决方案的通知》[16]，要求对可能存在该问题的工程开展相应专题研究。