特高压交直流接入后江西电网第三道防线适应性分析

丁梦妮，舒展，王淳，陈宇杰，程思萌，陶翔

(1.国网江西省电力有限公司检修分公司，江西 南昌 330029；2.国网江西省电力科学研究院，江西 南昌 330096；3.南昌大学信息工程学院，江西 南昌 330031；4.国网什邡供电分公司，四川 什邡 618400)

根据国家电网公司的规划，预计未来2年内雅中—江西±800 kV特高压直流输电工程和华中电网1 000 kV特高压交流双环网均将在江西建成投运。在缓解江西电网供电压力同时，也带来了一系列问题，如电网的各方面特性都将发生非常大变化，发生连锁性故障的风险显著加大等。

根据《电力系统安全稳定导则》，为满足第三级安全标准的要求，建立电力系统第三道防线，通过切机、切负荷措施使系统的频率、电压、功角等尽量恢复正常状态。若故障极为严重，需要通过失步解列装置将故障区域解列，与电网隔离开，防止故障区域继续扩大。电网第三道防线作为极端紧急状态下的安全稳定控制系统，对提高大型特高压交直流混合电网抵御连锁故障的能力具有十分重要的意义。

文献[1]提到2008年华东电网发生了大面积的冰灾事故，致使浙江省内的大量铁塔倒塌，严重破坏浙江电网网架结构。通过浙江电网第三道防线控制分区功率平衡，避免了低周减载动作的出现，保证了电网的稳定运行。自然灾害造成的事故比较典型地反映了破坏电网结构事故的严重性、不可预见性，因此加强第三道防线对电网的安全稳定非常重要。文献[2]中提到2004年5月浙江电网500 kV兰亭变电站附近发生森林火灾，导致部分线路跳闸、部分变电站解列为小系统。电网解列后，低周减载装置迅速动作，切除局部电网负荷170 MW，同时调度人员采取调节钱清电厂出力、紧急拉停负荷等措施，最终使电网在1 h后恢复正常，避免了局部电网全停的风险。

本文总结、参考其他省市关于第三道防线安控措施的设置，并结合江西电网现状，制定了一套验证第三道防线适应性的方案，通过对死区故障、中开关拒动故障2种严重故障形式进行仿真，分析这2种故障对江西电网可能造成的影响，并通过第三道防线的稳定控制装置采取相关措施，校验证明第三道防线能够较好地防御这些重大故障。仿真图选取江西各区域的部分发电机组功角差、变电站节点频率、500 kV母线电压来反映江西电网整体趋势。

1 死区故障分析

1.1 死区故障仿真结果分析

目前江西省已投运的23座500 kV变电站中，6座变电站断路器两侧均布置CT，保护的绕组交叉配置不存在死区；17座变电站断路器单侧配置CT，保护存在死区。若CT和断路器之间发生故障，主保护无法切除故障点，只能依靠失灵保护动作切除故障，常规失灵保护切除故障的时间超过400 ms。考虑到母差保护动作时间、失灵动作延时等时间，本文按照变电站与故障隔离的时间为310 ms、故障从发生到完全切除的时间为410 ms进行仿真计算。

针对已经投运且存在死区的17座变电站各个间隔进行死区故障仿真，部分结果如表1所示。

可得，死区故障最严重的站点基本布局在江西中部负荷中心，同时也是雅中直流落点近区，如南昌、抚州等。越靠近江西500 kV主网架边缘，站内死区故障对系统的暂稳影响越小，如红都、信州等。下面以瑞金电厂二期——赣州线为例进行详细分析。

表1 部分500 kV变电站死区故障扫描结果Tab.1 Scanning results of dead-zones fault of some 500 kV transformer stations

1.2 故障特性分析

仿真中将瑞金电厂二期——赣州双回线赣州侧故障的近侧、远侧的故障切除时间分别设置为1.31、1.41 s。对故障进行暂稳仿真，仿真结果如图1～图3所示。

t/s图1 死区故障后江西电网部分机组功角差Fig.1 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after dead-zones fault

由图1可得，江西电网部分机组相对于赣丰城03机组失稳，失稳机组分别为瑞金电01机组、瑞金二期01机组、瑞金二期02机组，主要分布在赣州地区，由图2、图3可得母线电压持续跌落失稳、频率大幅度振荡失稳。

t/s图2 死区故障后江西电网部分500 kV母线电压Fig.2 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after dead-zones fault

1.3 安控措施设置

1) 切机设置。以赣丰城03号机组作为参考机组，设置江西发电机组在相对于其功角差超过170°时切机。

t/s图3 死区故障后江西电网部分节点频率Fig.3 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after dead-zones fault

2) 切负荷。采取低压减载切负荷方式，继电器的参数设置及各地区切负荷比例分别如表2、表3所示。

表2 死区故障低压减载继电器参数设置Tab.2 UVLS relay scheme of dead-zones fault

在应对突发短路故障时采取特殊轮快速切负荷策略，在较短时间内使电压得到恢复，剩余轮次采取普通轮逐轮动作方式。

1.4 安控结果分析

对以上安控措施进行仿真验证。安控措施的动作情况为：1.51 s特殊轮第1轮动作，累计切除负荷895.46 MW；6.01 s普通轮第1轮动作，累计切除负荷663.60 MW；8.01 s普通轮第2轮动作，累计切除负荷652.53 MW；10.01 s普通轮第3轮动作，累计切除负荷433.47 MW。1.54 s瑞金二期01、02号机组被切除，1.61 s瑞金电01号机组被切除，共计切除发电机2 350 MW。

表3 死区故障各地区切负荷比例Tab.3 Load shedding proportion of each district of dead-zones fault

1.5 江西电网部分500 kV母线仿真结果

江西电网部分500 kV母线电压仿真结果如图4所示。

t/s图4 采取措施后江西电网部分500 kV母线电压(死区故障)Fig.4 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after take steps (dead-zones fault)

在33.05 s，赣州和雷公山变电站电压突然升高，且最终稳定后的电压超过允许的最大电压，采取此措施后仍不满足要求。经过分析，电压突然升高的原因在于发生故障后电压水平降低，在采取切负荷来平衡电压的措施时设置的切负荷量过高，导致无功过剩，从而造成电压过高。可以通过增加旋转备用的方式提高系统暂态稳定性，使故障情况得到缓解。初始方式下瑞金二期满发，抚州电厂不开机。本文提出有效的解决措施为将开机方式改为瑞金二期2台机组各发一半，抚州电厂2台机组各发一半，则此问题可得到解决。增加旋转备用后的仿真结果如图5～图7所示。

t/s图5 增加旋转备用后江西电网部机组功角差(死区故障)Fig.5 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

t/s图6 增加旋转备用后江西电网部分500 kV母线电压(死区故障)Fig.6 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

1.51 s特殊轮第1轮动作累计切除负荷856.36 MW；7.15 s普通轮第1轮动作，累计切除负荷11.30 MW。1.73 s瑞金电厂二期01号机组被切除，总计切除发电机350 MW。由图5可看到江西各区域发电机组功角差曲线整体是趋于稳定的。由图6可得母线电压整体稳定在0.98～1.00 p.u.范围内，节点频率维持在50.00 Hz。

同时，经验证，采取增加旋转备用后红都站的死区故障不存在系统失稳问题，其原因在于通过增加开机规模，提升了系统动态电压支撑能力及电压稳定水平，使电力网络更加坚固，提高稳定性。

t/s图7 增加旋转备用后江西电网部分节点频率(死区故障)Fig.7 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

2 中开关拒动故障分析

2.1 中开关拒动故障仿真结果分析

江西省500 kV变电站的主接线均采用3/2接线，此种接线方式由于其接线方式的局限性以及继保装置保护范围的局限性较容易出现开关拒动现象。当某串发生一回线三相故障、中开关单相或三相拒动导致同串另一回线路或元件跳闸的情况称为中开关单相或三相拒动故障。

江西全省23座已投运的的变电站中共计50个中开关74个故障点，其中10所变电站的25个中开关31个故障点在故障后出现失稳，部分仿真结果如表4所示，其中失稳特征判断主要包括雅中直流是否闭锁、鄂赣联络线是否断开、发电机、母线电压及频率是否失稳。

表4 部分500 kV变电站中开关故障扫描结果Tab.4 Scanning results of middle switchgear malfunction ofsome 500 kV transformer stations

由表4可得，较严重故障多集中在赣州等地，严重故障集中在雅中直流落点近区。经研究在付出极大切负荷代价的前提下，不能同时保证鄂赣500 kV联络线不解列、雅中直流双回线路导通，而允许鄂赣联络线解列且解列时间越短，使雅中直流恢复导通的安控方案所付出的切负荷代价越小。故在严重故障的安控措施设计中皆采取了联络线快速解列的方式。下面以抚州500 kV变电站5062中开关三相拒动故障为例进行详细分析。

2.2 故障特性分析

抚州500 kV变电站接线形式为3/2接线，共有3组完整串，其中5062开关两侧故障均表现为严重故障特征，对5062中开关拒动故障进行分析。

当故障点在唐抚I回线路(抚州-抚州电厂)：1 s唐抚I线30%处发生三相接地故障，1.1 s唐抚I线唐侧三相断线，由于抚州站5062中开关拒动，1.4 s唐抚I回线三相断线，同时1.4 s切除抚红线两侧。

故障发生后在鄂赣联络线解列装置的作用下江西电网解列，与华中主网断开联系；咸梦和磁永2条鄂赣联络线分别在1.74、1.99 s断开。雅中直流在故障后持续换相失败，并在3.67 s由换相失败保护动作使双极闭锁。

江西电网机组功角差如图8所示，抚州电厂01机组出线直接接于唐抚I线，故障期间切除；新干01机组超速失稳，功角差越过其稳定极限，部分机组出现功角发散振荡。

t/s图8 中开关拒动故障后江西电网部分机组功角差Fig.8 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

江西电网部分500 kV母线电压如图9所示。江西电网500 kV母线电压都未能恢复至0.9 p.u.，部分母线节点的电压长时间低于0.8 p.u.，500 kV母线中红都、广丰站母线电压最低。电压偏低的主要原因是：故障接地后，江西电网持续带故障运行0.4 s，切除故障后江西电网呈现低电压失稳的特征。

t/s图9 中开关拒动故障后江西电网部分500 kV母线电压Fig.9 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

江西电网部分节点频率如图10所示，故障刚发生时，在0～5 s时间内江西电网频率急剧增加，5～15 s频率增加减缓并在15 s左右达到最大值59.8 Hz，随后缓慢下降。频率增加的原因是故障发生初期电网电压水平较低，为了提高电压水平发电机转速迅速增加，使电网频率受到影响随之增加。

t/s图10 中开关拒动故障后江西电网部分节点频率Fig.10 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

2.3 安控措施设置

1) 鄂赣联络线解列设置。

经研究发现，鄂赣联络线在快速解列后江西电网雅中直流可以快速恢复导通，因此安控措施中设置了赣鄂联络线快速解列装置。设置鄂赣联络线永修—磁湖单回500 kV线路、梦山—咸宁双回500 kV线路解列，采取快速解列方案，一处触发、三回线路同时动作，这样可以防止装置不动作情况发生。解列方式为一次振荡解列，启动电压0.5 p.u.，延时0.3 s启动。

2) 切机设置。

以赣新昌01号机组作为参考机组，设置江西发电机组在相对于其功角差超过170°时切机。

3) 切负荷设置。

采取低压切负荷切除方式，低压减载继电器的参数设置及各地区切负荷比例分别如表5、表6所示。特殊轮采取快切负荷动作方式，即任一轮满足条件均可动作，提高切负荷效率从而在面对突发故障可以在较短时间内增加电压，以实现雅中直流双回线路恢复正常导通；普通轮采取逐轮动作方式，这是一种补充措施，以确保母线电压均能恢复正常水平。

表5 中开关拒动故障低压减载继电器参数设置Tab.5 UVLS relay scheme of middle switchgear malfunction

2.4 安控结果分析

对以上安控措施进行仿真，其动作情况为：1.41 s低压减载开始动作，特殊轮切负荷动作后全网共计切除负荷4 150 MW；1.6 s时鄂赣联络线解列装置动作，断开三回鄂赣省间500 kV联络线；赣抚州电厂01机组在故障期间直接切除，1.7 s赣新干01机组满足解列条件被切除，19.19 s赣九三期07机组被切除，27.57 s丰城二期02机组被切除。切机、切负荷具体信息如表7、表8所示。

表6 中开关拒动故障各地区切负荷比例Tab.6 Load shedding proportion of each district of middle switchgear malfunction

表7 各轮切负荷量Tab.7 Load shedding capacity of each round

2.5 采取措施后江西电网部分500 kV母线仿真结果

图11为采取措施后江西电网部机组功角差，其中曲线1、2、3、4分别是抚州电厂01机组、赣新干01机组、赣九三期07机组、丰城二期02机组。图12为部分发电机功率曲线。在进行以上控制措施后，省内部分发电机在30 s后逐渐“平稳”，60 s前后功角再次出现小幅波动，对系统无大影响。

表8 切除发电机名称及容量Tab.8 Name and capacity of removed generators

江西电网部分500 kV母线电压如图13所示。江西电网各个电压等级的母线电压能够快速恢复，根据电能质量、暂时过电压和瞬时过电压标准GB/T 18481—2001要求，暂态过电压不超过1.3 p.u.，稳态电压也不低于0.9 p.u.。

t/s图11 采取措施后江西电网部分机组功角差(中开关拒动故障)Fig.11 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after take steps(middle switchgear malfunction)

t/s图12 采取措施后江西电网部分发电机功率(中开关拒动故障)Fig.12 Power of partial generators in Jiangxi power grid after take steps(middle switchgear malfunction)

t/s图13 采取措施后江西电网部分500 kV母线电压(中开关拒动故障)Fig.13 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after take steps (middle switchgear malfunction)

江西电网部分节点频率如图14所示。在投入安控措施后，受雅中直流在故障初期的连续换相失败的影响，频率出现剧烈抖动。直流恢复后，省内多台发电机输出功率下降，频率持续降低，并在24 s时达到最低的47 Hz；随着电压的恢复，负荷特性逐渐稳定。由于实际切机量少于切负荷量，随着发电机输出功率逐渐恢复，频率特性出现大幅波动。发电机输出功率的恢复速度则是影响频率特性恢复速度的主要因素。

t/s图14 采取措施后江西电网部分节点频率(中开关拒动故障)Fig.14 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid aftertake steps (middle switchgear malfunction)

3 结论

1) 随着江西电网500 kV主网架的发展，各站点与系统的联系逐渐加强，暂稳特性未来也会发生变化，末端站内死区故障对系统的影响也将越来越大。因此，对于规划建设的7座变电站，建议一次性进行断路器双侧TA配置，从根本上解决死区故障问题。

2) 严重故障会触发鄂赣500 kV联络线解列、雅中直流闭锁，江西电网将成为孤网，并且面临功率、负荷失衡等问题。另外部分站点的中开关在短路故障时出现拒动对系统的危害具有破坏性的，如抚州站5062中开关，在付出大量的切负荷切机代价后系统依然不能快速恢复稳定，仍伴随着频率恢复等问题，只采取切机切负荷的控制方式无法有效改善暂态特性问题，建议缩短故障时间。