混联电网背景下一起交流母线故障分析

丁诗洋，夏友森，崔 玮，尤学兵

(国网安徽省电力有限公司检修分公司,安徽 合肥 230000)

0 引言

特高压交流输电技术具备输送容量大、联网能力强、运行灵活的优势，其抗风险能力较强，目前已在国内取得广泛应用。自2009年晋东-荆门特高压示范工程启动以来，特高压交流电网在构建坚强智能电网中发挥了日益重要的作用，表1统计了近年来某特高压交流变电站送出的有功功率，从表中可知该特高压站两回交流出线送出电量持续增加，三年间涨幅达50%以上，特高压交流变电站能源枢纽作用日益凸显。

表1 某特高压交流变电站输送有功功率统计

对于受端电网而言，特高压直流是巨大的有功功率源，为合理疏散潮流，特高压直流采用分层方式接入交流电网的方法已在实践中得到应用。某特高压直流分层接入交流系统网架如图1所示。

图1 特高压直流分层接入受端电网图

实践表明，交流系统直接影响并约束直流系统的功率输送及安全稳定运行，直流系统需要坚强的交流系统支撑。在交直流混联电网大背景下，交直流元件故障可能产生更为严重的后果，对特高压交直流混联电网运行提出了更严格的要求，在交流电网中若某些电力元件发生故障，在保护切除后并不影响电网功率的输送，接入直流后由于直流系统元件特性的限制，同样的故障形式会影响功率输送。下面针对一起交流母线故障对此种情况进行具体描述和分析。

1 直流馈入华东电网后相关研究成果

作为特高压建设的主战场，华东电网已集中馈入多条特高压直流线路，大容量多馈入直流的运行方式给电网运行稳定性带来了冲击，电网运行控制难度也越来越大。

目前，国内针对交直流混联电网已有不少研究。文献[2]针对特高压直流分层及单层接入两种不同方式，对直流近区潮流、分层接入直流短路比及电压波动特性进行了比较，分析了不同故障下特高压直流分层接入后受端电网的稳定特性，并提出了相应的安全稳定控制策略。文献[3]综合考虑多相约束条件，对华东大受端电网直流接入能力进行评估。文献[4]分析了多直流馈入受端电网面临的现状，阐述了协调利用多直流功率紧急支援、联切抽蓄电厂泵工况机组，以及快速切除大规模可中断负荷等措施的频率紧急协调控制系统的主要设计思路。文献[5]提出了一种综合考虑直流功率紧急提升、调相机紧急控制和切负荷的紧急协调控制策略，以应对多直流馈入方式下，受端电网直流闭锁故障导致暂态电压稳定问题。

以上研究，从整体上分析了特高压直流受端电网的特性变化，并通过多维度控制手段，提升交直流混联电网抵御风险的能力。在实际运行过程中，一些交流系统的典型故障引起的系统性风险也显著增加。下面针对一起交流母线故障进行具体描述和分析。

2 母线故障具体情况

2.1 保护动作情况

2019年9月26日15时50分，某特高压站1000 kV I母母差保护动作，该站采用3/2接线方式，I母母线所连接开关如图2所示。

图2 特高压I母线气室局放检测点布局图

保护动作具体情况如表2所示。

表2 母差保护动作情况

由于故障在母线保护范围内，母线上存在接地点，与I母线连接的各条线路都有一相接地，电压跌落至零，母线切除后故障清除，电压恢复正常。其中，一回出线HQ I线的电压录波图如图3所示。

图3 故障母线连接出线电压录波图

从图中可以看出，与I母线连接的交流出线HQ I线C相电压在15时50分25秒469毫秒跌落至零、电压缺失，持续47毫秒后，于15时50分25秒516毫秒清除接地点电压恢复正常。

由于母线保护涉及GIS气室多，故障排查和定位有一定的困难，通过局部放电(以下简称局放)检测和气体组分分析来确定具体故障点。

2.2 故障定位诊断分析

对于气体绝缘开关设备(GIS)进行局放检测是发现设备早期绝缘，预防绝缘事故，保障系统安全稳定运行的重要手段，特高压变电站采用局放监测装置实时采集GIS局放信号。

本次故障的GIS设备母线是全封闭式的，母线保护范围如图3所示，所涉及气室包括闸刀气室G233、G234、G311、G312、G432、G431、G423、G511、G512、G611、G634及母线气室GM104、GM106、GM108、GM110、GM113、GM114、GM118气室。由于故障范围涉及气室较多，给故障点定位与诊断带来难度，通过检查对比特高频信号图谱发现，监测G233气室局放的G6通道C相局放量显著增大，如图4和图5所示。

图4 特高频放电图

图5 特高频放电峰值历史数据

实际运行中，GIS气室内经常出现放电信号，放电严重时会出现GIS绝缘故障，其中，绝缘子沿面闪络故障最为常见。当放电导致绝缘故障时，会伴有SF分解产物产生，主要包含SOF、SOF、SOF和SO等。

通过进一步对G233气室进行SF组分检测，检测结果如表3所示。

表3 故障气室组分含量检测

本次跳闸事故由绝缘子沿面放电引起，故障后产生了SO气体。经过对个各气室的组分测定，找出故障气室为T0211闸刀(G233)C相，在母线保护范围内，母线保护动作正确。

3 交流母线故障影响与分析

在实际工程当中，大多数换相失败由逆变侧交流电网故障导致的换流母线电压跌落引起，由图4可知，在本次故障过程中，HQ I线C相有大幅度的电压跌落。在包含换相失败预测控制(CFPREV)的系统中，发生换相失败的可能性大大降低，且电压跌落范围在9.7%～55.54%时，是否发生换相失败与故障合闸角有关，当电压跌落范围在59.6%～81.42%时，发生换相失败的概率为100%。本次交流母线故障接地点在特高压换流母线附近，空间距离短、过渡阻抗小，且故障性质为金属性故障，逆变侧电压跌落幅度大。

故障后，HQ I线和HQ II线有功功率出现大幅下降，有功功率从约2 900 MW降至约1 170 MW，降幅为1 730 MW，单回交流线路功率损失865 MW。其中，HQ I线功率采样曲线如图6所示。

图6 功率采样曲线

新版《电力系统稳定导则》中将任意母线故障纳入第二级安全稳定标准，要求保护能正确动作，必要时允许采取切机切负荷、直流紧急功率控制、抽水蓄能切泵等稳定控制措施。本次母线故障后，受端电网保持稳定运行，直流送端功率下降，影响了部分功率输送，但电网全局保持稳定，符合导则要求。

4 总结

作为能源互联网的重要物理基础，特高压输电技术已从理论走向实践，也从未知走向已知。特高压直流受端电网的特性正发生深刻变化，在3/2接线方式下，母线故障对线路功率输送产生了影响。在本次故障中，特高压交流逆变有功功率下降了1 730 MW，有功功率跌落约59.6%，如何精准评估交流系统故障对直流系统的影响，以便更好的应对系统各类设备风险，值得进一步研究。