特高压混连网架下江西电网死区故障分析与应对研究
周煦光，汪硕承，陶 翔，刘 柳，陈 波
（国网江西省电力有限公司电力科学研究院， 江西 南昌 330096）
我国电网正处在“强直弱交”过渡期，特高压直流双极闭锁等全新形态故障时有发生，对电网的控制能力提出了更高的要求。特高压交直流混联电网的逐步形成极大的提升了大规模优化配置资源的能力，已投运的特高压工程直流发电比重增加明显[1]。
2021年，随着雅湖直流与潇江工程相继投运，江西电网进入特高压交直流混联时期，大电网一体化特征更加突出，交直流耦合进一步加剧。在500 kV变电站死区等极端严重故障下，因故障过程及隔离时间长、损失元件多，系统扰动将可能导致交直流系统连锁反应，对大电网稳定运行造成巨大冲击，江西电网功角、电压、频率恢复特性恶化，存在触发第三道防线动作、江西与华中主网解列及江西全局失稳的运行风险。
截至2022年初，江西电网共有17座500 kV AIS变电站，断路器单侧配置CT，从地理分布上看，省内占比达58.6%。
江西电网对外联络通道，鄂赣断面通过500 kV磁永线、咸梦双回线与湖北电网相连，湘赣断面通过1 000 kV潇江双回线与湖南电网相连，±800 kV雅湖直流通过川雅砻江与鄱阳湖相连，属典型特高压交直流混连网架，具体如图1所示。
图1 江西电网对外联络通道示意图
特高压混连网架下，不可避免会造成直流与交流系统间的相互影响。引发直流输电发生换相失败的3个主要因素是交流系统电压畸变、直流电流突增和控制系统丢失触发脉冲，通过实际运行情况统计，交流系统扰动产生电压畸变导致换相失败占比最高，达到96%以上[2]。
因此，分析死区等极端故障对电网交直流系统的影响并寻找应对措施不仅关系到整个大电网安全稳定运行，同时支撑保障电网运维和检修工作。
文中采用PSASP7.62版本开展死区故障建模分析，具体如下：
2.1 死区故障保护动作逻辑
失灵保护动作时序如图2所示，失灵延时定值200 ms，从故障发生到完全隔离故障大约需要405 ms时间，开关拒动故障保护动作逻辑按此模拟。对于死区故障来说，死区延时定值为100 ms，相比少了100 ms延时，但同时需增加死区故障判定时间60 ms，总体而言可在此基础上减少40 ms。鉴于此，文中死区故障保护动作时序设置为：变电站出线处1 s时刻发生三相短路故障，故障线路两侧开关1.365 s延时跳开三相。
图2 失灵保护动作时序[3]
2.2 典型方式下电网稳定分析
为使分析逼近真实工况，基于2022年江西夏季网架结构现状，存在平均大负荷水平下的外送与受电两种典型方式，因受电方式较外送方式死区故障情况更加恶劣，选取受电方式作为研究对象，死区故障发生后，系统失稳情况主要表现为全局失稳和局部失稳两种状况。
1）全局失稳情况
以500 kV南昌变为例，南进线南侧开关死区三相接地故障发生后，500 kV系统电压大幅持续跌落，鄂赣联络线解列，潇江双回线解列，江西电网与华中主网失步，雅湖直流连续换相失败后双极闭锁，省内丰城、新昌、九江电厂发电机功角摆开，其他机组保持同步；
江西电网频率急速上升，系统频率失稳，如图3所示。
图3 死区故障造成全局失稳曲线
2）局部失稳情况
以500 kV赣州变为例，文赣线赣侧开关死区三相接地故障发生后，赣州地区500 kV母线电压低位振荡，其他地区500 kV母线电压保持高位振荡；
江西赣州地区发电机组与主网失步，其他地区发电机组能够保持同步运行；
江西电网与华中电网主网未解列，雅湖直流未双极闭锁，鄂赣联络线未解列，潇江双回线未解列；
江西电网频率在50.2～50.6 Hz之间持续振荡。如图4所示。
图4 死区故障造成局部失稳曲线
3）外送与受电方式比较
失稳情况如表1所示。
表1 失稳情况统计表
2.3 旋转备用容量对系统稳定分析
考虑一天当中随着负荷变化，不同时段系统的旋转备用容量也不相同。典型方式下的旋备量为一天当中的最小值，可以评估高峰负荷时段的系统稳定水平，但不等同于其他时段的系统稳定情况。其他运行时段旋备容量相对多一些，系统稳定水平也会更好，因此有必要针对旋备量变化开展细化分析。
以2022年某日江西实际统调负荷曲线为例，考虑开机容量2 000万kW，雅湖直流400万kW，省间外送200万kW，旋备量可以表示为：（旋备量=开机容量+雅湖直流-省间外送-负荷）。
由图5可知，高峰负荷时段，全网可以达到控制规定中旋转备用容量的最小要求10%，时长占比100%。非高峰负荷时段，全网旋备量大于20%的时长占比为81%；
旋备量大于30%的时长占比为58%；
旋备量大于40%的时长占比为38%。
图5 2022年某日江西统调负荷曲线
取受电方式下，30%～50%旋备工况进行系统稳定性分析所得结果如表2所示。
表2 旋转备用容量与失稳情况统计表
2.4 单相故障对系统稳定分析
考虑到系统发生死区单相接地故障的几率远大于三相，有必要对死区单相接地故障对系统稳定的影响进一步分析。
单相死区故障保护动作逻辑：变电站出线站侧发生1 s单相短路故障，故障线路两侧开关1.365 s延时跳开三相。
经分析，全省17座存在保护死区的500 kV变电站发生死区单相故障，江西电网均能保持稳定，500 kV鄂赣断面及1 000 kV潇江线均不解列，雅湖直流均不闭锁。
根据500 kV死区故障、开关拒动等极端故障对系统稳定及雅湖直流的影响，将风险按等级划分。故障导致江西电网全局失稳划定为一级风险，导致江西电网局部失稳划定为二级风险，其余故障情况依次类推，提出主网分级运维建议，可根据分级水平加强对500 kV及以上系统相关输变电设备分级运维，尤其是在日负荷水平偏高时段加强对死区区域巡视力度，排查安全隐患，提高运维效率，从源头降低死区故障发生概率。
主网分级运维应对措施在节约人力、经济投入方面优势明显，是克服死区故障的首要选择。
4.1 继电保护应对措施分析
1）配置两侧CT
500 kV一个半开关接线，为消除死区故障风险，可在开关两侧配置电流互感器，此方法效果虽明显，但仍需因地制宜去考虑改造方案。
早期的500 kV变电站多为AIS变电站，因为设计年代早，设计方为节约投入，只在一侧线路设计CT，并没有为后续加装另一侧CT预留足够大空间，这将极大增加AIS变电站改造难度。
2）加装站域保护
采集本站多间隔电压电流信息进行综合判别，引入电压判据，利用故障切除后电压快速返回的特性，克服电流互感器拖尾对电流判据的影响，缩短死区故障判别时间，增加站间快速通信通道，实现对站断路器的快速切除[4]。
目前站域保护技术，国网系统内仅在部分省份试点，经济投入大，检修难度大，在运行可靠性方面，相较传统继电保护方案，可能增加误动发生概率，采用配置站域保护措施虽有助于死区故障问题，但应统筹考虑投运后站点开关误动风险。
4.2 稳控应对措施分析
1）配置低压减载与失步解列方案
为避免因死区故障导致局部功角失稳，进而引发江西母线电压振荡的情况发生，以文赣线赣侧开关死区故障为例，可采用在故障发生时刻，切除瑞金电厂、瑞金二期等功角失稳的相关机组，使江西母线电压恢复平稳。电压振荡恢复曲线如图6所示。
图6 切除失步机组暂稳曲线
配置低压减载与失步解列方案，切除功角失稳机组后，为使电压恢复高位，切除南部地区55%的负荷后，赣州地区电压恢复至正常水平。电压恢复曲线如图7所示。
图7 低压减载后500kV母线电压曲线
2）新增动态无功补偿装置
直流系统允许的恢复速率取决于交流系统的强度，在强交流系统中，系统能够提供充足的无功功率，直流系统恢复更容易更快[5]。
因此，新增动态无功补偿装置，可通过在华中电网中部日字型环网各站点部署一定容量的statcom，提升稳定水平，减少故障失稳站点及严重程度，此项措施配置容量大，经济性要求高，需要调度统筹考虑。
4.3 失步解列应对措施分析
失步解列措施包含配置发电机失步解列和区域电网解列两项措施，具体方式及可行性如下：
1）优化发电机失步解列配置方案，建议同时在江西南部地区制定配套的低压减载措施，可解决局部失稳问题；
配置发电机失步解列措施需经华中网调许可；
低压减载措施存在误动风险；
2）优化江西南部地区电网解列配置方案，解决局部失稳问题。配置江西南部解列措施需经华中网调许可；
且仅能保障江西主网稳定，南部地区失稳无法挽回。
江西500 kV变电站应对死区三相接地故障，应对措施应统筹考虑经济性、可行性、可靠性三方面，电网三道防线的各项应对措施中，配置两侧CT受场地空间制约，站域保护存在误动风险，配置低压减载与失步解列方案可行性受失稳范围限制，新增动态无功补偿装置经济性要求高，失步解列应对措施需经网调许可且会导致损失电网部分区域负荷。实际解决死区故障应优先加强主网分级运维，其次应实现电网三道防线互补互济，共保电网在恶劣故障下安全稳定运行。
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