丁夢妮，舒展，王淳，陳宇杰，程思萌，陶翔

(1.國網(wǎng)江西省電力有限公司檢修分公司，江西 南昌 330029；2.國網(wǎng)江西省電力科學(xué)研究院，江西 南昌 330096；3.南昌大學(xué)信息工程學(xué)院，江西 南昌 330031；4.國網(wǎng)什邡供電分公司，四川 什邡 618400)

根據(jù)國家電網(wǎng)公司的規(guī)劃，預(yù)計(jì)未來2年內(nèi)雅中—江西±800 kV特高壓直流輸電工程和華中電網(wǎng)1 000 kV特高壓交流雙環(huán)網(wǎng)均將在江西建成投運(yùn)。在緩解江西電網(wǎng)供電壓力同時(shí)，也帶來了一系列問題，如電網(wǎng)的各方面特性都將發(fā)生非常大變化，發(fā)生連鎖性故障的風(fēng)險(xiǎn)顯著加大等。

根據(jù)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導(dǎo)則》，為滿足第三級安全標(biāo)準(zhǔn)的要求，建立電力系統(tǒng)第三道防線，通過切機(jī)、切負(fù)荷措施使系統(tǒng)的頻率、電壓、功角等盡量恢復(fù)正常狀態(tài)。若故障極為嚴(yán)重，需要通過失步解列裝置將故障區(qū)域解列，與電網(wǎng)隔離開，防止故障區(qū)域繼續(xù)擴(kuò)大。電網(wǎng)第三道防線作為極端緊急狀態(tài)下的安全穩(wěn)定控制系統(tǒng)，對提高大型特高壓交直流混合電網(wǎng)抵御連鎖故障的能力具有十分重要的意義。

文獻(xiàn)[1]提到2008年華東電網(wǎng)發(fā)生了大面積的冰災(zāi)事故，致使浙江省內(nèi)的大量鐵塔倒塌，嚴(yán)重破壞浙江電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。通過浙江電網(wǎng)第三道防線控制分區(qū)功率平衡，避免了低周減載動作的出現(xiàn)，保證了電網(wǎng)的穩(wěn)定運(yùn)行。自然災(zāi)害造成的事故比較典型地反映了破壞電網(wǎng)結(jié)構(gòu)事故的嚴(yán)重性、不可預(yù)見性，因此加強(qiáng)第三道防線對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定非常重要。文獻(xiàn)[2]中提到2004年5月浙江電網(wǎng)500 kV蘭亭變電站附近發(fā)生森林火災(zāi)，導(dǎo)致部分線路跳閘、部分變電站解列為小系統(tǒng)。電網(wǎng)解列后，低周減載裝置迅速動作，切除局部電網(wǎng)負(fù)荷170 MW，同時(shí)調(diào)度人員采取調(diào)節(jié)錢清電廠出力、緊急拉停負(fù)荷等措施，最終使電網(wǎng)在1 h后恢復(fù)正常，避免了局部電網(wǎng)全停的風(fēng)險(xiǎn)。

本文總結(jié)、參考其他省市關(guān)于第三道防線安控措施的設(shè)置，并結(jié)合江西電網(wǎng)現(xiàn)狀，制定了一套驗(yàn)證第三道防線適應(yīng)性的方案，通過對死區(qū)故障、中開關(guān)拒動故障2種嚴(yán)重故障形式進(jìn)行仿真，分析這2種故障對江西電網(wǎng)可能造成的影響，并通過第三道防線的穩(wěn)定控制裝置采取相關(guān)措施，校驗(yàn)證明第三道防線能夠較好地防御這些重大故障。仿真圖選取江西各區(qū)域的部分發(fā)電機(jī)組功角差、變電站節(jié)點(diǎn)頻率、500 kV母線電壓來反映江西電網(wǎng)整體趨勢。

1 死區(qū)故障分析

1.1 死區(qū)故障仿真結(jié)果分析

目前江西省已投運(yùn)的23座500 kV變電站中，6座變電站斷路器兩側(cè)均布置CT，保護(hù)的繞組交叉配置不存在死區(qū)；17座變電站斷路器單側(cè)配置CT，保護(hù)存在死區(qū)。若CT和斷路器之間發(fā)生故障，主保護(hù)無法切除故障點(diǎn)，只能依靠失靈保護(hù)動作切除故障，常規(guī)失靈保護(hù)切除故障的時(shí)間超過400 ms?？紤]到母差保護(hù)動作時(shí)間、失靈動作延時(shí)等時(shí)間，本文按照變電站與故障隔離的時(shí)間為310 ms、故障從發(fā)生到完全切除的時(shí)間為410 ms進(jìn)行仿真計(jì)算。

針對已經(jīng)投運(yùn)且存在死區(qū)的17座變電站各個間隔進(jìn)行死區(qū)故障仿真，部分結(jié)果如表1所示。

可得，死區(qū)故障最嚴(yán)重的站點(diǎn)基本布局在江西中部負(fù)荷中心，同時(shí)也是雅中直流落點(diǎn)近區(qū)，如南昌、撫州等。越靠近江西500 kV主網(wǎng)架邊緣，站內(nèi)死區(qū)故障對系統(tǒng)的暫穩(wěn)影響越小，如紅都、信州等。下面以瑞金電廠二期——贛州線為例進(jìn)行詳細(xì)分析。

表1 部分500 kV變電站死區(qū)故障掃描結(jié)果Tab.1 Scanning results of dead-zones fault of some 500 kV transformer stations

1.2 故障特性分析

仿真中將瑞金電廠二期——贛州雙回線贛州側(cè)故障的近側(cè)、遠(yuǎn)側(cè)的故障切除時(shí)間分別設(shè)置為1.31、1.41 s。對故障進(jìn)行暫穩(wěn)仿真，仿真結(jié)果如圖1～圖3所示。

t/s圖1 死區(qū)故障后江西電網(wǎng)部分機(jī)組功角差Fig.1 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after dead-zones fault

由圖1可得，江西電網(wǎng)部分機(jī)組相對于贛豐城03機(jī)組失穩(wěn)，失穩(wěn)機(jī)組分別為瑞金電01機(jī)組、瑞金二期01機(jī)組、瑞金二期02機(jī)組，主要分布在贛州地區(qū)，由圖2、圖3可得母線電壓持續(xù)跌落失穩(wěn)、頻率大幅度振蕩失穩(wěn)。

t/s圖2 死區(qū)故障后江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓Fig.2 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after dead-zones fault

1.3 安控措施設(shè)置

1) 切機(jī)設(shè)置。以贛豐城03號機(jī)組作為參考機(jī)組，設(shè)置江西發(fā)電機(jī)組在相對于其功角差超過170°時(shí)切機(jī)。

t/s圖3 死區(qū)故障后江西電網(wǎng)部分節(jié)點(diǎn)頻率Fig.3 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after dead-zones fault

2) 切負(fù)荷。采取低壓減載切負(fù)荷方式，繼電器的參數(shù)設(shè)置及各地區(qū)切負(fù)荷比例分別如表2、表3所示。

表2 死區(qū)故障低壓減載繼電器參數(shù)設(shè)置Tab.2 UVLS relay scheme of dead-zones fault

在應(yīng)對突發(fā)短路故障時(shí)采取特殊輪快速切負(fù)荷策略，在較短時(shí)間內(nèi)使電壓得到恢復(fù)，剩余輪次采取普通輪逐輪動作方式。

1.4 安控結(jié)果分析

對以上安控措施進(jìn)行仿真驗(yàn)證。安控措施的動作情況為：1.51 s特殊輪第1輪動作，累計(jì)切除負(fù)荷895.46 MW；6.01 s普通輪第1輪動作，累計(jì)切除負(fù)荷663.60 MW；8.01 s普通輪第2輪動作，累計(jì)切除負(fù)荷652.53 MW；10.01 s普通輪第3輪動作，累計(jì)切除負(fù)荷433.47 MW。1.54 s瑞金二期01、02號機(jī)組被切除，1.61 s瑞金電01號機(jī)組被切除，共計(jì)切除發(fā)電機(jī)2 350 MW。

表3 死區(qū)故障各地區(qū)切負(fù)荷比例Tab.3 Load shedding proportion of each district of dead-zones fault

1.5 江西電網(wǎng)部分500 kV母線仿真結(jié)果

江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓仿真結(jié)果如圖4所示。

t/s圖4 采取措施后江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓(死區(qū)故障)Fig.4 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after take steps (dead-zones fault)

在33.05 s，贛州和雷公山變電站電壓突然升高，且最終穩(wěn)定后的電壓超過允許的最大電壓，采取此措施后仍不滿足要求。經(jīng)過分析，電壓突然升高的原因在于發(fā)生故障后電壓水平降低，在采取切負(fù)荷來平衡電壓的措施時(shí)設(shè)置的切負(fù)荷量過高，導(dǎo)致無功過剩，從而造成電壓過高。可以通過增加旋轉(zhuǎn)備用的方式提高系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定性，使故障情況得到緩解。初始方式下瑞金二期滿發(fā)，撫州電廠不開機(jī)。本文提出有效的解決措施為將開機(jī)方式改為瑞金二期2臺機(jī)組各發(fā)一半，撫州電廠2臺機(jī)組各發(fā)一半，則此問題可得到解決。增加旋轉(zhuǎn)備用后的仿真結(jié)果如圖5～圖7所示。

t/s圖5 增加旋轉(zhuǎn)備用后江西電網(wǎng)部機(jī)組功角差(死區(qū)故障)Fig.5 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

t/s圖6 增加旋轉(zhuǎn)備用后江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓(死區(qū)故障)Fig.6 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

1.51 s特殊輪第1輪動作累計(jì)切除負(fù)荷856.36 MW；7.15 s普通輪第1輪動作，累計(jì)切除負(fù)荷11.30 MW。1.73 s瑞金電廠二期01號機(jī)組被切除，總計(jì)切除發(fā)電機(jī)350 MW。由圖5可看到江西各區(qū)域發(fā)電機(jī)組功角差曲線整體是趨于穩(wěn)定的。由圖6可得母線電壓整體穩(wěn)定在0.98～1.00 p.u.范圍內(nèi)，節(jié)點(diǎn)頻率維持在50.00 Hz。

同時(shí)，經(jīng)驗(yàn)證，采取增加旋轉(zhuǎn)備用后紅都站的死區(qū)故障不存在系統(tǒng)失穩(wěn)問題，其原因在于通過增加開機(jī)規(guī)模，提升了系統(tǒng)動態(tài)電壓支撐能力及電壓穩(wěn)定水平，使電力網(wǎng)絡(luò)更加堅(jiān)固，提高穩(wěn)定性。

t/s圖7 增加旋轉(zhuǎn)備用后江西電網(wǎng)部分節(jié)點(diǎn)頻率(死區(qū)故障)Fig.7 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after increase spinning reserve (dead-zones fault)

2 中開關(guān)拒動故障分析

2.1 中開關(guān)拒動故障仿真結(jié)果分析

江西省500 kV變電站的主接線均采用3/2接線，此種接線方式由于其接線方式的局限性以及繼保裝置保護(hù)范圍的局限性較容易出現(xiàn)開關(guān)拒動現(xiàn)象。當(dāng)某串發(fā)生一回線三相故障、中開關(guān)單相或三相拒動導(dǎo)致同串另一回線路或元件跳閘的情況稱為中開關(guān)單相或三相拒動故障。

江西全省23座已投運(yùn)的的變電站中共計(jì)50個中開關(guān)74個故障點(diǎn)，其中10所變電站的25個中開關(guān)31個故障點(diǎn)在故障后出現(xiàn)失穩(wěn)，部分仿真結(jié)果如表4所示，其中失穩(wěn)特征判斷主要包括雅中直流是否閉鎖、鄂贛聯(lián)絡(luò)線是否斷開、發(fā)電機(jī)、母線電壓及頻率是否失穩(wěn)。

表4 部分500 kV變電站中開關(guān)故障掃描結(jié)果Tab.4 Scanning results of middle switchgear malfunction ofsome 500 kV transformer stations

由表4可得，較嚴(yán)重故障多集中在贛州等地，嚴(yán)重故障集中在雅中直流落點(diǎn)近區(qū)。經(jīng)研究在付出極大切負(fù)荷代價(jià)的前提下，不能同時(shí)保證鄂贛500 kV聯(lián)絡(luò)線不解列、雅中直流雙回線路導(dǎo)通，而允許鄂贛聯(lián)絡(luò)線解列且解列時(shí)間越短，使雅中直流恢復(fù)導(dǎo)通的安控方案所付出的切負(fù)荷代價(jià)越小。故在嚴(yán)重故障的安控措施設(shè)計(jì)中皆采取了聯(lián)絡(luò)線快速解列的方式。下面以撫州500 kV變電站5062中開關(guān)三相拒動故障為例進(jìn)行詳細(xì)分析。

2.2 故障特性分析

撫州500 kV變電站接線形式為3/2接線，共有3組完整串，其中5062開關(guān)兩側(cè)故障均表現(xiàn)為嚴(yán)重故障特征，對5062中開關(guān)拒動故障進(jìn)行分析。

當(dāng)故障點(diǎn)在唐撫I回線路(撫州-撫州電廠)：1 s唐撫I線30%處發(fā)生三相接地故障，1.1 s唐撫I線唐側(cè)三相斷線，由于撫州站5062中開關(guān)拒動，1.4 s唐撫I回線三相斷線，同時(shí)1.4 s切除撫紅線兩側(cè)。

故障發(fā)生后在鄂贛聯(lián)絡(luò)線解列裝置的作用下江西電網(wǎng)解列，與華中主網(wǎng)斷開聯(lián)系；咸夢和磁永2條鄂贛聯(lián)絡(luò)線分別在1.74、1.99 s斷開。雅中直流在故障后持續(xù)換相失敗，并在3.67 s由換相失敗保護(hù)動作使雙極閉鎖。

江西電網(wǎng)機(jī)組功角差如圖8所示，撫州電廠01機(jī)組出線直接接于唐撫I線，故障期間切除；新干01機(jī)組超速失穩(wěn)，功角差越過其穩(wěn)定極限，部分機(jī)組出現(xiàn)功角發(fā)散振蕩。

t/s圖8 中開關(guān)拒動故障后江西電網(wǎng)部分機(jī)組功角差Fig.8 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓如圖9所示。江西電網(wǎng)500 kV母線電壓都未能恢復(fù)至0.9 p.u.，部分母線節(jié)點(diǎn)的電壓長時(shí)間低于0.8 p.u.，500 kV母線中紅都、廣豐站母線電壓最低。電壓偏低的主要原因是：故障接地后，江西電網(wǎng)持續(xù)帶故障運(yùn)行0.4 s，切除故障后江西電網(wǎng)呈現(xiàn)低電壓失穩(wěn)的特征。

t/s圖9 中開關(guān)拒動故障后江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓Fig.9 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

江西電網(wǎng)部分節(jié)點(diǎn)頻率如圖10所示，故障剛發(fā)生時(shí)，在0～5 s時(shí)間內(nèi)江西電網(wǎng)頻率急劇增加，5～15 s頻率增加減緩并在15 s左右達(dá)到最大值59.8 Hz，隨后緩慢下降。頻率增加的原因是故障發(fā)生初期電網(wǎng)電壓水平較低，為了提高電壓水平發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)速迅速增加，使電網(wǎng)頻率受到影響隨之增加。

t/s圖10 中開關(guān)拒動故障后江西電網(wǎng)部分節(jié)點(diǎn)頻率Fig.10 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid after middle switchgear malfunction

2.3 安控措施設(shè)置

1) 鄂贛聯(lián)絡(luò)線解列設(shè)置。

經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)，鄂贛聯(lián)絡(luò)線在快速解列后江西電網(wǎng)雅中直流可以快速恢復(fù)導(dǎo)通，因此安控措施中設(shè)置了贛鄂聯(lián)絡(luò)線快速解列裝置。設(shè)置鄂贛聯(lián)絡(luò)線永修—磁湖單回500 kV線路、夢山—咸寧雙回500 kV線路解列，采取快速解列方案，一處觸發(fā)、三回線路同時(shí)動作，這樣可以防止裝置不動作情況發(fā)生。解列方式為一次振蕩解列，啟動電壓0.5 p.u.，延時(shí)0.3 s啟動。

2) 切機(jī)設(shè)置。

以贛新昌01號機(jī)組作為參考機(jī)組，設(shè)置江西發(fā)電機(jī)組在相對于其功角差超過170°時(shí)切機(jī)。

3) 切負(fù)荷設(shè)置。

采取低壓切負(fù)荷切除方式，低壓減載繼電器的參數(shù)設(shè)置及各地區(qū)切負(fù)荷比例分別如表5、表6所示。特殊輪采取快切負(fù)荷動作方式，即任一輪滿足條件均可動作，提高切負(fù)荷效率從而在面對突發(fā)故障可以在較短時(shí)間內(nèi)增加電壓，以實(shí)現(xiàn)雅中直流雙回線路恢復(fù)正常導(dǎo)通；普通輪采取逐輪動作方式，這是一種補(bǔ)充措施，以確保母線電壓均能恢復(fù)正常水平。

表5 中開關(guān)拒動故障低壓減載繼電器參數(shù)設(shè)置Tab.5 UVLS relay scheme of middle switchgear malfunction

2.4 安控結(jié)果分析

對以上安控措施進(jìn)行仿真，其動作情況為：1.41 s低壓減載開始動作，特殊輪切負(fù)荷動作后全網(wǎng)共計(jì)切除負(fù)荷4 150 MW；1.6 s時(shí)鄂贛聯(lián)絡(luò)線解列裝置動作，斷開三回鄂贛省間500 kV聯(lián)絡(luò)線；贛撫州電廠01機(jī)組在故障期間直接切除，1.7 s贛新干01機(jī)組滿足解列條件被切除，19.19 s贛九三期07機(jī)組被切除，27.57 s豐城二期02機(jī)組被切除。切機(jī)、切負(fù)荷具體信息如表7、表8所示。

表6 中開關(guān)拒動故障各地區(qū)切負(fù)荷比例Tab.6 Load shedding proportion of each district of middle switchgear malfunction

表7 各輪切負(fù)荷量Tab.7 Load shedding capacity of each round

2.5 采取措施后江西電網(wǎng)部分500 kV母線仿真結(jié)果

圖11為采取措施后江西電網(wǎng)部機(jī)組功角差，其中曲線1、2、3、4分別是撫州電廠01機(jī)組、贛新干01機(jī)組、贛九三期07機(jī)組、豐城二期02機(jī)組。圖12為部分發(fā)電機(jī)功率曲線。在進(jìn)行以上控制措施后，省內(nèi)部分發(fā)電機(jī)在30 s后逐漸“平穩(wěn)”，60 s前后功角再次出現(xiàn)小幅波動，對系統(tǒng)無大影響。

表8 切除發(fā)電機(jī)名稱及容量Tab.8 Name and capacity of removed generators

江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓如圖13所示。江西電網(wǎng)各個電壓等級的母線電壓能夠快速恢復(fù)，根據(jù)電能質(zhì)量、暫時(shí)過電壓和瞬時(shí)過電壓標(biāo)準(zhǔn)GB/T 18481—2001要求，暫態(tài)過電壓不超過1.3 p.u.，穩(wěn)態(tài)電壓也不低于0.9 p.u.。

t/s圖11 采取措施后江西電網(wǎng)部分機(jī)組功角差(中開關(guān)拒動故障)Fig.11 Difference of partial generators’ phasors in Jiangxi power grid after take steps(middle switchgear malfunction)

t/s圖12 采取措施后江西電網(wǎng)部分發(fā)電機(jī)功率(中開關(guān)拒動故障)Fig.12 Power of partial generators in Jiangxi power grid after take steps(middle switchgear malfunction)

t/s圖13 采取措施后江西電網(wǎng)部分500 kV母線電壓(中開關(guān)拒動故障)Fig.13 Voltage of partial 500 kV buses in Jiangxi power grid after take steps (middle switchgear malfunction)

江西電網(wǎng)部分節(jié)點(diǎn)頻率如圖14所示。在投入安控措施后，受雅中直流在故障初期的連續(xù)換相失敗的影響，頻率出現(xiàn)劇烈抖動。直流恢復(fù)后，省內(nèi)多臺發(fā)電機(jī)輸出功率下降，頻率持續(xù)降低，并在24 s時(shí)達(dá)到最低的47 Hz；隨著電壓的恢復(fù)，負(fù)荷特性逐漸穩(wěn)定。由于實(shí)際切機(jī)量少于切負(fù)荷量，隨著發(fā)電機(jī)輸出功率逐漸恢復(fù)，頻率特性出現(xiàn)大幅波動。發(fā)電機(jī)輸出功率的恢復(fù)速度則是影響頻率特性恢復(fù)速度的主要因素。

t/s圖14 采取措施后江西電網(wǎng)部分節(jié)點(diǎn)頻率(中開關(guān)拒動故障)Fig.14 Frequency of partial nodes in Jiangxi power grid aftertake steps (middle switchgear malfunction)

3 結(jié)論

1) 隨著江西電網(wǎng)500 kV主網(wǎng)架的發(fā)展，各站點(diǎn)與系統(tǒng)的聯(lián)系逐漸加強(qiáng)，暫穩(wěn)特性未來也會發(fā)生變化，末端站內(nèi)死區(qū)故障對系統(tǒng)的影響也將越來越大。因此，對于規(guī)劃建設(shè)的7座變電站，建議一次性進(jìn)行斷路器雙側(cè)TA配置，從根本上解決死區(qū)故障問題。

2) 嚴(yán)重故障會觸發(fā)鄂贛500 kV聯(lián)絡(luò)線解列、雅中直流閉鎖，江西電網(wǎng)將成為孤網(wǎng)，并且面臨功率、負(fù)荷失衡等問題。另外部分站點(diǎn)的中開關(guān)在短路故障時(shí)出現(xiàn)拒動對系統(tǒng)的危害具有破壞性的，如撫州站5062中開關(guān)，在付出大量的切負(fù)荷切機(jī)代價(jià)后系統(tǒng)依然不能快速恢復(fù)穩(wěn)定，仍伴隨著頻率恢復(fù)等問題，只采取切機(jī)切負(fù)荷的控制方式無法有效改善暫態(tài)特性問題，建議縮短故障時(shí)間。