±800kV宾金直流双极闭锁故障对浙江电网的影响

高强，张小聪，施正钗，何爽，杨运国

（1. 国网浙江省电力公司 电力调度控制中心，浙江杭州 310007；2. 国网温州供电公司，浙江 温州 325028；3. 国网金华供电公司，浙江 金华 321017）

四川宜宾—浙江金华±800 kV特高压直流输电工程（简称“宾金直流输电工程”）是国家电网公司继向上、锦苏、哈郑工程后建设的第4条特高压直流工程，也是“西电东送”的重要通道。该工程建成后，能够将西南水电送往华东负荷中心，满足四川水电送出需要。每年可向浙江地区输送清洁水电约400亿kW·h，相当于节省标煤1 228万t，减排二氧化碳3 400万t。

2014年7月宾金直流输电工程开始对浙江满功率送电，落地最大功率为740万kW，极大缓解了浙江省跨江通道及浙北主要断面潮流重载问题。与此同时，由于特高压直流输电系统中设备元件多，一次系统、辅助系统、控制保护系统复杂，线路距离长，所经区域自然环境多变，容易由于环境或设备原因导致故障闭锁[1]。在大功率送电方式下，一旦发生直流双极闭锁事故，将造成浙江电网潮流大范围转移、系统频率及相关厂站电压大幅变化，可能出现断面过稳定限额及线路过载情况，对浙江电网甚至整个华东电网产生较大冲击。江苏电网与福建电网均对直流特高压接入电网的影响进行了相关研究[2-3]，为了保障宾金直流接入后整个浙江电网能够安全稳定运行，本文详细分析了宾金直流双极闭锁事故对浙江电网的影响，以及事故下浙江调度的处置策略，为事故处理提供参考经验。

1 宾金直流输电工程概况

±800 kV特高压宾金直流输电工程起于四川宜宾换流站，落于浙江金华换流站，线路途经四川、贵州、湖南、江西、浙江5省，路径总长1 679.9 km，额定输送容量为800万kW。金华换流站是宾金直流输电工程受端站，500 kV交流出线10回（双龙4回，丹溪、宁德、万象各2回）。换流站采用双极结构，每极由2个额定电压为400 kV的12脉冲换流阀串联而成，每个12脉冲换流阀两端连接直流旁路断路器，通过直流旁路断路器操作可以投入或者退出换流阀，运行方式非常灵活，可根据实际需求进行组合。

2 宾金直流闭锁对浙江电网的影响

特高压直流闭锁是指故障时移除换流阀的触发脉冲，触发脉冲移除后，电流一旦为零，阀组就会自动关断。闭锁的主要目的是取消触发脉冲，使换流阀处于关断状态[4]。造成直流闭锁的主要原因有换流阀故障、直流线路故障、直流辅助设备故障以及临近交流系统故障等[5]。特高压直流双极闭锁事故对电网的冲击很大，不仅会造成大量负荷损失，同时也伴有电网解列、系统频率及相关厂站电压大幅变化、线路潮流过载等情况出现[6-8]。

浙江电网分为浙北电网、浙中电网和浙南电网，如图1所示。浙北和浙中电网通过乔仁线、方由线、富仪线和阳仪线断面连接，浙中和浙南电网通过双溪线、龙溪线、丹浦线、溪浦线、天宁线和一宁线断面连接。金华换流站位于浙南电网区域。以下通过仿真分析宾金直流满功率送电情况下，发生双极闭锁故障对浙江电网的影响。

预计2014年夏季，浙江电网最高负荷将达6 100万kW，宾金直流双极满功率运行，若此时发生宾金直流双极闭锁故障，将对浙江电网造成较大影响。主要包括：

1）机组稳定分析。经仿真计算，宾金直流双极闭锁后，浙江电网重要机组的功角摇摆曲线如图2所示。结果表明重要机组可以保持同步稳定运行，主网暂态稳定水平满足要求。

宾金直流双极闭锁后，金华换流站近区电厂机组励磁电流和无功功率变化曲线如图3—4所示。结果表明近区机组无明显欠励磁和过励磁现象，其中兰溪电厂在无功补偿装置切除前单台机组进相约60 MV·A，接近低励限制动作定值，需要加以注意。

2）频率稳定分析。经仿真计算，宾金直流双极闭锁后，系统频率变化曲线如图5所示。结果表明，事故发生后，系统暂态最低频率分别跌至49.82 Hz和49.60 Hz，不会引起低频减载装置动作。在机组调速系统和负荷频率特性作用后，系统频率能够在1 min内分别恢复至49.87 Hz和49.76 Hz左右，频率基本保持稳定。

图1 浙江电网结构示意图Fig. 1 Sketch map of Zhejiang power grid

图2 宾金直流双极闭锁后浙江重要机组功角摇摆曲线Fig. 2 Power angle swing curve of important units at Zhejiang power grid with Yibin-Jinhua DC bipolar block

图3 宾金直流双极闭锁后近区机组励磁电流变化曲线Fig. 3 Excitation current curve of units in near zone with Yibin-Jinhua DC bipolar block

3）电压稳定分析。直流系统正常运行时需要消耗大量的容性无功，在换流站两侧的交流母线上都装有滤波器及并联电容器，直流系统通过无功控制策略控制滤波器组的投切，使交直流系统之间交换的无功控制在一定范围内。在直流系统发生双极闭锁故障后，需要交流开关迅速动作切除这些滤波器及并联电容器，但在直流系统闭锁至开关切除无功补偿装置前这段时间内，仍会有大量容性无功注入交流系统，导致换流站周边电网电压迅速升高。在无功补偿装置切除后，由于潮流的大范围重新分布，部分重载线路也会出线低电压的情况。

图4 宾金直流双极闭锁后近区机组无功功率变化曲线Fig. 4 Reactive power curve of units in near zone with Yibin-Jinhua DC bipolar block

图5 宾金直流双极闭锁后系统频率变化曲线Fig. 5 Frequency curve of the system with Yibin-Jinhua DC bipolar block

宾金直流发生双极闭锁0.3 s后切除无功补偿装置，金华换流站近区和南北断面重要500 kV厂站母线电压变化仿真结果如图6—7所示。

图6 宾金直流双极闭锁后近区500 kV母线电压变化曲线Fig. 6 500 kV bus voltage curve of of units in near zone with Yibin-Jinhua DC bipolar block

图7 宾金直流双极闭锁后南北断面500 kV母线电压变化曲线Fig. 7 500 kV bus voltage curve of the north-south transect with Yibin-Jinhua DC bipolar block

仿真结果表明，双极闭锁时近区500 kV母线电压瞬间升高50 kV左右，如图6所示。可见直流闭锁瞬间由于无功大量剩余，换流站周围变电站母线电压快速升高，但在无功装置切除后，近区变电站母线电压均能够恢复到正常水平。

宾金直流双极闭锁同时无功补偿装置切除后，浙江电网南北断面潮流发生较大变化，过江通道线路南送重载以承担宾金直流闭锁后的功率缺额，乔司、涌潮、兰亭等变电站母线电压存在低电压问题，电压降低8 kV左右，仿真结果如图7所示。

4）潮流分析。根据仿真计算，事故发生后，浙中和浙南失去大功率电源，潮流大范围转移，导致浙江500 kV线路南北通道（乔仁单线、方由单线、乔涌+乔潮双线、富仪+阳仪双线）潮流大幅上升甚至严重过载，存在连锁故障风险。

5）平衡分析。夏季高峰负荷下，宾金直流双极闭锁后，瞬间失却容量达740万kW，全网发用电平衡问题突出。除调出旋转备用、相邻省市紧急支援外，需要全省范围内紧急事故拉限电。

3 宾金直流闭锁处置策略

宾金直流发生双极闭锁事故后，应把确保人身、电网和设备安全放在首位，迅速限制故障发展，消除故障根源，防止设备过载后发生连锁故障。严格控制500 kV线路和断面限额，挖掘一切可用的电力资源，尽可能减少宾金直流事故对浙江电网的影响，最大限度满足浙江电网供电需求。

宾金直流双极闭锁失却大功率后，系统频率下降，电压大幅变化，主要断面潮流超稳定限额，同时全省发用电平衡存在较大缺口，调度事故处理可分3个阶段开展。

3.1 事故后第一阶段（0～30 min内）

处理要点：本阶段主要是快速消除超载超限情况，根据断面潮流限额计算，控制乔仁线+方由线<250万kW；富仪线+阳仪线<260万kW；乔涌线+乔潮线<310万kW；乔仁线<195万kW。通过快速加出浙中浙南备用、向华东调控分中心申请桐柏电厂、福建电网受电支援；按过载断面灵敏度要求，在杭州乔司涌潮供区、嘉兴由拳供区及浙中、浙南执行拉限电；30 min内，把重载线路控制到长期输送能力以内，把断面潮流控制在稳定限额以内；同时联系上级调度申请事故支援，并在断面限额不超的前提下快速加出浙北备用。

处理过程：立即关注乔仁线、方由线潮流，通知全省范围内乔仁线+方由线断面以南发电厂紧急加出力，全省水电备用开足。

向华东调控分中心申请事故支援，重点增加桐柏电厂机组出力、福建受电等电力支援。

事故发生后10 min内，根据断面控制要求，确定拉限电数量、等级，发令至各地调执行宾金直流事故第一阶段事故拉限电。

密切关注金华换流站周边、南北通道重要断面500 kV变电站的500 kV交流母线电压，及时调节相关变电站电容器电抗器确保电压在合格范围之内。

通知燃气机组应急开机，发令杭州地调遥控操作将建德变倒至瓶窑供区；发令嘉兴地调遥控操作将安兴变倒至王店供区。

3.2 事故后第二阶段（30 min～2 h）

处理要点：省调根据乔仁线+方由线断面限额加足浙北电厂出力，并通过申请事故支援、区外购电、事故拉限电，做好省际联络线功率控制，确保发用电平衡。

处理过程：根据乔仁线+方由线断面限额加足浙北电厂出力。

与国调中心、华东调控分中心及其他省市调度联系，寻求电力支援。

结合外购电及负荷变化情况，确定并执行第二阶段拉限电数量和等级。

根据燃机应急开机情况、外购电情况、负荷变化情况、旋转备用要求，确定事故后第三阶段用电缺口和拉限电数量等级，并在第三阶段开始前提前15 min发令地调执行宾金直流事故第三阶段事故拉限电。

3.3 事故后第三阶段（2 h后）

处理要点：通过申请事故支援、区外购电及事故拉限电，做好省际联络线功率控制，确保旋转备用满足全省负荷2%的要求。在此基础上落实各地区用电指标，并视宾金直流的恢复和全省发用电平衡情况，逐步恢复拉限电负荷。

处理过程：各地区将第三阶段拉限电指令执行到位，全省发用电平衡并留出备用。

根据电网实际可用电力资源将用电指标曲线（预留规定旋转备用）下发至各地调执行，各地区按照用电指标曲线调整拉限电负荷，确保重要用户可靠供电。视宾金直流的恢复和全省发用电平衡情况，逐步恢复拉限电负荷并取消用电指标，恢复正常电网方式。

4 结语

综上所述，介绍了±800 kV特高压宾金直流输电工程的概况，通过仿真计算研究了宾金直流双极闭锁事故对浙江电网的影响，并分析总结了事故下浙江调度的处置策略，为事故处理提供参考经验。

另外，2014年底，1 000 kV安吉—福州特高压交流输电工程投产后将对宾金直流将起到极大的支撑作用。分析表明，2015年夏季若发生宾金直流双极闭锁故障，在安吉—福州特高压交流通道的强力支撑下，相关500 kV通道不存在严重过载连锁故障的风险，若周边省市电力备用容量充足，则可确保紧急支援功率的受入，不会存在由于网络约束造成浙江电网紧急限电的情况。

1 000 kV交流输电安吉—福州特高压工程投产后，宾金直流双极闭锁带来的全网频率稳定问题将变得突出，包括受端电网低频问题和送端电网高频问题，针对此问题需要逐步开展后续的深入研究，以有效提高大区互联电网安全稳定水平，真正体现“强交强直”的运行优势。

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