特高壓直流系統閉鎖故障應急處置分析

檀曉龍，王 偉，李世豪，劉 峰

（雅礱江流域水電開發有限公司，四川 成都610021）

1 引言

±800 kV特高壓錦蘇直流輸電工程，是雅礱江流域錦官電源組“西電東送”的主要送出通道，雙極額定功率為720萬kW，線路全長2095 km。雅礱江流域干流全長1571 km，天然落差3830 m，共規劃21級水電站，總裝機容量約3000萬kW，年發電量約1500億kW·h；錦官電源組位于雅礱江流域下游，從上至下分別為錦西電廠（裝機容量6×600 MW）、錦東電廠（8×600 MW）及官地電廠（4×600 MW），總裝機容量1080萬kW。

本文對錦蘇直流[1～3]閉鎖故障應急處置進行了分析，提出了系統送出通道中斷應急管理措施。

2 錦蘇安控系統

錦官電源組通過±800 kV特高壓錦蘇直流將電力輸送至華東地區，同時通過月普、東天及城沐斷面送四川主網。錦蘇直流送端電網主要由錦屏換流站、500 kV月城變、木里變、普提變、錦官電源組及其輸電線路組成。錦蘇直流送端安全穩定控制系統（以下簡稱錦蘇安控系統）為錦屏站、官地電廠、錦東電廠錦西電廠、月城站、南天站錦蘇直流安控裝置及相關通道的總稱。錦蘇安控系統接線如圖1所示。

當錦蘇直流[4-5]發生單換流器閉鎖或多換流器閉鎖，且故障后錦蘇直流損失功率大于整定值時，向錦官電源組安控裝置發出切除指定機組命令，并向月城站錦蘇直流安控裝置發出聯切二灘機組容量的命令，其中二灘電站位于雅礱江流域官地電站下游，總裝機容量6×550 MW。錦蘇安控系統主要解決錦蘇直流故障及500 kV月普線、月錦線故障等情況下的系統穩定問題。

圖1 錦蘇直流送端電網安控系統接線示意圖

3 錦蘇直流故障閉鎖案例

2012年7月19日，錦蘇直流雙極低端正式運行，2012年12月12日全面完成系統調試和試運行，投運以來發生多次雙極故障閉鎖停運事件。

3.1 案例1：特高壓直流投產初期雙極閉鎖故障

2012年07月24日晚上，錦蘇直流雙極故障閉鎖，錦蘇直流送端電網安控系統動作切二灘2臺機組，切官地1臺機組148%過速動作落進水口事故閘門。故障時，錦蘇直流G2有功：0 MW（停運）；錦蘇直流G1有功：1798 MW。安控系統動作切官地1臺機組590 MW負荷，切二灘2臺機組，總切負荷860 MW，剩余負荷通過月普斷面轉移至四川主網。因故障時，二灘6臺機組并網，官地未完全投產，僅2臺機組投產發電，其中被安控切除機組因帶大負荷，發生了過速落進水口事故閘門。

應急處置的主要過程：首先立即二灘電站和官地電站分別向四川省調和國調調度員匯報機組跳閘情況，根據調度指令調整機組出力、母線電壓，二灘需要手動恢復川渝斷面潮流，官地電站負荷控制按照2 F-月城主變下網0～100 MW控制。運行人員監視所切機組轉空載態或停機態情況，值守人員現場檢查確認所切機組是否具備并網條件?，F場檢查確認所切機組相關設備無明顯異常后，按調度指令先后將二灘所切機組恢復并網。所有機組均盡快恢復并網運行，其中二灘機組0.5 h即恢復并網。因官地電站機組過速保護動作后，要落門停機，根據規程規定機組出現過速后，不能立即并網，需要機組進行全面檢查正常后，才允許并網。各電廠總出力恢復正常。由于該故障發生在主汛期，水電站水位都比較高，且新投產的電站機組并未全部并網，當出現送出系統故障后，需要通過泄洪設施來控制電站的上游水位運行在合理區間，防止出現漫壩現象。

3.2 案例2：特高壓直流雙極閉鎖故障聯切3站機組

2013年3月8日，錦蘇直流故障閉鎖，安控系統動作切錦東、官地、二灘共3臺機組。故障前，錦蘇直流極II連續3次由帶功率運行轉為0 MW（停運）；故障時，錦蘇直流極II停運、極I故障閉鎖甩功率1800 MW，安控系統動作切錦東負荷600 MW，切官地160 MW，切二灘175 MW，切木里水電站約300 MW，剩余負荷通過月普斷面轉移至四川主網，隨即國調令錦東減400 MW以穩定月普斷面潮流，送端電網恢復系統平衡。二灘、官地所切機組空載運行正常，錦東所切機組電氣二級過速停機。

應急處置的主要過程：首先立即向調度匯報機組跳閘情況，根據調度指令調整機組出力、母線電壓，恢復川渝斷面潮流。運行人員監視所切機組轉空載態或停機態情況，值守人員現場檢查確認所切機組是否具備并網條件?，F場檢查確認所切機組相關設備無明顯異常后，按調度指令先后將二灘、錦東、官地所切機組恢復并網。所有機組在2 h內均恢復并網運行，其中二灘機組0.5 h即恢復并網。最后，各電廠總出力恢復正常。

3.3 案例3：特高壓直流汛期大負荷運行雙極閉鎖故障

2015年09月19日，錦蘇直流故障閉鎖，安控系統動作切錦西電站4臺機、錦東電站3臺機，官地電站3臺機，共切除流域電站10臺機組，錦官切除總負荷5700 MW。故障時，錦蘇直流雙極有功為0（故障前5400 MW），錦西電站總切除負荷2300 MW；錦東電站總切除負荷1600 MW；官地電站總切除負荷1800 MW。

應急處置[6～8]的主要過程：首先立即向調度匯報機組跳閘情況，根據調度指令調整機組出力、母線電壓，恢復錦東、錦西斷面潮流。因錦蘇直流大負荷運行時，雙極出現了閉鎖，損失負荷540萬kW。國調下令，迅速減錦東、錦西負荷，按兩站總負荷不超過1700 MW控制。因錦東、錦西電站送出斷面一直越限，國調下令通過采用緊急停機的方式迅速將錦東錦西負荷控制在1700 MW以內。此時，錦東、錦西電站分別緊急停運一臺并網機組，損失負荷53萬kW。運行人員監視所切機組轉空載態或停機態情況，值守人員現場檢查確認所切機組是否具備并網條件。現場檢查確認所切機組相關設備無明顯異常后，按調度指令先后將錦西、錦東、官地所切機組恢復并網，保證了所有機組在2 h內均恢復并網運行，其中二灘機組0.5 h即恢復并網。最后，各電廠總出力恢復正常。因錦西和官地機組被安控裝置動作切除后，均剩余1臺機組并網運行，對錦西和官地電站來說均有全廠停電的風險，申請上級調度開一臺備用機組并網，并保持總負荷不變，以控制送出斷面的穩定。同時，官地和錦東電站因水庫庫容小，集控中心立即下達泄洪閘門緊急操作指令，保證了水庫運行的安全。

4 處置要點分析

7.19 事件是錦蘇直流正式投運初期，錦蘇直流近區電網構建還不完善，電源點也未完全投產，發生雙極閉鎖可以利用的電站資源有限，而且對于雙極閉鎖的處置也沒有經驗，不論對上級調度或者是流域電站都是一次嚴峻的挑戰。9.19事件為錦蘇直流投運以來，因雙極閉鎖對流域電站機組運行影響最大的一次，直接切除錦官組10臺機組，隨后國調又緊急停錦西、錦東各1臺機組，總計減少流域電站出力超過700萬kW。水電聯調，上下游電站聯動得到了充分的考驗。

由于流域電站同時出現切機，了解及匯報信息時需分清電站、把握輕重緩急，各工位應分工明確，根據不同情況和要求配合系統進行處理。出現切機時首先應明確所切機組，同時檢查系統電壓、頻率、運行機組的運行方式、出力、無功等變化情況，并及時作出相應調整。事故處理告一段落后，確保每個電站至少有2臺機組并網運行。及時進行水務計算，避免水位越限，此次事故時錦東和官地水位均有一定裕度，為事故處理贏得了時間。

流域電站安控動作切機后，對于電站運行人員需要做好以下措施。首先要查看機組有無電氣過速或者機械過速保護動作，落進水口事故閘門等情況發生，若發生后，該被切除機組短時間內不具備并網條件，應及時匯報上級調度，并做好該機組相應的隔離措施，以便維護人員現場檢查。其次，安控動作切機后，正常情況下，機組應該在空載態運行，此時要檢查調速器、勵磁系統的運行方式是否正確，若出現機組切除后轉至空轉態或者調速器、勵磁系統運行方式出現了變化，此時需要及時匯報上級調度，并做好檢查，查明原因，以備電網需要恢復時被安控切除機組可以恢復并網運行。若出現機組切除后轉至停機態，此時運行人員需要監視機組停機正常，如停機過程異常，則需要手動停機，待機組停機至全停后，則通知維護人員進行現場檢查。

5 結語

作為雅礱江流域梯級電站群的錦官電源組，上下游電站之間存在緊密的電力聯系，通過錦蘇直流將電力輸送至華東地區，涉及到華中、華東電網及川渝斷面潮流，影響范圍大。流域聯合電力調度運行風險主要體現在錦蘇直流等送出通道中斷方面，本文通過錦蘇直流雙極閉鎖案例對流域聯合電力調度運行應急處置進行分析。不論是流域電站或者是集控中心，均需履行好自己的職責，通過遠程調度和現場處置相互結合，才能確保電網和電站應急處置的安全性和及時性。