一起因500 kV線路傳輸功率過大而導致線路同頻并網失敗案例分析

羅義軍，李 飛，李 超

(雅礱江流域水電開發有限公司，四川 成都 610051)

0 引 言

某大型水電站(以下簡稱A水電站)裝機6臺，單機容量為600 MW，總裝機容量為3600 MW。 A水電站500 kV電氣一次設備由500 kV GIS、500 kV GIL及其附屬設備組成，主接線采用4/3和雙斷路器的混合接線方式。3回出線至某換流站(以下簡稱B換流站)，線路長度為81 km,其中500 kVⅠ、Ⅱ線為同塔雙回線路，另外還有單獨的某Ⅲ線。

2020年1月9日，500 kVⅠ、Ⅱ線停電檢修完成，等待調度命令合環，此時，A水電站5臺機組運行，總功率為2400 MW，系統采用500 kV Ⅲ線單回線路送出2400 MW。

500 kVⅠ線由B換流站側充電正常后，A水電站側自動同期裝置因相角差無法滿足并網條件，導致線路兩側中斷路器均合閘失敗。經檢查發現線路與主變壓器高壓側相角差為±12°左右，而同期裝置相角差定值為±10°，同期合閘相角差不滿足定值要求，是同期合閘失敗的主要原因，而以往線路正常同期合閘時的相角差通常小于±1°。

下面將探討分析造成同期合閘相角差變大的原因，并采取措施減小同期并網相角差，成功實現同期并網，進而探討影響同頻并網的因素。

1 同頻并網與差頻并網概述

目前，根據并網的應用場景不同，電力系統將并網操作分為同頻并網和差頻并網。

同頻并網是指同步點兩側的系統已經存在著電氣聯系,只是通過并網操作再增加一條回路的操作。例如已經并網運行的系統，再增加一條送出線路或者開環系統的合環操作。其主要特點是同步點兩側系統頻率相同,但可能存在一定的電壓幅值差,并且存在著一個固有的相角差。這是因為并網點兩側頻率相同,但在實現并網前并網點兩側電壓幅值可能不同,而且兩側會出現一個功角。并網條件是當并網點斷路器兩側的電壓差及功角在給定范圍內時,即可實施并網操作。完成并網后,并網點斷路器兩側的功角消失,系統潮流將重新分布。

差頻并網是指將兩個在電氣上沒有聯系的系統同步并網，如發電機準同期并網或者兩個解列運行的系統通過一回線路重新聯接；其特點是在同步點兩側系統之間不僅存在著電壓差、相角差,同時也存在著頻率差。由于有頻率差的存在,同步點兩端的功角差處在一個動態變化過程中,此時要求在電壓、頻率滿足要求的前提下同期裝置捕捉相角差為0的時機完成并網操作。

2 功率、相角差及同頻并網三者的關系

2.1 超高壓線路功角特性

假設超高壓線路為均勻長線路，其等值電路如圖1所示。

假設線路首端為M，末端為N，線路全長為l，以末端電壓、電流為參考電壓、電流，超高壓長線路電壓的分布方程為[1]

Um=Uncoshγl+InZCsinhγl

(1)

式中：Um為首端電壓；Un為末端電壓；In為末端電流；ZC為線路波阻抗；γ為線路的傳播常數。

由于輸電線的電阻與感抗之比以及電導與電納之比均隨輸電電壓的提高而減小, 超高壓輸電線路的正序電抗一般是電阻的10～20倍, 通常可以忽略不計, 即將其視為無損線[2]，無損線的波阻抗和傳播常數表達式分別為：

(2)

(3)

式中，L、C分別為輸電線路單位長度的電感和電容。

由式(1)、式(2)、式(3)可得

Um=Uncosθ+jInZCsinθ

(4)

式中，θ=βl。

所以由式(4)可得超高壓線路的相量圖，如圖2所示。

圖2 超高壓線路相量

圖2中，δ為超高壓輸電線路的功角，即首端電壓超前于末端電壓的角度；α為末端電壓超前末端電流的角度。

所以，由圖2可得超高壓線路的功角特性方程為

UBC=InZCsinθcosα=Umsinδ

(5)

可得：

(6)

(7)

式中，Pn為超高壓線路傳輸功率。

2.2 功率、相角差及同頻并網三者的關系

同頻并網就是在已經有了電氣連接的兩個系統間，再增加一回聯接線路，如圖3所示。在所有邊斷路器合閘時，在 Ⅲ 線將發電側與電力系統相連接的情況下，投入Ⅰ線，此時在E或F斷路器兩側電壓幅值不同、頻率相同，且兩側電壓間存在一個相角差。假設選取E斷路器作為并網點，相角差實質就是正在運行的Ⅲ線的功角δ，δ的取值范圍0°～90°。

圖3 500 kV主接線

所以由式(7)可得

(8)

式中:U1為Ⅰ線的線路電壓；U5為5B高壓側電壓或者母線電壓；P為Ⅲ線傳輸的有功功率；Z1=ZCsinθ，為Ⅲ線的阻抗。

由此可知，線路傳輸功率P與功角δ的關系為正弦函數關系，從理論上來說，功角δ的取值范圍為0°～90°，因此，當傳輸功率P及阻抗Z1越大，則功角δ越大。無論是合環還是開環操作，都會改變系統的潮流分布。當合環時，新投入的線路總是會分擔一定的負荷，在新線路中形成沖擊電流。但是這與差頻并網不同，新投入的線路承擔負荷是增加線路投入的目的，形成沖擊也是不可避免的。

同頻并網的條件與差頻并網要求電壓、頻率、相角3個參數都相同的條件不同，因為同頻并網的功角是固定的(相對差頻并網的功角隨時間變化而言)，不存在差頻，只是需要檢測兩側電壓差。也就是說，相對于差頻并網，同頻并網必然存在電壓差和相角差，能否并網成功，只是比較兩側電壓差與功角的大小而已；電壓差決定了無功功率通過新投入線路的潮流沖擊大小，功角δ決定了有功功率和無功功率通過新投入線路的潮流沖擊大小，這種沖擊實質是系統潮流的突變性瞬時再分配。這種沖擊形成的巨大沖擊電流可能造成繼電保護裝置的動作跳閘，導致線路并網失敗。

3 案例分析

所述案例中，A水電站5臺機組運行，總功率為2400 MW，開關站所有邊斷路器合閘，系統采用500 kVⅢ線單回線路送出2400 MW。500 kVⅠ線由B換流站側充電正常后，A水電站側自動同期裝置因相角差無法滿足并網條件。通過故障錄波曲線，能夠得到此時500 kVⅠ線電壓與A水電站5號主變壓器(5B)高壓側電壓(即1M電壓)的相角差和電壓差，如圖4所示。

P=Ksinδ

(9)

將P=2400 MW，δ=11°代入可得K=12 578.02 MW。

根據式(8)可知，要使500 kVⅠ線并網成功，可以采取以下措施：

1) 減小500 kVⅠ線電壓與A水電站5號主變壓器(5B)高壓側電壓的相角差至定值10°以下。為防止并網沖擊電流過大，最好將相角差減小至盡量小，因此必須將線路輸出功率減小，但考慮涉及電網調度出力的調減，不宜將輸出功率減少過多。當相角差為10°時，由式(9)可得P=2184 MW。

δ由0°～10°變化時，各值對應的有功功率如表1所示。

表1 相角差與有功功率的關系

考慮到單機容量為600 MW，結合表1，最好將輸出功率調減600 MW左右。

2) 提高同頻并網相角差定值。由于定值提高后，并網瞬間的沖擊電流會比較大，此措施可能會造成繼電保護設備誤動，將剛并網的500 kVⅠ線跳閘，甚至又造成在運行的500 kV Ⅲ線跳閘，造成全廠失電的風險，因此建議不采用。

由上可得，面對線路輸送功率較大引起的并網相角差大于定值的情況，最好采取調減負荷的方式來實現同頻并網。

當調減600 MW負荷使輸出功率為1800 MW時，500 kVⅠ線并網一次成功，其并網瞬間波形及兩側電壓相量如圖5所示。

圖5 并網成功瞬間兩側電壓相量

由圖5可得，并網瞬間各相相角差為δa=8.296°、δb=8.208°、δc=8.184°。

由此可以進一步驗證輸送有功功率與功角之間的正弦函數關系。

4 結 論

在同頻并網中，影響并網成功的因素有同步點兩側相角差和電壓差。而在穩定的電力系統中，兩側電壓趨于一致，電壓差較小，對于同頻并網的影響較小。相角差可以認為是合環點另外正在運行的半環的功角，其大小與系統阻抗和傳輸功率有關，代表了并網瞬間潮流再分配和并網沖擊的大小。對于確定的將要并網系統，由于系統阻抗確定，功角差只受正在運行線路傳輸功率的影響。當線路傳輸功率較大，從而引起相角差超過同頻并網功角定值，導致同頻并網失敗。因此，這種情況下最好采取調減傳輸功率的方式來解決并網失敗的問題。