異步聯網方式下±500 kV金中直流單極閉鎖事件分析及解決措施研究

楊明亮，張丹，劉旭斐，張杰，黃潤，曾丕江，吳曉剛

（云南電力調度控制中心，云南 昆明 650011）

0 前言

2017年±800 kV新東直流投產后，云南電網正常通過七回直流（±800 kV普僑直流、±800 kV新東直流、±800 kV楚穗直流、±500 kV牛從直流雙回、±500 kV金中直流、±500 kV永富直流、±500 kV魯西背靠背）與南方主網異步運行。異步聯網方式下，直流單、雙極閉鎖，云南電網將出現大量富余功率，導致頻率上升。若第二、三道防線失效，將導致云南電網頻率大幅上升，嚴重情況下，會引起電網頻率失穩，導致大面積停電事故。因此，分析實際運行過程中發生的直流閉鎖故障、研究并制定相應措施對電網安全穩定運行具有十分重要的意義[1-3]。

為研究直流單極閉鎖期間系統穩定性變化情況，本文對2018年8月21日實際發生的±500 kV金中直流單極閉鎖且自啟動成功過程中的功率轉移、頻率、電壓、動態穩定性等多個方面展開分析，研究事件對云南電網的影響。結合BPA仿真分析，研究了直流自啟動對系統的影響。結合小干擾分析，找出了參與低頻振蕩的相關機群，提出解決措施，為調度運行管理和調度應急處置提供了參考。

1 事件概況

2018年8月21 日19:46:43，金中直流極1單極閉鎖，自動重啟成功。故障前，±500 kV金中直流雙極3200 MW運行，單極輸送功率1600 MW。故障后660 ms，直流單極1次自動重啟動成功。19:46:43，麗江地調自動化系統發500 kV太金甲線、500 kV黃太甲線、500 kV黃太乙線低頻振蕩告警，19:46:53，麗江地調自動化系統低頻振蕩告警消失。

2 故障前電網運行情況

故障發生前，除500 kV寶峰玉溪Ⅰ回線、500 kV景納甲線停處檢修外，云南電網500 kV主網全接線運行，系統頻率、電壓運行正常；滇西北地區交流外送斷面潮流如表1所示，故障前金中直流、新東直流運行功率及主要電廠出力情況如表2所示，故障前各變電站交流電壓均運行在正常水平，電壓情況如表3所示。

表1 故障前滇西北地區各送電斷面潮流

表2 故障前金中直流運行功率及各電廠出力情況

表3 故障前主要站點500 kV母線電壓情況

3 故障后系統響應

3.1 故障后系統潮流變化情況

為分析金中直流單極閉鎖故障后系統潮流變化情況，調取金中直流雙極、500 kV太金甲線、500 kV黃太乙線、500 kV黃仁甲線、500 kV思墨乙線、220 kV大蘇Ⅰ回線PMU數據，故障前后金官換流站換流變及各線路潮流變化情況如圖1~圖7所示。由圖1可以看出，19:46:43.150時刻，金中直流極1發生單極閉鎖故障，19:46:43.810直流自啟動成功，自啟動時間間隔為660 ms。金中直流單極閉鎖后，500 kV太金雙回線潮流由720 MW瞬時上升至2326 MW，660 ms后，直流自啟動成功，此后太金雙回線功率振蕩衰減，至19:46:55，太金雙回線恢復至故障前初始值。其余各觀測線路均有類似的振蕩情況出現。

圖1 金中直流極1潮流

圖3 500 kV太金甲線潮流

圖4 500 kV黃太乙線潮流

圖5 500 kV黃仁甲線潮流

圖6 500 kV思墨乙線潮流

圖7 220 kV大蘇Ⅰ回線潮流

3.2 故障后系統頻率變化情況

金中直流單極閉鎖前后500 kV太金甲線頻率曲線如圖8所示，500 kV寶峰變500 kV母線頻率如圖9所示。可以看出，直流單極閉鎖后太金甲線頻率瞬時升高至50.7 Hz，之后振蕩下降并恢復至故障前水平；在此期間，500 kV寶峰變母線頻率瞬時升高至50.008 Hz，之后逐漸恢復至故障前水平（49.98 Hz）。說明金中直流單極閉鎖故障并自啟動成功僅影響了短時間內片區電網的頻率，對主網頻率影響不大。

圖8 500 kV太金甲線頻率

圖9 500 kV寶峰變500 kV母線頻率

3.3 故障后系統電壓變化情況

金中直流單極閉鎖前后500 kV太金甲線金官換流站側單相電壓曲線如圖10所示。可以看出，直流單極閉鎖后太金甲線金官換流站側電壓瞬時升高，之后振蕩下降并恢復至故障前水平，滿足電壓穩定要求。

圖10 500 kV太金甲線金官換流站側單相電壓

4 故障期間系統穩定性水平分析

選取500 kV太金甲線、500 kV黃太乙線、500 kV黃仁甲線、500 kV思墨乙線、220 kV大蘇Ⅰ回線的PMU數據為分析對象，采用Prony法分析，觀測線路的主導振蕩模式及阻尼分析如表4所示。

表4 故障期間觀測線路的主導振蕩模式及阻尼分析（故障后10~30s）

可以看出，直流單極閉鎖后，電網動態穩定所表現出頻率為0.64 Hz左右的主導振蕩模式，阻尼比平均在3%以上，根據動態穩定判據[4]：“系統中的區域間振蕩模式及與大機組強相關的局部振蕩模式在小擾動情況下的最低阻尼比標準不低于0.035，在大擾動情況下的最低阻尼比標準應不低于0.02”，因此，直流閉鎖后，電網動態穩定性雖然受到了影響，但仍然滿足導則對動穩的要求。

5 仿真分析

5.1 直流自啟動對系統穩定性的影響分析

從2.2節PMU數據分析結果可以看出，金中直流單極閉鎖故障發生后，各觀測線路均發生不同程度的低頻振蕩，隨著時間的推移，振蕩逐漸平息；考慮到金中直流單極閉鎖故障后，自啟動時間間隔較短（660 ms），為研究直流自啟動對振蕩行為的影響，分別對金中直流單極閉鎖（不自啟動）和單極閉鎖（自啟動）兩種方式進行計算，并截取故障后0~30s內黃太乙線和太金甲線的功率曲線進行prony分析，相關結果如表5、表6所示。

表5 不同時間段自啟動對阻尼比的影響（黃太乙線）

表6 不同時間段自啟動對阻尼比的影響（太金甲線）

從仿真結果可以看出，金中直流單極閉鎖后，黃太乙線和太金甲線均發生了0.6 Hz左右的振蕩模式，其中直流單極閉鎖自啟動成功的阻尼比明顯低于直流單極閉鎖不自啟動的阻尼比，這是由于故障后短時間內直流自啟動成功，對系統造成了二次沖擊所致。隨著時間推移，自啟動造成的影響逐漸減弱，因此兩種方式下阻尼比差異不明顯。

5.2 振蕩模式分析

從PMU數據Prony分析結果可看出，金中直流單極閉鎖故障后，系統發生了頻率為0.64 Hz左右的振蕩模式，根據BPA仿真結果，系統振蕩模式頻率為0.6 Hz左右。為研究該振蕩模式的參與機群，采用PSD-SSAP程序進行小干擾頻域分析，相關特征值計算結果如表7、表8所示，模態圖如圖11、圖12所示。

圖11 0.636 Hz振蕩模式參與因子模態圖

圖12 0.636 Hz振蕩模式右特征向量模態圖

表7 小干擾分析特征值表

表8 0.636 Hz振蕩模式相關機組特征向量及參與因子

由小干擾分析結果可看出，振蕩頻率為0.636 Hz的振蕩模式，阻尼比為8.4%（由于軟件計算誤差等原因，小干擾分析阻尼比大于系統實際的大擾動阻尼比）。從表8可看出該振蕩模式中參與因子較大的機組有保山地區的蘇家河口、松山河口、臘寨、阿鳩田、等殼、三岔口等，麗江地區的梨園、阿海機組，瀾上機組有黃登、大華僑、苗尾機組。

因此，若需避免此振蕩模式出現（或增加該振蕩模式的阻尼比），可通過修改保山地區松山河口、蘇家河口及地區小電、麗江地區梨園、阿海、瀾上大華橋、苗尾、黃登的機組參數實現。

6 結束語

1）根據PMU分析結果，金中直流單極閉鎖再自啟動成功期間，系統電壓及頻率保持穩定，出現了頻率約為0.64 Hz左右的低頻振蕩模式，其阻尼比大于3%，滿足動態穩定要求；

2）直流自啟動成功，對系統造成了二次沖擊，造成短時間內系統阻尼比降低；

3）根據小干擾分析結果，該0.64 Hz左右的振蕩模式參與因子較大的機組為保山保山地區的蘇家河口、松山河口、臘寨、阿鳩田、等殼、三岔口等，麗江地區的梨園、阿海機組，瀾上機組有黃登、大華僑、苗尾機組;

4）由于保山地區機組容量小，參數修改后對該振蕩模式的改善效果不明顯，需協調總調對梨園、阿海、大華橋、苗尾、黃登電廠的相關機組進行參數修改，但該修改可能對云南電網內部其余振蕩模式產生影響，需進一步結合試驗及仿真驗證。