受端系统交流故障对特高压直流运行影响

受端系统交流故障对特高压直流运行影响
发布时间：2021-05-28T02:00:38.694Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第4期作者：赵佳武勇訸[导读] 在大容量、长距离传输技术和异步组网工程的应用中，特高压直流输电技术显示出其独特而显著的优势，并逐渐得到广泛应用。

内蒙古东部电力有限公司检修分公司±800千伏扎鲁特换流站内蒙古通辽市 028000
摘要：在大容量、长距离传输技术和异步组网工程的应用中，特高压直流输电技术显示出其独特而显著的优势，并逐渐得到广泛应用。

在我国近年来实施的“西电东送、全国联网”战略项目中，特高压直流输电技术被列为投资和发展重点。

随着高压直流输电线路及其输电能力在系统中所占比例的增加，研究DC系统接入对交流系统的影响显得尤为重要。

关键词：特高压直流；受端系统；换相失败；短路故障
通过研究受端系统交流故障对±800 KV特高压直流换相失败的影响，搜寻出对直流运行影响较大的重点设备，分析表明与直流逆变站电气距离较近的短路故障会导致直流换相失败。

按照故障发生概率和影响直流安全运行的严重程度，对相关设备进行电网风险评级。

制定针对性的风险防控措施，为供电企业布控直流运行风险提出指导依据。

一、特高压直流系统结构及特点
电压等级±800kV，与此对应电压等级的相关设备，高压端（±800kV）的换流变压器及其套管、穿墙套管、避雷器的相关电特性有了更高的要求；例如±800kV的耐压性能，各项绝缘装置都已经不是原来等级电压可以满足的了。

②输电量巨大。

截止目前为止，很多国家已成功投运了多种大容量3GW的高压直流输电工程。

③送电距离远。

据有关资料显示国外最长的输电线路长达1700km，而中国的特高压输电距离已经超过了2000km，居于世界顶尖水平。

③输送功率的矢量特性可以完美的监测和掌控。

④直流输电连入电网不会增加原电力系统的负荷，同时也不会对电网的稳定性造成很大影响。

⑤直流输电可以充分利用架空输电线路的空间，其空间利用率约为交流输电线路的一倍，加上送电量更多，同等输电单位走廊下，前者送电功率约为后者的4倍。

如直流±500kV线路空间利用长度约为30m，送电容量可达到3GW；同等电压等级交流500kV，线路长度利用程度即使增加为55m，送电容量却只能打到直流的三分之一1GW。

⑥相比于交流电缆对地相当于电容而引起感应电流，必须装设消弧线圈，还有伴随而来的磁损、介损等困扰，直流电缆在此就比交流性能优越很多，根本不会具有上述问题。

值得一提的是直流电缆也会有电阻性损耗，绝缘要求相比交流更低。

⑦直流输电工程两极可单独供电的特性，不惧怕另一极出现问题，单极供电也可满足用户用电需求，同时利用负荷调整的能力，也可以控制功率大小在既定范围以内。

⑧直流系统自身具有的调节功能，当系统参数发生变化时，产生机电振荡阻尼，阻尼低频振荡从而提高电力系统暂态稳定性。

⑨换流站可以调节无功功率来实现对交流电压的控制和调节。

⑩大电网之间通过直流输电非同步联网的方式，常用背靠背方式来实现，其主要的优点是：直流侧可以选择低电压大电流，子网之间不会形成干扰，而且还具备快速功率交换的能力。

高压直流输电（HVDC）技术自上世纪中期广泛应用于电力系统中到现在，熬过了汞弧阀、晶闸管阀换流时代，目前全球拥有的正常运行直流输电工程有70多项，在远距离大容量输电，海底、地下电缆输电、电力系统联网工程中取得了显著成就。

二、交流故障对直流换相的影响
1.500 kV交流短路故障。

计算表明某电网500 kV交流故障对楚穗直流运行存在较大影响。

主要表现在:1）某电网处于受端电网中心，距离各个直流逆变站电气距离近，4个500 kV厂站发生三相短路或单相金属性接地故障都会导致楚穗直流换相失败。

丰大极限方式下，当500 kV北郊站、增城站出线发生三相短路故障且主保护拒动或单相、三相短路故障且单相开关拒动时，可能导致南方电网区域楚穗直流在内的四回以上直流发生持续换相失败，引起系统电压失稳。

2）某电网区域内大多数500 kV厂站若发生500 kV母线三相故障，母差保护拒动（按0.5s切除所有出线进行校核），电网都不能保持稳定运行。

考虑到某电网中500 kV母线一般都配置了双套母差保护，拒动的风险很小，但运行维护中需注意保证两套保护装置正常投运。

2.220 kV交流短路故障。

2011年夏大运行方式下，电网220kV主网中发生三相短路故障，保护装置正确动作，系统能够保持稳定运行。

但部分厂站故障可能导致楚穗直流换相失败。

通过计算分析，2011年，电网220 kV主网中，共有28个厂站发生220 kV金属性三相短路故障均可能导致楚穗直流输电逆变发生换相失败，主要为距离穗东站以及500 kV变电站电气距离较近的220 kV变电站。

对于常见的单相接地短路故障，计算表明，仅增城站220 kV 5M母线和新塘站220 kV母线发生金属性单相短路会导致楚穗直流换相失败，其余厂站单相故障均不会引起直流换相失败。

整体上看，由于220 kV网络距离逆变站电气距离较远，故障造成逆变器换流母线电压跌落至正常运行值70%及以上，故障引发的逆变器换相失败不会导致直流功率下降到0，并且在故障消除前，由于直流输电控制的快速作用，直流功率能在故障期间开始恢复。

2012年电网结构进一步完善，220 kV电磁环基本解开后，单相接地故障后导致楚穗直流换相失败的仍然为增城站220 kV 5M母线及新塘站220 kV母线，三相故障后导致楚穗直流换相失败的220 kV变电站数量减少为21个。

变化较明显的是，500 kV广南变电站近区的220 kV变电站均不会因三相故障导致楚穗直流换相失败。

这主要是由于广南站与北郊和增城站间的220 kV电磁环网解环后，削弱了南片和中片部分220 kV变电站与穗东换流站的电气联系。

220 kV中片区的潭村站、华圃站、天河站2M母线、瑞宝站、开元站1M母线发生母线三相短路，母差保护退出，220 kV近区电网中黄埔B厂、恒运D厂或恒运C厂均可能相对主网失稳。

若考虑电厂超速保护OPC在51.5 Hz动作切除机组，500 kV系统可以维持稳定运行，但220 kV网络将损失部分负荷和电源。

三、电网风险评估及防控
经过仿真发现，楚穗直流安全运行与广州地区电网密切相关，部分交流故障可能导致多回直流持续换相失败，威胁系统稳定。

按照故障发生概率和影响楚穗直流安全运行的严重程度，对电网影响楚穗直流安全运行的重点设备进行电网风险评级，并采取以下风险防控措施:1）500 kV穗水甲乙丙线、增穗乙线、穗横甲乙线、水增线作为楚穗直流下送主要通道，需加强运行维护，防止因线路非计划停运影响直流输送功率。

2）加强北部及中东部电网无功负荷、A VC、VQC、主变抽头的管理，在负荷高峰期尽量提高片网220 kV及500 kV电压水平。

3）重点加强500 kV北郊、增城站500 kV元件及出线的运行维护，严防外力破坏、山火等引起的三相短路，落实防止500 kV开关及保护拒动的特维要求。

4）北郊、增城、广南站500 kV母线三相故障，母差保护拒动，电网都不能保持稳定运行，需加强保护定检，运行维护中注意保证两套保护装置正常投运。

5）加强中东部网部分220 kV变电站站内设备运行维护，严控母线三相短路的风险。

当工作需要退出唯一一套母差保护时，应减少保护退出时间或临时调整相关线路后备保护定值。

对重点枢纽厂站应逐步推进220 kV母差、失灵保护双重化改造。

5）做好楚穗直流双极投产后相关稳控措施及运行方式安排，制定楚穗直流故障相关事故预案，开展应急演练，落实电网大功率缺额情况下的紧急限电措施。

总之，通过研究受端系统交流故障对±800 kV楚穗特高压直流换相失败的影响，搜寻出可能导致直流换相失败的故障，通过细化风险评估，制定针对性防控措施，为供电企业布控直流运行风险提出指导依据。

参考文献
[1]赵萍.高压直流输电工程技术.2019.
[2]徐宏宇.交直流电力系统动态行为分析.2020.。