特高压直流系统闭锁故障应急处置分析

檀晓龙，王 伟，李世豪，刘 峰

（雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都610021）

1 引言

±800 kV特高压锦苏直流输电工程，是雅砻江流域锦官电源组“西电东送”的主要送出通道，双极额定功率为720万kW，线路全长2095 km。雅砻江流域干流全长1571 km，天然落差3830 m，共规划21级水电站，总装机容量约3000万kW，年发电量约1500亿kW·h；锦官电源组位于雅砻江流域下游，从上至下分别为锦西电厂（装机容量6×600 MW）、锦东电厂（8×600 MW）及官地电厂（4×600 MW），总装机容量1080万kW。

本文对锦苏直流[1～3]闭锁故障应急处置进行了分析，提出了系统送出通道中断应急管理措施。

2 锦苏安控系统

锦官电源组通过±800 kV特高压锦苏直流将电力输送至华东地区，同时通过月普、东天及城沐断面送四川主网。锦苏直流送端电网主要由锦屏换流站、500 kV月城变、木里变、普提变、锦官电源组及其输电线路组成。锦苏直流送端安全稳定控制系统（以下简称锦苏安控系统）为锦屏站、官地电厂、锦东电厂锦西电厂、月城站、南天站锦苏直流安控装置及相关通道的总称。锦苏安控系统接线如图1所示。

当锦苏直流[4-5]发生单换流器闭锁或多换流器闭锁，且故障后锦苏直流损失功率大于整定值时，向锦官电源组安控装置发出切除指定机组命令，并向月城站锦苏直流安控装置发出联切二滩机组容量的命令，其中二滩电站位于雅砻江流域官地电站下游，总装机容量6×550 MW。锦苏安控系统主要解决锦苏直流故障及500 kV月普线、月锦线故障等情况下的系统稳定问题。

图1 锦苏直流送端电网安控系统接线示意图

3 锦苏直流故障闭锁案例

2012年7月19日，锦苏直流双极低端正式运行，2012年12月12日全面完成系统调试和试运行，投运以来发生多次双极故障闭锁停运事件。

3.1 案例1：特高压直流投产初期双极闭锁故障

2012年07月24日晚上，锦苏直流双极故障闭锁，锦苏直流送端电网安控系统动作切二滩2台机组，切官地1台机组148%过速动作落进水口事故闸门。故障时，锦苏直流G2有功：0 MW（停运）；锦苏直流G1有功：1798 MW。安控系统动作切官地1台机组590 MW负荷，切二滩2台机组，总切负荷860 MW，剩余负荷通过月普断面转移至四川主网。因故障时，二滩6台机组并网，官地未完全投产，仅2台机组投产发电，其中被安控切除机组因带大负荷，发生了过速落进水口事故闸门。

应急处置的主要过程：首先立即二滩电站和官地电站分别向四川省调和国调调度员汇报机组跳闸情况，根据调度指令调整机组出力、母线电压，二滩需要手动恢复川渝断面潮流，官地电站负荷控制按照2 F-月城主变下网0～100 MW控制。运行人员监视所切机组转空载态或停机态情况，值守人员现场检查确认所切机组是否具备并网条件。现场检查确认所切机组相关设备无明显异常后，按调度指令先后将二滩所切机组恢复并网。所有机组均尽快恢复并网运行，其中二滩机组0.5 h即恢复并网。因官地电站机组过速保护动作后，要落门停机，根据规程规定机组出现过速后，不能立即并网，需要机组进行全面检查正常后，才允许并网。各电厂总出力恢复正常。由于该故障发生在主汛期，水电站水位都比较高，且新投产的电站机组并未全部并网，当出现送出系统故障后，需要通过泄洪设施来控制电站的上游水位运行在合理区间，防止出现漫坝现象。

3.2 案例2：特高压直流双极闭锁故障联切3站机组

2013年3月8日，锦苏直流故障闭锁，安控系统动作切锦东、官地、二滩共3台机组。故障前，锦苏直流极II连续3次由带功率运行转为0 MW（停运）；故障时，锦苏直流极II停运、极I故障闭锁甩功率1800 MW，安控系统动作切锦东负荷600 MW，切官地160 MW，切二滩175 MW，切木里水电站约300 MW，剩余负荷通过月普断面转移至四川主网，随即国调令锦东减400 MW以稳定月普断面潮流，送端电网恢复系统平衡。二滩、官地所切机组空载运行正常，锦东所切机组电气二级过速停机。

应急处置的主要过程：首先立即向调度汇报机组跳闸情况，根据调度指令调整机组出力、母线电压，恢复川渝断面潮流。运行人员监视所切机组转空载态或停机态情况，值守人员现场检查确认所切机组是否具备并网条件。现场检查确认所切机组相关设备无明显异常后，按调度指令先后将二滩、锦东、官地所切机组恢复并网。所有机组在2 h内均恢复并网运行，其中二滩机组0.5 h即恢复并网。最后，各电厂总出力恢复正常。

3.3 案例3：特高压直流汛期大负荷运行双极闭锁故障

2015年09月19日，锦苏直流故障闭锁，安控系统动作切锦西电站4台机、锦东电站3台机，官地电站3台机，共切除流域电站10台机组，锦官切除总负荷5700 MW。故障时，锦苏直流双极有功为0（故障前5400 MW），锦西电站总切除负荷2300 MW；锦东电站总切除负荷1600 MW；官地电站总切除负荷1800 MW。

应急处置[6～8]的主要过程：首先立即向调度汇报机组跳闸情况，根据调度指令调整机组出力、母线电压，恢复锦东、锦西断面潮流。因锦苏直流大负荷运行时，双极出现了闭锁，损失负荷540万kW。国调下令，迅速减锦东、锦西负荷，按两站总负荷不超过1700 MW控制。因锦东、锦西电站送出断面一直越限，国调下令通过采用紧急停机的方式迅速将锦东锦西负荷控制在1700 MW以内。此时，锦东、锦西电站分别紧急停运一台并网机组，损失负荷53万kW。运行人员监视所切机组转空载态或停机态情况，值守人员现场检查确认所切机组是否具备并网条件。现场检查确认所切机组相关设备无明显异常后，按调度指令先后将锦西、锦东、官地所切机组恢复并网，保证了所有机组在2 h内均恢复并网运行，其中二滩机组0.5 h即恢复并网。最后，各电厂总出力恢复正常。因锦西和官地机组被安控装置动作切除后，均剩余1台机组并网运行，对锦西和官地电站来说均有全厂停电的风险，申请上级调度开一台备用机组并网，并保持总负荷不变，以控制送出断面的稳定。同时，官地和锦东电站因水库库容小，集控中心立即下达泄洪闸门紧急操作指令，保证了水库运行的安全。

4 处置要点分析

7.19 事件是锦苏直流正式投运初期，锦苏直流近区电网构建还不完善，电源点也未完全投产，发生双极闭锁可以利用的电站资源有限，而且对于双极闭锁的处置也没有经验，不论对上级调度或者是流域电站都是一次严峻的挑战。9.19事件为锦苏直流投运以来，因双极闭锁对流域电站机组运行影响最大的一次，直接切除锦官组10台机组，随后国调又紧急停锦西、锦东各1台机组，总计减少流域电站出力超过700万kW。水电联调，上下游电站联动得到了充分的考验。

由于流域电站同时出现切机，了解及汇报信息时需分清电站、把握轻重缓急，各工位应分工明确，根据不同情况和要求配合系统进行处理。出现切机时首先应明确所切机组，同时检查系统电压、频率、运行机组的运行方式、出力、无功等变化情况，并及时作出相应调整。事故处理告一段落后，确保每个电站至少有2台机组并网运行。及时进行水务计算，避免水位越限，此次事故时锦东和官地水位均有一定裕度，为事故处理赢得了时间。

流域电站安控动作切机后，对于电站运行人员需要做好以下措施。首先要查看机组有无电气过速或者机械过速保护动作，落进水口事故闸门等情况发生，若发生后，该被切除机组短时间内不具备并网条件，应及时汇报上级调度，并做好该机组相应的隔离措施，以便维护人员现场检查。其次，安控动作切机后，正常情况下，机组应该在空载态运行，此时要检查调速器、励磁系统的运行方式是否正确，若出现机组切除后转至空转态或者调速器、励磁系统运行方式出现了变化，此时需要及时汇报上级调度，并做好检查，查明原因，以备电网需要恢复时被安控切除机组可以恢复并网运行。若出现机组切除后转至停机态，此时运行人员需要监视机组停机正常，如停机过程异常，则需要手动停机，待机组停机至全停后，则通知维护人员进行现场检查。

5 结语

作为雅砻江流域梯级电站群的锦官电源组，上下游电站之间存在紧密的电力联系，通过锦苏直流将电力输送至华东地区，涉及到华中、华东电网及川渝断面潮流，影响范围大。流域联合电力调度运行风险主要体现在锦苏直流等送出通道中断方面，本文通过锦苏直流双极闭锁案例对流域联合电力调度运行应急处置进行分析。不论是流域电站或者是集控中心，均需履行好自己的职责，通过远程调度和现场处置相互结合，才能确保电网和电站应急处置的安全性和及时性。