异步联网方式下±500 kV金中直流单极闭锁事件分析及解决措施研究

杨明亮，张丹，刘旭斐，张杰，黄润，曾丕江，吴晓刚

（云南电力调度控制中心，云南 昆明 650011）

0 前言

2017年±800 kV新东直流投产后，云南电网正常通过七回直流（±800 kV普侨直流、±800 kV新东直流、±800 kV楚穗直流、±500 kV牛从直流双回、±500 kV金中直流、±500 kV永富直流、±500 kV鲁西背靠背）与南方主网异步运行。异步联网方式下，直流单、双极闭锁，云南电网将出现大量富余功率，导致频率上升。若第二、三道防线失效，将导致云南电网频率大幅上升，严重情况下，会引起电网频率失稳，导致大面积停电事故。因此，分析实际运行过程中发生的直流闭锁故障、研究并制定相应措施对电网安全稳定运行具有十分重要的意义[1-3]。

为研究直流单极闭锁期间系统稳定性变化情况，本文对2018年8月21日实际发生的±500 kV金中直流单极闭锁且自启动成功过程中的功率转移、频率、电压、动态稳定性等多个方面展开分析，研究事件对云南电网的影响。结合BPA仿真分析，研究了直流自启动对系统的影响。结合小干扰分析，找出了参与低频振荡的相关机群，提出解决措施，为调度运行管理和调度应急处置提供了参考。

1 事件概况

2018年8月21 日19:46:43，金中直流极1单极闭锁，自动重启成功。故障前，±500 kV金中直流双极3200 MW运行，单极输送功率1600 MW。故障后660 ms，直流单极1次自动重启动成功。19:46:43，丽江地调自动化系统发500 kV太金甲线、500 kV黄太甲线、500 kV黄太乙线低频振荡告警，19:46:53，丽江地调自动化系统低频振荡告警消失。

2 故障前电网运行情况

故障发生前，除500 kV宝峰玉溪Ⅰ回线、500 kV景纳甲线停处检修外，云南电网500 kV主网全接线运行，系统频率、电压运行正常；滇西北地区交流外送断面潮流如表1所示，故障前金中直流、新东直流运行功率及主要电厂出力情况如表2所示，故障前各变电站交流电压均运行在正常水平，电压情况如表3所示。

表1 故障前滇西北地区各送电断面潮流

表2 故障前金中直流运行功率及各电厂出力情况

表3 故障前主要站点500 kV母线电压情况

3 故障后系统响应

3.1 故障后系统潮流变化情况

为分析金中直流单极闭锁故障后系统潮流变化情况，调取金中直流双极、500 kV太金甲线、500 kV黄太乙线、500 kV黄仁甲线、500 kV思墨乙线、220 kV大苏Ⅰ回线PMU数据，故障前后金官换流站换流变及各线路潮流变化情况如图1~图7所示。由图1可以看出，19:46:43.150时刻，金中直流极1发生单极闭锁故障，19:46:43.810直流自启动成功，自启动时间间隔为660 ms。金中直流单极闭锁后，500 kV太金双回线潮流由720 MW瞬时上升至2326 MW，660 ms后，直流自启动成功，此后太金双回线功率振荡衰减，至19:46:55，太金双回线恢复至故障前初始值。其余各观测线路均有类似的振荡情况出现。

图1 金中直流极1潮流

图3 500 kV太金甲线潮流

图4 500 kV黄太乙线潮流

图5 500 kV黄仁甲线潮流

图6 500 kV思墨乙线潮流

图7 220 kV大苏Ⅰ回线潮流

3.2 故障后系统频率变化情况

金中直流单极闭锁前后500 kV太金甲线频率曲线如图8所示，500 kV宝峰变500 kV母线频率如图9所示。可以看出，直流单极闭锁后太金甲线频率瞬时升高至50.7 Hz，之后振荡下降并恢复至故障前水平；在此期间，500 kV宝峰变母线频率瞬时升高至50.008 Hz，之后逐渐恢复至故障前水平（49.98 Hz）。说明金中直流单极闭锁故障并自启动成功仅影响了短时间内片区电网的频率，对主网频率影响不大。

图8 500 kV太金甲线频率

图9 500 kV宝峰变500 kV母线频率

3.3 故障后系统电压变化情况

金中直流单极闭锁前后500 kV太金甲线金官换流站侧单相电压曲线如图10所示。可以看出，直流单极闭锁后太金甲线金官换流站侧电压瞬时升高，之后振荡下降并恢复至故障前水平，满足电压稳定要求。

图10 500 kV太金甲线金官换流站侧单相电压

4 故障期间系统稳定性水平分析

选取500 kV太金甲线、500 kV黄太乙线、500 kV黄仁甲线、500 kV思墨乙线、220 kV大苏Ⅰ回线的PMU数据为分析对象，采用Prony法分析，观测线路的主导振荡模式及阻尼分析如表4所示。

表4 故障期间观测线路的主导振荡模式及阻尼分析（故障后10~30s）

可以看出，直流单极闭锁后，电网动态稳定所表现出频率为0.64 Hz左右的主导振荡模式，阻尼比平均在3%以上，根据动态稳定判据[4]：“系统中的区域间振荡模式及与大机组强相关的局部振荡模式在小扰动情况下的最低阻尼比标准不低于0.035，在大扰动情况下的最低阻尼比标准应不低于0.02”，因此，直流闭锁后，电网动态稳定性虽然受到了影响，但仍然满足导则对动稳的要求。

5 仿真分析

5.1 直流自启动对系统稳定性的影响分析

从2.2节PMU数据分析结果可以看出，金中直流单极闭锁故障发生后，各观测线路均发生不同程度的低频振荡，随着时间的推移，振荡逐渐平息；考虑到金中直流单极闭锁故障后，自启动时间间隔较短（660 ms），为研究直流自启动对振荡行为的影响，分别对金中直流单极闭锁（不自启动）和单极闭锁（自启动）两种方式进行计算，并截取故障后0~30s内黄太乙线和太金甲线的功率曲线进行prony分析，相关结果如表5、表6所示。

表5 不同时间段自启动对阻尼比的影响（黄太乙线）

表6 不同时间段自启动对阻尼比的影响（太金甲线）

从仿真结果可以看出，金中直流单极闭锁后，黄太乙线和太金甲线均发生了0.6 Hz左右的振荡模式，其中直流单极闭锁自启动成功的阻尼比明显低于直流单极闭锁不自启动的阻尼比，这是由于故障后短时间内直流自启动成功，对系统造成了二次冲击所致。随着时间推移，自启动造成的影响逐渐减弱，因此两种方式下阻尼比差异不明显。

5.2 振荡模式分析

从PMU数据Prony分析结果可看出，金中直流单极闭锁故障后，系统发生了频率为0.64 Hz左右的振荡模式，根据BPA仿真结果，系统振荡模式频率为0.6 Hz左右。为研究该振荡模式的参与机群，采用PSD-SSAP程序进行小干扰频域分析，相关特征值计算结果如表7、表8所示，模态图如图11、图12所示。

图11 0.636 Hz振荡模式参与因子模态图

图12 0.636 Hz振荡模式右特征向量模态图

表7 小干扰分析特征值表

表8 0.636 Hz振荡模式相关机组特征向量及参与因子

由小干扰分析结果可看出，振荡频率为0.636 Hz的振荡模式，阻尼比为8.4%（由于软件计算误差等原因，小干扰分析阻尼比大于系统实际的大扰动阻尼比）。从表8可看出该振荡模式中参与因子较大的机组有保山地区的苏家河口、松山河口、腊寨、阿鸠田、等壳、三岔口等，丽江地区的梨园、阿海机组，澜上机组有黄登、大华侨、苗尾机组。

因此，若需避免此振荡模式出现（或增加该振荡模式的阻尼比），可通过修改保山地区松山河口、苏家河口及地区小电、丽江地区梨园、阿海、澜上大华桥、苗尾、黄登的机组参数实现。

6 结束语

1）根据PMU分析结果，金中直流单极闭锁再自启动成功期间，系统电压及频率保持稳定，出现了频率约为0.64 Hz左右的低频振荡模式，其阻尼比大于3%，满足动态稳定要求；

2）直流自启动成功，对系统造成了二次冲击，造成短时间内系统阻尼比降低；

3）根据小干扰分析结果，该0.64 Hz左右的振荡模式参与因子较大的机组为保山保山地区的苏家河口、松山河口、腊寨、阿鸠田、等壳、三岔口等，丽江地区的梨园、阿海机组，澜上机组有黄登、大华侨、苗尾机组;

4）由于保山地区机组容量小，参数修改后对该振荡模式的改善效果不明显，需协调总调对梨园、阿海、大华桥、苗尾、黄登电厂的相关机组进行参数修改，但该修改可能对云南电网内部其余振荡模式产生影响，需进一步结合试验及仿真验证。