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84第 52 卷2024 年 1 月Vol.52 No.1Feb.2024云南电力技术YUNNAN ELECTRIC POWER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）摘要：云南电网与南方电网异步联网运行期间若发生直流单、双极闭锁故障，电网将出现大量富余功率，严重时可引起电网频率失稳，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、研究并制定相应的措施对电网安全稳定运行具有重要意义。本文针对电网实际发生的“821”金中直流单极闭锁故障，分析了异步运行期间直流单极闭锁对云南电网频率、电压以及功角稳定性的影响。在此基础上，通过仿真分析了直流自启动对系统稳定性的影响。根据小干扰分析，找出了参与低频振荡的相关机群，并提出了相应的解决措施。关键词：直流闭锁；频率；电压；稳定性；自启动；低频振荡Analysis and Specific Measures of 500 kV Jin-Zhong HVDC System Mono-Polar Block Fault Under Asynchronous InterconnectionYang Mingliang,Zhang Dan,Liu Xufei,Zhang Jie,Huang Run,Zeng Pijiang,Wu Xiaogang（Yunnan Power Grid Dispatching and Control Center,Kunming 650011,China）Abstract:Sometimes mono-polar or bi-polar block faults happen in asynchronous interconnection between Yunnan Power Grid and the main power gird of China Southern Power Grid.There will be lots of surplus power which may seriously result in power gridfrequencyinstabilityandlargescaleblackout.Therefore,itissignificantforpowergrids safe and stable operation to analyze andmakespecificmeasuresformono-polarblockfaultswhichhappeninactualoperationprocess.Thispaperfocusedon“8.21”Jin-ZhongHVDCsystemmono-polarblockfaultwhichhappenedinactualoperationprocess.Andtheeffectsofmono-polarblockfault on Yunnan Power Gridsfrequency,voltageandpoweranglestabilitywereanalyzed.TheeffectofHVDCselfstartonpowersystem stability was analyzed by simulation.According to small signal stability analysis results,generators participated in low frequencyoscillationwerepickedoutandspecificmeasureswereproposed.Key words:block fault;frequency;voltage;stability;self start;low frequency oscillation中图分类号：TM74文献标识码：B文章编号：1006-7345（2024）01-0084-050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。85第 52 卷2024 年第 1 期异步联网方式下500 kV金中直流单极闭锁事件分析及解决措施研究 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 潮流值/MW500 kV太金双回线500 kV黄太双回线500 kV新坪双线500 kV黄仁双回线+大鹿线+大理和平回线方向金官太安太安黄坪黄坪新松黄坪仁和大理鹿城大理和平潮流725112815421260断面极限1800165020004200表2故障前金中直流运行功率及各电厂出力情况 金中直流新东直流梨园阿海黄登苗尾大华桥功率/MW320050002000199014221407693表3故障前主要站点500 kV母线电压情况 金官换流站太安变黄坪变大理变电压/kV532533.21533.77533.793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。19:46:43.15019:46:43.810 图1金中直流极1潮流 图2金中直流极2潮流 19:46:43.15019:46:43.810 图3500 kV太金甲线潮流 图4500 kV黄太乙线潮流 图5500 kV黄仁甲线潮流86云南电力技术第 52 卷2024 年第 1 期 图6500 kV思墨乙线潮流 图7220 kV大苏回线潮流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8500 kV太金甲线频率 图9500 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。19:46:43.15019:46:43.810故障前电压307.65kV振荡平息后电压306.49kV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 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1030s）观测线路幅值/MW频率/Hz阻尼比/%500 kV太金甲线29.470.6434.27500 kV黄太乙线23.780.6433.74500 kV黄仁甲线24.620.6433.47500 kV思墨乙线13.870.6484.03220 kV大苏回线7.000.6383.19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87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 第 52 卷2024 年第 1 期荡逐渐平息；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 030s 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）时间/s金中直流单极闭锁不自启动金中直流单极闭锁自启动成功幅值/MW频率/Hz阻尼比/%幅值/MW频率/Hz阻尼比/%01062.820.76.0895.940.674.14102011.390.643.9813.310.614.2720304.970.158.483.020.596.9810306.670.665.0914.970.65.2表6不同时间段自启动对阻尼比的影响（太金甲线）时间/s金中直流单极闭锁 不自启动金中直流单极闭锁 自启动成功幅值/MW频率/Hz阻尼比/%幅值/MW频率/Hz阻尼比/%01055.730.6874.8171.260.6813.69102013.680.6285.3611.430.6114.262030稳定稳定10306.240.6594.5114.670.5955.73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。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。表7小干扰分析特征值表序号实部虚部频率/Hz阻尼比相关比38-0.8963.3460.5320.2590.40232-0.3263.6130.5750.0901.63136-0.7873.6960.5880.2081.04035-0.3373.9980.6360.0841.71439-0.8464.3960.7000.1890.89637-0.3634.5810.7290.07910.54340-0.7684.58807300.1651.04442-0.7394.9760.7920.1471.30341-0.4945.0640.8060.0979.14943-0.6435.2410.8340.1221.24945-0.6435.2410.8340.1221.24944-0.7905.2810.8400.1481.20947-0.7325.3830.8570.1351.39046-0.6115.4930.8740.1111.11954-0.6115.4930.8740.1111.11956-0.6345.510.8780.1141.705表80.636 Hz振荡模式相关机组特征向量及参与因子 电厂名称右模值右角度参与因子电厂名称右模值 右角度参与因子苏家河口0.0123 0.000.8424梨园0.0033-154.53 0.4182松山河口0.0125 1.860.5383阿海0.0037-144.28 0.3135腊寨0.0096-7.170.1636 大华桥 0.0026-134.25 0.0929阿鸠田 0.0100 10.90 0.1389黄登0.0020-134.56 0.0797等壳0.0087 8.510.1077苗尾0.0020-138.98 0.0634三岔河 0.0124 12.05 0.1029 溪洛渡 0.0013 100.56 0.0516 图110.636 Hz振荡模式参与因子模态图88云南电力技术第 52 卷2024 年第 1 期 图120.636 Hz振荡模式右特征向量模态图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。参考文献1 屠竞哲,张健,王建明,等.大规模直流异步互联系统受端故障引发送端稳定破坏的机理分析J.中国电机工程学报,2015,35(21):5492-5499.2 杨雄平,罗向东,李扬絮,等.南方电网直流闭锁故障时受端系统电压稳定问题分析J.电力系统保护与控制,2008,36(22):40-43.3 王莹,刘兵,刘天赋,等.特高压直流闭锁后省间紧急功率支援的协调优化调度策略J.中国电机工程学报,2015,35(11):2695-2702.4 南方电网安全稳定计算分析导则（Q/CSG11004-2009）.收稿日期：2024-02-03作者简介：杨明亮（1989），女，硕士，主要从事电网稳定分析和风险管控方面的研究。（E-mail）。