以直流隔离将广东电网分东西两区的论证

蒙定中 原电力部生产司教授级高工和国际大电网CIGRE和美IEEE会员

前言

南方电网公司在广州于2012年9月18日以围绕大电网安全稳定控制技术和《电力系统安全稳定导则》应用实践，召开“电网安全稳定技术研讨会”，在6位院士报告后，首先邀请我们《稳定导则》编制专家作报告，本人按《稳定导则》的“分区”规定，建议南网采用直流再分三个大区、广东再用直流分两小区解决当时西电东送的8回500kV交流和4回直流线路的长距离并联运行问题以及5回直流馈入珠三角的安全运行和短路电流超标问题，并满足负荷和电源发展需求。因为内容切合实际，值得深入研究，南网公司特别安排本人第二天在其公司大楼对近百技术骨干作了近2小时报告，报告后有多人提问，启发本人意识到边工作必须边学习南网多年的的实践经验，才能研究准确有效的解决办法。

南网公司2013年3月26日召开“云南电网与南网主网异步联网方案研究报告”专家评审会议，我们6位专家和全体参会代表一致赞同应用“直流背靠背使云南和主网异步联网”，这是南网公司按《稳定导则》实行再“分区”的第一步。在2013年3月27日的“南方电网受端目标网架结构研究”专家评审会中，南网科研院也提出“以直流将广东分东西两区”的方案，和本人建议基本相同。

2013年10月《能源思考》曾登载本人《借鉴南方电网结构改造经验，华东电网不应发展交流特高压》，推举了南网分3大区、包括广东分两小区的经验，论证华东应以直流分四大区，不仅确保安全，而且在投资上是交流特高压联网的十二分之一(1/12)。

南网公司在2014年12月14日晚通知本人参加12月16日在广州召开的“广东目标网架规划评审会议”，我已来不及参加，只能在阅读电邮来的四个大报告后并写出简单的发言稿请代为发言，12月25日收到大会全部简要发言记录。

本人是广东人，在电力部退休参予沙角C厂筹建运行12年后，正好在2004年针对世界最严重的2003年美加大停电事故，在巴黎国际大电网会议和纽约IEEE电网会议皆推荐中国《稳定导则》经验即可有效预防。2005年我曾被邀参加广东电网安全会议，并于《广东电力》杂志18卷3期刊登了本人《为防止广东电网大停电的建议》报告。所以本人有责任再为广东电网安全发展提交本报告。

一、从事故证实电网分区的经验——只应以直流联网分区，不要组团

有史以来全世界共发生25次重大停电（每次负荷损失≥800万千瓦）事故，为什么我国除台湾外从不发生？因为按1981年颁发的《电力系统安全稳定导则》，建设了可控的“分层”、“分区”的交/直流电网结构，和安全的“分散外接电源”的电源结构；30多年我国六大分区电网取得的安全实效创世界首位。

我国都是采取直流输电或背靠背实行电网分区，只有华中和华北区间是单回交流联网。我国最严重的2006年7月1日华中电网失稳事故，失稳不能波及西北、华南和华东，因为区间都是直流联网。但从录波分析证实明，华北和华中间的交流联网不仅传送振荡，还促成华中电网的失稳，特别是拖延了恢复再同步的时间，因此最安全可靠的分区还是只应用直流才能有效稳控联网。实际上如把交流系统分两部分而以交流弱联系相联的组团，就像华北和华中间的交流联网，万一任一团内发生故障、失稳、电压/频率崩溃等，通过交流弱联系照样连锁反应到整个交流系统，根本不能起到以直流分区的安全作用，只有以直流隔离才是分区，区内任何异常都不会影响邻区，任一区事故时，邻区还可通过直流联网实行支缓，30多年实践证明以直流分区才是保证电网安全最有效的办法。

二、保证直流本身运行安全和发挥交流电网以直流分区的安全作用

广东是世界上直流最密集馈入的地区，首先应研究世界最严重的直流全停事故，吸取经验，不论直流本身，和相配合的交流电网，都要保证直流运行安全和发挥交流电网以直流分区的安全作用。2009年11月10日巴西重大停电，就是依泰普Itaipu水电站送出的三回交流765kV线路故障连续跳闸全停后，该站并列送出的两回±600kV共630万千瓦的直流逆变站在同一受端交流电网（缺发电机组支持、短路电流低水平）电压崩溃时，两回整定不当的直流输电直流低电压保护（整定为电压0.48p.u.，时间2秒）跳闸全停，造成了巴西重大停电事故。

1．提高直流本身的安全能力

经多次和南瑞电气公司和中电普瑞电力公司的高级直流科技专家们研究，直流站已具备相当耐受交流侧低电压的能力，原来的直流低电压保护的整定值可以相适应的改进，只要逆变站接入的交流电网不出现特别异常的长时间电压崩溃，就可完全避免直流站闭锁全停，没有必要再配备交流低电压保护。中电普瑞电力公司制造的世界电压最高(±800kV)、容量最大（720万千瓦）、由錦屏送到江苏苏南的直流输电设备，其整流/逆变站直流电压降到0.1p.u.(10%)时还可承受178秒，这相当可取消一般的直流低电压保护，就等于不存在巴西式的直流闭锁停运问题。经与其他直流设备制造部门(包括西门子、许继)研究，现有直流逆变站的电压整定可改为电压0.3p.u.或更低，时间4秒或更长，也不易因电压大幅度降低而跳闸。

南瑞田杰博士回答认为[直流低电压保护判据主要考虑交流系统长时间异常，单纯的低电压对直流设备并不会造成危害]。因此，我们可以按现有各直流站设备条件，应进一步降低其直流低电压保护定值(0.1～0.3p.u.)，增大其整定延时(4～8秒)。对于新建的直流工程，可以要求降低其直流低电压定值(0.1p.u.)，增大其整定时间(8秒)，作为采购直流设备的技术条件之一。

2．发挥交流电网以直流分区的安全作用、保持多回直流安全馈入

南网规划主网分2～3区，如实现分3大区后，西电东送广东的500kV交流线路都等于由长距离改变为中、短距离，也解决交直流并列运行的不安全问题，安全重点已由[防止暂态失稳]转为[防止电压崩溃]，既能保证交流系统安全，特别是保持愈来愈多的直流输电馈入广东运行安全。

广东直流馈入又快又多，三年来已由五个增至八个逆变站密集珠三角地区，总容量达2560万千瓦，占广东负荷约28%，密集的程度居世界首位，将来还要增加。所以当前和将来的关键是等如何防止长时（绝不能超过1秒）的电压崩溃，否则有像巴西那样造成多回直流站全停的危险，结果全部直流输送功率全部转移到并联的交流500kV线路上而整个南网失稳全停。即使按将来规划南网分三大区，不再会出现交直流并列方式，但广东电网也有全停危险？因此怎样支撑直流多落点？现已成为世界、特别是中国关注的重大问题。

广东又将增大增多直流逆变站，要可靠的防止多回直流输电集中珠三角的大停电，关键是防止由于故障造成广东500kV网长时电压崩溃。直流输电技术上有如下的规律：一是这网上不论单相/两相/三相故障，不论切除时间长短，都会造成换相失败（不是闭锁全停），但失败的程度和其交流侧母线的电压降/相位变化有关，三相比单相故障严重，故障切除时间愈长愈严重，故障点电气距离愈近愈严重。二是目前500kV网短路电流己近50～60千安水平，说明系统保持了足够的动态无功储备，特别是广东继电保护快速切除后，系统电压立即恢复正常，各直流逆变站都迅速恢复运行，不会造成事故。只是在实际不可能出现的故障时保护/开关拒动，同时又缺乏足够的动态无功储备，即短路电流水平很低，引起长时电压崩溃才有危险；三是直流逆变站的低电压保护如果又整定不当，才会动作造成全停。所以关键是改革500kV电网的结构，应用直流将广东电网再分东西两个小区，一是控制500kV电网短路电流水平，既保持足够的动态无功储备，又不超标，适应今后更多的新建发电厂投入运行。二是合理的使各直流输电分别落入不同区，任一区故障只影响本区直流，更适应将来更多的直流馈入。三是考虑容量最大的一回直流双极闭锁停运，但同时有其他直流和区间背靠背支援，综合损失的电力不超过目前规定的旋转备用6%，不会影响正常运行。同时广东具备继电保护可靠快速切除故障的能力，特别应继续保持无功电力在各级电压网分层分区基本平衡，使各发电机运行力率接近1.0，甚至像沙角C厂和抽水机蓄能等机组在低谷时进相运行，防止长时电压崩溃，导至直流全停的危险。

从历史实践证明，由于直流本身问题造成闭锁全停只可能三、四年发生一次，不可能如国网宣传的两回、甚至三回直流同时发生；另外由于交流系统故障导至长时电压崩溃、造成直流低电压保护动作全停，只有巴西发生过，我国直流受端系统短路电流容量都很强大，继电保护动作快速，直流低电压保护整定可靠，过去直流从不发生巴西式全停，今后更大大改进直流低电压保护整定值，且分区后故障只影响本区直流，不影响他区直流运行。

交流系统故障会造成故障点附近多回直流输电同时瞬间换相失败（不是闭锁停运），国内500kV网所有故障都可在0.1秒内快速切除后、再经0.15秒直流即恢复运行；即使开关拒动，故障也可在0.3秒切除，直流再经0.25秒恢复运行，很可靠的不会造成本身直流低电压闭锁保护动作停运。如2012年8月11日广东增穗线C相接地，远近不同的五回直流皆短时换相失败，直流功率分别跌至故障前的0/0/39/65/70%，因切除故障快使其持续时间为40～80ms，故障切除后70～170ms时、直流功率即恢复到故障前的90%，在180～320ms时完全恢复100%。说明故障切除快，远低于直流低电压保护的时间整定值，就不影响运行。

三、以直流将广东分东西两小区的可行性研究

1．以直流分区的三种方法

第一种是应用直流背靠背分区，我国早已应用的西北－华中、东北－华北和中－俄黑河背靠背运行可靠，具备良好分区功能。另一是华中－南网和华中－华东是以直流输电朕系两个分区。前几年本人研究采用逆变站在受电同时，也可实现分区的目的，经和南瑞电气公司和中电普瑞电力公司的高级直流科技专家们研究，都得到他们的赞同。因为这样可以節省了背靠背工程投资，起到分区隔离作用，但达不到背靠背可以完全灵活互传电力的功能，对这样的直流受电逆变站则可按需要设置不同的容量分别送给两分区，而两分区互传电力的功能不像背靠背那么灵活，因此可以从实际的技术经济条件决定是否采用。

图1 广东500kV电网用直流分东西两小区

2013年10月《能源思考》曾登载本人《借鉴南方电网结构改造经验，华东电网不应发展交流特高压》，文中推举南网分3大区、包括如图1所示的广东应用直流再分两个小区，其中方案一设三个直流背靠背站，投资约30亿元；方案二因运用直流逆变站兼任分区功能，只增装一个直流背靠背站，投资只约10亿元。

下表列出广东东西分两小区后，一回最大容量直流全停时的数据分析。

表1 以直流将广东分东西两小区的可行性分析数据

在研究分区时必须考虑一回最大容量直流一旦全停时，分区应能承受而不造成事故。直流输电还有特别的优点，因为在其控制系统中配置功率快速升降功能，当区内有一回直流全停时，其他在运行的直流输电和作为联网的背靠背都可以快速输出且持续短期（2小时）的1.1倍直流额定值，并可在暂时（3～10秒內）输出更大的1.3～1.5倍直流额定值（表1未列入此支援），作为支援以补偿一回最大直流全停时的负荷损失，保证直流分区的安全。上表皆假定它们为满负荷下只增10%作为支援，如不是满负荷则有更大的支援，可见有很大裕度。

《稳定导则》规定“每一组送电回路的输送功率所占受端系统总负荷的比例不宜过大，具体比例可结合受端系统的具体条件来决定”。根据DL/T5429-2009“电力系统设计规程”和SD131-84“电力系统技术导则”和南网运行规定：负荷（旋转）备用不低于最大负荷的2%；事故备用为最大负荷的8%~12%，按SD131-84导则规定，其中至少有一部分（例如50%）为旋转备用，据此旋转备用至少应有4%~6%，两者叠加的旋转备用则为6%~8%。表1所示为高峰负荷时的旋转备用，如在低谷期间，旋转备用自然大得多。上述计算已考虑最不利的条件：指区内全部直流和背靠背（最不利电力流向）都是满载时，最大一回直流闭锁全停，当系统全部的旋转备用符合规定6%都保证安全。即使罕有出现表1的直流全停比例为7.4%时，系统频率短时下降也不影响运行。

根据《电力系统自动低频减负荷技术规定》，低频减负荷规定设5轮：整定频率分别为49Hz/48.8Hz/48.6Hz/48.4Hz/48.2Hz；每轮切除系统负荷的5～7%。按上述条件约切去第一轮负荷时就平衡了。即使旋转备用在不满足规程要求的时候，依靠低频减载也防止出现严重事故后果。

在广东分区的研究过程，有提出以内/外环分两团建议，称可以较灵活的将负荷/电源/直流落点平均分配，必要时也可适当变更。但内/外环只有选择适当地点背靠背相联，才能真正发挥分区的安全可靠作用，然而内/外环网路如何运行十分复杂，经常有可能变动，立体网交义过多不合理，其电网结构和负荷潮流皆不清晰，同一小地区可能存在不同团环路，对调度运行和行政管理皆带来复杂问题和困难。所以还是以直流隔离分东西两区运行和发展都才清晰可靠，分区后已不存在短路电流超标问题，更可使各区内的网路清晰和电源灵活直接接入，将更安全。

2．广东电网分区后的优势

[a]分区解决了短路电流超标的问题

分两区后，500kV电网各处短路电流降低约5～15kA，保持为正常的40～55kA水平，解决了短路电流超标的问题。还免去了将大多数断路器由50kA更换为63kA的费用，特别是GIS站更难，更不需要装设短路电流限制器、串联电抗、高阻抗的升/降压变压器等设备，如不尽早分区，则这些已装设的限流设备有的作废，有的应用特别高阻抗的变压器反而对将来运行永远起负作用。

[b]提高多回直流馈入的安全水平

以直流分区后隔离了邻区的故障，邻区故障不影响本区直流运行，通过背靠背还可支缓邻区，特别适合于将来更多直流馈入愈来愈密集的珠三角地区。

[c]分区后更提高交流线路的稳定水平和输送能力

分区后等于缩短500kV线路运行距离，很多线路运行条件由暂态稳定变为热稳定更安全，能多送电又经济，更永远不存在交流远距输电的低频振荡问题。

3．实践证明广东继电保护切除故障快速可靠更保证分区的安全

表2表示2006～2013年广东50万伏电网故障快速切除又有极高的重合成功率，证明更保证分区的安全。

（1）线路单相故障还来不及发展为多相，即快速切除，所以单相故障多占95.2%。即使倒塔，还末等全部导线接地即快速切除，对稳定也相当无三相短路。

（2）由于故障快速切除，所以重合成功率高达74.9%。

（3）上世纪八十年代实现“保护四统一”时，线路暂态稳定输送能力按0.1秒切除出口三相短路确定；现已改为0.09秒；目前保护水平已大大提高，仍按0.09秒计算，必将过于保守，没有充份发挥现有电网输送的潜力。

（4）对输电受暂稳限制的线路，即使不按三相短路计算输电而万一发生，失稳也会短时恢复同步运行，影响不大。

4．无功分层分区就地补偿——提供巨大的无功紧急储备保证直流安全运行

主要的目的是为电网提供巨大的紧急无功储备，特别适合广东电网的直流受电需要，同时在科学上达到最合理的降低线损的目的。根据1981年《电力系统安全稳定导则》和1989年《电力系统电压和无功电力技术导则》都规定无功补偿应分层分区就地平衡，在原则上己明确电网各层各区各地的力率应为1.0。但后一导则却允许力率有较大的灵活性，如220kV为0.95～1.0，35～110kV为0.9～1.0，不同用户可在0.8/0.85/0.9以上，很多电网按其规定的低力率执行，结果增大有功和无功电力的损耗。

近年广东的用户力率有可能提高一些，但如按力率为0.9时估算，按2015年广东9700万千瓦负荷，假定线损率为5%，线损约为485万千瓦，只要将力率由0.9↗1.0，就可以节省114万千瓦损失，使线损率由5%约减小为3.8%。

真正实现分层、分区的合理无功就地补偿，可留靠发电机在事故时紧急送出无功，以防止电压崩溃。怎样作到严格无功分层就地平衡？低谷时500kV线路负荷如低于自然功率(100万千瓦)，则线路的剩余无功，送端应由发电机吸收，目前只有沙角C/B厂和两大抽水蓄能电站可进相运行，即可在事故时可输出更多无功功率，防止电压崩馈；而受端应由500kV变电所低压电抗器吸收。高峰时500kV线路负荷如超出自然功率，送端应由发电机送出无功补偿送端的线路无功损耗，受端应由500kV变电所投切电容补偿。各级电压的变压器抽头和配备的自动投切电容器/电抗器都应按就地无功完全补偿（原则上无功也尽量不通过变压器），大用户无功自行补偿时电价最低，基本上不将无功电力送给用户。

5．防止电压崩溃的后备措施——低压减载(UVLS)和有载调压闭锁(VQC)

2003年美加大停电的事故报告分析，如事故始发地区事前有150万千瓦低压减载（和当地总负荷相比为12.4%），就可能避免此次事故，可见它的重要作用。

UVLS的切除负荷量：针对防止暂态电压崩溃和长时电压崩溃计算得出，但它是总的后备保护，要有相当裕度。UVLS的电压整定：应低于正常运行的最低运行电压，广东220kV电压偏差规定为额定值的-3%～+7%，实际电压从不低于-3%，应在电压达到崩溃边缘前动作，原整定0.8～0.85p.u.可能不起作用，因为根据世界重大停电的录波，电压崩溃前的电压边缘：美加-0.88p.u.；法国-0.93p.u.；东京-0.92p.u.；瑞典-0.90p.u.；录波显示一旦低于崩溃边缘值时，电压即急速下降，建议研究整定值提高为0.92～0.95p.u.。(1p.u.相当于100%)

供电变压器在电压低时即闭锁VQC有载调压的整定值，应稍低于正常最低运行电压，但尽量提前闭锁，原整定0.85～0.9p.u.过低，建议提高为0.95p.u.或根据现场的实际情况比正常最低电压值再低0.01～0.02p.u.就可以了。当电力系统低电压时，提前把VQC设备调节变压器分接头的功能闭锁掉是有好处的。

6．充份发挥发电机励磁系统瞬时输出紧急无功的能力

根据世界重大停电从录波得出电压崩溃前的电压边缘为0.88～0.93p.u.，励磁系统的强励启动值应由目前的0.85p.u.提高到0.9～0.93p.u.，具体数值可按各个电力系统的情况区别对待，特别是让励磁系统在防止系统电压崩溃，并为多回直流安全馈入发挥应有作用。我国大机组大都采用“自并励可控硅励磁系统”，由发电机出口经变压器及可控硅整流后直供转子电流，结构简单，和过去旋转的励磁机比较，这种励磁系统在电压下降起动强行励磁时反应迅速。而常规励磁系统有励磁机（无论是直流励磁机或是交流励磁机）增加了调节过程中的时间常数，强行励磁反应稍慢。按2010年广东60万千瓦及以上机组总计2100万千瓦，其中应用自并励可控硅励磁系统为1407.2万千瓦，占67%；建议将来增大此比例。

四、结语

广东用直流再分东西两个小区，既能控制短路容量增长，又适合于多回直流安全馈入，还将解决将来更多直流馈入和装设更多发电厂等一系列安全和短路电流问题。目前已有八个逆变站密集珠三角地区，总容量达2560万千瓦，占广东负荷约28%，需要尽快实施，才能尽早保证多回直流安全馈入，又彻底解决短路电流问题。如不及早实施分区，则要将大多数断路器由50kA更换为63kA，特别是GIS站更难，还要装设短路电流限制器、串联电抗、高阻抗的升/降压变压器等设备，总费用将高于背靠背设施，而且将来一旦以直流分区后，则这些已装设的限流设备有的作废，有的特别高阻抗的变压器反而对运行起负作用。

因此，为了解决南网现有一系列长距离交直流并列输电问题和广东多回直流安全馈入与短路电流超标问题，建议南网以直流隔离分三大区和广东东西分两小区的重大决策都尽快实施，才能达到《稳定导则》的安全稳定效果。