蒙定中 原電力部生產司教授級高工和國際大電網CIGRE和美IEEE會員

前言

南方電網公司在廣州于2012年9月18日以圍繞大電網安全穩定控制技術和《電力系統安全穩定導則》應用實踐，召開“電網安全穩定技術研討會”，在6位院士報告后，首先邀請我們《穩定導則》編制專家作報告，本人按《穩定導則》的“分區”規定，建議南網采用直流再分三個大區、廣東再用直流分兩小區解決當時西電東送的8回500kV交流和4回直流線路的長距離并聯運行問題以及5回直流饋入珠三角的安全運行和短路電流超標問題，并滿足負荷和電源發展需求。因為內容切合實際，值得深入研究，南網公司特別安排本人第二天在其公司大樓對近百技術骨干作了近2小時報告，報告后有多人提問，啟發本人意識到邊工作必須邊學習南網多年的的實踐經驗，才能研究準確有效的解決辦法。

南網公司2013年3月26日召開“云南電網與南網主網異步聯網方案研究報告”專家評審會議，我們6位專家和全體參會代表一致贊同應用“直流背靠背使云南和主網異步聯網”，這是南網公司按《穩定導則》實行再“分區”的第一步。在2013年3月27日的“南方電網受端目標網架結構研究”專家評審會中，南網科研院也提出“以直流將廣東分東西兩區”的方案，和本人建議基本相同。

2013年10月《能源思考》曾登載本人《借鑒南方電網結構改造經驗，華東電網不應發展交流特高壓》，推舉了南網分3大區、包括廣東分兩小區的經驗，論證華東應以直流分四大區，不僅確保安全，而且在投資上是交流特高壓聯網的十二分之一(1/12)。

南網公司在2014年12月14日晚通知本人參加12月16日在廣州召開的“廣東目標網架規劃評審會議”，我已來不及參加，只能在閱讀電郵來的四個大報告后并寫出簡單的發言稿請代為發言，12月25日收到大會全部簡要發言記錄。

本人是廣東人，在電力部退休參予沙角C廠籌建運行12年后，正好在2004年針對世界最嚴重的2003年美加大停電事故，在巴黎國際大電網會議和紐約IEEE電網會議皆推薦中國《穩定導則》經驗即可有效預防。2005年我曾被邀參加廣東電網安全會議，并于《廣東電力》雜志18卷3期刊登了本人《為防止廣東電網大停電的建議》報告。所以本人有責任再為廣東電網安全發展提交本報告。

一、從事故證實電網分區的經驗——只應以直流聯網分區，不要組團

有史以來全世界共發生25次重大停電（每次負荷損失≥800萬千瓦）事故，為什么我國除臺灣外從不發生？因為按1981年頒發的《電力系統安全穩定導則》，建設了可控的“分層”、“分區”的交/直流電網結構，和安全的“分散外接電源”的電源結構；30多年我國六大分區電網取得的安全實效創世界首位。

我國都是采取直流輸電或背靠背實行電網分區，只有華中和華北區間是單回交流聯網。我國最嚴重的2006年7月1日華中電網失穩事故，失穩不能波及西北、華南和華東，因為區間都是直流聯網。但從錄波分析證實明，華北和華中間的交流聯網不僅傳送振蕩，還促成華中電網的失穩，特別是拖延了恢復再同步的時間，因此最安全可靠的分區還是只應用直流才能有效穩控聯網。實際上如把交流系統分兩部分而以交流弱聯系相聯的組團，就像華北和華中間的交流聯網，萬一任一團內發生故障、失穩、電壓/頻率崩潰等，通過交流弱聯系照樣連鎖反應到整個交流系統，根本不能起到以直流分區的安全作用，只有以直流隔離才是分區，區內任何異常都不會影響鄰區，任一區事故時，鄰區還可通過直流聯網實行支緩，30多年實踐證明以直流分區才是保證電網安全最有效的辦法。

二、保證直流本身運行安全和發揮交流電網以直流分區的安全作用

廣東是世界上直流最密集饋入的地區，首先應研究世界最嚴重的直流全停事故，吸取經驗，不論直流本身，和相配合的交流電網，都要保證直流運行安全和發揮交流電網以直流分區的安全作用。2009年11月10日巴西重大停電，就是依泰普Itaipu水電站送出的三回交流765kV線路故障連續跳閘全停后，該站并列送出的兩回±600kV共630萬千瓦的直流逆變站在同一受端交流電網（缺發電機組支持、短路電流低水平）電壓崩潰時，兩回整定不當的直流輸電直流低電壓保護（整定為電壓0.48p.u.，時間2秒）跳閘全停，造成了巴西重大停電事故。

1．提高直流本身的安全能力

經多次和南瑞電氣公司和中電普瑞電力公司的高級直流科技專家們研究，直流站已具備相當耐受交流側低電壓的能力，原來的直流低電壓保護的整定值可以相適應的改進，只要逆變站接入的交流電網不出現特別異常的長時間電壓崩潰，就可完全避免直流站閉鎖全停，沒有必要再配備交流低電壓保護。中電普瑞電力公司制造的世界電壓最高(±800kV)、容量最大（720萬千瓦）、由錦屏送到江蘇蘇南的直流輸電設備，其整流/逆變站直流電壓降到0.1p.u.(10%)時還可承受178秒，這相當可取消一般的直流低電壓保護，就等于不存在巴西式的直流閉鎖停運問題。經與其他直流設備制造部門(包括西門子、許繼)研究，現有直流逆變站的電壓整定可改為電壓0.3p.u.或更低，時間4秒或更長，也不易因電壓大幅度降低而跳閘。

南瑞田杰博士回答認為[直流低電壓保護判據主要考慮交流系統長時間異常，單純的低電壓對直流設備并不會造成危害]。因此，我們可以按現有各直流站設備條件，應進一步降低其直流低電壓保護定值(0.1～0.3p.u.)，增大其整定延時(4～8秒)。對于新建的直流工程，可以要求降低其直流低電壓定值(0.1p.u.)，增大其整定時間(8秒)，作為采購直流設備的技術條件之一。

2．發揮交流電網以直流分區的安全作用、保持多回直流安全饋入

南網規劃主網分2～3區，如實現分3大區后，西電東送廣東的500kV交流線路都等于由長距離改變為中、短距離，也解決交直流并列運行的不安全問題，安全重點已由[防止暫態失穩]轉為[防止電壓崩潰]，既能保證交流系統安全，特別是保持愈來愈多的直流輸電饋入廣東運行安全。

廣東直流饋入又快又多，三年來已由五個增至八個逆變站密集珠三角地區，總容量達2560萬千瓦，占廣東負荷約28%，密集的程度居世界首位，將來還要增加。所以當前和將來的關鍵是等如何防止長時（絕不能超過1秒）的電壓崩潰，否則有像巴西那樣造成多回直流站全停的危險，結果全部直流輸送功率全部轉移到并聯的交流500kV線路上而整個南網失穩全停。即使按將來規劃南網分三大區，不再會出現交直流并列方式，但廣東電網也有全停危險？因此怎樣支撐直流多落點？現已成為世界、特別是中國關注的重大問題。

廣東又將增大增多直流逆變站，要可靠的防止多回直流輸電集中珠三角的大停電，關鍵是防止由于故障造成廣東500kV網長時電壓崩潰。直流輸電技術上有如下的規律：一是這網上不論單相/兩相/三相故障，不論切除時間長短，都會造成換相失敗（不是閉鎖全停），但失敗的程度和其交流側母線的電壓降/相位變化有關，三相比單相故障嚴重，故障切除時間愈長愈嚴重，故障點電氣距離愈近愈嚴重。二是目前500kV網短路電流己近50～60千安水平，說明系統保持了足夠的動態無功儲備，特別是廣東繼電保護快速切除后，系統電壓立即恢復正常，各直流逆變站都迅速恢復運行，不會造成事故。只是在實際不可能出現的故障時保護/開關拒動，同時又缺乏足夠的動態無功儲備，即短路電流水平很低，引起長時電壓崩潰才有危險；三是直流逆變站的低電壓保護如果又整定不當，才會動作造成全停。所以關鍵是改革500kV電網的結構，應用直流將廣東電網再分東西兩個小區，一是控制500kV電網短路電流水平，既保持足夠的動態無功儲備，又不超標，適應今后更多的新建發電廠投入運行。二是合理的使各直流輸電分別落入不同區，任一區故障只影響本區直流，更適應將來更多的直流饋入。三是考慮容量最大的一回直流雙極閉鎖停運，但同時有其他直流和區間背靠背支援，綜合損失的電力不超過目前規定的旋轉備用6%，不會影響正常運行。同時廣東具備繼電保護可靠快速切除故障的能力，特別應繼續保持無功電力在各級電壓網分層分區基本平衡，使各發電機運行力率接近1.0，甚至像沙角C廠和抽水機蓄能等機組在低谷時進相運行，防止長時電壓崩潰，導至直流全停的危險。

從歷史實踐證明，由于直流本身問題造成閉鎖全停只可能三、四年發生一次，不可能如國網宣傳的兩回、甚至三回直流同時發生；另外由于交流系統故障導至長時電壓崩潰、造成直流低電壓保護動作全停，只有巴西發生過，我國直流受端系統短路電流容量都很強大，繼電保護動作快速，直流低電壓保護整定可靠，過去直流從不發生巴西式全停，今后更大大改進直流低電壓保護整定值，且分區后故障只影響本區直流，不影響他區直流運行。

交流系統故障會造成故障點附近多回直流輸電同時瞬間換相失敗（不是閉鎖停運），國內500kV網所有故障都可在0.1秒內快速切除后、再經0.15秒直流即恢復運行；即使開關拒動，故障也可在0.3秒切除，直流再經0.25秒恢復運行，很可靠的不會造成本身直流低電壓閉鎖保護動作停運。如2012年8月11日廣東增穗線C相接地，遠近不同的五回直流皆短時換相失敗，直流功率分別跌至故障前的0/0/39/65/70%，因切除故障快使其持續時間為40～80ms，故障切除后70～170ms時、直流功率即恢復到故障前的90%，在180～320ms時完全恢復100%。說明故障切除快，遠低于直流低電壓保護的時間整定值，就不影響運行。

三、以直流將廣東分東西兩小區的可行性研究

1．以直流分區的三種方法

第一種是應用直流背靠背分區，我國早已應用的西北－華中、東北－華北和中－俄黑河背靠背運行可靠，具備良好分區功能。另一是華中－南網和華中－華東是以直流輸電朕系兩個分區。前幾年本人研究采用逆變站在受電同時，也可實現分區的目的，經和南瑞電氣公司和中電普瑞電力公司的高級直流科技專家們研究，都得到他們的贊同。因為這樣可以節省了背靠背工程投資，起到分區隔離作用，但達不到背靠背可以完全靈活互傳電力的功能，對這樣的直流受電逆變站則可按需要設置不同的容量分別送給兩分區，而兩分區互傳電力的功能不像背靠背那么靈活，因此可以從實際的技術經濟條件決定是否采用。

圖1 廣東500kV電網用直流分東西兩小區

2013年10月《能源思考》曾登載本人《借鑒南方電網結構改造經驗，華東電網不應發展交流特高壓》，文中推舉南網分3大區、包括如圖1所示的廣東應用直流再分兩個小區，其中方案一設三個直流背靠背站，投資約30億元；方案二因運用直流逆變站兼任分區功能，只增裝一個直流背靠背站，投資只約10億元。

下表列出廣東東西分兩小區后，一回最大容量直流全停時的數據分析。

表1 以直流將廣東分東西兩小區的可行性分析數據

在研究分區時必須考慮一回最大容量直流一旦全停時，分區應能承受而不造成事故。直流輸電還有特別的優點，因為在其控制系統中配置功率快速升降功能，當區內有一回直流全停時，其他在運行的直流輸電和作為聯網的背靠背都可以快速輸出且持續短期（2小時）的1.1倍直流額定值，并可在暫時（3～10秒內）輸出更大的1.3～1.5倍直流額定值（表1未列入此支援），作為支援以補償一回最大直流全停時的負荷損失，保證直流分區的安全。上表皆假定它們為滿負荷下只增10%作為支援，如不是滿負荷則有更大的支援，可見有很大裕度。

《穩定導則》規定“每一組送電回路的輸送功率所占受端系統總負荷的比例不宜過大，具體比例可結合受端系統的具體條件來決定”。根據DL/T5429-2009“電力系統設計規程”和SD131-84“電力系統技術導則”和南網運行規定：負荷（旋轉）備用不低于最大負荷的2%；事故備用為最大負荷的8%~12%，按SD131-84導則規定，其中至少有一部分（例如50%）為旋轉備用，據此旋轉備用至少應有4%~6%，兩者疊加的旋轉備用則為6%~8%。表1所示為高峰負荷時的旋轉備用，如在低谷期間，旋轉備用自然大得多。上述計算已考慮最不利的條件：指區內全部直流和背靠背（最不利電力流向）都是滿載時，最大一回直流閉鎖全停，當系統全部的旋轉備用符合規定6%都保證安全。即使罕有出現表1的直流全停比例為7.4%時，系統頻率短時下降也不影響運行。

根據《電力系統自動低頻減負荷技術規定》，低頻減負荷規定設5輪：整定頻率分別為49Hz/48.8Hz/48.6Hz/48.4Hz/48.2Hz；每輪切除系統負荷的5～7%。按上述條件約切去第一輪負荷時就平衡了。即使旋轉備用在不滿足規程要求的時候，依靠低頻減載也防止出現嚴重事故后果。

在廣東分區的研究過程，有提出以內/外環分兩團建議，稱可以較靈活的將負荷/電源/直流落點平均分配，必要時也可適當變更。但內/外環只有選擇適當地點背靠背相聯，才能真正發揮分區的安全可靠作用，然而內/外環網路如何運行十分復雜，經常有可能變動，立體網交義過多不合理，其電網結構和負荷潮流皆不清晰，同一小地區可能存在不同團環路，對調度運行和行政管理皆帶來復雜問題和困難。所以還是以直流隔離分東西兩區運行和發展都才清晰可靠，分區后已不存在短路電流超標問題，更可使各區內的網路清晰和電源靈活直接接入，將更安全。

2．廣東電網分區后的優勢

[a]分區解決了短路電流超標的問題

分兩區后，500kV電網各處短路電流降低約5～15kA，保持為正常的40～55kA水平，解決了短路電流超標的問題。還免去了將大多數斷路器由50kA更換為63kA的費用，特別是GIS站更難，更不需要裝設短路電流限制器、串聯電抗、高阻抗的升/降壓變壓器等設備，如不盡早分區，則這些已裝設的限流設備有的作廢，有的應用特別高阻抗的變壓器反而對將來運行永遠起負作用。

[b]提高多回直流饋入的安全水平

以直流分區后隔離了鄰區的故障，鄰區故障不影響本區直流運行，通過背靠背還可支緩鄰區，特別適合于將來更多直流饋入愈來愈密集的珠三角地區。

[c]分區后更提高交流線路的穩定水平和輸送能力

分區后等于縮短500kV線路運行距離，很多線路運行條件由暫態穩定變為熱穩定更安全，能多送電又經濟，更永遠不存在交流遠距輸電的低頻振蕩問題。

3．實踐證明廣東繼電保護切除故障快速可靠更保證分區的安全

表2表示2006～2013年廣東50萬伏電網故障快速切除又有極高的重合成功率，證明更保證分區的安全。

（1）線路單相故障還來不及發展為多相，即快速切除，所以單相故障多占95.2%。即使倒塔，還末等全部導線接地即快速切除，對穩定也相當無三相短路。

（2）由于故障快速切除，所以重合成功率高達74.9%。

（3）上世紀八十年代實現“保護四統一”時，線路暫態穩定輸送能力按0.1秒切除出口三相短路確定；現已改為0.09秒；目前保護水平已大大提高，仍按0.09秒計算，必將過于保守，沒有充份發揮現有電網輸送的潛力。

（4）對輸電受暫穩限制的線路，即使不按三相短路計算輸電而萬一發生，失穩也會短時恢復同步運行，影響不大。

4．無功分層分區就地補償——提供巨大的無功緊急儲備保證直流安全運行

主要的目的是為電網提供巨大的緊急無功儲備，特別適合廣東電網的直流受電需要，同時在科學上達到最合理的降低線損的目的。根據1981年《電力系統安全穩定導則》和1989年《電力系統電壓和無功電力技術導則》都規定無功補償應分層分區就地平衡，在原則上己明確電網各層各區各地的力率應為1.0。但后一導則卻允許力率有較大的靈活性，如220kV為0.95～1.0，35～110kV為0.9～1.0，不同用戶可在0.8/0.85/0.9以上，很多電網按其規定的低力率執行，結果增大有功和無功電力的損耗。

近年廣東的用戶力率有可能提高一些，但如按力率為0.9時估算，按2015年廣東9700萬千瓦負荷，假定線損率為5%，線損約為485萬千瓦，只要將力率由0.9↗1.0，就可以節省114萬千瓦損失，使線損率由5%約減小為3.8%。

真正實現分層、分區的合理無功就地補償，可留靠發電機在事故時緊急送出無功，以防止電壓崩潰。怎樣作到嚴格無功分層就地平衡？低谷時500kV線路負荷如低于自然功率(100萬千瓦)，則線路的剩余無功，送端應由發電機吸收，目前只有沙角C/B廠和兩大抽水蓄能電站可進相運行，即可在事故時可輸出更多無功功率，防止電壓崩饋；而受端應由500kV變電所低壓電抗器吸收。高峰時500kV線路負荷如超出自然功率，送端應由發電機送出無功補償送端的線路無功損耗，受端應由500kV變電所投切電容補償。各級電壓的變壓器抽頭和配備的自動投切電容器/電抗器都應按就地無功完全補償（原則上無功也盡量不通過變壓器），大用戶無功自行補償時電價最低，基本上不將無功電力送給用戶。

5．防止電壓崩潰的后備措施——低壓減載(UVLS)和有載調壓閉鎖(VQC)

2003年美加大停電的事故報告分析，如事故始發地區事前有150萬千瓦低壓減載（和當地總負荷相比為12.4%），就可能避免此次事故，可見它的重要作用。

UVLS的切除負荷量：針對防止暫態電壓崩潰和長時電壓崩潰計算得出，但它是總的后備保護，要有相當裕度。UVLS的電壓整定：應低于正常運行的最低運行電壓，廣東220kV電壓偏差規定為額定值的-3%～+7%，實際電壓從不低于-3%，應在電壓達到崩潰邊緣前動作，原整定0.8～0.85p.u.可能不起作用，因為根據世界重大停電的錄波，電壓崩潰前的電壓邊緣：美加-0.88p.u.；法國-0.93p.u.；東京-0.92p.u.；瑞典-0.90p.u.；錄波顯示一旦低于崩潰邊緣值時，電壓即急速下降，建議研究整定值提高為0.92～0.95p.u.。(1p.u.相當于100%)

供電變壓器在電壓低時即閉鎖VQC有載調壓的整定值，應稍低于正常最低運行電壓，但盡量提前閉鎖，原整定0.85～0.9p.u.過低，建議提高為0.95p.u.或根據現場的實際情況比正常最低電壓值再低0.01～0.02p.u.就可以了。當電力系統低電壓時，提前把VQC設備調節變壓器分接頭的功能閉鎖掉是有好處的。

6．充份發揮發電機勵磁系統瞬時輸出緊急無功的能力

根據世界重大停電從錄波得出電壓崩潰前的電壓邊緣為0.88～0.93p.u.，勵磁系統的強勵啟動值應由目前的0.85p.u.提高到0.9～0.93p.u.，具體數值可按各個電力系統的情況區別對待，特別是讓勵磁系統在防止系統電壓崩潰，并為多回直流安全饋入發揮應有作用。我國大機組大都采用“自并勵可控硅勵磁系統”，由發電機出口經變壓器及可控硅整流后直供轉子電流，結構簡單，和過去旋轉的勵磁機比較，這種勵磁系統在電壓下降起動強行勵磁時反應迅速。而常規勵磁系統有勵磁機（無論是直流勵磁機或是交流勵磁機）增加了調節過程中的時間常數，強行勵磁反應稍慢。按2010年廣東60萬千瓦及以上機組總計2100萬千瓦，其中應用自并勵可控硅勵磁系統為1407.2萬千瓦，占67%；建議將來增大此比例。

四、結語

廣東用直流再分東西兩個小區，既能控制短路容量增長，又適合于多回直流安全饋入，還將解決將來更多直流饋入和裝設更多發電廠等一系列安全和短路電流問題。目前已有八個逆變站密集珠三角地區，總容量達2560萬千瓦，占廣東負荷約28%，需要盡快實施，才能盡早保證多回直流安全饋入，又徹底解決短路電流問題。如不及早實施分區，則要將大多數斷路器由50kA更換為63kA，特別是GIS站更難，還要裝設短路電流限制器、串聯電抗、高阻抗的升/降壓變壓器等設備，總費用將高于背靠背設施，而且將來一旦以直流分區后，則這些已裝設的限流設備有的作廢，有的特別高阻抗的變壓器反而對運行起負作用。

因此，為了解決南網現有一系列長距離交直流并列輸電問題和廣東多回直流安全饋入與短路電流超標問題，建議南網以直流隔離分三大區和廣東東西分兩小區的重大決策都盡快實施，才能達到《穩定導則》的安全穩定效果。