葛洲坝至南桥直流输电工程于1990年双极投入运行，大部分时间输送功率小于300MW。三峡水电厂建成投运后，葛南直流系统将承担输送三峡电力的任务，输送功率将达到额定容量。为满足今后的运行要求，国家电力公司组织了葛南直流输电系统额定容量输电考核试验。试验从1998年9月15日开始，至26日结束，历时12天，试验内容包括直流单极最大输送功率600MW、双极最大输送功率1200MW等9项。试验期间直流系统累积输送电量达179.46GWh，试验取得了圆满成功，各项技术指标均达到预期要求。本次试验为三峡电力通过葛南直流系统安全外送打下了良好的技术基础。

　　为了保证试验顺利进行和试验时电网的安全，对试验的运行方式进行了全面的潮流稳定计算，计算采用中国电科院的综合程序，重点分析了直流输送额定功率时交流系统故障稳定水平、直流故障对交流系统的影响及交、直流复杂故障时的系统稳定水平，研究了相应的安全对策并提出了稳定措施。

　　根据大量的计算分析，归纳出影响华中电网500kV主网架稳定水平的三要素：葛洲坝大江电厂的外送功率决定了故障期间送端机组的加速程度；鄂东受电功率反映了远距离送电规模，即联络线潮流的大小；鄂东大机组的运行台数代表了受端网负荷中心的支撑能力。依此作为制定电网稳定运行规定的三项参考指标。在正常运行方式中，华中电网500kV主网架的稳定水平基本上达到了电力系统稳定导则的要求，发生单相故障时无需采用稳定措施；发生三相永久故障时需要在送端投入制动电阻或切除葛洲坝机组，在受端切除部分负荷。在试验方式中直流增至额定功率，对葛凤、葛换、双玉、葛岗等线路的计算分析表明，交流电网稳定水平与直流输送功率大小相关性不大，仍可按确定稳定措施的三要素采取稳定措施。因为直流控制系统调节速度快，直流采用定电流定功率运行时，在交流系统发生故障情况下直流传输功率会自动减小，故障切除后可以迅速恢复输送功率，机组获得的加速功率较小；另外，在对系统电压影响方面，故障时直流特性近似于恒定阻抗负荷，不同于感应电机负荷，在故障期间吸收大量无功，影响系统电压的恢复，因此增加葛南直流输送功率对交流系统故障的暂态稳定水平影响不大。例如，在直流送华东1　200MW、大江电厂外送2060MW、鄂东8台机组运行、葛凤线潮流769MW的基本方式中，葛凤线葛侧三相永久故障所需稳定措施为投入葛洲坝600MW电气制动、切除大江电厂3台机和鄂东300MW负荷，与直流送300MW时的措施相同。

　　直流送华东1200MW双极闭锁或直流接地故障时，功率倒回交流系统，不存在暂态稳定问题，主要问题是电网频率升高和变压器过负荷。

　　当系统出现1200MW不平衡功率时，按负荷每变化100MW可使频率变化0.05Hz估算，系统频率将升高0.6Hz左右。目前华中电网实际运行频率接近50.2Hz，双极闭锁后频率可能接近51Hz。1990年进行的大型汽轮发电机组频率异常运行时间的调查结果认为：“多数发电机组允许长期运行的频率变化范围为48.5～50.5Hz”。为保证设备安全，当双极闭锁时考虑采用切除葛洲坝机组的措施，并在五强溪电厂投入高周切机装置。

　　直流闭锁后，1200MW功率由500kV主网送出，4省负荷按比例进行分配，500kV线路、联变负荷均有不同程度的增加，如表1所示。

　　表1　直流闭锁后负荷的分配情况　单位：MW

　　

　　500kV联变额定容量均为750MVA。由于河南用电负荷较大，相应地在倒回直流功率中占有较大份额。姚双线潮流增加510MW，由姚联变和郑联变分担。姚联变向豫南地区供电，正常即处于高负载状况，直流闭锁后过负荷达1.2倍以上。鄂东有3台联变分担直流闭锁倒回的功率，凤变基本上满载。为了保证设备安全，应考虑采取以下对策：

　　(1)合理安排开机方式，减轻和均衡500kV联变的正常潮流。

　　(2)直流输送大负荷时双极闭锁，切除大江电厂机组。

　　(3)加用姚孟、凤凰山、玉贤、云田等联变过负荷时的切负荷措施。

　　当直流系统发生双极短路故障时，与双极闭锁相比，交流系统电压在故障冲击下会有所下降，由于换流变有较大阻抗，因此相对于大江电厂母线三相瞬间故障对系统冲击要轻得多。系统的稳定水平和所需安全措施与双极闭锁时的相同。

　　本文对交流线路发生三相故障同时直流发生双极闭锁的交、直流复杂故障进行了校核计算。葛凤线葛侧三相故障同时直流双极送1200MW闭锁，若仍按正常稳定运行规定加用发生单纯三相故障时的措施，即投入600MW电气制动、切除大江3台机和鄂东300MW负荷，那么由于江西网与主网联系十分薄弱，在故障扰动与直流返回功率冲击下，鄂赣间联络线功率将出现增幅振荡，数秒钟后最大峰值达600MW以上，江西电网机组在动态过程中失去同步，联络线送端侧地区电网电压也随之发生崩溃。增加切除大江机组至6台，以减少直流倒回功率的影响，减小鄂赣联网线潮流，则主网和江西网在动态过程中均能保持稳定运行。

　　根据计算分析结果可以得出以下结论：

　　(1)华中电网500kV交流系统暂态稳定水平与葛南直流输送功率相关性不大。直流输送功率增至额定功率时交流网发生故障，为保持电网暂态稳定运行所需采取的稳定措施与直流输送小功率时的相同。

　　(2)葛南直流送华东1200MW时发生双极闭锁，华中交流网无暂态稳定问题。但过剩功率可能使电网频率升高至影响某些机组正常运行的程度，并可能导致500kV联变过负荷。

　　(3)直流双极输送额定功率情况下发生交流500kV线路三相短路及直流双极闭锁复杂故障时，若仍按单一故障选用稳定措施，江西电网与主网联络线将发生增幅振荡，在动态过程中失去同步。

　　为了确保试验期间电网安全稳定运行，根据计算分析情况可提出以下安全对策：

　　(1)合理安排运行方式，使电网有较高的安全稳定储备系数。鄂东保持一定的开机容量，200MW及以上大机不少于6台，以提高受瑞支撑能力；在开机方式安排上，注意降低500kV联变正常负荷水平，以避免直流功率倒回时出现严重过负荷。

　　(2)加大电网运行中的水电机组旋转备用容量，以减缓直流或交流系统故障对电网频率的影响。网调直调水电厂在高峰时余留450MW备用，可满足一台300MW机组跳闸；低谷时余留负备用450MW，作为直流闭锁时的调整容量。另外在运行中加强频率控制，以避免出现较高频率，频率变化范围尽可能限制在(50－0.1)Hz～(50＋0.1)Hz之间。

　　(3)针对直流输送大功率这一运行工况相关的安全稳定问题，考虑采用主、备相结合的原则安排稳定措施，以确保电网安全稳定运行。将直流闭锁切机作为主要措施，在葛洲坝电厂安装一套“交直流混合电力系统联合调节双微机控制装置”，实现就地判断直流闭锁功率的大小，确定切除葛洲坝机组的数量，切除葛洲坝机组以减小直流倒回交流系统功率的影响；各500kV联变过负荷时切负荷、五强溪等水电厂的高周切机、鄂赣联网线过负荷时切负荷和振荡解列等作为后备安全措施，当切机措施失败或者发生复杂故障时，限制系统频率升高和元件过负荷，解列与主网失步的江西电网，以防止事故扩大。