謝惠藩, 梅 勇, 周 劍, 徐光虎, 趙曉斌, 施 健

(1. 南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心, 廣東省廣州市 510623; 2. 南方電網(wǎng)科學(xué)研究院, 廣東省廣州市 510623)

0 引言

±800 kV新東特高壓直流輸電工程西起云南大理劍川縣新松換流站,東至廣東深圳西北部的東方換流站,額定直流功率5 000 MW。該工程送端配套電源主要為瀾滄江上游七級(jí)電站,包括苗尾、大華橋、黃登、里底、烏弄龍、托巴、古水等水電站,總裝機(jī)約8 800 MW。

新東特高壓直流調(diào)試及投產(chǎn)初期,送端機(jī)組投產(chǎn)滯后,尤其調(diào)試期間僅苗尾水電站2臺(tái)機(jī)組投運(yùn),導(dǎo)致孤島短路容量不足,直流孤島運(yùn)行[1-5]時(shí)存在過電壓、低次諧波諧振[6]等風(fēng)險(xiǎn),未采取相關(guān)應(yīng)對(duì)措施時(shí)，直流調(diào)試期間需停運(yùn)送端苗尾水電站,將會(huì)增加云南棄水電量;直流運(yùn)行初期,需限制直流功率,無疑將降低送電效率,新東直流無法大功率甚至滿負(fù)荷運(yùn)行,輸電經(jīng)濟(jì)效益差。

針對(duì)孤島運(yùn)行穩(wěn)定問題,國內(nèi)直流工程采取了延遲切除發(fā)電機(jī)組[7]和快切小組交流濾波器等控制策略[8],但均未提及關(guān)于開機(jī)不足導(dǎo)致的孤島運(yùn)行過電壓和低次諧波諧振的應(yīng)對(duì)措施。為保證調(diào)試及投產(chǎn)初期直流安全穩(wěn)定運(yùn)行,本文提出孤島運(yùn)行閉鎖策略,以解決送端電源不足導(dǎo)致的直流孤島過電壓、低次諧波諧振以及直流限制功率運(yùn)行、送端電廠被迫停運(yùn)等問題,實(shí)現(xiàn)送端開機(jī)不足情況下新東直流大功率甚至滿負(fù)荷送電。

1 跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流策略

1.1 跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流措施的必要性

1)短路電流與有效短路比

新東特高壓直流工程規(guī)劃設(shè)計(jì)送端孤島運(yùn)行最小短路電流為3.2 kA,孤島方式下送端電廠應(yīng)開4臺(tái)機(jī)組才能滿足孤島運(yùn)行最小短路電流要求,然而直流調(diào)試期間,送端僅有苗尾水電站2臺(tái)機(jī)組投產(chǎn),跳入孤島后短路電流不滿足設(shè)計(jì)要求,直流試運(yùn)行期間,送端也僅苗尾水電站3臺(tái)機(jī)組投產(chǎn),跳入孤島后短路電流也不滿足設(shè)計(jì)要求,新松換流站短路電流和有效短路比見附錄A表A1;調(diào)試與試運(yùn)行期間,孤島方式直流有效短路比較小,均屬于弱系統(tǒng),即使苗尾水電站開4臺(tái)機(jī)組、大華橋開1臺(tái)機(jī)組,有效短路比仍達(dá)不到2.5,孤島運(yùn)行抗擾動(dòng)能力弱[9],孤島運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)較大,跳入孤島需主動(dòng)閉鎖直流。

2)孤島低次諧波諧振

孤島開5臺(tái)機(jī)組和孤島開7臺(tái)機(jī)組的諧波阻抗掃描結(jié)果如附錄A圖A1所示,開5臺(tái)機(jī)組且直流投入3小組交流濾波器時(shí)的諧波阻抗最大約7 000 Ω,其中100 Hz諧波阻抗約700 Ω,二次諧波阻抗較大;開7臺(tái)機(jī)組且直流投入3小組交流濾波器時(shí)的諧波阻抗最大約4 800 Ω,其中100 Hz諧波阻抗約350 Ω,二次諧波阻抗仍偏大。

孤島方式下隨著開機(jī)數(shù)量的增加,諧振頻率和諧振點(diǎn)阻抗的幅值將逐漸降低。孤島開9臺(tái)機(jī)組、10臺(tái)機(jī)組和13臺(tái)機(jī)組的諧波阻抗掃描結(jié)果如附錄A圖A2所示,開機(jī)9臺(tái),其諧振頻率點(diǎn)為93 Hz,諧振點(diǎn)阻抗幅值約3 000 Ω,100 Hz諧振阻抗幅值約為500 Ω;開機(jī)10臺(tái),諧振點(diǎn)頻率降至88 Hz,諧振點(diǎn)阻抗幅值降至約2 700 Ω,100 Hz諧振阻抗幅值約為200 Ω,安全裕度大幅增加;開機(jī)13臺(tái),盡管諧波阻抗幅值進(jìn)一步降低,諧振點(diǎn)阻抗幅值降至約1 700 Ω,但100 Hz諧振阻抗幅值仍保持在200 Ω左右,二次諧振特性變化不大。

可見,孤島小開機(jī)方式下(9臺(tái)機(jī)組及以內(nèi)方式),100 Hz諧波阻抗較大,孤島方式發(fā)生低次諧振的可能性較高,將會(huì)產(chǎn)生諧波過電壓,損壞設(shè)備。因此9臺(tái)機(jī)組及以內(nèi)不建議在孤島方式下持續(xù)運(yùn)行,即跳入孤島后為防止二次諧振過電壓,需采取主動(dòng)閉鎖直流措施。

1.2 策略優(yōu)化

由前面分析可知,小開機(jī)方式下,新東直流被動(dòng)跳入孤島運(yùn)行后需采取跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流措施,但直接閉鎖直流可能會(huì)導(dǎo)致孤島過電壓。為降低直接閉鎖直流導(dǎo)致的孤島過電壓,提出跳入孤島后先切除全部交流濾波器,再延時(shí)閉鎖直流的策略。

苗尾水電站開2臺(tái)機(jī)組、直流功率2 500 MW情況下不同閉鎖策略的過電壓詳見附錄A表A2,結(jié)果分析如下。

1)若跳入孤島后直接閉鎖直流,換流站最大操作過電壓水平為2.39(標(biāo)幺值,下同),超過規(guī)程2.0的要求,暫時(shí)過電壓水平為1.90,暫時(shí)過電壓超過1.60的持續(xù)時(shí)間為40 ms,電廠暫時(shí)過電壓水平為1.50,超出國標(biāo)要求[10]。

2)若采取先切除全部交流濾波器再延時(shí)閉鎖直流策略,換流站最大操作過電壓為1.40,滿足規(guī)程不超過2.0的要求,暫時(shí)過電壓為1.19,在設(shè)備招標(biāo)技術(shù)規(guī)范(過電壓1.40持續(xù)時(shí)間120 ms和過電壓1.60持續(xù)時(shí)間60 ms)的要求之內(nèi);電廠暫時(shí)過電壓為1.17,滿足國標(biāo)要求?？梢?跳入孤島后先切除全部交流濾波器再延時(shí)閉鎖直流策略能有效地降低孤島直流閉鎖過電壓。

1.3 策略的實(shí)現(xiàn)

跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流功能邏輯如圖1所示,該功能在直流站控系統(tǒng)[11]中實(shí)現(xiàn),直流被動(dòng)跳進(jìn)孤島后300 ms內(nèi)先切除全部濾波器,交流濾波器全切后延時(shí)30 ms閉鎖直流,穩(wěn)控系統(tǒng)判斷直流閉鎖后全切孤島內(nèi)水電機(jī)組。

該功能中被動(dòng)進(jìn)入孤島信號(hào)由新東直流穩(wěn)控孤島判別裝置[12]通過雙位置硬接點(diǎn)送至直流控制保護(hù)系統(tǒng),若孤島判別裝置誤判將可能導(dǎo)致誤動(dòng),因此圖1邏輯中設(shè)計(jì)了新坪雙線低功率防誤判據(jù),該判據(jù)在交流站控系統(tǒng)中實(shí)現(xiàn),當(dāng)交流站控系統(tǒng)檢測到新坪甲、乙線功率低于設(shè)定值(50 MW)后便將“新坪甲線功率低”“新坪乙線功率低”信號(hào)送至直流站控系統(tǒng)。同時(shí),為防止低功率防誤判據(jù)出現(xiàn)問題導(dǎo)致跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流功能拒動(dòng),若交流聯(lián)絡(luò)線功率測控裝置或交流站控系統(tǒng)故障則自動(dòng)開放“新坪甲線功率低”“新坪乙線功率低”判據(jù),新坪雙線低功率防誤判據(jù)自動(dòng)滿足。

圖1 跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流功能邏輯Fig.1 Functional logic of automatic blocking strategy for UHVDC project jumped into island operation

圖1邏輯中新松換流站孤島判別裝置實(shí)時(shí)判斷送端孤島運(yùn)行方式并將判斷結(jié)果送至新東直流控制保護(hù)系統(tǒng),直流站控系統(tǒng)一旦接收到進(jìn)入孤島運(yùn)行信號(hào)、交流聯(lián)絡(luò)線低功率防誤條件滿足且實(shí)際直流功率小于動(dòng)作定值(7 000 MW)時(shí),跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流功能將激活,延時(shí)5 ms切換直流站控系統(tǒng),切換系統(tǒng)后若條件均滿足則延時(shí)10 ms動(dòng)作出口。

1.4 邏輯投退條件

孤島送端開機(jī)13臺(tái)以內(nèi)時(shí),直流閉鎖存在過電壓問題,孤島開機(jī)13臺(tái)及以上時(shí),直流閉鎖不存在過電壓問題,計(jì)算結(jié)果詳見附錄A表A3。

考慮被動(dòng)進(jìn)入孤島后雙極閉鎖的過電壓問題,送端開機(jī)13臺(tái)以內(nèi)(不含13臺(tái))時(shí)需采取跳入孤島后主動(dòng)閉鎖直流措施,即先切交流濾波器再延時(shí)閉鎖直流;送端開機(jī)13臺(tái)及以上時(shí)可退出該功能,被動(dòng)進(jìn)入孤島后換流站短路電流滿足設(shè)計(jì)要求,孤島不存在低次諧波諧振問題,即使直流故障導(dǎo)致雙極閉鎖也不存在過電壓風(fēng)險(xiǎn),無須采取跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流措施。

2 現(xiàn)場試驗(yàn)與實(shí)施

為驗(yàn)證跳進(jìn)孤島后直流控制系統(tǒng)全切交流濾波器、延時(shí)閉鎖直流邏輯,以及穩(wěn)控系統(tǒng)全切孤島機(jī)組策略正確性,開展了新東直流被動(dòng)跳入孤島邏輯現(xiàn)場驗(yàn)證試驗(yàn),具體試驗(yàn)項(xiàng)目詳見附錄B表B1。

2.1 模擬跳入孤島試驗(yàn)

1)試驗(yàn)概況

在A套孤島判別裝置上將轉(zhuǎn)換開關(guān)把手旋轉(zhuǎn)至“置孤島狀態(tài)”,模擬“聯(lián)網(wǎng)”跳入“孤島”(實(shí)際新坪雙線仍保持在運(yùn)狀態(tài),雙線內(nèi)送功率為300 MW),直流控制系統(tǒng)接收到孤島判別信號(hào)后,全切新松換流站交流濾波器小組,延時(shí)閉鎖直流雙極(1 000 MW),穩(wěn)控系統(tǒng)按照預(yù)定策略正確切除苗尾水電站2臺(tái)機(jī)組(700 MW)。

雙極閉鎖后,新東直流及苗尾水電站一、二次設(shè)備未發(fā)現(xiàn)損壞和異?，F(xiàn)象。

2)過電壓分析

全切交流濾波器、延時(shí)雙極閉鎖后,新松換流站操作過電壓為1.04,滿足規(guī)程不超過2.0的要求,新松換流站暫時(shí)過電壓為1.03,在設(shè)備招標(biāo)技術(shù)規(guī)范要求之內(nèi);苗尾水電站暫時(shí)過電壓為1.02,滿足國標(biāo)要求。由于該試驗(yàn)為聯(lián)網(wǎng)方式下開展,故過電壓水平較低。

3)動(dòng)作時(shí)序分析

摸擬跳入孤島試驗(yàn)動(dòng)作主要時(shí)序如表1所示。

表1 模擬跳入孤島試驗(yàn)動(dòng)作主要時(shí)序Table 1 Main action sequence of simulation test of switching to island operation mode

由表1所示試驗(yàn)動(dòng)作時(shí)序可見:①直流控制系統(tǒng)收到孤島信號(hào)后103 ms內(nèi)切除全部濾波器小組;②實(shí)際濾波器小組全部切除后約10 ms直流閥組啟動(dòng)緊急停機(jī)(emergency switch-off sequence,ESOF),為滿足策略“30 ms延時(shí)”的要求(即濾波器小組全部切除后30 ms直流閥組啟動(dòng)ESOF),需將直流站控程序中跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流動(dòng)作后延時(shí)80 ms發(fā)出雙極閉鎖指令修改為延時(shí)100 ms發(fā)出雙極閉鎖指令;③直流閉鎖后約1 015 ms后全切2臺(tái)機(jī)組,穩(wěn)控策略正確。

2.2 實(shí)際跳入孤島試驗(yàn)

1)試驗(yàn)概況

修改雙極閉鎖指令延時(shí)為100 ms后開展實(shí)際跳入孤島試驗(yàn)。斷開新坪乙線5092和5091開關(guān)(斷開前新坪乙線內(nèi)送有功功率200 MW),苗尾水電站出力共約500 MW(1號(hào)機(jī)功率為300 MW、2號(hào)機(jī)功率為200 MW)帶新東直流700 MW轉(zhuǎn)入孤島運(yùn)行。

進(jìn)入孤島后,直流控制系統(tǒng)按照預(yù)定策略先切除全部交流濾波器、延時(shí)雙極閉鎖,穩(wěn)控系統(tǒng)按預(yù)定策略切除苗尾水電站2臺(tái)機(jī)組。試驗(yàn)期間新東直流功率與苗尾水電站機(jī)組功率見附錄B圖B1。

跳入孤島及雙極閉鎖后,新東直流及苗尾水電站一、二次設(shè)備未發(fā)現(xiàn)損壞和異?，F(xiàn)象。

2)動(dòng)作時(shí)序分析

實(shí)際跳入孤島試驗(yàn)動(dòng)作主要時(shí)序如表2所示。

表2 實(shí)際跳入孤島試驗(yàn)動(dòng)作主要時(shí)序Table 2 Main action sequence of actual test of switching to island operation mode

由表2所示試驗(yàn)動(dòng)作時(shí)序可見:①實(shí)際進(jìn)入孤島后約139 ms直流控制系統(tǒng)切除全部小組交流濾波器,滿足策略“直流跳入孤島后在300 ms內(nèi)切除全部小組交流濾波器”要求;②濾波器小組全部切除后約30 ms直流閥組啟動(dòng)ESOF,滿足策略“濾波器小組全部切除后延時(shí)30 ms閉鎖直流”要求;③實(shí)際直流雙極閉鎖后約581 ms全切苗尾水電站2臺(tái)機(jī)組,穩(wěn)控策略正確(定值為500 ms,由于通道延時(shí)、頻率防誤等原因,機(jī)組實(shí)際切除時(shí)間為581 ms)。

3)過電壓分析

過電壓結(jié)果如表3所示,其中過電壓值均為標(biāo)幺值。

表3 過電壓結(jié)果Table 3 Overvoltage results

如表3所示，跳入孤島全切交流濾波器、延時(shí)雙極閉鎖后,新松換流站操作過電壓為1.24,滿足規(guī)程要求,新松換流站暫時(shí)過電壓為1.09,在設(shè)備招標(biāo)技術(shù)規(guī)范要求之內(nèi);苗尾水電站暫時(shí)過電壓為1.08,滿足國標(biāo)要求,試驗(yàn)結(jié)果與仿真結(jié)果較吻合。由過電壓結(jié)果可見,采取先切除全部交流濾波器再閉鎖直流的策略能有效降低閉鎖直流導(dǎo)致的孤島過電壓。

圖2為新松換流站交流母線電壓,T1為新坪乙線斷開直流跳入孤島時(shí)刻,T2為交流濾波器全切時(shí)刻,T3為直流閥組啟動(dòng)閉鎖時(shí)刻,可見,在交流濾波器全切后,換流站母線電壓出現(xiàn)畸變,但由于持續(xù)時(shí)間較短(T2至T3時(shí)段),諧波電壓僅持續(xù)約30 ms,在設(shè)備耐受能力內(nèi),一般不會(huì)造成設(shè)備損壞。

圖2 新松換流站交流母線電壓Fig.2 AC bus voltage of Xinson converter station

4)頻率分析

新坪乙線斷開直流跳入孤島后,云南電網(wǎng)頻率由49.96 Hz升至50.09 Hz,最后穩(wěn)定在50.03 Hz;直流雙極閉鎖后南網(wǎng)主網(wǎng)頻率由50.04 Hz降至49.95 Hz,最后穩(wěn)定在49.96 Hz;直流雙極閉鎖后,孤島系統(tǒng)內(nèi)最高頻率為52.41 Hz(EMTDC仿真約為52.6 Hz,實(shí)際結(jié)果與仿真結(jié)果較吻合),滿足孤島最高頻率不超過55 Hz的要求。直流閉鎖后云南電網(wǎng)與南網(wǎng)主網(wǎng)的頻率見附錄B圖B2。

3 運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)及建議

1)送端電廠小開機(jī)方式下(9臺(tái)機(jī)組及以內(nèi)),若新坪雙線跳閘,孤島系統(tǒng)未能正確判出孤島,或致直流控制保護(hù)系統(tǒng)硬接點(diǎn)回路出現(xiàn)接點(diǎn)粘接,直流控制保護(hù)系統(tǒng)誤判聯(lián)網(wǎng),該策略將拒動(dòng),孤島系統(tǒng)可能發(fā)生諧波振蕩及過電壓等風(fēng)險(xiǎn)。

2)新坪雙線運(yùn)行,孤島判別裝置誤判孤島,可能導(dǎo)致該策略誤動(dòng),造成新東直流雙極閉鎖,若新坪雙線送至新松換流站的功率過大,盡管穩(wěn)控系統(tǒng)會(huì)聯(lián)切送端全部機(jī)組,但也會(huì)導(dǎo)致云南電網(wǎng)功率過剩,造成云南電網(wǎng)頻率升高,導(dǎo)致高周切機(jī)動(dòng)作。

因此,需對(duì)云南送入新東特高壓直流的功率進(jìn)行限制,即控制云南送入新東直流功率不超過2 000 MW,以防止孤島判別裝置誤發(fā)信號(hào)引發(fā)閉鎖直流,引起云南頻率升高,導(dǎo)致云南高周切機(jī)動(dòng)作。

3)為防止低功率防誤判據(jù)頻繁告警,實(shí)際運(yùn)行中需控制新坪雙線功率不少于線路低功率門檻值(100 MW),一般控制雙線實(shí)際功率不低于150 MW。

4)綜合考慮低次諧振及雙極閉鎖后的過電壓問題,送端苗尾、大華橋、黃登、里底、烏弄龍、托巴等水電站開機(jī)13臺(tái)以內(nèi)時(shí),新東特高壓直流需投入跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流功能,確保直流跳入孤島后設(shè)備安全,開機(jī)13臺(tái)及以上,方能退出該功能。

4 結(jié)語

本文針對(duì)新東特高壓直流投產(chǎn)初期送端機(jī)組投產(chǎn)滯后導(dǎo)致開機(jī)不足情況,開展直流被動(dòng)跳入孤島后短路電流及有效短路比、低次諧振和過電壓分析,提出在直流站系統(tǒng)中增加跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流功能,即跳進(jìn)孤島后先切除全部濾波器再延時(shí)閉鎖直流,最后穩(wěn)控系統(tǒng)全切孤島內(nèi)水電機(jī)組,并通過現(xiàn)場試驗(yàn)驗(yàn)證該策略的有效性,得出主要結(jié)論如下。

1)新東特高壓直流被動(dòng)跳入孤島后能夠在300 ms內(nèi)切除全部交流濾波器,全切交流濾波器后延時(shí)約30 ms直流啟動(dòng)閉鎖,孤島方式主動(dòng)閉鎖直流邏輯時(shí)序正確。

2)雙極閉鎖后穩(wěn)控系統(tǒng)按預(yù)定策略延時(shí)切除孤島全部機(jī)組,孤島方式直流閉鎖全切機(jī)組穩(wěn)控策略正確。

3)現(xiàn)場實(shí)施過程中孤島系統(tǒng)過電壓水平和頻率均滿足要求,一、二次設(shè)備未發(fā)現(xiàn)異常,實(shí)施該策略能有效保證跳入孤島后新東特高壓直流工程和送端電廠相關(guān)設(shè)備的安全。

新東特高壓直流跳入孤島主動(dòng)閉鎖直流功能的成功實(shí)踐,解決了送端配套電源不足導(dǎo)致的直流孤島過電壓、低次諧波諧振以及直流限制功率運(yùn)行、送端電廠被迫停運(yùn)等問題,實(shí)現(xiàn)送端開機(jī)不足情況下新東特高壓直流大功率甚至滿負(fù)荷送電,顯著提高南方電網(wǎng)“西電東送”輸電經(jīng)濟(jì)性和減少云南棄水量,經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益顯著,其研究成果及實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)值得在同類工程中推廣應(yīng)用。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

謝惠藩(1980—),男,通信作者,博士,高級(jí)工程師,主要研究方向:電力系統(tǒng)分析運(yùn)行與高壓直流輸電系統(tǒng)保護(hù)控制、仿真。E-mail: xiehuifanscut@163.com

梅 勇(1980—),男,碩士,高級(jí)工程師,主要研究方向:電力系統(tǒng)分析運(yùn)行與高壓直流輸電系統(tǒng)保護(hù)控制、仿真。

周 劍(1979—),男,碩士,高級(jí)工程師,主要研究方向:電力系統(tǒng)分析運(yùn)行與高壓直流輸電系統(tǒng)保護(hù)控制。