新东特高压直流孤岛运行闭锁策略

谢惠藩, 梅 勇, 周 剑, 徐光虎, 赵晓斌, 施 健

(1. 南方电网电力调度控制中心, 广东省广州市 510623; 2. 南方电网科学研究院, 广东省广州市 510623)

0 引言

±800 kV新东特高压直流输电工程西起云南大理剑川县新松换流站,东至广东深圳西北部的东方换流站,额定直流功率5 000 MW。该工程送端配套电源主要为澜沧江上游七级电站,包括苗尾、大华桥、黄登、里底、乌弄龙、托巴、古水等水电站,总装机约8 800 MW。

新东特高压直流调试及投产初期,送端机组投产滞后,尤其调试期间仅苗尾水电站2台机组投运,导致孤岛短路容量不足,直流孤岛运行[1-5]时存在过电压、低次谐波谐振[6]等风险,未采取相关应对措施时，直流调试期间需停运送端苗尾水电站,将会增加云南弃水电量;直流运行初期,需限制直流功率,无疑将降低送电效率,新东直流无法大功率甚至满负荷运行,输电经济效益差。

针对孤岛运行稳定问题,国内直流工程采取了延迟切除发电机组[7]和快切小组交流滤波器等控制策略[8],但均未提及关于开机不足导致的孤岛运行过电压和低次谐波谐振的应对措施。为保证调试及投产初期直流安全稳定运行,本文提出孤岛运行闭锁策略,以解决送端电源不足导致的直流孤岛过电压、低次谐波谐振以及直流限制功率运行、送端电厂被迫停运等问题,实现送端开机不足情况下新东直流大功率甚至满负荷送电。

1 跳入孤岛主动闭锁直流策略

1.1 跳入孤岛主动闭锁直流措施的必要性

1)短路电流与有效短路比

新东特高压直流工程规划设计送端孤岛运行最小短路电流为3.2 kA,孤岛方式下送端电厂应开4台机组才能满足孤岛运行最小短路电流要求,然而直流调试期间,送端仅有苗尾水电站2台机组投产,跳入孤岛后短路电流不满足设计要求,直流试运行期间,送端也仅苗尾水电站3台机组投产,跳入孤岛后短路电流也不满足设计要求,新松换流站短路电流和有效短路比见附录A表A1;调试与试运行期间,孤岛方式直流有效短路比较小,均属于弱系统,即使苗尾水电站开4台机组、大华桥开1台机组,有效短路比仍达不到2.5,孤岛运行抗扰动能力弱[9],孤岛运行风险较大,跳入孤岛需主动闭锁直流。

2)孤岛低次谐波谐振

孤岛开5台机组和孤岛开7台机组的谐波阻抗扫描结果如附录A图A1所示,开5台机组且直流投入3小组交流滤波器时的谐波阻抗最大约7 000 Ω,其中100 Hz谐波阻抗约700 Ω,二次谐波阻抗较大;开7台机组且直流投入3小组交流滤波器时的谐波阻抗最大约4 800 Ω,其中100 Hz谐波阻抗约350 Ω,二次谐波阻抗仍偏大。

孤岛方式下随着开机数量的增加,谐振频率和谐振点阻抗的幅值将逐渐降低。孤岛开9台机组、10台机组和13台机组的谐波阻抗扫描结果如附录A图A2所示,开机9台,其谐振频率点为93 Hz,谐振点阻抗幅值约3 000 Ω,100 Hz谐振阻抗幅值约为500 Ω;开机10台,谐振点频率降至88 Hz,谐振点阻抗幅值降至约2 700 Ω,100 Hz谐振阻抗幅值约为200 Ω,安全裕度大幅增加;开机13台,尽管谐波阻抗幅值进一步降低,谐振点阻抗幅值降至约1 700 Ω,但100 Hz谐振阻抗幅值仍保持在200 Ω左右,二次谐振特性变化不大。

可见,孤岛小开机方式下(9台机组及以内方式),100 Hz谐波阻抗较大,孤岛方式发生低次谐振的可能性较高,将会产生谐波过电压,损坏设备。因此9台机组及以内不建议在孤岛方式下持续运行,即跳入孤岛后为防止二次谐振过电压,需采取主动闭锁直流措施。

1.2 策略优化

由前面分析可知,小开机方式下,新东直流被动跳入孤岛运行后需采取跳入孤岛主动闭锁直流措施,但直接闭锁直流可能会导致孤岛过电压。为降低直接闭锁直流导致的孤岛过电压,提出跳入孤岛后先切除全部交流滤波器,再延时闭锁直流的策略。

苗尾水电站开2台机组、直流功率2 500 MW情况下不同闭锁策略的过电压详见附录A表A2,结果分析如下。

1)若跳入孤岛后直接闭锁直流,换流站最大操作过电压水平为2.39(标幺值,下同),超过规程2.0的要求,暂时过电压水平为1.90,暂时过电压超过1.60的持续时间为40 ms,电厂暂时过电压水平为1.50,超出国标要求[10]。

2)若采取先切除全部交流滤波器再延时闭锁直流策略,换流站最大操作过电压为1.40,满足规程不超过2.0的要求,暂时过电压为1.19,在设备招标技术规范(过电压1.40持续时间120 ms和过电压1.60持续时间60 ms)的要求之内;电厂暂时过电压为1.17,满足国标要求。可见,跳入孤岛后先切除全部交流滤波器再延时闭锁直流策略能有效地降低孤岛直流闭锁过电压。

1.3 策略的实现

跳入孤岛主动闭锁直流功能逻辑如图1所示,该功能在直流站控系统[11]中实现,直流被动跳进孤岛后300 ms内先切除全部滤波器,交流滤波器全切后延时30 ms闭锁直流,稳控系统判断直流闭锁后全切孤岛内水电机组。

该功能中被动进入孤岛信号由新东直流稳控孤岛判别装置[12]通过双位置硬接点送至直流控制保护系统,若孤岛判别装置误判将可能导致误动,因此图1逻辑中设计了新坪双线低功率防误判据,该判据在交流站控系统中实现,当交流站控系统检测到新坪甲、乙线功率低于设定值(50 MW)后便将“新坪甲线功率低”“新坪乙线功率低”信号送至直流站控系统。同时,为防止低功率防误判据出现问题导致跳入孤岛主动闭锁直流功能拒动,若交流联络线功率测控装置或交流站控系统故障则自动开放“新坪甲线功率低”“新坪乙线功率低”判据,新坪双线低功率防误判据自动满足。

图1 跳入孤岛主动闭锁直流功能逻辑Fig.1 Functional logic of automatic blocking strategy for UHVDC project jumped into island operation

图1逻辑中新松换流站孤岛判别装置实时判断送端孤岛运行方式并将判断结果送至新东直流控制保护系统,直流站控系统一旦接收到进入孤岛运行信号、交流联络线低功率防误条件满足且实际直流功率小于动作定值(7 000 MW)时,跳入孤岛主动闭锁直流功能将激活,延时5 ms切换直流站控系统,切换系统后若条件均满足则延时10 ms动作出口。

1.4 逻辑投退条件

孤岛送端开机13台以内时,直流闭锁存在过电压问题,孤岛开机13台及以上时,直流闭锁不存在过电压问题,计算结果详见附录A表A3。

考虑被动进入孤岛后双极闭锁的过电压问题,送端开机13台以内(不含13台)时需采取跳入孤岛后主动闭锁直流措施,即先切交流滤波器再延时闭锁直流;送端开机13台及以上时可退出该功能,被动进入孤岛后换流站短路电流满足设计要求,孤岛不存在低次谐波谐振问题,即使直流故障导致双极闭锁也不存在过电压风险,无须采取跳入孤岛主动闭锁直流措施。

2 现场试验与实施

为验证跳进孤岛后直流控制系统全切交流滤波器、延时闭锁直流逻辑,以及稳控系统全切孤岛机组策略正确性,开展了新东直流被动跳入孤岛逻辑现场验证试验,具体试验项目详见附录B表B1。

2.1 模拟跳入孤岛试验

1)试验概况

在A套孤岛判别装置上将转换开关把手旋转至“置孤岛状态”,模拟“联网”跳入“孤岛”(实际新坪双线仍保持在运状态,双线内送功率为300 MW),直流控制系统接收到孤岛判别信号后,全切新松换流站交流滤波器小组,延时闭锁直流双极(1 000 MW),稳控系统按照预定策略正确切除苗尾水电站2台机组(700 MW)。

双极闭锁后,新东直流及苗尾水电站一、二次设备未发现损坏和异常现象。

2)过电压分析

全切交流滤波器、延时双极闭锁后,新松换流站操作过电压为1.04,满足规程不超过2.0的要求,新松换流站暂时过电压为1.03,在设备招标技术规范要求之内;苗尾水电站暂时过电压为1.02,满足国标要求。由于该试验为联网方式下开展,故过电压水平较低。

3)动作时序分析

摸拟跳入孤岛试验动作主要时序如表1所示。

表1 模拟跳入孤岛试验动作主要时序Table 1 Main action sequence of simulation test of switching to island operation mode

由表1所示试验动作时序可见:①直流控制系统收到孤岛信号后103 ms内切除全部滤波器小组;②实际滤波器小组全部切除后约10 ms直流阀组启动紧急停机(emergency switch-off sequence,ESOF),为满足策略“30 ms延时”的要求(即滤波器小组全部切除后30 ms直流阀组启动ESOF),需将直流站控程序中跳入孤岛主动闭锁直流动作后延时80 ms发出双极闭锁指令修改为延时100 ms发出双极闭锁指令;③直流闭锁后约1 015 ms后全切2台机组,稳控策略正确。

2.2 实际跳入孤岛试验

1)试验概况

修改双极闭锁指令延时为100 ms后开展实际跳入孤岛试验。断开新坪乙线5092和5091开关(断开前新坪乙线内送有功功率200 MW),苗尾水电站出力共约500 MW(1号机功率为300 MW、2号机功率为200 MW)带新东直流700 MW转入孤岛运行。

进入孤岛后,直流控制系统按照预定策略先切除全部交流滤波器、延时双极闭锁,稳控系统按预定策略切除苗尾水电站2台机组。试验期间新东直流功率与苗尾水电站机组功率见附录B图B1。

跳入孤岛及双极闭锁后,新东直流及苗尾水电站一、二次设备未发现损坏和异常现象。

2)动作时序分析

实际跳入孤岛试验动作主要时序如表2所示。

表2 实际跳入孤岛试验动作主要时序Table 2 Main action sequence of actual test of switching to island operation mode

由表2所示试验动作时序可见:①实际进入孤岛后约139 ms直流控制系统切除全部小组交流滤波器,满足策略“直流跳入孤岛后在300 ms内切除全部小组交流滤波器”要求;②滤波器小组全部切除后约30 ms直流阀组启动ESOF,满足策略“滤波器小组全部切除后延时30 ms闭锁直流”要求;③实际直流双极闭锁后约581 ms全切苗尾水电站2台机组,稳控策略正确(定值为500 ms,由于通道延时、频率防误等原因,机组实际切除时间为581 ms)。

3)过电压分析

过电压结果如表3所示,其中过电压值均为标幺值。

表3 过电压结果Table 3 Overvoltage results

如表3所示，跳入孤岛全切交流滤波器、延时双极闭锁后,新松换流站操作过电压为1.24,满足规程要求,新松换流站暂时过电压为1.09,在设备招标技术规范要求之内;苗尾水电站暂时过电压为1.08,满足国标要求,试验结果与仿真结果较吻合。由过电压结果可见,采取先切除全部交流滤波器再闭锁直流的策略能有效降低闭锁直流导致的孤岛过电压。

图2为新松换流站交流母线电压,T1为新坪乙线断开直流跳入孤岛时刻,T2为交流滤波器全切时刻,T3为直流阀组启动闭锁时刻,可见,在交流滤波器全切后,换流站母线电压出现畸变,但由于持续时间较短(T2至T3时段),谐波电压仅持续约30 ms,在设备耐受能力内,一般不会造成设备损坏。

图2 新松换流站交流母线电压Fig.2 AC bus voltage of Xinson converter station

4)频率分析

新坪乙线断开直流跳入孤岛后,云南电网频率由49.96 Hz升至50.09 Hz,最后稳定在50.03 Hz;直流双极闭锁后南网主网频率由50.04 Hz降至49.95 Hz,最后稳定在49.96 Hz;直流双极闭锁后,孤岛系统内最高频率为52.41 Hz(EMTDC仿真约为52.6 Hz,实际结果与仿真结果较吻合),满足孤岛最高频率不超过55 Hz的要求。直流闭锁后云南电网与南网主网的频率见附录B图B2。

3 运行风险及建议

1)送端电厂小开机方式下(9台机组及以内),若新坪双线跳闸,孤岛系统未能正确判出孤岛,或致直流控制保护系统硬接点回路出现接点粘接,直流控制保护系统误判联网,该策略将拒动,孤岛系统可能发生谐波振荡及过电压等风险。

2)新坪双线运行,孤岛判别装置误判孤岛,可能导致该策略误动,造成新东直流双极闭锁,若新坪双线送至新松换流站的功率过大,尽管稳控系统会联切送端全部机组,但也会导致云南电网功率过剩,造成云南电网频率升高,导致高周切机动作。

因此,需对云南送入新东特高压直流的功率进行限制,即控制云南送入新东直流功率不超过2 000 MW,以防止孤岛判别装置误发信号引发闭锁直流,引起云南频率升高,导致云南高周切机动作。

3)为防止低功率防误判据频繁告警,实际运行中需控制新坪双线功率不少于线路低功率门槛值(100 MW),一般控制双线实际功率不低于150 MW。

4)综合考虑低次谐振及双极闭锁后的过电压问题,送端苗尾、大华桥、黄登、里底、乌弄龙、托巴等水电站开机13台以内时,新东特高压直流需投入跳入孤岛主动闭锁直流功能,确保直流跳入孤岛后设备安全,开机13台及以上,方能退出该功能。

4 结语

本文针对新东特高压直流投产初期送端机组投产滞后导致开机不足情况,开展直流被动跳入孤岛后短路电流及有效短路比、低次谐振和过电压分析,提出在直流站系统中增加跳入孤岛主动闭锁直流功能,即跳进孤岛后先切除全部滤波器再延时闭锁直流,最后稳控系统全切孤岛内水电机组,并通过现场试验验证该策略的有效性,得出主要结论如下。

1)新东特高压直流被动跳入孤岛后能够在300 ms内切除全部交流滤波器,全切交流滤波器后延时约30 ms直流启动闭锁,孤岛方式主动闭锁直流逻辑时序正确。

2)双极闭锁后稳控系统按预定策略延时切除孤岛全部机组,孤岛方式直流闭锁全切机组稳控策略正确。

3)现场实施过程中孤岛系统过电压水平和频率均满足要求,一、二次设备未发现异常,实施该策略能有效保证跳入孤岛后新东特高压直流工程和送端电厂相关设备的安全。

新东特高压直流跳入孤岛主动闭锁直流功能的成功实践,解决了送端配套电源不足导致的直流孤岛过电压、低次谐波谐振以及直流限制功率运行、送端电厂被迫停运等问题,实现送端开机不足情况下新东特高压直流大功率甚至满负荷送电,显著提高南方电网“西电东送”输电经济性和减少云南弃水量,经济效益和社会效益显著,其研究成果及实践经验值得在同类工程中推广应用。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

谢惠藩(1980—),男,通信作者,博士,高级工程师,主要研究方向:电力系统分析运行与高压直流输电系统保护控制、仿真。E-mail: xiehuifanscut@163.com

梅 勇(1980—),男,硕士,高级工程师,主要研究方向:电力系统分析运行与高压直流输电系统保护控制、仿真。

周 剑(1979—),男,硕士,高级工程师,主要研究方向:电力系统分析运行与高压直流输电系统保护控制。