特高压直流系统

2024-06-10

特高压直流系统（精选九篇）

特高压直流系统篇1

国内的向家坝—上海和云南—广东两条±800kV特高压直流输电工程建成投运,标志着特高压直流输电已经在我国的高压输电领域发挥了重要作用。

向家坝—上海±800 kV特高压直流输电工程是以ABB公司的DCC800系统为核心建立起来的,DCC800控制主机可完成阀层、极层、双极层的控制。

顺序控制是直流输电系统中一种能依次完成一系列操作步骤的自动控制功能[1]。顺序控制的作用是保证换流站内开关的安全、可靠操作,输电系统的平稳起停,以及各种控制方式与开关场接线方式之间的平稳切换。下面就向家坝—上海±800 kV特高压直流输电工程的各种顺序控制的功能、原理等进行深入的分析和探讨。

1 顺序控制的概念及功能

顺序控制是指对换流站内一组电动开关、刀闸的开/合操作,和换流阀的解锁/闭锁所提供的自动执行功能。

顺序控制应至少包括以下功能:

1)顺序控制应具有自动执行和按步执行两种功能。按步执行时,每执行一步,应按照运行人员的选择,决定是继续下一步的操作还是停止顺序控制的执行。

2)应提供自动执行和按步执行的相互转换功能,且不应限制相互转换的次数。

3)在顺序控制执行过程中,如果由于设备原因造成顺序控制无法执行下去,顺序控制操作应停止在该设备处,待运行人员手动操作该设备后,由运行人员决定该顺序操作是按自动执行或按步执行的方式来继续执行还是退回到该顺序操作的起始点。

4)在顺序控制执行过程中,运行人员应能够中止或暂停该顺序控制的执行。在暂停状态下,应能由运行人员决定该顺序操作。

2 顺序控制的模式转换

2.1 联合控制

联合控制:联合控制模式下整流站和逆变站的自动配合是由控制顺序完成,且两站的电流命令自动同步。有如下两种方式。

方式一:主站检测两站的允许位都有效的情况下,当运行人员下发操作命令时,主站将通过站间通信给从站转发此命令。例如,控制产生的降压运行模式,从站接收到命令后,配合主站改变当前运行状态。

方式二:当运行人员下发命令时,主站只检测本站的允许位,有效时主控站将会执行模式转换。更新的状态通过站间通信发送给从控站。当从控站接收到新的状态时,配合运行特性改变状态。

2.2 独立控制

独立控制:独立控制下,站间通信不能用来同步命令,运行人员必须通过电话联系来执行站间的配合。

2.3 协调

在主控站总能手动由联合控制切换为独立控制。在从控站,在没有站间通信情况下,才能切换到独立控制,两站若要改变运行模式,必须都切换到独立模式。

在站间通信正常,而且整流站和逆变站的电流命令匹配时,主控站运行人员可以由独立控制切换到联合控制模式。

在联合控制模式下站间通信故障时,若两站不切换控制模式,系统将保持无站间通信的联合模式,后备同步控制激活。当站间通信恢复后,系统自动继续联合控制[2]。

运行人员可以根据联合控制和独立控制的协调进行功率控制和电流控制的转换、功率方向的转换以及全压运行和降压运行的转换。

3 换流阀顺序控制

特高压直流输电工程一个极具有两个12脉动的串联阀组:高压阀组和低压阀组[3]。运行人员通过换流阀顺序控制处理换流阀的起/停以及整流站和逆变站之间的配合。下面仅就其中一个阀组进行讨论。阀组的开关配置如图1所示。

3.1 换流阀连接顺控

前提条件是换流阀具备已连接状态(RFC)。其连接过程如下:

1)分开BPB(若BPB是合上的)。

2)合上CI和AI。

3)分开BPI。

3.2 换流阀隔离顺控

前提条件是换流阀是闭锁的且旁通断路器BPB是合上的。其隔离过程如下:

1)合上BPB(若BPB是分开的)。

2)合上BPI。

3)分开CI和AI。

3.3 换流阀带电退出顺控

换流阀带电退出的前提条件是双极或极功率命令低于或等于在退出换流阀后的双极或单极功率命令的限制。此外,单极最后一个换流阀不允许手动在线退出[4]。

对于换流阀带电退出,逆变站的换流阀的退出先于整流站。唯一的例外是保护动作(保护触发后,一般退出低压阀组)。

两个串联换流阀之一的手动“带电退出”命令操作按照以下顺控执行:

1)以90°Alpha角触发要退出的换流阀(使阀的端电压接近为0)。

2)投入旁通对。

3)合上旁通断路器。

4)闭锁换流阀。

4 极顺序控制

极的顺序控制主要是来配合整流站和逆变站进行开路试验(OLT),来测试直流线路或一个站的单极的电压绝缘能力是否满足要求。极的开关配置如图2所示。

4.1 极连接顺控

极连接顺序操作是先将换流器与中性母线连接,然后再与极线连接。此顺序操作只影响本站相应极。

1)连接直流滤波器DC FILTER。

2)合上中性母线接地隔离开关WN.Q15。

3)合上大地回线中性母线隔离开关WN.Q12。

4)合上金属回线中性母线隔离开关WN.Q11.Q11。

5)合上中性母线断路器P1.WN.Q1。

6)合上极线路隔离开关WN.W1.Q11。

4.2 极隔离顺控

极隔离顺控的启动方式:手动命令,极故障或最后一个换流器故障。

若直流线路电流IDL小于预设值(程序设置为0.02 p.u.):

1)打开极线路隔离开关WN.W1.Q11。

2)打开中性母线断路器P1.WN.Q1(当直流线路对地电压UDL下降到断路器承受范围内)。

3)打开大地回线中性母线隔离开关WN.Q12。

4)打开金属回线中性母线隔离开关WN.Q11.Q11。

若IDL大于预设值(例如投旁通对或直流线路发生接地故障时),先打开中性母线断路器,最后打开极线路隔离开关。

4.3 极起动控制

对于极起动顺序控制,如果两站需要投运的换流阀都处于准备运行(RFO)状态,顺控会协调逆变站先启动。如果没有交流滤波器连接,会发命令给RPC连接第一组滤波器。当第一组滤波器连接后,会下令换流阀解锁,当得到换流阀已解锁的信号后,延时200 ms解除移相命令。当整流器接收到逆变器已解锁的信号后,整流器会以同样的方式解锁。

4.4 极停运顺控

对于极停运顺序控制,如果发起极或双极停运顺控,功率(电流)命令必须设置为一个低于最小运行功率(电流)的定值。当功率(电流)低于定值时,极停运顺控会自动被起动。

站间通信正常情况下,当保护被触发时,本站的极停运后,控制顺控会自动停运对站的极。停运次序整流站先于逆变站。

5 双极顺控

所有的双极功能都分布到极层,因此为了便于两极间的配合,控制系统会自动选择一个极作为主导极,另一极的顺序操作和开关联锁系统跟从主导极控制。所有操作指令送到主导极作为双极控制,联锁信号和状态信号在两极间传送。

双极起动必须以极电流/功率起动,两个极都正常起动后,改变控制模式为双极功率控制,进行双极功率控制,平衡两极的功率,以保证通过大地的电流达到最小。

输入低于双极运行最小功率限制的功率指令,当功率小于定值时,双极自动停运。双极的开关配置如图3所示。

5.1 大地回线转金属回线

为避免通过较高的连续电流流过大地,当双极运行方式的一个极退出运行时,继续运行的极将不充电的极的线路作为回路(金属回线),在运行中可以正常实现在大地回线和金属回线之间的转换。如果故障换流阀的极还没有隔离,当开始转换成为金属回线时,极隔离命令由金属回线顺控发出[5]。

为了最小化MRTB上的压力,在金属回线回路建立起来之后,直到金属回线的线路电流稳定前,MRTB不能分开。如果MRTB断开接地极电流失败,断路器失灵保护会对断路器进行重合。

大地回线--->金属回线开关分合顺序:

整流站

1)合上WN-Q16-Q11。

2)合上WN-Wx-Q12。

3)合上WN-Q2(GRTS)。4)打开WN-Q3(MRTB)、WN-Q18、WN-Q19。逆变站

1)合上WN-Q16-Q11。

2)合上WN-Wx-Q12。

5.2 金属回线转大地回线

从金属回线转为大地回线可以在运行中进行,因此,在分开金属回线回路之前,大地回线回路必须建立起来,如果大地回线回路电流实测值小于预设值,GRTS开关就不能进行操作。

为了最小化GRTS上的压力,在大地回线回路建立起来之后,直到接地极电流稳定之前,GRTS不能分开。如果GRTS开关断开电流失败,断路器失灵保护将重合断路器。

金属回线--->大地回线开关分合顺序:

整流站

1)合上WN-Q18、WN-Q19、WN-Q3(MRTB)。

2)打开WN-Wx-Q12。

3)打开WN-Q16-Q11。

4)打开WN-Q2(GRTS)。

逆变站

1)打开WN-Wx-Q12。

2)打开WN-Q16-Q11。

6 结语

本文阐明了向家坝—上海±800 kV特高压直流输电工程各种顺序控制的实现条件、实现原理、实现过程及系统间的配合。

顺序控制的应用为换流站直流系统状态提供安全可靠的转换、稳定的起停、以及在不同的控制和配置模式中稳定的转变,同时为换流站运行人员提供了断路器、隔离开关和接地刀闸的简单操作。

摘要：介绍了特高压直流输电系统中顺序控制的概念及功能,模式转换的顺序控制,换流阀层的顺序控制,极层的顺序控制,双极层的顺序控制。根据特高压直流输电工程换流站运行的特点,分别列出换流阀层、极层、双极层的开关配置。结合特高压直流输电系统实验及工程现场运行情况,分析了顺序控制的实现条件,换流站开关的联锁逻辑,以及系统间的配合。向家坝—上海±800kV特高压直流输电工程成功投运,证明顺序控制能够保证换流站内开关的安全、可靠操作,输电系统的平稳起停,以及各种控制模式之间的平稳切换。

关键词：特高压直流输电,顺序控制,换流站,换流阀,极,双极

参考文献

[1]赵婉君.高压直流输电工程技术[M].北京:中国电力出版社,2004.ZHAO Wan-jun.HVDC transmission engineering Technology[M].Beijing:China Electric Power Press,2004.

[2]王徭.特高压直流输电控制与保护技术的研究[J].电力系统保护与控制,2009,37(15):53-58,64.WANG Yao.Study on the control and protection system of ultra high voltage direct current transmission[J].Power System Protection and Control,2009,37(15):53-58,64.

[3]刘威,赵渊,周家启,等.高压直流输电系统单双12脉接线可靠性对比研究[J].电力系统保护与制,2008,36(9):29-34.LIU Wei,ZHAO Yuan,ZHOU Jia-qi,et al.Comparison and research on the reliability between the12-pulse and2x12·pulse HVDC transmission system[J].Power System Protection and Control,2008,36(9):29-34.

[4]陈潜,张尧,钟庆,等.±800kV特高压直流输电系统运行方式的仿真研究[J].电力系统保护与控制,2007,35(16):27-32.CHEN Qian,ZHANG Yao,ZHONG Qing,et al.Simulation of±800kV UHVDC system under diferent operation modes[J].Power System Protection and Control,2007,35(16):27-32.

《特高压交直流电网》于北京首发篇2

12月6日，特高压电网发展研讨会暨《特高压交直流电网》首发仪式在京举行。据一览电力英才网了解，该书由国家电网公司董事长、党组书记刘振亚编著，全面总结了我国在特高压电网建设方面所取得的研究成果、理论创新和工程实践，是我国特高压理论和实践创新的集大成之作，提出建设以特高压电网为骨干网架的坚强智能电网是解决能源和电力发展深层次矛盾的治本之策，能够满足各类大型能源基地和新能源大规模发展的迫切需要。国家电网公司副总经理、党组成员、工会主席王敏主持会议并做总结发言。国家新闻出版广电总局出版管理司副司长王然评价《特高压交直流电网》一书是国内先进科技学术出版物的杰出代表之一，具有很高的学术价值。中国工程院院士杨奇逊认为，该书全面总结了我国特高压电网建设取得的成果，较好地回答了特高压电网在建设过程中遇到的各种战略研究问题。中国工程院院士、西安交通大学电气工程学院院长邱爱慈表示，该书展现了我国在特高压电网自主知识产权方面取得的成果。

中国机械工业联合会副会长蔡惟慈，中国科学技术协会学术部副部长刘兴平，中国电力（电力招聘）企业联合会党组成员兼秘书长王志轩，中国电机工程学会常务副理事长陈峰，华北电力大学校长刘吉臻，清华大学、上海交通大学、山东大学、浙江大学有关专家，中国西电集团公司、中国能源建设集团有限公司、中国电力建设集团有限公司、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国大唐集团公司、中国电力投资集团公司有关同志出席会议并发言。与会领导及专家一致认为，《特高压交直流电网》一书内容丰富、分析透彻、见解深刻，提出“以特高压为特征的大电网接入水电、风电、太阳能发电等电源，构建多能互补的配置平台，推动绿色、清洁能源大发展”的理念，对于科学制定电力和能源发展战略及政策，进一步做好电力和能源可持续发展工作，以及我国产学研协同创新机制建设，具有非常积极的作用。

《特高压交直流电网》全书分12章，共74万字，内容涵盖特高压交直流输电的电压等级选择、网架构建、系统特性、过电压与绝缘配合、电磁环境、设备研制、工程建设和技术应用等方面。该书从电网发展历程、现状和趋势入手，分析了特高压电网发展的历程，论述了交直流输电的技术特点及特高压交直流输电系统的优势，提出了中国特高压交直流电网构建设想及其论证分析，阐述了中国特高压输电技术的科技创新和工程实践成果，总结了特高压工程技术应用经验和技术标准。

《特高压交直流电网》是《中国电力与能源》的姊妹篇，《中国电力与能源》从战略层面对我国能源电力发展做了深入系统阐述，《特高压交直流电网》则从技术层面提出了具体解决方案。这本著作是我国特高压持续创新、不断突破的真实记录，将为指导下一步建设好、运营好、管理好特高压电网发挥重要作用。

特高压直流系统篇3

瑞士苏黎世，2011年2月17日——全球领先的电力和自动化技术集团ABB宣布，将与中国南方电网有限责任公司合作，为其负责建设的云南糯扎渡-广东特高压直流输电工程的一座换流站设计、制造、安装并调试800千伏特高压直流变压器设备。

ABB集团电力产品业务部负责人尤柯尔说：“我们为能再次支持中国进一步发展输配电网络而感到高兴。这些变压器在设计上具有高可靠性、高效、生命周期成本低等多重优势。”

中国南方电网有限责任公司是中国两大国有电网公司之一，负责中国南部电网的建设和运营工作。

800千伏特高压直流变压器是建设可以实现远距离、大容量输电的特高压输电线路的关键设备。建造特高压直流变压器需要克服许多技术挑战，例如需要提升变压器的绝缘性能、对绝缘套管等关键设备进行重新设计等。

特高压直流输电技术帮助用户可以更加高效的利用可再生能源、降低对化石能源的依赖，同时降低二氧化碳排放。特高压直流技术在像中国这样幅员辽阔的國家尤为适用，因为这些国家的电力负荷中心通常都远离能源富集地区。

特高压直流技术是ABB集团50多年前率先研发的高压直流输电技术的进一步发展，也是近20多年来输电线路在输电容量和效率上实现的最大技术突破。

ABB是位居全球500强之列的电力和自动化技术领域的领导厂商。ABB的技术可以帮助电力、公共事业和工业客户提高业绩，同时降低对环境的不良影响。ABB集团业务遍布全球100多个国家，拥有12.4万名员工。ABB在中国拥有包括研发、制造、销售和工程服务等全方位的业务活动，雇用员工近1.6万名，拥有30家合资和独资企业，强大的销售和服务网络遍布全国。欲进一步了解ABB，请访问www.abb.com.cn。

特高压直流控制保护系统设计与开发篇4

特高压直流具有输送容量大、距离远、损耗低等优点, 是实现中国能源优化配置的有效途径。近年来, 云广、向上、锦苏、糯扎渡等特高压直流输电工程相继建设或投运, 中国在特高压直流输电理论研究和工程实践领域已取得了相关成果[1,2,3]。

控制保护系统是高压直流输电工程的“大脑”, 对工程整体性能和可靠性有重要影响[4]。目前, 中国已实现常规直流输电工程控制保护设备国产化, 但上述特高压直流工程仍采用基于ABB公司DCC800系统或Siemens公司Win-TDC平台的特高压直流控制保护系统[5,6]。“十二五”期间, 国家电网公司将开工建设14条特高压直流输电工程, 迫切需要研制具有自主知识产权的特高压直流控制保护系统。

南瑞继保电气有限公司立足自主研发的直流控制保护平台[7], 设计了PCS-9550特高压直流控制保护系统, 并开发了全功能样机。本文首先介绍该样机系统在分层设计、功能配置方面的特点, 然后对特高压直流换流器协调、换流器在线投退、特殊的保护闭锁方式等功能进行了分析, 最后通过工程级的实时数字仿真 (RTDS) 闭环系统测试, 验证了样机的功能和性能。

1 系统设计

特高压直流输电工程每极由2个12脉动换流器串联构成, 为与一次系统相适应, 特高压直流控制保护系统在整体结构、分层及冗余、功能配置、控制保护策略等方面均与常规直流工程有所区别[8]。研究优化的分层结构和合理的功能配置, 提升控制保护系统的可靠性, 最大限度地提高一次系统的可用率, 是特高压直流控制保护系统设计的重点。目前关于其结构配置方面已有一些研究成果[9,10], 但并无统一的结论。基于ABB与Siemens技术的特高压直流控制保护系统的分层配置也不尽相同。

ABB的DCC800系统, 其控制保护功能和设备按双极层、极层和换流器层设置, 电流、电压调节器等功能布置在极层, 极层向换流器层下发统一的触发角指令。这种方案便于换流器间的协调控制, 但若发生冗余的极层设备故障, 本极必须退出运行。

Siemens的特高压控制保护系统按直流站控层、极层和换流器层配置, 电流、电压调节器功能布置在换流器层, 极层下发电流指令;换流器之间无直接的协调控制功能。另外, 当直流站控层或极层发生冗余设备故障时, 都会导致极强迫停运。

PCS-9550特高压直流控制保护系统的整体设计特点是:优化控制保护的分层结构, 控制保护功能在与一次系统相适应的前提下, 尽可能配置到范围较小的控制层, 限制二次系统故障的影响范围;电流、电压调节器功能布置在换流器层, 极层下发电流指令, 当冗余的极层设备故障时, 换流器层维持直流系统的当前运行状态, 避免极强迫停运;另外, 设计了换流器间的直接协调控制, 有利于提升控制性能。系统样机的整体设计与功能配置方案如下。

1) 控制保护功能划分为双极层、极层、换流器层, 但控制保护设备按极层、换流器层配置, 不设置独立的双极控制、保护主机, 双极层功能分别配置在两极的极层主机中实现, 尽可能避免双极层设备故障对两个极同时造成扰动;每个12脉动换流器配置独立的控制、保护主机, 确保换流器运行、维护的独立性。

2) 控制主机采用双重化冗余配置;保护主机采用三取二的冗余方案, 极层和换流器层分别配置独立的三取二装置进行保护动作出口的判断。

3) 分层设计需要层内和层间的控制保护主机协调实现整体功能, 对主机间通信的实时性和可靠性提出了很高的要求。主机间通过高速光纤以太网通信, 称为控制LAN网, 按极层、换流器层划分, 双重化冗余设计。

4) 同极两个12脉动换流器的控制主机间采用光纤以太网直连通信, 换流器间进行触发角和换流变分接头等的协调控制。

5) 控制功能配置方面:极控制主机实现功率/电流指令的计算和分配、站间电流指令的协调、换流站无功控制、双极/极区顺序控制等功能;换流器控制主机实现本换流器的控制和阀触发功能, 包括对直流电流、直流电压、熄弧角的调节, 换流器的解锁、闭锁, 产生触发脉冲等;极控制主机将计算得到的电流指令传给本极的换流器控制主机, 当冗余的极控制主机均故障时, 换流器控制主机自动执行电流指令锁存, 维持最低限度的闭环调节功能, 从而避免极强迫停运。

根据上述方案, 特高压直流控制保护系统每个极的设计如图1所示。其中, PCP为极层控制主机, PPR为极层保护主机, CCP为换流器层控制主机, CPR为换流器层保护主机。极层和换流器层控制局域网 (LAN) 各自独立, PCP主机既连接极层控制LAN, 又连接到本极的两个换流器控制LAN, 承担极层与换流器层信号交换任务, 并向CCP主机下发电流指令。

2 功能实现

与常规直流相比, 特高压直流系统配置了一些特有的控制保护功能, 例如特高压直流换流器间协调控制, 换流器在线投退控制, 特殊的保护闭锁方式等。

2.1 换流器间协调控制

为维持串联换流器的承压平衡, 两个换流器的触发角和换流变分接头均需协调一致。

PCS-9550系统中, PCP主机向本极两个换流器的控制主机CCP1和CCP2发送统一的电流指令, 两个换流器控制主机基于相同的电流指令, 计算触发角指令;但实际运行中, 由于电流采样和调节器运算的细微差异, CCP1和CCP2各自计算的触发角指令并不完全相同。如果不对触发角进行协调, 将影响系统的稳态性能和抗扰能力。

PCS-9550系统通过CCP主机间的光纤直连通道, 进行两换流器触发角的直接协调控制, 因此串联换流器运行的平衡度进一步提高, 其具体方法如下。

1) 当同极两换流器串联运行时, 在CCP1和CCP2间区分主控换流器和从控换流器, 当主控换流器与PCP通信故障时, 两者可自动切换。

2) CCP1和CCP2各自计算触发角指令, 从控换流器的触发角将附加协调控制偏移量, 逼近主控换流器的触发角指令。协调控制偏移量带来的偏差将在下个控制时刻由闭环调节器修正。

3) 在换流器投入、退出等暂态过程中, 屏蔽触发角协调控制功能。

与触发角的快速协调相配合, 同极两个换流器的分接头采用慢同步协调控制, 在优先满足本换流器的换流变分接头控制要求的前提下, 主控换流器还负责协调串联换流器的换流变分接头挡位差不超过1挡。

2.2 换流器投退控制

换流器的在线投入和退出是特高压直流区别于常规直流工程的主要功能特征之一, 也是特高压直流控制的难点。文献[11]分析了DCC800系统的换流器投退策略, 其电流调节器配置在极层控制主机中, 但在换流器控制主机中设置启动控制器, 控制投入过程中的换流器电流。

PCS-9550系统的电流调节器配置在换流器控制主机中, 因此其设计了独特的换流器投入控制策略:换流器控制主机不配置专门的启动控制器, 而通过切换电流参考值的方法进行电流调节器复用。当换流器在线投入时, 屏蔽来自极层的电流指令, 将极直流电流测量值赋给电流调节器, 作为参考值;解锁后, 在电流调节器的作用下, 投入换流器的触发角逐渐下降至90°左右, 直流电流受控由旁通开关向换流器转移, 如图2所示。

当流过换流器的电流等于极电流时, 拉开换流器旁通开关;将电流调节器的参考值切换为极层电流指令。旁通开关打开后, 延时启动触发角协调控制功能, 协调两换流器触发角一致, 完成换流器投入过程。图3给出了换流器在线投入的全过程逻辑。

换流器在线退出的步骤如下。

1) 待退出换流器的触发角以一定速率移至90°, 降低其直流电压。

2) 执行旁通对点火命令, 然后合旁通开关。

3) 旁通开关合位后, 闭锁换流器。

站间通信故障时, 某站单换流器故障退出, 另一站将由换流器不平衡保护退出其低压换流器。换流器不平衡保护检测直流电压, 当本站本极双换流器运行, 且直流电压测量值在参考值的0.35至0.65之间, 则延时退出本极低压换流器。

2.3 保护闭锁方式

为了保护一次设备和减小故障带来的影响, 各常规直流工程都针对保护动作造成的极停运, 设计了不同于正常停运的保护闭锁方式。与之相比, 特高压直流输电工程除了停运整个极的保护闭锁方式外, 还需要隔离故障换流器的处理策略。为此, PCS-9550系统设计了极层和换流器层两类保护闭锁策略, 如表1所示。

极层保护闭锁方式包括X闭锁、Y闭锁、Z闭锁, 与常规直流的处理策略基本相同;两个换流器同时执行一致的操作, 完成极闭锁过程。换流器层则设计了U闭锁和V闭锁方式, 前者主要针对不允许投旁通对闭锁的换流器故障, 而后者则执行投旁通对的闭锁退出换流器操作。

3 仿真验证

特高压直流控制保护系统样机开发完成后, 在RTDS系统上进行了功能、性能测试。为确保PCS-9550特高压直流控制保护系统满足实际工程要求, RTDS模型采用向上特高压直流工程实际参数构建, 测试项目也与向上工程系统联调试验基本一致。

3.1 换流器在线投入

极1定功率控制, CCP2单换流器运行, 功率指令1 600 MW, 直流电压UDL=400kV, CCP2换流器的直流电流IDNC=4 000A。系统稳态运行后, 在线投入CCP1换流器, 过程如图4所示。

CCP1解锁后, 调节器控制CCP1换流器直流电流IDMC平稳上升, 触发角αV1降至90°左右。当IDMC与IDNC相等, 即CCP1的旁路电流基本为0时, 打开CCP1的旁路开关。两端换流站都采用上述步骤投入换流器, 整流侧先解锁, 逆变侧后解锁, 稳定后两站协调升直流电压, 在定功率控制下, UDL上升的同时, 直流电流平稳下降。最终, 两换流器触发角协调一致, 直流电压、电流达到控制目标, CCP1换流器在线投入完成。

3.2 换流器在线退出

极1定功率控制, 双换流器串联运行, 功率指令1 600 MW, 直流电压UDL=800kV, 直流电流IDNC=2 000A。系统稳态运行后, 在线退出CCP1换流器, 过程如图5所示。

CCP1换流器移相至90°后, 触发旁通对, 合旁通开关, 闭锁CCP1换流器。伴随CCP1移相过程, 直流电压UDL平稳降至400kV, 在定功率控制下, UDL下降的同时, 直流电流上升。两端换流站都采用上述步骤退出换流器, 逆变侧先闭锁, 整流侧后闭锁。

3.3 无站间通信, 逆变侧退出换流器

极1无站间通信, 定电流控制, 双换流器串联运行, 电流指令2 000A。逆变侧在线退出低压换流器CCP2, 过程如图6所示。

无站间通信情况下, 逆变侧退出1个换流器, 形成整流侧2个换流器对逆变侧1个换流器的运行方式, 直流电压UDL下降, 直流电流先迅速上升, 后在电流调节器作用下下降, 最终稳定在电流设定值附近;5s后, 整流侧换流器不平衡保护动作, 自动退出整流侧CCP2换流器, 极1进入单换流器运行状态。

3.4 整流侧U闭锁

极1定功率控制, 双换流器串联运行, 功率指令800MW, 直流电压800kV。系统稳态运行后, 模拟整流站CCP2换流器U闭锁, 图7记录了该换流器的闭锁过程。

由图7可见, CCP2换流器U闭锁, 立即闭锁本换流器触发脉冲, 发出合旁通开关Close_BPS指令和跳交流进线开关Trip_ACCB指令。与此同时, 另一换流器执行移相操作, 熄灭直流电流;待CCP2退出后, CCP1再重起恢复直流功率。这种闭锁方式保证了CCP2的安全、快速和平稳退出。

4 结语

本文从提高控制保护可靠性和系统可用率出发, 提出了PCS-9550特高压直流控制保护系统分层设计和功能配置方案, 介绍了其换流器协调控制、投退控制以及保护闭锁方式等方面的特点, 并给出了换流器投退控制、整流侧U闭锁等试验波形, 验证了样机系统的控制效果。

目前, PCS-9550特高压直流控制保护系统即将应用于哈密—郑州±800kV特高压直流输电工程, 标志着中国自主特高压直流控制保护技术的发展进入了新的阶段。

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特高压直流系统篇5

根据规划,西南水电将通过向家坝—南汇、溪洛渡右—浙西、锦屏—苏南等特高压直流输送到华中与华东电网,同时金沙江的溪洛渡电站、向家坝电站及锦屏Ⅰ、Ⅱ级电站将与四川电网通过500 k V交流线路实现互联,四川西部水电将通过1 000 k V特高压交流线路送往华中及华东地区,从而形成特高压交直流并列运行的格局。为保证规模大、系统特性复杂的交直流电网安全可靠运行,必须采用合理的仿真手段对其展开多方面的深入研究[1]。

同时,随着计算机技术、微电子技术、电力系统仿真技术的飞速发展,各种仿真工具和手段应用到了电力系统研究领域,概括起来主要有物理模拟仿真、数字仿真(离线和实时)、数字物理混合仿真。物理仿真与数字仿真各有所长,将两者结合起来将会更有效和更真实地反映原始系统信息。实践证明,用全数字实时仿真模型仿真大部分交流系统和一部分直流输电系统,用物理模型仿真需要深入研究物理响应特性的交、直流输电系统,并将它们连接起来形成大规模交直流输电仿真电网,是目前进行特高压大电网规划仿真试验研究的最佳方案[2]。

为了对规划中的国家特高压电网进行研究,特别是对西南水电外送的系统接入和受端交直流系统相互影响特性以及华中—华北—华东特高压同步电网进行深入研究[3],国家电网仿真中心数模混合仿真实验室建立了大规模特高压交直流电网数模混合实时仿真系统,模拟特高压交直流跨区大电网。实时仿真系统选用Linux操作系统,采用Hypersim全数字实时仿真软件,通过信号接口和功率接口实现了全数字仿真程序与一次直流物理仿真装置和二次控制保护装置的互联,基于SGI超级计算机实现了大规模交直流电网的数模混合实时仿真,并将其应用于多个实际工程。实践表明,数模混合实时仿真系统能够为特高压交直流大电网的研究提供强有力的技术支持。

1 系统结构

我国特高压电网的发展,要求实时仿真系统能够在以下方面提供强有力的研究手段[3,4]:提高电网运行可靠性、安全稳定控制技术,初期、中期和远期国家电网特高压骨干网架的仿真实验,特高压交、直流混合输电系统规划方案的试验,直流多馈入受端系统交、直流系统相互影响,直流控制保护系统集成试验,特高压交/直流输电系统运行特性试验研究等。

为满足对特高压交直流大电网进行深入研究的要求,并充分利用仿真中心现有技术设备,综合采用目前最先进的计算机技术、通信技术、电子技术等,本文提出了基于SGI超级计算机和全数字仿真程序Hypersim的特高压交直流大电网数模混合仿真系统。据此搭建的特高压交直流电网数模混合仿真系统如图1所示。

仿真平台由软件平台和硬件平台组成。软件平台基于Linux操作系统,核心是大型电力系统电磁暂态仿真软件Hypersim。硬件平台由多个超级并行计算机SGI以及高速数据采集卡组成,主要完成计算和数字量与模拟量的输入/输出。SGI超级计算机的计算能力与Hypersim的强大功能为实现大规模电网数字物理混合实时仿真提供了有力保障。下面将从系统、硬件资源和软件资源3个方面详细阐述仿真系统的具体实现。

2 系统实现

2.1 软件实现

实现数模混合实时仿真的关键在于数字网络的分网并行计算,以及采用合适的接口实现实际物理仿真装置与数字仿真系统的信号和功率交互。系统的硬件与软件资源是实现数模混合实时仿真的保障。

2.1.1 软件平台及操作系统

操作系统是计算机与用户之间的接口,作为操作人员与SGI并行计算机联系的桥梁。服务器的作用至关重要。服务器操作系统对于混合仿真的速度、实时性、稳定性各方面都会产生重要影响。Linux操作系统支持多用户、多进程,实时性好,功能强大而且稳定,同时具有良好的兼容性和可移植性。在相关软件的支持下,可实现WWW、FTP、DNS、DHCP、E-mail等服务。由于Linux具有实时内核以及稳定性方面的优异表现,实时仿真系统选择Linux操作系统为并行计算操作的软件环境。

2.1.2 全数字实时仿真程序Hypersim

实现交直流电网的数模混合实时仿真,必须选择合适的仿真软件。根据前面分析,首先,软件能够仿真的系统规模要足够大;其次,为详细研究交直流系统相互影响,特别是直流输电系统的电磁暂态过程,仿真软件应为电磁暂态实时仿真软件。Hypersim是加拿大HYDRO-QUEBEC公司开发的一种基于并行计算技术、采用模块化设计、面向对象编程的电力系统全数字实时仿真软件,目前具有Unix、Linux、Windows等版本[5]。这种实时仿真软件,既可在SUN Unix工作站或Linux/Windows PC机上进行离线仿真计算,也可运行在SGI Unix超级计算机或Linux PC Cluster上与实际的电力系统安控装置联接进行实时在线仿真。

Hypersim由一系列软件组成,除Hypersim的核心程序外,还包括Testview、Hyperview和Scopeview等程序。Hypersim组织结构框图如图2所示。图中,Testview负责定义仿真任务,数据通过应用接口传递给Hypersim核心程序,仿真计算的数据通过Esi服务器保存在结果数据库中。此外,Testview可以通过编程连接到任何类型的仿真器和定义各种不同的仿真任务,采用Java语言实现对断路器等各种元件的操作。

Hyperview是Hypersim的集中控制平台,主要完成潮流计算、实时监控、Snapshot等功能。Scopeview是图形化的数据采集和处理软件,能够实时读取Hypersim软件的数据信息,同时通过时序操作也可实现对Hypersim中数字模型的控制。

由于输电线路传输信号具有传输延迟,且这种延迟随线路长度变化而变化。因此,当仿真步长小于传输延迟时,对电站和线路进行并行仿真是可行的。此外,电站控制系统的时间常数远大于仿真步长,因此,这些控制系统也可独立仿真,与电站节点方程并行处理,整体准确性不受影响,如图3所示。执行仿真任务时,Hypersim利用传输信号的延迟对网络方程进行解耦,把网络分解成多个可在并行处理器上求解的子任务。每一仿真时步开始时,并行处理器分别计算每个子任务。当仿真时步结束时,各子任务相互交换信息。

2.2 系统硬件构成及其实现

2.2.1 SGI超级计算机

为保证交直流大电网数模混合仿真的实时性,计算能力显得尤为重要。传统的PC机已无法满足大规模实时仿真对计算能力的需求,超级计算机和服务器已成为主流。SGI Altix 4700就是分布式共享存储结构DSM(Distributed Shared Memory)中的杰出代表。

SGI Altix 4700将高带宽、低延迟的Craylink互联技术与可扩展IRIX操作环境充分结合,创造了一种先进的体系结构,将分布式存储并行处理及集群处理的诸多优点集于一身。SGI Altix 4700服务器都基于NUMA并行结构(见图4),采用超标量MIPS R10000及更高一级的处理器,运行基于Linux的64位操作系统,Hypersim与SGI Altix 4700通过以太网通信,此外,通过在SGI自带软件内部定义端口,经由A/D、D/A板卡可实现数字信号与模拟信号的交互。

国家电网仿真中心数模混合仿真实验室现有4台SGI Altix 4700、1台SGI Altix 450和1台SGI Origin350,一共6台超级计算机。目前系统配置了128个Intel安腾Ⅱ1.6 GHz/8 MB双核处理器,共256个核;2.4 TB的共享内存,安装SUSE Linux操作系统,并配有磁盘阵列,作为数据交换和存储之用。既可用单个SGI计算机单独完成小规模电网计算任务,也可将多个SGI计算机合并完成大规模电网的仿真计算,SGI超级计算机的计算能力和灵活性为实现大规模交直流电网的数字物理混合实时仿真提供了强有力的硬件支持。

2.2.2 高速通信网络

为实现资源共享和保证超级计算机与服务器之间、工作站与服务器之间、服务器与服务器之间的高速通信,需要构建合适的通信网络。基于经济性和安全性的考虑,选择以太网技术实现整个数模混合实时仿真系统的局域网络通信。以太网主要通信媒介为双绞线以及相关的路由设备,通过在服务器中定义各个网络节点的IP地址及用户权限管理,实现网络资源的分配和访问。

数模混合仿真平台网络结构示意图如图5所示,其中,工作站与服务器之间、工作站与工作站之间、服务器与SGI计算机之间的访问均通过以太网通信。SGI超级计算机主要用来计算,用户通过服务器访问SGI Altix和编译Hypersim的仿真任务,计算结束后,Hypersim软件将计算结果输出给Scopeview或保存为相应格式的数据文件,在Scopeview里通过加载数据即可实时查看监测信号波形和参数。

3 全数字仿真程序与物理仿真装置的互联

3.1 全数字仿真程序与二次控制保护装置的互联

直流输电系统的控制保护装置是直流仿真系统的核心部分。在实现全数字仿真程序Hypersim与直流仿真系统控制保护装置互联时需要选择相应的接口和适当的通信方式进行互联。

全数字仿真程序Hypersim与控制保护装置交互的仅为(控制)信号量,电压一般在-15~+15 V之间,此时的接口为信号接口。接口交互的信号量主要有换流阀触发脉冲、变压器分接头位置及控制信号、交直流场开关状态信号、交直流场开关投切信号等。由于信号量大多转换成电平信号,电压水平与A/D、D/A、D/I、D/O接近,经过相应电平转换芯片即可实现信号量的交互,仿真程序经D/A或D/O将输出控制信号送给直流控制保护装置,直流控制保护装置将开关量、分接头位置信息等通过A/D、D/I反馈至仿真程序,交互信号传输由专用电缆实现,保证信号不失真。全数字仿真程序与控制保护装置的互联如图6所示。

3.2 全数字仿真程序与一次物理仿真装置的互联

在实现全数字仿真程序Hypersim与一次物理仿真装置(HVDC或FACTS装置等)的互联时,需完成两者之间的功率传递。由于数字侧输出端口的功率为毫瓦级,而物理仿真装置端口的功率一般在几十瓦左右,因此必须选择适当的能量转换装置。由于此时接口交互的为功率信号,故接口也被称为功率连接接口。

基于Hypersim的数模混合仿真功率连接接口的硬件实现如图7所示,数字侧将计算得到的节点电压通过D/A转换送出,通过功率放大器和变压器后给模拟仿真装置提供电源。模拟侧接口处电压、电流信号经电流互感器测量后作为反馈模拟量经A/D转换后注入数字仿真系统,从而实现数字侧与模拟侧功率的交互。

4 系统的应用

特高压交直流电网数模混合实时仿真系统的实现为研究交直流电力系统提供了强有力的技术支持,目前该系统已在多个项目中得到应用,主要包括:

a.呼辽直流系统次同步振荡问题分析及数模混合仿真研究;

b.三华特高压电网数模混合实时仿真研究;

c.特高压电网送受端交直流相互影响的仿真研究;

d.电力系统控制保护装置的试验研究;

e.直流输电工程仿真研究及系统调试;

f.特高压直流电关键技术的仿真试验研究。

实践证明,特高压交直流电网数模混合实时仿真系统具备了对特高压交直流电力系统进行全方位试验研究的能力,能够满足目前电网发展的需求。

5 系统的扩展

仿真系统接口的标准化和功能的通用性也是集成化仿真系统的设计目标,通过硬件资源的配置和重构来尽可能多地满足各种应用。系统的扩展性是衡量其是否具有通用性的重要依据,仿真系统扩展示意图如图8所示。

采用功率连接接口和信号量接口,可方便地实现全数字仿真程序与物理HVDC、UHVDC、VSC-HVDC、背靠背直流、直流控制保护系统以及系统安稳装置和各种继电保护装置等的互联。同时,仿真系统应充分考虑与其他仿真设备的接口,如TCSC、STATCOM等电力电子设备,风力发电、太阳能发电等可再生能源以及储能装置等。数字装置与物理装置的互联既可对大规模交直流输电系统进行实时的仿真研究,未来还将实时地跟踪电网的数据变化,与整个大电网的安全控制、在线监测系统有机地融为一体。混合仿真系统的实现也将进一步扩大数模混合仿真的研究领域和应用范围,如控制系统、动力系统等。

6 结论

为满足我国特高压电网发展对仿真手段的要求,国家电网仿真中心数模混合仿真实验室利用实验室现有设备,采用各种先进技术手段,构建并实现了适合特高压交直流大电网数模混合仿真试验系统。实际应用表明,所设计的平台在硬件和计算资源方面都有良好的扩展性,能较好地满足不同应用场合的要求。由于实际电网规模庞大,完全模拟实际电力系统在现阶段是不可行的,因此,如何对实际电网进行有效等值,如何简化接口设备,扩展数据采集通道,扩展平台运算能力,提升平台的利用率和仿真规模,这些将是下一步的研究方向。

摘要：国家电网仿真中心数模混合仿真实验室建立了特高压交直流电网数模混合实时仿真系统,模拟特高压交直流跨区大电网。实时仿真系统选用Linux操作系统,采用Hypersim全数字实时仿真软件,通过信号接口和功率接口实现了全数字仿真程序与一次直流物理仿真装置和二次控制保护装置的互联,基于SGI超级计算机实现了大规模交直流电网的数模混合实时仿真,并将其应用于多个实际工程。实践表明,数模混合实时仿真系统能够为特高压交直流大电网的研究提供强有力的技术支持。

关键词：电力系统,数模混合,仿真,功率连接,接口,交直流大电网,特高压输电

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特高压直流系统篇6

关键词：特高压直流,受端系统,换相失败,短路故障,电网风险评估

0前言

±800 k V楚穗特高压直流双极5 000 MW大负荷运行, 直流落点为广州穗东换流站, 电力直接送入珠三角负荷密集区域, 减轻了广东内、外500 k V环网的电力交换, 但因单一送电规模过大, 广东受端电网的安全稳定运行和电力可靠供应更加受制于西电东送通道的安全可靠运行。研究广州受端系统交流故障对直流安全运行的影响, 对保障直流安全运行意义重大。

以下采用“中国版BPA潮流计算程序”及“BPA”暂态稳定程序, 以广州电网2011年和2012年运行方式为基础, 分析了广州电网交流故障对楚穗直流换相失败的影响。

1 研究方法概述

该电网是一个交直流并联运行的超高压、远距离、大容量送电的互联电网。其受端广东电网, 特别是珠江三角洲电网, 电气联系紧密, 负荷高度密集, 多回直流集中馈入, 受端电网及其附近区域的交流故障冲击可以近乎无阻滞的传递到近区直流逆变站, 引起直流逆变器换相失败。如果不能及时切除交流故障, 就可能使多回直流发生持续换相失败, 可能存在发生大面积停电的风险。

1.1 计算条件

1) 网络模型:包含全网220 k V及以上电压等级电网, 广州110 k V地区电网;包含所有统调的发电厂。

2) 运行方式选择:选取2011年、2012年夏季大方式作为典型运行方式进行研究。

3) 稳定计算模型:稳定计算中各种主要元件采用的模型如下:

发电机采用Eq”、Ed”变化模型, 考虑自动励磁调节装置、PSS、调速器作用, 机组阻尼系数D取0。全部直流系统采用BPA程序中的两端直流详细模型。

1.2 直流系统换相失败判据

在BPA等机电暂态仿真程序中, 由于采用的直流模型是准稳态的模型, 对于换相失败的判断和模拟不够准确, 本文采用简单判据来进行换相失败的判断:在交流系统的不同故障点设置交流三相短路故障, 如故障瞬间直流逆变侧换流母线三相电压跌落到正常运行电压值的90%, 则认为该直流可能发生换相失败。如换流母线三相电压跌落到正常运行电压值的70%以下, 则认为该直流可能发生持续换相失败。该判据是综合考虑了换相失败和直流功率恢复特性, 为简单实用而确定的偏保守判据。因此, 本文采用该判据作为故障后楚穗直流换相失败的判据。

2 交流故障对直流换相的影响

2.1 500 k V交流短路故障

计算表明广州电网500 k V交流故障对楚穗直流运行存在较大影响。主要表现在:

1) 广州电网处于受端电网中心, 距离各个直流逆变站电气距离近, 4个500 k V厂站发生三相短路或单相金属性接地故障都会导致楚穗直流换相失败。丰大极限方式下, 当500 k V北郊站、增城站出线发生三相短路故障且主保护拒动或单相、三相短路故障且单相开关拒动时, 可能导致南方电网区域楚穗直流在内的四回以上直流发生持续换相失败, 引起系统电压失稳。

2) 广州电网区域内大多数500 k V厂站若发生500 k V母线三相故障, 母差保护拒动 (按0.5s切除所有出线进行校核) , 电网都不能保持稳定运行。

考虑到广州电网中500 k V母线一般都配置了双套母差保护, 拒动的风险很小, 但运行维护中需注意保证两套保护装置正常投运。

2.2 220 k V交流短路故障

2011年广州夏大运行方式下, 广州电网220k V主网中发生三相短路故障, 保护装置正确动作, 系统能够保持稳定运行。但部分厂站故障可能导致楚穗直流换相失败。

通过计算分析, 2011年, 广州电网220 k V主网中, 共有28个厂站发生220 k V金属性三相短路故障均可能导致楚穗直流输电逆变发生换相失败, 主要为距离穗东站以及500 k V变电站电气距离较近的220 k V变电站。

对于常见的单相接地短路故障, 计算表明, 仅增城站220 k V 5M母线和新塘站220 k V母线发生金属性单相短路会导致楚穗直流换相失败, 其余厂站单相故障均不会引起直流换相失败。

整体上看, 由于220 k V网络距离逆变站电气距离较远, 故障造成逆变器换流母线电压跌落至正常运行值70%及以上, 故障引发的逆变器换相失败不会导致直流功率下降到0, 并且在故障消除前, 由于直流输电控制的快速作用, 直流功率能在故障期间开始恢复。

2012年广州电网结构进一步完善, 220 k V电磁环基本解开后, 单相接地故障后导致楚穗直流换相失败的仍然为增城站220 k V 5M母线及新塘站220 k V母线, 三相故障后导致楚穗直流换相失败的220 k V变电站数量减少为21个。变化较明显的是, 500 k V广南变电站近区的220 k V变电站均不会因三相故障导致楚穗直流换相失败。这主要是由于广南站与北郊和增城站间的220 k V电磁环网解环后, 削弱了广州南片和广州中片部分220 k V变电站与穗东换流站的电气联系。

220 k V广州中片区的潭村站、华圃站、天河站2M母线、瑞宝站、开元站1M母线发生母线三相短路, 母差保护退出, 广州220 k V近区电网中黄埔B厂、恒运D厂或恒运C厂均可能相对主网失稳。若考虑电厂超速保护OPC在51.5 Hz动作切除机组, 500 k V系统可以维持稳定运行, 但220 k V网络将损失部分负荷和电源。

2.3 110 k V交流短路故障

进一步校验广州电网110 k V交流故障对楚穗直流的影响, 选择距离穗东站电气距离最近的220 k V潭村站和华圃站110 k V侧进行长时间三相短路校核计算。分别在潭村站和华圃站设置持续时间为1.9 s和1.6 s的三相短路故障, 故障仿真波形如图1、图2所示。

从穗东换流站电压以及楚穗直流功率波动曲线可以看出, 由于110 k V与500 k V层面电气距离较远, 110 k V侧三相短路或单相接地短路故障对换流站母线电压影响较小, 故障持续期间楚穗直流输电逆变器没有发生换相失败。

3 电网风险评估及防控

经过仿真发现, 楚穗直流安全运行与广州地区电网密切相关, 部分交流故障可能导致多回直流持续换相失败, 威胁系统稳定。按照故障发生概率和影响楚穗直流安全运行的严重程度, 对广州电网影响楚穗直流安全运行的重点设备进行电网风险评级, 并采取以下风险防控措施:

1) 500 k V穗水甲乙丙线、增穗乙线、穗横甲乙线、水增线作为楚穗直流下送主要通道, 需加强运行维护, 防止因线路非计划停运影响直流输送功率。

2) 加强广州北部及中东部电网无功负荷、AVC、VQC、主变抽头的管理, 在负荷高峰期尽量提高片网220 k V及500 k V电压水平。

3) 重点加强500 k V北郊、增城站500 k V元件及出线的运行维护, 严防外力破坏、山火等引起的三相短路, 落实防止500 k V开关及保护拒动的特维要求。

4) 北郊、增城、广南站500 k V母线三相故障, 母差保护拒动, 电网都不能保持稳定运行, 需加强保护定检, 运行维护中注意保证两套保护装置正常投运。

5) 加强广州中东部网部分220 k V变电站站内设备运行维护, 严控母线三相短路的风险。当工作需要退出唯一一套母差保护时, 应减少保护退出时间或临时调整相关线路后备保护定值。对重点枢纽厂站应逐步推进220 k V母差、失灵保护双重化改造。

5) 做好楚穗直流双极投产后相关稳控措施及运行方式安排, 制定楚穗直流故障相关事故预案, 开展应急演练, 落实电网大功率缺额情况下的紧急限电措施。

4 结束语

通过研究受端系统交流故障对±800 k V楚穗特高压直流换相失败的影响, 搜寻出可能导致直流换相失败的故障, 通过细化风险评估, 制定针对性防控措施, 为供电企业布控直流运行风险提出指导依据。

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特高压直流系统篇7

关键词：特高压,远动,故障

穗东换流站远动系统和控制保护系统间的协议转换装置多次发生故障, 远动装置未正确实现切换, 导致调度系统无法获得穗东换流站的远动数据, 造成故障的原因涉及程序逻辑及装置配置。为完善远动系统相关功能, 优化换流站远动系统当前运行状况, 减少运行故障, 本文从云广直流工程远动系统运维出现的案例为背景, 分析远动系统故障原因, 针对存在的问题提出进一步的解决方案。

1 远动系统简介

直流场开关、刀闸运行状态通过现场I/O采集装置, 经现场总线送至直流极控、站控, 远动系统经协议转换器连接通过站内LAN网从站控、极控获取开关、刀闸设备的状态信息。

目前运行的远动装置主要设备包括:IPC191协议转换装置2台、GWS-1远动主机2台、MSCR504通道切换装置1台、管理PC1台。

IPC191协议转换装置的作用是将从LAN网获取的数据, 由西门子私有规约转换为南网标准规约, 并上送至远动主机, 然后由远动主机将数据转发各级调度主站。

2套IPC191协议转换装置具有逻辑主备关系, 主机和备机的判断依据为, 只要P11自检正常则以P11为主机, 否则P12为主机, 正常情况下, 只有主机才接受连接。虽然, 协议转换装置与远动主机均有多个连接, 但只有第1个连接到P11的连接传输有效数据。其他连接传输测试数据, 因此, 远动系统实际工况为只有1条有效数据链路。一般情况下, 主机的一条链路故障, 另外一条链路运行, 设备会进行数据链路切换, P11故障, 系统会切换到P12工作, 不会导致上传数据异常。远动系统结构如图1所示。

2 远动系统故障分析

2.1 故障情况概述

穗东换流站远动系统和控制保护系统之间的协议转换装置多次发生故障, 导致调度系统无法获得穗东换流站的远动数据, 穗东换流站全站遥信无效, 遥测不刷新。

2.2 故障原因分析

故障发生后, 立即对故障原因进行了深入分析, 发现由于协议转换装置主备切换逻辑存在缺陷, 当协议转换装置与2台远动主机均发生通信故障, 与LAN网通信正常的情况下, 协议转换装置未能判断故障, 远动装置不进行主备切换, 导致远动主机不能正常获取数据。

3 处理及改进建议

3.1 协议转换装置配置更新 (见图2)

(1) 备份2台协议转换装置系统配置, 先对P12进行备份, 关掉P12电源, 取出CF卡, 系统备份软件将系统备份至本地。确认系统备份无误后插回CF卡, 系统上电, 按步骤 (3) ~ (5) 进行配置修改工作。修改完成后重启P12使配置生效。 (2) 备份P11系统配置, 关掉P11电源, 取出CF卡, 系统备份软件将系统备份至本地。确认系统备份无误后插回CF卡, 系统上电, 按步骤 (3) ~ (5) 进行配置修改工作。修改完成后重启P11使配置生效。 (3) 更新2-adg.txt文件, 并将Config的参数adg_max由18修改为20。 (4) 将Config.ps.中Application Layer的参数active, 由False修改为TRUE。 (5) 删除Config.node.[RC].from.[ind-loc-active]中Dispatch Class的参数IECAppl2。

3.2远动程序升级

(1) 备份2台远动主机前置程序。 (2) ftp工具上传新前置程序至远动主机A11, 编译新前置程序, 生成可执行程序 (fesmain) 及动态库 (.so) , 将新的可执行程序及动态库拷贝至前置程序运行目录, 运行前置服务程序 (./fesmain) , 前置客户端查看A11配置信息是否正常, 数据信息是否正常刷新, 与协议转换装置连接是否正常。 (3) 更新A12远动程序, 将A11中可执行程序及动态库打包ftp上传至A12前置程序运行, 解压缩出可执行程序及动态库文件, 运行前置服务程序 (./fesmain) , 前置客户端查看A12配置信息是否正常, 数据信息是否正常刷新, 与协议转换装置连接是否正常。

3.3 SER信号修改

(1) 修改工作在远动系统新增了如表1所示的硬接点告警SER。 (2) 优化协议转换装置与远动系统之间通信状态软报文告警SER, 升级后的软报文SER如表2所示。

4 结语

通过对远动系统及协议转换装置的介绍, 本文分析了实际工程中特高压直流远动系统发生故障的问题及造成远动系统故障的原因, 给出了相应的解决方案, 以优化换流站远动系统当前运行状况, 减少运行故障, 提高云广特高压直流的运行可靠性, 同时也为今后远动系统的设计、运行、维护提供有益参考。

参考文献

[1]张勇军.高压直流输电技术原理[M].广州:华南理工大学出版社, 2010.

特高压直流系统篇8

随着中国经济的快速发展,始于20世纪70年代后期的“西电东送”能源战略近年来得到了快速的推进,实现了大范围的资源优化配置,缓解了东部地区的电力紧张局面及环境压力,也促进了西部地区的电力和经济的发展。直流输电具有输电距离远、输电容量大等特有的优势,是跨区域、远距离输电的重要手段。中国在进入21世纪后,直流输电工程建设逐步加快,随着技术的进步与成熟,特高压直流已成为了目前跨区输电的重要选择[1,2,3]。但是,特高压跨区域远距离输电通道容易受到雷电、台风、山火等自然灾害影响,发生故障的概率较大,大容量的功率变化会给电网带来巨大冲击,严重影响电网的安全稳定运行。配置电网安全稳定控制系统(SSCS)(简称稳控系统),在直流故障后采取紧急控制措施,是确保电网安全稳定运行的重要手段[4,5,6]。

自2010年底复龙—奉贤(简称复奉)、云南—广东特高压直流工程投运以来,锦屏—苏州(简称锦苏)、宜宾—金华(简称宾金)、天山—中州、普洱—侨乡等数个±800kV特高压直流先后投入运行,每个直流工程均配套实施了稳控系统,以确保电网的稳定运行[7,8,9,10]。根据实际运行和控制需要,调度部门、科研机构和设备厂商在提高稳控系统可靠性方面进行了大量研究和工程实践,成效显著。在广大学者和工程技术人员的共同努力下,中国尚未发生一起因直流稳控系统不正确动作而导致的电网事故。现有研究大多针对每个特高压直流工程,采取“量体裁衣”式的定制控制策略,对于特高压直流稳控系统典型设计方案研究较少。随着输电距离和容量的增加,以及风电、光伏等间歇性能源的大规模并网送出,电网对直流输电稳控系统的可靠性要求越来越高[11,12]。研究高压直流输电配套稳控系统的典型设计方案,对于提高电网运行可靠性具有重要意义。

本文重点从特高压直流配套稳控系统的构架设计、稳控系统与直流控制保护系统间的接口设计,以及电网安全稳定控制装置(简称稳控装置)判据和控制策略设计三个方面进行研究,结合实际工程运行经验,分析现有的设计方案可能存在的问题和隐患,提出优化的典型设计方案,并介绍研究成果的工程应用情况。

1 系统构架设计

特高压直流配套稳控系统主要由直流控制主站、交流控制子站、切机/切负荷执行站组成。因特高压直流输电通道两端所连接的电网结构和特性不尽相同,稳控系统的功能和控制策略也有一定差异,下面以典型的直流送/受端电网的稳控系统构架进行分析。

1)特高压直流送端配套稳控系统典型构架设计

直流送端稳控系统主要解决在直流故障后因功率过剩而导致的频率稳定问题,以及大功率冲击导致的交流电网功角稳定问题,其控制措施主要是切除配套电源的机组,在确保电网稳定的同时有效提高断面输电能力[13,14]。按照分层分区控制的设计原则,并综合考虑系统的可靠性和灵活性,典型的系统架构设计如图1所示。在直流送端(整流侧)配置控制主站,设置部分交流网内控制子站,相关的电厂作为切机执行站。通常情况下,特高压直流有相对固定的配套电源,故障时应优先切除该部分机组,仅当切机容量可能不足时,才在送端电网内配置少量的其他切机执行站。就控制结构而言,直流配套电源由控制主站直接控制,而送端交流电网内部的其他电源,则由控制主站发送命令至相关控制子站,再由其进行协调控制。这样设计的优点在于:多数情况下的控制仅涉及直流控制主站和配套电源的稳控装置,中间环节少,控制更加可靠;在配套电源开机不足(例如水电站的枯水期)等特殊情况下,可由控制子站结合送端交流电网的实际情况优化控制;当送端交流电网故障或者大量机组脱网时,还能方便实现快速回降直流功率以维持送端电网内的功率平衡。

2)特高压直流受端配套稳控系统典型构架设计

直流受端电网的稳控系统与送端电网的稳控系统结构大体相同,主要由安装在逆变侧换流站的控制主站、交流电网内的控制子站和配套切负荷执行站构成。当特高压直流故障时,受端电网将产生功率较大缺额和潮流大范围转移,可能导致电网出现频率过低、部分线路潮流倒向或严重过负荷等问题。此外,受端电网交流元件故障,还可能引发关键断面越限、联络线超用等问题。针对上述电网问题,目前中国主要利用第二道防线的直流故障联切负荷、交流故障紧急回降直流功率等措施,辅以第三道防线的轨迹驱动切负荷(TDLS)控制[15],确保受端电网的稳定运行。

目前,直流故障联切负荷主要采用集中控制方式,通常利用布置在110kV及以上电压等级变电站的稳控装置直接切除高电压等级的线路或主变压器。当控制站点不多、控制容量相对集中时,为简化设计,提高系统可靠性,切负荷执行站可直接与控制主站通信,上送本站的负荷状态信息并接收执行主站的切负荷命令。若切负荷容量较大、涉及面较广,则可按照供电区域设置切负荷控制子站,负责与主站通信并实现对该区域负荷的状态监视与控制。受端网内的其他控制子站主要功能是交流元件故障检测,以及直流功率紧急控制的策略判断,并具备就地的控制功能。

2 稳控装置与直流控制保护的接口设计

直流故障的准确判别是特高压直流稳控系统正确动作的重要前提。由于直流故障形态较多,暂态过程复杂,单纯依靠稳控装置所采集的换流变压器电气量信息,难以准确而又快速地识别故障。稳控装置须通过与直流控制保护系统之间接口,交换相关信息,实现对直流运行状态和故障的准确监视、直流功率的紧急控制。根据工程实施阶段的不同,并随着电网实际需求的变化和技术的进步,稳控装置与直流控制保护系统间的接口方式先后经历了纯开关量接口方式、开关量+模拟量接口方式以及光纤数字接口方式三个阶段。

1)纯开关量接口方式

纯开关量接口方式指的是稳控装置与直流控制保护系统之间仅采用开关量接点方式进行信息交互。该接口方式的优点是逻辑简单、易实现,缺点是交互信息少、仅能分挡控制、抗干扰能力不强。

此方式下,典型信息交互设计如图2实线部分所示。稳控装置向直流控制保护系统传输的信号为:紧急提升/回降直流功率启动/动作接点、闭锁直流双极启动/动作接点,提升/回降动作典型设计为5对接点,分别对应5个直流功率紧急控制挡位。设置启动/动作接点的目的是为提高系统的可靠性,直流控制保护系统须同时收到启动接点和动作接点信号,方可采取相应的控制措施。直流控制保护系统向稳控装置发送的信号为:每极当前的控制模式、每极/换流器的非正常停运信号。控制模式主要分为定电流控制模式、定功率控制模式和双极功率控制模式三种。非正常停运是指除正常停运外的其他故障或紧急情况下的直流停运。

本方式下,设计时应考虑传输接点的可靠性,防止因接点信号丢失或误发而导致的装置不正确动作。例如,若接点传输的二次回路距离较远,在现场装置直流电源波动较大(对地电容电流的作用)等干扰情况下,可能引起控制保护装置的信号开入误动作。又例如,若稳控装置出口模件的继电器损坏(启动或动作接点),将导致控制措施无法执行。因此,综合考虑系统的可靠性和安全性,稳控装置和直流控制保护系统间的接口典型设计原则为:(1)所有开关量信号应经功率不小于5 W的光耦继电器隔离,以提高抗干扰能力;(2)在稳控装置的内部设计上,启动出口接点和动作出口接点应配置在不同的出口模件上,最大程度地避免由于单一模件损坏而导致的误动;(3)启动接点和动作接点可分别采用“二取一”并联方式接入,避免单一模件损坏而导致的拒动。

2)模拟量+开关量接口方式

模拟量+开关量接口方式指的是在纯开关量接口方式的基础上,稳控装置向直流控制保护系统发送控制命令由分挡的“开关量”变为了“模拟量”。该方式实现了稳控装置对直流功率的无极控制,可满足在直流孤岛运行等情况下的精确控制要求。这里的模拟量是指工业控制系统中常用来传输非电物理量(如温度、压力、角度等)的4~20mA电流信号,如图2虚线部分所示。直流控制保护系统向稳控装置发送信息的接口与纯开关量接口方式相同,设计原则和要求也完全一致。

此方式下,典型设计除了考虑开关量的可靠性外,还需要防止模拟量回路出现异常而导致误控直流。因此,直流控制保护系统须同时收到对应的开关量启动信号和模拟量变化量,方可进行实际直流功率控制。此外,稳控装置应增加回路的检测和防误判断:正常运行时,如果输出电流值超出(4±0.2)mA时,装置告警;装置动作时,直流控制保护系统收到稳控动作接点后,应经一定延时确认电流信号已稳定,再采取控制措施,防止过调或欠调。采用本方式,虽然实现了直流功率的无极调制,但由于交互信息较少,稳控装置无法识别直流在非闭锁情况下的功率紧急回降,不能实现更复杂精确的控制策略。

3)光纤数字接口方式

相对于上述两种接口方式而言,光纤数字接口方式具有可靠性高、传输数据信息量大等优点。采用数字接口方式,稳控装置与直流控制保护系统之间没有电的联系,抗干扰能力强,避免了由于出口模件损坏、二次回路问题等情况下的装置不正确动作。

根据工程经验,并结合稳控装置与直流控制保护系统的实际情况,典型接口设计推荐IEC 60044-8通信规约,传输速率为5 Mbit/s,采用曼彻斯特编码,传输介质为多模光纤。该接口方式已在数字式互感器等设备中得到了广泛应用,技术成熟。

为提高通信的可靠性,稳控装置和直流控制保护装置应对链路层和应用层数据进行严格的校验,应用层规约的典型示例如表1所示。此外,直流控制保护系统收到命令后,应采用多数据帧确认的方式(至少连续3帧校验通过),必要时还可利用换流变压器的电气量作为辅助判据,提高可靠性。

随着技术的发展和电网需求的提高,后续建设的特高压直流稳控系统工程中,稳控装置与直流控制保护系统之间的典型接口设计应采用光纤数字接口方式,且宜采用统一标准的接口协议,提高可靠性。

3 故障判据及控制策略

3.1 交流元件的故障判据

稳控装置判断交流元件的故障,通常分为故障跳闸和无故障跳闸两类。按照常规稳控工程的典型设计,故障跳闸一般采用电气量结合保护动作信号的判据,无故障跳闸则采用纯电气量的判据。

对于故障跳闸而言,采用电气量结合元件的保护动作信号进行判断,可有效防止装置误动作。而对于无故障跳闸来说,一般仅检测故障前后的电气量状态,既能识别断路器偷跳、人为误操作等情况的非故障跳闸,也可作为元件故障跳闸的后备判据。若采用典型的无故障跳闸判据,在直流换流器故障、直流线路故障后重启、直流极闭锁等情况下,近区交流电网的线路可能会因潮流的突然转移而误判为跳闸,导致稳控装置误动作。因此,为了防止上述情况发生,直流配套稳控系统的交流元件故障典型设计应引入相关断路器位置信号或者增加电气量辅助判据,改进后的无故障跳闸判据如图3所示。图中:ΔIs为电流变化量定值;P-0.2s为启动前200 ms的功率;Ps1为跳闸前功率定值;Pt为当前功率;Ps2为跳闸后功率定值;It为当前至少两相电流;Is1为投运电流定值;Ts1为确认延时。

3.2 特高压直流换流器故障判据

直流换流器故障判别是直流稳控系统的控制基础。目前,国内稳控装置大多采用换流变压器电气量结合直流控制保护系统提供的故障信号进行故障判断的方式。其原理与图3的交流元件无故障跳闸判据相似,不同的是辅助判据由断路器位置变为了直流控制保护系统提供的直流非正常停运信号。

由于特高压直流每极有两个换流器,当同极的换流器故障时,另一个换流器的功率通常也会先紧急回降,然后再快速回升。也就是说,同极的换流器之间有密切的电气联系,故障时可能会相互影响。为防止误判,稳控装置需结合直流控制保护提供的信息进行判别。按照设计要求,当手动停运换流器时,通常不需要稳控装置采取措施。因此,目前多数直流稳控系统将换流器非正常停运信号作为故障判断的必要条件。而事实上,现场运行过程中可能会出现手动停运换流器时其他换流器故障的情况,此时不论故障停运还是手动停运的换流器,均应计入直流损失功率中。因此,在优化的典型设计中,直流控制保护系统应给出两个信号:换流器正常停运信号和换流器非正常停运信号,稳控装置根据所有换流器的运行情况,选择是否将正常停运的换流器计入功率损失判别中,以提高系统的适应性。

3.3 特高压直流功率损失功率量计算方法

直流故障前后总损失的功率是直流稳控系统执行控制策略的重要依据。直流故障暂态过程复杂,若由稳控装置直接计算事故前功率与事故后的稳态功率差,事故前后的时间窗口Δt难以确定。工程实践表明:Δt过短(最初设计为30 ms),可能会误判健全换流器的转带;而延长Δt,即便是增加至300ms,在某些运行工况下,仍然会出现误判为转带失败(如图4所示)或误判为转带成功(如图5所示)的情况。经过大量实验数据统计分析,若要确保在所有故障工况下装置均不会误判,则Δt至少需延长至500 ms以上,无法满足电网的稳定控制需求。

根据实际工程运行经验,按照直流运行模式具备转带能力的换流器,在故障时均能成功实现功率转带。基于此,本文提出结合直流运行模式的直流功率损失量“预估”计算方法和典型设计原则,并通过大量实时数字仿真系统(RTDS)实验和现场实际故障检验,验证了其正确性和实用性。

特高压直流换流器故障后的功率转带判断原则:(1)同一极的两个换流器之间,在定功率控制模式和双极功率控制模式下,具有相互功率转带能力;(2)不同极换流器之间,仅在双极功率控制模式下,具有相互功率转带能力;(3)在定电流控制模式下,换流器之间不具备功率转带能力。

特高压直流换流器故障后,总共损失功率计算公式为:ΔP=∑P-200ms-∑PY_t-∑PN_200ms,其中ΔP为直流故障后损失功率,∑P-200ms为事故前200ms所有运行换流器的输送功率和,∑PY_t为事故后所有可转带的健全换流器极限功率之和,∑PN_200ms为事故后所有不可转带的健全换流器事故前功率之和。可转带换流器的极限运行功率与直流的运行状态相关。在具备数字接口的条件下,由控制保护系统综合考虑直流各种设备运行工况后,直接将最大可运行功率值(通常按照2h过负荷能力考虑)提供给稳控装置。当不具备数字接口时,则可按照额定运行功率的比例初步估算,例如全压运行按照1.1(标幺值)考虑,降压运行按照0.7考虑。

上述判别原则及计算方案有效地解决了直流故障暂态过程中的功率损失量ΔP计算不准确的问题,但无法解决在直流换流器未闭锁情况下的功率回降问题。例如:在双极功率不平衡保护、接地极过流保护动作等情况下,直流功率可能快速大量回降,也会对电网稳定运行带来威胁,需采取控制措施。在基于开关量或模拟量接口的控制方式下,稳控装置与直流控制保护系统交互信息有限,无法实现直流各种运行状态的准确监视。在上述接口方式下,若直流回降功率超过电网能承受的扰动限额,直流控制保护应采用直接闭锁的控制策略。在具备数字光纤通信的条件下,直流控制保护系统可把当前的各换流器最大可传输的功率、直流快速回降的功率等信息发送给稳控装置,再由稳控装置结合一定的辅助判据综合决策,可提高控制的快速性、准确性和适应性。同时,为了与稳控装置的切机/切负荷控制时间匹配,在直流非闭锁情况下的功率快速回降,均应采用阶跃控制方式。

3.4 特高压直流稳控系统控制策略

中国直流输电稳控系统经过十多年的发展,积累了丰富的工程经验,在控制策略的制定方面也日趋完善。特高压直流稳控系统的控制策略与常规稳控系统的控制策略类似,由故障元件、故障类型、断面功率和控制措施等元素组成,并以策略表形式体现,如表2所示。表中:0/1表示不速降/速降。

但是,随着多个特高压交直流输电通道的建成投产,控制策略的设计和制定面临新的要求,尤其体现在多个稳控系统和控制策略间的协调控制方面。以复奉特高压直流、宾金特高压直流为例,为了解决两大特高压直流送出的稳定问题,在复龙换流站、宜宾换流站、溪洛渡电厂等8个厂站配置了稳控装置,如图6所示。经分析计算,两大直流故障后均可能会切除向家坝左岸、向家坝右岸以及溪洛渡左岸三个电厂的机组。换言之,两个稳控系统之间的控制措施有重叠。若按传统的思路制定策略和实施方案,两套稳控系统间无信息交互和协调,当出现两大直流同时双极闭锁的极端故障时,某些机组会同时被两个主站发来的命令切除,从而导致控制措施量不足。

对于上述情况,需对两套稳控系统进行协调控制。将其中一个主站(复龙站)设置为协调控制主站,负责协调两大直流同时故障等极端情况下的全局优化控制。当宜宾站判出需采取切机控制措施时,在向电厂发送切机命令的同时,同步将切机信息发送至复龙站,由复龙站稳控装置进行协调控制。协调控制方法为:在同一事件周期内(5s),若出现切机重叠现象,则由协调控制主站将切机重叠部分的容量进行“追加补切”控制,避免出现实际切机控制量不足的问题。

此外,对于送端的切机控制策略,典型设计按照固定顺序“依次切机,达到需切容量为止”的原则,可避免在控制主站采用主辅运行模式,简化了系统设计,提高了可靠性。

4 结语

稳控系统的合理构架设计、稳控装置与直流控制保护系统之间的可靠接口设计,以及直流故障判据及控制策略的优化设计是确保特高压直流配套稳控系统可靠运行的重要前提。本文研究提出的特高压直流稳控系统典型设计方案,已在四川送出的三大特高压直流(复奉/锦苏/宾金)进行了实际工程应用,系统运行状态良好,多次正确动作,保障了电网稳定运行。典型设计方案对于后续的特高压直流稳定系统的设计和实施具有重要参考和借鉴意义。此外,多直流同时故障闭锁或换相失败的安全稳定控制策略及实施方案,以及如何减少稳控装置对于直流控制保护系统的依耐性,将是特高压直流稳定系统后续的研究方向和重点。

摘要：分析了特高压直流配套安全稳定控制系统(简称稳控系统)的总体构架、电网安全稳定控制装置与直流控制保护系统间的接口、直流故障判据及控制策略等方面的现状和存在的问题,结合实际工程经验,研究提出了特高压直流配套稳控系统的典型设计原则和技术方案。重点在稳控系统与直流控制保护系统间的接口、直流换流器故障判据、直流故障后功率损失量算法和安全稳定控制策略的协调配合等方面进行了研究,提出的典型设计方案已在复龙—奉贤、锦屏—苏州、宜宾—金华三大特高压直流稳控系统工程中得到应用,对于特高压直流配套稳控系统的设计、开发和工程实施具有重要的借鉴意义。

特高压直流系统篇9

代表着世界最高电压等级的±800k V云南-广东和±800k V向家坝-上海特高压直流输电工程分别于2010年6月和7月成功投产, 揭开了我国直流输电技术发展的新篇章。

2012年贵州电网将在“十一五”基础上新增外送广东电量3000MW, 但南方电网西电东送通道并没有得到相应的加强, 导致云电外送水平较低。从减小云广直流系统对电网的不利影响、提高云电外送能力、简化安稳系统的配置等方面出发, 孤岛运行方式被确定为双极正常运行方式之一[1]。

研究[2,3,4]表明, 采用孤岛接线方式是最为经济的手段, 在相同条件下可提高云电输送能力1000MW以上。但由于配套电源远离换流站, 有效短路比很低, 云广直流在孤岛运行方式下送端电网将变得十分薄弱。如果直流系统发生双极闭锁或者单极运行下闭锁, 将形成大容量发电机带空载长线路和大量无功补偿设备的情况, 会造成送端交流系统严重的工频过电压。因此, 研究直流系统在孤岛运行方式下的稳定性问题具有重要意义[5,6]。

本文利用加拿大Manitoba直流研究中心开发的实时数字仿真器[7,8] (Real time Digital Simulator, RTDS) 及德国SIEMENS公司开发的SIMATIC TDC数字可编程控制保护系统, 建立云广±800k V特高压直流输电闭环系统模型。通过实时数字仿真, 研究了云广特高压直流系统在孤岛运行方式下的控制特性, 分析了交流系统过电压形成的原因, 总结了影响系统稳定性的因素, 最后提出了稳定控制的措施。

2 孤岛接线方式

云广直流系统整流站 (楚雄换流站) 接入系统图如图1所示。楚雄站通过500k V线路与小湾水电站、金安桥水电站、和平变电站相连, 连接回路数均为2回。小湾水电站装机容量4200MW (6×700MW) , 其中4台机组容量共2800MW经2回500k V线路接入楚雄站, 另外2台机组经第3回500k V线路接入云南主网的和平变电站。金安桥水电站总装机容量2400MW (4×600MW) , 4台机组以2回500k V线路接入楚雄站。

系统有2种孤岛接线方式: (1) 当楚雄站断开至和平站的2回500k V线路, 小湾和金安桥水电站均以四机二线方式接入楚雄站, 如图2所示。 (2) 将小湾至和平站的一回线路同和平站至楚雄站的一回线路配串, 并断开和平站至楚雄站的另一回线路, 这样小湾以六机三线方式接入楚雄站, 金安桥以四机二线接入楚雄站, 如图3所示。这两种方式都将使得楚雄站和云南主网失去电气联系, 形成电气上的“孤岛”。

根据开机数和回路数的不同组合, 结合系统的实际情况, 将孤岛运行方式分为4种典型方式, 见表1。

3 RTDS仿真模型

3.1 仿真实验平台

RTDS是一套以电力系统电磁暂态过程为研究对象的计算机装置, 拥有计算精度高、响应时间短、建模简单等优点, 其最大的特点是能与实际控制保护装置连接, 实现电力系统实时仿真闭环试验[9,10,11]。RTDS的基本组成部分是机柜 (Rack) , 本次实验采用4个Rack, 2个Rack分别模拟整流站和逆变站, 2个Rack分别模拟小湾水电站和金安桥水电站。RTDS仿真系统中各个屏柜、工作站之间通过连接线、光纤、LAN网、现场总线和串行线等进行数据交换, 以实现直流系统的操作、运行时的监控、SER信息交互、TFR故障录波等。仿真实验平台如图4所示。

3.2 主要元件模型

RTDS元件库里提供了较为完备的元件模型。仿真系统中, 水轮发电机选用五阶实用模型;交流线路和直流线路均采用分布参数线路模型;换流阀和变压器模型都采用理想模型;逆变侧交流系统则采用动态等值法简化成等值电源。

3.3 直流系统基本参数设置

所建直流输电实时仿真模型中, 额定输送容量5000MW, 电压等级±800k V, 每极采用双12脉动阀组串联接线方式。楚雄换流站装设滤波器及电容器17个小组共3179MVar, 每个小组187MVar, 分4大组布置, 最大一个大组容量为935MVar (5×187MVar) 。与系统交换无功的控制范围为-30~210MVar (整流站注入交流系统无功功率为正) 。无功控制模式选用U模式, 换流变分接头控制模式选择角度模式。频率控制器 (Frequency Limit Control, FLC) 死区设置为±0.2Hz。

4 孤岛运行方式下系统稳定控制研究

4.1 联网方式转孤岛方式运行控制特性

系统从联网进入孤岛运行试验研究的是进入孤岛后相关设备对孤岛状态的判别能力, 以及系统在孤岛方式下的运行状况。联网转孤岛运行的整流侧相关波形如图5所示。

整流站进入孤岛前, 主网向直流系统注入的有功功率为314MW, 在进入孤岛后, 安稳装置和云广直流工作站HMI正确判别并显示系统处于孤岛运行状态。从图5可以看出, 系统在进入孤岛时, 整流侧交流系统频率迅速降低至49.6Hz, 很快超出FLC所允许的频率偏差范围, 于是FLC功能启动, 通过降低直流功率参考值, 以保持整流侧交流系统频率稳定。在FLC输出调节功率为-470MW时, 交流系统频率逐渐恢复, 此时直流输送功率降至2010MW左右。经过FLC的不断调节, 大约在2.5s后, 直流功率和系统频率都达到稳定水平。在整个暂态过程中, 整流侧定电压控制器起作用, 限制出现的过电压 (最高电压为1.063p.u.) 。逆变侧电压控制器控制直流电压, 整流侧交流母线电压暂态过程中并未出现大幅振荡, 电压最低降至0.95p.u., 通过整流侧无功补偿装置的调节作用, 电压维持在一个稳定水平, 系统具有良好的暂态特性。

通过对联网转孤岛试验的分析可以看出, 系统在进入孤岛运行方式的暂态过程中, 交流母线并未出现过高的暂态过电压以及系统失稳情况, 整流侧出现频率的大幅波动, 但通过FLC功能和直流控制系统的调节作用, 交流系统频率和直流传输功率很快达到稳定水平, 交直流控制系统能够很好的协调控制。

4.2 孤岛运行下过电压问题研究

对直流系统在孤岛运行方式下的几种典型故障的模拟发现以下问题。

(1) 如果整流站交流线路发生单相或三相接地短路故障, 交流母线过电压的最高值出现在故障清除时刻, 且随着直流输送功率的增加, 过电压问题越严重。表2给出了整流站交流进线发生单相和三相接地故障100ms后跳开故障相并于500ms后重合成功和过电压情况 (基准值为相电压的最高峰值490k V) 。

(基准值为相电压的最高峰值490k V)

(2) 如果直流线路换流站出口或线路中点发生瞬时性接地故障, 直流输送功率的中断, 无功补偿设备尚未切除, 将在交流母线上产生过电压。表3给出了直流系统发生100ms瞬时故障下交流母线过电压水平。

(3) 如果发生双极闭锁或者单极闭锁, 换流站无功补偿装置尚未切除, 形成大容量发电机带空载长线路和大量无功补偿设备的情况, 将在换流母线上产生很高的暂态过电压。表4给出了双极闭锁下的过电压水平 (100ms后切除换流变压器) 。

对上述故障的研究表明, 双极闭锁引起的过电压问题最为严重。4种运行方式下双极闭锁的操作过电压在1.61p.u.~1.65p.u.之间。在暂时过电压方面, 如果换流变先于交流滤波器切除, 将维持较高的暂时过电压, 其中100ms的暂时过电压在1.51p.u.~1.63p.u.之间。如果在100ms时刻切除交流滤波器且不切除换流变, 那么150ms时的暂时过电压 (1.21p.u.~1.32p.u.) 将高于100ms同时切除交流滤波器和换流变的值 (1.18p.u.~1.21p.u.) 。

4.3 孤岛运行下影响系统稳定性的因素及提高稳定性的措施

(1) 交流滤波器和换流变切除时间

在双极闭锁的情况下, 应对控制系统逻辑进行修改和确认, 避免换流变压器先于交流滤波器切除, 利用换流变压器的磁饱和特性来抑制换流母线的过电压水平。并且, 滤波器切除后, 应及时切除换流变压器。

(2) 功率传输控制模式的选择

直流的不同控制方式如定功率及定电流控制方式对系统稳定影响较大。在故障导致换流母线电压较低时, 定电流模式由于直流电流不变, 电压下降后直流功率自然下降;而定功率模式在这种情况下会增大电流, 希望维持原有直流功率水平, 在这种情况下对系统稳定性会起到恶化的作用。因此, 这种情况下定电流模式对系统电压稳定性更为有利。

(3) 无功控制模式的选择

无功控制有两种模式:Q模式和U模式。Q模式根据换流站与交流系统的无功交换范围进行无功小组的投切;U模式根据换流站交流母线电压的控制范围进行投切。

当母线电压降低时, 希望多投入无功小组以抬升系统电压。如采用Q模式, 当直流功率接近稳定极限时可能并不满足投入无功小组的条件, 如要继续增加直流功率, 需要人为投入无功小组, 而U模式以维持换流母线电压为目的, 它可以适当控制滤波器的投切使得电压维持在正常水平。

此外, 在线路跳闸故障后, 换流站母线电压降低, 换流站向系统注入无功功率的情况下, 如采用Q模式, 可能导致换流站退出部分无功小组, 使电压进一步恶化, 不利于电压稳定。因此, 孤岛方式下的无功控制采用U模式较为合理, 可以有效维持系统电压。

5 结论

本文通过实时数字仿真器RTDS和直流控制保护系统SIMATIC TDC搭建了云广特高压直流输电系统孤岛运行试验模型, 对孤岛运行下系统稳定控制特性进行了研究, 结论如下。

(1) 系统在进入孤岛运行方式时, 安稳装置能够正确判别系统所处状态, 系统不会出现暂态过电压或失稳。虽然交流系统频率出现波动, 但FLC通过调节直流功率, 将交流系统的频率控制在稳定水平。因此, FLC可以改善交直流系统的动态性能, 帮助交直流系统的故障恢复, 有利于孤岛系统稳定运行。直流控制系统性能良好, 能够通过控制和调节, 稳定系统的电气量。

(2) 孤岛运行作为一种正常的运行方式, 因其送端交流系统较弱, 容易出现过电压问题。在各种故障引起的过电压中, 双极闭锁造成的过电压水平最高。在双极闭锁的情况下, 应在切除交流滤波器的同时及时切除换流变压器。

(3) 在P模式和I模式两种功率传输模式中, I模式更有利于电压稳定。在Q模式和U模式两种无功控制模式中, 选择U模式对于维持交流母线电压更为合理。

参考文献

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[2]南方电网技术研究中心, 西南电力设计院.云广±800kV特高压直流输电工程楚雄换流站孤岛运行研究总结[R].广州, 成都:南方电网技术研究中心, 西南电力设计院, 2008.

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[4]中国南方电网公司.云广特高压直流孤岛运行方式过电压研究报告[R].广州:中国南方电网公司, 2008.

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[8]Real time digital simulator control library manual, REV.00[Z].RTDS Technology Inc., June 2002.

[9]张建设, 韩伟强, 张尧, 等.含±800kV云广直流的南方电网交直流系统RTDS仿真研究[J].南方电网技术, 2009, 3 (1) :32-35.