天广直流

2024-08-16

天广直流（精选四篇）

天广直流篇1

2010年天广直流工程在不改变一次主设备的情况下, 将控制保护等二次设备由西门子Simadny D技术改造为南瑞继保PCS9550技术, 其中测量系统的改变对现场检修影响最大。2012年, 某换流站在单极金属回线方式下, 对极1高压直流母线光TA (Id H) 进行检修时, 因误断极1三套合并单元电源, 导致极2闭锁。如何保证在不同运行方式下安全有效地对部分故障设备进行检修, 是天广直流需要重点解决的问题。

1 天广直流测量系统简介

考虑到工程的经济性, 天广直流的测量系统无法做到从采集设备到各个控制和保护设备均一一对应, 现场采用了大量的共用、合并、分拆等结构。

1.1 模拟量采集

天广直流工程的直流模拟量测点分布如图1所示。

每个直流光TA配置多个远端模块, 分别对应不同的合并单元、控制保护系统。每个光TA经过一次设备传变到二次侧后, 共用分压板、电阻盒、绝缘子;远端模块与合并单元之间的光纤回路各自独立, 采集方式如图2所示。

其复杂之处在于合并单元以下环节存在不同程度的合并、共用问题。例如图3中Ud L1虽只送极1合并单元 (DMI) , 但DMI又将该量同时送双极控制保护系统;而Id E则通过双极各自的DMI分别送至各极的控制保护系统;如果检修前没有将共用部分充分隔离, 那么工作中可能导致误跳运行设备, 造成人为责任事故。

1.2 开关量采集

开关量信号包括断路器、隔离开关、接地刀闸的位置信号, 以及运行监视信号等。天广直流工程中开关量采集采用总线 (如CAN总线) 方式传送, CAN总线分为现场CAN网和站CAN网两层。

现场CAN网是主机 (PCP、DCC、PPR、ACC) 与分布式I/O之间的CAN总线通信网, 即是控制核心与现场采集、执行装置间的通信通道。站CAN网是主机之间的CAN总线通信网, 它将各台主机中指定的CPU板连接起来, 以传递控制命令和状态信息。两层CAN网相互独立, 各自冗余配置。图4为天广直流中站CAN总线连接图。

站CAN总线的“交汇点”在COMM屏柜上, COMA和COMB实际上是相互独立的2个站CAN。极控和直流站控系统的现场CAN总线是“交叉”冗余的, 可保证任何保护动作都有双重跳闸通道。

1.3 双极数据对直流控制保护的影响

极控系统采集本极和双极区的直流测量信号, 在相关各直流测量信号出现故障后作出故障响应。由于极控不使用对极的模拟量和开关量信号, 因此对极模拟量和开关量的故障不会影响本极极控。

直流保护采集所有本极送来的模拟量 (包括Ud L、Ud N、Id N、Id L、Id H、Id E1、Id E2、Idee1、Idee2、Idee4) , 用于保护逻辑判断, 异常时均报紧急故障, 闭锁所有保护出口。直流保护接收对极合并单元送来的模拟量信号, 包括Ud L、Ud N、Id N、Id L、Id H, 其中仅Ud L、Id L参与保护逻辑判断: (1) 对极Ud L是用于行波和突变量保护的辅助判据, 对极Ud L信号异常不会闭锁本极保护; (2) 对极Id L用于金属回线相关保护。金属回线下, 对极Id L信号异常作为紧急故障处理, 此时该测点TA本身处于主回路、带电状态;其它情况 (主要指大地回线) 下, 对极Id L的测量故障为轻微故障, 本极没有保护使用到此测量值。

直流站控 (DCC) 主机同时采集双极的测量信号, 并同时受到两极模拟量测量故障的影响。由于DCC同时使用了双极上送的开关刀闸状态等开关量信号, 因此在某一极停运检修时, 检修该极的现场测量装置时都会影响DCC, DCC会产生相应故障并可能影响其对直流接线方式的判断 (金属回线方式下) 。鉴于此, 检修某极现场测量装置时需要对该极对应的测量接口屏分别进行检修。

2 数据采集过程中故障检修安全措施

数据采集过程中有两类较为常见的故障, 即一次设备故障和控制保护数据流故障。其中, 采集回路 (如TA、分压器及其内部设备[1]等) 故障划归为一次设备故障;控制保护数据流故障包含数据传输总线 (含完成数据收发功能的板卡、光纤回路) 故障、控制/保护系统故障等。

2.1 一次设备故障的检修安全措施

如图2所示, 各模拟量的源头部分都是双极共用, 各远端模块分别用不同的光纤传送到对应极的合并单元中, 区别在于有的是一个合并单元同时供双极控制和保护使用, 有的则是一个合并单元供一个极的控制和保护等使用。

当合并单元需要检修时, 与其连接的双极控制保护系统均需要退出。当合并单元上级设备 (光TA、光纤) 检修时, 需要分两种情况处理:

第一种情况是单光纤、单远端模块等单个设备检修时, 只需退出对应的单套控制保护系统 (如PCPA、PPRA) , 然后断开对应的DMI电源即可。

第二种情况是分压板、电阻盒、绝缘子等共用设备的检修, 此时整个光TA都不可用, 当该量故障会导致对极直流保护紧急故障时, 如Id L、Id E、Idee1、Idee2、Idee4, 则必须在双极停运的情况开展检修;其它量的相关检修则可在单极方式下开展。

2.2 控制保护数据流故障的检修安全措施

总线按功能区域可分成与数据采集设备相连的总线、控制保护系统之间相连的总线两大类。天广直流工程中分别采用CAN总线和IEEE-60044-8总线。

控制保护系统之间相连的总线包括各控制系统之间的总线 (如直流站控与极控之间的总线) 、控制与保护系统之间的总线、保护与三取二系统之间的总线。系统健康的情况下, 单一控制保护系统之间的总线故障可以直接进行检修;因为常规控制保护系统均冗余配置 (含保护三取二逻辑) , 系统有完备的故障监视环节和自动切换功能, 能够自动将检修的总线 (含总线两端收发板卡设备) 退出。

如图4所示, 单一检修A系统中的CAN总线 (含检修CAN总线所连接的设备) , 或单一检修B系统中的CAN总线时, 只需退出对应的控制保护系统即可。

检修部分A系统的同时是否能检修部分B系统, 需根据总线结构进行分析。图4中, 通信A检修的情况下, 通信B及其以下各个环节不允许检修;由于通信A/B与极控A/B和直流站控A/B间采用双总线 (CAN1和CAN2) 连接, 允许同时检修通信A和极控制B, 或允许同时检修通信B和极控制A;允许同时检修通信A和IO采集B3 (含所连接的CAN1总线) 等。

开关、刀闸位置的采集也存在共用现象, 检修时同样需要区分共用情况。双极区的刀闸和开关的位置节点需提供给极1和极2控制系统各2副 (A、B系统各1副) 、极1和极2保护系统各3副 (A、B、C系统各1副) , 共计10副接点。而天广直流工程中双极区的每个开关/刀闸仅能提供7副接点, 不足部分需要接点共用, 接点共用采用接点重动方式。为了保证极1和极2共计6套极保护装置设计和动作的独立性, 7副接点中有6副接点分别接入6套极保护装置。共用接点的检修需要考虑被影响的多个系统退出运行后, 整个直流继续运行的可能性。从保护三取二逻辑角度, 不宜2套或以上保护采用1副接点和其重动接点。

单一控制/保护系统故障可以直接退出检修。控制/保护系统的自监视功能会自动检测到故障, 并自动退出运行状态。检修前, 建议手动将检修的控制/保护系统置为试验状态。

3 主设备故障检修安全措施

天广直流换流站内的主设备包括换流阀及其附属设备、换流变压器、平波电抗器、直流输电线路及其附属设备、开关等。设备冗余设计方面, 换流变压器和平波电抗器为非在线冗余, 常规站内有同型号的离线备用设备;直流输电线路没有冗余设备;换流阀每串 (相) 均有一定的冗余度, 常规多配置3~5个阀组件。

主设备故障可分为可继续运行的部分故障和不可继续运行的故障两类。其中, 可继续运行的部分故障包括少量阀组件损坏、换流阀水冷系统冷却水水流速度变慢、换流变压器部分散热风扇损坏、直流输电线路绝缘部分破坏等。少量阀组件损坏不影响直流运行, VCU等设备会检测出损坏阀组件的数目, 并根据损坏数量进行不同级别的报警;换流阀水冷系统冷却水水流速度慢、换流变压器部分散热风扇损坏时, 相应极可采用低功率 (低电流) 运行, 满足设备热均衡即可;直流输电线路绝缘部分破坏可采用降压运行方式。一般这类故障的彻底检修需在直流停运期间进行。

通常, 主设备不可继续运行故障的检修均采用停运检修方式。损坏阀组件的数目超过限值 (动作值) 时, 系统会自动触发停运。

4 检修安全措施实例分析

天广直流工程的运行方式主要有单极大地回线、单极金属回线、双极运行, 不同方式对设备检修以及控制保护的动作逻辑都有较大的影响。电力调度管理者通常希望设备检修能在不停直流的情况下开展;即使停电, 也希望能在单极金属方式下完成, 其次是单极大地方式 (无法长时间运行) , 最后才是双极停电。天广直流多处共用的测量系统设计, 导致设备检修安全措施复杂多变。表1以天广直流3项典型工作为例, 通过分析工作对其它设备的影响, 制定了不同运行方式下的检修安全措施。

由表1可知, 即使是相同设备中不同元件的检修, 其检修安全措施也会完全不同。如Id E1电阻盒的更换工作, 由于该元件存在共用问题, 将使该测量所有远端模块都无法输送信号, 从而导致双极闭锁;而Id E1单个远端模块的更换, 不存在共用问题, 只影响该模块对应本极单套控制保护, 仅需要本极停电即可检修。

因此, 制定检修安全措施的关键在于根据其对双极控制保护系统的影响范围, 确定采取哪种停电方式。如果该量同时影响双极控制保护正常运行, 那么这类元件的检修则必须在双极停运的方式下进行;如果该量只影响本极设备, 那么可在单极停运方式下检修。在做安措时, 还需要注意对受到影响的直流控制、保护系统以及直流站控的隔离。

5 结束语

改造后的天广直流工程与原来最大的区别在于测量系统中存在复杂的共用问题, 在一部分设备正常运行, 对另一部分设备检修时, 务必要先核实检修设备对其它运行设备的影响, 是否存在测量输入、输出, 跳闸回路上的共用, 避免因隔离措施不到位而导致误跳运行设备。

本文针对天广直流工程中大量存在的共用问题, 通过详实的风险点分析, 从测量一次设备故障、数据流故障、主设备故障三方面阐述了检修安全措施, 对提前辨识部分设备检修风险点有较强的实用指导意义。建议在运行维护中, 细化相互影响的检修作业分类, 完善风险点分析, 制定规范的安全措施, 防止因风险辨识不足而引发人为责任事故。

摘要：通过分析天广直流测量系统交叉共用问题, 制定测量一次设备、数据流、主设备三类故障在不同运行方式下的检修措施, 并用工程实例论证制定具体方法与必要性, 为提前辨识检修潜在风险提供了较强的指导。

关键词：天广直流,交叉共用,数据流,检修,安全措施

参考文献

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天广直流双侧频差调制异常分析篇2

天广直流输电工程投运于2000年12月26日,西起黔、桂交界的天生桥换流站,东至广东省广州换流站,线路全长980 km。电压±500 k V,电流1 800 A,双极输送功率1 800 MW,是南方电网首条远距离、大功率、超高压直流输电工程。2009年底至2010年4月,以全国产化技术完成了天广直流控制保护改造[1,2,3]。

自美国西部太平洋联络线成功改善交流系统的稳定性以来,直流输电系统特有的调制功能被广泛采用[4],并已被实践证明是抑制低频振荡(特别是区域功率振荡)的有效手段[5]。为增强南方电网交直流并联系统的稳定性,充分利用直流系统的快速响应能力提高整个南方电网的稳定性和极限输送能力,改造后要求投入直流输电系统调制功能,其中包含功率摇摆阻尼(Power Swing Damping,PSD)和功率摇摆稳定(Power Swing Stabilisation,PSS)功能。PSS/PSD功能仅当直流系统与交流系统并列运行时发挥作用,以两侧换流站交流母线产生的频差作为输入信号,统一称为双侧频率调制功能,也可以将被监视交流系统的相角差或功率振荡量作为输入信号。这两种调制功能的传递函数除增益环节不同之外,其他环节相同,故也被称作大信号调制和小信号调制,大信号调制针对系统大扰动提供事故紧急支援;小信号调制针对系统小扰动为并联的交流系统提供正阻尼,其功能原理框图见图1,f1、f2分别为整流侧和逆变侧的交流母线频率,为输入信号测量环节,T设为0.03 s;为隔直环节,用于滤除输入信号中的低频变化量,Tω设为10 s;KP为调制器增益,900 MW/Hz;LIM环节为双侧频差控制器输出上下限,取为额定容量的5%。

在2009年11月份的DPT(Dynamic Performance Test)试验中,为了便于对PSD/PSS进行试验验证,厂家技术人员临时去掉了二阶带通滤波器环节,但未通报组织和参加试验的有关单位。试验过程中未发现异常。试验完成后厂家技术人员未恢复PSD/PSS中的二阶带通滤波器环节,直至天广直流改造工程投运,双侧频差调制器一直没有二阶带通滤波器环节。

1 基本情况

2010年5月7日17:19:04~17:44:04,天广直流及临近交流线路出现振荡,振荡频率为8.3 Hz,直流双极功率振荡幅度(峰峰值)在300 MW左右,振荡共持续25 min。17:19:04:150,运行人员跳开一个大组交流滤波器,无功控制在约1 s后(17:19:05:380)自动投入另外一大组交流滤波器,此后至直流功率恢复稳定时,天生桥站交流滤波器配置均不变。

在该过程中,天生桥站的相关录波量波形如图2、图3所示:IDL_P1、IDL_P2、DFREQ_P1、DFREQ_P2、POWER_P1、POWER_P2分别为极1和极2的高压母线出线电流、两侧频差和极输出直流功率。

可以看出,在大组交流滤波器跳开或投入过程中,交流频率测量值发生了变化。由于交流滤波器大组的跳开,交流母线电压发生波动,天生桥侧测量到的频率发生变化,在17:19:04:164时,双侧频差功能第一次动作出现,该次动作后频率恢复正常,直流功率也恢复至双侧频差动作前的功率值;随后无功控制自动投入另一大组交流滤波器(17:19:05:173),在投入过程中,天生桥侧测量到的频率又发生了变化,在17:19:05:344时,双侧频差功能第二次动作出现,之后就出现持续的频率和功率波动情况,频率波动的周期约为120 ms。在该过程中,天生桥站直流极控系统实测的交流频率在50±0.15 Hz范围内波动,两站之间的频率差在±0.22 Hz的范围内波动;由于天生桥侧的频率变化引起两侧交流电网间的频率差增大,导致双侧频差功能动作并引起直流功率的改变。由于两侧各自的频率变化在频率限制功能的限值范围内(50±0.15 Hz),因此频率限制功能未动作。功率振荡过程中天生桥站PSD/PSS双侧频差调制持续动作;多直流协调控制系统未动作;天生桥站、天二电厂两套安稳装置受功率波动影响多次启动,但未动作。

2 故障分析

在天广直流改造前,双侧频差调制在电网实际运行中基本没有效果。在理论计算时通常采用三相短路分析,而实际运行中电网扰动大部分为单相故障,因而在两侧换流站产生的频差较小,再经过直流控制系统本身的滤波、延时环节,改造前在换流站临近交流系统发生短路故障时,该功能虽能启动,但实际调制量只有20~30 MW,远小于设计指标。而对于南方电网中多次出现的低频振荡,扰动所造成的频差量未达到目前的启动值,PSS/PSD功能未能启动,对系统小扰动提供正阻尼的作用未能发挥。因此天广改造过程中,双侧频差调制功能被重新进行了设计和修改,按照图1中的传递函数实现。

在双侧频差功能投入后,当天广直流两侧交流电网的频率出现差值时,直流系统会进行响应,通过改变直流功率减小两侧频率差来起到抑制区域间振荡的作用。频率差与直流功率变化量之间为线性关系,当两侧频率差为0.1 Hz时,双侧频差控制器会产生90 MW的直流功率变化量。

当双侧频差功能投入后,两侧交流频率出现偏差就会引起直流功率的变化。在正常情况下,由于实际交流电网的频率存在一定的小幅波动,两侧的频率差基本在±0.02 Hz之间变化,为了防止双侧频差功能投入后正常的频率小幅波动引起该功能频繁动作,在该功能中设置了一个±0.05 Hz的动作门槛。

对本次功率振荡过程分析如下:当天生桥侧交流滤波器大组跳开后,天生桥站交流电压出现变化,交流频率测量值发生了变化,该变化引起两侧的频率差超过了双侧频差功能的动作门槛,双侧频差功能通过调整直流功率来减小两侧间的频率差,之后频率和直流功率恢复稳定;随后在备用交流滤波器投入过程中,天生桥站交流电压出现变化,交流频率测量值也发生了变化,该变化引起两侧的频率差又超过了双侧频差功能的动作门槛引起双侧频差功能再次动作,在直流功率调整过程中,两侧交流电网的频率相应发生变化,双侧频差功能输出的功率变化量与交流电网频率相互作用,频率和直流功率出现了上述波动现象。由于在之前的天广直流调试和运行过程中,也在双侧频差功能投入状态下进行过交流滤波器的投切操作,未出现过该波动现象,而且在17:44:02以后,未对直流系统进行操作,该波动现象自然消失、系统恢复正常,因此本次出现的现象与当时系统所处的状态也存在一定的联系。

从PMU记录得知,天生桥站附近交流线路的振荡均与天广直流的振荡同相位,振荡幅度之和基本等于天广直流振荡幅度,因此表明系统机组间无相互振荡。此外,本次振荡频率为8.3 Hz左右,已远超出交流系统发生低频振荡的频率范围(0.2~2.5 Hz),因此可认定天广直流系统的振荡是由于PSD/PSS持续动作引起的,交流系统的振荡是由于天广直流系统的振荡引起的强迫振荡。

从图1可以分析,调制功率落后于频率差的变化,主要是由于滤波环节造成的,其落后角度在8.3 Hz时大约为:

双侧频差控制器产生的控制量,需要叠加到直流功率定值上,然后经过直流的基本控制环节,才能产生作用。由图2、图3可知,直流功率/直流电流落后频率偏差(天生桥侧)大约在190°左右。由此可以分析,8.3 Hz的直流调制量经过直流的基本控制环节后,被滞后大约130°左右。因此,直流基本控制的相位关系如下:

1)直流电流指令值滞后双侧频率调制功率约60°,其中包括因为直流系统站间通信延时引起的相位滞后。

2)由于换流器环节、平抗及直流线路的影响,直流电流滞后直流电流指令值约70°。

3)直流功率与直流电流基本同相位;综上可得出,双侧频率调制功率经过直流基本控制环节后,产生了约130°的相位滞后。

如果调制量直流功率滞后双侧频率的相位值在0~180°内,就可以起到正阻尼的作用,滞后90°时阻尼作用最为明显[6,7]。然而,在8.3 Hz振荡模式下,上述相位达到了190°,从而产生了负阻尼;由图1可以看出,直流功率输出的180 MW功率振荡在整流侧换流母线将产生幅值为0.15 Hz的频率振荡,对逆变侧而言,频率振荡的相位与整流侧相反。

在仿真时采用直流简单模型,不能仿真出高频下的振荡现象,说明不能用直流简单模型验证此类直流的控制功能的设计,通过使用PSCAD/EMTDC天广直流详细模型的仿真,验证了直流控制系统在高频段的相位滞后关系,直流线路电流相对于双侧频差调制量的相位关系如表1所示,AP1IDL为极1调制量直流功率滞后双侧频率的相位值,负值代表滞后。该输出量的相位虽然和现场录波不完全相同,但也反映了直流控制输出在高频时的相位滞后现象。

本次PSD/PSS异常及原因为:

(1)PSD/PSS以两侧换流站交流母线产生的频差作为输入信号,在交流滤波器投切的情况下,频率测量的扰动导致PSD/PSS误动作。

(2)在交流系统机组间无相互振荡的情况下,天广直流PSD/PSS出现了持续动作并导致直流功率的大幅振荡,与PSD/PSS的设计目标不符,因而PSD/PSS动作为异常动作,且表明目前天广直流的PSD/PSS功能存在缺陷。

(3)天广直流双侧频差调制主要是抑制低频振荡,因此其控制环节的延时、增益等满足关注频带内(0.2~2.5 Hz)的要求,在会出现高频振荡(较低频振荡的频率而言)的情况下[7],若在PSD/PSS中增加带通滤波器,则可有效抑制PSD/PSS出现频率为8.3 Hz的输入量,不会造成持续输出。

3 处理方法

3.1 完善双侧频差控制器输出值的开放逻辑

取3 s内双侧频差信号经过滤波环节的输出值的最大值,当该值大于0.05 Hz并且该条件维持5 s仍满足时,才开放双侧频差控制器输出,上述开放逻辑既可以起到动作门槛的作用,又可以防止由于瞬时的频差扰动信号引起该功能的动作,例如交流滤波器的投切。返回条件为:当传递函数输出值在3 s内的最大值小于0.02 Hz,并且维持10 s,则认为低频振荡信号已经得到抑制,关闭双侧频差控制器的输出。

3.2 在传递函数中增加了带通滤波环节

将双侧频差控制器传递函数修改如图4所示。

图中为带通滤波器,其中心频率为0.4 Hz,带宽为0.2~0.8 Hz,其中a1=1.992 463 289,a2=―0.992 488 46,b0=0.003 755 77,b1=0.0,b2=―0.003 755 77,其余参数同图1。表2列出了增加二阶带通滤波环节后,同样在1~11 Hz频率段的频差波动下,通过EMTDC仿真得到的直流线路电流相对于双侧频差调制量的相位关系。

双侧频差控制增加二阶带通滤波环节后,在高频段输出的调制功率大幅衰减,与原有振荡发生的交流系统联结后不再出现自激振荡。从表2看出,在6.5 Hz频率附近,直流电流相位滞后双侧频差相位约为180°,此时直流单极电流波动幅值在10 A左右;因此对应于频率为6.5 Hz的频差输入,直流双极将产生幅值为10 MW左右与频差反相的功率振荡。而对于短路容量为22 k A的整流侧交流系统而言,10 MW的功率波动产生的6.5 Hz频率振荡的幅值远小于0.1 Hz,因而在原有交流系统联结下并不会出现自激振荡。

然而,PSD增加二阶带通滤波环节引入的相位滞后,对高频输入信号的响应更易产生负阻尼,该传递函数在振荡频率为8.3 Hz时,相位移达到约90°,造成整个频差控制环节在振荡频率段的相位移超过180°。当所连交流系统足够弱的情况下,天广直流仍有可能出现振荡,且振荡频率较8.3 Hz有所降低。短路容量越小,振荡幅值越大;因此需要选取符合实际的、具有最小短路容量的整流侧和逆变侧交流系统进行校验。DPT试验表明[7],天广直流送端系统进一步变弱后,天生桥附近模拟故障等扰动仍可能激发功率振荡。

同时,带通滤波环节所引入的相位滞后,在其作用的低频段(1.2 Hz以内)同样存在;因此,双侧频差控制对系统低频振荡模式的阻尼作用,相较于未加带通滤波环节而言会有所降低。

3.3 完善隔直环节和滤波环节的参数

从传递函数进行分析,双侧频差控制器中已经有隔直环节(高通)和滤波环节(低通),这两个环节本身就构成了一个带通滤波器,因此,可以考虑对隔直环节和滤波环节的参数进行研究和调整,这样可以避免增加新的带通滤波器环节,其简单逻辑框图见图5,T为3 s,Tω为0.5 s,N为5,KP为6,PSD幅频、相频特性见图6,其相移最大90°,尤其是在关注频带内(0.2~2.5 Hz),相移为57°~―11°。不过该种控制器的增益在0.2 Hz时仅为0.51,实际调制量可能较小;在0.7 Hz时增益为0.9,对系统小扰动提供正阻尼的作用能充分体现。

实际运行的频差控制采用了3.1节和3.2节的反措,由于PSD控制功能设计是系统性的问题,涉及直流系统及交流电网等多方面,上述对PSD控制的改进在实际交直流混合电网RTDS实时仿真上进行了验证,采用了直流的详细模型,同时选取了符合实际的、采用换流母线的最小短路容量方式研究高频信号下相位特性等,未再发生高频下的振荡,天广直流频差功能再次投入运行后一切正常。

4 结论

本文对PSD增加带通滤波环节后,直流控制的幅频和相频特性进行了仿真和分析;并对带通滤波环节所带来的高频幅值的衰减和相位滞后,进行了利弊分析。所得结论如下:

1)本次振荡由于PSD/PSS抗干扰能力不强,误动作后在高频输入下持续动作并导致直流功率的大幅振荡,导致交流系统强迫振荡。这既和直流双侧频差控制的设置有关,也和换流站所联电网的特性有一定关系。

2)PSD增加二阶带通滤波环节后,在高频段双侧频差输出的调制功率大幅衰减,与原有振荡发生的交流系统联结后不再出现自激振荡。

3)二阶带通滤波环节引入的相位滞后,对高频输入信号的响应易产生负阻尼,当所连交流系统足够弱的情况下,天广直流仍有可能出现振荡,且振荡频率较8.3 Hz有所降低。频差控制器可以基于已有隔直环节(高通)和滤波环节(低通),通过对隔直环节和滤波环节的参数进行调整,来实现带通滤波器的功能,以减小频差控制环节的相位移,不过当发生0.2~0.6 Hz的低频振荡时,实际调制量可能较小。

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天广直流篇3

2008年07月30日23时22分,天广直流系统逆变侧广州换流站附近雷声轰鸣,主控室灯光闪烁1次,并伴随着地板震动,监控系统发双极换相失败信号,2#站用变(22B)保护7UT512跳闸,高低压侧开关均跳开。备自投装置由于备用电源低压未启动,导致一路站用电系统丢失。现场检查2#站用变,未发现异常。经联系,相邻北郊站发生220kV线路开关爆炸。

1 天广直流系统交流母线运行方式

天广直流系统交流母线运行方式为220kV双母联络运行,全部直流功率通过广北甲乙线输送到紧邻的北郊站220kV母线,对站母线为双母双分段运行方式,如图1所示。

2 站用电保护的原理配置

天广直流站用电系统采用两路站内电源和一路外接电源,站内两路电源分别接至220kV两段母线,外接电源引至站外10kV变电站。两路自接站用变的配置见表1。

站用变保护采用的是西门子7UT512差动保护装置,该装置主要配置比率差动保护,并兼有后备过流保护及热过负荷保护。由于本次事故属区外故障,比率差动保护未动作属正确行为。本文主要对后备过流保护的配置及动作行为进行研究。后备过流保护采用高压侧电流作为模拟量,7UT512装置仅配置了相过流保护。

3 站用变过流保护动作行为分析

事故发生时,事件顺序记录SER发“87T_TRP”信号,显示2#站用变差动保护跳闸。由于TFR录波只有2#站用变高压侧的电流录波(如图2),无法判断差动保护是否正确动作。由读取的7UT512装置录波可清楚地看到,二进制量“Back Gen.Flt”及“BackGen.Trip”均有动作信号,而“Diff Gen.Flt”及“Diff>Trip”没有启动信号(见图3),由此表明实际动作的是7UT512装置中的后备过流保护,而非比率差动保护,只不过两种保护动作在SER上均发“87_TRP”信号。

由TFR及装置录波可看出,2#和1#站用变高压侧电流均表现为明显的零序电流特征,即三相电流同相位。由于站用变实际运行负荷电流较小,且高压侧TA变比较大,反映在TA二次侧的电流值较小,在录波图中显示不明显,从图中可以看出故障前高压侧电流几乎为0。由录波图分析,2#站用变高压侧电流值确实超过定值,7UT512装置后备过流保护的返回系数为0.95,经过延时0.3s后装置发后备过流跳闸信号,1#站用变高压侧电流值没有超过定值,只是短暂启动,所以并未出口。经联系北郊站,得知当时对站220kV母线近端发生严重接地故障,由于广北甲乙线距离较短,仅300m左右,广州换流站220kV母线流过较大的短路电流。

根据北郊站故障情况,广北乙线所连对站母线上的220kV线路北石乙线由于雷击发生A相接地故障,后开关未跳开,接着发生爆炸,爆炸导致A、B两相接地故障,保护加速跳三相,同时引起母差保护动作,跳开该母线相连所有开关。广北乙线通过两路开关分别接至对站两段母线,故障发生后广北乙线对侧仅跳开一个开关,并未影响功率输送。

本侧220kV母线电压(见图5)及2#站用变高压侧电流(见图6)的变化趋势与对站故障状态相吻合。A相单相接地故障持续大约200ms后,A、B两相接地故障持续85ms左右。由于对站故障点离本站距离较近,站用变高压侧为中性点接地,当对站线路发生单相接地故障时,本站站用变高压侧三相将流过较大的零序电流。由录波可看出,在A相单相接地故障期间流过高压侧的主要是零序电流(叠加部分负荷电流),随后对站A、B两相接地故障,流过高压侧的也主要是零序电流(叠加部分负荷电流)。当对站三相开关断开后,零序电流消失。

对于站用变低压侧电流变化趋势,由于低压侧为角型接法,且TA接在角型外侧.零序电流不流过低压侧TA,所以低压侧电流主要为负荷电流。天广直流输电系统站用电的负荷主要集中在阀冷系统,阀冷系统正常运行时有多台电机同时工作,包括主循环泵、喷淋泵及补水泵等。站用电的负荷电流在很大程度上受这些电机运行的影响。当对站发生A相故障时,导致站用变A相电压降低,电机在单相电压降低的情况下会增加出力,电流将增大,所以从录波看变压器低压侧电流比正常负荷电流变大,这一过程持续了大约200ms左右。当发生A、B相间接地故障时,A、B两相电压均为0,此时电机将停止运行,电流也将降为0,此时变压器低压侧电流为0,这一过程持续了85ms左右。当三相开关断开后,高压侧0序电流消失,电压恢复正常,电机在启动过程中电流将变大,此时保护虽然已动作,但开关持续了大约100ms才跳开并截断电流,在此期间变压器低压侧电流由零恢复并变大,最后又变为0。

4 结束语

本次天广直流系统2#站用变后备过流保护动作,在其保护范围内并没有发生接地故障,故障电流是北郊站接地故障产生的零序电流。从保护范围来讲,此次后备过流保护属区外动作,由录波分析来看,区外故障电流与定值之间的裕度较小,说明定值的设定偏灵敏,容易误动。后备过流I段延时为0.3s,此次故障电流持续的时间刚好在0.3s附近,说明对延时的整定未考虑可靠躲区外故障。经对1#、2#站用变保护的定值进行重新核算后,将后备过流保护I段延时由0.3s改为1.5s。

高压直流系统站用变所带负荷一般都较小,如果变压器的容量较大,且TA变比也较大,反映到站用充高压侧的二次额定电流将非常小。二次额定电流较小一方面在设备投运时无法校核TA极性,另一方面对于差动及过流保护定值的整定也不利,因为当定值整定较小时,有可能保护装置的误差较大,无法正确反映故障情况。所以在允许的情况下,站用变的设备选型尽量选择容量较小的变压器,以及变比较小的TA,同时兼顾高压侧二次电流过小,也防止低压侧二次电流过大。

高压直流输电系统站用电的负荷主要是阀冷系统的电机,负荷电流的变化情况要根据电机的运行特性来分析。站用变保护未采集电压量,在故障分析时有一定的局限性,高压侧可参考220kV母线电压量,低压侧则建议保护装置引入10kV电压量,仅作为录波功能用。高肇及兴安直流工程中就采用了此模式。

另外,事件顺序记录SER未对7UT512装置各个保护功能动作信号进行区分,容易使运行人员造成误判。并且TFR录波也只采集了站用变高压侧电流,对事故分析具有有一定的影响,只能通过装置录波才能有效分析事故原因。

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天广直流篇4

换流阀是直流输电工程的核心设备, 通过依次将三相交流电压连接到直流端得到期望的直流电压并实现对功率的控制。换流阀主要由晶闸管、阻尼电容、均压电容、阻尼电阻、均压电阻、饱和电抗器、晶闸管控制单元等零部件组成。其中, 晶闸管是换流阀的核心部件, 它决定了换流阀的通流能力, 通过将多个晶闸管元件串联可得到希望的系统电压, 晶闸管的触发方式分为电触发和光触发两种。

1 事故经过

2014年7月14日以及2015年月18日、21日、27日, 天广直流系统发生了4次换流阀误导通事件, 4次事件换流阀异常导通均是发生在直流极1由备用状态操作至闭锁状态过程中。事件发生后, 针对换流阀出现异常误导通的可能性, 分别从极控系统、VBE系统、换流阀TE板、阀厅温湿度等方面开展研究, 最终找出导致换流阀出现异常误导通的根本原因, 故障信息见表1~表2。

2 故障真实存在的判断及异常导通回路

异常导通时两站所有直流电流测量点电流基本一致, 且与天生桥站阀侧交流线电流包络线一致, 故判断测量系统无故障, 异常导通的故障状态真实存在, 两站异常导通时录波如图1~图4所示。

天生桥站三相Iac D和Iac Y均有正负电流, 并且电流与正常运行时基本一致, 可以明确:在备用至闭锁过程中, 晶闸管按照正常控制顺序导通, 整个过程维持了10个周波。

由备用转为闭锁命令发出后, 进线开关2033合上, 天生桥站极1换流阀随即导通。从波形上看, 广州站IDH、IDL、IDN与天生桥站采样值一样, 说明两站极导通形成回路, 如图5所示。

因此可以确定, 天广直流在天生桥站极1由备用至闭锁操作过程中, 天生桥站换流阀按照正常顺序导通, 导通后在广州站极1形成了电流通路。故障最大电流达到4500A, 持续约200ms后由两站交直流过流保护动作跳闸。

3 极控系统解锁流程及逻辑分析

3.1 备用到闭锁流程

如图6所示, 将极1操作至闭锁状态前, 首先应该满足闭锁准备就绪条件: (1) 极1处于连接状态 (05105、0010、00102合位, 051057、001027分位) ; (2) 极1直流场状态对应正常 (大地、金属回线或OLT大地回线方式接线) ; (3) 极1阀冷却系统正常; (4) 极1换流变分接头处于初始位置; (5) 极1已在备用状态或极1备用顺控未执行或极1闭锁顺控未执行; (6) 顺控自动模式。

1) 在极1满足上述闭锁准备就绪条件后, 运行人员才能发出极1闭锁状态指令。闭锁指令发出后, 换流变冷却器启动, 交流进线开关2033合上, 换流变充电。本次事件中, 极1闭锁命令发出前, 闭锁准备就绪条件已满足。

2) 极控检测到换流变交流侧三相电压任一相电压>150.144k V, 发UNDERVOTTAGE MODE OFF给VBE系统, VBE开放对阀的监视功能, 反之禁止对阀任何监视功能。

3) 极控PCP检测到换流变阀侧星型三相电压、角型三相电压中的最大值大于0.8pu, 即184k V, 极控通过硬接线发CB-ON信号给VBE系统, VBE收到极控系统发来的这两个信号后, 报“UNDERVOLTAGE MODE OFF”及“HV BREAKER CLOSED”信号, 启动阀自检模式。

4) 阀自检时, VBE发送阀检测信号至TE板, TE板检测到阀无故障后会向VBE发送回报信号, 当VBE收到所有TE板返回的信号均正常, 则产生VALVE_CHECK_OK (阀自检正常) 信号给极控系统。

本次事件中, VBE系统未报出“HV BREAKER CLOSED”信号, 但不排除其启动了自检模式, 可能的条件:极控误发CB-ON信号给VBE系统且VBE系统未能报出“HV BREAKER CLOSED”信号。

5) 极控系统收到VBE系统发送的VALVE_CHECK_OK时, 同时满足以下条件时极1即完成闭锁状态指令, 进入闭锁状态: (1) 极1进线刀闸合位; (2) 极1已充电; (3) 极1闭锁顺控指令; (4) 极1高压端已连接; (5) 极1低压端状态正常 (大地回线或金属回线或OLT大地回线方式接线) ; (6) 极1换流变冷却系统运行; (7) 极1阀冷系统运行; (8) 极1直流滤波器已连接。

本次事件中, 在进线开关合上后, 极控检测到换流变交流侧三相电压至少有一相大于150.144k V并发送给VBE系统, VBE系统收到该信号并报出“UNDERVOTTAGE MODE OFF”, 持续63ms后消失并再次进入低电压模式。而极控中CB-ON信号的发出有1.1s的延时, 极控程序未能发出该信号给VBE系统, VBE也未报“HV BREAKER CLOSED”信号。

结合SER和录波可以看出, 2033合闸后短时间内电压大于150k V, 但由于阀被异常导通, 触发角过大, 无功消耗大, 220k V交流场电压过低, 最低达70k V。

3.2 闭锁到解锁流程

直流进入闭锁状态后, 极控将对直流系统进行自检, 确认是否满足RFO状态 (Ready For Operation) 的缩写, 即极进入准备解锁运行的状态, 图7为极控满足RFO的判定条件:

换流变已充电时间超过10s (不满足) ;极处于闭锁状态 (不满足) ;交流滤波器可用;无保护禁止解锁信号;电流指令正常 (大于180A) ;直流滤波器已连接;阀冷却系统正常;闭锁顺序未发出中止起动命令;保护未发出中止起动命令;接地极正确连接;直流场正确连接 (必须在大地回线或金属回线方式) ;与另一极整流侧/电流模式正确;与另一站模式进行比较 (包括整流、逆变、联合、独立) ;阀自检正常; (不满足) PCP系统正常;分接头位置正常;对站不在OLT。在极控系统RFO状态未满足之前, 工作站无法操作解锁命令。

在极控系统站间通讯正常的情况下, 当两站极控系统RFO满足后, 主控站运行人员输入功率/电流爬升速率、功率/电流指令, 解锁指令发出准备就绪。

双极极控在接收到解锁命令后, 极控将发送CONV_DBLK信号至VBE系统, 并且将逐渐调整发送至VBE的触发脉冲角度, 同时极控主机程序中解锁逻辑将确保逆变站在整流站之前解锁。逆变侧进入解锁流程后, 将连接交流滤波器, 极控发令逆变侧移相164度解锁, 解锁状态指示信号出现200ms后解除移相命令。整流侧在接收到逆变侧已解锁状态指示后, 整流侧投入交流滤波器, 极控发出整流侧164度解锁, 200ms后解除移相命令, 触发角由164°开始减小, 直流电压开始上升。

综上分析, 在正常情况下, 在备用状态将极转为解锁过程中, 当换流变进线开关合上后, 按时间的先后顺序, 监控后台及VBE应依次报出以下信号:

2033合上;极1充电 (UNDERVOLTAGE MODE OFF) ;HV BREAKER CLOSED (VBE) ;START OF VALVE CHECK (VBE) ;VALVE CHECK O.K. (VBE) ;阀自检正常 (PCP) ;极1进入闭锁状态 (DCC) ;解锁运行状态准备就绪 (PCP) ;极解锁 (PCP) 。

本次事件中, 除了头两个信号, 其他信号均未产生。按照极控正常的顺控流程, 本次换流阀的异常导通肯定不是极控系统发出的控制命令, 因为导通条件完全不满足, 因此排除极控系统故障或误发控制命令的可能。

4 VBE系统流程及逻辑分析

VBE系统由六个晶闸管控制单元 (TC) 、一个晶闸管监测单元 (TM) 、一个电源单元及相关的继电器组成。主要功能为:接收极控触发信号, 同步触发每个阀内各晶闸管;监视阀及相应TE板的运行, 并与TE板进行信息交换;监测阀避雷器;阀漏水监测。

其中A1~A6为晶闸管控制单元 (TC) 模块, 其功能为接收来自极控的触发信号, 触发晶闸管, 实现与TE板通信, 监视晶闸管级的运行状态。A8为晶闸管监测单元 (TM) 模块, 其功能为接收、处理晶闸管及换流阀状态信息, 将其送至后台, 同时还将其产生的跳闸信号送至直流控制保护系统。

TE板共七个模块, 包括:光接收模块 (接收来自VBE的触发脉冲) ;光发射模块 (向VBE发出回检信号、保护性触发信号等) ;电压监视模块 (监视晶闸管两端电压) ;运算模块 (收到VBE触发信号后进行处理, 发出门极触发脉冲) ;触发脉冲放大模块 (将运算模块发出的门极触发脉冲进行放大) ;BOD模块 (晶闸管正向过压保护性触发) ;供电模块 (从阀组中取电供TE板使用) 。

TE板保护性触发电路并联在晶闸管两端, 监视晶闸管电压, 在达到一定电压限定值时触发晶闸管, 起到保护作用。

TE板保护性触发原理:为避免出现晶闸管过压损坏, 阀控配置中均有保护性触发功能 (BOD/BTC) 。在天广直流中, 保护性触发功能是由TE板提供的, 如果来自VBE的光脉冲丢失, 为防止对应的晶闸管由于过电压损坏, TE板检测阀两端的正向电压超过设定的保护值时, 紧急保护触发该晶闸管。

如果TE板检测到晶闸管两端的电压超过7200V (允许范围是7200~7500V) , TE板将发一个触发信号给晶闸管, 并发一个该晶闸管保护性触发的信号给VBE。TE板在收到双触发脉冲后500μs内进行保护性触发检测, 在这个时间内任何反馈给VBE的信号都认为是保护性触发信号。因为保护性触发的晶闸管的电压必须要上升到7200V, 所以相应的阀导通比正常要延迟, 此时, 有比较大的直流分量流过换流变二次绕组, 为了避免换流变线圈过热, 在一个阀中如果有四个晶闸管保护性触发, VBE将闭锁相应的极。

本次误导通事件中, 损坏的TE板基本确定为保护性触发的供电及储能回路。由于晶闸管导通时间不完全一致, 存在一部分晶闸管先导通, 少部分未导通的晶闸管两端承受了很大电压, 依靠保护性触发进行了导通。故障发生时, 较晚导通的晶闸管两端产生了大电压, 由于C58电容管脚间爬电距离不足, 导致C58电容拉弧放电造成烧毁。

5 阀厅环境对于换流阀运行的影响

换流阀作为将交流电转换为直流电的核心元件, 对于运行环境的要求非常严格, 不仅对于运行的环境温度、湿度有严格说明, 从运行经验上看, 整个阀厅的洁净度对于换流阀及其附属控制单元影响也十分巨大。

在此次停电检修期间, 换流站内均为阴雨天气, 空气湿度比较大, 加上检修过程中需要多次开启阀厅大门, 致使外面粉尘大量进入阀厅, 阀厅空气环境恶化, 不满足TE板对运行环境的要求, 致使BTC回路动作电压降低, 以致在换流变充电过程中出现换流阀误导通现象。

6 结论及建议

1) 通过此次换流阀误导通采集数据及现场检查情况, 结合极控系统、VBE系统、换流器及其组件动作原理及过程进行梳理, 未发现极控系统、VBE系统存在导致换流阀误导通的可能性。

2) 通过TE板仿真计算, 加压实验以及对BTC动作电压门槛值进行EMTDC仿真, 发现天广直流换流变充电过程中四次换流阀异常导通的原因为:天广直流TE板设计存在缺陷, 未采取防污秽及防潮措施, 长时间运行后TE板表面污秽严重, 在高湿度环境下, 造成BTC回路动作电压降低, 导致换流变充电过程中换流阀误导通。

3) 在检修过程中注意检测阀厅空气的湿度, 湿度过高时采取必要除湿措施, 降低阀厅空气湿度, 同时计划好物资的搬运工作, 尽量减少开启阀厅大门的次数, 以免粉尘进入阀厅。

4) 明确TE板运维要求, 定期对TE板进行清扫、除污, 保证TE板表面干净。

5) 将此次换流阀误导通情况通知相应厂家, 在设计环节充分考虑TE板防污秽及防潮措施, 以免在出现类似原因的误导通事件。

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