50100103570：南方交直流并联电网中高压直流输电系统的运行操作分析0.doc

南方交直流并联电网中高压直流输电系统的运行操作分析莫 琦，陈亦平（中国南方电网电力调度通信中心，广东 广州 510623）ANALYSIS ON THE OPERATION OF HVDC IN SOUTH CHINA ACDC HYBRID POWER GRIDMo qi CHEN Yi-ping (CSG Power Dispatching & Communication Centre，Guangzhou, Guangdong 510623, China)摘要：结合南方电网交直流并联运行的特点，对南方电网中各回高压直流输电系统运行操作的要点进行梳理，对正常方式和事故条件下高压直流输电系统的运行操作经验进行了总结，对特殊运行方式下高压直流输电系统的运行操作进行了探讨。Abstract: Considering the feature of south china power grid with AC-DC hybrid power system.,The key points and practical experience of HVDC system operation in ordinary and accident cases are summed up. HVDC operation in special cases is also discussed.关键词: 南方电网；交直流并联；高压直流输电系统; 运行操作Key words:CSG；AC-DC hybrid power grid；HVDC；operation南方电网于2008年已经形成“八交四直”的主干网架，西电送广东最大能力达到18. 0 GW，其中直流系统传输容量为10.8 GW，占西电东送总输送能力的60%，因此直流系统的安全可靠运行对南方电网安全稳定运行影响十分重大。理清南方电网中各回直流系统运行操作的要点，分析不同运行方式下调控和操作的注意事项，有着重要的运行和工程意义。本文结合南方电网交直流并联运行的特点，总结了直流系统日常方式和事故条件下运行操作的实践经验，对特殊运行方式下高压直流系统的运行操作进行了探讨。1 正常方式下高压直流输电系统运行操作分析在南方电网中，高峰段西电送广东最大电力约占广东统调负荷三分之一，随着负荷的峰谷变化，西电同时担负着巨大的调峰任务，日常调峰幅度高达5000MW。在交直流并联电网中，直流系统通过频繁和大幅度的调节参与到调峰过程中，在这一调整过程中，对交流系统需综合考虑交流断面限制要求、交直流功率优化分配、接地极不平衡电流对中性点直接接地主变的影响等因素；对直流系统需综合考虑电流限制和降压运行限制、解闭锁的影响等因素1,2。1.1 交流断面限制要求在交直流并联电网中，直流系统功率调整必须考虑交流断面限制要求。在南方电网中，交流断面限制要求可分为交流断面稳定极限要求和网络热稳限制要求两类。目前动态稳定性问题是制约南方电网主网安全及送电极限的主导因素。电网中存在的主要控制断面包括：云贵天500kV交流出口、广东交流入口、贵州500kV交流出口正反向和云南500kV交流出口。日常送电计划调整中，必须及时调整直流功率，控制上述断面输送功率在限额以内。其中较为特殊的是贵州500kV交流出口断面，其正向极限的约束性故障为500kV天换线三相短路故障引发系统动态失稳，反向极限的约束性故障为500kV 天平双线或百南双线等N-2故障后造成500kV天换线超热稳极限运行。当高肇、兴安直流功率大于贵州500kV外送功率时，贵州500kV交流出口断面会出现反向潮流，高肇和兴安直流的功率提升因此受限，由于广东交流入口长期压极限运行，当无法通过提升高肇和兴安直流的功率提高交流通道裕度时，将限制云南、广西对广东的协调支援能力，此时高肇和兴安直流功率与贵州500kV外送严格匹配，大大增加了系统的调控难度。由于直流系统稳态下对邻近交流线路等效为刚性负荷，直流系统功率调整必须考虑换流站邻近线路的热稳限制。以天广直流为例，在送端，天广直流功率需注意和天一电厂、并马窝侧鲁布革电厂出力相匹配，避免天二联变和220kV天马双线过载。在马窝联变检修方式下，如功率不匹配导致上述元件马窝至天二方向过载，则安稳动作切除天一机组；如发生天二至马窝方向过载，则安稳动作启动天广直流功率回降功能（RUNBACK）。对天广直流受端则受220kV广北甲乙线单线热稳1350MW限制。1.2 交直流功率优化分配在交直流并联电网中，交直流功率优化分配需综合考虑安全和经济优化因素。在高峰段，西电东送主通道满负荷送电广东，直流系统此时满负荷运行满足送电要求；在低谷段，西电东送交流通道面临较大的调压压力，此时通过降低直流输送功率，达到调节交流系统电压的目的；当系统送电在腰荷水平时，在满足交流断面限制要求的基础上，则要考虑合理安排交直流送电功率，实现网损优化。高肇、兴安及天广直流和西电东送交流通道网损率比较曲线如表1所示。表1 高肇、兴安和天广直流和西电东送交流通道网损率比较从表1中可以发现，随着输送功率的增加，交流系统和直流系统的网损率也呈线性增加关系，损率的增速天广直流兴安直流高肇直流交流系统。对直流系统，当功率增加到额定功率附近时，网损率又趋于一致，其数值与三条直流的长度和线径比例基本相符。送受电安排时，可根据表1中的损耗系数计算比较各直流及交流通道的损耗3，在直流允许的最大送电功率和西电东送交流通道各主要交流断面送受电极限以内，合理分配各直流和交流通道的功率，优先增加网损率低的通道输送功率，从而达到总网损最小化的目标。1.3 接地极不平衡电流对中性点直接接地主变的影响直流输电系统双极不平衡运行或单极大地回线方式运行时会在交流系统主变压器中性点产生直流电流，并引起主变压器铁心饱和，使噪声和振动增大，严重影响主变压器的设备安全。为避免接地极入地电流在主变中性点产生的直流电流影响主变安全，需降低直流输送功率控制主变中性点直流电流在要求范围内。目前主变对于直流单极大地方式运行功率的限制要求主要依据如表2所示。主变中性点电流>20 A>16 A>10 A<10 A允许运行时间15 min1 h6 h长期运行表2 交流系统主变不同中性点直流电流下允许运行时间1.4 直流系统电流限制直流功率的控制模式包括定功率和定电流两种控制模式。一般情况下以定功率模式运行，当一极故障跳闸时，可以充分利用另外一极的过负荷能力，功率瞬时提升，以此减少对交流系统的冲击。但某一极出现设备缺陷，需要限制输送功率时就可能要求将该极切换为定电流模式控制。此时需注意：1）定功率模式下设定的功率参考值为双极功率值，即便一极设定为定电流模式，定功率控制极所设功率参考值应包含定电流控制极输送功率；2）定电流控制极进行电流限制操作时，功率会向定功率控制极转移，故应先降低双极功率，避免一极降流操作导致另一极过负荷；3）单极限流操作可能导致出现接地极不平衡入地电流，此时应注意避免双极电流差值过大，影响交流系统主变运行安全，如天广直流一般情况下双极不平衡功率不应大于500MW。1.5 直流系统降压限制当直流设备绝缘性能降低或者直流线路故障降压再启动成功时，直流系统可能进入降压运行状态。在直流控制模式为双极定功率方式下，极控系统会维持双极电流平衡，当一级降压运行时，双极功率按照电压成正比例分配，降压运行极部分输送功率会转移至另一极，期间双极功率保持不变。在一极潮流控制模式为定电流方式下，若定电流极降压运行，定电流极的功率等于电流定值与直流电压的乘积，剩余的功率将转移到全压运行的一极上，此时双极电流将不能再保持平衡。降压运行时需注意：1）一极降压运行，另一极可能过负荷，若定电流极降压运行，另一极过负荷可能更严重，正常情况应先降低双极功率至降压后的额定功率范围内再降压运行。2）降压运行造成换流站无功需求迅速增大，可能因交流滤波器投入不及时造成逆变站交流母线电压大幅降低，应该在直流降压运行前适当调高逆变站交流母线电压和邻近厂站的母线电压；3）恢复全压过程中，可能因交流滤波器退出不及时造成整流站交流母线过电压，应在恢复全压运行前适当调低整流站交流母线电压和邻近厂站的母线电压。1.6 直流系统的解闭锁操作直流以定功率和定电流方式下解闭锁操作具有下列特征：单极以定功率方式运行时以定电流方式启动另一极，则定电流在跨越最小功率限制（90MW）后以指定的电流变化率升值电流定值，同时定功率极也相应调节自身功率，保持整个过程双极功率不变；若以定功率方式启动此极，则双极功率立即平分。停运时双极特性也与之对应。需特别注意的是，当直流解锁开始输送功率时，控制系统即按最小交流滤波器需求投入相应交流滤波器，而此时换流器消耗无功远小于交流滤波器提供无功，必然对交流系统产生无功冲击，导致电压升高，同时直流系统输送功率会减轻交流系统潮流，从而进一步增大这一影响。故解锁时应适当降低换流站母线电压，闭锁时则与之相反。在图1中，以天广直流为例，分步说明直流以定功率和定电流方式下功率变化和解闭锁过程的调节特性。初始状态，极一定功率运行，双极功率定值1600MW，极二定电流运行，电流定值1400A（对应功率700MW）。图1 天广直流调节特性示意图t1 极二跳闸，极一功率紧急提升，过负荷至1080MW（1.2 p.u.）；t2 调度员在系统稳定后以120MW/min将极一降至单极额定功率900MW；t3 极一运行在900MW；t4 极二以定电流方式解锁，电流定值180A（90MW），立即跨过最小功率定值；t5 极二以180A/min（90MW/min）的速度升至900A（450MW），极一调节自身功率保持总功率900MW不变；t6 在双极功率平衡后将潮流控制方式切换至双极定功率方式；t7 发现极二绝缘降低，将极二降压至400kV运行；t8 极二降压后功率降至400MW，极一功率升至500MW，总功率不变。需要注意的是，若上述例子中天广直流极一发生跳闸，若极二定电流运行，则极一功率不会向极二转移，并且必须将极二设为定功率后才能操作极一解锁。2 事故条件下高压直流输电系统运行操作分析 事故条件下交直流系统之间作用强烈：交流系统发生故障后，系统电压的波动影响到直流系统的传输，阻碍了交流系统电压、功角摆动的平息；直流系统发生故障后，潮流发生大幅度转移，交流通道潮流过重、交流电压过低均容易引发系统稳定问题。因此事故条件下高压直流系统的运行操作对于维持系统安全稳定运行尤为重要。2.1 交流系统发生故障时的直流操作分析当交流通道发生故障时，交流断面稳定极限将会降低，系统可能超稳定极限运行，此时直流系统若有裕度，一般可迅速提升直流功率，减少交流通道潮流至稳定极限内。若系统出现低频振荡，也可通过迅速减少送端机组出力，提升直流系统功率来平息系统的功率振荡。整个调整过程应特别注意交流断面限制要求，如由于贵州交流断面反向极限的存在，仅提升高肇、兴安直流功率或仅减少贵州总外送均会造成贵州断面反向越限。2.2 直流系统发生故障时的直流操作分析2.2.1 直流系统单极跳闸故障处理分析当直流系统发生单极跳闸故障时，处理的原则是：若是线路故障，在确认两侧站内设备无异常具备强送条件后尽快对直流线路进行一次强送；若非线路故障，在核实健全极具备转MR方式条件后，应尽快将健全极由单极大地回线方式（GR）转为单极金属回线方式（MR）运行。处理流程如图2所示4图2 直流单极跳闸典型事故处理流程直流系统发生单极跳闸故障后，健全极成功由GR转MR方式运行对维持系统的输电能力，避免受端系统出现大功率缺额有着重要意义。转换过程中应注意：（1）转换前应先向主控站（控制级别为系统极时）或者两侧站内（控制级别为站控极）了解是否具备直流结线方式转换的条件（如转换时直流功率的限制）；（2）转换前先将停运极两侧操作至备用状态，并进行极隔离后方可进行转换；（3）站控极下进行GR转MR时应向整流站和逆变站分别下令，两侧进行配合操作。若转换不成功，考虑核电等主变中性点入地电流的承受能力，参考表2要求在规定的时间内降低健全极功率。2.2.2 直流系统双极跳闸故障处理分析直流系统双极跳闸事故会导致电网大功率缺额并带来巨大调整压力。08年丰大方式下直流系统双极跳闸故障后，以高肇直流为例，安稳装置动作最多切除贵州送端机组1500MW，交流通道严重越极限运行，此时还需要再减少贵州机组出力约1200MW，广东将面临约2700MW的功率缺额。能否迅速判明故障原因快速恢复直流系统运行是处理事故的关键。如能判断一极可恢复时即可参考2.2.1所述的直流单极跳闸故障处理原则处理。3 特殊运行方式下的直流调控 （直流孤岛或者纯直流联网方式）在极端恶劣的情况下电网发生多重故障，交直流并联运行系统可能出现特殊的联网方式：纯直流方式和直流孤岛方式。纯直流联网方式是指直流两端系统仅通过直流联网，交流联络线断开。直流孤岛方式是指直流送端仅机组接入，通过直流并入受端系统运行。这两种联网方式的共同之处在于受端电网结构都受到了极大的削弱，直流系统送受端都是仅仅通过直流相联，不同之处在于纯直流方式直流系统送端还与地区交流片网相连，而直流孤岛方式下直流系统送端仅仅与机组相连，孤岛情况下的运行工况将更加恶劣。 南方电网运行历史上曾出现过的两次交直流系统通过特殊联网方式如下。2001年6月22日天一电厂带天广直流孤岛运行进行天广直流频率限制功能试验，该方式仅运行了3小时57分钟，送端频率难以稳定在0.2Hz范围以内。2001年12月9日，由于天二220KV全停安排云南网、天一电厂通过天广直流向广东送电，形成纯直流运行方式。运行经验表明特殊联网方式下，直流送端为小容量电网，调节能力有限，因而电压、频率的调整困难，运行稳定性较差；受最小短路比约束，直流输送功率有时也受送端电网运行方式特别是开机方式限制；频率限制器对保持送端系统频率稳定有显著效果5-6。随着电网结构不断增强，交直流系统特殊联网方式出现的概率大大降低，但在电网发生多重故障情况下仍可能出现，例如：（1）天二（马窝）联变检修方式下发生马窝（天二）联变跳闸，形成天一电厂、鲁布革电厂、兴义、隆林地区片网带天广直流运行的纯直流联网方式；（2）安顺站500kV双母线跳闸后，若发生500kV安高二线或安八线N-1故障将形成安顺地区片网带高肇直流纯直流联网，若再发生500kV安高一线或安顺#1主变N-2故障将形成纳一厂、纳二厂、安顺电厂带高肇直流孤岛方式运行；（3）500kV八换双线跳闸后，若发生500kV天换线跳闸，导致盘南电厂、光照电厂带兴安直流孤岛运行。当系统形成特殊联网方式后，适当的直流调控有利于维持所带片网的负荷稳定，为尽快恢复联网创造有利条件。（1）维持孤网运行对于孤网而言，直流系统相当于一个强制性的可变负荷，而且所占的份额通常很大，如在丰大方式下出现上述情况1，天广直流功率将占所在片网负荷的70%。为维持送端系统的稳定运行，系统调控过程中必须考虑如下因素：a.考虑直流系统运行工况考虑与直流两侧（主要是整流侧）相联的交流系统的频率、电压、最小短路比等因素，表3列出了三回直流系统稳定运行对整流侧交流系统的要求。其中短路比等于换流器交流母线的短路容量和直流输送功率之比，它既是反映交流系统电压稳定性的重要指标，也是直流系统稳定运行的主要参数。特殊方式下为满足最小短路比要求，可采取增加电厂开机提高短路容量、增加无功出力以提高交流系统电压、降低直流输送功率等手段。容性无功设备如低压电容器组，交流滤波器（基频下呈容性）应谨慎投入，因为这类无功设备的投入将降低交流系统的有效短路比，从而降低交流系统的电压稳定性7。交流系统电压（kV）（最高/最低）交流系统频率（Hz）（最高/最低）最小短路比天广直流马窝站242/22051.0/49.02.7高肇直流高坡站550/50050.3/49.53兴安直流兴仁站550/50050.3/49.53表3 直流送端交流系统指标b.防止发生次同步振荡当交直流系统呈弱联系状态时，可能诱发次同步振荡造成大机组跳闸，使孤网失去稳定。根据运行经验，次同步振荡主要发生在火电机组占多数的送端系统，因此当高肇直流和兴安直流出现弱联系方式时必须采取措施避免发生次同步振荡。目前高肇和兴安直流控制系统配备次同步振荡阻尼控制器（SSDC）功能。盘南电厂已经安装扭应力保护装置（TSR），该保护的功能是出现次同步振荡时，通过快速切除盘南电厂机组避免机组大轴损坏。c.直流稳定控制功能的投退功率摇摆稳定和功率摇摆阻尼（PSS/PSD）功能仅当直流系统与交流系统并列运行时发挥作用，通过辨识交流系统故障和扰动在两端换流站造成的频差，调节直流功率为系统提供正阻尼。而频率限制器（FLC）的功能是直流控制系统检测到换流站所联交流系统频率越过50±0.5Hz时，自动调节直流功率将频率控制在这个范围之内。在特殊联网方式下，应确保直流频率限制器（FLC）在投入状态，同时为避免直流稳定控制功能中的PSS/PSD误调节，应退出该功能。 d.特殊联网方式下的调控要点特殊联网运行方式下，交直流系统的调控应遵从如下要点：1）如N-1开断会造成特殊运行方式，则应采取预防性控制措施，控制相关线路潮流为零，避免N-1故障后孤网失去稳定。2）指定孤网系统的主调频厂，要求调频厂采用自动定频率模式，保持系统频率的稳定使直流系统运行在可行工况下。3）控制孤网双极直流功率不超过单极额定输送功率，避免直流单极跳闸导致系统崩溃，如需调整直流功率，则需缓慢、分步进行，同步调整机组出力。4）如有需要，增加电厂开机提高有效短路比，增加机组无功出力适当提高交流系统电压。（2）尽快恢复联网运行 特殊方式下系统的调控相当困难，难以长期稳定运行，因此尽快恢复交直流联网运行是事故处理的关键。恢复联网的要点在于尽量使两个网络之间的频率相接近，以减小并网对系统带来的冲击，并合理控制地区片网潮流，避免设备过负荷，安稳装置误动作、机组过速保护动作等不利影响。对于直流孤岛方式，如频率调整困难，无法满足同期并网条件，则需将直流系统停运，机组解列，待由大系统对孤立系统恢复送电后再恢复直流系统运行。4 结束语 本文通过分析南方交直流并联电网中直流系统在日常方式和事故条件下运行操作的约束性因素，总结了运行操作中应注意的要点和危险点，对特殊运行方式下的直流调控和操作进行了探讨，建议进一步开展该方面的研究。参考文献：1毛晓明，吴小辰. 南方交直流并联电网运行问题分析J. 电网技术 2004,28(2):6-13.2杨晋柏,曾勇刚,黄河,胡飞雄. 南方交直流混合电网调度运行控制J. 电力设备，2006,7(2):36-39.3中国南方电网电力调度通信中心. 南方电网2008年运行方式R. 广州：中国南方电网电力调度通信中心，2008.4陈亦平，张昆. 南方电网直流单极跳闸事故处理流程分析与优化J. 南方电网技术研究，2006,2(5):30-33.5王志勇, 陈亦平. 直流系统稳定控制功能在南方电网中的应用J. 南方电网技术研究，2006,2(2):17-19.6王成祥,李建设. 南方电网交直流联网运行特性分析J. 电力系统自动化，2003,27(16):84-86.7Carson W. Taylor Power system voltage stabilityM 北京：中国电力出版社,2001.作者简介：莫 琦 （1981），男，硕士，助理工程师，从事电网调度运行工作。陈亦平 （1978），男，学士，工程师，从事电网调度运行工作。