孤島方式下雙極閉塞事件的分析

孤島方式下雙極閉塞事件的分析

0云廣直流系統(tǒng)直接孤島運營可以解決網(wǎng)絡(luò)運行中大型雙極封閉趨勢的轉(zhuǎn)移帶來的主網(wǎng)絡(luò)的暫時穩(wěn)定問題，這對降低系統(tǒng)穩(wěn)定破壞的風險，提高傳輸能力具有重要意義。f.。但在孤島方式下,送端電網(wǎng)的系統(tǒng)慣量和短路比較小,承受擾動能力較弱。因此孤島系統(tǒng)的頻率、電壓控制及對各類穩(wěn)定問題的應對措施與傳統(tǒng)大系統(tǒng)相比存在很大的不同［２］。云廣直流是中國首個在設(shè)計階段就考慮采用孤島方式的直流輸電系統(tǒng)。由于小灣、金安橋電廠距離送端楚雄換流站在250km以上,云廣直流送端孤島系統(tǒng)十分薄弱,在額定輸送功率下屬于極低有效短路比系統(tǒng),如何確保這一系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行,在世界上沒有先例。文獻研究了孤島系統(tǒng)的過電壓保護策略,提出了雙極閉鎖時過電壓抑制措施。文獻研究了孤島系統(tǒng)的頻率控制策略,解釋了雙極閉鎖時部分機組出現(xiàn)調(diào)相運行的原因和應對措施。這些研究大都集中在孤島雙極閉鎖后的控制策略,對于直流單極閉鎖后孤島系統(tǒng)的動態(tài)特性缺乏深入的研究。在云廣直流2013年“5·26”孤島調(diào)試中,進行單極閉鎖試驗時發(fā)生了預料之外的雙極閉鎖事件。深入分析這一事件,對于理解孤島方式下單極閉鎖后頻率、電壓變化過程,分析直流系統(tǒng)無功控制及發(fā)電機勵磁系統(tǒng)的響應特性,進而完善孤島系統(tǒng)電壓控制策略有著重要的意義。1交流母線電壓及過流保護2013年5月26日16:42:02,云廣直流孤島調(diào)試進行極Ⅰ單極保護出口閉鎖試驗。試驗中孤島系統(tǒng)安排9機(小灣5機×530MW、金安橋4機×600MW)5線(小楚甲乙線、小和線+和楚甲線、金楚甲乙線)方式,直流功率4905MW運行,云廣直流孤島接線方式如圖1所示。從16:42:02.32單極閉鎖到16:42:21.72雙極閉鎖的過程中,云廣直流輸送功率、楚雄站交流母線電壓、孤島系統(tǒng)頻率的波形變化如圖2所示。為了分析方便,以單極閉鎖時刻16:42:02.32作為初始時刻t０,即t０=0。事件具體過程分析如下。t０=0s,人工設(shè)置直流低電壓保護(27DC)使極Ⅰ閉鎖。t１=0.09s,因直流功率大幅降低,楚雄換流站交流母線電壓快速升高至峰值627kV。t２=0.2s,極Ⅱ(單極大地回線運行)進入1.4倍過負荷,可持續(xù)3s。直流功率由極Ⅰ閉鎖前的4905MW快速降到3500MW,減少了1405MW。極Ⅰ換流變壓器吸收無功功率由1250Mvar下降到120Mvar,極Ⅱ換流變壓器吸收無功功率則由1250Mvar上升到2710Mvar,故直流系統(tǒng)總無功消耗增加了330Mvar。此時楚雄站母線電壓略有下降,至603kV。t３=1.22s,由于楚雄站母線電壓一直在600kV以上,滿足交流母線電壓UＡＣ>588kV(標幺值為1.12,基值為525kV)超過1s的交流過電壓保護邏輯第Ⅰ段啟動條件,直流站控發(fā)跳小組交流濾波器命令,第1組D型交流濾波器切除,母線電壓由612kV下降到605kV。接著,在相對時刻1.38,1.55,1.71s,繼續(xù)切除3小組D型交流濾波器,每切一小組交流濾波器,母線電壓就下降約7kV。t４=1.75s,楚雄站交流母線電壓被控制到581kV,低于588kV,不再繼續(xù)切除交流濾波器小組。t５=3.21s,極Ⅱ在3s時1.4倍過負荷結(jié)束,極Ⅱ功率降為1.1倍過負荷(2750MW),瞬時功率下降750MW。直流系統(tǒng)無功消耗出現(xiàn)短時上升隨即下降的過程:經(jīng)0.02s,即t=3.23s,由2740Mvar達到峰值3208Mvar;又經(jīng)0.08s,即t=3.31s,下降到2570Mvar,相比極Ⅱ1.4倍過負荷結(jié)束時減少了170Mvar。t６=3.30s,楚雄站交流母線電壓快速升高,由582kV升至峰值625kV,并在接下來的2s時間內(nèi)保持在612kV左右。t８=5.27s,極Ⅱ進入1.1倍過負荷約2s,楚雄站運行中的全部8小組A,B型交流濾波器因過流保護(定值為超過1.3倍額定電流,延時2s)相繼動作跳閘,母線電壓下降到530kV。t９=6.70s,由于所有A,B型交流濾波器均切除,直流運行不滿足最小交流濾波器要求(1A+1B),極Ⅱ啟動換流器快速關(guān)斷順序(FASOF):0.15s后,即t１０=6.85s,極Ⅱ開始降功率,經(jīng)12.55s后,即t１１=19.40s,極Ⅱ閉鎖。至此,云廣直流雙極均閉鎖。2直接鎖定器分析2.1動態(tài)特性分析為了進一步深入分析“5·26”單極閉鎖后孤島系統(tǒng)頻率、電壓的變化情況,將其與2013年“3·30”直流孤島雙極閉鎖試驗(9機5線,直流功率4905MW,工況相同)進行對比,曲線如圖3所示。在孤島直流雙極閉鎖(“3·30”)情況下,孤島電壓在經(jīng)歷了最初90ms的電壓突增后即快速下降,由于直流控制保護系統(tǒng)在故障后120ms將直流系統(tǒng)與孤島系統(tǒng)隔離(跳開換流變壓器),隨后的孤島系統(tǒng)動態(tài)過程由機組的勵磁、調(diào)速特性決定。而單極閉鎖(“5·26”)情況下,直流系統(tǒng)不會隔離,仍將參與孤島調(diào)節(jié)。從圖3中可知,單極閉鎖后惡劣的頻率和電壓水平持續(xù)時間較長,對直流系統(tǒng)的一次設(shè)備耐受能力、控制保護適應性以及閥冷等輔助系統(tǒng)均提出了更為苛刻的要求。2.2pss反調(diào)和雙極封閉下的發(fā)電機電壓波動單極閉鎖后6s內(nèi)孤島系統(tǒng)持續(xù)過電壓的原因是電力系統(tǒng)穩(wěn)定器(PSS)反調(diào)。小灣電廠和金安橋電廠都采用的是圖4所示的PSS2B加速功率型PSS。發(fā)生單極(或雙極)閉鎖時,由于機組出力快速下降,形成加速功率,轉(zhuǎn)速增加,發(fā)電機PSS輸出將迅速達到并在直流閉鎖后的頻率上升階段保持上限輸出(+0.1(標幺值)),從而提高發(fā)電機勵磁電壓,導致孤島系統(tǒng)內(nèi)9臺機組的機端電壓全部達到1.1(標幺值),即圖3中2s至8s的過程。這就是單極閉鎖后的PSS反調(diào)問題,對孤島系統(tǒng)的工頻過電壓控制帶來十分不利的影響。當頻率爬升至峰值,機組原動機功率在調(diào)速器作用下開始下降時,PSS輸出又迅速下降至下限輸出(-0.1(標幺值)),機組的機端電壓又全部調(diào)節(jié)至0.9(標幺值),從而導致了孤島系統(tǒng)電壓的大幅波動,即圖3中8s至10s的過程。為了減小PSS反調(diào)對過電壓控制的不利影響,目前采取的措施是當發(fā)電機功率降低為0.1(標幺值)以下時,閉鎖PSS輸出。在直流大功率雙極閉鎖時由于直流功率降為0,機組出力都快速降至0.1以下,這種措施能夠有效發(fā)揮作用。但單極閉鎖或機組出力分配不均情況下的雙極閉鎖［７］時,機組出力無法降低到0.1以下,該措施不能發(fā)揮作用?？梢?通過設(shè)置機組出力閾值閉鎖PSS的措施對不同運行方式和不同故障的適應性較差。2.3交流特性保護直流側(cè)應對交流電壓變化的控制環(huán)節(jié)主要包括應對正常電壓變化的無功控制和應對交流過電壓的過電壓保護［８］。直流無功控制包括Q模式和U模式,為提高孤島穩(wěn)定性,孤島方式下優(yōu)先采用U模式。在U模式下,當交流母線電壓UＡＣ<Uｓｅｔ_ｍｉｎ延遲5s,自動投入濾波器小組,Uｓｅｔ_ｍｉｎ為電壓下限整定值;當UＡＣ>Uｓｅｔ_ｍａｘ延遲5s,自動切除濾波器小組,Uｓｅｔ_ｍａｘ為電壓上限整定值。目前孤島方式下Uｓｅｔ_ｍａｘ為530kV,Uｓｅｔ_ｍｉｎ為510kV。由于延時較長,在單極閉鎖情況下不會快速響應。交流過電壓保護(59AC)分為2級,如圖5所示。第1級,當交流母線電壓UＡＣ>1.12,延時1s跳小組交流濾波器;當UＡＣ>1.204,延時300ms跳小組交流濾波器,當UＡＣ>1.288,延時100ms跳小組交流濾波器。第2級,如果過電壓水平較高,禁止切除濾波器小組,以防止斷口恢復電壓損壞濾波器小組,當UＡＣ>1.34延時90ms或UＡＣ>1.40延時20ms,將切除大組交流濾波器,但是要保證最小濾波器(1A+1B)不能切除,以便于直流功率的恢復和提升。在“5·26”單極閉鎖試驗中,單極閉鎖后依靠交流過電壓保護切除4小組交流濾波器,但在極Ⅱ由1.4倍過負荷降為1.1倍過負荷后,由于系統(tǒng)頻率超出PSD的適應范圍,交流過電壓保護出口無法切除小組濾波器。小組交流濾波器開關(guān)就地控制邏輯如圖6所示。最后交流濾波器過流保護動作,由于過流保護不通過PSD,故能將交流濾波器切除。交流濾波器呈容性,電流有效值,其中ω為角頻率,f為頻率,C為電容值,U為線電壓。I與頻率、電壓成正比,故過流保護在高頻、高壓條件下達到動作條件。3交流濾波器過流保護針對“5·26”試驗暴露的問題,開展了云廣直流控制保護、輔助系統(tǒng)應對頻率、電壓大幅波動的適應性排查工作。目前控制、保護的頻率適應范圍大都在50±2Hz,僅部分廠家產(chǎn)品具有頻率跟蹤功能,能適應孤島系統(tǒng)頻率波動,相關(guān)措施仍在研究中。目前采取的應對孤島單極閉鎖的措施包括。1)單極閉鎖聯(lián)切一臺機,控制動態(tài)最大頻率偏差。2)將PSD設(shè)備允許的最高和最低頻率改為50±4Hz。3)優(yōu)化交流濾波器過流時間延時,保證交流過壓保護優(yōu)先動作。在2013年7月14日重新進行了孤島單極閉鎖試驗,未再發(fā)生雙極跳閘,試驗中孤島系統(tǒng)頻率、電壓曲線如圖7所示。從頻率控制來看,在采取切機措施后將動態(tài)最大頻率偏差控制在54Hz,超過52Hz的時間控制在20s內(nèi)。由于切機會降低孤島系統(tǒng)短路比,影響運行的穩(wěn)定性,進一步切機的措施并不可取,需要進一步研究頻率控制措施并提高孤島系統(tǒng)應對頻率大幅波動的適應能力。從電壓控制來看,直流站控過電壓保護在極Ⅰ閉鎖后切除4小組D型交流濾波器,楚雄站電壓控制在583kV左右。在極Ⅱ在3s時過負荷結(jié)束后,繼續(xù)切除4組濾波器,交流母線電壓降低至576kV左右。隨后由于PSS輸出由正變負,孤島電壓經(jīng)歷了近100kV的下降,在單極閉鎖后11~28s內(nèi)出現(xiàn)了由電壓控制先投入3組濾波器后切除3組濾波器,最終楚雄站交流母線電壓穩(wěn)定至534kV左右。由于交流濾波器切除后需要7min的放電時間,經(jīng)歷上述頻繁投切后已無冗余可用交流濾波器,一旦出現(xiàn)相繼擾動,無功控制已無應對能力?！?·14”單極閉鎖試驗雖然沒有再導致雙極閉鎖,但從試驗結(jié)果可以看到,閉鎖后電壓問題仍然存在,電壓偏高而且變化劇烈,需要進一步深入研究孤島單極閉鎖后動態(tài)過電壓的控制措施。4單極閉合后的動態(tài)過載控制的改善措施4.1動態(tài)電壓試驗分析云廣±800kV特高壓直流工程技術(shù)規(guī)范中對動態(tài)過電壓限值作出如下規(guī)定［３，９］。1)直流輸電部分或完全中斷時不應在換流器的交流母線處產(chǎn)生持續(xù)時間超過5個周期、大于(1130×550/3)kV的工頻電壓,且電壓變化不會超過擾動之前的電壓的30%。2)從導致輸電中斷的干擾產(chǎn)生時起2s之內(nèi),工頻電壓應在500ms之內(nèi)降到(1.15×550/3)kV以下,并在2s之內(nèi)降至擾動前電壓的105%或者所有電容性分組都被切除后所能達到的電壓水平(以兩者中的較大值為準)。動態(tài)過電壓(標幺值)波形的限值如圖8所示。此處的電壓基準值為550kV。從“5·26”“7·14”試驗分析中可以發(fā)現(xiàn),目前動態(tài)過電壓控制的主要問題包括:PSS反調(diào),無法發(fā)揮機組進相能力抑制過電壓,而且導致電壓大幅波動和濾波器頻繁投切;過于依賴直流側(cè)無功控制,僅依靠交流濾波器的投切,沒有發(fā)揮發(fā)電機的電壓控制能力,應對3s過負荷結(jié)束后第2輪功率回降引起過電壓的能力不足。本節(jié)針對這2個問題,分別提出了廣域PSS和高壓側(cè)電壓控制的技術(shù)思路,并在PSCAD/EMTDC中進行了仿真驗證。4.2pss反調(diào)措施根據(jù)2.2節(jié)的分析,導致孤島單極閉鎖后電壓控制越限的主要原因是PSS反調(diào),退出PSS后能夠使楚雄站動態(tài)過電壓水平下降50~60kV,處于580kV以下,避免過壓保護動作,如圖9所示。但PSS退出可能導致孤島系統(tǒng)阻尼水平降低。替代方案是采用基于機組轉(zhuǎn)速差的廣域PSS［１０，１１］,該措施能夠阻尼機間振蕩模式,同時在功率擾動導致的頻率動態(tài)中不會錯誤動作,能夠在不惡化系統(tǒng)阻尼的前提下解決PSS反調(diào)問題［１２］。采用廣域PSS后孤島直流單極閉鎖電壓如圖10所示。4.3采用高壓側(cè)電壓控制交流濾波器的投切是離散控制,而且不能頻繁動作。孤島系統(tǒng)過電壓控制中還需要充分發(fā)揮發(fā)電機的電壓控制能力。解決PSS反調(diào)后孤島單極閉鎖后楚雄站電壓仍在550kV以上,這是由于云廣直流極弱有效短路比的特性決定的。為解決這一問題,需要進一步改善發(fā)電機電壓控制策略,考慮在自動電壓調(diào)節(jié)器定機端電壓控制基礎(chǔ)上引入高壓側(cè)電壓控制的策略［１３－１４］。在發(fā)電機電壓調(diào)節(jié)器輸入端引入負載補償單元,可以補償?shù)舨糠肿儔浩麟娍?設(shè)補償度為k,一般為50%~80%),則擾動后,發(fā)電機勵磁控制維持變壓器內(nèi)部某點電壓恒定,固定電勢和換流站之間的阻抗變?yōu)?1-k)倍的變壓器阻抗加上線路阻抗,阻抗減小,短路比增加,可以有效降低直流故障后的過電壓水平。根據(jù)測算,云廣直流孤島運行時,小灣和金安橋到楚雄換流站的阻抗中,變壓器阻抗占比約為30%~40%(和具體運行方式有關(guān)),如果采用高壓側(cè)電壓控制補償80%的變壓器電抗,則短路比可以提高32%~47%,短路比提高非常明顯,直流故障后的過電壓水平可以進一步降低約20kV。同時采用廣域PSS和高壓側(cè)電壓控制時,孤島直流單極閉鎖電壓曲線如圖11所示。采用廣域PSS加高壓側(cè)電壓控制后,能夠僅依靠機組勵磁作用將單極閉鎖后動態(tài)過電壓水平控制在580kV內(nèi)(楚雄500kV母線電壓約560kV