特高压直流工程

特高压直流工程（精选9篇）

特高压直流工程 篇1

最后断路器保护是直流工程逆变站的重要保护。当逆变侧失去交流电源后,由于换流母线上连接的大量无功补偿设备不能立即切除,如果直流系统未能及时闭锁,直流系统将会继续向其充电,从而引起严重的暂时过电压,对阀、避雷器、换流母线等造成影响[1,2,3]。为了防止这种情况的发生,在高压直流输电系统的逆变站中通常都安装了最后断路器保护,以确保在发生上述情况时可以迅速将阀闭锁[4]。但是在常规直流的实际应用中,该保护暴露出一些问题,存在安全隐患。因此在±800 k V向家坝-上海直流工程中,ABB公司采取了不同的保护设计思路。文中对特高压直流和常规直流最后断路器保护进行了对比分析,指出了可能存在的隐患,并提出相应的整改建议。对目前在运的直流换流站和将投产的特高压直流换流站的运行维护工作有一定指导意义。

1 常规直流最后断路器保护

1.1 保护信号

常规直流中的最后断路器保护,通常需要采集交流场的开关量和运行参数作为动作判据,交流场接线如图1所示。

1.1.1 断路器及隔离开关分合接点信号

通过采集断路器和隔离开关的接点信号,从而判断该间隔是否在隔离状态。一个断路器单元(包括一个断路器和两把隔离开关)中只要有一个设备在拉开位置,即判定该断路器单元在隔离(Disconnect)状态;当交流出线对应的边断路器单元和中断路器单元或两个边断路器单元都为隔离状态时,即判定该间隔在隔离状态。图2为通过断路器和隔离开关接点判断交流间隔是否隔离的逻辑,其中拉开为1,合上为0。

1.1.2 线路电流信号

当故障发生在站外而不是站内时,无法通过断路器和隔离开关的分合接点来判断间隔是否隔离,因此必须加入电流的判据。当交流出线上的电流值低于电流参考值(政平站该参考值为50 A,华新站该参考值为70 A),且直流极为解锁状态时,即可判定该间隔为隔离状态。图3为通过电流判断交流间隔是否隔离的逻辑。

1.1.3 断路器跳闸信号

通过采集断路器跳闸接点(early_make)信号来判断该间隔是否为跳闸状态(trip)。当交流出线对应的边断路器单元为隔离状态时,另外两个断路器只要有一个跳闸;或另两个断路器为隔离状态时,交流出线对应的边断路器跳闸,即可判定该间隔为跳闸状态。此外,在对侧交流站也装有最后断路器装置,它是一个PLC装置,通过对线路相关的本站断路器和隔离开关位置接点进行判断分析,并结合相关保护动作信号,从而确定是否给换流站发跳闸信号[5,6]。图4为判断交流间隔是否跳闸的逻辑。

1.2 保护逻辑

当一个间隔处于隔离状态时,如果发生另一个间隔跳闸的事件,最后断路器保护就会动作,使双极闭锁。如图5所示,当W1间隔在隔离状态时,如果W2间隔发生跳闸事件,同时还满足以下条件:(1)直流在解锁状态;(2)本系统为工作系统;(3)本站为逆变站,最后断路器保护就出口跳闸。当W2间隔为隔离状态时,跳闸逻辑也一样。动作后果为:(1)双极Y闭锁;(2)跳开交流侧换流变出线开关;(3)启动开关失灵保护;(4)启动故障录波;(5)闭锁禁止切换系统。

此外,当一个间隔隔离而另一个间隔不隔离时,系统会发出“只剩一条线路(only one line left)”的告警,提醒运行人员注意。该逻辑是通过异或门(相同为0,相异为1)来实现的。图5为常规直流最后断路器保护跳闸逻辑,来自ABB设计的三-常直流工程政平换流站Hidraw软件。

1.3 存在隐患

正常情况下,采用上述保护逻辑是没有问题的,常规3 000 MW的直流系统的最小功率是300 MW(低于最小功率时,极会闭锁)。在只有两条线路的情况下,如果线路电流低于50 A或70 A时,两条交流线路的功率相加才50~70 MW,此时极早已闭锁。但在特殊运行工况下却可能存在安全隐患,龙政直流逆变侧政平换流站就存在这样的问题。

政平站建站之初,在从500 k V武南站来的两回线路(政武5273线,政南5274线)上安装了最后断路器保护,2004年政平站扩建了到岷珠站的两回交流线路:岷政5271线,岷平5272线。由于岷珠站只有两台750 MW的主变,在失去5273线,5274线的情况下,不足以支撑龙政直流额定功率运行,因此5273线,5274线的最后断路器保护仍保留了下来(5271线,5272线上没有设置最后断路器保护)。在秋冬季直流小功率运行方式下,受交流系统潮流影响,直流输送的大部分功率经过5271线和5272线送到岷珠站去,在5273线和5274线上输送的功率很小,有时功率潮流方向甚至会反向,即武南站的功率通过5273线和5274线转送到岷珠站。在这种情形时,5273线,5274线中的一次电流有效值就有可能在50 A以下,按照保护逻辑(见图3),软件会将本处于运行状态的间隔误判为处于隔离状态,若此时5273线和5274线两条线路中一条电流小于50A,另一条发生故障引起线路保护动作跳闸,政平站最后断路器保护将会动作并导致直流双极Y闭锁。而实际上,此时的交流出线并未全部断开,系统不应该向换流器发出闭锁指令。而且这样的小功率完全可以通过5271线和5272线送到岷珠站,没必要双极闭锁。因此,在上述这种特殊的运行方式下,直流系统的可靠性被大幅度降低。

此外,最后断路器保护逻辑中还存在另一个安全隐患:在5273和5274两条交流出线同时跳闸(或同时收到来自武南站的最后断路器跳闸信号)时,系统反而不会发出闭锁指令(见图5)。如果此时双极运行在大功率下(如3 000 MW)时,将导致大功率全部转移到岷政5271线和岷平5272线上,超过了岷珠站目前所能承受的容量,从而引起政平站内设备过电压。

1.4 改进措施

1.4.1 小负荷运行隐患

为了防止小负荷状态下交流最后断路器保护误动作,现场采取了一些临时措施,即当龙政直流较长时间处于低功率运行时,修改Hidraw软件,将电流判据由“50 A”改为“-50 A”(即取消最后一个断路器保护的电流判据),待大功率后再恢复[7]。但该措施不够完善,由于需要人为判断功率水平并修改保护定值,存在一定风险,给现场人员带来很大安全压力,因此应该对软件逻辑进行修改。可以考虑在逻辑中加入判据。即设定一个功率参考值,在该参考值之下就退出最后断路器保护的电流判据,超过参考值就投入电流判据。图6为修改后的软件逻辑,虚线部分为增加的功率判据。

还可以进一步考虑,当直流系统运行在大功率工况下时,如果发生最后断路器保护动作的情况,可以不闭锁双极直流,而是只闭锁单极或紧急降功率,这样可靠性大大提高,对系统的冲击也可以减小到最低。要实现相关功能有赖于对系统潮流的计算和仿真研究,对现有软件的改动也较大。

1.4.2 最后断路器保护拒动隐患

为了消除武南站最后断路器保护装置动作后政平站最后断路器保护不起作用的隐患,可考虑将两个间隔的跳闸状态取与,当同时为1时,即可启动保护跳闸。图7为修改后的最后断路器保护跳闸逻辑,虚线部分为增加的判断同时跳闸的逻辑。

2 特高压直流最后断路器保护

±800 k V特高压直流系统输电线路长、输送容量大,两端换流站配置无功补偿设备的单组容量及总容量均比±500 k V直流工程高得多,因此应更加重视最后断路器跳闸故障引起的过电压[8]。

根据仿真研究,表1[8]列出了特高压直流双极额定功率运行时逆变站发生最后断路器跳闸后不同闭锁延时避雷器能耗计算结果(“—”表示能耗/电流为0,避雷器不动作)。

通过计算避雷器能耗,并与参考值进行比较,可以判断是否出现交流系统甩负荷,从而确定是否闭锁直流。以下以±800 k V直流特高压奉贤换流站为例进行分析,图8为奉贤站高端换流变进线区域接线。

2.1 保护信号

2.1.1 电压量

从高端换流变进线区域的电压互感器TV3出来的三相电压量经过换相电压计算器后得到换流阀网侧电压,取其最大值,经一定时间保持后滤波得到保护所需的电压量Uac。

2.1.2 电流量

最后断路器保护所需的电流量来自高端换流变进线区域的电流互感器TA4,该电流互感器用于测量流过避雷器F1的三相电流值。现场采集的数据通过e TDM总线到达保护主机后,经过滤波、取绝对值等处理,得到保护所需要的三相电流值I1,I2,I3。

2.2 保护逻辑

2.2.1 能量积分

最后断路器保护按每相进行计算,以A相为例,当电压量Uac超过电压定值Uhigh(奉贤站为460.0k V)时以及电流量I1超过电流定值Istart(奉贤站为20.0 A)时,选择器选通积分计算回路,将I1与电压常数Uconst(奉贤站为0.595 MV)相乘,经积分器计算后与跳闸值Rtrip(奉贤站为3.1 MJ)进行比较,如果大于或等于跳闸值,就发A相最后断路器保护动作信号至总出口逻辑。图9为避雷器能量积分逻辑。

积分公式如下:

其中:ET-ΔT为上一次积分的值;ΔT为保护软件的中断周期,单位为Tic,1 Tic=1 ms。

2.2.2 能量释放

最后断路器保护按每相进行计算,以A相为例,当电压量Uac和电流量I1中有一个或两个都小于定值时,开放能量释放计算。脉冲发生器每隔1 000 Tic就发出一次脉冲,由0变1,进行一次能量释放计算。将避雷器散热常数Rcoolconst(奉贤站为1/3 600)乘以1 000后与上次计算的积分值相乘并取负,经积分器计算后与跳闸值Rtrip(奉贤站为3.1MJ)进行比较,如果大于或等于跳闸值,就发A相最后断路器保护动作信号至总出口逻辑。能量释放计算逻辑见图10。

能量释放的积分方程如下:

2.2.3 出口逻辑

当同时满足以下条件时,最后断路器保护会出口:(1)任一相发最后断路器保护动作信号;(2)Uac大于电压定值Uhigh(本条件起到联锁作用,防止保护误动);(3)最后断路器保护设置为可用;(4)换流站为逆变站;(5)没有收到闭锁最后断路器保护的信号。图11为特高压直流最后断路器保护出口逻辑。

动作后果为:(1)Z闭锁;(2)换流器隔离;(3)启动故障录波。

2.3 存在隐患

±800 k V向家坝-上海直流工程是第一次采用避雷器动作特性作为最后断路器保护判据,相对于常规直流中采用的最后断路器保护设置,其更多地依赖一次设备的性能,因此对避雷器提出了更高的要求,必须要保证避雷器在交流甩负荷情况下的能耗能满足保护动作要求,使保护正确动作。在保护定值的设置上要考虑能躲开站内操作过电压,防止误动。由于避雷器存在个体差异,因此与其特性有关的定值,如散热常数等的设定也很重要。此外,在保护设置上还可能存在以下隐患:保护只采集高端换流变进线区域的电压值以及避雷器电流值,如果高端换流变退出检修,出现一个完整极加一个1/2极运行的模式或者两个1/2极运行的模式时,将失去该极的最后断路器保护功能,从而带来安全隐患。

3 结束语

常规直流中的最后断路器保护主要检测断路器、隔离开关接点和线路电流,逻辑较为简单,在特殊情况下还可以修改定值,退出部分保护功能。但保护需要检测的环节较多,在特定工况下会出现动作后果不合理的情况。通过采取整改措施,可以进一步提高系统可靠性。特高压直流中的最后断路器保护采用计算避雷器能耗作为保护判据,需要检测的量比较少,但与一次设备的性能关系较紧密,其实际效果还需要经过系统调试和现场运行的检验。

在今后直流工程中应根据工程实际情况,综合考虑站内出线、电网潮流变化、设备可靠性等各种因素后,确定最后断路器保护的选型。

参考文献

[1]赵畹君.高压直流输电工程技术[M].北京:中国电力出版社,2004.

[2]蒋卫平,朱艺颖,吴娅妮,等.±800 kV级直流工程过电压研究[R].北京:中国电力科学研究院,2007.

[3]周静,马为民,石岩,等.±800 kV直流输电系统的可靠性及其提高措施[J].电网技术,2007,31(3):7-12.

[4]刘云,王明新,曾南超.高压直流输电系统逆变站最后断路跳闸装置配置原则[J].电网技术,2006,30(6):35-40.

[5]邓洁清,项巍.武南变最后断路器保护装置内部逻辑分析及优化[J].电力自动化设备,2008,28(7):121-123.

[6]廖常初.PLC基础及应用[M].北京:机械工业出版社,2004.

[7]田庆.政平换流站最后断路器保护逻辑分析[J].水电能源科学,2009,27(1):177-179.

[8]王华伟,蒋卫平,吴娅妮,等.云广±800 kV特高压直流工程逆变站最后断路器跳闸故障研究[J].电网技术,2008,32(18):06-09.

特高压直流工程 篇2

中国电网未来发展趋势如何？刘振亚在其所著《特高压交直流电网》中给出了研究答案：中国电网需要走由特高压电网构成骨架网络、交直流输电协调发展的综合电能体系发展之路。

从我国能源资源禀赋和负荷中心分布来看，特高压输电是解决能源资源和负荷分布不均衡的根本之策，是坚强智能电网发展的必然。我国76%的煤炭资源分布在北部和西北部地区，80%的水能资源在西南部地区，陆地风能主要集中在西北、东北和华北北部，而绝大部分的能源需求则来自东中部地区。东部地区由于环境压力大、土地资源紧张，在现有火电规模已经很大的基础上，已不适宜再继续大规模建设燃煤电厂，客观上决定了我国能源必须走全国范围优化资源配置的道路，而电网则在其中扮演了能源搬运工的重要角色。但是远距离、大规模输电存在电能损耗的问题，不同的输电距离需采用不同的电压等级，实现电能的经济传输。大型能源基地与负荷中心之间的输电距离为1000～3000千米，超出传统超高压输电线路的经济输送距离，这就要求有更高电压等级的输电线路来完成输电任务，特高压输电由此应运而生，承担起这一重任，经济高效地实现了电能大规模送出和大范围消纳。

交直流输电协调发展是针对不同输电需求采用不同输电策略的产物，交直结合，相辅相成，各尽其用。根据交直流输电的不同特性，特高压交流输电定位于主网架建设和跨大区联网输电，特高压直流输电定位于大型能源基地的远距离、大容量外送。同时，从交直流相互影响上来看，特高压交流电网可为直流多馈入的受端电网提供坚强的电压和无功支撑。而在交直流并联输电时，利用直流功率调制等控制功能，可以有效抑制与其并列的交流线路的功率振荡，提高交流系统的暂态、动态稳定性能。“强交强直”的混合输电格局一旦形成，电网将能更好抵御各类事故的影响，变得更加坚强。

《特高压交直流电网》一书共12章，从电网的发展历史到未来趋势，从特高压交流输电到特高压直流输电，从理论研究到工程实践，面面俱到，非常详实；从难点技术攻关到技术标准制定，从电压等级提升的规律到电压等级的选择，步步为营，十分严谨。本书涉及面极广，技术要点论证清晰，大处着眼，小处着手，是在特高压交直流输电方面具有很高学术价值的科学巨著。

努力超越，追求卓越。在特高压交直流领域，中国已然走到了世界的前列。《特高压交直流电网》总结了近年来中国特高压输电技术的科技创新和工程实践成果，多项技术成果在全世界范围内均处于领先地位。具体来说，我国迄今为止世界上电压等级最高、输送能力最大、技术水平最先进的特高压交流输变电工程：晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程已安全运行多年，已建成了特高压交流、特高压直流、高海拔、工程力学四个试验基地和大电网仿真、直流成套设计两个研发中心，被国际大电网组织誉为“一个伟大的技术成就”。暂且不说这些实质上的建设成就，单是那一项项由我国自主建立的特高压与智能电网技术标准体系，就足以说明其里程碑式的进步。中国特高压电网建设已制定企业标准363项、行业标准145项、国家标准66项，编制国际标准19项，中国的特高压交流电压成为国际标准电压，“中国制造”正逐步转变成“中国创造”。在特高压输电领域，中国一跃成为世界领先。

简介 特高压交直流电网

《特高压交直流电网》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.

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》（本刊曾作推荐）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。（支点杂志社2014年4月刊）

特高压直流工程 篇3

酒泉- 湖南 ±800k V特高压直流输电线路工程甘4 标段沿线山区所占的比重很大, 施工材料的运输存在相当大的难度, 传统的采用人力, 畜力运输方式已完全不适应, 开山劈路困难且对地表植被破坏较大, 为解决施工材料在山区等复杂地形情况下的运输难题, 本文提出采用多跨单索循环式索道运输施工材料方案。

2 索道架设及运输方案

多跨单索循环式索道是通过支架、承载索、牵引索、驱动装置等部分在开辟道路困难情况下, 将物料运送到指定位置, 其原理如图1所示:

索道型式及工作原理:采用多跨单索循环式索道运输工艺, 原理见上图所示。其工艺原理为:在运输始端与终端之间设置始端支架、终端支架和多个中间支架;承载索、返空索和牵引索 (以下统称“工作索”) 承托于各支架的托架 (鞍座) 上, 承载索、返空索按设计弧垂收紧, 两端各自锚固在始端地锚和终端地锚上, 形成运载小车的行走轨道;牵引索形成闭合, 两端通过4 个高速滑车, 并盘绕在驱动装置上;运载小车卡接在牵引索上, 牵引索牵引带动运载小车在承载索、返空索上运动达到运输物料的目的。

3 实例应用

3.1 工程概况

酒泉- 湖南 ±800k V特高压直流输电线路工程4 标段, 该标段长152.667k M, 新建铁塔282基, 地形分布情况:山地占74.7%, 丘陵占5.7%, 高山大龄占19.6%, 且山地高差大, 运距远, 没有可以利用的小道和山路, 开山劈路的话将破坏当地脆弱的生态环境结合现场实际情况, 决定采用多跨双索循环式索道。

3.2 索道架设

本文以N2451-N2456 塔位索道架设为例

(1) 索道路径选择。装货点尽量靠近车辆能到达的位置;索道沿线尽量避免和线路、通信线、公路交叉。利用山包凸出位置设立支架尽可能保护原地貌, 不破坏或少破坏植被;索道跨距不小于150m和不大于500m。水平转角不宜超过5°。高差角一般控制在30°以内, 最大不大于45°, 若难于满足可采取减小运输荷载和增大货物间距的办法克服了地形因素。

(2) 支架的选择与安装。经过验算与选择, 结合本工程实际情况, 对本工程索道架设主要受力工器具规定如下:

多支点索道的主要受力构件有:承力索、牵引索、行走滑车、承力绳托铁、支架、快速转动滑车、牵引设备等。

构件设计情况:1) 承力索:主承载绳选用 Φ19.5mm钢丝绳, 返空索选用 Φ15.5mm钢丝绳;2) 牵引索:选用 Φ13mm钢丝绳;3) 行走滑车和挂钩:采用吊钩式双轮滑车, 挂钩规格不小于7T;4) 快速转动滑车:选用规格不小于7T;5) 支架:采用 Φ140 钢管 (δ=3.75 ㎜, L=6m) 作撑管, 18 ~ 25# 槽钢作梁, 通过法兰连接, 形成支架, 并通过拉线紧固。且钢丝绳在支架处的包络角必须小于60°;6) 地锚:地锚规格不小于10T, 地锚绳规格为 Φ19.5mm, 与之相连的U型环必须采用10T以上规格, 地锚坑的位置应避开不良的地理条件, 受力侧前方不应有陡坎及松软地质。地锚坑开挖深度应满足方案要求, 地锚应开挖马道, 马道宽度应以能放置钢丝绳、拉棒为宜。马道坡度应与受力方向一致, 马道与地面的夹角应不大于45°。地锚坑的回填土必须分层夯实, 回填高度应高出原地面200mm, 同时要在表面做好防雨水措施。索道使用时间较长或者处于潮湿地带时, 应对地锚的钢丝绳套做好防潮、防腐蚀措施, 如图2 所示;7) 牵引设备:选用3 吨高速电动卷扬机, 牵引机最大牵引力可达到30 k N, 最大牵引速度可达40m/min, 自重为0.8 吨。

其他说明:单吊钩 (双滑轮) 运输荷载为500 ~ 800kg;双吊钩可吊运800 ~ 1000kg, 双吊钩间保持在5m以上距离;

货物之间的距离: 重量在800~1000kg时控制在200~230m, 货物重量较轻时, 货物之间的距离可适当缩小。

验算索道承力索弧垂一般取支架间档距的5%。

(3) 锚固系统准备。工作索地锚宜选用直埋式地锚, 其两端的锚固布置见图3 所示, 支架拉线可采用铁桩或地锚, 每个支架必须设置不少于4 根的拉线。地锚深度根据受力计算结果并视地质而定, 一般为3—4.5 米, 主锚坑 (锚固承载索) 应较副锚坑 (固定支架、卷扬机等) 深2 米;地锚坑应挖马道, 马道角度应与出线方向大体一致, 与地面夹角为30°—45°。地锚坑施工时, 最后应在底部受力侧掏挖以便将地锚嵌入其中。

(4) 索道架设。确定整个运输需要分几级转运和转运平台的位置, 由低向高逐级架设。在转运平台上确定主地锚坑 ( 锚固承载索) 、牵引索转向地锚坑 (牵引机侧转向半径要大一些, 转向滑车不能少于三个;转运平台侧不能少于两个转向滑车) 、架体拉线地锚坑位置, 用经纬仪定出中间支点的位置, 确定拉线地锚坑。如果索道路径内有影响货物通过障碍物 (树木等) , 需要用经纬仪监控清理。1) 展放导引绳。人力展放或使用飞行器辅助展放两根导引绳, 在终端闭合并使其通过终端的转向滑车, 两个绳头留在始端;2) 支架安装。中间支架一般不超过7 个, 组立采用人字抱杆辅助起立, 人字抱杆规格视地形条件而定, 动力宜采用机动绞磨, 组立难度小的情况可采用人工组立的方式。支架起立好后至少用四根GJ-35拉线固定, 拉线对地夹角<45°。两架体根部之间用GJ - 35 钢绞线连接 (先将导引绳放进架体里) ;3) 安装工作索。 (1) 在各个支架处将展放好的导引绳提升放置在托架 (鞍座) 上的托索轮上; (2) 在始端的一个导引绳头上连接二级引绳, 用另一个绳头牵引, 逐级牵引将导引绳最终更换为牵引索, 并将其闭合; (3) 在各个支架的两个托架边各悬挂一个滑车, 用闭合的牵引索牵引返空索或承载索, 每当牵引至支架时就暂停牵引, 将返空索或承载索放入滑车后继续牵引, 直至返空索和承载索展放完毕; (4) 在终端将返空索和承载索锚固在终端地锚上; (5) 在始端收紧返空索和承载索锚至设计弧垂后将其锚固在始端地锚上; (6) 在各支架处将承载索落入托架上的托铁槽内, 再次调正架体, 使架体平面和承载索垂直。

(5) 索道运行。正式运行前必须经试验, 试验过程中, 货车应行走自如, 不得出现托索、滑索现象, 货车的卸载装置应启闭灵活。检查货物通过索道沿线是否有拖地情况, 根据情况收紧承载索、清除障碍物 (砍树、降基面) , 或增加支架;初步确定循环牵引索的长度, 以便选取合适的长度插头, 同时要用手板葫芦将转向滑车和地锚连接, 以便随时调整循环牵引索的松紧;在个别凸起的地方, 牵引索有割地情况, 需要及时布置有底座的滑车, 以减轻牵引索的磨损。

4 结论

采用多跨单索循环式索道运输施工材料, 不仅可以减少对山区开挖量, 降低对地貌的影响, 有利于植被的恢复, 与传统的施工材料运输方式相比较, 明显缩短了运输工期, 保证了施工进度及安全质量, 降低了施工费用, 能重复利用, 取得较好的经济、环保和社会效益, 为今后山区重型施工材料运输提供借鉴。

摘要：为了解决酒泉-湖南±800k V特高压直流输电线路工程施工材料运输难题, 提出采用多跨单索循环式索道在山区运输工程材料的方案。结合工程实例, 详细介绍本工程的索道架设及材料运输方案, 将为今后相关工程提供借鉴。

关键词：特高压,酒湖线,索道

参考文献

特高压直流工程 篇4

【关键词】特高压工程；财务管理；三维风险控制体系

一、前言

特高压工程项目属于一类技术难度高、涉及范围广、施工难度大的系统工程。正因为如此，它的财务风险也较一般电力工程多且复杂，财务管理工作难度较大。为了进一步保证特高压工程项目的顺利进行与如期竣工、投用，建立起完善的三维风险控制体系，提高财务管理工作质量是关键。以下主要对特高压工程项目财务管理及风险控制体系的相关问题进行探讨。

二、特高压财务管理的常见风险种类

1.转包及违规分包的风险

该类风险主要有4类：①总包施工单位把主体工程分包出去，但分包单位资质不足；②主体工程以劳务分包形式分包出去，但分包工程并未进行合同的签订；③在没有得到建设单位同意的情况下，对工程擅自分包；④辅助工程的合同超出外包工程的30%。

2.权责不对等风险

因为出资方与监管单位不一致，或者出资单位和资产运维单位不统一，造成被赋予的权责过多或缺乏而引起的权责不对应或不平衡的风险，称为权责不对等风险。在特高压工程建设中，大多需要跨省区，工程设备的出资方、使用方、责任方会存在不一致现象，导致出资方的权益很难得到有效保障。

3.招标风险

招标行为不规范而引起的风险，称为招标风险。具体来说，招标风险的类型，主要体现在以下这几个方面：①已达标限额的项目，未招标；②项目人被拆分，以达到规避招标的目的；③未招标，但违规建设；④公开招标被邀请招标代替。

除上述风险种类外，管理衔接风险、征地拆迁补偿费支出的风险、多余物资退料管理的风险、账外账风险等，也是常见的财务风险，也必须给予高度重视。

三、财务管理三维风险控制体系的设计分析

1.三维风险控制体系概述

在特高压工程中，其财务风险覆盖了财务管理各主体、各阶段，故对应的财务风险控制体系也应与此相对应。由于该类工程的财务风险在时间上累积性特征较明显，故建立的财务风险控制体系也应以时间为纵轴，分成多个阶段，横轴为风险种类及各种风险因素，构建起一个包含了事前防范、事中控制及事后监督的完整、横纵交叉、全面的风险控制体系。

2.风险控制的措施总结

（1）构建完善的信息共享库

建立起一个完善的信息共享库，并将各个工程项目的具体工作、分工、职责等内容上传至信息库，明确每一方的权利与职责，防止部门职能空白或交叉情况的发生。与此同时，在信息共享库中应进行计划与项目储备库管理模块的设置，保证各项目均有备案，以免出现信息不对称现象。通过这一信息交流平台，各参与方之间可实现良好衔接，对保证工作质量具有积极意义。

（2）制定合理可行的融资计划

出资方应结合公司的年度计划、新开工计划、投资计划等内容，并根据资金的流动情况，对融资结构、规模及进度等进行统筹安排，制定出切实可行的融资计划，并对融资方案进行不断的优化，尽可能降低融资的成本。与此同时，认真完成各级预算计划的编制工作，定期对预算执行情况作出客观、全面的分析，以便根据实际及时作出合理调整。

（3）构建高效的项目后评价与优化体系

特高压工程建设包含多个阶段、多个分项目，故应对各阶段已完成的项目、执行过程、目的、效益及影响等内容作出系统、客观的分析。比如，对每个项目或规划进行检查与总结，判断预期目标达到与否，项目合理与否，项目效益有无实现等。通过进行多种分析与评价，明确问题发生的导致原因，然后及时进行信息反馈，为后续工作决策与提高管理水平提供参考，形成完善的工作体系。

（4）积极引入第三方审价准入制

在工程预算与决算阶段，可将第三方审价准入制度引入到管理工作中，将高资质的中介机构筛选出来。对于工程资金超出预算范围的，或者紧急需要资金的项目，应加大审价力度，以保证资金的使用安全，提高工程结算、预算审核的工作质量。

（5）加强财务稽核与审计监督

总部应做到不定期或定期进行财务稽核。在检查过程中，若发现转包、关联交易、账外账、违规分包等问题，应责令属地单位及时作出整改，并对财务管理制度进行完善。同时，加大审计监督力度，以保证财务风险管理质量。

（6）采用问责考核制度

在特高压工程项目建设中，各阶段、各环节都可能发生各种问题，但管理的主体则不一致，故建立起有效的问责考核制非常重要。对于出现的各类问题，应根据管理层权限，先进行修正；若问题程度较严重，应及时反馈给上级，以便及时作出整改；对于问题导致的后果，事后应予以处罚，防止再犯同类错误。

四、小结

由上述可知，特高压工程项目涉及范围广、覆盖的内容多，这导致了该类项目的财务风险也较多，加大了管理难度。因此，结合当前特高压工程的常见风险，建立起全面、横纵交叉的财务风险控制体系，对进一步提高财务风险管理工作的效率与质量具有重要作用。

参考文献：

[1]王颖，马亮，白居，张云霞.基于神经网络的大型国际工程财务风险控制评价[J].同济大学学报（自然科学版），2015，43（07）：1104-1109.

[2]张玥.供电企业项目财务风险管理与控制体系的研究[J].财会学习，2016（11）：68，70.

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特高压直流工程 篇5

溪洛渡-浙江±800 k V特高压直流输电工程西起四川省宜宾市双龙换流站，东至浙江省金华市金华换流站，直流线路长度约1 670 km，双极直流线路1回，每极2个12脉动换流器串联。额定电压±800 kV，直流输电容量8 000 MW，直流额定电流5 000 A，计划于2014年3月份双极低端投运，201年6月份投产双极。华中电网的双龙换流站通常为整流站运行，华东电网的金华换流站通常为逆变站运行。

溪浙特高压直流输电工程的控制保护系统首次采用DPS-3000平台。该平台是许继集团基于高压直流输电领域长期的技术积累和工程经验，融合国内外先进技术，自主开发的新一代成套直流控制保护系统。系统针对±1 100 kV特高压直流、多端直流以及柔性直流等工程应用的更高技术要求开发，与原有技术相比具有更为强大的运算能力和整体性能，可以用于构建各种类型的直流输电工程的控制保护系统，并具备向其他高端工业控制领域应用扩展的能力。本文详细分析了基于此平台特点的直流保护系统实施策略[1,2,3,4,5,6,7]，重点阐述了系统的整体设计方案、测量系统设计方案、保护功能配置方案和辅助功能设计方案。

溪浙特高压直流输电工程的二次仿真试验首次以厂家为主，本文介绍了试验的RTDS建模及整体试验情况，并对试验中出现的关键技术问题进行分析研究，然后提出解决策略并进行验证试验。

1 直流保护系统实施策略

1.1 直流保护系统整体设计方案

直流保护系统的保护区域包含高、低端换流器保护区，极母线保护区，中性母线保护区，换流器间连接线保护区，直流滤波器保护区，线路保护区，双极保护区和高、低端换流变保护区。直流保护区域及主要测点如图1所示。

根据特高压直流保护系统设计原则和以往的工程经验[8]，溪浙特高压直流保护系统配置了独立的阀组保护屏和极保护屏。高、低端阀组保护屏分别实现对高、低端换流器区内故障的保护功能；极保护屏实现对极母线保护区、中性母线保护区、换流器间连接保护区、直流滤波器保护区、线路保护区和双极保护区内故障的保护功能。

高、低端换流变保护区由SBH-100A系列微机型换流变压器成套保护装置实现保护功能，由于篇幅限制本文不作详细介绍。

阀组保护屏和极保护屏均采用三重化的冗余结构，每重保护屏对应的测量系统完全独立。测量屏将采集的信号通过TDM总线送至保护屏的CPU板卡进行逻辑判断，得到保护功能信号，再通过控制总线传至三取二逻辑装置，三取二逻辑判断后将保护动作信号通过冗余的控制总线光纤传输至控制系统，并由硬接线冗余输出开关动作信号至直流场设备，快速清除区域内的故障或不正常工况，保证直流系统的安全运行。

保护屏具有完善的自监测能力，自监测功能区分不同的故障程度和发展趋势，对于不严重的、不影响自身和其他系统正确执行功能的故障给出报警，对严重故障或紧急故障则闭锁该系统的输出，系统发出报警并自动转为测试状态，所有的事件通过冗余的控制LAN上传至运行人员控制系统，保护系统的硬件自检事件通过SER接口屏上传。在保护功能动作出口后输出信号至故障录波屏启动录波功能。直流保护系统整体结构示意图如图2所示(以极保护屏为例)。

1.2 测量系统设计方案

根据溪浙工程的主接线设计图，直流场一次测量装置包含采集零磁通CT、分压器及直流场光测量模块、交流电流电压测量等众多设备。由各种测量设备的接口要求和直流保护系统的分层结构需求，本工程的测量系统分为双极层、极层、阀组层测量，每层测量系统配置完全独立的三套屏柜，以满足保护系统三重化的设计要求。

双极层测量系统主要实现对零磁通CT信号的采集，由于零磁通CT信号输出为弱电压信号，不能进行长距离传输，而两个极的保护功能都需要相关信号，且两个极的保护屏所在的控制室距离较远，故在双极测量屏内配置两个完全独立的机箱，将电压信号转换成数字信号，通过TDM总线实现长距离传输。

极层测量系统主要实现对极区分压器、交流电流电压及直流场光测量模块的信号采集及其接口。同时通过EOT11B板卡接收双极区传送的零磁通信号，与极测量信号一起打包后传送极保护屏。

阀组层测量系统主要实现对阀区交流电流电压及直流场光测量模块的信号采集及其接口。通过EOT11B板卡接收双极区传送的零磁通信号，与阀组测量信号一起打包后传送阀组保护屏。

以单套测量系统为例，其测量方案如图3所示。

溪浙工程测量系统的设计方案有以下优点：

(1) 分层式测量系统设计结构清晰、框架灵活，符合特高压保护系统分层设计的要求。

(2) 极层测量系统和阀组层测量系统分别通过EOT11B板卡读取合并单元传输的信号，能够精减合并单元传输协议中的数据量，明显降低保护屏中CPU的负荷。

1.3 保护功能配置方案

根据溪浙工程招标规范书和设计规范书的相关内容，溪浙工程直流保护系统配置了完善的保护功能，能够保证换流站中所有直流换流设备、区域或与直流相关的设备都能得到功能全面的保护。

由1.1节直流保护系统整体设计方案中的介绍而知，直流保护配置了独立的阀组保护屏和极保护屏，其中阀组保护屏中配置了两个CPU以实现阀区内故障的保护功能，具体的功能分配如表1所示。

极保护屏配置了5个CPU以实现极区、双极区和直流滤波器区内故障的保护功能，具体的功能分配如表2所示。

所有的保护功能均采用了成熟的保护判据，并对以往工程中出现的问题进行了修正，由于篇幅限制，对每个保护功能原理、判据和动作策略等，本文不作详细介绍，仅对本工程中遇到的特殊问题及其解决策略进行分析，详细内容见第2节。

1.4 辅助功能设计方案

溪浙工程直流保护系统主要的辅助功能有：与保护及故障录波信息管理子站的通信功能、顺序事件记录功能和内置故障录波功能等。

基于HCM3000平台的直流保护系统首次通过保护LAN网直接接入到保护及故障录波信息管理子站，通信规约为103规约。保护主机将直流系统保护产生的所有报警、跳闸信号通过保护子网上传至保护故障录波信息管理子站，并通过该子站向远方调度中心传送信息。

直流保护系统的顺序事件记录功能首次采用通过冗余的控制LAN网直接上传至运行人员控制系统的方案，不再由控制系统转发，提高了直流保护系统的独立性和可靠性。

直流系统保护配置了内置故障录波功能，录波的范围包括输入模拟量、开关量和保护处理信号，录波频率最高可达10 k Hz。内置故障录波数据采用就地存储方式，在保护主机中，配置有大容量的SATA硬盘，保护动作时自动触发录波，将录波数据转换成标准的Comtrade数据格式，可通过专用软件或FTP实现读取和管理。

2 二次系统仿真试验

溪浙特高压直流输电工程二次系统仿真试验首次采用以厂家为主，中国电科院监造的方式。仿真试验从7月29日正式开始至11月11日结束，共完成试验项目1 302项，其中直流保护试验完成720项。本次仿真试验仅耗时3个半月，以往的相关试验至少也要半年的时间，能够在工期紧张，试验项目繁多的情况下顺利完成仿真试验，得益于丰富的工程经验、科学的试验规划和所有参与人员夜以继日的努力工作。

2.1 RTDS建模及试验方案

RTDS为实时数字仿真仪，是一种专门设计用于研究电力系统中电磁暂态现象的装置。RTDS仿真装置通过功率放大器等接口设备与直流控制保护系统的主要设备连接，构成闭环的测试系统，可以全面测试直流控制保护系统的整体功能和性能。

通过RTDS搭建的仿真试验模型[9,10,11]包括交流系统等值系统、换流变压器、双12脉动阀组、交流滤波器、直流滤波器、平波电抗器、阻波器、中性母线电容器、直流线路、接地极等元件。仿真试验中，交流场开关和直流场开关通过Profisim来模拟，其状态在RTDS、Profisim和控制保护系统间相互传输；RTDS模型的输出信号经D/A转换后，弱信号直接输出至控制保护设备，部分信号通过功率放大器实时地输出模拟量并连接至控制保护设备；控制保护系统输出控制信号或保护动作信号至RTDS，构成一个闭环系统，能够真实地反映直流输电系统的特性，图4为RTDS仿真模型的结构示意图。

参加本次仿真试验的设备有双龙站、金华站直流控制设备、直流保护设备、运行人员工作站、服务器、远动设备、通信设备、事件记录设备、站GPS、保护及故障录波信息管理子站等。仿真试验共分11个大项，涉及系统自监视与切换、顺序控制与联锁、控制系统动态响应、无功控制、各种故障与保护、以往工程问题验证等内容。其中直流保护相关试验主要模拟的故障区包括：换流器区故障、极区故障、双极区故障、交流区故障、直流滤波器区故障和空载加压故障。

2.2 关键技术问题及解决策略

直流保护系统经过前期的精心设计和多次排查，在二次仿真试验过程中整体进展顺利，但也遇到几个关键的新问题，通过深入分析后提出了相应的解决策略，并经过试验验证了解决策略的正确性。

2.2.1 阀组差动保护动作策略修改

阀组差动保护检测阀区内的接地故障，为接地故障的主保护。以往工程中该保护动作后发出S闭锁和阀组隔离至阀控系统以闭锁故障阀组，并跳开故障阀组的交流断路器。

试验中发现在双阀组运行时，若整流侧发生阀组差动保护动作后，则故障阀组会快速移相闭锁，其后备保护极差保护无法立刻动作，非故障阀组则会移相后重启，然后继续运行。如果故障为瞬时故障，这种动作策略有利于最大限度地减小危害，维护输送功率，但如果故障为永久故障，则会在故障点产生二次故障电流，不符合快速切除故障的保护要求。

根据试验分析，以快速切除故障为首要任务，故将阀组差动保护动作策略修改为：保护动作后闭锁故障阀组策略不变，同时故障阀组的阀组控系统收到闭锁信号后，通过快速控制总线将闭锁信号传至极控系统，极控系统再通过快速控制总线将闭锁信号传给非故障阀组的阀组控系统，快速闭锁两个阀组。

2.2.2 线路保护辅助判据逻辑优化

行波保护和电压突变量保护均为线路保护的主保护，其中行波保护仅配置在整流侧，电压突变量保护在两站均有效，保护范围是本站的IDL测点至对站的平波电抗器。两个保护的判据中用到了同一个辅助判据，如式(1)。

式中：IDL为直流线路电流；IZ为直流滤波器高压侧电流。

线路保护通过此辅助判据实现线路故障区内和区外的判断(以站A极1为例)，图5为直流线路故障点示意图。如在F1发生接地故障时，故障点与站A接地极构成回路，产生很大的故障电流，IDL将变大，满足辅助判据，如在F2发生接地故障时，电流流过故障点，IDL将变小，不满足辅助判据，实现区内和区外故障的判断。

但是，原判据存在一个问题，如在F3发生故障时，故障点与站A接地极构成回路，产生很大的故障电流，虽然IDL变小，但IZ将变大，也会满足辅助判据，但F3的接地故障属于直流滤波器保护范围，线路保护不应动作，故经过研究后将辅助判据修改为

试验过程中发现在F1发生故障时，直流滤波器形成放电回路，在故障电流中叠加了很大的谐波电流，谐波周期约为0.56 ms，谐振幅值很大，如图6中优化前的波形。由于IDL中叠加了谐波电流，造成满足式(2)的持续时间较短，故对IDL进行了优化处理。优化后的电流及其判据能够准确有效地实现区内和区外故障判断。

2.2.3 NBS开关保护优化

NBS开关保护动作后启动NBSF顺控逻辑：即合上NBGS，拉开故障极连接双极区的隔刀，然后非故障极进行移相重启，同时拉开NBGS开关，实现非故障恢复正常运行，故障极拉开隔刀，隔离故障点。NBSF顺控逻辑主要是针对双极运行，其中一个极的NBS开关与NBS电流测点间的区域发生接地故障时，极闭锁后，无法完成极隔离的情况。

试验过程中发现，在双极额定运行时，若一个极发生Z闭锁后，投旁通对和合旁路开关后会构成电流回路，与接地极形成分流约1 000 A，此时执行极隔离拉开NBS开关时，NBS开关将流过振荡电流，NBS开关保护误动作，然后误启动NBSF顺控逻辑。误动的原因主要是：溪浙工程额定运行电流目前为世界之最，且其接地极电阻比以往的工程明显偏大，而线路电阻又较小，导致故障极分流较大，振荡电流较大。原保护逻辑如图7所示。

图8为极隔离时NBS开关相关电流。可以看出，极隔离拉开NBS开关时，NBS开关电流IDNE的振荡频率约为11 Hz，第一个振荡幅值为500 A，对其进行绝对值处理后，频率翻倍，振荡周期约为45ms，由于原逻辑中展宽时间T1为10 ms，使振荡电流满足了持续延时90 ms。根据波形进行分析，认为原展宽时间10 ms不适应新工程的相关参数，最终将其优化为1 ms，解决了极闭锁隔离时，NBS开关保护误动的情况；而模拟NBS开关与NBS电流测点间的区域接地故障，NBS开关保护也能够正确动作，启动NBSF顺控逻辑。

2.2.4 并联融冰模式下保护逻辑修改

并联融冰模式是冬季直流线路覆冰时为了保护线路的一种特殊运行方式，采用两个极的高端阀组并联运行的方式，以实现线路流过大电流，利用电流的焦耳热效应使附着在线路上的冰融化脱落。

并联融冰模式下直流场的一次接线发生改变，部分保护功能采集的电流方向发生改变，需要特别处理，由于篇幅限制不作详细分析。金属回线纵差保护原逻辑在融冰模式下不合理，存在误动的风险，原金属回线纵差保护逻辑为

式中：IDME为本站的金属回线电流；IDMEOS为对站的金属回线电流；为定值；K为比率制动系数。

由式(3)可知，如果在金属回线运行方式下，采集的金属回线电流即为整个线路电流，公式能够实现对线路接地故障的保护，但在并联融冰模式下，金属回线电流仅为极1的电流，而线路电流是极1与极2电流的和，故原判据不适应并联融冰方式下的线路接地保护功能，存在误动的风险。经过研究将原判据修改为

式中：IDNEP2为极2 NBS开关电流；IDNEP2OS为对站极2 NBS开关电流。

修改后的式(4)判据能够实现在融冰模式下对线路接地故障的有效保护，同时避免如分接头不一致造成极1极2电流不等时保护误动的情况。

2.3 相关接口试验

仿真试验在完成控保功能试验的同时，在厂内对保护及故障录波信息管理子站和合并单元相关接口进行了试验。基于HCM3000平台的直流保护系统首次通过保护LAN网直接接入到保护及故障录波信息管理子站，对通信规约及传输的内容进行了详细测试。合并单元与HCM3000平台测量系统的接口试验内容包括：通信协议的测试、各采集单元的通道测试、采集单元的状态监测和各通道有效位的测试等。

3 总结

本文详细分析了溪浙特高压直流输电工程中直流保护系统的实施策略，主要包括保护系统整体设计方案、测量系统的设计方案、保护功能配置方案和辅助功能设计方案。对二次仿真试验情况进行了介绍，并对试验过程中出现的关键问题进行了试验分析，提出了有效的解决方案，这些关键问题的解决保证了溪浙特高压直流输电工程保护系统现场的顺利调试和安全稳定运行。

参考文献

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特高压直流工程 篇6

位于湘西北区桑植县的向家坝~上海±800 k V特高压直流输电线路是工程的第七组 (上河溪~贺龙水库) 段。低山、低中山地貌遍布线路眼线, 地貌主要是由于溶蚀形成, 然后侵蚀。构造线方向影响山体走向呈现NNE向。地面多呈现中切状态, 地面高程500~1100 m, 核对高程200~500 m。岩溶地貌的主要发育类型分为峰丛槽谷与丘丛盆地。

1 数据处理及成果分析

高密度电法数据全部通过微机处理进行。预处理、处理以及处理结果图示是处理工作一般进行的三个步骤。第一步先把存储在电测仪里边的野外原始观测数据传输至微机当中, 根据相对应的需要启动的处理流程进行处理。然后用值线断面图灰度图或彩色分级图等图件例如ρs等进行表示。

ρs等值线断面图灰度图或彩色反演模型电阻率断面影像图中的电阻率值大小、等值线的变化形态僵尸分析成果中塔基地质情况的推断依据。

2 个案成果解释

2.1 基岩较完整

图1为6号塔基高密度反演模型电阻率断面影像图, 从浅部到深部电阻率逐渐增大, 依次分布覆盖层、中风化灰岩、微风化灰岩, 未有不良地质体的异常特征分布, 据此推断该塔基基岩完整性较好, 场地稳定可采用锚筋基础立塔。

2.2 溶洞

图2为55号塔基高密度反演模型电阻率断面影像图, 在D腿附近有一向右倾斜的高低阻分界面, 分界面右侧有一高阻闭合圈分布, 推断为空洞, 左侧有一低阻闭合圈分布, 推断为有充填物溶洞, 溶洞顶界面埋深约6 m, 发育规模约宽4 m×高3 m。如在此立塔, 则D腿处存在不稳定的因素, 建议线路改线避开此处。

2.3 溶沟、槽

如40号塔基高密度反演模型电阻率断面影像图, 在桩心O与A腿处有一向左倾的低阻带分布, 推断为溶槽。如在此立塔, 建议A腿基础须穿过此溶槽, 放在完整基岩上。

2.4 强岩溶发育带

塔基高密度反演模型电阻率断面影像图 (略) , 在C腿处有一近似水平的低阻带, 推断为强岩溶发育带。如在此立塔, 建议A腿基础须穿过此强岩溶发育带, 放在完整基岩上。在本次线路勘察中, 有15基属于类型1, 4基属于类型2, 3基属于类型3, 2基属于类型4。物探成果只是依据地质体的电性差异来推断地质现象, 其可靠性需要其他方法如钻探来验证其可靠性, 55基D腿布置了一钻孔, 钻至孔深5.5 m处遇上溶洞, 溶洞有粘土充填物, 厚3.2 m, 与物探推断溶洞顶界面埋深约6 m, 发育规模约宽4 m×高3 m的成果比较吻合。

3 结论

事实证明高密度电法在输电线路途经的灰岩地区, 查明塔基覆盖层厚度及查找溶洞、溶沟 (槽) 、强岩溶发育带等是可行的, 相对大量布设钻孔来说, 具有工效高、用时短的特点。

参考文献

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特高压直流工程 篇7

复龙—奉贤特高压直流输电工程西起四川复龙换流站,东至上海奉贤换流站,输电距离为1 907km,额定电压为±800kV,额定输送功率为6 400MW,采用每站极双12脉动阀组配置,工程于2010年7月8日双极投运,是迄今为止世界上电压等级最高、输送容量最大、送电距离最远[1,2]的直流输电工程。该输电线路跨越四川、云南、湖南、湖北等易发生覆冰灾害的地区。2008年1月,我国中部地区遭受严重覆冰灾害,致使超过10个省分的部分电力中断,为防止再次发生大规模电网覆冰,复奉直流首次设计实现了并联融冰运行模式(也称为混合融冰,以下简称融冰)。

并联融冰模式通过改变换流站内直流主回路接线方式,使得两极高端换流器在换流站出口处并联运行,而直流线路电流能达8 000A,可利用此电流的热效应来实现线路融冰。2011年1月,国家电网公司针对复奉直流工程融冰功能进行了系统调试,由于是首次应用该功能,之前没有足够的经验,逻辑设计不完善,导致试验失败。本文介绍了融冰功能的原理及控制策略,分析了复奉直流工程融冰试验失败的原因,并给出了改进建议。

1 试验过程

2011年1月28日19时25分,复龙站下令复奉直流融冰模式极1高端换流器解锁,执行解锁命令时,极1金属回线纵差保护跳闸,解锁失败。分析故障录波和系统接线发现,造成保护动作的主要原因是:特高压直流系统正常运行方式启动前旁通开关处于闭合状态,在系统解锁时才拉开该开关;由于融冰模式下,两个极高端换流器并联,因此启动极1时,极2旁通开关会使极1主回路短路,造成保护动作[3,4,5]。

当日20:18,修改系统软件后复龙站重新解锁极1高端换流器,定电流控制400A,解锁成功,解锁后极1直流电压为393kV,直流电流为575A。奉贤站手动升高分接头3档,直流电压升高至396kV,直流电流降至404A。

当日22:00,复龙站下令极2高端换流器解锁,极2金属回线纵差保护跳闸,极1融冰模式跳闸。最终,融冰试验失败。复奉特高压直流融冰方式主回路如图1所示,粗线为融冰方式电流回路。

2 融冰原理

复奉特高压直流输电工程通过并联两极高端换流器,增大直流线路电流的方法来实现融冰,两站4个换流器形成并联多端直流系统。该工程直流控制保护系统基于ABB的DCC800平台设计实现,其直流控制器主要有电流控制器、电压控制器和预测型关断角控制器,控制器间的配合逻辑如图2所示。其中,预测型关断角控制器输出角度作为电压控制器的输出上限,而电压控制器输出在整流和逆变侧分别作为电流控制器的输出下限和上限[6,7]。

任何时刻起主控作用的控制器只能有一个,控制器的选择主要通过改变直流电流和电压裕度的方式来实现。正常运行方式与融冰方式电流裕度对比见表1。

由表1可知,正常运行方式下,整流站电流裕度为0,逆变站电流裕度为-400A;融冰方式下,整流站极1电流裕度为800A,其它3个换流器电流裕度为0。电流裕度为0的电流控制器发挥作用,而电流裕度不为0的换流器可能选择电压控制器或者预测型关断角控制器。

正常运行方式下,整流站设有电压裕度使得电压控制器受限,电流控制器发挥作用[8,9];逆变站设置电流和电压裕度使得电流和电压控制器均受限,关断角控制器起主控作用。融冰方式下,整流站极1设置电流裕度使得电流控制器受限,电压控制器发挥作用;其它3个换流器设置电压裕度使得电压控制器受限,电流控制器起主控作用[10,11]。

3 问题分析及改进措施

3.1 极1解锁电流控制不准确

复奉直流融冰方式定电流控制400A解锁后,直流电流实际值为575A,奉贤站手动升高分接头3档后直流电流才回到控制目标值附近。如果是电流控制器起主控作用,那么直流系统有能力将电流控制到目标值附近,该现象说明融冰方式解锁后奉贤站电流控制器受限。

查看控制软件可总结出复奉直流逆变站电流裕度逻辑,如图3所示。正常运行时,送入关断角控制器的电流

指令为当前实际电流指令,而对送入电流控制器的电流指令进行了修正(当前指令减去400A),修正后的电流指令使逆变站电流控制器受限,关断角控制器起主控作用;融冰方式下,不改动原电流裕度处理逻辑,通过电流指令修正补偿(当前指令加上400A),使进入电流控制器的指令和实际电流指令相同,从而使逆变站选择定电流控制器。但是,该逻辑存在的问题是:在进行电流指令修正补偿时,送入关断角控制器的电流指令也增大了400A,导致关断角控制器输出角度减小,限制了电流控制器上限,因此最终逆变站发挥作用的控制器为关断角控制器,在两站都没有电流控制器起主控作用的情况下,电流实际值偏离了指令值[12]。关断角控制器逻辑为:

式中,Amax为输出角度;I0为电流指令值;Id为电流实际值;γref为关断角指令值;dx为换相阻抗;Udi0为理想空载直流电压。

在手动升高3档分接头后,增大了Udi0,导致关断角控制器输出角度增大,并大于电流控制器输出角度,此时电流控制器切换为主控制器,因此实际电流值回到电流指令值附近。

改进措施:对输入预测型关断角控制器的电流指令值不经过任何电流裕度处理,如图4所示。

3.2 极2解锁时金属回线纵差保护跳闸

极2解锁时两站金属回线电流波形如图5所示,从上到下分别是复龙站金属回线电流(以下简称IDME)、对站IDME、两站IDME差值、直流线路电压和复龙站触发角。

由图5可知,极2重启一次不成功后闭锁直流,两站IDME存在差值,最大达1 200A,引起金属回线纵差保护跳闸。

由图1可知,IDME测点在极1回路一个四端并联直流系统里,同一站的两个极电流之和等于另一站两个极电流之和,而同一极的两个换流器电流值本身没有必然等价关系。融冰模式下两个极电流平衡运行,是通过3个换流器电流控制方式且给予相同的电流参考值来实现的。但现场实际情况只有整流站极2换流器为电流控制方式,逆变站极1换流器在极2解锁时由于电流波动,控制方式在定电流和关断角控制方式之间切换,逆变站极2换流器处于关断角控制,4个换流器在动态过程中没有达到一个合理的稳定运行点,造成两个极的电流不平衡运行,从而出现IDME差值,造成金属回线纵差保护跳闸。

综上,融冰试验保护跳闸的根源在于逆变站换流器不在定电流控制方式,而该问题在3.1节已经解决。

按照本文所提方案修改控制逻辑,并进行系统仿真试验,得到如图6所示试验波形。逆变站极1换流器控制直流电压,其它3个换流器控制直流电流,换流器控制方式配合良好,很快就可到达稳定运行点,整个过程电流控制平稳。

另外,由于融冰方式主回路接线并不是金属回线,因此金属回线纵差保护是否需要配置需要斟酌。该保护的主要目的是通过检测两站IDME的差值来反应线路高阻接地故障情况,以重启或闭锁换流器达到保护直流系统的目的。因融冰模式下仍然需要对线路高阻接地故障情况予以保护,故不建议舍弃该保护,但保护定值和逻辑需要修改。金属回线纵差保护针对一个极设置时,通过重启或闭锁单极直流达到保护目的;而融冰模式双极运行时,重启或闭锁都需要针对双极设置。此外,金属回线通过检测两站IDME差值即可反应线路高阻接地故障,而融冰模式不能用该信号,建议改用两站的线路电流差值。

4 结束语

复奉特高压融冰运行方式技术上可行,但控制逻辑需要改进,功能投运前需要进行系统仿真试验和系统调试验证。金属回线纵差保护在融冰模式下应保留,但需要修改保护输入信号、保护定值及部分逻辑。其它直流保护在融冰模式下也应根据各自保护功能作出有针对性的修正。

参考文献

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特高压直流工程 篇8

哈密 — 郑州 ±800 k V特高压直流(简称哈郑直流)输电工程是首个“疆电外送”特高压直流工程,额定容量为8000 MW,起于新疆哈密南部能源基地,落于河南电网,2013 年实现双极低端投运,2014 年双极投运。 哈郑直流是新疆电网首个大容量风火打捆直流外送工程,位于新疆电网与西北主网750 k V联网通道,将对西北电网稳定特性产生重大影响,特高压直流与750 k V交流电网以及配套风电系统耦合特性复杂,甚至影响青藏直流的安全稳定运行,因此有必要掌握送端西北电网的稳定特性和运行控制技术,为系统交直流协调控制策略和协调控制配置方案的制定奠定基础,以解决交直流系统特性复杂引起的电网安全稳定问题,实现大型能源基地送出系统的协调优化控制。

目前已有一些文献对哈郑直流后西北电网的稳定性进行了初步研究,文献[1]分析了2013 年冬季大负荷典型方式下哈郑直流投运初期对新疆电网的影响;文献[2]研究了哈郑直流投运后网-省两级及国-网-省三级协调的电网运行控制模式;文献[3]研究了直流调制技术在改善西北电网稳定性方面的应用前景;文献[4]利用EEAC稳定性理论研究了西北电网暂态稳定的影响因素。 此外,也有文献对交直流交互影响和协调控制进行研究,文献[5]提出了基于阻尼比灵敏度的由机组出力调整和直流传输功率调整两部分组成的混合控制策略,以此抑制大区域电网的区域功率振荡;文献[6]从大扰动和小扰动2个角度分析了交直流系统相互作用;文献[7-9]研究了四川电网的交直流协调控制策略;文献[10-11]研究了南方电网多直流运行的交互影响及协调控制技术;文献[12-14]针对风电场接入后的电压稳定、频率稳定、同步稳定问题提出了交直流协调控制策略。然而,针对特高压直流投运后过渡期西北电网的运行特性还有待更全面深入的研究。

本文基于特高压直流弱送端多变的运行方式以及直流配套电源建设不同时序,研究特高压直流的运行特性以及哈郑直流投运后西北电网稳定特性的变化规律,分析哈郑直流与近区风电、750 k V交流电网、青藏直流等的耦合特性,为西北电网安全稳定运行奠定基础。

1 特高压直流送端电网网架结构

哈郑直流送端接入电网结构如图1 所示。 哈密—郑州特高压直流输电工程送端哈密换流站换流母线额定运行电压530 kV,近区电源直接通过500 kV

线路接入换流站,换流站通过2 台容量为2100 MV·A的750 k V / 500 k V联变与西北 — 新疆主网相联。

哈郑直流外送电力来源主要有3 个:配套火电群总装机容量6600 MW(10 台单机容量660 MW机组),共包括国网能源(4 台机)、国投(2 台机)、国电(2 台机)和瑞虹(2 台机)4 个电厂,目前均已取得国家路条并开工建设中;哈密南风电基地总装机容量5000MW,目前正在开发中;西北电网其他能源。 哈郑直流主要输送配套火电和风电电力,当直流电力外送需求量超前于电源建设时,考虑从西北主网组织电力。

2 特高压直流运行特性

2.1 联网运行特性

交流和直流的相互作用的性质和程度往往取决于交流系统与所连直流系统容量的相对大小,通常采用短路比SCR(Short Circuit Ratio)和有效短路比ESCR(Effective Short Circuit Ratio)为电力系统规划和运行提供参考依据［15］。

SCR和ESCR以直流额定运行容量为计算标准,然而哈郑直流投运过渡期外送功率未达到额定值,因此本文采用运行短路比OSCR(Operation SCR)和有效运行短路比OESCR(Operation ESCR)指标来评估不同时期哈郑直流系统相对西北交流电网的强度,分别表示为:

其中,Sac为交流系统短路容量;Qc为哈密换流站无功补偿设备提供的无功功率总和;Pd为哈郑直流实际运行功率。 文献[16]推荐的交流系统分级标准为:OESCR>3 为强系统;2<OESCR<3 为弱系统;OESCR <2 为极弱系统。

表1 为配套火电电源建设不同时,哈郑直流不同运行功率水平下哈密整流站OSCR和OESCR指标及投切一组滤波器后哈密换流站稳态电压波动情况。

由表1 可得如下结论。

a. 哈郑直流运行功率2 000 MW时,即使无配套电源,哈郑直流接入交流系统仍属于强交流系统;哈郑直流运行功率4000 MW时,需要配套火电电源4台及以上;直流运行功率8000 MW、配套电源10 台机全部投运情况下,哈郑直流接入交流系统仍属于弱交流系统。

b. 随着配套电源的投产,哈密换流站短路电流逐渐增大。 根据成套设计书要求［17］,哈密换流站交流母线短路电流范围在16.7 ~ 63 k A。 因此,为满足成套设计书对送端交流系统的要求,配套火电最少需投产4 台。

c. 随着配套电源的投产, 投切滤波器引起的稳态电压波动逐步减小。 根据成套设计书要求,投切一组无功补偿设备所引起哈密换流母线最高稳态电压波动为5.3 k V。 因此,为满足成套设计书对送端交流系统的要求,配套火电最少需投产4 台。

特高压直流投运过渡期内,配套火电电源较少时,送端电网为极弱或弱交流电网,对直流的支撑能力弱,直流运行工况的建立需要采取滤波器投切与低抗联合控制的方案。

2.2 孤岛运行特性

哈郑直流联网转孤岛运行包括正常方式联网转孤岛和哈密换主变中压侧支路N-2 故障方式联网转孤岛,本文考虑前种情况。

2.2.1 运行工况建立

表2 为哈郑直流孤岛运行时,不同配套火电机组台数情况下哈密整流站OSCR和OESCR指标以及投切一组滤波器后哈密换流站稳态电压波动情况。

为同时满足成套设计书对短路电流和稳态电压波动的要求,哈郑直流孤岛运行需要配套火电机组投产8 台以上。

2.2.2 故障扰动下频率波动特性

孤岛系统的频率问题不容忽视,图2 所示为掉机故障和直流闭锁故障后孤岛系统频率曲线。 掉机或直流闭锁故障引起送端系统严重的功率不平衡使孤岛系统频率大幅度跌落或上升,在不采取控制措施的情况下无法满足系统频率稳定运行要求。

为使故障扰动下孤岛系统的频率满足控制要求,可从发电机组调频、直流功率控制、安全稳定控制策略等多个角度进行研究［18］,图3 所示为直流功率控制框图,可以对直流功率进行大幅度调整或者仅针对系统频率对直流功率进行调整［19］。 前者输入信号为被测量输电线路的电流信号IAC或功率信号PAC,输出量是对直流功率的调制量PMOD,依据交流电气量变化波动情况,可较大幅度调节直流输送功率,实际应用中需要考虑直流系统的过载能力(PDMIN、PDMAX分别为直流系统最小、最大输送功率)。 后者输入信号为哈密整流侧孤岛系统频率偏差 ω,输出信号为直流功率的调制量PMOD。 频率控制在交流系统受扰动引起频率波动时,将系统频率作为控制器的输入信号,调整直流功率,抑制系统频率波动、阻尼系统振荡的控制功能。 图3 中Td为微分环节时间常数,Tf为滤波器时间常数,ε 为引导补偿因子,A、B、C、D为陷波滤波器参数,K为调制增益。

3 特高压直流输电系统与弱送端交流电网耦合特性

3.1 不平衡功率再分配特性

当电力系统受到功率扰动后,将出现一系列动态响应和发电功率重新调整过程,以重新达到新的发电及负荷功率的平衡,这一动态响应一般可分3 个阶段［20］。 在电网功角稳定研究中,主要关注第二阶段,主要指扰动发生后0.5~2 s期间,功率按照旋转机组的惯性比例大小重新分配。 系统出现不平衡功率后发电机功率调整量为:

其中,ΔPi为第i台发电机组的功率调整量;Mi为第i台发电机转动惯量;Mj为第j台发电机转动惯量;N为系统所有发电机组台数;ΔP为系统功率不平衡量。

为便于研究,本文将西北电网分为新疆主网、西北主网和哈密地区电网,西北主网包括甘肃电网、宁夏电网、青海电网、陕西电网。 哈密换流站位于哈密地区电网,即新疆主网与西北主网联网通道上,当哈郑直流闭锁发生故障后,哈密地区将出现大量的功率盈余,根据不平衡功率分配原则,引起的功率大范围转移将叠加到新疆主网重要外送通道吐鲁番—哈密双回750 k V输电线路(简称吐哈断面)、西北主网重要受电通道敦煌—酒泉双回750 k V输电线路+沙洲—鱼卡双回750 k V输电线路(简称二通道),威胁电网安全稳定运行。 图4 为哈郑直流发生闭故障后,电网不平衡功率的转移路线。

一般情况下,新疆主网通过吐哈断面向西北主网输送电力,西北主网通过二通道受电。 因此,由图4 可知,当哈郑直流发生闭锁故障后,吐哈断面功率将回退,一般不会对电网安全稳定运行构成威胁,而二通道潮流将加重,若超过断面的输电极限,将导致西北电网失稳,需要采取措施确保电网的安全稳定运行。

对不同水平年下哈郑直流发生闭锁故障后电网不平衡功率转移情况进行分析,结果如表3 所示。 由表3 可知,由于西北主网装机较多,不平衡功率叠加到二通道较大,2013 年西北主网和新疆主网不平衡功率分配比例约为6.2∶3.8,2014 年则为6.4∶3.3。

通过安全稳定分析和特高压直流及750 k V交流电网的输电能力分析,哈郑直流投运的各个过渡期及最终目标网架下,对电网安全稳定构成威胁的主要是直流的单、双极闭锁故障和750 k V交流通道的N-2 故障,采取的控制措施主要包括送端切机和直流的紧急功率控制。 根据不平衡功率分配特性,在新疆侧采取的安控措施能够发挥其作用的60 % 左右,而在西北主网侧采取的安控措施的效果仅能达到30 % 左右。 因此,针对严重故障所采取的安控措施量较大,需要结合西北电网实际运行规律,对重要断面的输电功率进行适当的控制。

3.2 配套火电对吐哈断面稳定特性的影响

吐哈断面由吐鲁番—哈密双回750 k V线路组成,单回线路全长370 km,该断面主要制约新疆主网外送能力。 西北新疆联网的第二个750 k V交流通道(起点为哈密直流换流站,落点为青海柴达木变;线路中间落点750 k V哈密南变、沙洲变和鱼卡开关站;该工程在2013 年配合哈密—郑州直流工程同步建成投运)的建成投产,加强了新疆主网与西北主网的电气联系,西北电网主导区域振荡模式为新疆主网—西北主网模式,吐哈断面的输电能力主要受动态稳定问题约束。 表4 所示为哈郑直流配套火电不同机组台数情况下,西北电网区域振荡特性。

由表4 可知,随着哈郑直流配套火电电源的陆续投产建成,进一步缩短了新疆主网到西北主网的电气距离,新疆—西北振荡模式的阻尼得到进一步加强,吐哈断面输电能力仍受动态稳定问题约束。

根据小干扰分析结果,新疆电网参与振荡的机组主要是喀发、新沪热、赛尔电、克热电、通达、神火、嘉润、其亚、玛电、轮台、东方、苇二、库尔勒、呼图、宜化等。 西北主网参与振荡的机组主要是陕渭河、陕韩二、陕韩三、陕铜川、青拉西瓦、陕蒲三、宁灵武、陕宝二等。

随着直流配套火电电源的进一步建成投产,当配套火电电源达到6 台机组以上时,吐哈断面稳定特性发生转变。 图5 所示为配套火电8 台机组时,吐哈断面发生750 k V线路N-1 故障后,吐哈断面功率曲线。 由图5 可知,在吐哈断面功率逼近其稳定极限时,发生吐哈N-1 故障后西北电网动态稳定,当吐哈断面功率超过其稳定极限时,故障后西北电网暂态失稳,即吐哈断面输电能力约束因素由动态稳定转变为暂态稳定。

3.3 直流与二通道耦合特性

3.3.1 二通道稳定特性

二通道是新疆电网和西北主网重要联网通道,既担负疆电外送又要汇集敦煌地区风电和海西地区光伏发电。 沙洲—鱼卡—柴达木—海西750 kV交流通道全长超过800 km,电气距离很长,而相对电源支撑较弱。 在750 k V二通道交流电网建成前,海西电网就存在电压支撑能力不足的问题,随着青藏直流投运以及750 k V风电、光伏发电送出需求的不断增大,750 k V交流通道的压力将不断增大,对海西电网的电压支撑能力也将有所降低。

在哈郑直流配套电源不足时,需要从西北电网组织电力满足直流外送需求,随着配套火电电源的建成投产,新疆电网将通过二通道外送大量有功功率至西北主网,当哈密—敦煌750 k V线路及敦煌—酒泉750 k V线路发生N-1、N-2 故障时,大量潮流将转移至沙洲—鱼卡—柴达木—海西750 k V交流通道,导致海西电网出现电压大幅跌落。 此外哈郑直流闭锁故障,导致盈余功率通过二通道转移到西北主网,会加重二通道输电压力,也会引起电压大幅跌落。 图6 所示为二通道送电功率3 000 MW,敦煌—酒泉750 k V线路发生N-2 故障后柴达木地区母线电压。 由图可知,柴达木地区750 k V母线稳态电压下降超过110 k V,330 k V母线稳态电压下降超过50 k V,故障后电网在较低的电压水平运行。

如果二通道送电功率进一步增加,特高压直流闭锁故障和750 k V交流通道故障可能会引起暂态稳定问题。 图7 所示为二通道送电功率3 500 MW,敦煌 — 酒泉750 k V线路发生N-2 故障后西北电网电气量曲线图。 可知,故障发生后新疆电网相对西北主网失去同步稳定性,振荡中心位于柴达木近区。

3.3.2 交直流相互制约的输电能力

特高压直流容量大,其闭锁故障将导致大范围的潮流转移,而送端750 k V交流输电通道在大负荷条件下稳定裕度低,承受大范围潮流转移的能力比较差,导致电网出现电压失稳甚至暂态失稳问题,对特高压直流的输电能力构成约束。 同样,当二通道输电功率不断增大时,直流闭锁故障造成的盈余功率会通过二通道大范围地转移至西北主网,从而威胁西北电网的安全稳定运行,故二通道送电功率也将受到约束。 表5 所示为受哈郑直流单极闭锁故障约束的特高压直流以及750 k V二通道输电能力。

由表5 可知,当哈郑直流送电8 000 MW时,受直流单极闭锁故障约束的二通道送电能力为3 200MW;当二通道送电4 600 MW时,无措施情况下直流最大输电能力为3000 MW。 为提高二通道和哈郑直流输电能力,直流闭锁故障后需要采取联切配套电源及部分疆电/ 风电机组, 或紧急控制非故障相直流功率的措施。

4 特高压直流对青藏直流及藏中电网稳定运行的影响

二通道的电压运行特性对青藏直流的安全稳定运行具有很大的影响,当柴达木母线电压波动较大或者无法恢复时,青藏直流功率将大幅跌落,而西藏电网是典型的“强直弱交”系统,青藏直流功率波动将对西藏电网频率产生较大影响, 甚至触发低周减载动作,威胁电网的安全可靠运行。 哈郑直流主要从如下几个方面影响青藏直流运行。

(1)自身故障。 哈郑直流闭锁故障引起的部分盈余功率将通过沙洲—鱼卡—柴达木—海西750 k V交流线路转移,导致该通道潮流加重,电压跌落,青藏直流不能恢复到初始功率水平运行。

(2)送端系统近区交流系统故障。 直流送端750k V或500 k V交流系统故障冲击导致直流功率波动,即使故障快速清除或切除,哈郑直流故障期间短时、大幅的功率波动也会引起青藏直流的功率波动,影响藏中电网的安全运行。

(3)受端系统近区交流系统故障。 受端河南电网500 k V交流系统故障会引发直流换相失败,换相失败期间,直流功率无法输送,导致西北电网出现不平衡功率,也会引起柴达木地区电压波动,影响青藏直流正常运行。

图8 所示为不同故障情况下,青藏直流功率和西藏电网频率曲线。 由图可知,青藏直流初始运行功率210 MW,哈郑直流闭锁故障将导致青藏直流功率无法恢复,维持在120 MW运行,藏中电网出现功率缺额90 MW,频率持续下降,低于46 Hz,必将触发低周切负荷动作,影响用电安全。 送端750 k V / 500 k V联变N-1 故障引起青藏直流功率波动,藏中电网频率低于49 Hz持续约0.8 s。 受端500 k V线路短路冲击影响,藏中电网频率有所波动,但未低于49 Hz。

由此可见,哈郑直流的运行与青藏直流及藏中电网的安全稳定紧密相连,直流自身及送受端交流系统故障引起的特高压直流功率波动均会对西藏电网频率稳定产生影响,建议优化藏中电网低周减载方案,防止其频繁动作。

5 风火打捆直流外送系统稳定特性

根据能源局规划,哈密地区将建成8000 MW风电和1250 MW光伏作为哈郑直流配套电源,风火打捆通过直流外送,新疆与西北联网通道运行工况更为复杂,交、直流故障引起的电压波动问题可能造成大规模风机脱网。

对风电大发情况下哈郑直流双极闭锁故障进行研究表明,由于配套滤波器需要延时200 ms切除,导致哈密地区母线电压短时大幅上升,哈密电压超过860 k V,近区风机存在脱网风险,需要对滤波器的切除时间进行优化,防止过电压影响设备及风电运行。

对风火打捆直流外送系统不同电源比例情况下近区母线电压波动进行研究,结果如表6 所示。 表中哈郑直流外送8 000 MW全部由配套风火电源提供,哈郑直流发生双极闭锁故障并联切配套电源和滤波器。

由表6可知,随着配套火电出力的增加,哈郑直流双极闭锁引起的电压波动幅度变小。根据西北电网运行需求,正常情况下750 k V母线稳态电压不高于800 k V;事故后750 k V母线电压不高于840 k V。哈密换流站500 k V母线电压不超过550 k V。因此,当风电出力5000 MW时,需控制哈密换流站750 k V母线电压不高于788 k V、500 k V母线电压不高于517 k V。

6 结论

a. 为满足成套设计书的要求,哈郑直流联网或孤岛运行,需分别配套电源至少投产4 台或8 台,在过渡期配套火电电源较少时,直流工况的建立需采取滤波器投切与低抗联合控制的方案。 孤岛系统频率问题突出,可利用直流频率控制同时配合直流功率紧急控制功能,根据实际系统条件优化附加频率控制器策略及参数,进一步提高直流系统的调频能力。

b. 随着直流配套火电电源的建成投产,新疆主网与西北主网电气距离逐步缩短,新疆—西北振荡模式阻尼得到加强,制约新疆电力外送吐哈断面输电能力的约束因素由动态稳定转变为暂态稳定。

c. 直流闭锁故障将威胁二通道的稳定运行,可能造成柴达木地区电压大幅跌落,甚至引起西北同步电网失步。 特高压直流和二通道输电能力相互制约,采取故障后联切机组或紧急控制直流功率的控制措施,能有效提升交直流输电能力。 根据不平衡功率分配特性,在新疆侧采取安控的效果约为西北主网侧的2 倍。

d. 哈郑直流故障或扰动可能造成青藏直流功率无法恢复或波动,导致藏中电网频率跌落至49 Hz以下而触发切负荷装置动作,可优化藏中电网低周减载装置参数,防止扰动时自动切负荷装置动作。

特高压直流闭锁调度处置分析 篇9

关键词：特高压,直流输电

一、宾金直流工程介绍

西起溪洛渡双龙换流站, 东至浙西换流站, 采用±800k V直流输电技术。工程全线同塔双极架设, 全长约1670.8公里。途经四川、贵州、湖南、江西、浙江等5省。额定输送功率为8000MW。导线采用6×900mm2钢芯铝绞线, 一般线路工程初设送审动态投资108.17亿元, 其中本体投资62.27亿元。大跨越工程投资1.92亿元。

二、事故影响

2014年特高压宾金直流投产后, 浙江电网最大落地功率740万千瓦, 将达全省最大负荷的12%。在宾金直流大功率送电方式下, 发生直流双极或单极闭锁等设备事故, 将造成系统频率下降、相关厂站电压大幅变化及500k V电网潮流大范围转移, 出现断面超稳定限额及线路过载。调度部门需配合上级部门确保电网安全稳定运行, 迅速准确高效开展应急处置。

宾金直流双极闭锁, 将对华东电网及浙江电网造成较大影响。主要包括:

1) 事故导致的大额功率失却, 可能造成系统频率大幅跌落至事故频率以下。宾金直流满功率运行双极闭锁后, 估算全网频率下降约0.37Hz。2) 事故瞬间存在电压大幅度变化, 瞬时电压峰值约为1.2倍额定电压;0.1秒后特高压直流系统无功补偿的滤波器装置切除, 乔司、涌潮等变电站存在低电压问题, 电压降低15k V左右。3) 事故引起潮流大范围转移, 可能导致浙江500k V南北通道 (乔仁5412单线、方由5810单线、乔涌5493+乔潮5494双线、富仪5491+阳仪5492双线) 潮流大幅上升甚至严重过载。其中, 乔仁5412单线潮流可能超过其短时过负荷能力 (226万千瓦) , 存在连锁故障风险。

三、地区调度事故处置

(一) 处置原则

宾金直流闭锁后, 应把确保电网安全放在首位, 防止设备过载后发生连锁故障、电网瓦解, 确保电网频率、电压在合格范围内, 配合上级调度严格控制500k V线路和断面限额。同时, 应挖掘一切可用的电力资源, 尽可能减少宾金直流事故对电网的影响, 最大限度满足电网供电需求。

(二) 第一阶段处置方案

事故后第一阶段 (0~30分钟内) , 本阶段主要是通过拉限电快速消除超载超限情况。落实省调第一阶段A、B、C、D四级拉限电负荷, 每档级差10万千瓦, 共40万千瓦。第一阶段, 地调在接到省调指令后, 按照省公司发文“宾金直流事故预案”中的第一阶段限电序位表, 对线路遥控操作进行事故拉限电, 接令后10分钟内执行到位。地调在执行第一阶段事故拉限电前, 电话通知相关县、配调及大客户服务中心, 县、配调及大客户服务中心做好事故停电发布的相关协调工作。

(三) 第二阶段处置方案

事故后第二阶段 (30分钟~2小时) 宾金直流失却功率大于300万千瓦, 该阶段第45分钟时华东应急备用共享机制开始执行, 即失却容量的2/3由浙江承担 (最大490万千瓦) 。该阶段主要是配合省调控制省际联络线功率, 确保发用电平衡。

第二阶段落实E~N共10级拉限电负荷, 每档级差6或7万千瓦, 共65万千瓦。

第二阶段X (E~N) 级宾金直流事故拉限电, 省调要求地调接到省调指令后, E~I级15分钟执行到位 (最大250万千瓦) , J~N级30分钟执行到位 (最大300万千瓦) 。

第二阶段涉及区域为电网全网, 且第二阶段涉及线路均为35k V或10k V线路, 拉限电操作主要在县、配调层面完成。地调在接到省调指令后, 根据省调指令及时发令至各县、配调执行。县、配调做好相关事故停电发布的协调工作。

(四) 第三阶段处置方案

事故后第三阶段 (2小时后) 事故发生2小时后, 华东应急备用共享机制取消, 宾金直流失却容量全部由浙江承担。

严格按省调下发的用电指标曲线控制负荷。若宾金直流恢复和全省发用电平衡情况良好, 根据省调通知逐步恢复拉限电负荷。

根据省调下发的用电指标曲线给出各县、配调用电指标曲线, 严格要求各县、配调按各自用电指标曲线控制负荷, 必要时启动超电网供电能力拉限电。

若宾金直流恢复和全省发用电平衡情况良好, 根据省调通知逐步恢复拉限电负荷并取消用电指标, 恢复正常电网方式。各县、配调根据地调指令恢复拉限电线路恢复供电。

四、调度操作问题

(一) 主要问题

1) 由于直流闭锁事发突然, 短时间内操作量大, 值内值长对于各个调控员的职责安排不够明确。事故发生瞬间可能通知领导和各级单位的次序较为凌乱, 不够清晰。

2) 在执行过程中出现对于英文字母读音不够明确的情况, 如“B”跟“D”;“M”跟“N”等等。需要重新确认, 影响了实际操作时间。

3) 对于遥控失败的情况心理准备有所欠缺, 有些调控员不能直接找到最有效的方法隔离, 影响了实际操作时间。

(二) 建议

1) 对于英文字母读音不清晰的特点, 需要制定一个合理的规定, 如建立特定调度术语或要求对该字母进行双重命名等。2) 对于操作方式有待合理优化, 尽可能的提高操作速度, 如建立单独的集中监控界面等等。3) 对于遥控失败的准备需要加强组织学习以及提高技术手段的支撑。4) 省调调度员在知道直流闭锁的情况下, 在计算潮流的过程中先一步通知各地调, 以便各地调先行告之各相关部门, 以便地调提前对电厂进行开机、并告知大用户。

(三) 隔直装置

隔直装置投入时运行在自动模式, 其内部的旁路开关合上, 起直接接地作用, 当主变中性点直流越限时, 隔离装置自动控制拉开内部旁路开关, 主变中性点经隔直电容接地。通过中性点隔直装置可以有效降低直流偏磁产生的不平衡电流, 目前我市公司在国网公司的要求下于3个220k V变电站的主变中性点处装设隔直装置, 有效提升了运行能力。

参考文献

[1]浙江电网宾金直流闭锁调度处置预案, 2014.