孤岛方式下双极闭塞事件的分析

孤岛方式下双极闭塞事件的分析

0云广直流系统直接孤岛运营可以解决网络运行中大型双极封闭趋势的转移带来的主网络的暂时稳定问题，这对降低系统稳定破坏的风险，提高传输能力具有重要意义。f.。但在孤岛方式下,送端电网的系统惯量和短路比较小,承受扰动能力较弱。因此孤岛系统的频率、电压控制及对各类稳定问题的应对措施与传统大系统相比存在很大的不同［２］。云广直流是中国首个在设计阶段就考虑采用孤岛方式的直流输电系统。由于小湾、金安桥电厂距离送端楚雄换流站在250km以上,云广直流送端孤岛系统十分薄弱,在额定输送功率下属于极低有效短路比系统,如何确保这一系统的安全稳定运行,在世界上没有先例。文献研究了孤岛系统的过电压保护策略,提出了双极闭锁时过电压抑制措施。文献研究了孤岛系统的频率控制策略,解释了双极闭锁时部分机组出现调相运行的原因和应对措施。这些研究大都集中在孤岛双极闭锁后的控制策略,对于直流单极闭锁后孤岛系统的动态特性缺乏深入的研究。在云广直流2013年“5·26”孤岛调试中,进行单极闭锁试验时发生了预料之外的双极闭锁事件。深入分析这一事件,对于理解孤岛方式下单极闭锁后频率、电压变化过程,分析直流系统无功控制及发电机励磁系统的响应特性,进而完善孤岛系统电压控制策略有着重要的意义。1交流母线电压及过流保护2013年5月26日16:42:02,云广直流孤岛调试进行极Ⅰ单极保护出口闭锁试验。试验中孤岛系统安排9机(小湾5机×530MW、金安桥4机×600MW)5线(小楚甲乙线、小和线+和楚甲线、金楚甲乙线)方式,直流功率4905MW运行,云广直流孤岛接线方式如图1所示。从16:42:02.32单极闭锁到16:42:21.72双极闭锁的过程中,云广直流输送功率、楚雄站交流母线电压、孤岛系统频率的波形变化如图2所示。为了分析方便,以单极闭锁时刻16:42:02.32作为初始时刻t０,即t０=0。事件具体过程分析如下。t０=0s,人工设置直流低电压保护(27DC)使极Ⅰ闭锁。t１=0.09s,因直流功率大幅降低,楚雄换流站交流母线电压快速升高至峰值627kV。t２=0.2s,极Ⅱ(单极大地回线运行)进入1.4倍过负荷,可持续3s。直流功率由极Ⅰ闭锁前的4905MW快速降到3500MW,减少了1405MW。极Ⅰ换流变压器吸收无功功率由1250Mvar下降到120Mvar,极Ⅱ换流变压器吸收无功功率则由1250Mvar上升到2710Mvar,故直流系统总无功消耗增加了330Mvar。此时楚雄站母线电压略有下降,至603kV。t３=1.22s,由于楚雄站母线电压一直在600kV以上,满足交流母线电压UＡＣ>588kV(标幺值为1.12,基值为525kV)超过1s的交流过电压保护逻辑第Ⅰ段启动条件,直流站控发跳小组交流滤波器命令,第1组D型交流滤波器切除,母线电压由612kV下降到605kV。接着,在相对时刻1.38,1.55,1.71s,继续切除3小组D型交流滤波器,每切一小组交流滤波器,母线电压就下降约7kV。t４=1.75s,楚雄站交流母线电压被控制到581kV,低于588kV,不再继续切除交流滤波器小组。t５=3.21s,极Ⅱ在3s时1.4倍过负荷结束,极Ⅱ功率降为1.1倍过负荷(2750MW),瞬时功率下降750MW。直流系统无功消耗出现短时上升随即下降的过程:经0.02s,即t=3.23s,由2740Mvar达到峰值3208Mvar;又经0.08s,即t=3.31s,下降到2570Mvar,相比极Ⅱ1.4倍过负荷结束时减少了170Mvar。t６=3.30s,楚雄站交流母线电压快速升高,由582kV升至峰值625kV,并在接下来的2s时间内保持在612kV左右。t８=5.27s,极Ⅱ进入1.1倍过负荷约2s,楚雄站运行中的全部8小组A,B型交流滤波器因过流保护(定值为超过1.3倍额定电流,延时2s)相继动作跳闸,母线电压下降到530kV。t９=6.70s,由于所有A,B型交流滤波器均切除,直流运行不满足最小交流滤波器要求(1A+1B),极Ⅱ启动换流器快速关断顺序(FASOF):0.15s后,即t１０=6.85s,极Ⅱ开始降功率,经12.55s后,即t１１=19.40s,极Ⅱ闭锁。至此,云广直流双极均闭锁。2直接锁定器分析2.1动态特性分析为了进一步深入分析“5·26”单极闭锁后孤岛系统频率、电压的变化情况,将其与2013年“3·30”直流孤岛双极闭锁试验(9机5线,直流功率4905MW,工况相同)进行对比,曲线如图3所示。在孤岛直流双极闭锁(“3·30”)情况下,孤岛电压在经历了最初90ms的电压突增后即快速下降,由于直流控制保护系统在故障后120ms将直流系统与孤岛系统隔离(跳开换流变压器),随后的孤岛系统动态过程由机组的励磁、调速特性决定。而单极闭锁(“5·26”)情况下,直流系统不会隔离,仍将参与孤岛调节。从图3中可知,单极闭锁后恶劣的频率和电压水平持续时间较长,对直流系统的一次设备耐受能力、控制保护适应性以及阀冷等辅助系统均提出了更为苛刻的要求。2.2pss反调和双极封闭下的发电机电压波动单极闭锁后6s内孤岛系统持续过电压的原因是电力系统稳定器(PSS)反调。小湾电厂和金安桥电厂都采用的是图4所示的PSS2B加速功率型PSS。发生单极(或双极)闭锁时,由于机组出力快速下降,形成加速功率,转速增加,发电机PSS输出将迅速达到并在直流闭锁后的频率上升阶段保持上限输出(+0.1(标幺值)),从而提高发电机励磁电压,导致孤岛系统内9台机组的机端电压全部达到1.1(标幺值),即图3中2s至8s的过程。这就是单极闭锁后的PSS反调问题,对孤岛系统的工频过电压控制带来十分不利的影响。当频率爬升至峰值,机组原动机功率在调速器作用下开始下降时,PSS输出又迅速下降至下限输出(-0.1(标幺值)),机组的机端电压又全部调节至0.9(标幺值),从而导致了孤岛系统电压的大幅波动,即图3中8s至10s的过程。为了减小PSS反调对过电压控制的不利影响,目前采取的措施是当发电机功率降低为0.1(标幺值)以下时,闭锁PSS输出。在直流大功率双极闭锁时由于直流功率降为0,机组出力都快速降至0.1以下,这种措施能够有效发挥作用。但单极闭锁或机组出力分配不均情况下的双极闭锁［７］时,机组出力无法降低到0.1以下,该措施不能发挥作用。可见,通过设置机组出力阈值闭锁PSS的措施对不同运行方式和不同故障的适应性较差。2.3交流特性保护直流侧应对交流电压变化的控制环节主要包括应对正常电压变化的无功控制和应对交流过电压的过电压保护［８］。直流无功控制包括Q模式和U模式,为提高孤岛稳定性,孤岛方式下优先采用U模式。在U模式下,当交流母线电压UＡＣ<Uｓｅｔ_ｍｉｎ延迟5s,自动投入滤波器小组,Uｓｅｔ_ｍｉｎ为电压下限整定值;当UＡＣ>Uｓｅｔ_ｍａｘ延迟5s,自动切除滤波器小组,Uｓｅｔ_ｍａｘ为电压上限整定值。目前孤岛方式下Uｓｅｔ_ｍａｘ为530kV,Uｓｅｔ_ｍｉｎ为510kV。由于延时较长,在单极闭锁情况下不会快速响应。交流过电压保护(59AC)分为2级,如图5所示。第1级,当交流母线电压UＡＣ>1.12,延时1s跳小组交流滤波器;当UＡＣ>1.204,延时300ms跳小组交流滤波器,当UＡＣ>1.288,延时100ms跳小组交流滤波器。第2级,如果过电压水平较高,禁止切除滤波器小组,以防止断口恢复电压损坏滤波器小组,当UＡＣ>1.34延时90ms或UＡＣ>1.40延时20ms,将切除大组交流滤波器,但是要保证最小滤波器(1A+1B)不能切除,以便于直流功率的恢复和提升。在“5·26”单极闭锁试验中,单极闭锁后依靠交流过电压保护切除4小组交流滤波器,但在极Ⅱ由1.4倍过负荷降为1.1倍过负荷后,由于系统频率超出PSD的适应范围,交流过电压保护出口无法切除小组滤波器。小组交流滤波器开关就地控制逻辑如图6所示。最后交流滤波器过流保护动作,由于过流保护不通过PSD,故能将交流滤波器切除。交流滤波器呈容性,电流有效值,其中ω为角频率,f为频率,C为电容值,U为线电压。I与频率、电压成正比,故过流保护在高频、高压条件下达到动作条件。3交流滤波器过流保护针对“5·26”试验暴露的问题,开展了云广直流控制保护、辅助系统应对频率、电压大幅波动的适应性排查工作。目前控制、保护的频率适应范围大都在50±2Hz,仅部分厂家产品具有频率跟踪功能,能适应孤岛系统频率波动,相关措施仍在研究中。目前采取的应对孤岛单极闭锁的措施包括。1)单极闭锁联切一台机,控制动态最大频率偏差。2)将PSD设备允许的最高和最低频率改为50±4Hz。3)优化交流滤波器过流时间延时,保证交流过压保护优先动作。在2013年7月14日重新进行了孤岛单极闭锁试验,未再发生双极跳闸,试验中孤岛系统频率、电压曲线如图7所示。从频率控制来看,在采取切机措施后将动态最大频率偏差控制在54Hz,超过52Hz的时间控制在20s内。由于切机会降低孤岛系统短路比,影响运行的稳定性,进一步切机的措施并不可取,需要进一步研究频率控制措施并提高孤岛系统应对频率大幅波动的适应能力。从电压控制来看,直流站控过电压保护在极Ⅰ闭锁后切除4小组D型交流滤波器,楚雄站电压控制在583kV左右。在极Ⅱ在3s时过负荷结束后,继续切除4组滤波器,交流母线电压降低至576kV左右。随后由于PSS输出由正变负,孤岛电压经历了近100kV的下降,在单极闭锁后11~28s内出现了由电压控制先投入3组滤波器后切除3组滤波器,最终楚雄站交流母线电压稳定至534kV左右。由于交流滤波器切除后需要7min的放电时间,经历上述频繁投切后已无冗余可用交流滤波器,一旦出现相继扰动,无功控制已无应对能力。“7·14”单极闭锁试验虽然没有再导致双极闭锁,但从试验结果可以看到,闭锁后电压问题仍然存在,电压偏高而且变化剧烈,需要进一步深入研究孤岛单极闭锁后动态过电压的控制措施。4单极闭合后的动态过载控制的改善措施4.1动态电压试验分析云广±800kV特高压直流工程技术规范中对动态过电压限值作出如下规定［３，９］。1)直流输电部分或完全中断时不应在换流器的交流母线处产生持续时间超过5个周期、大于(1130×550/3)kV的工频电压,且电压变化不会超过扰动之前的电压的30%。2)从导致输电中断的干扰产生时起2s之内,工频电压应在500ms之内降到(1.15×550/3)kV以下,并在2s之内降至扰动前电压的105%或者所有电容性分组都被切除后所能达到的电压水平(以两者中的较大值为准)。动态过电压(标幺值)波形的限值如图8所示。此处的电压基准值为550kV。从“5·26”“7·14”试验分析中可以发现,目前动态过电压控制的主要问题包括:PSS反调,无法发挥机组进相能力抑制过电压,而且导致电压大幅波动和滤波器频繁投切;过于依赖直流侧无功控制,仅依靠交流滤波器的投切,没有发挥发电机的电压控制能力,应对3s过负荷结束后第2轮功率回降引起过电压的能力不足。本节针对这2个问题,分别提出了广域PSS和高压侧电压控制的技术思路,并在PSCAD/EMTDC中进行了仿真验证。4.2pss反调措施根据2.2节的分析,导致孤岛单极闭锁后电压控制越限的主要原因是PSS反调,退出PSS后能够使楚雄站动态过电压水平下降50~60kV,处于580kV以下,避免过压保护动作,如图9所示。但PSS退出可能导致孤岛系统阻尼水平降低。替代方案是采用基于机组转速差的广域PSS［１０，１１］,该措施能够阻尼机间振荡模式,同时在功率扰动导致的频率动态中不会错误动作,能够在不恶化系统阻尼的前提下解决PSS反调问题［１２］。采用广域PSS后孤岛直流单极闭锁电压如图10所示。4.3采用高压侧电压控制交流滤波器的投切是离散控制,而且不能频繁动作。孤岛系统过电压控制中还需要充分发挥发电机的电压控制能力。解决PSS反调后孤岛单极闭锁后楚雄站电压仍在550kV以上,这是由于云广直流极弱有效短路比的特性决定的。为解决这一问题,需要进一步改善发电机电压控制策略,考虑在自动电压调节器定机端电压控制基础上引入高压侧电压控制的策略［１３－１４］。在发电机电压调节器输入端引入负载补偿单元,可以补偿掉部分变压器电抗(设补偿度为k,一般为50%~80%),则扰动后,发电机励磁控制维持变压器内部某点电压恒定,固定电势和换流站之间的阻抗变为(1-k)倍的变压器阻抗加上线路阻抗,阻抗减小,短路比增加,可以有效降低直流故障后的过电压水平。根据测算,云广直流孤岛运行时,小湾和金安桥到楚雄换流站的阻抗中,变压器阻抗占比约为30%~40%(和具体运行方式有关),如果采用高压侧电压控制补偿80%的变压器电抗,则短路比可以提高32%~47%,短路比提高非常明显,直流故障后的过电压水平可以进一步降低约20kV。同时采用广域PSS和高压侧电压控制时,孤岛直流单极闭锁电压曲线如图11所示。采用广域PSS加高压侧电压控制后,能够仅依靠机组励磁作用将单极闭锁后动态过电压水平控制在580kV内(楚雄500kV母线电压约560kV