基于马尔可夫原理的特高压直流输电系统可靠性研究

基于马尔可夫原理的特高压直流输电系统可靠性研究

0“两心”—引言800kv特高压直接供电具有远距离、容量、低损耗等优点。1个通道800kv可通过流放至25.6.4gw。当供电距离达到25.km时，这是线路500kv的两倍多倍，这是500kv线路的五倍多倍多。向家坝—上海±800kV直流输电工程是目前世界上电压等级最高的直流输电工程,输电容量6400MW,接线型式为每极2个12脉动换流器串联,它将西北地区的电力送往负荷集中的华东地区,对缓解华东地区用电紧张局面起到了关键作用,它的可靠运行直接影响着西北地区水电效益能否得到充分发挥。可靠性指标直接反映直流系统的系统设计、设备制造、工程建设及运行等各个环节的水平,制定合理的可靠性指标,减小直流系统停运对整个电网的冲击,防止严重事故的发生是工程前期首先考虑的问题,本文通过分析常规直流系统可靠性数据以及基于马尔可夫原理建立特高压直流系统的可靠性模型,通过软件进行分析计算,提出了特高压直流工程的可靠性指标和改善特高压直流工程可靠性的具体措施。1传统直制系统的可靠性指标1.1单极强迫整体用率/2.2%三峡—常州直流输电工程可靠性指标:强迫能量不可用率不大于0.5%;计划能量不可用率不大于1%;单极强迫停运率不大于6次/a;双极强迫停运率不大于0.1次/a。三常直流工程运行指标如表1所示,2003、2004年三常直流工程停运次数的统计分别如表2、表3所示。1.2单极强迫整体用率/2.2%三峡—广州直流输电工程可靠性指标:强迫能量不可用率不大于0.5%;计划能量不可用率不大于1%;单极强迫停运率不大于5次/a;双极强迫停运率不大于0.1次/a。三广直流工程运行指标如表4所示,2004年三广直流工程停运次数的统计如表5所示。1.3系统的可靠性三峡—上海直流输电工程可靠性指标:强迫能量不可用率不大于0.5%;计划能量不可用率不大于1%;单极强迫停运率不大于5次/a;双极强迫停运率不大于0.1次/a。由于受各种因素的影响,实际运行中系统的可靠性指标与预期指标有一定差距,随着技术的发展以及新产品的应用,这种差距越来越小,同时系统的可靠性也会随着运行实践经验的增长而得到提高。由表1～5可知,由控制保护系统造成的系统停运几率较高,约30%左右,由直流设备故障引起的停运也占了相当的比例,因此应从降低直流设备和控制保护系统故障率方面来提高直流系统的可靠性。2高压直机系统的可靠性2.1特高压输电系统可靠性的计算特高压直流输电系统与常规直流输电系统相比,其单极部分含有2个串联的12脉动换流器,但特高压系统的运行方式灵活,一个换流器停运不会导致同极中的另一个换流器停运,因此这2个换流器在可靠性模型中相当于并联的关系,如图1所示。也可应用专门的可靠性软件riskspectrum来计算特高压直流输电系统的可靠性,特高压输电系统在软件中的模型如图2所示。利用可靠性模型计算出的直流输电系统的可靠性指标与系统的设备故障率有关,用不同的设备故障率计算得出的可靠性指标值是不相同的,较低的设备故障率计算得出较高的系统可靠性指标。因此从提高系统可靠性措施方面考虑,应尽量降低设备的故障率。2.2强迫能量不可用率低对于±800kV特高压直流系统,当1个换流器故障时,不会导致整个单极停运,因此特高压直流工程的单极停运率比常规直流输电系统的单极停运率低,同时双极故障停运率也会相对较少。由于单极和双极停运次数的减少,系统的强迫能量不可用率也会相应减少,由于特高压工程是大容量输电工程,其系统的强迫能量不可用率应与常规直流系统的强迫能量不可用率相当,因此推荐该特高压工程的可靠性指标与可用率值如下:强迫能量不可用率不大于0.5%;计划能量不可用率不大于1%;换流器强迫停运率不大于3次/a;单极强迫停运率不大于2次/a;双极强迫停运率不大于0.05次/a。3提高高压直流电系统的可依赖性措施3.1直流输电工程单极故障是目前普遍关注根据国家电网公司提出的建设坚强电网的要求,即使按设计故障率指标计算,单极每年故障5次,全国现役高压直流输电工程每年将有70～80次单极故障,甚至更多,这将给电网带来太频繁的冲击,因此必须采取措施提高直流输电的可靠性和可用率。3.2降低原件的可靠性3.2.1次系统平台设计对于特高压直流系统一次设备,应优化其结构设计参数,同时考验有关设备的设计风速和抗震性,对于二次系统采用模块化,分层分布式、开放式结构,对控制保护的拓扑结构以及阀组控制层和站控层信息流进行优化,这是降低元部件故障率的前提。同时二次系统的平台可采用实时操作系统,配置防火墙等有效的网络隔离装置,采取有效的防病毒侵入和扩散措施,硬件上采用高性能和低损耗的双核CPU和数字信号处理器,软件上优化其时序。采用合理、安全的设备设计,进行带电试验。对于阀、变压器等主要设备,要充分考虑电压和电流2方面的要求,对模型产品进行带电试验,以进行考核和改进。做好监造和试验工作,并密切注意现场安装和试验工作。对系统条件、现场条件、功能要求、性能要求等方面进行深入研究,提出合理、安全的规范要求。在系统、主接线、主参数、设备额定值、无功补偿和平衡、交直流滤波、过电压和绝缘配合等方面进行深入研究,合理设计。3.2.2kv特高压直流系统故障诊断常规直流输电系统由于一次设备和二次设备故障的原因,会发生单极停运或双极跳闸,这是影响能量可用率提高的重要原因,±800kV特高压直流系统增加了较多的一次设备和二次设备,且对于设备的绝缘水平也提出了更高的要求,因此制定合理的故障维修措施既可降低故障率,还可延长元件正常工作的时间。3.2.3阀和晶闸管换流时期的可靠性许多新技术的应用都有利于降低元部件的故障率,从直流输电的发展史来看,经历了汞弧阀时期和晶闸管换流时期,由于汞弧阀制造技术复杂、价格昂贵、逆弧故障率高,系统的可靠性较低;晶闸管换流阀不存在逆弧问题,且制造、试验、运行维护和检修都比汞弧阀简单而方便,晶闸管换流阀在直流工程中的应用,有效地提高了直流输电的运行性能和可靠性。3.3第二，系统总体结构的改进3.3.1控制保护系统故障现役直流工程中由控制保护导致的系统强迫停运的几率较高,三常、三广直流自投运以来,主机死机频繁。据统计,2005年1—11月控制保护主机共发生死机28起,导致系统停运2起,最严重的是2005年11月20日,由于站用电控制保护主机死机,政平换流站双极闭锁,造成严重后果。此外,板卡故障也频繁发生,存在安全隐患。控制保护系统故障导致单极跳闸或双极跳闸主要表现在:(1)保护的误动和拒动;(2)通信故障或中断;(3)控制系统扰动和控制系统板卡故障;(4)控制参数设置得不合适;(5)站用电故障导致系统强迫停运;(6)主机异常故障、死机频繁导致的系统强迫停运。3.3.2控制参数的优化(1)控制系统的双重化。控制系统的2套装置都处在运行状态,互为备用,其中一套装置为运行状态,另一套装置为备用状态,当一套装置出现故障时(变为试验状态),应立即切换到另一装置(运行状态),2套装置之间既可自动切换,还能手动切换。(2)控制参数的优化。控制系统大多数采用比例–积分调节器,比例和积分系数直接影响到系统的响应性能,选择最优的比例和积分系数有利于系统的稳定性。(3)控制系统的分层结构。如单纯从分层结构计算系统的可靠性,控制系统的分层越少,结构越简单,则系统的可靠性越高。(4)整个直流系统站控和极控配置方案的选择。保证降低单极停运率和双极停运率,配置方案如图3所示。(5)同一极的2个换流变的分接头控制应统一。如果2个换流变的分接头分别控制,有可能导致2个12脉动换流器的触发角不一致,这样就带来多次谐波问题,同时2个换流器所需要或产生的无功也不同,因此交流滤波器的投切比较复杂。3.3.3双极部分保护装置直流系统保护策略设计应结合直流控制。直流控制对直流系统暂态性能的影响具有决定作用,保护定值的确定应考虑控制的影响,与直流控制参数协调配合。在此基础上,各自优化程序资源配置,降低主机负载率,提高可靠性。(1)保护系统的双重化或三重化。保护装置的双重化和多重化能够减少保护误动和拒动的概率。在满足继电保护4项基本原则的基础上,直流系统保护的配置增加了以下原则:1)可控性。通过控制的方法减轻对设备的危害程度。2)集中性。每个独立运行的换流系统的所有保护集中放置在一套保护装置中。双极部分的保护也应配置在每个极保护中,并有各自的测量回路。采用集中完全冗余配置。3)独立性。每套冗余保护装置的功能应相同,硬件和电源应完全分开、互相独立。保护尽量不依赖于两端换流站之间的通信;必须采取措施以避免一端换流器故障时引起另一端换流器的保护动作。4)全面性。所有可能的故障必须有2套以上的冗余保护装置可以防护。保护的区域要重叠,对于每种故障,要有一个范围确定的快速保护作为主保护,一个范围扩大的慢速保护或降低灵敏度的保护作为后备保护。如果可能,主后备保护最好采用不同的原理。5)惟一性。双极部分的故障引起保护动作,不应造成双极停运。双极站内直接接地运行方式时,某一极的故障必须停运双极,以避免较大的电流流过站接地网。本极的关于极或双极部分的保护无权停运另外的极。6)可维修性。保护的配置应考虑到装置试验和维护时不会影响到系统的运行,便于保护退出和投入。为便于检修,避免相互影响,保护装置与主设备分离,尽可能靠近主设备就地安置;随着微机化,逐渐演变成一定区域的集中安置。(2)保护定值的精确性。电力系统实时数字仿真系统利用多个高速数字处理器并行计算从而达到实时仿真的目的,能为电力系统提供实时的、安全的环境仿真现实中可能的故障,而不损坏设备,是测试控制保护方案的理想工具。利用该仿真系统对外部控制保护设备的功能、性能进行测试,可进一步确定保护整定值,并对实际控制保护系统的测量、数据处理环节进行测试。(3)保护分区的细化。保护分区必须涵盖每一个地方,避免因遗漏造成的系统停运。(4)防止误动和误跳。在保护出口的前方添加防误动的措施。3.3.4站间通信保证畅通,避免频繁导致系统频繁调节直流控制保护通信系统包括换流站与远方各调度中心的通信及换流站间的通信,换流站间的通信包括站控间的信息交换、极控间的信息交换、直流保护间的信息交换、人机接口间的信息交换,站间通信要保证通信线路通畅,不出现信息堵塞现象,通信速率要快,防止因通信速度而导致控制系统的频繁调节。远动系统为一套冗余系统,与所有调度中心的通信、所有的通信规约都集中在一套系统中,同时采用可靠性、灵活性、方便性和可维护性都较高的高性能远动软件。3.3.5按一次设备间隔分设置控制主机将站用电的控制和保护系统分离,相互独立,控制系统双重化,以保证工作主机故障时可切换至备用主机,不失控制功能,同时将控制保护功能按站用电进行间隔配置,每回进线间隔配置1套双重化的控制系统和1套独立的保护装置,以保证单个主机故障不会跳开所有站用电进线。控制系统执行正常的监视控制功能,不应该具备保护跳闸功能,这样即使控制设备故障也不会导致跳闸。因此控制系统不需要严格按一次设备间隔分,如每个间隔都配置控制主机,反而也将导致设备复杂化。保护设备应该按对应一次设备间隔分别配置,这样即使某套保护装置误动,也只影响对应间隔的一次设备,而不影响所有的一次设备。对±800kV特高压直流系统换流站站用电的设计,要考虑到站用电的备用,建议采用3回电源供电,其中2回为工作电源,另1回为备用电源,即要有备自投,以便主供母线故障时可切换到备用电源。站用电系统采用与每个换流器相对应的接线方式,以保证每个换流器站用负荷供电的相对独立性和可靠性,避免任一12脉动换流器站用电装置退出运行影响另一12脉动换流器的安全运行。同时对于每个换流器的重要负荷应带有备用电源。建议将控制保护功能按站用电进行间隔配置,每回进线间隔配置1套双重化冗余的控制系统和1套独立的保护装置,避免单个主机故障时不会跳开所有站用电。防止因站用电问题导致的双极停运等严重故障,对站用电容量、备用、负荷分配等方面的考虑也可提高整个特高压直流输电系统的可靠性。3.3.6合理配置输入位置用于交流滤波器保护的模拟量采集放置在交流滤波器屏柜中,避免检修或人工操作不当引起的保护误动。3.3.7心通信系统的配置远动系统为一套冗余系统,与所有调度中心的通信、所有的通信规约都集中在一套系统中,同时采用可靠性、灵活性、方便性和可维护性都较高的高性能远动软件。3.3.8设备、辅助系统运行监控力度应加大对设备(换流阀、换流变及其它变压器、平波电抗器、交流场设备、辅助系统等)状态、系统运行值、运行控制命令信号、事件顺序和中央报警记录、趋势记录、暂态故障录波信号和在线谐波的监视力度。对不同的故障类型迅速作出相应的响应,避免严重故障的发生。3.3.9故障定位单元整个系统应具有完善的设备自检功能,自诊断功能应能覆盖从测量二次线圈开始包括完整的测量回路、信号输入/输出回路、总线、主机、微处理器板和所有相关设备,应能检测出上述设备内发生的所有故障,对各种故障应定位到最小可更换单元,并根据不同的故障等级做出相应的响应。足够的冗余度和100%的系统自检能力和维修时的自检都可相应地提高系统的可靠性。3.3.1直流输电系统可靠性将双极功能尽量下放到每个极,对于±800kV特高压直流输电系统,即使本站有一个换流器停运,也不影响另外一个换流器和对站换流器组成回路继续运行,因此功能下放可提高直流输电系统的可靠性。每一换流器采用独立的交流馈电间隔、独立阀厅、独立供电的交直流电源系统、独立的冷却空调系统、不依赖上层网络的高度独立的控制系统。采用换流器旁通开关可使每一换流器单独启动、停运、当该换流器检修时而不影