第3l卷第10期2007年5月
文章编号:1000.3673(2007)10.0032.06
电网技术P0Ⅵ惯System
Technology
Vbl.31No.10
May2007
中图分类号:TM733;TM77文献标识码:A学科代码:470・4054
灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
杨万开,王明新,曾南超,印永华
(中国电力科学研究院,北京市海淀区100085)
on
Analysis
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LingbaoBack-to—BackHVDC
Project
Yong—hua
YANG
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PowerResearch
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引言
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国第一个背靠背直流联网输电示范工程,也是我国第一个设备全部国产化的直流输电工程,该工程的设备制造、施工和调试借鉴了一些国外的技术和经验…,二次控制保护设备达到了目前国际先进水平【21;该工程的系统调试方案及现场系统调试借鉴了三(峡卜常(州)、三(峡卜广(东)和天(生桥卜广(州)、
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及贵(州、卜.广。(东)直流输电工程系统调试的经验【3。9】,进行了周密细致的准备工作,自主编写了站调试方案和系统调试方案,对调试过程中遇到的技术问题提出和实施了改进措施。其中,交流单相瞬时故障试验的完成,最后断路器跳闸功能的完善,阀冷却变频器控制保护功能的完善保障了系统调试工作
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的圆满完成,为灵宝背靠背直流国产化示范工程的
成功投运奠定了坚实的基础,也为进一步推进直流输电工程国产化工作积累了基础技术资料和经验【l0’111。灵宝背靠背直流系统自投入运行到现在运行稳定[12_14】,华中电网的电力通过灵宝背靠背直流系统输送到西北电网,西北电网的电力也可通过灵宝背靠背直流系统输送到华中电网,实现了华中和西北2大区域的联网fl孓18】,取得了良好的经济效益和社会效益。
本文介绍工程系统调试过程中几个关键技术问题的分析和解决过程,如系统调试方案的编写过程,在换流站两侧均为单回交流进线的情况下交流
commissioning
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摘要:灵宝背靠背直流联网输电工程是我国直流输电国产化的示范工程,该工程的系统调试是第一次依靠国内技术力量调试全部国产化设备。介绍了系统调试中几个关键技术问题的分析和解决过程:系统调试方案的编写过程;在换流站两侧均为单回交流进线的情况下交流系统单相瞬时故障点的选择和试验方法;最后断路器跳闸功能的原理、配置原则及软件和硬件的完善;换流站阀冷却变频器控制保护功能的完善。这几个关键技术问题的解决保证了系统调试的完成以及该工程的顺利投入运行。
关键词:灵宝背靠背直流工程;系统调试方案;交流单相瞬时故障试验;最后断路器跳闸功能;阀冷却变频器;控制保护
系统单相瞬时故障点的选择和试验方法,最后断路
器跳闸功能的配置原则及软件和硬件的完善以及换流站阀冷却变频器控制保护功能的完善等。
万方数据
第31卷第lO期电网技术
33
1
系统调试方案的编写
直流输电工程系统调试试验需要按照系统调
试方案按顺序进行,并按照系统调试方案中的试验步骤及每一项试验的验收标准完成每一项试验。因此在直流工程系统调试前,编写系统调试方案是一项必不可少的工作。
在编制系统调试方案前,首先阅读了灵宝背靠背直流联网工程的相关技术资料,参考了出厂试验报告和验证试验报告及灵宝背靠背直流工程技术规范书。根据编制三常、三广及贵广直流工程端对端系统调试方案的经验,结合南瑞和许继设备的特点,分别编制了基于南瑞控制保护设备的背靠背系统调试方案和基于许继控制保护设备的端对端系统调试方案。
系统调试方案从验证直流设备性能上划分为低功率系统调试项目(指直流功率不超过额定功率的30%)和大功率系统调试项目(指直流功率超过额定功率的30%1。低功率系统调试项目着重考核直流系统的基本起/停功能、控制保护系统性能和抗交/直流系统故障能力;大功率系统调试项目着重考核直流系统在大负荷下的控制保护系统性能、额定负荷和过负荷能力,还包含了谐波、噪音和站辅助系统功率损耗测量项目等。从内容编排上划分为基于南瑞控制保护的系统调试方案和基于许继控制保护的系统调试方案。
基于南瑞控制保护的系统调试方案在内容和项目编排方面基本上参照三常和三广直流工程系统调试方案方法,并结合了灵宝背靠背换流站南瑞控制保护设备及工程设备实际的特点。在编写过程中,对试验内容进行了认真的分析、对三常和三广直流工程系统调试方案中的试验项目进行了认真的筛选,并结合背靠背直流工程的特点增加了一些调试项目。
基于许继控制保护的系统调试方案未遵循基于南瑞控制保护系统调试方案的编排顺序,而是基本上按照天广和贵广直流工程的系统调试方案编排顺序进行编写,这样丰富了调试方案的内容。在编写过程中对试验内容进行了认真的分析、对天广和贵广直流工程系统调试方案中的试验项目进行了认真的筛选,根据基于南瑞控制保护所确定的系统调试项目,结合许继控制保护设备及工程设备实际的特点,编写了系统调试方案。
万
方数据’
2交流系统故障试验方法的研究及实施
2.1
交流系统故障试验目的及试验地点的选择灵宝换流站位于陕西省与河南省交界处,该工
程是西北电网与华中电网的联网直流工程,灵宝换
流站与华中电网通过单回220lⅣ线路连接,与西北
电网通过单回330kV线路连接。正常运行时,直流
功率可以正送运行(华中一西北),也可根据需要反送运行(西北一华中)。按照技术规范要求,当西北
电网或华中电网内部发生接地短路时,直流系统受到扰动后应能够在规定的时间内恢复正常运行。因此,在直流输电工程系统调试过程中,交流系统故障试验是一项非常重要的试验。
单相瞬时人工接地短路试验分别安排在换流站交流220kV侧(华中电网侧)和330kV侧(西北电网侧)进行,其主要目的是检验交流系统发生短路故障后直流功率的输送能否在规定时间内恢复以及检验交直流系统的相互影响和系统的运行稳定性:
(1)交流系统发生短路故障时相关的交流保护应正确动作。
(2)交流系统发生短路故障时直流系统保护不应动作。
(3)逆变侧交流系统短路故障清除后,直流系统应在规定的时间(120ms)内恢复输送功率,交直流系统能保持稳定运行;整流侧交流系统短路故障清除后,直流系统应在规定的时间(100ms)内恢复输送功率,交直流系统能保持稳定运行。
比较逆变侧交流系统短路故障与整流侧交流系统短路故障相可知,逆变侧交流系统短路故障对直流系统的扰动更严重,会产生换相失败,故障后直流系统恢复运行时间也较长。因此,灵宝换流站
220
kV侧和330kV侧交流系统短路故障均安排在逆变侧进行。
灵宝换流站220kv侧和330kV侧均采用单回
交流迸线方式,且220kV和330kV迸线单相瞬时
故障重合闸被闭锁,因此单相瞬时接地短路地点不能选在220kV侧或330kV侧交流进线上,只能选在换流站内、330kv系统内及220kV系统内。
为解决系统调试中遇到的技术问题,对换流站和站两侧交流系统结构进行了详细研究,灵宝换流
站距紫东变电站400m,可安排在紫东一五塬的交流
线路进行单相瞬时接地短路试验;灵宝站距罗敷变电站83km,如在罗敷变电站附近的其它交流出线进行交流单相接地短路试验,直流系统的恢复特性得
34
杨万开等:灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
v01.3lNo.10
不到充分考验。因此,在与国网公司建设运行部、国家电力调度通信中心和河南省电力调度通信中心以及三门峡地调共同讨论后,确定330kV侧交流场试验地点选在3602滤波器B相;220kV侧选在紫东
一五塬的交流线路靠近紫东站约400m处进行。
2.2交流系统单相接地故障试验
2.2.1
330kV单相瞬时接地故障试验
330
kV侧进行单相瞬时接地故障试验的方法
如下:直流功率输送方向由华中送至西北(正送),直流功率80MW,在3602滤波器B相靠近330kV母线侧滤波器电流互感器与滤波器高压电容之间制造一个单相瞬时故障,来模拟330kV侧交流母线发生单相瞬时故障,滤波器保护动作跳开滤波器,直流系统受到扰动后恢复运行。
试验结果表明:在逆变侧3602滤波器B相靠近330kV母线侧进行单相交流线路故障试验,3602滤波器过流保护III段、差动速断以及比例差动等保护动作,跳开3602滤波器断路器。在短路故障期间,直流330kV侧检测到换相失败,且直流系统发出增大关断角的命令;直流电流峰值为4030A,罗灵线交流电流峰值为5875A,直流功率恢复时间为101.2ms,过调量17%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120ms、过调量不超过30%的要求。功率正送,330kV侧交流故障时220kV侧录波图和330kV侧录波图分别如图l和图2所示。
2.2.2
220kV单相瞬时接地故障试验
紫东一五塬有2回220kV交流线路,紫五I线
和紫五II线。经过与河南省调和三门峡地调协商确定在紫五I线C相靠近紫东站进行220kV单相瞬时接地故障试验。试验方法如下:直流功率输送方向由西北送至华中,直流输送功率100Mw。先将紫五I线两端开关拉开,紫五I线停运,按照试验方案要求,连接试验接线,做好试验安全措施,然后
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图1功率正送时330kv侧单相短路试验整流侧波形
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图2功率正送时330kv侧单相短路试验逆变侧波形Fig.2
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directionOfpowertransIllission
电,在距离紫东站约400m的紫五I线C相制造单相瞬时接地故障,紫东站紫五J线线路保护动作跳开紫五I线,直流系统受到扰动后恢复运行。
在短路故障期间,直流220kV侧检测到换相失ms、过调量不超kv侧交流故障时
kV侧录波图和330kV侧录波图分别如图3和
图4所示。
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图3功率反送时220kv侧单相短路试验整流侧波形
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图4功率反送时220kv侧单相短路试验逆变侧波形
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directionOfpowertransmission
从试验结果来看,交流系统故障试验结果满足技将紫五I线紫东侧线路开关闭合,紫五I线一端带败,且直流系统发出增大关断角的命令;直流电流峰值为3307A,灵紫线交流电流峰值为3619A,直流功率恢复时问为112.4ms,过调量16%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120过30%的要求。功率反送,220220
术规范要求,直流系统控制保护性能得到了验证。
第31卷第lO期电网技术
35
3最后断路器跳闸功能的软、硬件补充完善
3.1最后断路器跳闸保护原理
直流系统正常运行时,如果突然发生逆变侧甩去全部交流负荷,从整流侧输送的电能将全部涌入逆变侧交流场的交流滤波器及其它电气设备,使交流场及其它部分电气设备产生非常高的过电压。如果没有任何过电压保护措施,交流电压瞬间升高,直流系统逆变侧控制器来不及调节,从而导致直流电压瞬间升高,交、直流侧产生短时过电压的同时还产生严重的波形畸变,危及换流站内电气设备。直流输电系统最后断路器跳闸保护是为逆变侧突
然甩去全部交流负荷而配置的一种保护措施,其保
护原理是:将导致切除全部交流负荷的断路器跳闸信息在该断路器跳开之前,先送至逆变侧直流极控保护系统闭锁直流。如果由于某种原因逆变侧直流极控保护系统在最后断路器跳闸之前没有收到最后断路器跳闸信息,则由后备交流过电压保护紧急停运直流系统。
3.2灵宝换流站最后断路器跳闸功能配置
灵宝换流站两侧交流进线均为单回交流线路,
330l(v侧经约83km线路与西北电网的罗敷变电站相联,220kv侧经约400m线路与华中电网的紫东变电站相联;在直流控制保护系统的两侧均配置了最后断路器跳闸功能【l91。
.
(1)当直流功率正送时,在灵宝换流站330kV侧和330kV线路对端站(罗敷变电站)均配置了最后断路器跳闸。灵宝换流站2套330kV线路保护、
330
kv母线差动保护及断路器失灵保护等均在保
护装置发出跳开断路器命令之前,先发一信号给直流控制保护系统来闭锁直流。罗敷站最后断路器跳闸信号通过安装在罗敷站的安稳装置发远跳直流系统的信号给灵宝换流站的安稳装置,灵宝换流站的安稳装置再发令闭锁直流系统。
(2)当直流功率反送时,在本站220kV侧和
220
l【V线路对端站(紫东变电站)均配置了最后断路
器跳闸功能。本站2套220kV线路保护、220kV母线差动保护及断路器失灵保护等均在保护装置发出跳开断路器命令之前,先发一信号给直流控制保护系统闭锁直流。紫东站最后断路器跳闸信号通过安装在紫东站的保护装置远传接口发远跳直流系统信号给灵宝换流站的保护装置,灵宝换流站的220kv保护装置再发令闭锁直流系统。
万
方数据3.3最后断路器跳闸功能的软、硬件补充完善3.3.1最后断路器跳闸试验情况简介
灵宝换流站最后断路器跳闸试验分为3个阶
段:①第l阶段是最后断路器跳闸分系统试验,补
充、完善了最后断路器跳闸信号的功能;②第2阶段是本站最后断路器跳闸试验,补充、完善了本站
最后断路器跳闸功能;③第3阶段是远方启动最后
断路器跳闸试验,补充、完善了灵宝换流站的交流线路对端站罗敷变电站和紫东变电站远方启动最后断路器跳闸功能。
3.3.2最后断路器跳闸分系统试验
(1)220kV侧紫东站交流线路保护最后断路器跳闸信息要经“本地判据”,多重判断后才允许远跳保护出口。为将紫东站的最后断路器跳闸信息及时准确地传至灵宝站,当220kV紫东站线路保护动作时,将保护装置发出的远跳灵宝换流站直流系统的信息修改经保护装置的“远传通道”直接送入灵宝直流极控制保护系统。
(2)330kV远方线路保护跳闸信号通过安稳装
置送至灵宝换流站,当罗敷站拉开出线开关、模拟断
路器偷跳时,灵宝换流站安稳装置没有收到对端断
路器跳闸信号,没有相应的直流闭锁指令。经检查发现罗敷侧安稳装置策略表还未设置相应的远跳换流站的功能,经过修改后罗敷站远传跳闸信息正常。在灵宝换流站330kV侧模拟罗灵线一套线路保护动作出口,启动最后一台断路器跳闸,发出极闭锁信号,但罗灵线失灵保护动作,330kV侧的母灵保护动作配合逻辑进行了修改。再次在灵宝换流kV侧(本站)进行最后一台断路器跳闸功能试(1)在罗敷站第一次模拟330kV罗灵线线路保kV侧进(2)在罗敷站模拟330l(v罗灵线线路保护动3.3.3本站最后断路器跳闸试验
线上全部开关跳开并锁定,保护动作不正确。经过对试验录波图的分析,最后断路器跳闸与失灵保护动作的配合逻辑存在问题,对最后断路器跳闸与失站330验,取得了成功。
3.3.4远方启动最后断路器跳闸试验
护动作,灵宝换流站安稳装置没有收到罗敷站跳闸信号,交流侧过电压Ⅱ段保护动作,跳开330线开关,直流系统闭锁,经查足由于罗敷站线路保护到安稳装置的压板未投,灵宝换流站未收到罗敷站线路保护信号,无法启动最后一台断路器跳闸功能。
作,从罗灵线罗敷侧线路开关跳开到灵宝换流站直
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杨万开等:灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
VOI.31No.10
流系统发出极闭锁跳换流变开关信号的时间间隔约为55ms,最大暂态过电压1.4倍。经检查,原因为罗敷站安稳装置判断线路开关位置后才能送出保护出口信号,导致安稳装置延时送出保护信号。经过现场调试指挥部组织专家和厂家技术人员进行讨论后,决定将线路保护发出的信号直接送至安稳装置,同时将安稳装置开入量判断时间由20ms修改为10ms,再次进行试验,结果为罗灵线罗敷侧线路开关跳开到灵宝换流站直流系统发出极闭锁跳换流变开关信号的时间间隔约为26ms,最大暂态电压1.31倍。录波图如图5所示。
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图5功率正送时330kv侧最后
断路器跳闸(对端站)逆变侧波形
Fig.5
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(3)在紫东站模拟灵紫线线路保护动作出口,通过保护通道送到灵宝换流站,启动最后一台断路器跳闸,从灵紫线紫东侧线路开关跳开到灵宝换流站直流系统发出闭锁跳换流变开关信号的时问l、目J隔约为18ms,最大暂态电压幅值为1.36倍(见图6)。
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图6功率反送时220kV侧最后断路器跳闸(对端站)逆变侧波形Fig.6
WaVeformsatinVenersiderecordedby
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directioⅡ
从最后断路器跳闸试验结果来看,远方跳开交流进线开关与直流系统闭锁时间相差约30IIls,所产生的过电压属于暂态过电压,过电压幅值低于国标(或企业标准)要求,因此,逆变侧线路对端站最后断路器跳闸不会危及换流站电气系统设备的安全。
4换流站阀冷却变频器控制保护功能的完善
灵宝换流站阀水冷系统与三常、三广直流工程
万
方数据的阀水冷系统不同,内循环冷却采用水冷,外循环冷却采用风冷。
内冷却是指流经换流阀后的主循环冷却水在主循环泵动力作用下,通过电动三通阀流至室外热交换器冷却,将换流阀产生的热量散除,散除热量后的冷却水再次通过换流阀将换流阀产生的热量带走,然后直接回流至主循环泵入口。
外冷却是指置于室外实现循环冷却水的散热,采用强制风冷,风量调节可通过变频器调节风机的转速或投入运行的风机台数实现。
在调试中多次出现220kv侧外冷却风机变频器故障,水冷空气冷却器失去冗余冷却容量,光触
发阀水冷系统发停运直流命令,直流系统闭锁。经检查水冷风机变频器电源缺相报警,但实际电源并
未缺相,问题出白风机变频器供电电源。测量表明,变频器380V电源间断性瞬时电压不平衡度达到5%,而该变频器内部保护设计要求供电电源的瞬时电压不平衡度正常不应超过2%、短时不应超过4%,一旦瞬时电压不平衡度超标,变频器保护将动作跳闸。经过研究,将变频器电压不平衡度保护定值进行了修改(从2%改为5%)。从运行情况来看,定值修改后,风冷变频器没有再发生故障。
5结论
(1)按照自主编写的系统调试方案,通过调试试验,对国产设备进行了全面考核,顺利完成了系统调试,保证了工程的顺利投运。
(2)解决了换流站交流侧单一交流进线方式
下的交流侧单相瞬时接地故障问题。验证了直流系统故障后的恢复特性,直流输送功率方向为华中送
至西北时,330kV侧交流系统单相瞬时接地故障,直流功率恢复时间为101.2ms,过调量17%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120ms、过调量不超过30%的要求:直流输送功率方向为西北送至华中时,220kV侧交流系统单相瞬时接地故障,直流功率恢复时间为112.4ms,过调量16%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120ms、过调量不超过30%的要求。
(3)完善了换流站逆变侧最后断路器跳闸功能,确保了换流站设备的安全、稳定运行。试验结果表明,换流站内220kV侧和330kV侧最后一台断路器跳闸满足技术规范中先闭锁直流,后跳开断路器的要求;罗敷站和紫东站远方跳开交流进线开关,跳开前先与直流系统闭锁时间30lns左右,所
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电网技术
37
产生的过电压属于暂态过电压,过电压幅值低于国标(或企业标准)要求,因此逆变侧线路对端站最后断路器跳闸不会危及换流站电气系统设备的安全。
(4)阀冷却变频器控制保护功能的完善确保了阀水冷系统的稳定运行,保证了直流系统稳定地输送功率。
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杨万开(1962一),男,博士,高级工程师,长期从事高压直流输电王明新(1954--),男,硕上,高级工程师,长期从事高压直流输电曾南超(194l—',男,教授级高级工程师,长期从事高压直流输电
印永华(1949__),男.教授级高级工程师,长期从事电力系统稳定(责任编辑马晓华)
技术研究工作:
技术研究工作:
技术研究工作:
分析研究工作。
灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
作者:作者单位:刊名:英文刊名:年,卷(期):被引用次数:
杨万开, 王明新, 曾南超, 印永华, YANG Wan-kai, WANG Ming-xin, ZENG Nan-chao, YIN Yong-hua
中国电力科学研究院,北京市,海淀区,100085电网技术
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灵宝背靠背直流工程作为我国第一个联网背靠背直流输电工程,也是直流设备国产化的试验示范工程,工程的调试完全由国内技术力量完成,工程的建设和顺利投入运行,对直流工程国产化的发展具有指导意义.介绍了换流站和系统调试情况,包括换流站系统调试情况及结论、系统调试情况及结论、系统调试技术创新点、背靠背直流工程站系统和系统调试的经验总结和系统调试方案的优化.
引证文献(6条)
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本文链接:http://d.g.wanfangdata.com.cn/Periodical_dwjs200710006.aspx授权使用:湖南大学(hunandx),授权号:0a0e9f18-6760-45ac-90b5-9e5800d2eac3
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第3l卷第10期2007年5月
文章编号:1000.3673(2007)10.0032.06
电网技术P0Ⅵ惯System
Technology
Vbl.31No.10
May2007
中图分类号:TM733;TM77文献标识码:A学科代码:470・4054
灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
杨万开,王明新,曾南超,印永华
(中国电力科学研究院,北京市海淀区100085)
on
Analysis
SeveraIKeyTechnologiesAppliedinSystemCommissioningof
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Project
Yong—hua
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(ChinaElectricInstitute,Haidi锄Distract,Beijing100085,China)
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国第一个背靠背直流联网输电示范工程,也是我国第一个设备全部国产化的直流输电工程,该工程的设备制造、施工和调试借鉴了一些国外的技术和经验…,二次控制保护设备达到了目前国际先进水平【21;该工程的系统调试方案及现场系统调试借鉴了三(峡卜常(州)、三(峡卜广(东)和天(生桥卜广(州)、
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及贵(州、卜.广。(东)直流输电工程系统调试的经验【3。9】,进行了周密细致的准备工作,自主编写了站调试方案和系统调试方案,对调试过程中遇到的技术问题提出和实施了改进措施。其中,交流单相瞬时故障试验的完成,最后断路器跳闸功能的完善,阀冷却变频器控制保护功能的完善保障了系统调试工作
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的圆满完成,为灵宝背靠背直流国产化示范工程的
成功投运奠定了坚实的基础,也为进一步推进直流输电工程国产化工作积累了基础技术资料和经验【l0’111。灵宝背靠背直流系统自投入运行到现在运行稳定[12_14】,华中电网的电力通过灵宝背靠背直流系统输送到西北电网,西北电网的电力也可通过灵宝背靠背直流系统输送到华中电网,实现了华中和西北2大区域的联网fl孓18】,取得了良好的经济效益和社会效益。
本文介绍工程系统调试过程中几个关键技术问题的分析和解决过程,如系统调试方案的编写过程,在换流站两侧均为单回交流进线的情况下交流
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摘要:灵宝背靠背直流联网输电工程是我国直流输电国产化的示范工程,该工程的系统调试是第一次依靠国内技术力量调试全部国产化设备。介绍了系统调试中几个关键技术问题的分析和解决过程:系统调试方案的编写过程;在换流站两侧均为单回交流进线的情况下交流系统单相瞬时故障点的选择和试验方法;最后断路器跳闸功能的原理、配置原则及软件和硬件的完善;换流站阀冷却变频器控制保护功能的完善。这几个关键技术问题的解决保证了系统调试的完成以及该工程的顺利投入运行。
关键词:灵宝背靠背直流工程;系统调试方案;交流单相瞬时故障试验;最后断路器跳闸功能;阀冷却变频器;控制保护
系统单相瞬时故障点的选择和试验方法,最后断路
器跳闸功能的配置原则及软件和硬件的完善以及换流站阀冷却变频器控制保护功能的完善等。
万方数据
第31卷第lO期电网技术
33
1
系统调试方案的编写
直流输电工程系统调试试验需要按照系统调
试方案按顺序进行,并按照系统调试方案中的试验步骤及每一项试验的验收标准完成每一项试验。因此在直流工程系统调试前,编写系统调试方案是一项必不可少的工作。
在编制系统调试方案前,首先阅读了灵宝背靠背直流联网工程的相关技术资料,参考了出厂试验报告和验证试验报告及灵宝背靠背直流工程技术规范书。根据编制三常、三广及贵广直流工程端对端系统调试方案的经验,结合南瑞和许继设备的特点,分别编制了基于南瑞控制保护设备的背靠背系统调试方案和基于许继控制保护设备的端对端系统调试方案。
系统调试方案从验证直流设备性能上划分为低功率系统调试项目(指直流功率不超过额定功率的30%)和大功率系统调试项目(指直流功率超过额定功率的30%1。低功率系统调试项目着重考核直流系统的基本起/停功能、控制保护系统性能和抗交/直流系统故障能力;大功率系统调试项目着重考核直流系统在大负荷下的控制保护系统性能、额定负荷和过负荷能力,还包含了谐波、噪音和站辅助系统功率损耗测量项目等。从内容编排上划分为基于南瑞控制保护的系统调试方案和基于许继控制保护的系统调试方案。
基于南瑞控制保护的系统调试方案在内容和项目编排方面基本上参照三常和三广直流工程系统调试方案方法,并结合了灵宝背靠背换流站南瑞控制保护设备及工程设备实际的特点。在编写过程中,对试验内容进行了认真的分析、对三常和三广直流工程系统调试方案中的试验项目进行了认真的筛选,并结合背靠背直流工程的特点增加了一些调试项目。
基于许继控制保护的系统调试方案未遵循基于南瑞控制保护系统调试方案的编排顺序,而是基本上按照天广和贵广直流工程的系统调试方案编排顺序进行编写,这样丰富了调试方案的内容。在编写过程中对试验内容进行了认真的分析、对天广和贵广直流工程系统调试方案中的试验项目进行了认真的筛选,根据基于南瑞控制保护所确定的系统调试项目,结合许继控制保护设备及工程设备实际的特点,编写了系统调试方案。
万
方数据’
2交流系统故障试验方法的研究及实施
2.1
交流系统故障试验目的及试验地点的选择灵宝换流站位于陕西省与河南省交界处,该工
程是西北电网与华中电网的联网直流工程,灵宝换
流站与华中电网通过单回220lⅣ线路连接,与西北
电网通过单回330kV线路连接。正常运行时,直流
功率可以正送运行(华中一西北),也可根据需要反送运行(西北一华中)。按照技术规范要求,当西北
电网或华中电网内部发生接地短路时,直流系统受到扰动后应能够在规定的时间内恢复正常运行。因此,在直流输电工程系统调试过程中,交流系统故障试验是一项非常重要的试验。
单相瞬时人工接地短路试验分别安排在换流站交流220kV侧(华中电网侧)和330kV侧(西北电网侧)进行,其主要目的是检验交流系统发生短路故障后直流功率的输送能否在规定时间内恢复以及检验交直流系统的相互影响和系统的运行稳定性:
(1)交流系统发生短路故障时相关的交流保护应正确动作。
(2)交流系统发生短路故障时直流系统保护不应动作。
(3)逆变侧交流系统短路故障清除后,直流系统应在规定的时间(120ms)内恢复输送功率,交直流系统能保持稳定运行;整流侧交流系统短路故障清除后,直流系统应在规定的时间(100ms)内恢复输送功率,交直流系统能保持稳定运行。
比较逆变侧交流系统短路故障与整流侧交流系统短路故障相可知,逆变侧交流系统短路故障对直流系统的扰动更严重,会产生换相失败,故障后直流系统恢复运行时间也较长。因此,灵宝换流站
220
kV侧和330kV侧交流系统短路故障均安排在逆变侧进行。
灵宝换流站220kv侧和330kV侧均采用单回
交流迸线方式,且220kV和330kV迸线单相瞬时
故障重合闸被闭锁,因此单相瞬时接地短路地点不能选在220kV侧或330kV侧交流进线上,只能选在换流站内、330kv系统内及220kV系统内。
为解决系统调试中遇到的技术问题,对换流站和站两侧交流系统结构进行了详细研究,灵宝换流
站距紫东变电站400m,可安排在紫东一五塬的交流
线路进行单相瞬时接地短路试验;灵宝站距罗敷变电站83km,如在罗敷变电站附近的其它交流出线进行交流单相接地短路试验,直流系统的恢复特性得
34
杨万开等:灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
v01.3lNo.10
不到充分考验。因此,在与国网公司建设运行部、国家电力调度通信中心和河南省电力调度通信中心以及三门峡地调共同讨论后,确定330kV侧交流场试验地点选在3602滤波器B相;220kV侧选在紫东
一五塬的交流线路靠近紫东站约400m处进行。
2.2交流系统单相接地故障试验
2.2.1
330kV单相瞬时接地故障试验
330
kV侧进行单相瞬时接地故障试验的方法
如下:直流功率输送方向由华中送至西北(正送),直流功率80MW,在3602滤波器B相靠近330kV母线侧滤波器电流互感器与滤波器高压电容之间制造一个单相瞬时故障,来模拟330kV侧交流母线发生单相瞬时故障,滤波器保护动作跳开滤波器,直流系统受到扰动后恢复运行。
试验结果表明:在逆变侧3602滤波器B相靠近330kV母线侧进行单相交流线路故障试验,3602滤波器过流保护III段、差动速断以及比例差动等保护动作,跳开3602滤波器断路器。在短路故障期间,直流330kV侧检测到换相失败,且直流系统发出增大关断角的命令;直流电流峰值为4030A,罗灵线交流电流峰值为5875A,直流功率恢复时间为101.2ms,过调量17%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120ms、过调量不超过30%的要求。功率正送,330kV侧交流故障时220kV侧录波图和330kV侧录波图分别如图l和图2所示。
2.2.2
220kV单相瞬时接地故障试验
紫东一五塬有2回220kV交流线路,紫五I线
和紫五II线。经过与河南省调和三门峡地调协商确定在紫五I线C相靠近紫东站进行220kV单相瞬时接地故障试验。试验方法如下:直流功率输送方向由西北送至华中,直流输送功率100Mw。先将紫五I线两端开关拉开,紫五I线停运,按照试验方案要求,连接试验接线,做好试验安全措施,然后
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耻交流侧电压;耻直流电压;,Dc一直流电流;
口。一触发角铡量值;p。一触发指令值
图1功率正送时330kv侧单相短路试验整流侧波形
Fi厶lWavefbrmsatrectifiersiderecordedby
oscillographunder330kVsingle—phasefaultandfbrward
directiOnOfpOwertI。ansIIlissiOn
万
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230l
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380喘
E≥三三二三二三(‘婿F_一交流侧B丰}j电压;矿关断角测量值
扩——茹广—1丽——葡矿—丽
图2功率正送时330kv侧单相短路试验逆变侧波形Fig.2
Waveformsatinvertersiderecordedbyoscnlographunder330kVsingIe-phasefhultandfbnvard
directionOfpowertransIllission
电,在距离紫东站约400m的紫五I线C相制造单相瞬时接地故障,紫东站紫五J线线路保护动作跳开紫五I线,直流系统受到扰动后恢复运行。
在短路故障期间,直流220kV侧检测到换相失ms、过调量不超kv侧交流故障时
kV侧录波图和330kV侧录波图分别如图3和
图4所示。
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图3功率反送时220kv侧单相短路试验整流侧波形
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图4功率反送时220kv侧单相短路试验逆变侧波形
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oscillographunder220I‘Vsingle-phasefaultand
reVerse
directionOfpowertransmission
从试验结果来看,交流系统故障试验结果满足技将紫五I线紫东侧线路开关闭合,紫五I线一端带败,且直流系统发出增大关断角的命令;直流电流峰值为3307A,灵紫线交流电流峰值为3619A,直流功率恢复时问为112.4ms,过调量16%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120过30%的要求。功率反送,220220
术规范要求,直流系统控制保护性能得到了验证。
第31卷第lO期电网技术
35
3最后断路器跳闸功能的软、硬件补充完善
3.1最后断路器跳闸保护原理
直流系统正常运行时,如果突然发生逆变侧甩去全部交流负荷,从整流侧输送的电能将全部涌入逆变侧交流场的交流滤波器及其它电气设备,使交流场及其它部分电气设备产生非常高的过电压。如果没有任何过电压保护措施,交流电压瞬间升高,直流系统逆变侧控制器来不及调节,从而导致直流电压瞬间升高,交、直流侧产生短时过电压的同时还产生严重的波形畸变,危及换流站内电气设备。直流输电系统最后断路器跳闸保护是为逆变侧突
然甩去全部交流负荷而配置的一种保护措施,其保
护原理是:将导致切除全部交流负荷的断路器跳闸信息在该断路器跳开之前,先送至逆变侧直流极控保护系统闭锁直流。如果由于某种原因逆变侧直流极控保护系统在最后断路器跳闸之前没有收到最后断路器跳闸信息,则由后备交流过电压保护紧急停运直流系统。
3.2灵宝换流站最后断路器跳闸功能配置
灵宝换流站两侧交流进线均为单回交流线路,
330l(v侧经约83km线路与西北电网的罗敷变电站相联,220kv侧经约400m线路与华中电网的紫东变电站相联;在直流控制保护系统的两侧均配置了最后断路器跳闸功能【l91。
.
(1)当直流功率正送时,在灵宝换流站330kV侧和330kV线路对端站(罗敷变电站)均配置了最后断路器跳闸。灵宝换流站2套330kV线路保护、
330
kv母线差动保护及断路器失灵保护等均在保
护装置发出跳开断路器命令之前,先发一信号给直流控制保护系统来闭锁直流。罗敷站最后断路器跳闸信号通过安装在罗敷站的安稳装置发远跳直流系统的信号给灵宝换流站的安稳装置,灵宝换流站的安稳装置再发令闭锁直流系统。
(2)当直流功率反送时,在本站220kV侧和
220
l【V线路对端站(紫东变电站)均配置了最后断路
器跳闸功能。本站2套220kV线路保护、220kV母线差动保护及断路器失灵保护等均在保护装置发出跳开断路器命令之前,先发一信号给直流控制保护系统闭锁直流。紫东站最后断路器跳闸信号通过安装在紫东站的保护装置远传接口发远跳直流系统信号给灵宝换流站的保护装置,灵宝换流站的220kv保护装置再发令闭锁直流系统。
万
方数据3.3最后断路器跳闸功能的软、硬件补充完善3.3.1最后断路器跳闸试验情况简介
灵宝换流站最后断路器跳闸试验分为3个阶
段:①第l阶段是最后断路器跳闸分系统试验,补
充、完善了最后断路器跳闸信号的功能;②第2阶段是本站最后断路器跳闸试验,补充、完善了本站
最后断路器跳闸功能;③第3阶段是远方启动最后
断路器跳闸试验,补充、完善了灵宝换流站的交流线路对端站罗敷变电站和紫东变电站远方启动最后断路器跳闸功能。
3.3.2最后断路器跳闸分系统试验
(1)220kV侧紫东站交流线路保护最后断路器跳闸信息要经“本地判据”,多重判断后才允许远跳保护出口。为将紫东站的最后断路器跳闸信息及时准确地传至灵宝站,当220kV紫东站线路保护动作时,将保护装置发出的远跳灵宝换流站直流系统的信息修改经保护装置的“远传通道”直接送入灵宝直流极控制保护系统。
(2)330kV远方线路保护跳闸信号通过安稳装
置送至灵宝换流站,当罗敷站拉开出线开关、模拟断
路器偷跳时,灵宝换流站安稳装置没有收到对端断
路器跳闸信号,没有相应的直流闭锁指令。经检查发现罗敷侧安稳装置策略表还未设置相应的远跳换流站的功能,经过修改后罗敷站远传跳闸信息正常。在灵宝换流站330kV侧模拟罗灵线一套线路保护动作出口,启动最后一台断路器跳闸,发出极闭锁信号,但罗灵线失灵保护动作,330kV侧的母灵保护动作配合逻辑进行了修改。再次在灵宝换流kV侧(本站)进行最后一台断路器跳闸功能试(1)在罗敷站第一次模拟330kV罗灵线线路保kV侧进(2)在罗敷站模拟330l(v罗灵线线路保护动3.3.3本站最后断路器跳闸试验
线上全部开关跳开并锁定,保护动作不正确。经过对试验录波图的分析,最后断路器跳闸与失灵保护动作的配合逻辑存在问题,对最后断路器跳闸与失站330验,取得了成功。
3.3.4远方启动最后断路器跳闸试验
护动作,灵宝换流站安稳装置没有收到罗敷站跳闸信号,交流侧过电压Ⅱ段保护动作,跳开330线开关,直流系统闭锁,经查足由于罗敷站线路保护到安稳装置的压板未投,灵宝换流站未收到罗敷站线路保护信号,无法启动最后一台断路器跳闸功能。
作,从罗灵线罗敷侧线路开关跳开到灵宝换流站直
36
杨万开等:灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
VOI.31No.10
流系统发出极闭锁跳换流变开关信号的时间间隔约为55ms,最大暂态过电压1.4倍。经检查,原因为罗敷站安稳装置判断线路开关位置后才能送出保护出口信号,导致安稳装置延时送出保护信号。经过现场调试指挥部组织专家和厂家技术人员进行讨论后,决定将线路保护发出的信号直接送至安稳装置,同时将安稳装置开入量判断时间由20ms修改为10ms,再次进行试验,结果为罗灵线罗敷侧线路开关跳开到灵宝换流站直流系统发出极闭锁跳换流变开关信号的时间间隔约为26ms,最大暂态电压1.31倍。录波图如图5所示。
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图5功率正送时330kv侧最后
断路器跳闸(对端站)逆变侧波形
Fig.5
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(3)在紫东站模拟灵紫线线路保护动作出口,通过保护通道送到灵宝换流站,启动最后一台断路器跳闸,从灵紫线紫东侧线路开关跳开到灵宝换流站直流系统发出闭锁跳换流变开关信号的时问l、目J隔约为18ms,最大暂态电压幅值为1.36倍(见图6)。
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图6功率反送时220kV侧最后断路器跳闸(对端站)逆变侧波形Fig.6
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sidetrip-outandpOwertransmi“edin
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directioⅡ
从最后断路器跳闸试验结果来看,远方跳开交流进线开关与直流系统闭锁时间相差约30IIls,所产生的过电压属于暂态过电压,过电压幅值低于国标(或企业标准)要求,因此,逆变侧线路对端站最后断路器跳闸不会危及换流站电气系统设备的安全。
4换流站阀冷却变频器控制保护功能的完善
灵宝换流站阀水冷系统与三常、三广直流工程
万
方数据的阀水冷系统不同,内循环冷却采用水冷,外循环冷却采用风冷。
内冷却是指流经换流阀后的主循环冷却水在主循环泵动力作用下,通过电动三通阀流至室外热交换器冷却,将换流阀产生的热量散除,散除热量后的冷却水再次通过换流阀将换流阀产生的热量带走,然后直接回流至主循环泵入口。
外冷却是指置于室外实现循环冷却水的散热,采用强制风冷,风量调节可通过变频器调节风机的转速或投入运行的风机台数实现。
在调试中多次出现220kv侧外冷却风机变频器故障,水冷空气冷却器失去冗余冷却容量,光触
发阀水冷系统发停运直流命令,直流系统闭锁。经检查水冷风机变频器电源缺相报警,但实际电源并
未缺相,问题出白风机变频器供电电源。测量表明,变频器380V电源间断性瞬时电压不平衡度达到5%,而该变频器内部保护设计要求供电电源的瞬时电压不平衡度正常不应超过2%、短时不应超过4%,一旦瞬时电压不平衡度超标,变频器保护将动作跳闸。经过研究,将变频器电压不平衡度保护定值进行了修改(从2%改为5%)。从运行情况来看,定值修改后,风冷变频器没有再发生故障。
5结论
(1)按照自主编写的系统调试方案,通过调试试验,对国产设备进行了全面考核,顺利完成了系统调试,保证了工程的顺利投运。
(2)解决了换流站交流侧单一交流进线方式
下的交流侧单相瞬时接地故障问题。验证了直流系统故障后的恢复特性,直流输送功率方向为华中送
至西北时,330kV侧交流系统单相瞬时接地故障,直流功率恢复时间为101.2ms,过调量17%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120ms、过调量不超过30%的要求:直流输送功率方向为西北送至华中时,220kV侧交流系统单相瞬时接地故障,直流功率恢复时间为112.4ms,过调量16%,满足技术规范规定的恢复时间不超过120ms、过调量不超过30%的要求。
(3)完善了换流站逆变侧最后断路器跳闸功能,确保了换流站设备的安全、稳定运行。试验结果表明,换流站内220kV侧和330kV侧最后一台断路器跳闸满足技术规范中先闭锁直流,后跳开断路器的要求;罗敷站和紫东站远方跳开交流进线开关,跳开前先与直流系统闭锁时间30lns左右,所
第3l卷第10期
电网技术
37
产生的过电压属于暂态过电压,过电压幅值低于国标(或企业标准)要求,因此逆变侧线路对端站最后断路器跳闸不会危及换流站电气系统设备的安全。
(4)阀冷却变频器控制保护功能的完善确保了阀水冷系统的稳定运行,保证了直流系统稳定地输送功率。
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技术研究工作:
技术研究工作:
技术研究工作:
分析研究工作。
灵宝背靠背直流工程系统调试中的关键技术分析
作者:作者单位:刊名:英文刊名:年,卷(期):被引用次数:
杨万开, 王明新, 曾南超, 印永华, YANG Wan-kai, WANG Ming-xin, ZENG Nan-chao, YIN Yong-hua
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灵宝背靠背直流工程作为我国第一个联网背靠背直流输电工程,也是直流设备国产化的试验示范工程,工程的调试完全由国内技术力量完成,工程的建设和顺利投入运行,对直流工程国产化的发展具有指导意义.介绍了换流站和系统调试情况,包括换流站系统调试情况及结论、系统调试情况及结论、系统调试技术创新点、背靠背直流工程站系统和系统调试的经验总结和系统调试方案的优化.
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