[ 摘要] ±800 kV 直流輸電工程的電壓等級高、輸送容量大, 出現(xiàn)故障時對交流系統(tǒng)的影響較大, 在電力系統(tǒng)中的地位非常重要, 對可靠性要求很高。因此, 分析影響直流系統(tǒng)可靠性的關(guān)鍵環(huán)節(jié)和關(guān)鍵設(shè)備, 研究提高直流輸電系統(tǒng)可靠性及可用率的措施, 在即將建設(shè)的±800 kV 直流輸電工程中加以應(yīng)用就顯得十分必要。在總結(jié)以往直流工程經(jīng)驗的基礎(chǔ)上, 結(jié)合±800 kV 特高壓直流輸電工程實際情況, 提出提高特高壓直流輸電系統(tǒng)可靠性及可用率的措施。

0 引言

高壓直流輸電具有傳輸功率大, 線路造價低,控制性能好等優(yōu)點, 是目前世界上發(fā)達國家作為高電壓、大容量、長距離送電和異步聯(lián)網(wǎng)的重要手段。在我國也因“西電東送, 南北互供, 全國聯(lián)網(wǎng)”而成為電力建設(shè)的熱點。直流輸電工程是一個復雜的工程系統(tǒng), 且多數(shù)情況下承擔大容量、遠距離輸電和聯(lián)網(wǎng)任務(wù), 尤其對于±800 kV 直流輸電工程而言, 其電壓等級高、輸送容量大, 在電力系統(tǒng)中的地位十分重要, 因此對直流輸電工程的可靠性要求很高。直流系統(tǒng)可靠性直接反映直流系統(tǒng)的系統(tǒng)設(shè)計、設(shè)備制造、工程建設(shè)以及運行等各個環(huán)節(jié)的水平。通過直流系統(tǒng)可靠性分析, 可以提出改善工程可靠性的具體措施, 對新建工程提出合理的指標要求。本文在總結(jié)以往直流工程經(jīng)驗的基礎(chǔ)上, 結(jié)合±800 kV特高壓直流輸電工程實際情況, 從工程實際角度出發(fā), 提出了提高特高壓直流輸電系統(tǒng)可靠性及可用率的具體措施。

1 直流系統(tǒng)的可靠性指標介紹

可靠性是一個系統(tǒng)無故障連續(xù)運行能力的一種考量。直流輸電工程的可靠性是指在規(guī)定的系統(tǒng)條件和環(huán)境條件下, 在規(guī)定的時間內(nèi)傳輸一定能量的能力。直流輸電系統(tǒng)的可靠性指標總計超過10項, 這里只介紹停運次數(shù)、降額等效停運小時、能量可用率、能量利用率等4 項主要可靠性指標[1]。

停運次數(shù): 包括由于系統(tǒng)或設(shè)備故障引起的強迫停運次數(shù)。對于常用的雙極直流輸電系統(tǒng), 可分為單極停運, 以及由于同一原因引起的2 個極同時停運的雙極停運。對于每個極有多個獨立換流器的直流輸電系統(tǒng), 停運次數(shù)還可以統(tǒng)計到換流器停運。不同的停運代表對系統(tǒng)不同水平的擾動。降額等效停運小時: 直流輸電系統(tǒng)由于全部或者部分停運或某些功能受損, 使得輸送能力低于額定功率稱為降額運行。

降額等效停運小時是: 將降額運行持續(xù)時間乘以一個系數(shù), 該系數(shù)為降額運行輸送損失的容量與系統(tǒng)最大連續(xù)可輸送電容量之比。

能量可用率: 衡量由于換流站設(shè)備和輸電線路(含電纜)強迫和計劃停運造成能量傳輸量限制的程度, 數(shù)學上定義為統(tǒng)計時間內(nèi)直流輸電系統(tǒng)各種狀態(tài)下可傳輸容量乘以對應(yīng)持續(xù)時間的總和與最大允許連續(xù)傳輸容量乘以統(tǒng)計時間的百分比。

能量利用率: 指統(tǒng)計時間內(nèi)直流輸電系統(tǒng)所輸送的能量與額定輸送容量乘以統(tǒng)計時間之比。

以上可靠性指標是衡量直流輸電系統(tǒng)可靠性的主要技術(shù)指標。

2 影響直流輸電系統(tǒng)可靠性指標的主要因素

直流輸電系統(tǒng)整體的可靠性是和組成整個系統(tǒng)的各個元件、系統(tǒng)的接線方式、控制保護、運行方式息息相關(guān)的。在對以往的直流輸電工程可靠性分析的基礎(chǔ)上可以看到影響直流輸電系統(tǒng)可靠性的因素主要有以下幾個。

2.1 控制保護系統(tǒng)

高壓直流輸電與交流輸電相比較的一個顯著特點是可以通過對兩端換流站的快速調(diào)節(jié), 控制直流線路輸送功率的大小和方向, 以滿足整個交直流聯(lián)合系統(tǒng)的運行要求, 也就是說直流輸電系統(tǒng)的性能,極大地依賴于它的控制系統(tǒng)。提高控制系統(tǒng)的可靠性是提高直流輸電系統(tǒng)可靠性的關(guān)鍵。提高直流輸電控制系統(tǒng)可靠性的首要任務(wù)就是加強自檢覆蓋率和準確率、采用多重化和分布式設(shè)計; 克服目前換流技術(shù)易換相失敗的弊病, 避免多回直流落點相對集中時威脅極大的換相失敗; 發(fā)展遠方控制或無人值守的控制保護和通信技術(shù), 提高效率、增強統(tǒng)一調(diào)度和各直流工程間的協(xié)調(diào)配合, 進一步加強系統(tǒng)穩(wěn)定性[2]。

2.2 換流站主接線

現(xiàn)代高壓直流工程中均采用12 脈動換流器作為基本換流單元, 以減少換流站所設(shè)置的特征諧波濾波器。每個12 脈動換流單元通常由2 個交流側(cè)電壓相位差30°的6 脈動換流單元在直流側(cè)串聯(lián)而在交流側(cè)并聯(lián)所組成的, 換流變閥側(cè)繞組, 一個是Y接線, 一個是△接線。換流閥通常有以下幾種接線型式( 圖1) : 型式1, 每極1 個12 脈動閥組; 型式2, 每極由多個12 脈動閥組串聯(lián); 型式3, 每極由多個12脈動閥組并聯(lián); 型式4, 每極由多個12 脈動閥組串聯(lián)和并聯(lián)的組合。

從系統(tǒng)可靠性及系統(tǒng)可用率看, 型式1 兩端換流站整個雙極系統(tǒng)兩極兩端的4 個換流單元, 任何一個因故障停運, 將使系統(tǒng)損失一半輸送能力; 型式2 每個換流單元可以單獨控制, 實現(xiàn)不平衡運行, 任一個換流單元因故障退出運行, 僅失去25%的可用率。如果可控硅元件的制造水平可以滿足每個極1個換流單元的要求, 那么, 分成2 個換流單元后, 不會大量增加元件數(shù)量, 在不考慮配套的換流變壓器和開關(guān)的故障率的情況下, 極換流器故障次數(shù)增加很少。而且, 可以減少檢修次數(shù)和時間。因此, 即使考慮增加設(shè)備的故障率, 系統(tǒng)的可用率還是相對增加,可靠性增強。

2.3 換流變主接線

換流變壓器的接線方式主要是根據(jù)換流器的接線方式, 結(jié)合換流變的制造、安裝和運輸能力確定每個換流單元所對應(yīng)的換流變壓器類型及接線。每個換流單元連接的換流變壓器的類型有以下幾種[3]:

( 1) 1 臺三相三繞組變壓器, 接線型式為Y/Y/Δ。

( 2) 2 臺三相雙繞組變壓器, 一臺為Y/Y 型接線, 另一臺為Y/Δ接線。

( 3) 3 臺單相三繞組變壓器, 接線型式為Y/Y/Δ。

( 4) 6 臺單相雙繞組變壓器, 其中3 臺接線型式為Y/Y, 另外3 臺接線型式為Y/Δ。

從可靠性及可用率角度看, 假定不同類型的換流變壓器的故障率和平均修理時間是相同的, 則由于采用三相三繞組變壓器臺數(shù)最少, 因此對于一個換流單元, 它的能量可用率和可靠性最高。換流變壓器的4 種類型接線中, 類型( 1) 可靠性最高, 類型( 2)及( 3) 次之, 類型( 4) 較低。因此, 在換流變的制造、安裝和運輸能力具備的條件下, 應(yīng)優(yōu)先采用類型( 1)以提高系統(tǒng)的可靠性及可用率。對于±800 kV 特高壓直流輸電工程, 換流變電壓等級高、容量大, 考慮到換流變的制造、安裝和運輸能力, 采用以上類型( 1) 、( 2) 或( 3) 均具有相當大的難度, 采用類型( 4) 是最為現(xiàn)實的, 因此, 為提高±800 kV 特高壓直流輸電工程的可靠性和可用率, 要求這種變壓器有較低的故障率和較少的修理時間。

2.4 500 kV 交流濾波器分組及接線

根據(jù)目前直流工程的研究成果, 交流濾波器組可能的接線方案有: ( 1) 交流濾波器分成四大組接入3/2 斷路器接線串中; ( 2) 交流濾波器小組直接接母線; ( 3) 交流濾波器分成兩大組, T 接每極換流變壓器; ( 4) 交流濾波器小組直接接入3/2 斷路器接線串中。從可靠性角度看, 方案( 4) 可靠性最高; 方案( 1)可靠性較方案( 4) 稍低, 該方案濾波器投切靈活, 且便于兩極間的相互備用, 適應(yīng)性好; 方案( 2) 接線會降低主母線的可靠性; 方案( 3) 為交流濾波器按極配置, 在國外一些工程中有運用, 其主要缺點是不便于交流濾波器兩極間的相互備用, 而且增加了換流變壓器進線故障的幾率。從可靠性角度看, 首推方案( 4) , 但其投資太大, 目前很少采用。國內(nèi)大多數(shù)直流輸電工程采用可靠性高且投切靈活的方案( 1) 。

2.5 主要設(shè)備對直流輸電系統(tǒng)可靠性的影響

2.5.1 換流器

換流器的故障分為如下3 類:

閥的觸發(fā)失敗和誤導通, 是由控制和觸發(fā)設(shè)備的各種故障造成的。這些故障發(fā)生在逆變側(cè)的概率更高, 并將導致更為嚴重的后果。

換相失敗, 是由于外部交流或直流電路條件的變化, 加之逆變器熄弧角預置控制不當造成的。交流電壓偏低, 直流電流偏大, 都可能使得換相不能在足夠的時間內(nèi)完成。

換流站內(nèi)部短路, 此故障非常少見, 起因可能是接地開關(guān)誤操作, 或絕緣老化和避雷器失效。

2.5.2 交流系統(tǒng)

(1) 三相短路故障

若故障發(fā)生在整流側(cè), 則不需要采取特殊的控制措施, 而離逆變器足夠近的故障將造成換相失敗。

(2) 不對稱故障

故障時, 通過一系列操作進行故障隔離后, 系統(tǒng)可以降低功率繼續(xù)運行。

(3) 交流濾波器

據(jù)統(tǒng)計, 濾波回路中電容器的故障率與時間有關(guān), 用于可用度計算的故障率為一年0.2%, 但期望值為0.05%, 保證值為0.1%。濾波器分組的停運不會導致強迫極停運, 或電能傳輸中斷。因此濾波器對可靠度影響極小。

2.5.3 直流線路

直流線路故障比內(nèi)部短路更為頻繁, 現(xiàn)今幾條重要高壓直流輸電系統(tǒng)的運行經(jīng)驗表明, 直流架空線接地故障是強迫停運的主要原因[4~6]。直流架空線故障的原因有雷擊、滑坡、植物、風等。直流濾波器故障不會造成強迫極停運。

2.5.4 控制和保護系統(tǒng)

由于不會觸發(fā)跳閘信號, 控制設(shè)備故障對傳輸系統(tǒng)沒有直接影響, 因而不加考慮。但為了防止備用耗盡, 控制和保護系統(tǒng)必須是“熱維修”,“維修”包括故障電路板或插件的替換, 且沒有額外的延時。

2.5.5 開關(guān)設(shè)備

計算開關(guān)設(shè)備的可用度時, 較為困難的是如何計算隔離開關(guān)的故障率。一方面, 絕大多數(shù)故障出現(xiàn)于配件箱和驅(qū)動系統(tǒng), 然而這些故障并不會在正常運行時引發(fā)極停運, 因為此時不需要隔離開關(guān)動作。另一方面, 當出現(xiàn)開關(guān)命令而隔離開關(guān)無法遙控時,仍有可能用手動方式執(zhí)行開關(guān)命令, 因而要區(qū)別隔離開關(guān)的靜態(tài)故障率和動態(tài)故障率。動態(tài)故障率是隔離開關(guān)作為一個部件時的故障率; 而低得多的靜態(tài)故障率只計及引起極停運的故障, 如引發(fā)接地故障的瓷套或焊點破裂。計算極停運時, 要考慮開關(guān)設(shè)備的靜態(tài)和動態(tài)故障率。

3 高壓直流輸電系統(tǒng)的可靠性評估

特高壓換流站可靠性評估中, 主要考慮以下因素: ( 1) 考慮到設(shè)備實際運行情況, 模型僅包含雙極正常運行、單極金屬回路、單極大地回路運行方式。( 2) 對有旁路開關(guān)回路接線, 任意一個12 脈動換流單元發(fā)生故障都可以獨立退出而不影響其他設(shè)備的正常運行, 且不考慮設(shè)備過載運行允許增供的容量。但是當6 脈動橋故障退出運行時, 與之組成12 脈動換流單元的剩余橋必須同時退出。( 3) 忽略三重及三重以上故障事件。( 4) 考慮設(shè)備維護時發(fā)生故障情況。( 5) 考慮設(shè)備安裝過程。( 6) 由于正常運行中, 刀閘S, Sp 均不動作, 故不考慮其故障影響。直流側(cè)的濾波器、平波電抗器等設(shè)備可等效為一個極設(shè)備元件。

EDSA 是一面向電力工程應(yīng)用的專業(yè)軟件。它主要由2 部分構(gòu)成: 一是系統(tǒng)仿真圖形繪制, 二是專業(yè)計算仿真分析。從功能上看, EDSA 可以完成各種形式的短路計算、潮流計算、暫態(tài)分析、諧波分析和可靠性分析等諸多方面, 并提供了豐富的幫助文件。其中, 可靠性可以對配電系統(tǒng)、變電站進行評估, 采用狀態(tài)空間模型對設(shè)定的可靠性模型進行分析計算。通過EDSA 可靠性計算, 可以直接得到某一負荷點的年故障次數(shù)、停運持續(xù)時間、可靠度、年停電損失等。在此基礎(chǔ)上可進一步計算得到其他可靠性指標。

3.1 可靠性數(shù)據(jù)和主要的計算結(jié)果

通過EDSA 對換流站主接線的可靠性進行了計算。通過綜合分析國內(nèi)運行數(shù)據(jù)及國外設(shè)備可靠性數(shù)據(jù), 本計算采用表1 中數(shù)據(jù)作為計算依據(jù)。

采用EDSA 可靠性軟件包對雙極12 脈動換流單元串聯(lián)情況進行了計算, 結(jié)果如表2、3。

3.2 參數(shù)靈敏度分析

(1) 換流變故障率靈敏度( 表4) 。

(2) 換流變修復時間靈敏度( 表5) 。

(3) 橋閥故障率靈敏度( 表6) 。

(4) 橋閥修復時間靈敏度( 表7) 。

3.3 運行中的直流輸電系統(tǒng)可靠性分析

2004 年江城直流、貴廣直流輸電系統(tǒng)相繼投入運行, 目前我國在運的高壓直流輸電系統(tǒng)已達到5條, 總輸送容量13 000MW, 2004 年全年輸送電量460.99 億kW·h, 直流輸電已經(jīng)成為網(wǎng)間電力交換的主要方式[7]。2004 年葛南直流輸電系統(tǒng)長期在額定功率下運行, 送電功率及送電電量均達到了歷史最高水平。下面以在運的葛南直流輸電工程為例, 具體分析其可靠性指標并總結(jié)影響可靠性指標的因素。2004 年度葛南直流系統(tǒng)送電功率和輸送電量達到了歷史最好水平, 共輸送電量63.45 億kW·h, 能量利用率達到60.19%, 對緩解華東地區(qū)的缺電局面起到了重要作用。2004 年葛南系統(tǒng)的各項運行指標都達到了一個較高的水平, 特別是雙極非計劃停運次數(shù)得到了明顯降低, 全年僅為1 次( 2003 年為3次) 。對系統(tǒng)的影響主要是由于計劃停運造成, 系統(tǒng)總的能量不可用率為17.448%, 而計劃能量不可用率就達到16.983%。見表8。

說明影響葛南直流輸電可靠性的原因主要有以下幾類, 見表9 所示。

從上面的數(shù)據(jù)綜合比較可以看出對系統(tǒng)能量可用率影響較大的是換流站中的非設(shè)備因素, 在表9中歸結(jié)為“其他”, 其中年度大修成為影響指標的主要因素, 影響全年能量可用率達到16.665 個百分點。控制及保護和直流線路是影響系統(tǒng)指標的第2位原因, 另外直流線路的影響也應(yīng)引起各運行單位的重視。

4 提高直流輸電工程可靠性措施

所有提高常規(guī)直流輸電可靠性的措施對于提高特高壓直流輸電的可靠性依然有效, 并且要進一步予以加強。主要包括: 降低元部件故障率; 采取合理的結(jié)構(gòu)設(shè)計, 如模塊化、開放式等; 廣泛采用冗余的概念, 如控制保護系統(tǒng)、水冷系統(tǒng)的并行冗余和晶閘管的串行冗余等; 加強設(shè)備狀態(tài)監(jiān)視和設(shè)備自檢功能等。

通過對直流輸電系統(tǒng)可靠性指標的分析和對實際運行的直流輸電系統(tǒng)可靠性分析, 可以看出, 為了提高系統(tǒng)的可用率, 必須從降低元部件故障率和縮短故障停運時間2 方面著手。具體介紹如下:

4.1 降低元部件故障率

元部件的故障率對系統(tǒng)的可靠性及可用率影響很大, 尤其是換流站中的很多重要設(shè)備如換流閥、換流變壓器、平波電抗器、直流場設(shè)備以及交流濾波器等。如在葛南直流輸電工程的停運事故中, 大部分與設(shè)備本身的設(shè)計與制造缺陷有關(guān), 如平波電抗器、交直流濾波器電容器等的損壞就是如此。因此, 應(yīng)要求制造廠嚴把質(zhì)量關(guān), 提高產(chǎn)品質(zhì)量, 努力降低元部件故障率。針對以往直流工程交流濾波電容器及直流濾波電容器故障率高的情況, 在特高壓直流輸電工程中應(yīng)總結(jié)分析以往直流工程經(jīng)驗, 降低交流濾波電容器及直流濾波電容器故障率。另外, 特高壓直流換流站換流變壓器臺數(shù)多, 出現(xiàn)故障時搬運備用換流變時間會較長, 因此, 應(yīng)努力降低換流變壓器的故障率, 減少使用備用換流變壓器的情況。

4.2 冗余與多重化

控制保護系統(tǒng)采用冗余與多重化全都采用多重化設(shè)計, 當工作中的通道發(fā)生故障時, 處于熱備用狀態(tài)的通道自動切換到工作狀態(tài), 不影響功率的正常輸送, 從而提高系統(tǒng)的可靠性和可用率[8]。另外, 和常規(guī)換流站一樣, 特高壓直流換流站中可控硅數(shù)量也應(yīng)考慮一定比例的冗余。

4.3 避免控制保護系統(tǒng)死機現(xiàn)象

以往曾有直流輸電工程出現(xiàn)死機現(xiàn)象, 降低了控制保護系統(tǒng)的可靠性。對于特高壓直流輸電系統(tǒng),控制保護系統(tǒng)更加復雜, 應(yīng)總結(jié)以往直流輸電工程經(jīng)驗, 提高控制保護系統(tǒng)的運行穩(wěn)定性, 避免發(fā)生死機現(xiàn)象。

4.4 選擇合適的電氣接線

在直流換流站中, 電氣接線包括閥組接線、換流變壓器接線、直流場接線、交流濾波器組接線、交流場接線等。如前所述, 各部分不同的接線型式可靠性不同, 要對設(shè)備制造、運輸、投資以及可靠性進行綜合比較, 選擇合適的電氣接線。

4.5 提高直流場設(shè)備的耐污穢能力

國內(nèi)已建設(shè)的直流輸電工程大多定期對直流場設(shè)備采取涂刷RTV 的措施以提高設(shè)備的耐污穢能力。±800 kV 特高壓直流輸電工程若采用戶外直流場, 直流場高壓設(shè)備爬距將很大, 設(shè)備高度將很高,這給涂刷工作帶來了困難, 涂刷時間將更長。而涂刷時需停電進行, 這就降低了直流系統(tǒng)的可用率, 而且, 特高壓直流輸電工程輸送容量大, 在電力系統(tǒng)中位置非常重要, 對可靠性要求高, 為提高直流場設(shè)備的耐污穢能力, 可考慮采用戶內(nèi)直流場。

4.6 提高站用電可靠性

站用電對直流輸電工程可靠性起著關(guān)鍵的作用, 換流站一旦失去站用電, 將造成直流雙極閉鎖。提高站用電可靠性包括2 個方面, 分別是站用電源的可靠性和站用電接線的可靠性。提高站用電源可靠性可采用在站內(nèi)交流場引接站用降壓變壓器方案或采用分裂變壓器方案。提高站用電接線的可靠性可采用分段接線, 低壓供電系統(tǒng)采用分區(qū)供電方案。對于±800 kV 特高壓直流換流站, 國際上尚無先例,閥廳數(shù)量及換流變數(shù)量是常規(guī)±500 kV 直流換流站的2 倍, 研究站用電的接入方案和站內(nèi)的站用電接線方式、設(shè)備配置就顯得十分重要。

4.7 優(yōu)化設(shè)計換流變的搬運及軌道布置

±800 kV 級換流變運輸尺寸大, 需要的搬運空間大, 搬運時間較長, 應(yīng)合理設(shè)計換流變的搬運及軌道布置, 使得搬運換流變方便、快捷, 縮短搬運時間,從而提高系統(tǒng)可靠性及可用率。

4.8 優(yōu)化設(shè)計備用換流變布置位置及轉(zhuǎn)向方案

備用換流變的位置及轉(zhuǎn)向方案對檢修時減少停電時間、減少停電損失至關(guān)重要, 當工作換流變壓器需要檢修時, 如何快捷、迅速地將備用換流變運至工作換流變壓器的位置, 需要重點研究。

4.9 合理選擇設(shè)計風速及地震設(shè)防烈度

特高壓直流工程投資大, 輸送容量大, 在系統(tǒng)中位置十分重要, 這就對安全可靠性提出了更高的要求。無疑, 提高設(shè)計風速及地震設(shè)防烈度取值是提高安全可靠性的措施, 但相應(yīng)會增加工程投資。為此,應(yīng)研究采用不同的風速、地震強度等設(shè)計條件對造價的影響, 對敏感性進行分析, 找到最佳的匹配方案。

4.10 防火

工程設(shè)計及運行管理中, 應(yīng)高度重視防火, 堅決杜絕火災(zāi)事故。

5 參考文獻

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