[ 摘要] 800 kV 直流輸電工程的電壓等級高、輸送容量大, 出現故障時對交流系統的影響較大, 在電力系統中的地位非常重要, 對可靠性要求很高。因此, 分析影響直流系統可靠性的關鍵環節和關鍵設備, 研究提高直流輸電系統可靠性及可用率的措施, 在即將建設的800 kV 直流輸電工程中加以應用就顯得十分必要。在總結以往直流工程經驗的基礎上, 結合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,控制性能好等優點, 是目前世界上發達國家作為高電壓、大容量、長距離送電和異步聯網的重要手段。在我國也因"西電東送, 南北互供, 全國聯網"而成為電力建設的熱點。直流輸電工程是一個復雜的工程系統, 且多數情況下承擔大容量、遠距離輸電和聯網任務, 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。直流系統可靠性直接反映直流系統的系統設計、設備制造、工程建設以及運行等各個環節的水平。通過直流系統可靠性分析, 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。本文在總結以往直流工程經驗的基礎上, 結合800 kV特高壓直流輸電工程實際情況, 從工程實際角度出發, 提出了提高特高壓直流輸電系統可靠性及可用率的具體措施。

1 直流系統的可靠性指標介紹

可靠性是一個系統無故障連續運行能力的一種考量。直流輸電工程的可靠性是指在規定的系統條件和環境條件下, 在規定的時間內傳輸一定能量的能力。直流輸電系統的可靠性指標總計超過10項, 這里只介紹停運次數、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: 包括由于系統或設備故障引起的強迫停運次數。對于常用的雙極直流輸電系統, 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, 停運次數還可以統計到換流器停運。不同的停運代表對系統不同水平的擾動。降額等效停運小時: 直流輸電系統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: 將降額運行持續時間乘以一個系數, 該系數為降額運行輸送損失的容量與系統最大連續可輸送電容量之比。

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

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

以上可靠性指標是衡量直流輸電系統可靠性的主要技術指標。

2 影響直流輸電系統可靠性指標的主要因素直流輸電系統整體的可靠性是和組成整個系統的各個元件、系統的接線方式、控制保護、運行方式息息相關的。在對以往的直流輸電工程可靠性分析的基礎上可以看到影響直流輸電系統可靠性的因素主要有以下幾個。

2.1 控制保護系統

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節, 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合系統的運行要求, 也就是說直流輸電系統的性能,極大地依賴于它的控制系統。提高控制系統的可靠性是提高直流輸電系統可靠性的關鍵。提高直流輸電控制系統可靠性的首要任務就是加強自檢覆蓋率和準確率、采用多重化和分布式設計; 克服目前換流技術易換相失敗的弊病, 避免多回直流落點相對集中時威脅極大的換相失敗; 發展遠方控制或無人值守的控制保護和通信技術, 提高效率、增強統一調度和各直流工程間的協調配合, 進一步加強系統穩定性[2]。

2.2 換流站主接線

現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 個交流側電壓相位差30的6 脈動換流單元在直流側串聯而在交流側并聯所組成的, 換流變閥側繞組, 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; 型式3, 每極由多個12脈動閥組并聯; 型式4, 每極由多個12 脈動閥組串聯和并聯的組合。

從系統可靠性及系統可用率看, 型式1 兩端換流站整個雙極系統兩極兩端的4 個換流單元, 任何一個因故障停運, 將使系統損失一半輸送能力; 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量, 在不考慮配套的換流變壓器和開關的故障率的情況下, 極換流器故障次數增加很少。而且, 可以減少檢修次數和時間。因此, 即使考慮增加設備的故障率, 系統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換流器的接線方式, 結合換流變的制造、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/。

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

( 3) 3 臺單相三繞組變壓器, 接線型式為Y/Y/。

( 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/。

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, 應優先采用類型( 1)以提高系統的可靠性及可用率。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。

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2.4 500 kV 交流濾波器分組及接線

根據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。國內大多數直流輸電工程采用可靠性高且投切靈活的方案( 1) 。

2.5 主要設備對直流輸電系統可靠性的影響

2.5.1 換流器

換流器的故障分為如下3 類:

閥的觸發失敗和誤導通, 是由控制和觸發設備的各種故障造成的。這些故障發生在逆變側的概率更高, 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完成。

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

2.5.2 交流系統

(1) 三相短路故障

若故障發生在整流側, 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, 系統可以降低功率繼續運行。

(3) 交流濾波器

據統計, 濾波回路中電容器的故障率與時間有關, 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

直流線路故障比內部短路更為頻繁, 現今幾條重要高壓直流輸電系統的運行經驗表明, 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

由于不會觸發跳閘信號, 控制設備故障對傳輸系統沒有直接影響, 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 開關設備

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

3 高壓直流輸電系統的可靠性評估

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) 對有旁路開關回路接線, 任意一個12 脈動換流單元發生故障都可以獨立退出而不影響其他設備的正常運行, 且不考慮設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) 考慮設備維護時發生故障情況。( 5) 考慮設備安裝過程。( 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。直流側的濾波器、平波電抗器等設備可等效為一個極設備元件。

EDSA 是一面向電力工程應用的專業軟件。它主要由2 部分構成: 一是系統仿真圖形繪制, 二是專業計算仿真分析。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、變電站進行評估, 采用狀態空間模型對設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、停運持續時間、可靠度、年停電損失等。在此基礎上可進一步計算得到其他可靠性指標。

3.1 可靠性數據和主要的計算結果

通過EDSA 對換流站主接線的可靠性進行了計算。通過綜合分析國內運行數據及國外設備可靠性數據, 本計算采用表1 中數據作為計算依據。

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

3.2 參數靈敏度分析

(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) 。

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3.3 運行中的直流輸電系統可靠性分析

2004 年江城直流、貴廣直流輸電系統相繼投入運行, 目前我國在運的高壓直流輸電系統已達到5條, 總輸送容量13 000MW, 2004 年全年輸送電量460.99 億kW&middot;h, 直流輸電已經成為網間電力交換的主要方式[7]。2004 年葛南直流輸電系統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影響可靠性指標的因素。2004 年度葛南直流系統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&middot;h, 能量利用率達到60.19%, 對緩解華東地區的缺電局面起到了重要作用。2004 年葛南系統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得到了明顯降低, 全年僅為1 次( 2003 年為3次) 。對系統的影響主要是由于計劃停運造成, 系統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。

從上面的數據綜合比較可以看出對系統能量可用率影響較大的是換流站中的非設備因素, 在表9中歸結為"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指標的第2位原因, 另外直流線路的影響也應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; 采取合理的結構設計, 如模塊化、開放式等; 廣泛采用冗余的概念, 如控制保護系統、水冷系統的并行冗余和晶閘管的串行冗余等; 加強設備狀態監視和設備自檢功能等。

通過對直流輸電系統可靠性指標的分析和對實際運行的直流輸電系統可靠性分析, 可以看出, 為了提高系統的可用率, 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備如換流閥、換流變壓器、平波電抗器、直流場設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, 大部分與設備本身的設計與制造缺陷有關, 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, 應要求制造廠嚴把質量關, 提高產品質量, 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總結分析以往直流工程經驗, 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多, 出現故障時搬運備用換流變時間會較長, 因此, 應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

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

4.3 避免控制保護系統死機現象

以往曾有直流輸電工程出現死機現象, 降低了控制保護系統的可靠性。對于特高壓直流輸電系統,控制保護系統更加復雜, 應總結以往直流輸電工程經驗, 提高控制保護系統的運行穩定性, 避免發生死機現象。

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 提高直流場設備的耐污穢能力

國內已建設的直流輸電工程大多定期對直流場設備采取涂刷RTV 的措施以提高設備的耐污穢能力。800 kV 特高壓直流輸電工程若采用戶外直流場, 直流場高壓設備爬距將很大, 設備高度將很高,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, 在電力系統中位置非常重要, 對可靠性要求高, 為提高直流場設備的耐污穢能力, 可考慮采用戶內直流場。

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, 低壓供電系統采用分區供電方案。對于800 kV 特高壓直流換流站, 國際上尚無先例,閥廳數量及換流變數量是常規500 kV 直流換流站的2 倍, 研究站用電的接入方案和站內的站用電接線方式、設備配置就顯得十分重要。

4.7 優化設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, 應合理設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,從而提高系統可靠性及可用率。

4.8 優化設計備用換流變布置位置及轉向方案

備用換流變的位置及轉向方案對檢修時減少停電時間、減少停電損失至關重要, 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 合理選擇設計風速及地震設防烈度

特高壓直流工程投資大, 輸送容量大, 在系統中位置十分重要, 這就對安全可靠性提出了更高的要求。無疑, 提高設計風速及地震設防烈度取值是提高安全可靠性的措施, 但相應會增加工程投資。為此,應研究采用不同的風速、地震強度等設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

工程設計及運行管理中, 應高度重視防火, 堅決杜絕火災事故。

5 參考文獻

1 趙畹君, 謝國恩, 曾南超, 陶瑜, 劉澤洪.高壓直流輸電工程技術.中國電力出版社, 2004 年8 月

2 陶瑜, 龍英, 韓偉.高壓直流輸電控制保護技術的發展與現狀.高電壓技術, 2004, 30( 11) : 8～10

3 浙江大學發電教研組直流輸電科研組.直流輸電.北京: 電力出版社, 1982

4 艾琳, 陳為化.高壓直流輸電線路行波保護判據的研究.繼電器,2003,31(10):41~44.

5 Mallat S, HwangWL. Singularity detection and processingwith wavelets.IEEE Transaction on Information Theory,1992,38(2):617~643

6 Mallat S, Zhong S. characterization of Signal fromMulti- scale Edges .IEEE Trans on Pattern Analysis andMachine Intelligence, 1992, 14(7)

7 余建國, 彭飽書, 等. 現代高壓直流輸電技術在南方電網的應用.南方電網技術研究, 2005, 1( 1) : 9～27.

8 胡銘, 田杰, 李海英, 等.高壓直流輸電控制保護系統國產化研究及其應用. 中國科協2004 年學術年會電力分會場暨中國電機工程學會2004 年學術年會論文集, 2004: 743～747

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