吳長洪

（華能瀾滄江水電股份有限公司集控中心，云南 昆明 650214）

小灣電廠孤島運(yùn)行相關(guān)技術(shù)問題探討

吳長洪

（華能瀾滄江水電股份有限公司集控中心，云南 昆明 650214）

楚穗直流孤島運(yùn)行特性復(fù)雜，屬國內(nèi)首次。根據(jù)南方電網(wǎng)±800 kV楚穗直流孤島調(diào)試安排，小灣電廠2010年10月～2013年7月，歷時近3年，配合南網(wǎng)總調(diào)進(jìn)行了6個階段孤島試驗，共完成61項試驗項目，同步進(jìn)行了大量設(shè)備改造，以適應(yīng)孤島運(yùn)行要求。本文主要闡述了孤島運(yùn)行方式的概念、孤島方式安排原則、孤島系統(tǒng)的電壓及功率調(diào)整方法、孤島運(yùn)行的事故處理、風(fēng)險分析等。小灣電廠采用孤島運(yùn)行方式，將大大提高云電外送能力。

孤島；電壓控制；頻率

0 概述

小灣水電站位于云南省大理州南澗縣與臨滄市鳳慶縣交界的瀾滄江中游河段，距昆明公路里程為455 km，是瀾滄江中下游水電規(guī)劃“兩庫八級”中的第二級，上游為功果橋水電站，下游為漫灣水電站。小灣水電站總裝機(jī)容量420萬kW，共6臺機(jī)組，單機(jī)容量70萬kW，保證出力185.4萬kW，年保證發(fā)電量190億kW·h。2010年8月6臺機(jī)組全部投產(chǎn)。瀾滄江集控中心配合小灣電廠在南網(wǎng)總調(diào)的指揮下，歷時近3年，完成了全部孤島試驗。根據(jù)南網(wǎng)安排，小灣電廠“聯(lián)網(wǎng)”、“孤島”兩種運(yùn)行方式均作為正常運(yùn)行方式。

1 運(yùn)行方式

1.1 聯(lián)網(wǎng)方式

圖1 聯(lián)網(wǎng)方式示意圖

指楚穗直流系統(tǒng)與主網(wǎng)交流系統(tǒng)采用并聯(lián)運(yùn)行的方式。聯(lián)網(wǎng)方式安排楚雄換流站、和平站、小灣電廠、金安橋電廠500 kV出線保持全接線運(yùn)行，小灣電廠、金安橋電廠、和平站內(nèi)500 kV開關(guān)保持合環(huán)運(yùn)行。如圖1所示。

1.2 孤島方式

孤島方式是指楚雄換流站與臨近的廠站和線路構(gòu)成獨(dú)立小系統(tǒng)，斷開與主網(wǎng)交流系統(tǒng)聯(lián)系的運(yùn)行方式。在工程設(shè)計階段，孤島方式包括5線和4線兩種接線方式，因4線方式孤島系統(tǒng)極弱、存在功率振蕩等問題，尚需進(jìn)一步研究和調(diào)試驗證，暫不具備運(yùn)行條件，目前僅安排5線運(yùn)行方式。

（1）全廠孤島方式

小灣電廠500 kV開關(guān)保持合環(huán)運(yùn)行，500 kV小和線與和楚甲線在和平站內(nèi)配串，全部機(jī)組通過小楚雙線和小和線-和楚甲線接入楚雄換流站。如圖2所示。

圖2 全廠孤島方式示意圖

（2）分廠孤島方式

指小灣電廠部分機(jī)組進(jìn)入孤島方式運(yùn)行，其余機(jī)組接入云南交流電網(wǎng)的運(yùn)行方式。根據(jù)調(diào)度安排，小灣電廠分廠孤島暫安排一種形式，即1號、2號機(jī)組接入云南交流電網(wǎng)，3號～6號機(jī)組進(jìn)入孤島方式運(yùn)行。如圖3所示。

圖3 分廠孤島方式示意圖

2 孤島方式安排原則

楚穗直流聯(lián)網(wǎng)、孤島兩種運(yùn)行方式均作為正常運(yùn)行方式。在楚穗直流輸電系統(tǒng)和小灣、金安橋電廠一、二次設(shè)備正常運(yùn)行的基礎(chǔ)上，綜合考慮系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險、送電能力、水能綜合利用等方面的因素，聯(lián)網(wǎng)、孤島方式安排具體如下：

2.1 水能綜合利用

云南電力總體供大于求，汛期將出現(xiàn)較大的水電富余。在汛期初始階段，為充分發(fā)揮小灣電廠水庫調(diào)蓄作用，減少中小水電棄水量，小灣電廠出力受流域優(yōu)化限制，楚穗直流根據(jù)具體情況選擇孤島運(yùn)行或聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行；若汛末云南面臨全面棄水或小灣水庫接近蓄滿后，小灣電廠出力不再受流域優(yōu)化限制，可安排楚穗直流孤島運(yùn)行，提高云電外送能力。

2.2 提高云電外送能力

聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行方式下，云南外送交直流斷面最大送電能力9 600 MW；孤島運(yùn)行方式下，如果直流按額定功率滿送則云南外送交直流斷面最大送電能力為10 300 MW，比聯(lián)網(wǎng)方式送電能力增加700 MW。因此，如云南外送電力需求超過9 600 MW，需安排孤島方式運(yùn)行。

2.3 降低聯(lián)網(wǎng)方式運(yùn)行風(fēng)險

楚穗直流聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行，當(dāng)云南總外送功率大于8 400 MW時（直流輸送功率大于3 800 MW，500 kV交流斷面按最大能力4 050 MW滿送、另外魯布革電廠通過220 kV外送550 MW），雙極閉鎖大功率潮流轉(zhuǎn)移將導(dǎo)致主網(wǎng)功角失穩(wěn)。

為防范和化解楚穗直流聯(lián)網(wǎng)運(yùn)行可能導(dǎo)致的系統(tǒng)風(fēng)險，從根本上避免直流雙極閉鎖潮流轉(zhuǎn)移導(dǎo)致的主網(wǎng)功角穩(wěn)定問題，當(dāng)云南外送電力需求大于8 400 MW時，考慮安排孤島運(yùn)行；低于8 400 MW時，不安排孤島方式運(yùn)行。

3 主網(wǎng)備用安排

孤島運(yùn)行方式下，直流大負(fù)荷運(yùn)行雙極閉鎖系統(tǒng)損失有功4 750 MW，為確保準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)頻率恢復(fù)至49.8 Hz以上，迎峰度夏期間全網(wǎng)須確保一次調(diào)頻備用容量2 200 MW以上，并在受端廣東電網(wǎng)設(shè)置低頻特殊輪，其中第一輪定值49.6 Hz，延時2 s，切除負(fù)荷1 000 MW；第二輪根據(jù)需要設(shè)置定值49.7 Hz或49.8 Hz，延時25 s，切除負(fù)荷500 MW。

為確保機(jī)組一次調(diào)頻備用快速、足額調(diào)出，運(yùn)行安排中機(jī)組一次調(diào)頻備用應(yīng)盡可能均勻分布在各臺機(jī)組，且單臺機(jī)一次調(diào)頻備用不大于額定容量的6%，以便頻率跌落時各臺機(jī)組的一次調(diào)頻容量可有效調(diào)出；同時為減小雙極閉鎖后相關(guān)斷面如兩廣斷面和粵東斷面的越限程度，粵中地區(qū)內(nèi)應(yīng)安排盡量多的事故備用，以便事故后快速調(diào)出以消除斷面越限。

4 小灣電廠電壓控制原則

轉(zhuǎn)入孤島運(yùn)行方式前，500 kV交流母線電壓控制在530～545 kV范圍內(nèi)；轉(zhuǎn)入孤島運(yùn)行方式后，500 kV交流母線電壓控制在530～540 kV范圍內(nèi)。

5 孤島系統(tǒng)功率調(diào)整

監(jiān)控系統(tǒng)自動退出AGC“調(diào)度自動控制方式”，按總調(diào)下發(fā)的出力計劃曲線調(diào)整出力（AGC正常投入本地曲線控制）；機(jī)組有功功率調(diào)整方式有AGC自動調(diào)節(jié)、單機(jī)PID閉環(huán)調(diào)節(jié)和單機(jī)有功開環(huán)調(diào)節(jié)，集控中心根據(jù)負(fù)荷曲線調(diào)整AGC設(shè)定值，若AGC不可用或需要對單機(jī)負(fù)荷進(jìn)行調(diào)節(jié)時采用單機(jī)PID閉環(huán)調(diào)節(jié)方式設(shè)定機(jī)組有功功率，單機(jī)有功開環(huán)調(diào)節(jié)方式正常情況下不使用。正常孤島運(yùn)行方式下，有功功率的調(diào)整應(yīng)盡量平穩(wěn)，全廠功率調(diào)整速率不超過200 MW/min，并盡量將全廠負(fù)荷在各臺運(yùn)行機(jī)組間均勻分配。

6 孤島系統(tǒng)電壓調(diào)整

孤島運(yùn)行方式下運(yùn)行值班人員不得擅自調(diào)整500 kV母線電壓，若電壓偏離530～540 kV正常控制范圍，應(yīng)在調(diào)度的統(tǒng)一指揮下進(jìn)行電壓調(diào)整；電壓調(diào)整方式有AVC定母線電壓自動調(diào)節(jié)、單機(jī)PID無功閉環(huán)調(diào)節(jié)和單機(jī)無功開環(huán)調(diào)節(jié)；正常情況下投入AVC定母線電壓控制方式，若不能采用AVC電壓調(diào)節(jié)方式，由集控中心或小灣電廠根據(jù)500 kV母線電壓采用單機(jī)無功閉/開環(huán)調(diào)節(jié)方式手動調(diào)整機(jī)端電壓，以滿足500 kV母線電壓要求；手動調(diào)整母線電壓時，應(yīng)盡量保證各機(jī)組機(jī)端電壓相等，且調(diào)整幅度和速率不應(yīng)過大，避免引起母線電壓變化過大。

7 孤島方式運(yùn)行事故處理

7.1 頻率越限

若500 kV母線頻率越限（超出50±0.2 Hz），應(yīng)立即匯報調(diào)度。

根據(jù)調(diào)度指令，將孤島系統(tǒng)中的一臺處于發(fā)電狀態(tài)的機(jī)組的調(diào)速器切換至手動位置，其余機(jī)組的調(diào)速器仍維持自動位置，通過手動調(diào)節(jié)該機(jī)組功率，使孤島系統(tǒng)頻率穩(wěn)定在允許范圍內(nèi)（50±0.2 Hz）。

根據(jù)故障情況，必要時按總調(diào)要求將孤島系統(tǒng)轉(zhuǎn)為聯(lián)網(wǎng)方式。

7.2 電壓越限

《鈷鉧潭西小丘記》被收錄于蘇教版高中語文課本《唐宋八大家散文選讀》，是柳宗元的“永州八記”之一。通常的教學(xué)只關(guān)注到作者通過“賀小丘之遭”來發(fā)泄胸中的積郁，卻往往忽視了文章本身的“美”。本文單純從審美的角度來透析文本。

孤島系統(tǒng)發(fā)生故障或運(yùn)行調(diào)控不當(dāng)，導(dǎo)致廠站母線電壓越限時（高過550 kV或低于500 kV），應(yīng)立即向總調(diào)值班調(diào)度員匯報，根據(jù)調(diào)度命令手動調(diào)整500 kV母線電壓至合格范圍內(nèi)。若經(jīng)調(diào)整后仍無法調(diào)至合格范圍，應(yīng)匯報調(diào)度值班員協(xié)調(diào)處理。

7.3 機(jī)組跳閘

發(fā)生機(jī)組跳閘，值班員應(yīng)立即匯報調(diào)度，并根據(jù)調(diào)度指令，調(diào)整全廠有功、無功出力。

檢查一、二次設(shè)備無異常后，根據(jù)調(diào)度員指令，可在孤島運(yùn)行方式下對機(jī)組進(jìn)行零起升壓。

若孤島系統(tǒng)機(jī)組可調(diào)容量低于孤島運(yùn)行條件，根據(jù)調(diào)度指令，應(yīng)將楚穗直流轉(zhuǎn)為聯(lián)網(wǎng)方式運(yùn)行。

機(jī)組跳閘后，若小灣電廠剩余運(yùn)行機(jī)組總臺數(shù)少于4臺，根據(jù)調(diào)度指令進(jìn)行孤島轉(zhuǎn)聯(lián)網(wǎng)方式運(yùn)行。

7.4 交流線路跳閘

調(diào)度員應(yīng)根據(jù)楚穗直流孤島運(yùn)行功率限制條件及孤島系統(tǒng)內(nèi)部斷面控制要求，盡快調(diào)整直流功率、發(fā)電廠出力在允許范圍內(nèi)，并修改直流及發(fā)電廠功率計劃曲線。

跳閘線路為單相故障重合不成功時，調(diào)度員可根據(jù)廠站一、二次設(shè)備檢查情況對故障線路進(jìn)行一次強(qiáng)送，強(qiáng)送時應(yīng)選擇電廠側(cè)作為強(qiáng)送端。若強(qiáng)送不成功則將楚穗直流轉(zhuǎn)為聯(lián)網(wǎng)方式運(yùn)行。

孤島系統(tǒng)同時發(fā)生兩回及以上交流線路跳閘時，應(yīng)將楚穗直流轉(zhuǎn)為聯(lián)網(wǎng)方式后再考慮恢復(fù)故障線路。

因山火、強(qiáng)對流天氣等導(dǎo)致孤島系統(tǒng)2 h內(nèi)發(fā)生2條次以上交流線路跳閘應(yīng)將孤島系統(tǒng)轉(zhuǎn)為聯(lián)網(wǎng)方式運(yùn)行。待天氣已好轉(zhuǎn)或山火已對線路運(yùn)行無影響后，再考慮將楚穗直流轉(zhuǎn)為孤島運(yùn)行方式。

7.5 單一母線故障

小灣電廠單一母線跳閘后，仍可保持孤島系統(tǒng)正常運(yùn)行?，F(xiàn)場運(yùn)行人員檢查一、二次設(shè)備無異常后，調(diào)度員可在孤島運(yùn)行方式下對故障母線進(jìn)行試送或零起升壓。

8 孤島運(yùn)行存在的風(fēng)險

8.1 設(shè)備過電壓、過頻風(fēng)險

孤島運(yùn)行時，若出現(xiàn)直流雙極閉鎖、大組濾波器投切等情況，孤島系統(tǒng)內(nèi)電壓將出現(xiàn)較大幅度的上升。孤島試驗期間，雙極閉鎖后過電壓最高623 kV。依據(jù)《±800 kV直流輸電工程雙極四閥組孤島方式下調(diào)試交流過電壓計算報告》，小灣電廠交流過電壓（暫態(tài)）最高可達(dá)715 kV。為了有效抑制電壓的上升，電廠對AVC控制程序及參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，解決了電壓波動問題。

雙極閉鎖后機(jī)組頻率最高達(dá)63.6 Hz，轉(zhuǎn)速上升至127.2%額定轉(zhuǎn)速，對機(jī)組過水部件及定轉(zhuǎn)子有一定影響。

8.2 機(jī)組深度或長時間調(diào)相運(yùn)行風(fēng)險

雙極閉鎖后，小灣電廠機(jī)組均將進(jìn)入調(diào)相運(yùn)行，單機(jī)調(diào)相深度最大達(dá)65 MW，調(diào)相運(yùn)行持續(xù)時間由孤島系統(tǒng)恢復(fù)時間決定。調(diào)相運(yùn)行時，轉(zhuǎn)輪的流態(tài)較差，動態(tài)應(yīng)力高，可能導(dǎo)致轉(zhuǎn)輪產(chǎn)生裂紋。

小灣電廠對調(diào)速器控制邏輯、參數(shù)進(jìn)行了修改，有效抑制了孤島雙極閉鎖后機(jī)組轉(zhuǎn)速上升及調(diào)相運(yùn)行的深度和時間，但若金安橋、小灣兩廠聯(lián)合孤島運(yùn)行，因金安橋電廠機(jī)組不可能調(diào)相運(yùn)行，因此小灣電廠機(jī)組調(diào)相運(yùn)行的可能性仍然很大。

8.3 廠用電故障的風(fēng)險

孤島運(yùn)行方式下，孤島系統(tǒng)內(nèi)故障可能導(dǎo)致孤島系統(tǒng)全停，極端情況下如果外來電源故障，存在全廠失電的風(fēng)險。同時雙極閉鎖后受過頻、過壓對廠用電設(shè)備的沖擊會引起設(shè)備報警及電機(jī)發(fā)熱等問題。

8.4 孤島系統(tǒng)功率振蕩

楚穗直流雙極閉鎖后，若出現(xiàn)小灣電廠機(jī)組間功率振蕩現(xiàn)象，且電廠功率變化值超過±20 MW，持續(xù)時間超過5 min，集控值班員向總調(diào)值班調(diào)度員匯報，將該電廠機(jī)組中的1臺機(jī)組的調(diào)速器保持自動位，其他機(jī)組的調(diào)速器切換至手動位置，并觀察有功振蕩是否平息，若有功振蕩長時間仍不能平息，可將所有機(jī)組調(diào)速器均切至手動位置。

9 結(jié)語

歷時近3年孤島調(diào)試過程中，面對存在的問題，通過不斷總結(jié)、分析，提出處理方案，絕大多數(shù)問題均得到解決，電廠積累了大量孤島運(yùn)行經(jīng)驗，但孤島運(yùn)行期間過壓、過頻、功率振蕩、機(jī)組調(diào)相運(yùn)行、廠用電故障等風(fēng)險仍然存在，對小灣電廠設(shè)備安全及應(yīng)急處理提出了更高的要求。小灣電廠采用孤島運(yùn)行方式，可大大緩解云南電網(wǎng)交流聯(lián)絡(luò)路的輸電壓力，提高云電外送的能力，同時降低了交流電網(wǎng)的運(yùn)行風(fēng)險，今后在南方電網(wǎng)，孤島運(yùn)行方式會成為一種正常運(yùn)行方式。

TM721

B

1672-5387（2016）10-0027-04

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.10.008

2016-05-05

吳長洪（1977-），男，工程師，從事水電廠集控運(yùn)行工作。