鐘啟迪, 蒲瑩，孫建鋒，姜崇學(xué)，李探，趙鵬，周揚(yáng)

(1.國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司, 北京市 102209;2.國家電網(wǎng)有限公司,北京市 100031;3.南京南瑞繼保電氣有限公司,南京市 211102;4.中國電力科學(xué)研究院有限公司,武漢市 430074 )

0 引言

高壓直流電纜作為跨海長距離輸電、風(fēng)電等新能源并網(wǎng)重要裝備,具有低碳環(huán)保、安全可靠等優(yōu)點(diǎn)[1-3]。 目前,我國高端電纜制造依賴于進(jìn)口,嚴(yán)重制約我國電力能源安全和可持續(xù)發(fā)展[4-5]。 考慮到經(jīng)濟(jì)性和后期運(yùn)維等因素,目前陸地交直流電網(wǎng)以架空線為主,但是未來電網(wǎng)發(fā)展趨勢對于超高壓級電纜需求潛力較大,結(jié)合國內(nèi)相關(guān)技術(shù)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀,為推動超高壓直流電纜研發(fā),依托國內(nèi)某±500 kV 柔性直流電網(wǎng)示范工程建立了直流電纜綜合試驗(yàn)站,開展了500 kV 級超高壓直流電纜系列研發(fā)。

該直流電網(wǎng)工程線路采用架空線[6]。 實(shí)驗(yàn)站位于其中一個換流站單極出線處,直流電纜與架空線路并聯(lián)運(yùn)行,電纜經(jīng)終端連接直流線路,可分別投入運(yùn)行。 500 kV 級直流電纜試驗(yàn)段為長度約0.389 km的國產(chǎn)直流電纜[7]。 在架空線路中串接一段直流電纜,其投入、退出控制策略無工程經(jīng)驗(yàn)可借鑒。 因此,本文開展在本試驗(yàn)站場景下的直流電纜運(yùn)行、控制和保護(hù)策略研究,具體內(nèi)容包括直流電纜監(jiān)視和控制策略、故障保護(hù)策略以及過負(fù)荷運(yùn)行控制保護(hù)策略等。研究成果將為高壓直流電纜推廣應(yīng)用奠定堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

1 直流電纜監(jiān)視和控制策略

本試驗(yàn)站依托的國內(nèi)某柔性直流電網(wǎng)示范工程包括4 個換流站,匯集風(fēng)電、光伏、抽蓄等多種形態(tài)能源,為冬奧會和北京提供穩(wěn)定清潔電能。 額定電壓為±500 kV,最大輸送能力為4500 MW,單換流站最大容量為3000 MW。工程整體采用“手拉手”環(huán)形接線+直流斷路器方案,換流器采用雙極對稱接線+半橋模塊化多電平換流器(modular multilevel converter, MMC)方案,試驗(yàn)直流電纜接入柔性直流電網(wǎng)位置如圖1 所示。

圖1 試驗(yàn)電纜在依托柔性直流電網(wǎng)工程中的位置示意圖Fig.1 Schematic diagram of the location of test cable in the flexible DC grid

在直流電纜試驗(yàn)段設(shè)置一處電纜終端站,終端站站內(nèi)共安裝3 組直流隔離開關(guān),分別為A-1、A-2、A-3隔離開關(guān),均帶單接地刀閘。 其中A-1 隔離開關(guān)的單接地刀閘設(shè)于換流站Ⅱ側(cè),用于實(shí)現(xiàn)500 kV 級直流架空輸電線路正極線路的隔斷;A-2 和A-3 隔離開關(guān)的單接地刀閘設(shè)于直流電纜側(cè),用于實(shí)現(xiàn)終端站側(cè)的2個電纜終端分別與正極架空線路連接,直流電纜接線示意如圖2 所示。

直流控制保護(hù)系統(tǒng)配置試驗(yàn)電纜終端站內(nèi)刀閘的監(jiān)視、控制與聯(lián)鎖功能。 直流電纜終端站的監(jiān)控設(shè)置在換流站Ⅰ內(nèi),直流電纜終端站的刀閘信息傳送到換流站Ⅰ內(nèi)運(yùn)行人員控制系統(tǒng),同時電纜終端站內(nèi)也可實(shí)現(xiàn)手動隔離開關(guān)操作。

在終端站內(nèi)配置雙重化的就地I/O(Input/Output)單元,用于終端站內(nèi)隔離開關(guān)的控制與開關(guān)量信號采集,I/O 單元通過光纜連接至換流站控制系統(tǒng)。 換流站內(nèi)的直流線路測控裝置應(yīng)接入終端站雙套I/O 單元接口。

關(guān)于直流電纜運(yùn)行控制,重點(diǎn)考慮直流電纜投入和退出的運(yùn)行控制方式。 由于直流電纜的電氣特性類似于電容,帶電投入直流電纜可能會造成電纜損傷,因此不考慮直流電纜帶電投入,僅考慮不帶電投入操作。 對于直流電纜的退出,考慮帶電退出和不帶電退出兩種操作方式。

1)直流電纜投入策略。

(1)直流電纜投入前,隔離開關(guān)A-1 保持閉合狀態(tài),接地刀閘A-1E1 和A-1E2 保持打開狀態(tài),隔離開關(guān)A-2 和A-3保持打開狀態(tài),接地刀閘A-2E 和A-3E保持閉合狀態(tài)。

(2)如果欲將直流電纜投入運(yùn)行,首先對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進(jìn)行操作,將該回500 kV 級直流架空輸電線路正負(fù)極電壓和電流降為0。 首先將隔離開關(guān)A-1 打開,然后將接地刀閘A-1E2 和A-1E1 閉合,最后將換流站Ⅰ和換流站Ⅱ線路接地刀閘閉合。 待正極輸電線路可靠接地后,將接地刀閘A-2E 和A-3E打開,接著將接地刀閘A-1E2 和A-1E1 打開,然后將換流站Ⅰ和換流站Ⅱ線路接地刀閘打開,最后將隔離開關(guān)A-2 和A-3 閉合,實(shí)現(xiàn)電纜接入500 kV 級直流極線,并對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進(jìn)行操作,恢復(fù)直流輸送電壓和電流,直流線路所有電流均從直流電纜通過。

2)直流電纜退出策略。

根據(jù)接地刀閘和隔刀聯(lián)鎖的范圍,直流電纜不帶電退出順序控制有如下2 種策略。

(1)策略1:若將直流線路接地刀閘納入到A-1、A-2、A-3 的互鎖范圍內(nèi),直流電纜的不帶電退出順序控制過程如下:首先對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進(jìn)行操作,將該回500 kV 級直流架空輸電線路正負(fù)極電壓和電流降為0;然后將隔離開關(guān)A-2 和A-3 打開,并將換流站Ⅰ和換流站Ⅱ線路接地刀閘接地,同時接地刀閘A-1E1、A-1E2、A-2E 和A-3E 接地;最后將接地刀閘A-1E1 和A-1E2 打開,并將換流站Ⅰ和換流站Ⅱ線路接地刀閘打開,隔離開關(guān)A-1 閉合,電纜從500 kV 級直流極線切出,并對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進(jìn)行操作,恢復(fù)直流輸送電壓和電流,直流線路所有電流均從直流架空線路通過。

(2)策略2:若不將直流線路接地刀閘納入到A-1、A-2、A-3 的互鎖范圍內(nèi),直流電纜不帶電退出順序控制過程如下:首先對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進(jìn)行操作,將該回500 kV 級直流架空輸電線路正負(fù)極電壓和電流降為0;然后將換流站Ⅰ和換流站Ⅱ線路接地刀閘接地,隔離開關(guān)A-2 和A-3 打開,并將隔離開關(guān)A-1 閉合; 接著將接地刀閘A-2E 和A-3E 接地;最后將換流站Ⅰ和換流站Ⅱ線路接地刀閘打開,實(shí)現(xiàn)電纜從500 kV 級直流極線切出,并對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進(jìn)行操作,恢復(fù)直流輸送電壓和電流,直流線路所有電流均從直流架空線路通過。

以上2 種策略均可行,綜合考慮現(xiàn)場運(yùn)維人員操作習(xí)慣,最終采用策略2,即不將直流線路接地刀閘納入到A-1、A-2、A-3 的互鎖范圍的策略。

考慮到直流電纜運(yùn)行時,可能需要帶電退出,直流電纜帶電退出控制過程如下:

1)直流電纜運(yùn)行時,各刀閘的位置為:隔離開關(guān)A-2 和隔離開關(guān)A-3 為合位狀態(tài),隔離開關(guān)A-1、接地刀閘A-1E1、A-1E2、A-2E、A-3E 為分位狀態(tài)。

2)將隔離開關(guān)A-1 合閘,將隔離開關(guān)A-2 和隔離開關(guān)A-3 依次打開,再將接地刀閘A-2E 和接地刀閘A-3E 依次合閘。

帶電退出過程中,按照直流電網(wǎng)最大過負(fù)荷電流考慮,隔離開關(guān)分合閘能力需要根據(jù)分流比例最大值確定。

2 直流電纜故障保護(hù)策略

2.1 直流電纜保護(hù)策略

架空直流線路保護(hù)主要包括行波保護(hù)、電壓突變量保護(hù)、欠壓過流保護(hù)、直流縱差保護(hù)等[8-12]。 架空直流線路故障后,線路保護(hù)裝置動作跳開線路兩端直流斷路器,并啟動直流斷路器重合閘。 直流斷路器最多重合一次,若發(fā)生永久故障,則永久斷開直流斷路器。

直流電纜設(shè)備屬于獨(dú)立試驗(yàn)設(shè)備,當(dāng)直流電纜投入運(yùn)行且電纜發(fā)生接地故障時,為了避免重合閘給電纜造成二次沖擊,此時應(yīng)閉鎖重合閘。 為了區(qū)分直流電纜故障和架空線路故障,需配置直流電纜差動保護(hù)裝置。 當(dāng)直流電纜差動保護(hù)裝置動作時,視為直流電纜永久故障,不投重合閘功能;在架空線路發(fā)生接地故障時投入線路重合閘[13]。

直流電纜差動保護(hù)的配置有2 種策略,分別為差動保護(hù)裝置獨(dú)立配置和差動保護(hù)裝置集成配置于線路保護(hù)裝置。

若直流電纜差動保護(hù)裝置獨(dú)立配置,需采購三套完全獨(dú)立的保護(hù)裝置和兩套“三取二”裝置,直流電纜差動保護(hù)“三取二”裝置與換流站的線路保護(hù)“三取二”裝置接口。 當(dāng)直流電纜差動保護(hù)裝置動作后,換流站線路保護(hù)需閉鎖重合閘功能。 直流電纜差動保護(hù)應(yīng)在直流線路保護(hù)發(fā)出重合閘命令之前動作。根據(jù)現(xiàn)場調(diào)試經(jīng)驗(yàn),從故障發(fā)生到直流線路保護(hù)發(fā)出重合閘命令大約為2 ms。

直流電纜差動保護(hù)獨(dú)立配置的特點(diǎn)是不更改現(xiàn)有線路保護(hù)程序,不影響工程正常運(yùn)行,僅需對新配置的直流電纜差動保護(hù)及接口裝置進(jìn)行開發(fā)和測試。在直流電纜試運(yùn)行時,將直流電纜差動保護(hù)投入使用,直流電纜試運(yùn)行結(jié)束后,將直流電纜差動保護(hù)退出,管理上分工清晰明確。

直流電纜差動保護(hù)裝置集成于線路保護(hù)配置的特點(diǎn)是無需采購獨(dú)立的直流電纜差動保護(hù)裝置,僅在線路保護(hù)裝置中修改相關(guān)邏輯功能,但需要對更新后的線路保護(hù)裝置進(jìn)行測試。 另外需設(shè)置壓板,直流電纜試運(yùn)行期間,將直流電纜差動保護(hù)裝置投入,直流電纜試運(yùn)行結(jié)束后,將直流電纜差動保護(hù)裝置退出。

綜合考慮以上因素,采用直流電纜差動保護(hù)裝置獨(dú)立配置的策略,保護(hù)配置及故障點(diǎn)示意如圖3 所示。 本文中某柔性直流電網(wǎng)示范工程包含4 個柔性直流換流站,換流器采用半橋MMC 方案,每個換流站出口處配置±500 kV 直流斷路器,記為DCCB。

圖3 直流電纜差動保護(hù)配置及故障點(diǎn)示意圖Fig.3 Diagram of configuration of DC cable differential protection and failure points

圖3 中,IDL為換流站Ⅰ直流線路出口處直流電流測量值;為了配置直流電纜差動保護(hù),在直流電纜與架空線之間增設(shè)電流互感器(current transformer,CT),其測量值為IDCL。 F1—F5 代表故障點(diǎn),F1 為直流電纜近換流站Ⅰ側(cè)單極接地故障,F2 為直流電纜近換流站Ⅱ單極接地故障,F3 為直流架空線換流站Ⅱ出口單極故障,F4 為換流站Ⅰ—換流站Ⅱ線路中點(diǎn)位置故障,F5 為直流極母線接地故障。

本文使用IDL與IDCL配置直流電纜差動保護(hù),采用比例制動的原理[14],兩段配置,定值如表1 所示。

表1 直流電纜差動保護(hù)定值Table 1 Setting values of DC cable differential protection

保護(hù)原理:

式中:Idif為差動電流;Ires為制動電流;Ihbd_set1為Ⅰ段啟動定值;kset1為Ⅰ段比率系數(shù);Ihbd_set2為Ⅱ段啟動定值;kset2為Ⅱ段比率系數(shù);Udl為直流電壓;Uset為低電壓判據(jù)定值。

2.2 直流電纜故障仿真

為了充分驗(yàn)證直流電纜差動保護(hù)是否正確動作,以及投入本保護(hù)策略后現(xiàn)有保護(hù)定值的適應(yīng)性,開展了直流電纜故障仿真研究。 該柔性直流電網(wǎng)有9 種典型運(yùn)行方式:A1,換流站Ⅰ-換流站Ⅱ全接線運(yùn)行;A2,換流站Ⅰ-換流站Ⅱ極1 退出;A3,換流站Ⅰ-換流站Ⅱ極2 退出;A4,換流站Ⅲ-換流站Ⅳ全接線運(yùn)行;A5,換流站Ⅲ-換流站Ⅳ極1 退出;A6,換流站Ⅲ-換流站Ⅳ極2 退出;B1,全接線運(yùn)行方式;C1,正極退出;C2,負(fù)極退出。 針對帶電纜運(yùn)行的工況進(jìn)行了仿真,具體包括A1、A3、B1 和C2 這4 種。

對與直流電纜相關(guān)的典型故障進(jìn)行仿真,重點(diǎn)考慮故障類型如圖3 所示。

1)有無直流電纜對故障特性的影響。

典型工況下有無電纜故障特性對比如圖4—6 所示。 可知,由于直流電纜具備電容性質(zhì),在靠近電纜故障點(diǎn)時,線路上直流電壓受到影響,但直流電流和線路電流受影響較小。 當(dāng)故障點(diǎn)離直流電纜較遠(yuǎn)時,相同工況下有無電纜的故障特征幾乎相同。

圖4 有無電纜對F2(直流線路換流站Ⅰ側(cè))故障特性的影響Fig.4 Influence on the fault characteristics of F2 with or without DC cable (StationⅠside)

圖5 有無電纜對F4(直流線路中點(diǎn))故障特性的影響Fig.5 Influence on the fault characteristics of F4 with or without DC cable(midpoint of DC line)

圖6 有無電纜對F3(直流線路換流站Ⅱ側(cè))故障特性的影響Fig.6 Influence on the fault characteristics of F3 with or without DC cable (StationⅡside)

2)直流電纜投入運(yùn)行后對其他保護(hù)裝置的影響。

(1)直流電纜差動保護(hù)投入后,直流系統(tǒng)0 pu 功率運(yùn)行。 當(dāng)直流電纜兩側(cè)發(fā)生故障時,直流電纜差動保護(hù)II 段快速動作,動作時間在800 μs 左右,先于行波保護(hù)和電壓突變量保護(hù)動作(動作時間1.7 ms 左右),直流電纜差動保護(hù)出口跳直流斷路器并閉鎖重合閘;架空線路換流站Ⅱ側(cè)接地故障時,兩側(cè)行波保護(hù)和電壓突變量保護(hù)正常動作,電纜差動保護(hù)不動作,直流線路重合成功。

(2)直流電纜差動保護(hù)投入后,直流系統(tǒng)1 pu 功率運(yùn)行。 當(dāng)直流電纜兩側(cè)發(fā)生故障時,動作結(jié)果與0 pu運(yùn)行工況相同;在架空線路換流站Ⅰ側(cè)故障重合閘后有功功率恢復(fù),直流電流上升到3000 A。

根據(jù)仿真結(jié)果,增加直流電纜后沒有影響其他保護(hù)裝置(母差保護(hù)、電抗器差動、換流器差動等)動作,無需修改其他保護(hù)裝置的定值。

3 直流電纜運(yùn)行過負(fù)荷控制和保護(hù)策略

3.1 直流架空線路過負(fù)荷控制和保護(hù)策略

架空直流線路過負(fù)荷控制策略為:協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)[15-16](coordinated control system, CCS)和極控制系統(tǒng)(pole control and protection, PCP)監(jiān)測到直流線路電流超過定值時,通過降低送端直流功率的方式,減小直流電流[17]。 其中CCS 的定值為3060 A(按線路穩(wěn)態(tài)電流耐受能力),延時5 s 動作;PCP 的定值為3060 A,延時30 s 動作。 此外,在保護(hù)裝置中也設(shè)置了過負(fù)荷保護(hù)功能,定值為4500 A,延時55 s動作。 當(dāng)換流站Ⅰ聯(lián)網(wǎng)方式運(yùn)行時,PCP 動作結(jié)果為降低直流功率。 當(dāng)換流站Ⅰ孤島方式運(yùn)行時,換流站Ⅰ的控制方式為電壓-頻率變換控制模式,若換流站ⅠPCP 動作,給安穩(wěn)系統(tǒng)發(fā)指令,由安穩(wěn)系統(tǒng)執(zhí)行切機(jī)。

3.2 直流電纜過負(fù)荷控制和保護(hù)策略

換流站所在地區(qū)氣候分明,冬春季節(jié)天氣寒冷,氣溫很低,極端最低溫度可達(dá)-32 ℃;而夏秋季節(jié)天氣炎熱,氣溫很高,極端最高氣溫可達(dá)33 ℃[18]。 因此根據(jù)不同季節(jié)的氣候特點(diǎn),需要制定合適的電纜載流量控制策略。

直流電纜運(yùn)行中必須記錄以下數(shù)據(jù):1)隧道內(nèi)溫度;2)電纜外表面溫度。 電纜終端站的隧道環(huán)境溫度及電纜外表面溫度監(jiān)測均需要實(shí)時測溫裝置,傳統(tǒng)的電力電纜溫度檢測可靠性較低,目前較為先進(jìn)的分布式光纖測溫(distributed temperature sensing,DTS)系統(tǒng)應(yīng)用較為廣泛[19-21],本文溫度數(shù)據(jù)通過DTS 系統(tǒng)采集。

以電纜隧道內(nèi)溫度為參量,制定直流電纜的負(fù)荷策略,如圖7 所示,在導(dǎo)體溫度、絕緣層溫差限制的交集中,才能保證直流電纜安全穩(wěn)定運(yùn)行[22]。 即:當(dāng)直流電纜外表面溫度小于42 ℃或溝(隧)道環(huán)境溫度小于25 ℃,直流電纜可長期運(yùn)行于3060 A;當(dāng)直流電纜外表面溫度大于42 ℃且溝(隧)道環(huán)境溫度大于25 ℃,直流電纜最高可長期運(yùn)行于2400 A。

圖7 直流電纜載流量控制示意圖Fig.7 Diagram of DC cable current carrying control

直流電纜運(yùn)行控制策略如下:

直流電纜投入運(yùn)行時,系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)負(fù)荷最大為3060 A;暫態(tài)條件下,直流電纜可以通過1 min 4500 A 的應(yīng)急負(fù)荷,電纜系統(tǒng)投運(yùn)后,隧道內(nèi)保持良好通風(fēng)。

直流電纜過溫處理策略如下:

在直流電纜運(yùn)行期間,當(dāng)電纜外表面溫度大于42 ℃且溝(隧)道環(huán)境溫度大于25 ℃,同時直流電流大于2400 A 時,持續(xù)運(yùn)行10 min 后告警。 若在一定時間內(nèi)持續(xù)告警,可以由運(yùn)行人員執(zhí)行手動在線切除直流電纜或者降功率運(yùn)行。

4 結(jié)論

本文針對直流電纜的運(yùn)行控制、聯(lián)鎖邏輯和保護(hù)策略進(jìn)行了全面研究,提出了試驗(yàn)站直流電纜與架空線路并聯(lián)運(yùn)行的整體控制策略。 為500 kV 級直流電纜的工程設(shè)計(jì)和實(shí)施提供了參考指導(dǎo)和技術(shù)支撐。

1)通過配置直流電纜相關(guān)的運(yùn)行控制及保護(hù)功能,可實(shí)現(xiàn)直流電纜接入架空線路后正常運(yùn)行。

2)為了避免重合閘給直流電纜造成二次沖擊,直流電纜故障時應(yīng)閉鎖重合閘功能。 為區(qū)分直流電纜故障和架空線路故障,配置獨(dú)立的直流電纜差動保護(hù)裝置,并且在直流電纜終端加裝電子式CT。 當(dāng)直流電纜差動保護(hù)動作時,視為直流電纜永久故障,閉鎖重合閘功能。

3)直流電纜的投入采用不帶電投入操作方式;直流電纜的退出采用帶電退出和不帶電退出2 種操作方式。 為實(shí)現(xiàn)在線退出直流電纜功能,需對現(xiàn)有隔離開關(guān)進(jìn)行技術(shù)改造,并進(jìn)行相關(guān)試驗(yàn)驗(yàn)證。

4)在本試驗(yàn)站條件下,提出了不同環(huán)境溫度下的直流電纜載流量控制策略,可供工程參考。

5)直流電纜載流量提升的核心是絕緣最大溫差,需要同時優(yōu)化絕緣設(shè)計(jì)場強(qiáng)和電場分布,因此未來直流電纜研究還需要在絕緣料的耐電性能和耐溫性能上做進(jìn)一步提升。