±800kV楚穗直流孤岛方式下站用电系统运行情况及风险预控措施分析

2014-10-28陈云海

中国高新技术企业 2014年22期

摘要：楚穗直流面临长时间的大负荷运行，然而孤岛方式下，一旦发生双极闭锁，将严重影响整个系统的安全稳定运行。若不能对孤岛方式下站用电系统运行情况进行全方位的分析及掌握，那么孤岛方式下楚穗直流的运行风险将无法得到有效控制。文章旨在对±800kV云广特高压在孤岛运行模式下站用电系统危险点加以分析，并提出相应的预控措施，从而加强对楚穗直流稳定孤岛运行方式的风险管控。

关键词：楚穗直流；孤岛方式；站用电；系统运行；运行风险；风险管控

中图分类号：TM564 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2014）33-0117-02

1 孤岛系统概述

楚穗直流孤岛判别系统由楚雄换流站、和平站、小湾电厂孤岛判别装置组成，各厂站均按双套配置，两套系统功能相同，通常一套主运，一套备用。A、B两套孤岛判别系统通过楚雄换流站A柜上切换把手确定孤岛判别系统的运行方式（A套运行、B套运行、置联网状态、置孤岛状态），并通过硬接点连接方式实现与稳控系统及直流站控系统的接口，具体为楚雄站孤岛判别装置通过两副位置相反的状态接点（分别代表联网状态和孤岛状态）分别连至楚雄换流站A、B套稳控装置。同时，楚雄站A、B两套孤岛判别装置之间也通过两副接点相连，在两套系统判别状态不一致时告警。

楚雄换流站稳控装置“置孤岛状态压板”投入，则强置孤岛方式；“置孤岛状态压板”退出，则装置根据孤岛判别装置的状态开入来识别方式。

在运行操作方面，由于楚穗直流稳控系统功能分为联网方式和孤岛方式两类，而且孤岛、联网方式信息对小湾和金安桥电厂的机组调速系统控制模式影响非常大，因此在楚穗直流稳控系统运行操作应特别注意以下两点：（1）当系统为孤岛运行时，楚雄换流站稳控装置应投入“置孤岛状态”压板；当系统为联网运行时，楚雄换流站稳控装置应退出“置孤岛状态”压板。（2）若系统由孤岛操作至联网方式运行，楚雄换流站稳控装置应先退出“置孤岛状态”压板，然后再操作一次系统至联网方式运行；若系统由联网操作至孤岛方式运行，应先进行一次系统操作，系统转入孤岛运行后，再投入“置孤岛状态”压板。

2 孤岛运行方式介绍

楚穗直流主要分为孤岛运行方式和联网运行方式。孤岛/联网方式判别通过楚穗直流孤岛判别系统实现，其中孤岛方式仅考虑A类孤岛和B类孤岛（如图1所示），不考虑特殊孤岛方式。

A类孤岛：楚雄换流站断开至云南主网和平变电站的两回500kV线路，小湾电站送云南网机组与送换流站机组站内进行电气隔离，形成小湾以两回线接入换流站的孤岛接线方式。

B类孤岛：小湾至和平线路与楚雄至和平的一回线路在和平变配串，断开配串线路连至云南主网的开关并停运楚雄至和平的另一回线路，形成小湾以三回线接入换流站的孤岛接线方式。

A类孤岛 B类孤岛

图1 孤岛方式下的一次接线图

3 站用电系统运行情况分析

3.1 站用电系统正常情况下的运行方式

站用电主接线如图2所示。正常运行情况下，站内两路500kV电源作为主电源供电，站外110kV电源作为备用电源，即500kV #1站用变和500kV #2站用变作为工作变，110kV #1站用变作为备用变。此时10kV 101M进线开关11DL处于合位，10kV 101M与103M的联络开关013DL处于分位；10kV 102M段进线开关12DL处于合位，10kV 102M与103M的联络开关023DL处于分位；10kV 103M备用段进线开关13DL处于合位。

3.2 孤岛运行方式下站用电的运行方式

在孤岛运行方式下，为避免重要负荷的双路电源同时出现低电压，可将站外110kV备用电源作为一路主用电源使用。因此，110kV站用变作为10kV 103M的主电源供电，并作为10kV 101M的备用电源；500kV #1站用变作为10kV 103M的备用电源；500kV #2站用变作为10kV 102M段的主电源供电。各开关状态为：10kV 101M进线开关11DL处于分位，10kV分段开关013DL处于合位，10kV 103M进线开关13DL处于合位；10kV 102M段进线开关12DL处于合位，10kV分段开关023DL处于分位。

图2 楚雄换流站站用电主接线图

4 站用电系统预控措施分析

4.1 过电压影响及预控

孤岛运行方式下，若发生双极闭锁，最高暂时过电压将达到1.60p.u.；150ms后暂时过电压水平均衰减到1.25p.u.以下。而500kV母线的过电压还将随着站用变压器传递到变压器的低压侧，导致站用10kV及400V交流系统出现过电压。过电压将给相应的一、二次设备带来风险。

在二次方面，楚雄换流站500kV站用变压器电气量保护采用了两套南瑞继保生产的RCS-978CN变压器保护，该保护装置与过电压相关的保护功能只有过激磁保护。因此针对此风险，预控措施为将过激磁保护的动作时间整定延长，使其躲过暂态过电压的恢复时间，则此保护将不受过电压的影响。表1为过激磁保护的定

值单。

表1 换流站500kV站用变压器保护定值单（过激磁部分）

在10kV及400V的站用电保护设备中无涉及过电压的保护功能，所以过电压对10kV及400V的站用电二次设备无影响。

在一次方面，楚雄换流站500kV主变压器订货时考虑了系统过电压的情况，对设备耐受过电压能力做了专项的要求，但对站用10kV干式变未做明确要求，因此针对此风险，其预控措施为对现有的低压设备了进行一次绝缘核查，核查结果如表2所示：

表2 10kV干式变过电压承受能力

因此，楚雄换流站站用电一次系统主设备有足够的绝缘裕度以满足孤岛方式下系统过电压耐受能力的要求。

4.2 低电压影响及预控

孤岛运行方式下，若发生交流线路N-2故障或者500kV线路故障开关拒动等，楚雄换流站母线电压最低可降至0.6p.u.左右。而500kV母线的低电压还将随着站用变压器传递到变压器的低压侧，导致站用10kV及400V交流系统出现低电压。

在预控措施方面，为避免重要负荷的双路电源同时出现低电压，可将站外110kV备用电源变作一路主用电源使用；500kV #1站用变作为10kV 101M的备用电源；500kV #2站用变作为10kV 102M段的主电源供电。即10kV 102M带负荷运行；对101M而言，将013DL作为进线断路器使用而将11DL作为分段断路器使用，10kV 013DL保持合位，110kV站用变压器通过103M带013DL对101M进行供电；400V母线分段运行。同时，加强和楚雄供电局的联系，在孤岛方式下，不安排110kV换流站线相关间隔设备的停电检修；提前做好110kV换流站线两端间隔设备的预防性试验及定检，昆明局输电部加强110kV换流站线的巡视及维护，确保楚雄换流站110kV外接电源的可靠运行。另外，增加11DL的备自投功能，一旦013DL断开，11DL能正确被投合上，保证10kV 101M供电正常。

参考文献

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[3] 赵畹君.高压直流输电工程技术[M].北京：中国电力出版社，2004.