适用于柔性直流电网的500 kV 级直流电缆与架空线路并联运行控制及保护策略

2022-07-04钟启迪蒲莹孙建锋姜崇学李探赵鹏周扬

电力建设 2022年7期

钟启迪, 蒲莹，孙建锋，姜崇学，李探，赵鹏，周扬

(1.国网经济技术研究院有限公司, 北京市 102209;2.国家电网有限公司,北京市 100031;3.南京南瑞继保电气有限公司,南京市 211102;4.中国电力科学研究院有限公司,武汉市 430074 )

0 引言

高压直流电缆作为跨海长距离输电、风电等新能源并网重要装备,具有低碳环保、安全可靠等优点[1-3]。目前,我国高端电缆制造依赖于进口,严重制约我国电力能源安全和可持续发展[4-5]。考虑到经济性和后期运维等因素,目前陆地交直流电网以架空线为主,但是未来电网发展趋势对于超高压级电缆需求潜力较大,结合国内相关技术和产业发展现状,为推动超高压直流电缆研发,依托国内某±500 kV 柔性直流电网示范工程建立了直流电缆综合试验站,开展了500 kV 级超高压直流电缆系列研发。

该直流电网工程线路采用架空线[6]。实验站位于其中一个换流站单极出线处,直流电缆与架空线路并联运行,电缆经终端连接直流线路,可分别投入运行。 500 kV 级直流电缆试验段为长度约0.389 km的国产直流电缆[7]。在架空线路中串接一段直流电缆,其投入、退出控制策略无工程经验可借鉴。因此,本文开展在本试验站场景下的直流电缆运行、控制和保护策略研究,具体内容包括直流电缆监视和控制策略、故障保护策略以及过负荷运行控制保护策略等。研究成果将为高压直流电缆推广应用奠定坚实基础。

1 直流电缆监视和控制策略

本试验站依托的国内某柔性直流电网示范工程包括4 个换流站,汇集风电、光伏、抽蓄等多种形态能源,为冬奥会和北京提供稳定清洁电能。额定电压为±500 kV,最大输送能力为4500 MW,单换流站最大容量为3000 MW。工程整体采用“手拉手”环形接线+直流断路器方案,换流器采用双极对称接线+半桥模块化多电平换流器(modular multilevel converter, MMC)方案,试验直流电缆接入柔性直流电网位置如图1 所示。

图1 试验电缆在依托柔性直流电网工程中的位置示意图Fig.1 Schematic diagram of the location of test cable in the flexible DC grid

在直流电缆试验段设置一处电缆终端站,终端站站内共安装3 组直流隔离开关,分别为A-1、A-2、A-3隔离开关,均带单接地刀闸。其中A-1 隔离开关的单接地刀闸设于换流站Ⅱ侧,用于实现500 kV 级直流架空输电线路正极线路的隔断;A-2 和A-3 隔离开关的单接地刀闸设于直流电缆侧,用于实现终端站侧的2个电缆终端分别与正极架空线路连接,直流电缆接线示意如图2 所示。

直流控制保护系统配置试验电缆终端站内刀闸的监视、控制与联锁功能。直流电缆终端站的监控设置在换流站Ⅰ内,直流电缆终端站的刀闸信息传送到换流站Ⅰ内运行人员控制系统,同时电缆终端站内也可实现手动隔离开关操作。

在终端站内配置双重化的就地I/O(Input/Output)单元,用于终端站内隔离开关的控制与开关量信号采集,I/O 单元通过光缆连接至换流站控制系统。换流站内的直流线路测控装置应接入终端站双套I/O 单元接口。

关于直流电缆运行控制,重点考虑直流电缆投入和退出的运行控制方式。由于直流电缆的电气特性类似于电容,带电投入直流电缆可能会造成电缆损伤,因此不考虑直流电缆带电投入,仅考虑不带电投入操作。对于直流电缆的退出,考虑带电退出和不带电退出两种操作方式。

1)直流电缆投入策略。

(1)直流电缆投入前,隔离开关A-1 保持闭合状态,接地刀闸A-1E1 和A-1E2 保持打开状态,隔离开关A-2 和A-3保持打开状态,接地刀闸A-2E 和A-3E保持闭合状态。

(2)如果欲将直流电缆投入运行,首先对换流站Ⅰ和换流站Ⅱ进行操作,将该回500 kV 级直流架空输电线路正负极电压和电流降为0。首先将隔离开关A-1 打开,然后将接地刀闸A-1E2 和A-1E1 闭合,最后将换流站Ⅰ和换流站Ⅱ线路接地刀闸闭合。待正极输电线路可靠接地后,将接地刀闸A-2E 和A-3E打开,接着将接地刀闸A-1E2 和A-1E1 打开,然后将换流站Ⅰ和换流站Ⅱ线路接地刀闸打开,最后将隔离开关A-2 和A-3 闭合,实现电缆接入500 kV 级直流极线,并对换流站Ⅰ和换流站Ⅱ进行操作,恢复直流输送电压和电流,直流线路所有电流均从直流电缆通过。

2)直流电缆退出策略。

根据接地刀闸和隔刀联锁的范围,直流电缆不带电退出顺序控制有如下2 种策略。

(1)策略1:若将直流线路接地刀闸纳入到A-1、A-2、A-3 的互锁范围内,直流电缆的不带电退出顺序控制过程如下:首先对换流站Ⅰ和换流站Ⅱ进行操作,将该回500 kV 级直流架空输电线路正负极电压和电流降为0;然后将隔离开关A-2 和A-3 打开,并将换流站Ⅰ和换流站Ⅱ线路接地刀闸接地,同时接地刀闸A-1E1、A-1E2、A-2E 和A-3E 接地;最后将接地刀闸A-1E1 和A-1E2 打开,并将换流站Ⅰ和换流站Ⅱ线路接地刀闸打开,隔离开关A-1 闭合,电缆从500 kV 级直流极线切出,并对换流站Ⅰ和换流站Ⅱ进行操作,恢复直流输送电压和电流,直流线路所有电流均从直流架空线路通过。

(2)策略2:若不将直流线路接地刀闸纳入到A-1、A-2、A-3 的互锁范围内,直流电缆不带电退出顺序控制过程如下:首先对换流站Ⅰ和换流站Ⅱ进行操作,将该回500 kV 级直流架空输电线路正负极电压和电流降为0;然后将换流站Ⅰ和换流站Ⅱ线路接地刀闸接地,隔离开关A-2 和A-3 打开,并将隔离开关A-1 闭合; 接着将接地刀闸A-2E 和A-3E 接地;最后将换流站Ⅰ和换流站Ⅱ线路接地刀闸打开,实现电缆从500 kV 级直流极线切出,并对换流站Ⅰ和换流站Ⅱ进行操作,恢复直流输送电压和电流,直流线路所有电流均从直流架空线路通过。

以上2 种策略均可行,综合考虑现场运维人员操作习惯,最终采用策略2,即不将直流线路接地刀闸纳入到A-1、A-2、A-3 的互锁范围的策略。

考虑到直流电缆运行时,可能需要带电退出,直流电缆带电退出控制过程如下:

1)直流电缆运行时,各刀闸的位置为:隔离开关A-2 和隔离开关A-3 为合位状态,隔离开关A-1、接地刀闸A-1E1、A-1E2、A-2E、A-3E 为分位状态。

2)将隔离开关A-1 合闸,将隔离开关A-2 和隔离开关A-3 依次打开,再将接地刀闸A-2E 和接地刀闸A-3E 依次合闸。

带电退出过程中,按照直流电网最大过负荷电流考虑,隔离开关分合闸能力需要根据分流比例最大值确定。

2 直流电缆故障保护策略

2.1 直流电缆保护策略

架空直流线路保护主要包括行波保护、电压突变量保护、欠压过流保护、直流纵差保护等[8-12]。架空直流线路故障后,线路保护装置动作跳开线路两端直流断路器,并启动直流断路器重合闸。直流断路器最多重合一次,若发生永久故障,则永久断开直流断路器。

直流电缆设备属于独立试验设备,当直流电缆投入运行且电缆发生接地故障时,为了避免重合闸给电缆造成二次冲击,此时应闭锁重合闸。为了区分直流电缆故障和架空线路故障,需配置直流电缆差动保护装置。当直流电缆差动保护装置动作时,视为直流电缆永久故障,不投重合闸功能;在架空线路发生接地故障时投入线路重合闸[13]。

直流电缆差动保护的配置有2 种策略,分别为差动保护装置独立配置和差动保护装置集成配置于线路保护装置。

若直流电缆差动保护装置独立配置,需采购三套完全独立的保护装置和两套“三取二”装置,直流电缆差动保护“三取二”装置与换流站的线路保护“三取二”装置接口。当直流电缆差动保护装置动作后,换流站线路保护需闭锁重合闸功能。直流电缆差动保护应在直流线路保护发出重合闸命令之前动作。根据现场调试经验,从故障发生到直流线路保护发出重合闸命令大约为2 ms。

直流电缆差动保护独立配置的特点是不更改现有线路保护程序,不影响工程正常运行,仅需对新配置的直流电缆差动保护及接口装置进行开发和测试。在直流电缆试运行时,将直流电缆差动保护投入使用,直流电缆试运行结束后,将直流电缆差动保护退出,管理上分工清晰明确。

直流电缆差动保护装置集成于线路保护配置的特点是无需采购独立的直流电缆差动保护装置,仅在线路保护装置中修改相关逻辑功能,但需要对更新后的线路保护装置进行测试。另外需设置压板,直流电缆试运行期间,将直流电缆差动保护装置投入,直流电缆试运行结束后,将直流电缆差动保护装置退出。

综合考虑以上因素,采用直流电缆差动保护装置独立配置的策略,保护配置及故障点示意如图3 所示。本文中某柔性直流电网示范工程包含4 个柔性直流换流站,换流器采用半桥MMC 方案,每个换流站出口处配置±500 kV 直流断路器,记为DCCB。

图3 直流电缆差动保护配置及故障点示意图Fig.3 Diagram of configuration of DC cable differential protection and failure points

图3 中,IDL为换流站Ⅰ直流线路出口处直流电流测量值;为了配置直流电缆差动保护,在直流电缆与架空线之间增设电流互感器(current transformer,CT),其测量值为IDCL。 F1—F5 代表故障点,F1 为直流电缆近换流站Ⅰ侧单极接地故障,F2 为直流电缆近换流站Ⅱ单极接地故障,F3 为直流架空线换流站Ⅱ出口单极故障,F4 为换流站Ⅰ—换流站Ⅱ线路中点位置故障,F5 为直流极母线接地故障。

本文使用IDL与IDCL配置直流电缆差动保护,采用比例制动的原理[14],两段配置,定值如表1 所示。

表1 直流电缆差动保护定值Table 1 Setting values of DC cable differential protection

保护原理:

式中:Idif为差动电流;Ires为制动电流;Ihbd_set1为Ⅰ段启动定值;kset1为Ⅰ段比率系数;Ihbd_set2为Ⅱ段启动定值;kset2为Ⅱ段比率系数;Udl为直流电压;Uset为低电压判据定值。

2.2 直流电缆故障仿真

为了充分验证直流电缆差动保护是否正确动作,以及投入本保护策略后现有保护定值的适应性,开展了直流电缆故障仿真研究。该柔性直流电网有9 种典型运行方式:A1,换流站Ⅰ-换流站Ⅱ全接线运行;A2,换流站Ⅰ-换流站Ⅱ极1 退出;A3,换流站Ⅰ-换流站Ⅱ极2 退出;A4,换流站Ⅲ-换流站Ⅳ全接线运行;A5,换流站Ⅲ-换流站Ⅳ极1 退出;A6,换流站Ⅲ-换流站Ⅳ极2 退出;B1,全接线运行方式;C1,正极退出;C2,负极退出。针对带电缆运行的工况进行了仿真,具体包括A1、A3、B1 和C2 这4 种。

对与直流电缆相关的典型故障进行仿真,重点考虑故障类型如图3 所示。

1)有无直流电缆对故障特性的影响。

典型工况下有无电缆故障特性对比如图4—6 所示。可知,由于直流电缆具备电容性质,在靠近电缆故障点时,线路上直流电压受到影响,但直流电流和线路电流受影响较小。当故障点离直流电缆较远时,相同工况下有无电缆的故障特征几乎相同。

图4 有无电缆对F2(直流线路换流站Ⅰ侧)故障特性的影响Fig.4 Influence on the fault characteristics of F2 with or without DC cable (StationⅠside)

图5 有无电缆对F4(直流线路中点)故障特性的影响Fig.5 Influence on the fault characteristics of F4 with or without DC cable(midpoint of DC line)

图6 有无电缆对F3(直流线路换流站Ⅱ侧)故障特性的影响Fig.6 Influence on the fault characteristics of F3 with or without DC cable (StationⅡside)

2)直流电缆投入运行后对其他保护装置的影响。

(1)直流电缆差动保护投入后,直流系统0 pu 功率运行。当直流电缆两侧发生故障时,直流电缆差动保护II 段快速动作,动作时间在800 μs 左右,先于行波保护和电压突变量保护动作(动作时间1.7 ms 左右),直流电缆差动保护出口跳直流断路器并闭锁重合闸;架空线路换流站Ⅱ侧接地故障时,两侧行波保护和电压突变量保护正常动作,电缆差动保护不动作,直流线路重合成功。

(2)直流电缆差动保护投入后,直流系统1 pu 功率运行。当直流电缆两侧发生故障时,动作结果与0 pu运行工况相同;在架空线路换流站Ⅰ侧故障重合闸后有功功率恢复,直流电流上升到3000 A。

根据仿真结果,增加直流电缆后没有影响其他保护装置(母差保护、电抗器差动、换流器差动等)动作,无需修改其他保护装置的定值。

3 直流电缆运行过负荷控制和保护策略

3.1 直流架空线路过负荷控制和保护策略

架空直流线路过负荷控制策略为:协调控制系统[15-16](coordinated control system, CCS)和极控制系统(pole control and protection, PCP)监测到直流线路电流超过定值时,通过降低送端直流功率的方式,减小直流电流[17]。其中CCS 的定值为3060 A(按线路稳态电流耐受能力),延时5 s 动作;PCP 的定值为3060 A,延时30 s 动作。此外,在保护装置中也设置了过负荷保护功能,定值为4500 A,延时55 s动作。当换流站Ⅰ联网方式运行时,PCP 动作结果为降低直流功率。当换流站Ⅰ孤岛方式运行时,换流站Ⅰ的控制方式为电压-频率变换控制模式,若换流站ⅠPCP 动作,给安稳系统发指令,由安稳系统执行切机。

3.2 直流电缆过负荷控制和保护策略

换流站所在地区气候分明,冬春季节天气寒冷,气温很低,极端最低温度可达-32 ℃;而夏秋季节天气炎热,气温很高,极端最高气温可达33 ℃[18]。因此根据不同季节的气候特点,需要制定合适的电缆载流量控制策略。

直流电缆运行中必须记录以下数据:1)隧道内温度;2)电缆外表面温度。电缆终端站的隧道环境温度及电缆外表面温度监测均需要实时测温装置,传统的电力电缆温度检测可靠性较低,目前较为先进的分布式光纤测温(distributed temperature sensing,DTS)系统应用较为广泛[19-21],本文温度数据通过DTS 系统采集。

以电缆隧道内温度为参量,制定直流电缆的负荷策略,如图7 所示,在导体温度、绝缘层温差限制的交集中,才能保证直流电缆安全稳定运行[22]。即:当直流电缆外表面温度小于42 ℃或沟(隧)道环境温度小于25 ℃,直流电缆可长期运行于3060 A;当直流电缆外表面温度大于42 ℃且沟(隧)道环境温度大于25 ℃,直流电缆最高可长期运行于2400 A。