小灣電廠孤島運行相關技術問題探討

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）

小灣電廠孤島運行相關技術問題探討

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）

楚穗直流孤島運行特性復雜，屬國內首次。根據南方電網±800 kV楚穗直流孤島調試安排，小灣電廠2010年10月～2013年7月，歷時近3年，配合南網總調進行了6個階段孤島試驗，共完成61項試驗項目，同步進行了大量設備改造，以適應孤島運行要求。本文主要闡述了孤島運行方式的概念、孤島方式安排原則、孤島系統的電壓及功率調整方法、孤島運行的事故處理、風險分析等。小灣電廠采用孤島運行方式，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。小灣水電站總裝機容量420萬kW，共6臺機組，單機容量70萬kW，保證出力185.4萬kW，年保證發電量190億kW·h。2010年8月6臺機組全部投產。瀾滄江集控中心配合小灣電廠在南網總調的指揮下，歷時近3年，完成了全部孤島試驗。根據南網安排，小灣電廠“聯網”、“孤島”兩種運行方式均作為正常運行方式。

1 運行方式

1.1 聯網方式

圖1 聯網方式示意圖

指楚穗直流系統與主網交流系統采用并聯運行的方式。聯網方式安排楚雄換流站、和平站、小灣電廠、金安橋電廠500 kV出線保持全接線運行，小灣電廠、金安橋電廠、和平站內500 kV開關保持合環運行。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成獨立小系統，斷開與主網交流系統聯系的運行方式。在工程設計階段，孤島方式包括5線和4線兩種接線方式，因4線方式孤島系統極弱、存在功率振蕩等問題，尚需進一步研究和調試驗證，暫不具備運行條件，目前僅安排5線運行方式。

（1）全廠孤島方式

小灣電廠500 kV開關保持合環運行，500 kV小和線與和楚甲線在和平站內配串，全部機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

指小灣電廠部分機組進入孤島方式運行，其余機組接入云南交流電網的運行方式。根據調度安排，小灣電廠分廠孤島暫安排一種形式，即1號、2號機組接入云南交流電網，3號～6號機組進入孤島方式運行。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

楚穗直流聯網、孤島兩種運行方式均作為正常運行方式。在楚穗直流輸電系統和小灣、金安橋電廠一、二次設備正常運行的基礎上，綜合考慮系統運行風險、送電能力、水能綜合利用等方面的因素，聯網、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，汛期將出現較大的水電富余。在汛期初始階段，為充分發揮小灣電廠水庫調蓄作用，減少中小水電棄水量，小灣電廠出力受流域優化限制，楚穗直流根據具體情況選擇孤島運行或聯網運行；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化限制，可安排楚穗直流孤島運行，提高云電外送能力。

2.2 提高云電外送能力

聯網運行方式下，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，比聯網方式送電能力增加700 MW。因此，如云南外送電力需求超過9 600 MW，需安排孤島方式運行。

2.3 降低聯網方式運行風險

楚穗直流聯網運行，當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移將導致主網功角失穩。

為防范和化解楚穗直流聯網運行可能導致的系統風險，從根本上避免直流雙極閉鎖潮流轉移導致的主網功角穩定問題，當云南外送電力需求大于8 400 MW時，考慮安排孤島運行；低于8 400 MW時，不安排孤島方式運行。

3 主網備用安排

孤島運行方式下，直流大負荷運行雙極閉鎖系統損失有功4 750 MW，為確保準穩態頻率恢復至49.8 Hz以上，迎峰度夏期間全網須確保一次調頻備用容量2 200 MW以上，并在受端廣東電網設置低頻特殊輪，其中第一輪定值49.6 Hz，延時2 s，切除負荷1 000 MW；第二輪根據需要設置定值49.7 Hz或49.8 Hz，延時25 s，切除負荷500 MW。

為確保機組一次調頻備用快速、足額調出，運行安排中機組一次調頻備用應盡可能均勻分布在各臺機組，且單臺機一次調頻備用不大于額定容量的6%，以便頻率跌落時各臺機組的一次調頻容量可有效調出；同時為減小雙極閉鎖后相關斷面如兩廣斷面和粵東斷面的越限程度，粵中地區內應安排盡量多的事故備用，以便事故后快速調出以消除斷面越限。

4 小灣電廠電壓控制原則

轉入孤島運行方式前，500 kV交流母線電壓控制在530～545 kV范圍內；轉入孤島運行方式后，500 kV交流母線電壓控制在530～540 kV范圍內。

5 孤島系統功率調整

監控系統自動退出AGC“調度自動控制方式”，按總調下發的出力計劃曲線調整出力（AGC正常投入本地曲線控制）；機組有功功率調整方式有AGC自動調節、單機PID閉環調節和單機有功開環調節，集控中心根據負荷曲線調整AGC設定值，若AGC不可用或需要對單機負荷進行調節時采用單機PID閉環調節方式設定機組有功功率，單機有功開環調節方式正常情況下不使用。正常孤島運行方式下，有功功率的調整應盡量平穩，全廠功率調整速率不超過200 MW/min，并盡量將全廠負荷在各臺運行機組間均勻分配。

6 孤島系統電壓調整

孤島運行方式下運行值班人員不得擅自調整500 kV母線電壓，若電壓偏離530～540 kV正常控制范圍，應在調度的統一指揮下進行電壓調整；電壓調整方式有AVC定母線電壓自動調節、單機PID無功閉環調節和單機無功開環調節；正常情況下投入AVC定母線電壓控制方式，若不能采用AVC電壓調節方式，由集控中心或小灣電廠根據500 kV母線電壓采用單機無功閉/開環調節方式手動調整機端電壓，以滿足500 kV母線電壓要求；手動調整母線電壓時，應盡量保證各機組機端電壓相等，且調整幅度和速率不應過大，避免引起母線電壓變化過大。

7 孤島方式運行事故處理

7.1 頻率越限

若500 kV母線頻率越限（超出50±0.2 Hz），應立即匯報調度。

根據調度指令，將孤島系統中的一臺處于發電狀態的機組的調速器切換至手動位置，其余機組的調速器仍維持自動位置，通過手動調節該機組功率，使孤島系統頻率穩定在允許范圍內（50±0.2 Hz）。

根據故障情況，必要時按總調要求將孤島系統轉為聯網方式。

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。通常的教學只關注到作者通過“賀小丘之遭”來發泄胸中的積郁，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。

孤島系統發生故障或運行調控不當，導致廠站母線電壓越限時（高過550 kV或低于500 kV），應立即向總調值班調度員匯報，根據調度命令手動調整500 kV母線電壓至合格范圍內。若經調整后仍無法調至合格范圍，應匯報調度值班員協調處理。

7.3 機組跳閘

發生機組跳閘，值班員應立即匯報調度，并根據調度指令，調整全廠有功、無功出力。

檢查一、二次設備無異常后，根據調度員指令，可在孤島運行方式下對機組進行零起升壓。

若孤島系統機組可調容量低于孤島運行條件，根據調度指令，應將楚穗直流轉為聯網方式運行。

機組跳閘后，若小灣電廠剩余運行機組總臺數少于4臺，根據調度指令進行孤島轉聯網方式運行。

7.4 交流線路跳閘

調度員應根據楚穗直流孤島運行功率限制條件及孤島系統內部斷面控制要求，盡快調整直流功率、發電廠出力在允許范圍內，并修改直流及發電廠功率計劃曲線。

跳閘線路為單相故障重合不成功時，調度員可根據廠站一、二次設備檢查情況對故障線路進行一次強送，強送時應選擇電廠側作為強送端。若強送不成功則將楚穗直流轉為聯網方式運行。

孤島系統同時發生兩回及以上交流線路跳閘時，應將楚穗直流轉為聯網方式后再考慮恢復故障線路。

因山火、強對流天氣等導致孤島系統2 h內發生2條次以上交流線路跳閘應將孤島系統轉為聯網方式運行。待天氣已好轉或山火已對線路運行無影響后，再考慮將楚穗直流轉為孤島運行方式。

7.5 單一母線故障

小灣電廠單一母線跳閘后，仍可保持孤島系統正常運行。現場運行人員檢查一、二次設備無異常后，調度員可在孤島運行方式下對故障母線進行試送或零起升壓。

8 孤島運行存在的風險

8.1 設備過電壓、過頻風險

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

雙極閉鎖后機組頻率最高達63.6 Hz，轉速上升至127.2%額定轉速，對機組過水部件及定轉子有一定影響。

8.2 機組深度或長時間調相運行風險

雙極閉鎖后，小灣電廠機組均將進入調相運行，單機調相深度最大達65 MW，調相運行持續時間由孤島系統恢復時間決定。調相運行時，轉輪的流態較差，動態應力高，可能導致轉輪產生裂紋。

小灣電廠對調速器控制邏輯、參數進行了修改，有效抑制了孤島雙極閉鎖后機組轉速上升及調相運行的深度和時間，但若金安橋、小灣兩廠聯合孤島運行，因金安橋電廠機組不可能調相運行，因此小灣電廠機組調相運行的可能性仍然很大。

8.3 廠用電故障的風險

孤島運行方式下，孤島系統內故障可能導致孤島系統全停，極端情況下如果外來電源故障，存在全廠失電的風險。同時雙極閉鎖后受過頻、過壓對廠用電設備的沖擊會引起設備報警及電機發熱等問題。

8.4 孤島系統功率振蕩

楚穗直流雙極閉鎖后，若出現小灣電廠機組間功率振蕩現象，且電廠功率變化值超過±20 MW，持續時間超過5 min，集控值班員向總調值班調度員匯報，將該電廠機組中的1臺機組的調速器保持自動位，其他機組的調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，可將所有機組調速器均切至手動位置。

9 結語

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

TM721

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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，從事水電廠集控運行工作。