適用于柔性直流電網的500 kV 級直流電纜與架空線路并聯運行控制及保護策略

鐘啟迪, 蒲瑩，孫建鋒，姜崇學，李探，趙鵬，周揚

(1.國網經濟技術研究院有限公司, 北京市 102209;2.國家電網有限公司,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、風電等新能源并網重要裝備,具有低碳環保、安全可靠等優點[1-3]。 目前,我國高端電纜制造依賴于進口,嚴重制約我國電力能源安全和可持續發展[4-5]。 考慮到經濟性和后期運維等因素,目前陸地交直流電網以架空線為主,但是未來電網發展趨勢對于超高壓級電纜需求潛力較大,結合國內相關技術和產業發展現狀,為推動超高壓直流電纜研發,依托國內某±500 kV 柔性直流電網示范工程建立了直流電纜綜合試驗站,開展了500 kV 級超高壓直流電纜系列研發。

該直流電網工程線路采用架空線[6]。 實驗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運行,電纜經終端連接直流線路,可分別投入運行。 500 kV 級直流電纜試驗段為長度約0.389 km的國產直流電纜[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驗可借鑒。 因此,本文開展在本試驗站場景下的直流電纜運行、控制和保護策略研究,具體內容包括直流電纜監視和控制策略、故障保護策略以及過負荷運行控制保護策略等。研究成果將為高壓直流電纜推廣應用奠定堅實基礎。

1 直流電纜監視和控制策略

本試驗站依托的國內某柔性直流電網示范工程包括4 個換流站,匯集風電、光伏、抽蓄等多種形態能源,為冬奧會和北京提供穩定清潔電能。 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,試驗直流電纜接入柔性直流電網位置如圖1 所示。

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

在直流電纜試驗段設置一處電纜終端站,終端站站內共安裝3 組直流隔離開關,分別為A-1、A-2、A-3隔離開關,均帶單接地刀閘。 其中A-1 隔離開關的單接地刀閘設于換流站Ⅱ側,用于實現500 kV 級直流架空輸電線路正極線路的隔斷;A-2 和A-3 隔離開關的單接地刀閘設于直流電纜側,用于實現終端站側的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。

直流控制保護系統配置試驗電纜終端站內刀閘的監視、控制與聯鎖功能。 直流電纜終端站的監控設置在換流站Ⅰ內,直流電纜終端站的刀閘信息傳送到換流站Ⅰ內運行人員控制系統,同時電纜終端站內也可實現手動隔離開關操作。

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

關于直流電纜運行控制,重點考慮直流電纜投入和退出的運行控制方式。 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A-1 保持閉合狀態,接地刀閘A-1E1 和A-1E2 保持打開狀態,隔離開關A-2 和A-3保持打開狀態,接地刀閘A-2E 和A-3E保持閉合狀態。

(2)如果欲將直流電纜投入運行,首先對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進行操作,將該回500 kV 級直流架空輸電線路正負極電壓和電流降為0。 首先將隔離開關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A-2 和A-3 閉合,實現電纜接入500 kV 級直流極線,并對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進行操作,恢復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。

根據接地刀閘和隔刀聯鎖的范圍,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,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進行操作,將該回500 kV 級直流架空輸電線路正負極電壓和電流降為0;然后將隔離開關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進行操作,恢復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,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進行操作,將該回500 kV 級直流架空輸電線路正負極電壓和電流降為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A-2 和A-3 打開,并將隔離開關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,實現電纜從500 kV 級直流極線切出,并對換流站Ⅰ和換流站Ⅱ進行操作,恢復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,綜合考慮現場運維人員操作習慣,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)直流電纜運行時,各刀閘的位置為:隔離開關A-2 和隔離開關A-3 為合位狀態,隔離開關A-1、接地刀閘A-1E1、A-1E2、A-2E、A-3E 為分位狀態。

2)將隔離開關A-1 合閘,將隔離開關A-2 和隔離開關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,按照直流電網最大過負荷電流考慮,隔離開關分合閘能力需要根據分流比例最大值確定。

2 直流電纜故障保護策略

2.1 直流電纜保護策略

架空直流線路保護主要包括行波保護、電壓突變量保護、欠壓過流保護、直流縱差保護等[8-12]。 架空直流線路故障后,線路保護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,若發生永久故障,則永久斷開直流斷路器。

直流電纜設備屬于獨立試驗設備,當直流電纜投入運行且電纜發生接地故障時,為了避免重合閘給電纜造成二次沖擊,此時應閉鎖重合閘。 為了區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裝置。 當直流電纜差動保護裝置動作時,視為直流電纜永久故障,不投重合閘功能;在架空線路發生接地故障時投入線路重合閘[13]。

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

若直流電纜差動保護裝置獨立配置,需采購三套完全獨立的保護裝置和兩套“三取二”裝置,直流電纜差動保護“三取二”裝置與換流站的線路保護“三取二”裝置接口。 當直流電纜差動保護裝置動作后,換流站線路保護需閉鎖重合閘功能。 直流電纜差動保護應在直流線路保護發出重合閘命令之前動作。根據現場調試經驗,從故障發生到直流線路保護發出重合閘命令大約為2 ms。

直流電纜差動保護獨立配置的特點是不更改現有線路保護程序,不影響工程正常運行,僅需對新配置的直流電纜差動保護及接口裝置進行開發和測試。在直流電纜試運行時,將直流電纜差動保護投入使用,直流電纜試運行結束后,將直流電纜差動保護退出,管理上分工清晰明確。

直流電纜差動保護裝置集成于線路保護配置的特點是無需采購獨立的直流電纜差動保護裝置,僅在線路保護裝置中修改相關邏輯功能,但需要對更新后的線路保護裝置進行測試。 另外需設置壓板,直流電纜試運行期間,將直流電纜差動保護裝置投入,直流電纜試運行結束后,將直流電纜差動保護裝置退出。

綜合考慮以上因素,采用直流電纜差動保護裝置獨立配置的策略,保護配置及故障點示意如圖3 所示。 本文中某柔性直流電網示范工程包含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 直流電纜差動保護配置及故障點示意圖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,在直流電纜與架空線之間增設電流互感器(current transformer,CT),其測量值為IDCL。 F1—F5 代表故障點,F1 為直流電纜近換流站Ⅰ側單極接地故障,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,采用比例制動的原理[14],兩段配置,定值如表1 所示。

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

保護原理:

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;Ihbd_set2為Ⅱ段啟動定值;kset2為Ⅱ段比率系數;Udl為直流電壓;Uset為低電壓判據定值。

2.2 直流電纜故障仿真

為了充分驗證直流電纜差動保護是否正確動作,以及投入本保護策略后現有保護定值的適應性,開展了直流電纜故障仿真研究。 該柔性直流電網有9 種典型運行方式:A1,換流站Ⅰ-換流站Ⅱ全接線運行;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,全接線運行方式;C1,正極退出;C2,負極退出。 針對帶電纜運行的工況進行了仿真,具體包括A1、A3、B1 和C2 這4 種。

對與直流電纜相關的典型故障進行仿真,重點考慮故障類型如圖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,在靠近電纜故障點時,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。 當故障點離直流電纜較遠時,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)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)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)故障特性的影響Fig.6 Influence on the fault characteristics of F3 with or without DC cable (StationⅡside)

2)直流電纜投入運行后對其他保護裝置的影響。

(1)直流電纜差動保護投入后,直流系統0 pu 功率運行。 當直流電纜兩側發生故障時,直流電纜差動保護II 段快速動作,動作時間在800 μs 左右,先于行波保護和電壓突變量保護動作(動作時間1.7 ms 左右),直流電纜差動保護出口跳直流斷路器并閉鎖重合閘;架空線路換流站Ⅱ側接地故障時,兩側行波保護和電壓突變量保護正常動作,電纜差動保護不動作,直流線路重合成功。

(2)直流電纜差動保護投入后,直流系統1 pu 功率運行。 當直流電纜兩側發生故障時,動作結果與0 pu運行工況相同;在架空線路換流站Ⅰ側故障重合閘后有功功率恢復,直流電流上升到3000 A。

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

3 直流電纜運行過負荷控制和保護策略

3.1 直流架空線路過負荷控制和保護策略

架空直流線路過負荷控制策略為:協調控制系統[15-16](coordinated control system, CCS)和極控制系統(pole control and protection, PCP)監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(按線路穩態電流耐受能力),延時5 s 動作;PCP 的定值為3060 A,延時30 s 動作。 此外,在保護裝置中也設置了過負荷保護功能,定值為4500 A,延時55 s動作。 當換流站Ⅰ聯網方式運行時,PCP 動作結果為降低直流功率。 當換流站Ⅰ孤島方式運行時,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,給安穩系統發指令,由安穩系統執行切機。

3.2 直流電纜過負荷控制和保護策略

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

直流電纜運行中必須記錄以下數據:1)隧道內溫度;2)電纜外表面溫度。 電纜終端站的隧道環境溫度及電纜外表面溫度監測均需要實時測溫裝置,傳統的電力電纜溫度檢測可靠性較低,目前較為先進的分布式光纖測溫(distributed temperature sensing,DTS)系統應用較為廣泛[19-21],本文溫度數據通過DTS 系統采集。

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

直流電纜運行控制策略如下:

直流電纜投入運行時,系統穩態負荷最大為3060 A;暫態條件下,直流電纜可以通過1 min 4500 A 的應急負荷,電纜系統投運后,隧道內保持良好通風。

直流電纜過溫處理策略如下:

在直流電纜運行期間,當電纜外表面溫度大于42 ℃且溝(隧)道環境溫度大于25 ℃,同時直流電流大于2400 A 時,持續運行10 min 后告警。 若在一定時間內持續告警,可以由運行人員執行手動在線切除直流電纜或者降功率運行。

4 結論

本文針對直流電纜的運行控制、聯鎖邏輯和保護策略進行了全面研究,提出了試驗站直流電纜與架空線路并聯運行的整體控制策略。 為500 kV 級直流電纜的工程設計和實施提供了參考指導和技術支撐。

1)通過配置直流電纜相關的運行控制及保護功能,可實現直流電纜接入架空線路后正常運行。

2)為了避免重合閘給直流電纜造成二次沖擊,直流電纜故障時應閉鎖重合閘功能。 為區分直流電纜故障和架空線路故障,配置獨立的直流電纜差動保護裝置,并且在直流電纜終端加裝電子式CT。 當直流電纜差動保護動作時,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。 為實現在線退出直流電纜功能,需對現有隔離開關進行技術改造,并進行相關試驗驗證。

4)在本試驗站條件下,提出了不同環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,需要同時優化絕緣設計場強和電場分布,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一步提升。