[ 摘要] ±800 kV 直流输电工程的电压等级高、输送容量大, 出现故障时对交流系统的影响较大, 在电力系统中的地位非常重要, 对可靠性要求很高。因此, 分析影响直流系统可靠性的关键环节和关键设备, 研究提高直流输电系统可靠性及可用率的措施, 在即将建设的±800 kV 直流输电工程中加以应用就显得十分必要。在总结以往直流工程经验的基础上, 结合±800 kV 特高压直流输电工程实际情况, 提出提高特高压直流输电系统可靠性及可用率的措施。

0 引言

高压直流输电具有传输功率大, 线路造价低,控制性能好等优点, 是目前世界上发达国家作为高电压、大容量、长距离送电和异步联网的重要手段。在我国也因“西电东送, 南北互供, 全国联网”而成为电力建设的热点。直流输电工程是一个复杂的工程系统, 且多数情况下承担大容量、远距离输电和联网任务, 尤其对于±800 kV 直流输电工程而言, 其电压等级高、输送容量大, 在电力系统中的地位十分重要, 因此对直流输电工程的可靠性要求很高。直流系统可靠性直接反映直流系统的系统设计、设备制造、工程建设以及运行等各个环节的水平。通过直流系统可靠性分析, 可以提出改善工程可靠性的具体措施, 对新建工程提出合理的指标要求。本文在总结以往直流工程经验的基础上, 结合±800 kV特高压直流输电工程实际情况, 从工程实际角度出发, 提出了提高特高压直流输电系统可靠性及可用率的具体措施。

1 直流系统的可靠性指标介绍

可靠性是一个系统无故障连续运行能力的一种考量。直流输电工程的可靠性是指在规定的系统条件和环境条件下, 在规定的时间内传输一定能量的能力。直流输电系统的可靠性指标总计超过10项, 这里只介绍停运次数、降额等效停运小时、能量可用率、能量利用率等4 项主要可靠性指标[1]。

停运次数: 包括由于系统或设备故障引起的强迫停运次数。对于常用的双极直流输电系统, 可分为单极停运, 以及由于同一原因引起的2 个极同时停运的双极停运。对于每个极有多个独立换流器的直流输电系统, 停运次数还可以统计到换流器停运。不同的停运代表对系统不同水平的扰动。降额等效停运小时: 直流输电系统由于全部或者部分停运或某些功能受损, 使得输送能力低于额定功率称为降额运行。

降额等效停运小时是: 将降额运行持续时间乘以一个系数, 该系数为降额运行输送损失的容量与系统最大连续可输送电容量之比。

能量可用率: 衡量由于换流站设备和输电线路(含电缆)强迫和计划停运造成能量传输量限制的程度, 数学上定义为统计时间内直流输电系统各种状态下可传输容量乘以对应持续时间的总和与最大允许连续传输容量乘以统计时间的百分比。

能量利用率: 指统计时间内直流输电系统所输送的能量与额定输送容量乘以统计时间之比。

以上可靠性指标是衡量直流输电系统可靠性的主要技术指标。

2 影响直流输电系统可靠性指标的主要因素直流输电系统整体的可靠性是和组成整个系统的各个元件、系统的接线方式、控制保护、运行方式息息相关的。在对以往的直流输电工程可靠性分析的基础上可以看到影响直流输电系统可靠性的因素主要有以下几个。

2.1 控制保护系统

高压直流输电与交流输电相比较的一个显著特点是可以通过对两端换流站的快速调节, 控制直流线路输送功率的大小和方向, 以满足整个交直流联合系统的运行要求, 也就是说直流输电系统的性能,极大地依赖于它的控制系统。提高控制系统的可靠性是提高直流输电系统可靠性的关键。提高直流输电控制系统可靠性的首要任务就是加强自检覆盖率和准确率、采用多重化和分布式设计; 克服目前换流技术易换相失败的弊病, 避免多回直流落点相对集中时威胁极大的换相失败; 发展远方控制或无人值守的控制保护和通信技术, 提高效率、增强统一调度和各直流工程间的协调配合, 进一步加强系统稳定性[2]。

2.2 换流站主接线

现代高压直流工程中均采用12 脉动换流器作为基本换流单元, 以减少换流站所设置的特征谐波滤波器。每个12 脉动换流单元通常由2 个交流侧电压相位差30°的6 脉动换流单元在直流侧串联而在交流侧并联所组成的, 换流变阀侧绕组, 一个是Y接线, 一个是△接线。换流阀通常有以下几种接线型式( 图1) : 型式1, 每极1 个12 脉动阀组; 型式2, 每极由多个12 脉动阀组串联; 型式3, 每极由多个12脉动阀组并联; 型式4, 每极由多个12 脉动阀组串联和并联的组合。

从系统可靠性及系统可用率看, 型式1 两端换流站整个双极系统两极两端的4 个换流单元, 任何一个因故障停运, 将使系统损失一半输送能力; 型式2 每个换流单元可以单独控制, 实现不平衡运行, 任一个换流单元因故障退出运行, 仅失去25%的可用率。如果可控硅元件的制造水平可以满足每个极1个换流单元的要求, 那么, 分成2 个换流单元后, 不会大量增加元件数量, 在不考虑配套的换流变压器和开关的故障率的情况下, 极换流器故障次数增加很少。而且, 可以减少检修次数和时间。因此, 即使考虑增加设备的故障率, 系统的可用率还是相对增加,可靠性增强。

2.3 换流变主接线

换流变压器的接线方式主要是根据换流器的接线方式, 结合换流变的制造、安装和运输能力确定每个换流单元所对应的换流变压器类型及接线。每个换流单元连接的换流变压器的类型有以下几种[3]:

( 1) 1 台三相三绕组变压器, 接线型式为Y/Y/Δ。

( 2) 2 台三相双绕组变压器, 一台为Y/Y 型接线, 另一台为Y/Δ接线。

( 3) 3 台单相三绕组变压器, 接线型式为Y/Y/Δ。

( 4) 6 台单相双绕组变压器, 其中3 台接线型式为Y/Y, 另外3 台接线型式为Y/Δ。

从可靠性及可用率角度看, 假定不同类型的换流变压器的故障率和平均修理时间是相同的, 则由于采用三相三绕组变压器台数最少, 因此对于一个换流单元, 它的能量可用率和可靠性最高。换流变压器的4 种类型接线中, 类型( 1) 可靠性最高, 类型( 2)及( 3) 次之, 类型( 4) 较低。因此, 在换流变的制造、安装和运输能力具备的条件下, 应优先采用类型( 1)以提高系统的可靠性及可用率。对于±800 kV 特高压直流输电工程, 换流变电压等级高、容量大, 考虑到换流变的制造、安装和运输能力, 采用以上类型( 1) 、( 2) 或( 3) 均具有相当大的难度, 采用类型( 4) 是最为现实的, 因此, 为提高±800 kV 特高压直流输电工程的可靠性和可用率, 要求这种变压器有较低的故障率和较少的修理时间。

2.4 500 kV 交流滤波器分组及接线

根据目前直流工程的研究成果, 交流滤波器组可能的接线方案有: ( 1) 交流滤波器分成四大组接入3/2 断路器接线串中; ( 2) 交流滤波器小组直接接母线; ( 3) 交流滤波器分成两大组, T 接每极换流变压器; ( 4) 交流滤波器小组直接接入3/2 断路器接线串中。从可靠性角度看, 方案( 4) 可靠性最高; 方案( 1)可靠性较方案( 4) 稍低, 该方案滤波器投切灵活, 且便于两极间的相互备用, 适应性好; 方案( 2) 接线会降低主母线的可靠性; 方案( 3) 为交流滤波器按极配置, 在国外一些工程中有运用, 其主要缺点是不便于交流滤波器两极间的相互备用, 而且增加了换流变压器进线故障的几率。从可靠性角度看, 首推方案( 4) , 但其投资太大, 目前很少采用。国内大多数直流输电工程采用可靠性高且投切灵活的方案( 1) 。

2.5 主要设备对直流输电系统可靠性的影响

2.5.1 换流器

换流器的故障分为如下3 类:

阀的触发失败和误导通, 是由控制和触发设备的各种故障造成的。这些故障发生在逆变侧的概率更高, 并将导致更为严重的后果。

换相失败, 是由于外部交流或直流电路条件的变化, 加之逆变器熄弧角预置控制不当造成的。交流电压偏低, 直流电流偏大, 都可能使得换相不能在足够的时间内完成。

换流站内部短路, 此故障非常少见, 起因可能是接地开关误操作, 或绝缘老化和避雷器失效。

2.5.2 交流系统

(1) 三相短路故障

若故障发生在整流侧, 则不需要采取特殊的控制措施, 而离逆变器足够近的故障将造成换相失败。

(2) 不对称故障

故障时, 通过一系列操作进行故障隔离后, 系统可以降低功率继续运行。

(3) 交流滤波器

据统计, 滤波回路中电容器的故障率与时间有关, 用于可用度计算的故障率为一年0.2%, 但期望值为0.05%, 保证值为0.1%。滤波器分组的停运不会导致强迫极停运, 或电能传输中断。因此滤波器对可靠度影响极小。

2.5.3 直流线路

直流线路故障比内部短路更为频繁, 现今几条重要高压直流输电系统的运行经验表明, 直流架空线接地故障是强迫停运的主要原因[4~6]。直流架空线故障的原因有雷击、滑坡、植物、风等。直流滤波器故障不会造成强迫极停运。

2.5.4 控制和保护系统

由于不会触发跳闸信号, 控制设备故障对传输系统没有直接影响, 因而不加考虑。但为了防止备用耗尽, 控制和保护系统必须是“热维修”,“维修”包括故障电路板或插件的替换, 且没有额外的延时。

2.5.5 开关设备

计算开关设备的可用度时, 较为困难的是如何计算隔离开关的故障率。一方面, 绝大多数故障出现于配件箱和驱动系统, 然而这些故障并不会在正常运行时引发极停运, 因为此时不需要隔离开关动作。另一方面, 当出现开关命令而隔离开关无法遥控时,仍有可能用手动方式执行开关命令, 因而要区别隔离开关的静态故障率和动态故障率。动态故障率是隔离开关作为一个部件时的故障率; 而低得多的静态故障率只计及引起极停运的故障, 如引发接地故障的瓷套或焊点破裂。计算极停运时, 要考虑开关设备的静态和动态故障率。

3 高压直流输电系统的可靠性评估

特高压换流站可靠性评估中, 主要考虑以下因素: ( 1) 考虑到设备实际运行情况, 模型仅包含双极正常运行、单极金属回路、单极大地回路运行方式。( 2) 对有旁路开关回路接线, 任意一个12 脉动换流单元发生故障都可以独立退出而不影响其他设备的正常运行, 且不考虑设备过载运行允许增供的容量。但是当6 脉动桥故障退出运行时, 与之组成12 脉动换流单元的剩余桥必须同时退出。( 3) 忽略三重及三重以上故障事件。( 4) 考虑设备维护时发生故障情况。( 5) 考虑设备安装过程。( 6) 由于正常运行中, 刀闸S, Sp 均不动作, 故不考虑其故障影响。直流侧的滤波器、平波电抗器等设备可等效为一个极设备元件。

EDSA 是一面向电力工程应用的专业软件。它主要由2 部分构成: 一是系统仿真图形绘制, 二是专业计算仿真分析。从功能上看, EDSA 可以完成各种形式的短路计算、潮流计算、暂态分析、谐波分析和可靠性分析等诸多方面, 并提供了丰富的帮助文件。其中, 可靠性可以对配电系统、变电站进行评估, 采用状态空间模型对设定的可靠性模型进行分析计算。通过EDSA 可靠性计算, 可以直接得到某一负荷点的年故障次数、停运持续时间、可靠度、年停电损失等。在此基础上可进一步计算得到其他可靠性指标。

3.1 可靠性数据和主要的计算结果

通过EDSA 对换流站主接线的可靠性进行了计算。通过综合分析国内运行数据及国外设备可靠性数据, 本计算采用表1 中数据作为计算依据。

采用EDSA 可靠性软件包对双极12 脉动换流单元串联情况进行了计算, 结果如表2、3。

3.2 参数灵敏度分析

(1) 换流变故障率灵敏度( 表4) 。

(2) 换流变修复时间灵敏度( 表5) 。

(3) 桥阀故障率灵敏度( 表6) 。

(4) 桥阀修复时间灵敏度( 表7) 。

3.3 运行中的直流输电系统可靠性分析

2004 年江城直流、贵广直流输电系统相继投入运行, 目前我国在运的高压直流输电系统已达到5条, 总输送容量13 000MW, 2004 年全年输送电量460.99 亿kW·h, 直流输电已经成为网间电力交换的主要方式[7]。2004 年葛南直流输电系统长期在额定功率下运行, 送电功率及送电电量均达到了历史最高水平。下面以在运的葛南直流输电工程为例, 具体分析其可靠性指标并总结影响可靠性指标的因素。2004 年度葛南直流系统送电功率和输送电量达到了历史最好水平, 共输送电量63.45 亿kW·h, 能量利用率达到60.19%, 对缓解华东地区的缺电局面起到了重要作用。2004 年葛南系统的各项运行指标都达到了一个较高的水平, 特别是双极非计划停运次数得到了明显降低, 全年仅为1 次( 2003 年为3次) 。对系统的影响主要是由于计划停运造成, 系统总的能量不可用率为17.448%, 而计划能量不可用率就达到16.983%。见表8。

说明影响葛南直流输电可靠性的原因主要有以下几类, 见表9 所示。

从上面的数据综合比较可以看出对系统能量可用率影响较大的是换流站中的非设备因素, 在表9中归结为“其他”, 其中年度大修成为影响指标的主要因素, 影响全年能量可用率达到16.665 个百分点。控制及保护和直流线路是影响系统指标的第2位原因, 另外直流线路的影响也应引起各运行单位的重视。

4 提高直流输电工程可靠性措施

所有提高常规直流输电可靠性的措施对于提高特高压直流输电的可靠性依然有效, 并且要进一步予以加强。主要包括: 降低元部件故障率; 采取合理的结构设计, 如模块化、开放式等; 广泛采用冗余的概念, 如控制保护系统、水冷系统的并行冗余和晶闸管的串行冗余等; 加强设备状态监视和设备自检功能等。

通过对直流输电系统可靠性指标的分析和对实际运行的直流输电系统可靠性分析, 可以看出, 为了提高系统的可用率, 必须从降低元部件故障率和缩短故障停运时间2 方面着手。具体介绍如下:

4.1 降低元部件故障率

元部件的故障率对系统的可靠性及可用率影响很大, 尤其是换流站中的很多重要设备如换流阀、换流变压器、平波电抗器、直流场设备以及交流滤波器等。如在葛南直流输电工程的停运事故中, 大部分与设备本身的设计与制造缺陷有关, 如平波电抗器、交直流滤波器电容器等的损坏就是如此。因此, 应要求制造厂严把质量关, 提高产品质量, 努力降低元部件故障率。针对以往直流工程交流滤波电容器及直流滤波电容器故障率高的情况, 在特高压直流输电工程中应总结分析以往直流工程经验, 降低交流滤波电容器及直流滤波电容器故障率。另外, 特高压直流换流站换流变压器台数多, 出现故障时搬运备用换流变时间会较长, 因此, 应努力降低换流变压器的故障率, 减少使用备用换流变压器的情况。

4.2 冗余与多重化

控制保护系统采用冗余与多重化全都采用多重化设计, 当工作中的通道发生故障时, 处于热备用状态的通道自动切换到工作状态, 不影响功率的正常输送, 从而提高系统的可靠性和可用率[8]。另外, 和常规换流站一样, 特高压直流换流站中可控硅数量也应考虑一定比例的冗余。

4.3 避免控制保护系统死机现象

以往曾有直流输电工程出现死机现象, 降低了控制保护系统的可靠性。对于特高压直流输电系统,控制保护系统更加复杂, 应总结以往直流输电工程经验, 提高控制保护系统的运行稳定性, 避免发生死机现象。

4.4 选择合适的电气接线

在直流换流站中, 电气接线包括阀组接线、换流变压器接线、直流场接线、交流滤波器组接线、交流场接线等。如前所述, 各部分不同的接线型式可靠性不同, 要对设备制造、运输、投资以及可靠性进行综合比较, 选择合适的电气接线。

4.5 提高直流场设备的耐污秽能力

国内已建设的直流输电工程大多定期对直流场设备采取涂刷RTV 的措施以提高设备的耐污秽能力。±800 kV 特高压直流输电工程若采用户外直流场, 直流场高压设备爬距将很大, 设备高度将很高,这给涂刷工作带来了困难, 涂刷时间将更长。而涂刷时需停电进行, 这就降低了直流系统的可用率, 而且, 特高压直流输电工程输送容量大, 在电力系统中位置非常重要, 对可靠性要求高, 为提高直流场设备的耐污秽能力, 可考虑采用户内直流场。

4.6 提高站用电可靠性

站用电对直流输电工程可靠性起着关键的作用, 换流站一旦失去站用电, 将造成直流双极闭锁。提高站用电可靠性包括2 个方面, 分别是站用电源的可靠性和站用电接线的可靠性。提高站用电源可靠性可采用在站内交流场引接站用降压变压器方案或采用分裂变压器方案。提高站用电接线的可靠性可采用分段接线, 低压供电系统采用分区供电方案。对于±800 kV 特高压直流换流站, 国际上尚无先例,阀厅数量及换流变数量是常规±500 kV 直流换流站的2 倍, 研究站用电的接入方案和站内的站用电接线方式、设备配置就显得十分重要。

4.7 优化设计换流变的搬运及轨道布置

±800 kV 级换流变运输尺寸大, 需要的搬运空间大, 搬运时间较长, 应合理设计换流变的搬运及轨道布置, 使得搬运换流变方便、快捷, 缩短搬运时间,从而提高系统可靠性及可用率。

4.8 优化设计备用换流变布置位置及转向方案

备用换流变的位置及转向方案对检修时减少停电时间、减少停电损失至关重要, 当工作换流变压器需要检修时, 如何快捷、迅速地将备用换流变运至工作换流变压器的位置, 需要重点研究。

4.9 合理选择设计风速及地震设防烈度

特高压直流工程投资大, 输送容量大, 在系统中位置十分重要, 这就对安全可靠性提出了更高的要求。无疑, 提高设计风速及地震设防烈度取值是提高安全可靠性的措施, 但相应会增加工程投资。为此,应研究采用不同的风速、地震强度等设计条件对造价的影响, 对敏感性进行分析, 找到最佳的匹配方案。

4.10 防火

工程设计及运行管理中, 应高度重视防火, 坚决杜绝火灾事故。