HVDC孤岛交流系统中水轮机调速器特殊问题分析

张广涛，程远楚，邹吉林

（武汉大学动力与机械学院，湖北 武汉 430072）

HVDC孤岛交流系统中水轮机调速器特殊问题分析

张广涛，程远楚，邹吉林

（武汉大学动力与机械学院，湖北 武汉 430072）

摘要：HVDC（High Voltage Direct Current）送端为巨型水电站或水电站群时，采用孤岛运行方式，可以避免HVDC系统故障时对附近交流大电网稳定的不利影响，但在采用孤岛方式运行的情况下，一旦发生故障导致极闭锁引起输送功率大幅跌落，将会出现关于水轮机调速器控制的新问题。本文指出HVDC孤岛水电交流系统的特殊性和研究意义，然后结合云广直流工程实例，讨论与分析了HVDC极闭锁故障下水电孤岛系统调速控制中的特殊问题。

关键词：HVDC；孤岛；水轮机调速器；电动机运行

0　引言

HVDC送端为巨型水电站或水电站群时，采用孤岛运行方式，可以避免HVDC系统故障时对附近交流大电网稳定的不利影响，该孤岛系统可称直流孤岛水电系统。目前，电力系统中孤岛运行主要用于由微型水电、风电、光电、柴油发电机组等电源构成的分布式发电系统，具体指一组由旋转发电机直接与电网连接或电能经逆变器间接与电网连接的分布式发电系统，及电网的一小部分与主电网断开电气连接，并在带电状态下连续运行的工作模式[1-3]。对孤岛运行的研究，主要集中在小容量分布式旋转发电接入电网和逆变器接入电网两种类型发电系统在进入孤岛后的监测、保护、重联网等问题。目的为尽量延长孤岛系统对用户的供电时间，降低停电范围，提高对用户供电的连续性和可靠性。然而，出于保护大机组特别是火电、核电机组的目的，大容量发电机组孤岛运行模式在以往的电力系统运行中比较罕见且一般禁止出现，对可能的大停电发生前的计划解列控制，有一定研究，但对大容量机组组成的孤岛系统的运行控制，缺乏研究。随着我国西部水电的大力开发，送端巨型电站或电站群通过远距离大容量HVDC输电至受端强交流电网的系统将越来越多，对其控制与调节的特殊性应引起关注，并开展相应的研究。

1　HVDC孤岛交流系统

HVDC送端电源工作于孤岛运行方式，一般有两种情况。1）设计孤岛运行情况：HVDC送端为巨型水电站或水电站群，且电能输送目的地为远方城市时，若作为HVDC送端电源的大电站连接到附近交流大电网，则当HVDC系统故障时会对附近交流大电网稳定性造成不利影响，需要限制HVDC输送容量来降低这种影响。为充分利用HVDC输电能力，节约珍贵输电走廊资源，有很多“送端巨型电站或电站群-远距离大容量HVDC-受端强交流电网”类型的电力系统采用送端正常运行工况为孤岛运行方式[4-9]。2）故障导致孤岛运行情况:即正常运行时送端电源与附近交流大电网有联络线连接，在联络线故障切除后被迫进入送端孤岛运行方式。以上两种情况使得任何“送端巨型电站或电站群-远距离大容量HVDC-受端强交流电网”类型的电网送端交流系统均可能运行于孤岛方式，因此，研究HVDC送端电源孤岛运行控制具有重要的现实意义。

中国云广直流输电工程（以下简称云广直流）是中国第一条设计采用送端孤岛运行方式的LCC HVDC系统，为典型的“送端巨型电站或电站群-远距离大容量HVDC-受端强交流电网”型电力系统。系统连接示意图如图1所示，该系统送端为孤岛水电交流系统，由小湾水电站（6台机×700MW额定出力/台机）和金安桥水电站（4台机×600MW额定出力/台机）等两个巨型水电站组成，经远距离（高达1 418 km）大容量（额定输送功率5 000MW）HVDC送至远方的广东交流电网负荷中心[10]。小湾水电站经三回500 kV交流线路连接楚雄换流站，包括两回长248 km的连接至楚雄换流站的500 kV交流线路和一回经长234 km的小和线（小湾-和平交流变电站）与长14 km的和楚线（和平变电站-楚雄换流站）连接到楚雄换流站的500 kV交流线路。金安桥水电站经金楚甲与金楚乙两回长299 km的500 kV交流线路接入楚雄换流站；楚雄换流站经长1 418 km，额定电压为±800 kV的双极直流输电线路连接到位于广东增城的穗东换流站；两端换流站均采用双12脉动换流阀[11]。和平变电站为送端电源与附近交流大电网接入口，在和平变电站切除楚雄-和平，和小湾-和平联络线后，送端系统进入孤岛运行，否则送端系统为联网运行。前期研究表明，送端采用孤岛运行方式时，可在不增加设备投资情况下，提高1000MW的HVDC稳定功率输送容量，并可大大降低直流故障时对送端交流电网的不利影响[10]，因此，该系统送端孤岛运行被设计为主要运行方式之一。

图1云广直流送端水电孤岛系统示意图

2　直流孤岛系统有功与频率调节

HVDC送端孤岛运行时，因送端孤岛交流系统一般主要由巨型电站或电站群构成，所带本地负荷基本为厂用电，送端交流系统较弱。系统频率有功控制只能依靠该弱交流系统内机组调速器频率调节及HVDC附加频率调节，难以获取大电网情况下远方机组的直接功率支持。HVDC附加频率调节主要依靠改变可调直流功率范围内的有功输送来辅助调节送端交流系统频率[12-14]。直流孤岛系统频率稳定在规定范围内时，主要根据调度指令或计划调整直流输送功率和送端机组输出功率；当由于某些原因导致系统频率波动超出正常范围时，将会引起系统的频率调节。在正常情况下，调速器的频率调节死区△2设置为大于HVDC附加频率控制区的调节死区△1，当交流系统频率波动小于△1时，HVDC附加控制与调速器均不参于调节；当交流系统频率波动大于△1时，在直流输电附加频率，调节起作用范围内，通过频率偏差调整直流输送功率实现对孤岛交流系统的频率调节；当频率偏差超过调速器调节死区△2时，水轮机调速器通过频差调整水电机组有功输出来调节系统频率。

正常调节时，主要依靠HVDC附加频率控制，调节速度快，具有较好的调节性能。而当HVDC遇故障导致极闭锁时，会使可调直流功率范围缩小，其调节能力将大大降低，此时，系统频率调节主要依赖于水轮机调节系统。巨型水电机组频率调节系统，具有大延时、非最小相位、强非线性等特点，基于并联PID结构的微机调速器在强交流电网内运行得到了广泛应用[15-16]，但其在弱交流系统内的频率控制性能，因以往运用较少而很少引起关注。对于大机组孤岛这样的大机小网，其运行特性与控制策略应有别于大机大网或小机小网，需开展专门研究。

3　直流孤岛水电系统水轮机调速器特殊问题分析

云广直流系统从运行初期就开始进行了大量的现场试验与调试，采用调速器和带直流附加频率控制条件下，直流输送功率因故障而大幅跌落（如直流极闭锁后），孤岛交流系统出现如下问题：

双极闭锁或单极闭锁后，部分机组进入电动机调相状态，部分机组进入发电机发电状态。

如在云广直流运行初期，因金安桥电站投产发电时间较晚，所以先进行了仅带小湾电厂的极闭锁试验，表1为某次双极闭锁试验的部分结果。试验机组包括小湾电厂3号~6号机组，箭头前的数据为双极闭锁前各机组相应变量的稳态值，箭头后数据为双极闭锁后各机组相应变量的稳态值。

表1双极闭锁前机组状态

系统初始运行于孤岛运行方式，3号与4号机组导叶开度稳定在60%左右，带390MW左右有功负荷；5号与6号机组导叶开度稳定在36%左右，带145MW左右负荷。双极闭锁后，因孤岛交流系统频率升高至50.56Hz，引起高周切机保护动作，将3号机组切除，进入空载态运行；5号机和6号机稳定到电动机状态，分别从孤岛交流系统吸收近50MW有功，导叶被关至全关状态，水轮机运行于制动或反水泵工况；4号机组则承担起由4号、5号、6号三台机组组成的小孤岛交流系统的电能供给任务，以32.2%的导叶开度，带120MW有功，系统在该有功和导叶开度下达到一个新的稳定状态，频率稳定到50.06Hz。

而当两站10机组同时运行带5 000MW的双极闭锁试验时，金安桥电站机组将进入调相运行，而小湾电站机组则进入发电运行工况。

出现上述问题的原因是：当出现双极闭锁时，相当于所有并联在孤岛交流系统中的机组同时甩负荷，随着机组频率的上升，调速器会快速关闭导叶，以抑制频率的上升。鉴于在调速器参与下的交流系统，经受功率冲击如双极闭锁对直流送端孤岛系统效果近似为负荷突然降为0，稳定后有。各机组将在各自调速器作用下按照系统频差进行调节，但由于孤岛交流系统中每台机组调速器可能具有各自不同的速度特性，且闭锁前的各机组的运行工况可能存在差异。当出现极闭锁故障时，各机组以各自的速度关闭导叶，对不采用附加控制的情况，在相同的频率差下，调节较快的机组或带负荷较少的一批机组在所有机组导叶关至最小前会将导叶开度关至最小值如全关，如表1中的5号、6号机，而调节慢或负载跌落前带负荷较多的机组则可能在有功降低一部分后，系统频差缩小而使所有机组调节系统停止调节，从而使得系统稳态成为：调节快或带负荷少的机组运行在电动机调相态<0，而调节慢或带负荷多的机组运行在发电态>0。

孤岛交流系统机组运行于调相工况时，同步电机作电动机运行，将消耗一定有功，为维持系统稳定必然有更多的有功被发电机运行的机组发出，长时间运行将浪费宝贵水能源。当机组运行在调相模式，转轮浸没在导叶全关或极小开度的转轮室内高速旋转，水轮机运行在制动或反水泵工况，水流被打在小开度甚至关闭的导叶上，会引起机组的水力振动，降低机组寿命甚至造成安全事故。此外，当孤岛交流系统有机组运行于调相工况时，相比运行于空载或带负荷状态，将会降低直流系统故障自动重启后自动增加负荷速度，因调相运行的机组水轮机导叶开度很小甚至全关且巨型机组惯性巨大，将处于调相状态运行的机组增负荷到一定值，相比空载或已带负荷机组，需要更多时间，对直流故障重启恢复不利，甚至可能导致因不能在规定时间内带上规定负荷而自动重启失败。

在实际运行中，应采取相应措施避免机组进入深度调相状态，一种最简单的办法是当孤岛直流停运事件发生时，通过强制调速器控制开度输出到某一整定值并持续某一定时间。但该方法的缺陷是整定较为困难，不能适应运行工况的变化，不同工况的实现效果差异较大。

极闭锁故障后孤岛交流系统稳态频率偏高。

金安桥和小湾调速器控制框图基本相同，都为有差特性的PID控制器。如图2为云广直流中金安桥电站水轮机调速器控制框图。

图2金安桥水轮机调速器控制框图

交流系统的频率将高于50 Hz。故障丢弃的负荷越多，交流系统稳态频差就越大。

对于双极闭锁，相当于所有机组同时甩负荷，此时调速器接收到双极闭锁或直流停运信号后，可将开度给定置为空载值，使交流系统频率恢复50 Hz。但对于单极闭锁，显然情况不同。由于单极闭锁时只甩掉了一半的负荷，故障瞬间，系统频率升高，一方面，HVDC的FLC将增加直流系统输送功率以达到功率平衡；另一方面，调速器会关小导叶以减小原动机力矩。此时，开度给定应调整的幅度与故障前的直流系统输送功率密切相关，应进行开度协调控制研究。

图3和图4分别是直流5 000MW双极闭锁和单极闭锁时小湾电站1号机与金安桥电站1号机的频率、力矩与功率曲线。

图3直流5 000MW双极闭锁试验波形

图4直流5 000MW单极闭锁试验波形

上述两个主要问题会引起其它问题，如双极闭锁或单极闭锁后的孤岛交流系统稳态频率过高，不利于直流故障自动重启，甚至可能因频率超过直流系统整流频率某限值，导致双极闭锁重启失败，或单极闭锁故障加剧为双极闭锁；孤岛交流系统双极闭锁或单极闭锁后稳态频率过高，不利于孤岛交流系统紧急情况下并入当地交流电网的并网操作，可能导致无法自动并入当地交流电网，从而不能发挥直流故障下利用当地交流电网输送部分电能功能运用，丰水期造成电能无法外送弃水浪费能源，或当地交流电网需要支援而无法并网提供支援等。

4　结论

本文总结提炼了直流孤岛水电系统运行中出现的关于水轮机调速系统的特殊问题，即极闭锁后部分机组稳定到电动机调相运行，和系统稳态频率过高问题，指出该问题对电力系统运行特别是对水电机组运行的重大影响，并给出了初步的分析和处理。

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中图分类号：TM712

文献标识码：B

文章编号：1672-5387（2015）07-0056-04

DOI：10.13599/j.cnki.11-5130.2015.07.016

收稿日期：2015-04-30

作者简介：张广涛（1987-），男，博士研究生，研究方向：水电机组过渡过程控制与仿真，机电耦合过渡过程研究。