CN105356493A - 特高压直流闭锁受端处置方法 - Google Patents

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项中明
李有春
吴华华
马翔
张小聪
徐奇锋
徐军岳
杨运国
黄剑峰
吕磊炎
赵良
张帆
谷炜
金啸虎
张锋
沈曦
董立
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Abstract

本发明公开了一种特高压直流闭锁受端处置方法，省内电网设有省、地、县三级调控中心，省调控中心在特高压直流电网出现直流闭锁故障后，下达处置方法指令，事故处理分二个阶段开展：事故后第一阶段，在30分钟内，通过快速加出省内电网备用，向区域调控分中心申请周边省市支援，或者同时采用省内电网拉限电的手段快速消除超载超限情况；事故后第二阶段，在30分钟～2小时之间，主要通过申请省际事故支援、区外购电、事故拉限电的手段来控制省际联络线功率，恢复旋转备用，确保发用电平衡。本发明可以保障特高压直流接入后整个区域电网能够安全稳定运行，提升电能质量和服务水平，最大限度降低特高压直流故障对用户供电、设备的影响。

Description

特高压直流闭锁受端处置方法
技术领域
本发明涉及特高压供电技术，尤其涉及特高压直流闭锁受端处置方法。
背景技术
特高压电网是国家能源优化配置的重要载体，特高压直流闭锁是指故障时移除换流阀的触发脉冲，触发脉冲移除后，电流一旦为零，阀组就会自动关断。闭锁的主要目的是取消触发脉冲，使换流阀处于关断状态。造成直流闭锁的主要原因有换流阀故障、直流线路故障、直流辅助设备故障以及临近交流系统故障等，多数直流故障发展到最后均会导致直流闭锁。特高压直流双极闭锁事故对电网的冲击很大，不仅会造成大量负荷损失，同时也伴有电网解列、系统频率及相关厂站电压大幅变化、线路潮流过载等情况出现。
发明内容
本发明所要解决的技术问题就是提供一种特高压直流闭锁受端处置方法，保障特高压直流投运后电网安全稳定运行。
为解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：特高压直流闭锁受端处置方法，省内电网设有省、地、县三级调控中心，省调控中心在特高压直流电网出现直流闭锁故障后，下达处置方法指令，其特征在于事故处理分二个阶段开展：事故后第一阶段，在30分钟内，通过快速加出省内电网备用，向区域调控分中心申请周边省市支援，或者同时采用省内电网拉限电的手段快速消除超载超限情况；事故后第二阶段，在30分钟～2小时之间，主要通过申请省际事故支援、区外购电、事故拉限电的手段来控制省际联络线功率，恢复旋转备用，确保发用电平衡。
优选的，事故后第一阶段进行拉限电时，落实A、B三级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共100万千瓦。
优选的，事故后第二阶段，在调出邻近省电网除旋转备用外的富余电力后，仍存在的电力缺口，第45分钟至次日或直流恢复，按照预定比例由各省分担，并按规定恢复足够容量的旋转备用，确保发用电平衡。
优选的，第二阶段落实A～H共8级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共400万千瓦。
优选的，在特高压直流闭锁故障后功率失去瞬间，一键控制省内电网所有AGC机组进入爬坡模式加出力，达到特高压直流闭锁故障后快速加出备用的效果。
优选的，在拉限电阶段，地区调控中心一键控制多个变电所的多台开关同时分闸，达到特高压直流闭锁故障后快速限制负荷，确保电网和设备安全的效果。
优选的，省内电网备用包括处于备用状态的水电机组、火电机组以及天然气机组，其中天然气机组轮流启停，保持温、热态，确保事故后能快速应急开机紧急启动、并网发电。
优选的，省调控中心设有直流风险预警模块，直流风险预警模块将风险预警分为事故后端面重载风险预警和备用不足风险预警。
本发明可以保障特高压直流接入后整个区域电网能够安全稳定运行，提升电能质量和服务水平，最大限度降低特高压直流故障对用户供电、设备的影响。
具体实施方式
1、省内电网设有省、地、县三级调控中心，省级调控中心以上是区域调控中心，区域调控中心负责省内及附近省份电网的调控，地、县调控中心控制地区内的多个变电所，省调控中心在特高压直流电网出现直流闭锁故障后，下达处置方法指令。
特高压直流双极闭锁失却大功率后，系统频率下降，电压大幅变化，主要断面潮流超稳定限额，同时全省发用电平衡存在较大缺口，调度事故处理可分二个阶段开展。
事故后第一阶段，在30分钟内，通过快速加出省内电网备用，向华东调控分中心申请周边省市支援，或者同时采用省内电网拉限电的手段快速消除超载超限情况；事故后第一阶段进行拉限电时，落实A、B两级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共100万千瓦。
事故后第二阶段，在30分钟～2小时之间，主要通过申请省际事故支援、区外购电、事故拉限电等手段来控制省际联络线功率，并按规定恢复足够容量的旋转备用，确保发用电平衡。
事故后第二阶段，在调出邻近省电网除旋转备用外的富余电力后，仍存在的电力缺口，第45分钟至次日或直流恢复，按照预定比例由各省分担，并按规定恢复足够容量的旋转备用，确保发用电平衡。第二阶段落实A～H共8级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共400万千瓦。做好省际联络线功率控制，恢复备用。在此基础上落实各地区用电指标，并视特高压直流的恢复和全省发用电平衡情况，逐步恢复拉限电负荷。
2、特高压直流电网的直流闭锁故障又分为直流双极闭锁和直流单极闭锁，以下结合具体实施进行说明。
2.1直流双极闭锁
直流双极闭锁失却大功率后，系统频率下降，电压大幅变化，主要断面潮流超稳定限额，全省发用电平衡存在较大缺口。调度处置按控制要求分两个阶段开展。第一阶段处置(0～30分钟内)：省调按过载断面灵敏度要求，执行拉限电(第一阶段落实A、B两级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共100万千瓦)；30分钟内，把重载线路控制到长期输送能力以内，把断面潮流控制在稳定限额以内。
省调在事故发生后10分钟内，根据断面控制要求，确定拉限电数量、等级，发令至地调调度台执行事故X(A、B)级事故拉限电，要求接令地调15分钟内执行到位。
直流双极闭锁事故后第二阶段处置(30分钟后)。省外支援共享后存在的电力缺口，第45分钟至次日或直流恢复，37.04％由省内承担(最大274万千瓦)。该阶段主要是控制省际联络线功率，确保发用电平衡。事故拉限电第二阶段落实A～H共8级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共400万千瓦。省调确定第二阶段拉限电数量和等级，在第二阶段一开始，发令至地调执行事故X(A～H)级拉限电，要求A～D级25分钟执行到位(最大200万千瓦)，E～H级45分钟执行到位(最大400万千瓦)。第二阶段拉限电后省调做好省际联络线功率控制并恢复备用，在此基础上落实各地区用电指标，并视直流的恢复和全省发用电平衡情况，逐步恢复拉限电负荷。
2.2直流单极闭锁。
直流发生单极闭锁第一阶段，转换过程(送端160万千瓦)及转换后(转换成功送端400万千瓦，不成功即单极大地回线运行送端240万千瓦)，扣除5～10％线损，受端能接受至少150万千瓦的输送功率。省调通过加出旋转备用，潮流可保证在正常范围内。一般情况下，不需进行紧急事故拉限电。
直流单极闭锁第二阶段，做好省际联络线功率控制，恢复备用。事故调度处置参照双极闭锁处理预案执行。
3、经理论分析和实践验证，在特高压直流故障后功率失去瞬间，省级电网ACE数据短时出现很大的正偏差，导致AGC机组出现反调情况，不利于事故处置。因此创新AGC模块功能，部署机组AGC快速群控功能，可实现一键控制所有AGC机组进入ramp(爬坡)模式加出力，达到特高压直流故障后快速加出备用的效果。
4、省内电网备用包括处于备用状态的水电机组、火电机组以及天然气机组。宾金直流事故后，为了弥补电力缺失，需要备用状态(非检修、消缺)天然气的机组紧急启动、并网发电。紧急启动至带足出力的时间越短越好，能够减少事故后对电力供应的影响。这个时间主要和天然气机组的机型(单轴、双轴)、天然气机组状态(热态、温态、冷态)有关。
单轴机型天然气机组，开机前需要汽机的抽真空、送轴封等准备工作，大概需要1.5小时。天然气紧急启动开机到带满出力，热态、稳态、冷态机组分别需要1.5小时、2.5小时、3.5小时。
双轴机型，燃机部分可以基本不用准备，30分钟内并网带足；汽机部分，在抽真空、送轴封等准备工作完毕后，热态、温态、冷态天然气机组带足出力分别需要1小时45分、需要3小时、4.5小时。如表1所示。
表1燃气机组紧急启动至带足出力所需时间
优化省调火电、燃气机组开机、保证浙江电网高峰、低谷留足正、负备用；燃气机组轮流启停，保持温、热态，事故后能快速应急开机；同时建立天然气应急顶峰的气电协调机制，确保发电天然气气源的紧急增供，保证天然气机组的应急顶峰。
5、省调控中心设有直流风险预警模块，直流风险预警模块将风险预警分为事故后端面重载风险预警和备用不足风险预警。
根据直流事故后关键断面潮流重载及备用缺口情况，将直流大功率运行期间省级电网实时风险定义为红色、橙色、黄色、蓝色四级预警，通过D5000实时计算和显示，调度员对电网安全状况做到心中有底。
如表2所示，断面重载风险预警通过预测事故后输电线潮流进行预警。
表2断面重载风险预警与断线潮流对应关系表。
备用不足的风险预警，如表3所示，通过预测省内所需拉闸限电数量占当时负荷水平的比例进行预警，直流事故后，省内落地功率的37.04要求省内承担，减去省内电网旋转备用，就是如果没有支援情况下，为了保证发用电平衡，省内需要拉限电的数量，根据拉限电数量占当时负荷的5％。
表3备用不足风险预警与拉限电数量对应关系表。
通过集中预警和监视控制，可以加强对电网风险的认识，并切实采取措施让电网运行在低等级风险中
另外，相关变电站主变中性点隔直装置相关监控信息接入集中监控，在调度自动化系统中制定专项监视画面，加强设备监控，保障设备安全运行。
在省调D5000调度自动化系统上制作直流专项监控画面，集直流运行监视、风险预警、事故辅助决策和AGC快速控制功能于一体，对直流运行状况、全省及分区备用、重要断面潮流等情况进行实时监视和分析，对事故风险进行实时预警，提供事故后调度紧急处置的辅助决策，并实现机组AGC一键快速控制。

Claims (8)

1.特高压直流闭锁受端处置方法，省内电网设有省、地、县三级调控中心，省调控中心在特高压直流电网出现直流闭锁故障后，下达处置方法指令，其特征在于事故处理分二个阶段开展：事故后第一阶段，在30分钟内，通过快速加出省内电网备用，向区域调控分中心申请周边省市支援，或者同时采用省内电网拉限电的手段快速消除超载超限情况；事故后第二阶段，在30分钟～2小时之间，主要通过申请省际事故支援、区外购电、事故拉限电的手段来控制省际联络线功率，恢复旋转备用，确保发用电平衡。
2.根据权利要求1所述的特高压直流闭锁受端处置方法，其特征在于：事故后第一阶段进行拉限电时，落实A、B三级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共100万千瓦。
3.根据权利要求1所述的特高压直流闭锁受端处置方法，其特征在于：事故后第二阶段，在调出邻近省电网除旋转备用外的富余电力后，仍存在的电力缺口，第45分钟至次日或直流恢复，按照预定比例由各省分担，并按规定恢复足够容量的旋转备用，确保发用电平衡。
4.根据权利要求3所述的特高压直流闭锁受端处置方法，其特征在于：第二阶段落实A～H共8级拉限电负荷，每档级差50万千瓦，共400万千瓦。
5.根据权利要求1所述的特高压直流闭锁受端处置方法，其特征在于：在特高压直流闭锁故障后功率失去瞬间，一键控制省内电网所有AGC机组进入爬坡模式加出力，达到特高压直流闭锁故障后快速加出备用的效果。
6.根据权利要求2或者4所述的特高压直流闭锁受端处置方法，其特征在于：在拉限电阶段，地区调控中心一键控制多个变电所的多台开关同时分闸，达到特高压直流闭锁故障后快速限制负荷，确保电网和设备安全的效果。
7.根据权利要求1所述的特高压直流闭锁受端处置方法，其特征在于：省内电网备用包括处于备用状态的水电机组、火电机组以及天然气机组，其中天然气机组轮流启停，保持温、热态，确保事故后能快速应急开机紧急启动、并网发电。
8.根据权利要求1所述的特高压直流闭锁受端处置方法，其特征在于：省调控中心设有直流风险预警模块，直流风险预警模块将风险预警分为事故后端面重载风险预警和备用不足风险预警。
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