水电站孤岛运行双极闭锁发生时系统频率稳定方法

郑智燊，梁朝弼

（华能澜沧江水电有限公司小湾水电厂，云南 大理 675702）

小湾水电站位于云南省大理市南涧县和临沧市凤庆县交界处的澜沧江干流上，装设6台单机容量为700MW的水轮发电机组，总装机容量4200MW。小湾电厂以500kV一级电压三回出线送出，500kV系统为4/3接线，共有三个开关串，每串四个开关，每个中开关与边开关之间接入一个发变组单元，每两个中开关之间接一回出线，共6台发电机、变压器组，电气主接线如图1所示。三回出线，分别是小和线、小楚甲线和小楚乙线，其中小楚甲线、小楚乙线送电至楚雄换流站。

楚雄换流站位于云南省楚雄州禄丰县，是±800kV云广特高压直流输电工程的送端站，也是目前世界上直流电压等级最高的换流站。该换流站主要把小湾、金安桥两座大型水电站生产的电能输送到广东负荷中心，同时通过和平变电站与云南电网联结。

1 双极闭锁对孤岛系统的影响

1.1 孤岛运行方式

孤岛电网是指由多组发电系统相互联合构建成局域性电网（该局域性电网系统经公共连接点联结），且与其余电力系统在电气上分离的一种电网运行状态。小湾电厂输出功率到楚雄换流站，在这个输电过程中，若小湾电厂和楚雄换流站均与其它电力系统没有电气联系，那么“小湾电厂→楚雄换流站”输电系统与其它电力系统便处于电气上分离的状态。这种状态即为孤岛运行方式，其基本特点是电压和频率波动范围较大，受负荷运行的影响较为明显。

1.2 直流双极闭锁

直流输电目前国内都是双极系统，一个正极一个负极，正负极同时运行。当其中一个极的设备或系统出现问题时，由于目前尚无可以切断直流电流的断路器，所以只能通过整流阀熄弧角的调整，闭锁该极，即整流阀关断，流过的电流为零。当两个极同时闭锁时，直流系统将无法送出功率。

1.3 孤岛运行方式下的双极闭锁试验

在孤岛运行方式下发生双极闭锁事故时，楚雄换流站直流侧无法对外输出功率，换流站交流侧输入功率由原先正常运行时较大的功率值向无功率输入状态过渡。在这个电气状态转变过程中，会导致“小湾电厂→楚雄换流站”孤岛电网系统频率、电压升高，并对孤岛电网系统的电气设备造成较大的冲击。

1.3.1 双极闭锁试验

直流双极闭锁前，小湾电厂处于孤岛运行状态，小和线、小楚甲线和小楚乙线正常运行，3～6号机组并网发电，带负荷1022MW。其中1号机组处于停机态，2号机组与系统解列单独带厂用电运行，3～6号机组分别出力397MW、396MW、95MW和137MW。

双极闭锁后，孤岛系统频率迅速升至55.51Hz，超过安稳控制系统高周切机动作定值，安稳控制系统切除3号机组。此时3号机组的功率、孤岛系统频率变化情况如图2所示。

3号机组跳闸后，4号机组发出有功功率，处于发电运行状态。5号、6号机组吸收有功功率，处于电动机运行状态。

随后，将4号机组调速器调节切换至“手动”控制方式，减少4号机组有功负荷。在调节过程中，孤岛系统频率先下降后又迅速上升至55.15Hz，超过安稳控制系统高周切机动作定值，安稳控制系统切除4号机组。调节过程中4号机组的功率、孤岛系统频率变化情况如图3所示。

4号机组跳闸后，6号机组发出有功功率，而5号机组吸收有功功率，处于电动机运行状态。

接着，将6号机组调速器调节切换至“手动”控制方式，减少6号机组有功负荷。在调节过程中，孤岛系统的频率先下降后又迅速上升至55.1Hz，超过安稳控制系统高周切机动作定值，安稳控制系统切除5号机组。调节过程中系统的频率变化情况如图4所示。

5号机组切除后，6号机组进相深度达到-330MVar，欠励限制动作，500kV系统电压迅速上升，最高升至635kV，基本稳定在617kV左右。最后6号机组升压变过励磁保护动作，切除6号发变组，500kV系统失压。

1.3.2 试验结果分析

1）5号和6号机组作为电动机调相运行的原因

双极闭锁后，4号机组作为发电机带5号、6号两台机组调相运行，原因在于5号、6号机组的导叶全关后尚未开启。而5号、6号机组的导叶全关后未开启，是由于其调速器的控制逻辑回路中增加了一个根据功率上下限来闭锁导叶开关的功能。

孤岛运行状态下，功率、频率（机频）对导叶控制的闭锁关系如下：

当功率<1MW 且 机频>50Hz时，当前计算出的导叶给定保持不变，使导叶开度不变。

当功率>700MW 且 机频<50Hz时，当前计算出的导叶给定保持不变，使导叶开度不变。

其余情况导叶给定的计算公式为：

式中，Gv_Give为导叶开度给定；Pgv为监控脉冲功率给定（内部折算出的导叶开度）；Ynld为空载开度；Ypid为频差因素计算出的PID输出开度。

表1 双极闭锁后机组导叶开度

双极闭锁瞬间，系统频率迅速上升，3台机组的导叶随之回关，导叶开度给定根据频差计算。当导叶关到空载开度以下时5号机组和6号机组的频率在50Hz以上，导叶给定计算为零，而此时5号机组和6号机组有功已在1MW以下。这样满足了上述闭锁条件，导叶给定保持为0不变，导叶开度一直关到全关位置。

而4号机组开度一开始就比较大，调节过程中，功率一直在1MW至700MW之间，不满足闭锁条件。导叶给定按公式（1）正常计算，所以开度和频率也能正常调节。

2）减少有功输入时导致频率上升的原因

4号机组手动关导叶，造成系统功率下降，系统频率随之下降，5号机组和6号机组调速器检测到机频超过死区（约48Hz）自动开启导叶，加上4号机组分配的有功叠加，功率和系统频率迅速上升，转速超过115%。由于4号机调速器处于手动位置，主配拒动信号上报监控，启动紧急停机流程，4号机组停机。5号机组和6号机组未停机的原因是调节模式为“自动”，频率超过50.5Hz时导叶自动回关。

4号机组停机后，5号机组手动关导叶，造成系统功率下降，系统频率随之下降，6号机组调速器检测到机频超过死区（约48Hz）自动开启导叶，加上5号机组分配的有功叠加，功率和系统频率迅速上升，转速超过115%。由于5号机调速器处于手动位置，主配拒动信号上报监控，启动紧急停机流程，5号机组停机。

2 双极闭锁时系统频率的稳定

2.1 频率波动的抑制方法

通过对孤岛运行方式下直流双极闭锁的模拟试验及其对系统频率的影响分析，提出以下解决频率波动问题的方法。

1）去掉上、下限负荷闭锁导叶功能，导叶开度调节模式会根据类似甩负荷后的空载模式调节，保证双极闭锁后每台机组导叶开度能够在空载开度附近正常调节。这样就不会有机组将导叶闭锁在全关位置；也就不会出现导叶正常调节的机组将系统频率降低时，导叶全关的机组又突然解除闭锁将导叶开启，造成系统频率大幅上升的情况。

2）增加孤岛专用装置，把孤岛运行信号及双极闭锁信号送至调速器。调速器收到孤岛运行信号及双极闭锁信号后，控制系统将自动切换为能够实现快速控制的控制参数，以适应孤岛运行方式下较大的频率波动。

3）修改调速器控制逻辑。在机组处于空载工况运行时，调速器按照频率模式调节，空载时PID运行参数为Kp=3.5，Ki=0.12，Kd=2，频率死区为E=0.0Hz，Bp=0。在机组处于联网工况运行时，调速器按照开度模式和频率模式进行正常调节，若一次调频功能未投入运行，调速器执行开度模式调节，PID运行参数为Kp=4，Ki=3，Kd=1，频率死区为E=0.5Hz，Bp=4%；若一次调频功能投入运行，调速器执行开度模式、频率模式调节，PID运行参数为Kp=4，Ki=3，Kd=1，频率死区为E=0.05Hz，Bp=4%。在调速器收到孤岛运行信号后，进入孤岛模式，此时控制程序调用孤岛运行参数，即Kp=3.5、Ki=0.12，Kd=2，频率死区为E=0.5Hz，Bp=1%。在调速器收到双极闭锁信号后，判断频率是否变化，当频率超过50.5Hz时，控制程序调用双极闭锁运行参数，即Kp=3.5，Ki=0.6，Kd=2，但频率死区为E=0.1Hz，Bp=0%，功率给定Pgv的数值将减至零；待双极闭锁调速器调节稳定后，经过180s延时，调速器运行参数自动切换到孤岛运行参数。

2.2 模拟试验验证

采用上述方法进行双极闭锁模拟试验。直流双极闭锁前，小湾电厂处于孤岛运行状态，小和线、小楚甲线和小楚乙线正常运行，3～6号机组并网发电，带负荷1009MW。其中1号机组处于停机态，2号机组与系统解列单独带厂用电运行，3～6号机组分别出力334MW、339MW、171MW和163MW。

楚雄换流站直流双极闭锁后，小湾电厂调速器控制正确，能够将孤岛系统频率调节到允许范围内，如图5所示。电厂没有出现机组跳闸情况，4台机组出力维持在空载负荷左右。孤岛系统能够继续平稳运行，并最终实现顺利并网。

3 结论

经过两次孤岛双极闭锁模拟试验验证表明，采取孤岛双极闭锁后切换调速器的控制参数及控制策略的方法，能够有效地控制直流双极闭锁后孤岛系统频率的上升，使各台机组保持在空载运行，并使孤岛系统的频率稳定在基频（50Hz）左右。本文提出的频率稳定方法可供孤岛运行的水电厂参考。

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