２０１３年第７卷第２期 ２０１３，Ｖｏ１．７，Ｎｏ．２ 南方电网技术 ＳｏＵＴＨＥＲＮ ＰＯＷＥＲ ＳＹＳＴＥＭ ＴＥＣＨＮｏＬｏＧＹ 特约专稿 Ｆｅａｔｕｒｅｄ Ａｒｔｉｃｌｅｓ 文章编号：１６７４—０６２９（２０１３）０２—００１０．０６ 中图分类号：ＴＭ７２１．１ 文献标志码：Ａ 云广直流带小湾和金安桥两个电厂的 孤岛运行调试与分析 洪潮，李岩，贾磊，李明，许爱东，杨煜 （南方电网科学研究院，广州５１００８０） 摘要：云南至广东±８００ ｋＶ直流输电工程送端楚雄换流站侧采用孤岛运行方式，可以较大幅度提高云南至广东现有交 直流输电通道的送电能力。对该工程带小湾和金安桥两个电厂孤岛运行调试的分阶段计划和具体的试验项目进行了介 绍，并基于实际完成的现场调试，对试验结果和孤岛系统的实际运行特性进行了分析。现场试验和分析结果验证了云广 直流送端带两个电厂孤岛运行方式的可行性，从而为实际运行中采用孤岛运行方式打下了基础。 关键词：特高压直流输电；孤岛运行；现场调试 Ｔｈｅ Ｏｎ－ｓｉｔｅ Ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ａｎｄ Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ｉｓｌａｎｄｉｎｇ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ Ｙｕｎｎａｎ・—— Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ ＵＨＶＤＣ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ Ｓｕｐｐｌｉｅｄ ｂｙ Ｘｉａｏｗａｎ ａｎｄ Ｊｉｎａｎｑｉａｏ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔｓ ＨＯＮＧ Ｃｈａｏ，ＬＩ Ｙａｈ，Ｊ１ＡＬｅｉ，ＬＩ Ｍｉｎｇ，ＸＵ Ａｉｄｏｎｇ，ＹＡＮＧ Ｙｕ （Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｐｏｗｅｒ Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ，ＣＳＧ．，Ｇｕａｎｇｚｈｏｕ ５ １ ００８０，Ｃｈｉｎａ） Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｓｌａｎｄｉｎｇ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ａｔ ｔｈｅ ｓｅｎｄｉｎｇ ｔｅｒｍｉｎａｌ ｏｆ Ｙｕｎｎａｎ—Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ±８００ ｋＶ ＵＨＶＤＣ ｐｏｗｅｒ ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ ｐｒｏｊｅｃｔ ｃａｎ ｓｉｇｎｉｉｃａｎｔｌｆｙ ｉｎｃｒｅａｓｅ ｔｈｅ ｔｏｔａｌ ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ ｃａｐａｂｉｌｉｔｙ ｆｒｏｍ Ｙｕｎｎａｎ ｔｏ Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ｅｘｉｓｔｉｎｇ ＡＣ ａｎｄ ＤＣ ｌｉｎｋｓ．Ｔｈｅ ｐａｐｅｒ ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓ ｔｈｅ ｓｔａｇｅｓ ｏｆ ｔｅｓｔｉｎｇ ｐｌａｎ ａｎｄ ｔｈｅ ａｒｒａｎｇｅｄ ｔｅｓｔｉｎｇ ｉｔｅｍｓ ｆｏｒ ｉｓｌａｎｄｉｎｇ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｎ—ｓｉｔｅ ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ｏｆ ｔｈｅ ＵＨＶＤＣ ｐｒｏｊｅｃｔ ｓｕｐｐｌｉｅｄ ｂｙ Ｘｉａｏｗａｎ ａｎｄ Ｊｉｎａｎｑｉａｏ ｐｏｗｅｒ ｐｌａｎｔｓ．Ｂａｓｅｄ ｏｎ ｔｈｅ ｃｏｍｐｌｅｔｅｄ ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ｔｅｓｔｓ，ｔｈｅ ｔｅｓｔｉｎｇ ｒｅｓｕｌｔｓ ａｎｄ ｔｈｅ ａｃｍａｌ ｓｙｓｔｅｍ ｆｅａｔｕｒｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｉｓｌａｎｄｉｎｇ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｈａｖｅ ｂｅｅｎ ａｎａｌｙｚｅｄ．Ｂｏｔｈ ｔｈｅ ｏｎ—ｓｉｄｅ ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ａｎｄ ａｎａｌｙｓｉｓ ｒｅｓｕｌｔｓ ｖｅｒｉｆｙ ｔｈｅ ｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙ ｏｆ ｔｈｅ ｉｓｌａｎｄｉｎｇ ｓｙｓｔｅｍ，ａｎｄ ｔｈｕｓ ｐｒｏｖｉｄｅ ａ ｔｅｃｈｎｉｃａｌ ｂａｓｉｓ ｆｏｒ ｔｈｅ ｒｅａｌ ｓｙｓｔｅｍ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｕｓｉｎｇ ｔｈｅ ｉｓｌａｎｄｉｎｇ ｍｏｄｅｓ． Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓ：ＵＨＶＤＣ ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ；ｉｓｌａｎｄｉｎｇ ｏｐｅｒａｔｉｏｎ；ｏｎ—ｓｉｔｅ ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ 云广直流大功率孤岛运行要作为一种实际可用 超过１ ６００ Ｍｗ时带一个电厂孤岛运行的可行性以 及有关控制措施的有效性ｌ１，引。然而，孤岛运行方式 在电网稳定性以及增加输电效益方面的优势是在云 的运行方式，要求云广直流在额定功率范围内的不 同直流功率水平孤岛运行时，在无故障情况下能够 保持长期稳态运行状态，能够根据系统运行需要方 便地调整直流功率，且能够经受长期运行过程中需 广直流输送大功率直至额定功率条件下才能体现 的，云广直流额定功率孤岛运行必须带上小湾、金 安桥两个电厂才能实现，因此，为了在实际运行中 要进行的操作、可能发生的故障／扰动等冲击…。 由于云广直流工程送端换流站远离电源，孤岛 运行时随着直流输送功率增大，以及楚雄换流站因 直流功率增大而投入的交流滤波器和并联电容器数 量增多，直流送端将处于较低甚至极低有效短路比 的运行工况下 Ｊ。针对孤岛系统这一主要问题，在 直流工程前期开展了较为全面的研究，并根据研究 成果采取了针对性的综合控制措施，云广直流仅带 小湾电厂孤岛运行现场调试初步验证了直流功率不 应用孤岛方式，必须进行直流输送大功率运行条件 下的孤岛方式现场调试。 基于云广直流仅带小湾电厂孤岛运行现场调试 成果，通过进一步研究直流孤岛运行控制特性及其 与相关电厂机组控制特性的配合，并结合金安桥电 厂机组逐步投产，开展了模拟孤岛运行的多项现场 试验；然后在优化了有关控制策略的基础上，分阶 段开展了云广直流带小湾、金安桥两个电厂的孤岛 第２期 洪潮，等：云广直流带小湾和金安桥两个电厂的孤岛运行调试与分析 ｌｌ 方式调试。本文首先简要介绍了云广直流带两个电 厂的孤岛运行方式，结合调试计划安排的各个现场 调试阶段，介绍了具体的试验项目，基于已完成的 现场调试的实际过程和试验结果，对孤岛方式运行 特性和主要控制策略的效果进行了分析，总结得出 了云广直流孤岛运行的有关结论。 １云广直流带两个电厂孤岛运行方式及调 试项目 １．１ 云广直流带两个电厂孤岛运行方式简介 云广直流工程楚雄侧联网以及孤岛运行方式在 文献ｌ１—４１中均已有介绍。云广直流带小湾、金安桥 两个电厂孤岛运行方式调试过程中，楚雄换流站侧 孤岛系统包括“４线”和“５线”两种接线方式。“４ 线”方式如图ｌ所示，小湾电厂机组分厂运行，其 在孤岛系统内最多可投入４台机组运行，通过２回 ５００ ｋＶ交流线路接入楚雄换流站，而在孤岛系统外 的２台机组通过ｌ回５００ ｋＶ交流线路接人云南电网 的和平变电站；金安桥电厂的所有运行机组（最多 可投入其全部４台机组）通过２回５００ ｋＶ线路接入 楚雄换流站。孤岛系统内共有４回５００ ｋＶ交流线路， 故称为“４线”方式。 漫湾 至宝峰 图１ 云广直流楚雄侧带两个电厂孤岛运行的４线方式接线 Ｆｉｇ．１ Ｔｈｅ Ｉｓｌａｎｄｉｎｇ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｍｏｄｅ ｏｆ Ｙｕｎｎａｎ—Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ ＵＨＶＤＣ Ｐｒｏｊｅｃｔ Ｓｕｐｐｌｉｅｄ ｂｙ Ｔｗｏ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔｓ Ｔｈｒｏｕｇｈ ４ ＡＣ Ｌｉｎｅｓ 图２所示为“５线”方式孤岛系统接线图。在 该方式下，小湾电厂全部６台机组都在孤岛系统内， 通过将小湾至和平５００ ｋＶ线路与和平至楚雄站的 一回线路在和平站内配串，断开和平至楚雄站另一 回线路形成 ， ；同时，小湾至楚雄站的２回５００ ｋＶ 线路正常投入，形成小湾电厂通过３回５００ ｋＶ线路、 金安桥电厂通过２回５００ ｋＶ线路接人楚雄换流站， 孤岛系统内共有５回５００ ｋＶ交流线路的接线方式。 漫湾 至宝峰 图２云广直流楚雄侧带两个电厂孤岛运行的５线方式接线 Ｆｉｇ．２ Ｔｈｅ Ｉｓｌａｎｄｉｎｇ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｍｏｄｅ ｏｆ Ｙｕｎｎａｎ—Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ ＵＨＶＤＣ Ｐｒｏｊｅｃｔ Ｓｕｐｐｌｉｅｄ ｂｙ Ｔｗｏ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔｓ Ｔｈｒｏｕｇｈ ５ ＡＣ Ｌｉｎｅｓ １．２云广直流带两个电厂孤岛运行调试项目 孤岛调试项目安排的原则在文献［１］中已作了 说明。进行云广直流带两个电厂孤岛运行调试前， 已完成了仅带小湾电厂、直流功率最大稳态运行值 分别不超过１ ０００ Ｍｗ和１ ６００ Ｍｗ的２个阶段现 场调试，按照孤岛调试总体计划，带两个电厂的孤 岛调试从第３阶段开始，阶段划分仍按照直流功率 由小到大安排，分４个阶段共安排了３７项试验，如 表ｌ至表４所示。每个阶段调试结束后，在完成对 试验结果分析、发现问题处理的基础上，才能继续 开展下一阶段的调试工作【Ｊ Ｊ。 由表ｌ至４可见，试验项目安排尽可能完整地 考虑了实际孤岛运行中需要进行的操作以及可能出 现的故障或扰动Ｌ５Ｊ。特别地，考虑到云广直流双极 闭锁引起的过电压问题及有关抑制措施是决定能否 在实际运行中采用孤岛方式的关键因素ｌＪ Ｊ，调试项 目中安排了不同直流功率运行条件下的双极闭锁试 验。除了表１至４所列的试验项目之外，实际调试 中还进行了电厂机组协调控制和云广直流过电压控 制逻辑优化的试验，这些试验验证了孤岛运行关键 控制逻辑的正确性和优化控制策略的有效性。 在表１至表４所列的四种孤岛运行方式下，楚 雄换流站的运行有效短路比（ＯＥＳＣＲ） Ｊ计算结果 如表５所示。 直流功率在２ ５００ Ｍｗ及以上的各调试阶段， 楚雄换流站的运行有效短路比ＯＥＳＣＲ都小于２．５， 对应的交流系统属于弱系统；特别地，在直流功率 ５ ０００Ｍｗ孤岛运行方式下，ＯＥＳＣＲ小于１．５，属于 极弱系统ｌ２’ 。下文将分类对试验过程中的主要现象 和试验结果进行介绍和分析。 １２ 南方电网技术 第７卷 表１第３阶段现场调试项目 Ｔａｂ．１ ＴｈｅＯｎ－ｓｉｔｅＴｅｓｔＩｔｅｍｓ ａｔｔｈｅＳｔａｇｅ ３ 注：直流功率为１ ６００Ｍｗ，５机（小湾３机、金安桥２机）４线。 表２第４阶段现场调试项目 Ｔａｂ．２ ＴｈｅＯｎ—ｓｉｔｅＴｅｓｔＩｔｅｍｓ ａｔｔｈｅＳｔａｇｅ ４ 注：直流功率为２ ５００Ｍｗ，６机（小湾４机、金安桥２机）４线。 表３第５阶段现场调试项目 Ｔａｂ．３ ＴｈｅＯｎ—ｓｉｔｅＴｅｓｔＩｔｅｍｓ ａｔｔｈｅＳｔａｇｅ ５ 注：直流功率为３ ７５０Ｍｗ，８机（小湾５机、金安桥３机）５线。 表４第６阶段现场调试项目 Ｔａｂ．４ ＴｈｅＯｎ—ｓｉｔｅＴｅｓｔＩｔｅｍｓ ａｔｔｈｅＳｔａｇｅ ６ 序号 试验组别 试验描述 １ 联网一孤岛方式转换 从联网运行操作到孤岛运行方式，联络 线功率在１００—１５０Ｍｗ ２ 稳态性能 直流功率在３ ７５０—５ ０００ＭＷ的稳态运 行性能试验 ３ 孤岛交流系统故障、 机组投切试验：金安桥电厂切除一台运 扰动 行机组 ４ 孤岛交流系统故障、 机组投切试验：金安桥电厂投入一台发 扰动 电机组 ５ 联网一孤岛方式转换 从孤岛运行操作到联网运行方式 ６ 联网一孤岛方式转换 从联网运行操作到孤岛运行方式，联络 线功率在９００～９５０Ｍｗ 孤岛交流系统故障、 ５００ ｋＶ小楚甲线楚雄侧单相瞬时接地 扰动 短路试验（投入自动重合闸） 孤岛交流系统故障、 ５００ ｋＶ小楚甲线楚雄侧单相瞬时接地 扰动 短路试验（退出自动重合闸） 直流功率阶跃 直流功率阶跃响应试验： 只 ０．５ ｐ－ｕ．一０．４５ ｐ．ｕ．一Ｏ．５ ｐ ｌ０ 直流电压阶跃 直流电压阶跃响应试验： Ｕｄ＝１．０Ｐ．ｕ．一Ｏ．９５ ｐ．ｕ．一１．０ ｐ．ｕ． ｌ１ 直流电流阶跃 直流电流阶跃响应试验： 厶＝Ｏ．５０ Ｐ．Ｕ．一Ｏ，４６ ｐｌｕ．一Ｏ．５ ｐ．ｕ． ｌ２ 直流线路故障试验 直流线路故障试验：极２整流侧，极２ 故障重启次数设为１ １３ 直流线路故障试验 直流线路故障试验：极ｌ逆变侧，极１ 故障重启次数设为１ １４ 解一闭锁性能 双极４阀组运行条件下进行极１双阀组 闭锁，然后再解锁试验 ｌ５跳闸试验 楚雄站双极４阀组同时闭锁试验 注：直流功率为５ ０００Ｍｗ，１Ｏ机（小湾６机、金安桥４机）５线。 表５孤岛调试各方式下楚雄换流站的运行有效短路比 Ｔａｂ ５ Ｔｈｅ Ｏｐｅｒａｔｉｎｇ ＥＳＣＲ ｏｆ Ｃｈｕｘｉｏｎｇ Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ Ｓｔａｔｉｏｎ Ｕｎｄｅｒ Ｉｓｌａｎｄｉｎｇ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｍｏｄｅｓ ２联网一孤岛运行方式的转换试验 ２．１ 联网运行转孤岛运行试验 在云广直流第３至６阶段孤岛调试中，共安排 了７项联网转孤岛运行试验。表６中列出现场调试 时转换前后的实际运行工况，表中联络线指楚雄站 与云南主网连接的最后一条．５００ ｋＶ线路，其有功功 率为负值表示功率方向为流入楚雄站。 第２期 洪潮，等：云广直流带小湾和金安桥两个电厂的孤岛运行调试与分析 １３ 表６联网运行转孤岛运行试验概况 Ｔａｂ ６ Ｔｈｅ Ｏｖｅｒｖｉｅｗ ｏｆ Ｔｒａｎｓｆｅｒｒｉｎｇ Ｆｒｏｍ ＡＣ—ＤＣ Ｐａｒａｌｌｅｌ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｔｏ Ｉｓｌａｎｄｉｎｇ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｍｏｄｅ 根据第１、２阶段调试同类试验分析得出的结论 ｕ Ｊ，在操作转入孤岛运行前，都在楚雄站直流工作 站上手动设置站控系统为孤岛方式，使云广直流启 用孤岛运行控制策略，自动将频率限制控制（ＦＬＣ） 功能启用（Ｅｎａｂｌｅｄ），然后再操作断开楚雄站与云 南主网的联络断路器。由表６可见，云广直流由联 网方式转入孤岛方式后，原来联络线上有功功率值 便成为孤岛系统中发电总出力与直流功率（加上孤 岛系统内总损耗）的差额值。由于调试中联络线有 功功率均为流人楚雄站，联络线断开后，孤岛系统 中发电有功出力便出现相应的缺额，导致频率下降。 云广直流ＦＬＣ频率限制死区设定为±Ｏ．１ Ｈｚ，而孤岛 系统内各发电机组调速器一次调频死区均设置为 ０．１５ Ｈｚ或以上，当孤岛系统频率下降到４９．９０ Ｈｚ 以下时，直流ＦＬＣ功能激活（Ａｃｔｉｖｅ），自动对直流 功率进行快速控制，结果如表６所示。ＦＬＣ控制使 云广直流和孤岛系统进入新的稳态后，直流功率的 调整幅度基本与功率缺额相当，楚雄侧孤岛系统频 率因ＦＣＬ动作恢复到４９．９０ Ｈｚ。 对不同初始工况下现场试验结果分析可得如下 结论： １）按照现场调试制定的操作步骤将云广直流 从联网运行转入孤岛运行，即使在联络线功率为 ９２０ Ｍｗ时操作转换，转换后孤岛系统和云广直流 都能够达到新的稳态。 ２）转换时联络线功率越大，进入孤岛后过渡 过程相应越长。这是由于有功功率缺额由云广直流 ＦＬＣ功能激活控制直流功率以实现再平衡，当直流 功率大幅调整时，可能切除楚雄站部分交流滤波器， 并伴随有换流变压器分接头档位自动调整，这些都 会导致孤岛系统波动，而使过渡过程经历更长时间。 因此，在实际运行中操作转换时，应将联络线 有功功率和无功功率均调整到较小值（建议有功功 率在１００Ｍｗ以内、无功功率在１００Ｍｖａｒ以内）后， 再操作转入孤岛。 ２．２孤岛运行转联网运行试验 在云广直流第３至６阶段孤岛调试中，共进行 了３次孤岛转联网运行试验（表１中第３项、表２ 中第７项、以及表４中第５项），３次试验的操作过 程基本一致，都是在楚雄站同期合上与主网联络线 （和楚乙线）的开关实现并网，转人联网运行。 在现场进行上述３项试验时，都将楚雄换流站 有关断路器的同期合闸角设定值改为±５。…，孤岛 转联网过程中暂态冲击很小，建议有关操作和设定 在实际运行中采用。 ３直流功率升降和稳态运行试验 云广直流带两个电厂的孤岛调试中，每个阶段 均安排有直流稳态运行性能试验，如表７所示。由 表可见，稳态运行性能试验基本覆盖了双极直流功 率从ｌ ０００ Ｍｗ至额定值５ ０００ Ｍｗ的范围。仅在 第４阶段试验中单独列出了２ ５００Ｍｗ至１ ６００Ｍｗ 直流功率升降试验项目，与对应的稳态性能试验配 合进行，实际上，其他调试阶段的稳态运行性能试 验都包含有直流功率调整的内容Ｌ１ Ｊ，只是未将直流 功率调整作为独立的试验项目列出而已。 表７稳态运行性能试验概况 Ｔａｂ．７ Ｔｈｅ Ｏｖｅｒｖｉｅｗ ｏｆ Ｓｔｅａｄｙ Ｓｔａｔｅ Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ Ｔｅｓｔｓ 孤岛系统内开机和接线方式 薹 ５机（小湾３机、金安桥２机）４线 １ ６００～１ ０００ ６机（小湾４机、金安桥２机）４线 ２ ５００～１ ６００ ８机（小湾５机、金安桥３机）５线 ３ ７５０—３ ０００ １０机（小湾６机、金安桥４机）５线 ５ ０００～３ ７５０ 在孤岛运行方式下，云广直流ＦＬＣ功能投人， 其频率限制死区设定为±０．１ Ｈｚ，而孤岛系统内各发 电机组调速器一次调频死区均设置为０．１ ５ Ｈｚ或以 上，因此，孤岛运行时云广直流功率调整可采用以 下两种方法：一是通过调整发电出力，云广直流利 用ＦＬＣ功能被动跟随调整直流功率的方式，在功率 调整完成后，需要手动设置云广直流的功率参考值 与实际直流功率一致，以使ＦＬＣ从激活状态返回， 为后续运行中可能发生的ＦＬＣ控制留出可用的调 １４ 南方电网技术 第７卷 整范围。另一种是电网调度给云广直流下达自动功 率曲线调整直流功率参考值，同时利用ＡＧＣ自动 调整两个电厂的发电出力，如果两个自动功率调整 在启动时刻、调整速率上一致，理想情况下能够实 现直流功率与发电出力同步调整，调整过程中直流 ＦＬＣ功能就不会出现激活状态；而如果发电出力调 整与直流功率参考值的自动调整未能达到同步，则 直流ＦＬＣ功能会在功率调整过程中激活，通过控制 直流功率以与实际发电出力相匹配。 在现场调试中，上述两种直流功率调整方法都 进行了试验，结果表明： １）在孤岛运行方式下，通过调整电厂发电出 力，云广直流采用ＦＬＣ被动跟随方式，能够实现直 流功率的平稳调整；功率调整过程结束后，孤岛系 统和云广直流都能够进入新的稳态正常运行。 ２）通过自动功率曲线调整云广直流功率参考 值，与ＡＧＣ自动调整两个电厂的发电出力相配合 的方法，也能够实现直流功率的平稳调整；但在试 验中发现，ＡＧＣ 自动调整电厂出力并不是一个按 设定功率变化速率平滑调整的过程，实际调整过程 中直流ＦＬＣ功能保持激活状态，以平衡功率的差 额。功率调整过程结束后，孤岛系统和云广直流系 统均能保持正常稳态运行。 虽然在调试过程中通过直流自动功率曲线与 ＡＧＣ自动调整两个电厂的发电出力相配合的方法 并未实现完全同步调整，但在实际运行中还是建议 采用这种调整方法，其优势是：当直流功率调整的 目标参考值与ＡＧＣ调整发电出力的目标值相匹 配时，即使在调整过程中直流ＦＬＣ长期处于激活 状态，但在调整结束后，ＦＬＣ将自动从激活状态返 回，不必由运行人员再次手动设置使其返回，另外， 在功率调整过程中，ＦＬＣ控制可用的调整范围也与 未激活状态下更为接近。 ４楚雄站双极４阀组同时闭锁试验 在云广直流带两个电厂的孤岛运行调试中，还 分别进行了直流功率阶跃响应、直流电压阶跃响应、 直流电流阶跃响应试验，孤岛系统中发电机组投切 试验，单极闭锁及解锁性能试验，直流线路故障试 验，孤岛系统内５００ ｋＶ交流线路单相接地短路试 验，这些试验验证了云广直流在不同功率水平下， 经受各种典型故障、扰动后能够恢复孤岛方式下的 稳态运行。 孤岛调试最需要关注的问题，是云广直流大负 荷运行时发生双极（同时或相继）闭锁后孤岛系统 中产生的过电压问题。 通常而言，双极闭锁后孤岛系统操作过电压水 平随着闭锁前直流稳态输送功率的增大而升高，其 主要原因是直流功率较大时，楚雄站投入的交流滤 波器和并联电容器组数也相应增多，双极闭锁过程 中，由于直流电流可能因闭锁逻辑控制而快速下降， 使楚雄站阀组消耗的无功快速减少，在交流滤波器 切除之前，楚雄站容性无功出现大量过剩将导致电 压大幅升高。为了抑制云广直流孤岛运行发生直流 双极闭锁后出现的过电压，楚雄站交流滤波器大组 进线断路器采用了４断口断路器，并在直流孤岛运 行控制策略中设置了全部运行阀组闭锁后直接切除 交流滤波器大组的控制逻辑。同时，阀组闭锁过程 还设置了直流电流以指数函数平滑下降的控制逻 辑，以及相对应于切除交流滤波器大组延迟３０ ｍｓ 切除全部阀组的进线断路器控制逻辑。在现场进行 调试前，通过大量的仿真分析验证了上述控制策略 的有效性。但是，由于这些控制涉及的现场实际被 控设备多，且控制回路和被控设备的实际动作特性 可能具有一定的分散性，因此，在孤岛调试各个阶 段，都安排了双极（同时或相继）闭锁试验，且从 较低直流功率开始，逐步升高直流功率进行试验， 以通过实际试验结果对上述控制策略进行验证和优 化。表１至４中分别列出了云广直流带两个电厂的 孤岛运行调试各个阶段的直流双极闭锁试验，下文 以额定直流功率孤岛运行时双极同时闭锁试验为 例，介绍现场试验的结果。 孤岛运行直流功率５ ０００ ＭＷ条件下，双极闭 锁前楚雄站共投入１４小组交流滤波器和并联电容 器。双极闭锁试验是通过在楚雄站直流控制保护系 统中模拟故障使直流保护出口同时闭锁双极来实现 的。现场试验中，发生双极闭锁后楚雄站主要断路 器的动作时序如表８所示，楚雄站４个交流滤波器 大组的进线断路器先全部跳开，由现场事件记录可 见，最先完全跳开的交流滤波器大组与最后完全跳 开的大组在跳开时间上仅相差１ ｍｓ；在最后跳开的 交流滤波器大组断路器断开后２８～３０ ｍｓ，４个阀组 的进线断路器先后跳开，交流滤波器大组断路器断 开与阀组进线断路器跳闸的动作配合时序正确，动 第２期 洪潮，等：云广直流带小湾和金安桥两个电厂的孤岛运行调试与分析 ＞ １５ ３２。ｏ ２吾 作时间符合要求。 试的成功完成，进一步验证了孤岛运行方式的可行 。 。０表８楚雄站双极闭锁过程中主要断路器动作时序 Ｔａｂ．８ Ｔｈｅ Ｔｉｍｅ Ｓｅｑｕｅｎｃｅ ｏｆ Ｍａｉｎ Ｂｒｅａｋｅｒｓ Ｔｒｉｐｐｉｎｇ 事件 动作时刻 第３大组交流滤波器进线断路器全部跳开 １ ８：３３：２０．８４０ 第２大组交流滤波器进线断路器全部跳开 １８：３３：２０．８４０ 第１大组交流滤波器进线断路器全部跳开 ｌ８：３３：２０．８４１ 第４大组交流滤波器进线断路器全部跳开 １８：３３：２０．８４１ 极１组２进线断路器全部跳开 １ ８：３３：２０．８６９ 极２组１进线断路器全部跳开 ｌ８：３３：２０．８７０ 极２组２进线断路器全部跳开 １８：３３：２０．８７０ 极１组１进线断路器全部跳开 １８：３３：２０．８７ｌ 图３所示为云广直流５ ０００ Ｍｗ运行双极同时 闭锁过程的现场录波结果，图中示出闭锁过程中楚 雄站极１阀组１进线处三相交流电压测量值、极ｌ 直流电流指令值、极ｌ直流电流实际值、极１阀组 １和阀组２的触发角波形。由录波得知：双极闭锁 后，楚雄站交流母线Ｌ１、Ｌ２、Ｌ３相的电压峰值最 高分别达到６１５．９８ ｋＶ、＿６０４．９４ ｋＶ和６２２．１８ ｋＶ。 现场录波过电压水平与调试前的计算分析值（楚雄 站最大计算值为６３３ ｋＶ、最小值６１５ ｋＶ）基本吻合。 对现场完成的多次双极闭锁试验结果进行分析 表明：在云广直流系统带两个电厂孤岛运行条件下， 发生直流双极闭锁后，由直流控制系统实现的直流 电流下降过程以及断路器动作时序满足要求＿ｌ ，相 关过电压抑制措施是有效的。 等 —厂 ｌ Ｃ １ 时刻 图３楚雄站双极４阀组同时闭锁波形图 Ｆｉｇ．３ Ｒｅｃｏｒｄｉｎｇｓ ｏｆ Ｂｌｏｃｋｉｎｇ Ｃｈｕｘｉｏｎｇ Ｂｉｐｏｌｅ ４ Ｇｒｏｕｐｓ Ｐｒｏｃｅｓｓ ５结语 云广直流带小湾和金安桥两个电厂孤岛运行调 性，尤其是孤岛运行时发生直流双极闭锁后孤岛系 统过电压控制措施的有效性与可靠性。同时，在调 试过程中，也进一步完善了相关计算分析和仿真的 手段，深入掌握了孤岛运行的技术特性，从而确保 了实际孤岛运行风险能够通过计算分析和仿真来事 先掌控，为云广直流实际运行中采用孤岛运行方式 打下了良好的技术基础。 由于篇幅所限，本文仅针对总体调试项目以及 现场调试主要结果进行了概述，随着对云广直流孤 岛调试各项试验的结果开展深入分析，更多相关特 性分析方面的研究成果可以预期。 参考文献： ［１］ 洪潮，李岩，杨煜，等．云广直流系统仅带小湾电厂孤岛运行的 调试与分析 ．南方电网技术，２０１１，５（５）：卜６． ＨＯＮＧ Ｃｈａｏ，ＬＩ Ｙａｎ，ＹＡＮＧ Ｙｕ，ｅｔ ａ１．Ｏｎ—ｓｉｔｅ Ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ ａｎｄ Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｎ ｔｈｅ Ｉｓｌａｎｄｉｎｇ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆ Ｖｕｎｎａｎ—Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ ＵＨＶＤＣ Ｓｙｓｔｅｍ Ｓｕｐｐｌｉｅｄ Ｏｎｌｙ ｂｙ Ｘｉａｏｗａｎ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ［Ｊ］．Ｓｏｕｔｈｅｍ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２０１ １，５（５）：ｌ一６． ［２］ 中国南方电网公司电网技术研究中心．楚穗直流孤岛运行专题分 析报告［Ｒ］．广州：中国南方电网公司电网技术研究中心，２０１０． ［３］ 刘洪涛，李建设，黄河，等．云广直流小功率孤岛试验发现的问 题及应对措施［Ｊ］．南方电网技术，２０１２，６（２）：４０－４２． ＬＩＵ Ｈｏｎｇｔａｏ，ＬＩ Ｊｉａｎｓｈｅ，ＨＵＡＮＧ Ｈｅ，ｅｔ ａ１．Ｔｈｅ Ｐｒｏｂｌｅｍｓ Ｏｃｃｕｒｒｅｄ Ｄｕｒｉｎｇ ｔｈｅ Ｔｅｓｔ ｏｆＩｓｌａｎｄｅｄ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ ｏｆＹｕｎｎａｒ！．Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ ＤＣ Ｓｙｓｔｅｍ ｗｉｔｈ Ｌｏｗ Ｐｏｗｅｒ ｎａｄ Ｍｅａｓｕｒｅｓ ｔｏ Ｄｅａｌ ｗｉｔｈ［Ｊ］ｌ Ｓｏｕｔｈｅｒｎ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２０１２，６（２）：４０—４２． ［４］ 张勇，余畅，徐光虎，等．云广直流孤岛判别系统的原理及接口 『Ｊ］．南方电网技术，２０１０，４（５）：２０—２３． ＺＨＡＮＧ Ｙｏｎｇ，ＹＵ Ｃｈａｎｇ，ＸＵ Ｇｕａｎｇｈｕ，ｅｔ ａ１．ｑｈｅ Ｐｒｉｎｃｉｐｌｅ ｎａｄ Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ ｏｆＩｓｌｎａｄｉｎｇ Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｓｙｓｔｅｍ ｆｏｒ Ｙｕｎｎａｎ－ ．Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ ＤＣ Ｓｙｓｔｅｍ［Ｊ］．Ｓｏｕｔｈｅｒｎ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ２０１０．４（５）：２０—２３． ［５］ 洪潮．云广±８００ ｋＶ直流输电工程系统试验［Ｊ］．南方电网技 术，２０１０，４（２）：７－１４． ＨＯＮＧ Ｃｈａｏ．Ｔｈｅ Ｓｙｓｔｅｍ Ｔｅｓｔｓ ｏｆＹｕｒｍａｎ－Ｇｕａｎｇｄｏｎｇ￣８００ ｋＶ ＤＣ Ｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎ Ｐｒｏｊｅｃｔ［Ｊ１．Ｓｏｕｔｈｅｒｎ Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ， ２０１０。４（２）：７－１４． ［６】 ＩＥＥＥ Ｓｔｄ １２０４－１９９７，ＩＥＥＥ Ｇｕｉｄｅ ｆｏｒ Ｐｌｎａｎｉｎｇ ＤＣ Ｌｉｎｋｓ Ｔｅｒｍｉｎａｔ— ｉｎｇ ａｔ ＡＣ Ｌｏｃａｔｉｏｎｓ Ｈａｖｉｎｇ Ｌｏｗ Ｓｈｏｒｔ—Ｃｉｒｃｕｉｔ Ｃａｐａｃｉｔｉｅｓ［Ｓ］． 收稿日期：２０１３－０３．２３ 作者简介： 洪潮（１９６７），男，湖北人，高级工程师（教授级），博士，从事交 直流电力系统仿真分析、直流输电技术研究、直流输电工程控制保护系 统试验以及现场调试工作（ｅ－ｍａｉｌ）ｈｏｎｇｃｈａｏ＠ｃｓｇ．ｃａ； 李岩（１９７３），男，河北石家庄人，高级工程师（教授级），工学博 士，主要从事直流输电控制保护系统的调试工作（ｅ－ｍａｉｌ）ｌｉｙａｎ＠ｃｓｇ．ｃｎ； 贾磊（１９８２），男，河南人，高级工程师，工学博士，主要从事电 力系统过电压领域的研究工作（ｅ－ｍａｉｌ）ｊｉａｌｅｉ＠ｃｓｇ．ｃｎ。