江苏如东海上换流站交直流系统的关键试验方法

时间:2024-03-27来源:佚名

随着我国柔性直流技术不断发展,海上风电装机容量不断增大,海上柔性直流输送电压已达到±400kV,海上换流站首次应用成功。中广核新能源南通有限公司、华润广东新能源有限公司的乔美、江海涛、丁海峰,在《电气技术》上撰文,通过研究江苏如东±400kV海上风电柔性直流输电示范工程,重点提出海上换流站系统试验方法,以期为后续海上风电直流输电工程应用奠定技术基础。

江苏如东±400kV海上风电柔性直流输电示范工程,额定输送功率1100MW,额定直流电压±400kV,额定直流电流1375A,海缆长度约为99km,直流出线1回海缆输送至海上换流站。该工程是我国目前海上风电输送容量最大的柔性直流输电工程,对华东地区电力结构配置具有重要战略意义。

直流输电工程系统试验是工程建设的最后一道工序,试验的目的是全面考核直流工程的系统性能、设备性能及二次控制保护功能,验证直流输电系统各项性能指标是否达到技术规范的要求,以确保工程投入运行后,系统和设备的安全可靠运行。

结合±400kV高压柔性直流示范工程的可行性研究成果及工程特点,借鉴陆上柔性直流输电工程系统试验研究成果,本文开展针对±400kV海上风电高压柔性直流输电工程系统试验方法的研究,以期为后续工程现场系统试验提供技术支撑。


1 海上换流站±400kV柔性直流输电示范工程特点

1.1 直流系统条件

根据示范工程可行性研究成果,海上风电场远距离、大容量采用柔性直流输电。结合江苏省海上风电工程规划,该示范工程采用海、陆换流器分层接入华东电网,满足±400kV直流系统对称单极额定功率的运行要求。

1.2 换流站一次系统

如东海上柔性直流输电系统采用对称单极主接线方式,直流极线正负极桥臂按极配置极线隔离开关、极线避雷器、极线测量元件、海缆终端等设备,换流站一次系统如图1所示。

换流阀为三相六桥臂结构,每桥臂由阀组件及桥臂电抗器组成。桥臂由若干阀塔串联而成,每个阀塔一般分层布置多个模块化多电平换流器(modular multilevel converter, MMC)标准组件。

海上换流站交流进线侧220kV配电装置交流海缆进线6回、联接变出线2回,采用3/2接线方式。陆上换流站逆变为500kV交流电后,通过1回500kV线路送出。

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图1 换流站一次系统

1.3 换流站二次系统

换流站的交、直流系统合建一个统一平台的计算机监控系统。换流站内所有交、直流电气设备的监视、测量、控制等功能均由计算机监控系统实现,计算机监控系统采用模块化、分层分布式、开放式结构。

直流控制与保护主机配置相互独立。直流控制系统采用分层分布式结构,按完全双重化原则配置。直流保护分区配置重叠,以保证所有设备都能得到全面保护。直流保护按三重化配置,每套保护装置的测量、电源、出口跳闸及通信接口等回路均按完全独立的原则设计。

交流场控制设备按间隔和串双重化配置,站用电系统控制和保护系统分开,站用电系统控制主机独立,双重化配置。

1.4 换流阀

根据±400kV直流系统试验经验,采用不同生产厂商制造的换流阀,换流阀与阀控直流系统满足技术规范要求。


2 直流一次系统带电试验

2.1 试验条件

1)设备条件

换流阀直流侧充电试验涉及的设备主要有换流阀、直流电流测量装置、直流电压测量装置、直流避雷器、500kV气体绝缘金属封闭开关设备(gas insulated switchgear, GIS)、电缆、内外冷却系统、直流控制保护柜、阀控柜、直流电源等一、二次设备。阀厅红外、紫外系统投入运行。

2)保护配置

(1)海上换流站直流场区域、阀厅区域由直流极保护提供保护,相关电流互感器(current trans- former, CT)均经过带负荷校验。

(2)海上换流站联接变压器阀侧配电装置区域由阀侧连接线过电流、联变差动保护提供保护,相关CT均经过带负荷校验。

2.2 试验方法

换流阀直流侧充电试验涉及的主要设备有换流阀、直流控制保护柜、阀控柜及控制系统。试验过程如下。

1)直流电源装置接线如图2所示,连好一次、二次接线,验证直流电源装置传动无问题。

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图2 直流电源装置接线

2)直流电源装置空载加压到±400kV,稳定5min;空载加压后,直流电源降压为零,分开直流电源开关S1,合入放电杆开关S2和S3,直流电源装置各部位充分放电。

3)海上站换流阀通过临时接线与直流电源装置连接如图3所示,海上平台直流侧充电带电范围如图4所示。设定换流阀运行方式,直流场WP-Q21、Q22、Q23、Q24接地开关处于分位,WP-Q11、Q12隔离开关处于合位;阀厅P1.VH-Q21、Q22,P2.VH- Q21、Q22,联接变压器阀侧配电装置WS-Q21、Q22、Q23、Q25、Q26接地开关处于分位,Q24、Q27接地开关处于合位,Q11、Q13隔离开关处于分位,Q12、Q14隔离开关处于分位,开关Q1和Q2处于分位。

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图3 海上站换流阀与直流电源装置临时接线

4)直流电源装置打开开关S2和S3,合上电源开关S1,给换流阀缓慢加压,加到最小取能电源700V,检查模块状态是否正常;直流电压加到额定电压后,稳定5min;加压结束后,断开直流电源进线开关S1,退出直流电源。

5)解锁换流阀20ms,检查换流阀输出的交流电压波形是否与控保下发波形一致。

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图4 海上平台直流侧充电带电范围

6)解锁换流阀100ms,检查换流阀输出的交流电压波形是否与控保下发波形一致。

7)解锁换流阀500ms,检查换流阀输出的交流电压波形是否与控保下发波形一致。

8)闭锁换流阀,拉开直流出线的WP-Q11、Q12,换流阀拉开相应隔离开关,合上接地开关。

9)直流电源装置合上S2、S3,直流电源装置放电。

10)试验结束。

2.3 试验判据

1)试验启动和停止操作顺序应能正确执行;2)换流阀子模块电源正确取能,直流侧电容电压均衡;3)监控系统设备状态、遥测、遥信等信息正确;4)控制保护装置无异常,控制系统运行稳定;5)换流阀输出的交流电压符合要求。


3 交流一次系统带电试验

江苏如东海上风电柔性直流输电工程电气设备安装及分系统试验过程中,交流一次系统带电试验顺利完成,为后续海上风电柔性直流输电系统试验提供了宝贵经验。

3.1 试验应具备的条件及带电范围

1)试验应具备的条件

  • (1)断开阀室500kV系统与阀体连接的一次导线。阀室500kV系统与阀体连接的一次导线断引点如图5所示。
  • (2)1号、2号联接变散热器、油枕的阀门应打开,油位正常,无渗漏现象。
  • (3)1号、2号站用变散热器、油枕的阀门应打开,油位正常,无渗漏现象。
  • (4)各带电设备外观整洁,设备编号标志正确。
  • (5)各开关、刀开关传动正确,操作系统正常。
  • (6)CT二次回路阻值合理,无开路现象。
  • (7)电压互感器(potential transformer, PT)二次回路阻值合格,无短路现象。中性点应可靠接入N600。
  • (8)各带电设备及装置的绝缘试验应合格。
  • (9)所有操作、保护、信号的交、直流电源保险应齐备、完好可用。
  • (10)220kV及500kV、10kV站用系统相关装置及系统的测点配置完成,并与海上站临时后台及陆上站后台传动完毕。
  • (11)220kV及500kV、10kV站用系统等相关一次设备交接试验完成并合格。
  • (12)确认220kV及500kV、10kV站用系统等保护临时定值已整定完毕。
  • (13)试验电源与调压器之间配置10kV开关柜及保护装置定值整定完毕,保护装置带断路器传动正确。
  • (14)核对保护定值,应与定值单相符。
  • (15)220kV及500kV、10kV站用系统相关保护实际传动至相应断路器。
  • (16)试验过程中设备长期带有高电压,确保无关人员离场。

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图5 阀室500kV系统与阀体连接的一次导线断引点

2)保护配置

  • (1)海上换流站直流场区域、阀厅区域由直流极保护提供保护,相关CT均经过带负荷校验。
  • (2)海上换流站联接变压器阀侧配电装置区域由阀侧连接线过电流、联变差动保护提供保护,相关CT均经过带负荷校验。

3)带电范围

  • (1)1号、2号联接变及其高低压侧连接的一次电缆、220kV侧PT及CT,500kV侧套管CT,1号、2号站用变及其高低压侧连接的一次电缆。
  • (2)220kVⅠ母线、Ⅱ母线及母线PT,220kV第一至第四串断路器Q1、Q2、Q3及其附属隔离开关、接地开关、CT等,220kV第五串断路器Q1、Q3及其附属隔离开关、接地开关、CT等。
  • (3)500kV母线及其PT,断路器Q1、Q2及其附属隔离开关、接地开关、CT等。
  • (4)1号、2号联接变保护柜,1号、2号站用变保护柜。
  • (5)220kVⅠ母线、Ⅱ母线相关母线保护柜,220kV第一至第四串Q1、Q2、Q3断路器保护柜,220kV第五串Q1、Q3断路器保护柜,H6、H8、H10出线间隔线路保护柜。500kV Q1、Q2断路器保护柜。
  • (6)调压变压器及其一、二次10kV高压电缆。
  • (7)10kV工作Ⅰ段、Ⅱ段母线及其PT。10kV工作Ⅰ段进线10K12间隔断路器及其CT、隔离开关、接地开关,10kV工作Ⅱ段进线10K22间隔断路器及其CT、隔离开关、接地开关,10kV 10K14间隔母联断路器及其CT、隔离开关、接地开关,10kV 10K24间隔CT、隔离开关、接地开关。
  • (8)10kV工作Ⅱ段进线10K23间隔断路器及其CT、隔离开关、接地开关,10K23间隔保护装置。

3.2 换流变、站用变带电试验

1)试验步骤

(1)确认与2号站用变相关联断路器、隔离开关在冷备用状态。

(2)2号站用变充电如图6所示,具体如下。

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图6 2号站用变充电

  • a)将调压变压器电源柜断路器转为运行。
  • b)缓慢调节调压变压器电压从0升至10kV,调节过程要求平稳,调节升压过程中,由专人检查1号站用变等设备无异常。
  • c)进行电气二次电压向量检查。
  • d)试验完成后,缓慢调节调压变压器电压从10kV降至0。

(3)2号联接变充电如图7所示,具体如下。

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图7 2号联接变充电

  • a)通过网络监控系统(network control system, NCS)后台操作,将220kV第五串断路器Q3、220kV第三串断路器Q1、Q2、Q3转运行。
  • b)缓慢调节调压变压器电压从0升至10kV,给2号站用变、2号联接变、220kVⅠ母线、Ⅱ母线及母线PT充电。
  • c)设备运行无异常后,通过NCS后台操作,500kV Q2断路器转运行,给500kV母线及其PT充电。
  • d)由专人检查充电设备无异常。
  • e)进行电气二次电压向量检查。
  • f)试验完成后,缓慢调节调压变压器电压从10kV降至0。

(4)1号站用变充电如图8所示,具体如下。

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图8 1号站用变充电

  • a)通过NCS后台操作,将220kV第五串断路器Q1转运行。
  • b)将调压变压器电源柜断路器转为运行。
  • c)缓慢调节调压变压器电压从0升至10kV,给1号站用变充电。
  • d)进行电气二次电压向量检查。
  • e)试验完成后,缓慢调节调压变压器电压从10kV降至0。
  • f)通过NCS后台操作,将220kV第五串断路器Q1、220kV第三串断路器Q1、Q2、Q3、550kV断路器Q2由运行转冷备用。

(5)1号联接变充电如图9所示,具体如下。

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图9 1号联接变充电

  • a)通过NCS后台操作,将220kV第二串断路器Q1、Q2、Q3转运行。
  • b)缓慢调节调压变压器电压从0升至10kV,给1号联接变、220kVⅠ母线、Ⅱ母线及母线PT充电。
  • c)设备运行无异常后,通过NCS后台操作,500kV断路器Q1转运行,给500kV母线及其PT充电。
  • d)由专人检查充电设备无异常。
  • e)进行电气二次电压向量检查。
  • f)试验完成后,缓慢调节调压变压器电压从10kV降至0。
  • g)通过NCS后台操作,将220kV第三串断路器Q1、Q2、Q3、500kV断路器Q1由运行转冷备用。

(6)220kV第一串、第四串设备充电如图10所示,具体如下。

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图10 220kV第一串、第四串设备充电

  • a)通过NCS后台操作,将220kV第一串断路器Q1、Q2、Q3、220kV第四串断路器Q1、Q2、Q3依次转运行。
  • b)由专人检查充电设备无异常。
  • c)进行电气二次电压向量检查。
  • d)试验完成后,缓慢调节调压变压器电压从10kV降至0。
  • e)通过NCS后台操作,将220kV第一串断路器Q1、Q2、Q3、220kV第四串断路器Q1、Q2、Q3、220kV第五串断路器Q3由运行转冷备用。
  • f)一次带电试验完成。

2)试验判据

(1)电压、油温等数据正常;(2)换流变绝缘满足要求,无异常放电现象;(3)换流变无异常报警、无保护跳闸等情况。

3.3 一次通流向量测试试验

1)试验说明

(1)一次通流向量测试系统如图11所示,本次试验设置2个短路点:K1点,10kV工作Ⅱ段进线10K23间隔断路器接地隔离开关;K2点,2号联接变高压侧断路器Q2所属Q25接地开关。试验采用零起升压方式,经计算,试验设备及容量满足试验要求。

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图11 一次通流向量测试系统

(2)为了验证试验方法的正确性,采用仿真模型进行试验判断。在换流变阀侧施加试验电源、站用变10kV侧接地时建立仿真模型如图12所示,仿真测试结果符合实际要求。

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图12 仿真模型示意图

换流变阀侧416kV施加10kV试验电源(相电压峰值8.16kV)时,仿真波形如图13所示,220kV侧交流电压有效值为5.37kV,10kV侧交流电压为0;416kV侧一次电流峰值为6.7A,220kV侧一次电流峰值为11.8A,10kV侧一次电流峰值为270A。

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图13 仿真波形

2)试验步骤

(1)确认220kV第一至第四串Q1、Q2、Q3断路器,500kV Q1、Q2断路器,10kV工作Ⅰ段进线10K12间隔断路器、10kV工作Ⅱ段进线10K22间隔断路器、10kV工作Ⅱ段进线10K23间隔断路器,10kV 10K14间隔母联断路器,10kV 10K24间隔隔离开关在冷备用状态。

(2)1号站用变低压侧短路试验如图14所示,具体如下。

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图14 1号站用变低压侧短路试验

  • a)通过NCS后台操作,将500kV断路器Q1、220kV第二串断路器Q3、220kV第三串断路器Q1、Q2、Q3、220kV第五串断路器Q1、10kV工作Ⅰ段进线10K12间隔断路器、10kV 10K14间隔母联断路器、10kV 10K24间隔隔离开关、10kV工作Ⅱ段进线10K23间隔断路器接地开关转运行。
  • b)缓慢调节调压变压器,给短路点连接的设备升电流,待二次电流达到相位表测量精度时,停止升电流,并维持电流不变。
  • c)要求调节升电流过程平稳,升电流过程中,由专人检查设备有无异常。
  • d)进行电气二次电流向量检查。
  • e)试验完成后,缓慢调节调压变压器电流降至0。
  • f)通过NCS后台操作,将220kV第三串断路器Q1、Q2、Q3由运行转冷备用。

(3)1号站用变低压侧短路试验(第一串)如图15所示,具体如下。

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图15 1号站用变低压侧短路试验(第一串)

  • a)通过NCS后台操作,将220kV第一串断路器Q1、Q2、Q3转运行。
  • b)缓慢调节调压变压器,给短路点连接的设备升电流,待二次电流达到相位表测量精度时,停止升电流,并维持电流不变。
  • c)要求调节升电流过程平稳,升电流过程中,由专人检查设备有无异常。
  • d)进行电气二次电流向量检查。
  • e)试验完成后,缓慢调节调压变压器电流降至0。
  • f)通过NCS后台操作,将220kV第一串断路器Q1、Q2、Q3由运行转冷备用。

(4)1号站用变低压侧短路试验(第四串)如图16所示,具体如下。

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图16 1号站用变低压侧短路试验(第四串)

  • a)通过NCS后台操作,将220kV第四串断路器Q1、Q2、Q3转运行。
  • b)缓慢调节调压变压器,给短路点连接的设备升电流,待二次电流达到相位表测量精度时,停止升电流,并维持电流不变。
  • c)要求调节升电流过程平稳,升电流过程中,由专人检查设备有无异常。
  • d)进行电气二次电流向量检查。
  • e)试验完成后,缓慢调节调压变压器电流降至0。
  • f)通过NCS后台操作,将220kV第四串断路器Q1、Q2、Q3、220kV第五串断路器Q1、10kV工作Ⅰ段进线10K12间隔断路器、10kV 10K14间隔母联断路器、10kV 10K24间隔隔离开关由运行转冷备用。

(5)2号站用变低压侧短路试验如图17所示,具体如下。

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图17 2号站用变低压侧短路试验

  • a)通过NCS后台操作,将220kV第五串断路器Q1、10kV工作Ⅱ段进线10K22间隔断路器转运行。
  • b)缓慢调节调压变压器,给短路点连接的设备升电流,待二次电流达到相位表测量精度时,停止升电流,并维持电流不变。
  • c)要求调节升电流过程平稳,升电流过程中,由专人检查设备有无异常。
  • d)进行电气二次电流向量检查。
  • e)试验完成后,缓慢调节调压变压器电流降至0。
  • f)通过NCS后台操作,将220kV第二串断路器Q3、220kV第五串断路器Q3、将10kV工作Ⅱ段进线10K22间隔断路器运行转冷备用;将10kV工作Ⅱ段进线10K23间隔断路器接地开关分开。

(6)2号联接变高压侧短路试验如图18所示,具体如下。

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图18 2号联接变高压侧短路试验

  • a)通过NCS后台操作,将220kV第二串断路器Q1、Q2、220kV第三串断路器Q1、500kV断路器Q2转运行,将Q25接地开关转为合闸状态。
  • b)缓慢调节调压变压器,给短路点连接的设备升电流,待二次电流达到相位表测量精度时,停止升电流,并维持电流不变。
  • c)要求调节升电流过程平稳,升电流过程中,由专人检查设备有无异常。
  • d)进行电气二次电流向量检查。
  • e)试验完成后,缓慢调节调压变压器电流降至0。
  • f)通过NCS后台操作,将220kV第二串断路器Q1、Q2、220kV第三串断路器Q1、500kV断路器Q1、Q2由运行转冷备用。分开500kV Q25接地开关。
  • g)至此,一次通流试验完成并合格。

3)试验判据

交流站系统启动过程中,要求交流采样回路正确,无电压短路、电流开路情况,各电气元件电压正确、向量正确。


4 结论

通过上述对±400kV海上风电柔性直流输电示范工程交、直流系统关键试验方法的研究分析可知,在现有试验条件和基础上,所做的交、直流一次系统带电试验有效地检验了试验流程、试验方法的正确性和完整性,满足了±400kV海上风电柔性直流输电试验的要求。本文给出的试验方法在如东海上换流站工程中的应用证明了其可行性和有效性。


本工作成果发表在《电气技术》,论文标题为“海上换流站交直流系统关键试验方法”,作者为乔美、江海涛、丁海峰。

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