小湾电厂孤岛运行方式浅析

摘要 根据南方电网±800kV楚惠直流孤岛调试安排,小湾电厂2010年10月～2013年7月，历时近三年，配合南网总调进行了6个阶段孤岛试验，共完成61项试验项目，同步进行了大量设备改造，以适应孤岛运行要求。本文主要阐述了孤岛运行方式的概念、孤岛方式安排原则、孤岛系统的电压及功率调整方法等。小湾电厂采用孤岛运行方式，将大大提高云电外送能力。

关键词 孤岛功率调整电压调整

中图分类号：TK315文献标识码： A

1概述

小湾水电站位于云南省大理州南涧县与临沧市凤庆县交界的澜沧江中游河段，距昆明公路里程为455公里。系是澜沧江中下游水电规划“两库八级”中的第二级，上游为功果桥水电站，下游为漫湾水电站。小湾水电站总装机容量420万千瓦，共6台机组，单机容量70万千瓦，保证出力185.4万千瓦，年保证发电量190亿千瓦时。2010年8月6台机组全部投产。澜沧江集控中心配合小湾电厂在南网总调的指挥下，历时近三年，完成了全部孤岛试验。根据南网安排，小湾电厂“联网”、“孤岛”两种运行方式均作为正常运行方式。

2运行方式

2.1联网方式

指楚穗直流系统与主网交流系统采用并联运行的方式。联网方式安排楚雄换流站、和平站、小湾电厂、金安桥电厂500kV出线保持全接线运行，小湾电厂、金安桥电厂、和平站内500kV开关保持合环运行。如下图所示：

2.2孤岛方式

孤岛方式是指楚雄换流站与临近的厂站和线路构成独立小系统，断开与主网交流系统联系的运行方式。在工程设计阶段，孤岛方式包括5线和4线两种接线方式，因4线方式孤岛系统极弱、存在功率振荡等问题，尚需进一步研究和调试验证，暂不具备运行条件，目前仅安排5线运行方式。

2.2.1全厂孤岛方式

小湾电厂500kV开关保持合环运行，500kV小和线与和楚甲线在和平站内配串，全部机组通过小楚双线和小和线-和楚甲线接入楚雄换流站。如下图所示：

2.2.2分厂孤岛

指小湾电厂部分机组进入孤岛方式运行，其余机组接入云南交流电网的运行方式。根据调度安排，小湾电厂分厂孤岛暂安排一种形式，即1号、2号机组接入云南交流电网，3号～6号机组进入孤岛方式运行。如下图所示：

3孤岛方式安排原则

楚穗直流联网、孤岛两种运行方式均作为正常运行方式。在楚穗直流输电系统和小湾、金安桥电厂一、二次设备正常运行的基础上，综合考虑系统运行风险、送电能力、水能综合利用等方面的因素，联网、孤岛方式安排具体如下：

3.1水能综合利用

2013年云南电力总体供大于求，汛期将出现较大的水电富余。在汛期初始阶段，为充分发挥小湾电厂水库调蓄作用，减少中小水电弃水量，小湾电厂出力受流域优化限制，楚穗直流根据具体情况选择孤岛运行或联网运行；若汛末云南面临全面弃水或小湾水库接近蓄满后，小湾电厂出力不再受流域优化限制，可安排楚穗直流孤岛运行，提高云南外送能力。

3.2提高云电外送能力

联网运行方式下，云南外送交直流断面最大送电能力9600MW；孤岛运行方式下，如果直流按额定功率满送则云南外送交直流断面最大送电能力为10300MW，比联网方式送电能力增加700MW。因此，如云南外送电力需求超过9600MW，需安排孤岛方式运行。

3.3降低联网方式运行风险

楚穗直流联网运行，当云南总外送功率大于8400MW时（直流输送功率大于3800MW，500kV 交流断面按最大能力4050MW满送、另外鲁布革电厂通过220kV 外送550MW，双极闭锁大功率潮流转移将导致主网功角失稳。

为防范和化解楚穗直流联网运行可能导致的系统风险，从根本上避免直流双极闭锁潮流转移导致的主网功角稳定问题，当云南外送电力需求大于8400MW时，考虑安排孤岛运行；低于8400MW时，不安排孤岛方式运行。

4主网备用安排

孤岛运行方式下，直流大负荷运行双极闭锁系统损失有功4750MW，为确保准稳态频率恢复至49.8Hz以上，迎峰度夏期间全网须确保一次调频备用容量2200MW以上，并在受端广东电网设置低频特殊轮，其中第一轮定值49.6Hz，延时2s，切除负荷1000MW；第二轮根据需要设置定值49.7 Hz或49.8Hz，延时25s，切除负荷500MW。

为确保机组一次调频备用快速、足额调出，运行安排中机组一次调频备用应尽可能均匀分布在各台机组，且单台机一次调频备用不大于额定容量的6%，以便频率跌落时各台机组的一次调频容量可有效调出；同时为减小双极闭锁后相关断面如两广断面和粤东断面的越限程度，粤中地区内应安排尽量多的事故备用，以便事故后快速调出以消除断面越限。

5小湾电厂电压控制原则

转入孤岛运行方式前，500kV交流母线电压在530kV～545kV范围内；转入孤岛运行方式后，500kV交流母线电压在530kV～540kV范围内。

6孤岛系统功率调整

监控系统自动退出AGC “调度自动控制方式”，按总调下发的出力计划曲线调整出力（AGC 正常投入本地曲线控制）；机组有功功率调整方式有AGC自动调节、单机PID闭环调节和单机有功开环调节，集控中心或小湾电厂根据负荷曲线调整AGC设定值，若AGC不可用或需要对单机负荷进行调节时采用单机PID闭环调节方式设定机组有功功率，单机有功开环调节方式正常情况下不使用。正常孤岛运行方式下，有功功率的调整应尽量平稳，全厂功率调整速率不超过200MW/分钟，并尽量将全厂负荷在各台运行机组间均匀分配。

7孤岛系统电压调整

孤岛运行方式下运行值班人员不得擅自调整500kV母线电压，若电压偏离530kV～540kV正常控制范围，应在调度的统一指挥下进行电压调整；电压调整方式有AVC定母线电压自动调节、单机PID无功闭环调节和单机无功开环调节；正常情况下投入AVC定母线电压控制方式，若不能采用AVC电压调节方式，由集控中心或小湾电厂根据500kV母线电压采用单机无功闭/开环调节方式手动调整机端电压，以满足500kV母线电压要求；手动调整母线电压时，应尽量保证各机组机端电压相等，且调整幅度和速率不应过大，避免引起母线电压变化过大。

8孤岛方式运行事故处理

8.1频率越限

若500kV母线频率越限（超出50±0.2Hz），应立即汇报调度。

根据调度指令，将孤岛系统中的一台处于发电状态的机组的调速器切换至手动位置，其余机组的调速器仍维持自动位置，通过手动调节该机组功率，使孤岛系统频率稳定在允许范围内（50±0.2Hz）。

根据故障情况，必要时按总调要求将孤岛系统转为联网方式。

8.2电压越限

孤岛系统发生故障或运行调控不当，导致厂站母线电压越限时（高过550kV 或低于500kV），应立即向总调值班调度员汇报，根据调度命令手动调整500kV母线电压至合格范围内。若经调整后仍无法调至合格范围，应汇报调度值班员协调处理。

8.3机组跳闸

发生机组跳闸，值班员应立即汇报调度，并根据调度指令，调整全厂有功、无功出力。

检查一、二次设备无异常后，根据调度员指令，可在孤岛运行方式下对机组进行零起升压。

若孤岛系统机组可调容量低于孤岛运行条件，根据调度指令，应将楚穗直流转为联网方式运行。

机组跳闸后，若小湾电厂剩余运行机组总台数少于4 台，根据调度指令进行孤岛转转联网方式运行。

9孤岛运行存在的风险

9.1设备过电压、过频风险

孤岛运行时，若出现直流双极闭锁、大组滤波器投切等情况，孤岛系统内电压将出现较大幅度的上升。孤岛试验期间，双极闭锁后过电压最高623kV。依据《±800kV直流输电工程双极四阀组孤岛方式下调试交流过电压计算报告》小湾电厂交流过电压（暂态）最高可达715kV。

双极闭锁后机组频率最高达63.6Hz，转速上升至127.2%额定转速，对机组过水部件及定转子有一定影响。

9.2机组深度或长时间调相运行风险

双极闭锁后，小湾电厂机组均将进入调相运行，调相深度最大达100MW以上，调相运行持续时间由孤岛系统恢复时间决定。调相运行时，转轮的流态较差，动态应力高，可能导致转轮产生裂纹。

9.3厂用电故障的风险

孤岛运行方式下，孤岛系统内故障可能导致孤岛系统全停，极端情况下如果外来地区电源故障，存在全厂失电的风险。同时双极闭锁后受过频、过压对厂用电设备的冲击会引起设备报警及电机发热等问题。

10结语

历时近3年孤岛调试过程中，面对存在的问题，通过不断总结、分析，提出处理方案，绝大多数问题均得到解决，电厂积累了大量孤岛运行经验,但孤岛运行期间过压、过频、功率振荡、机组调相运行、厂用电故障等风险仍然存在，对小湾电厂设备安全及应急处理提出了更高的要求。小湾电厂采用孤岛运行方式，可大大缓解云南电网交流联络路的输电压力，提高云电外送的能力,同时降低了交流电网的运行风险,今后在南方电网,孤岛运行方式会成为一种正常运行方式。