能源資源與負荷中心極不均衡的分布態勢決定了我國需要建設大規模遠距離的電能輸送通道,以實現大規模能源資源的集約化開發和全國範圍內的資源優化配置[1]。我國在特高壓全國聯網背景下,在能源中心建設大規模電源基地,通過特高壓交、直流輸送電力到大區電網,直至負荷中心消納,電網逐步形成大送端和大受端的網架格局,電網方式也變得複雜多樣。2008年12月,1000kV晉東南—南陽—荊門特高壓交流試驗示範工程建成投運,2010年向家壩—上海±800kV特高壓直流建成投運,標誌著我國特高壓電網建設逐步邁入快車道。目前,我國已形成華北—華中特高壓交流聯網的同步電網。到2020年,國家電網將建成以「三華」特高壓同步電網為中心,東北特高壓電網、西北750kV電網為送端,聯接各大煤電基地、大水電基地、大核電基地、大可再生能源基地的特大互聯電網;「三華」特高壓同步電網將形成「五縱六橫」主網架;電網結構的複雜性和運行控制的難度之大在世界範圍內也是罕見的。
隨著特高壓工程不斷加速推進,特高壓接入後省級電網適應性評估已成為研究熱點。文獻[2-4]研究了特高壓接入後省級電網輸電能力;文獻[5-6]研究了特高壓接入後電網運行方式調整方法;文
獻[7-10]研究了特高壓接入後安全穩定評估及應對策略;文獻[11-12]研究了特高壓接入後系統電壓無功特性;文獻[13-14]研究了特高壓接入後對系統短路電流的影響;文獻[15-16]研究了特高壓接入後系統小擾動穩定分析。綜上所示,針對特高壓接入後省級電網適應性問題的研究,多是針對具體工程或某一具體問題的研究,缺乏對特高壓接入後省級電網適應性評估的整體方法。
本文首先分析了特高壓交直流電網的自身特點;在此基礎上評估了特高壓接入對省級電網安全穩定運行的影響,提出了集輸電能力分析、典型方式建立、安全穩定評估及應對策略、電壓無功評估、短路電流分析、小幹擾穩定分析為一體的省級電網適應性研究方法;針對特高壓接入後暴露的省級電網安全穩定問題,提出了相應的對策;以河北電網實際運行數據為例的仿真計算分析驗證了所提方法的有效性。
1、特高壓輸電系統特性
1.1特高壓交流
特高壓交流是指最高系統電壓≥1000kV的交流輸電系統,我國特高壓交流的額定運行電壓為1000kV,最高運行電壓為1100kV。與常見的750、500kV交流輸電系統相比,特高壓交流具有如下顯著特點[17]：1）輸電能力顯著增強。特高壓交流輸電線路的典型波阻抗值為242.9∠-0.86°,自然功率為4116.5-j61.8MVA,約為500kV線路自然功率的4倍以上。2）輸電損耗明顯降低。特高壓交流輸電線路單位長度電阻約為500kV線路的30%,輸送同樣的電流時特高壓交流線路的有功損耗僅為500kV線路的30%。3）充電無功功率顯著增大。特高壓交流輸電線路單位長度電納約為500kV線路的1.1倍,同樣長度特高壓交流線路產生的充電無功功率約為500kV線路的4.4倍。
與超高壓輸電系統相比,特高壓交流輸電系統具有輸電容量大、輸電距離遠、輸電效率高的特點,但也給電網安全穩定運行帶來新的挑戰[18]。特高壓交流線路/變壓器一旦故障,有功功率大容量大範圍遠距離轉送,甚至湧入500kV輸電系統轉送,易導致部分線路/變壓器超過其穩定限額而過載,母線電壓偏低越限。此外,為平衡大量的充電無功功率並滿足大小方式電壓調節的便利性,特高壓交流系統配置了大量無功補償設備,低壓電容器單組容量達160Mvar,低壓電抗器單組容量達216Mvar,遠大於500kV系統常規配置的單組容量60Mvar,在其投切時引起的無功電壓波動更為顯著,無功電壓調節更為困難[19]。
1.2特高壓直流
特高壓直流是指額定電壓±800kV及以上的直流輸電系統。哈密—鄭州直流(8000MW/±800kV)是目前世界上已投運的容量最大的特高壓直流工程,更大容量更高電壓等級的特高壓直流輸電工程(10000MW/±1100kV)正在研製中。與常見的±500kV直流系統相比,特高壓直流輸電能力顯著增強。±800kV特高壓直流的額定輸送功率為8000MVA,是±500kV直流的2.7倍。
同交流輸電技術相比,直流輸電技術輸送容量大,輸送距離不受限制;不存在交流輸電的穩定問題;電網間無需同步運行;線路走廊窄,造價低,損耗小。但直流輸電系統需要交流系統提供換相電流,受端交流系統故障易引起直流換相失敗,進而引起短時大功率轉移衝擊,誘發連鎖故障,尤其在特高壓「強直弱交」情況下該風險更為突出。
總而言之,特高壓交直流系統的整體特點為「四大」：輸送有功功率容量大;充電無功功率大,單組無功補償設備容量大,無功電壓調節壓力大。
2、特高壓交直流混聯電網的運行控制特性
特高壓交直流混聯電網由特高壓交流和直流共同組成,其功能和特點各不相同。特高壓交流定位於主網架建設和電網聯絡,同時為特高壓直流安全穩定運行提供堅強支撐;特高壓直流定位於偏遠地區大型能源基地遠距離大容量直送負荷中心。
依據規劃,至2020年我國將建成東西部特高壓交流同步電網。從特高壓試驗示範工程至2020目標水平年,特高壓電網將由「強直弱交」系統向「強直強交」系統發展過渡,目前特高壓電網處於「強直弱交」階段。此階段電網的主要特性在如下章節探討。
2.1交直流系統輸電能力耦合影響
特高壓直流輸電功率大,一旦發生故障,大量功率將轉移至薄弱的特高壓交流聯絡通道,易導致交流通道超過穩定極限引發連鎖故障。因此,需綜合考慮交直流系統輸送功率安排,避免上述事故發生。以特高壓長南線和特高壓天中直流為例,按照現行「N-1故障下電網不失穩不損失負荷」規定,可得兩者輸送功率耦合關係如圖1所示。
可以看出,為保證天中直流單級閉鎖故障衝擊下電網穩定,當天中直流輸送額定功率8000MW時,長南線輸送功率僅為4316MW;當特高壓長南線輸送5000MW時,天中直流輸送功率僅為5500MW,無法滿功率運行。
2.2直流故障後大範圍大容量潮流轉移下交流系統的承載能力
直流單級/雙極閉鎖故障後大範圍大容量潮流轉移至交流通道,對過渡期薄弱聯絡斷面或相對薄弱的已有電網造成嚴重衝擊,誘發失去靜穩、熱穩、暫穩、電壓穩定等問題。
圖1 特高壓長南線和天中直流輸送功率耦合關係
1）以特高壓長南線和天中直流為例,在圖1所示安全運行區域,發生天中直流雙極閉鎖故障,大量功率轉移將導致長南線超過靜穩極限而解列,華北、華中電網失去同步。
2）特高壓長南線加強為3回條件下,發生天中直流雙極閉鎖故障,電網薄弱環節由長南線轉移至豫南500kV電網,大量功率轉移衝擊導致部分線路過載和母線電壓失穩,如圖2所示。
3）特高壓復奉直流雙極閉鎖故障,大量功率轉移衝擊造成川渝電網與主網解列,川渝孤網功率過剩8100MW,最高頻率達53.9Hz,電網崩潰。
圖2 故障後部分220kV母線電壓恢復曲線
2.3交流系統故障/連鎖故障誘發直流系統持續換相失敗進而閉鎖
換相失敗是直流系統固有特性,交流電網足夠堅強條件下直流換相失敗後可以迅速恢復,不會對電網安全穩定造成重大影響。但當交流系統嚴重故障特別是連鎖故障時,可能誘發直流系統持續換相失敗,進而導致直流閉鎖,從而誘發2.2節中的故障。以特高壓天中直流近區為例,交流線路發生三永N-2或三相短路單相開關拒動故障,故障清除前導致直流數次換相失敗,故障清除後直流迅速恢復穩定運行。但在發生某些潛在的交流系統連鎖故障時,將導致直流系統持續換相失敗並閉鎖。如500kV鄭州換—汴西三永N-2故障,導致500kV官渡—汴西線路過載同跳,進一步導致500kV鄭州換—鄭北雙回過載同跳的連鎖故障,故障後哈鄭直流持續換相失敗並閉鎖,近區500/220kV母線電壓失穩,如圖3所示。
圖3 天中直流逆變側有功功率變化曲線
2.4多直流饋入系統同時/相繼換相失敗風險及對送受端電網安全運行的影響
多直流饋入後,交流系統故障可能誘發多回直流同時/相繼換相失敗,短時間內在送端電網積累大量過剩能量,在受端電網發生大量功率缺額,分別誘發送/受端電網穩定問題。以西南電網為例,特高壓復奉、錦蘇、溪浙直流外送功率達21600MW,佔四川電網發電負荷的42.5%;三大直流同時發生一次換相失敗,電網最高頻率達50.45Hz,如圖4所示;三大直流同時發生閉鎖,電網最高頻率超過55Hz,頻率崩潰。
圖4 三大特高壓直流一次換相失敗西南電網頻率曲線
2.5交直流系統嚴重故障後巨量安控措施難以實施
特高壓交直流系統發生嚴重故障,為保持系統穩定需要大量切除受端電網負荷,措施量巨大,實施困難。特高壓天中直流不同輸送功率下發生雙極閉鎖故障,為保持電網穩定所需的切負荷量如表1所示。依據國務院《電力安全事故應急處置和調查處理條例》,天中直流輸送6000MW以上功率時對應的切負荷措施雖然可以保證電網穩定,但仍將被判定為較大/一般事故,將承擔相應的法律責任。
表1 特高壓天中直流不同輸送功率下配套安控
2.6交直流協調控制策略
直流系統具有多種附加控制功能,應根據電網控制需求確定其主要用途,選取一種或數種附加控制措施參與交直流電網穩定控制。若賦予一回直流多種附加控制功能或控制目標時,需要設定協調機制,但在某一時刻只可能由一種附加控制功能作為主導。目前最為常用的直流系統控制主要包括：直流功率緊急控制、直流調製、直流無功控制等。
1）基於多回直流功率緊急支援的交直流協調控制。通過直流系統靈活控制,可以有效減少故障後所需切負荷量,提升電網運行經濟效益。如特高壓天中直流雙極閉鎖故障,依據表1將切負荷
5400MW;但通過緊急速降華中送華東多條直流功率4600MW即可以不切負荷並保持電網穩定。
2）基於直流功率調製的交直流協調控制。直流功率調製可以有效改善系統阻尼特性,控制信號選取基於兩因素：控制輸入信號能夠準確、清晰地反映系統故障或運行方式調整後潮流變;控制輸入信號能夠及時反映線路功率變化,不存在較大延時。如部分故障衝擊下引起四川電網對主網振蕩,在特高壓復奉、錦蘇直流依據500kV洪溝—板橋線路有功功率信號作為輸入採取有功功率調製後,顯著提升電網阻尼特性,抑制振蕩,如圖5所示。
3、特高壓接入後省級電網適應性評估方法
特高壓交直流接入後,除第2節所述特高壓層面電網特性以外,對500kV省級電網特性也影響較大,省級電網不僅要關心自身面臨的問題,更要關注外部嚴重故障導致大功率轉移過境本省所誘
圖5 500kV黃巖—萬縣線路有功功率曲線
發的問題,迫切需要建立系統化的分析方法。本文結合長期特高壓接入後省級電網適應性研究經驗,提出了集輸電能力分析、典型方式建立、安全穩定評估及應對策略、電壓無功評估、短路電流分析、小幹擾穩定分析為一體的省級電網適應性研究方法。評估流程如圖6所示。
圖6 特高壓接入後省級電網適應性評估流程
3.1關鍵斷面輸電能力
特高壓交直流饋入省級電網後,將形成1000kV交流斷面和1000/500kV電磁環網斷面。
1）特高壓交流斷面基本為大區聯絡線。目前僅有長南線,依據規劃還將形成武漢—蕪湖、濟南—徐州—南京等特高壓交流聯絡線。特高壓建設初期,這類斷面輸電能力主要受靜穩極限約束。
2）1000/500kV電磁環網主要為新形成的省間或省內重要斷面。如鄂豫斷面由1回特高壓和4回500kV線路構成,安徽外送斷面由2回特高壓和7回500kV線路構成。這類斷面輸電能力主要受500kV線路熱穩極限約束,特高壓層面受制於目前接入電源規模未能達到輸送極限,因此1000/500kV電磁環網輸電能力尚未充分發揮。
3.2典型方式建立
為充分暴露特高壓交直流饋入後省級電網的安全穩定風險,建立典型方式時應考慮如下問題：1）特高壓交直流大容量饋入及高峰負荷方式,依據電力平衡關停本省相應容量發電機組,控制省內重要斷面輸送功率接近穩定限額,調整母線電壓至允許運行範圍低限;該方式主要暴露可能存在的熱穩、暫穩、電壓穩定等問題;2）特高壓交直流小容量饋入及低谷負荷方式,調整母線電壓至允許運行範圍高限,該方式下主要暴露可能存在的電壓無功調節能力不足問題;3）特高壓交直流大容量饋入及腰平負荷方式,該方式下主要暴露可能存在的大功率缺額後頻率穩定問題。此外,還應依據可能存在的問題建立相應的典型方式作為研究基礎。
3.3安全穩定評估及應對策略
該部分研究主要包括潮流分布及轉移特性、單一元件故障和嚴重故障分析,但隨著特高壓交直流落點,其具體考慮的問題較以往有所不同。
1）潮流分布及轉移特性。特高壓輸送功率大,單回線路故障潮流轉移量大。若為單回特高壓線路,則潮流轉移對500kV電網影響較大,如鄂豫斷面特高壓南荊線故障後功率轉移衝擊可能導致500kV樊白線過熱穩連鎖故障。若為雙/多回特高壓線路,則對500kV電網影響較小,如安徽外送斷面特高壓皖浙線故障,僅8.3%功率轉移至
500kV線路,91.7%功率由剩餘一回特高壓線路承擔。在此意義上,滿足一定強度後,1000/500kV電磁環網斷面中的特高壓和500kV線路輸電功率可以解耦。
2）單一元件故障分析。目前主要包括1000/500kV線路/變壓器三永N-1分析。隨著特高壓交直流的落點,必須增加直流單級閉鎖故障分析,除落點本省的直流以外,還需考慮落點鄰近省網的直流單級閉鎖故障,評估可能引起的過境潮流對本省電網特性的影響。
3）嚴重故障分析。目前主要包括1000/500kV線路/變壓器三永N-2分析。隨著特高壓交直流的落點,必須增加落點本省或鄰近省網直流的雙極閉鎖故障分析。此外,還應增加1000/500kV線路三相短路單相開關拒動故障分析,評估此類故障誘發直流系統換相失敗或持續換相失敗並閉鎖對電網安全穩定運行的影響。此外,潛在的連鎖故障分析也正被逐步重視,如交流系統故障誘發直流換相失敗、大功率轉移導致其他交流系統故障,交直流系統故障後電網持續低電壓、發電機過勵限制或過負荷保護動作切除發電機等連鎖事故。
3.4電壓無功評估
該部分主要評估特高壓交直流饋入後省級電網電壓無功調節能力的適應性,特高壓層面包括主變抽頭選擇、站內無功補償投切策略等,省級電網層面主要包括500kV樞紐變電站電壓控制範圍和無功補償容量充足性等。特高壓主變抽頭的選擇既要滿足大小方式調壓靈活性,也要滿足特高壓線路解並列操作時過電壓要求。特高壓站內無功補償投切策略基本原則為控制1000、500kV系統間無功交換和母線電壓在合理水平。省級電網500kV母線電壓控制範圍是特高壓建設初期面臨的重要問題,因缺乏直接接入特高壓等級的發電機組進行調壓,為滿足特高壓電網電壓運行在(1000,1100)kV,必須適當控制省網500kV母線電壓運行範圍,如特高壓長南線運行初期要求山西南部電網500kV母線電壓運行在522kV以上,為滿足此要求,更換了部分最高電壓為525kV的變壓器。
3.5短路電流分析
建設初始階段,特高壓網架較為薄弱,短路容量較小,特高壓交流落點對近區500kV母線短路電流水平影響不大。如特高壓南陽變投運時,近區500kV白河母線短路電流提高約5kA。隨著特高壓網架及直接接入特高壓等級的發電廠建設的不斷加強,特高壓落點時向500kV省級電網注入的短路電流水平有所提升,將影響落點近區500kV網架結構。如特高壓天津南站投運後,天津南短路電流將達75kA,近區500kV靜海母線短路電流將達76kA,必須採取分母、跳線等措施將短路電流控制至開關額定遮斷容量63kA以內。因此,隨著特高壓交流網架加強,必須考慮如何依託特高壓電網合理分層分區布局500kV電網,解決短路電流超標問題。
3.6小幹擾穩定分析
特高壓建設初始階段,只要不涉及大區聯網方式的改變,從目前工程分析計算來看電網小幹擾穩定特性變化不大。但也存在一些局部的問題,如風電機組、核電機組大規模接入對電網小幹擾穩定特性的影響。如在特高壓浙福工程投運後,福建外送斷面由2回特高壓和2回500kV線路組成,受制於福建—華東主網弱阻尼振蕩模式約束,福建外送極限能力為5300MW,無法達到斷面熱穩極限5800MW,存在窩電問題。分析發現該弱阻尼振蕩模式的關鍵機組為福清核電站,通過優化調整機組PSS參數可以將福建電網外送動穩極限提高至6250MW,滿足斷面按熱穩極限能力外送需求,該措施已在現場落實。未來,隨著跨區特高壓聯網工程的實施,同步電網覆蓋範圍大幅擴大,尚需進一步研究可能存在的低頻/超低頻振蕩問題。
4、算例分析
以河北南網為例,分析特高壓接入後河北南網的適應性評估過程。
4.1河北南網關鍵斷面輸電能力
特高壓北京西、石家莊站落點後,特高壓長南線靜穩極限約為6700MW;南、北送方式下暫穩極限分別為5870、5840MW,限制故障均為長南線單瞬故障。因此,長南線典型方式按照5500MW
安排,在此情況下,山西外送斷面熱穩極限為
12000MW,約束故障為潞城—辛安一回線故障後另一回線路超過其熱穩極限;山東受電斷面極限為
5700MW,約束故障為辛安—聊城一回線故障後另一回線路超過其熱穩極限。網架結構如圖7所示。
圖7 某年特高壓接入後河北電網網架
4.2典型方式建立
依據各重要斷面輸電能力分析,結合各地區電力需求,安排典型方式如下：特高壓長南線北送5500MW,山西斷面外送12000MW,京津唐斷面北送2580MW,山東斷面受電5700MW;河北南網開機20815MW,負荷29738MW,受電8923MW,受電比例為30%,過境電力8420MW。
4.3安全穩定評估及應對策略
典型方式下,河北南網過境功率為8120MW;受制於特高壓長南線靜穩極限,當受端華北電網在各種故障下有功缺額超過2100MW時,特高壓長南線解列,華北電網孤網運行;特高壓天津南—濟南N-2故障造成河北南網過境功率大幅增加,河北南網最大過境功率達10560MW;天津南—濟南線路N-2故障造成6140MW的有功轉移至河北—山東斷面,46%功率轉移由特高壓石家莊—濟南線路承擔,37%功率轉移至黃驊—濱州線路,導致黃驊—濱州單回線路有功提高至2910MW,超過其熱穩極限,16%的功率轉移至辛安—聊城線路,導致辛安—聊城單回線路有功提高至2070MW。
4.4河北南網電壓無功評估
特高壓天津南—濟南N-2故障導致黃驊、辛安等母線電壓大幅下降,黃驊、滄西、保滄、辛安、宗州500kV母線電壓分別下降31、23、17、15、14kV,跌幅6.08%、4.49%、3.3%、3.01%、2.75%。
為改善特高壓天津南—濟南線路N-2故障後母線穩態電壓水平,考慮在宗州加裝300Mvar調相機,故障後宗州電壓可提高5kV,辛安電壓可提高1.5kV;考慮在辛安加裝300Mvar調相機,故障後宗州電壓可提高2.5kV,辛安電壓可提高5kV;考慮在黃驊、劉屯、崔池分別加裝60、48、48MvarSVG,故障後黃驊、滄西電壓可提高1~1.5kV。
4.5短路電流分析
特高壓落點前後河北南網的短路電流如表2所示(受篇幅所限,僅列出排名前五)。
表2 特高壓接入前後河北南網500kV母線短路電流
河北南網500kV母線三相短路電流均未達到或接近開關額定遮斷容量;三相短路電流大於50kA的有4個變電站,分別為清苑、保北、石北和廉州;特高壓接入後,河北南網500kV母線三相短路電流增長了0.1~12.3kA,其中武邑增加最多,為12.3kA;其次是宗州,增加了7.1kA。
4.6小幹擾穩定分析
特高壓落點前後河北南網相關振蕩模式如表3所示。可以看出,特高壓接入後對華北電網小幹擾穩定影響不大,滿足系統運行要求。
表3 特高壓接入前後河北南網相關振蕩模式
5、結論
特高壓交直流系統的整體特點為：輸送有功功率容量大,線路充電無功功率大,單組無功補償設備容量大,無功電壓調節壓力大。特高壓交流輸電定位於主網架建設和電網聯絡,同時為特高壓直流穩定運行提供堅強支撐;特高壓直流定位於偏遠地區大型能源基地的遠距離、大容量直送負荷中心。
我國特高壓交直流混聯電網建設處於「強直弱交」階段,主要運行特性包括交直流系統輸電能力耦合影響、直流故障後大範圍大容量潮流轉移下交流系統的承載能力、交流系統故障/連鎖故障誘發直流系統持續換相失敗進而閉鎖、多直流饋入系統同時/相繼換相失敗的風險及對送受端電網安全運行的影響、交直流系統嚴重故障後巨量安控措施難以實施、交直流協調控制策略六方面。
特高壓交直流落點顯著影響省級電網運行控制特性。特高壓落點後省級電網除重點關心自身問題外,應加強關注外部故障對本網的影響。提出了集輸電能力分析、典型方式建立、安全穩定評估及應對策略、電壓無功評估、短路電流分析、小幹擾穩定分析為一體的省級電網適應性研究方法,明確了特高壓交直流饋入後省級電網適應性研究應該關注的新老問題,為保證特高壓饋入後特高壓和省級電網安全穩定運行提供技術指導。
團隊介紹
電力系統新技術應用研究團隊由中國電科院電力系統研究所新技術應用研究室中青年技術專家組成，目前擁有教高4人、高工10人、工程師9人。主要承擔電網規劃、運行控制、新技術應用等領域的科研和諮詢工作，服務國家電網的建設、生產與運行。近年來，承擔/參與了國家科技支撐計劃973/863項目、國家重大技術裝備研製和重大產業技術開發專項、國家電網公司重大專項、特高壓交直流及重大聯網工程的運行控制分析、系統保護構建等科研項目。
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