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发的问题,迫切需要建立系统化的分析方法。本文结合长期特高压接入后省级电网适应性研究经验,提出了集输电能力分析、典型方式建立、安全稳定评估及应对策略、电压无功评估、短路电流分析、小干扰稳定分析为一体的省级电网适应性研究方法。评估流程如图6所示。
图6 特高压接入后省级电网适应性评估流程
3.1关键断面输电能力
特高压交直流馈入省级电网后,将形成1000kV交流断面和1000/500kV电磁环网断面。
1)特高压交流断面基本为大区联络线。目前仅有长南线,依据规划还将形成武汉—芜湖、济南—徐州—南京等特高压交流联络线。特高压建设初期,这类断面输电能力主要受静稳极限约束。
2)1000/500kV电磁环网主要为新形成的省间或省内重要断面。如鄂豫断面由1回特高压和4回500kV线路构成,安徽外送断面由2回特高压和7回500kV线路构成。这类断面输电能力主要受500kV线路热稳极限约束,特高压层面受制于目前接入电源规模未能达到输送极限,因此1000/500kV电磁环网输电能力尚未充分发挥。
3.2典型方式建立
为充分暴露特高压交直流馈入后省级电网的安全稳定风险,建立典型方式时应考虑如下问题:1)特高压交直流大容量馈入及高峰负荷方式,依据电力平衡关停本省相应容量发电机组,控制省内重要断面输送功率接近稳定限额,调整母线电压至允许运行范围低限;该方式主要暴露可能存在的热稳、暂稳、电压稳定等问题;2)特高压交直流小容量馈入及低谷负荷方式,调整母线电压至允许运行范围高限,该方式下主要暴露可能存在的电压无功调节能力不足问题;3)特高压交直流大容量馈入及腰平负荷方式,该方式下主要暴露可能存在的大功率缺额后频率稳定问题。此外,还应依据可能存在的问题建立相应的典型方式作为研究基础。
3.3安全稳定评估及应对策略
该部分研究主要包括潮流分布及转移特性、单一元件故障和严重故障分析,但随着特高压交直流落点,其具体考虑的问题较以往有所不同。
1)潮流分布及转移特性。特高压输送功率大,单回线路故障潮流转移量大。若为单回特高压线路,则潮流转移对500kV电网影响较大,如鄂豫断面特高压南荆线故障后功率转移冲击可能导致500kV樊白线过热稳连锁故障。若为双/多回特高压线路,则对500kV电网影响较小,如安徽外送断面特高压皖浙线故障,仅8.3%功率转移至
500kV线路,91.7%功率由剩余一回特高压线路承担。在此意义上,满足一定强度后,1000/500kV电磁环网断面中的特高压和500kV线路输电功率可以解耦。
2)单一元件故障分析。目前主要包括1000/500kV线路/变压器三永N-1分析。随着特高压交直流的落点,必须增加直流单级闭锁故障分析,除落点本省的直流以外,还需考虑落点邻近省网的直流单级闭锁故障,评估可能引起的过境潮流对本省电网特性的影响。
3)严重故障分析。目前主要包括1000/500kV线路/变压器三永N-2分析。随着特高压交直流的落点,必须增加落点本省或邻近省网直流的双极闭锁故障分析。此外,还应增加1000/500kV线路三相短路单相开关拒动故障分析,评估此类故障诱发直流系统换相失败或持续换相失败并闭锁对电网安全稳定运行的影响。此外,潜在的连锁故障分析也正被逐步重视,如交流系统故障诱发直流换相失败、大功率转移导致其他交流系统故障,交直流系统故障后电网持续低电压、发电机过励限制或过负荷保护动作切除发电机等连锁事故。
3.4电压无功评估
该部分主要评估特高压交直流馈入后省级电网电压无功调节能力的适应性,特高压层面包括主变抽头选择、站内无功补偿投切策略等,省级电网层面主要包括500kV枢纽变电站电压控制范围和无功补偿容量充足性等。特高压主变抽头的选择既要满足大小方式调压灵活性,也要满足特高压线路解并列操作时过电压要求。特高压站内无功补偿投切策略基本原则为控制1000、500kV系统间无功交换和母线电压在合理水平。省级电网500kV母线电压控制范围是特高压建设初期面临的重要问题,因缺乏直接接入特高压等级的发电机组进行调压,为满足特高压电网电压运行在(1000,1100)kV,必须适当控制省网500kV母线电压运行范围,如特高压长南线运行初期要求山西南部电网500kV母线电压运行在522kV以上,为满足此要求,更换了部分最高电压为525kV的变压器。
3.5短路电流分析
建设初始阶段,特高压网架较为薄弱,短路容量较小,特高压交流落点对近区500kV母线短路电流水平影响不大。如特高压南阳变投运时,近区500kV白河母线短路电流提高约5kA。随着特高压网架及直接接入特高压等级的发电厂建设的不断加强,特高压落点时向500kV省级电网注入的短路电流水平有所提升,将影响落点近区500kV网架结构。如特高压天津南站投运后,天津南短路电流将达75kA,近区500kV静海母线短路电流将达76kA,必须采取分母、跳线等措施将短路电流控制至开关额定遮断容量63kA以内。因此,随着特高压交流网架加强,必须考虑如何依托特高压电网合理分层分区布局500kV电网,解决短路电流超标问题。
3.6小干扰稳定分析
特高压建设初始阶段,只要不涉及大区联网方式的改变,从目前工程分析计算来看电网小干扰稳定特性变化不大。但也存在一些局部的问题,如风电机组、核电机组大规模接入对电网小干扰稳定特性的影响。如在特高压浙福工程投运后,福建外送断面由2回特高压和2回500kV线路组成,受制于福建—华东主网弱阻尼振荡模式约束,福建外送极限能力为5300MW,无法达到断面热稳极限5800MW,存在窝电问题。分析发现该弱阻尼振荡模式的关键机组为福清核电站,通过优化调整机组PSS参数可以将福建电网外送动稳极限提高至6250MW,满足断面按热稳极限能力外送需求,该措施已在现场落实。未来,随着跨区特高压联网工程的实施,同步电网覆盖范围大幅扩大,尚需进一步研究可能存在的低频/超低频振荡问题。
4、算例分析
以河北南网为例,分析特高压接入后河北南网的适应性评估过程。
4.1河北南网关键断面输电能力
特高压北京西、石家庄站落点后,特高压长南线静稳极限约为6700MW;南、北送方式下暂稳极限分别为5870、5840MW,限制故障均为长南线单瞬故障。因此,长南线典型方式按照5500MW
安排,在此情况下,山西外送断面热稳极限为
12000MW,约束故障为潞城—辛安一回线故障后另一回线路超过其热稳极限;山东受电断面极限为
5700MW,约束故障为辛安—聊城一回线故障后另一回线路超过其热稳极限。网架结构如图7所示。
图7 某年特高压接入后河北电网网架
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