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4.2典型方式建立
依据各重要断面输电能力分析,结合各地区电力需求,安排典型方式如下:特高压长南线北送5500MW,山西断面外送12000MW,京津唐断面北送2580MW,山东断面受电5700MW;河北南网开机20815MW,负荷29738MW,受电8923MW,受电比例为30%,过境电力8420MW。
4.3安全稳定评估及应对策略
典型方式下,河北南网过境功率为8120MW;受制于特高压长南线静稳极限,当受端华北电网在各种故障下有功缺额超过2100MW时,特高压长南线解列,华北电网孤网运行;特高压天津南—济南N-2故障造成河北南网过境功率大幅增加,河北南网最大过境功率达10560MW;天津南—济南线路N-2故障造成6140MW的有功转移至河北—山东断面,46%功率转移由特高压石家庄—济南线路承担,37%功率转移至黄骅—滨州线路,导致黄骅—滨州单回线路有功提高至2910MW,超过其热稳极限,16%的功率转移至辛安—聊城线路,导致辛安—聊城单回线路有功提高至2070MW。
4.4河北南网电压无功评估
特高压天津南—济南N-2故障导致黄骅、辛安等母线电压大幅下降,黄骅、沧西、保沧、辛安、宗州500kV母线电压分别下降31、23、17、15、14kV,跌幅6.08%、4.49%、3.3%、3.01%、2.75%。
为改善特高压天津南—济南线路N-2故障后母线稳态电压水平,考虑在宗州加装300Mvar调相机,故障后宗州电压可提高5kV,辛安电压可提高1.5kV;考虑在辛安加装300Mvar调相机,故障后宗州电压可提高2.5kV,辛安电压可提高5kV;考虑在黄骅、刘屯、崔池分别加装60、48、48MvarSVG,故障后黄骅、沧西电压可提高1~1.5kV。
4.5短路电流分析
特高压落点前后河北南网的短路电流如表2所示(受篇幅所限,仅列出排名前五)。
表2 特高压接入前后河北南网500kV母线短路电流
河北南网500kV母线三相短路电流均未达到或接近开关额定遮断容量;三相短路电流大于50kA的有4个变电站,分别为清苑、保北、石北和廉州;特高压接入后,河北南网500kV母线三相短路电流增长了0.1~12.3kA,其中武邑增加最多,为12.3kA;其次是宗州,增加了7.1kA。
4.6小干扰稳定分析
特高压落点前后河北南网相关振荡模式如表3所示。可以看出,特高压接入后对华北电网小干扰稳定影响不大,满足系统运行要求。
表3 特高压接入前后河北南网相关振荡模式
5、结论
特高压交直流系统的整体特点为:输送有功功率容量大,线路充电无功功率大,单组无功补偿设备容量大,无功电压调节压力大。特高压交流输电定位于主网架建设和电网联络,同时为特高压直流稳定运行提供坚强支撑;特高压直流定位于偏远地区大型能源基地的远距离、大容量直送负荷中心。
我国特高压交直流混联电网建设处于“强直弱交”阶段,主要运行特性包括交直流系统输电能力耦合影响、直流故障后大范围大容量潮流转移下交流系统的承载能力、交流系统故障/连锁故障诱发直流系统持续换相失败进而闭锁、多直流馈入系统同时/相继换相失败的风险及对送受端电网安全运行的影响、交直流系统严重故障后巨量安控措施难以实施、交直流协调控制策略六方面。
特高压交直流落点显著影响省级电网运行控制特性。特高压落点后省级电网除重点关心自身问题外,应加强关注外部故障对本网的影响。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,明确了特高压交直流馈入后省级电网适应性研究应该关注的新老问题,为保证特高压馈入后特高压和省级电网安全稳定运行提供技术指导。
团队介绍
电力系统新技术应用研究团队由中国电科院电力系统研究所新技术应用研究室中青年技术专家组成,目前拥有教高4人、高工10人、工程师9人。主要承担电网规划、运行控制、新技术应用等领域的科研和咨询工作,服务国家电网的建设、生产与运行。近年来,承担/参与了国家科技支撑计划973/863项目、国家重大技术装备研制和重大产业技术开发专项、国家电网公司重大专项、特高压交直流及重大联网工程的运行控制分析、系统保护构建等科研项目。
唐晓骏,张文朝,邱丽萍,等.南阳变建成对特高压及河南电网的影响[J].电力系统及其自动化学报.
曾庆禹.特高压交直流输电系统技术经济分析[J].电网技术.
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