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能源资源与负荷中心极不均衡的分布态势决定了我国需要建设大规模远距离的电能输送通道,以实现大规模能源资源的集约化开发和全国范围内的资源优化配置[1]。我国在特高压全国联网背景下,在能源中心建设大规模电源基地,通过特高压交、直流输送电力到大区电网,直至负荷中心消纳,电网逐步形成大送端和大受端的网架格局,电网方式也变得复杂多样。2008年12月,1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程建成投运,2010年向家坝—上海±800kV特高压直流建成投运,标志着我国特高压电网建设逐步迈入快车道。目前,我国已形成华北—华中特高压交流联网的同步电网。到2020年,国家电网将建成以“三华”特高压同步电网为中心,东北特高压电网、西北750kV电网为送端,联接各大煤电基地、大水电基地、大核电基地、大可再生能源基地的特大互联电网;“三华”特高压同步电网将形成“五纵六横”主网架;电网结构的复杂性和运行控制的难度之大在世界范围内也是罕见的。
随着特高压工程不断加速推进,特高压接入后省级电网适应性评估已成为研究热点。文献[2-4]研究了特高压接入后省级电网输电能力;文献[5-6]研究了特高压接入后电网运行方式调整方法;文
献[7-10]研究了特高压接入后安全稳定评估及应对策略;文献[11-12]研究了特高压接入后系统电压无功特性;文献[13-14]研究了特高压接入后对系统短路电流的影响;文献[15-16]研究了特高压接入后系统小扰动稳定分析。综上所示,针对特高压接入后省级电网适应性问题的研究,多是针对具体工程或某一具体问题的研究,缺乏对特高压接入后省级电网适应性评估的整体方法。
本文首先分析了特高压交直流电网的自身特点;在此基础上评估了特高压接入对省级电网安全稳定运行的影响,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;针对特高压接入后暴露的省级电网安全稳定问题,提出了相应的对策;以河北电网实际运行数据为例的仿真计算分析验证了所提方法的有效性。
1、特高压输电系统特性
1.1特高压交流
特高压交流是指最高系统电压≥1000kV的交流输电系统,我国特高压交流的额定运行电压为1000kV,最高运行电压为1100kV。与常见的750、500kV交流输电系统相比,特高压交流具有如下显著特点[17]:1)输电能力显著增强。特高压交流输电线路的典型波阻抗值为242.9∠-0.86°,自然功率为4116.5-j61.8MVA,约为500kV线路自然功率的4倍以上。2)输电损耗明显降低。特高压交流输电线路单位长度电阻约为500kV线路的30%,输送同样的电流时特高压交流线路的有功损耗仅为500kV线路的30%。3)充电无功功率显著增大。特高压交流输电线路单位长度电纳约为500kV线路的1.1倍,同样长度特高压交流线路产生的充电无功功率约为500kV线路的4.4倍。
与超高压输电系统相比,特高压交流输电系统具有输电容量大、输电距离远、输电效率高的特点,但也给电网安全稳定运行带来新的挑战[18]。特高压交流线路/变压器一旦故障,有功功率大容量大范围远距离转送,甚至涌入500kV输电系统转送,易导致部分线路/变压器超过其稳定限额而过载,母线电压偏低越限。此外,为平衡大量的充电无功功率并满足大小方式电压调节的便利性,特高压交流系统配置了大量无功补偿设备,低压电容器单组容量达160Mvar,低压电抗器单组容量达216Mvar,远大于500kV系统常规配置的单组容量60Mvar,在其投切时引起的无功电压波动更为显著,无功电压调节更为困难[19]。
1.2特高压直流
特高压直流是指额定电压±800kV及以上的直流输电系统。哈密—郑州直流(8000MW/±800kV)是目前世界上已投运的容量最大的特高压直流工程,更大容量更高电压等级的特高压直流输电工程(10000MW/±1100kV)正在研制中。与常见的±500kV直流系统相比,特高压直流输电能力显著增强。±800kV特高压直流的额定输送功率为8000MVA,是±500kV直流的2.7倍。
同交流输电技术相比,直流输电技术输送容量大,输送距离不受限制;不存在交流输电的稳定问题;电网间无需同步运行;线路走廊窄,造价低,损耗小。但直流输电系统需要交流系统提供换相电流,受端交流系统故障易引起直流换相失败,进而引起短时大功率转移冲击,诱发连锁故障,尤其在特高压“强直弱交”情况下该风险更为突出。
总而言之,特高压交直流系统的整体特点为“四大”:输送有功功率容量大;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。
2、特高压交直流混联电网的运行控制特性
特高压交直流混联电网由特高压交流和直流共同组成,其功能和特点各不相同。特高压交流定位于主网架建设和电网联络,同时为特高压直流安全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远距离大容量直送负荷中心。
依据规划,至2020年我国将建成东西部特高压交流同步电网。从特高压试验示范工程至2020目标水平年,特高压电网将由“强直弱交”系统向“强直强交”系统发展过渡,目前特高压电网处于“强直弱交”阶段。此阶段电网的主要特性在如下章节探讨。
2.1交直流系统输电能力耦合影响
特高压直流输电功率大,一旦发生故障,大量功率将转移至薄弱的特高压交流联络通道,易导致交流通道超过稳定极限引发连锁故障。因此,需综合考虑交直流系统输送功率安排,避免上述事故发生。以特高压长南线和特高压天中直流为例,按照现行“N-1故障下电网不失稳不损失负荷”规定,可得两者输送功率耦合关系如图1所示。
可以看出,为保证天中直流单级闭锁故障冲击下电网稳定,当天中直流输送额定功率8000MW时,长南线输送功率仅为4316MW;当特高压长南线输送5000MW时,天中直流输送功率仅为5500MW,无法满功率运行。
2.2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
直流单级/双极闭锁故障后大范围大容量潮流转移至交流通道,对过渡期薄弱联络断面或相对薄弱的已有电网造成严重冲击,诱发失去静稳、热稳、暂稳、电压稳定等问题。
图1 特高压长南线和天中直流输送功率耦合关系
1)以特高压长南线和天中直流为例,在图1所示安全运行区域,发生天中直流双极闭锁故障,大量功率转移将导致长南线超过静稳极限而解列,华北、华中电网失去同步。
2)特高压长南线加强为3回条件下,发生天中直流双极闭锁故障,电网薄弱环节由长南线转移至豫南500kV电网,大量功率转移冲击导致部分线路过载和母线电压失稳,如图2所示。
3)特高压复奉直流双极闭锁故障,大量功率转移冲击造成川渝电网与主网解列,川渝孤网功率过剩8100MW,最高频率达53.9Hz,电网崩溃。
图2 故障后部分220kV母线电压恢复曲线
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