湖南特高壓交直流輸電建設(shè)時序問題研究

資慧，王銀順，侯益靈

(1.華北電力大學(xué) (北京)，北京102206;2.國網(wǎng)湖南省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，湖南長沙410004)

特高壓輸電具有遠距離、大容量、低損耗的特點，近幾年得到了大力發(fā)展〔1-2〕。根據(jù)國家電網(wǎng)公司特高壓電網(wǎng)規(guī)劃，未來幾年內(nèi)分別有1條特高壓交流和特高壓直流輸電工程落點湖南。

文中從合理構(gòu)建網(wǎng)架的角度討論特高壓交、直流工程的建設(shè)順序，分析不同建設(shè)時序下的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)對湖南電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的影響。

1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1.1 區(qū)間聯(lián)絡(luò)狀況

目前，湖南電網(wǎng)經(jīng)3回500 kV聯(lián)絡(luò)線 (葛換—崗市單回、江陵—復(fù)興雙回)與湖北電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行。未來還將通過2回1 000 kV特高壓交流輸電線路 (荊門—長沙雙回)與湖北電網(wǎng)相連，以及通過±800 kV特高壓直流 (酒泉—湖南雙極)與甘肅電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)運行。

荊門—長沙特高壓交流工程投運初期僅有1臺主變運行，容量為4 500 MVA，雙回1 000 kV線路送電，計劃輸送功率3 000 MW。

酒泉—湖南特高壓直流工程投運初期為單極運行，計劃送電4 000 MW。

文中計算條件為特高壓投運初期的情況。

1.2 計算條件與模型

文中采用的發(fā)電機數(shù)學(xué)模型為:采用 Eq'，Ed″，Eq″變化的5階模型，并計及自動勵磁調(diào)節(jié)器和調(diào)速器的影響。直流系統(tǒng)采用準(zhǔn)穩(wěn)態(tài)模型。湖南電網(wǎng)負荷模型采用由感應(yīng)電動機和恒定阻抗組成的綜合負荷模型，恒定阻抗為35%，感應(yīng)電動機為65%，感應(yīng)電動機定子繞組漏抗取0.18。

計算負荷功率因數(shù)取0.95。發(fā)電機組功率因數(shù)最低取0.85，火電機組功率因數(shù)最高取0.98，水電機組功率因數(shù)最高取1.00，原則上不考慮進相運行。

1.3 仿真方案

選取湖南電網(wǎng)2015年典型夏大方式下的負荷水平及省內(nèi)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，結(jié)合未來湖南特高壓網(wǎng)絡(luò)的構(gòu)建規(guī)劃，分別搭建了以下3種網(wǎng)架:荊門—長沙特高壓交流工程先投產(chǎn)，配套建設(shè)岳陽南500 kV變電站 (方案1);酒泉—湖南特高壓直流工程先投產(chǎn)，配套建設(shè)湘潭西500 kV變電站 (方案2);長沙特高壓交流和酒泉特高壓直流工程均已投產(chǎn)，并分別配套建設(shè)岳陽南和湘潭西變電工程 (方案3)。通過仿真計算比較方案1、方案2這2種特高壓建設(shè)方案下湖南電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行狀況，確定有利于湖南電網(wǎng)安全運行的特高壓建設(shè)時序;比較方案2和方案3的湖南電網(wǎng)受端系統(tǒng)強度，分析特高壓交流工程對直流受端系統(tǒng)電氣強度的影響。

2 評價體系

電網(wǎng)規(guī)劃的主體與供電安全性、可靠性、經(jīng)濟性、供電質(zhì)量和電網(wǎng)適應(yīng)性等密切相關(guān)〔3-4〕。文獻〔5〕將電網(wǎng)發(fā)展評估分為安全、可靠、優(yōu)質(zhì)、協(xié)調(diào)、經(jīng)濟、高效、智能7個子系統(tǒng)，并分別建立了三級指標(biāo)。文獻〔6〕提出一套包括安全供電能力、靜態(tài)電壓安全性、拓撲結(jié)構(gòu)脆弱性、暫態(tài)安全性、風(fēng)險指標(biāo)5類20余項指標(biāo)的電網(wǎng)安全評價指標(biāo)體系;還提出系統(tǒng)N-K故障后失元件個數(shù)、最大供電區(qū)域指標(biāo)和基于效用理論的風(fēng)險指標(biāo)。

因經(jīng)濟性、可靠性等因素在方案設(shè)計時已經(jīng)考慮，結(jié)合文中研究問題的重點，從以下2方面對方案進行評價:①靜態(tài)安全性:評價電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和運行方式是否合理;②暫態(tài)穩(wěn)定性:評價系統(tǒng)承受突然擾動后仍能保持穩(wěn)定的能力。

各方案靜態(tài)安全性的優(yōu)劣，主要通過比較電網(wǎng)中500 kV及以上電壓等級主變、220 kV及以上電壓等級線路的N-1通過率來判斷。另外，考慮到部分交流線屬于同桿并架線路，因此還將對同桿并架線路進行N-2校核。通過N-1，N-2校核的評判標(biāo)準(zhǔn)為:任一電力元件或同桿并架的雙回線路無故障斷開時，電力系統(tǒng)應(yīng)能保持穩(wěn)定運行和正常供電，各線路潮流控制在熱穩(wěn)定功率極限之內(nèi)，主變最大下網(wǎng)功率控制在主變?nèi)萘康?10%以內(nèi)，電壓和頻率均在允許范圍內(nèi)。

評價各方案的暫態(tài)穩(wěn)定性時，主要對系統(tǒng)中各種較嚴重的單重和多重故障進行測算，通過比較故障通過率來判斷方案的優(yōu)劣，具體包括:①單重故障:交流系統(tǒng)220 kV及以上單回線路三相短路故障和500 kV及以上電壓等級主變高、中壓側(cè)故障;②多重故障:考慮同桿并架線路單回三相短路故障、雙回跳閘的狀況。不同電壓等級線路、主變發(fā)生三相短路故障后開關(guān)動作時間順序見表1。

表1 各設(shè)備三相短路故障開關(guān)動作時間表 s

故障通過的評判標(biāo)準(zhǔn)包括3個方面:①功角穩(wěn)定:電力系統(tǒng)受到大擾動后，引起電力系統(tǒng)各機組之間功角相對增大，在經(jīng)過第一、第二搖擺不失步;②電壓穩(wěn)定:在電力系統(tǒng)受到擾動后的暫態(tài)過程中，負荷母線電壓能夠恢復(fù)到0.80 p.u.以上;③頻率穩(wěn)定:系統(tǒng)頻率能迅速恢復(fù)到額定頻率附近繼續(xù)運行，不發(fā)生頻率崩潰，也不使事件后的系統(tǒng)頻率長期懸浮于某一過高或過低的數(shù)值。但對于發(fā)電廠的交流送出線路三相故障，發(fā)電廠的直流送出線路單極故障，兩級電壓的電磁環(huán)網(wǎng)中單回高一級電壓線路故障或無故障斷開，必要時可采用切機或快速降低發(fā)電機組出力的措施〔7〕。

3 各網(wǎng)架方案分析結(jié)果

3.1 靜態(tài)安全性

夏大典型方式下，方案1與方案2的湖南500 kV主網(wǎng)架潮流分布均較為合理，無過載線路。表2中主要列出各方案中正常運行方式下負載率超過60%的主變下網(wǎng)功率及N-1狀況。

方案1中，N-2通過率及220 kV線路N-1通過率均為100%，500 kV及以上電壓等級主變、線路總通過率達97%，主要問題有:星沙、星城500 kV主變N-1時，另一臺主變都會過載，下網(wǎng)潮流較重，負載率分別為142.26%，110.53%。

方案2中220 kV線路全部通過N-1校核，500 kV及以上電壓等級主變、線路總通過率僅為92%，主要問題有:①艾家沖、船山、星沙、星城500 kV主變N-1時，另一臺主變會過載，負載率分 別 為 113.94%，126.05%，151.43%，101.15%;②江陵—復(fù)興線路雙跳 (N-2)時，葛換—崗市500 kV線路潮流為2 630 MW，將超過其熱穩(wěn)定極限 (1 628 MW)，嚴重過載，且崗市電壓偏低，為499 kV。

星沙、星城主變N-1過載是2個方案共有的問題，通過分析兩地網(wǎng)絡(luò)特點可知:星沙主變所帶負荷220 kV層面無電源支撐，且無其它500 kV變電站可為該區(qū)域供電，所有潮流只能通過星沙主變下網(wǎng)，因此當(dāng)斷開一臺主變時，另一臺主變必然會過載。星城主變的狀況類似，但云田500 kV變電站可為星城變電站分擔(dān)一部分負荷，因此過載情況不算嚴重。通過轉(zhuǎn)供負荷，將星沙、星城主變所帶負荷轉(zhuǎn)由其它負載率較輕的主變供帶，或增加500 kV主變?nèi)萘?，可改善其主變N-1過載的狀況。

除此之外，方案1無其它過載問題。而方案2主變N-1過載問題較為嚴重，通過調(diào)整開機方式、加大省內(nèi)機組出力、降低3回500 kV聯(lián)絡(luò)線上的潮流，可解決艾家沖主變N-1過載和江復(fù)線雙跳時葛崗線過載問題，但船山主變N-1過載問題依然存在。由于酒泉特高壓直流入湘功率大部分經(jīng)由湖南換—船山3回線路送往船山變電站，而船山變所處的湘南地區(qū)電源支撐較少，因此造成船山主變下網(wǎng)潮流過重，N-1校核難以滿足要求。

3.2 暫態(tài)穩(wěn)定性

方案1中各元件暫態(tài)穩(wěn)定性計算故障通過率為100%。方案2則僅有91%，其暫態(tài)穩(wěn)定問題均為電壓穩(wěn)定問題，主要出現(xiàn)于湘東地區(qū)500 kV主變高壓側(cè)故障及其部分相關(guān)500 kV線路故障。湘東地區(qū)的艾家沖、沙坪、星城、云田、鶴嶺以及星沙主變高壓側(cè)故障時，都會造成湘南地區(qū)500 kV變電站母線電壓恢復(fù)速度減慢，尤其是最南端的蘇耽、紫霞、宗元500 kV母線。如圖1所示，湘東地區(qū)星城主變高壓側(cè)發(fā)生故障后，湘南地區(qū)蘇耽、紫霞、宗元變500 kV母線電壓均在1.2 s左右才能恢復(fù)至0.8 p.u.以上，而其它500 kV變電站母線，如艾家沖500 kV母線電壓在故障后0.5 s左右就已恢復(fù)至0.8 p.u.以上。造成這一現(xiàn)象的原因是湘南電網(wǎng)缺乏足夠的電源支撐，擾動后需要湘東電網(wǎng)提供動態(tài)無功支撐，但酒泉直流入湘會延緩湘東電網(wǎng)的電壓恢復(fù)速度，導(dǎo)致擾動后短時期內(nèi)注入到南部500 kV環(huán)網(wǎng)的無功功率明顯減小，湘南電網(wǎng)電壓恢復(fù)需要的動態(tài)無功缺額進一步加大，從而進一步降低了湘南電網(wǎng)的暫態(tài)電壓穩(wěn)定水平〔8〕。

圖1 方案2星城主變故障時部分母線電壓變化情況

表2 負載率超過60%的主變下網(wǎng)潮流及N－1結(jié)果

綜上所述，從靜態(tài)安全、暫態(tài)穩(wěn)定性來比較，方案1更勝一籌，其網(wǎng)架結(jié)構(gòu)更為合理。

4 特高壓交流對直流受端系統(tǒng)強度的影響

特高壓直流設(shè)備故障時，將會有大量功率轉(zhuǎn)移到其它交流聯(lián)絡(luò)通道上，可能導(dǎo)致潮流過載，甚至造成負荷中心出現(xiàn)電壓穩(wěn)定問題。直流受端交流系統(tǒng)能否承受住大規(guī)模潮流轉(zhuǎn)移的沖擊是受端系統(tǒng)電壓能否保持穩(wěn)定的關(guān)鍵所在，這與受端交流系統(tǒng)的強弱有關(guān)。受端交流系統(tǒng)的強弱程度可根據(jù)受端逆變站短路比的大小來衡量〔9-10〕。

直流輸電換流站的短路比 (Short Circuit Ratio，SCR)rSCR定義為換流站交流母線短路容量Ssc(MVA)與直流輸電額定功率Pdn(MW)之比，即

式中母線短路容量未考慮換流站無功補償設(shè)備的影響。

當(dāng)考慮無功補償設(shè)備的影響時，采用有效短路比 (Effective Short Circuit Ratio，ESCR)rSCR的概念:

式中 Qc為換流站所有無功補償設(shè)備容量之和(MVar)。

按照有效短路比的大小，可將直流輸電受端交流系統(tǒng)的強弱程度分為:極弱系統(tǒng) (rSCR＜2)、較強系統(tǒng) (2＜rSCR＜3)和強系統(tǒng) (rSCR＞3)〔11〕。

通過計算分別得到2015年夏大方式下方案2，3中湖南換流站的短路電流和有效短路比，見表3。

表3 方案2，3湖南換流站短路電流和有效短路比

由表3可知，建有特高壓交流線路的方案3中湖南電網(wǎng)作為直流受端系統(tǒng)的強度更好，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)更緊密，系統(tǒng)承受直流故障沖擊的能力也更強。究其原因，在直流線路故障閉鎖時，特高壓交流輸電線路能夠有效地承擔(dān)起轉(zhuǎn)移潮流的作用。而方案2的網(wǎng)架僅能依靠3回500 kV聯(lián)絡(luò)線輸送轉(zhuǎn)移潮流，線路熱穩(wěn)定極限決定了其所能傳輸?shù)墓β视邢蓿?dāng)直流系統(tǒng)故障時，大量潮流轉(zhuǎn)移至3回500 kV聯(lián)絡(luò)線上，極易造成線路過載。

5 總結(jié)

湖南特高壓直流工程先于特高壓交流工程建成投產(chǎn)將會引發(fā)湖南電網(wǎng)眾多N-1過載和暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題，通過調(diào)整電網(wǎng)開機方式等方法可以緩解，但不能根除各種N-1問題，同時也會限制運行方式的調(diào)整。湖南特高壓交流線路的建設(shè)有利于提高湖南電網(wǎng)的強度，在直流系統(tǒng)發(fā)生故障時，能承擔(dān)起傳輸大規(guī)模轉(zhuǎn)移潮流的作用，而不至于造成3回500 kV聯(lián)絡(luò)線嚴重過載的情況發(fā)生。因此，優(yōu)先建設(shè)特高壓交流輸電工程將為特高壓直流入湘提供強而有力的支撐作用，有利于湖南電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行。

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