特高压同步电网安全稳定性评估及新技术应用研究

特高压同步电网安全稳定性评估及新技术应用研究

0特高压电网规划深化研究中国经济和社会发展迅速，对能源的需求持续增长，能源供需矛盾和环境问题日益突出，已成为政府和公众的中心。我国能源资源分布与经济发展布局呈逆向分布，决定了我国能源资源必然进行大规模、远距离输送。我国贫油、少气、富煤的客观条件，决定了我国必须以煤为主构筑稳定的能源供应体系。我国电源结构也以煤电为主，煤电布局及开发方式对煤炭资源的有效利用、环境状况的改善等都具有重大影响。电网作为电力传送的唯一载体，也是重要的能源传输途经之一。国家电网公司按照国家提出建设“资源节约型、环境友好型”社会的要求，贯彻国家能源发展战略，提出“一特三大”的战略构想，建设坚强的特高压同步电网，满足大水电基地、大煤电基地远距离、大容量外送，推进我国能源集约化开发和高效率利用，实现能源资源在更大范围内优化配置，促进经济与社会的可持续发展，保障国家能源安全。自2004年底开始，国家电网公司组织国内一流的规划设计和科研力量，对我国未来能源发展战略、更高一级电压等级选择，特高压输电的必要性、可行性及经济性，及特高压电网发展规划进行了专题论证，取得了一系列研究成果。为使特高压电网规划更切合实际、更科学合理，2006年国家电网公司组织开展了能源基地建设及电力中长期发展规划深化研究，邀请国务院研究室、国务院发展研究中心等13家国内相关领域的权威机构共同参与，从能源战略的高度，采用系统科学方法，深入研究国内、国际能源问题，为我国同步电网构建和特高压电网滚动规划奠定了坚实的基础。2006年下半年，国家电网公司发展策划部组织有关单位在2005年特高压电网规划成果的基础上，结合能源基地建设及电力中长期发展规划研究成果，开展了特高压电网规划深化研究工作，编制完成《特高压电网规划(2006年版)》。国家电网公司科技部在分析国外大停电事故和系统梳理大电网安全运行面临的重大技术课题的基础上，组织编制了《大电网安全关键技术研究框架》并组织开展相关研究工作。保证大电网安全是社会关注的重点，本次研究是在以往特高压规划研究成果的基础上，重点对规划特高压目标电网的安全性进行多角度的分析。1特高压交流电网研究对象是2020年华北–华中–华东特高压同步电网。2020年前后，全国电网基本维持“十二五”初的格局，仍由华北–华中–华东、西北、东北、南方4个主要同步电网互联组成。特高压骨干网架将进一步加强，形成联结华北–华中–华东结构坚强的特高压交流电网，宁东、陕北煤电基地电源汇集后采用特高压交流送出，同时加强四川水电的特高压交流外送力度。西北电网建设覆盖陕甘宁青新的750kV交流骨干网架，与特高压交流电网实现异步联网；金沙江水电基地通过特高压直流向华东、华中送电。东北建设特高压交流电网，并形成两个送端和一个受端环网的坚强特高压主网架，与华北–华中–华东特高压同步电网仍保持异步联网。2020年前后，华北–华中–华东同步电网总装机容量约8.1亿kW，火电占74%，水电占22%，覆盖的地理面积约320万km2，以特高压电网为骨干网架。2020年特高压同步电网中特高压交流输电线路共计125回，直流30路，其中包括14个±800kV、11个±500kV输电工程和5个背靠背联网工程。2系统安全审计2.1特高压同步电网潮流分析对特高压同步电网安全稳定性进行全面评估，必须依据合理的评估标准。本次研究以国家及电力行业现行技术导则和技术规程或规定作为安全稳定性研究的技术原则。严格按照《电力系统安全稳定导则》等技术原则的要求，对特高压同步电网规划方案的安全稳定性进行综合评估。正常运行方式下，2020年特高压电网潮流分布均匀，主要特高压送电线路单回线有功功率为300～400万kW，部分线路达到500万kW以上。送、受端变电站母线电压均控制在正常范围内。N-1方式下1000kV及500kV线路、1000kV主变均不出现过载情况，能满足静态N-1要求。2020年特高压同步电网丰大方式潮流图如图1所示。2020年特高压同步电网存在部分1000kV与500kV线路构成的电磁环网。针对规划1000kV同塔双回路较多的情况，考虑电磁环网中1000kV通道(2回线路)无故障开断后向500kV线路转移功率情况。功率转移后500kV部分通道(2回线路)有功潮流将超过300万kW，但未造成过载。2020年1000/500kV电磁环网中高一级线路断开后较大的潮流转移情况如表1所示。2.2负荷模型分析重点评估同步电网受到大扰动后系统的暂态稳定水平，并通过模拟单一故障和较严重的故障形式校核系统暂态稳定性。单一故障形式下，交流线路发生三相短路故障和直流系统发生单极闭锁故障，无需采取措施，系统均能保持稳定。受端交流线路发生三相短路故障跳开一个通道双回线路时，无需采取措施系统能保持稳定；送端发生三相短路故障跳开一个通道双回线路时，多数线路故障能保持稳定，个别线路故障通过切除送端部分机组可使系统恢复稳定，最大切机量为4台共230万kWㄢ特高压直流发生双极闭锁故障时，其中溪洛渡—株洲、白鹤滩—鄂东、乌东德—泉州和锦屏—苏州南直流发生双极闭锁故障需要切除送端相应水电站1～4台机组，不需切除受端负荷，系统能保持稳定运行，最大切机量为4台共280万kW；其它特高压直流发生双极闭锁故障(除送端孤岛机组需切机外)无需采取措施，系统能保持稳定。特高压交流线路发生单相短路后故障相开关拒动，通过跳开拒动开关所在3/2开关串的主接线相关开关，同时跳开一回进线，单相短路持续0.35s后清除，不需采取措施，系统均能保持稳定。采用规划和调度系统常用的不同负荷模型进行负荷模型敏感性分析。负荷模型选取3种，模型参数如表2所示，其中：Rs、Xs、XM、Rr、Xr分别为感应电动机的定子电阻、定子电抗、激磁电抗、转子电阻和转子电抗的标幺值(均归算到电动机基值)；TJL为惯性时间常数；S0为电动机初始滑差；计算中电动机采用定初始滑差。采用上述负荷模型的暂态稳定分析结果表明：(1）交流线路单一故障、直流单极闭锁故障时均不需要采取措施，系统能保持稳定。(2）交流线路跳双回线故障、直流双极闭锁故障时只需切除送端机组，不需切除负荷，系统能保持稳定，切机量差别不大。上述3种模型跳双回线故障时最大切机量分别是230、180和240万kW，直流双极闭锁故障时最大切机量分别是280、148和148万kWㄢ(3）与感应马达模型相比，采用静态4-6模型(模型1)时，北方煤电基地外送通道的暂态稳定性更好；川西水电基地外送通道稳定性更差，但总体差别不大。(4）与定子电抗0.12的感应马达模型(模型2)相比，采用定子电抗0.18的感应马达模型(模型3)时，暂态稳定性略差。可看出，上述3种负荷模型计算结果基本一致，感应马达模型略偏严重，其中定子电抗0.18模型(模型3)更偏严重一些。2.3低频振荡模式2020年华北–华中–华东特高压同步电网小干扰稳定性频域分析结果显示，系统中区域间主要的低频振荡模式包括5种，如表3所示。上述振荡模式振荡频率在0.2166～0.6514Hz范围内，阻尼比高于0.14，最大达到0.20，均属于强阻尼振荡模式。对北方煤电基地、沿海核电机组和华东的主力机组电力系统稳定器(powersystemstabilizer,PSS)退出情况下系统的动态稳定性进行了敏感性分析。小干扰稳定性频域分析结果显示，系统中区域间主要的低频振荡模式包括4种，如表4所示。上述振荡模式振荡频率在0.2198～0.5251Hz范围内，模式4的阻尼比为0.0027，属于弱阻尼振荡模式，难以满足运行要求。可以看出，PSS装置对保证电网动态稳定性非常重要，川西及华中东部主要水电机组远距离送电，动态稳定问题突出，机组按必须投入PSS考虑。北方电源基地机组和华东电网主力机组对特高压同步电网阻尼特性影响较大，也必须投入PSS，并合理配置参数。3直流相互影响与协调控制的研究3.1设置低压无功补偿设备以提高上、下转台西南水电基地特高压直流线路发生双极闭锁后，将向并列交流系统转移约610万kW功率，500kV线路最大功率达到219.6万kW，比故障前增加132.3万kW,1000kV线路最大功率达到417.7万kW。由于交流通道较为坚强，因此能承受大功率的转移。上述情况下大量功率转移增加了交流通道上的电压损耗，使通道上和受端地区电压有所下降，但基本能满足运行要求，暂态过程中电压最低值不低于0.8，并能以较快速度恢复平稳状态，稳态最低电压不低于0.94，多数均能恢复到0.95以上。对于交流通道上和受端部分地区电压偏低的情况，可利用电压无功控制系统，在故障后的5～10s内投入一定容量的低压无功补偿设备，能起到提高这些地区运行电压的作用。以向家坝—南汇直流双极闭锁故障为例，向家坝—南汇直流双极闭锁故障后南汇地区的电压为483.2kV，故障后数秒内在上海地区投入3320Mvar容量的电容器，将使电压恢复到500kV以上，如图2所示(图中变电站电压基准值为525kV)。直流系统具有快速、灵活调节传输功率的能力，如果利用此调节能力，能显著提高系统稳定水平和故障后电压恢复水平。对直流双极闭锁后采取措施量最大的溪洛渡-株洲故障，采用直流紧急功率支援功能，利用其他并列直流线路功率紧急提升约10%(固有长期过载能力)，减少向交流系统功率转移量，使故障后无需采取措施，系统也能保持稳定。3.2直流系统换相失败情况上海地区有4个直流落点，并且直流落点之间电气距离相对最小，因此直流多落点问题最具代表性。上海电网直流落点附近地区交流线路故障时，直流系统换相失败情况如表5所示。由表5可看出，交流系统故障后，直流系统未发生连续换相失败的情况，对系统冲击较大的故障最多会引起向家坝—南汇、锦屏—苏州南、准东—绍兴共3路直流发生短时换相失败，均能快速恢复正常。4特高压同步电网运行方式特高压线路充电功率大，大区间大规模功率交换使系统无功功率平衡和电压控制问题较为突出，通过特高压电网高抗的配置方案及不同运行方式的低压无功配置研究表明：2020年特高压同步电网中特高压交流线路全长为36146km，总充电功率合计为18434.5万kvar，高抗安装容量合计为14196万kvar，各线路补偿度在51%～86%之间，平均补偿度为77%。2020年特高压同步电网丰大、丰小、枯大、枯小运行方式下，各变电站低压无功补偿设备容量能满足无功平衡及电压调整需要。5短路电流水平校核目前电网运行情况表明，500kV电网结构加强后，个别地区出现了短路电流超标问题。虽然建设特高压有助于缓解短路电流问题，但由于2020年特高压电网联系紧密，校核了系统的短路电流水平是否超标的问题。分析表明：通过对500kV电网进行优化调整，2020年特高压同步电网短路电流水平可控制在63kA范围内。其中电源集中地区和受端负荷密度较大地区的豫北、晋东南、蒙西、陕北、芜湖、杭北、南京和无锡变电站特高压母线短路电流超过50kAㄢ6特高压线路输电技术2020年特高压同步电网保持了较高的稳定水平，一方面由于规划网架坚强程度较高，另一方面也得益于采用了先进、实用的技术措施。规划中已采用的技术措施主要包括串补技术和安全稳定控制措施等，目前可考虑进一步采用的技术措施包括紧凑型输电技术、动态无功补偿和可控高抗技术、更先进的大电网安全稳定控制技术等，本部分研究利用这些技术措施进一步提高系统的安全稳定性。以电源送出线路最长的锡盟电源基地电力外送为例，采用紧凑型输电技术比常规输电技术能提高输电能力18.9%；加装40%串补与常规输电技术相比，输电能力能提高27.3%。为提高特高压电网的输电能力，2020年规划中已考虑在锡盟、蒙西、陕北、川西等电源基地的主要送电通道上装设串补装置，串补度为40%，使每回特高压线路输电能力超过400万kWㄢ动态无功补偿装置作为灵活的动态无功电源配置手段，在提高电压稳定性方面作用明显。采用可控高抗不仅使无功补偿容量不受变压器第三绕组容量的限制，而且由于响应时间快，将会达到更好的无功调节效果。一方面能提高输电通道稳定性；另一方面灵活调节无功平衡，避免频繁投切低压无功补偿设备。初步估算表明，在装设40%串补的基础上，将锡盟外送通道及蒙西、陕北和靖边外送通道装设固定高抗改为同容量的可控高抗，分别能进一步提高输电能力约100万kW和400万kW。同时，对于控制稳态运行电压具有很好的效果。国内自主开发的区域电网安全稳定控制系统已成为保障大电网安全的第二、三道防线的主要技术装备，在电网安全稳定运行中发挥了极为重要的作用。具有优异的单站信息处理能力、站间通信处理能力和实现复杂控制算法的能力。