特高压交流专题讲座(1).ppt

1、1,特高压交流专题讲座,2020年10月14日,2,特高压交流专题讲座,（一）特高压交流试验示范工程 （二）2012年国家电网发展规划,3,特高压交流专题讲座,（一）特高压交流试验示范工程 1. 工程概况 2. 系统特性 3. 控制策略 4. 调试与运行 （二）2012年国家电网发展规划,4,长治变,特高压交流试验示范工程属于网对网送电工程，包括三站两线，北起山西长治，途经河南南阳开关站，南至湖北荆门，全长640公里，通过单回1000千伏特高压线路连接华北、华中两大区域电网，同步电网总装机容量超过3亿千瓦。,特高压交流试验示范工程（工程概况）,5,1000,kV,长治,110,kV,500,k

2、V,南阳,荆门,1000,kV,110,kV,500,kV,358.6,公里,/,水平排列,281.3,公里,/,三角排列,3000,/,3000,/,1000,兆伏安,960,兆乏,720,兆乏,600,兆乏,4X210兆乏,2X240兆乏,4X210兆乏,2X240兆乏,高抗补偿度88 （1100kV）,高抗补偿度85（1100kV）,特高压工程高抗和低抗补偿度114,（1100千伏）,（1100千伏）,（1100千伏）,特高压交流试验示范工程（工程概况）,6,特高压交流专题讲座,（一）特高压交流试验示范工程 1. 工程概况 2. 系统特性 3. 控制策略 4. 调试与运行 （二）2012

3、年国家电网发展规划,7,特高压线路输送2800兆瓦的工况下，通过主变吸收大量500千伏系统和变压器低压侧无功，单侧约为1050兆乏，变压器功率达到额定容量3000兆伏安。 因此，受限于变压器容量，特高压线路运行的有功功率不能超过2800兆瓦。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,1. 热稳水平,8,特高压试验示范工程作为华北、华中两大区域电网联络线，运行中将长期存在一定幅值的随机功率波动。 根据潮流波动的经验公式： 计算华北和华中联络线有功波动幅值可达到150300兆瓦。,2. 联络线功率波动影响无功电压与稳定控制,特高压交流试验示范工程（系统特性）,9,从辛洹线潮流波动历年统计结果看，联络线

4、潮流波动频繁，有功波动幅值基本在300兆瓦以内。 功率波动挤占了稳定裕度，同时容易引起电压波动。在制定运行控制策略时，应重点考虑联络线的功率波动对系统稳定和设备安全的影响。,2. 联络线功率波动影响无功电压与稳定控制,特高压交流试验示范工程（系统特性）,10,特高压交流试验示范工程作为新的更高一级电压等级投产初期，特高压设备均为首台、首套，设备电压耐受水平的限制比较严格，无功电压控制非常重要。 具体控制要求如下： 特高压站母线电压应控制在1100千伏以下的尽可能低值； 特高压站母线电压在11001150千伏之内不超过3分钟； 特高压站母线电压高于1150千伏不超过1分钟； 特高压110千伏低容

5、和低抗长期最高运行电压分别为126千伏和115千伏。,3. 无功电压成为运行控制关键因素之一,特高压交流试验示范工程（系统特性）,11,特高压系统运行电压水平主要取决于两侧500千伏系统实际运行电压水平、1000/500千伏变比（特高压主变分接头位置）、特高压输送功率水平及自身无功补偿状况。,3. 无功电压成为运行控制关键因素之一,特高压交流试验示范工程（系统特性）,12,（1） 两侧500千伏系统电压是影响特高压电压基础因素之一 按照电网稳定控制的要求，三峡电厂及近区母线电压应保持在较高水平。特高压联络线落点于荆门站，荆门侧500千伏母线电压将运行在较高水平，相应抬升特高压运行电压水平，导致

6、特高压电压逼近1100千伏的控制上限，是特高压投产初期运行的不利因素。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,13,（2）特高压主变分接头位置选择至关重要 特高压变压器为自耦变，调压方式为无励磁调压，高压侧额定电压1050千伏，可调分接头在中压侧，额定分接头525千伏，分接头共9档，调压级差1.25%，调压范围5%。分接头变化影响高中压侧变比和变压器的等效阻抗，从而影响特高压电压水平、无功分布和稳定水平。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,14,根据500千伏实际电压运行水平，如果选择大变比（如519千伏及以下档位），在特高压线路充电及低功率运行时，特高压电压将超过上限。 如果选择小变比（如5

7、44千伏及以上档位），在特高压线路输送大功率时，特高压电压难以维持1000千伏，且降低稳定水平。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,15,以500千伏平均运行电压水平538千伏为起始电压，特高压主变分头选择525千伏档位：,单位：千伏,在特高压感性无功补偿装置全部投入的情况下，勉强控制特高压线路最高运行电压在1100千伏以内。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,16,以500千伏平均运行电压水平538千伏为起始电压，特高压主变分头选择538千伏档位：,单位：千伏,在此分接头下，只需投入一组低抗就可以有效控制特高压运行电压。如荆门电压高至545kV左右，同样面临1100千伏过电压问题。,特高

8、压交流试验示范工程（系统特性）,17,根据空充特高压变压器及线路时电压相关分析计算，在525千伏档位下，当500千伏电压水平高于平均运行电压水平时，无法满足特高压电压上限控制要求，在538千伏及以上档位的适应性相对较好。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,18,特高压线路正常解列 为控制1000千伏母线电压低于1100千伏，特高压解列时特高压站内500千伏母线电压控制要求如下： 1）在长治侧解列 510千伏（525抽头） 荆门 521千伏（538抽头） 3）在南阳站解列 533千伏 522千伏（525抽头） 荆门 长治 543千伏 532千伏（538抽头） 在长治或荆门侧解列特高压线路，电压

9、控制条件无法满足，正常情况在南阳站解列，不得在长治或荆门站解列。,2）在荆门侧解列 长治 501千伏（525抽头） 511千伏（538抽头）,特高压交流试验示范工程（系统特性）,19,特高压线路正常并列 与解列类似，特高压并列时应该在南阳站并列，不应该在长治或荆门侧并列。为控制特高压母线电压不超1100千伏，特高压空充线路合环时电压控制要求如下： 532千伏 521千伏 （525抽头） 荆门 长治 543千伏 530千伏 （538抽头）,特高压交流试验示范工程（系统特性）,20,特高压线路事故解列 正常运行时，随着特高压输送功率的增加，将逐步退出特高压主变低压电抗器，投入低压电容器。如果高压线

10、路事故解列，特高压母线电压将超过上限。最严重的情况是低容全部投入，特高压线路一侧开关断开或解列装置动作造成系统带特高压空载长线运行，1000千伏母线电压会大幅增加（最高的稳态值达到1530千伏）。特高压线路的充电功率和110千伏系统容性无功涌向两侧的500千伏系统，会造成两侧500千伏母线电压大幅上升（最高的稳态值达到580千伏）。 事故解列时需配置安全自动装置控制稳态过电压。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,21,（2）特高压输送功率水平对特高压运行电压的影响 随着输送功率的变化，特高压系统电压变化明显。特高压联络线输送功率从0增加至2200兆瓦，需要分阶段投切特高压系统的低压无功补偿设

11、备。受低压无功补偿设备投切次数的限制，特高压输送功率不宜频繁调整。 1000千伏母线最高电压和最低电压均出现在南阳站，南阳站母线电压成为特高压系统电压控制的关键点。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,22,特高压零功率电压情况,（2）特高压输送功率水平对特高压运行电压的影响,23,晋长治,116,千伏,530,千伏,豫南阳,鄂荆门,117,千伏,535,千伏,特高压输送2200兆瓦时电压情况,960,兆乏,720,兆乏,600,兆乏,三组低容,三组低容,1007千伏,1014千伏,Qc1,Qc2,Q=177兆乏,Qc3,Qc4,Q=241兆乏,Q=533兆乏,Q=3.8兆乏,Q=544兆乏,

12、Q=49兆乏,1004千伏,Qloss=352兆乏,Qloss=360兆乏,（2）特高压输送功率水平对特高压运行电压的影响,24,（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动 特高压系统电压随输送功率变化的原因是无功平衡状况的改变。根据电压变化经验公式： 电压变化与联络线传输功率大小、潮流波动水平、线路阻抗以及母线短路容量相关。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,25,（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动 特高压试验示范工程线路阻抗是辛洹线的2.58倍，母线短路容量是其0.4倍，当联络线输送零功率时，在相同的潮流波动水平下，特高压线路两侧电压波动幅值是辛洹线的10倍以上。 随着联

13、络线输送功率增高，电压波动进一步加大。如功率向上波动，威胁系统稳定，功率向下波动，威胁特高压设备安全。因此，应适当限制特高压联络线输送功率。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,26,（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动,27,根据特高压电压波动计算结论，在相同扰动情况下，随着特高压输送功率的上升，1000/500千伏母线电压波动幅值呈递增变化，同理论分析相一致。 在潮流波动300兆瓦时母线电压波动情况（千伏）：,特高压交流试验示范工程（系统特性）,28,（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动,1）特高压输送功率一定时，功率波动幅值越大，1000千伏、500千伏中枢点电压波动

14、幅值越大。 2）输送高功率情况下，特高压联络线功率波动引起联络线与两侧500千伏电网较大的无功交换。 如特高压北送2400兆瓦，联络线功率上下波动300兆瓦，1000千伏特高压输变电系统与华北500千伏电网无功交换波动幅度为700兆乏（350兆乏）。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,29,（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动,3）相同扰动情况下，特高压潮流波动主要引起特高压落点及周边地区的母线电压波动，距离特高压联络线越远，相关母线电压波动幅值越小。,特高压交流试验示范工程（系统特性）,30,插入波动范围图：华北、华中300MW、700MW的波动范围示意图。,四、 电压波动范围及

15、主导因素分析,电压波动幅值4kV以上,电压波动幅值2-4kV,31,插入波动范围图：华北、华中300MW、700MW的波动范围示意图。,四、 电压波动范围及主导因素分析,电压波动幅值4kV以上,电压波动幅值2-4kV,32,33,特高压南送方式下，影响联络线送电能力的主要因素是三峡近区网络的故障冲击，与三峡电站机组开机数量和相关断面潮流水平密切相关。在三峡电站开机台数不超过19台时，特高压南送功率控制极限在2200兆瓦以内。在三峡电站开机台数2021台时，特高压南送极限为1400兆瓦。 特高压北送方式下，影响联络线送电能力的主要因素是北京负荷中心短路故障冲击（例如：500千伏顺义站出口线路三相

16、故障），特高压北送控制极限为1800兆瓦。,4. 动态稳定水平,特高压交流试验示范工程（系统特性）,34,区域间振荡频率为0.13Hz，阻尼比0.190.24，属于强阻尼振荡模式；区域电网内部的省间振荡模式阻尼比均大于0.05，属于较强阻尼振荡模式。,5. 小干扰稳定水平,特高压交流试验示范工程（系统特性）,特高压南送方式,特高压北送方式,35,特高压交流专题讲座,（一）特高压交流试验示范工程 1. 工程概况 2. 系统特性 3. 控制策略 4. 调试与运行 （二）2012年国家电网发展规划,36,1. 合理确定送电方式,特高压交流试验示范工程（控制策略）,根据华北、华中电网电源结构、丰枯期潮

17、流分布特点和跨区、跨省水火电力互济的需要，考虑特高压联络线南送和北送的实际能力，确定特高压系统运行方式为： 丰水期，组织华中水电通过特高压联络线北送华北； 枯水期，组织华北火电通过特高压联络线南送华中。,37,在实际运行中，1000千伏特高压系统随着传输功率变化，无功变化量较大，且特高压未配置可控高抗设备，低压无功补偿装置投切次数存在限制，特高压自身调节手段不足，无法保持动态平衡。 因此，需统筹1000/500千伏无功电压控制策略，兼顾特高压系统大小运行方式需要，考虑1000/500千伏设备耐压水平，合理确定无功电压控制措施。,2. 无功电压控制策略,特高压交流试验示范工程（控制策略）,38,

18、（1） 控制特高压系统基础电压水平。 根据目前两侧500千伏系统的实际运行电压水平，确定1000千伏特高压变压器分接头选择1050/538/110千伏档位，防止特高压设备电压频繁越上限，同时保证500千伏系统留有必要的调压灵活性。 特殊情况下，为进行特高压2800兆瓦大负荷试验，可安排临时方式将1000千伏特高压变压器分接头置于1050/525/110千伏额定档位。,特高压交流试验示范工程（控制策略）,39,（2） 合理确定特高压输送功率范围，加强联络线功率控制。 鉴于在低功率段系统电压调整矛盾突出，正常运行时，特高压应保持一定输送水平。考虑到特高压大功率运行时，电压波动幅值加大，容易造成设备

19、运行电压越限，应结合稳定计算结果统筹确定输送功率上限。 减少联络线功率计划调整，优化AGC控制策略，缓解联络线波动的影响。,特高压交流试验示范工程（控制策略）,40,（3） 加强电压调整控制。 对于500千伏系统，根据稳定控制要求确定运行电压下限；配合1000千伏调压，根据设备耐压水平，确定运行电压上限。 对于特高压系统，按照输送功率水平和无功平衡状况，合理投切低容/低抗。 考虑联络线正常波动水平（300兆瓦）对电压控制的要求。,特高压交流试验示范工程（控制策略）,41,（4） 采取自动控制措施，确保设备安全。 为解决故障或者功率异常波动引起的特高压运行电压超过设备耐压水平的问题，部署稳态过电

20、压控制装置。主要功能为： 特高压联络线事故跳闸、解列或开关偷跳，装置联跳相应1000千伏开关，联切长治站、荆门站110千伏低容； 1000千伏母线电压达到1100千伏，并满足动作时间，装置联跳相应1000千伏开关，联切长治站、荆门站110千伏低容； 1000千伏母线电压达到1150千伏，并满足动作时间，装置联跳相应1000千伏开关，联切长治站、荆门站110千伏低容。,特高压交流试验示范工程（控制策略）,42,3. 稳定控制策略 （1）适当控制送电水平 在日常运行中，综合考虑特高压联络线稳定极限、功率波动水平，为避免联络线频繁解列，合理控制送电水平。,特高压交流试验示范工程（控制策略）,43,（

21、2）部署特高压交流试验示范工程解列装置,在联络线部署不同原理的解列装置(共6套,4套常规解列装置,2套快速解列装置)，保障华北和华中电网发生同步稳定破坏时及时可靠解列。,特高压交流试验示范工程（控制策略）,44,低压解列装置动作情况,南阳变1000千伏母线电压曲线,二滩#1三峡2功角摇摆曲线,蒙丰镇G1京三河G1功角摇摆曲线,特高压交流试验示范工程（控制策略）,45,(3)特高压互联电网安控措施的适应性分析,特高压互联电网安控装置 通过梳理华北、华中网内现有N-2故障采取的安控策略，将解列装置纳入仿真程序，分析特高压投产后安控策略的适应性。,特高压交流试验示范工程（控制策略）,46,特高压交流

22、专题讲座,（一）特高压交流试验示范工程 1. 工程概况 2. 系统特性 3. 控制策略 4. 调试与运行 （二）2012年国家电网发展规划,47,在公司统一部署、精心组织和统一指挥下，2008年12月830日，特高压交流试验示范工程顺利完成15大项启动调试试验 ；12月28日9时33分，在世界上首次实现大区电网通过特高压互联运行，成为特高压技术实际应用的重要里程碑；2008年12月30日22时，特高压联络线调试结束，进入了正式运行阶段。 特高压工程调试和运行期间，电网运行平稳，特高压设备运行状况良好。,特高压交流试验示范工程（调试与运行）,1. 基本情况,48,2008年12月29日14时，特

23、高压交流试验示范工程输送功率达到283万千瓦，特高压荆门站、长治站主变输送容量达到设备额定容量300万千伏安，特高压工程设备经受住了全电压、大负荷的考验，验证了特高压技术的可行性。,2. 特高压联络线大负荷试验圆满成功,验证运行方式安排科学合理,特高压交流试验示范工程（调试与运行）,49,在特高压联网运行调试和168小时试运行期间，超过30万千瓦以上的功率波动每天都控制在0.3%以内，较辛洹线功率波动幅度下降。2009年13月份，特高压联络线功率波动超过规定范围占各月联网时间仅为0.20%、0.22%、0.26%。,3. 联络线功率偏差控制效果明显，特高压互联系统运行平稳,特高压交流试验示范工

24、程（调试与运行）,50,根据电网实测数据，特高压联络线输送150万千瓦工况下，切除三峡电厂一台70万千瓦机组，联络线潮流头摆峰值达到215万千瓦，联络线功率变化65万千瓦，长治站500千伏母线电压波动8千伏、长治站1000千伏母线电压波动31千伏。PMU实测与仿真计算结论基本相符（电压偏差在1千伏以内，有功偏差在4万千瓦以内）。,4. 特高压系统特性得到验证。,特高压交流试验示范工程（调试与运行）,51,特高压交流试验示范工程投产后，改善了荆门站近区500千伏电网潮流，增加了电压调整手段，减轻了春节低谷负荷期间华中500千伏电网电压调整的压力。 2009年春节期间特高压运行平稳，长治、荆门两侧

25、电压均在控制范围内。与2008年同期相比，国调直调系统由拉停2条减少至无拉停线路，华中电网停电调压线路由13条减少至4条。,特高压交流试验示范工程（调试与运行）,5.春节低谷负荷期间发挥特高压工程调压优势,52,特高压交流试验示范工程（调试与运行）,6.网内掉机、直流闭锁引起的不平衡功率转移比较高,四川金堂61 机组(600MW)跳闸长治站长南I线有功与电压,53,系统动态扰动试验于12月29日10时40分58秒通过切除三峡电厂12机实现。扰动前，特高压长南I线有功功率为1507MW，南荆I线有功功率1489.5MW。扰动后，特高压长南I线有功功率（头摆峰值）为2141.5MW，南荆I线有功功

26、率（头摆峰值）2112MW。特高压线路有功功率变化量约630MW，转移率90%。,例 子,特高压示范工程功率转移情况,54,特高压示范工程功率转移情况,2009年12月1日，特高压南送140万，灵宝送111万，双极闭锁，特高压的头摆峰值增加到了248万，转移了108万，转移比几乎是97。 2009年4月5日，华北邹县电厂掉了一台100万的机组，特高压南送，功率回退70万，转移比70%。,例 子,55,特高压示范工程功率转移情况,目前已观察到的功率缺额引起特高压上功率波动的主要特征,华中电网发生功率缺额（包括掉机和直流闭锁）时，头摆峰值的功率转移率基本都在100%左右 华北电网发生功率缺额（掉机）时，头摆峰值的功率转移率略低，大约在70%80% 故障掉机比无故障掉机稍微严重些，但不明显,56,特高压交流专题讲座,（一）特高压交流试验示范工程 （二）2012年国家电网发展规划,57,台 湾,陕北,石家庄,济南,豫北,470,200,360,晋东南,徐州,淮南煤电,徐州煤电,362,雅砻江梯级,金沙江I期,南