宋杭選

(黑龍江省電力科學研究院,哈爾濱 150030)

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500 kV慶南變接入系統(tǒng)的潮流分析

宋杭選

(黑龍江省電力科學研究院,哈爾濱 150030)

黑龍江大慶地區(qū)負荷較重,其大火甲乙線等輸電通道重載問題已持續(xù)多年,近年來隨著風電的陸續(xù)接入,該問題已成為制約大慶地區(qū)電力發(fā)展的瓶頸。為了解決這一問題,黑龍江省政府在“十三五”期間,將在大慶西部電網投產一座500 kV變電站。該變電站投產后會給大慶地區(qū)帶來如何變化,筆者則采用電力系統(tǒng)分析綜合程序對該電網進行了仿真分析,比較了其接入系統(tǒng)前后潮流分布情況,同時,對未來輸電網建設時序和建設規(guī)劃提出了調整建議。

電力系統(tǒng)分析綜合程序；500 kV慶南變；潮流分布；N-1；輸電網規(guī)劃

大慶主干電網是以500 kV大慶變?yōu)橹饕?形成了圍繞主城區(qū)的220 kV雙環(huán)網結構。由于東部供電區(qū)負荷較重,導致大慶變下網輸電通道大火甲乙線重載。尤其是冬季供熱期間油田熱電A、B廠機組運行工況較差、不能按調度要求調整出力時,大火甲乙線潮流經常超穩(wěn)定限額運行,在采取下級電網轉移部分負荷供電方式后,超穩(wěn)定限額運行程度有所緩解。新華電廠1臺機組運行時,鋒繁甲乙線受電潮流較大,存在N-1過載問題,將先鋒變部分負荷倒由同北變供電后,鋒繁甲乙線重載問題得到緩解,但又加重了大火甲乙線輸電潮流[1]。所以,為了解決上述這些問題,黑龍江省政府決定在“十三五”期間,即2017年在大慶西部電網投產一座500 kV變電站——慶南變,并完成其下級電壓整理工程[2]。本文針對500 kV慶南變接入系統(tǒng)前后大慶地區(qū)的潮流變化情況進行了分析比較,并通過數(shù)據說明了該變電站對周圍區(qū)域的影響情況[3]和給出了參考調整建議。

1　接線形式

1.1大慶電網接線概述

大慶電網位于黑龍江電網西部,正常方式通過500 kV大松1號線、大松2號線、大松3號線與哈爾濱電網相連;通過500 kV馮大1號線、馮大2號線、馮大3號線和220 kV昂慶甲線、昂綱線(慶綱線)、齊讓甲乙線與齊齊哈爾電網相連。截至2015年9月末,大慶電網共有500 kV變電站1座,220 kV變電站17座(包含開閉所2座、鐵路牽引變2座);省調直調電廠16座,總裝機容量3490 MW,其中火電廠7座,裝機容量2655 MW,風電場9座,裝機容量835 MW。其220 kV及以上系統(tǒng)接線情況如圖1所示,為使圖面清晰,略去了與分析無關的線路和變電站。

圖1　2015年末大慶地區(qū)接線

1.2慶南變規(guī)劃入網接線形式

500 kV系統(tǒng)中,慶南變通過2條500 kV線路與哈爾濱地區(qū)500 kV五家變(“十三五”規(guī)劃建設,與松北變和哈南變通過500 kV系統(tǒng)相連)相連。

220 kV系統(tǒng)中,在慶南變附近建設220 kV大同變,將原新肇線π入大同變;將原新樂線(豐樂側空充)π入大同變,再將大同至豐樂段π入慶南變,并建設慶南至豐樂第二回線;建設慶南變至肇源變一回線、至同北變雙回線;將火中甲乙線中本側改接至開發(fā)變,空出中本變2個220 kV間隔,并新建雙回220 kV線路至慶南變。

經過如上接線改造后,慶南變接線情況為:雙回500 kV線路至五家變,雙回220 kV線路至豐樂變,雙回220 kV線路至中本變,雙回220 kV線路至同北變,單回220 kV線路至大同變,單回220 kV線路至肇源變。其220 kV及以上系統(tǒng)接線情況如圖2所示。

圖2　慶南變接入后大慶地區(qū)接線

2　系統(tǒng)分析原則

2.1計算程序

計算程序采用中國電科院開發(fā)的《電力系統(tǒng)分析綜合程序》(PSASP 7.15版)[4]。

PSASP已于2015年升級至7.15版,新版的程序不論從數(shù)據庫搭建、核心架構還是操作界面都較舊版本有了質的突破。新版程序的結構分為三層:最底層是公共模型和數(shù)據資源庫,包括電網基礎數(shù)據庫、固定模型庫、用戶自定義模型庫、用戶程序庫,主要用于模型和數(shù)據的建立;中間層是包含各種穩(wěn)態(tài)和暫態(tài)分析的應用程序包,用于各種計算分析;最頂層是結果及分析工具,將計算結果生成相應的數(shù)據庫并利用分析工具進行數(shù)值和圖形分析[5]。

2.2計算模型

1) 發(fā)電機模型。計算過程中100 MW及以上發(fā)電機數(shù)學模型全部采用Eq″、Ed″、Eq′電勢變化的5階模型,對于裝機容量在100 MW以下的機組采用Eq′電勢恒定的2階模型[6]。

2) 勵磁系統(tǒng)模型。根據黑龍江電網發(fā)電機勵磁系統(tǒng)的實際狀況,省網內機組進行過勵磁參數(shù)測試的,采用實際測試后的數(shù)據,其余的發(fā)電機組采用典型的勵磁參數(shù)。

3) 調速系統(tǒng)模型。采用計算程序中提供的典型調速器模型。

4) 負荷模型。計算過程中,黑龍江電網負荷模型采用感應電動機模型,其中50%為恒定阻抗模型,電動機定子漏抗取0.18。

2.3計算邊界條件

1) 以冬季方式為主,兼顧夏季方式。計算數(shù)據采用2015年末實際和2017年末規(guī)劃計算數(shù)據。

2) 斷面潮流極限控制:中西部斷面外送極限2100 MW,馮大斷面外送極限2600 MW。

3　慶南變接入系統(tǒng)潮流分析

3.1西部電網開機方式

考慮冬季、夏季的大、小負荷方式,并調整齊齊哈爾和大慶地區(qū)電廠的出力,使馮大斷面的潮流以向大慶地區(qū)輸送為主。針對4種方式的西部電網開機設定情況如表1所示。

3.22015年末潮流分布情況

針對2015年末的實際網架結構做潮流計算,采用上述開機方式,在冬季大負荷情況下的潮流分布情況如圖3所示。

表1　4種方式下的西部電網開機情況

圖3　2015冬大方式潮流分布(單位：MW)

從圖3潮流分布的情況來看,大火甲乙線合計有功功率為559 MW,已接近極限運行;大北甲乙線、新同甲乙線的合計有功功率分別為517、360 MW,均處于重載運行狀態(tài)。大火甲乙線其中一回斷開后的潮流分布情況如圖4所示。

圖4　2015冬大方式N-1潮流分布(單位：MW)

從圖4可以看出,在這種N-1的情況下,另一回線已嚴重過載[7]。

3.3慶南變接入系統(tǒng)后潮流分布情況

在開機方式不變的情況下,針對2017年規(guī)劃的網架結構進行潮流計算,在冬季大負荷情況下的潮流分布情況如圖5所示。

圖5　2017冬大方式潮流分布(單位：MW)

從圖5中可以看出,慶南變接入系統(tǒng)后,大北甲乙線、新同甲乙線的重載問題略有緩解,但依舊維持較高水平。大火甲乙線的潮流不降反升,此時若斷開其中一回,另一回依然超出穩(wěn)定極限運行,過載問題更加嚴重,如圖6所示。

圖6　2017冬大方式N-1潮流分布(單位：MW)

3.4慶南變接入系統(tǒng)影響分析

通過以上仿真計算結果可以看出,慶南變的接入改變了大慶地區(qū)的潮流分布,使部分線路的重載問題在一定程度上得到緩解,但是并沒有使所有重載線路的潮流情況得到根本性的改善,尤其是大火甲乙線的重載問題和部分線路N-1過載問題。大慶地區(qū)的重載線路在慶南變接入系統(tǒng)前后不同方式下的有功潮流分布如圖7所示。

圖7　大慶地區(qū)重載線路潮流統(tǒng)計(單位：MW)

從圖7可以看出,現(xiàn)存的電網薄弱環(huán)節(jié)問題依然沒有完全得到解決,部分地區(qū)反而更加嚴重了。

4　結　論

1) 500 kV慶南變投產后,向中本變的輸電通道增加了,可是這不但沒有緩解大火甲乙線的潮流,反而使其略有升高。

2) 從潮流走向來看,火炬變向開發(fā)變輸送的潮流有所減少,向紅旗變輸送的潮流相應地增加,這是由于原來由同北變經紅旗變向中本變輸送的電力在慶南變投產后發(fā)生分流,大部分經慶南變流向中本變,而紅旗變被分走的那部分電力相應地靠大火甲乙線的下網潮流來彌補。因此這種情況的發(fā)生將嚴重制約500 kV慶南變在大慶地區(qū)支撐作用的發(fā)揮。

5　建　議

1) 在未來的輸電網建設時序上,暫緩500 kV慶南變的下級電壓整理工程,待西部電網整體500 kV網架建設完畢再進行。

2) 在輸電網規(guī)劃中,考慮將慶南變與松北變、大慶變建立500 kV聯(lián)系,分散下網潮流,緩解大火甲乙線的重載局面。

3) 應開展由火炬變-紅旗變-同北變-慶南變-中本變組成的220 kV環(huán)形網絡中的環(huán)流分析專題研究,排除擠占輸電通道的各種因素,使潮流分布更加合理。

[1] 2015年度黑龍江省電網運行方式[R].哈爾濱：國網黑龍江省電力有限公司,2015.

Heilongjiang power grid operating mode in the year of 2015[R]. Harbin:State Grid Heilongjiang Electric Power Company Limited, 2015.

[2] 黑龍江省“十三五”輸電網規(guī)劃[R].哈爾濱：國網黑龍江省電力有限公司,2015.Heilongjiang ‘the 13th five-year plan’ for transmission network[R]. Harbin:State Grid Heilongjiang Electric Power Company Limited, 2015.

[3] 何仰贊,溫增銀.電力系統(tǒng)分析[M].武漢:華中科技大學出版社,2002.

HE Yangzan, WEN Zengyin. Power system analysis[M]. Wuhan: Huazhong University of Science & Technology Press, 2002.

[4] 李木一,鄧麗敏,郭裊,等.基于PSASP的黑龍江電網穩(wěn)定分析[J].黑龍江電力,2010,32(3):185-187.

LI Muyi, DENG Limin, GUO Niao, et al. Analysis of Heilongjiang power grid stability based on PSASP[J]. Heilongjiang Electric Power, 2010,32(3):185-187.

[5] 電力系統(tǒng)分析綜合程序用戶手冊[R].北京:中國電力科學研究院,2001.

User manual for PSASP[R]. Beijing: China Electric Power Research Institute, 2001.

[6] 劉進,郭裊,李童,等.500 kV慶云變接入七臺河地區(qū)電網穩(wěn)定分析研究[J].黑龍江電力,2013,35(4):321-324.

LIU Jin, GUO Niao, LI Tong, et al. Analysis and study of grid stability connected with 500 kV Qingyun substation in Qitaihe region[J]. Heilongjiang Electric Power, 2013,35(4):321-324.

[7] 王梅義,吳竟昌,蒙定中.大電網系統(tǒng)技術[M].北京:中國電力出版社,2001.

WANG Meiyi, WU Jingchang, MENG Dingzhong. Technical specification for large power system [M]. Beijing: China Electric Power Press, 2001.

(責任編輯侯世春)

Flow analysis after 500 kV Qingnan substation being put into operation

SONG Hangxuan

(Heilongjiang Electric Power Research Institute, Harbin 150030, China)

The heavy load of Daqing-Huoju double-circuit line has last for many years because of the heavy load in Daqing. In recent years, this problem has become the bottleneck which restricts the development of power industry in this area as the integration of wind farms. In order to solve the problem, Heilongjiang Province will put a 500 kV substation into operation in the west of Daqing. Aiming at the change of Daqing brought by the substation, the author simulated the power grid by PSASP, compared the flow distribution before and after the integration, and at the same time proposed the suggestion for future schedule and planning of transmission network.

PSASP; 500 kV Qingnan substation; flow distribution;N-1; transmission network planning

2016-01-15；

2016-03-04。

宋杭選(1983—),女,工程師,研究方向為仿真計算、數(shù)據結構與算法、電力系統(tǒng)信息化技術應用、電網大數(shù)據統(tǒng)計及應用。

TM711

A

2095-6843(2016)03-0214-04