宋凱洋

（內蒙古電力經濟技術研究院，呼和浩特 010010）

0 引言

內蒙古電網作為華北電網的重要組成部分，其穩(wěn)定特性與華北電網其他省級電網的網架結構與運行方式息息相關?！笆奈濉逼陂g，山西特高壓落地工程實施后，內蒙古電網穩(wěn)定特性將發(fā)生重要變化。為分析上述變化的影響，本文利用PSD-BPA仿真計算平臺，對山西特高壓工程落地前后內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性變化情況進行分析，并結合內蒙古電網現(xiàn)狀及遠期規(guī)劃，提出解決措施。

1 山西特高壓落地工程概述

山西特高壓落地工程實施后，山西電網500 kV電壓等級將與華北電網500 kV電壓等級解環(huán)。解環(huán)后，山西電網4個500 kV網對網通道將調整為9回電廠點對網外送通道。至此，山西電網通過4回特高壓線路與華北電網聯(lián)絡。

根據《華北電網2019發(fā)展規(guī)劃報告》，晉北、晉中特高壓站落地山西電網，山西電網通過晉北—北京西、晉中—石家莊4回特高壓交流線路向華北主網送電。2022年預計蒙西地區(qū)榆恒特高壓站配套電源11.92 GW，山西電網改接至晉北、晉中特高壓站電源4.32 GW，共計16.24 GW。受晉北—北京西暫態(tài)穩(wěn)定制約，斷面輸電能力為15.8~17.8 GW[1]。

山西電網解環(huán)后，調整后的9回電廠點對網外送通道配套電源10.54 GW。受送出線路暫態(tài)穩(wěn)定約束，4個點對網外送通道總送出能力為10.21 GW[2]。

2 山西特高壓落地工程實施前后內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性分析

為了明確山西特高壓落地工程對內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性的影響，分別對長南線解列、北送及南送三種典型方式進行分析[3]。

2.1 長南線解列方式

在長南線解列方式下，內蒙古電網內部制約故障為磴口電廠—祥泰變電站三相永久故障。通過仿真計算結果可知，山西特高壓落地工程實施后，磴口電廠—祥泰變電站故障情況下，系統(tǒng)阻尼比下降。仿真數據邊界條件如下。

（1）計算基準年為2021年。

（2）內蒙古電網內部：布烏德河斷面1669 MW，響布坤德斷面2897 MW，呼包斷面4376 MW，呼豐斷面6622 MW，外送華北4893 MW。

（3）外部斷面：山西兩橫特高壓線路送華北電網15 012 MW，山東電網受電1066 MW，特高壓長南線解列。

在上述方式下，磴口電廠—祥泰變電站故障時，內蒙古電網內部機組功角曲線如圖1所示。由圖1可見，內蒙古電網主要機組功角差處于弱阻尼振蕩狀態(tài)，衰減較慢，40 s后機組功角差振蕩仍未結束。

圖1 長南線解列方式下，磴口電廠—祥泰變電站故障時內蒙古電網內部機組功角曲線

內蒙古電網呼包、呼豐斷面有功功率曲線如圖2所示。由圖2可見，永圣域變電站—豐泉變電站、響沙灣變電站—永圣域變電站線路處于弱阻尼振蕩狀態(tài)。對上述有功功率曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比0.83%，頻率為0.350 6 Hz。根據DL/T 1234—2013《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定計算技術規(guī)范》，小干擾計算模式阻尼比不低于3%，故障情況下計算模式阻尼比不低于1%[4]。說明內蒙古電網內部存在動態(tài)穩(wěn)定性問題。

圖2 長南線解列方式下，磴口電廠—祥泰變電站故障時呼包、呼豐斷面有功功率曲線

為對比上述方式計算結果，相同邊界條件下，山西特高壓落地工程實施前，磴口電廠—祥泰變電站故障時系統(tǒng)阻尼比為1.3%；對比山西特高壓落地方式，系統(tǒng)阻尼比下降0.5%；由此可得，山西特高壓落地工程對內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性影響較大。

2.2 長南線北送方式

山西特高壓落地工程實施后，在長南線北送方式下，內蒙古電網內部制約故障點為特高壓長南線故障[5]。仿真數據邊界條件如下。

（1）計算基準年為2020年。

（2）內蒙古電網內部：布烏德河斷面1649 MW，響布坤德斷面2831 MW，呼包斷面4374 MW，呼豐斷面6551 MW，外送華北4901 MW。

（3）外部斷面：山西兩橫特高壓線路送華北電網15 076 MW，山東電網送華北電網1061 MW，特高壓長南線北送2725 MW。制約故障為特高壓長南線故障。

在上述方式下，特高壓長南線故障時，內蒙古電網內部機組功角曲線如圖3所示。由圖3可見，內蒙古電網主要機組功角差處于負阻尼震蕩狀態(tài)，振蕩逐漸增強。內蒙古電網呼包、呼豐斷面及外送斷面有功功率曲線如圖4所示，由圖4可見響沙灣變電站—永圣域變電站、永圣域變電站—豐泉變電站、汗海變電站—沽源變電站、豐泉變電站—萬全變電站有功功率曲線，說明內蒙古電網呼包、呼豐斷面及外送斷面處于負阻尼振蕩狀態(tài)。對上述有功功率曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比-1.83%，頻率為0.333 5 Hz。系統(tǒng)阻尼比遠低于1%，說明內蒙古電網內部存在動態(tài)穩(wěn)定性問題[4]。

圖3 長南線北送方式下，特高壓長南線故障時內蒙古電網內部機組功角曲線

圖4 長南線北送方式下，特高壓長南線故障時內蒙古電網呼包、呼豐斷面及外送斷面有功功率曲線

為對比上述方式計算結果，設相同邊界條件下，山西特高壓落地工程實施前，特高壓長南線故障時的系統(tǒng)阻尼比為1.9%，對比山西特高壓落地方式，系統(tǒng)阻尼比下降接近4%。由此可得，在長南線北送方式下，山西特高壓落地工程對內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性影響極大。

2.3 長南線南送方式

在長南線南送方式下，內蒙古電網內部制約故障為磴口電廠—祥泰變電站三相永久故障。通過仿真計算結果可知，山西特高壓落地工程實施后，磴口電廠—祥泰變電站故障情況下，系統(tǒng)阻尼比下降。仿真數據邊界條件如下。

（1）計算基準年為2021年。

（2）內蒙古電網內部：布烏德河斷面1601 MW，響布坤德斷面2807 MW，呼包斷面4376 MW，呼豐斷面6594 MW，外送華北電網4912 MW。

（3）外部斷面：山西兩橫特高壓線路送華北電網15 312 MW，山東電網受電1070 MW，特高壓長南線南送2000 MW。

在上述方式下，磴口電廠—祥泰變電站故障時，相關電廠機組功角曲線如5圖所示。主要機組功角差處于弱阻尼震蕩狀態(tài)，衰減較慢。呼包、呼豐斷面有功功率曲線如圖6所示，對響沙灣變電站—永圣域變電站、永圣域變電站—豐泉變電站線路有功功率曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比4.02%，頻率為0.336 6 Hz。

圖5 長南線南送方式下，磴口電廠—祥泰變電站故障時內蒙古電網內部機組功角曲線

圖6 長南線南送方式下，磴口電廠—祥泰變電站故障時呼包、呼豐斷面有功功率曲線

為對比上述方式計算結果，相同邊界條件下，山西特高壓落地工程實施前，磴口電廠—祥泰變電站故障時，系統(tǒng)阻尼比為4.83%，對比山西特高壓落地方式，系統(tǒng)阻尼比下降0.8%。由此可得，山西特高壓落地工程對內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性影響較大。

根據仿真計算結果可知，上述三種方式中，長南線南送方式穩(wěn)定特性最好，因此解決措施主要以分析長南線解列、長南線北送為主[6]。

3 解決措施

3.1 實施河套變電站—祥泰變電站—千里山變電站輸變電工程

從內蒙古電網500 kV網架結構可分析得出，磴口電廠—祥泰變電站故障引起蒙西地區(qū)內部動態(tài)穩(wěn)定問題，主要是因為河套變電站—祥泰變電站—磴口電廠—千里山變電站通道為單回路。當發(fā)生磴口電廠—祥泰變電站三相永久故障時，磴口電廠—祥泰變電站斷面潮流需迂回千里山變電站—烏海變電站—布日都變電站通道，造成極大的潮流轉移，使系統(tǒng)處于低頻振蕩狀態(tài)。因此，通過加快實施河套變電站—祥泰變電站—千里山變電站輸變電工程，可改善磴口電廠—祥泰變電站故障下內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性。

對實施河套變電站—祥泰變電站—千里山變電站輸變電工程后，磴口電廠—祥泰變電站故障下內蒙古電網內部穩(wěn)定特性進行計算分析。內蒙古電網內部機組功角曲線如圖7所示。由圖7可見，內蒙古電網主要機組功角差雖然處于振蕩狀態(tài)，但振蕩衰減速度較工程實施前已大幅增快。

圖7 實施河套變電站—祥泰變電站—千里山變電站輸變電工程后內蒙古電網內部機組功角曲線

內蒙古電網呼包、呼豐斷面有功功率曲線如圖8所示。由圖8可見響沙灣變電站—永圣域變電站、永圣域變電站—豐泉變電站線路有功功率曲線，內蒙古電網呼包、呼豐斷面仍處于振蕩狀態(tài)，但振蕩衰減速度較工程實施前已大幅增快。對上述有功功率曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比1.38%，頻率為0.358 2 Hz。系統(tǒng)阻尼比不低于1%，滿足規(guī)范要求。

圖8 實施河套變電站—祥泰變電站—千里山變電站輸變電工程后呼包、呼豐斷面有功功率曲線

由上述計算分析可得，在長南線解列方式下，實施河套變電站—祥泰變電站—千里山變電站輸變電工程，將有效改善由山西特高壓落地工程引起的內蒙古電網內部動態(tài)穩(wěn)定特性。由此，可根據山西兩橫特高壓配套電源投產時序，實施河套變電站—祥泰變電站—千里山變電站輸變電工程，以應對由山西特高壓落地工程引起的內蒙古電網內部動態(tài)特性惡化問題。

3.2 加強呼包、呼豐斷面

為解決上述問題，首先考慮加強呼包、呼豐斷面，呼包斷面考慮新建甘迪爾變電站—川掌變電站雙回線路，呼豐斷面考慮新建寧格爾變電站—豐泉變電站雙回線路。

在上述網架下，特高壓長南線故障時，內蒙古電網內部機組功角曲線如圖9所示。由圖9可見，內蒙古電網主要機組功角差處于正阻尼振蕩狀態(tài)，振蕩模式已由負阻尼變?yōu)檎枘?。內蒙古電網呼包、呼豐斷面及外送斷面有功功率曲線如圖10所示。由圖10可見響沙灣變電站—永圣域變電站、永圣域變電站—豐泉變電站、汗海變電站—沽源變電站、豐泉變電站—萬全變電站線路有功功率曲線，內蒙古電網呼包、呼豐斷面及外送斷面處于正阻尼振蕩狀態(tài)。對上述有功功率曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比2.03%，頻率為0.375 3 Hz。

圖9 加強呼包、呼豐斷面后，特高壓長南線故障時內蒙古電網內部機組功角曲線

圖10 加強呼包、呼豐斷面后，特高壓長南線故障時呼包、呼豐斷面及外送斷面有功功率曲線

3.3 降低呼豐、外送斷面潮流

可考慮降低呼豐及外送斷面潮流：呼豐及外送斷面均下降900 MW，呼豐斷面潮流5658 MW，外送斷面潮流4027 MW。

在上述方式下，特高壓長南線故障時，內蒙古電網內部機組功角曲線如圖11所示。主要機組功角差阻尼比由負值變?yōu)檎怠?/p>

圖11 降低呼豐、外送斷面潮流后，特高壓長南線故障時內蒙古電網內部機組功角曲線

呼包、呼豐斷面及外送斷面有功功率曲線如圖12所示。圖中可見響沙灣變電站—永圣域變電站、永圣域變電站—豐泉變電站、汗海變電站—沽源變電站、豐泉變電站—萬全變電站線路有功功率曲線，呼包、呼豐斷面及外送斷面功率曲線由負值變?yōu)檎?。對上述有功功率曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比2.13%，頻率為0.361 3 Hz。

圖12 降低呼豐、外送斷面潮流后，特高壓長南線故障時呼包、呼豐斷面及外送斷面有功功率曲線

3.4 實施內蒙古電網與華北電網異步聯(lián)網工程

上述山西特高壓落地工程引起的內蒙古電網內部動態(tài)問題，仍為內蒙古電網與華北電網的弱聯(lián)系導致。根據《內蒙古電網主網架發(fā)展思路及重大問題研究》重要研究結論，實施內蒙古電網與華北電網異步聯(lián)網工程是內蒙古電網500 kV網架發(fā)展規(guī)劃的前置條件[7]。

實施異步聯(lián)網工程后，蒙西地區(qū)內部動態(tài)特性將大為改善，同時，華北電網運行方式將不再對內蒙古電網內部動態(tài)問題造成影響。磴口電廠—祥泰變電站線路故障時，內蒙古電網內部機組電廠功角曲線如圖13所示。對上述功角曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比23.98%，頻率為0.438 Hz，阻尼比遠高于1.0%，因此內蒙古電網內部不存在動態(tài)穩(wěn)定制約[8-14]。

圖13 實施異步聯(lián)網后內蒙古電網內部機組功角曲線

3.5 實施內蒙古電網與華北電網特高壓聯(lián)網工程

根據《內蒙古電網主網架發(fā)展思路及重大問題研究》重要研究結論，蒙西地區(qū)鄂中特高壓站與蒙西特高壓站相連、烏蘭察布南特高壓站與晉北特高壓站相連，同時斷開原汗海變電站—沽源變電站、豐泉變電站—萬全變電站500 kV通道[7]。內蒙古電網與華北電網聯(lián)絡將變?yōu)樘馗邏郝?lián)絡，內部動態(tài)特性將大為改善，同時，華北電網運行方式對內蒙古電網內部動態(tài)問題造成的影響減少。在特高壓長南線故障時，內蒙古電網內部機組電廠功角曲線如圖14所示。對上述功角曲線進行單通道Prony分析，提取系統(tǒng)振蕩模式的阻尼比63.87%，頻率為0.391 Hz，阻尼比遠高于1.0%，說明內蒙古電網內部不存在動態(tài)穩(wěn)定制約。

圖14 實施特高壓聯(lián)網后，特高壓長南線故障時內蒙古電網內部機組功角曲線

4 結束語

山西特高壓落地工程實施后，不同運行方式下，均會對內蒙古電網的動態(tài)穩(wěn)定特性造成一定影響，對內蒙古電網的安全穩(wěn)定運行提出新的考驗。建議通過加強網內關鍵輸電斷面、實施內蒙古電網與華北電網異步聯(lián)網工程或實現(xiàn)內蒙古電網與華北電網特高壓聯(lián)網三種途徑，解決由山西特高壓落地工程引起的內蒙古電網動態(tài)穩(wěn)定問題。