張 睿,王文博,李文希,劉志鵬,張美倫,胡遠(yuǎn)婷,劉 進(jìn)

(1.國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司電力科學(xué)研究院,哈爾濱 150030; 2.哈爾濱汽輪機(jī)廠有限責(zé)任公司,哈爾濱 150036;3.國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司物資公司,哈爾濱 150001)

0 引 言

東部電網(wǎng)是黑龍江省主要的電源基地,火電、風(fēng)電裝機(jī)容量均較大,東部電網(wǎng)通過 500 kV 群方甲線、群方乙線、云方甲線、云方乙線、牡方線、群興1號(hào)線和 220 kV浩達(dá)線、宏木甲線、木興乙線、牡亞線、橫興線與中部電網(wǎng)相連,通過 500 kV林平線與吉林電網(wǎng)相連。東部電網(wǎng)包括牡丹江、雞西、鶴崗、伊春、雙鴨山、七臺(tái)河和佳木斯7個(gè)地區(qū)電網(wǎng)。

黑龍江省東部電網(wǎng)風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)發(fā)電等新能源持續(xù)增長,荒溝抽水蓄能機(jī)組陸續(xù)投產(chǎn),東部斷面送出能力亟待提升。220 kV東部外送聯(lián)絡(luò)線方德甲乙線單回線路的承載能力為450 MW,如不滿足線路N-1運(yùn)行條件運(yùn)行方式極不安全,因此方德甲乙線的承載能力也成為了制約黑龍江東部外送能力的一個(gè)重要因素。該文主要在冬季小負(fù)荷與夏季腰荷兩種方式下分析德善-吉興、德善-廣義斷開后,東部電磁解環(huán),消除方德甲乙線制約后,東部斷面送出能力的提升情況。

1 數(shù)學(xué)模型

電力系統(tǒng)分析綜合程序(power system analysis software package, PSASP)是一套歷史長久、功能強(qiáng)大、使用方便的電力系統(tǒng)分析程序,是高度集成和開放具有中國自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的大型軟件包。PSASP 為我國一些重大電力工程項(xiàng)目的建設(shè)和運(yùn)行作出了重要貢獻(xiàn)[1],廣泛應(yīng)用于全國各網(wǎng)省調(diào)、香港地區(qū)的電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計(jì)、生產(chǎn)調(diào)度運(yùn)行、科學(xué)研究、高等院校等,成為電力系統(tǒng)設(shè)計(jì)運(yùn)行和試驗(yàn)研究的必備工具[2]。

1.1 潮流計(jì)算數(shù)學(xué)模型

潮流計(jì)算是根據(jù)給定的電網(wǎng)結(jié)構(gòu),參數(shù)和發(fā)電機(jī)、負(fù)荷等元件的運(yùn)行條件,確定電力系統(tǒng)各部分穩(wěn)態(tài)運(yùn)行狀態(tài)參數(shù)的計(jì)算。通常給定的運(yùn)行條件有系統(tǒng)中各電源和負(fù)荷點(diǎn)的功率、電源機(jī)端電壓、平衡點(diǎn)的電壓和相位角等。待求的運(yùn)行狀態(tài)參量包括電網(wǎng)各母線的電壓幅值和相角,以及各支路的功率分布、網(wǎng)絡(luò)的功率損耗等[3]。

潮流計(jì)算在數(shù)學(xué)上可歸結(jié)為求解非線性方程組,其數(shù)學(xué)模型簡寫如下:

F(X)=0

式中:F=(f1,f2,…,fn)T為節(jié)點(diǎn)平衡方程式;X=(x1,x2,…,xn)T為待求的各節(jié)點(diǎn)電壓向量。

1.2 暫態(tài)穩(wěn)定計(jì)算數(shù)學(xué)模型

暫態(tài)穩(wěn)定是研究系統(tǒng)受到大干擾后,同步運(yùn)行穩(wěn)定性的問題。暫態(tài)穩(wěn)定計(jì)算的數(shù)學(xué)模型包括一次電網(wǎng)的數(shù)學(xué)描述(網(wǎng)絡(luò)方程)和發(fā)電機(jī)、勵(lì)磁調(diào)節(jié)器、調(diào)速器、電力系統(tǒng)穩(wěn)定器、負(fù)荷、無功補(bǔ)償、直流輸電、繼電保護(hù)等一次設(shè)備和二次裝置動(dòng)態(tài)特性的數(shù)學(xué)描述(微分/差分方程),以及各種可能發(fā)生的擾動(dòng)方式和穩(wěn)定措施的模擬等。因此 PSASP 暫態(tài)穩(wěn)定計(jì)算(ST)的數(shù)學(xué)模型可歸為以下三個(gè)部分[4]。

1)電網(wǎng)的數(shù)學(xué)模型,即網(wǎng)絡(luò)方程。

X=F(X,Y)

其中:

F=(f1,f2,…,fn)T

X=(x1,x2,…,xn)T

式中:X為網(wǎng)絡(luò)方程求解的變量。

2)發(fā)電機(jī)、負(fù)荷等一次設(shè)備和二次自動(dòng)裝置的數(shù)學(xué)模型,即微分方程。

Y=G(X,Y)

其中:

G=(g1,g2,…,gn)T

Y=(y1,y2,…,yn)T

式中:Y為微分方程求解的變量。

3)擾動(dòng)方式和穩(wěn)定措施的模擬。如電網(wǎng)的簡單故障或復(fù)雜故障及沖擊負(fù)荷、快關(guān)汽門、切機(jī)、切負(fù)荷、切線路等。這些因素的作用結(jié)果是改變X,Y[5]。

2 東部電網(wǎng)運(yùn)行方式潮流計(jì)算分析

設(shè)置2025年為計(jì)算目標(biāo)年,分別按照冬季小負(fù)荷與夏季腰荷方式進(jìn)行分析計(jì)算;根據(jù)地區(qū)負(fù)荷特點(diǎn),設(shè)定開機(jī)情況,分析德善-吉興、德善-廣義斷開前后,東部斷面送出能力以及斷面近區(qū)潮流以及電壓情況。

2.1 冬季小負(fù)荷方式潮流極限分析

冬季小負(fù)荷具有開機(jī)多,負(fù)荷小的特點(diǎn),電壓偏高,冬季小負(fù)荷情況下更容易達(dá)到外送極限,極限值同樣適用于冬季大負(fù)荷方式[6]。

東部火電機(jī)組全開,發(fā)電負(fù)荷率55%,風(fēng)電機(jī)組發(fā)電負(fù)荷率85%。此時(shí),方德甲乙線雙回潮流之和450 MW,黑龍江東部外送額度為4 017 MW,方德甲乙線單回線路的承載能力為450 MW,此時(shí)已處于臨界值。具體潮流與電壓如圖1所示。

圖1 冬小目前黑龍江省東中部潮流圖

上述開機(jī)方式下擬將德善-廣義、德善-吉興斷開,此時(shí)東部斷面輸送容量為4 352 MW,東部網(wǎng)與中部網(wǎng)之間失去2條220 kV通道,其一部分潮流經(jīng)方正變轉(zhuǎn)由500 kV通道輸送,方正變潮流增加明顯,但仍然處在合理范圍其中(479 MW),500 kV方永甲乙線、群興1號(hào)線、林平線潮流并未出現(xiàn)過載風(fēng)險(xiǎn),且線路或變壓器N-1時(shí)系統(tǒng)仍然出入安全狀態(tài);一小部分潮流通過牡橫線與牡亞線流入中部網(wǎng),牡亞線、亞興線及部分惠興甲線導(dǎo)線型號(hào)為LGJ-400,輸送容量要控制在289 MW,對(duì)附近線路進(jìn)行N-1分析,牡亞線不存在過載問題。具體潮流圖2如下所示。

圖2 冬小目前黑龍江省東中部N-1潮流圖

在冬季小負(fù)荷方式下,增加?xùn)|部電源發(fā)電負(fù)荷率,運(yùn)行方式1:東部火電機(jī)組全開,發(fā)電負(fù)荷率60%;風(fēng)電機(jī)組發(fā)電負(fù)荷率85%,此時(shí),黑龍江東部外送額度為4 762 MW,具體潮流圖3所示。

圖3 運(yùn)行方式1解環(huán)黑龍江省東中部潮流圖

在上述開機(jī)情況下,對(duì)重要線路及變壓器做N-1情況分析,具體情況如下:

1)500 kV群興1號(hào)線N-1、群方甲乙線N-1、永興#1線N-1、方永甲乙線N-1,方溝線N-1系統(tǒng)不存在N-1風(fēng)險(xiǎn)。

2)500 kV方正變N-1、群林變N-1,興福變N-1、永源變N-1,不影響系統(tǒng)安全性。

3)周邊220 kV線路未發(fā)現(xiàn)線路N-1過載問題。

以運(yùn)行方式1分析思路為基礎(chǔ),繼續(xù)加大東部機(jī)組發(fā)電負(fù)荷率,以期得到德善-吉興、德善-廣義處解環(huán)后,東部斷面外送能力極限值,具體運(yùn)行方式及計(jì)算結(jié)果見表1。

表1 冬季小負(fù)荷運(yùn)行方式不同開機(jī)情況下外送額度

在冬季低谷小負(fù)荷時(shí)段,風(fēng)電大發(fā)期間,目前網(wǎng)架結(jié)構(gòu),由于方德甲乙線制約外送容量極限在4 017 MW;德善-廣義、德善-吉興斷開,東部實(shí)現(xiàn)電磁解環(huán)后,綜合考慮林平線動(dòng)穩(wěn)限制以及惠興甲線載流能力限制,東部外送容量極限在5 725 MW,獲得了1 708 MW的提升。

2.2 夏季腰荷方式潮流極限分析

夏季腰荷方式趨于全年平均情況[7],新能源出力小,且東部建前環(huán)網(wǎng)有灌溉負(fù)荷,夏季情況下外送極限值同樣適用于夏季小負(fù)荷方式。

根據(jù)夏季運(yùn)行方式特點(diǎn),東部火電機(jī)組全開,發(fā)電負(fù)荷率85%;風(fēng)電機(jī)組發(fā)電負(fù)荷率10%;蓮花水電廠開一臺(tái)機(jī)。此時(shí),方德甲乙線雙回潮流之和447 MW,黑龍江東部外送額度為3 798 MW,此時(shí)已處于臨界值。具體潮流與電壓如圖4所示。

圖4 夏季腰荷目前黑龍江省東中部潮流圖

德善-廣義、德善-吉興斷開,此時(shí)東部斷面輸送容量為4 130 MW,斷面近區(qū)少量500 kV及220 kV變電站以及線路潮流流向發(fā)生改變,但仍然處在合理范圍,惠興乙線N-1故障,惠興甲線流過潮流為283 MW,臨近其承載極限,具體潮流如圖5所示。

圖5 夏季腰荷解環(huán)黑龍江省東中部潮流圖

為尋求夏季腰荷方式下斷面輸送極限,設(shè)定運(yùn)行方式4:東部火電機(jī)組全開,發(fā)電負(fù)荷率90%,其中寶清廠與七臺(tái)河廠黑龍江東部系統(tǒng)送出聯(lián)絡(luò)線安全穩(wěn)定運(yùn)行規(guī)定控制出力;風(fēng)電機(jī)組發(fā)電負(fù)荷率10%;蓮花水電廠開2臺(tái)機(jī)。此時(shí),黑龍江東部外送額度為4 574 MW,具體潮流與電壓如圖6所示。

圖6 運(yùn)行方式4解環(huán)黑龍江省東中部潮流圖

在上述開機(jī)情況下,對(duì)重要線路及變壓器做N-1情況分析,具體情況如下:

1)500 kV群興1號(hào)線N-1、群方甲乙線N-1、永興1號(hào)線N-1、方永甲乙線N-1,方溝線N-1系統(tǒng)不存在N-1風(fēng)險(xiǎn)。

2)500 kV方正變N-1、群林變N-1,興福變N-1、永源變N-1,不影響系統(tǒng)安全性。

3)惠興甲線導(dǎo)線型號(hào)為LGJ-400,輸送容量要控制在289 MW,惠興甲乙線N-1故障時(shí),惠興甲線承載潮流為298 MW,已經(jīng)過載。

4)為保證系統(tǒng)的靜態(tài)穩(wěn)定性,必須將惠興甲線潮流容量留出裕度,需控制牡丹江地區(qū)火電機(jī)組發(fā)電負(fù)荷率在80%,惠興乙線N-1時(shí),惠興甲線潮流280 MW,此時(shí)東部外送容量為4 418 MW,具體潮流如圖7所示。

圖7 運(yùn)行方式4解環(huán)黑龍江省東中部N-1潮流圖

在夏季腰荷時(shí)段,目前網(wǎng)架結(jié)構(gòu),由于方德甲乙線制約外送容量極限在3 798 MW;德善-廣義、德善-吉興斷開,東部實(shí)現(xiàn)電磁解環(huán)后,東部外送容量極限在4 418 MW,獲得了620 MW的提升。

3 東部電網(wǎng)運(yùn)行方式暫態(tài)穩(wěn)定分析

東北電網(wǎng)動(dòng)態(tài)穩(wěn)定問題限制黑龍江省重要斷面輸電能力繼續(xù)提升，其中東部斷面受限尤為明顯[8]。當(dāng)東部斷面500 kV線路輸送功率過大，林平線發(fā)生三相永久性故障，會(huì)導(dǎo)致電網(wǎng)發(fā)生暫態(tài)穩(wěn)定問題[9-10]。

對(duì)冬季小負(fù)荷3種運(yùn)行方式以及夏季腰荷1種運(yùn)行方式下，對(duì)林平線發(fā)生三相永久性故障后，系統(tǒng)的穩(wěn)定性進(jìn)行分析。系統(tǒng)不存在林平線三永故障后失穩(wěn)的情況，運(yùn)行方式3情況最為惡劣，結(jié)果如圖8所示；對(duì)4種運(yùn)行方式進(jìn)行Prony分析，起始時(shí)間設(shè)定為15 s，分析結(jié)果如表2所示。

表2 東部電網(wǎng)不同開機(jī)方式下Prony分析

系統(tǒng)進(jìn)行Prony分析,Prony值小于1.5%即代表將要將要失穩(wěn),如表2所示,方式3與方式4的Prony值都接近于1.5%,且暫態(tài)穩(wěn)定功角曲線收斂較慢,可以得出冬季小負(fù)荷外送極限值為5 720 MW,夏季腰荷外送極限值為4 418 MW。

4 結(jié) 語

綜合考慮冬季小負(fù)荷方式與夏季腰荷方式下,東部解環(huán)與不解環(huán)兩種網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的分析對(duì)比,得出東部實(shí)現(xiàn)電磁解環(huán)后,東部斷面外送能夠獲得620 MW的提升,建議采取東部電磁解環(huán)措施。