黑龙江省东部电网外送极限分析

张 睿,王文博,李文希,刘志鹏,张美伦,胡远婷,刘 进

(1.国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院,哈尔滨 150030; 2.哈尔滨汽轮机厂有限责任公司,哈尔滨 150036;3.国网黑龙江省电力有限公司物资公司,哈尔滨 150001)

0 引 言

东部电网是黑龙江省主要的电源基地,火电、风电装机容量均较大,东部电网通过 500 kV 群方甲线、群方乙线、云方甲线、云方乙线、牡方线、群兴1号线和 220 kV浩达线、宏木甲线、木兴乙线、牡亚线、横兴线与中部电网相连,通过 500 kV林平线与吉林电网相连。东部电网包括牡丹江、鸡西、鹤岗、伊春、双鸭山、七台河和佳木斯7个地区电网。

黑龙江省东部电网风电、光伏、生物质发电等新能源持续增长,荒沟抽水蓄能机组陆续投产,东部断面送出能力亟待提升。220 kV东部外送联络线方德甲乙线单回线路的承载能力为450 MW,如不满足线路N-1运行条件运行方式极不安全,因此方德甲乙线的承载能力也成为了制约黑龙江东部外送能力的一个重要因素。该文主要在冬季小负荷与夏季腰荷两种方式下分析德善-吉兴、德善-广义断开后,东部电磁解环,消除方德甲乙线制约后,东部断面送出能力的提升情况。

1 数学模型

电力系统分析综合程序(power system analysis software package, PSASP)是一套历史长久、功能强大、使用方便的电力系统分析程序,是高度集成和开放具有中国自主知识产权的大型软件包。PSASP 为我国一些重大电力工程项目的建设和运行作出了重要贡献[1],广泛应用于全国各网省调、香港地区的电网规划设计、生产调度运行、科学研究、高等院校等,成为电力系统设计运行和试验研究的必备工具[2]。

1.1 潮流计算数学模型

潮流计算是根据给定的电网结构,参数和发电机、负荷等元件的运行条件,确定电力系统各部分稳态运行状态参数的计算。通常给定的运行条件有系统中各电源和负荷点的功率、电源机端电压、平衡点的电压和相位角等。待求的运行状态参量包括电网各母线的电压幅值和相角,以及各支路的功率分布、网络的功率损耗等[3]。

潮流计算在数学上可归结为求解非线性方程组,其数学模型简写如下:

F(X)=0

式中:F=(f1,f2,…,fn)T为节点平衡方程式;X=(x1,x2,…,xn)T为待求的各节点电压向量。

1.2 暂态稳定计算数学模型

暂态稳定是研究系统受到大干扰后,同步运行稳定性的问题。暂态稳定计算的数学模型包括一次电网的数学描述(网络方程)和发电机、励磁调节器、调速器、电力系统稳定器、负荷、无功补偿、直流输电、继电保护等一次设备和二次装置动态特性的数学描述(微分/差分方程),以及各种可能发生的扰动方式和稳定措施的模拟等。因此 PSASP 暂态稳定计算(ST)的数学模型可归为以下三个部分[4]。

1)电网的数学模型,即网络方程。

X=F(X,Y)

其中:

F=(f1,f2,…,fn)T

X=(x1,x2,…,xn)T

式中:X为网络方程求解的变量。

2)发电机、负荷等一次设备和二次自动装置的数学模型,即微分方程。

Y=G(X,Y)

其中:

G=(g1,g2,…,gn)T

Y=(y1,y2,…,yn)T

式中:Y为微分方程求解的变量。

3)扰动方式和稳定措施的模拟。如电网的简单故障或复杂故障及冲击负荷、快关汽门、切机、切负荷、切线路等。这些因素的作用结果是改变X,Y[5]。

2 东部电网运行方式潮流计算分析

设置2025年为计算目标年,分别按照冬季小负荷与夏季腰荷方式进行分析计算;根据地区负荷特点,设定开机情况,分析德善-吉兴、德善-广义断开前后,东部断面送出能力以及断面近区潮流以及电压情况。

2.1 冬季小负荷方式潮流极限分析

冬季小负荷具有开机多,负荷小的特点,电压偏高,冬季小负荷情况下更容易达到外送极限,极限值同样适用于冬季大负荷方式[6]。

东部火电机组全开,发电负荷率55%,风电机组发电负荷率85%。此时,方德甲乙线双回潮流之和450 MW,黑龙江东部外送额度为4 017 MW,方德甲乙线单回线路的承载能力为450 MW,此时已处于临界值。具体潮流与电压如图1所示。

图1 冬小目前黑龙江省东中部潮流图

上述开机方式下拟将德善-广义、德善-吉兴断开,此时东部断面输送容量为4 352 MW,东部网与中部网之间失去2条220 kV通道,其一部分潮流经方正变转由500 kV通道输送,方正变潮流增加明显,但仍然处在合理范围其中(479 MW),500 kV方永甲乙线、群兴1号线、林平线潮流并未出现过载风险,且线路或变压器N-1时系统仍然出入安全状态;一小部分潮流通过牡横线与牡亚线流入中部网,牡亚线、亚兴线及部分惠兴甲线导线型号为LGJ-400,输送容量要控制在289 MW,对附近线路进行N-1分析,牡亚线不存在过载问题。具体潮流图2如下所示。

图2 冬小目前黑龙江省东中部N-1潮流图

在冬季小负荷方式下,增加东部电源发电负荷率,运行方式1:东部火电机组全开,发电负荷率60%;风电机组发电负荷率85%,此时,黑龙江东部外送额度为4 762 MW,具体潮流图3所示。

图3 运行方式1解环黑龙江省东中部潮流图

在上述开机情况下,对重要线路及变压器做N-1情况分析,具体情况如下:

1)500 kV群兴1号线N-1、群方甲乙线N-1、永兴#1线N-1、方永甲乙线N-1,方沟线N-1系统不存在N-1风险。

2)500 kV方正变N-1、群林变N-1,兴福变N-1、永源变N-1,不影响系统安全性。

3)周边220 kV线路未发现线路N-1过载问题。

以运行方式1分析思路为基础,继续加大东部机组发电负荷率,以期得到德善-吉兴、德善-广义处解环后,东部断面外送能力极限值,具体运行方式及计算结果见表1。

表1 冬季小负荷运行方式不同开机情况下外送额度

在冬季低谷小负荷时段,风电大发期间,目前网架结构,由于方德甲乙线制约外送容量极限在4 017 MW;德善-广义、德善-吉兴断开,东部实现电磁解环后,综合考虑林平线动稳限制以及惠兴甲线载流能力限制,东部外送容量极限在5 725 MW,获得了1 708 MW的提升。

2.2 夏季腰荷方式潮流极限分析

夏季腰荷方式趋于全年平均情况[7],新能源出力小,且东部建前环网有灌溉负荷,夏季情况下外送极限值同样适用于夏季小负荷方式。

根据夏季运行方式特点,东部火电机组全开,发电负荷率85%;风电机组发电负荷率10%;莲花水电厂开一台机。此时,方德甲乙线双回潮流之和447 MW,黑龙江东部外送额度为3 798 MW,此时已处于临界值。具体潮流与电压如图4所示。

图4 夏季腰荷目前黑龙江省东中部潮流图

德善-广义、德善-吉兴断开,此时东部断面输送容量为4 130 MW,断面近区少量500 kV及220 kV变电站以及线路潮流流向发生改变,但仍然处在合理范围,惠兴乙线N-1故障,惠兴甲线流过潮流为283 MW,临近其承载极限,具体潮流如图5所示。

图5 夏季腰荷解环黑龙江省东中部潮流图

为寻求夏季腰荷方式下断面输送极限,设定运行方式4:东部火电机组全开,发电负荷率90%,其中宝清厂与七台河厂黑龙江东部系统送出联络线安全稳定运行规定控制出力;风电机组发电负荷率10%;莲花水电厂开2台机。此时,黑龙江东部外送额度为4 574 MW,具体潮流与电压如图6所示。

图6 运行方式4解环黑龙江省东中部潮流图

在上述开机情况下,对重要线路及变压器做N-1情况分析,具体情况如下:

1)500 kV群兴1号线N-1、群方甲乙线N-1、永兴1号线N-1、方永甲乙线N-1,方沟线N-1系统不存在N-1风险。

2)500 kV方正变N-1、群林变N-1,兴福变N-1、永源变N-1,不影响系统安全性。

3)惠兴甲线导线型号为LGJ-400,输送容量要控制在289 MW,惠兴甲乙线N-1故障时,惠兴甲线承载潮流为298 MW,已经过载。

4)为保证系统的静态稳定性,必须将惠兴甲线潮流容量留出裕度,需控制牡丹江地区火电机组发电负荷率在80%,惠兴乙线N-1时,惠兴甲线潮流280 MW,此时东部外送容量为4 418 MW,具体潮流如图7所示。

图7 运行方式4解环黑龙江省东中部N-1潮流图

在夏季腰荷时段,目前网架结构,由于方德甲乙线制约外送容量极限在3 798 MW;德善-广义、德善-吉兴断开,东部实现电磁解环后,东部外送容量极限在4 418 MW,获得了620 MW的提升。

3 东部电网运行方式暂态稳定分析

东北电网动态稳定问题限制黑龙江省重要断面输电能力继续提升，其中东部断面受限尤为明显[8]。当东部断面500 kV线路输送功率过大，林平线发生三相永久性故障，会导致电网发生暂态稳定问题[9-10]。

对冬季小负荷3种运行方式以及夏季腰荷1种运行方式下，对林平线发生三相永久性故障后，系统的稳定性进行分析。系统不存在林平线三永故障后失稳的情况，运行方式3情况最为恶劣，结果如图8所示；对4种运行方式进行Prony分析，起始时间设定为15 s，分析结果如表2所示。

表2 东部电网不同开机方式下Prony分析

系统进行Prony分析,Prony值小于1.5%即代表将要将要失稳,如表2所示,方式3与方式4的Prony值都接近于1.5%,且暂态稳定功角曲线收敛较慢,可以得出冬季小负荷外送极限值为5 720 MW,夏季腰荷外送极限值为4 418 MW。

4 结 语

综合考虑冬季小负荷方式与夏季腰荷方式下,东部解环与不解环两种网架结构的分析对比,得出东部实现电磁解环后,东部断面外送能够获得620 MW的提升,建议采取东部电磁解环措施。