_800kV云广直流系统运行方式探讨

期

电　力　设　备Electrical Equi pment

　Sep 12006Vo l 17No 19

±800kV 云广直流系统运行方式探讨

伍文城,李　新,丁　君,郑　勇,吴安平

(西南电力设计院,四川省　成都市610021)

摘要:基于对云广±800k V 直流系统投运后,直流单极闭锁将成为南方电网云广通道稳定极限的控制故障方式的分析,建议直流系统采用交流分网运行方式(云南电网和南方电网只通过云广直流连接)或直流点对网的运行方式,以保障系统的稳定性和足够的送电能力。暂态稳定计算结果表明,这2种运行方式均能有效地提高南方电网的稳定极限。由于直流点对网运行方式实施较容易,故建议云广直流工程的建设必须能适应这种运行方式。关键词:特高压直流;暂态稳定性;运行方式中图分类号:T M723

　　为节省输电通道,减少送电损耗,增加送电容量,“十一五”至“十二五”期间,云南向广东新增容量的送电方式将采用±800k V 电压等级的直流输电方式。按规划,2009年6月直流单极建成投运,2010年上半年双极全部投运。云广直流的正常运行方式是云南电网交直流并列运行的方式,称为云南交直流合网运行方式。

直流输电系统本身不存在功角稳定问题,但其输电能力受到所联结的交流系统的强度[1]。云广±800k V 直流输送容量较大,建成投运后的一段时期内所联结的交流系统相对较弱,因此需对其接入系统及运行方式进行研究,以便充分利用直流系统的送电能力。

1　云广±800k V 直流系统介绍

1.1　直流系统概况

云广±800k V 直流系统工程的直流额定容量为双极5000MW ,额定工作电流为3125A ,采用每极2组12脉冲阀组串联的方式。起点(整流侧)为云南昆西北地区,落点(逆变侧)为广东增东(增城东部)地区,线路长1500k m 。整流侧及逆变侧额定电压均为

525k V 。短期(2h )过负荷能力为额定容量的1.1倍,

暂态(3s )过负荷能力为额定容量的1.4倍。

1.2　特高压直流接入系统方案

根据目前规划选站推荐的大路溪站址与周边大理—厂口线路(现有)、厂口—草铺线路(现有)、小湾电站、金安桥电站出线方向及线路路径(规划),以及昆西北变电站(或开关站,规划)等厂站、线路的相对地理位置,昆西北换流站接入系统方案见图1。

2　云南电网交直流非并列运行方式

按《电力系统安全稳定导则》[2]

要求,

直流单极闭

图1　昆西北换流站接入系统示意图

锁故障时,系统在不采取稳定措施的情况下仍应能保持稳定。对于交直流并列运行系统而言,直流规模增大以后,直流单极或双极发生故障便成为交直流并列运行系统最为严重的故障方式。直流故障引起的功率转移对系统的影响取决于交流系统的强弱。稳定计算表明,云广±800k V 直流输电由于容量较大,加上建成投运后的一段时期内所联结的交流系统相对较弱,因此直流单极闭锁便成为南方电网西电东送通道稳定极限的控制故障方式。

根据文献[2]、文献[3],对于只通过直流线路发生联系的2个系统,或直流采用“点对网”的送电方式,当直流发生单极闭锁时均允许采取稳定措施。针对南方电网交直流并列运行的特点,为减轻大容量特高压直流单极闭锁对系统的冲击,提高输电通道稳定极限,可以考虑对云广±800k V 直流采用以下2种交直流非并列运行方式:

(1)云南交流网分网运行方式。在云南罗平附近

新建1个开关站,将滇东电厂一、二期线路改接入开关站,正常运行时将云南主网和南方电网在开关站处隔开,云南主网只通过直流系统和南方电网发生联系。

(2)云南直流点对网运行方式。云南主网和南

方电网的交流联系方式不变,直流系统不和云南主网

发生联系,而是直接接入南方电网。

3　运行方式对系统稳定性和送电能力的影响

选择2012年作为计算水平年,采用B P A暂态稳

定计算软件对南方电网的云电送出暂态稳定极限、贵

电送出暂态稳定极限进行计算,结果列于表1和表2。

表1显示,2012年,在贵州外送11300M W,云南交

直流合网运行的方式下,云电送出的稳定极限为

7700M W(不利用云广直流的过负荷能力)和8500MW

(利用云广直流的1.4倍的过负荷能力)。

在云南交流分网运行的方式下,云电送出的稳定

极限为9000MW,比合网运行方式(利用云广直流的

1.4倍的过负荷能力)提高了500MW。

在云广直流点对网的运行方式下,云电送出的稳

定极限为9030MW,比合网运行方式(利用云广直流

的1.4倍的过负荷能力)提高了530MW。

表1　2012年云南电网运行方式对云电送出能力的影响

运行方式

云电送出稳定极限/MW

　故障方式

与控制断面

直流交流合计差值

失稳情况

　云南交直流合网运行　昆西北直

流单极闭锁

5000270077000

　贺州电

压失稳3

　昆西北直

流单极闭锁

500035008500800

　贺州电

压失稳33

　云南交流网分网运行　兴义—兴

仁换流站三

相故障

5000400090001300

　贺州电

压失稳

　云南交流点对网运行　兴天线三

相故障

5000403090301330

　贺州电

压失稳

　　3不利用云广直流的过负荷能力;

33利用云广直流的1.4倍过负荷能力。

表2　2012年云南电网运行方式对贵电送出能力的影响

运行方式

贵电送出稳定极限/MW

　故障方式

与控制断面

直流交流合计差值

失稳情况

　云南交直流合网运行　兴天线三

相故障

60005740117400

　桂林电

压失稳

　云南交流网分网运行　兴天线三

相故障

6000609012090350

　桂林电

压失稳

　云南直流点对网运行　兴天线三

相故障

6000594011940200

　桂林电

压失稳

　　表2显示,2012年,在云南外送7800MW并采用合网的运行方式下,贵电外送稳定极限为11740MW,但需利用云广直流的过负荷能力。在云南交流分网运行方式下,贵电送出的稳定极限为12090MW,比合网运行方式提高了350MW。在云广直流点对网运行方式下,贵电送出的稳定极限为11940MW,比合网运行方式提高了200MW。

以上3种运行方式下,云广直流发生单极闭锁故障和双极闭锁故障所需采取的措施进行研究。计算中频率最大偏差按不超过1H z进行控制。

在云南交直流合网运行方式下,云广直流发生单极闭锁故障时,云南电网和南方电网均不需要采取措施即能保持稳定;当发生双极闭锁时,云南电网需切除5300MW机组容量才能保持南方电网的稳定。云南交流分网运行方式下,当云广直流发生单极闭锁时,若云南电网切除700M W机组容量,则南方电网不需要采取措施;当发生双极闭锁时,若云南电网切1250M W 机组容量,则南方电网不需要采取措施。在直流点对网的运行方式下,云广直流发生单极或双极闭锁时,若云南电网需切除小湾发电厂等机组,则南方电网不需要采取措施。暂态稳定计算分析结果表明:

(1)由于直流规模较大,因此在云南电网合网运行方式下,云电送出通道稳定极限主要受直流单极闭锁控制;在交流分网和直流点对网的运行方式下,则受交流通道故障控制。

(2)云南电网采用交流分网、直流点对网运行方式时,可以将直流故障在送端电网的一个较小范围内,但与交直流合网运行方式相比,直流发生单极闭锁时需要切机的容量比合网运行方式多,而双极闭锁按暂态频率偏差不超过1Hz控制时需要切机的容量不多,其最终需要切除的容量与合网运行方式相当。

4　运行方式对云南弃水电量的影响

云南电网是一以水电为主的系统。以2004年为例,云南省发电总装机容量为11710MW,其中水电为7315MW、火电为4395MW,水、火电分别占总装机容量的62.4%、37.6%。采用交流分网、直流点对网运行方式后,由于系统中水火电的联合调节不如合网方式时灵活,将有可能造成云南弃水电量的增加。

2010年,云电送电广东7800MW方案采用电力系统运行模拟软件WHPS进行了电力电量平衡计算, 3种方式弃水电量结果如表3所示。

表3　运行方式对云南弃水电量的影响

运行方式弃水电量/G W h

交直流合网5300

直流点对网8740

交流分网　5660

由表3可见,在交直流合网运行方式下,云南弃水电量为5300G W h,这主要是由于云南水电比重较大以及系统在2010年增加了一些调节能力较差的中小型水电厂所致;在直流点对网的运行方式下,由于云南主网失去了小湾、金安桥这2个调节性能优良的大型水电厂,因而系统的调峰能力大幅下降,导致整个系统的弃水电量大幅上升,达到8740G W h;在交流分网运行方式下,云南主网只失去滇东电厂一、二期2个火电机组,新成果与技术应用伍文城等:±800k V云广直流系统运行方式探讨37

　系统的调峰能力下降不大,整个系统的弃水电量稍有

增加,达到5660G W h。可见,电网的运行方式对云南电网的弃水电量影响较大。

5　结束语

对于交直流并列运行系统,当交流系统不够强壮时,大容量输电线路中的直流故障成为系统中最为严重的故障。为了减轻直流故障对整个系统的冲击,可以改变系统的运行方式或利用直流的过负荷能力来加以解决。

考虑到云广±800k V直流系统的输送容量较大,且建成投运后的一段时期内所联结的交流系统相对较弱,因此建议云广直流工程的建设除了交直流并列运行方式外,还必须能适应直流点对网这种运行方式,以保障系统的稳定性和适当的送电能力。鉴于交流分网方式改变了云南电网与南方电网的联网方式,且对南方电网网架结构改动大、实施难度较大,因而建议不予考虑。

值得指出的是采用直流点对网运行方式时须对以下问题进行深入研究:

(1)研究电源的组织和匹配以及水电的联合调节和充分利用问题,以减少弃水电量,提高电网运行的经济性。

(2)直流点对网运行方式下的系统短路容量较小,换流站进行无功小组投切引起的母线电压波动较大,须校核这种运行方式对换流变压器设计的影响。

(3)直流点对网运行方式下双极运行时,双极闭锁甩负荷产生的工频过电压较高,需要研究适当的控制策略以满足相关规程的要求。

(4)直流点对网的运行方式下,系统谐波阻抗变化较大,须校核这种运行方式对换流站交流滤波器设计的影响。

6　参考文献

[1]　徐政.交直流电力系统动态行为分析[M].北京:机械工业出版

社,2004.

[2]　国家电力调度通信中心.《电力系统安全稳定导则》学习与辅

导.北京:中国电力出版社,2001.

[3]　DL755—2001《电力系统安全稳定导则》.北京:中国电力出版

社,2001.

收稿日期:20060222

作者简介:

伍文城(1977),男,硕士,工程师,从事电力系统规划、电力系统仿真技术及电力市场工作;

李　新(1966),男,硕士,高级工程师,从事电力系统规划工作;

丁　君(1976),男,工程师,从事电力系统规划工作。

(责任编辑　赵杨)

D iscu s s i o n o n O p e ra ti o n Mo de s o f±800kV Yun Gua ng HVDC Tra n sm is s i o n S ys tem

i n C h i na So u the rn Pow e r G ri d

WU W en cheng,L I Xin,D I N G Jun,ZHENG Yong,WU An p ing

(South west Electric Power Design I nstitute,Chengdu610021,China)

Abstract:W ith analysis that single pole tri p would be a kind of critical stability contr ol faults of the Yun Guang trans m issi on line in China S outhern Po wer Grid(CSG),t w o alternative operati on modes for Yun Guang±800k V HVDC trans m issi on syste m(Yun Guang HVDC)were suggested in order t o ensure the syste m stability and adequate trans m issi on capability.One is separated AC net mode,i.

e.Yunnan AC syste m is connected t o CSG only thr ough Yun Guang HVDC,and the other is point t o net mode,i.e.s o me po wer stati ons in Yunnan are directly connected t o CSG thr ough Yun Guang HVDC.The calculati on results f or transient stability sho w that both operati on modes can effectively i m p r ove the critical stability of CSG.A s the point t o net mode is easier t o be put int o operati on,it is reco mmended that Yun Guang HVDC p r oject should be adap ted t o this operati on.

Keywords:UHVDC;transient stability;operati on mode

・综合信息・

330k V兰州南变电工程环境报告书获批

近日,国家环境保护总局批复同意甘肃330k V兰州南变电工程环境影响报告书。

该工程远期规模为240MVA变压器3台,330kV出线9回,110kV出线14回,每台主变压器35kV侧安装5组无功补偿设备。本期规模为240MVA变压器2台,330kV出线4回(炳灵变、和平变各2回),110kV出线8回,每台主变压器35kV侧安装2组15M var低压并联电容器。