呼遼直流工程投產后遼寧電網運行特性分析

李正文,許 靜,高 凱

（1.遼寧省電力有限公司,遼寧 沈陽 110006;2.東北電力科學研究院有限公司,遼寧 沈陽 110006）

作為東北電網的負荷中心,遼寧電網主要通過遼吉、赤遼、霍通沙等省間輸電通道從吉林、蒙東電網受電。“十一五”期間,隨著遼寧經濟社會的快速發展,遼寧電網最大外受電力比重由2005年的36%上升至2009年的46%,省間斷面潮流不斷加重,在省內機組缺煤停機以及集中臨檢等情況下,為防止相關斷面過載,遼寧電網不得不采取避峰限電措施。據統計,在2005～2009年間,遼寧電網因電力供應不足限電19億kWh左右。“十二五”期間,隨著國家振興東北老工業基地以及遼寧沿海經濟帶開放政策的進一步落實,遼寧電網用電負荷將迅猛增長,省內電源不足問題將更加突出。

為優化東北地區一次能源配置,緩解遼寧電網長期缺電的供需矛盾,國家電網公司歷時3年多時間完成了呼遼直流工程的建設及投運工作。呼遼直流投產后,遼寧電網的受電能力顯著增強,電網運行特性發生明顯變化。

1 呼遼直流工程概況

1.1 送端系統網架

呼倫貝爾-遼寧±500 kV直流輸電工程是我國首個采用直流輸電技術的煤電基地電力外送工程,是聯接內蒙古煤炭基地與遼寧省負荷中心的能源大動脈。系統雙極額定輸送容量300萬kW,額定直流電壓±500 kV,采用4×ACSR-720復導線,線路長度約908 km,工程投產后將與現運行的500 kV伊馮雙回線形成蒙東電源外送通道。呼遼直流送端系統結構如圖1所示。

1.2 送端系統裝機

圖1 呼遼直流送端系統結構示意圖

呼盟地區是東北電網內主要的煤炭生產基地,長期以來,由于電源交流送出通道建設困難,目前該地區內僅有伊敏電廠一期工程2臺50萬kW、二期工程2臺60萬kW通過500 kV交流伊馮雙回線接入龍江電網。呼遼直流工程投產后,蒙東地區將有伊敏電廠三期、鄂溫克電廠、呼倫貝爾電廠共6臺60萬kW機組并網運行,預計到2011年底,呼遼直流送端系統裝機規模將達到580萬kW。

1.3 送端系統運行方式

呼遼直流送端系統存在交直流混聯（見圖1）和孤島運行（伊敏電廠一、二期與三期分裂運行）兩種方式。為減小呼遼直流對東北電網安全穩定運行的影響,在送端系統6臺及以下機組運行時,采取交直流混聯方式;在6臺機組以上時,采取孤島運行方式。

2 呼遼直流對遼寧電網的影響

2.1 雙極閉鎖對系統頻率的影響

在呼遼直流雙極閉鎖事故下,遼寧電網最嚴重將損失360萬kW電源。若不采取措施,電網頻率將在1min內下降至42 Hz左右。因此,必須采取低頻切負荷措施以防止發生電網頻率崩潰事故。同時為縮短頻率恢復過程,東北網調采取了呼遼直流雙極閉鎖回降高嶺送華北75萬kW電力的措施。經計算,在呼遼直流雙極閉鎖并且不考慮風電低頻脫網的條件下,如果在系統頻率降至49.5 Hz時,采取回降高嶺送華北75萬kW電力的措施,東北電網需要切除214萬kW負荷（遼寧電網切除130萬kW負荷）,便可保證不發生電網頻率崩潰事故,如圖2所示。

圖2 雙極閉鎖事故下遼寧電網頻率變化曲線

2.2 單極閉鎖對系統頻率的影響

在呼遼直流單極閉鎖損失120萬kW送端電源的情況下,遼寧電網頻率將下降至49.6 Hz左右,如果頻率進一步降低,高嶺變回降送華北電力措施啟動,電網頻率至少恢復至49.7 Hz以上。

2.3 風電對系統頻率的影響

近年來,遼寧電網風電裝機容量迅猛增長,截止到2010年9月底,遼寧電網在運行風電容量已達到249萬kW,居全國第二位。在呼遼直流雙極閉鎖事故下,隨著電網頻率的不斷下降,部分風電機組將因變頻器過熱而脫網運行,從而加速電網頻率崩潰過程。經計算,在呼遼直流雙極閉鎖并且考慮150萬kW風電低頻脫網的條件下,東北電網需要切除467萬kW負荷才可保證不發生電網頻率崩潰事故,如圖3所示。

圖3 風機脫網對電網頻率變化過程的影響

2.4 對系統電壓的影響

呼遼直流投產后,正常方式下,穆家換流站500 kV交流母線電壓基本維持在527 kV左右,受此影響,鞍山變500 kV母線平均電壓較呼遼直流投產前約升高5 kV,如圖4所示。

在交流系統異常擾動導致呼遼直流雙極閉鎖的方式下,故障期間,鞍山變500 kV母線電壓最低跌落至額定電壓的70%左右,故障切除后,電壓迅速恢復至正常水平,如圖5所示。

2.5 對暫態穩定的影響

呼遼直流對系統穩定的影響,主要表現為送端系統在500 kV伊馮甲、乙線跨線故障情況下的暫態穩定問題,遼寧電網的暫態穩定特性在呼遼直流投產后沒有發生變化,如圖6所示。

2.6 對遼寧電網受電能力的影響

呼遼直流投產后,遼寧電網省間500 kV受電斷面增加至四回,受電格局發生較大變化,電網受電能力進一步增強,如圖7所示。

圖7 呼遼直流投產后遼寧電網受電格局示意圖

呼遼直流投產后,遼吉、霍通沙、赤峰等三回省間交流斷面的輸電能力基本保持不變。在呼遼直流送端系統交直流混聯方式下,由于遼吉斷面潮流轉移至呼遼直流系統送出,因此斷面的穩定問題有所緩解,在此方式下,遼寧電網整體受電能力提高60萬kW左右;在呼遼直流孤島運行方式下,遼寧電網省間斷面的輸電能力基本保持不變,經分析,在此方式下,遼寧電網整體受電能力提高150萬kW左右。

2.7 對500 kV系統潮流分布的影響

呼遼直流投產前,遼吉斷面、遼寧中部斷面是遼寧電網“北電南送”的重要通道,尤其是遼吉斷面經常滿載運行。呼遼直流投產后,遼吉斷面、遼寧中部斷面潮流顯著降低。呼遼直流投產前后,遼寧電網尖峰時段主要斷面潮流變化情況如圖8所示。

圖8 呼遼直流投產前后主要斷面潮流變化圖

3 應對措施

3.1 簡化送端系統運行方式

為防止發生送端系統580萬kW電源同時損失事故,確定了“在送端系統6臺及以下機組運行時,采用交直流混聯方式;在送端系統7臺及以上機組運行時,采用孤島方式”的簡化策略。采取此方式后,在最嚴重的事故方式下,遼寧電網僅損失300萬kW電源。

3.2 回降高嶺送華北電力

在呼遼直流雙極閉鎖事故下,減少送華北電力是緩解遼寧電網頻率穩定壓力的最有效方法。初步確定在東北電網頻率降至49.5 Hz時,延時0.3 s,回降東北送華北一半電力的措施。

3.3 低頻切負荷

低頻切負荷措施是防止發生電網頻率崩潰事故的最后一道防線。在呼遼直流雙極閉鎖、送端系統損失300萬kW電源的事故下,遼寧電網低頻減載方案的第一輪負荷將從電網中切除。嚴格保證低頻切負荷數量,將高危及重要負荷移出基本級第一輪,是應對呼遼直流投產的最重要措施。

3.4 水電機組低頻自啟動

當電網頻率持續降低時,自動投入處于備用狀態的水電機組,是減少電網低頻甩負荷數量、縮短頻率恢復時間的主要手段。目前,桓仁、回龍等5個水廠已完成相關設備的采購工作,并計劃結合機組檢修作業,實現機組低頻自啟動功能。

3.5 調整風電機組低頻保護定值

當電網頻率降低時,風電機組從系統中切除會加速電網頻率下降過程,擴大電網頻率事故。根據呼遼直流研究結論,對不滿足要求的風機頻率保護定值進行調整,是避免遼寧電網出現大面積負荷損失事故的關鍵。目前,遼寧電網已投運風電機組的頻率保護定值均已調整至48Hz以下,滿足呼遼直流投產后電網對風機頻率保護定值的要求。

3.6 事故預案編制及應急演練

針對呼遼直流雙極閉鎖事故,健全公司系統應對電網大面積停電的應急處置機制,提升調度、營銷、安監、生技等部門在損失負荷統計、停電用戶供電恢復、事故信息發布等方面的能力。

4 結束語

呼遼直流投產后,遼寧電網的受電格局及潮流分布均發生了較大變化,尤其是雙極閉鎖事故下的頻率穩定問題,成為威脅電網安全穩定運行的主要隱患。以呼遼直流研究結論為依托,嚴格落實應對呼遼直流的各項措施,不斷總結呼遼直流系統調度運行及管理維護經驗,才能發揮呼遼直流對于提升遼寧電網受電能力、緩解遼寧電網供需矛盾的積極作用。