500 kV庆南变接入系统的潮流分析

宋杭选

(黑龙江省电力科学研究院,哈尔滨 150030)



500 kV庆南变接入系统的潮流分析

宋杭选

(黑龙江省电力科学研究院,哈尔滨 150030)

黑龙江大庆地区负荷较重,其大火甲乙线等输电通道重载问题已持续多年,近年来随着风电的陆续接入,该问题已成为制约大庆地区电力发展的瓶颈。为了解决这一问题,黑龙江省政府在“十三五”期间,将在大庆西部电网投产一座500 kV变电站。该变电站投产后会给大庆地区带来如何变化,笔者则采用电力系统分析综合程序对该电网进行了仿真分析,比较了其接入系统前后潮流分布情况,同时,对未来输电网建设时序和建设规划提出了调整建议。

电力系统分析综合程序；500 kV庆南变；潮流分布；N-1；输电网规划

大庆主干电网是以500 kV大庆变为主要支撑,形成了围绕主城区的220 kV双环网结构。由于东部供电区负荷较重,导致大庆变下网输电通道大火甲乙线重载。尤其是冬季供热期间油田热电A、B厂机组运行工况较差、不能按调度要求调整出力时,大火甲乙线潮流经常超稳定限额运行,在采取下级电网转移部分负荷供电方式后,超稳定限额运行程度有所缓解。新华电厂1台机组运行时,锋繁甲乙线受电潮流较大,存在N-1过载问题,将先锋变部分负荷倒由同北变供电后,锋繁甲乙线重载问题得到缓解,但又加重了大火甲乙线输电潮流[1]。所以,为了解决上述这些问题,黑龙江省政府决定在“十三五”期间,即2017年在大庆西部电网投产一座500 kV变电站——庆南变,并完成其下级电压整理工程[2]。本文针对500 kV庆南变接入系统前后大庆地区的潮流变化情况进行了分析比较,并通过数据说明了该变电站对周围区域的影响情况[3]和给出了参考调整建议。

1　接线形式

1.1大庆电网接线概述

大庆电网位于黑龙江电网西部,正常方式通过500 kV大松1号线、大松2号线、大松3号线与哈尔滨电网相连;通过500 kV冯大1号线、冯大2号线、冯大3号线和220 kV昂庆甲线、昂纲线(庆纲线)、齐让甲乙线与齐齐哈尔电网相连。截至2015年9月末,大庆电网共有500 kV变电站1座,220 kV变电站17座(包含开闭所2座、铁路牵引变2座);省调直调电厂16座,总装机容量3490 MW,其中火电厂7座,装机容量2655 MW,风电场9座,装机容量835 MW。其220 kV及以上系统接线情况如图1所示,为使图面清晰,略去了与分析无关的线路和变电站。

图1　2015年末大庆地区接线

1.2庆南变规划入网接线形式

500 kV系统中,庆南变通过2条500 kV线路与哈尔滨地区500 kV五家变(“十三五”规划建设,与松北变和哈南变通过500 kV系统相连)相连。

220 kV系统中,在庆南变附近建设220 kV大同变,将原新肇线π入大同变;将原新乐线(丰乐侧空充)π入大同变,再将大同至丰乐段π入庆南变,并建设庆南至丰乐第二回线;建设庆南变至肇源变一回线、至同北变双回线;将火中甲乙线中本侧改接至开发变,空出中本变2个220 kV间隔,并新建双回220 kV线路至庆南变。

经过如上接线改造后,庆南变接线情况为:双回500 kV线路至五家变,双回220 kV线路至丰乐变,双回220 kV线路至中本变,双回220 kV线路至同北变,单回220 kV线路至大同变,单回220 kV线路至肇源变。其220 kV及以上系统接线情况如图2所示。

图2　庆南变接入后大庆地区接线

2　系统分析原则

2.1计算程序

计算程序采用中国电科院开发的《电力系统分析综合程序》(PSASP 7.15版)[4]。

PSASP已于2015年升级至7.15版,新版的程序不论从数据库搭建、核心架构还是操作界面都较旧版本有了质的突破。新版程序的结构分为三层:最底层是公共模型和数据资源库,包括电网基础数据库、固定模型库、用户自定义模型库、用户程序库,主要用于模型和数据的建立;中间层是包含各种稳态和暂态分析的应用程序包,用于各种计算分析;最顶层是结果及分析工具,将计算结果生成相应的数据库并利用分析工具进行数值和图形分析[5]。

2.2计算模型

1) 发电机模型。计算过程中100 MW及以上发电机数学模型全部采用Eq″、Ed″、Eq′电势变化的5阶模型,对于装机容量在100 MW以下的机组采用Eq′电势恒定的2阶模型[6]。

2) 励磁系统模型。根据黑龙江电网发电机励磁系统的实际状况,省网内机组进行过励磁参数测试的,采用实际测试后的数据,其余的发电机组采用典型的励磁参数。

3) 调速系统模型。采用计算程序中提供的典型调速器模型。

4) 负荷模型。计算过程中,黑龙江电网负荷模型采用感应电动机模型,其中50%为恒定阻抗模型,电动机定子漏抗取0.18。

2.3计算边界条件

1) 以冬季方式为主,兼顾夏季方式。计算数据采用2015年末实际和2017年末规划计算数据。

2) 断面潮流极限控制:中西部断面外送极限2100 MW,冯大断面外送极限2600 MW。

3　庆南变接入系统潮流分析

3.1西部电网开机方式

考虑冬季、夏季的大、小负荷方式,并调整齐齐哈尔和大庆地区电厂的出力,使冯大断面的潮流以向大庆地区输送为主。针对4种方式的西部电网开机设定情况如表1所示。

3.22015年末潮流分布情况

针对2015年末的实际网架结构做潮流计算,采用上述开机方式,在冬季大负荷情况下的潮流分布情况如图3所示。

表1　4种方式下的西部电网开机情况

图3　2015冬大方式潮流分布(单位：MW)

从图3潮流分布的情况来看,大火甲乙线合计有功功率为559 MW,已接近极限运行;大北甲乙线、新同甲乙线的合计有功功率分别为517、360 MW,均处于重载运行状态。大火甲乙线其中一回断开后的潮流分布情况如图4所示。

图4　2015冬大方式N-1潮流分布(单位：MW)

从图4可以看出,在这种N-1的情况下,另一回线已严重过载[7]。

3.3庆南变接入系统后潮流分布情况

在开机方式不变的情况下,针对2017年规划的网架结构进行潮流计算,在冬季大负荷情况下的潮流分布情况如图5所示。

图5　2017冬大方式潮流分布(单位：MW)

从图5中可以看出,庆南变接入系统后,大北甲乙线、新同甲乙线的重载问题略有缓解,但依旧维持较高水平。大火甲乙线的潮流不降反升,此时若断开其中一回,另一回依然超出稳定极限运行,过载问题更加严重,如图6所示。

图6　2017冬大方式N-1潮流分布(单位：MW)

3.4庆南变接入系统影响分析

通过以上仿真计算结果可以看出,庆南变的接入改变了大庆地区的潮流分布,使部分线路的重载问题在一定程度上得到缓解,但是并没有使所有重载线路的潮流情况得到根本性的改善,尤其是大火甲乙线的重载问题和部分线路N-1过载问题。大庆地区的重载线路在庆南变接入系统前后不同方式下的有功潮流分布如图7所示。

图7　大庆地区重载线路潮流统计(单位：MW)

从图7可以看出,现存的电网薄弱环节问题依然没有完全得到解决,部分地区反而更加严重了。

4　结　论

1) 500 kV庆南变投产后,向中本变的输电通道增加了,可是这不但没有缓解大火甲乙线的潮流,反而使其略有升高。

2) 从潮流走向来看,火炬变向开发变输送的潮流有所减少,向红旗变输送的潮流相应地增加,这是由于原来由同北变经红旗变向中本变输送的电力在庆南变投产后发生分流,大部分经庆南变流向中本变,而红旗变被分走的那部分电力相应地靠大火甲乙线的下网潮流来弥补。因此这种情况的发生将严重制约500 kV庆南变在大庆地区支撑作用的发挥。

5　建　议

1) 在未来的输电网建设时序上,暂缓500 kV庆南变的下级电压整理工程,待西部电网整体500 kV网架建设完毕再进行。

2) 在输电网规划中,考虑将庆南变与松北变、大庆变建立500 kV联系,分散下网潮流,缓解大火甲乙线的重载局面。

3) 应开展由火炬变-红旗变-同北变-庆南变-中本变组成的220 kV环形网络中的环流分析专题研究,排除挤占输电通道的各种因素,使潮流分布更加合理。

[1] 2015年度黑龙江省电网运行方式[R].哈尔滨：国网黑龙江省电力有限公司,2015.

Heilongjiang power grid operating mode in the year of 2015[R]. Harbin:State Grid Heilongjiang Electric Power Company Limited, 2015.

[2] 黑龙江省“十三五”输电网规划[R].哈尔滨：国网黑龙江省电力有限公司,2015.Heilongjiang ‘the 13th five-year plan’ for transmission network[R]. Harbin:State Grid Heilongjiang Electric Power Company Limited, 2015.

[3] 何仰赞,温增银.电力系统分析[M].武汉:华中科技大学出版社,2002.

HE Yangzan, WEN Zengyin. Power system analysis[M]. Wuhan: Huazhong University of Science & Technology Press, 2002.

[4] 李木一,邓丽敏,郭袅,等.基于PSASP的黑龙江电网稳定分析[J].黑龙江电力,2010,32(3):185-187.

LI Muyi, DENG Limin, GUO Niao, et al. Analysis of Heilongjiang power grid stability based on PSASP[J]. Heilongjiang Electric Power, 2010,32(3):185-187.

[5] 电力系统分析综合程序用户手册[R].北京:中国电力科学研究院,2001.

User manual for PSASP[R]. Beijing: China Electric Power Research Institute, 2001.

[6] 刘进,郭袅,李童,等.500 kV庆云变接入七台河地区电网稳定分析研究[J].黑龙江电力,2013,35(4):321-324.

LIU Jin, GUO Niao, LI Tong, et al. Analysis and study of grid stability connected with 500 kV Qingyun substation in Qitaihe region[J]. Heilongjiang Electric Power, 2013,35(4):321-324.

[7] 王梅义,吴竟昌,蒙定中.大电网系统技术[M].北京:中国电力出版社,2001.

WANG Meiyi, WU Jingchang, MENG Dingzhong. Technical specification for large power system [M]. Beijing: China Electric Power Press, 2001.

(责任编辑侯世春)

Flow analysis after 500 kV Qingnan substation being put into operation

SONG Hangxuan

(Heilongjiang Electric Power Research Institute, Harbin 150030, China)

The heavy load of Daqing-Huoju double-circuit line has last for many years because of the heavy load in Daqing. In recent years, this problem has become the bottleneck which restricts the development of power industry in this area as the integration of wind farms. In order to solve the problem, Heilongjiang Province will put a 500 kV substation into operation in the west of Daqing. Aiming at the change of Daqing brought by the substation, the author simulated the power grid by PSASP, compared the flow distribution before and after the integration, and at the same time proposed the suggestion for future schedule and planning of transmission network.

PSASP; 500 kV Qingnan substation; flow distribution;N-1; transmission network planning

2016-01-15；

2016-03-04。

宋杭选(1983—),女,工程师,研究方向为仿真计算、数据结构与算法、电力系统信息化技术应用、电网大数据统计及应用。

TM711

A

2095-6843(2016)03-0214-04