特高压交流专题讲座(1)

1特高压交流专题讲座2020年2月2日2特高压交流专题讲座（一）特高压交流试验示范工程（二）2012年国家电网发展规划3特高压交流专题讲座（一）特高压交流试验示范工程1.工程概况2.系统特性3.控制策略4.调试与运行（二）2012年国家电网发展规划4长治变特高压交流试验示范工程属于网对网送电工程，包括三站两线，北起山西长治，途经河南南阳开关站，南至湖北荆门，全长640公里，通过单回1000千伏特高压线路连接华北、华中两大区域电网，同步电网总装机容量超过3亿千瓦。特高压交流试验示范工程（工程概况）51000kV长治110kV500kV南阳荆门1000kV110kV500kV358.6公里/水平排列281.3公里/三角排列3000/3000/1000兆伏安960兆乏720兆乏600兆乏4X210兆乏2X240兆乏4X210兆乏2X240兆乏高抗补偿度88％（1100kV）高抗补偿度85％（1100kV）特高压工程高抗和低抗补偿度114％（1100千伏）（1100千伏）（1100千伏）特高压交流试验示范工程（工程概况）6特高压交流专题讲座（一）特高压交流试验示范工程1.工程概况2.系统特性3.控制策略4.调试与运行（二）2012年国家电网发展规划7特高压线路输送2800兆瓦的工况下，通过主变吸收大量500千伏系统和变压器低压侧无功，单侧约为1050兆乏，变压器功率达到额定容量3000兆伏安。因此，受限于变压器容量，特高压线路运行的有功功率不能超过2800兆瓦。特高压交流试验示范工程（系统特性）1.热稳水平8特高压试验示范工程作为华北、华中两大区域电网联络线，运行中将长期存在一定幅值的随机功率波动。根据潮流波动的经验公式：计算华北和华中联络线有功波动幅值可达到150～300兆瓦。2.联络线功率波动影响无功电压与稳定控制特高压交流试验示范工程（系统特性）212121/HHHH)P)/(PP(PKΔP9从辛洹线潮流波动历年统计结果看，联络线潮流波动频繁，有功波动幅值基本在300兆瓦以内。功率波动挤占了稳定裕度，同时容易引起电压波动。在制定运行控制策略时，应重点考虑联络线的功率波动对系统稳定和设备安全的影响。2.联络线功率波动影响无功电压与稳定控制特高压交流试验示范工程（系统特性）10特高压交流试验示范工程作为新的更高一级电压等级投产初期，特高压设备均为首台、首套，设备电压耐受水平的限制比较严格，无功电压控制非常重要。具体控制要求如下：特高压站母线电压应控制在1100千伏以下的尽可能低值；特高压站母线电压在1100～1150千伏之内不超过3分钟；特高压站母线电压高于1150千伏不超过1分钟；特高压110千伏低容和低抗长期最高运行电压分别为126千伏和115千伏。3.无功电压成为运行控制关键因素之一特高压交流试验示范工程（系统特性）11特高压系统运行电压水平主要取决于两侧500千伏系统实际运行电压水平、1000/500千伏变比（特高压主变分接头位置）、特高压输送功率水平及自身无功补偿状况。3.无功电压成为运行控制关键因素之一特高压交流试验示范工程（系统特性）12（1）两侧500千伏系统电压是影响特高压电压基础因素之一按照电网稳定控制的要求，三峡电厂及近区母线电压应保持在较高水平。特高压联络线落点于荆门站，荆门侧500千伏母线电压将运行在较高水平，相应抬升特高压运行电压水平，导致特高压电压逼近1100千伏的控制上限，是特高压投产初期运行的不利因素。特高压交流试验示范工程（系统特性）13（2）特高压主变分接头位置选择至关重要特高压变压器为自耦变，调压方式为无励磁调压，高压侧额定电压1050千伏，可调分接头在中压侧，额定分接头525千伏，分接头共9档，调压级差1.25%，调压范围±5%。分接头变化影响高中压侧变比和变压器的等效阻抗，从而影响特高压电压水平、无功分布和稳定水平。特高压交流试验示范工程（系统特性）14根据500千伏实际电压运行水平，如果选择大变比（如519千伏及以下档位），在特高压线路充电及低功率运行时，特高压电压将超过上限。如果选择小变比（如544千伏及以上档位），在特高压线路输送大功率时，特高压电压难以维持1000千伏，且降低稳定水平。特高压交流试验示范工程（系统特性）15荆门500千伏母线荆门1000千伏母线南荆线最高荆门空充变压器5381076—荆门投第一组低抗5351072—荆门投第二组低抗5321067—荆门投南荆I线53510841100以500千伏平均运行电压水平538千伏为起始电压，特高压主变分头选择525千伏档位：单位：千伏在特高压感性无功补偿装置全部投入的情况下，勉强控制特高压线路最高运行电压在1100千伏以内。特高压交流试验示范工程（系统特性）16以500千伏平均运行电压水平538千伏为起始电压，特高压主变分头选择538千伏档位：单位：千伏在此分接头下，只需投入一组低抗就可以有效控制特高压运行电压。如荆门电压高至545kV左右，同样面临1100千伏过电压问题。荆门500千伏母线荆门1000千伏母线南荆线最高荆门空充变压器5381050—荆门投第一组低抗534——荆门投南荆I线53710651079特高压交流试验示范工程（系统特性）17根据空充特高压变压器及线路时电压相关分析计算，在525千伏档位下，当500千伏电压水平高于平均运行电压水平时，无法满足特高压电压上限控制要求，在538千伏及以上档位的适应性相对较好。特高压交流试验示范工程（系统特性）18特高压线路正常解列为控制1000千伏母线电压低于1100千伏，特高压解列时特高压站内500千伏母线电压控制要求如下：1）在长治侧解列510千伏（525抽头）荆门521千伏（538抽头）3）在南阳站解列533千伏522千伏（525抽头）荆门长治543千伏532千伏（538抽头）在长治或荆门侧解列特高压线路，电压控制条件无法满足，正常情况在南阳站解列，不得在长治或荆门站解列。2）在荆门侧解列长治501千伏（525抽头）511千伏（538抽头）特高压交流试验示范工程（系统特性）19特高压线路正常并列与解列类似，特高压并列时应该在南阳站并列，不应该在长治或荆门侧并列。为控制特高压母线电压不超1100千伏，特高压空充线路合环时电压控制要求如下：532千伏521千伏（525抽头）荆门长治543千伏530千伏（538抽头）特高压交流试验示范工程（系统特性）20特高压线路事故解列正常运行时，随着特高压输送功率的增加，将逐步退出特高压主变低压电抗器，投入低压电容器。如果高压线路事故解列，特高压母线电压将超过上限。最严重的情况是低容全部投入，特高压线路一侧开关断开或解列装置动作造成系统带特高压空载长线运行，1000千伏母线电压会大幅增加（最高的稳态值达到1530千伏）。特高压线路的充电功率和110千伏系统容性无功涌向两侧的500千伏系统，会造成两侧500千伏母线电压大幅上升（最高的稳态值达到580千伏）。事故解列时需配置安全自动装置控制稳态过电压。特高压交流试验示范工程（系统特性）21（2）特高压输送功率水平对特高压运行电压的影响随着输送功率的变化，特高压系统电压变化明显。特高压联络线输送功率从0增加至2200兆瓦，需要分阶段投切特高压系统的低压无功补偿设备。受低压无功补偿设备投切次数的限制，特高压输送功率不宜频繁调整。1000千伏母线最高电压和最低电压均出现在南阳站，南阳站母线电压成为特高压系统电压控制的关键点。特高压交流试验示范工程（系统特性）22特高压零功率电压情况（2）特高压输送功率水平对特高压运行电压的影响23晋长治116千伏530千伏豫南阳鄂荆门117千伏535千伏特高压输送2200兆瓦时电压情况960兆乏720兆乏600兆乏三组低容三组低容1007千伏1014千伏Qc1Qc2Q=177兆乏Qc3Qc4Q=241兆乏Q=533兆乏Q=3.8兆乏Q=544兆乏Q=49兆乏1004千伏Qloss=352兆乏Qloss=360兆乏（2）特高压输送功率水平对特高压运行电压的影响24（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动特高压系统电压随输送功率变化的原因是无功平衡状况的改变。根据电压变化经验公式：电压变化与联络线传输功率大小、潮流波动水平、线路阻抗以及母线短路容量相关。特高压交流试验示范工程（系统特性）XSSSKXSSKSQVscscsc***2**0225（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动特高压试验示范工程线路阻抗是辛洹线的2.58倍，母线短路容量是其0.4倍，当联络线输送零功率时，在相同的潮流波动水平下，特高压线路两侧电压波动幅值是辛洹线的10倍以上。随着联络线输送功率增高，电压波动进一步加大。如功率向上波动，威胁系统稳定，功率向下波动，威胁特高压设备安全。因此，应适当限制特高压联络线输送功率。特高压交流试验示范工程（系统特性）26（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动27根据特高压电压波动计算结论，在相同扰动情况下，随着特高压输送功率的上升，1000/500千伏母线电压波动幅值呈递增变化，同理论分析相一致。在潮流波动±300兆瓦时母线电压波动情况（千伏）：特高压输送功率（兆瓦）1000千伏南阳500千伏斗笠500千伏三峡左一800↑6.3↓10.6↑1.6↓2.6↑1↓1.51600↑14.4↓23.3↑3.2↓4.8↑1.7↓2.52400↑29↓62.6↑6↓12.3↑3↓6.1特高压交流试验示范工程（系统特性）28（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动1）特高压输送功率一定时，功率波动幅值越大，1000千伏、500千伏中枢点电压波动幅值越大。2）输送高功率情况下，特高压联络线功率波动引起联络线与两侧500千伏电网较大的无功交换。如特高压北送2400兆瓦，联络线功率上下波动300兆瓦，1000千伏特高压输变电系统与华北500千伏电网无功交换波动幅度为700兆乏（±350兆乏）。特高压交流试验示范工程（系统特性）29（3）联络线功率波动造成特高压运行电压大幅波动3）相同扰动情况下，特高压潮流波动主要引起特高压落点及周边地区的母线电压波动，距离特高压联络线越远，相关母线电压波动幅值越小。特高压交流试验示范工程（系统特性）30插入波动范围图：华北、华中300MW、700MW的波动范围示意图。四、电压波动范围及主导因素分析电压波动幅值4kV以上电压波动幅值2-4kV31插入波动范围图：华北、华中300MW、700MW的波动范围示意图。四、电压波动范围及主导因素分析电压波动幅值4kV以上电压波动幅值2-4kV3233特高压南送方式下，影响联络线送电能力的主要因素是三峡近区网络的故障冲击，与三峡电站机组开机数量和相关断面潮流水平密切相关。在三峡电站开机台数不超过19台时，特高压南送功率控制极限在2200兆瓦以内。在三峡电站开机台数20～21台时，特高压南送极限为1400兆瓦。特高压北送方式下，影响联络线送电能力的主要因素是北京负荷中心短路故障冲击（例如：500千伏顺义站出口线路三相故障），特高压北送控制极限为1800兆瓦。4.动态稳定水平特高压交流试验示范工程（系统特性）34区域间振荡频率为0.13Hz，阻尼比0.19～0.24，属于强阻尼振荡模式；区域电网内部的省间振荡模式阻尼比均大于0.05，属于较强阻尼振荡模式。5.小干扰稳定水平特高压交流试验示范工程（系统特性）特高压南送方式特高压北送方式35特高压交流专题讲座（一）特高压交流试验示范工程1.工程概况2.系统特性3.控制策略4.调试与运行（二）2012年国家电网发展规划361.合理确定送电方式特高压交流试验示范工程（控制策略）根据华北、华中电网电源结构、丰枯期潮流分布特点和跨区、跨省水火电力互济的需要，考虑特高压联络线南送和北送的实际能力，确定特高压系统运行方式为：丰水期，组织华中水电通过特高压联络线北送华北；枯水期，组织华北火电通过特高压联络线南送华中。37在实际运行中，1000千伏特高压系统随着传输功率变化，无功变化量