地区电网交流送出断面调控研究

黄宋波，朱余启，杨浚文，陈聪

(1.云南电力调度控制中心，昆明 650011；2.云南省电力设计院，昆明 650011)

地区电网交流送出断面调控研究

黄宋波1，朱余启1，杨浚文1，陈聪2

(1.云南电力调度控制中心，昆明 650011；2.云南省电力设计院，昆明 650011)

以2013年底溪洛渡右岸电厂6台机组投运后，溪洛渡直流单回双极投运前电网运行方式作为研究对象，研究了溪洛渡直流单极投运前后滇东北部电网交流送出断面控制要求，从多角度分析了滇东北部电网电源装机容量分布，对比了不同电厂主导滇东北部交流送出断面潮流时的调控速率，结果表明，由溪洛渡右岸电厂进行主导调控可根据负荷波动有效、及时调整滇东北部交流送出断面潮流，降低电网运行风险。

溪洛渡；滇东北部电网；交流断面；潮流控制

1 前言

溪洛渡右岸电厂总装机9×770 MW，大部分电力送出将通过双回±500 kV直流输电线路送广东从化，线路全长约1 286 km，额定输送容量6 400 MW。按计划，至2013年底，溪洛渡右岸电厂6台机组将投产运行，投产容量4 620 MW，溪洛渡直流送出工程将投运单回单极，输送容量1 600 MW[1-2]。

滇东北部电网电力资源丰富，电源装机规模较大，负荷较轻，是典型的送出型电网。目前，滇东北部电网主要电力仅通过500 kV多乐永丰双回线和220 kV永迤双回线4回交流线路送出，大机小网问题较为突出。受溪洛渡直流送出工程滞后于机组投产的影响，直流送出线路全部投运前，滇东北部电网将出现溪洛渡右岸电厂交流联网运行、溪洛渡直流单回单极联网运行的过渡运行方式 (以下称过渡运行方式)，滇东北部电网交流送出断面潮流控制无疑会成为电网调度运行的难点与风险所在[2]。

文中从电网调度运行的角度出发，从多角度分析滇东北部电网电源组成结构，结合滇东北部电网送出通道稳定控制要求，讨论了溪洛渡右岸电厂投产后各种过渡运行方式下滇东北部电网交流断面的潮流分布，并提出相应的解决措施。

2 滇东北部电网结构

截至2013年底，滇东北部电网预计全口径装机容量8 297.77 MW，建有500 kV变电站3座，220 kV变电站9座。其中，火电厂2座，火电总装机容量2 400 MW，装机容量在200 MW及以下的电厂有148座，中小型水电装机总规模达1277.77 MW，主要分布在8个县区，通过10 kV、35 kV、110 kV、220 kV多个电压等级接入系统[5]。

2013年底滇东北地区220 kV及以上电网主接线图如图1所示。

图1 2013年底滇东北部220 kV及以上电网主接线图

3 电网交流送出断面控制要求

如图1，正常方式下，500 kV/220 kV永丰-多乐电磁环网、500 kV/220 kV甘顶-永丰电磁环网合环运行，基于此运行方式，按照交流输电断面N-1故障后系统仍能保持稳定的原则，分析溪洛渡直流单极投运前滇东北部交流送出断面的控制要求。

溪洛渡直流单极投运前，为防止500 kV多乐永丰双回线N-1故障后220 kV线路过载，需将220 kV者迤双回线 (下称S2)、220 kV永迤双回线 (下称S4)断面潮流在340 MW以内；溪洛渡直流单极投产后，为防止直流单极闭锁故障后线路过载，需控制S2、S4断面潮流在330 MW以内。相应的，在昭通地区不同开机方式和负荷水平下，昭通地区电网外送通道500 kV多乐永丰双回+220 kV者迤双回 (下称S3)断面实际送电能力要控制在930至1 700 MW左右。同时，500 kV永甘双回 (下称 S1)断面潮流应控制在1 100 MW以内。如表1所示。

表1 滇东北部电网交流断面控制要求 (MW)

4 电网交流送出面临的问题

溪洛渡直流双极投运后是否孤岛运行尚不明确[3]，但是溪洛渡右岸电厂部分机组投运后的过渡运行方式下，为有效保障电力送出，S1、S2、S3、S4等交流断面必将长时间贴近极限运行，在断面潮流越限期间发生风险较大的N-1故障跳闸可能造成电网稳定破坏，且滇东北部电网电源分布复杂、机组一次调频性能差异较大，将进一步加大交流送出断面的调控难度。如何有效、快速、合理控制过渡方式下滇东北部电网交流送出断面潮流，确立行之有效的调控手段和方式，降低电网运行风险，是本文探讨的重点。

5 地区电网各类电源组成分析

文中以溪洛渡右岸电厂6台770 MW机组和直流单回单极全部投产运行这一时间节点来讨论不同分类方式下滇东北部电网电源组成情况，如表2所示。

表2 2013年底滇东北电源装机分类表 (MW)

5.1 按调管范围分析

对表2分析可知，截至2013年底，滇东北部电网电源装机主要由总调直接调管，调管容量为4 620 MW，达到了地区电网电源总装机的55.68%，扣除因保障水电资源送出长时间带至最低稳燃负荷进行深度调峰的火电装机容量，该比例达到了78.33%；省、地调调管装机容量为3 677.77 MW，其中火电装机容量为2 400 MW，具备快速调节交流送出断面潮流的机组主要为中、小水电机组，装机容量为1 277.77 MW，占滇东北水电装机容量的21.66%。

虽然溪洛渡直流单回单极投运后将吸纳部分电力送出，但是由于溪洛渡右岸电厂装机容量远大于直流单极运行额定输送容量，即便在考虑溪洛渡直流单极输送有功1 600 MW满载运行后的滇东北地区水电装机分布中，总调直调电厂装机比例仍占到了70.27%，其电力送出仍然是断面潮流的主要构成部分。

5.2 按水库调节能力分析

对表2分析可知，滇东北水电中具备年调节能力的水库主要为溪洛渡右岸电厂，装机容量4 620 MW，占滇东北具备年调节能力水电总装机的99.73%；省、地调直调水电具备年调节能力装机容量12.6 MW，仅占滇东北具备年调节能力水电总装机的0.27%。

5.3 按机组自动控制能力分析

对表2分析可知，滇西北地区火电机组全部不具备AGC功能，省、地调直调水电中也普遍不具备AGC调节功能，仅天花板电厂2台90 MW机组可实现AGC实时调整机组出力，而溪洛渡右岸电厂6台机组全部具备AGC功能，占具备AGC功能总装机容量的96.25%，且机组调节响应较快，调节范围较广。

6 电网交流送出断面潮流控制

由上文分析可知，从装机容量、自动控制水平、水库调节能力等方面来看，溪洛渡右岸电厂为滇东北部电网交流送出断面潮流调控首选电厂。下文将结合电网实际运行方式，通过仿真分析滇东北断面潮流对个电厂出力调节灵敏性加以分析，以期找到最恰当的调控措施，为实际电网调度运行提供指导依据。

6.1 仿真模型

以枯大方式下滇东北部电网完整网架、多乐-永丰、甘顶-永丰电磁环网合环运行、机组实际出力调整参数、交流送出断面控制到表1所列控制范围内、预计最高统调负荷900 MW、火电机组调峰深度为40%为基础，采用考虑频率特性的静态负荷模型，利用基于PSD-BPA暂态稳定分析程序，仿真分析了各断面潮流在超过控制极限60 MW后，各电厂单独参与调控时，将S1、S2、S3断面潮流控制至极限范围内所花费的时间作为溪洛渡直流单回单极投运前、后各交流断面对电厂出力调整的灵敏性的考量依据，研究过渡运行方式下滇东北部电网交流送出断面有效的潮流控制措施。

因在天花板电厂开机方式下，S2断面不越限时，S4断面必然满足控制要求，针对S4断面控制后文不再赘述。

6.2 直流单极投运前

滇东北地区电网小水电按来水发电尽可能平衡近区负荷，其余机组出力按装机等比例原则分配剩余交流送出断面原则安排开机方式，仿真计算该开机方式下各电厂对各断面调控速率如表3所示。

6.3 直流单极投运后

滇东北地区电网小水电按来水发电尽可能平衡近区负荷，溪洛渡直流单回单极满载送出1 600 MW，其余机组出力按装机等比例原则分配交流送出断面安排开机方式，仿真计算该开机方式下各电厂对各断面调控速率如表4所示。

表3 直流单极投运前断面调控速率表 (s)

表4 直流单极投运后断面调控速率表 (s)

对表3、表4分析可知，在调整滇东北部交流送出断面潮流时，溪洛渡电厂调节范围较广，其它电厂调节容量较小。由于多乐-永丰电磁环网合环运行，不同电压等级接入电厂对S2断面调控灵敏性差异较大，在S2断面潮流波动达到60 MW时，镇雄、威信电厂受最低稳燃负荷限制没有调节手段。

在甘顶-永丰合环运行方式下，镇雄电厂、天花板电厂未经过该环网接入系统，无法通过加减出力调控S1断面潮流。

对溪洛渡直流单极投运前后滇东北部电网各交流送出断面对各电厂调减出力的灵敏度进行对比不难发现，镇雄、威信电厂可对S1、S2断面潮流进行有效控制，但调减出力过慢，调控时间过长；断面潮流虽然对天花板电厂出力调整更为敏感，但是由于机组振动区过宽 (0～50 MW)，大幅度调减出力时需要电话联系停机，效率较低。只有溪洛渡电厂可兼顾 S1、S2、S3断面潮流控制，效果较好，调控速率较快，直流单极投运后对S1断面控制效果更为突出。

7 结束语

除溪洛渡电厂以孤岛方式运行进行电力送出外，其它时期S1、S2、S3、S4断面将长期面临压稳定极限运行的风险，当出现地区电网负荷波动、直流送出功率变动、各电厂出力变动、网内故障，均可能导致送出断面超稳定极限。通过本文分析，对溪洛渡右岸电厂投产后实际电网运行有以下几点建议：

1)可明确S1、S2、S3、S4断面潮流由溪洛渡电厂根据实时监控通过AGC及时调整控制；在S2、S4断面潮流持续越限时，由天花板电厂辅助调控。

2)溪洛渡电厂机组投产时其AGC须同步投运。

3)各级调度机构应在调度自动化系统中加装断面防越限安全控制功能，如功率波动导致断面潮流接近极限，或故障导致越限，则各级调度机构应根据断面调控责任范围通过AGC快减出力，第一时间消除越限风险[4]。

[1] 金小明，等.溪洛渡、糯扎渡直流输电规模对南方电网安全稳定影响 [R].南方电网技术研究中心，中南电力设计研究院，西南电力设计研究院，广东省电力设计研究院，2008.

[2] 朱余启，等.关于溪洛渡电厂投运后防止昭通地区电网与云南主网交流联络线潮流越稳定极限运行的控制措施报告[R].云南电力调度控制中心，2013.

[3] 云南省工业和信息化委员会.关于下发2013年云南电网发电调度原则的通知 (云工信电力 〔2013〕206号文) [EB].云南省工业和信息化委员会，2013.

[4] 云南电网公司.关于防范云南电网昭通地区重大电力安全风险的报告 [EB].云南电网公司，2013.

[5] 陈莉丽，等.2013年昭通电网年度运行方式 [R].昭通供电局，2013.

Application Research of Collaborative Stability Analysis Technology for Multi-level Power Grid in Yunnan Power Grid

YANG Xunwen，WU Chen，LI Lingfang，ZHANG Dan，ZHANG Jie，LUO Bin，LIU Benxi
(1.Yunnan Power Dispatching and Control Center，Kunming 650011；2.Yunnan Electric Power Design Institute，Kunming 650011)

This paper focuses on the operation mode of Yunnan Power Grid after the 6 generators of Xiluodu Right-bank Power Plant being put into operation，and studies the control requirements of the AC sections of Northeast Yunnan Power Grid before and after the Xiluodu HVDC single pole being put into operation.Furthermore，this paper analyzes the power capacity distribution and compares the different regulating rates of power flow led by different power plants in Northeast Yunnan Power Grid.The simulation results demonstrates that the regulation led by Xiluodu Right-bank Power Plant is effectively and timely capable of adjusting the power flow of the AC sending sections according to the load fluctuation and reduces the operation risk.

Xiluodu power plant；northeast Yunnan power grid；AC section；flow control

TM74

B

1006-7345(2014)04-0033-05

2014-04-28

黄宋波 (1987)，男，硕士，工程师，云南电力调度控制中心，主要从事电网调度运行、大电网安全方面的研究工作 (email)dain-chan＠tom.com。

朱余启 (1984)，男，硕士，工程师，云南电力调度控制中心，研究方向为电力系统运行与控制。

杨浚文 (1985)，男，硕士，工程师，云南电力调度控制中心，研究方向为电力系统运行与控制。