敦化抽水蓄能电站接入后电网稳定特性及控制措施

刘 洋，王聪颖，高 松，季时宇，岳 涵

(1.国家电网有限公司东北分部，辽宁 沈阳 110180；2.中国能源建设集团辽宁电力勘测设计院有限公司，辽宁 沈阳 110179；3.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，吉林 长春 130021；4.中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021)

1 工程概况

十四五期间，新能源将快速发展，新能源发电出力的随机性、波动性和反调峰特性增加了系统调峰的难度[1-2]，而抽水蓄能电站具有启动快速、调整灵活等优点[3-5]，可有效提高电网长期调峰平衡和短期功率平衡能力。敦化抽蓄电站位于吉林省敦化市北部，通过1回500 kV线路(120 km)接入吉林东变，安装4台单机容量350 MW的抽水蓄能机组，总装机容量1400 MW，计划于2022年全部投运(如图1所示)。机组全部投运后将增加系统调峰能力，降低电网调峰缺口，显著减少电网弃风、弃光，对提高东北电网新能源接纳能力、促进地区经济发展有重要意义。

图1 敦化抽蓄电站接入系统示意图

敦化抽蓄电站投运前，吉林东部电网没有接入500 kV电网的电源，500 kV平安-吉林东-包家输电通道的主要作用为承载黑龙江东部富裕电力外送至吉林中部电网。敦化抽蓄电站投运后成为吉林东部电网重要大型电源，在电网结构上将与黑龙江东部电网大型电源共同构成黑龙江吉林东部外送系统，共同将富裕电力外送至吉林中部电网。由于其接入电网位置的特殊性，电站接入系统后将会在多个方面对电网稳定产生影响。首先，该工程增加了吉林东部电网的电压控制能力，缓解了目前运行中潮流轻载时电压偏高的问题。其次，工程投运后将引起吉林城网部分变电站母线三相短路电流超标，采取实施分区解环措施后造成部分断面输电能力受热稳定约束有所下降。最后，探讨了敦化抽蓄电站投运对东北电网阻尼水平及某些故障情况下动稳问题的影响。

本文基于2022年东北电网规划数据，采用PSASP(7.53版本)分别从静态电压、热稳定分析、小干扰分析、暂态时域仿真分析等几个方面研究敦化抽蓄电站投运后对电网稳定的影响并提出改善措施。

2 提高吉林东部电网电压控制能力

实际运行中，黑龙江、吉林东部电网地域面积较大，线路输电距离长(多条线路长度超过150 km)，线路轻载时无功盈余常会引起电网电压水平偏高且缺乏有效的电压控制手段。敦化抽蓄电站接入后，增加了一个电网电压控制点。在小负荷方式下比较敦化抽蓄电站投运前、投运后停机、满发电、满抽水几种运行方式下，吉林东变与敦化抽蓄电站500 kV母线电压水平如表1所示。

表1 发电与抽水时电压水平 单位：kV

可以看出，敦化抽蓄电站投运后在机组停机方式下，因敦吉线空充状态进一步加剧了地区无功盈余，造成吉林东变母线电压升高。机组运行后，无论是发电还是抽水，系统电压均能够得到有效的控制。因此在实际运行中，尤其是节日低谷负荷期间，当黑龙江吉林东部系统线路轻载时，敦化抽蓄机组可作为重要的电压控制点，对调整吉林东部电网电压水平具有重要作用。

3 热稳定问题及控制措施

根据文献[6]，变压器热稳定限额计算如下：

PR=PE×Ks×λ

(1)

式中：PR为变压器热稳定限额；PE为变压器额定容量；Ks为变压器过载系数；λ为功率因数，一般取0.85～0.9。

吉林东变现有2台1000 MVA主变，且运行多年，过载系数设为1。由式(1)计算得出，2台主变热稳定功率限额共1800 MW。220 kV吉林东-金珠变双回线路导线型号均为LGJ-2×240，双回线输送限额为840 MW。

为抑制地区短路电流而采取吉林城网分区后，部分线路输电能力下降[7]，吉林东变至包家变输电通道故障断开后，敦化抽蓄发电出力和平安-吉林东断面输送的潮流全部通过吉林东变2台主变流入吉林城网，导致吉林东变主变以及220 kV吉林东-金珠线路潮流加重。在夏季大负荷方式下，吉林城网内开机方式较小，过载问题将更加严重。本文探讨采取预控平吉断面潮流、预控敦化抽蓄发电或切除敦化抽蓄机组安控措施3种方法均可有效解决该过载问题。计算结果如表2所示。

表2 吉林东-包家跨线故障后潮流表(发电工况) 单位：MW

4 动稳问题分析及控制措施

系统阻尼水平受发电机参数、联络线阻抗、输送潮流等多个因素影响[8]。一般情况下系统联系阻抗越大(线路越长)、输送潮流越多，系统阻尼转矩越低。

系统阻尼水平也与发电机快速励磁密切相关，快速励磁的使用有利于提高系统暂态稳定水平，但如果励磁参数不适配则会引起系统阻尼降低。以前，黑龙江东部、呼伦贝尔、赤峰电网均为大火电机基地，大量富裕电力通过长距离输电线路连接至东北电网主网，为防止长距离大功率外送的暂态功角稳定问题，火电机组励磁参数放大倍数通常设置较高。但随着近年来大量电网工程投运，以上外送系统与主网电气联系不断加强，为防止暂态问题而设置的励磁参数适配性有所下降，逐渐降低了系统阻尼水平。

4.1 小干扰分析

敦化抽蓄电站投运前，东北电网主要振荡模式为辽宁、赤峰等南部电源对黑龙江、吉林、呼伦贝尔北部电源的振荡模式，如图2所示。

图2 区域主要振荡模式模态图

敦化抽蓄投运后，虽然不会改变目前的主要振荡模式，但会对该模式下的阻尼产生影响，本文在不考虑新能源发电的前提下主要从发电机参数和线路输送潮流两方面探讨敦化抽蓄电站机组的影响。

a.发电机参数的影响

抽蓄机组惯性时间常数、励磁参数等与火电机组不同[9]，抽蓄电站发电时黑龙江吉林东部火电、水电打捆外送，较纯火电方式下阻尼比有所提升。但抽水时，在保持相同外送潮流情况下，断面内火电机组发电开机进一步增大，加剧了励磁参数不适配的问题，从而降低电网阻尼水平。

在保持黑龙江吉林东部外送断面潮流相同情况下，敦化抽蓄机组不同运行工况时电网小干扰分析结果如表3所示。

表3 敦化抽蓄机组不同运行方式小干扰分析结果(保持黑龙江吉林东部外送潮流相同)

b.输送潮流的影响

在黑龙江吉林东部外送系统内火电机组开机方式相同情况下，敦化抽蓄电站满发加重了断面外送潮流，降低系统阻尼水平，敦化抽蓄机组不同运行工况时电网小干扰分析结果如表4所示。

表4 敦化抽蓄机组不同运行方式小干扰分析结果(保持黑龙江吉林东部火电开机方式相同)

由以上分析可以得出，敦化抽蓄投运后系统阻尼变化主要受发电机参数及外送潮流两方面共同作用。在保持黑龙江吉林东部外送断面输送潮流相同时，敦化抽蓄抽水将会加重地区火电机组励磁参数不适配的问题引发系统阻尼水平下降。在保持火电机组开机方式相同时，敦化抽蓄机组发电将增大外送潮流，引发系统阻尼水平下降。

4.2 大干扰时域仿真分析

敦化抽蓄电站投运前后，在黑龙江吉林东部系统内，平吉双回线跨线故障、林平线故障、方永甲乙线跨线故障后均存在动稳问题。以平吉断面跨线故障为例，在保持平吉断面输送潮流相同情况下，改变敦化抽蓄运行工况，某发电机相对功角曲线如图3所示。

图3 平吉跨线故障后发电机相对功角曲线

对该功角曲线进行Prony分析，结果如表5所示。

表5 Prony分析结果

敦化抽蓄满发时如果保持平吉断面功率相同则需要增加黑龙江东部电源开机方式，系统阻尼比降低为1.1%，不满足1.5%的运行要求，将该断面潮流下降100 MW后阻尼比达到运行要求，由此看出，敦化抽蓄满发电时将恶化平吉跨线故障后的动稳问题。

本文探讨从优化黑龙江吉林东部机组PSS参数、调整黑龙江吉林东部机组有功、无功等运行控制措施以及新建外送通道3种方式提高动稳水平。

a.优化机组PSS参数

近年来工程实践表明通过优化相关机组PSS参数，可增大阻尼力矩提升阻尼水平。图4为调整黑龙江、吉林东部机组PSS增益前后的功角曲线对比，阻尼比由1.1%提升至2.2%。

图4 优化PSS功角曲线对比图

b.调整运行方式

在实际运行中，可通过调整发电机有功出力、降低机组功率因数、提高电网电压水平等措施抑制故障后的动稳问题。图5为调整黑龙江吉林东部系统内火电机组出力及功率因数后的功角曲线对比，阻尼比由1.1%提升至4.4%。

图5 采取预控旋备和电压措施功角曲线对比

c.新建外送通道

动稳问题与系统联络线阻抗大小密切相关，一般联络线阻抗越大，系统阻尼水平越低，因此长链式、弱联系的电网动稳问题更严重[10]。

黑龙江吉林东部系统外送潮流主要方向为向西输送至吉林中部电网，若新建1条南送(平安-通化)500 kV线路，能显著提高系统阻尼水平，抑制动稳问题。系统接线如图6所示，功角曲线如图7所示。

图6 新建平安-通化线路示意图

图7 新建外送通道功角曲线对比

5 结论

敦化抽蓄电站因其接入系统位置的特殊性，投运后存在热稳定、动态稳定等问题，本文通过仿真分析得出如下结论。

a.敦化抽蓄电站投运后作为吉林东部电网的重要电源对控制地区电网电压水平将起到积极作用。

b.吉林东-包家输电通道断开后吉林城网主变及线路过载的热稳定问题制约了敦化抽蓄发电、抽水功率以及平吉断面输电能力，同时也成为制约黑龙江吉林东部外送系统外送能力的重要因素，采取安控切敦化抽蓄机组措施后可满足正常方式下电站满发电与满抽水的需求，提高电网输电能力。

c.敦化抽蓄电站接入后对目前东北电网主要振荡模式下的阻尼水平产生了一定影响。满发电状态恶化了平吉断面跨线故障后的动稳问题，进而制约了平吉断面的输电能力。本文给出了3种解决方式:①优化黑龙江吉林东部机组PSS参数；②调整地区机组有功、无功等运行控制措施；③新建外送通道。