渝鄂背靠背投运清江电站外送能力及提升策略分析

2022-09-05余文军周良松黄牧涛

电力勘测设计 2022年8期

余文军，周良松，贾波，赵军，胡洋，吴芮,，黄牧涛

(1. 湖北清江水电开发有限责任公司，湖北宜昌 443000；2. 强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学电气与电子工程学院），湖北武汉 430074；3. 中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北武汉 430071；4.华中科技大学水电与数字化工程学院，湖北武汉 430074)

0 引言

渝鄂背靠背及相应鄂西交流补强工程[1]投运后，华中与西南电网实现异步互联，极大提升了渝鄂联网通道输电能力。由于渝鄂断面近区电网主网架结构和潮流分布发生较大变化，上述工程的实施势必对清江梯级电站电力外送和电站近区电网稳定特性产生较大影响[2]。因此，亟需在新网架结构下研究渝鄂直流背靠背及其配套交流补强工程投运后对近区电网潮流特性和清江梯级电站外送能力的影响[3]。

目前关于柔性直流及相关交流补强工程已有较为丰富的研究，文献[4]分析了渝鄂柔直投运对湖北电网短路电流、暂稳特性、潮流特性、电磁环网潮流穿越特性的影响,并提出了相应的稳控措施。文献[5]研究了三峡近区短路电流变化情况，分析了四川电网内部发生大扰动后对区域电网安全稳定性的影响。文献[6]利用柔直输电无功调节能力精准快速的特点，提出了一种无功协调控制策略，旨在改善系统运行动态特性。文献[7]从频率和功角的角度推导证明了柔性直流附加控制可提高系统稳定性。文献[8]针对柔直投运过程中电网结构可能出现的不同过渡形态进行稳控仿真分析。但上述研究均侧重于柔直工程投产对电网侧的稳定运行影响，未考虑到该工程对近区关联电站群运行的影响，而近区电站可能存在运行风险、参数不适应和不经济性的情况。

本文运用PSASP研究了在渝鄂直流背靠背联网工程、鄂西电网交流补强工程和宜昌地区电磁环网结构调整实施过程中，清江梯级电站近区交流网架的输电能力，并提出了提升清江梯级电站外送电能力的优化措施，仿真分析了新网架结构下清江梯级电站各机组电力系统稳定器(power system stabilizer，PSS)、调速器等参数的适应性，最后研究了清江机组在新网架结构下的运行策略以及交流补强工程对于渝鄂直流背靠背南通道近区电网的清江梯级电站运行的影响。

1 清江梯级电站近区电网新网架结构

清江梯级电站近区电网结构如图1所示。

图1 近区电网示意图

根据柔直及其交流补强工程投产计划和当前工程的实际进度，在2021年500 kV网架的主要变化为：渔峡—宜都线路改接至朝阳，新建恩施东—朝阳和宜都—孱陵线路，对葛洲坝—双河I、II回和双河—玉贤I、II回线路进行温升改造，安福扩建#3主变(容量750 MVA)。

为简化后续对电网结构名称的描述，本文对以下结构名称作出相应简化：渔兴三回+朝渔线+朝恩线5回线组成的断面(渔峡外送断面)；恩施—恩施东+恩渔II、III回+恩施东主变上网共同组成的断面(恩施外送断面)；朝恩线+恩施东—渔峡+恩渔II、III回组成的断面(恩施东外送断面)；葛双线、葛军线组成的断面(葛—隔外送断面)。

2 清江电站及近区电网外送能力分析

2.1 外送能力分析模型

2.1.1 小干扰模型

电网网架结构调整后，各机组PSS、调速器等参数的适应性也将发生相应的变化，小干扰稳定可用于评估电力系统中各机组PSS参数的适应性。可以通过系统特征值判断机组或机群之间的负阻尼或弱阻尼机电振荡情况，分析电力系统在某运行点的小干扰稳定性问题。小干扰仿真计算中的低频振荡多出现在大区和跨大区电网并存在弱联系的系统中，系统阻尼强弱由主导振荡模式的阻尼比来评估。

本文使用基于李雅普诺夫一次近似法的小干扰法，首先计算此方式稳态运行情况下各变量的稳态值，得到稳态值附近的系统微分代数方程如式(1)所示：

将各状态变量表示为初始值与微增量之和的形式：

将方程组在初始值附近展开为泰勒级数形式，舍去各微增量的二次及高次项，将系统微分代数方程在稳态值附近线性化写成矩阵形式：

可得到：

式(4)即为描述线性系统的状态方程，其中A为该系统的状态矩阵。特征值的计算方法一般有QR法和隐式重启动Arnoldi法，由于本文所使用算例规模较大，状态变量个数较多，在使用PSASP分析小干扰时，选择隐式重启动Arnoldi法求解系统状态矩阵中所关心的特征值。

隐式重启动Arnoldi法是一种全维部分特征值分析法，将状态矩阵A变换成一个维数相同的矩阵Ar，使A阵中所关心的特征值变换为Ar中模较大的几个特征值，求出Ar中的这些特征值，然后经过反变换得出A阵中所关心的特征值。把要计算特征值的n阶矩阵A化简为一个k阶的上三角矩阵H：

用阶数很低的H特征值趋近于A特征值的一个子集，而H的特征值可以使用QR法很容易求出。在实际的计算中，上三角矩阵H的阶数k要大于真正要求的特征值个数m，以加速特征值计算的收敛。通常要求k-m是待求特征值个数m的2倍及以上，可达到计算量和收敛速度的较好权衡。

设所求得的系统状态矩阵A∈Cn×n特征值为：

对应振荡频率ωi的阻尼比为：

式中：当ξi≥0.1时系统阻尼较强，当ξi＜0.03时系统阻尼较弱，当ξi≤0时系统将出现增幅振荡。在弱阻尼情况下，其相应的时域响应曲线衰减相当缓慢，也应视为不稳定因素，应采取措施加以改善。

对于系统状态矩阵A，其特征值λi和特征向量ui满足式(8)～式(9)：

式中：vi为左特征向量，ui为右特征向量。

相关因子pki是反映第k个状态量xk与第i个特征值λi相关性的物理量，可强烈反映哪一台机的状态量与哪个振荡模式强相关。在实际电网小干扰稳定分析中，pki常常用来表征机组及其控制器在某个振荡模式中的参与度，可以用于定位扰动源，也可以用来指导控制器的选址等。反映某一机组的状态量与某一振荡模式的强相关性，可表示为：

式中：vki、uki分别是第k个状态量xk与第i个特征值λi振荡模式的可控性表示值和可观性表示值。

2.1.2 静态稳定

通过分析电力系统稳定性的计算数据，可得输电线路的输送功率极限。依据GB 38755—2019《电力系统安全稳定导则》里的静态稳定计算判据，来确定电力系统的稳定性。在电网实际运行中，应保留一定储备空间，不可在接近稳定极限的状态下运行，电力系统的静态稳定储备系数如式(11)所示：

式中：Pm为系统可输送的最大功率，P0为某一运行状态下的送电功率。

现行的导则中规定，电力系统在正常运行和检修运行方式下，静态稳定储备系数需满足KP＞15%～20%；故障后需满足KP≥10%。

2.1.3 N-1故障暂态稳定

本文N-1故障稳定计算所使用的数学模型由电网网架和一次、二次设备的数学模型组成，分别如式(12)～式(13)所示：

式中：X为电网网络方程求解的变量矩阵，F为电网网络的函数矩阵，Y为发电机、负荷等微分方程求解的变量矩阵，G为发电机、负荷等的参数矩阵。

通过改变变量矩阵X、Y的参数，模拟系统中可能出现的扰动或稳控措施。N-1故障暂态稳定数学模型由网络方程和微分方程联立求解。其中网络方程采用直接三角分解和迭代相结合求解，微分方程采用梯形隐积分的迭代法求解。交替迭代微分方程与网络方程直至收敛，就完成了一个时段Δt的求解。

2.2 近区电网外送能力分析流程

本文研究2021年清江梯级电站及近区电网送出能力时，华中负荷约为120 000 MW，湖北电网负荷30 000 MW，鄂湘断面南送1 000 MW，鄂豫断面北送5 000 MW，鄂赣断面南送3 300 MW。清江电站及近区电网外送能力采用的分析方法流程图如图2所示。

图2 电站外送能力分析流程图

根据以上分析流程，本文通过分析各典型方式下的计算结果，研究近区电网的潮流特性和外送约束。

2.3 潮流特性分析

当渔峡外送断面功率较大时，有较大潮流通过朝阳—恩施东和渔峡—朝阳送至朝阳，此时朝阳主变穿越功率较大，对后续葛—隔断面潮流有一定影响，因此需要研究在新电网网架结构下，渔峡外送断面潮流静态分布、朝阳主变的潮流转移特性和葛—隔断面的潮流变化情况。本文以负荷水平、渔峡断面功率、葛—隔断面功率和宜昌机组出力情况作为控制变量，在表1的不同潮流方式下，使用PSASP软件分析不同断面的潮流转移情况，并对各断面外送约束进行仿真计算。其中宜昌大机组指隔河岩(220 kV)、高坝洲和东阳光机组，宜昌小机组指宜昌近区的风电和小水电机组。

表1 各类潮流方式表MW

2.3.1 渔峡外送断面潮流静态分布

本文以潮流方式1、2、3对比分析葛—隔断面出力对渔峡断面潮流静态分布比例的影响，结果见表2所列。

表2 渔峡外送断面潮流静态分布表MW

由表2可知，当葛—隔满送2 500 MW时，渔峡外送功率约65%送往兴隆方向，约35%送往朝阳方向；当葛—隔外送1 500 MW时，渔峡外送功率约58%送往兴隆方向，约42%送往朝阳方向。

2.3.2 潮流转移特性

渔峡外送断面部分潮流转移至朝阳主变，为分析朝阳主变转移功率与朝阳入口功率(朝阳—恩施东+朝阳—渔峡线路功率之和)之间的对应关系，本文选取4、5两组潮流方式，在不同方式下分别开断朝阳—恩施东和朝阳—渔峡线路。分析计算结果，可知朝阳主变转移功率约占原朝阳入口功率的23%，该转移比几乎不受其他因素影响。

由于朝阳—孱陵电磁环网线路初始潮流较重，当渔峡断面外送功率较大时，发生葛朝N-2故障后朝阳主变至220 kV电磁环网的潮流穿越较大，可能导致220 kV线路过载。本文以潮流方式4、5为例，对故障后原葛朝双线潮流转移至朝阳主变的比例进行研究。在不同方式下分别开断葛朝双线，得到朝阳主变的下网功率变化量。可以计算出在不同方式下，朝阳主变的转移功率都约占葛朝线初始功率的25%。

由于在葛—隔外送断面中，葛双、双玉双线都进行了增容改造，送电能力大幅提升，但葛军线尚未增容，因此发生葛双N-2故障后，虽然系统暂态稳定，但葛军线过载。以潮流方式4、6为例，对葛双N-2故障后潮流转移至葛军线的比例进行研究，分析计算结果可知葛军线的转移功率约占葛双线路初始功率的33%。

2.4 清江电站近区电网外送约束因素分析

2.4.1 恩施、恩施东断面外送约束

恩施东—朝阳线路投运后，主要存在发生同杆并架线路恩施—恩施东、恩渔II回与恩施东—渔峡、恩渔II回线路N-2故障后的恩渔III回和恩施东主变上网过载问题。

1)恩施断面外送约束

在不同的恩施外送断面功率情况下，发生恩施—恩施东+恩渔II回N-2故障后的潮流见表3所列。

表3 故障后潮流分布特性MW

由表可知，恩施电源开机较大时，恩施东主变上网过载是制约该断面外送的约束条件。恩施电源开机较低时，约束条件变为恩渔III回过载。

2)恩施东断面外送约束

对于恩施东外送断面，施州直流满送2 500 MW、恩施电源为1 000 MW时，发生恩施东—渔峡、恩渔II回线路N-2故障后，恩渔III回满载，因此，此断面的外送极限为3 500 MW，施州直流+恩施电源整体外送能力仍受恩施东主变上网过载约束。

2.4.2 葛—隔断面外送约束

葛—隔断面的外送电约束与葛—隔断面近区开机情况和渔峡断面、朝阳主变上网功率等因素有关。现有的葛—隔系统切机措施，无法消除故障后葛军线过载的问题，因此，需限制渔峡断面和朝阳主变上网功率。

本文在保证电网安全运行的前提下进行仿真计算，得到葛—隔断面的运行边界。当朝阳主变上网400 MW时，需将渔峡外送断面限制为2 600 MW，当朝阳主上网为0时，需将渔峡外送限制为3 400 MW，极大约束了汛期渔峡及朝阳主变外送能力。

2.4.3 葛朝断面外送约束

新网架中葛朝双回由电网的末端线路变为渔峡外送通道的一部分，线路功率明显增大，存在葛朝N-1故障另一回线路过载的风险。因此需要根据葛—隔开机，限制渔峡和朝阳的总外送规模。

葛朝N-2故障后，约25%的潮流经朝阳主变转移，可能会导致朝阳地区电磁环网线路郭楼双线过载。此问题与渔峡外送和宜昌南地区电源(包括隔河岩、高坝洲和五峰风电)开机和负荷水平相关，若不采取稳控措施，在大负荷宜昌南地区电源满发时，渔峡外送极限为3 300 MW，极大约束了汛期渔峡外送能力。

3 提升电站外送能力的优化措施研究

提升N-2约束下的电站送电能力，一般可考虑从网架建设和稳控措施两方面进行优化。对于葛双、双玉N-2限制朝阳主变上网和渔峡外送的问题，可以考虑加快开展葛军线增容改造工程，提升葛—隔外送能力。

1)对于葛双、双玉N-2限制朝阳主变上网和渔峡外送的问题，考虑优化葛双、双玉N-2故障的稳控措施，使其故障后可自动切除葛—隔、渔峡近区电源，优化后渔峡外送不受此故障约束。

2)对于葛朝N-2限制渔峡外送极限的问题，考虑采用新增葛朝N-2稳控措施，具备故障后切除五峰风电和隔河岩(220 kV)机组的控制功能，新增功能后渔峡断面外送不受此故障约束。

4 清江机组参数适应性分析

4.1 PSS参数适应性分析

为校核水布垭机组的PSS参数适应性，本文以2021年夏季大负荷水平数据为基础，鄂送豫5 500 MW，鄂送湘2 300 MW，鄂送赣3 300 MW，渝送鄂2 500 MW，其中宜昌直流2 000 MW，施州直流500 MW，恩施电源1 000 MW，三峡32台机组满发，水布垭、隔河岩和高坝洲机组满发。

根据仿真结果可知，本文研究的华中区域振荡模式主要为三峡—华中振荡和华中内部区域振荡模式，不同振荡模式的振荡信息见表4所列。由表4可知，三种振荡模式下，都不存在弱阻尼或负阻尼情况，且在此三种振荡模式下，水布垭、隔河岩和高坝洲机组的相关因子都相对较低，说明清江电厂机组与此类振荡模式相关性不强，清江电站各机组的PSS参数能适应。

表4 各振荡模式信息

4.2 调速器参数适应性分析

清江电站中隔河岩和高坝洲机组调速系统均采用功率控制模式，水布垭电站机组采用开度控制模式。施州直流和宜昌直流投运后，川渝电网和华中电网异步运行，华中电网频率特性发生改变。本文在2021年大负荷方式下，华中区域内部因直流闭锁导致网内产生一定量的有功功率缺额或剩余量后，对清江梯级电站机组的有功变化情况进行仿真计算，校核其现有调速参数的适应性。系统频率响应曲线和各机组机械功率响应曲线如图3～图6所示，根据仿真结果可知，华中电网因故障产生2 500 MW有功功率缺额或剩余时，各机组调速器都能正确动作，可有效调节系统频率。

图3 有功缺额后系统频率响应曲线

图4 有功缺额后机组机械功率响应曲线

图5 有功剩余后系统频率响应曲线

图6 有功剩余后机组机械功率响应曲线

5 新网架结构下的清江机组运行方式分析

本文通过分析该工程对清江梯级电站运行的影响，得到了梯级电站安全稳定运行的约束条件，而清江机组运行的经济性也是调度过程中被重要考虑的因素。新网架下水布垭和隔河岩(500 kV)机组的送出能力较强，基本不存在送出约束，主要是隔河岩(220 kV)和高坝洲机组外送存在约束。本文对近区电网2019年的实际情况进行调研，包括近区电网负荷水平、五峰地区风电出力、五峰和长阳地区小水电出力的月平均每日数据。以实际数据为基础，基于前文约束条件进行仿真计算，得到隔河岩(220 kV)和高坝洲机组的月平均每日外送电量，结果如图7所示。