緬甸小其培電站電能送出不穩(wěn)定研究

劉　君，吳政聲

緬甸小其培電站電能送出不穩(wěn)定研究

劉君1，吳政聲2

（1.國家電投集團云南國際緬甸小其培電站，云南 昆明 650228；2.中國能源建設(shè)集團云南省電力設(shè)計院有限公司，云南 昆明 650228）

介紹了小其培電站與緬甸主網(wǎng)并網(wǎng)存在的問題，并對小其培電站并網(wǎng)存在的系統(tǒng)震蕩、不穩(wěn)定、電站母線側(cè)電壓偏高等問題進行了網(wǎng)架和潮流分析，確定了系統(tǒng)靜穩(wěn)和動穩(wěn)極限，并提出了解決方案。

小其培電站；電能；不穩(wěn)定

1　前言

小其培電站110kV源松線是國家電投集團公司在緬甸建成的第一個境外電站和輸電線路，緬甸北部電網(wǎng)的邁那變電站通過“T”接源松線而構(gòu)成一個電壓等級66kV、供電距離超過400km的單鏈?zhǔn)诫娋W(wǎng)，并與緬甸國家電網(wǎng)并列運行。

小其培電站裝機容量3×33MW，由于近區(qū)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)薄弱、技術(shù)落后，并網(wǎng)運行時當(dāng)電站輸送功率在一個較小的值就容易引起低頻振蕩，使送出電力嚴(yán)重受阻，所遇到的問題和困難目前在國內(nèi)極為少見。

為了解決小其培電站現(xiàn)階段運行存在的出力受阻問題，滿足緬甸北部地區(qū)的供電需求，擬結(jié)合實際情況仿真模擬電網(wǎng)運行，分析電站送出受阻的原因并提出相應(yīng)的解決措施。

2　存在的問題

小其培電站位于緬甸北部克欽邦境內(nèi)，密支那市東北方向，恩梅開江支流赤背卡河上。通過不同電壓等級的長線路與緬甸主網(wǎng)并網(wǎng)，其中小其培電站～邁那變110kV線路長度約96km，邁那變～角布托變66kV線路長度約321km，角布托變～吶票定變電站132kV線路長度約260km。如圖1所示：

由于電站與緬甸主網(wǎng)通過低電壓等級、長距離的單線路聯(lián)系，運行中存在以下幾方面的問題：

（1）系統(tǒng)振蕩導(dǎo)致出力受阻的問題。當(dāng)小其培電站增加出力到一定程度時，系統(tǒng)就很容易出現(xiàn)振蕩現(xiàn)象，此時需要通過限制電站出力，來保持系統(tǒng)的靜態(tài)穩(wěn)定。

（2）電站存在長期進相問題。由于系統(tǒng)功率振蕩限制電站出力在一個較小的范圍，電站吸收系統(tǒng)過剩的無功功率，使電站長期進相影響設(shè)備正常運行。

（3）暫態(tài)穩(wěn)定和動態(tài)穩(wěn)定問題突出。由于電站與系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線過于薄弱，系統(tǒng)穩(wěn)定裕度小，在小擾動下，很容易激發(fā)系統(tǒng)振蕩的問題。

（4）部分主變和線路的輸送能力不能滿足電站（3×33MW）全部電力的送出。

（5）線路跳閘引起電站母線側(cè)電壓偏高問題。電站投產(chǎn)以來，發(fā)生過多起線路故障跳閘引起機端電壓升高，損壞勵磁系統(tǒng)、水系統(tǒng)、氣系統(tǒng)等主輔設(shè)備電源模塊、PLC模塊等，影響安全運行。

圖1　小其培電站供電網(wǎng)絡(luò)圖

3　研究思路

（1）分析小其培電站至緬甸主網(wǎng)并網(wǎng)點之間的全部變壓器、線路等主要設(shè)備是否滿足電站的送出要求。

（2）對小其培電站送出線路的靜態(tài)穩(wěn)定極限進行計算。

（3）分析系統(tǒng)在大擾動下電站穩(wěn)定運行的能力，提出存在的問題和解決方案。

（4）對小其培電站接入后的系統(tǒng)動態(tài)穩(wěn)定水平進行研究。

（5）研究相應(yīng)的技術(shù)措施，改善電站運行環(huán)境、提高送出能力。

圖2　小其培電站近區(qū)電網(wǎng)地理接線圖

表1　小其培電站至各變電站之間的輸電線路情況

表2　各電壓等級之間聯(lián)絡(luò)變壓器容量

4　計算分析

4.1網(wǎng)架及潮流分析

（1）網(wǎng)架分析

小其培電站與主網(wǎng)的連線圖如圖2所示，輸電線路和聯(lián)絡(luò)變壓器的輸電能力以及電站受限情況如表1、表2所示。

（2）潮流分析

負(fù)荷大方式時小其培的出力約為18MW，近區(qū)電壓較低的節(jié)點包括莫高、和平、莫寧、南巴。有功功率基本保持從北往南的走向，由于近區(qū)負(fù)荷規(guī)模較小，在南巴～角布托斷面潮流開始反向。無功功率從角布托變電站開始基本保持從南往北的走向，緬甸中南部的無功功率過剩。負(fù)荷小方式時小其培的出力約為11MW，系統(tǒng)無功功率過剩更加嚴(yán)重，使得小其培電站進相功率因數(shù)達(dá)到0.95。

4.2電壓穩(wěn)定分析

通過仿真計算分析，得出小其培電網(wǎng)近區(qū)節(jié)點電壓隨出力增加而變化的對比分析圖，如圖3所示：

圖3　

由圖3可以看出：當(dāng)小其培電站輸出的有功功率超過25MW時，輸出功率的波動會造成近區(qū)電網(wǎng)母線電壓的明顯波動，特別是距離電站較遠(yuǎn)的66kV莫寧變和南巴變。當(dāng)小其培電站出力超過30MW時，莫寧變、南巴變母線電壓急劇下降至0.88～0.89pu之間。如果小其培電站繼續(xù)增加出力至一定程度，將會造成莫寧變、南巴變局部電壓失穩(wěn)，如果沒有有效措施防止電壓繼續(xù)下降，將會引起整個系統(tǒng)出現(xiàn)電壓崩潰。

4.3穩(wěn)定極限分析

（1）靜穩(wěn)極限

采取靜穩(wěn)極限理論算法和BPA仿真算法對電站送出斷面的靜穩(wěn)極限進行計算。

方法一：計算小其培電站至角布托的綜合阻抗標(biāo)幺值為3.578，根據(jù)以下公式計算（發(fā)電機電動勢取值為1.0pu，受端并網(wǎng)點電壓考慮一定壓降取值為0.97pu）并換算成有名值，靜態(tài)穩(wěn)定極限Pm為27.1MW。

方法二：分別對是否裝設(shè)PSS裝置的系統(tǒng)進行靜穩(wěn)極限仿真計算，控制小其培電站微增出力，同時受端電網(wǎng)的遠(yuǎn)端發(fā)電機組微減出力，直到系統(tǒng)達(dá)到臨界穩(wěn)定狀態(tài)。經(jīng)計算，沒有配置PSS時，小其培送出通道的靜態(tài)穩(wěn)定極限為16MW；配置PSS時，電站送出通道的靜穩(wěn)極限提高至32MW。

（2）暫穩(wěn)極限

小其培送出斷面暫穩(wěn)極限計算采用BPA仿真算法。由于小其培近區(qū)電網(wǎng)過于薄弱，如果不考慮PSS即使斷面潮流很輕，電網(wǎng)在受到大擾動時也將失穩(wěn)。因此，計算暫穩(wěn)極限考慮配置PSS裝置。

通過計算發(fā)現(xiàn)，小其培～T接點110kV線路的單瞬故障是斷面極限功率穩(wěn)定的約束故障。當(dāng)電站出力達(dá)到19MW時，小其培～邁那變（邁那變側(cè)）發(fā)生單瞬短路故障，系統(tǒng)穩(wěn)定處于臨界狀態(tài)。此時，計算得出暫穩(wěn)極限約為19MW。仿真曲線如圖4所示：

圖4　

（3）動穩(wěn)極限

在豐大方式下，采用頻域法分析對緬甸電網(wǎng)主要低頻振蕩風(fēng)險進行分析，緬甸電網(wǎng)主要區(qū)域間振蕩模式如表3所示：

表3　

從頻域分析法可以看出，緬甸北部電網(wǎng)的動態(tài)穩(wěn)定水平非常低，而且隨著電站出力的增加，阻尼比逐漸降低。不考慮配置PSS時，小其培出力在較小范圍內(nèi)變化均使得緬北機組對緬中南機組振蕩模式的阻尼比低于3.5%，動穩(wěn)水平非常低；考慮配置PSS時，當(dāng)小其培電站出力超過34MW時，阻尼比低于3.5%，判定為動穩(wěn)失穩(wěn)。

因此，如果小其培電站不配置PSS，系統(tǒng)阻尼不能滿足動態(tài)穩(wěn)定要求；如果小其培電站配置PSS，則系統(tǒng)動穩(wěn)極限為34MW。

5　解決建議

（1）解決電站進相問題的措施就是進行無功補償。補償方式可以采用低壓電抗器、動態(tài)無功補償裝置，并對兩種補償方式進行投資估算比較。

（2）解決電站送出受阻的問題分為兩個層次。近期，可以實施的措施包括投入電力系統(tǒng)穩(wěn)定器（PSS）、動態(tài)無功補償裝置、低壓電容器補償裝置、培育當(dāng)?shù)刎?fù)荷就地消納等措施。遠(yuǎn)期，可以通過230kV 或132kV網(wǎng)架加強來解決送出受阻問題。另外，由于小其培電站內(nèi)已經(jīng)配置了電力系統(tǒng)穩(wěn)定器（PSS），只是未投入使用，近期、遠(yuǎn)期的其他措施效果均考慮在PSS投入的基礎(chǔ)上進行分析。因此，建議盡快投入PSS裝置。

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TM612

A

1672-5387（2016）08-0092-03

10.13599/j.cnki.11-5130.2016.08.028

2016-06-29

劉君（1972-），男，工程師，從事電站生產(chǎn)運營管理工作。