資慧，王銀順，侯益靈

(1.華北電力大學 (北京)，北京102206;2.國網湖南省電力公司經濟技術研究院，湖南長沙410004)

特高壓輸電具有遠距離、大容量、低損耗的特點，近幾年得到了大力發(fā)展〔1-2〕。根據國家電網公司特高壓電網規(guī)劃，未來幾年內分別有1條特高壓交流和特高壓直流輸電工程落點湖南。

文中從合理構建網架的角度討論特高壓交、直流工程的建設順序，分析不同建設時序下的網絡結構對湖南電網安全穩(wěn)定運行的影響。

1 基礎數據

1.1 區(qū)間聯(lián)絡狀況

目前，湖南電網經3回500 kV聯(lián)絡線 (葛換—崗市單回、江陵—復興雙回)與湖北電網聯(lián)網運行。未來還將通過2回1 000 kV特高壓交流輸電線路 (荊門—長沙雙回)與湖北電網相連，以及通過±800 kV特高壓直流 (酒泉—湖南雙極)與甘肅電網聯(lián)網運行。

荊門—長沙特高壓交流工程投運初期僅有1臺主變運行，容量為4 500 MVA，雙回1 000 kV線路送電，計劃輸送功率3 000 MW。

酒泉—湖南特高壓直流工程投運初期為單極運行，計劃送電4 000 MW。

文中計算條件為特高壓投運初期的情況。

1.2 計算條件與模型

文中采用的發(fā)電機數學模型為:采用 Eq'，Ed″，Eq″變化的5階模型，并計及自動勵磁調節(jié)器和調速器的影響。直流系統(tǒng)采用準穩(wěn)態(tài)模型。湖南電網負荷模型采用由感應電動機和恒定阻抗組成的綜合負荷模型，恒定阻抗為35%，感應電動機為65%，感應電動機定子繞組漏抗取0.18。

計算負荷功率因數取0.95。發(fā)電機組功率因數最低取0.85，火電機組功率因數最高取0.98，水電機組功率因數最高取1.00，原則上不考慮進相運行。

1.3 仿真方案

選取湖南電網2015年典型夏大方式下的負荷水平及省內網絡結構，結合未來湖南特高壓網絡的構建規(guī)劃，分別搭建了以下3種網架:荊門—長沙特高壓交流工程先投產，配套建設岳陽南500 kV變電站 (方案1);酒泉—湖南特高壓直流工程先投產，配套建設湘潭西500 kV變電站 (方案2);長沙特高壓交流和酒泉特高壓直流工程均已投產，并分別配套建設岳陽南和湘潭西變電工程 (方案3)。通過仿真計算比較方案1、方案2這2種特高壓建設方案下湖南電網的安全穩(wěn)定運行狀況，確定有利于湖南電網安全運行的特高壓建設時序;比較方案2和方案3的湖南電網受端系統(tǒng)強度，分析特高壓交流工程對直流受端系統(tǒng)電氣強度的影響。

2 評價體系

電網規(guī)劃的主體與供電安全性、可靠性、經濟性、供電質量和電網適應性等密切相關〔3-4〕。文獻〔5〕將電網發(fā)展評估分為安全、可靠、優(yōu)質、協(xié)調、經濟、高效、智能7個子系統(tǒng)，并分別建立了三級指標。文獻〔6〕提出一套包括安全供電能力、靜態(tài)電壓安全性、拓撲結構脆弱性、暫態(tài)安全性、風險指標5類20余項指標的電網安全評價指標體系;還提出系統(tǒng)N-K故障后失元件個數、最大供電區(qū)域指標和基于效用理論的風險指標。

因經濟性、可靠性等因素在方案設計時已經考慮，結合文中研究問題的重點，從以下2方面對方案進行評價:①靜態(tài)安全性:評價電網結構和運行方式是否合理;②暫態(tài)穩(wěn)定性:評價系統(tǒng)承受突然擾動后仍能保持穩(wěn)定的能力。

各方案靜態(tài)安全性的優(yōu)劣，主要通過比較電網中500 kV及以上電壓等級主變、220 kV及以上電壓等級線路的N-1通過率來判斷。另外，考慮到部分交流線屬于同桿并架線路，因此還將對同桿并架線路進行N-2校核。通過N-1，N-2校核的評判標準為:任一電力元件或同桿并架的雙回線路無故障斷開時，電力系統(tǒng)應能保持穩(wěn)定運行和正常供電，各線路潮流控制在熱穩(wěn)定功率極限之內，主變最大下網功率控制在主變容量的110%以內，電壓和頻率均在允許范圍內。

評價各方案的暫態(tài)穩(wěn)定性時，主要對系統(tǒng)中各種較嚴重的單重和多重故障進行測算，通過比較故障通過率來判斷方案的優(yōu)劣，具體包括:①單重故障:交流系統(tǒng)220 kV及以上單回線路三相短路故障和500 kV及以上電壓等級主變高、中壓側故障;②多重故障:考慮同桿并架線路單回三相短路故障、雙回跳閘的狀況。不同電壓等級線路、主變發(fā)生三相短路故障后開關動作時間順序見表1。

表1 各設備三相短路故障開關動作時間表 s

故障通過的評判標準包括3個方面:①功角穩(wěn)定:電力系統(tǒng)受到大擾動后，引起電力系統(tǒng)各機組之間功角相對增大，在經過第一、第二搖擺不失步;②電壓穩(wěn)定:在電力系統(tǒng)受到擾動后的暫態(tài)過程中，負荷母線電壓能夠恢復到0.80 p.u.以上;③頻率穩(wěn)定:系統(tǒng)頻率能迅速恢復到額定頻率附近繼續(xù)運行，不發(fā)生頻率崩潰，也不使事件后的系統(tǒng)頻率長期懸浮于某一過高或過低的數值。但對于發(fā)電廠的交流送出線路三相故障，發(fā)電廠的直流送出線路單極故障，兩級電壓的電磁環(huán)網中單回高一級電壓線路故障或無故障斷開，必要時可采用切機或快速降低發(fā)電機組出力的措施〔7〕。

3 各網架方案分析結果

3.1 靜態(tài)安全性

夏大典型方式下，方案1與方案2的湖南500 kV主網架潮流分布均較為合理，無過載線路。表2中主要列出各方案中正常運行方式下負載率超過60%的主變下網功率及N-1狀況。

方案1中，N-2通過率及220 kV線路N-1通過率均為100%，500 kV及以上電壓等級主變、線路總通過率達97%，主要問題有:星沙、星城500 kV主變N-1時，另一臺主變都會過載，下網潮流較重，負載率分別為142.26%，110.53%。

方案2中220 kV線路全部通過N-1校核，500 kV及以上電壓等級主變、線路總通過率僅為92%，主要問題有:①艾家沖、船山、星沙、星城500 kV主變N-1時，另一臺主變會過載，負載率分 別 為 113.94%，126.05%，151.43%，101.15%;②江陵—復興線路雙跳 (N-2)時，葛換—崗市500 kV線路潮流為2 630 MW，將超過其熱穩(wěn)定極限 (1 628 MW)，嚴重過載，且崗市電壓偏低，為499 kV。

星沙、星城主變N-1過載是2個方案共有的問題，通過分析兩地網絡特點可知:星沙主變所帶負荷220 kV層面無電源支撐，且無其它500 kV變電站可為該區(qū)域供電，所有潮流只能通過星沙主變下網，因此當斷開一臺主變時，另一臺主變必然會過載。星城主變的狀況類似，但云田500 kV變電站可為星城變電站分擔一部分負荷，因此過載情況不算嚴重。通過轉供負荷，將星沙、星城主變所帶負荷轉由其它負載率較輕的主變供帶，或增加500 kV主變容量，可改善其主變N-1過載的狀況。

除此之外，方案1無其它過載問題。而方案2主變N-1過載問題較為嚴重，通過調整開機方式、加大省內機組出力、降低3回500 kV聯(lián)絡線上的潮流，可解決艾家沖主變N-1過載和江復線雙跳時葛崗線過載問題，但船山主變N-1過載問題依然存在。由于酒泉特高壓直流入湘功率大部分經由湖南換—船山3回線路送往船山變電站，而船山變所處的湘南地區(qū)電源支撐較少，因此造成船山主變下網潮流過重，N-1校核難以滿足要求。

3.2 暫態(tài)穩(wěn)定性

方案1中各元件暫態(tài)穩(wěn)定性計算故障通過率為100%。方案2則僅有91%，其暫態(tài)穩(wěn)定問題均為電壓穩(wěn)定問題，主要出現于湘東地區(qū)500 kV主變高壓側故障及其部分相關500 kV線路故障。湘東地區(qū)的艾家沖、沙坪、星城、云田、鶴嶺以及星沙主變高壓側故障時，都會造成湘南地區(qū)500 kV變電站母線電壓恢復速度減慢，尤其是最南端的蘇耽、紫霞、宗元500 kV母線。如圖1所示，湘東地區(qū)星城主變高壓側發(fā)生故障后，湘南地區(qū)蘇耽、紫霞、宗元變500 kV母線電壓均在1.2 s左右才能恢復至0.8 p.u.以上，而其它500 kV變電站母線，如艾家沖500 kV母線電壓在故障后0.5 s左右就已恢復至0.8 p.u.以上。造成這一現象的原因是湘南電網缺乏足夠的電源支撐，擾動后需要湘東電網提供動態(tài)無功支撐，但酒泉直流入湘會延緩湘東電網的電壓恢復速度，導致擾動后短時期內注入到南部500 kV環(huán)網的無功功率明顯減小，湘南電網電壓恢復需要的動態(tài)無功缺額進一步加大，從而進一步降低了湘南電網的暫態(tài)電壓穩(wěn)定水平〔8〕。

圖1 方案2星城主變故障時部分母線電壓變化情況

表2 負載率超過60%的主變下網潮流及N－1結果

綜上所述，從靜態(tài)安全、暫態(tài)穩(wěn)定性來比較，方案1更勝一籌，其網架結構更為合理。

4 特高壓交流對直流受端系統(tǒng)強度的影響

特高壓直流設備故障時，將會有大量功率轉移到其它交流聯(lián)絡通道上，可能導致潮流過載，甚至造成負荷中心出現電壓穩(wěn)定問題。直流受端交流系統(tǒng)能否承受住大規(guī)模潮流轉移的沖擊是受端系統(tǒng)電壓能否保持穩(wěn)定的關鍵所在，這與受端交流系統(tǒng)的強弱有關。受端交流系統(tǒng)的強弱程度可根據受端逆變站短路比的大小來衡量〔9-10〕。

直流輸電換流站的短路比 (Short Circuit Ratio，SCR)rSCR定義為換流站交流母線短路容量Ssc(MVA)與直流輸電額定功率Pdn(MW)之比，即

式中母線短路容量未考慮換流站無功補償設備的影響。

當考慮無功補償設備的影響時，采用有效短路比 (Effective Short Circuit Ratio，ESCR)rSCR的概念:

式中 Qc為換流站所有無功補償設備容量之和(MVar)。

按照有效短路比的大小，可將直流輸電受端交流系統(tǒng)的強弱程度分為:極弱系統(tǒng) (rSCR＜2)、較強系統(tǒng) (2＜rSCR＜3)和強系統(tǒng) (rSCR＞3)〔11〕。

通過計算分別得到2015年夏大方式下方案2，3中湖南換流站的短路電流和有效短路比，見表3。

表3 方案2，3湖南換流站短路電流和有效短路比

由表3可知，建有特高壓交流線路的方案3中湖南電網作為直流受端系統(tǒng)的強度更好，網架結構更緊密，系統(tǒng)承受直流故障沖擊的能力也更強。究其原因，在直流線路故障閉鎖時，特高壓交流輸電線路能夠有效地承擔起轉移潮流的作用。而方案2的網架僅能依靠3回500 kV聯(lián)絡線輸送轉移潮流，線路熱穩(wěn)定極限決定了其所能傳輸的功率有限，當直流系統(tǒng)故障時，大量潮流轉移至3回500 kV聯(lián)絡線上，極易造成線路過載。

5 總結

湖南特高壓直流工程先于特高壓交流工程建成投產將會引發(fā)湖南電網眾多N-1過載和暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題，通過調整電網開機方式等方法可以緩解，但不能根除各種N-1問題，同時也會限制運行方式的調整。湖南特高壓交流線路的建設有利于提高湖南電網的強度，在直流系統(tǒng)發(fā)生故障時，能承擔起傳輸大規(guī)模轉移潮流的作用，而不至于造成3回500 kV聯(lián)絡線嚴重過載的情況發(fā)生。因此，優(yōu)先建設特高壓交流輸電工程將為特高壓直流入湘提供強而有力的支撐作用，有利于湖南電網的安全穩(wěn)定運行。

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