王 瑩，蔡德福，董 航，劉海光，曹 侃，余笑東

（國(guó)網(wǎng)湖北省電力公司電力科學(xué)研究院，湖北 武漢 430077）

0 引言

為提高陜北地區(qū)煤電基地外送能力及新能源消納能力，提高資源開發(fā)效率，促進(jìn)陜北革命老區(qū)的經(jīng)濟(jì)健康持續(xù)發(fā)展，同時(shí)滿足華中地區(qū)日益增長(zhǎng)的負(fù)荷需求，基于國(guó)家電網(wǎng)公司特高壓發(fā)展戰(zhàn)略[1]，湖北省電網(wǎng)“十三五”規(guī)劃2020年建成陜北-武漢特高壓直流輸電工程。特高壓接入省級(jí)電網(wǎng)后，會(huì)給受端電網(wǎng)短路電流、潮流、穩(wěn)定等帶來(lái)一系列影響[2-4]。陜北特高壓直流采用分層接入方式，交直流系統(tǒng)間、兩層受端系統(tǒng)間的交互影響更為突出[5]。因此，陜北-武漢特高壓直流接入湖北電網(wǎng)的適應(yīng)性有待評(píng)估。

本文介紹陜北-武漢特高壓直流工程的基本情況，在此基礎(chǔ)上，分析了工程投運(yùn)對(duì)湖北電網(wǎng)的短路電流、潮流、暫態(tài)穩(wěn)定的影響。

1 工程簡(jiǎn)介

陜北-武漢特高壓直流輸電工程規(guī)劃于2020年建成投產(chǎn)，直流輸電電壓等級(jí)為±800 kV，輸電規(guī)模為10000 MW。直流工程送電起點(diǎn)為陜西省榆林市陜北換流站，途徑陜西、山西、河南、湖北4省，落點(diǎn)武漢換流站。直流線路長(zhǎng)度約為1109 km。陜北—武漢特高壓直流系統(tǒng)逆變站高、低端換流器通過(guò)換流變壓器接入不同電壓等級(jí)的受端電網(wǎng)[6]。受端武漢換流站接入系統(tǒng)方案為：武漢換流站擬采用1000 kV、500 kV分層接入湖北電網(wǎng)，其中1000 kV換流站與武漢1000 kV交流特高壓合并建設(shè)；500 kV換流站通道4回線路接入湖北電網(wǎng)，分別為換流站至木蘭2回、至大吉2回。武漢換流站1000 kV母線無(wú)功補(bǔ)償總?cè)萘?360 Mvar；換流站500 kV母線無(wú)功補(bǔ)償總?cè)萘繛?360 Mvar。500 kV換流站主變低壓側(cè)加裝6×60 Mvar低壓電抗器；1000 kV變電站低壓側(cè)加裝2組240 Mvar低壓電抗器。

圖1 陜北特高壓直流受端換流站接入方案示意圖Fig.1 The system transmission program of connecting Shanbei UHVDC converter station

2 短路電流分析

2.1 短路電流變化

在湖北全開機(jī)、全接線條件下，在PSASP中采用基于網(wǎng)絡(luò)的方法進(jìn)行500 kV母線三相金屬性短路電流計(jì)算。

表1 特高壓直流接入前后鄂東500 kV站點(diǎn)短路電流Tab.1 Short-circuit current of 500 kV stations in East Hubei when considering UHVDC connected to grid or not

由表1可知：在不采取任何短路電流控制措施的前提下，±1000 kV陜北-武漢特高壓直流受端換流站高低端同時(shí)投產(chǎn)后，道觀河、孝感、木蘭、武漢4站的500 kV母線短路電流均超出開關(guān)遮斷容量（63 kA）。其中500 kV木蘭站具體支路電流變化如表2所示。

由表2可知，木蘭站新增兩條500 kV出線至武漢換流站，約提供9 kA的短路電流。武漢換流站1000 kV和500 kV母線各配置3360 Mvar無(wú)功補(bǔ)償容量，同時(shí)特高壓站接入電網(wǎng)后引起的鄂東500 kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)進(jìn)一步緊密是導(dǎo)致受端近區(qū)站點(diǎn)短路電流增長(zhǎng)的主要原因。

表2 木蘭500 kV支路短路電流變化Tab.2 Branch short-circuit current branch current of Mulan 500 kV Station

2.2 短路比

交直流系統(tǒng)間的相互影響作用的大小和相關(guān)穩(wěn)定問(wèn)題，很大程度上取決于交流系統(tǒng)短路容量與所連直流系統(tǒng)容量的相對(duì)大小，即短路比指標(biāo)[7]。2020年豐大、豐小、枯大、枯小4個(gè)典型方式下，在PSASP短路計(jì)算模塊中采用基于潮流的算法得到交流系統(tǒng)短路容量，高、低端換流器的直流輸送功率均為5000 MW，計(jì)算得到的陜北～武漢直流高端及低端短路比均大于3，滿足短路比要求。

表3 不同運(yùn)行方式下陜北直流短路比Tab.3 Short circuit ratios in under different operating modes

表4 不同開機(jī)方式下陜北直流功率流向（單位：MW）Tab.4 Power flow of Shanbei UHVDC under different operation conditions of generators（Unit：MW）

3 潮流分析

3.1 典型方式潮流分析

陜北～武漢直流接入受入功率主要有以下3個(gè)流向：

（1）送往特高壓荊門站；

（2）送往特高壓南昌站；

（3）通過(guò)特高壓主變下網(wǎng)和武漢換流站500 kV出線進(jìn)入鄂東地區(qū)。

鄂東江北片區(qū)220 kV機(jī)組全開，鄂贛交換功率為0，鄂東機(jī)組500 kV全開機(jī)和全停機(jī)方式下，陜北直流功率流向如表4所示。

由表4可知，鄂贛交換功率為0，不同開機(jī)方式下，受入的特高壓直流功率約有75%～88%進(jìn)入鄂東地區(qū)。

3.2 第一、二級(jí)斷面潮流疏散問(wèn)題

陜北直流接入湖北電網(wǎng)直流功率疏散通道如圖2所示。第一級(jí)疏散斷面為武漢換流站的8回500 kV出線：至柏泉2回、至道觀河2回、至木蘭2回和至大吉2回。陜北-武漢特高壓直流高、低端同時(shí)投運(yùn)后，雖然需疏散功率增加到10 GW，但由于增加了特高壓疏散通道，同時(shí)武漢換流站新建了2回接入500 kV大吉變，8回出線均采用4×630導(dǎo)線，第一斷面無(wú)疏散壓力。考慮大別山電廠、陽(yáng)邏電廠滿出力方式。對(duì)武漢特高壓站近區(qū)線路進(jìn)行N-1及同通道N-2校核，無(wú)潮流越限風(fēng)險(xiǎn)。

圖2 陜北直流接入湖北電網(wǎng)后潮流疏散示意圖Fig.2 Structure diagram of power flow evacuation when Shanbei UHVDC connected to Hubei grid

第二級(jí)疏散斷面為軍夏雙回、吉鄂雙回構(gòu)成的過(guò)江斷面。目前大負(fù)荷方式下過(guò)江斷面常壓極限運(yùn)行。陜北直流投入后，過(guò)江斷面由原來(lái)的“軍夏雙回+道吉雙回”變成“軍夏雙回+吉鄂雙回”。直流受入10000 MW，進(jìn)入鄂東江北地區(qū)的功率最大可達(dá)8600 MW，其中約20～60%功率轉(zhuǎn)移至過(guò)江斷面，過(guò)江斷面潮流易過(guò)載。由于過(guò)江斷面跨越城區(qū)，很難建設(shè)新的輸電通道，當(dāng)鄂東江北500 kV全開機(jī)、鄂贛交換功率為0時(shí)，受過(guò)江斷面制約，陜北直流受入能力為8000 MW。

陜北直流替代湖北不同地區(qū)1000 MW開機(jī)對(duì)過(guò)江斷面潮流轉(zhuǎn)移靈敏度如表5所示。

表5 陜北直流替代湖北不同地區(qū)1000 MW開機(jī)對(duì)過(guò)江斷面潮流轉(zhuǎn)移靈敏度（單位：MW）Tab.5 Flow transferring sensitivity of Shanbei UHVDC replacing of 1000 MW generators in Hubei（Unit：MW）

江北機(jī)組開機(jī)極小，若增加鄂東江北開機(jī)，雖然不同區(qū)域開機(jī)略有差異，但幾乎都將100%甚至超過(guò)100%地?cái)D占陜北直流的送出空間。

湖北受入陜北直流電力后，在湖北、湖南、江西開機(jī)降低的情況下，將在不同程度上加重過(guò)江斷面的輸電壓力，斷面壓力有增無(wú)減。

3.3 電磁環(huán)網(wǎng)潮流穿越分析

（1）武漢～南昌、大吉-磁湖、亮城～石板路1000 kV/500 kV/220 kV電磁環(huán)網(wǎng)

武漢～南昌、大吉-磁湖、亮城～石板路1000 kV/500 kV/220 kV電磁環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖3所示。

500 kV大吉～鄂州N-2后，15%潮流轉(zhuǎn)移至220 kV亮板線，亮板線易過(guò)載。

圖3 吉鄂雙回N-2后潮流轉(zhuǎn)移示意圖Fig.3 Power transferring diagram of Daji-Ezhou double-circuit lines N-2

為滿足主變下網(wǎng)不越限，在黃石黃岡地區(qū)220 kV機(jī)組全開的情況下：鄂東江北500 kV機(jī)組全開時(shí)，受制于吉鄂N-2后亮板線過(guò)載，需控制陜武直流功率不超過(guò)4300 MW，若要滿足陜北直流受入10000 MW的要求，鄂東江北500 kV機(jī)組需全停。

（2）玉賢～柏泉西500 kV/220 kV電磁環(huán)網(wǎng)

玉賢～柏泉西500 kV/220 kV電磁環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖4所示。500 kV玉孝雙回N-2故障后，20%潮流轉(zhuǎn)移至柏泉西主變下網(wǎng)，17%轉(zhuǎn)移至泉舵雙回，8%轉(zhuǎn)移至鍋舵線，泉舵線、鍋舵線易過(guò)載。

圖4 吉鄂雙回N-2后潮流轉(zhuǎn)移示意圖Fig.4 Power transferring diagram of Xiaogan-Yuxian double-circuit lines N-2

由于玉賢～柏泉西電磁環(huán)網(wǎng)初始潮流與漢川三期機(jī)組開機(jī)方式密切相關(guān)，表6是漢川三期不同開機(jī)方式下受制于玉孝雙回N-2故障后220 kV線路過(guò)載的陜北直流最大受電能力。

表6 陜北直流受電能力與玉賢～柏泉西電磁環(huán)網(wǎng)制約關(guān)系Tab.6 Accommodation capacity of Shanbei DC power constrained by Yuxian-Boquanxi electromagnetic loop

4 暫態(tài)穩(wěn)定分析

特高壓直流輸電功率大，一旦發(fā)生故障，大量功率將轉(zhuǎn)移至薄弱的特高壓交流聯(lián)絡(luò)通道，易導(dǎo)致交流通道超過(guò)穩(wěn)定極限引發(fā)連鎖故障。湖北電網(wǎng)通過(guò)陜北直流受入大功率時(shí)，直流雙極閉鎖故障后不采取任何安控措施，由于華中電網(wǎng)大量功率缺額，可能造成長(zhǎng)南線解列以及華中地區(qū)頻率穩(wěn)定和功角穩(wěn)定問(wèn)題。需綜合考慮交直流系統(tǒng)輸送功率安排，避免上述事故發(fā)生。圖5是長(zhǎng)南線南送5800 MW、陜武直流10000 MW的運(yùn)行方式下陜北直流發(fā)生雙極閉鎖后不采取任何安控措施時(shí)的系統(tǒng)暫態(tài)響應(yīng)。

圖5 陜北直流雙極閉鎖仿真結(jié)果Fig.5 Simulation results of double pole block of Shanbei UHVDC

鑒于陜北直流功率與長(zhǎng)南線輸送功率存在耦合關(guān)系，經(jīng)過(guò)仿真分析得到：在不考慮緊急控制措施的前提下，陜北直流功率5000 MW以下時(shí)，長(zhǎng)南線南送功率與陜北—武漢直流功率之和不超過(guò)7600 MW；陜北直流功率5000-10000 MW時(shí)，長(zhǎng)南線南送功率與陜北—武漢直流功率之和不超過(guò)6500 MW。

5 總結(jié)

陜北-武漢特高壓直流輸電工程投運(yùn)對(duì)湖北電網(wǎng)運(yùn)行特性產(chǎn)生了重要影響。短路電流方面，該工程投運(yùn)后鄂東換流站近區(qū)500 kV短路電流水平增長(zhǎng)難以控制；潮流方面，受制于湖北電網(wǎng)過(guò)江斷面及電磁環(huán)網(wǎng)潮流穿越，無(wú)法滿足直流滿功率輸送要求；暫態(tài)穩(wěn)定方面，陜北直流輸送功率與長(zhǎng)南線輸送功率耦合，直流大功率運(yùn)行時(shí)直流雙極閉鎖可能引起功角及頻率穩(wěn)定問(wèn)題。針對(duì)陜北-武漢特高壓直流工程投運(yùn)引起的湖北電網(wǎng)短路電流、潮流及穩(wěn)定問(wèn)題，建議盡快開展短路電流抑制措施、網(wǎng)架補(bǔ)強(qiáng)方案及安穩(wěn)控制措施的研究。

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