柳永妍，胡果莉，陳道君，咼虎

(1.國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南 長沙 410007；2.湖南省湘電試驗研究院有限公司，湖南 長沙 410004)

0 引言

湖南電網處于國家電網最南端，作為華中電網的重要組成部分，目前僅通過3回500 kV鄂湘聯(lián)絡線與華中主網相連，省間交流通道十分薄弱。并且，在2017年±800 kV祁韶直流投運后，受暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題制約[1－3]，省內機組出力無法全部釋放。隨著湖南電網負荷的持續(xù)增長，現(xiàn)有的網架結構已難以滿足湖南電網區(qū)外受電需求，湖南電網將面臨較大功率缺額[4]。為化解電力供需矛盾，迫切需要強化交流通道以提升湖南電網區(qū)外受電能力。

2021年6月，江西±800 kV雅中—鄱陽湖特高壓直流(后簡稱雅湖直流)落點江西[5－6]，為實現(xiàn)雅湖直流分電湖南，加強湘贛兩省能源互通互濟能力，1 000 kV長沙—南昌特高壓交流預計于2021年年底建成投運。

本文從暫態(tài)電壓穩(wěn)定特性、省間交直流通道受電能力兩個方面，開展1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運對湖南電網的影響分析。

1 特高壓交流投運前湖南電網運行特性

特高壓交流投運前，湖南電網呈現(xiàn)明顯的“強直弱交”格局，湖南電網區(qū)外受電能力主要制約在直流閉鎖后500 kV鄂湘聯(lián)絡線過載問題上[7]，湖南電網500 kV網架結構如圖1所示。

圖1 湖南電網500 kV網架結構

省內由于電源主要分布于湘西北、湘西南地區(qū)[8]，而負荷主要集中于湘東、湘南地區(qū)，電源與負荷的逆向分布[9]，導致湖南電網存在明顯的暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題[10－11]。并且，在祁韶直流投運后，直流輸送功率替代了部分常規(guī)發(fā)電機組，電網發(fā)生故障后，直流需要從電網吸收大量無功功率，進一步惡化了系統(tǒng)暫態(tài)電壓穩(wěn)定性[12－14]。湖南電網需在保持火電機組一定的開機方式的同時，預留大量旋轉備用以保證系統(tǒng)暫態(tài)電壓穩(wěn)定[15]。

2 特高壓交流對湖南電網的影響

1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運后，湖南電網新增兩回省間交流通道。湖南電網500 kV及以上網架結構如圖2所示。

圖2 湖南電網500 kV及以上網架結構

2.1 暫態(tài)電壓穩(wěn)定特性

特高壓交流投運前后，相同邊界條件下，負荷中心500 kV線路三永N－1故障，負荷中心110 kV母線電壓恢復曲線如圖3所示。

圖3 1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運前后湖南電網110 kV母線電壓恢復曲線

由圖3可知，1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運后，負荷中心500 kV線路N－1故障，110 kV母線暫態(tài)電壓恢復特性明顯提升。其原因在于，在暫態(tài)電壓恢復過程中，江西電網通過1 000 kV長沙—南昌雙回線路提供無功支援。

特高壓交流投運前后，在湖南故障切除后的暫態(tài)過程中，500 kV鄂湘聯(lián)絡線無功功率變化曲線如圖4所示。

圖4 500 kV鄂湘聯(lián)絡線無功功率變化曲線

由圖4可知，1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運前后，500 kV鄂湘聯(lián)絡線在故障后短時間內無功功率支援無明顯變化。

1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運后，在湖南故障切除后的暫態(tài)過程中，江西電網通過1 000 kV長沙—南昌特高壓交流線路提供無功功率支援約2 053 Mvar，如圖5所示。有效支撐湖南電網負荷中心暫態(tài)電壓恢復，電網暫態(tài)電壓穩(wěn)定水平大幅提升。

圖5 特高壓交流主變無功功率變化曲線

2.2 交流通道受電能力

特高壓交流投運后，湖南電網通過500 kV鄂湘聯(lián)絡線與湖北電網鄂西片區(qū)相連接，通過1 000 kV長沙—南昌雙回線路與江西電網相連接。

湖南電網交流通道受電能力在考慮500 kV鄂湘聯(lián)絡線與1 000 kV特高壓交流總和的同時，仍需對相關性較強的500 kV鄂湘聯(lián)絡線三回線路予以關注。

2.2.1 500 kV鄂湘聯(lián)絡線

500 kV鄂湘聯(lián)絡線由湖北葛洲壩換流站—湖南崗市變線路、湖北孱陵變—湖南澧州變雙回線路構成。其中500 kV葛崗線湖北側所接葛洲壩換流站是三峽右岸電廠15—20號機組(以下簡稱為三峽右一電廠)接入點，其開機方式將影響500 kV鄂湘聯(lián)絡線三回線路潮流分布。

500 kV鄂湘聯(lián)絡線三回線路潮流分布的變化，將導致500 kV鄂湘聯(lián)絡線制約故障發(fā)生變化。三峽右岸電廠15—20號機組不同開機方式，500 kV鄂湘聯(lián)絡線大功率受電方式，鄂湘聯(lián)絡線制約故障見表1。

由表1可知，僅在三峽右一電廠全開滿發(fā)方式500 kV鄂湘聯(lián)絡線制約故障為500 kV孱澧雙回線路N－2故障(切湖南負荷900 MW)；三峽右一電廠其他開機方式，500 kV鄂湘聯(lián)絡線制約故障均為孱澧N－1。

表1 500 kV鄂湘聯(lián)絡線制約故障

因此，在以孱澧雙回N－2故障(切湖南負荷900 MW)給定500 kV鄂湘聯(lián)絡線控制值的同時，需對孱澧雙回線路進行功率預控。

2.2.2 省間交流通道

1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運后，由于長沙—南昌雙回線路存在同桿架設的情況，長沙—南昌雙回線路需按N－2開展故障校核。湖南電網省間交流通道受電能力主要受限于長沙—南昌特高壓雙回線路跳閘，500 kV鄂湘聯(lián)絡線過載約束。

500 kV鄂湘聯(lián)絡線三回線路分電比，將導致湖南省間交流通道制約故障發(fā)生變化。三峽右一電廠不同開機方式，長沙—南昌特高壓雙回線路跳閘，500 kV鄂湘聯(lián)絡線過載線路見表2。

表2 省間交流通道制約故障

由表2可知，僅在三峽右一電廠全開滿發(fā)方式省間交流通道制約為1 000 kV長沙—南昌雙回線路N－2故障，葛崗線過載；三峽右一電廠其他開機方式，省間交流通道制約故障為1 000 kV長沙—南昌雙回線路N－2故障，孱澧雙回線路過載。

2.3 交直流整體外受電能力

1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運后，湖南電網、江西電網聯(lián)合為一個整體，如圖6所示，湖南電網與江西電網的外受電能力需統(tǒng)籌考慮。

圖6 湖南、江西電網通過特高壓交流聯(lián)網

湘贛兩省的省間聯(lián)絡通道包括500 kV鄂湘聯(lián)絡線(葛換－崗市＋孱陵－澧州雙回)、500 kV鄂贛聯(lián)絡線(磁湖－永修＋咸寧－夢山雙回)、1 000 kV長沙—南昌雙回線路以及分別饋入湘贛兩省的祁韶直流與雅湖直流。

湘贛兩省外受電能力主要制約在祁韶直流、雅湖直流雙極閉鎖500 kV鄂湘、鄂贛聯(lián)絡線過載問題上。就湖南而言，祁韶直流雙極閉鎖故障，功率缺額大幅轉移至500 kV鄂湘聯(lián)絡線，轉移比約為60%，其余功率缺額將通過500 kV鄂贛聯(lián)絡線、1 000 kV長沙—南昌雙回線路傳送。

由于500 kV鄂湘聯(lián)絡線受電能力制約故障因三峽右一電廠開機方式不同而不同，針對三峽右一電廠全開滿發(fā)方式和三峽右一電廠開機3臺方式對祁韶直流與500 kV鄂湘聯(lián)絡線耦合關系進行計算分析，結果見表3。

表3 祁韶直流雙極閉鎖鄂湘聯(lián)絡線潮流轉移情況

表3中，三峽右一電廠兩種開機方式，500 kV鄂湘聯(lián)絡線分別受孱澧雙回N－2與孱澧N－1故障制約，其受電已接近極限。兩種不同故障約束的500 kV鄂湘聯(lián)絡線受電邊界，祁韶直流最大受電能力分別為3 860 MW、4 200 MW。

綜合兩種方式計算結論，祁韶直流與500 kV鄂湘聯(lián)絡線受電能力(不考慮穩(wěn)控動作切負荷)約為7 000 MW。

3 結語

1)1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運后，湖南電網在故障后的暫態(tài)過程中，江西電網通過特高壓交流通道提供大量無功支援，湖南電網暫態(tài)電壓穩(wěn)定問題大幅提升，湖南電網預留旋轉備用容量大幅減少。

2)1 000 kV長沙—南昌特高壓交流投運后，強化了湖南電網省間交流通道，湖南電網“強直弱交”問題大幅改善。由于500 kV鄂湘聯(lián)絡線相關性較強，因此在給定湖南電網交流通道受電能力的同時，需要對500 kV鄂湘聯(lián)絡線進行單獨預控。并且，500 kV鄂湘聯(lián)絡線三回線路分電比隨三峽右一電廠開機方式變化而變化，為提升控制策略的靈活性，需對500 kV孱澧雙回線路進行功率預控。

3)特高壓交流投運后，祁韶直流雙極閉鎖，轉移至鄂湘聯(lián)絡線的功率缺額由100%降低至60%，500 kV鄂湘聯(lián)絡線與祁韶直流的耦合特性減弱，祁韶直流與鄂湘聯(lián)絡線受電功率之和提升。