汪惟源，竇飛，蔡暉，程錦閩，祁萬春，劉柏良，付俊波

（1.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司，南京 210008；2.國網(wǎng)江蘇省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，南京 210008；3.南京南瑞繼保電氣有限公司，南京 211102）

0 引言

作為國家確定的唯一一個海上千萬千瓦級風(fēng)電基地，江蘇正持續(xù)加快推進(jìn)以海上風(fēng)電為發(fā)展特色的能源變革[1-2]。截至2019年底，江蘇海上風(fēng)電裝機規(guī)模已超過4 230 MW，提前完成《風(fēng)電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》3 000 MW的目標(biāo)。江蘇省發(fā)改委陸續(xù)于2018年核準(zhǔn)海上風(fēng)電項目7 500 MW，2019年核準(zhǔn)海上風(fēng)電8 640 MW[3-5]。

受海岸線的限制，江蘇海上風(fēng)電分布在蘇北，而負(fù)荷中心分布在江南。部分海上風(fēng)電集中接入地區(qū)風(fēng)電總裝機已超過最大負(fù)荷，裝機滲透率達(dá)119%～308%，大量電力需外送，地區(qū)220 kV外送通道輸電能力已基本用盡，需要通過更高電壓等級電網(wǎng)向更遠(yuǎn)的負(fù)荷中心進(jìn)行送電[6-8]。

目前，江蘇電網(wǎng)共有4個500 kV北電南送通道共8回500 kV線路。“十四五”中前期還將規(guī)劃投運2條過江通道共4回500 kV線路，江蘇北電南送能力得到提升，基本能夠滿足已確定的新能源近40 000 MW裝機的消納需求，但已幾無裕度，這限制了蘇北新能源的進(jìn)一步開發(fā)[9-10]。“十四五”期間，由于蘇北大規(guī)模新能源接入電網(wǎng)，江蘇電網(wǎng)整體呈現(xiàn)“北電南送”趨勢。屆時，冬季高峰風(fēng)電光伏等新能源大發(fā)時，“北電南送”形勢尤為嚴(yán)峻，部分過江通道潮流尤重，且均有N-1及N-2潮流過載等問題[11-13]。

為解決北電南送斷面的輸電瓶頸，本文提出了新增交流輸電通道方案，由于江蘇過江點資源有限，新增過江通道將十分困難且代價巨大，工程實施困難[14]。

柔性輸電技術(shù)是增強輸配電系統(tǒng)可控性和靈活性、提高運行穩(wěn)定性、經(jīng)濟性的新手段，可以充分挖掘現(xiàn)有交流電網(wǎng)的潛力，避免新增輸電通道和發(fā)電設(shè)備，為解決上述問題提供新的思路[15-17]。本文提出了應(yīng)用線間潮流控制器（IPFC）方案，通過平衡通道間的潮流分布，達(dá)到提升現(xiàn)有輸電通道的能力；提出了應(yīng)用多端柔性直流輸電方案，直接將鹽城、南通富余的風(fēng)電通過多端柔性直流網(wǎng)絡(luò)輸送到蘇州等負(fù)荷中心，實現(xiàn)了潮流功率的靈活控制[18-19]。同時柔性交流/直流裝置可提供動態(tài)無功支撐，進(jìn)一步改善了系統(tǒng)的穩(wěn)定水平[20]。

本文從提升供電能力、降低短路電流、經(jīng)濟性等角度，對3個方案提升跨江輸電通道的輸電能力進(jìn)行總結(jié)。

1 “十四五”過江通道潮流瓶頸分析

2025年江蘇將有6個500 kV北電南送通道分別為晉北～三汊灣四線、南京特～秋藤雙線、江都～大港雙線、泰興～斗山雙線、鳳城（大泗）～梅里雙線。實際電網(wǎng)中因電氣距離、電源負(fù)荷分布等因素，會引起通道潮流分布不均，因此為研究斷面整體能力，需進(jìn)行潮流分析，江蘇北電南送斷面圖見圖1。

圖1 江蘇北電南送斷面示意圖Fig.1 Sectional schematic diagram of power transmission from north to south in Jiangsu Province

考慮準(zhǔn)東和錫盟直流后，增加了特高壓上電源接入容量，冬季泰州～蘇州1 000 kV線路初始潮流已達(dá)到較高水平，同時由于江蘇電網(wǎng)1 000 kV和500 kV過江通道電氣距離差異較大，因此在冬季新能源大發(fā)方式下，蘇北500 kV盈余電力通過特高壓轉(zhuǎn)移能力有限，大部分通過500 kV電網(wǎng)送至蘇南受電地區(qū)。潮流計算結(jié)果見表1。

表1 2025年潮流計算結(jié)論Table 1 Results of power flow calculation in 2025 MW

2025年冬季新能源大發(fā)方式下，采用全省煤電等備用開機，500 kV北電南送通道出現(xiàn)過載；冬季高峰新能源大發(fā)方式下泰興～斗山N-1后潮流為4 080 MW、江都～大港N-1后潮流3 660 MW，超過穩(wěn)定限額；可通過將蘇北/蘇中開機煤電出力壓至50%，緩解過江通道潮流輸送壓力，滿足N-1校核，2025年北電南送通道輸電能力平衡見表2。

表2 2025年北電南送通道輸電能力平衡Table 2 Power transmission capacity balance for north-to-south transmission channels in 2025 MW

由表2可以看出，若考慮將蘇北/蘇中開機煤電出力壓至50%，可有效緩解過江通道潮流輸送壓力，輸電能力可滿足要求，但該方式對運行調(diào)度靈活性會提出較高要求；在全省煤電等備用開機方式下，利用現(xiàn)有的交流特高壓和500 kV通道將蘇北的電力送到蘇南時，在利用現(xiàn)有通道最大的輸電能力時，仍然有2 320 MW的供電缺口。

僅靠原有的交流通道難以將全部的風(fēng)電送到蘇南電網(wǎng)消納，因此考慮建設(shè)新的輸電通道，或加強現(xiàn)有500 kV通道輸送能力。

2 “十四五”過江通道輸電能力加強方案

結(jié)合蘇北地區(qū)新能源規(guī)劃、負(fù)荷發(fā)展預(yù)期以及北電南送通道輸電能力平衡表計算結(jié)果，初步考慮以下3種方案將海上風(fēng)電送出到蘇南電網(wǎng)。

2.1 增加500 kV交流過江通道送出方案

海上風(fēng)電匯集到500 kV電網(wǎng)后，如果利用原有的交流輸電通道，則不能滿足風(fēng)電大發(fā)時功率滿送，因此考慮新建設(shè)新的交流輸電通道，考慮在500 kV如東站建設(shè)雙回輸電線路、經(jīng)過特高壓GIL（gas insulated line，氣體絕緣線路）預(yù)留的管廊后，接入蘇南電網(wǎng)500 kV昭文站。該輸電通道需要經(jīng)過架空線路和電纜混合輸送，線路熱穩(wěn)限額受限于過江電纜的限制，目前500 kV交流電纜最大界面為2 500 mm2，額定電流大約2 200 A，按照0.9功率因素，單回線的熱穩(wěn)極限為1 710 MW。雙回線熱穩(wěn)極限3 420 MW。特高壓泰州-蘇州站GIL過江管廊見圖2。

圖2 特高壓泰州-蘇州站GIL過江管廊Fig.2 GIL channel of Taizhou-Suzhou UHV GIL Substation crossing the Yangtze river

2.2 線間潮流控制器方案

在蘇北大規(guī)模投運后，過江通道泰興～斗山、鳳城～梅里通道潮流重載。大規(guī)模海上風(fēng)電投運后將進(jìn)一步加重該斷面的潮流，而其他通道尚有一定裕度，引出考慮采用線間潮流控制器技術(shù)，均衡過江通道的潮流，進(jìn)一步提高斷面的輸送能力。

為減少控制難度，采用5端電壓源換流器的含并聯(lián)側(cè)IPFC拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，見圖3。一方面采用并聯(lián)側(cè)進(jìn)行直流側(cè)穩(wěn)壓，完全解放串聯(lián)側(cè)換流器，從而實現(xiàn)主輔控線路潮流的完全可控，另一方面，由于并聯(lián)側(cè)的存在可以直接對并聯(lián)側(cè)所在節(jié)點進(jìn)行無功補償，穩(wěn)定節(jié)點電壓。

圖3 IPFC（有并聯(lián)測）拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)示意圖Fig.3 Schematic diagram of IPFC（with parallel side）topology

2.3 海上風(fēng)電多端柔直送出方案

大規(guī)模的新能源如果通過交流通道送出到蘇南電網(wǎng)，勢必會擠占交流通道的資源，使得交流輸電通道的潮流更重，原有交流通道的開機方式和規(guī)模將會進(jìn)一步受到擠壓，運行方式安排困難，因此考慮通過柔性直流輸電技術(shù)，將電源點的功率通過新建的直流輸電通道直接送到負(fù)荷中心消納。采用該方案將不會給原有的交流輸電通道增加壓力，同時負(fù)荷中心有了新的饋入直流，對交流通道的依賴程度還有一定的減小，有利于電網(wǎng)運行方式的靈活安排。通過柔直直接送到蘇州地區(qū)的負(fù)荷中心，隨著未來負(fù)荷增長，有較大的電力受進(jìn)需求。因此，新增通道送端宜落點在蘇北沿海地區(qū)，受端宜落點在蘇南蘇州地區(qū)，可同時提升蘇北新能源送出能力和蘇南負(fù)荷中心受電能力。

在南通建立柔直換流站，柔直換流站的設(shè)計容量為6 000 MW，受端負(fù)荷中有蘇柔直51和蘇柔直52兩個柔直換流站，其中蘇柔直51接入500 kV石牌站常熟電廠，蘇柔直52接入升壓的500 kV昭文變電站，見圖4。

圖4 柔直海上風(fēng)電送出方案拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)示意圖Fig.4 Topological schematic diagram of offshore wind power delivery scheme

在海上風(fēng)電沒有達(dá)到終期規(guī)模時，到2025年安排兩個柔直受端均受入功率1 500 MW。該柔直工程的建設(shè)需要新建直流通道過江，結(jié)合新能源、負(fù)荷增長情況適時建設(shè)1～2回直流通道（特高壓GIL過江管廊中已預(yù)留），單回直流容量按3 000 MW考慮，可有效提升北電南送通道的適應(yīng)性。

3 加強方案的技術(shù)比較

3.1 對北電南送過江通道的輸電能力的影響

方案1：新建如東-昭文雙回線北電南送通道后，該通道反而成為限制北電南送輸電能力的瓶頸，該通道于風(fēng)電基地聯(lián)系緊密，導(dǎo)致風(fēng)電大發(fā)時該通道的潮流較重，而需要交流電纜通過GIL管廊使得其額定電流相比架空線路大幅下降。采用增加串抗（配合限制風(fēng)電出力）和移相器的方案，在風(fēng)電大發(fā)時仍然存在N-1后另一回線路過載的問題，見表3。

表3 新建交流通道后的過江通道潮流Table 3 Across Yangtze River power flow calculation with the construction of the new AC channel MW

方案2：IPFC的容量配置考慮在泰興-斗山雙回線配置串流換流閥容量300 MVA，在大泗-江陰通道雙回線配置串聯(lián)換流閥容量120 MVA，共用并聯(lián)側(cè)容量120 MVA。IPFC換流閥的容量僅960 MVA，即可將北電南送通道輸送極限提高3 700 MW以上。單位IPFC提升通道輸送能力可達(dá)到3.9，杠杠效益明顯，見表4。

表4 IPFC容量及效果計算Table 4 Capacity and effect calculation of IPFC MW

方案3：采用方案3構(gòu)建多端柔直的輸送方案，可以利用柔性直流輸電系統(tǒng)的靈活控制的特性，在出現(xiàn)嚴(yán)重故障后調(diào)節(jié)北電南送的功率，起到對江蘇電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的優(yōu)化作用，這就需要柔直在正常運行時保留一部分功率，實時緊急狀態(tài)下可以調(diào)節(jié)電網(wǎng)潮流的作用。

采用該方案對過提高江斷面輸電能力的影響可以認(rèn)為與直流建設(shè)的容量相關(guān)，即柔直設(shè)計的額定輸送容量為3 000 MW，則相應(yīng)提高斷面輸送能力為3 000 MW。

3.2 對系統(tǒng)短路電流影響

方案1：該交流通道的建成進(jìn)一步增加了短路電流，導(dǎo)致昭文變的短路電流存在超標(biāo)的風(fēng)險，短路電流的控制將會導(dǎo)致運行方式的安排進(jìn)一步受限。

方案2：在短路期間，IPFC對短路電流的影響主要是串入變壓器的漏抗。而根據(jù)工程經(jīng)驗，對于500 kV的IPFC，所用的串聯(lián)變壓器漏抗折算后等同于安裝線路上增加阻抗約為2～3Ω，對系統(tǒng)短路電流有一定的抑制效果，但效果有限。

方案3：采用多端柔直的輸送方法對交流電網(wǎng)短路電流的的影響較小，在增加電網(wǎng)潮流輸送靈活性的同時又不增加短路電流。

3.3 經(jīng)濟性比較

方案1：該方案在提升過江斷面輸電能力及短路電流控制方面存在技術(shù)性缺陷，建議不予采用。

方案2：采用該方案，IPFC的容量按照計算結(jié)果，5個換流器的容量為960 MW，所需的總成本約12億元。合計估算總投資為13.87億元。

方案3：如果采用GIL過江通道的方案，新建2回500 kV GIL柔直過江線路。直流線路按照±500 kV的直流電壓等級，大約線路造價為11億元。

本期新建南通東南部柔直換流站1座，容量為3 000 MW；新建常熟柔直換流站2座，容量為3 000 MW；柔直換流站的總?cè)萘繛? 000 MW，柔直換流站的總造價為24億元，合計總投資約40億元。

4 結(jié)語

本文研究了采用不同輸電技術(shù)解決江蘇大規(guī)模海上風(fēng)電匯集送出和廣泛消納問題，對比了3種輸電方案在北電南送輸電通道間的潮流優(yōu)化應(yīng)用，得到以下基本結(jié)論：

1）采用新建500 kV如東—昭文交流通道的方案將會導(dǎo)致該新建通道的潮流加重，成為限制北電南送輸電能力新的瓶頸，該方案的可行性不足。

2）采用線間潮流控制器（IPFC）技術(shù)方案，通過對大泗-梅里雙線、泰興-江陰雙線兩個通道的協(xié)調(diào)控制，可以滿足近期2025年風(fēng)電大發(fā)期間東部通道重載時的N-1問題。隨著風(fēng)電的進(jìn)一步增加，風(fēng)電消納仍然存在問題，可以考慮近期通過IPFC技術(shù)方案充分利用5個已有的交流通道輸電能力；遠(yuǎn)期隨著風(fēng)電并網(wǎng)容量進(jìn)一步增加，將部分風(fēng)電集群打捆后通過采用多端柔直的輸送方案解決北電南送輸電通道能力不足的問題。

3）采用海上風(fēng)電基地多端柔直送出方案，可以利用柔直的靈活輸電的特性，滿足海上風(fēng)電的送出，同時直流電纜的輸送功率大于交流電纜，理論上可輸送的風(fēng)電功率更大。多端柔直加強了江蘇電網(wǎng)的網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，同時不增加系統(tǒng)短路電流，在交流系統(tǒng)嚴(yán)重故障下，柔直還可發(fā)揮其功率快速調(diào)節(jié)的特性，降低過載和電網(wǎng)失穩(wěn)的風(fēng)險。

志謝

本文的研究受到國網(wǎng)江蘇省電力有限公司前期咨詢項目的支持，特此感謝！