基于特高压骨干电网的500 kV省际联络线调整研究

2011-05-29毛雪雁孙黎滢

浙江电力 2011年2期

毛雪雁，孙黎滢

（浙江省电力公司，杭州 310007）

1978年以来，浙江经济保持了较高的发展速度，电力负荷同步快速增长。据预测，远景浙江省全社会最高负荷将达到10万MW以上。然而，浙江省地域面积小、一次能源缺乏，仅靠本省能源发电远远不够，需要有大容量的区外电力输入，以满足浙江省的电力需求。根据电网规划,“十二五”末需从省外受入的电力约为2万MW，除了通过500 kV输电线路外，通过特高压交、直流输电是较好的方式。

交流特高压电网在加强电网结构的同时，会带来系统短路电流增大、形成特高压与超高压的电磁环网、潮流不易控制等不利影响。因此，深入分析这些影响，对交流特高压骨干电网投产后的超高压电网进行适当的电磁解环研究，对于保证电网安全稳定运行具有重要意义。

1 特高压交流电网对超高压电网的影响

覆盖华中、华北、华东电网的“三华”特高压交流电网建成投产后，原来彼此独立的3个大型电网便联结在一起，形成了以特高压电网为骨干网架的超大规模交流同步电网。由此，送、受端之间的大容量输电任务可以从超高压电网转移到特高压电网，能更有效地利用整个电网中的各种发电资源，提高互联电网的可靠性和稳定性[1]。

但超大规模的交流联网在实现远距离、大容量输电的同时，也会带来一些问题[2]，主要是：短路电流水平升高；有可能发生联络线功率低频振荡；可能使某个系统中的故障传递到另一个系统，引起连锁反应等。

根据电网规划，浙江省将在“十二五”期间建设3座特高压交流变电站、4个特高压交流省际联络通道，同时还将有溪洛渡和宁东2个特高压直流落点。加上目前浙江电网与上海、江苏、安徽和福建电网相连的9回500 kV省际联络线，“十二五”末浙江省与省外电网的联络通道共有11个，各通道分布见图1。

图1 特高压骨干网建成后浙江电网省际联络线示意图

本文将以浙江电网2015年为计算水平年展开分析。在该水平年的峰荷典型潮流方式下，浙江电网各省际联络线的潮流分布如表1所示。

表1 2015年浙江电网省际断面潮流分布

在特高压骨干电网的支撑下，浙江电网的受电能力大大增强。仿真分析的结果表明，当失去任一特高压省际通道时，电力受入仍然能够得到保障。

对浙江电网而言，首先要解决的是短路电流过大问题，这是电网规划、设计、运行中必须重点研究与解决的主要问题之一。以浙北电网为例，由于处于华东电网的中心区域，结构紧密，500 kV上网的电源较多，因而电网短路电流水平很高，多个变电站因短路电流接近63 kA而不得不采取各种措施，新增变电站或电源的接入系统方案则总是受到短路电流的掣肘而困难重重。

特高压交流站的建设加剧了短路电流与输电能力的矛盾。对特高压浙北站几种不同出线方案的研究分析显示，特高压浙北站接入后，浙北500 kV电网的短路电流明显上升。特高压站500 kV出线达到6回后，与特高压站直接相连的500 kV变电站母线三相短路电流上升3.6～17.4 kA，不与特高压站直接相连的变电站如乔司变电站，短路电流上升10.7 kA；浙南的涌潮变电站短路电流上升4.5 kA，兰亭变电站短路电流上升2.8 kA。即使重新调整电网结构，全省仍有多个500 kV变电站的短路电流接近60 kA。

2 500 kV电网省际联络线调整方式研究

2.1 500 kV电网省际联络线作用分析

交流特高压电网建设初期，超高压电网仍需维持强联系，完成省际电力交换的输电任务，并提供事故情况下的紧急支援。但特高压骨干电网形成后，华东各省电网之间建立了交流特高压输电通道，事故情况下可以提供的紧急支援更为有力。同时，直流特高压输电系统建成后，承担了大容量功率的远距离传输任务，超高压电网的省际联络线地位将有所下降，因此可以考虑逐步与特高压电网解环运行，从而降低短路电流，为超高压电网的运行留出更大空间。

在浙江的几个省际超高压联络通道中，安徽、江苏方向的联络线功率通常为浙江受入，上海方向的联络线功率通常为浙江送出，福建方向的联络线功率有不确定性。随着特高压工程在上海及其周边电网的建设，上海电网对浙江500 kV联络线输电的依赖也明显降低。此外，由于江苏电网的短路电流水平过高，根据华东电网有关部门的运行方式安排，2010年正常方式下已将瓶窑—武南的双回500 kV线路开断一回，保持一回联络线运行。

因此，省际500 kV联络线逐步调整、解环，选择合适的运行方式，既有必要也有可能。

为控制浙北电网的短路电流水平并保持浙江电网有足够的受电能力，结合特高压骨干电网形成后浙江周边电网的发展情况，本文主要研究两种联络线调整方式，即：

方式一：开断全部省际500 kV联络线，浙江电网仅通过特高压联络线与华东、华中电网相连。

方式二：开断浙江—江苏、浙江—上海两个方向的500 kV联络线，浙江电网与华东500 kV电网部分分区。

2.2 联络线调整对短路电流的影响

对2015年省际联络线多种调整方式下短路电流变化情况的计算表明，开断江苏、上海方向的省际联络线可以使浙北电网的短路电流大幅度降低，在特高压浙北站4回线送出的方式下，浙北电网各500 kV变电站的三相短路电流可以下降1.0～14.5 kA，对短路电流水平踞高不下的瓶窑变电站来说效果尤其明显。除乔司变电站为55.6 kA以外，其他变电站的短路电流均为50 kA左右或更低。考虑特高压站有6回或8回线路送出的方案，开断两个方向的省际联络线对降低短路电流的好处是显而易见的，不同变电站的短路电流下降幅度在1.7～14.7 kA。

如果开断全部省际500 kV联络线，短路电流的控制效果更优，各种系统接线方案下，短路电流降低幅度达1.6～21.2 kA。

两种联络线调整方式对短路电流的影响结果见表2、表3。

2.3 联络线调整对电网潮流的影响

联络线调整前后，浙江电网与邻省电网之间的潮流方向并未发生变化，向上海、福建电网仍为送出，从其他电网仍为受入。考虑直流线路为定功率控制，联络线开断前后直流通道上的潮流无变化。

调整方式一的潮流计算结果表明，各特高压省际通道上的潮流均有不同程度的变化，其中浙江—福建通道的潮流增加了34%，达到3 350 MW；而输送潮流最大的浙北—安徽通道，只增加了4%，达到7 836 MW。所有特高压线路均未超过热稳定限额。

表2 开断全部省际联络线的短路电流下降值 kA

表3 开断两个方向省际联络线的短路电流下降值 kA

调整方式二的潮流计算结果表明，原来的浙江—江苏、浙江—上海两个通道上的潮流差额基本上都转移到特高压浙江—上海通道上，潮流增大约400 MW，其他通道上的潮流变化不大。没有热稳定问题。

2.4 联络线调整对电网稳定性的影响

2.4.1 特高压直流单极或双极闭锁的稳定性分析

省际500 kV联络线调整前，在宁东直流发生单极或双极闭锁、溪洛渡直流发生单极闭锁的故障方式下，系统能保持稳定运行；溪洛渡直流双极闭锁时，系统不稳定。如果在溪洛渡直流双极闭锁后0.2 s切除溪洛渡5台700 MW机组，系统能够保持稳定。若宁东直流和溪洛渡直流同时发生双极闭锁，需切除溪洛渡6台700 MW机组后，系统才能逐步恢复稳定。浙江省内任一特高压直流发生单极或双极闭锁，不会引起另一个直流闭锁。

浙江省内直流发生闭锁时需从省外输入更多的潮流，连接上海、福建的通道上输出潮流有所减小，从安徽、江西受入的潮流有所增大，有些工况下潮流会发生反向：当宁东直流发生单极或双极闭锁时，浙江—江苏线路上的潮流从输出转为受入；当两个直流同时发生双极闭锁时，浙江—上海特高压线路的潮流也由输出转为受入。此外，浙江省内直流发生闭锁时，还将影响浙江电网的受电能力。特别是两个直流系统同时发生闭锁时，潮流大量转移到特高压交流线路上，特高压的下送潮流将显著增大。

无论采取何种联络线调整方案，特高压直流闭锁都不会引起新的系统失稳问题（联络线调整前后，溪洛渡直流双极闭锁时均需送端切机）。

与联络线调整前相比，联络线调整后直流系统闭锁造成的线路潮流变化更大，特别是按照方式一调整联络线，两个直流系统同时双极闭锁时，浙江—安徽特高压通道潮流超过12 000 MW，主变压器超载倍数接近1.5。调整方式二的情况要好于方式一。

2.4.2 特高压交流通道（双回线）故障时的稳定性分析

调整方式一时，若浙江—安徽特高压通道双回线路故障，系统将失稳，其他通道故障时系统能保持稳定。

采用调整方式二时，特高压通道故障不会引起系统失稳。浙江—江西通道故障时，浙江—安徽通道的潮流最大，约为8 500 MW，但未超过热稳定限额。

2.4.3 特高压交流线路单一故障时的系统稳定性分析

特高压交流线路单回线故障时，对500 kV省际联络线调整前、后的浙江电网系统稳定性进行分析。考虑的故障方式为单回特高压线路发生三相接地短路故障后0.1 s切除故障线路。

仿真结果显示，省际联络线调整前后，特高压交流线路单一故障导致直流系统换相失败的可能性差别不大。无论采用哪种联络线调整方案，浙江电网任一特高压交流线路发生三相短路都会导致宁东直流和溪洛渡直流逆变站同时换相失败。故障切除后直流即可恢复，不会导致直流闭锁，系统保持稳定运行。

2.4.4 500 kV交流线路单一故障时的系统稳定性分析

全网扫描仿真结果表明，500 kV省际联络线调整前后，省内单回500 kV交流线路在发生三相短路后0.1 s内切除故障线路，系统均能保持稳定。

与联络线调整前相比，调整后500 kV交流线路单一故障引起直流系统换相失败的情况有所增加，但不会导致直流闭锁。