基于电网发展过渡阶段特征的扩能方法

胡济洲，奚江惠

（1.国网湖北省电力公司，湖北 武汉 430077；2.国家电网公司华中分部，湖北 武汉 430077）

0 引言

华中-西南电网正处于特高压电网发展过渡阶段，相比于交流，特高压直流发展较快，造成交流电网在承受特高压直流故障冲击和潮流大范围转移方面能力不足；交流电网内部局部地区如省间、三峡近区、负荷中心电网输送能力不足与短路电流高的问题并存。运行电网面临的这些问题随着交流电网按规划目标实现升级和优化，基本都将逐渐解决，属于具有阶段性、临时性的过渡期问题。但由于在各种内外部因素影响下，过渡阶段相对较长。如何以较小的代价缓解过渡阶段交流电网能力不足带来的矛盾，成为一个现实意义很强的问题。华中-西南电网采取了多种扩能方法，这些方法未增加线路、变压器等主设备，而是立足挖掘现有电网输送潜力，从应用情况看取得良好成效，具有推广价值。

1 利用变压器过负荷能力提高变压器下网限额

华中电网各500 kV变压器下网能力主要取决于主变N-1后的热稳定问题。如果按变压器N-1，其余变压器负载不超过额定负载制定下网限额，显然会小于考虑变压器一定程度的过负荷所得到的限额。一般变压器都会具备一定的短时过负荷能力[1]，适当利用变压器短时过负荷能力可以提高变压器下网限额。

由于变压器过负荷运行时状态较为复杂，而500 kV变压器对电网安全稳定运行有较大影响，为确保设备安全和正常使用年限及电网安全，华中电网在利用变压器过负荷能力时相对保守，根据各变压器的短期、长期急救周期性负载规定，按变压器短时过负荷能力为1.3倍额定容量制定变压器下网限额，提高了变压器下网限额。这一做法既挖掘了既有变压器输送能力，也避免了因增加变压器带来的短路电流上升和投资的增加。

从规划电网看，利用变压器过负荷能力也极具经济性。若考虑4台500 kV变压器形成一个供区，按单台变电容量100×104kV·A测算，考虑供区内主变在“N-1”故障下，剩余主变可过载1.3倍。则根据“十三五”末湖北电网负荷水平，需4 985×104kV·A主变容量，相比规划容量6 064.8×104kV·A减少1 079.8×104kV·A，可减少投资约9.72亿元。

2 通过改变温度指标提高线路输电能力

通过提高线路长期允许载流量可提高线路输送能力，应用较多的是提高线路最高允许温度。导线最高允许温度从70℃提升至80℃和90℃，导线载流量分别提高约25%和45%[2-3]，经济效益可观。当然，采用该方法必须考虑导线经长期运行后的强度损失和联接金具的发热以及对弧垂的影响。

国内试验表明，钢芯铝绞线在80℃时导线强度不低于计算拉断力；日本试验显示，钢芯铝绞线在90℃时强度即使有所损失，也能满足工程的要求；前苏联、比利时和加拿大的试验表明，钢芯铝绞线的允许温度可以超过90℃。

表1 世界各国对钢芯铝绞线规定的允许温度Tab.1 Allowable temperature of steel reinforced by some countries

对导线配套金具，国内试验证明，导线温度80℃时，配套金具的温度不超过67℃，金具温度在80℃以下时，对导线的握力基本没有影响（仍在导线额定拉断力的95%以上）。

提高导线发热允许温度会引起线路弧垂增大，对地及交叉跨越物的距离减小，影响线路安全运行。目前运行的线路设计导线弧垂与标准铁轨、高速公路、一级公路交叉时，如交叉档距超过200 m时，导线的最大弧垂按允许温度70℃设计。导线与地面、建筑物、树木、铁路、道路、河流、管道、索道及各种架空线路的距离，根据最高气温(一般为40℃)或覆冰无风情况设计最大弧垂。试验表明：导线运行温度每升高10℃，弧垂增加约0.5 m。因此，当导线允许温度从70℃提高到80℃和90℃下运行时，对于普通交叉跨越，校核交叉处垂直距离，折算至40℃高温工况后的距离实际允许值比现有规程要求值大0.5～1.0 m，即可满足导线在80℃和90℃下运行；对于重要交叉跨越，校核交叉处垂直距离，折算到40℃高温工况后的距离实际允许值比现有规程要求值大2.0～2.5 m时，即可满足导线在80℃和90℃下运行。

在充分考虑并计算上述因素的影响后，陆续将省间断面、三峡近区及部分重要通道的线路，如500 kV葛岗线、磁永线、龙斗三回线、斗笠-樊城-卧龙-奚贤-白河线路及豫南白香线、湛白线等线路的最高允许温度从70℃提升至80℃。提高线路最高允许温度后，LGJ4×300、LGJ4×400线路输送能力提高约40×104kW、LGJ4×500线路输送能力提高约70×104kW，相应所在断面输送能力得到明显提高。

3 降低短路电流同时保证电网结构强度不降低

鄂东500 kV双环网的孝感、凤凰山、玉贤等多个变电站有额定短路电流为50 kA的开关，随着电网规模增长，短路电流已超过50 kA。已有更换为额定短路电流63 kA开关的规划，然而根据规划进度，过渡期较长，在较长时期内仍需要采取运行措施控制短路电流。运行中考虑过拉停500 kV线路或限制鄂东机组开机的措施，均可有效降低短路电流，但无法满足电网安全和输送能力的要求，主要原因是由于鄂东500 kV环网潮流已经长期重载，拉停线路必然降低输送能力；而限制机组开机则可能造成大负荷时地区供电能力不足，且使调控运行缺乏控制断面潮流的手段。运行中是结合各500 kV变电站具体配串，经短路电流计算和安全稳定校核，拉停500 kV边开关或中开关[4]，保证了电网结构强度不降低，从而保证了断面输送能力和机组运行方式的灵活性。

500 kV江陵变电站位于三峡外送通道，500 kV进出线密集，短路电流已超过63 kA。为限制江陵短路电流，在三峡开机较多时拉停500 kV江兴一回线。而三峡近区汇集大量水电，拉停江兴一回严重降低断面输送能力，且另一回潮流重载。而丰水期三峡电站调节能力差，不能通过限制三峡开机减轻潮流，只能限制以三峡为枢纽的鄂豫、鄂湘、渝鄂省间断面和其他电厂运行方式。经计算，采用团林-江陵双回线加装串联电抗器[5]的方法，可有效降低江陵站短路电流。该工程2016年4月完成，保证了当年丰水期江兴断面完整，输送能力提高100×104kW，直接提高了三峡近区汇集的大量水电的疏散能力，也解除了该断面对运行方式和省间互济的制约。

4 优化控制措施和策略提高特高压直流和交流主通道输送能力

根据运行统计数据，随着复奉、锦苏、宾金、天中特高压直流陆续投产，特高压直流各种故障，如特高压直流再启动、直流连续换相失败等都可能对交流电网带来较大冲击，使主通道潮流、电压发生大幅波动，威胁电网安全。为保证电网安全，往往需要限制特高压直流输送功率，或限制交流电网薄弱主通道输送功率，无疑降低了电网运行效率，“强直弱交”的电网结构是产生这一问题的根本原因。在电网发展过渡阶段，华中-西南电网通过调整或优化控制策略和措施的方法提高特高压直流和交流电网主通道的输送能力。

4.1 建设交直流协控系统，提高跨区通道输送能力

华中-华北电网经特高压交流长南线单线联网，特高压直流故障带来的功率不平衡会造成长南线功率大幅波动。若长南线功率波动幅度过大超过其静稳极限，可能造成长南线解列进而引发华中-西南电网联锁故障的风险，需要限制直流、长南线同时向华中送电总功率。配置了德宝直流（送华中-西南电网时）、天中特高压直流闭锁调制三峡、西南送出型直流的交直流协控系统[6-7]，分别提高德宝直流和长南线、天中直流和长南线的综合输电能力200×104kW。

4.2 减小特高压直流换相失败过程对交流电网冲击，提高特高压直流输送能力

特高压直流连续多次换相失败将使送端电网出现连续多个功率大幅波动过程，对送端电网造成连续冲击。图1是西南复奉、锦苏和宾金三大特高压直流发生同时连续2次换相失败故障，华中-华北1 000 kV交流联络线长南线的功率波动曲线和华中-华北机组功角曲线。从仿真曲线可看出，在故障冲击下，华中、华北电网解列。针对这一故障形式，需要研究减小特高压直流连续换相失败对送端交流电网的冲击的方法，避免限制特高压直流输送能力。

图1 西南三大特高压直流同时连续2次换相失败，长南线功率及华中-华北机组功角曲线Fig.1δ-t curve between North China and Central China and P-t curve of Changnan line during the simultaneous multi-UHVDC commutation failure

根据仿真结论，在受端、送端电网共同采取措施。对于受端电网，由于受端华东500 kV线路发生单相永久故障，重合闸重合于永久故障再跳开会形成直流换相失败带来的交流电网2次功率波动过程。这2次过程间隔时间越短，对于送端电网的暂态能量冲击累积效应越明显。在国调中心统一组织下，华东电网延长了部分500 kV线路单相重合闸整定时间，加长2次功率波动过程间隔时间，减小能量冲击累积效应。在送端电网中，则装设多回特高压直流同时换相失败切机装置，若发生多个特高压同时2次换相失败，则切除送端3～4台机组以减小暂态冲击过程的加速能量。通过送、受端共同采取措施的方法[8]，避免特高压直流输送能力受限。

此外，由于特高压直流连续换相失败对交流电网形成连续的冲击，在直流发生连续换相失败故障时需及时闭锁直流，中断对交流电网的持续冲击。仿真计算表明，特高压锦苏直流连续4次换相失败将造成长南线、渝鄂断面解列，为保持系统稳定需降低川渝、渝鄂断面送出能力20×104kW甚至更多。根据仿真结论，设置特高压直流连续换相失败直流控保策略为：复奉直流输送功率400×104kW及以上，当连续换相失败第4次时，闭锁直流并切机；锦苏、宾金直流输送功率400×104kW及以上，当连续换相失败第3次时，闭锁直流并切机。按此策略，西南三大特高压直流可满功率输送，且川渝、渝鄂断面输送能力也不必降低。

4.3 减小特高压直流再启动过程对交流电网冲击，提高特高压直流输送能力

由于特高压直流线路地理跨度大，发生瞬时故障的可能性比超高压直流大，同时特高压复奉、锦苏和宾金直流送端位于西南-华中-华北长链式结构末端，特高压直流输送功率远大于超高压直流，其再启动过程中巨大的不平衡功率将对送端电网造成严重冲击，需要制定适应特高压直流的再启动策略，而不是简单照搬三峡送出超高压直流的再启动策略。

三峡送出超高压直流的再启动策略为：直流故障后两次原压再启动、一次降压再启动，若不成功则转闭锁进入直流闭锁送端切机策略执行过程。根据仿真计算，该策略下华中-西南电网存在不能承受特高压直流再启动过程中的功率冲击而失稳的可能，需限制特高压直流输送功率不超过200×104kW才可保持送端交流电网稳定运行。因此需要制定针对性的特高压直流故障再启动策略以提高特高压直流输送能力。实践中是采取根据特高压直流不同输送功率实施不同再启动策略的方法，有效保证了特高压直流输送能力。具体策略为：当特高压直流功率小于200×104kW，原压再启动2次，降压再启动1次，不成功则闭锁直流；当特高压直流功率在200×104～400×104kW 范围内，则原压再启动2次，降压70%再启动1次，同时闭锁另一极再启动功能；当特高压直流功率大于400×104kW，则原压再启动2次，同时闭锁另一极的再启动功能。

5 结语

电网发展过渡期中，输送能力不足的问题往往具有阶段性、临时性的过渡阶段特征，以较小的代价缓解运行矛盾意味着要对运行电网输送能力尽量挖潜。华中电网采用了利用变压器过负荷能力提高变压器下网限额、提高线路最高运行温度提高线路输送能力、治理短路电流超限同时不降低结构强度从而保证输送能力和安全稳定水平，优化特高压直流控制策略等多种方法对现有电网充分挖潜，提高了重要断面输送能力，保证跨区通道输送能力，取得良好效果。这些方法虽然是在华中电网应用，但具有普遍意义和推广价值。

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