雁淮直流近区220 kV电网特性研究及规划建议

郭伟东，栗向鑫，卫鹏杰

（1.国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西 太原 030001；2.国网华北电力调控分中心，北京 100053；3.华北电力大学电气与电子工程学院，北京 102206）

0 引言

±800 kV晋北—江苏特高压直流（调度命名±800 kV雁淮直流，简称“雁淮直流”） 已投产，是华北电网第一条外送型特高压直流。雁淮特高压直流投产后，山西电网北部窝电问题大幅缓解，北电南送断面潮流降低，显著提高晋电外送能力。由于雁淮直流输送容量大，雁淮直流对华北电网主网及近区火电、新能源耦合特性复杂。雁淮特高压直流投产引起山西电网乃至华北电网潮流分布、功角稳定、频率稳定特性发生变化。

按照政府新能源发展规划，未来将大力发展可再生能源，大力提高可再能能源消费占比，山西电网可再生能源以风电、光伏新能源为主。为充分发挥雁淮直流输送能力，在直流近区规划配套新能源，通过山西与江苏电力市场交易协议，实现新能源电力外送。随着接入电网直流近区新能源容量快速增长，会产生以下问题：一是由于新能源整体规划与电网可送出能力不匹配，导致部分区域存在网络约束，运行中受设备能力限制需控制新能源出力；二是当雁淮直流发生换相失败、闭锁等严重故障，近区系统电压升高，可能导致直流近区新能源大面积脱网，引起电网等级事件，制约直流输送能力；三是随着政府核定雁淮直流配套新能源方案的确定，将有大量新能源在雁淮直流近区220 kV电网接入，势必会提出对接入间隔资源、通道外送能力的刚性需求[1-4]。

1 直流近区网源分析

1.1 直流近区网架结构

山西电网通过该直流线路与华东电网联络，与华北主网通过大房三回线、神保双、阳桂双、潞辛双4个外送通道、9条500 kV线路联络。220 kV系统分为大同、忻朔、中部、南部4片运行，如图1所示。500 kV雁门关换流站至明海湖三回线，明海湖至雁同双回线、明海湖至五寨双回线。明海湖站220 kV配套工程包括220 kV明海湖至右玉、明海湖至向阳堡、明海湖至水头、明海湖至卧龙洞风电场双回线，明海湖至白玉山风场一回线，共计九回线。

结合雁淮直流与山西电网电力电气联系，定义以下两个断面。雁淮直流一级断面由500 kV湖关三回线组成；二级断面由500 kV雁湖双+湖寨双+明海湖双变（2×1000 MW） 构成。

图1 直流近区电网结构示意图（现状）

1.2 直流近区电源结构

远期直流近区接入220 kV火电、风电、光伏容量超过3000 MW。其中火电厂包括京玉电厂、昱光电厂2座，共计1260 MW；新能源分为平鲁区域、右玉区域、向阳堡区域、水头区域4个区域，总容量超过2000 MW。目前还有可开发的风电、光伏资源，该区域的电源容量会进一步增加。

2 直流近区220 kV电网特性分析

2.1 静态安全分析

500 kV明海湖变电站配置2台1000 MVA主变压器，随着直流送电功率增加，明海湖双变上送潮流增加，造成设备重载。正常运行方式下发生N－1，需通过限制该区域新能源措施保证设备安全，引起弃风、弃光，造成新能源资源的浪费，同时给电网调度运行及设备安全带来很大安全压力。

220 kV明海湖—右玉双回线导线型号为LGJ-2×300，220 kV右玉变电站接入京玉火电厂及大量风电、光伏，220 kV翠微变电站接入昱光火电厂，且京玉、昱光电厂为供热机组，冬季新能源大发期间，造成220 kV明海湖—右玉双回线重载，冬季大风期不满足N－1，不满足电力外送需求[5-7]。

220 kV明海湖—卧龙洞双回线导线型号为2×JL3/G1A-400/35导线。卧龙洞风电场汇集包括卧龙洞、蒋家坪、大山台等风电场，将来规划容量超过1000 MW。全部风电场电力通过220 kV明海湖—卧龙洞双回线联合送出，当风电同时率高于80%，220 kV明海湖—卧龙洞双回线不满足N－1。考虑卧湖双位同塔双回架设线路，发生N－2，脱网容量超过500 MW，造成电网五级事件。

2.2 短路电流计算分析

考虑山西电网网架结构，外网东北电网、华中电网、华东电网以等值机接入。短路电流计算结果如表1、表2、表3所示。

表1 直流近区站点220 kV母线短路电流计算kA

表2 明海湖站220 kV母线单相短路分支电流

表3 明海湖站220 kV母线三相短路电流分支电流

分析表1、表2、表3可知，明海湖220 kV母线单相短路电流为45.619 kA，三相短路电流为41.061 kA。220 kV断路器额定遮断容量为50 kV。因此，单相短路电流安全裕度仅有8.8%，且单相短路电流大于三相短路电流，超过三相短路电流11.1%。建议在明海湖主变压器增加中性点小电抗，可显著降低单相短路电流，提高设备安全裕度。

相对更高的牌照价值，商业银行理财子公司的准入门槛也相应被抬高。根据《管理办法》，理财子公司的最低注册资本为10亿元人民币。同时，还要求股东入股资金为自有资金，不得以债务资金和委托资金等非自有资金入股，避免虚假注资、循环注资。此外，股东在银行理财子公司章程中承诺5年内不转让所持有的股权，不将所持有的股权进行质押或设立信托。

从表2、表3分支短路电流分析可知，明海湖220 kV短路电流分支短路电流中，500 kV侧占比在20%以上，其他220 kV分支短路电流占比10%以下，可以考虑在220 kV侧增加通道及布点[8-10]。

2.3 风电场高电压穿越分析

雁淮直流分别发生双极闭锁、连续2次换相失败、双极2次再启动等故障，暂态过程中，有功功率下降为50%或为零，滤波器及电容器无功补偿装置未切除，造成交流系统暂态电压升高。若暂态压升高于风电场耐受水平，可能造成风电场脱网。经校核对比，直流换相失败造成的暂态压升最高。

考虑直流输送大功率方式，风电同时率60%情况下，明海湖近区4个风场出力100%。计算直流发生换相失败对风电场母线电压影响。雁淮直流6000 MW，风电80%，连续3次换相失败，换流站近区风电机端风电暂态压升如表4所示。

表4 风电暂态压升 标幺值

为进一步校核严重方式，考虑长南线南送5800 MW、雁淮直流功率6000 MW方式下，对比雁淮直流分别发生双极闭锁、连续2次换相失败、双极2次再启动等故障，直流换相失败造成的暂态压升最高[11]。

随着直流近区风电场接入，雁淮直流换相失败造成近区风电场脱网容量增加。卧龙洞风电场汇集风电容量1097 MW，考虑70%同时率为767.9 MW，若该区域风电场全部脱网，超过规定容量500 MW，构成电网五级事件，因而会制约雁淮直流送电能力。

目前，直流配套电源相对滞后，直流输送功率较小。随着配套电源逐步投产，直流输送功率提升，因直流故障引起的风电场大面积脱网事故也会凸现，可能成为限制直流输送功率的一个重要因素。随着直流功率提升，风电场涉网设备的高穿问题日益突出，需按照相关技术标准及要求合理规划容量，脱网容量不超过不平衡量。

3 电网规划建议

b）明海湖扩建3号主变压器。在规划中，存在神泉电厂改接接入雁门关换流站及其他配套电源陆续投产，可提高直流近区有效短路比，增加送电能力。考虑扩建明海湖3号主变压器，有效提升二级断面潮流汇集能力。经校核，明海湖220 kV母线单相短路电流增加6.267 kA，三相短路电流增加4.1 kA。

c）增加明海湖主变压器中性点电抗。考虑在明海湖双变分别加装10 Ω小电抗，单相短路电流由45.619 kA降低至37.302 kA，显著提高了明海湖区域的安全裕度。

d）直流近区增加220 kV变电站布点。新建一个上送通道，解决220 kV明海湖—右玉双回线重载。措施a） 中，随着风电接入，出线三回线满载，考虑在该处增加布点。新建220 kV汇集站，新建220 kV汇集站至明海湖双回、至右玉单回。朔州西北部新投产风电可接入汇集站。经校核，明海湖220 kV母线单相短路电流增加1.637 kA，三相短路电流增加1.489 kA，均在合理范围。220 kV汇集站投产后，新增一个上送通道，湖右双基础潮流明显降低，发生N－1转移比减小，运行控制极限功率同比提高。有效增加近区系能源、火电的开机灵活性及电力汇集能力。

e）风电容量规划。为规避因发生卧龙洞至明海湖双回线N－2、直流故障造成风机脱网容量超过500 MW，造成电网五级事件。建议规划部门专题研究该区域风电最大并网容量。集中考虑，统一汇集，风电高穿容量1.3%，提高高电压耐受能力。

f）对最终目标网架短路电流进行计算分析。明海湖站扩建3号主变压器，同步在33台主变压器中性点加装小电抗，新建220 kV汇集站，明海湖220 kV母线单相短路电流为46.124 kA，三相短路电流为47.043 kA，均在50 kA以内目标网架如图2所示。

图2 直流近区电网结构示意图（目标网架）

4 结论

雁淮直流投产后，交直流电网存在复杂耦合特性，220 kV电网存在潮流、短路、电压问题。建议增加明海湖中性点电抗限制短路电流；规划新建明海湖3号主变压器、220 kV汇集站及送出通道，消除直流输送功率与220 kV电网开机耦合关系；合理规划明海湖区域风电容量，规避电网等级事件，降低对直流输送容量限制。

后续，还需研究双馈风机、直驱风机对直流近区暂态电压升高的敏感性，进一步指导直流近区风电场设备选型，做好网源协调工作。