±800 kV雁淮特高压直流输电能力分析研究

张 颖，郝 捷，何彩红

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原 030001；2.国网朔州供电公司，山西朔州 036002）

0 引言

截至2018年底，全省总装机达到69 000 MW，负荷只有3 000 MW，电力大量盈余。因此，全面建设特高压电网成为拓宽晋电外送通道的必由之路，也是山西省输煤输电并举战略的具体实践。当前，山西电网通过1 000 kV长治—南阳特高压交流向华中送电，通过北岳、洪善交流特高压汇集电力向京津唐地区输送，通过±800 kV雁淮特高压直流向华中电网送电，已形成“三交一直”特高压混联送端电网。特高压输电具有大容量、远距离、低损耗的优势，将加快实现山西电网“煤从空中走，电送全中国”的目标，实现山西省资源能源优势向经济优势转变[1-2]。

1 直流工程

±800 kV雁淮特高压直流工程北起山西雁门关换流站，南至江苏淮安换流站，于2017年6月底投运，额定输送功率为8 000 MW，额定电压±800 kV，输电距离1 095 km[3-4]。2018年，雁淮直流的送电能力最大只有4 700 MW，实际输送能力达不到8 000 MW。

2019年初，为提高直流送电能力，神泉电厂通过500 kV线路改接入特高压雁门关换流站，共计汇入电源1 200 MW。雁淮直流外送潮流通过500kV神泉电厂、500 kV雁同—明海湖双回线、500 kV五寨—明海湖双回线、500 kV明海湖站1号、4号主变4个通道汇集。此时网架结构图如图1所示。

图1 雁淮直流2019年近区网架结构图

雁淮直流一级汇集断面由500 kV雁门关—明海湖三回线构成，二级汇集断面由500 kV雁同—明海湖双回线+500 kV五寨—明海湖双回线+明海湖500 kV 1号、4号主变构成。2020年，雁淮直流近区新建明海湖—雁门关第四回线路以及明海湖—五寨第三回线路。一级汇集断面由500 kV雁门关—明海湖四回线构成，二级汇集断面由500 kV雁同—明海湖双回线+500 kV五寨—明海湖三回线+500 kV新荣—明海湖双回线+明海湖500 kV主变构成。

2 制约直流送电能力的因素分析

雁淮特高压直流输电能力主要受直流近区配套电源、明海湖近区风电出力、京玉电厂开机方式、明海湖—雁门关N-1、明海湖主变N-1、右湖双N-1热稳等因素制约。主要从以下几个因素来分析雁门关直流的输电能力。

2.1 热稳约束

考虑雁淮直流近区机组均匀开机方式、神泉电厂机组全开，风电同时率40%，直流最大可速降功率为1 800 MW。雁淮直流一级汇集断面500 kV雁门关—明海湖三回线的单回25℃热稳极限为3 200 MW；二级汇集断面中500 kV雁同—明海湖双回线和500 kV五寨—明海湖双回线的单回25℃热稳极限为2 300 MW。受雁门关—明海湖3回线路N-1故障后剩余2回热稳限制，雁淮直流最大输送功率6 200 MW。

2020年，雁淮直流送端一级断面增加雁门关—明海湖第四回线，二级断面增加五寨—明海湖第三回线，直流近区网架进一步得到加强，雁淮直流不再受热稳制约，最大送电能力可达8 000 MW。

2.2 换流站母线低电压约束

雁淮直流近区500 kV交流线路发生N-2故障，500 kV主网对换流站母线电压支撑变弱，若雁同—明海湖和五寨—明海湖断面潮流较重（一般对应雁淮直流高功率运行方式），雁门关换流站母线电压可能长期低于0.9p.u.无法恢复。针对低电压问题，影响雁淮直流送电能力的主要因素为：换流站与主网无功功率交换量、换流站近区220 kV线路检修及换流站近区机组开机数量[6]。

2.2.1 限制雁淮直流送电能力的制约故障分析

分析雁淮直流近区不同500 kV交流线路N-2故障时雁淮直流的最大输电能力，从而确定限制雁淮直流送电能力的制约故障。

a） 500 kV雁同—明海湖双N-2故障（雁同侧）。考虑雁同近区机组全开；五寨近区除神泉、河曲电厂，其余电厂机组全关；明海湖近区220 kV电网的火电机组全停。在此方式下，发生雁同—明海湖双N-2故障后主网对换流母线电压支撑较弱。将换流站母线电压的初始值设置为510 kV，为保证雁同—明海湖双N-2故障后换流站母线电压不低于0.9p.u.，雁淮直流的最大输电能力为6 700 MW。

b)500 kV五寨—明海湖双N-2故障。考虑五寨近区机组全开；雁同近区机组全关；明海湖近区220 kV电网的火电机组全停。在此方式下，发生五寨—明海湖双N-2故障后主网对换流母线电压支撑较弱。将换流站母线电压的初始值设置为510 kV，为保证五寨—明海湖双N-2故障后换流站母线电压不低于0.9p.u.，雁淮直流的最大输电能力为6 900 MW。

c)500 kV雁门关—明海湖三回N-2故障。雁同、五寨近区均匀开机；明海湖近区220 kV电网的火电机组全停。将换流站母线电压的初始值设置为510 kV，为保证雁门关—明海湖三回N-2故障后换流站母线电压不低于0.9p.u.，雁淮直流的最大输电能力为8 000 MW。

综上所述，在恶劣开机方式下，雁同—明海湖双N-2为限制雁淮直流送电能力的制约故障。

2.2.2 交直流无功交换及机组对雁淮直流送电能力的灵敏度分析

考虑雁淮直流交直流系统不同无功功率交换情况，在近区开机方式相同的情况下，分析受雁同—明海湖双N-2故障换流母线低电压约束的雁淮直流最大送电能力。直流系统与交流系统交换无功功率±300 kvar之内均为合理范围，在分析雁淮直流送电能力时，需考虑无功功率交换最恶劣情况，即雁门关换流站交流系统向直流系统送300 kvar无功功率（见图2）。

将换流站母线电压的初始值设置为510 kV，考虑500 kV神泉、河曲全停；雁同近区机组全开；五寨近区机组500 kV朔南、神二3号、4号全停，220 kV京玉、平朔、楼子营、神东全停，在雁淮直流交直流系统无功交换功率为0 kvar情况下，雁淮直流最大送电能力为4 300 MW；在交流系统送直流系统无功功率300 kvar（系统送换流站时方向为正）情况下，雁淮直流最大送电能力为4 100 MW。

2.2.3 近区220 kV线路检修对雁淮直流送电能力的影响

分析换流站近区220 kV线路湖玉双、湖向双检修对雁淮直流送电能力的影响。在近区开机方式相同的情况下，考虑500 kV神泉、河曲全停；雁同近区机组500 kV塔山开3台，恒北、阳高全开，220 kV同煤、云峰、云冈、大能全开；五寨近区机组500 kV朔南、神二3号、4号全停；220 kV京玉、平朔、楼子营、神东全停。雁门关换流站交流系统向直流系统送300 kvar无功功率，分析受雁同—明海湖双N-2故障换流母线低电压约束，雁淮直流的送电能力（见图2）。

从表1可以看出，在换流站近区220 kV线路湖向双检修方式下，雁淮直流送电能力功率最小。

图2 雁淮直流近区湖玉、湖向接续图

表1 近区220 kV线路检修方式雁淮直流送电能力

2.2.4 不同开机方式下，雁淮直流送电能力分析

考虑考虑雁同近区机组全开、五寨近区除神泉和河曲电厂，其余电厂机组全关、明海湖近区220 kV电网的火电机组全停、雁门关换流站交流系统向直流系统送300 kvar无功功率、湖向双检修方式下，针对神泉、河曲电厂不同开机方式，分析雁同—明海湖双N-2，雁淮直流送电能力，见表2。

表2 神泉、河曲电厂不同开机方式下雁淮直流送电能力

受制于近区线路交流故障雁门关换流站母线低电压问题约束，在神泉、河曲电厂都不开机时，雁淮直流输电能力为3 900 MW；随着神泉、河曲电厂开机数量的增加，雁淮直流最大输电能力为6 700 MW。从表2可以看出，山西电网雁门关换流站近区500 kV神泉电厂开机1台，可替换河曲电厂4台。进一步研究500 kV明海湖站近区220 kV电厂对直流送电能力的敏感性分析，计算可知京玉电厂开1机，直流送电能力可增加100 MW，朔南电厂、神二电厂、楼子营电厂、神泉电厂、平朔电厂开机每增加1台，直流送电能力可增加50 MW。

3 不同运行方式下直流送电能力分析

3.1 正常方式

综合各方面因素，神泉电厂改接后，雁淮直流送电能力受热稳和低电压问题共同约束。在神泉、河曲电厂开机数量较少时，雁淮直流送电能力受制于雁同—明海湖双N-2故障后换流母线低电压约束，随着神泉、河曲电厂开机数量的增加，电压支撑能力变强，雁淮直流最大送电能力由低电压约束转变为雁门关—明海湖三回线N-2剩余一回线过热稳约束。因此，当神泉、河曲电厂需满足一定的开机要求时，雁淮直流的最大送电能力可提升至6 200 MW。2020年，由于雁淮直流送端一级断面增加雁门关—明海湖第四回线，二级断面增加五寨—明海湖第三回线，直流近区网架进一步得到加强，雁淮直流不再受热稳制约，最大送电能力可达8 000 MW。

3.2 N-1检修方式

N-1检修方式雁淮直流送电能力主要分为500 kV雁门关—明海湖一回线检修方式、500 kV雁同—明海湖一回线检修方式、500 kV五寨—明海湖一回线检修方式、明海湖1条500 kV母线检修方式及明海湖1台500 kV主变检修方式，并对各检修方式下具体限额进行交直流故障后系统暂态稳定分析。

3.2.1 雁门关—明海湖一回线检修方式

500 kV雁门关—明海湖一回线检修方式，受制于雁门关—明海湖一回线发生N-1，另一回线达到其允许载流能力，雁淮直流计算限额为3 200 MW；若神泉开1机，雁淮直流计算限额为3 800 MW；神泉开2机，雁淮直流计算限额为4 400 MW；交直流故障后系统暂态稳定。

图3 湖关一回线检修方式下雁淮直流近区潮流图（MW）

3.2.2 500 kV雁同—明海湖一回线检修方式

500 kV雁同—明海湖一回线检修方式，雁淮直流的二级断面为500 kV五寨—明海湖双线和500 kV雁同—明海湖单线。受制于五寨—明海湖双回线发生N-2，雁同—明海湖另一回线达到允许载流能力的限制2 300 MW，雁淮直流计算限额3 400 MW；若神泉开1机，雁淮直流计算限额为4 000 MW；神泉开2机，雁淮直流计算限额为4 600 MW；交直流故障后系统暂态稳定。

3.2.3 500 kV五寨—明海湖一回线检修方式

500 kV五寨—明海湖一回线检修方式，雁淮直流的二级断面为500 kV雁同—明海湖双线和500 kV五寨—明海湖单线。受制于雁同—明海湖双回线发生N-2，雁门关换流站母线低电压问题，雁淮直流计算限额为2 800 MW；若神泉开1机，雁淮直流计算限额为4 000 MW；神泉开2机，雁淮直流计算限额为4 800 MW；交直流故障后系统暂态稳定。

图5 湖寨一回线检修方式下雁淮直流近区潮流图（MW）

3.2.4 明海湖1条500 kV母线检修方式

500 kV明海湖1条母线检修方式，发生另一条500 kV母线跳闸，雁同—明海湖一线与五寨—明海湖二线相连。雁同—明海湖二线带明海湖1号主变，雁门关—明海湖一线带明海湖4号主变，受制于明海湖4号主变热稳限制，雁淮直流计算限额为900 MW；若神泉开1机，雁淮直流计算限额为1 500 MW；神泉开2机，雁淮直流计算限额为2 100 MW；交直流故障后系统暂态稳定。

3.2.5 明海湖1台500 kV主变检修方式

考虑雁淮直流3 900 MW，风电同时率40%，基础方式明海湖运行主变上送潮流为700 MW。考虑主变30 min 1.3倍过载能力，满足运行要求。雁同近区恶劣开机，雁同—明海湖双发生N-2，明海湖运行主变潮流为1 040 MW，满足运行要求；五寨近区恶劣开机，五寨—明海湖双线发生N-2，明海湖运行主变潮流为1 090 MW，满足运行要求；交直流故障后系统暂态稳定。

综合各项因素，明海湖1台主变检修方式，雁淮直流限额为3 900 MW；若神泉开1机，雁淮直流计算限额为5 000 MW；神泉开2机，雁淮直流计算限额为5 900 MW。

4 总结

a)±800 kV雁淮特高压直流的额定输送功率是8 000 MW，但是受热稳定约束与电压稳定约束，直流实际输送能力达不到8 000 MW。神泉电厂改接前，雁淮直流的送电能力只有4 700 MW。神泉电厂改接后，在神泉、河曲电厂开机数量较少时，雁淮直流送电能力受制于雁同—明海湖双N-2故障后换流母线低电压约束，随着神泉、河曲电厂开机数量的增加，电压支撑能力变强，雁淮直流最大送电能力由低电压约束转变为雁门关—明海湖三回线N-2剩余一回线过热稳约束。因此，当神泉、河曲电厂需满足一定的开机要求时，雁淮直流的最大送电能力可提升至6 200 MW。2020年网架加强后，雁淮直流可满送8 000 MW。

b)分析雁淮直流近区不同N-1检修方式雁淮直流送电能力，在500 kV雁门关—明海湖一回线检修方式下,雁淮直流送电能力功率最小。在恶劣开机方式下，雁淮直流送电能力只有3 200 MW，受限于雁门关—明海湖单线跳闸后，剩余一回线路达到其允许载流能力。