湖北电网稳定特性40年演变回顾与展望

李大虎，刘海光，孙建波，王 莹，邵德军，潘晓杰

（1. 国网湖北省电力有限公司，湖北 武汉430077；2. 国网湖北省电力有限公司电力科学研究院，湖北 武汉430077；3. 国家电网有限公司华中分部，湖北 武汉430077）

0 引言

1970年以前，我国电力系统多数还是以110 kV及以下孤立系统为主，110 kV电网发生事故只会对孤立系统自身造成影响，全国、省级电力系统的稳定问题不突出［1］。1970-1980年，我国电力系统进入一个特殊的时期，即省级电网的形成时期，由于缺少对省级电网形成的客观认识，全国发生电力系统稳定破坏事件210次［1］。如1972年7月27日，丹江电厂丹55开关距离保护误动，前后仅6 min，湖北电网直接崩溃，停电时间15 h15 min，创当时世界范围内大停电时长记录［2］。电力系统安全稳定问题成为当时电网正常运行的主要矛盾，在此背景下，原电力工业部制定《电力系统安全稳定导则》（简称81 版《导则》）［3］。81 版《导则》颁布后，我国电力系统安全稳定水平大幅提高，1981-1995 年全国年均稳定破坏次数下降至5.25次，“九五”期间全国仅发生一起稳定破坏事故。

81版《导则》实施的20年期间，我国电力系统发生了第二次深刻变化，电网互联格局由省间联网逐步向跨区联网转变，《导则》顺应电力系统物理特性的变化于2001 年完成了第一次修订，并形成01 版《导则》［4］。01版《导则》颁布以来，进一步促进了我国电力系统的健康发展，截至2019 年，我国是全世界近20 年来唯一没有发生因稳定破坏导致大停电事故的国家。

01版《导则》实施的20年期间，我国电力系统经历第三次转变，电网互联实现了全国、跨国联网，国家大力发展特高压输电技术，新能源发电大规模开发利用，电力系统形态及运行特性更加复杂。《导则》再次根据电力系统形态及运行特性的变化于2019 年12 月完成了第二次修订，计划于2020年7月正式实施［5］。

《导则》颁布40年以来，湖北电网由省级电网逐步实现跨省、跨区互联，互联规模位列全国省级电网首位，电力系统稳定特性随着电网结构的变更而不断演变。本文以81版《导则》颁布为时间点，全面回顾40年来湖北电网网架及稳定特性的五个发展阶段，分析各阶段电网的主导稳定模式，详细阐述稳定特性演变的原因，并结合今后特高压直流、特高压交流环网建设，展望未来2～3 年新的稳定特性变化趋势，相关稳定管理经验可为今后省级电网发展提供参考与借鉴。

1 湖北电网介绍

湖北电网是华中电网乃至全国互联电网的中心。目前，通过1条1 000 kV交流线和10条500 kV省间交流联络线与华中各省电网互联；通过4回±500 kV直流线与华东电网联络，通过1回±500 kV直流线与南方电网联络；通过2个±420 kV背靠背柔性直流换流站与西南电网联络。

省内500 kV 骨干网架以支撑“四大水电基地、一个负荷中心”为基础构建，并形成了典型的西电东送格局；220 kV 电网实现了10 个分区电网运行，110 kV 及以下电网以“手拉手”馈供方式灵活供电。

截至2019 年底，湖北电网220 kV 及以上交直流线路792 条，总长度29 106.4 km，包括1 000 kV 特高压交流线路1 条、跨境±800 kV 特高压直流线路3 条、500 kV 交直流线路135 条、220 kV 交流线路653 条；220 kV 及以上变电站305 座，变压器563 台，容量12 792.85×104kVA，包括1 000 kV 变电站1 座、主变压器2 台，500 kV 变电（换流）站35 座、变压器50 台，220 kV 变电站269 座、变压器511 台；总装机容量7 862.05×104kW，包 括 水 电3 678.51×104kW，占46.79%，火 电3 156.83×104kW，占40.15%，风 电405.28×104kW，占5.15%，太阳能621.43×104kW，占7.90%。

2 湖北电网40年发展及特性演变

1970 年代前，湖北电网以黄石老厂、青山老厂等小容量电厂为中心构建110 kV 及以下就地平衡的电力系统；1970年以丹江电厂为基础逐步构建220 kV省内平衡电力系统；1980-1990年代以葛洲坝电厂（即葛大江、葛二江电厂）为基础构建500 kV 省内和省间电力系统，并初步实现跨区异步互联［6］。进入21 世纪后，我国以三峡电厂为基础构建全国电力系统，湖北电网也因此成为全国电网的中心。随着经济社会的快速发展，湖北电网最大用电负荷和装机容量也不断提升，到2019年全省最大用电负荷、装机容量相比1980年代初分别增加了22.96倍和24.78倍。用电负荷和装机容量的增加，使得湖北电网抵御故障冲击的能力大幅提升，1982年后再未发生因稳定破坏导致全省范围内的大面积停电事件；至2019 年，湖北电网已经连续安全稳定运行37 年。湖北电网用电负荷及装机容量变化见图1。

图1 湖北电网用电负荷及装机容量变化图Fig.1 The change of power load and installed capacity in Hubei power grid

1981年以来，湖北电网发展历程和电网稳定特性变化大致可以分为五个阶段。

2.1 第一阶段（1981-1999 年）：成为华中4 省电网的中心，网架薄弱，稳定破坏事故时有发生

为满足武钢1.7 m轧机投产的用电需要，鄂豫两省电网于1979 年5 月20 日经丹江水电厂220 kV 母联开关并网运行，从此拉开了湖北电网跨省联网及华中电网发展的帷幕［7］。1983 年1 月26 日及1984 年1 月21日，鄂赣、鄂湘电网分别实现互联，湖北电网正式成为华中4省电网的中心。

到1989年，葛大江-双河-凤凰山三角形环网为基础的葛大江外送系统基本形成，并汇同葛二江、丹江水电外送系统构成了湖北500 kV 和220 kV 电网的基础（见图2），这一电网格局在后期12年基本保持不变。

图2 1989年湖北电网结构示意图Fig.2 The structure of Hubei power grid in 1989

1981-1989 年是湖北500 kV 电网形成的过渡期，均受长距离、弱联络网架制约，且互为电磁环网，葛大江、葛二江、丹江水电外送系统稳定水平偏低；同时，受网架薄弱和220/110 kV 电磁环网制约，鄂东电网电压支撑能力不足，稳定水平同样偏低。三个水电外送系统和鄂东电网多次发生稳定破坏事件［8-9］。1982 年8月7日，220 kV荆胡线因A相对树枝放电跳闸，导致湖北电网稳定破坏，并引发大面积停电，事故历时48 min，负荷损失89.5×104kW；1983年5月21日，降压220 kV运行的500 kV葛凤线发生低频振荡，鄂东电网损失负荷25.05×104kW；1987 年8 月11 日，220 kV 凤下Ⅱ线停电检修，凤下Ⅰ线发生故障跳闸，大量功率由电磁环网转至110 kV系统，引起鄂东电网失步振荡并与湖北主网解列，损失负荷18×104kW。1995 年6 月24 日，湖北电网发生一起稳定破坏未遂事故，500 kV双凤线A相故障跳闸重合成功，系统保持稳定运行；但事后仿真发现若当时重合不成功，葛大江电厂暂态失稳，即使葛大江电厂紧急投60×104kW 制动电阻、切3台机组，再联切鄂东电网30×104kW时，鄂东电网仍会发生电压崩溃。

1990 年代，随着汉川、阳逻、襄阳、鄂州等电厂及青山热电等30×104kW级别火电机组投产，武汉、襄阳220 kV双环网得以发展；为了提高葛二江水电的就地消纳能力，宜昌南部、荆州南部220 kV 电网也逐渐加强。襄阳220 kV 双环网为丹江水电外送系统的中端提供了旋转容量及电压支撑，加之鄂西北地区及全省负荷的增长，丹江水电外送系统的静态稳定、动态稳定水平得以提升，电网再未发生因丹江水电外送系统故障引发的稳定破坏事件。

1997 年3 月，500 kV 玉贤站π 入双凤线，省内500 kV主网架由三角形环网转变为四边形环网，但电网格局基本维持不变。1998 年7 月，500 kV 双玉Ⅱ线投产，原500 kV双凤线故障造成的暂态失稳风险得以消除，但500 kV葛凤线故障引发的暂态失稳风险依然存在。1981-1989年湖北电网发展大事记见表1［10］。

表1 1981-1989年湖北电网发展大事记Table 1 The milestones of Hubei power grid from 1981 to 1989

2.2 第二阶段（2000-2002 年）：成为华中6 省（市）电网的中心，网架仍然薄弱，跨省交互能力有限

2000 年7 月，500 kV 凤凰山-南昌线路投产，鄂赣电网间实现500 kV 联络运行；2001 年4 月，500 kV 斗笠-白河线路投产，鄂豫500 kV 电网间实现双回线联络运行；2002年5月，500 kV万县-龙泉线路投产，鄂渝电网间实现了互联。由于鄂湘、鄂赣、鄂豫电网之间弱联络的500/220 kV 电磁环网严重制约跨省输送能力，1990年代已采用丹江电厂分母运行、220 kV塘巴线热备用等方式实现鄂豫、鄂湘电磁环网临时解环运行；500 kV凤南线投产后，下柘线也采用热备用方式运行实现鄂赣电磁环网临时解环运行。省间电磁环网解环后，由于当时省级电网负荷相对偏低且省间500 kV联络通道多为单线、长距离联络，省与省电网之间的频率稳定与动态稳定问题较为突出［11-13］，省间电力实际交换能力偏低，单条500 kV省间联络线输送功率一般不超过10×104kW。如湖北送江西电力24×104kW 时，500 kV 凤南线跳闸，江西电网频率低至48.9 Hz，引发低频减载动作；500 kV万龙线投产后，川渝电网与华中其他4省电网构成了首末端最大距离约2 500 km的长链式、弱联络交流同步电网，增加了华中电网弱阻尼、负阻尼振荡风险。2002 年湖北电网结构示意图见图3。

图3 2002年湖北电网结构示意图Fig.3 The structure of Hubei power grid in 2002

2000-2002 年，湖北电网发展仍十分缓慢，省内500 kV 网架已12 年未发生大的结构性变化，仍是由500 kV葛大江电厂及双河、玉贤、凤凰山变电站组成的四边形环网构成。葛大江、葛二江和原丹江水电外送系统仍还是湖北500 kV 和220 kV 主网架的基础。受葛大江与葛二江外送系统、与原丹江外送系统两个长距离、弱联络电磁环网制约，湖北电网整体静态稳定水平仍偏低，暂态稳定、动态稳定、电压稳定问题共存，葛大江、葛二江外送系统及鄂东部分220 kV线路发生N-1 故障仍存在暂态失稳或过载风险［14-15］，需要在较大范围采取复杂的综合稳定控制措施方能保证电网安全稳定运行。以葛大江外送系统为例，若鄂东220 kV电网开机较多（如7台机），葛凤线发生故障后，葛大江机组暂态失稳，需葛大江投60×104kW 电气制动保持电网稳定运行；若鄂东220 kV电网开机较少（如4台机），葛凤线发生故障后，葛大江机组暂态失稳、西电东送电磁环网潮流过载、鄂东部分220 kV 变电站电压崩溃，需切除葛大江3～4 台机组和鄂东30×104kW 负荷确保电网安全稳定。

进入21 世纪，恩施、十堰（除丹江供区）水电开始培育发展［16］，但恩施、十堰电网都是经过长距离、弱联络的220 kV输电线路与湖北主网联络，特别是恩施电网仅通过一条179 km的220 kV线路与湖北主网相联，动态稳定、频率稳定问题长期存在，且基本上缺少有效的解决措施［17］。

2.3 第三阶段（2003-2008年）：成为全国联网的中心，电网结构加强，跨省、区交互能力大幅提升

2003 年7 月10 日，三峡左岸电厂首台机组投产，标志着以三峡工程为中心，构建全国统一电力系统时代的到来。2003 年9 月，华中、华北联网工程投产，东北-华北-华中交流同步电网形成；2004 年4 月，±500 kV 江城直流投产，华中与南方电网实现异步互联；2005 年6 月，灵宝背靠背直流投产，华中与西北电网实现异步互联。至此，我国主要电网实现了全国互联，湖北电网也正式发展成为全国联网的中心。

为配合三峡电厂初期规划的26台70×104kW机组顺利投产，湖北电网进入高速发展期。2003-2008年，全省500 kV 变电（换流）站由“6 站7 变”增至“20 站24变”，500 kV 交直流线路由37 条增至89 条，500 kV 跨省交流线达到13条、跨区直流线达到4条；三峡水电外送系统基本成型，并汇同葛大江外送系统发展演变为湖北电网的“中坚”。2005 年湖北500 kV 电网结构示意图见图4。

图4 2005年湖北500 kV电网结构示意图Fig.4 The structure of Hubei 500 kV power grid in 2005

随着跨省、跨区交流通道的加强，鄂豫、鄂湘、鄂赣、渝鄂省间电力交互能力分别达到400×104、260×104、180×104、260×104kW。省内500 kV西电东送线路由3条提升至7条，葛大江与葛二江、与丹江外送系统间的耦合关系大幅下降。500 kV江陵、兴隆站投产后，葛二江-沙市-潜江-沔阳-武汉220 kV 联络通道被“隔”为三段；500 kV樊城站投产后，丹江-襄阳-随县-孝感220 kV联络通道被“隔”为两段；湖北电网西电东送长链式、弱联络电磁环网结构得以改善，加之鄂西、鄂西北负荷快速增长，葛二江、丹江电厂水电全部实现就近、就地消纳，不再向鄂东负荷中心远距离供电。鄂西、鄂西北小水电装机规模不断扩大，促进了恩施、十堰500 kV电网的快速发展；至2008年10月，恩施电网通过500 kV 恩施站2 台75×104kVA 主变压器与主网联络、十堰电网通过500 kV 十樊线与220 kV 汾当线、襄龙线与主网联络，在配置切机稳定控制措施时，均能满足装机约150×104kW 小水电的外送需求。鄂东负荷中心电网由以武汉为中心的220 kV 双环网发展成为涵盖鄂东5个地市的500 kV双环网；阳逻三期、大别山电厂等60×104kW级别火电机组接入鄂东500 kV双环网，提升了末端负荷中心的电压支撑能力。自此以三峡、葛洲坝（含隔河岩）、恩施（含水布垭）、十堰等四大水电外送系统和500 kV 鄂东双环网为基础的湖北电网主网架基本形成。2008 年湖北500 kV 电网结构示意图见图5。

图5 2008年湖北500 kV电网结构示意图Fig.5 The structure of Hubei 500 kV power grid in 2008

这一时期，由于电网快速发展，电网稳定特性发生根本性变化：

1）短路电流超标风险逐渐暴露［18］。500 kV 电网快速发展造成电磁环网数目大幅增加，但220 kV电网分区运行难度较大，至2008 年全省220 kV 电网仅分4个区运行，导致部分220 kV母线短路电流水平超标，需采用电磁环网解环或削弱等措施共同抑制系统短路电流水平。如2008年，500 kV玉贤站220 kV母线短路电流达到53.1 kA，通过开断220 kV玉家线和袁徐线实现了鄂东-鄂西电网解环，通过220 kV 汉熊线改接至汉川B厂并开断汉玉Ⅰ线削弱了武汉-孝感电磁环网，才将玉贤站220 kV母线短路电流降至48.6 kA。

2）动态稳定水平大幅提升。由于500 kV 省间交流联络通道的不断加强，湖北乃至华中电网整体动态稳定水平相比2002年大幅提升，湖北电网与外网不再存在弱阻尼的区间振荡模式。恩施、十堰电网与湖北主网实现了500 kV 联络后，鄂西、鄂西北电网再未发生因小水电机组或机群扰动引发的强迫或自激振荡。三峡电厂26台机组投产过程中，湖北电网逐渐出现了两类新的振荡模式，即三峡左岸电厂与右岸电厂、三峡左岸或右岸电厂与葛洲坝电厂的振荡模式，这两类振荡的频率为0.8～0.9 Hz，阻尼比约5%～6%，都属于较强阻尼的就地振荡模式。

3）暂态失稳风险基本消除。500 kV 斗孝Ⅰ线投产后，葛大江外送系统已不存在N-1 暂态失稳风险；500 kV朝阳站投产后，葛大江系统送端增加了一个暂态能量的疏散通道，即使葛双Ⅰ/Ⅱ线或双玉Ⅰ/Ⅱ线发生同杆故障跳闸，系统仍能保持暂态稳定，葛大江外送系统输送能力的确定已由暂稳约束转为热稳约束。500 kV 江陵站投产后，葛二江外送系统也不再存在N-1 暂态失稳风险。500 kV 鄂东双环网建成后，鄂东电网电压支撑能力大幅提高，鄂东500/220 kV 电网即使发生N-2故障，也不存在暂态失稳或电压失稳风险。湖北电网除三峡电厂在分母运行时第一级和部分第二级外送断面发生N-2 故障存在三峡机组失步风险外（可通过切机措施恢复功角稳定），已基本不存在暂态稳定问题。

4）局部断面或地区供电卡口风险逐渐凸显。2003年后，热稳定问题逐渐成为影响电网安全稳定运行的主要矛盾。受500 kV变电容量不足、负荷快速增长、电磁环网卡口等因素影响，多个局部地区电力供应紧张。如2007 年8 月9 日，通过阳逻A 厂分母、恢复220 kV 阳花Ⅰ/Ⅱ线运行、并倒阳逻A 厂一台30×104 kW向鄂东江南电网供电等措施，才基本满足鄂东江南电网的度夏期间的供电需求。

2.4 第四阶段（2009-2018年）：进入特高压时代，电网不断完善，与全国电网的一体化特征凸显

2009年1月，1 000 kV长治-南阳-荆门特高压交流试验示范工程投产，标志着湖北电网迈入特高压互联电网时代。2009 年7 月，500 kV 咸梦Ⅱ线投产；2011 年5月，配合三峡地下电站（右三电站）投产，±500 kV林枫直流投产；湖北电网跨省、跨区交直流输电线路达到20条，位列全国第一，其西电东送、南北互济能力进一步得以提升（见图6）。2012年5月，三峡电厂32台合计2 240×104kW机组全部投产，湖北作为全国联网中心的地位也进一步得以加强。

图6 2009年湖北500 kV及以上电网结构示意图Fig.6 The structure of Hubei 500 kV and above power grid in 2009

2009-2018 年，湖北电网装机容量增加约50%，220 kV 及以上变电容量提升93%，220 kV 及以上线路数目增加34%；电源、电网规模的不断扩大造成系统短路容量不断提升，500/220 kV 电网短路电流超标风险共存，短路电流超标逐步成为影响湖北电网安全稳定运行的主要矛盾。为抑制系统短路电流水平，500 kV电网采取了宜江Ⅰ/Ⅱ线改接至兴隆站（2010年）、林江Ⅰ/Ⅱ线加串抗（2016 年）、玉贤站老旧开关更换（2018年）、拉开中开关等措施，220 kV电网采取了（光谷、磁湖、兴隆、玉贤、花山等站）220 kV母线分母、电磁环网解环、拉停线路等措施。2009年，500 kV孝感2号变投产，武汉江北电网与鄂西/鄂西北电网解环，湖北220 kV电网分5片运行，即武汉江北、鄂东江南、恩施、鄂西/鄂西北等分区电网及龙泉馈供区；到2018 年底，湖北220 kV 分区电网达到10 个，分别为武汉江北东、武汉江北西、黄石黄冈、鄂州-武昌北、咸宁-武昌南、孝感、恩施、鄂西北（襄-十-随）、鄂西（宜-荆-荆）等分区电网及龙泉馈供区。

2009-2010 年，鄂州二期（2×60×104kW）、西塞山二期3 号机（1×68×104kW）等大容量火电机组相继投产，60×104kW 级别火电机组接入系统开始“下移”至220 kV电网。2013年，鄂州二期两台机组从60×104kW增容至65×104kW；2014 年，西塞山二期4 号机（1×68×104kW）投产，一类新的稳定问题逐渐暴露出来［19］，即60×104kW级别火电机组接入的220 kV分区电网暂态失稳与短路电流超标风险共存，由于系统暂态稳定水平与短路容量成正比关系，所以这类稳定问题的治理难度极大，相关分区电网安全稳定运行严重依赖安全自动装置。

2009-2018 年，湖北500/220 kV 电网结构不断完善，系统稳定水平进一步提升，除鄂州-武昌北、黄石黄冈、鄂西荆州220 kV 电网因60×104kW 级别火电机组接入存在N-1、N-2 或母线故障导致的暂态失稳风险（可通过切机措施恢复稳定）外，湖北全网的稳定性水平仍主要受制于热稳定约束。多个500 kV 变压器下网因N-1 过载存在卡口风险，造成迎峰度夏期间鄂东多个分区电网供电紧张。鄂西、鄂西北地区多个水电外送通道也因热稳定约束存在弃水风险；如十堰、恩施水电外送系统外送能力分别为90×104 及100×104kW，但通道外送需求却达到（120～140）×104kW；葛二江外送系统的220 kV远双线、坡掇线在丰水期长期存在越限风险；宜昌南部小水电经500 kV 朝阳站“上网”，造成500 kV葛大江外送系统存在越限风险。

2010 年6-7 月，±800 kV 云广、复奉特高压直流工程先后建成投产，标志着我国进入特高压交直流混联电网时代。由于1 000 kV长-南-荆特高压交流工程与多个特高压直流工程及华北-华中同步电网内部多个500 kV交流通道存在关联关系，湖北电网作为电网全国联网的中心与多个省、区电网之间呈现强耦合、强交互特征［20-21］。如湖北送华东的±500 kV葛南、龙政、宜华、林枫直流与四川送华东的±800 kV 锦苏、复奉、宾金特高压直流同时换相失败时，将对华中电网产生3 176×104kW 的功率冲击，会造成1 000 kV 长南线或500 kV渝鄂联络通道解列，进而引发更大范围的连锁故障，湖北电网也随之会发生频率或电压失稳事件。

2.5 第五阶段（2019 年至今）：渝鄂异步联网，三峡近区电网稳定特性发生深刻变化

2019年7月，世界上电压等级最高、输送容量最大的±420 kV 渝鄂背靠背柔性直流工程投运，总容量500×104kW，其中施州背靠背直流（2×125×104kW）、宜昌背靠背直流（2×125×104kW）分别落点在渝鄂联络线南、北通道上，湖北电网跨省、跨区交直流输电线路仍为20条。渝鄂背靠背柔性直流工程投产，消除了特高压直流多次换相失败或原华中送华东的7条特高压/超高压直流同时换相失败引发的重大连锁性安全风险。西南电网与华中电网异步运行后，湖北电网失去了两个交流暂态能量的疏散通道，导致三峡近区、恩施近区电网动态、暂态稳定水平下降［22-28］。如三峡电厂开机大于22台机时，受制于500 kV龙斗、渔宜、江兴断面发生N-1故障时，三峡电厂、恩施水电机组会发生暂态失稳风险；500 kV 峡林断面发生N-1 故障或林江断面发生N-2 故障时，会出现恩施水电机组与三峡电厂负阻尼振荡模式。通过调整三峡右三电厂机组PSS 参数、完成恩施小水电机组励磁系统实测建模与参数优化工作后，渝鄂异步联网后的负阻尼振荡风险得以化解，但三峡近区电网的暂态稳定水平仍难以提高。2019 年湖北500 kV及以上电网结构示意图见图7。

图7 2019年湖北500 kV及以上电网结构示意图Fig.7 The structure of Hubei 500 kV and above power grid in 2019

渝鄂背靠背柔性直流工程投产后，湖北500 kV电网短路电流水平有升有降，这一特性改变了以往“通过直流联网不会对被连交流系统短路电流水平产生影响”的认识。2019 年，湖北电网继续实施短路电流治理工作，在完成500 kV 咸宁和凤凰山站老旧50 kA 开关更换、500 kV光谷4号变更换为高阻抗变压器后，湖北电网暂时消除了500 kV 电网短路电流超标风险。2019 年度夏期间，受热稳定约束，局部地区的供电卡口依然突出。咸宁-武昌南、武汉江北西片区及荆州、黄冈、随州地区采取了有序用电（29 d合计错避峰电量1 808×104kW·h）方能保证安全可靠供电。为缓解局部地区供电卡口风险，2020年将新增500 kV两座，4个500 kV变电站进行增容改造，累计新增500 kV变电容量595×104kVA。

3 未来2～3 年电网发展及特性变化趋势展望

未来2～3 年，伴随着±800 kV 陕北～武汉特高压直流、华中1 000 kV特高压交流环网两项重大工程投产，湖北电网格局和稳定特性将发生全局性重大变化。华中1 000 kV 特高压交流环网“拉近”了湖北电网与河南、江西、湖南电网的电气联系，华中全网短路电流超标厂站呈“爆发式”增长，武汉特高压换流站配套建设8 条500 kV 线路，鄂东电网短路电流水平进一步恶化［29］。初步仿真计算表明，近15 个变电站500 kV 母线短路电流水平严重超标，荆门站、武汉站500 kV 母线短路电流甚至达到了82 kA和75 kA，远超目前开关最大63 kA 的遮断能力。打开省间1 000/500 kV 电磁环网是降低短路电流的一项重要措施，但是省间电磁环网解环会造成整个华中电网的振荡模式、潮流汇集与疏散模式发生重大变化，反过来会导致省间交互能力下降；鄂湘电磁环网解环甚至还会造成三峡外送系统的稳定特性发生变化。由于武汉特高压换流站位于鄂东电网北部，400×104～800×104kW 电力经陕武直流注入后，受鄂东过江断面N-2热稳定约束制约，500 kV鄂东双环网疏散特高压直流注入电力的能力严重不足。2022 年湖北500 kV 及以上电网结构示意图见图8。

图8 2022年湖北500 kV及以上电网结构示意图Fig.8 The structure of Hubei 500 kV and above power grid in 2022

未来2～3 年，省内500 kV 电网将完善渝鄂工程湖北配套工程建设以化解三峡近区电网的暂态失稳风险，500 kV 建始-朝阳、宜都-朝阳（渔宜线改接）线路投产后，三峡外送系统与葛洲坝-恩施外送系统在送端解耦，进一步降低了葛洲坝、恩施机组与三峡机组的振荡风险［30］。500 kV 建始-朝阳、十堰-卧龙线路投产，恩施、十堰水电外送能力将进一步提升；500 kV编钟-孝感线路投产，省内500 kV 西电东送能力得以提高，十堰水电具备了向鄂东电网供电的能力。

4 结语

1981 年至今，湖北电网与外省电网由初期的220 kV弱联系交流互联模式逐步发展成为涵盖多个电压等级、交直流混合的互联模式，未来2～3年，跨省、跨区互联通道将由目前的20条发展至28条，无论在种类还是数量上，湖北电网跨省、跨区互联规模仍将位列全国省级电网首位。纵观湖北电网稳定特性40 年的演变过程，可以发现电网互联方式、互联规模的改变是电网稳定形态及特性发生变化的根本原因；1981 年以来，湖北电网省内电网围绕着丹江电厂、葛洲坝电厂、三峡电厂不断完善主网架建设，电源结构的变化也是电网稳定形态及特性发生改变的主要原因之一；正如新版《导则》指出“合理的电网结构和电源结构是电力系统安全稳定运的基础”。目前，湖北省内新能源发电装机已突破1 000×104kW；随着国家能源生产与消费转型，火电机组建设逐渐趋缓，依托特高压直流接受外来电力的需求日益增加；因此，今后湖北电网的发展也要充分考虑电网互联方式、电源结构变化，以改善和化解全局性稳定风险为目标，不断完善、优化电网结构，确保电网安全稳定运行。