基于柔直并网的补强措施对近区水电外送影响研究

吴 芮，胡 洋，李 甍，贾 波，黄牧涛，周良松

（1.强电磁工程与新技术国家重点实验室（华中科技大学电气与电子工程学院），湖北 武汉430074；2.湖北清江水电开发有限责任公司，湖北 宜昌443000；3.中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，湖北 武汉430071；4.华中科技大学水电与数字化工程学院，湖北 武汉430074）

0 引言

柔性直流输电技术由于可控性强、交流侧无需大量无功支撑等特点，在我国能源战略中发挥着巨大作用［1-2］。近年来，随着交直流混联电网建设的迅速发展［3］，电网形态、格局和特性面临深刻变化，诱发电网发生复杂故障的因素越来越多，成为制约大电网安全运行的关键［4］。研究柔性直流并网及其补强工程对近区电网外送能力的影响具有重要意义［5］。

目前关于柔性直流并网已有较为丰富的研究成果，文献［6］分析了柔性直流大功率运行对近区电网外送断面的约束，以及保证近区电网外送限额对该柔性直流送出功率的约束。文献［7］研究了柔性直流系统中短路电流的暂态特性，仿真分析了柔性直流向交流系统注入短路电流的机制。文献［8］分析了渝鄂柔直并网对湖北电网潮流转移、静态稳定和暂态稳定特性的影响。文献［9］计算分析了渝鄂背靠背柔直异步互联通道投运后对华中电网运行特性的影响，分析了华中电网的小干扰稳定特性。文献［10］提出了一种适用于分析背靠背柔性直流并网对电网影响的综合评估方法，对并网前后电网的运行特性进行评估。文献［11］结合复转矩系数与时域仿真法，计算分析了背靠背柔直输电工程投运前后各频段的系统阻尼特性。文献［12］搭建了柔性直流及其附加控制策略的机电暂态模型，研究了柔性直流接入后系统的调频特性和功角曲线。以上研究都是考虑柔直并网工程全部完成后对近区电网造成的影响与潜在风险，未考虑投产过程中过渡形态（如部分补强工程未完成）的近区电网外送电能力［13］。然而由于柔性直流及其补强工程涉及较广，投产过程中电网网架结构将存在较多的过渡形态，不同过渡阶段电网的稳定特性可能会有较大差异，因此亟需对各过渡阶段近区水电外送特性进行研究分析。

本文针对渝鄂背靠背柔直投产过程中电网网架结构可能出现的4 种过渡形态，使用PSASP 软件仿真分析了近区电网的静稳、暂稳特性，研究了近区电网外送通道的外送能力和制约因素变化情况。从补强工程建设时序和稳控优化措施两个方面提出了改进建议，可有效保障近区水电站的外送需求，可作为国内同类工程的规划参考。

1 鄂西交流补强系列工程概述

为优化交流电网结构，提高电网运行的可控性，同时充分发挥联络线外送四川季节性水电输电能力以及降低三峡近区电网短路水平，国家电网有限公司开展建设渝鄂直流背靠背联网工程及相关交流补强工程［14］。渝鄂直流背靠背联网工程包含2个背靠背换流站，分别落点在渝鄂联络线的南、北两个通道［15］。为解决柔直并网带来的潮流疏散及暂态稳定问题，固化三峡现有输电系统功能，强化葛洲坝原有输电系统供电能力，湖北电网将对500 kV 主网架进行加强［16-17］，即鄂西交流补强系列工程，构建三峡和葛洲坝输电系统双重电网结构。鄂西交流工程改造完全后的新电网网架结构如图1所示。

图1 华中电网示意图Fig.1 Sketch of Central China power grid

由于鄂西交流补强工程涉及面较广，各项工程实际开展时间和工程实施难度不一，导致各补强工程不同期投产。本文针对该工程实施过程中可能出现的4个阶段的水电外送能力进行研究，各过渡阶段安排如图2所示。

图2 过渡阶段示意图Fig.2 Schematic diagram of the transition phase

丰水期施州直流送华中时，兴隆站作为施州直流、恩施地区水电、水布垭、江坪河以及三峡右二电站交流外送的汇集点，送电压力较大，母线电压较低，在发生500 kV 江兴、渔兴、桃兴等线路N-1 故障，或同塔线路渔兴I+II 回、渔宜+渔兴III回发生N-2故障时，可能引起三峡右二电站、恩施地区机组、水布垭和江坪河机组相对主网失步。尤其在宜华直流未满送、恩施上网功率较大及水布垭和江坪河开机较多时，渔峡东送断面潮流疏散压力更大，兴隆站电压进一步降低，系统暂稳问题更加突出［18］。

2 近区水电外送能力分析

本文研究的系统暂稳问题主要与施州直流、恩施地区水电、水布垭、江坪河、三峡右二电站交流外送功率，以及施州直流控制策略和三峡电站分/合母运行方式相关，涉及因素较多。为简化此类问题，本文将三峡右二电站交流外送设为固定因素，施州直流定无功运行，三峡机组分母运行，宜华直流皆按外送2 500 MW考虑。

2.1 恩施东及江坪河水电站投产后近区水电外送能力分析

本文研究的第1个过渡阶段的具体投产方案为：恩施东变电站投运，容量1×750 MVA，500 kV侧π入恩渔I回，220 kV侧π入龙桑、旗桑线，并新建2回线路至罗家湾、桑家坝。江坪河水电站投运，装机2×225 MW。

2.1.1 电网稳定特性分析

恩施东变电站及江坪河水电站投产后，本文选取典型方式：丰水期恩施电源上网1 000 MW、高坝洲机组满发、水布垭开机2×460 MW 与高坝洲机组进行流量匹配、江坪河不开机、施州直流送华中1 700 MW（考虑系统满足N-1约束），对系统近区电网进行安全稳定分析。

该典型方式下，渔兴三回线功率3 190 MW，渔宜线功率330 MW，宜兴双线功率2 320 MW，兴隆电压510.1 kV，渔峡电压524.4 kV。

在此方式下进行N-2故障稳定校核，系统发生N-2故障后的稳定情况如表1所示。

表1 N-2故障后系统稳定情况（阶段1）Table 1 System Stability after N-2 failure(Phase 1)

其中渔兴I、II 回N-2 故障后，近区母线电压曲线如图3所示。

图3 故障后近区母线电压曲线（阶段1）Fig.3 Near-field bus voltage curve after fault(phase 1)

由表1和图3可知，该典型方式下的恩施和恩施东外送断面不受N-2 故障约束，渔峡外送断面受渔兴I、II回N-2故障约束，故障后近区母线电压严重失稳，且三峡、恩施水电、水布垭和江坪河机组都功角失稳。因此，需在此基础上分析渔峡断面的外送能力。

2.1.2 渔峡断面外送能力分析

渔峡断面外送能力主要与施州直流送华中、恩施电源上网和渔峡电源开机台数有关，由于江坪河2 台机组容量为450 MW，与水布垭单台机组容量460 MW基本相同，为研究方便考虑，本文将渔峡接入电源水布垭和江坪河按5台机进行统一考虑。

恩施电源上网1 000 MW 时，按照渔兴I、II 回N-2故障约束，分别在有、无稳控措施的条件下，对渔峡外送极限进行仿真计算，渔峡外送极限如图4所示。

图4 渔峡断面外送能力（阶段1）Fig.4 Outward delivery capacity of Yuxia section(Phase 1)

由图4可知，除渔峡不开机有稳控的情况下，渔峡外送断面极限较大，其余随着渔峡电源开机台数的增加，渔峡外送断面极限随之提升。有稳控措施时，最大可外送约3 750 MW，比无稳控提升700 MW，提升了水布垭、江坪河机组的外送能力。

2.2 安江、宜兴对调后外送能力分析

安福-江陵线、宜都-兴隆线路对调工程实施后，近区电网与三峡、渔峡电源耦合关系发生变化，将对渔峡断面外送特性和外送能力产生一定影响。本文在不同渔峡断面外送功率情况下，对近区N-1（渔兴I回、江兴线和桃兴线）和N-2 故障进行仿真分析。其中负荷水平为大负荷，恩施电源上网1 000 MW，水布垭、江坪河机组满开，故障后系统稳定情况如表2所示。

表2 不同渔峡断面功率下故障后系统稳定情况（阶段2）Table 2 System stability after faults at different Yuxia section powers(phase 2)

由表2 可知在不计稳控措施前提下，渔峡断面极限由对调实施前的3 050 MW 提升至4 100 MW。表2中系统失稳情况下的近区电网功角曲线如图5所示。

图5 近区电网功角曲线（阶段2）Fig.5 Power angle curve of near-term power grid(phase 2)

由图5可知，故障后三峡电站机组保持稳定，恩施水电机组、水布垭和江坪河机组功角失稳。

因此，安江、宜兴对调工程实施后，三峡电站送出系统稳定特性变好，渔峡外送断面极限提升。同时，渔峡断面外送约束由渔兴I、II回N-2故障导致的三峡电源和渔峡电源暂态失稳，变为渔兴III 回+渔宜线N-2故障导致的渔峡电源暂态失稳问题。在考虑采取调制施州直流1 000 MW、切水布垭3 机和江坪河1 机的稳控措施情况下，渔峡外送断面可由4 100 MW 提升至4 600 MW。因此，现有的稳控措施，能适应安福-江陵线、宜都-兴隆线路对调工程实施后的情况。

2.3 朝恩、朝渔新建后外送能力分析

本文研究的电网网架过渡阶段3的电网形态变化为：将渔峡-宜都500 kV线路宜都侧改接至朝阳，改接新建线路与原导线相匹配，新建恩施东-朝阳、宜都-孱陵500 kV线路工程，安福扩建#3主变。

在大负荷水平下，葛-隔电源满发2 500 MW时，对近区电网进行N-1 故障校核。仿真结果表明，若渔峡断面外送5 800 MW时，外送约束为葛双线N-1故障后导致近区线路严重过载，系统不满足N-1 稳定校核。若将渔峡断面外送降至2 800 MW，则葛双N-1故障满足系统稳定校核，此时葛-隔外送断面为3 000 MW。

按照当前的工程进度，若出现葛双、双玉线未补强，而朝恩、朝渔线部分投运或全部投运的情况时，在满足葛-隔电源外送情况下，渔峡断面最大送电极限降至2 800～3 400 MW，较第1 个过渡阶段降低了400～1 000 MW，将影响整个渔峡断面外送能力。因此，建议将朝恩新建、朝渔改接工程和葛双、双玉线路温升改造工程尽量同期投产，避免渔峡外送断面受葛双N-1故障约束，影响丰水期水布垭、恩施水电等电源外送。

3 葛-隔增容改造后外送能力分析

过渡阶段4 将在过渡阶段3 的基础上进行葛-隔外送断面增容改造，具体方案为：葛洲坝-双河I、II 回线路和双河-玉贤I、II回线路温升改造工程。

3.1 渔峡断面外送约束

对于本文在大负荷水平下，葛-隔电源满发2 500 MW，渔峡断面外送5 800 MW 时，对渔峡外送断面进行N-1、N-2 稳定校核，仿真结果中近区线路发生N-2 故障都能保持稳定。其中发生渔兴I、II回N-2故障后的近区500 kV母线电压曲线如图6所示。

由图6 可知，由于新网架中渔峡外送断面与三峡电站耦合关系减弱，系统稳定特性较之前更好。对检修方式进行仿真计算后，发现仅在部分检修方式下，存在线路过载或暂稳问题，以调制直流、切除水布垭机组的稳控措施能解决此类问题，故渔峡断面极限不再受此类故障的约束。

图6 故障后近区电压曲线（阶段4）Fig.6 Near-field bus voltage curve after fault(phase 4)

3.2 葛-隔断面外送约束

现阶段的葛-隔外送断面中，500 kV葛双、双玉双线都已经进行了增容改造，葛-隔外送能力得到大幅提升。500 kV 葛朝I、II 回为同塔线路，在渔峡断面多送方式下，大量潮流通过葛朝双线流入葛-隔送出通道。若此时发生葛朝N-2故障后，在大负荷水平下，由于朝阳-孱陵电磁环网线路初始潮流较重，则故障后可能会导致220 kV线路过载，因而需要对葛朝N-2故障后经朝阳主变穿越至220 kV 电磁环网的潮流进行分析。本文仍在大负荷水平下，葛-隔电源满发2 500 MW，渔峡断面外送5 800 MW 时，对葛-隔断面近区进行N-1、N-2 故障稳定校核，计算结果如表3所示。

表3 N-2故障后系统稳定情况（阶段4）Table 3 System stability after N-2 failure(Phase 4)

由表3可知，由于葛军线仍尚未增容，在发生葛双N-2和双玉N-2故障后，系统暂态稳定，但是大量潮流经葛军线转移，会导致500 kV葛军线分别过载34%和21%。大负荷方式下，由于朝阳-孱陵地区220 kV 电磁环网线路负载率较高，在发生葛朝N-2故障后，葛朝线部分潮流经朝阳主变穿越至220 kV电磁环网，导致220 kV 郭楼II 线过载。因此，现有稳控措施不满足丰水期水布垭、隔河岩和高坝洲机组的发电需求，需要改进或新增稳控措施。

4 结论

本文仿真分析了渝鄂柔性直流背靠背联网工程及相关交流补强工程投运期间，电网网架结构可能出现的4 种过渡阶段的稳定特性，及其对应的近区电网潮流特性和清江梯级电站的外送影响。主要结论如下：

1）建议加快开展安福-江陵、宜都-兴隆线路对调工程和葛军线的增容改造工程，提升渔峡断面极限，进而提升水布垭、恩施水电和宜昌南地区电源的外送能力。

2）建议将朝渔改接、朝恩新建线路工程和葛双、双玉线路温升改造工程尽量同期投产，避免渔峡外送断面受葛双N-1故障约束，影响丰水期水布垭、恩施水电等电源外送。

3）过渡阶段1、2 建议沿用现有稳控措施，则丰水期基本可满足水布垭和隔河岩500 kV 机组的最大发电需求。过渡阶段3、4 建议改造葛双、双玉N-2 稳控措施，使其具备故障后切除葛-隔及渔峡电源的控制功能；建议新增葛朝N-2稳控措施，使其具备故障后切除220 kV风电和清江水电的控制功能，则丰水期基本可满足水布垭、隔河岩和高坝洲最大发电需求。

本文的研究结果可有效提高鄂西交流补强工程实施过程中各阶段的近区水电站外送水平，降低电网运行风险，保证电网的经济运行，对同类交流补强工程规划设计有较好的参考价值。

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