基于特高压交直流电网稳定水平的鄂赣500kV联络线解环适应性研究

聂更生，郑 春，杨 超，罗路平

（国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西 南昌 330043）

0 引言

随着上级电网的发展，下级电网逐步解环是电网发展的必然趋势，这在500 kV/220 kV电网的发展中已经得到体现[1]。目前，江西通过鄂赣500 kV省间3回联络线与湖北电网形成电气联系。规划2021-2022年逐步投运雅中—江西±800 kV特高压直流工程和长沙—南昌—武汉1 000 kV特高压交流工程。

当特高压电网发展较完善的前提下，鄂赣联络线适时解环，可以解决电网发展的诸多问题。其一，可显著降低鄂赣联络线接入点近区500 kV短路电流水平，为江西中部电网发展留出了裕度。其二，解环后通过特高压交流通道送电，可避免雅中直流双极闭锁故障发生后功率易从鄂赣联络线转移而造成过载问题，也有利于提高正常方式下特高压交流通道利用率。其三，随着湖北东部负荷发展，鄂东江南-江北断面已无法满足鄂东江南地区电力供应需求，鄂赣500 kV联络线送电能力受限[2]。解环后，省间互济过程中，鄂赣互济潮流不再穿越湖北500 kV主网架，有助于提供鄂赣断面供电安全，满足华中电网安全运行[3]。因此需进一步开展深入分析、详细计算，结合电网发展需要，适时推进500 kV省间联络线解环运行[4]。

1 鄂赣联络线解环场景

为分析近期、远期的各类场景，根据电网规划方案综合考虑设置2025年南昌3台、南昌4台，2035年南昌4台、南昌&赣州各2台、南昌&新余各2台共五种方案，方案分类如表1所示。

表1 各类场景方案图例对应表

各类场景下，江西电网对外输电线路和内部特高压站点如图1所示：

图1 各类场景图例

2 方案综合分析

2.1 稳定极限

江西主网架相对坚强，暂稳极限高于热稳极限，因此受电极限基本上受热稳极限约束[5]。各年份、方案、方式下的江西电网对外受电极限如表2 所示，可以看出鄂赣解环对暂态稳定的影响较热稳定影响更大，解环后，江西电网暂稳极限下降50万～600万kW，热稳极限下降20 万～300 万kW。

表2 各类方案和方式下的稳定极限 万kW

2.2 负荷对稳定极限的影响

负荷大小对稳定极限的影响如图2所示，同等外受电规模情况下，大负荷比平负荷场景省内机组开机多，系统稳定性相对较强，无论是暂稳/热稳、合环/解环条件下，大负荷场景稳定极限均相对较高或持平。

图2 大负荷极限与小负荷极限的差值

2.3 解环对稳定极限的影响

解环与合环对稳定极限的影响如图3所示，解环后省间电网电气联系削弱，各场景下稳定极限均有所下降，鄂赣联络线解环场景较合环场景，江西电网受电极限下降20万～600万kW。

图3 合环极限与解环极限的差值

2.4 暂态与热稳定极限对比

暂态稳定与热稳定极限的差值如图4所示，江西500 kV网架较为坚强，暂态稳定水平裕度较高，江西电网暂稳极限高于热稳极限。因此，江西电网稳定极限主要受热稳定极限约束。

图4 暂态极限与解环极限的差值

2.5 各场景稳定极限对比

从反映各类场景稳定极限的图5中可以观察得出，各场景的稳定极限由高至低排序如下：

2025 年，南昌4台>南昌3台。

综上所述，牙龈色度的影响因素在不同文献报道中所得到的结论不尽相同,这可能是由于测色仪器、测色区域、样本含量、混淆因素等不同所造成的。在今后有关牙龈色度的研究中,应注重测量手段的特殊化准确化、测量环境的标准化、设计原则的执行、观察者的可靠性评估，以使得到的数据和结论更科学、更客观。

2035 年，南昌&赣州各2台＞南昌&新余各2台>南昌4台。

图5 各类场景的极限

2.6 稳定极限受热因素分析

1）暂稳定极限

暂稳极限大多受限于双极闭锁故障下电压失稳，2035年合环时受限于正常方式磁永线过载。

2）热稳定极限

合环条件下，受故障后磁永线热稳约束；解环则受限于特高压交流站主变过载。

各类方案、方式等条件下，稳定极限的受限因素如表3所示。

表3 各类方案和方式下的稳定极限受限因素

3 解环适应性分析

3.1 安全裕度

各方案下的综合受电极限如表4所示，综合受电极限基本受平负荷的热稳极限约束。2035年各方案省内均为4台特高压主变，综合受电极限基本在1 300万kW左右，可以通过增加特高压交流变电规模以提升受电极限。

表4 各方案下的综合受电极限 万kW

3.2 特高压交流通道利用率

以南昌&赣州各2台主变，全省受电1 300万kW（热稳极限受电规模）为例，解环与合环条件下各线路负荷如表5所示。合环情况下，特高压线路受电324万kW，解环后受电487.6万kW。

计算结果表明，解环后可有效提高特高压交流通道利用效率，特高压线路利用效率提高50.5%。

表5 大负荷下受电1 300万kW下各线路负荷 万kW

3.3 短路电流

3.3.1 2025年短路电流情况

鄂赣解环可显著降低联络线近区站点短路电流，以南昌4台主变场景为例，其中梦山下降6.2 kA、厚田下降4.8 kA、永修下降3.9 kA。

2025 年解环前后500 kV站点三相短路电流如表6所示，计算结果表明，在不采取其他措施情况下，2025年鄂赣解环后，可有效控制江西中部地区短路电流水平，能够满足安全运行要求。

表6 2025年解环前后500 kV站点三相短路电流表 kA

3.3.2 2035年短路电流情况

鄂赣解环可显著降低联络线近区站点短路电流，以南昌&赣州各2台主变场景为例，其中厚田下降8.1 kA、永修下降4.38 kA。

2035 年解环前后500 kV站点三相短路电流如表7所示，计算结果表明，在2035年目标网架方案下，鄂赣解环后可以进一步降低江西中部地区站点短路电流水平，为电网发展留下裕度。

表7 2035年解环前后500 kV厂站三相短路电流表 kA

3.4 网损对比

以南昌和赣州各2台主变大负荷方式为例，解环损耗与合环损耗如表8所示，其差值与受电规模密切相关。

表8 各受电规模下网损差异对比 MW

从图6中可以看出，受电规模8 000 MW左右时，系统网损最低。

图6 不同受电规模下网损趋势变化

图7反映了不同受电规模下，解环与合环的损耗差值，受电规模偏离400万～600万kW时，解环与合环系统损耗差值逐渐增大。

图7 不同受电规模下合环/解环网损差异

4 结语

2025 年，在湖北黄石特高压新建、南昌特高压扩建3号主变后，鄂赣联络线具备解环条件，解环后江西电网受电极限主要受热稳约束限制，约为1 020万kW。但解环后，江西电网仅通过一座南昌特高压交流站与华中电网联系，若南昌特高压交流站故障，存在孤网运行的风险[6]。

各场景解环后，江西电网暂稳裕度排序如下：南昌&赣州各2台＞南昌&新余各2台>南昌4台>南昌3台，即江西电网建设第二座特高压交流站后，暂稳裕度将显著提升，且能够消除孤网运行风险。

为消除解环后孤网运行风险和提升江西电网安全裕度，建议增加赣州第二特高压交流站后，鄂赣联络线实施解环。