闽粤电力联网广东侧系统安全稳定分析研究

郑子墨 宋高宇 詹 银 林 滔

（1.福州大学 2.国网福建省电力有限公司超高压分公司 3.中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司）

1 概述

本文以闽粤两省电力联网为研究背景，以位于广东梅州的500kV嘉应变电站为广东侧假设接入位置，对其接入福建的系统安全稳定情况进行分析研究，同时基于分析研究情况，对广东侧安全稳定的补强措施进行举例，并相对应给予校核［1］。

2 常规方案下广东侧接入系统安全稳定分析

2.1 广东电网概况

广东电网已覆盖广东全省21个地市，交流最高电压等级500kV，直流最高电压等级±800kV。2018年，广东电网已全面建成服务于珠江三角洲范围的双回路内环网，并建成双回路外环网，向东延伸至潮州、向西辐射到湛江、向北辐射到韶关。

至2018年底，广东电网通过“八交九直”500kV及以上线路与中西部电网互联，通过2回500kV线路与湖南的鲤鱼江电厂相联，通过4回400kV线路及7回132kV线路与香港中华电力系统互联，通过5回220kV电缆线路和4回110kV线路与澳门电网相联，还通过110kV向湘南供电。500kV变电站59座，其中含开关站1座（鳌峰开关站），交直流合建站4座（穗东换流站、从西换流站、侨乡换流站、丛林换流站），500kV变压器总容量138874MVA，500kV交流线路总长度约10500km。

2018年，广东全社会用电量6323亿kWh，同比增长6.1%，2018年全社会用电最高负荷约111000MW，同比增长约0.5%。截至2018年底，广东省发电装机容量117886MW，其中水电15300MW（含抽水蓄能），火电81009MW，核电13300MW，新能源8277MW，分别占总装机的13.0%，68.7%，11.3%和7.0%。

2.2 短路电流分析

选择2021年夏季小方式，以广东梅州500kV嘉应变电站作为联网接入点，福建新建一座直流背靠背换流站，考虑嘉应变近区的荷树园B厂不同开机情景，针对正常运行和换流站～嘉应出线N-1的情况进行换流站广东侧短路电流计算（系统短路容量除以设备容量）。换流站广东侧交流母线最小短路比计算结果如下表［2-3］所示。

表 2021年换流站交流母线最小短路比计算结果表

从表1的计算结果可知，由于粤东电网处于广东电网东部末端，且本工程换流站至接入点嘉应站线路长度约130km，导致换流站广东侧母线短路电流水平总体较低。本文广东侧交流母线无功配置计算暂按荷树园B厂关停1台机组考虑，根据计算，在换流站～嘉应N-1方式下，短路比仅仅2.3～2.4，运行有效短路比更是低至1.85左右。因此在该短路比情况下，系统极易发生电压稳定问题导致系统失稳。

2.3 系统无功提供能力研究

若根据闽粤电力联网的背靠背换流站接入交流电网方案情况，换流站采用2回接入广东电网500kV嘉应变电站。

梅州500kV嘉应变电站位于广东电网东部末端，目前500kV出线6回，分别至荷树园电厂、榕江（在建的岐山）、上寨各2回；主变最终规模3台750MVA主变，每台主变配置2组60Mvar低容和2组60Mvar低抗；目前已投产2台750MVA主变，每台主变配置2组60Mvar低容和2组60Mvar低抗；在500kV嘉应至榕江（在建的岐山）双回线路（166km，6×300mm2）和嘉应至上寨其中一回线路（120km，4×400mm2）的嘉应侧各配置了1组120Mvar高抗。

基于对500kV嘉应站的调研，嘉应站无功采取就地平衡，不具备向直流提供无功支撑的能力。

根据广东电网规划，计划于“十四五”期间在梅州西部新增500kV兴宁站，本文研究暂按双解口500kV上寨至嘉应双回线路考虑。

2.4 安全稳定分析

2.4.1 正常方式换流站-嘉应线路N-1故障校验

在正常运行方式下，换流站短路电流9.3kA，在发生换流站-嘉应三相短路跳闸后，换流母线短路电流将仅有5.23kA。嘉应线路发生N-1故障时对联网系统运行影响的仿真结果如图1所示。

图1 联网系统N-1故障校验仿真结果

由图1可见，三相短路跳闸后，系统进入电压失稳的状态，交流电压持续走低，最终系统发生剧烈波动，无法稳定运行。主要原因是换流站-嘉应线路N-1跳闸后，同时2000MW的功率全部转移至另一回线路，线路充电功率减少一半，而且由于另一回线路潮流重载，无功消耗增加，导致换流母线电压降低。另一方面，换流母线电压下降后，直流电压降低，直流电流就会增加，进一步增加了换流器的无功消耗，同时，交流电压下降后，换流站的交流滤波器无功出力也将减少，这些都导致换流站的交流电压进一步下降。

2.4.2 嘉应-换流站N-1方式下的故障校核

在嘉应-换流站N-1运行方式下，虽然换流站短路电流只有5.23kA。根据计算，在直流功率缓慢上升至额定功率过程中，只要无功补偿跟上，可以建立稳态运行点。建立稳态运行点后，在嘉应-换流站出现单相瞬时故障，在系统内部线路故障后，系统不会出现振荡失稳，但是交流电压下降至450kV以下，已经超过了475kV的直流系统极端最低稳态运行电压。若以嘉应-岐山三永N-1故障停运为例，故障后，直流系统出现直流电流上升，直流电压下降的问题，直到直流电流到达过负荷上限。最终稳定运行时，交流母线电压低于450kV，直流系统也运行在不正常状态，触发角和熄弧角均较大。图2～图5给出该种状态下的部分仿真情况［4］。

图2 广东侧换流母线电压

图3 直流电流及直流电压

图5 直流与系统交换无功功率

图4 直流有功功率

2.5 小结

在换流站-嘉应线路出现三永N-1故障后，系统短路电流由9.3kA下降至5.2kA，系统出现电压持续下降最终无法稳定运行的问题。系统无法正常运行，因此广东侧需要采用一定的措施以保证N-1故障后系统安全稳定运行。

3 广东侧补强方案制定

3.1 方案一，动态无功补偿

根据仿真分析，出现N-1失稳的主要原因是无功补偿不足导致交流电压持续走低，最终导致系统失稳，因此在换流站配置适量的动态无功补偿设备是最直接的解决问题方案。比如加装SVG或加装调相机。

3.2 方案二，电气距离优化

出现电压稳定的一个重要原因是换流站接入系统短路电流小，短路比不足，导致短路比小的重要原因就是换流站-嘉应线路较长，因此，如果适当减小换流站-嘉应线路长度，可以提高换流站短路电流和短路比，提高电压稳定水平。

3.2.1 采用紧凑型线路

改紧凑型6分裂线路：在不增加线路走廊占用的情况下，减小线路阻抗，相当于等效缩短了线路距离，根据测算，若全线更换为紧凑型，相当于线路缩短了约30km的距离，换流站短路比可以增大至2.6～2.8。

3.2.2 缩短线路长度或增加线路串补

还可以采用调整换流站位置的方式缩短线路长度，相当于增大换流站至福建侧的线路阻抗，减小换流站至广东侧的线路阻抗，在一定距离范围内，可以实现广东侧接入的短路比超过3，同时保证福建侧的短路比不低于3。除此之外，在线路增加串补也可以认为是缩短线路等效长度的有效方式，其等效长度的变化量与串补补偿量直接相关。

3.3 方案三，优化无功分布

考虑广东侧换流站-嘉应三永N-1后直流无法恢复的主要原因一是线路N-1后，潮流转移至另一回线路，线路消耗无功大幅增加；二是交流电压降低后，换流站交流滤波器产生无功减少，换流器无功消耗增加。针对以上原因，本文给出下列措施：

将嘉应-换流站线路的高抗全部移至换流站侧，并将高抗容量提升至120Mvar。

将换流器稳态运行时的熄弧角提升至21.5°。故障后，交直流电压降低，直流熄弧角下降至17°，减少了无功消耗。

将直流过负荷能力限制至1.1倍，直流电流最大增加至额定电流的1.1倍。

换流站无功补偿增加2×80Mvar＝160Mvar。

3.4 方案四，直流调制

根据计算，在广东侧嘉应-换流站N-1故障时，安控回降直流功率600MW，由2000MW降低至1400MW，可以安全稳定运行［5］。