基于電網發展過渡階段特征的擴能方法

胡濟洲，奚江惠

（1.國網湖北省電力公司，湖北 武漢 430077；2.國家電網公司華中分部，湖北 武漢 430077）

0 引言

華中-西南電網正處于特高壓電網發展過渡階段，相比于交流，特高壓直流發展較快，造成交流電網在承受特高壓直流故障沖擊和潮流大范圍轉移方面能力不足；交流電網內部局部地區如省間、三峽近區、負荷中心電網輸送能力不足與短路電流高的問題并存。運行電網面臨的這些問題隨著交流電網按規劃目標實現升級和優化，基本都將逐漸解決，屬于具有階段性、臨時性的過渡期問題。但由于在各種內外部因素影響下，過渡階段相對較長。如何以較小的代價緩解過渡階段交流電網能力不足帶來的矛盾，成為一個現實意義很強的問題。華中-西南電網采取了多種擴能方法，這些方法未增加線路、變壓器等主設備，而是立足挖掘現有電網輸送潛力，從應用情況看取得良好成效，具有推廣價值。

1 利用變壓器過負荷能力提高變壓器下網限額

華中電網各500 kV變壓器下網能力主要取決于主變N-1后的熱穩定問題。如果按變壓器N-1，其余變壓器負載不超過額定負載制定下網限額，顯然會小于考慮變壓器一定程度的過負荷所得到的限額。一般變壓器都會具備一定的短時過負荷能力[1]，適當利用變壓器短時過負荷能力可以提高變壓器下網限額。

由于變壓器過負荷運行時狀態較為復雜，而500 kV變壓器對電網安全穩定運行有較大影響，為確保設備安全和正常使用年限及電網安全，華中電網在利用變壓器過負荷能力時相對保守，根據各變壓器的短期、長期急救周期性負載規定，按變壓器短時過負荷能力為1.3倍額定容量制定變壓器下網限額，提高了變壓器下網限額。這一做法既挖掘了既有變壓器輸送能力，也避免了因增加變壓器帶來的短路電流上升和投資的增加。

從規劃電網看，利用變壓器過負荷能力也極具經濟性。若考慮4臺500 kV變壓器形成一個供區，按單臺變電容量100×104kV·A測算，考慮供區內主變在“N-1”故障下，剩余主變可過載1.3倍。則根據“十三五”末湖北電網負荷水平，需4 985×104kV·A主變容量，相比規劃容量6 064.8×104kV·A減少1 079.8×104kV·A，可減少投資約9.72億元。

2 通過改變溫度指標提高線路輸電能力

通過提高線路長期允許載流量可提高線路輸送能力，應用較多的是提高線路最高允許溫度。導線最高允許溫度從70℃提升至80℃和90℃，導線載流量分別提高約25%和45%[2-3]，經濟效益可觀。當然，采用該方法必須考慮導線經長期運行后的強度損失和聯接金具的發熱以及對弧垂的影響。

國內試驗表明，鋼芯鋁絞線在80℃時導線強度不低于計算拉斷力；日本試驗顯示，鋼芯鋁絞線在90℃時強度即使有所損失，也能滿足工程的要求；前蘇聯、比利時和加拿大的試驗表明，鋼芯鋁絞線的允許溫度可以超過90℃。

表1 世界各國對鋼芯鋁絞線規定的允許溫度Tab.1 Allowable temperature of steel reinforced by some countries

對導線配套金具，國內試驗證明，導線溫度80℃時，配套金具的溫度不超過67℃，金具溫度在80℃以下時，對導線的握力基本沒有影響（仍在導線額定拉斷力的95%以上）。

提高導線發熱允許溫度會引起線路弧垂增大，對地及交叉跨越物的距離減小，影響線路安全運行。目前運行的線路設計導線弧垂與標準鐵軌、高速公路、一級公路交叉時，如交叉檔距超過200 m時，導線的最大弧垂按允許溫度70℃設計。導線與地面、建筑物、樹木、鐵路、道路、河流、管道、索道及各種架空線路的距離，根據最高氣溫(一般為40℃)或覆冰無風情況設計最大弧垂。試驗表明：導線運行溫度每升高10℃，弧垂增加約0.5 m。因此，當導線允許溫度從70℃提高到80℃和90℃下運行時，對于普通交叉跨越，校核交叉處垂直距離，折算至40℃高溫工況后的距離實際允許值比現有規程要求值大0.5～1.0 m，即可滿足導線在80℃和90℃下運行；對于重要交叉跨越，校核交叉處垂直距離，折算到40℃高溫工況后的距離實際允許值比現有規程要求值大2.0～2.5 m時，即可滿足導線在80℃和90℃下運行。

在充分考慮并計算上述因素的影響后，陸續將省間斷面、三峽近區及部分重要通道的線路，如500 kV葛崗線、磁永線、龍斗三回線、斗笠-樊城-臥龍-奚賢-白河線路及豫南白香線、湛白線等線路的最高允許溫度從70℃提升至80℃。提高線路最高允許溫度后，LGJ4×300、LGJ4×400線路輸送能力提高約40×104kW、LGJ4×500線路輸送能力提高約70×104kW，相應所在斷面輸送能力得到明顯提高。

3 降低短路電流同時保證電網結構強度不降低

鄂東500 kV雙環網的孝感、鳳凰山、玉賢等多個變電站有額定短路電流為50 kA的開關，隨著電網規模增長，短路電流已超過50 kA。已有更換為額定短路電流63 kA開關的規劃，然而根據規劃進度，過渡期較長，在較長時期內仍需要采取運行措施控制短路電流。運行中考慮過拉停500 kV線路或限制鄂東機組開機的措施，均可有效降低短路電流，但無法滿足電網安全和輸送能力的要求，主要原因是由于鄂東500 kV環網潮流已經長期重載，拉停線路必然降低輸送能力；而限制機組開機則可能造成大負荷時地區供電能力不足，且使調控運行缺乏控制斷面潮流的手段。運行中是結合各500 kV變電站具體配串，經短路電流計算和安全穩定校核，拉停500 kV邊開關或中開關[4]，保證了電網結構強度不降低，從而保證了斷面輸送能力和機組運行方式的靈活性。

500 kV江陵變電站位于三峽外送通道，500 kV進出線密集，短路電流已超過63 kA。為限制江陵短路電流，在三峽開機較多時拉停500 kV江興一回線。而三峽近區匯集大量水電，拉停江興一回嚴重降低斷面輸送能力，且另一回潮流重載。而豐水期三峽電站調節能力差，不能通過限制三峽開機減輕潮流，只能限制以三峽為樞紐的鄂豫、鄂湘、渝鄂省間斷面和其他電廠運行方式。經計算，采用團林-江陵雙回線加裝串聯電抗器[5]的方法，可有效降低江陵站短路電流。該工程2016年4月完成，保證了當年豐水期江興斷面完整，輸送能力提高100×104kW，直接提高了三峽近區匯集的大量水電的疏散能力，也解除了該斷面對運行方式和省間互濟的制約。

4 優化控制措施和策略提高特高壓直流和交流主通道輸送能力

根據運行統計數據，隨著復奉、錦蘇、賓金、天中特高壓直流陸續投產，特高壓直流各種故障，如特高壓直流再啟動、直流連續換相失敗等都可能對交流電網帶來較大沖擊，使主通道潮流、電壓發生大幅波動，威脅電網安全。為保證電網安全，往往需要限制特高壓直流輸送功率，或限制交流電網薄弱主通道輸送功率，無疑降低了電網運行效率，“強直弱交”的電網結構是產生這一問題的根本原因。在電網發展過渡階段，華中-西南電網通過調整或優化控制策略和措施的方法提高特高壓直流和交流電網主通道的輸送能力。

4.1 建設交直流協控系統，提高跨區通道輸送能力

華中-華北電網經特高壓交流長南線單線聯網，特高壓直流故障帶來的功率不平衡會造成長南線功率大幅波動。若長南線功率波動幅度過大超過其靜穩極限，可能造成長南線解列進而引發華中-西南電網聯鎖故障的風險，需要限制直流、長南線同時向華中送電總功率。配置了德寶直流（送華中-西南電網時）、天中特高壓直流閉鎖調制三峽、西南送出型直流的交直流協控系統[6-7]，分別提高德寶直流和長南線、天中直流和長南線的綜合輸電能力200×104kW。

4.2 減小特高壓直流換相失敗過程對交流電網沖擊，提高特高壓直流輸送能力

特高壓直流連續多次換相失敗將使送端電網出現連續多個功率大幅波動過程，對送端電網造成連續沖擊。圖1是西南復奉、錦蘇和賓金三大特高壓直流發生同時連續2次換相失敗故障，華中-華北1 000 kV交流聯絡線長南線的功率波動曲線和華中-華北機組功角曲線。從仿真曲線可看出，在故障沖擊下，華中、華北電網解列。針對這一故障形式，需要研究減小特高壓直流連續換相失敗對送端交流電網的沖擊的方法，避免限制特高壓直流輸送能力。

圖1 西南三大特高壓直流同時連續2次換相失敗，長南線功率及華中-華北機組功角曲線Fig.1δ-t curve between North China and Central China and P-t curve of Changnan line during the simultaneous multi-UHVDC commutation failure

根據仿真結論，在受端、送端電網共同采取措施。對于受端電網，由于受端華東500 kV線路發生單相永久故障，重合閘重合于永久故障再跳開會形成直流換相失敗帶來的交流電網2次功率波動過程。這2次過程間隔時間越短，對于送端電網的暫態能量沖擊累積效應越明顯。在國調中心統一組織下，華東電網延長了部分500 kV線路單相重合閘整定時間，加長2次功率波動過程間隔時間，減小能量沖擊累積效應。在送端電網中，則裝設多回特高壓直流同時換相失敗切機裝置，若發生多個特高壓同時2次換相失敗，則切除送端3～4臺機組以減小暫態沖擊過程的加速能量。通過送、受端共同采取措施的方法[8]，避免特高壓直流輸送能力受限。

此外，由于特高壓直流連續換相失敗對交流電網形成連續的沖擊，在直流發生連續換相失敗故障時需及時閉鎖直流，中斷對交流電網的持續沖擊。仿真計算表明，特高壓錦蘇直流連續4次換相失敗將造成長南線、渝鄂斷面解列，為保持系統穩定需降低川渝、渝鄂斷面送出能力20×104kW甚至更多。根據仿真結論，設置特高壓直流連續換相失敗直流控保策略為：復奉直流輸送功率400×104kW及以上，當連續換相失敗第4次時，閉鎖直流并切機；錦蘇、賓金直流輸送功率400×104kW及以上，當連續換相失敗第3次時，閉鎖直流并切機。按此策略，西南三大特高壓直流可滿功率輸送，且川渝、渝鄂斷面輸送能力也不必降低。

4.3 減小特高壓直流再啟動過程對交流電網沖擊，提高特高壓直流輸送能力

由于特高壓直流線路地理跨度大，發生瞬時故障的可能性比超高壓直流大，同時特高壓復奉、錦蘇和賓金直流送端位于西南-華中-華北長鏈式結構末端，特高壓直流輸送功率遠大于超高壓直流，其再啟動過程中巨大的不平衡功率將對送端電網造成嚴重沖擊，需要制定適應特高壓直流的再啟動策略，而不是簡單照搬三峽送出超高壓直流的再啟動策略。

三峽送出超高壓直流的再啟動策略為：直流故障后兩次原壓再啟動、一次降壓再啟動，若不成功則轉閉鎖進入直流閉鎖送端切機策略執行過程。根據仿真計算，該策略下華中-西南電網存在不能承受特高壓直流再啟動過程中的功率沖擊而失穩的可能，需限制特高壓直流輸送功率不超過200×104kW才可保持送端交流電網穩定運行。因此需要制定針對性的特高壓直流故障再啟動策略以提高特高壓直流輸送能力。實踐中是采取根據特高壓直流不同輸送功率實施不同再啟動策略的方法，有效保證了特高壓直流輸送能力。具體策略為：當特高壓直流功率小于200×104kW，原壓再啟動2次，降壓再啟動1次，不成功則閉鎖直流；當特高壓直流功率在200×104～400×104kW 范圍內，則原壓再啟動2次，降壓70%再啟動1次，同時閉鎖另一極再啟動功能；當特高壓直流功率大于400×104kW，則原壓再啟動2次，同時閉鎖另一極的再啟動功能。

5 結語

電網發展過渡期中，輸送能力不足的問題往往具有階段性、臨時性的過渡階段特征，以較小的代價緩解運行矛盾意味著要對運行電網輸送能力盡量挖潛。華中電網采用了利用變壓器過負荷能力提高變壓器下網限額、提高線路最高運行溫度提高線路輸送能力、治理短路電流超限同時不降低結構強度從而保證輸送能力和安全穩定水平，優化特高壓直流控制策略等多種方法對現有電網充分挖潛，提高了重要斷面輸送能力，保證跨區通道輸送能力，取得良好效果。這些方法雖然是在華中電網應用，但具有普遍意義和推廣價值。

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