雁淮直流近區220 kV電網特性研究及規劃建議

郭偉東，栗向鑫，衛鵬杰

（1.國網山西省電力公司電力調度控制中心，山西 太原 030001；2.國網華北電力調控分中心，北京 100053；3.華北電力大學電氣與電子工程學院，北京 102206）

0 引言

±800 kV晉北—江蘇特高壓直流（調度命名±800 kV雁淮直流，簡稱“雁淮直流”） 已投產，是華北電網第一條外送型特高壓直流。雁淮特高壓直流投產后，山西電網北部窩電問題大幅緩解，北電南送斷面潮流降低，顯著提高晉電外送能力。由于雁淮直流輸送容量大，雁淮直流對華北電網主網及近區火電、新能源耦合特性復雜。雁淮特高壓直流投產引起山西電網乃至華北電網潮流分布、功角穩定、頻率穩定特性發生變化。

按照政府新能源發展規劃，未來將大力發展可再生能源，大力提高可再能能源消費占比，山西電網可再生能源以風電、光伏新能源為主。為充分發揮雁淮直流輸送能力，在直流近區規劃配套新能源，通過山西與江蘇電力市場交易協議，實現新能源電力外送。隨著接入電網直流近區新能源容量快速增長，會產生以下問題：一是由于新能源整體規劃與電網可送出能力不匹配，導致部分區域存在網絡約束，運行中受設備能力限制需控制新能源出力；二是當雁淮直流發生換相失敗、閉鎖等嚴重故障，近區系統電壓升高，可能導致直流近區新能源大面積脫網，引起電網等級事件，制約直流輸送能力；三是隨著政府核定雁淮直流配套新能源方案的確定，將有大量新能源在雁淮直流近區220 kV電網接入，勢必會提出對接入間隔資源、通道外送能力的剛性需求[1-4]。

1 直流近區網源分析

1.1 直流近區網架結構

山西電網通過該直流線路與華東電網聯絡，與華北主網通過大房三回線、神保雙、陽桂雙、潞辛雙4個外送通道、9條500 kV線路聯絡。220 kV系統分為大同、忻朔、中部、南部4片運行，如圖1所示。500 kV雁門關換流站至明海湖三回線，明海湖至雁同雙回線、明海湖至五寨雙回線。明海湖站220 kV配套工程包括220 kV明海湖至右玉、明海湖至向陽堡、明海湖至水頭、明海湖至臥龍洞風電場雙回線，明海湖至白玉山風場一回線，共計九回線。

結合雁淮直流與山西電網電力電氣聯系，定義以下兩個斷面。雁淮直流一級斷面由500 kV湖關三回線組成；二級斷面由500 kV雁湖雙+湖寨雙+明海湖雙變（2×1000 MW） 構成。

圖1 直流近區電網結構示意圖（現狀）

1.2 直流近區電源結構

遠期直流近區接入220 kV火電、風電、光伏容量超過3000 MW。其中火電廠包括京玉電廠、昱光電廠2座，共計1260 MW；新能源分為平魯區域、右玉區域、向陽堡區域、水頭區域4個區域，總容量超過2000 MW。目前還有可開發的風電、光伏資源，該區域的電源容量會進一步增加。

2 直流近區220 kV電網特性分析

2.1 靜態安全分析

500 kV明海湖變電站配置2臺1000 MVA主變壓器，隨著直流送電功率增加，明海湖雙變上送潮流增加，造成設備重載。正常運行方式下發生N－1，需通過限制該區域新能源措施保證設備安全，引起棄風、棄光，造成新能源資源的浪費，同時給電網調度運行及設備安全帶來很大安全壓力。

220 kV明海湖—右玉雙回線導線型號為LGJ-2×300，220 kV右玉變電站接入京玉火電廠及大量風電、光伏，220 kV翠微變電站接入昱光火電廠，且京玉、昱光電廠為供熱機組，冬季新能源大發期間，造成220 kV明海湖—右玉雙回線重載，冬季大風期不滿足N－1，不滿足電力外送需求[5-7]。

220 kV明海湖—臥龍洞雙回線導線型號為2×JL3/G1A-400/35導線。臥龍洞風電場匯集包括臥龍洞、蔣家坪、大山臺等風電場，將來規劃容量超過1000 MW。全部風電場電力通過220 kV明海湖—臥龍洞雙回線聯合送出，當風電同時率高于80%，220 kV明海湖—臥龍洞雙回線不滿足N－1。考慮臥湖雙位同塔雙回架設線路，發生N－2，脫網容量超過500 MW，造成電網五級事件。

2.2 短路電流計算分析

考慮山西電網網架結構，外網東北電網、華中電網、華東電網以等值機接入。短路電流計算結果如表1、表2、表3所示。

表1 直流近區站點220 kV母線短路電流計算kA

表2 明海湖站220 kV母線單相短路分支電流

表3 明海湖站220 kV母線三相短路電流分支電流

分析表1、表2、表3可知，明海湖220 kV母線單相短路電流為45.619 kA，三相短路電流為41.061 kA。220 kV斷路器額定遮斷容量為50 kV。因此，單相短路電流安全裕度僅有8.8%，且單相短路電流大于三相短路電流，超過三相短路電流11.1%。建議在明海湖主變壓器增加中性點小電抗，可顯著降低單相短路電流，提高設備安全裕度。

相對更高的牌照價值，商業銀行理財子公司的準入門檻也相應被抬高。根據《管理辦法》，理財子公司的最低注冊資本為10億元人民幣。同時，還要求股東入股資金為自有資金，不得以債務資金和委托資金等非自有資金入股，避免虛假注資、循環注資。此外，股東在銀行理財子公司章程中承諾5年內不轉讓所持有的股權，不將所持有的股權進行質押或設立信托。

從表2、表3分支短路電流分析可知，明海湖220 kV短路電流分支短路電流中，500 kV側占比在20%以上，其他220 kV分支短路電流占比10%以下，可以考慮在220 kV側增加通道及布點[8-10]。

2.3 風電場高電壓穿越分析

雁淮直流分別發生雙極閉鎖、連續2次換相失敗、雙極2次再啟動等故障，暫態過程中，有功功率下降為50%或為零，濾波器及電容器無功補償裝置未切除，造成交流系統暫態電壓升高。若暫態壓升高于風電場耐受水平，可能造成風電場脫網。經校核對比，直流換相失敗造成的暫態壓升最高。

考慮直流輸送大功率方式，風電同時率60%情況下，明海湖近區4個風場出力100%。計算直流發生換相失敗對風電場母線電壓影響。雁淮直流6000 MW，風電80%，連續3次換相失敗，換流站近區風電機端風電暫態壓升如表4所示。

表4 風電暫態壓升 標幺值

為進一步校核嚴重方式，考慮長南線南送5800 MW、雁淮直流功率6000 MW方式下，對比雁淮直流分別發生雙極閉鎖、連續2次換相失敗、雙極2次再啟動等故障，直流換相失敗造成的暫態壓升最高[11]。

隨著直流近區風電場接入，雁淮直流換相失敗造成近區風電場脫網容量增加。臥龍洞風電場匯集風電容量1097 MW，考慮70%同時率為767.9 MW，若該區域風電場全部脫網，超過規定容量500 MW，構成電網五級事件，因而會制約雁淮直流送電能力。

目前，直流配套電源相對滯后，直流輸送功率較小。隨著配套電源逐步投產，直流輸送功率提升，因直流故障引起的風電場大面積脫網事故也會凸現，可能成為限制直流輸送功率的一個重要因素。隨著直流功率提升，風電場涉網設備的高穿問題日益突出，需按照相關技術標準及要求合理規劃容量，脫網容量不超過不平衡量。

3 電網規劃建議

b）明海湖擴建3號主變壓器。在規劃中，存在神泉電廠改接接入雁門關換流站及其他配套電源陸續投產，可提高直流近區有效短路比，增加送電能力?？紤]擴建明海湖3號主變壓器，有效提升二級斷面潮流匯集能力。經校核，明海湖220 kV母線單相短路電流增加6.267 kA，三相短路電流增加4.1 kA。

c）增加明海湖主變壓器中性點電抗?？紤]在明海湖雙變分別加裝10 Ω小電抗，單相短路電流由45.619 kA降低至37.302 kA，顯著提高了明海湖區域的安全裕度。

d）直流近區增加220 kV變電站布點。新建一個上送通道，解決220 kV明海湖—右玉雙回線重載。措施a） 中，隨著風電接入，出線三回線滿載，考慮在該處增加布點。新建220 kV匯集站，新建220 kV匯集站至明海湖雙回、至右玉單回。朔州西北部新投產風電可接入匯集站。經校核，明海湖220 kV母線單相短路電流增加1.637 kA，三相短路電流增加1.489 kA，均在合理范圍。220 kV匯集站投產后，新增一個上送通道，湖右雙基礎潮流明顯降低，發生N－1轉移比減小，運行控制極限功率同比提高。有效增加近區系能源、火電的開機靈活性及電力匯集能力。

e）風電容量規劃。為規避因發生臥龍洞至明海湖雙回線N－2、直流故障造成風機脫網容量超過500 MW，造成電網五級事件。建議規劃部門專題研究該區域風電最大并網容量。集中考慮，統一匯集，風電高穿容量1.3%，提高高電壓耐受能力。

f）對最終目標網架短路電流進行計算分析。明海湖站擴建3號主變壓器，同步在33臺主變壓器中性點加裝小電抗，新建220 kV匯集站，明海湖220 kV母線單相短路電流為46.124 kA，三相短路電流為47.043 kA，均在50 kA以內目標網架如圖2所示。

圖2 直流近區電網結構示意圖（目標網架）

4 結論

雁淮直流投產后，交直流電網存在復雜耦合特性，220 kV電網存在潮流、短路、電壓問題。建議增加明海湖中性點電抗限制短路電流；規劃新建明海湖3號主變壓器、220 kV匯集站及送出通道，消除直流輸送功率與220 kV電網開機耦合關系；合理規劃明海湖區域風電容量，規避電網等級事件，降低對直流輸送容量限制。

后續，還需研究雙饋風機、直驅風機對直流近區暫態電壓升高的敏感性，進一步指導直流近區風電場設備選型，做好網源協調工作。