±800 kV雁淮特高壓直流輸電能力分析研究

張 穎，郝 捷，何彩紅

（1.國網山西省電力公司電力科學研究院，山西太原 030001；2.國網朔州供電公司，山西朔州 036002）

0 引言

截至2018年底，全省總裝機達到69 000 MW，負荷只有3 000 MW，電力大量盈余。因此，全面建設特高壓電網成為拓寬晉電外送通道的必由之路，也是山西省輸煤輸電并舉戰略的具體實踐。當前，山西電網通過1 000 kV長治—南陽特高壓交流向華中送電，通過北岳、洪善交流特高壓匯集電力向京津唐地區輸送，通過±800 kV雁淮特高壓直流向華中電網送電，已形成“三交一直”特高壓混聯送端電網。特高壓輸電具有大容量、遠距離、低損耗的優勢，將加快實現山西電網“煤從空中走，電送全中國”的目標，實現山西省資源能源優勢向經濟優勢轉變[1-2]。

1 直流工程

±800 kV雁淮特高壓直流工程北起山西雁門關換流站，南至江蘇淮安換流站，于2017年6月底投運，額定輸送功率為8 000 MW，額定電壓±800 kV，輸電距離1 095 km[3-4]。2018年，雁淮直流的送電能力最大只有4 700 MW，實際輸送能力達不到8 000 MW。

2019年初，為提高直流送電能力，神泉電廠通過500 kV線路改接入特高壓雁門關換流站，共計匯入電源1 200 MW。雁淮直流外送潮流通過500kV神泉電廠、500 kV雁同—明海湖雙回線、500 kV五寨—明海湖雙回線、500 kV明海湖站1號、4號主變4個通道匯集。此時網架結構圖如圖1所示。

圖1 雁淮直流2019年近區網架結構圖

雁淮直流一級匯集斷面由500 kV雁門關—明海湖三回線構成，二級匯集斷面由500 kV雁同—明海湖雙回線+500 kV五寨—明海湖雙回線+明海湖500 kV 1號、4號主變構成。2020年，雁淮直流近區新建明海湖—雁門關第四回線路以及明海湖—五寨第三回線路。一級匯集斷面由500 kV雁門關—明海湖四回線構成，二級匯集斷面由500 kV雁同—明海湖雙回線+500 kV五寨—明海湖三回線+500 kV新榮—明海湖雙回線+明海湖500 kV主變構成。

2 制約直流送電能力的因素分析

雁淮特高壓直流輸電能力主要受直流近區配套電源、明海湖近區風電出力、京玉電廠開機方式、明海湖—雁門關N-1、明海湖主變N-1、右湖雙N-1熱穩等因素制約。主要從以下幾個因素來分析雁門關直流的輸電能力。

2.1 熱穩約束

考慮雁淮直流近區機組均勻開機方式、神泉電廠機組全開，風電同時率40%，直流最大可速降功率為1 800 MW。雁淮直流一級匯集斷面500 kV雁門關—明海湖三回線的單回25℃熱穩極限為3 200 MW；二級匯集斷面中500 kV雁同—明海湖雙回線和500 kV五寨—明海湖雙回線的單回25℃熱穩極限為2 300 MW。受雁門關—明海湖3回線路N-1故障后剩余2回熱穩限制，雁淮直流最大輸送功率6 200 MW。

2020年，雁淮直流送端一級斷面增加雁門關—明海湖第四回線，二級斷面增加五寨—明海湖第三回線，直流近區網架進一步得到加強，雁淮直流不再受熱穩制約，最大送電能力可達8 000 MW。

2.2 換流站母線低電壓約束

雁淮直流近區500 kV交流線路發生N-2故障，500 kV主網對換流站母線電壓支撐變弱，若雁同—明海湖和五寨—明海湖斷面潮流較重（一般對應雁淮直流高功率運行方式），雁門關換流站母線電壓可能長期低于0.9p.u.無法恢復。針對低電壓問題，影響雁淮直流送電能力的主要因素為：換流站與主網無功功率交換量、換流站近區220 kV線路檢修及換流站近區機組開機數量[6]。

2.2.1 限制雁淮直流送電能力的制約故障分析

分析雁淮直流近區不同500 kV交流線路N-2故障時雁淮直流的最大輸電能力，從而確定限制雁淮直流送電能力的制約故障。

a） 500 kV雁同—明海湖雙N-2故障（雁同側）。考慮雁同近區機組全開；五寨近區除神泉、河曲電廠，其余電廠機組全關；明海湖近區220 kV電網的火電機組全停。在此方式下，發生雁同—明海湖雙N-2故障后主網對換流母線電壓支撐較弱。將換流站母線電壓的初始值設置為510 kV，為保證雁同—明海湖雙N-2故障后換流站母線電壓不低于0.9p.u.，雁淮直流的最大輸電能力為6 700 MW。

b)500 kV五寨—明海湖雙N-2故障。考慮五寨近區機組全開；雁同近區機組全關；明海湖近區220 kV電網的火電機組全停。在此方式下，發生五寨—明海湖雙N-2故障后主網對換流母線電壓支撐較弱。將換流站母線電壓的初始值設置為510 kV，為保證五寨—明海湖雙N-2故障后換流站母線電壓不低于0.9p.u.，雁淮直流的最大輸電能力為6 900 MW。

c)500 kV雁門關—明海湖三回N-2故障。雁同、五寨近區均勻開機；明海湖近區220 kV電網的火電機組全停。將換流站母線電壓的初始值設置為510 kV，為保證雁門關—明海湖三回N-2故障后換流站母線電壓不低于0.9p.u.，雁淮直流的最大輸電能力為8 000 MW。

綜上所述，在惡劣開機方式下，雁同—明海湖雙N-2為限制雁淮直流送電能力的制約故障。

2.2.2 交直流無功交換及機組對雁淮直流送電能力的靈敏度分析

考慮雁淮直流交直流系統不同無功功率交換情況，在近區開機方式相同的情況下，分析受雁同—明海湖雙N-2故障換流母線低電壓約束的雁淮直流最大送電能力。直流系統與交流系統交換無功功率±300 kvar之內均為合理范圍，在分析雁淮直流送電能力時，需考慮無功功率交換最惡劣情況，即雁門關換流站交流系統向直流系統送300 kvar無功功率（見圖2）。

將換流站母線電壓的初始值設置為510 kV，考慮500 kV神泉、河曲全停；雁同近區機組全開；五寨近區機組500 kV朔南、神二3號、4號全停，220 kV京玉、平朔、樓子營、神東全停，在雁淮直流交直流系統無功交換功率為0 kvar情況下，雁淮直流最大送電能力為4 300 MW；在交流系統送直流系統無功功率300 kvar（系統送換流站時方向為正）情況下，雁淮直流最大送電能力為4 100 MW。

2.2.3 近區220 kV線路檢修對雁淮直流送電能力的影響

分析換流站近區220 kV線路湖玉雙、湖向雙檢修對雁淮直流送電能力的影響。在近區開機方式相同的情況下，考慮500 kV神泉、河曲全停；雁同近區機組500 kV塔山開3臺，恒北、陽高全開，220 kV同煤、云峰、云岡、大能全開；五寨近區機組500 kV朔南、神二3號、4號全停；220 kV京玉、平朔、樓子營、神東全停。雁門關換流站交流系統向直流系統送300 kvar無功功率，分析受雁同—明海湖雙N-2故障換流母線低電壓約束，雁淮直流的送電能力（見圖2）。

從表1可以看出，在換流站近區220 kV線路湖向雙檢修方式下，雁淮直流送電能力功率最小。

圖2 雁淮直流近區湖玉、湖向接續圖

表1 近區220 kV線路檢修方式雁淮直流送電能力

2.2.4 不同開機方式下，雁淮直流送電能力分析

考慮考慮雁同近區機組全開、五寨近區除神泉和河曲電廠，其余電廠機組全關、明海湖近區220 kV電網的火電機組全停、雁門關換流站交流系統向直流系統送300 kvar無功功率、湖向雙檢修方式下，針對神泉、河曲電廠不同開機方式，分析雁同—明海湖雙N-2，雁淮直流送電能力，見表2。

表2 神泉、河曲電廠不同開機方式下雁淮直流送電能力

受制于近區線路交流故障雁門關換流站母線低電壓問題約束，在神泉、河曲電廠都不開機時，雁淮直流輸電能力為3 900 MW；隨著神泉、河曲電廠開機數量的增加，雁淮直流最大輸電能力為6 700 MW。從表2可以看出，山西電網雁門關換流站近區500 kV神泉電廠開機1臺，可替換河曲電廠4臺。進一步研究500 kV明海湖站近區220 kV電廠對直流送電能力的敏感性分析，計算可知京玉電廠開1機，直流送電能力可增加100 MW，朔南電廠、神二電廠、樓子營電廠、神泉電廠、平朔電廠開機每增加1臺，直流送電能力可增加50 MW。

3 不同運行方式下直流送電能力分析

3.1 正常方式

綜合各方面因素，神泉電廠改接后，雁淮直流送電能力受熱穩和低電壓問題共同約束。在神泉、河曲電廠開機數量較少時，雁淮直流送電能力受制于雁同—明海湖雙N-2故障后換流母線低電壓約束，隨著神泉、河曲電廠開機數量的增加，電壓支撐能力變強，雁淮直流最大送電能力由低電壓約束轉變為雁門關—明海湖三回線N-2剩余一回線過熱穩約束。因此，當神泉、河曲電廠需滿足一定的開機要求時，雁淮直流的最大送電能力可提升至6 200 MW。2020年，由于雁淮直流送端一級斷面增加雁門關—明海湖第四回線，二級斷面增加五寨—明海湖第三回線，直流近區網架進一步得到加強，雁淮直流不再受熱穩制約，最大送電能力可達8 000 MW。

3.2 N-1檢修方式

N-1檢修方式雁淮直流送電能力主要分為500 kV雁門關—明海湖一回線檢修方式、500 kV雁同—明海湖一回線檢修方式、500 kV五寨—明海湖一回線檢修方式、明海湖1條500 kV母線檢修方式及明海湖1臺500 kV主變檢修方式，并對各檢修方式下具體限額進行交直流故障后系統暫態穩定分析。

3.2.1 雁門關—明海湖一回線檢修方式

500 kV雁門關—明海湖一回線檢修方式，受制于雁門關—明海湖一回線發生N-1，另一回線達到其允許載流能力，雁淮直流計算限額為3 200 MW；若神泉開1機，雁淮直流計算限額為3 800 MW；神泉開2機，雁淮直流計算限額為4 400 MW；交直流故障后系統暫態穩定。

圖3 湖關一回線檢修方式下雁淮直流近區潮流圖（MW）

3.2.2 500 kV雁同—明海湖一回線檢修方式

500 kV雁同—明海湖一回線檢修方式，雁淮直流的二級斷面為500 kV五寨—明海湖雙線和500 kV雁同—明海湖單線。受制于五寨—明海湖雙回線發生N-2，雁同—明海湖另一回線達到允許載流能力的限制2 300 MW，雁淮直流計算限額3 400 MW；若神泉開1機，雁淮直流計算限額為4 000 MW；神泉開2機，雁淮直流計算限額為4 600 MW；交直流故障后系統暫態穩定。

3.2.3 500 kV五寨—明海湖一回線檢修方式

500 kV五寨—明海湖一回線檢修方式，雁淮直流的二級斷面為500 kV雁同—明海湖雙線和500 kV五寨—明海湖單線。受制于雁同—明海湖雙回線發生N-2，雁門關換流站母線低電壓問題，雁淮直流計算限額為2 800 MW；若神泉開1機，雁淮直流計算限額為4 000 MW；神泉開2機，雁淮直流計算限額為4 800 MW；交直流故障后系統暫態穩定。

圖5 湖寨一回線檢修方式下雁淮直流近區潮流圖（MW）

3.2.4 明海湖1條500 kV母線檢修方式

500 kV明海湖1條母線檢修方式，發生另一條500 kV母線跳閘，雁同—明海湖一線與五寨—明海湖二線相連。雁同—明海湖二線帶明海湖1號主變，雁門關—明海湖一線帶明海湖4號主變，受制于明海湖4號主變熱穩限制，雁淮直流計算限額為900 MW；若神泉開1機，雁淮直流計算限額為1 500 MW；神泉開2機，雁淮直流計算限額為2 100 MW；交直流故障后系統暫態穩定。

3.2.5 明海湖1臺500 kV主變檢修方式

考慮雁淮直流3 900 MW，風電同時率40%，基礎方式明海湖運行主變上送潮流為700 MW。考慮主變30 min 1.3倍過載能力，滿足運行要求。雁同近區惡劣開機，雁同—明海湖雙發生N-2，明海湖運行主變潮流為1 040 MW，滿足運行要求；五寨近區惡劣開機，五寨—明海湖雙線發生N-2，明海湖運行主變潮流為1 090 MW，滿足運行要求；交直流故障后系統暫態穩定。

綜合各項因素，明海湖1臺主變檢修方式，雁淮直流限額為3 900 MW；若神泉開1機，雁淮直流計算限額為5 000 MW；神泉開2機，雁淮直流計算限額為5 900 MW。

4 總結

a)±800 kV雁淮特高壓直流的額定輸送功率是8 000 MW，但是受熱穩定約束與電壓穩定約束，直流實際輸送能力達不到8 000 MW。神泉電廠改接前，雁淮直流的送電能力只有4 700 MW。神泉電廠改接后，在神泉、河曲電廠開機數量較少時，雁淮直流送電能力受制于雁同—明海湖雙N-2故障后換流母線低電壓約束，隨著神泉、河曲電廠開機數量的增加，電壓支撐能力變強，雁淮直流最大送電能力由低電壓約束轉變為雁門關—明海湖三回線N-2剩余一回線過熱穩約束。因此，當神泉、河曲電廠需滿足一定的開機要求時，雁淮直流的最大送電能力可提升至6 200 MW。2020年網架加強后，雁淮直流可滿送8 000 MW。

b)分析雁淮直流近區不同N-1檢修方式雁淮直流送電能力，在500 kV雁門關—明海湖一回線檢修方式下,雁淮直流送電能力功率最小。在惡劣開機方式下，雁淮直流送電能力只有3 200 MW，受限于雁門關—明海湖單線跳閘后，剩余一回線路達到其允許載流能力。