基于柔直并網的補強措施對近區水電外送影響研究

吳 芮，胡 洋，李 甍，賈 波，黃牧濤，周良松

（1.強電磁工程與新技術國家重點實驗室（華中科技大學電氣與電子工程學院），湖北 武漢430074；2.湖北清江水電開發有限責任公司，湖北 宜昌443000；3.中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，湖北 武漢430071；4.華中科技大學水電與數字化工程學院，湖北 武漢430074）

0 引言

柔性直流輸電技術由于可控性強、交流側無需大量無功支撐等特點，在我國能源戰略中發揮著巨大作用［1-2］。近年來，隨著交直流混聯電網建設的迅速發展［3］，電網形態、格局和特性面臨深刻變化，誘發電網發生復雜故障的因素越來越多，成為制約大電網安全運行的關鍵［4］。研究柔性直流并網及其補強工程對近區電網外送能力的影響具有重要意義［5］。

目前關于柔性直流并網已有較為豐富的研究成果，文獻［6］分析了柔性直流大功率運行對近區電網外送斷面的約束，以及保證近區電網外送限額對該柔性直流送出功率的約束。文獻［7］研究了柔性直流系統中短路電流的暫態特性，仿真分析了柔性直流向交流系統注入短路電流的機制。文獻［8］分析了渝鄂柔直并網對湖北電網潮流轉移、靜態穩定和暫態穩定特性的影響。文獻［9］計算分析了渝鄂背靠背柔直異步互聯通道投運后對華中電網運行特性的影響，分析了華中電網的小干擾穩定特性。文獻［10］提出了一種適用于分析背靠背柔性直流并網對電網影響的綜合評估方法，對并網前后電網的運行特性進行評估。文獻［11］結合復轉矩系數與時域仿真法，計算分析了背靠背柔直輸電工程投運前后各頻段的系統阻尼特性。文獻［12］搭建了柔性直流及其附加控制策略的機電暫態模型，研究了柔性直流接入后系統的調頻特性和功角曲線。以上研究都是考慮柔直并網工程全部完成后對近區電網造成的影響與潛在風險，未考慮投產過程中過渡形態（如部分補強工程未完成）的近區電網外送電能力［13］。然而由于柔性直流及其補強工程涉及較廣，投產過程中電網網架結構將存在較多的過渡形態，不同過渡階段電網的穩定特性可能會有較大差異，因此亟需對各過渡階段近區水電外送特性進行研究分析。

本文針對渝鄂背靠背柔直投產過程中電網網架結構可能出現的4 種過渡形態，使用PSASP 軟件仿真分析了近區電網的靜穩、暫穩特性，研究了近區電網外送通道的外送能力和制約因素變化情況。從補強工程建設時序和穩控優化措施兩個方面提出了改進建議，可有效保障近區水電站的外送需求，可作為國內同類工程的規劃參考。

1 鄂西交流補強系列工程概述

為優化交流電網結構，提高電網運行的可控性，同時充分發揮聯絡線外送四川季節性水電輸電能力以及降低三峽近區電網短路水平，國家電網有限公司開展建設渝鄂直流背靠背聯網工程及相關交流補強工程［14］。渝鄂直流背靠背聯網工程包含2個背靠背換流站，分別落點在渝鄂聯絡線的南、北兩個通道［15］。為解決柔直并網帶來的潮流疏散及暫態穩定問題，固化三峽現有輸電系統功能，強化葛洲壩原有輸電系統供電能力，湖北電網將對500 kV 主網架進行加強［16-17］，即鄂西交流補強系列工程，構建三峽和葛洲壩輸電系統雙重電網結構。鄂西交流工程改造完全后的新電網網架結構如圖1所示。

圖1 華中電網示意圖Fig.1 Sketch of Central China power grid

由于鄂西交流補強工程涉及面較廣，各項工程實際開展時間和工程實施難度不一，導致各補強工程不同期投產。本文針對該工程實施過程中可能出現的4個階段的水電外送能力進行研究，各過渡階段安排如圖2所示。

圖2 過渡階段示意圖Fig.2 Schematic diagram of the transition phase

豐水期施州直流送華中時，興隆站作為施州直流、恩施地區水電、水布埡、江坪河以及三峽右二電站交流外送的匯集點，送電壓力較大，母線電壓較低，在發生500 kV 江興、漁興、桃興等線路N-1 故障，或同塔線路漁興I+II 回、漁宜+漁興III回發生N-2故障時，可能引起三峽右二電站、恩施地區機組、水布埡和江坪河機組相對主網失步。尤其在宜華直流未滿送、恩施上網功率較大及水布埡和江坪河開機較多時，漁峽東送斷面潮流疏散壓力更大，興隆站電壓進一步降低，系統暫穩問題更加突出［18］。

2 近區水電外送能力分析

本文研究的系統暫穩問題主要與施州直流、恩施地區水電、水布埡、江坪河、三峽右二電站交流外送功率，以及施州直流控制策略和三峽電站分/合母運行方式相關，涉及因素較多。為簡化此類問題，本文將三峽右二電站交流外送設為固定因素，施州直流定無功運行，三峽機組分母運行，宜華直流皆按外送2 500 MW考慮。

2.1 恩施東及江坪河水電站投產后近區水電外送能力分析

本文研究的第1個過渡階段的具體投產方案為：恩施東變電站投運，容量1×750 MVA，500 kV側π入恩漁I回，220 kV側π入龍桑、旗桑線，并新建2回線路至羅家灣、桑家壩。江坪河水電站投運，裝機2×225 MW。

2.1.1 電網穩定特性分析

恩施東變電站及江坪河水電站投產后，本文選取典型方式：豐水期恩施電源上網1 000 MW、高壩洲機組滿發、水布埡開機2×460 MW 與高壩洲機組進行流量匹配、江坪河不開機、施州直流送華中1 700 MW（考慮系統滿足N-1約束），對系統近區電網進行安全穩定分析。

該典型方式下，漁興三回線功率3 190 MW，漁宜線功率330 MW，宜興雙線功率2 320 MW，興隆電壓510.1 kV，漁峽電壓524.4 kV。

在此方式下進行N-2故障穩定校核，系統發生N-2故障后的穩定情況如表1所示。

表1 N-2故障后系統穩定情況（階段1）Table 1 System Stability after N-2 failure(Phase 1)

其中漁興I、II 回N-2 故障后，近區母線電壓曲線如圖3所示。

圖3 故障后近區母線電壓曲線（階段1）Fig.3 Near-field bus voltage curve after fault(phase 1)

由表1和圖3可知，該典型方式下的恩施和恩施東外送斷面不受N-2 故障約束，漁峽外送斷面受漁興I、II回N-2故障約束，故障后近區母線電壓嚴重失穩，且三峽、恩施水電、水布埡和江坪河機組都功角失穩。因此，需在此基礎上分析漁峽斷面的外送能力。

2.1.2 漁峽斷面外送能力分析

漁峽斷面外送能力主要與施州直流送華中、恩施電源上網和漁峽電源開機臺數有關，由于江坪河2 臺機組容量為450 MW，與水布埡單臺機組容量460 MW基本相同，為研究方便考慮，本文將漁峽接入電源水布埡和江坪河按5臺機進行統一考慮。

恩施電源上網1 000 MW 時，按照漁興I、II 回N-2故障約束，分別在有、無穩控措施的條件下，對漁峽外送極限進行仿真計算，漁峽外送極限如圖4所示。

圖4 漁峽斷面外送能力（階段1）Fig.4 Outward delivery capacity of Yuxia section(Phase 1)

由圖4可知，除漁峽不開機有穩控的情況下，漁峽外送斷面極限較大，其余隨著漁峽電源開機臺數的增加，漁峽外送斷面極限隨之提升。有穩控措施時，最大可外送約3 750 MW，比無穩控提升700 MW，提升了水布埡、江坪河機組的外送能力。

2.2 安江、宜興對調后外送能力分析

安福-江陵線、宜都-興隆線路對調工程實施后，近區電網與三峽、漁峽電源耦合關系發生變化，將對漁峽斷面外送特性和外送能力產生一定影響。本文在不同漁峽斷面外送功率情況下，對近區N-1（漁興I回、江興線和桃興線）和N-2 故障進行仿真分析。其中負荷水平為大負荷，恩施電源上網1 000 MW，水布埡、江坪河機組滿開，故障后系統穩定情況如表2所示。

表2 不同漁峽斷面功率下故障后系統穩定情況（階段2）Table 2 System stability after faults at different Yuxia section powers(phase 2)

由表2 可知在不計穩控措施前提下，漁峽斷面極限由對調實施前的3 050 MW 提升至4 100 MW。表2中系統失穩情況下的近區電網功角曲線如圖5所示。

圖5 近區電網功角曲線（階段2）Fig.5 Power angle curve of near-term power grid(phase 2)

由圖5可知，故障后三峽電站機組保持穩定，恩施水電機組、水布埡和江坪河機組功角失穩。

因此，安江、宜興對調工程實施后，三峽電站送出系統穩定特性變好，漁峽外送斷面極限提升。同時，漁峽斷面外送約束由漁興I、II回N-2故障導致的三峽電源和漁峽電源暫態失穩，變為漁興III 回+漁宜線N-2故障導致的漁峽電源暫態失穩問題。在考慮采取調制施州直流1 000 MW、切水布埡3 機和江坪河1 機的穩控措施情況下，漁峽外送斷面可由4 100 MW 提升至4 600 MW。因此，現有的穩控措施，能適應安福-江陵線、宜都-興隆線路對調工程實施后的情況。

2.3 朝恩、朝漁新建后外送能力分析

本文研究的電網網架過渡階段3的電網形態變化為：將漁峽-宜都500 kV線路宜都側改接至朝陽，改接新建線路與原導線相匹配，新建恩施東-朝陽、宜都-孱陵500 kV線路工程，安福擴建#3主變。

在大負荷水平下，葛-隔電源滿發2 500 MW時，對近區電網進行N-1 故障校核。仿真結果表明，若漁峽斷面外送5 800 MW時，外送約束為葛雙線N-1故障后導致近區線路嚴重過載，系統不滿足N-1 穩定校核。若將漁峽斷面外送降至2 800 MW，則葛雙N-1故障滿足系統穩定校核，此時葛-隔外送斷面為3 000 MW。

按照當前的工程進度，若出現葛雙、雙玉線未補強，而朝恩、朝漁線部分投運或全部投運的情況時，在滿足葛-隔電源外送情況下，漁峽斷面最大送電極限降至2 800～3 400 MW，較第1 個過渡階段降低了400～1 000 MW，將影響整個漁峽斷面外送能力。因此，建議將朝恩新建、朝漁改接工程和葛雙、雙玉線路溫升改造工程盡量同期投產，避免漁峽外送斷面受葛雙N-1故障約束，影響豐水期水布埡、恩施水電等電源外送。

3 葛-隔增容改造后外送能力分析

過渡階段4 將在過渡階段3 的基礎上進行葛-隔外送斷面增容改造，具體方案為：葛洲壩-雙河I、II 回線路和雙河-玉賢I、II回線路溫升改造工程。

3.1 漁峽斷面外送約束

對于本文在大負荷水平下，葛-隔電源滿發2 500 MW，漁峽斷面外送5 800 MW 時，對漁峽外送斷面進行N-1、N-2 穩定校核，仿真結果中近區線路發生N-2 故障都能保持穩定。其中發生漁興I、II回N-2故障后的近區500 kV母線電壓曲線如圖6所示。

由圖6 可知，由于新網架中漁峽外送斷面與三峽電站耦合關系減弱，系統穩定特性較之前更好。對檢修方式進行仿真計算后，發現僅在部分檢修方式下，存在線路過載或暫穩問題，以調制直流、切除水布埡機組的穩控措施能解決此類問題，故漁峽斷面極限不再受此類故障的約束。

圖6 故障后近區電壓曲線（階段4）Fig.6 Near-field bus voltage curve after fault(phase 4)

3.2 葛-隔斷面外送約束

現階段的葛-隔外送斷面中，500 kV葛雙、雙玉雙線都已經進行了增容改造，葛-隔外送能力得到大幅提升。500 kV 葛朝I、II 回為同塔線路，在漁峽斷面多送方式下，大量潮流通過葛朝雙線流入葛-隔送出通道。若此時發生葛朝N-2故障后，在大負荷水平下，由于朝陽-孱陵電磁環網線路初始潮流較重，則故障后可能會導致220 kV線路過載，因而需要對葛朝N-2故障后經朝陽主變穿越至220 kV 電磁環網的潮流進行分析。本文仍在大負荷水平下，葛-隔電源滿發2 500 MW，漁峽斷面外送5 800 MW 時，對葛-隔斷面近區進行N-1、N-2 故障穩定校核，計算結果如表3所示。

表3 N-2故障后系統穩定情況（階段4）Table 3 System stability after N-2 failure(Phase 4)

由表3可知，由于葛軍線仍尚未增容，在發生葛雙N-2和雙玉N-2故障后，系統暫態穩定，但是大量潮流經葛軍線轉移，會導致500 kV葛軍線分別過載34%和21%。大負荷方式下，由于朝陽-孱陵地區220 kV 電磁環網線路負載率較高，在發生葛朝N-2故障后，葛朝線部分潮流經朝陽主變穿越至220 kV電磁環網，導致220 kV 郭樓II 線過載。因此，現有穩控措施不滿足豐水期水布埡、隔河巖和高壩洲機組的發電需求，需要改進或新增穩控措施。

4 結論

本文仿真分析了渝鄂柔性直流背靠背聯網工程及相關交流補強工程投運期間，電網網架結構可能出現的4 種過渡階段的穩定特性，及其對應的近區電網潮流特性和清江梯級電站的外送影響。主要結論如下：

1）建議加快開展安福-江陵、宜都-興隆線路對調工程和葛軍線的增容改造工程，提升漁峽斷面極限，進而提升水布埡、恩施水電和宜昌南地區電源的外送能力。

2）建議將朝漁改接、朝恩新建線路工程和葛雙、雙玉線路溫升改造工程盡量同期投產，避免漁峽外送斷面受葛雙N-1故障約束，影響豐水期水布埡、恩施水電等電源外送。

3）過渡階段1、2 建議沿用現有穩控措施，則豐水期基本可滿足水布埡和隔河巖500 kV 機組的最大發電需求。過渡階段3、4 建議改造葛雙、雙玉N-2 穩控措施，使其具備故障后切除葛-隔及漁峽電源的控制功能；建議新增葛朝N-2穩控措施，使其具備故障后切除220 kV風電和清江水電的控制功能，則豐水期基本可滿足水布埡、隔河巖和高壩洲最大發電需求。

本文的研究結果可有效提高鄂西交流補強工程實施過程中各階段的近區水電站外送水平，降低電網運行風險，保證電網的經濟運行，對同類交流補強工程規劃設計有較好的參考價值。

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