基于特高壓交直流電網穩定水平的鄂贛500kV聯絡線解環適應性研究

聶更生，鄭 春，楊 超，羅路平

（國網江西省電力有限公司經濟技術研究院，江西 南昌 330043）

0 引言

隨著上級電網的發展，下級電網逐步解環是電網發展的必然趨勢，這在500 kV/220 kV電網的發展中已經得到體現[1]。目前，江西通過鄂贛500 kV省間3回聯絡線與湖北電網形成電氣聯系。規劃2021-2022年逐步投運雅中—江西±800 kV特高壓直流工程和長沙—南昌—武漢1 000 kV特高壓交流工程。

當特高壓電網發展較完善的前提下，鄂贛聯絡線適時解環，可以解決電網發展的諸多問題。其一，可顯著降低鄂贛聯絡線接入點近區500 kV短路電流水平，為江西中部電網發展留出了裕度。其二，解環后通過特高壓交流通道送電，可避免雅中直流雙極閉鎖故障發生后功率易從鄂贛聯絡線轉移而造成過載問題，也有利于提高正常方式下特高壓交流通道利用率。其三，隨著湖北東部負荷發展，鄂東江南-江北斷面已無法滿足鄂東江南地區電力供應需求，鄂贛500 kV聯絡線送電能力受限[2]。解環后，省間互濟過程中，鄂贛互濟潮流不再穿越湖北500 kV主網架，有助于提供鄂贛斷面供電安全，滿足華中電網安全運行[3]。因此需進一步開展深入分析、詳細計算，結合電網發展需要，適時推進500 kV省間聯絡線解環運行[4]。

1 鄂贛聯絡線解環場景

為分析近期、遠期的各類場景，根據電網規劃方案綜合考慮設置2025年南昌3臺、南昌4臺，2035年南昌4臺、南昌&贛州各2臺、南昌&新余各2臺共五種方案，方案分類如表1所示。

表1 各類場景方案圖例對應表

各類場景下，江西電網對外輸電線路和內部特高壓站點如圖1所示：

圖1 各類場景圖例

2 方案綜合分析

2.1 穩定極限

江西主網架相對堅強，暫穩極限高于熱穩極限，因此受電極限基本上受熱穩極限約束[5]。各年份、方案、方式下的江西電網對外受電極限如表2 所示，可以看出鄂贛解環對暫態穩定的影響較熱穩定影響更大，解環后，江西電網暫穩極限下降50萬～600萬kW，熱穩極限下降20 萬～300 萬kW。

表2 各類方案和方式下的穩定極限 萬kW

2.2 負荷對穩定極限的影響

負荷大小對穩定極限的影響如圖2所示，同等外受電規模情況下，大負荷比平負荷場景省內機組開機多，系統穩定性相對較強，無論是暫穩/熱穩、合環/解環條件下，大負荷場景穩定極限均相對較高或持平。

圖2 大負荷極限與小負荷極限的差值

2.3 解環對穩定極限的影響

解環與合環對穩定極限的影響如圖3所示，解環后省間電網電氣聯系削弱，各場景下穩定極限均有所下降，鄂贛聯絡線解環場景較合環場景，江西電網受電極限下降20萬～600萬kW。

圖3 合環極限與解環極限的差值

2.4 暫態與熱穩定極限對比

暫態穩定與熱穩定極限的差值如圖4所示，江西500 kV網架較為堅強，暫態穩定水平裕度較高，江西電網暫穩極限高于熱穩極限。因此，江西電網穩定極限主要受熱穩定極限約束。

圖4 暫態極限與解環極限的差值

2.5 各場景穩定極限對比

從反映各類場景穩定極限的圖5中可以觀察得出，各場景的穩定極限由高至低排序如下：

2025 年，南昌4臺>南昌3臺。

綜上所述，牙齦色度的影響因素在不同文獻報道中所得到的結論不盡相同,這可能是由于測色儀器、測色區域、樣本含量、混淆因素等不同所造成的。在今后有關牙齦色度的研究中,應注重測量手段的特殊化準確化、測量環境的標準化、設計原則的執行、觀察者的可靠性評估，以使得到的數據和結論更科學、更客觀。

2035 年，南昌&贛州各2臺＞南昌&新余各2臺>南昌4臺。

圖5 各類場景的極限

2.6 穩定極限受熱因素分析

1）暫穩定極限

暫穩極限大多受限于雙極閉鎖故障下電壓失穩，2035年合環時受限于正常方式磁永線過載。

2）熱穩定極限

合環條件下，受故障后磁永線熱穩約束；解環則受限于特高壓交流站主變過載。

各類方案、方式等條件下，穩定極限的受限因素如表3所示。

表3 各類方案和方式下的穩定極限受限因素

3 解環適應性分析

3.1 安全裕度

各方案下的綜合受電極限如表4所示，綜合受電極限基本受平負荷的熱穩極限約束。2035年各方案省內均為4臺特高壓主變，綜合受電極限基本在1 300萬kW左右，可以通過增加特高壓交流變電規模以提升受電極限。

表4 各方案下的綜合受電極限 萬kW

3.2 特高壓交流通道利用率

以南昌&贛州各2臺主變，全省受電1 300萬kW（熱穩極限受電規模）為例，解環與合環條件下各線路負荷如表5所示。合環情況下，特高壓線路受電324萬kW，解環后受電487.6萬kW。

計算結果表明，解環后可有效提高特高壓交流通道利用效率，特高壓線路利用效率提高50.5%。

表5 大負荷下受電1 300萬kW下各線路負荷 萬kW

3.3 短路電流

3.3.1 2025年短路電流情況

鄂贛解環可顯著降低聯絡線近區站點短路電流，以南昌4臺主變場景為例，其中夢山下降6.2 kA、厚田下降4.8 kA、永修下降3.9 kA。

2025 年解環前后500 kV站點三相短路電流如表6所示，計算結果表明，在不采取其他措施情況下，2025年鄂贛解環后，可有效控制江西中部地區短路電流水平，能夠滿足安全運行要求。

表6 2025年解環前后500 kV站點三相短路電流表 kA

3.3.2 2035年短路電流情況

鄂贛解環可顯著降低聯絡線近區站點短路電流，以南昌&贛州各2臺主變場景為例，其中厚田下降8.1 kA、永修下降4.38 kA。

2035 年解環前后500 kV站點三相短路電流如表7所示，計算結果表明，在2035年目標網架方案下，鄂贛解環后可以進一步降低江西中部地區站點短路電流水平，為電網發展留下裕度。

表7 2035年解環前后500 kV廠站三相短路電流表 kA

3.4 網損對比

以南昌和贛州各2臺主變大負荷方式為例，解環損耗與合環損耗如表8所示，其差值與受電規模密切相關。

表8 各受電規模下網損差異對比 MW

從圖6中可以看出，受電規模8 000 MW左右時，系統網損最低。

圖6 不同受電規模下網損趨勢變化

圖7反映了不同受電規模下，解環與合環的損耗差值，受電規模偏離400萬～600萬kW時，解環與合環系統損耗差值逐漸增大。

圖7 不同受電規模下合環/解環網損差異

4 結語

2025 年，在湖北黃石特高壓新建、南昌特高壓擴建3號主變后，鄂贛聯絡線具備解環條件，解環后江西電網受電極限主要受熱穩約束限制，約為1 020萬kW。但解環后，江西電網僅通過一座南昌特高壓交流站與華中電網聯系，若南昌特高壓交流站故障，存在孤網運行的風險[6]。

各場景解環后，江西電網暫穩裕度排序如下：南昌&贛州各2臺＞南昌&新余各2臺>南昌4臺>南昌3臺，即江西電網建設第二座特高壓交流站后，暫穩裕度將顯著提升，且能夠消除孤網運行風險。

為消除解環后孤網運行風險和提升江西電網安全裕度，建議增加贛州第二特高壓交流站后，鄂贛聯絡線實施解環。