特高壓接入大型城市500 kV電網適應性分析及應對策略

宋福龍，余瀟瀟

(1.全球能源互聯網發展合作組織，北京市 100031；2.全球能源互聯網集團有限公司，北京市 100031)

0 引 言

中國能源資源與負荷中心呈明顯逆向分布，大量能源資源分布在西部北部地區，中東部經濟發達地區一次能源匱乏，但人口稠密，電能需求大。截至2019年底，我國中東部地區電力需求達到4 750 TW·h，占比65.5%。預計“十四五”末，中東部地區用電需求將進一步增至5 960 TW·h，占比約64.7%。

采用特高壓輸電技術可以實現大范圍優化配置能源資源，保障大型能源基地的集約開發和電力的合理輸出利用，將我國東、西部連接起來，解決兩邊發展的不對稱問題[1-2]。與傳統高壓輸電技術相比，特高壓輸電技術能夠提高輸送容量，增加經濟輸電距離，在減少輸電損耗、節約線路走廊占地、節約工程投資等方面也具有明顯優勢。1條1 000 kV特高壓輸電線路輸送容量相當于4～5條500 kV線路，同等輸送能力下占地僅為500 kV線路的四分之一[3-4]。

2020年3月4日，中共中央政治局常務委員會召開會議，提出要加快新型基礎設施建設，并明確特高壓為“新基建”七大范疇之一。特高壓行業發展具備逆周期性，產業鏈條較長，可帶動設備制造企業恢復生產，廣泛拉動社會投資，增加就業崗位，中長期經濟效益顯著，能夠復蘇并推動我國實體經濟向前發展。

國家主席習近平在2020年9月22日召開的聯合國大會上表示：“中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，爭取在2060年前實現碳中和。”為了實現這一目標，預計“十四五”期間，我國中東部地區將加快淘汰煤電落后產能，西部北部加快清潔能源基地和特高壓外送電通道建設，中東部地區，特別是大城市及周邊地區，將通過特高壓受入更大規模、更高比例清潔電力。

以北京、上海、南京等大城市電網為例，電網為典型受端電網，安全可靠性要求高，為提高系統運行的可靠性和安全性，輸電網均采用雙環網結構。同時，電網結構緊密，系統短路電流水平整體偏高。特高壓接入后，不僅增加了大城市主干電網的外受電能力，同時改變了電網基本參數和結構，進一步增大受端電網短路電流水平[5-14]。

因此，本文提出了一種針對特高壓接入的適應性綜合評估分析方法，對受端電網送受電能力、特高壓接入下系統的潮流、穩定和短路水平進行綜合評估，并以某大型城市電網為例，開展特高壓接入的適應性綜合評估和相關仿真計算。評估結果顯示，該大型城市500 kV電網能夠消納特高壓下送的3 000 MW功率，同時保持安全穩定運行。但由于電網結構進一步緊密，導致系統短路電流超限。本文提出了兩種短路電流抑制策略，分別是通過斷開500 kV E站—F電廠單回線來改變電網結構和在系統中串聯限流電抗器來改變線路參數。仿真結果顯示，在實施短路電流限制策略后，系統短路電流可限制在61 kA，能夠滿足系統安全穩定運行要求。

1 特高壓接入大型城市電網適應性評估研究基礎

以我國某大型城市電網為例開展特高壓電網接入的適應性研究。目標電網為典型受端電網，需要大量的外部電力支援以滿足供用電平衡。該大型城市電網2020年最大負荷約23 GW，本地裝機容量約11 GW，最大出力約8.5 GW。計劃投運的特高壓通道的500 kV側采用3/2接線，一期(2021年)建設兩組主變(2×3 000 MVA)合母線運行，雙破500 kV C站—D站雙回線；二期(2022年)特高壓站接入500 kV E站，形成特高壓站至該大型城市電網兩條500 kV下送通道。特高壓站接入方案及該大型城市主網架分別如圖1、圖2所示。

圖1 特高壓接入某大型城市電網簡化示意圖Fig.1 Simplified illustration of UHV interconnection to a metropolitan transmission network

圖2 該大型城市電網主網架Fig.2 Illustration of the 500 kV backbone network of the metropolitan transmission grid

特高壓工程接入初期，該大型城市電網具有以下特點：

1)該大型城市電網東部負荷中心及周邊電網潮流進一步加重。如圖2所示，該大型城市電網外電源主要來自北部和西部，電力流整體呈現“北電南送，西電東送”的供電特點。其中東部地區C站—E站雙回線和E站—G站單回線路潮流較重，尤其夏季大負荷期間，E站—G站單回線路潮流最高可達2 000 MW，安全穩定風險較大。在特高壓站接入C站后，將進一步加重東部負荷中心周邊500 kV線路潮流。

2)東部電網短路電流水平進一步提升。我國大型城市電網短路電流長期處于偏高水平，以該大型城市電網為例，2019年在全開機全接線方式下，C站500 kV側短路電流達61 kA，C站所處500 kV分區電網內某220 kV站220 kV側短路電流達47 kA，均接近斷路器遮斷容量。二期特高壓站—500 kV E站雙回線建成后，將進一步加大東部負荷中心電網短路電流水平，電網將面臨短路電流超標風險。

為評估大型城市電網對特高壓接入的適應性，本文提出了一種系統評估策略，如圖3所示。首先，通過潮流計算，評估城市主干輸電網對特高壓下送功率的接納能力；然后，通過典型故障情況下動態仿真模擬，評估特高壓接入發生故障時，系統安全穩定運行能力；最后，評估特高壓接入后系統短路電流能力，如果發生短路電流越限，提出短路電流抑制策略。

圖3 大型城市電網對特高壓接入的適應性系統評估流程Fig.3 Evaluation flow of the adaptability of UHV interconnection

本文在2021年和2022年夏季大負荷方式(負荷分別為24 GW、25.2 GW)下，特高壓下送功率分別為1 000 MW、3 000 MW時，對該大型城市電網進行仿真模擬。仿真模擬所采用的主要工具是BPA電力系統分析軟件包，該大型城市電網負荷模型采用60%恒阻抗、40%恒功率模型。

2 該大型城市500 kV電網受電能力分析

特高壓站—500 kV C站線路導線最小型號為4×400 mm2，線路自然功率約為2 000 MW。經計算，2021年，特高壓接入該大型城市電網，通過特高壓站—500 kV C站線路下送功率約1 000 MW。該大型城市500 kV電網外圍環網上C站—E站雙回線潮流加重，達2 080 MW，E站—G站單回線路潮流達1 200 MW。受特高壓站接入的影響，A站—C站雙回線路潮流方向改為由C站至A站，潮流大小為1 120 MW。總體而言，該大型城市電網各電壓等級及線路潮流均在允許范圍內，潮流流向合理，無線路過載，各主要線路均滿足N-1要求。

2022年，新建特高壓站—500 kV E站雙回線，特高壓下送該大型城市電網功率增至約3 000 MW，對該大型城市電網外部500 kV環網潮流分布產生較大影響。由于特高壓站—C站—E站線路電氣長度遠大于特高壓站—E站雙回線路電氣距離，特高壓站電力主要通過特高壓站—E站雙回線路下送至E站，仿真結果顯示該線路潮流為2 000 MW；C站—E站500 kV雙回線路潮流為1 200 MW，較2021年減小了880 MW；E站—G站500 kV單回線路潮流依然較重，增至約1 900 MW。

特高壓站—E站500 kV雙回線下送的2 000 MW主要通過E站、F站消納。500 kV E站2號變壓器下送電力1 100 MW，主變負載率接近滿載運行。若E站—G站500 kV單回線路發生N-1故障，E站2號變壓器將過載40%，安全穩定問題嚴重。需考慮恢復E站—G站雙回線路或實施E站500 kV變電站增容工程解決變電站過載問題。

從500 kV電網轉供能力來看，在特高壓與500 kV電網聯網線路合環運行情況下，并沒有改變該大型城市電網“北電南送”的潮流格局。特高壓站下送的3 000 MW功率主要通過東部C站—E站500 kV雙回線、E站—G站500 kV單回線轉供，其余功率通過C站—A站500 kV雙回線在北部環網流動。特高壓站外送斷面輸送能力主要受限于E站—G站500 kV線路N-1熱穩定約束。整體來看，該大型城市500 kV電網能力可以滿足特高壓約3 000 MW的下送需求。

3 特高壓電網接入對該大型城市電網安全穩定的影響

特高壓接入該大型城市電網后，東部500 kV環網輸送功率增大，故障后可能影響局部電網穩定運行[11-14]，為此需研究特高壓工程接入后該大型城市電網的穩定特性，校核特高壓通道故障對該大型城市電網穩定性的影響。

首先，對500 kV電網發生單一故障時的電網穩定性進行分析。對2021年和2022年最大負荷方式下，各種故障情況下該大型城市電網暫態穩定性進行仿真模擬。仿真結果顯示，該大型城市500 kV電網單回線路發生三相永久性故障情景下，只要保護斷路器正常動作，無需采取穩定控制措施，系統均能保持暫態穩定。

其次，對特高壓電網發生單一故障時的系統穩定性進行校驗。圖4和圖5所示為2022年夏季大負荷方式，在特高壓下送3 000 MW的情況下，特高壓站—E站500 kV線路發生N-1三相永久故障時，0.1 s跳開故障線路的穩定計算結果。計算表明，在一回線路發生N-1三相短路故障時，特高壓站—E站500 kV線路潮流波動最大增至1 856 MW，且在6 s左右恢復平穩。E站500 kV母線電壓可在0.58 s內恢復至0.96 pu。因此，即使三相短路故障失去單回特高壓線路，該大型城市電網也能夠保持安全穩定。

圖4 特高壓站—E站500 kV線路N-1故障時，線路功率變化量Fig.4 Power fluctuation when “N-1” fault happens on the lines between UHV and 500 kV substation E

圖5 特高壓站—E站500 kV線路N-1故障時，E站500 kV母線電壓變化情況Fig.5 500 kV bus voltage fluctuation of substation E when “N-1” fault happens on the lines between UHV and 500 kV substation E

最后，分析特高壓電網發生嚴重故障時的系統穩定性。2022年夏季最大負荷方式下，當特高壓站—E站500 kV線路發生嚴重故障時，0.1 s跳閘雙回線的暫態穩定計算結果如圖6所示。仿真計算結果表明，在特高壓站主要的500 kV下送通道發生N-2故障時，無需采取穩定控制措施，系統仍然能保持暫態穩定。

圖6 特高壓站—E站線路N-2故障，特高壓站—C站線路功率變化量Fig.6 Power Fluctuation when “N-2” fault happens on the line between UHV and 500 kV substation E

特高壓下送3 000 MW時，在發生故障失去一條特高壓下送通道的情況下，斷面功率將轉移至特高壓站—C站500 kV雙回線路，出現功率較大幅度振蕩，單回最大潮流約1 264 MW，但并未超過線路熱穩極限。計算結果表明，特高壓一條下送通道發生N-2嚴重故障時，該大型城市電網依舊能夠保持安全穩定。與N-1故障相似，在N-2故障發生后，E站500 kV母線電壓也可在0.6 s左右恢復至0.96 pu。

通過對特高壓聯網下該大型城市500 kV電網進行暫態穩定校驗，驗證了在失去一條特高壓下送通道情況下，電網無電壓和功角失穩情況，表示該大型城市電網安全穩定裕度較高，可以滿足特高壓聯網需求。

4 特高壓電網接入對大型城市500 kV電網短路電流影響與限流對策

4.1 短路電流的影響

特高壓站接入該大型城市電網，將明顯增加該大型城市東部電網短路電流水平，且越靠近特高壓變電站，電網短路電流增加越多[15-16]。為評估特高壓接入后500 kV電網短路電流，根據戴維南定理，圖1中受端供電區域網絡結構可建立如圖7所示的簡化模型。

圖7 受端電網短路電流簡化計算模型Fig.7 Illustration of the short-circuit current calculation model of the metropolitan network

以500 kV電網內500 kV母線G節點為例，短路電流包含來自特高壓系統的短路電流IG-S和來自500 kV電網的短路電流IBG-G。計算公式如下：

(1)

(2)

式(1)、式(2)中變量與圖7一致。如式(1)所示，特高壓系統向500 kV電網受入的短路電流與其短路容量、主變壓器單組容量及臺數、短路阻抗以及特高壓變電站500 kV母線運行方式等有關。如式(2)所示，500 kV電網側的短路電流與電網結構、接線方式等有關。

根據系統仿真計算，2021年特高壓接入后，C站500 kV側短路電流水平達62.67 kA，接近斷路器遮斷容量63 kA。2022年，特高壓站—E站500 kV雙回線路建成，東部形成特高壓站—C站—E站—特高壓站新的500 kV環網結構，如圖1所示，對該城市電網東部短路電流水平助增明顯。經短路電流計算，2022年C站、E站500 kV側短路電流分別為63.7 kA、61.4 kA，如表1所示。C站已超過斷路器遮斷容量，需采取相應的限流措施。

表1 特高壓站對該大型城市東部電網500 kV側短路電流影響Table 1 Short-circuit current of 500 kV network influenced by UHV interconnection

4.2 電網短路電流限制措施

首先，考慮改變該大型城市東部500 kV電網結構來限制短路電流水平。通過分析該大型城市東部500 kV電網結構可以看出，特高壓接入形成特高壓站—C站—E站—特高壓站500 kV小環網結構，使得電網聯系越發緊密，這是造成短路電流超標主要因素[17-21]。但考慮到該大型城市電網可靠性要求和未來電網規劃需要，C站—E站500 kV雙回線路仍需合環運行，保持500 kV環網結構。

限流措施首先考慮斷開E站—F電廠500 kV單回線(正常方式為熱備用運行)，如圖8所示。未采取限流措施時，F電廠500 kV側合母線運行，形成了C站—特高壓站—D站—S站—F電廠—E站—C站的大環網結構，對該大型城市東部電網短路電流助增明顯。此外，F電廠—E站500 kV單回線受F電廠發電能力限制，正常方式下對該大型城市電網提供電力相對較小，因此優先考慮斷開F電廠(保持熱備用運行)，來降低C站500 kV側短路電流水平。

圖8 斷開F電廠—E站單回線限制短路電流措施示意圖Fig.8 Illustration of the short-circuit current limitation strategy by opening the interconnection between power plant F and substation E

如表2所示，斷開F電廠—E站500 kV單回線，可有效抑制特高壓站、C站500 kV側短路電流水平，分別降至61.5 kA、61.6 kA，在設備短路容量允許范圍內(63 kA)。E站短路水平下降明顯，達到56.5 kA。綜合來看，特高壓和該大型城市500 kV變電站短路水平可滿足電網安全運行條件。

表2 斷開F電廠—E站500 kV線路，該大型城市東部電網短路電流水平Table 2 Short-circuit current of the 500 kV network influenced by UHV interconnection when power plant F is isolated from substation E

另一種限流策略是考慮在2023年500 kV Q站投運后，接入串聯電抗器，如圖9所示，該方法也適用于較低電壓等級電網短路電流抑制[22]。根據該大型城市電網“十四五”規劃，Q站將雙破接入C站—E站500 kV雙回線，且500 kV側需合環運行。根據潮流計算結果，C站下送電力經過Q站消納后，使得Q站—E站雙回線路潮流明顯減小，為減小串抗接入無功損耗，可考慮在Q站—E站500 kV雙回線上接入串抗，來進一步限制C站短路電流水平。在Q站—E站線路接入10 Ω串抗后，該大型城市東部500 kV電網短路電流如表3所示。

表3 加裝串聯電抗器，東部500 kV電網短路電流水平Table 3 Short-circuit current of the eastern 500 kV network influenced by UHV interconnection when serial reactor is added

圖9 加裝串聯電抗器限制短路電流示意圖Fig.9 Illustration of the short-circuit current limitation strategy by adding serial reactor

表3中計算結果顯示，2022年Q站投運后，在Q站—E站接入10 Ω串抗，同樣可有效抑制特高壓站、C站500 kV側短路電流水平，與斷開F電廠—E站500 kV線路方案相比，加裝10 Ω串抗后，系統500 kV短路電流水平更低，抑制效果更顯著。但加裝串抗后，會增加系統損耗并帶來一定程度的電壓跌落，因此在短路電流超標程度較輕時，盡量不考慮加裝串抗或者加裝阻值較小的串抗。

后期隨著該大型城市及周邊500 kV電網聯系更加緊密，可以考慮斷開F電廠—E站單回線路與Q站接入串抗兩種策略同時實施，來解決該大型城市東部電網短路電流超標問題。

5 結 論

發展特高壓電網是解決我國能源運輸分配難題的關鍵途徑。為了實現我國中長期碳減排和碳中和發展目標，我國煤電落后產能將加速退役，中東部地區將進一步加大通過特高壓受入西部北部清潔能源電力的比重，對電氣連接密度大、外受電比例高的大型城市電網帶來巨大挑戰，開展受端電網特高壓接入的適應性分析至關重要。

本文提出了一種從潮流、穩定和短路電流等多個方面對特高壓電網接入受端電網適應性綜合評估的方法。以某大型城市500 kV電網為例，開展了特高壓電網接入的適應性綜合評估和相關仿真計算。研究和仿真計算結果顯示該大型城市電網具備接納規劃特高壓下送3 000 MW電力的能力，但由于電網結構加密，導致短路水平超標。本文提出了兩種有效解決短路電流超標的限制措施，并驗證了措施的有效性。