特高壓接入大型城市500 kV電網(wǎng)適應(yīng)性分析及應(yīng)對(duì)策略

宋福龍，余瀟瀟

(1.全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織，北京市 100031；2.全球能源互聯(lián)網(wǎng)集團(tuán)有限公司，北京市 100031)

0 引 言

中國(guó)能源資源與負(fù)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(qū)，中東部經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)一次能源匱乏，但人口稠密，電能需求大。截至2019年底，我國(guó)中東部地區(qū)電力需求達(dá)到4 750 TW·h，占比65.5%。預(yù)計(jì)“十四五”末，中東部地區(qū)用電需求將進(jìn)一步增至5 960 TW·h，占比約64.7%。

采用特高壓輸電技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)大范圍優(yōu)化配置能源資源，保障大型能源基地的集約開發(fā)和電力的合理輸出利用，將我國(guó)東、西部連接起來，解決兩邊發(fā)展的不對(duì)稱問題[1-2]。與傳統(tǒng)高壓輸電技術(shù)相比，特高壓輸電技術(shù)能夠提高輸送容量，增加經(jīng)濟(jì)輸電距離，在減少輸電損耗、節(jié)約線路走廊占地、節(jié)約工程投資等方面也具有明顯優(yōu)勢(shì)。1條1 000 kV特高壓輸電線路輸送容量相當(dāng)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(wù)委員會(huì)召開會(huì)議，提出要加快新型基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，并明確特高壓為“新基建”七大范疇之一。特高壓行業(yè)發(fā)展具備逆周期性，產(chǎn)業(yè)鏈條較長(zhǎng)，可帶動(dòng)設(shè)備制造企業(yè)恢復(fù)生產(chǎn)，廣泛拉動(dòng)社會(huì)投資，增加就業(yè)崗位，中長(zhǎng)期經(jīng)濟(jì)效益顯著，能夠復(fù)蘇并推動(dòng)我國(guó)實(shí)體經(jīng)濟(jì)向前發(fā)展。

國(guó)家主席習(xí)近平在2020年9月22日召開的聯(lián)合國(guó)大會(huì)上表示：“中國(guó)將提高國(guó)家自主貢獻(xiàn)力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030年前達(dá)到峰值，爭(zhēng)取在2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和?！睘榱藢?shí)現(xiàn)這一目標(biāo)，預(yù)計(jì)“十四五”期間，我國(guó)中東部地區(qū)將加快淘汰煤電落后產(chǎn)能，西部北部加快清潔能源基地和特高壓外送電通道建設(shè)，中東部地區(qū)，特別是大城市及周邊地區(qū)，將通過特高壓受入更大規(guī)模、更高比例清潔電力。

以北京、上海、南京等大城市電網(wǎng)為例，電網(wǎng)為典型受端電網(wǎng)，安全可靠性要求高，為提高系統(tǒng)運(yùn)行的可靠性和安全性，輸電網(wǎng)均采用雙環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)。同時(shí)，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)緊密，系統(tǒng)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(wǎng)的外受電能力，同時(shí)改變了電網(wǎng)基本參數(shù)和結(jié)構(gòu)，進(jìn)一步增大受端電網(wǎng)短路電流水平[5-14]。

因此，本文提出了一種針對(duì)特高壓接入的適應(yīng)性綜合評(píng)估分析方法，對(duì)受端電網(wǎng)送受電能力、特高壓接入下系統(tǒng)的潮流、穩(wěn)定和短路水平進(jìn)行綜合評(píng)估，并以某大型城市電網(wǎng)為例，開展特高壓接入的適應(yīng)性綜合評(píng)估和相關(guān)仿真計(jì)算。評(píng)估結(jié)果顯示，該大型城市500 kV電網(wǎng)能夠消納特高壓下送的3 000 MW功率，同時(shí)保持安全穩(wěn)定運(yùn)行。但由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)進(jìn)一步緊密，導(dǎo)致系統(tǒng)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(wǎng)結(jié)構(gòu)和在系統(tǒng)中串聯(lián)限流電抗器來改變線路參數(shù)。仿真結(jié)果顯示，在實(shí)施短路電流限制策略后，系統(tǒng)短路電流可限制在61 kA，能夠滿足系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行要求。

1 特高壓接入大型城市電網(wǎng)適應(yīng)性評(píng)估研究基礎(chǔ)

以我國(guó)某大型城市電網(wǎng)為例開展特高壓電網(wǎng)接入的適應(yīng)性研究。目標(biāo)電網(wǎng)為典型受端電網(wǎng)，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(wǎng)2020年最大負(fù)荷約23 GW，本地裝機(jī)容量約11 GW，最大出力約8.5 GW。計(jì)劃投運(yùn)的特高壓通道的500 kV側(cè)采用3/2接線，一期(2021年)建設(shè)兩組主變(2×3 000 MVA)合母線運(yùn)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(wǎng)兩條500 kV下送通道。特高壓站接入方案及該大型城市主網(wǎng)架分別如圖1、圖2所示。

圖1 特高壓接入某大型城市電網(wǎng)簡(jiǎn)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(wǎng)主網(wǎng)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(wǎng)具有以下特點(diǎn)：

1)該大型城市電網(wǎng)東部負(fù)荷中心及周邊電網(wǎng)潮流進(jìn)一步加重。如圖2所示，該大型城市電網(wǎng)外電源主要來自北部和西部，電力流整體呈現(xiàn)“北電南送，西電東送”的供電特點(diǎn)。其中東部地區(qū)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(fù)荷期間，E站—G站單回線路潮流最高可達(dá)2 000 MW，安全穩(wěn)定風(fēng)險(xiǎn)較大。在特高壓站接入C站后，將進(jìn)一步加重東部負(fù)荷中心周邊500 kV線路潮流。

2)東部電網(wǎng)短路電流水平進(jìn)一步提升。我國(guó)大型城市電網(wǎng)短路電流長(zhǎng)期處于偏高水平，以該大型城市電網(wǎng)為例，2019年在全開機(jī)全接線方式下，C站500 kV側(cè)短路電流達(dá)61 kA，C站所處500 kV分區(qū)電網(wǎng)內(nèi)某220 kV站220 kV側(cè)短路電流達(dá)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(jìn)一步加大東部負(fù)荷中心電網(wǎng)短路電流水平，電網(wǎng)將面臨短路電流超標(biāo)風(fēng)險(xiǎn)。

為評(píng)估大型城市電網(wǎng)對(duì)特高壓接入的適應(yīng)性，本文提出了一種系統(tǒng)評(píng)估策略，如圖3所示。首先，通過潮流計(jì)算，評(píng)估城市主干輸電網(wǎng)對(duì)特高壓下送功率的接納能力；然后，通過典型故障情況下動(dòng)態(tài)仿真模擬，評(píng)估特高壓接入發(fā)生故障時(shí)，系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行能力；最后，評(píng)估特高壓接入后系統(tǒng)短路電流能力，如果發(fā)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(wǎng)對(duì)特高壓接入的適應(yīng)性系統(tǒng)評(píng)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(fù)荷方式(負(fù)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(shí)，對(duì)該大型城市電網(wǎng)進(jìn)行仿真模擬。仿真模擬所采用的主要工具是BPA電力系統(tǒng)分析軟件包，該大型城市電網(wǎng)負(fù)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(wǎng)受電能力分析

特高壓站—500 kV C站線路導(dǎo)線最小型號(hào)為4×400 mm2，線路自然功率約為2 000 MW。經(jīng)計(jì)算，2021年，特高壓接入該大型城市電網(wǎng)，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(wǎng)外圍環(huán)網(wǎng)上C站—E站雙回線潮流加重，達(dá)2 080 MW，E站—G站單回線路潮流達(dá)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?？傮w而言，該大型城市電網(wǎng)各電壓等級(jí)及線路潮流均在允許范圍內(nèi)，潮流流向合理，無(wú)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(wǎng)功率增至約3 000 MW，對(duì)該大型城市電網(wǎng)外部500 kV環(huán)網(wǎng)潮流分布產(chǎn)生較大影響。由于特高壓站—C站—E站線路電氣長(zhǎng)度遠(yuǎn)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(jié)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(hào)變壓器下送電力1 100 MW，主變負(fù)載率接近滿載運(yùn)行。若E站—G站500 kV單回線路發(fā)生N-1故障，E站2號(hào)變壓器將過載40%，安全穩(wěn)定問題嚴(yán)重。需考慮恢復(fù)E站—G站雙回線路或?qū)嵤〦站500 kV變電站增容工程解決變電站過載問題。

從500 kV電網(wǎng)轉(zhuǎn)供能力來看，在特高壓與500 kV電網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)線路合環(huán)運(yùn)行情況下，并沒有改變?cè)摯笮统鞘须娋W(wǎng)“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(zhuǎn)供，其余功率通過C站—A站500 kV雙回線在北部環(huán)網(wǎng)流動(dòng)。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(wěn)定約束。整體來看，該大型城市500 kV電網(wǎng)能力可以滿足特高壓約3 000 MW的下送需求。

3 特高壓電網(wǎng)接入對(duì)該大型城市電網(wǎng)安全穩(wěn)定的影響

特高壓接入該大型城市電網(wǎng)后，東部500 kV環(huán)網(wǎng)輸送功率增大，故障后可能影響局部電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行[11-14]，為此需研究特高壓工程接入后該大型城市電網(wǎng)的穩(wěn)定特性，校核特高壓通道故障對(duì)該大型城市電網(wǎng)穩(wěn)定性的影響。

首先，對(duì)500 kV電網(wǎng)發(fā)生單一故障時(shí)的電網(wǎng)穩(wěn)定性進(jìn)行分析。對(duì)2021年和2022年最大負(fù)荷方式下，各種故障情況下該大型城市電網(wǎng)暫態(tài)穩(wěn)定性進(jìn)行仿真模擬。仿真結(jié)果顯示，該大型城市500 kV電網(wǎng)單回線路發(fā)生三相永久性故障情景下，只要保護(hù)斷路器正常動(dòng)作，無(wú)需采取穩(wěn)定控制措施，系統(tǒng)均能保持暫態(tài)穩(wěn)定。

其次，對(duì)特高壓電網(wǎng)發(fā)生單一故障時(shí)的系統(tǒng)穩(wěn)定性進(jìn)行校驗(yàn)。圖4和圖5所示為2022年夏季大負(fù)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(fā)生N-1三相永久故障時(shí)，0.1 s跳開故障線路的穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果。計(jì)算表明，在一回線路發(fā)生N-1三相短路故障時(shí)，特高壓站—E站500 kV線路潮流波動(dòng)最大增至1 856 MW，且在6 s左右恢復(fù)平穩(wěn)。E站500 kV母線電壓可在0.58 s內(nèi)恢復(fù)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(wǎng)也能夠保持安全穩(wěn)定。

圖4 特高壓站—E站500 kV線路N-1故障時(shí)，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(shí)，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(wǎng)發(fā)生嚴(yán)重故障時(shí)的系統(tǒng)穩(wěn)定性。2022年夏季最大負(fù)荷方式下，當(dāng)特高壓站—E站500 kV線路發(fā)生嚴(yán)重故障時(shí)，0.1 s跳閘雙回線的暫態(tài)穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果如圖6所示。仿真計(jì)算結(jié)果表明，在特高壓站主要的500 kV下送通道發(fā)生N-2故障時(shí)，無(wú)需采取穩(wěn)定控制措施，系統(tǒng)仍然能保持暫態(tài)穩(wěn)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(shí)，在發(fā)生故障失去一條特高壓下送通道的情況下，斷面功率將轉(zhuǎn)移至特高壓站—C站500 kV雙回線路，出現(xiàn)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(wěn)極限。計(jì)算結(jié)果表明，特高壓一條下送通道發(fā)生N-2嚴(yán)重故障時(shí)，該大型城市電網(wǎng)依舊能夠保持安全穩(wěn)定。與N-1故障相似，在N-2故障發(fā)生后，E站500 kV母線電壓也可在0.6 s左右恢復(fù)至0.96 pu。

通過對(duì)特高壓聯(lián)網(wǎng)下該大型城市500 kV電網(wǎng)進(jìn)行暫態(tài)穩(wěn)定校驗(yàn)，驗(yàn)證了在失去一條特高壓下送通道情況下，電網(wǎng)無(wú)電壓和功角失穩(wěn)情況，表示該大型城市電網(wǎng)安全穩(wěn)定裕度較高，可以滿足特高壓聯(lián)網(wǎng)需求。

4 特高壓電網(wǎng)接入對(duì)大型城市500 kV電網(wǎng)短路電流影響與限流對(duì)策

4.1 短路電流的影響

特高壓站接入該大型城市電網(wǎng)，將明顯增加該大型城市東部電網(wǎng)短路電流水平，且越靠近特高壓變電站，電網(wǎng)短路電流增加越多[15-16]。為評(píng)估特高壓接入后500 kV電網(wǎng)短路電流，根據(jù)戴維南定理，圖1中受端供電區(qū)域網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)可建立如圖7所示的簡(jiǎn)化模型。

圖7 受端電網(wǎng)短路電流簡(jiǎn)化計(jì)算模型Fig.7 Illustration of the short-circuit current calculation model of the metropolitan network

以500 kV電網(wǎng)內(nèi)500 kV母線G節(jié)點(diǎn)為例，短路電流包含來自特高壓系統(tǒng)的短路電流IG-S和來自500 kV電網(wǎng)的短路電流IBG-G。計(jì)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(tǒng)向500 kV電網(wǎng)受入的短路電流與其短路容量、主變壓器單組容量及臺(tái)數(shù)、短路阻抗以及特高壓變電站500 kV母線運(yùn)行方式等有關(guān)。如式(2)所示，500 kV電網(wǎng)側(cè)的短路電流與電網(wǎng)結(jié)構(gòu)、接線方式等有關(guān)。

根據(jù)系統(tǒng)仿真計(jì)算，2021年特高壓接入后，C站500 kV側(cè)短路電流水平達(dá)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(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，如圖1所示，對(duì)該城市電網(wǎng)東部短路電流水平助增明顯。經(jīng)短路電流計(jì)算，2022年C站、E站500 kV側(cè)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(yīng)的限流措施。

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

4.2 電網(wǎng)短路電流限制措施

首先，考慮改變?cè)摯笮统鞘袞|部500 kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)來限制短路電流水平。通過分析該大型城市東部500 kV電網(wǎng)結(jié)構(gòu)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(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，使得電網(wǎng)聯(lián)系越發(fā)緊密，這是造成短路電流超標(biāo)主要因素[17-21]。但考慮到該大型城市電網(wǎng)可靠性要求和未來電網(wǎng)規(guī)劃需要，C站—E站500 kV雙回線路仍需合環(huán)運(yùn)行，保持500 kV環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)。

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(yùn)行)，如圖8所示。未采取限流措施時(shí)，F(xiàn)電廠500 kV側(cè)合母線運(yùn)行，形成了C站—特高壓站—D站—S站—F電廠—E站—C站的大環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，對(duì)該大型城市東部電網(wǎng)短路電流助增明顯。此外，F(xiàn)電廠—E站500 kV單回線受F電廠發(fā)電能力限制，正常方式下對(duì)該大型城市電網(wǎng)提供電力相對(duì)較小，因此優(yōu)先考慮斷開F電廠(保持熱備用運(yùn)行)，來降低C站500 kV側(cè)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(cè)短路電流水平，分別降至61.5 kA、61.6 kA，在設(shè)備短路容量允許范圍內(nèi)(63 kA)。E站短路水平下降明顯，達(dá)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(wǎng)安全運(yùn)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(wǎng)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(yùn)后，接入串聯(lián)電抗器，如圖9所示，該方法也適用于較低電壓等級(jí)電網(wǎng)短路電流抑制[22]。根據(jù)該大型城市電網(wǎng)“十四五”規(guī)劃，Q站將雙破接入C站—E站500 kV雙回線，且500 kV側(cè)需合環(huán)運(yùn)行。根據(jù)潮流計(jì)算結(jié)果，C站下送電力經(jīng)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(wú)功損耗，可考慮在Q站—E站500 kV雙回線上接入串抗，來進(jìn)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(wǎng)短路電流如表3所示。

表3 加裝串聯(lián)電抗器，東部500 kV電網(wǎng)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(lián)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(jì)算結(jié)果顯示，2022年Q站投運(yùn)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(cè)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(tǒng)500 kV短路電流水平更低，抑制效果更顯著。但加裝串抗后，會(huì)增加系統(tǒng)損耗并帶來一定程度的電壓跌落，因此在短路電流超標(biāo)程度較輕時(shí)，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(wǎng)聯(lián)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(shí)實(shí)施，來解決該大型城市東部電網(wǎng)短路電流超標(biāo)問題。

5 結(jié) 論

發(fā)展特高壓電網(wǎng)是解決我國(guó)能源運(yùn)輸分配難題的關(guān)鍵途徑。為了實(shí)現(xiàn)我國(guó)中長(zhǎng)期碳減排和碳中和發(fā)展目標(biāo)，我國(guó)煤電落后產(chǎn)能將加速退役，中東部地區(qū)將進(jìn)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(duì)電氣連接密度大、外受電比例高的大型城市電網(wǎng)帶來巨大挑戰(zhàn)，開展受端電網(wǎng)特高壓接入的適應(yīng)性分析至關(guān)重要。

本文提出了一種從潮流、穩(wěn)定和短路電流等多個(gè)方面對(duì)特高壓電網(wǎng)接入受端電網(wǎng)適應(yīng)性綜合評(píng)估的方法。以某大型城市500 kV電網(wǎng)為例，開展了特高壓電網(wǎng)接入的適應(yīng)性綜合評(píng)估和相關(guān)仿真計(jì)算。研究和仿真計(jì)算結(jié)果顯示該大型城市電網(wǎng)具備接納規(guī)劃特高壓下送3 000 MW電力的能力，但由于電網(wǎng)結(jié)構(gòu)加密，導(dǎo)致短路水平超標(biāo)。本文提出了兩種有效解決短路電流超標(biāo)的限制措施，并驗(yàn)證了措施的有效性。