鄭子墨 宋高宇 詹 銀 林 滔

（1.福州大學(xué) 2.國網(wǎng)福建省電力有限公司超高壓分公司 3.中國電建集團福建省電力勘測設(shè)計院有限公司）

1 概述

本文以閩粵兩省電力聯(lián)網(wǎng)為研究背景，以位于廣東梅州的500kV嘉應(yīng)變電站為廣東側(cè)假設(shè)接入位置，對其接入福建的系統(tǒng)安全穩(wěn)定情況進行分析研究，同時基于分析研究情況，對廣東側(cè)安全穩(wěn)定的補強措施進行舉例，并相對應(yīng)給予校核［1］。

2 常規(guī)方案下廣東側(cè)接入系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析

2.1 廣東電網(wǎng)概況

廣東電網(wǎng)已覆蓋廣東全省21個地市，交流最高電壓等級500kV，直流最高電壓等級±800kV。2018年，廣東電網(wǎng)已全面建成服務(wù)于珠江三角洲范圍的雙回路內(nèi)環(huán)網(wǎng)，并建成雙回路外環(huán)網(wǎng)，向東延伸至潮州、向西輻射到湛江、向北輻射到韶關(guān)。

至2018年底，廣東電網(wǎng)通過“八交九直”500kV及以上線路與中西部電網(wǎng)互聯(lián)，通過2回500kV線路與湖南的鯉魚江電廠相聯(lián)，通過4回400kV線路及7回132kV線路與香港中華電力系統(tǒng)互聯(lián)，通過5回220kV電纜線路和4回110kV線路與澳門電網(wǎng)相聯(lián)，還通過110kV向湘南供電。500kV變電站59座，其中含開關(guān)站1座（鰲峰開關(guān)站），交直流合建站4座（穗東換流站、從西換流站、僑鄉(xiāng)換流站、叢林換流站），500kV變壓器總?cè)萘?38874MVA，500kV交流線路總長度約10500km。

2018年，廣東全社會用電量6323億kWh，同比增長6.1%，2018年全社會用電最高負荷約111000MW，同比增長約0.5%。截至2018年底，廣東省發(fā)電裝機容量117886MW，其中水電15300MW（含抽水蓄能），火電81009MW，核電13300MW，新能源8277MW，分別占總裝機的13.0%，68.7%，11.3%和7.0%。

2.2 短路電流分析

選擇2021年夏季小方式，以廣東梅州500kV嘉應(yīng)變電站作為聯(lián)網(wǎng)接入點，福建新建一座直流背靠背換流站，考慮嘉應(yīng)變近區(qū)的荷樹園B廠不同開機情景，針對正常運行和換流站～嘉應(yīng)出線N-1的情況進行換流站廣東側(cè)短路電流計算（系統(tǒng)短路容量除以設(shè)備容量）。換流站廣東側(cè)交流母線最小短路比計算結(jié)果如下表［2-3］所示。

表 2021年換流站交流母線最小短路比計算結(jié)果表

從表1的計算結(jié)果可知，由于粵東電網(wǎng)處于廣東電網(wǎng)東部末端，且本工程換流站至接入點嘉應(yīng)站線路長度約130km，導(dǎo)致?lián)Q流站廣東側(cè)母線短路電流水平總體較低。本文廣東側(cè)交流母線無功配置計算暫按荷樹園B廠關(guān)停1臺機組考慮，根據(jù)計算，在換流站～嘉應(yīng)N-1方式下，短路比僅僅2.3～2.4，運行有效短路比更是低至1.85左右。因此在該短路比情況下，系統(tǒng)極易發(fā)生電壓穩(wěn)定問題導(dǎo)致系統(tǒng)失穩(wěn)。

2.3 系統(tǒng)無功提供能力研究

若根據(jù)閩粵電力聯(lián)網(wǎng)的背靠背換流站接入交流電網(wǎng)方案情況，換流站采用2回接入廣東電網(wǎng)500kV嘉應(yīng)變電站。

梅州500kV嘉應(yīng)變電站位于廣東電網(wǎng)東部末端，目前500kV出線6回，分別至荷樹園電廠、榕江（在建的岐山）、上寨各2回；主變最終規(guī)模3臺750MVA主變，每臺主變配置2組60Mvar低容和2組60Mvar低抗；目前已投產(chǎn)2臺750MVA主變，每臺主變配置2組60Mvar低容和2組60Mvar低抗；在500kV嘉應(yīng)至榕江（在建的岐山）雙回線路（166km，6×300mm2）和嘉應(yīng)至上寨其中一回線路（120km，4×400mm2）的嘉應(yīng)側(cè)各配置了1組120Mvar高抗。

基于對500kV嘉應(yīng)站的調(diào)研，嘉應(yīng)站無功采取就地平衡，不具備向直流提供無功支撐的能力。

根據(jù)廣東電網(wǎng)規(guī)劃，計劃于“十四五”期間在梅州西部新增500kV興寧站，本文研究暫按雙解口500kV上寨至嘉應(yīng)雙回線路考慮。

2.4 安全穩(wěn)定分析

2.4.1 正常方式換流站-嘉應(yīng)線路N-1故障校驗

在正常運行方式下，換流站短路電流9.3kA，在發(fā)生換流站-嘉應(yīng)三相短路跳閘后，換流母線短路電流將僅有5.23kA。嘉應(yīng)線路發(fā)生N-1故障時對聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)運行影響的仿真結(jié)果如圖1所示。

圖1 聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)N-1故障校驗仿真結(jié)果

由圖1可見，三相短路跳閘后，系統(tǒng)進入電壓失穩(wěn)的狀態(tài)，交流電壓持續(xù)走低，最終系統(tǒng)發(fā)生劇烈波動，無法穩(wěn)定運行。主要原因是換流站-嘉應(yīng)線路N-1跳閘后，同時2000MW的功率全部轉(zhuǎn)移至另一回線路，線路充電功率減少一半，而且由于另一回線路潮流重載，無功消耗增加，導(dǎo)致?lián)Q流母線電壓降低。另一方面，換流母線電壓下降后，直流電壓降低，直流電流就會增加，進一步增加了換流器的無功消耗，同時，交流電壓下降后，換流站的交流濾波器無功出力也將減少，這些都導(dǎo)致?lián)Q流站的交流電壓進一步下降。

2.4.2 嘉應(yīng)-換流站N-1方式下的故障校核

在嘉應(yīng)-換流站N-1運行方式下，雖然換流站短路電流只有5.23kA。根據(jù)計算，在直流功率緩慢上升至額定功率過程中，只要無功補償跟上，可以建立穩(wěn)態(tài)運行點。建立穩(wěn)態(tài)運行點后，在嘉應(yīng)-換流站出現(xiàn)單相瞬時故障，在系統(tǒng)內(nèi)部線路故障后，系統(tǒng)不會出現(xiàn)振蕩失穩(wěn)，但是交流電壓下降至450kV以下，已經(jīng)超過了475kV的直流系統(tǒng)極端最低穩(wěn)態(tài)運行電壓。若以嘉應(yīng)-岐山三永N-1故障停運為例，故障后，直流系統(tǒng)出現(xiàn)直流電流上升，直流電壓下降的問題，直到直流電流到達過負荷上限。最終穩(wěn)定運行時，交流母線電壓低于450kV，直流系統(tǒng)也運行在不正常狀態(tài)，觸發(fā)角和熄弧角均較大。圖2～圖5給出該種狀態(tài)下的部分仿真情況［4］。

圖2 廣東側(cè)換流母線電壓

圖3 直流電流及直流電壓

圖5 直流與系統(tǒng)交換無功功率

圖4 直流有功功率

2.5 小結(jié)

在換流站-嘉應(yīng)線路出現(xiàn)三永N-1故障后，系統(tǒng)短路電流由9.3kA下降至5.2kA，系統(tǒng)出現(xiàn)電壓持續(xù)下降最終無法穩(wěn)定運行的問題。系統(tǒng)無法正常運行，因此廣東側(cè)需要采用一定的措施以保證N-1故障后系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

3 廣東側(cè)補強方案制定

3.1 方案一，動態(tài)無功補償

根據(jù)仿真分析，出現(xiàn)N-1失穩(wěn)的主要原因是無功補償不足導(dǎo)致交流電壓持續(xù)走低，最終導(dǎo)致系統(tǒng)失穩(wěn)，因此在換流站配置適量的動態(tài)無功補償設(shè)備是最直接的解決問題方案。比如加裝SVG或加裝調(diào)相機。

3.2 方案二，電氣距離優(yōu)化

出現(xiàn)電壓穩(wěn)定的一個重要原因是換流站接入系統(tǒng)短路電流小，短路比不足，導(dǎo)致短路比小的重要原因就是換流站-嘉應(yīng)線路較長，因此，如果適當(dāng)減小換流站-嘉應(yīng)線路長度，可以提高換流站短路電流和短路比，提高電壓穩(wěn)定水平。

3.2.1 采用緊湊型線路

改緊湊型6分裂線路：在不增加線路走廊占用的情況下，減小線路阻抗，相當(dāng)于等效縮短了線路距離，根據(jù)測算，若全線更換為緊湊型，相當(dāng)于線路縮短了約30km的距離，換流站短路比可以增大至2.6～2.8。

3.2.2 縮短線路長度或增加線路串補

還可以采用調(diào)整換流站位置的方式縮短線路長度，相當(dāng)于增大換流站至福建側(cè)的線路阻抗，減小換流站至廣東側(cè)的線路阻抗，在一定距離范圍內(nèi)，可以實現(xiàn)廣東側(cè)接入的短路比超過3，同時保證福建側(cè)的短路比不低于3。除此之外，在線路增加串補也可以認(rèn)為是縮短線路等效長度的有效方式，其等效長度的變化量與串補補償量直接相關(guān)。

3.3 方案三，優(yōu)化無功分布

考慮廣東側(cè)換流站-嘉應(yīng)三永N-1后直流無法恢復(fù)的主要原因一是線路N-1后，潮流轉(zhuǎn)移至另一回線路，線路消耗無功大幅增加；二是交流電壓降低后，換流站交流濾波器產(chǎn)生無功減少，換流器無功消耗增加。針對以上原因，本文給出下列措施：

將嘉應(yīng)-換流站線路的高抗全部移至換流站側(cè)，并將高抗容量提升至120Mvar。

將換流器穩(wěn)態(tài)運行時的熄弧角提升至21.5°。故障后，交直流電壓降低，直流熄弧角下降至17°，減少了無功消耗。

將直流過負荷能力限制至1.1倍，直流電流最大增加至額定電流的1.1倍。

換流站無功補償增加2×80Mvar＝160Mvar。

3.4 方案四，直流調(diào)制

根據(jù)計算，在廣東側(cè)嘉應(yīng)-換流站N-1故障時，安控回降直流功率600MW，由2000MW降低至1400MW，可以安全穩(wěn)定運行［5］。