刘 睿，金义雄，张旭昶，占 勇

(1.上海电力学院，上海 200090，2.安徽省电力科学研究院，安徽 合肥 230022)

2008年，国内第一项特高压交流试验示范工程——晋东南-南阳-荆门输变电工程建成投运，率先实现了华北-华中特高压交流联网［1］.2011年淮南-皖南(芜湖)-浙北-上海特高压交流工程建成投运，即在华东电网实现特高压落点，同步建成淮南-南京特高压通道;2012年建成荆门-武汉-皖南特高压通道，实现华北-华中与华东同步联网，三华特高压同步电网初步形成.2015年前在安徽境内还将建成驻马店-皖南-淮南特高压通道，将淮南站、皖南站纳入特高压主网架之中，其中特高压皖南站将接入安徽500 kV电网.特高压落点皖南后，必将对安徽电网产生深远的影响.

本文采用中国电力科学研究院研发的PSDBPA潮流计算程序及稳定程序对安徽电网接入特高压后的潮流分布和大干扰电压稳定性进行研究［1］.

1 研究基础

1.1 计算电网

本文采用BPA潮流稳定计算程序，建立了包含华东1 000 kV交流特高压电网、淮北特高压发电厂至淮南特高压交流输电系统的交流系统机电暂态仿真模型，研究水平年为2013年.模型中将安徽外省市的500 kV及其他等级电网做了简化等值.

图1 2013年安徽特高压电网规划

1.2 计算模型

1.2.1 发电机模型

本项目发电机采用实测详细励磁模型，规划机组采用近似考虑励磁系统，功率因数控制为0.85 ～0.95.

1.2.2 线路模型

本项目中的特高压及安徽省500 kV网架线路均采用分布参数模型.

1.2.3 负荷模型

电动机负荷比重参数根据地区不同有所差异.安徽、江苏、浙江，以及上海电网的负荷模型采用40%恒阻抗+60%恒功率，且不考虑负荷的频率效应.福建电网负荷模型采用60%恒阻抗+40%恒功率，考虑负荷的频率特性(LDP=1.2，LDQ=2.0).

1.3 电压控制范围

根据国家电网相关部门提出的1 000 kV级交流输电系统最高运行电压选择的意见，标称电压1 000 kV系统的最高运行电压为1 100 kV.根据实际运行情况，潮流计算中正常运行方式下1 000 kV电网主要节点电压控制为1 020～1 050 kV.500 kV等级电网各节点电压控制为510～525 kV.220 kV等级电网节点电压控制为227～234 kV.

2 特高压与安徽电网无功功率交换

电力系统的暂态电压稳定及暂态功角稳定问题与系统的无功功率分布关系密切.在特高压系统接入安徽电网后，将影响500 kV电网的无功分布.

2.1 特高压输电线路的自然功率

特高压输电线无功状态的分界线为自然功率.当线路输送的有功功率小于自然功率时，线路无功功率过剩，此时线路可视为一个大的无功电源;当线路输送的有功功率大于自然功率时，线路无功功率不足，此时线路可看作为一个大的无功负荷［2］.

输电线路运行于额定电压时的自然功率PN的计算公式为:

式中:ZC——特高压输电线路的波阻抗.

式中:z——线路单位长度的阻抗，z=R1+jωL1;

y——线路单位长度的导纳，y=g1+jωC1.

电对于特高压输电线路，其阻抗和导纳参数有R1=ωL1，g1=ωC1.因此，可得到特高压输电线路波阻抗算式为:

则特高压输电线路的自然功率为:

根据淮南-皖南特高压线路参数，可计算得出线路在1 050 kV额定电压下运行时的自然功率约为4 500 MW.

2.2 特高压电网与安徽电网的无功功率交换

为使特高压系统与安徽500 kV系统的无功功率交流最小，无功功率补偿设备的投入必须随着特高压输电功率的变化而变化.

本期皖南站主变侧装设2组240 MW低抗和4组210 MW的低容.不同输电功率下投入无功功率补偿设备后，系统与500 kV电网的无功功率交换如表1所示.

表1 不同输电功率特高压系统和500 kV电网无功功率交换

3 特高压主设备运行和检修对电网的影响

3.1 特高压正常运行时对潮流分布的影响

正常运行方式下，2013年安徽电网潮流分布基本合理.淮南站-皖南站特高压输电线路有功功率达到5 600 MW，送、受端特高压变电站母线电压均控制在正常范围内.在调整部分500 kV站变压器档位及投切无功功率补偿设备后，各500 kV和220 kV变电站母线电压均控制在正常范围内.皖南部分线路处于重载或轻微过载状态，无严重过载线路.重载及轻微过载线路大部分为皖南电厂及220 kV变电站联络线，说明该地区网架结构较为薄弱，需根据潮流及稳定计算结果加强电网的网架结构.

3.2 特高压主设备检修对电网电压的影响

典型方式下，对淮南-皖南、浙北-皖南特高压输电线路及主变进行“N-1”仿真校验.

当特高压双回线路中的一回路退出运行时，若无切除发电机的减负荷措施，特高压双回线路传输的大部分功率将转移至单回线上.线路负载将超过线路的自然功率，特高压输电线路的性质由无功电源转变为无功负荷，无功功率从特高压变电站倒送至线路，此时特高压变电站需投入低容抗来维持变压器500 kV侧母线电压.主网架各500 kV变电站高压侧母线电压的变化情况如表2所示.

由表2可知，特高压输电线路单回退出运行对于500 kV系统相当于少了一个大的无功电源.各500 kV变电站高压侧母线电压均略有下降.系统受影响不大，只需增加淮南电厂无功出力并在特高压站投入低容抗即可.

表2 特高压线路退出对500 kV变电站高压侧电压的影响 kV

当淮南特高压一台主变退出运行时，需配合切除淮南部分送端机组，防止淮南特高压另一台主变严重过载.

4 特高压对系统大干扰电压稳定性的影响

4.1 大干扰电压失稳的判定

目前，如何准确判断暂态电压失稳仍然是一个需要解决的难题，其原因一方面是由于对大干扰电压失稳机理的研究方法和理论还不够完善;另一方面也是由于大干扰电压失稳和系统功角失稳两方面存在着联系，本文的研究工作受篇幅限制主要涉及特高压大扰动电压稳定性方面的影响.

在已经提出的各类失稳判据中，国内外目前广泛采用的是工程经验判据，即系统发生扰动后，暂态过程中的某些母线电压低于某个电压水平(一般为0.75 p.u.)超过一定的时间即被认为是电压失稳［3］.

本文选择了比较严重的几个故障，对特高压系统及安徽500 kV电网进行了大干扰电压稳定分析，观察安徽电网大干扰电压的稳定情况.采用故障形式为单一三相短路故障，不考虑重合闸，开关动作时间为0.1 s.

4.2 特高压线路三相短路故障

当皖南-淮南特高压单回线路出现三相短路故障时，特高压线路将在短时出现剧烈震荡.仿真显示，另一条回路线路瞬时传输功率由2 800 MW左右跃至5 400 MW，功率转移比约为93%.此时特高压单回线路过载严重，但无法补充足够的无功来支持线路的电压，导致特高压站的电压降增大.同时与之相连的500 kV变电站的电压出现了10% ～15%的电压降，引起整个500 kV系统的持续震荡，但系统中并无500 kV站母线出现电压持续低于0.75 p.u.的现象，特高压线路的功率振荡并不能引起与之相连的500 kV系统失稳.

图2为淮南-皖南特高压线路故障后特高压站和相邻500 kV变电站母线电压波动示意.

4.3 特高压主变压器故障

特高压系统主变最严重的故障为皖南特高压站主变故障.仿真主变在5个周波内退出运行时，对500 kV系统的影响如图3所示.

图3 皖南特高压主变故障后500 kV各变电站电压波动情况

安徽电网500 kV变电站母线电压急剧下降，部分变电站下降至0.6 p.u.，系统将无法承受长时间的低电压，从而导致功角失稳，进而导致暂态电压失稳.若发生此类故障，需将特高压系统与500 kV系统解列，以保证整个电网的稳定性.

4.4 特高压电厂单台1 000 MW机组失磁解列

发电机失磁解列是系统“N-1”故障中较为严重的形式，发电机失磁后，不仅丢失该发电机组所有的无功出力，而且要从系统中吸收与其容量相当的无功功率，如果失磁机组不能迅速从电网中解列，将会对电网的无功功率和电压造成巨大冲击［4］.仿真结果显示，机组解列后由于特高压线路送出的无功功率增加，使得特高压淮南站和皖南站的电压升高，超过了特高压站高压侧母线电压控制范围，此时必须投入一定数量的电抗来平衡无功功率，降低高压侧母线电压.由图4可知，单台1 000 MW机组切除对安徽电网500 kV各变电站的影响较小，各变电站电压下降的幅度约为5%.

图4 1 000 MW机组失磁解列后各变电站电压波动情况

5 结语

根据特高压系统接入安徽电网后的实际情况，采用PSD-BPA潮流及稳定分析程序，对特高压系统和500 kV系统的无功功率交换、特高压系统对安徽500 kV电网潮流分布和大干扰电压稳定性的影响做了分析.结果表明，在特高压主设备“N-1”的情况下，500 kV电网的潮流分布仍较为合理;而大干扰电压稳定性较差，需及早制订防范方案.最后，特高压交流系统与500 kV系统的互联可能会带来大区间的低频弱阻尼振荡模式，对电网危害较大.应根据特高压实际运行情况进一步研究其对安徽500 kV电网安全稳定性的影响.

［1］刘振亚.特高压电网［M］.北京:中国经济出版社，2005:61-80.

［2］成涛，林莉，牟道槐.交流特高压输电线的传输特性与无功补偿［J］.重庆大学学报，2010，33(1):83-87.

［3］潘小艳，王建全.特高压电网接入浙江电网的大干扰电压稳定分析和控制策略［J］.华东电力，2010，38(6):863-866.

［4］刘丽霞，黄志刚，李娟.天津电网电压稳定研究［J］.电力系统保护与控制，2010，38(12):90-96.