李积泰，省天骄，田 旭，刘 飞，王世斌，张桂红

(国网青海省电力公司经济技术研究院， 青海 西宁 810008)

0 引言

近年来，随着人类社会的高速发展，一次能源可用量已经有些捉襟见肘，一次能源消费所产生的碳排放还对地球生态环境造成了较大的危害，因此，各国都开始响应能源结构转型的号召，我国也一直走在能源转型的第一梯队〔1,2〕。

青海省是我国新能源资源最丰富的地区，具有良好的发展条件以及广阔的发展前景。根据习近平总书记视察青海时提出坚持生态保护优先的“绿色发展”理念，青海省政府确立了“生态立省”的发展方针，省内新能源即将井喷式发展，但是青海省内负荷增长速度过慢，亟需开展青海第二条特高压直流外送方案研究工作，推动青海第二条特高压直流前期工作〔3〕。

1 青海电网现状及特性分析

1.1 青海电网现状

青海电网位于陕宁甘青电网的西部，是西北主网重要组成部分。目前电网已覆盖西宁市、海东市以及海南、海北、黄南、海西四个州和果洛、玉树州大部，西宁及海东是电网的核心地区，主网最高电压等级为750 kV。截至2020年底，通过6回750 kV交流线路与西北主网相连，通过1回±400 kV直流线路与西藏电网相连、1回±800 kV直流线路与河南电网相连。省内750 kV形成拉西瓦—西宁—官亭三角环网、塔拉—日月山—西宁—青南双环网和海西—日月山—塔拉双环网，海西西部通过海西—柴达木双回750 kV线路向西延伸至鱼卡。通过6回750 kV联络线与甘肃电网相连，分别为官亭—兰州东双回、郭隆—武胜双回以及鱼卡—沙洲双回。330 kV东部电网以双环网为主，中西部以单环网和辐射为主，省内电网整体呈现“东密西疏”的特点。

截至2020年底，青海电网总装机容量为4 029万kW，其中，水电装机1 192万kW，占总装机容量的29.6 %，火电装机393万kW，占总装机容量的9.75 %，风电装机843万kW，占总装机容量的20.92 %，太阳能装机1 601万kW，占总装机容量的39.74 %。

1.2 青海电网特性分析

随着青海电网光伏能源基地建设及风电的迅速发展，青海电网能源结构发生了重要变化，原本占主导地位的是水电、火电等常规电源，现在已变为总量超过50 %的光伏和风电等新能源电源；另外，随着海南特高压直流的建成，青海电网将由原有的交流通道受入电网转变为交直流外送电网，青海电网特性将发生重大变化，主要体现在以下几个方面：电源结构发生重大变化，电网调频能力下降；常规电源开机受限，电网电压稳定问题突出；新能源出力随机性放大，电网调峰压力增大；交直流送端电网建成，威胁电网稳定因素增加。风光基地和直流建设使得青海电网电力电子化特征凸显，电网稳定形态更加复杂，系统安全稳定运行与控制规律面临全新挑战〔4,5〕。

2 青海第二条直流接入系统方案及分析

海西地区新能源资源禀赋及土地开发条件优于海南地区〔6〕，同时，青豫直流已落点海南地区，配套新能源以海南地区为主，青海第二条直流落点于海西地区，可兼顾汇集外送海南地区新能源，符合海南海西地区共同协调发展的原则，所以本文将青海第二条特高压直流落点海西地区，以下简称海西直流。

2.1 接入系统方案

设想方案一：海西直流落点乌图美仁，为满足新能源汇集需求，建设丁字口、乌图、大灶火750 kV输变电工程；为增强网架结构，建设大灶火—大格勒—切吉双回750 kV线路工程。方案接线示意图如图1所示。

图1 方案一接线示意图

设想方案二：海西直流落点大格勒，为满足新能源汇集需求，建设丁字口、乌图、大灶火750 kV输变电工程；为提高柴达木西部地区新能源送出能力，建设鱼卡—托素双回750 kV线路工程；为增强网架结构，建设大灶火—大格勒—切吉—红旗双回750 kV线路工程。方案接线示意图如图2所示。

图2 方案二接线示意图

设想方案三：海西直流落点鱼卡，为满足新能源汇集需求，建设丁字口、乌图、大灶火750 kV输变电工程；为提高柴达木西部地区新能源送出能力，建设鱼卡—托素双回750 kV线路工程；为提高柴达木西部地区新能源送出能力，建设鱼卡—托素双回750 kV线路工程。方案接线示意图如图3所示。

图3 方案三接线示意图

2.2 设想方案电气计算分析

2.2.1 电气计算边界条件：

(1)海西直流按±800 kV，最大输送功率800万kW考虑。

(2)本次计算考虑所有新能源电站装设25 %的动态无功补偿设备。330 kV新能源汇集站仅考虑加装静态无功补偿设备。

(3)本次计算海南特高压直流换流站加装4台300 Mvar调相机。

2.2.2 方式选择

本次计算考虑冬大(冬季晚21点)及冬13(冬季中午13点)两个方式。典型运行方式下负荷和出力情况见表1。

表1 青海电网典型运行方式下负荷和出力情况 (万kW)

2.2.3 短路比计算

本章采用以下计算条件开展短路比计算：

(1)基于潮流计算结果；

(2)考虑静态负荷(采用等值阻抗模型)；

(3)考虑马达负荷(如忽略则视同静态)；

(4)正序考虑并联无功补偿(零序一律考虑)；

(5)正序考虑线路充电功率；

(6)考虑线路和变压器的电阻；

(7)故障期间串补全部旁路。

经计算校核，以上三种方案下，系统均属于弱交流系统。方案三(落点鱼卡)有效短路比最高，方案二(落点乌图)有效短路比最低。

海西直流750 kV换流母线侧在三种落点方案下有效短路比(ESCR)计算结果见表2。

表2 各方案下海西直流750 kV换流母线侧ESCR

2.2.4 潮流计算

本节对海西直流落点的三个方案下青海电网的潮流分布情况进行了计算分析，三个方案潮流均合理，无过载问题。

2.2.5 稳定计算

(1)落点方案一：

青海电网冬季13点方式下，落点方案一海西直流双极闭锁故障时，电网能够保持稳定；海西直流连续3次换相失败故障后，存在过电压问题，暂态最高电压1.48 p.u.，直流近区光伏全部脱网。研究发现，增加调相机至22台的极端情况下，海西直流连续3次换相失败故障后750 kV母线的暂态电压最高值在1.35 p.u.，仍然存在过电压问题。

(2)落点方案二：

青海电网冬季13点方式下，落点方案二海西直流双极闭锁故障时，电网能够保持稳定；海西直流连续3次换相失败故障后，存在过电压问题，暂态最高电压1.47 p.u.，直流近区光伏全部脱网。研究发现，增加调相机至20台的极端情况下，海西直流连续3次换相失败故障后750 kV母线的暂态电压最高值在1.35 p.u.，仍然存在过电压问题。

(3)落点方案三：

青海电网冬季13点方式下，落点方案三海西直流双极闭锁故障时，电网能够保持稳定；海西直流连续3次换相失败故障后，存在过电压问题，暂态最高电压1.4 p.u.，直流近区光伏全部脱网。研究发现，增加调相机至15台的情况下，海西直流连续3次换相失败故障后750 kV母线的暂态电压最高值可以控制在1.2 p.u.。

就稳定计算结果而言，解决故障后的暂态过电压问题，方案三所需的措施是三个落点方案中代价最小的方案。

经综合比较，方案三(落点鱼卡)安全稳定水平最高，方案二(落点大格勒)次之，方案一(落点乌图)最差，故海西直流落点方案推荐方案三(落点鱼卡)。

3 海西直流外送安全稳定性研究

海西特高压直流输电工程是青海电网第二条外送特高压直流输电工程，其配套电源近80 %为新能源，相较于海南直流，配套电源新能源占比更高，网架结构更薄弱，对电网稳定性提出了更高要求〔7,8〕。本章首先分析在典型方式下，新能源大发且常规机组开机较小方式下分析青海电网存在的安全稳定问题，并对此存在的电网安全稳定问题提出解决方案。

3.1 安全稳定计算结果

在冬13方式下，拉西瓦、龙羊峡、李家峡、玛尔挡、班多、羊曲各开一台机，神华火电两台机组全开，燃气机组不开机。

青海电网在海西直流发生3次换相失败故障后，海西直流近区750 kV变电站高压母线暂态过电压变化如图4所示，最高达到1.4 p.u.；新能源机端暂态过电压变化如图5所示，最高达到1.6 p.u.。

图4 直流近区750 kV母线暂态过电压变化曲线

图5 直流近区新能源机端暂态过电压变化曲线

3.2 青海电网运行方式优化研究

为保证青海电网及直流安全稳定运行，针对青海电网在典型运行方式下，海西直流近区系统侧及新能源机端出现的暂态过电压问题，采取以下解决方案〔9〕：

(1) 增开燃气机组；

(2) 增加分布式调相机。

3.2.1 增开燃气机组对电压稳定性影响

通过安全稳定分析，需增开燃气机组360万kW，分别在鱼卡地区增开90万kW燃气机组、大灶火地区增开150万kW燃气机组、乌图地区增开120万kW燃气机组，全部以330 kV电压等级接入750 kV变电站，发生海西直流3次换相失败及750 kV线路三永N-1故障后，系统侧及新能源机端暂态过电压变化如图6、7所示，均降至1.3 p.u.以下。

图6 增开燃气机组后直流近区750 kV母线暂态过电压变化曲线

图7 增开燃气机组后直流近区新能源机端暂态过电压变化曲线

3.2.2 燃气机组布局敏感性方案分析

若考虑燃气机组全部以750 kV电压接入海西直流近区750 kV变电站，通过安全稳定分析，为抑制系统侧暂态过电压和新能源机端暂态过电压，需增开燃气机组480万kW，此方案下系统侧及新能源机端暂态过电压变化如图8、图9所示。

图8 敏感性方案直流近区750 kV母线暂态过电压变化曲线

图9 敏感性方案直流近区新能源机端暂态过电压变化曲线

3.2.3 增加分布式调相机对电压稳定性影响

通过安全稳定分析，需加装分布式调相机20×50 Mvar，分别布置在大灶火地区12台、乌图地区8台，以35 kV电压等级接入330 kV汇集站，发生海西直流3次换相失败及750 kV线路三永N-1故障后，系统侧及新能源机端暂态过电压变化如图10、11所示，降至1.3 p.u.以下。

表3 分布式调相机布置位置

图10 增加分布式调相机后直流近区750 kV母线暂态过电压变化曲线

图11 增加分布式调相机后直流近区新能源机端暂态过电压变化曲线

3.3 小结

增开燃气机组和增加分布式调相机，均可解决发生海西直流3次换相失败及750 kV线路三永N-1故障后，系统侧及新能源机端出现的暂态过电压问题；燃气机组以330 kV接入变电站比以750 kV接入变电站更能有效解决发生海西直流3次换相失败及750 kV线路三永N-1故障后系统侧及新能源机端出现的暂态过电压问题。

4 总结

4.1从电网安全稳定水平层面，直流落点鱼卡安全稳定水平最高，且能满足海西地区新能源就近汇集，兼顾海南地区部分新能源外送，因此，推荐海西直流接入系统方案落点鱼卡地区。

4.2从新增常规电源方面，为保障海西直流安全稳定运行，需配套360万kW燃气机组，全部位于海西地区，分别布置在鱼卡地区开90万kW、大灶火地区150万kW、乌图地区120万kW，全部以330 kW电压等级接入750 kV变电站。

4.3从加装分布式调相机方面，为保障海西直流安全稳定运行，须加装分布式调相机20×50 Mvar，分别布置在大灶火地区12台、乌图地区8台，以35 kV电压等级接入330 kV汇集站。