湖北電網穩定特性40年演變回顧與展望

李大虎，劉海光，孫建波，王 瑩，邵德軍，潘曉杰

（1. 國網湖北省電力有限公司，湖北 武漢430077；2. 國網湖北省電力有限公司電力科學研究院，湖北 武漢430077；3. 國家電網有限公司華中分部，湖北 武漢430077）

0 引言

1970年以前，我國電力系統多數還是以110 kV及以下孤立系統為主，110 kV電網發生事故只會對孤立系統自身造成影響，全國、省級電力系統的穩定問題不突出［1］。1970-1980年，我國電力系統進入一個特殊的時期，即省級電網的形成時期，由于缺少對省級電網形成的客觀認識，全國發生電力系統穩定破壞事件210次［1］。如1972年7月27日，丹江電廠丹55開關距離保護誤動，前后僅6 min，湖北電網直接崩潰，停電時間15 h15 min，創當時世界范圍內大停電時長記錄［2］。電力系統安全穩定問題成為當時電網正常運行的主要矛盾，在此背景下，原電力工業部制定《電力系統安全穩定導則》（簡稱81 版《導則》）［3］。81 版《導則》頒布后，我國電力系統安全穩定水平大幅提高，1981-1995 年全國年均穩定破壞次數下降至5.25次，“九五”期間全國僅發生一起穩定破壞事故。

81版《導則》實施的20年期間，我國電力系統發生了第二次深刻變化，電網互聯格局由省間聯網逐步向跨區聯網轉變，《導則》順應電力系統物理特性的變化于2001 年完成了第一次修訂，并形成01 版《導則》［4］。01版《導則》頒布以來，進一步促進了我國電力系統的健康發展，截至2019 年，我國是全世界近20 年來唯一沒有發生因穩定破壞導致大停電事故的國家。

01版《導則》實施的20年期間，我國電力系統經歷第三次轉變，電網互聯實現了全國、跨國聯網，國家大力發展特高壓輸電技術，新能源發電大規模開發利用，電力系統形態及運行特性更加復雜。《導則》再次根據電力系統形態及運行特性的變化于2019 年12 月完成了第二次修訂，計劃于2020年7月正式實施［5］。

《導則》頒布40年以來，湖北電網由省級電網逐步實現跨省、跨區互聯，互聯規模位列全國省級電網首位，電力系統穩定特性隨著電網結構的變更而不斷演變。本文以81版《導則》頒布為時間點，全面回顧40年來湖北電網網架及穩定特性的五個發展階段，分析各階段電網的主導穩定模式，詳細闡述穩定特性演變的原因，并結合今后特高壓直流、特高壓交流環網建設，展望未來2～3 年新的穩定特性變化趨勢，相關穩定管理經驗可為今后省級電網發展提供參考與借鑒。

1 湖北電網介紹

湖北電網是華中電網乃至全國互聯電網的中心。目前，通過1條1 000 kV交流線和10條500 kV省間交流聯絡線與華中各省電網互聯；通過4回±500 kV直流線與華東電網聯絡，通過1回±500 kV直流線與南方電網聯絡；通過2個±420 kV背靠背柔性直流換流站與西南電網聯絡。

省內500 kV 骨干網架以支撐“四大水電基地、一個負荷中心”為基礎構建，并形成了典型的西電東送格局；220 kV 電網實現了10 個分區電網運行，110 kV 及以下電網以“手拉手”饋供方式靈活供電。

截至2019 年底，湖北電網220 kV 及以上交直流線路792 條，總長度29 106.4 km，包括1 000 kV 特高壓交流線路1 條、跨境±800 kV 特高壓直流線路3 條、500 kV 交直流線路135 條、220 kV 交流線路653 條；220 kV 及以上變電站305 座，變壓器563 臺，容量12 792.85×104kVA，包括1 000 kV 變電站1 座、主變壓器2 臺，500 kV 變電（換流）站35 座、變壓器50 臺，220 kV 變電站269 座、變壓器511 臺；總裝機容量7 862.05×104kW，包 括 水 電3 678.51×104kW，占46.79%，火 電3 156.83×104kW，占40.15%，風 電405.28×104kW，占5.15%，太陽能621.43×104kW，占7.90%。

2 湖北電網40年發展及特性演變

1970 年代前，湖北電網以黃石老廠、青山老廠等小容量電廠為中心構建110 kV 及以下就地平衡的電力系統；1970年以丹江電廠為基礎逐步構建220 kV省內平衡電力系統；1980-1990年代以葛洲壩電廠（即葛大江、葛二江電廠）為基礎構建500 kV 省內和省間電力系統，并初步實現跨區異步互聯［6］。進入21 世紀后，我國以三峽電廠為基礎構建全國電力系統，湖北電網也因此成為全國電網的中心。隨著經濟社會的快速發展，湖北電網最大用電負荷和裝機容量也不斷提升，到2019年全省最大用電負荷、裝機容量相比1980年代初分別增加了22.96倍和24.78倍。用電負荷和裝機容量的增加，使得湖北電網抵御故障沖擊的能力大幅提升，1982年后再未發生因穩定破壞導致全省范圍內的大面積停電事件；至2019 年，湖北電網已經連續安全穩定運行37 年。湖北電網用電負荷及裝機容量變化見圖1。

圖1 湖北電網用電負荷及裝機容量變化圖Fig.1 The change of power load and installed capacity in Hubei power grid

1981年以來，湖北電網發展歷程和電網穩定特性變化大致可以分為五個階段。

2.1 第一階段（1981-1999 年）：成為華中4 省電網的中心，網架薄弱，穩定破壞事故時有發生

為滿足武鋼1.7 m軋機投產的用電需要，鄂豫兩省電網于1979 年5 月20 日經丹江水電廠220 kV 母聯開關并網運行，從此拉開了湖北電網跨省聯網及華中電網發展的帷幕［7］。1983 年1 月26 日及1984 年1 月21日，鄂贛、鄂湘電網分別實現互聯，湖北電網正式成為華中4省電網的中心。

到1989年，葛大江-雙河-鳳凰山三角形環網為基礎的葛大江外送系統基本形成，并匯同葛二江、丹江水電外送系統構成了湖北500 kV 和220 kV 電網的基礎（見圖2），這一電網格局在后期12年基本保持不變。

圖2 1989年湖北電網結構示意圖Fig.2 The structure of Hubei power grid in 1989

1981-1989 年是湖北500 kV 電網形成的過渡期，均受長距離、弱聯絡網架制約，且互為電磁環網，葛大江、葛二江、丹江水電外送系統穩定水平偏低；同時，受網架薄弱和220/110 kV 電磁環網制約，鄂東電網電壓支撐能力不足，穩定水平同樣偏低。三個水電外送系統和鄂東電網多次發生穩定破壞事件［8-9］。1982 年8月7日，220 kV荊胡線因A相對樹枝放電跳閘，導致湖北電網穩定破壞，并引發大面積停電，事故歷時48 min，負荷損失89.5×104kW；1983年5月21日，降壓220 kV運行的500 kV葛鳳線發生低頻振蕩，鄂東電網損失負荷25.05×104kW；1987 年8 月11 日，220 kV 鳳下Ⅱ線停電檢修，鳳下Ⅰ線發生故障跳閘，大量功率由電磁環網轉至110 kV系統，引起鄂東電網失步振蕩并與湖北主網解列，損失負荷18×104kW。1995 年6 月24 日，湖北電網發生一起穩定破壞未遂事故，500 kV雙鳳線A相故障跳閘重合成功，系統保持穩定運行；但事后仿真發現若當時重合不成功，葛大江電廠暫態失穩，即使葛大江電廠緊急投60×104kW 制動電阻、切3臺機組，再聯切鄂東電網30×104kW時，鄂東電網仍會發生電壓崩潰。

1990 年代，隨著漢川、陽邏、襄陽、鄂州等電廠及青山熱電等30×104kW級別火電機組投產，武漢、襄陽220 kV雙環網得以發展；為了提高葛二江水電的就地消納能力，宜昌南部、荊州南部220 kV 電網也逐漸加強。襄陽220 kV 雙環網為丹江水電外送系統的中端提供了旋轉容量及電壓支撐，加之鄂西北地區及全省負荷的增長，丹江水電外送系統的靜態穩定、動態穩定水平得以提升，電網再未發生因丹江水電外送系統故障引發的穩定破壞事件。

1997 年3 月，500 kV 玉賢站π 入雙鳳線，省內500 kV主網架由三角形環網轉變為四邊形環網，但電網格局基本維持不變。1998 年7 月，500 kV 雙玉Ⅱ線投產，原500 kV雙鳳線故障造成的暫態失穩風險得以消除，但500 kV葛鳳線故障引發的暫態失穩風險依然存在。1981-1989年湖北電網發展大事記見表1［10］。

表1 1981-1989年湖北電網發展大事記Table 1 The milestones of Hubei power grid from 1981 to 1989

2.2 第二階段（2000-2002 年）：成為華中6 省（市）電網的中心，網架仍然薄弱，跨省交互能力有限

2000 年7 月，500 kV 鳳凰山-南昌線路投產，鄂贛電網間實現500 kV 聯絡運行；2001 年4 月，500 kV 斗笠-白河線路投產，鄂豫500 kV 電網間實現雙回線聯絡運行；2002年5月，500 kV萬縣-龍泉線路投產，鄂渝電網間實現了互聯。由于鄂湘、鄂贛、鄂豫電網之間弱聯絡的500/220 kV 電磁環網嚴重制約跨省輸送能力，1990年代已采用丹江電廠分母運行、220 kV塘巴線熱備用等方式實現鄂豫、鄂湘電磁環網臨時解環運行；500 kV鳳南線投產后，下柘線也采用熱備用方式運行實現鄂贛電磁環網臨時解環運行。省間電磁環網解環后，由于當時省級電網負荷相對偏低且省間500 kV聯絡通道多為單線、長距離聯絡，省與省電網之間的頻率穩定與動態穩定問題較為突出［11-13］，省間電力實際交換能力偏低，單條500 kV省間聯絡線輸送功率一般不超過10×104kW。如湖北送江西電力24×104kW 時，500 kV 鳳南線跳閘，江西電網頻率低至48.9 Hz，引發低頻減載動作；500 kV萬龍線投產后，川渝電網與華中其他4省電網構成了首末端最大距離約2 500 km的長鏈式、弱聯絡交流同步電網，增加了華中電網弱阻尼、負阻尼振蕩風險。2002 年湖北電網結構示意圖見圖3。

圖3 2002年湖北電網結構示意圖Fig.3 The structure of Hubei power grid in 2002

2000-2002 年，湖北電網發展仍十分緩慢，省內500 kV 網架已12 年未發生大的結構性變化，仍是由500 kV葛大江電廠及雙河、玉賢、鳳凰山變電站組成的四邊形環網構成。葛大江、葛二江和原丹江水電外送系統仍還是湖北500 kV 和220 kV 主網架的基礎。受葛大江與葛二江外送系統、與原丹江外送系統兩個長距離、弱聯絡電磁環網制約，湖北電網整體靜態穩定水平仍偏低，暫態穩定、動態穩定、電壓穩定問題共存，葛大江、葛二江外送系統及鄂東部分220 kV線路發生N-1 故障仍存在暫態失穩或過載風險［14-15］，需要在較大范圍采取復雜的綜合穩定控制措施方能保證電網安全穩定運行。以葛大江外送系統為例，若鄂東220 kV電網開機較多（如7臺機），葛鳳線發生故障后，葛大江機組暫態失穩，需葛大江投60×104kW 電氣制動保持電網穩定運行；若鄂東220 kV電網開機較少（如4臺機），葛鳳線發生故障后，葛大江機組暫態失穩、西電東送電磁環網潮流過載、鄂東部分220 kV 變電站電壓崩潰，需切除葛大江3～4 臺機組和鄂東30×104kW 負荷確保電網安全穩定。

進入21 世紀，恩施、十堰（除丹江供區）水電開始培育發展［16］，但恩施、十堰電網都是經過長距離、弱聯絡的220 kV輸電線路與湖北主網聯絡，特別是恩施電網僅通過一條179 km的220 kV線路與湖北主網相聯，動態穩定、頻率穩定問題長期存在，且基本上缺少有效的解決措施［17］。

2.3 第三階段（2003-2008年）：成為全國聯網的中心，電網結構加強，跨省、區交互能力大幅提升

2003 年7 月10 日，三峽左岸電廠首臺機組投產，標志著以三峽工程為中心，構建全國統一電力系統時代的到來。2003 年9 月，華中、華北聯網工程投產，東北-華北-華中交流同步電網形成；2004 年4 月，±500 kV 江城直流投產，華中與南方電網實現異步互聯；2005 年6 月，靈寶背靠背直流投產，華中與西北電網實現異步互聯。至此，我國主要電網實現了全國互聯，湖北電網也正式發展成為全國聯網的中心。

為配合三峽電廠初期規劃的26臺70×104kW機組順利投產，湖北電網進入高速發展期。2003-2008年，全省500 kV 變電（換流）站由“6 站7 變”增至“20 站24變”，500 kV 交直流線路由37 條增至89 條，500 kV 跨省交流線達到13條、跨區直流線達到4條；三峽水電外送系統基本成型，并匯同葛大江外送系統發展演變為湖北電網的“中堅”。2005 年湖北500 kV 電網結構示意圖見圖4。

圖4 2005年湖北500 kV電網結構示意圖Fig.4 The structure of Hubei 500 kV power grid in 2005

隨著跨省、跨區交流通道的加強，鄂豫、鄂湘、鄂贛、渝鄂省間電力交互能力分別達到400×104、260×104、180×104、260×104kW。省內500 kV西電東送線路由3條提升至7條，葛大江與葛二江、與丹江外送系統間的耦合關系大幅下降。500 kV江陵、興隆站投產后，葛二江-沙市-潛江-沔陽-武漢220 kV 聯絡通道被“隔”為三段；500 kV樊城站投產后，丹江-襄陽-隨縣-孝感220 kV聯絡通道被“隔”為兩段；湖北電網西電東送長鏈式、弱聯絡電磁環網結構得以改善，加之鄂西、鄂西北負荷快速增長，葛二江、丹江電廠水電全部實現就近、就地消納，不再向鄂東負荷中心遠距離供電。鄂西、鄂西北小水電裝機規模不斷擴大，促進了恩施、十堰500 kV電網的快速發展；至2008年10月，恩施電網通過500 kV 恩施站2 臺75×104kVA 主變壓器與主網聯絡、十堰電網通過500 kV 十樊線與220 kV 汾當線、襄龍線與主網聯絡，在配置切機穩定控制措施時，均能滿足裝機約150×104kW 小水電的外送需求。鄂東負荷中心電網由以武漢為中心的220 kV 雙環網發展成為涵蓋鄂東5個地市的500 kV雙環網；陽邏三期、大別山電廠等60×104kW級別火電機組接入鄂東500 kV雙環網，提升了末端負荷中心的電壓支撐能力。自此以三峽、葛洲壩（含隔河巖）、恩施（含水布埡）、十堰等四大水電外送系統和500 kV 鄂東雙環網為基礎的湖北電網主網架基本形成。2008 年湖北500 kV 電網結構示意圖見圖5。

圖5 2008年湖北500 kV電網結構示意圖Fig.5 The structure of Hubei 500 kV power grid in 2008

這一時期，由于電網快速發展，電網穩定特性發生根本性變化：

1）短路電流超標風險逐漸暴露［18］。500 kV 電網快速發展造成電磁環網數目大幅增加，但220 kV電網分區運行難度較大，至2008 年全省220 kV 電網僅分4個區運行，導致部分220 kV母線短路電流水平超標，需采用電磁環網解環或削弱等措施共同抑制系統短路電流水平。如2008年，500 kV玉賢站220 kV母線短路電流達到53.1 kA，通過開斷220 kV玉家線和袁徐線實現了鄂東-鄂西電網解環，通過220 kV 漢熊線改接至漢川B廠并開斷漢玉Ⅰ線削弱了武漢-孝感電磁環網，才將玉賢站220 kV母線短路電流降至48.6 kA。

2）動態穩定水平大幅提升。由于500 kV 省間交流聯絡通道的不斷加強，湖北乃至華中電網整體動態穩定水平相比2002年大幅提升，湖北電網與外網不再存在弱阻尼的區間振蕩模式。恩施、十堰電網與湖北主網實現了500 kV 聯絡后，鄂西、鄂西北電網再未發生因小水電機組或機群擾動引發的強迫或自激振蕩。三峽電廠26臺機組投產過程中，湖北電網逐漸出現了兩類新的振蕩模式，即三峽左岸電廠與右岸電廠、三峽左岸或右岸電廠與葛洲壩電廠的振蕩模式，這兩類振蕩的頻率為0.8～0.9 Hz，阻尼比約5%～6%，都屬于較強阻尼的就地振蕩模式。

3）暫態失穩風險基本消除。500 kV 斗孝Ⅰ線投產后，葛大江外送系統已不存在N-1 暫態失穩風險；500 kV朝陽站投產后，葛大江系統送端增加了一個暫態能量的疏散通道，即使葛雙Ⅰ/Ⅱ線或雙玉Ⅰ/Ⅱ線發生同桿故障跳閘，系統仍能保持暫態穩定，葛大江外送系統輸送能力的確定已由暫穩約束轉為熱穩約束。500 kV 江陵站投產后，葛二江外送系統也不再存在N-1 暫態失穩風險。500 kV 鄂東雙環網建成后，鄂東電網電壓支撐能力大幅提高，鄂東500/220 kV 電網即使發生N-2故障，也不存在暫態失穩或電壓失穩風險。湖北電網除三峽電廠在分母運行時第一級和部分第二級外送斷面發生N-2 故障存在三峽機組失步風險外（可通過切機措施恢復功角穩定），已基本不存在暫態穩定問題。

4）局部斷面或地區供電卡口風險逐漸凸顯。2003年后，熱穩定問題逐漸成為影響電網安全穩定運行的主要矛盾。受500 kV變電容量不足、負荷快速增長、電磁環網卡口等因素影響，多個局部地區電力供應緊張。如2007 年8 月9 日，通過陽邏A 廠分母、恢復220 kV 陽花Ⅰ/Ⅱ線運行、并倒陽邏A 廠一臺30×104 kW向鄂東江南電網供電等措施，才基本滿足鄂東江南電網的度夏期間的供電需求。

2.4 第四階段（2009-2018年）：進入特高壓時代，電網不斷完善，與全國電網的一體化特征凸顯

2009年1月，1 000 kV長治-南陽-荊門特高壓交流試驗示范工程投產，標志著湖北電網邁入特高壓互聯電網時代。2009 年7 月，500 kV 咸夢Ⅱ線投產；2011 年5月，配合三峽地下電站（右三電站）投產，±500 kV林楓直流投產；湖北電網跨省、跨區交直流輸電線路達到20條，位列全國第一，其西電東送、南北互濟能力進一步得以提升（見圖6）。2012年5月，三峽電廠32臺合計2 240×104kW機組全部投產，湖北作為全國聯網中心的地位也進一步得以加強。

圖6 2009年湖北500 kV及以上電網結構示意圖Fig.6 The structure of Hubei 500 kV and above power grid in 2009

2009-2018 年，湖北電網裝機容量增加約50%，220 kV 及以上變電容量提升93%，220 kV 及以上線路數目增加34%；電源、電網規模的不斷擴大造成系統短路容量不斷提升，500/220 kV 電網短路電流超標風險共存，短路電流超標逐步成為影響湖北電網安全穩定運行的主要矛盾。為抑制系統短路電流水平，500 kV電網采取了宜江Ⅰ/Ⅱ線改接至興隆站（2010年）、林江Ⅰ/Ⅱ線加串抗（2016 年）、玉賢站老舊開關更換（2018年）、拉開中開關等措施，220 kV電網采取了（光谷、磁湖、興隆、玉賢、花山等站）220 kV母線分母、電磁環網解環、拉停線路等措施。2009年，500 kV孝感2號變投產，武漢江北電網與鄂西/鄂西北電網解環，湖北220 kV電網分5片運行，即武漢江北、鄂東江南、恩施、鄂西/鄂西北等分區電網及龍泉饋供區；到2018 年底，湖北220 kV 分區電網達到10 個，分別為武漢江北東、武漢江北西、黃石黃岡、鄂州-武昌北、咸寧-武昌南、孝感、恩施、鄂西北（襄-十-隨）、鄂西（宜-荊-荊）等分區電網及龍泉饋供區。

2009-2010 年，鄂州二期（2×60×104kW）、西塞山二期3 號機（1×68×104kW）等大容量火電機組相繼投產，60×104kW 級別火電機組接入系統開始“下移”至220 kV電網。2013年，鄂州二期兩臺機組從60×104kW增容至65×104kW；2014 年，西塞山二期4 號機（1×68×104kW）投產，一類新的穩定問題逐漸暴露出來［19］，即60×104kW級別火電機組接入的220 kV分區電網暫態失穩與短路電流超標風險共存，由于系統暫態穩定水平與短路容量成正比關系，所以這類穩定問題的治理難度極大，相關分區電網安全穩定運行嚴重依賴安全自動裝置。

2009-2018 年，湖北500/220 kV 電網結構不斷完善，系統穩定水平進一步提升，除鄂州-武昌北、黃石黃岡、鄂西荊州220 kV 電網因60×104kW 級別火電機組接入存在N-1、N-2 或母線故障導致的暫態失穩風險（可通過切機措施恢復穩定）外，湖北全網的穩定性水平仍主要受制于熱穩定約束。多個500 kV 變壓器下網因N-1 過載存在卡口風險，造成迎峰度夏期間鄂東多個分區電網供電緊張。鄂西、鄂西北地區多個水電外送通道也因熱穩定約束存在棄水風險；如十堰、恩施水電外送系統外送能力分別為90×104 及100×104kW，但通道外送需求卻達到（120～140）×104kW；葛二江外送系統的220 kV遠雙線、坡掇線在豐水期長期存在越限風險；宜昌南部小水電經500 kV 朝陽站“上網”，造成500 kV葛大江外送系統存在越限風險。

2010 年6-7 月，±800 kV 云廣、復奉特高壓直流工程先后建成投產，標志著我國進入特高壓交直流混聯電網時代。由于1 000 kV長-南-荊特高壓交流工程與多個特高壓直流工程及華北-華中同步電網內部多個500 kV交流通道存在關聯關系，湖北電網作為電網全國聯網的中心與多個省、區電網之間呈現強耦合、強交互特征［20-21］。如湖北送華東的±500 kV葛南、龍政、宜華、林楓直流與四川送華東的±800 kV 錦蘇、復奉、賓金特高壓直流同時換相失敗時，將對華中電網產生3 176×104kW 的功率沖擊，會造成1 000 kV 長南線或500 kV渝鄂聯絡通道解列，進而引發更大范圍的連鎖故障，湖北電網也隨之會發生頻率或電壓失穩事件。

2.5 第五階段（2019 年至今）：渝鄂異步聯網，三峽近區電網穩定特性發生深刻變化

2019年7月，世界上電壓等級最高、輸送容量最大的±420 kV 渝鄂背靠背柔性直流工程投運，總容量500×104kW，其中施州背靠背直流（2×125×104kW）、宜昌背靠背直流（2×125×104kW）分別落點在渝鄂聯絡線南、北通道上，湖北電網跨省、跨區交直流輸電線路仍為20條。渝鄂背靠背柔性直流工程投產，消除了特高壓直流多次換相失敗或原華中送華東的7條特高壓/超高壓直流同時換相失敗引發的重大連鎖性安全風險。西南電網與華中電網異步運行后，湖北電網失去了兩個交流暫態能量的疏散通道，導致三峽近區、恩施近區電網動態、暫態穩定水平下降［22-28］。如三峽電廠開機大于22臺機時，受制于500 kV龍斗、漁宜、江興斷面發生N-1故障時，三峽電廠、恩施水電機組會發生暫態失穩風險；500 kV 峽林斷面發生N-1 故障或林江斷面發生N-2 故障時，會出現恩施水電機組與三峽電廠負阻尼振蕩模式。通過調整三峽右三電廠機組PSS 參數、完成恩施小水電機組勵磁系統實測建模與參數優化工作后，渝鄂異步聯網后的負阻尼振蕩風險得以化解，但三峽近區電網的暫態穩定水平仍難以提高。2019 年湖北500 kV及以上電網結構示意圖見圖7。

圖7 2019年湖北500 kV及以上電網結構示意圖Fig.7 The structure of Hubei 500 kV and above power grid in 2019

渝鄂背靠背柔性直流工程投產后，湖北500 kV電網短路電流水平有升有降，這一特性改變了以往“通過直流聯網不會對被連交流系統短路電流水平產生影響”的認識。2019 年，湖北電網繼續實施短路電流治理工作，在完成500 kV 咸寧和鳳凰山站老舊50 kA 開關更換、500 kV光谷4號變更換為高阻抗變壓器后，湖北電網暫時消除了500 kV 電網短路電流超標風險。2019 年度夏期間，受熱穩定約束，局部地區的供電卡口依然突出。咸寧-武昌南、武漢江北西片區及荊州、黃岡、隨州地區采取了有序用電（29 d合計錯避峰電量1 808×104kW·h）方能保證安全可靠供電。為緩解局部地區供電卡口風險，2020年將新增500 kV兩座，4個500 kV變電站進行增容改造，累計新增500 kV變電容量595×104kVA。

3 未來2～3 年電網發展及特性變化趨勢展望

未來2～3 年，伴隨著±800 kV 陜北～武漢特高壓直流、華中1 000 kV特高壓交流環網兩項重大工程投產，湖北電網格局和穩定特性將發生全局性重大變化。華中1 000 kV 特高壓交流環網“拉近”了湖北電網與河南、江西、湖南電網的電氣聯系，華中全網短路電流超標廠站呈“爆發式”增長，武漢特高壓換流站配套建設8 條500 kV 線路，鄂東電網短路電流水平進一步惡化［29］。初步仿真計算表明，近15 個變電站500 kV 母線短路電流水平嚴重超標，荊門站、武漢站500 kV 母線短路電流甚至達到了82 kA和75 kA，遠超目前開關最大63 kA 的遮斷能力。打開省間1 000/500 kV 電磁環網是降低短路電流的一項重要措施，但是省間電磁環網解環會造成整個華中電網的振蕩模式、潮流匯集與疏散模式發生重大變化，反過來會導致省間交互能力下降；鄂湘電磁環網解環甚至還會造成三峽外送系統的穩定特性發生變化。由于武漢特高壓換流站位于鄂東電網北部，400×104～800×104kW 電力經陜武直流注入后，受鄂東過江斷面N-2熱穩定約束制約，500 kV鄂東雙環網疏散特高壓直流注入電力的能力嚴重不足。2022 年湖北500 kV 及以上電網結構示意圖見圖8。

圖8 2022年湖北500 kV及以上電網結構示意圖Fig.8 The structure of Hubei 500 kV and above power grid in 2022

未來2～3 年，省內500 kV 電網將完善渝鄂工程湖北配套工程建設以化解三峽近區電網的暫態失穩風險，500 kV 建始-朝陽、宜都-朝陽（漁宜線改接）線路投產后，三峽外送系統與葛洲壩-恩施外送系統在送端解耦，進一步降低了葛洲壩、恩施機組與三峽機組的振蕩風險［30］。500 kV 建始-朝陽、十堰-臥龍線路投產，恩施、十堰水電外送能力將進一步提升；500 kV編鐘-孝感線路投產，省內500 kV 西電東送能力得以提高，十堰水電具備了向鄂東電網供電的能力。

4 結語

1981 年至今，湖北電網與外省電網由初期的220 kV弱聯系交流互聯模式逐步發展成為涵蓋多個電壓等級、交直流混合的互聯模式，未來2～3年，跨省、跨區互聯通道將由目前的20條發展至28條，無論在種類還是數量上，湖北電網跨省、跨區互聯規模仍將位列全國省級電網首位。縱觀湖北電網穩定特性40 年的演變過程，可以發現電網互聯方式、互聯規模的改變是電網穩定形態及特性發生變化的根本原因；1981 年以來，湖北電網省內電網圍繞著丹江電廠、葛洲壩電廠、三峽電廠不斷完善主網架建設，電源結構的變化也是電網穩定形態及特性發生改變的主要原因之一；正如新版《導則》指出“合理的電網結構和電源結構是電力系統安全穩定運的基礎”。目前，湖北省內新能源發電裝機已突破1 000×104kW；隨著國家能源生產與消費轉型，火電機組建設逐漸趨緩，依托特高壓直流接受外來電力的需求日益增加；因此，今后湖北電網的發展也要充分考慮電網互聯方式、電源結構變化，以改善和化解全局性穩定風險為目標，不斷完善、優化電網結構，確保電網安全穩定運行。