永州電廠2×1 000 MW機組接入系統對湖南電網穩定影響研究

胡果莉，柳永妍，咼虎

(1.湖南省湘電試驗研究院有限公司，湖南 長沙 410004；2.國網湖南省電力有限公司電力科學研究院，湖南長沙 410007)

0 引言

十三五期間，湖南省用電負荷快速增長，但常規火電、水電等裝機容量增長緩慢，導致當前湖南電網供電緊張。永州電廠2×1 000 MW火電機組計劃于2021年投運，將提高湖南電網的供電能力。但大容量火電機組接入系統，電廠近區普遍存在潮流疏散困難，同時相關站點短路電流超標等問題嚴重影響系統運行安全[1－3]。尤其是百萬容量機組接入系統，上述問題更為突出[4]。

現有文獻對大容量機組接入系統存在的安全穩定問題及對策進行了較多研究。文獻[5]分析了百萬機組接入220 kV系統后對電網分區供電能力、短路電流及接入點電壓波動的影響。文獻[6]從穩態潮流、暫態穩定等方面對電廠臨時接入500 kV系統展開計算分析。文獻[7]通過優化電廠運行方式提高電廠送出能力。文獻[8]通過對電廠近區小截面導線進行增容改造來緩解電廠近區潮流疏散困難問題。

本文依據文獻[9]—[12]等標準和規范的要求，從靜態安全、暫態穩定、短路電流三個方面，開展永州電廠接入系統存在的安全穩定問題分析，提出相應穩定控制措施及建議，以保障電網安全穩定運行，提升永州電廠送出能力。

1 永州電廠接入系統方案

永州電廠1號機通過220 kV永州電廠—老山界線(永老線)、永州電廠—谷源線(永谷線)、永州電廠—宗元Ⅰ線(永宗I線)接入系統220 kV電網；永州電廠2號機通過500 kV永州電廠—宗元Ⅱ線(永宗Ⅱ線)接入系統500 kV電網。永州電廠接入系統如圖1所示。

圖1 永州電廠接入系統

2 潮流疏散問題及控制措施研究

2.1 計算條件

永州電廠接入水電、風電較為富集的地區，在豐水期，小水電、風電大發，近區潮流疏散困難。采用豐水期平負荷、豐水期大負荷、枯水期大負荷三種典型方式開展潮流分析[13]。豐水期平負荷方式是指汛期4—5月份水電大發，電網日最大負荷的平均水平；豐水期大負荷方式是指夏季電網最大負荷；枯水期大負荷方式是指冬季電網最大負荷。永州電廠接入電網安全穩定校核計算采用湖南電網2021年運行方式，三種典型方式下的計算 負荷水平見表1。

表1 2021年湖南全省計算負荷數據(不含廠用電負荷和網損) MW

2.2 靜態安全分析

2.2.1 豐水期平負荷方式

2021年豐水期平負荷方式，宗元近區220 kV變電站上網功率340 MW。永州電廠兩臺機組全開滿發，永老線輸送功率171 MW，永谷線輸送功率433 MW，永宗I線輸送功率392 MW。永州電廠近區靜態安全校核N－1、N－2分別見表2和表3。

表2 豐水期平負荷方式永州電廠近區220kV線路N-1靜態安全校核 MW

表3 豐水期平負荷方式永州電廠近區220 k V線路N-2靜態安全校核 MW

由表2可見，永宗Ⅰ線N－1，永谷線潮流710 MW；宗浯Ⅲ線N－1，宗浯Ⅰ線潮流349 MW；勾浯Ⅱ線N－1，勾浯Ⅰ線潮流－421 MW，不滿足N－1靜態安全校核。需對永谷－永宗Ⅰ線斷面、宗浯斷面、勾浯斷面進行功率預控。

由表3可知，共桿架設的永谷、永宗線N－2，永老線潮流995 MW，谷老線潮流－595 MW，均超過相應線路熱穩極限。建議永老＋永谷＋永宗Ⅰ斷面功率超過一定值時，永谷、永宗線N－2，采取切除永州電廠1號機的穩控措施，以保證永老線、谷老線均不過載。

綜上，在豐水期平負荷方式下，220 kV層面，受限于宗浯Ⅰ線、勾浯Ⅰ線、船勾Ⅰ線熱穩極限，永州電廠近區外送斷面受限。

上述方式下，500 kV長宗線輸送功率－574 MW，紫宗Ⅰ、Ⅱ線路輸送功率－313～323 MW，艷宗Ⅱ線路輸送功率380 MW，牌長雙回線潮流861＋888 MW，長民線送民豐潮流1543 MW。長民線輸送功率超過其穩定控制限額800 MW。500 kV層面，懷化、湘西地區機組出力主要通過牌樓—長陽鋪雙回線、艷山紅—宗元—長陽鋪通道匯集至長陽鋪，永州電廠機組和湘南地區(衡陽、郴州、永州地區)其他機組的部分出力通過宗元—長陽鋪匯集至長陽鋪，導致長陽鋪—民豐線潮流重過載。因此在豐水期平負荷方式下，永州電廠出力將受長民線送民豐輸送能力的制約。

2.2.2 豐水期大負荷方式

2021年豐水期大負荷方式，永州電廠機組全開滿發，永老線輸送功率235 MW，永谷線輸送功率437 MW，永宗Ⅰ線輸送功率324 MW，宗浯Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ線輸送功率175＋220＋282 MW，勾浯Ⅰ、Ⅱ線輸送功率－161～212 MW。永州電廠近區靜態安全校核N－1見表4。

表4 豐水期大負荷方式永州電廠近區220 k V線路N-1靜態安全校核 MW

由表4可見，宗吾Ⅲ線N－1，宗吾Ⅰ線潮流273 MW；勾吾Ⅱ線N－1，勾吾Ⅰ線潮流－283 MW，不滿足N－1靜態安全校核，需對相應斷面進行功率預控。另外，永谷、永宗線N－2，永老線、谷老線均過載，采取切除永州電廠1號機的穩控措施，可解決上述N－2熱穩問題。

2.2.3 枯水期大負荷方式

2021年枯水期大負荷方式，永州電廠近區110 kV及以下小水電出力小，永州電廠出力可就地消納，無N－1靜態安全問題。

為了解決永州電廠外送斷面受限問題，提高湖南電網供電能力，建議對宗浯、勾浯斷面加強或增加500 kV宗元—船山輸電通道。

3 機組暫態電壓支撐能力研究

3.1 湘南地區電壓穩定分析

湘南地區220 kV及以上并網的耒陽、東江電廠機組需保持一定開機方式(最小開機臺數要求)，才可保持湘南電網的暫態電壓穩定[14－15]。否則，500 kV鼎功變或鶴嶺變出口處三永故障N－1，湘南地區變電站母線電壓不能恢復至0.8 p.u.以上，嚴重情況下可能導致湖南電網電壓崩潰。本節從機組對湘南地區暫態電壓支撐能力的角度，分析永州電廠機組與東江、耒陽電廠的替代關系。

2021年豐水期平負荷方式，永州電廠1號、2號機組全停。在上述方式基礎上，分別將永州電廠1號或2號機組與耒陽、東江電廠一臺機組進行替換，暫穩曲線如圖2—4所示。

由圖2、圖3可見，永州電廠1號替代耒陽、東江任意一臺機組時，湘南地區水灣站電壓恢復特性好于基礎方式，永州電廠1號可替代耒陽、東江電廠任意一臺機組。

圖2 永州1號機替換東江1號機湘南電壓恢復曲線

圖3 永州1號機替換耒陽1號機湘南電壓恢復曲線

由圖4可見，在平負荷方式下，永州電廠2號機替代東江一臺機組時，湘南地區電壓恢復特性差于基礎方式，永州電廠2號不可替代東江電廠機組。

圖4 永州2號機替換東江1號機湘南電壓恢復曲線

綜上分析可知，永州1號機可納入湘南地區最小開機范圍。

3.2 負荷中心電壓穩定分析

祁韶直流大功率送電時，湖南電網負荷中心火電機組需保持一定開機臺數(長沙、株洲、湘潭地區，衡陽、郴州、永州地區，岳陽地區，益陽及婁底、邵陽地區220 kV并網火電機組的最小開機臺數要求)，才可保持負荷中心地區暫態電壓穩定[14－15]。否則500 kV鼎功變電站或鶴嶺變電站出口處三永故障N－1，負荷中心變電站母線電壓不能恢復至0.8 p.u.以上，嚴重情況還將導致湖南電網電壓崩潰，豐水期平負荷方式尤為突出。從機組對負荷中心地區暫態電壓支撐能力的角度，分析永州電廠機組與負荷中心火電機組(比如耒陽電廠機組、寶慶電廠機組)的替代關系。

在豐水期平負荷方式下，祁韶直流3 000 MW，永州電廠1號、2號機組全停。在上述方式下，永州1號機組替代耒陽1號機組的暫態電壓恢復曲線如圖5所示，負荷中心黎托站電壓恢復特性好于基礎方式，由此可見，在豐水期平負荷方式下，永州1號機可替代負荷中心的耒陽1號機。永州2號機組替代寶慶1號機的暫態電壓恢復曲線如圖6所示，負荷中心黎托站電壓恢復特性好于基礎方式，由此可見，在豐水期平負荷方式下，永州2號機可替代負荷中心的寶慶1號機。

圖5 永州1號機替換耒陽1號機負荷中心電壓恢復曲線

圖6 永州2號機替換寶慶1號機負荷中心電壓恢復曲線

綜上可知，永州1號機、2號機可納入湖南電網負荷中心火電開機范圍，提高負荷中心暫態電壓穩定水平，增強火電開機方式的靈活性。

4 短路電流分析

按?國家電網安全穩定計算技術規范》相關規定，電力系統短路電流計算應在正常方式全接線和全開機條件下采用不基于潮流的方法進行[11]，短路故障形式應分別考慮三相短路故障和單相接地故障[16－17]。

2021年湖南電網高峰負荷，永州電廠近區廠站短路電流見表5，永州電廠投運后，電廠近區短路電流有所增加，除船山220 kV母線三相短路超標外，其他母線短路電流均滿足要求。

表5 永州電廠近區短路電流 kA

其中，永州電廠1號、2號機全停情況下，船山220 kV母線三相短路電流51.9 kA，短路電流超標。永州電廠1號、2號機全開情況下，船山220 kV母線三相短路電流53.3 kA，增加1.4 kA，加重船山220 kV母線短路電流超標問題。

5 結語

通過對永州電廠接入系統的潮流分布、暫態穩定、短路電流的研究分析，主要結論和建議如下:

1)豐水期平負荷方式，當前500 kV長民線送民豐輸送能力成為懷化、湘西地區機組，永州電廠機組和湘南地區其他機組送出的短板。

2)豐水期平負荷方式及大負荷方式下，永州電廠近區220 kV宗浯、勾浯、船勾斷面不滿足靜態安全校核，存在較嚴重的潮流疏散問題，建議對宗浯、勾浯斷面進行補強。

3)永州電廠機組對湘南地區和負荷中心地區電壓穩定有較強的支撐作用，可將永州1號機納入湘南地區最小開機范圍，永州1號機、2號機均可納入負荷中心火電最小開機范圍。

4)永州電廠投運后，會加重船山短路電流超標問題，建議優化船山站近區220 kV網架結構。