工程非理想因素對半波長輸電系統運行特性影響分析

田 浩，楊 冬，馬 歡，趙 康，秦曉輝

（1.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003；2.中國電力科學研究院，北京 100192）

0 引言

在中國，大約80%的可再生能源資源位于中東部地區，特別是新疆、西藏、云南等省份，但是超過80%的電力消費集中在東部地區［1］。中國的電力負荷近年來以每年9.4%左右的速度增長，資源與需求逆向分布的格局日趨嚴重，催生了大規模西電東送工程的建設［2］。基于中國目前的能源分布，可以利用半波長輸電技術將新疆及內蒙古的風電、西藏的光伏發電、西南的水電資源通過長達3 000 km 輸電線路輸送至三華負荷中心［3］。

半波長輸電技術最早由蘇聯學者提出；在以后的幾十年中，美國、印度、意大利等國的專家又針對自然半波長輸電線路和調諧半波長輸電方式進行了相關研究［4-6］。近年來，關于半波長輸電系統的理論分析、仿真研究及工程實踐開始逐漸深入［7-8］。巴西等國還對此提出了初步可行性研究［9］。前人的研究結論多基于理想運行條件的假設，認為整條線路符合均勻傳輸線條件［10-11］。但是，對于長度可達3 000 km的線路而言，長距離的輸電走廊將經歷復雜的地理條件及電磁環境，基于均勻傳輸線方程得到的分析結論將不夠精準，需要建立更為準確的精細化線路模型［12-13］。非理想因素對線路參數的改變將進一步改變輸電系統的穩態及暫態運行特性［14］。

針對我國大規模能源基地外送采用特高壓半波長輸電技術的應用場景，建立半波長輸電系統仿真模型，結合現有實際線路工程實測參數，分析半波長輸電線路土壤電阻率、同塔架設、長度偏差等因素對半波長輸電線路電氣參數的影響，進一步研究以上因素對半波長輸電系統穩態特性與暫態穩定性的影響。

1 工程非理想因素對線路參數的影響分析

1.1 土壤電阻率

線路的電阻來源于導線自身的電阻率及大地電阻率。不同地形地貌的土壤電阻率可以參考文獻［15］利用Dubanton 復透距離法求解導線自阻抗Zaa、互阻抗Zab、復透深度p，計算公式為

式中：μ0和μ分別為真空和導線磁導率；σ為土壤電導率；ω為角速度；xa、xb分別為導線及大地的橫坐標位置；ya、yb分別為導線及大地的縱坐標位置；ra為導線半徑。式（1）經過矩陣變換，消除地線和合并分裂導線，得到線路相參數及序參數阻抗矩陣。

在仿真計算中，選取的線路型號為LGJ-8×630型，表1、表2 分別給出理想條件下導線的單位長度參數和山地條件下同型號導線的實測參數［16］。

表1 單回LGJ-8×630型導線理想單位參數

表2 山地地貌下單回LGJ-8×630型導線單位參數

1.2 同塔架設

對于同塔雙回半波長線路，兩回線路間的電磁作用會對單位長度線路的分布參數產生影響。線路相鄰水平距離越近，對參數的影響越顯著，其中對互阻抗及互導納的影響更為顯著［17］。為準確獲得1 000 kV 半波長同塔單/雙回線路LGJ-8×630型導線單位長度參數，采用基于全球定位系統的異頻雙端同步測量方法［18］，測量試驗中各相導線首、末端電壓與電流，并將所測電壓與電流代入長線方程來求解異頻下的工頻序參數。

通過計算可得，1 000 kV 半波長同塔雙回線路LGJ-8×630型導線單位長度參數如表3所示。

表3 同塔雙回線路LGJ-8×630型導線單位長度參數

1.3 長度偏差

在實際工程建設中，由于輸電走廊的限制，半波長輸電工程的輸電距離很難完全符合理想的工頻半波距離，而存在一定的長度偏差。自然功率下半波長線路的長度為2 870.3 km，當線路長度分別增加5%、減少5%時，半波長線路的長度達到3 013.8 km、2 726.8 km。半波長線路π型等值網絡的等值阻抗Zeq及等值導納Yeq如表4所示。

表4 不同線路長度對等值參數的影響對比

2 考慮非理想因素的精細化線路模型

由于半波長輸電線路途經區域地形地貌、電磁環境及導線型號的差異，線路不再成為均勻傳輸線。可以將整條線路看作多段不同參數的均勻傳輸線級聯的形式，如圖1 所示，更加準確地描述工程非理想因素對半波長線路特性的影響。

圖1 長距離傳輸線分段級聯

提出的精細化線路模型為：

3 工程非理想因素對半波長輸電系統穩態特性的影響分析

3.1 長度偏差對穩態特性的影響

以LGJ-8×630 型導線為例，分別考慮線路為精準半波距離2 870.3 km、3 013.8 km（增加5%）和2 726.8 km（減少5%），并規定3種情況下線路末端具有相同的沿線電壓1 047 kV、有功功率4 500 MW、功率因數1，分析3 種情況對線路沿線電壓分布的影響，如圖2所示。

圖2 不同線路長度下系統的沿線電壓分布

從圖2 中可以發現，當半波長線路的長度越短時，線路送端節點的電壓越低，系統的電壓損耗越小。其首端電壓分別為1 102.1 kV、1 084.5 kV 和1 089.7 kV。此外，在3 種情況中，2 870.3 km 半波長線路擁有最小的沿線最低電壓。其沿線最低電壓在距首端大約1 722 km處，電壓值為1 025 kV。

3.2 同塔架設對穩態特性的影響

分別比較實際工程建設中單回與同塔雙回兩種情況下線路的穩態特性，如圖3 所示。在這兩種情況下，系統的輸電線路長度均為2 870.3 km，線路末端的沿線電壓為1 054 kV、有功功率為4 500 MW、功率因數為1。

圖3 單雙回半波長輸電線路下系統的沿線電壓分布

從圖3 中可以發現，在相同初始條件下的半波長輸電系統中，相對于雙回輸電系統，單回輸電系統的線路沿線電壓更低，最低電壓在距離送端約1 435 km 位置處，電壓值為1 022 kV，此時相同位置處雙回輸電線路的線電壓為1 055 kV，兩者差值達到33 kV。而兩種情況下輸電線路的首端電壓基本保持一致，均為1 091.2 kV。

3.3 地形地貌條件對穩態特性的影響

利用表1、表2 中的線參數，比較實際工程中平地與山地兩種情況下線路的穩態電壓特性，如圖4所示。輸電線路長度為2 870.3 km，保持線路末端電壓為1 054 kV、有功功率為4 500 MW、功率因數為1。

圖4 單雙回半波長輸電線路下系統的沿線電壓分布

從圖4 中可以發現，在相同初始條件下，相對于平地，山地條件下半波長輸電系統送端節點電壓與線路沿線電壓更高，系統的電壓損耗最大，其沿線最大電壓出現在距離首端約860 km 的位置，電壓值達到1 100 kV，線路首端電壓為1 094.2 kV，接近電壓安全運行的上限。此外，在距離線路首端約1 435 km的位置處山地、平地地形下系統的沿線電壓差達到最大值，最大值為72 kV。

4 工程非理想因素對半波長輸電系統暫態特性的影響分析

建立單機通過半波長線路向無窮大電網輸電的仿真模型，分別模擬不同非理想因素在單相瞬時短路故障條件下系統功角、電壓等物理量的變化情況。

故障設置：單相瞬時接地短路重合閘成功。0.2 s線路A相接地短路，0.3 s切除A相，故障消失，1.3 s A相重合閘成功。故障點：半波長線路送端端口處［19-20］。

4.1 長度偏差對暫態特性的影響

不同線路長度條件下發電機功角變化如圖5 所示。單相瞬時故障過程中，不同線路長度條件下均能保持發電機功角曲線穩定，其中長度為3 013.8 km的半波長輸電系統發電機功角相對波動更大。對比3 種長度線路在故障瞬間的過電壓數值如圖6 所示，2 726.8 km 輸電長度下沿線過電壓最大達到9.1 pu，另外兩條線路過電壓數值相對較小。

圖5 不同線路長度條件下發電機功角變化比較

圖6 不同線路長度條件下沿線最大電壓值比較

據此分析可得，雖然短5%線路有更好的暫態穩定性，但是其過電壓數值更大，給工頻過電壓抑制增加難度，而長5%線路的暫態穩定性較差，容易在嚴重故障條件下產生功角失穩。在實際工程中選擇輸電走廊時應盡量選擇精確半波距離作為輸電長度。

4.2 同塔架設對暫態特性的影響

考慮同塔雙回線路后，在瞬時短路故障條件下，當切除其中一條線路故障相后，由于還存在另外的支路，因此其暫態穩定性遠優于單回輸電方式，如圖7所示。

圖7 考慮同塔架設條件發電機功角變化比較

兩種輸電方式下，單回方式過電壓數值可達4.2 pu，同塔雙回條件下過電壓數值相對較低，為3.5 pu。需要指出的是，雙回線路N-1故障時，潮流會轉移到另一回線路，易產生由于過載引起的穩態工頻過電壓，需要配置一定的切機切負荷等安控措施，維護線路的電壓安全。

4.3 地形地貌條件對暫態特性的影響

地形地貌差異主要體現在造成線路單位長度參數的不同。基于表1、表2 中的實測線路參數比對理想條件及山地條件下線路的暫態特性差異。由圖9可見，地形條件對暫態功角穩定的影響很小。圖10對比的線路最大過電壓可見，山地條件線路的過電壓更顯著，可達4.5 pu，大于理想線路參數條件下的4.2 pu。

圖8 考慮同塔架設條件下沿線最大電壓值比較

圖9 地形地貌差異條件下發電機功角變化比較

圖10 地形地貌差異條件下沿線最大電壓值比較

5 算例分析

通過上述分析可以發現，工程非理想因素會對輸電系統穩態及暫態特性產生一定的影響，需要采用更精確的線路模型體現這些差異。算例分析部分以中國西電東輸的遠距離輸電場景為例，分析是否考慮非理想因素對輸電系統運行特性的影響程度。如圖11 所示，建立新疆準東通過3 000 km 特高壓半波長線路向安徽北部送電的應用場景，沿途經歷天山山脈、阿拉善荒漠、黃土高原及華北平原。巨大的海拔落差與氣候條件變化增加了線路參數的差異。將整條半波長線路按照地形地貌分為4段。

圖11 利用半波長輸電實現“西電東送”的應用場景

分別采用理想均勻線路參數及精細化線路模型參數的穩態電壓，對比結果如表5 所示。保持線路受端電壓為1 000 kV 不變，Er1和Er2分別表示線路送端及沿線最大電壓差異百分比。可見線路送端電壓存在20～50 kV 的差異，最大穩態電壓的誤差最大可達5.66%。

表5 采用精細線路模型與理想線路模型的穩態電壓差異

表6 對比的甩負荷及不同短路故障條件下，兩種線路模型的故障電壓結果對比。兩種模型的線路最大過電壓數值一般會有2%～5%的差異，特別對于單相短路故障，由于其為不對稱故障，差異更為顯著。因此，在實際工程分析中，需要結合實際輸電走廊及采用的線路型號，建立精細化線路模型，可以更準確地仿真與分析半波長輸電系統運行特性。

表6 采用精細線路模型與理想線路模型的故障電壓差異

6 結語

針對半波長輸電系統可能面臨的多重工程非理想因素，分別對比了長度偏差、同塔架設和地形地貌因素對輸電系統穩態及暫態特性的影響。穩態電壓特性方面，三種因素主要造成線路中段的電壓差異，而對兩側端口處的電壓幅值影響較小。暫態特性方面，長度偏差會對暫態穩定性造成較大影響，輸電走廊不宜選擇偏離精確半波距離過大。

基于實際系統的算例分析表明，上述非理想因素會對系統穩態及故障電壓分布造成2%～6%的誤差。提出的精細化線路模型可以描述非理想因素造成的線路參數非均勻分布，更準確地仿真分析半波長輸電系統運行特性。