永州电厂2×1 000 MW机组接入系统对湖南电网稳定影响研究

胡果莉，柳永妍，呙虎

(1.湖南省湘电试验研究院有限公司，湖南 长沙 410004；2.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南长沙 410007)

0 引言

十三五期间，湖南省用电负荷快速增长，但常规火电、水电等装机容量增长缓慢，导致当前湖南电网供电紧张。永州电厂2×1 000 MW火电机组计划于2021年投运，将提高湖南电网的供电能力。但大容量火电机组接入系统，电厂近区普遍存在潮流疏散困难，同时相关站点短路电流超标等问题严重影响系统运行安全[1－3]。尤其是百万容量机组接入系统，上述问题更为突出[4]。

现有文献对大容量机组接入系统存在的安全稳定问题及对策进行了较多研究。文献[5]分析了百万机组接入220 kV系统后对电网分区供电能力、短路电流及接入点电压波动的影响。文献[6]从稳态潮流、暂态稳定等方面对电厂临时接入500 kV系统展开计算分析。文献[7]通过优化电厂运行方式提高电厂送出能力。文献[8]通过对电厂近区小截面导线进行增容改造来缓解电厂近区潮流疏散困难问题。

本文依据文献[9]—[12]等标准和规范的要求，从静态安全、暂态稳定、短路电流三个方面，开展永州电厂接入系统存在的安全稳定问题分析，提出相应稳定控制措施及建议，以保障电网安全稳定运行，提升永州电厂送出能力。

1 永州电厂接入系统方案

永州电厂1号机通过220 kV永州电厂—老山界线(永老线)、永州电厂—谷源线(永谷线)、永州电厂—宗元Ⅰ线(永宗I线)接入系统220 kV电网；永州电厂2号机通过500 kV永州电厂—宗元Ⅱ线(永宗Ⅱ线)接入系统500 kV电网。永州电厂接入系统如图1所示。

图1 永州电厂接入系统

2 潮流疏散问题及控制措施研究

2.1 计算条件

永州电厂接入水电、风电较为富集的地区，在丰水期，小水电、风电大发，近区潮流疏散困难。采用丰水期平负荷、丰水期大负荷、枯水期大负荷三种典型方式开展潮流分析[13]。丰水期平负荷方式是指汛期4—5月份水电大发，电网日最大负荷的平均水平；丰水期大负荷方式是指夏季电网最大负荷；枯水期大负荷方式是指冬季电网最大负荷。永州电厂接入电网安全稳定校核计算采用湖南电网2021年运行方式，三种典型方式下的计算 负荷水平见表1。

表1 2021年湖南全省计算负荷数据(不含厂用电负荷和网损) MW

2.2 静态安全分析

2.2.1 丰水期平负荷方式

2021年丰水期平负荷方式，宗元近区220 kV变电站上网功率340 MW。永州电厂两台机组全开满发，永老线输送功率171 MW，永谷线输送功率433 MW，永宗I线输送功率392 MW。永州电厂近区静态安全校核N－1、N－2分别见表2和表3。

表2 丰水期平负荷方式永州电厂近区220kV线路N-1静态安全校核 MW

表3 丰水期平负荷方式永州电厂近区220 k V线路N-2静态安全校核 MW

由表2可见，永宗Ⅰ线N－1，永谷线潮流710 MW；宗浯Ⅲ线N－1，宗浯Ⅰ线潮流349 MW；勾浯Ⅱ线N－1，勾浯Ⅰ线潮流－421 MW，不满足N－1静态安全校核。需对永谷－永宗Ⅰ线断面、宗浯断面、勾浯断面进行功率预控。

由表3可知，共杆架设的永谷、永宗线N－2，永老线潮流995 MW，谷老线潮流－595 MW，均超过相应线路热稳极限。建议永老＋永谷＋永宗Ⅰ断面功率超过一定值时，永谷、永宗线N－2，采取切除永州电厂1号机的稳控措施，以保证永老线、谷老线均不过载。

综上，在丰水期平负荷方式下，220 kV层面，受限于宗浯Ⅰ线、勾浯Ⅰ线、船勾Ⅰ线热稳极限，永州电厂近区外送断面受限。

上述方式下，500 kV长宗线输送功率－574 MW，紫宗Ⅰ、Ⅱ线路输送功率－313～323 MW，艳宗Ⅱ线路输送功率380 MW，牌长双回线潮流861＋888 MW，长民线送民丰潮流1543 MW。长民线输送功率超过其稳定控制限额800 MW。500 kV层面，怀化、湘西地区机组出力主要通过牌楼—长阳铺双回线、艳山红—宗元—长阳铺通道汇集至长阳铺，永州电厂机组和湘南地区(衡阳、郴州、永州地区)其他机组的部分出力通过宗元—长阳铺汇集至长阳铺，导致长阳铺—民丰线潮流重过载。因此在丰水期平负荷方式下，永州电厂出力将受长民线送民丰输送能力的制约。

2.2.2 丰水期大负荷方式

2021年丰水期大负荷方式，永州电厂机组全开满发，永老线输送功率235 MW，永谷线输送功率437 MW，永宗Ⅰ线输送功率324 MW，宗浯Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ线输送功率175＋220＋282 MW，勾浯Ⅰ、Ⅱ线输送功率－161～212 MW。永州电厂近区静态安全校核N－1见表4。

表4 丰水期大负荷方式永州电厂近区220 k V线路N-1静态安全校核 MW

由表4可见，宗吾Ⅲ线N－1，宗吾Ⅰ线潮流273 MW；勾吾Ⅱ线N－1，勾吾Ⅰ线潮流－283 MW，不满足N－1静态安全校核，需对相应断面进行功率预控。另外，永谷、永宗线N－2，永老线、谷老线均过载，采取切除永州电厂1号机的稳控措施，可解决上述N－2热稳问题。

2.2.3 枯水期大负荷方式

2021年枯水期大负荷方式，永州电厂近区110 kV及以下小水电出力小，永州电厂出力可就地消纳，无N－1静态安全问题。

为了解决永州电厂外送断面受限问题，提高湖南电网供电能力，建议对宗浯、勾浯断面加强或增加500 kV宗元—船山输电通道。

3 机组暂态电压支撑能力研究

3.1 湘南地区电压稳定分析

湘南地区220 kV及以上并网的耒阳、东江电厂机组需保持一定开机方式(最小开机台数要求)，才可保持湘南电网的暂态电压稳定[14－15]。否则，500 kV鼎功变或鹤岭变出口处三永故障N－1，湘南地区变电站母线电压不能恢复至0.8 p.u.以上，严重情况下可能导致湖南电网电压崩溃。本节从机组对湘南地区暂态电压支撑能力的角度，分析永州电厂机组与东江、耒阳电厂的替代关系。

2021年丰水期平负荷方式，永州电厂1号、2号机组全停。在上述方式基础上，分别将永州电厂1号或2号机组与耒阳、东江电厂一台机组进行替换，暂稳曲线如图2—4所示。

由图2、图3可见，永州电厂1号替代耒阳、东江任意一台机组时，湘南地区水湾站电压恢复特性好于基础方式，永州电厂1号可替代耒阳、东江电厂任意一台机组。

图2 永州1号机替换东江1号机湘南电压恢复曲线

图3 永州1号机替换耒阳1号机湘南电压恢复曲线

由图4可见，在平负荷方式下，永州电厂2号机替代东江一台机组时，湘南地区电压恢复特性差于基础方式，永州电厂2号不可替代东江电厂机组。

图4 永州2号机替换东江1号机湘南电压恢复曲线

综上分析可知，永州1号机可纳入湘南地区最小开机范围。

3.2 负荷中心电压稳定分析

祁韶直流大功率送电时，湖南电网负荷中心火电机组需保持一定开机台数(长沙、株洲、湘潭地区，衡阳、郴州、永州地区，岳阳地区，益阳及娄底、邵阳地区220 kV并网火电机组的最小开机台数要求)，才可保持负荷中心地区暂态电压稳定[14－15]。否则500 kV鼎功变电站或鹤岭变电站出口处三永故障N－1，负荷中心变电站母线电压不能恢复至0.8 p.u.以上，严重情况还将导致湖南电网电压崩溃，丰水期平负荷方式尤为突出。从机组对负荷中心地区暂态电压支撑能力的角度，分析永州电厂机组与负荷中心火电机组(比如耒阳电厂机组、宝庆电厂机组)的替代关系。

在丰水期平负荷方式下，祁韶直流3 000 MW，永州电厂1号、2号机组全停。在上述方式下，永州1号机组替代耒阳1号机组的暂态电压恢复曲线如图5所示，负荷中心黎托站电压恢复特性好于基础方式，由此可见，在丰水期平负荷方式下，永州1号机可替代负荷中心的耒阳1号机。永州2号机组替代宝庆1号机的暂态电压恢复曲线如图6所示，负荷中心黎托站电压恢复特性好于基础方式，由此可见，在丰水期平负荷方式下，永州2号机可替代负荷中心的宝庆1号机。

图5 永州1号机替换耒阳1号机负荷中心电压恢复曲线

图6 永州2号机替换宝庆1号机负荷中心电压恢复曲线

综上可知，永州1号机、2号机可纳入湖南电网负荷中心火电开机范围，提高负荷中心暂态电压稳定水平，增强火电开机方式的灵活性。

4 短路电流分析

按«国家电网安全稳定计算技术规范》相关规定，电力系统短路电流计算应在正常方式全接线和全开机条件下采用不基于潮流的方法进行[11]，短路故障形式应分别考虑三相短路故障和单相接地故障[16－17]。

2021年湖南电网高峰负荷，永州电厂近区厂站短路电流见表5，永州电厂投运后，电厂近区短路电流有所增加，除船山220 kV母线三相短路超标外，其他母线短路电流均满足要求。

表5 永州电厂近区短路电流 kA

其中，永州电厂1号、2号机全停情况下，船山220 kV母线三相短路电流51.9 kA，短路电流超标。永州电厂1号、2号机全开情况下，船山220 kV母线三相短路电流53.3 kA，增加1.4 kA，加重船山220 kV母线短路电流超标问题。

5 结语

通过对永州电厂接入系统的潮流分布、暂态稳定、短路电流的研究分析，主要结论和建议如下:

1)丰水期平负荷方式，当前500 kV长民线送民丰输送能力成为怀化、湘西地区机组，永州电厂机组和湘南地区其他机组送出的短板。

2)丰水期平负荷方式及大负荷方式下，永州电厂近区220 kV宗浯、勾浯、船勾断面不满足静态安全校核，存在较严重的潮流疏散问题，建议对宗浯、勾浯断面进行补强。

3)永州电厂机组对湘南地区和负荷中心地区电压稳定有较强的支撑作用，可将永州1号机纳入湘南地区最小开机范围，永州1号机、2号机均可纳入负荷中心火电最小开机范围。

4)永州电厂投运后，会加重船山短路电流超标问题，建议优化船山站近区220 kV网架结构。