1 呼伦贝尔扎兰地区电网现状

目前，呼伦贝尔扎兰地区电网仅通过220 kV牙博线、博扎线与主网互连，若任1回线路发生故障断开，则扎兰电网与主网解列，将失去大部分负荷。因此被迫采取“一站两网”运行方式，部分负荷由兴安电网转带。220 kV 牙博线、博扎线总长度超过250 km，受电压稳定性影响，输送极限不大于120 MW。随着扎兰地区的发展，220 kV牙博线、博扎线已无法接带扎兰地区的所有负荷。此外，由于扎兰地区电网网架结构薄弱，各厂站母线电压对有功、无功功率变化较为敏感，正常运行时电压波动较大，保持稳定运行难度较大。扎兰地区电网当前网架结构见图 1所示。

图 1

图 1 扎兰地区电网当前网架结构示意图

另外，由于呼伦贝尔电网部分500 kV线路架设方式为同塔并架，若发生N-1故障后，神华内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司、内蒙古蒙东能源有限公司鄂温克电厂及华能伊敏发电厂部分机组功角失稳，发生N-2故障导致交流外送断面断开，呼伦贝尔电网直流孤岛运行，由于伊穆直流（伊敏换流站—穆家换流站）调制能力有限，孤岛运行成功可能性较低。目前呼伦贝尔电网最大交流外送能力为2050 MW，交、直流最大外送能力为3950 MW，而呼伦贝尔电网500 kV电源外送需求5800 MW，总外送需求近6000 MW，“窝电”现象十分严重^{[1, 2]}。

针对上述问题，需建设500 kV 扎兰输变电工程，并将扎兰地区220 kV变电站梳理接入500 kV扎兰变电站。500 kV扎兰输变电工程（以下简称扎兰工程）的投运，不但从根本上解决了上述问题，而且对形成呼伦贝尔电网500 kV交流第二外送通道，消除呼伦贝尔电网直流孤岛风险并满足呼伦贝尔电网电源的外送需求有重要意义。

扎兰工程有2种接入系统方案：方案1，500 kV扎兰变电站双π接入500 kV伊敏—冯屯甲乙线（以下简称伊冯甲乙线）；方案2，500 kV扎兰变电站双回出线进入500 kV冯屯变电站，500 kV扎兰变电站接入系统方案见图 2。本文分析了2种方案及周边各相关工程对呼伦贝尔电网外送能力的影响，在保证呼伦贝尔电网交流外送能力的前提下，优化各工程的投运时序，兼顾运行的经济性，提出较优的扎兰变电站投运方案。

图 2

图 2 500 kV扎兰变电站接入系统方案

扎兰变电站距冯屯变电站约100 km，破口后新建线路约5 km，线路型号与伊冯甲乙线相同。目前，在伊冯甲乙线冯屯变电站侧装设了串补装置（以下简称冯屯串补装置），最大总补偿度为45%，其中，固定串补补偿度为30%，可控串补最大补偿度为15%。

若采用方案1，则串补运行时扎兰—冯屯线呈过补偿状态。在该方式下500 kV扎兰—冯屯线路若发生接地故障后会出现电流反向问题，可能造成部分保护拒动、误动^{[3, 4]}。

为解决过补偿问题，在保证呼伦贝尔电网交流外送极限不降低的前提下，可将冯屯串补装置部分或全部搬迁至扎兰变电站，相关科研单位提出了3种方案^[5]：

（1） 将冯屯串补装置全部搬迁至扎兰变电站；（2） 将冯屯全部可控串补装置及1/2数量的固定串补装置搬迁至扎兰变电站，1/3数量的固定串补装置留在冯屯变电站，将剩余串补装置拆除；（3） 将冯屯串补装置全部搬迁至扎兰变电站，同时拆除其中1/6数量的固定串补装置。

搬迁串补装置后，伊敏—扎兰双回线补偿度均偏高，存在较大的次同步谐振（SSR）风险。另外，搬迁串补装置后还需对串补的防次同步谐振控制策略进行适当的调整，前期科研周期较长，工程难度较大。

新建线路长度约200 km，线路型号与伊冯甲乙线相同。若采用该方案，则需增加大量投资。

关工程十三五期间将投运以下对呼伦贝尔电网交流外送能力产生影响的500 kV输变电工程^[3]：伊敏换流站—红城开闭站—兴安变电站双回线（以下简称伊—红—兴工程）；新建兴安变电站—科尔沁变电站双回线；新建海北—牙克石—扎兰双回线（以下简称海—牙—兰工程），见图 3所示。

图 3

图 3 其他相关500 kV输变电工程示意图（500 kV扎兰变电站由新建500 kV扎兰—冯屯双回线接网）

上述工程投运后，呼伦贝尔电网交流外送通道由双回变为4回或6回，外送能力得到较大提升。

此时，如伊冯串补装置继续运行，将导致各外送线路间的潮流分布不均衡，对运行的安全性与经济性有一定影响。

使用PSASP（电力系统分析综合程序）分析比较500 kV扎兰变电站分别采用方案1、方案2，相关工程采用不同的投产时序及伊冯串补装置采用不同搬迁方案时各线路的潮流分布与系统稳定性，找出扎兰变电站投运后对呼伦贝尔电网交流外送能力影响较小且在未来相关工程投运后呼伦贝尔电网交流外送能力最大的方案。在分析过程中，伊穆直流外送潮流均按2000 MW考虑。

4.1 500 kV扎兰变电站采用不同接入方案线路潮流分布与外送极限4.1.1 方案1

该方案主要考虑以下6种运行方式：

（1） 扎兰工程已投运，将伊冯串补装置全部搬迁至扎兰变电站，伊—红—兴工程未投运；

（2） 扎兰工程与伊—红—兴工程均已投运，伊冯串补装置全部搬迁至扎兰变电站；

（3） 扎兰工程已投运，伊冯串补装置全部拆除，伊—红—兴工程未投运；

（4） 扎兰工程与伊—红—兴工程均已投运，伊冯串补全部拆除；

（5） 伊—红—兴工程已投运，扎兰工程未投运，伊冯串补装置维持现状；

（6） 伊—红—兴工程已投运，扎兰工程未投运，伊冯串补装置全部拆除。

根据计算，采用扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线、不同串补装置搬迁方案时，呼伦贝尔电网外送极限以及潮流分布情况见表 1所示。

表 1

表 1 采用接入方案1，不同工程时序与串补投退方案下呼伦贝尔电网交流外送极限、断面潮流分布情况

表 1 采用接入方案1，不同工程时序与串补投退方案下呼伦贝尔电网交流外送极限、断面潮流分布情况

4.1.2 方案2

该方案主要考虑以下2种运行方式：

（1） 扎兰—冯屯双回线路与伊—红—兴工程均已投运，伊冯串补保持现状；

（2） 伊—红—兴工程投运后，伊冯串补装置全部拆除。

根据计算，采用新建500 kV扎兰—冯屯双回线方案、不同串补装置投退方案时呼伦贝尔电网外送极限及潮流分布情况如表 2所示。

表 2

表 2 采用接入方案2，伊—红—兴工程投运，不同串补投退呼伦贝尔电网外送极限、潮流分布情况

表 2 采用接入方案2，伊—红—兴工程投运，不同串补投退呼伦贝尔电网外送极限、潮流分布情况

4.2 500 kV海—牙—兰工程投运后外送极限

500 kV海—牙—兰工程投运后，若500 kV扎兰变电站采用接入方案1，呼伦贝尔电网交流外送线路为4回：500 kV扎兰—冯屯双回、伊敏—红城双回；若500 kV扎兰变电站采用接入方案2，则呼伦贝尔电网交流外送线路为6回：500 kV伊敏—冯屯甲乙、扎兰—冯屯双回、伊敏—红城双回。

海—牙—兰工程投运后主要考虑以下4种运行方式：

（1） 扎兰变电站双π接入，海—牙—兰工程、伊—红—兴工程均投运，伊冯串补装置全部搬迁至扎兰变电站；

（2） 扎兰变电站双π接入，海—牙—兰工程、伊—红—兴工程均投运，伊冯串补装置全部拆除；

（3） 扎兰—冯屯双回线接入，海—牙—兰工程、伊—红—兴工程均投运，伊冯串补装置维持现状；

（4） 扎兰—冯屯双回线接入，海—牙—兰工程、伊—红—兴工程均投运，伊冯串补装置全部拆除。

根据计算，分别采用接入方案1、2，伊—红—兴、海—牙—兰工程投运后，在不同串补装置投退方案下，呼伦贝尔电网外送极限及潮流分布情况见表 3所示。

表 3

表 3 海—牙—兰工程投运后，不同串补投退方案下呼伦贝尔电网外送极限、潮流分布情况

表 3 海—牙—兰工程投运后，不同串补投退方案下呼伦贝尔电网外送极限、潮流分布情况

4.3 线损分析

分析计算4.1—4.2所述各种运行方式下呼伦贝尔电网外送断面各线路线损率，结果如表 4所示。

表 4

表 4 不同工程投运方案下，呼伦贝尔电网外送断面线路损耗计算

表 4 不同工程投运方案下，呼伦贝尔电网外送断面线路损耗计算

5 结论及建议5.1 结论

综上所述可知，在N-1故障约束下，得出如下结论。

（1） 相同的网架结构，将串补装置拆除后呼伦贝尔电网外送极限要比串补搬迁或维持现状时低。

（2） 若将冯屯串补装置全部搬迁至扎兰变电站，扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线后呼伦贝尔电网外送极限（2100 MW）与当前网架下外送极限（2200 MW）基本相当。

（3） 若维持冯屯串补现状，伊—红—兴工程投运后呼伦贝尔电网外送极限（2800 MW）比扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线并搬迁串补装置后外送极限（2100 MW）高约700 MW。

（4） 若拆除全部串补装置，扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线后呼伦贝尔电网交流外送极限为850 MW，若先投运伊—红—兴工程则呼伦贝尔电网外送极限提高至2200 MW，与当前网架下外送极限基本持平。

（5） 在伊—红—兴工程已投产的前提下，若将冯屯串补装置全部搬迁至扎兰变电站，扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线后呼伦贝尔电网交流外送极限（3200 MW）比全拆串补装置后外送极限（2200 MW）高约1000 MW。

（6） 在伊—红—兴工程已投产的前提下，若将冯屯串补装置全部搬迁至扎兰变电站，扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线后呼伦贝尔电网交流外送极限（3200 MW）比新建扎兰—冯屯双回出线方案外送极限（2800 MW）高约400 MW。

（7） 在伊—红—兴工程已投产的前提下，若将冯屯串补装置全部拆除，扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线后呼伦贝尔电网交流外送极限（2200 MW）与新建扎兰—冯屯双回出线方案外送极限（2200 MW）持平。

（8） 在海—牙—兰工程投运后，扎兰变电站双π接入伊冯甲乙线方式下串补对外送极限无明显影响，且由于串补的存在导致潮流分布不均衡，提高了线损率。

（9） 在海—牙—兰工程投运后，新建扎兰—冯屯双回出线方案下的呼伦贝尔电网交流外送极限（3800 MW）大于扎兰变电站双π接入方案外送极限（3300 MW），可基本满足呼伦贝尔电网的外送需求；双π接入方案下，伊敏—扎兰双回线路的N-1故障热稳定问题制约了外送极限的大小。

（1） 选择伊—红—兴工程在先，扎兰工程在后的投运时序对呼伦贝尔电网交流外送极限影响较小。依上述时序，在扎兰工程投运前，可拆除冯屯所有串补装置，呼伦贝尔电网交流外送极限可基本保持不变。

（2） 若选择保留串补装置，则外送极限有不同程度的提高，但需要进一步研究优化串补装置搬迁方案，在不影响交流外送极限的前提下尽量降低补偿度，以减轻SSR风险，并对相关方案进行SSR风险评估。

（3） 在海—牙—兰工程投运后，串补装置具有的缩短机组与电网间电气距离、提高机组外送能力的优点已不明显，而且会导致潮流分布不均匀、线损率升高，建议予以拆除。

（4） 在海—牙—兰工程投运前，同等条件下，扎兰双π接入方案外送极限普遍高于新建扎兰—冯屯双回出线方案。但海—牙—兰工程投运后，新建扎兰—冯屯双回出线方案外送极限更高。若将呼伦贝尔电网交流外送需求持续增大且无其他外送通道建设计划，则建议采用以下投运时序：扎兰工程（扎兰—冯屯双回出线）→伊—红—兴工程→海—牙—兰工程→拆除串补装置。