山西特高压落地工程对内蒙古电网动态稳定特性的影响分析

宋凯洋

（内蒙古电力经济技术研究院，呼和浩特 010010）

0 引言

内蒙古电网作为华北电网的重要组成部分，其稳定特性与华北电网其他省级电网的网架结构与运行方式息息相关。“十四五”期间，山西特高压落地工程实施后，内蒙古电网稳定特性将发生重要变化。为分析上述变化的影响，本文利用PSD-BPA仿真计算平台，对山西特高压工程落地前后内蒙古电网内部动态稳定特性变化情况进行分析，并结合内蒙古电网现状及远期规划，提出解决措施。

1 山西特高压落地工程概述

山西特高压落地工程实施后，山西电网500 kV电压等级将与华北电网500 kV电压等级解环。解环后，山西电网4个500 kV网对网通道将调整为9回电厂点对网外送通道。至此，山西电网通过4回特高压线路与华北电网联络。

根据《华北电网2019发展规划报告》，晋北、晋中特高压站落地山西电网，山西电网通过晋北—北京西、晋中—石家庄4回特高压交流线路向华北主网送电。2022年预计蒙西地区榆恒特高压站配套电源11.92 GW，山西电网改接至晋北、晋中特高压站电源4.32 GW，共计16.24 GW。受晋北—北京西暂态稳定制约，断面输电能力为15.8~17.8 GW[1]。

山西电网解环后，调整后的9回电厂点对网外送通道配套电源10.54 GW。受送出线路暂态稳定约束，4个点对网外送通道总送出能力为10.21 GW[2]。

2 山西特高压落地工程实施前后内蒙古电网内部动态稳定特性分析

为了明确山西特高压落地工程对内蒙古电网内部动态稳定特性的影响，分别对长南线解列、北送及南送三种典型方式进行分析[3]。

2.1 长南线解列方式

在长南线解列方式下，内蒙古电网内部制约故障为磴口电厂—祥泰变电站三相永久故障。通过仿真计算结果可知，山西特高压落地工程实施后，磴口电厂—祥泰变电站故障情况下，系统阻尼比下降。仿真数据边界条件如下。

（1）计算基准年为2021年。

（2）内蒙古电网内部：布乌德河断面1669 MW，响布坤德断面2897 MW，呼包断面4376 MW，呼丰断面6622 MW，外送华北4893 MW。

（3）外部断面：山西两横特高压线路送华北电网15 012 MW，山东电网受电1066 MW，特高压长南线解列。

在上述方式下，磴口电厂—祥泰变电站故障时，内蒙古电网内部机组功角曲线如图1所示。由图1可见，内蒙古电网主要机组功角差处于弱阻尼振荡状态，衰减较慢，40 s后机组功角差振荡仍未结束。

图1 长南线解列方式下，磴口电厂—祥泰变电站故障时内蒙古电网内部机组功角曲线

内蒙古电网呼包、呼丰断面有功功率曲线如图2所示。由图2可见，永圣域变电站—丰泉变电站、响沙湾变电站—永圣域变电站线路处于弱阻尼振荡状态。对上述有功功率曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比0.83%，频率为0.350 6 Hz。根据DL/T 1234—2013《电力系统安全稳定计算技术规范》，小干扰计算模式阻尼比不低于3%，故障情况下计算模式阻尼比不低于1%[4]。说明内蒙古电网内部存在动态稳定性问题。

图2 长南线解列方式下，磴口电厂—祥泰变电站故障时呼包、呼丰断面有功功率曲线

为对比上述方式计算结果，相同边界条件下，山西特高压落地工程实施前，磴口电厂—祥泰变电站故障时系统阻尼比为1.3%；对比山西特高压落地方式，系统阻尼比下降0.5%；由此可得，山西特高压落地工程对内蒙古电网内部动态稳定特性影响较大。

2.2 长南线北送方式

山西特高压落地工程实施后，在长南线北送方式下，内蒙古电网内部制约故障点为特高压长南线故障[5]。仿真数据边界条件如下。

（1）计算基准年为2020年。

（2）内蒙古电网内部：布乌德河断面1649 MW，响布坤德断面2831 MW，呼包断面4374 MW，呼丰断面6551 MW，外送华北4901 MW。

（3）外部断面：山西两横特高压线路送华北电网15 076 MW，山东电网送华北电网1061 MW，特高压长南线北送2725 MW。制约故障为特高压长南线故障。

在上述方式下，特高压长南线故障时，内蒙古电网内部机组功角曲线如图3所示。由图3可见，内蒙古电网主要机组功角差处于负阻尼震荡状态，振荡逐渐增强。内蒙古电网呼包、呼丰断面及外送断面有功功率曲线如图4所示，由图4可见响沙湾变电站—永圣域变电站、永圣域变电站—丰泉变电站、汗海变电站—沽源变电站、丰泉变电站—万全变电站有功功率曲线，说明内蒙古电网呼包、呼丰断面及外送断面处于负阻尼振荡状态。对上述有功功率曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比-1.83%，频率为0.333 5 Hz。系统阻尼比远低于1%，说明内蒙古电网内部存在动态稳定性问题[4]。

图3 长南线北送方式下，特高压长南线故障时内蒙古电网内部机组功角曲线

图4 长南线北送方式下，特高压长南线故障时内蒙古电网呼包、呼丰断面及外送断面有功功率曲线

为对比上述方式计算结果，设相同边界条件下，山西特高压落地工程实施前，特高压长南线故障时的系统阻尼比为1.9%，对比山西特高压落地方式，系统阻尼比下降接近4%。由此可得，在长南线北送方式下，山西特高压落地工程对内蒙古电网内部动态稳定特性影响极大。

2.3 长南线南送方式

在长南线南送方式下，内蒙古电网内部制约故障为磴口电厂—祥泰变电站三相永久故障。通过仿真计算结果可知，山西特高压落地工程实施后，磴口电厂—祥泰变电站故障情况下，系统阻尼比下降。仿真数据边界条件如下。

（1）计算基准年为2021年。

（2）内蒙古电网内部：布乌德河断面1601 MW，响布坤德断面2807 MW，呼包断面4376 MW，呼丰断面6594 MW，外送华北电网4912 MW。

（3）外部断面：山西两横特高压线路送华北电网15 312 MW，山东电网受电1070 MW，特高压长南线南送2000 MW。

在上述方式下，磴口电厂—祥泰变电站故障时，相关电厂机组功角曲线如5图所示。主要机组功角差处于弱阻尼震荡状态，衰减较慢。呼包、呼丰断面有功功率曲线如图6所示，对响沙湾变电站—永圣域变电站、永圣域变电站—丰泉变电站线路有功功率曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比4.02%，频率为0.336 6 Hz。

图5 长南线南送方式下，磴口电厂—祥泰变电站故障时内蒙古电网内部机组功角曲线

图6 长南线南送方式下，磴口电厂—祥泰变电站故障时呼包、呼丰断面有功功率曲线

为对比上述方式计算结果，相同边界条件下，山西特高压落地工程实施前，磴口电厂—祥泰变电站故障时，系统阻尼比为4.83%，对比山西特高压落地方式，系统阻尼比下降0.8%。由此可得，山西特高压落地工程对内蒙古电网内部动态稳定特性影响较大。

根据仿真计算结果可知，上述三种方式中，长南线南送方式稳定特性最好，因此解决措施主要以分析长南线解列、长南线北送为主[6]。

3 解决措施

3.1 实施河套变电站—祥泰变电站—千里山变电站输变电工程

从内蒙古电网500 kV网架结构可分析得出，磴口电厂—祥泰变电站故障引起蒙西地区内部动态稳定问题，主要是因为河套变电站—祥泰变电站—磴口电厂—千里山变电站通道为单回路。当发生磴口电厂—祥泰变电站三相永久故障时，磴口电厂—祥泰变电站断面潮流需迂回千里山变电站—乌海变电站—布日都变电站通道，造成极大的潮流转移，使系统处于低频振荡状态。因此，通过加快实施河套变电站—祥泰变电站—千里山变电站输变电工程，可改善磴口电厂—祥泰变电站故障下内蒙古电网内部动态稳定特性。

对实施河套变电站—祥泰变电站—千里山变电站输变电工程后，磴口电厂—祥泰变电站故障下内蒙古电网内部稳定特性进行计算分析。内蒙古电网内部机组功角曲线如图7所示。由图7可见，内蒙古电网主要机组功角差虽然处于振荡状态，但振荡衰减速度较工程实施前已大幅增快。

图7 实施河套变电站—祥泰变电站—千里山变电站输变电工程后内蒙古电网内部机组功角曲线

内蒙古电网呼包、呼丰断面有功功率曲线如图8所示。由图8可见响沙湾变电站—永圣域变电站、永圣域变电站—丰泉变电站线路有功功率曲线，内蒙古电网呼包、呼丰断面仍处于振荡状态，但振荡衰减速度较工程实施前已大幅增快。对上述有功功率曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比1.38%，频率为0.358 2 Hz。系统阻尼比不低于1%，满足规范要求。

图8 实施河套变电站—祥泰变电站—千里山变电站输变电工程后呼包、呼丰断面有功功率曲线

由上述计算分析可得，在长南线解列方式下，实施河套变电站—祥泰变电站—千里山变电站输变电工程，将有效改善由山西特高压落地工程引起的内蒙古电网内部动态稳定特性。由此，可根据山西两横特高压配套电源投产时序，实施河套变电站—祥泰变电站—千里山变电站输变电工程，以应对由山西特高压落地工程引起的内蒙古电网内部动态特性恶化问题。

3.2 加强呼包、呼丰断面

为解决上述问题，首先考虑加强呼包、呼丰断面，呼包断面考虑新建甘迪尔变电站—川掌变电站双回线路，呼丰断面考虑新建宁格尔变电站—丰泉变电站双回线路。

在上述网架下，特高压长南线故障时，内蒙古电网内部机组功角曲线如图9所示。由图9可见，内蒙古电网主要机组功角差处于正阻尼振荡状态，振荡模式已由负阻尼变为正阻尼。内蒙古电网呼包、呼丰断面及外送断面有功功率曲线如图10所示。由图10可见响沙湾变电站—永圣域变电站、永圣域变电站—丰泉变电站、汗海变电站—沽源变电站、丰泉变电站—万全变电站线路有功功率曲线，内蒙古电网呼包、呼丰断面及外送断面处于正阻尼振荡状态。对上述有功功率曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比2.03%，频率为0.375 3 Hz。

图9 加强呼包、呼丰断面后，特高压长南线故障时内蒙古电网内部机组功角曲线

图10 加强呼包、呼丰断面后，特高压长南线故障时呼包、呼丰断面及外送断面有功功率曲线

3.3 降低呼丰、外送断面潮流

可考虑降低呼丰及外送断面潮流：呼丰及外送断面均下降900 MW，呼丰断面潮流5658 MW，外送断面潮流4027 MW。

在上述方式下，特高压长南线故障时，内蒙古电网内部机组功角曲线如图11所示。主要机组功角差阻尼比由负值变为正值。

图11 降低呼丰、外送断面潮流后，特高压长南线故障时内蒙古电网内部机组功角曲线

呼包、呼丰断面及外送断面有功功率曲线如图12所示。图中可见响沙湾变电站—永圣域变电站、永圣域变电站—丰泉变电站、汗海变电站—沽源变电站、丰泉变电站—万全变电站线路有功功率曲线，呼包、呼丰断面及外送断面功率曲线由负值变为正值。对上述有功功率曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比2.13%，频率为0.361 3 Hz。

图12 降低呼丰、外送断面潮流后，特高压长南线故障时呼包、呼丰断面及外送断面有功功率曲线

3.4 实施内蒙古电网与华北电网异步联网工程

上述山西特高压落地工程引起的内蒙古电网内部动态问题，仍为内蒙古电网与华北电网的弱联系导致。根据《内蒙古电网主网架发展思路及重大问题研究》重要研究结论，实施内蒙古电网与华北电网异步联网工程是内蒙古电网500 kV网架发展规划的前置条件[7]。

实施异步联网工程后，蒙西地区内部动态特性将大为改善，同时，华北电网运行方式将不再对内蒙古电网内部动态问题造成影响。磴口电厂—祥泰变电站线路故障时，内蒙古电网内部机组电厂功角曲线如图13所示。对上述功角曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比23.98%，频率为0.438 Hz，阻尼比远高于1.0%，因此内蒙古电网内部不存在动态稳定制约[8-14]。

图13 实施异步联网后内蒙古电网内部机组功角曲线

3.5 实施内蒙古电网与华北电网特高压联网工程

根据《内蒙古电网主网架发展思路及重大问题研究》重要研究结论，蒙西地区鄂中特高压站与蒙西特高压站相连、乌兰察布南特高压站与晋北特高压站相连，同时断开原汗海变电站—沽源变电站、丰泉变电站—万全变电站500 kV通道[7]。内蒙古电网与华北电网联络将变为特高压联络，内部动态特性将大为改善，同时，华北电网运行方式对内蒙古电网内部动态问题造成的影响减少。在特高压长南线故障时，内蒙古电网内部机组电厂功角曲线如图14所示。对上述功角曲线进行单通道Prony分析，提取系统振荡模式的阻尼比63.87%，频率为0.391 Hz，阻尼比远高于1.0%，说明内蒙古电网内部不存在动态稳定制约。

图14 实施特高压联网后，特高压长南线故障时内蒙古电网内部机组功角曲线

4 结束语

山西特高压落地工程实施后，不同运行方式下，均会对内蒙古电网的动态稳定特性造成一定影响，对内蒙古电网的安全稳定运行提出新的考验。建议通过加强网内关键输电断面、实施内蒙古电网与华北电网异步联网工程或实现内蒙古电网与华北电网特高压联网三种途径，解决由山西特高压落地工程引起的内蒙古电网动态稳定问题。