柔性输电技术在江苏跨江输电通道的应用研究

汪惟源，窦飞，蔡晖，程锦闽，祁万春，刘柏良，付俊波

（1.国网江苏省电力有限公司，南京 210008；2.国网江苏省电力有限公司经济技术研究院，南京 210008；3.南京南瑞继保电气有限公司，南京 211102）

0 引言

作为国家确定的唯一一个海上千万千瓦级风电基地，江苏正持续加快推进以海上风电为发展特色的能源变革[1-2]。截至2019年底，江苏海上风电装机规模已超过4 230 MW，提前完成《风电发展“十三五”规划》3 000 MW的目标。江苏省发改委陆续于2018年核准海上风电项目7 500 MW，2019年核准海上风电8 640 MW[3-5]。

受海岸线的限制，江苏海上风电分布在苏北，而负荷中心分布在江南。部分海上风电集中接入地区风电总装机已超过最大负荷，装机渗透率达119%～308%，大量电力需外送，地区220 kV外送通道输电能力已基本用尽，需要通过更高电压等级电网向更远的负荷中心进行送电[6-8]。

目前，江苏电网共有4个500 kV北电南送通道共8回500 kV线路。“十四五”中前期还将规划投运2条过江通道共4回500 kV线路，江苏北电南送能力得到提升，基本能够满足已确定的新能源近40 000 MW装机的消纳需求，但已几无裕度，这限制了苏北新能源的进一步开发[9-10]。“十四五”期间，由于苏北大规模新能源接入电网，江苏电网整体呈现“北电南送”趋势。届时，冬季高峰风电光伏等新能源大发时，“北电南送”形势尤为严峻，部分过江通道潮流尤重，且均有N-1及N-2潮流过载等问题[11-13]。

为解决北电南送断面的输电瓶颈，本文提出了新增交流输电通道方案，由于江苏过江点资源有限，新增过江通道将十分困难且代价巨大，工程实施困难[14]。

柔性输电技术是增强输配电系统可控性和灵活性、提高运行稳定性、经济性的新手段，可以充分挖掘现有交流电网的潜力，避免新增输电通道和发电设备，为解决上述问题提供新的思路[15-17]。本文提出了应用线间潮流控制器（IPFC）方案，通过平衡通道间的潮流分布，达到提升现有输电通道的能力；提出了应用多端柔性直流输电方案，直接将盐城、南通富余的风电通过多端柔性直流网络输送到苏州等负荷中心，实现了潮流功率的灵活控制[18-19]。同时柔性交流/直流装置可提供动态无功支撑，进一步改善了系统的稳定水平[20]。

本文从提升供电能力、降低短路电流、经济性等角度，对3个方案提升跨江输电通道的输电能力进行总结。

1 “十四五”过江通道潮流瓶颈分析

2025年江苏将有6个500 kV北电南送通道分别为晋北～三汊湾四线、南京特～秋藤双线、江都～大港双线、泰兴～斗山双线、凤城（大泗）～梅里双线。实际电网中因电气距离、电源负荷分布等因素，会引起通道潮流分布不均，因此为研究断面整体能力，需进行潮流分析，江苏北电南送断面图见图1。

图1 江苏北电南送断面示意图Fig.1 Sectional schematic diagram of power transmission from north to south in Jiangsu Province

考虑准东和锡盟直流后，增加了特高压上电源接入容量，冬季泰州～苏州1 000 kV线路初始潮流已达到较高水平，同时由于江苏电网1 000 kV和500 kV过江通道电气距离差异较大，因此在冬季新能源大发方式下，苏北500 kV盈余电力通过特高压转移能力有限，大部分通过500 kV电网送至苏南受电地区。潮流计算结果见表1。

表1 2025年潮流计算结论Table 1 Results of power flow calculation in 2025 MW

2025年冬季新能源大发方式下，采用全省煤电等备用开机，500 kV北电南送通道出现过载；冬季高峰新能源大发方式下泰兴～斗山N-1后潮流为4 080 MW、江都～大港N-1后潮流3 660 MW，超过稳定限额；可通过将苏北/苏中开机煤电出力压至50%，缓解过江通道潮流输送压力，满足N-1校核，2025年北电南送通道输电能力平衡见表2。

表2 2025年北电南送通道输电能力平衡Table 2 Power transmission capacity balance for north-to-south transmission channels in 2025 MW

由表2可以看出，若考虑将苏北/苏中开机煤电出力压至50%，可有效缓解过江通道潮流输送压力，输电能力可满足要求，但该方式对运行调度灵活性会提出较高要求；在全省煤电等备用开机方式下，利用现有的交流特高压和500 kV通道将苏北的电力送到苏南时，在利用现有通道最大的输电能力时，仍然有2 320 MW的供电缺口。

仅靠原有的交流通道难以将全部的风电送到苏南电网消纳，因此考虑建设新的输电通道，或加强现有500 kV通道输送能力。

2 “十四五”过江通道输电能力加强方案

结合苏北地区新能源规划、负荷发展预期以及北电南送通道输电能力平衡表计算结果，初步考虑以下3种方案将海上风电送出到苏南电网。

2.1 增加500 kV交流过江通道送出方案

海上风电汇集到500 kV电网后，如果利用原有的交流输电通道，则不能满足风电大发时功率满送，因此考虑新建设新的交流输电通道，考虑在500 kV如东站建设双回输电线路、经过特高压GIL（gas insulated line，气体绝缘线路）预留的管廊后，接入苏南电网500 kV昭文站。该输电通道需要经过架空线路和电缆混合输送，线路热稳限额受限于过江电缆的限制，目前500 kV交流电缆最大界面为2 500 mm2，额定电流大约2 200 A，按照0.9功率因素，单回线的热稳极限为1 710 MW。双回线热稳极限3 420 MW。特高压泰州-苏州站GIL过江管廊见图2。

图2 特高压泰州-苏州站GIL过江管廊Fig.2 GIL channel of Taizhou-Suzhou UHV GIL Substation crossing the Yangtze river

2.2 线间潮流控制器方案

在苏北大规模投运后，过江通道泰兴～斗山、凤城～梅里通道潮流重载。大规模海上风电投运后将进一步加重该断面的潮流，而其他通道尚有一定裕度，引出考虑采用线间潮流控制器技术，均衡过江通道的潮流，进一步提高断面的输送能力。

为减少控制难度，采用5端电压源换流器的含并联侧IPFC拓扑结构，见图3。一方面采用并联侧进行直流侧稳压，完全解放串联侧换流器，从而实现主辅控线路潮流的完全可控，另一方面，由于并联侧的存在可以直接对并联侧所在节点进行无功补偿，稳定节点电压。

图3 IPFC（有并联测）拓扑结构示意图Fig.3 Schematic diagram of IPFC（with parallel side）topology

2.3 海上风电多端柔直送出方案

大规模的新能源如果通过交流通道送出到苏南电网，势必会挤占交流通道的资源，使得交流输电通道的潮流更重，原有交流通道的开机方式和规模将会进一步受到挤压，运行方式安排困难，因此考虑通过柔性直流输电技术，将电源点的功率通过新建的直流输电通道直接送到负荷中心消纳。采用该方案将不会给原有的交流输电通道增加压力，同时负荷中心有了新的馈入直流，对交流通道的依赖程度还有一定的减小，有利于电网运行方式的灵活安排。通过柔直直接送到苏州地区的负荷中心，随着未来负荷增长，有较大的电力受进需求。因此，新增通道送端宜落点在苏北沿海地区，受端宜落点在苏南苏州地区，可同时提升苏北新能源送出能力和苏南负荷中心受电能力。

在南通建立柔直换流站，柔直换流站的设计容量为6 000 MW，受端负荷中有苏柔直51和苏柔直52两个柔直换流站，其中苏柔直51接入500 kV石牌站常熟电厂，苏柔直52接入升压的500 kV昭文变电站，见图4。

图4 柔直海上风电送出方案拓扑结构示意图Fig.4 Topological schematic diagram of offshore wind power delivery scheme

在海上风电没有达到终期规模时，到2025年安排两个柔直受端均受入功率1 500 MW。该柔直工程的建设需要新建直流通道过江，结合新能源、负荷增长情况适时建设1～2回直流通道（特高压GIL过江管廊中已预留），单回直流容量按3 000 MW考虑，可有效提升北电南送通道的适应性。

3 加强方案的技术比较

3.1 对北电南送过江通道的输电能力的影响

方案1：新建如东-昭文双回线北电南送通道后，该通道反而成为限制北电南送输电能力的瓶颈，该通道于风电基地联系紧密，导致风电大发时该通道的潮流较重，而需要交流电缆通过GIL管廊使得其额定电流相比架空线路大幅下降。采用增加串抗（配合限制风电出力）和移相器的方案，在风电大发时仍然存在N-1后另一回线路过载的问题，见表3。

表3 新建交流通道后的过江通道潮流Table 3 Across Yangtze River power flow calculation with the construction of the new AC channel MW

方案2：IPFC的容量配置考虑在泰兴-斗山双回线配置串流换流阀容量300 MVA，在大泗-江阴通道双回线配置串联换流阀容量120 MVA，共用并联侧容量120 MVA。IPFC换流阀的容量仅960 MVA，即可将北电南送通道输送极限提高3 700 MW以上。单位IPFC提升通道输送能力可达到3.9，杠杠效益明显，见表4。

表4 IPFC容量及效果计算Table 4 Capacity and effect calculation of IPFC MW

方案3：采用方案3构建多端柔直的输送方案，可以利用柔性直流输电系统的灵活控制的特性，在出现严重故障后调节北电南送的功率，起到对江苏电网网架结构的优化作用，这就需要柔直在正常运行时保留一部分功率，实时紧急状态下可以调节电网潮流的作用。

采用该方案对过提高江断面输电能力的影响可以认为与直流建设的容量相关，即柔直设计的额定输送容量为3 000 MW，则相应提高断面输送能力为3 000 MW。

3.2 对系统短路电流影响

方案1：该交流通道的建成进一步增加了短路电流，导致昭文变的短路电流存在超标的风险，短路电流的控制将会导致运行方式的安排进一步受限。

方案2：在短路期间，IPFC对短路电流的影响主要是串入变压器的漏抗。而根据工程经验，对于500 kV的IPFC，所用的串联变压器漏抗折算后等同于安装线路上增加阻抗约为2～3Ω，对系统短路电流有一定的抑制效果，但效果有限。

方案3：采用多端柔直的输送方法对交流电网短路电流的的影响较小，在增加电网潮流输送灵活性的同时又不增加短路电流。

3.3 经济性比较

方案1：该方案在提升过江断面输电能力及短路电流控制方面存在技术性缺陷，建议不予采用。

方案2：采用该方案，IPFC的容量按照计算结果，5个换流器的容量为960 MW，所需的总成本约12亿元。合计估算总投资为13.87亿元。

方案3：如果采用GIL过江通道的方案，新建2回500 kV GIL柔直过江线路。直流线路按照±500 kV的直流电压等级，大约线路造价为11亿元。

本期新建南通东南部柔直换流站1座，容量为3 000 MW；新建常熟柔直换流站2座，容量为3 000 MW；柔直换流站的总容量为6 000 MW，柔直换流站的总造价为24亿元，合计总投资约40亿元。

4 结语

本文研究了采用不同输电技术解决江苏大规模海上风电汇集送出和广泛消纳问题，对比了3种输电方案在北电南送输电通道间的潮流优化应用，得到以下基本结论：

1）采用新建500 kV如东—昭文交流通道的方案将会导致该新建通道的潮流加重，成为限制北电南送输电能力新的瓶颈，该方案的可行性不足。

2）采用线间潮流控制器（IPFC）技术方案，通过对大泗-梅里双线、泰兴-江阴双线两个通道的协调控制，可以满足近期2025年风电大发期间东部通道重载时的N-1问题。随着风电的进一步增加，风电消纳仍然存在问题，可以考虑近期通过IPFC技术方案充分利用5个已有的交流通道输电能力；远期随着风电并网容量进一步增加，将部分风电集群打捆后通过采用多端柔直的输送方案解决北电南送输电通道能力不足的问题。

3）采用海上风电基地多端柔直送出方案，可以利用柔直的灵活输电的特性，满足海上风电的送出，同时直流电缆的输送功率大于交流电缆，理论上可输送的风电功率更大。多端柔直加强了江苏电网的网架结构，同时不增加系统短路电流，在交流系统严重故障下，柔直还可发挥其功率快速调节的特性，降低过载和电网失稳的风险。

志谢

本文的研究受到国网江苏省电力有限公司前期咨询项目的支持，特此感谢！