(2)新增輸電通道方案。若采用新增輸電通道的方案，需新建500 kV梅里—錫南—木瀆雙回線路(2×60 km)(見圖3)。該線路需穿越無錫市區(qū)、蘇州市區(qū)，不僅投資巨大(約15億元)，而且建設難度極大。可見，本方案技術經(jīng)濟性欠佳。同時，新增輸電通道后，控制點(石牌)處的短路電流上升1.1 kA，超過開斷極限。

由于現(xiàn)有線路導線增容和新增輸電通道等常規(guī)方案在實施難度和經(jīng)濟性上存在的欠缺，通過上述措施解決蘇州南部500 kV電網(wǎng)發(fā)展過程中遇到問題的阻礙較大。在規(guī)劃期內，蘇州南部500 kV電網(wǎng)結構將保持穩(wěn)定。

2 蘇州南部500 kV電網(wǎng)應用UPFC的可行性

經(jīng)方案分析論證，可以通過在木瀆—梅里雙線裝設UPFC來解決蘇州南部500 kV電網(wǎng)發(fā)展過程中遇到的問題。利用UPFC潮流控制能力均衡蘇州南部電網(wǎng)輸電通道的潮流，解決冬季直流小方式下的供電能力受限問題和夏季直流大方式下發(fā)生雙極閉鎖后出現(xiàn)的拉限負荷過多的問題。利用UPFC的動態(tài)無功支撐能力改善蘇州南部電網(wǎng)無功支撐不足和直流換相失敗風險較大的問題。

本節(jié)將對UPFC的具體接入方案，接入后的效果以及實施難度和經(jīng)濟性進行詳細論述。

2.1 UPFC接入方案

根據(jù)潮流控制需求，同時借鑒南京西環(huán)網(wǎng)UPFC示范工程的工程設計經(jīng)驗，最終確定的500 kV UPFC示范工程結構如圖4所示。示范工程500 kV UPFC采用2個串聯(lián)側換流器+1個并聯(lián)側換流器的結構，其中串聯(lián)側換流器接入梅里—木瀆雙線，并聯(lián)側換流器接入木瀆500 kV母線。3臺換流器的容量均為250 MV˙A，3臺聯(lián)結變壓器容量為300 MV˙A，直流側電壓為±90 kV。

借鑒南京西環(huán)網(wǎng)UPFC示范工程，采用2個串聯(lián)側換流器和1個并聯(lián)側換流器的結構具有較好的經(jīng)濟性和可靠性[12]。南京西環(huán)網(wǎng)電源較多，無功支撐能力較強，對UPFC無功支撐能力沒有需求，因此南京西環(huán)網(wǎng)UPFC示范工程在設計時將并聯(lián)側裝置接在臨近的35 kV母線以降低變壓器絕緣需求、占地面積與投資。與南京西環(huán)網(wǎng)UPFC示范工程不同的是，蘇州南部電網(wǎng)中需要利用UPFC的動態(tài)無功支撐能力改善蘇州南部電網(wǎng)無功支撐不足的問題，因此將并聯(lián)側換流器通過變壓器直接接在木瀆500 kV母線。

2.2 UPFC接入效果

500 kV UPFC接入蘇州南部電網(wǎng)后，蘇州南部存在的主要問題均得到不同程度的改善。

(1)提高蘇州南部電網(wǎng)供電能力。冬季直流小方式下，UPFC能夠均衡蘇州南部電網(wǎng)各輸電通道潮流，增加蘇州南部電網(wǎng)整體供電能力，能夠滿足地區(qū)15 000 MW飽和負荷的潮流控制需求。在利用UPFC控制潮流的作用下，梅里—木瀆發(fā)生N-1故障時，非故障線路潮流將被控制在2 950 MW，滿足線路長期穩(wěn)定運行的要求(見圖5)。

(2)提高蘇州南部電網(wǎng)無功支撐能力。安裝UPFC后，蘇州南部電網(wǎng)的事故后恢復電壓有了不同程度的改善。以梅里—木瀆N-1故障為例，對比圖2和圖5中的電壓分布可以看出，安裝UPFC后，蘇州南部電網(wǎng)的事故后恢復電壓提高約10 kV。同時UPFC并聯(lián)側換流器的快速無功支撐能力，能夠為大直流受端電網(wǎng)提供快速動態(tài)無功支撐，提高故障后的電壓恢復速率。

(3)減少直流換相失敗風險。針對2016年夏季小方式，在相同的仿真參數(shù)下分別對安裝UPFC前后的江蘇電網(wǎng)進行了故障掃描。仿真結果顯示，UPFC可以避免34條500 kV線路單永故障后引起的錦蘇直流換相失敗(UPFC裝設前為69條，減少一半)。

(4)減少錦蘇直流雙極閉鎖后拉限電容量。在夏季高峰、錦蘇直流滿送方式下，若發(fā)生錦蘇直流雙極閉鎖，需采取措施調整運行方式將蘇州南部電網(wǎng)各輸電通道潮流控制到穩(wěn)定限額之下。安裝UPFC后，利用UPFC均衡蘇州南部電網(wǎng)輸電通道潮流，可以減少錦蘇直流雙極閉鎖后拉限電容量1 000～1 200 MW。

2.3 UPFC工程實施難度

經(jīng)現(xiàn)場踏勘，500 kV UPFC站選址在500 kV木瀆變電站北側，緊鄰500 kV木瀆變北側圍墻，擬與木瀆變共用該圍墻。站址占地面積不到4 hm2，土地性質現(xiàn)為基本農(nóng)田，工程實施難度較小，如圖6所示。同時，示范工程500 kV UPFC的關鍵設備主要有電壓源換流器、串聯(lián)變壓器、晶閘管旁路開關(TBS)、控制保護系統(tǒng)等，在設計過程中均不存在技術上的障礙。

(1)電壓源換流器。根據(jù)潮流控制需求，示范工程500 kV UPFC換流器額定容量為250 MV˙A，直流電壓為±90 kV。2014年投運的舟山多端柔性直流工程換流器最大容量400 MV˙A，直流電壓±200 kV[13]。據(jù)調研，目前舟山工程已進入穩(wěn)定運行期，2015年以來換流器一直運行正常。500 kV UPFC換流器在設備制造技術和可靠性上已經(jīng)有比較好的基礎。

(2)串聯(lián)變壓器。500 kV串聯(lián)變壓器制造是UPFC工程應用的難點，其特點為容量小、絕緣水平高、短路電流大。串聯(lián)變壓器的一次側繞組采用500 kV全絕緣，目前500 kV全絕緣變壓器在制造上比較成熟。500 kV串聯(lián)變壓器漏抗小但短路電流耐受能力要求高，經(jīng)初步估算，本工程所接入的線路在近、遠期流過的最大短路電流不超過55 kA，與南京220 kV西環(huán)網(wǎng)UPFC工程串聯(lián)變壓器的設計條件(線路短路電流50 kA)接近。因此，通過借鑒南京UPFC工程串聯(lián)變壓器設計的經(jīng)驗，示范工程500 kV串聯(lián)變的設計和制造不存在障礙。

(3)晶閘管旁路開關。示范工程晶閘管旁路開關(TBS)的額定工作電壓暫定為105 kV，該電壓等級的晶閘管閥目前在國內制造較為成熟。結合線路最大故障電流和串聯(lián)變壓器變比選擇，預估TBS所需要通過的故障電流不超過63 kA，而南京西環(huán)網(wǎng)UPFC工程的TBS短路電流通過能力為70 kA/(60 ms)，大于本工程的設計水平，因此，通過借鑒南京UPFC工程TBS閥的設計經(jīng)驗，本工程所采用的TBS技術上不存在障礙。