0 引言

为加快能源绿色低碳转型，传统电力系统需要从“源网荷储”等方面向以新能源为主体的新型电力系统进行转型升级^[1-3]。在转型升级过程中面临着严峻的形势和挑战：电力供应短缺现象凸显能源低碳转型的复杂性^[4-5]；能耗考核机制变革凸显新能源开发利用的重要性^[6-7]；大规模新能源接入电网凸显电网安全稳定运行压力^[8-9]。

江苏电网作为典型的省级输电网，面临着特有的转型升级压力与挑战^[10-12]，主要表现为能源“增长期”和“转型期”双期叠加的矛盾。立足江苏能源资源禀赋和电网发展现状，以服务江苏率先碳达峰为目标，以保障能源电力可靠供应为底线，以助力新能源大规模发展和高效能利用为核心，江苏电力开展了对电网升级的探索和实践^[13-16]。

直流技术以其功率调节快速灵活、不增加系统短路容量、损耗低和占地面积小等优越特性，在远距离大容量输电、异步联网、海底电缆输电等方面得到广泛应用^[17-18]。相较于传统互联方式建设的远距离、大容量直流输电技术，“嵌入式”直流输电技术的送、受两端换流站建设于同一个交流电网内部，通常利用现有架空输电线路“交改直”、现有或预留交流电缆通道，在有限输电走廊空间内可大幅提高电网输电能力和电网的可控能力与灵活性。

文中通过研究负荷、电源、网架结构等江苏能源电力发展格局，分析了江苏电网在能源转型中面临的挑战，例如重要输电断面输电能力不足、供电安全性及可靠性有待提高等，并提出了建设新型电力系统的重要举措。随后，结合电网现状及发展规划，根据输电网网架的结构特点，梳理了“十四五”及远景江苏电网重要过江断面输电能力需求。在此基础上，研究并提出了包括现有交流通道“交改直”、利用现有过江通道资源铺设直流电缆等提升过江断面输电能力的“嵌入式”直流技术及其安全稳定性仿真分析方法。在现有交流电网的基础上，通过应用“嵌入式”直流技术构建省内交直流混联电网，最大程度挖掘现有电网的供电潜力，满足江苏电网发展的需求。

1 江苏电网面临的形势和挑战 1.1 江苏能源电力现状及发展格局

“十三五”期间，江苏全社会用电量由5 115亿kW ·h增长至6 374亿kW ·h，年均增速达到4.5%；最高用电负荷由86 GW增长至124 GW，年均增速达到6.7%。预计2025年、2030年全社会用电量将分别达到8 200亿kW ·h和9 280亿kW ·h，最高用电负荷将分别达到150 GW和170 GW。

“十三五”期间，电源装机由96 GW增长至142 GW，其中新能源并网装机比重上升至23%，发电量占比上升至8%；煤电装机比重下降至56%，发电量占比下降至70%。

根据“十四五”规划，2025年电源装机将达到212 GW，其中风电、光伏装机分别为32 GW、58 GW，装机容量占比达到42%，发电量占比达到21%。

结合国家及江苏省能源相关政策，预计至2030年江苏省电源装机达到291 GW，其中风电、光伏装机分别为50 GW、100 GW，装机容量占比达到52%，发电量占比达到30%。

2020年以来，江苏省区外受进最大电力达到31 GW，相比“十二五”增长接近15 GW，占全社会最高用电负荷的比重提高至24%。2020年净受进电量1 300亿kW ·h，占全社会用电量比重提高至20%。预计“十四五”末区外来电将达到46 GW，远期将达到60 GW。

1.2 江苏电网现状

截至2021年底，江苏电网共有1 000 kV变电站3座，±800 kV换流站3座，±500 kV换流站1座，500 kV变电站(开关站)74座，220 kV变电站624座，110 kV变电站2 020座。

基于江苏特殊的地理位置，江苏电网以地域分为苏北、苏南电网两部分，过江断面作为重要的电力输送通道，现有输电能力为18 GW，由4个主要通道构成，具体如图 1所示，其中500 kV输电断面的输电能力约为12 GW。500 kV西通道由三汊湾—秋藤—秦淮双回线路、三汊湾—龙王山双回线路2个通道构成；500 kV中通道由江都—梦溪双回线路构成；500 kV东通道由泰兴—斗山双回线路构成；特高压通道由1 000 kV泰州—东吴双回线路构成。

1.3 江苏电网结构特点

(1) 江苏电力流呈现“北电南送、西电东送”格局，省内煤电分布相对均衡，其中沿江区域煤电布局丰富，为苏南发达地区的电力供应保障提供了重要支撑。未来煤电逐步转移至沿海区域，而增量新能源主要布局在苏北、苏中地区，过江断面由北向南的电力流将持续增加。

过江断面最大电力流出现时段与负荷高峰基本吻合。随着新能源并网装机比重的增大，受新能源出力及发电特性耦合影响，过江断面最大电力流将出现在春、冬季，与江苏负荷高峰时段出现偏差。

(2) 江苏电源主要以煤电为主，煤电机组作为电力平衡的压舱石，出力较为稳定，重要断面电力流呈现确定性及规律性，断面输电能力主要由线路热稳极限控制。随着大规模新能源并网，受新能源出力影响，重要断面电力流出现随机性，呈现幅值大但持续时间较短的特点，根据线路热稳极限确定的断面输电能力存在很大的冗余性。

(3) 根据规划，500 kV及以上主网架层面将继续承载核电、抽蓄和大容量跨区直流等大型集中式电源的接入；省内各地区风电、光伏、储能等新能源将分散接入220 kV及以下电网，尽可能实现新能源出力与当地负荷的就地平衡。大规模风电、光伏对接入电网的规划、运行、保护等方面均提出了挑战。江苏220 kV及以下电网不仅需要满足负荷供电安全性和可靠性需求，还要满足新能源接入和消纳(考虑新能源出力置信度)的需求。

1.4 过江断面输电需求分析

未来江苏一方面进一步开发海上风电和沿海滩涂光伏资源，另一方面将落点苏北的区外直流通过过江输电通道输送至苏南负荷中心。因此，结合负荷结构转型发展，过江输电断面仍然是全省电力规划和新能源消纳的重要影响因素。

为了精细化分析过江断面输电需求，采用全时序生产模拟法^[20-21]，详细呈现2025年90 GW新能源装机的系统运行场景。通过模拟过江断面潮流概率分布持续曲线，可以得到基于新能源出力统计特性的断面输送电力流情况，如图 2所示。

在不考虑2025年断面输电约束的情况下，按照新能源总消纳率95%控制，过江断面整体电力流最大将达到37.3 GW，出现概率仅为0.01%，满足尖峰小概率电力流的输电能力提升效果甚微。考虑保证过江输电断面95%概率潮流下(438个小时)，过江断面电力流需求为26.2 GW，其对应的输送电量占比为99.2%。

2025年过江断面电力流运行小时数区间分布如图 3所示，主要分布于20%~60%最大潮流区间。500 kV过江断面电力流最大将达到30.8 GW，按照95%概率潮流计算约为23.1 GW。

分析2030年150 GW新能源装机的系统运行场景，在不考虑2030年断面输电约束的情况下，按照新能源总消纳率95%控制，过江断面整体电力流最大将达到44.8 GW，出现概率也仅为0.01%。考虑保证过江输电断面95%概率潮流下，过江断面电力流需求为32.4 GW，其对应的输送电量占比升至99.4%。过江断面电力流主要分布于30%~70%最大潮流区间。500 kV过江断面电力流最大将达到36.9 GW，按照95%概率潮流计算约为25.8 GW。

由全时序模拟结果可知，随着未来新能源的大规模增长，过江断面电力流存在尖峰潮流“极值高、时间少”的特征，过江断面加强须结合系统整体调峰的经济性来综合考虑技术经济合理的方案。

1.5 过江断面输电需求提升措施

根据规划，2025年风电、光伏装机规模分别为32 GW和58 GW，2030年装机规模将达到50 GW和100 GW。新增新能源分布具有一定的地理特性，风电几乎均集中在江北，光伏也是江北远多于江南，叠加苏北长期以来布局的大量煤电和区外火电，网内的负荷和电源的逆向分布会造成江苏电网过江断面电力流明显提升。

江苏北电南送输电通道的最大瓶颈在跨江输电通道的选址上。江苏段长江岸线是江苏最为活跃的经济带，密布大量港口、桥梁、城市及大型企业，通道资源十分紧张。长江沿线的500 kV架空跨越共有4处，分别分布在南京2处(西通道)、镇江1处(中通道)、无锡1处(东通道)；1 000 kV特高压输电通道通过江底气体绝缘输电线路(gas insulated line，GIL)管廊铺设。另有220 kV架空跨越1处(五峰山大跨越)，位于500 kV中通道西侧，设计电压等级220 kV，降压至110 kV运行，由镇江220 kV绍隆变馈供扬州110 kV高桥变。

直流输电技术为提升过江断面电力输送能力提供了新的思路：

(1) 利用现有220 kV交流输电通道，通过“交改直”技术，形成直流输电通道^[21-22]；

(2) 利用建成的交流GIL特高压管廊预留的500 kV电缆位置，改造形成直流输电通道^[23-24]；

(3) 与规划交通隧道共用过江隧道资源，预留直流输电通道。

为充分利用现有跨江输电通道资源，“十四五”拟将现有五峰山大跨越的双回220 kV同杆交流线路(6根导线)，改造成3回双极直流线路。利用“交改直”技术，大幅提高线路输电能力，最大化利用现有跨江通道资源。由于送、受两端均位于江苏交流电网内部且分布于长江两侧，两端直流输电系统“嵌入”交流电网中，因此该直流为“嵌入式”直流。

2 江苏电网“嵌入式”直流输电技术

江苏电网基于现有特高压馈入式交直流混联的电网型态，进一步探索在省级电网的重要断面应用直流输电技术，构建“嵌入式”直流，最大化利用现有过江通道资源，大幅提升过江断面的输电能力，形成交直流混联省级电网形态。

2.1 国内外“嵌入式”直流应用概述

国内直流工程主要用于高电压、大规模、远距离输电及大区联网，例如江苏电网运行的±800 kV锦苏直流、±800 kV雁淮直流、±800 kV锡泰直流和刚投运的±800 kV建苏直流工程等。另外还有大电网向海岛供电或海上风电接入电网等，例如±200 kV舟山柔性直流、±400 kV如东直流工程等。鲜有在省级电网内通过“嵌入式”直流输电技术实现交直流混联的案例。

国外直流工程主要用于陆地和海上风电场等可再生能源电力并网、为海岛或海上石油、天然气的钻井平台供电、在用地紧张的城市中心建立供电设施与跨越海洋的跨国电力互连，其中具备“嵌入式”直流结构特点的直流工程主要有英国Western Link和德国的SuedLink。这2条直流主要将英国/德国北部的风电通过直流电缆输送至南部负荷中心，通过开辟直流输电通道提高了海上风电的消纳能力，缓解了现有交流电网“北电南送”断面的输电压力。2条典型直流工程的概况如表 1所示^[25-27]，其中LCC-HVDC为基于电网换相型换流器的高压直流输电；VSC-HVDC为基于电压源型换流器的高压直流输电。

2.2 “交改直”线路工程技术

将原有交流双回线路中6根导线改成3个双极直流输电系统，每个双极利用2根导线；改造线路杆塔和绝缘子，形成新的电压等级，在两端新建换流设备，单独或者并联运行。

以江苏220 kV五峰山大跨越线路为例(如图 4所示)，该线路交改直的核心问题是根据原大跨越的塔头结构，确定能满足安全运行的最大直流电压。在不改变杆塔结构时，将交流绝缘子更换成直流绝缘子，使更换后的总结构高度接近原有交流绝缘子结构高度，根据绝缘子的爬距反推满足污秽要求的直流电压，并验算操作过电压、雷电过电压和直流跳闸率等是否满足要求；当改变杆塔结构时，除了上述电气间隙要满足要求外，还须验算原有的杆塔和基础荷载能否满足要求，以获得更高的直流电压等级^[28-30]。

该跨越塔若由220 kV交流线路改为直流运行，相关技术参数将发生变化，如表 2所示。

相关校核、试验计算证明，将220 kV交流大跨越线路改为±200 kV直流运行后，输送容量能达到原交流线路的3.2倍；在满足通航要求的前提下，结合杆塔荷载条件进行线路增容改造，输送容量可以达到交流线路的4.8倍，充分挖掘了现有输电廊道的输电潜能，可有效解决过江输电瓶颈问题，具有良好的社会和经济效益。

2.3 直流主接线选择技术路线

两端直流输电系统的拓扑可分为单极系统、双极系统和背靠背直流系统3种基本类型。主接线型式的选择应综合考虑直流输电系统的额定参数要求，如额定输电功率、导线通流能力、额定电压、线路架设条件，以及接入电网对直流系统运行灵活性和可靠性的要求。

应用双极结构的两端直流系统的直流主接线包括双极一端中性点接地方式(对称单极)、双极两端中性点接地方式和双极金属中线方式。主接线型式示意如图 5所示，其中DCF为直流滤波器。方案如表 3所示，其中NBS为中性母线开关。技术和经济性对比如表 4所示。

对比可知，双极两端中性点接地方式和双极金属中线方式运行方式多、灵活性高、能量可用率较高。双极一端中性点接地方式(对称单极) 正常按照单极配置，只具备对称双极运行方式，设备配置和站内布置最为简单，经济性较好。该方式类似于背靠背直流系统的拓展，如不考虑线路，该接线型式与背靠背系统相同。

考虑到五峰山“交改直”工程的输电距离约为100 km，距离不长且输送功率不大，因此可考虑类似“背靠背”的对称单极主接线方式。

2.4 “嵌入式”直流工程应用效果分析

针对断面加强需求，拟利用江都—梦溪通道相邻的220 kV五峰山大跨越过江通道实施“交改直”线路工程。该工程为江苏首个220 kV电网“嵌入式”直流工程，送端接入扬州、泰州等苏北地区220 kV分区电网，受端接入镇江、常州等苏南地区220 kV分区电网，在过江输电断面“嵌入”3回±200 kV直流线路，单回直流系统输电容量为1.2 GW，如图 6所示。

2.4.1 对江苏500 kV主网架的影响

冬、春季新能源大发方式是江苏全年过江断面的主要控制方式。该方式下，苏南水电直流因送端枯水期出力降低，苏南受电需求提高，叠加苏北新能源大发，北电南送电力流显著提升。

2025年考虑3.6 GW“嵌入式”直流工程投运，500 kV交流线路N-1方式仍是江苏过江断面输电能力的控制方式。计算表明，500 kV交流电网能够全部承受直流系统发生故障时的潮流转移，且过江断面“嵌入式”直流工程N-1故障对控制过江断面输电能力的影响程度小于500 kV交流通道N-1方式。

凤城—梅里线路N-1方式下，约1/4功率转移至剩余1回交流线路，约3/4功率转移至相邻的500 kV交流通道；“嵌入式”直流N-1方式下，约1/2功率转移至500 kV江都—梦溪通道，转移至凤城—梅里双线的潮流很小，不会导致500 kV交流通道过载。计算结果如表 5所示。

2.4.2 对送端、受端220 kV分区的影响

过江断面“嵌入式”直流工程一期工程(第1回直流)送端考虑在新能源资源丰富的扬州高邮等地区汇集电力，受端考虑镇江大港地区。

送端扬泰北分区现有500 kV主变容量7 000 MV ·A，已接入风、光新能源1.48 GW，“十四五”已明确的光伏规划容量达到1.87 GW，2024年在冬季平均高峰(60%夏季最大负荷)、新能源大发方式(风机出力系数70%，光伏出力系数60%)下，分区外送压力最大。直流工程实施后，将大幅缓解分区内500 kV主变的升压压力。

受端镇江东分区负荷密度大、接入电源以燃气机组为主，现有500 kV主变容量4 000 MV ·A。受冬季燃气供应影响，2024年在冬季高峰(90%夏季最大负荷)、燃机出力受限(考虑1组/台燃机关停)方式下，分区受电需求最大。计算表明，送端、受端电网现有500 kV主变容量裕度均能满足直流满送方式下的直流N-1校核，计算结果如表 6所示。

2.4.3 整体能力提升

新增“嵌入式”直流可以显著提升北电南送断面输电能力，满足苏北、苏中新能源的送出需求。江苏500 kV交流电网相当密集，苏南地区多处主干网架须通过装设串抗控制短路电流。若考虑新增交流通道，将对现有交流电网结构调整提出较高要求，必须同时加装串抗装置实现潮流或短路控制，投资的边际效益显著下降。

考虑到首个220 kV电网“嵌入式”直流工程单回直流系统输电容量为1.2 GW，其故障后对相邻500 kV交流输电通道潮流转移及送/受端220 kV分区的电力平衡不会造成影响，因此建议“嵌入式”直流应用对称单极方式，节约工程投资。

“嵌入式”直流技术利用部分已建成或规划的过江廊道，在交流电网中嵌入若干直流输电单元，可以在江苏北电南送断面构建灵活可控的交直流混联结构，大幅增强主网架承载力，实现清洁电力在全省范围内更有效地汇集、输送、消纳，保障系统安全稳定运行。

由于苏北大量富集新能源皆接入220 kV分区电网，苏南负荷中心供电也以220 kV分区电网为主，因此将富集新能源的苏北220 kV和苏南负荷中心220 kV分区电网通过直流互联，实现220 kV分区电网的互联互济，为主网架在更大范围内进行资源分配、调节提供可能性，同时将大大缓解500 kV及以上网架的输电负担，如图 7所示。

3 江苏电网“嵌入式”直流安全稳定分析

以扬州—镇江(五峰山)直流工程为例，全接线夏季高峰方式下，江苏省内5个换流站系统有效短路比均大于2.8 p.u.。为接入强交流系统，直流换流站短路比统计结果见表 7，其中，扬州—镇江直流送端有效短路比4.76 p.u.，受端有效短路比7.01 p.u.。

基于机电-电磁暂态混合仿真程序，对扬州—镇江直流近区220 kV交流故障和江苏省内500 kV交流、特高压交流及特高压直流故障进行仿真^[31-32]：

扬州—镇江直流工程投运后，52个换流站近区220 kV/500 kV交流故障能够引起扬州—镇江直流发生换相失败；少游换—高邮220 kV双回交流线路(送端换流站并网交流线路)发生三相永久性N-2故障时，会引起扬州—镇江直流双极闭锁。

扬州—镇江直流送/受端通过500 kV交流线路紧密联系，形成交直流混联形态。送端换流站近区交流故障，有可能引发扬州—镇江直流发生换相失败，但均不会引起江苏电网系统失稳。

4 江苏电网“嵌入式”直流远景规划展望

江苏省内电源仍以煤电为主，分布相对均衡，但随着电力格局的发展变化，煤电将逐步转移至沿海区域，且新增新能源主要布局在苏北、苏中地区，使得省内北电南送断面整体优化加强将成为江苏主网架形态升级的重中之重。电源结构演进使得北电南送、过江等重要断面电力流受不同时段方式、季节气候影响较大，随机波动性加剧。在能源转型发展的关键时期，结合江苏电网特点分析，因地制宜发展直流技术，能够提升江苏省电网应对多场景的整体能力。

“十五五”期间，随着省内新能源装机规模的增长(2030年风电、光伏装机分别达到50 GW、100 GW)，过江断面电力流将进一步增至32.4 GW(按照95%概率潮流计算)，需积极利用过江通道资源，进一步提升北电南送、过江输电能力。经初步摸排，江苏既有、在建及规划过江桥隧资源合计36处，部分具备直流通道建设条件。通过改造或新建，直流输电能力最大可增加约12 GW，如图 8所示。

远景规划上，江苏过江断面能力提升需统筹考虑“过江直流(改造或新建)+建设储能+运行协控”等多维手段。一级控制应统筹考虑交流协控量、储能投入量、跨江直流投入量的实施效果与策略，二级控制应在一级控制目标下，根据500 kV交流通道负载及协控策略、送受端调节资源情况，进一步优化分配各控制量，如图 9所示。

5 结语

针对可再生能源发展迅速等带来的压力与挑战，江苏电网提出以交流大电网为基础平台，直流输电作为重要补充，构建坚强智能的交直流混联网架，利用电网存量资源，通过低电压等级“交改直”、铺设过江直流电缆等直流输电技术，采用“嵌入式”直流方式寻求网架形态升级的解决方案，解决重要过江断面输电能力不足的难题，为其他省级输电网发展提供了解决方案。

采用“嵌入式”直流方式构建交直流混联电网既充分发挥现有网架的效益，又不对其作结构性调整，在短路电流水平可控的同时大幅提升输电能力，满足负荷发展、新能源消纳的需求。但仍存在建模仿真、宽频振荡风险分析及量化评估、系统运行控制策略等难点亟待研究解决。