大规模高压交直流输电线路规划方案研究

大规模高压交直流输电线路规划方案研究

0电网发展背景改革开放以来，中国的能源工业遵循能源发展的一般规律，加快改革发展，加强电网建设。电网规模不断扩大，其安全、经济能力和资源配置能力不断提高，基本满足经济和社会快速发展的需求。进入21世纪以来,为了促进和保障我国大型水电、煤电、风电等能源基地大规模集约开发和安全可靠外送,在加快跨区域输电通道建设的同时,攻克了交直流特高压输电技术,并成功投运了连接华中与华北电网(煤电基地)的特高压交流输电工程和连接华东与华中电网(水电基地)的两大特高压直流输电工程,显著提高跨区电网输电能力,实现了全国电网互联,资源优化配置能力达到53520MW以上,比10年前提高十几倍。然而,目前的国家电网仍远远满足不了未来我国经济社会可持续发展的要求。自2004年底开始,国家电网公司组织国内知名的科研设计单位,对国家电网发展模式及特高压输电技术的必要性、可行性、能源基地电力开发与外送、输煤输电比较、受端电网构建方案等涉及我国能源电力发展的重大问题进行了大量研究,取得了一系列研究成果[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10]。本文将在以往研究基础上,根据我国经济社会可持续发展对电网提出的新要求,经过技术经济综合比较,研究提出国家电网未来发展模式。该研究对促进我国电网、电力及能源科学发展具有重要的指导意义。1电网建设要求我国政府提出到2020年我国将全面建成小康社会,实现国内生产总值和城乡人均收入倍增;对工业化、城镇化、农业现代化和生态文明建设进行全面部署。新的经济社会发展目标对我国电网发展提出了如下4方面的新要求:我国一次能源资源主要分布在人口密度低、用能需求小、经济欠发达、环境容量大的西南、西北和北部边远地区,距离人口密度高、用能需求大、经济较发达、环境污染重的东中部地区1000~3000km。未来,我国大规模西电东送、北电南送的电力流格局将长期保持不变,如图1所示。根据测算,2020年国家电网公司经营区内的东中部12个受电省(市),需要从区外受进电力达350GW,如何将如此远距离、大规模的电力安全高效输送到受端电网是首先需要解决的问题。在受端规划建设一个什么样的主网架才能确保350GW及以上区外来电受得进、降得下、用得上,这是迫切需要解决的问题。目前,我国风电装机容量已达60GW,到2020年风电和太阳能等装机容量将分别达到200GW和50GW以上,如何规划建设能够适应清洁能源发展要求的国家电网是必须回答的问题。随着特高压等先进技术的全面推广应用,电网不仅是传统意义下的电能输送的载体,还是实现我国节能减排目标、促进东西部地区全面协调可持续发展的重要手段,是实现我国能源结构多元化、保障能源安全的必要条件,是国家能源资源优化配置的平台,是我国能源体系的重要组成部分。2选择建成的大型智能能源管道的技术方案2.1直流输电工程单极锁反渗透膜运行可靠性研究根据我国大型能源基地电力外送容量和距离要求,综合考虑运行可靠性、工程造价和输电效益,对直流输电各电压等级经济性进行研究。图2给出了直流输电各电压等级对应的输电距离和容量优化计算结果。其中,±800kV特高压直流输电工程两侧换流站采用双十二脉动换流阀(如图3所示),单极闭锁故障风险降低了50%。目前正在建设的新疆哈密至河南郑州、四川溪洛渡至浙江金华的直流特高压工程均按上述成果进行工程设计、设备制造和施工建设。2.2关于交流供电的经济性的比较2.2.1特高压与超高压输电经济性对比关于交流特高压和超高压输电的经济性,前苏联、美国和日本等国都做过大量的比较研究,图4给出了美国BPA公司关于交流特高压与超高压输电经济性比较研究结果,在输电距离一定的情况下,当功率超过4000MW时,特高压输电更为经济。在吸取国外研究成果基础上,本文对交流特高压与超高压输电的经济性和应用范围进行深化研究。表1给出了交流特高压与超高压经济输电距离研究结果,可见,在输电功率超过4000MW的情况下,输电距离大于500km时,特高压输电更为经济。2.2.2用电能力及用电2009年1月,晋东南—南阳—荆门交流特高压输电工程正式投入运行,至今已经安全运行4年多,达到稳定输送5000MW功率的工程设计能力,实际最大输电功率5726MW,已输送电量41925GWuf0d7h,对消纳南方水电、北方风电和南北水火互济、丰枯互济发挥了重大作用。与500kV输电工程相比,其单位输电容量的造价、有功损耗和输电走廊占用面积分别为500kV的70%、30%和30%左右。2.3直流输电方式选择交直流特高压输电技术特点比较如表2所示。根据交直流特高压输电特性研究结果,输电距离超过1100km、输送功率在8000MW及以上,选择±800kV和±1100kV特高压直流输电方式,送端和受端根据电网结构和负荷分布可以采用分层接入或直接接入交流电网。1000kV交流用于构建电网主网架和大型能源基地发电厂直接接入1000kV主网架,电力在更大范围内进行消纳。3国家网络工字发展计划与选择3.1交直流系统的组成目前,国家电网由5个区域电网和跨区域(国)交直流输电系统构成,供电范围包括26个省(区、市)、840多万km2。跨区域交直流系统由2个特高压直流、1个特高压交流、9个±500kV和1个±660kV、1个±500kV直流和4个500kV交流点对网送电工程组成。除华北与华中通过特高压交流同步相联外,其余各区域电网之间以及与俄罗斯电网之间通过直流异步相联;5个区域电网除西北电网主网架为750kV以外,东北、华北、华中、华东电网主网架电压等级均为500kV。3.2多元电网分工运行,以大电网、跨网架建设为抓手从我国未来大规模西电东送、北电南送的电力流格局来看,西北、东北区域电网处于电力流送端,远离“三华”(华北—华中—华东)负荷中心1000km以上,特高压直流输电工程要求送受端交流电网有坚强的支撑能力,建设西北、东北坚强的送端电网是满足大规模电力外送的必要条件。具体是,在未来10年内配合特高压直流工程的建设,进一步发展完善连接西北各负荷中心和各大能源基地的750kV主网架,实施330kV电网分区运行;进一步完善东北500kV主网架,实施220kV电网分区运行,并根据发展需要适时规划建设1000kV交流主网架;华北、华东、华中同处电力流受端,具有水火互补、水风互补、风火互补、丰枯互济的联网效益,且彼此为邻、网间距离短、联网投资省、安全性好。按照不同电压等级和不同的联网方式,可以筛选出3个规划方案,即“三华”500kV异步方案、“三华”特高压异步方案、“三华”特高压同步方案。1“三华”500kv电网与西北、东北送端电网间的互联互通补充拓展华北、华中和华东500kV主网架,所需区外来电全部通过特高压直流输入,2020年500kV电网线路、变电容量分别是目前的1.7和2.1倍。华北与华中维持同步弱联方式不变,华东皖电东送特高压交流工程建成投运,华东与华中和华北仍然保持异步联网方式。“三华”500kV电网与西北和东北送端电网通过直流异步相联,如图5所示。此方案下,全国形成5个500kV同步电网,其中国家电网由4个500kV同步电网组成。2中华网间接收点分别构建华北与华中和华东两个1000kV交流主网架。围绕华北京津冀鲁、华中东部4省主要负荷中心建设主网架。考虑西南和西北的特高压直流大量馈入,以及沿海大型核电接入,建设华东受端主网架,形成苏北、长三角两个特高压双回路环网,向南延伸至福州。华东1000kV主网架与华北—华中1000kV主网架通过直流异步相联,“三华”电网与西北和东北送端电网通过直流异步相联,华东电网的区外来电全部通过特高压直流输入,华北—华中电网的区外来电通过特高压直流和交流输入,如图6所示。此方案下,全国形成5个同步电网,国家电网由2个1000kV同步电网、西北750kV同步电网和东北500/1000kV同步电网组成。3电网互联配置构建华北—华东—华中1000kV交流主网架,与西北和东北送端电网通过直流异步相联,所需的区外来电分别通过特高压直流和特高压交流输入。山西、蒙西、陕北、宁夏、锡盟等大型煤电、风电和四川水电以及沿海核电通过特高压交流接入,西北、东北等地大型煤电、风电和西南大型水电通过特高压直流输电通道送入,如图7所示。此方案下,全国形成4个同步电网,其中国家电网由“三华”1000kV特高压同步电网、西北750kV电网和东北500/1000kV电网组成。上述3个方案能否满足未来我国经济社会健康持续发展对电网提出的4项基本要求,是本文研究的重点。4规划方案安全性对比分析根据我国东中部地区中长期电力发展平衡预测,结合我国能源流向,考虑能源基地外送规模、输电路径、受端规划装机和市场空间,经电力平衡计算,到2020年,华北京津冀鲁、华中鄂湘豫赣、华东沪浙苏闽受入电力分别为112、130、104GW,国家“十二五”规划纲要确定的五个综合能源基地中西南水电基地外送74GW,晋陕蒙宁新等能源基地外送260GW。2020年以后还要进一步增加。在此电力流下,对第3节筛选出的3个电网规划方案进行安全性和经济性两个方面的比较,从中选出满足未来电力流输送要求和保障我国经济社会健康持续发展的可行方案。安全性计算流程如图8所示。输入的规划数据中,现有电网设备模型和参数与调度运行方式计算一致,其中,线路、变压器和300MW及以上已投产机组是实测参数。规划的电网设备和发电机组按照同型号、同容量采用相同模型参数原则,采用典型参数。潮流计算、静态安全分析、安全稳定计算采用丰大、枯大运行方式。依据《电力系统安全稳定导则》(DL755-2001)、《三相交流系统短路电流计算》(GB/T15544)等国家(行业)标准选择故障类型、切除时间和稳控措施。4.1比较安全的研究4.1.1短路电流超标问题在“三华”500kV异步方案中,共有500kV变电站571座,其中有35.2%的短路电流超过50kA,12.1%超过63kA。短路电流超标最为严重的华东电网,有41.5%的短路电流超过50kA,19.1%超过63kA,主要分布在长三角地区,其中苏南51.3%的500kV变电站短路电流超过63kA。采用开关更换、拉停变电站串内开关、线路改备用等措施解决短路电流超标问题。开关更换涉及一次回路设备更换以及接地电网改造等,运行中实施难度很大。目前尚无遮断容量超过63kA的开关。2逆变站选择和主要参数根据国际大电网会议推荐的逆变站初选方法,计算多直流馈入电网各交流变电站有效短路比(multi-infeedeffectiveshortcircuitratio,MISCR)。式中:MISCRi为第i个逆变站拟接入的交流母线有效短路比;m=1,2,…,k,k为受端电网馈入的逆变站座数;Pdcm为第m个逆变站馈入受端电网的功率;Zim为受端电网节点阻抗矩阵的第i行第m列元素。按照直流MISCR大小排序对逆变站进行初选。从MISCR计算结果来看,在华东和华中电网中,共有7座逆变站MISCR低于2.5,其中6座集中在华东电网,说明华东电网存在严重的电压失稳风险。3逆变站换流失败原因分析“三华”受端共有145条交流线路发生“N-1”短路故障会引起电压失稳,导致大面积停电。以苏南一条500kV联络线发生“N-1”故障为例,故障后电压失稳,受端电网机组失步,如图9所示,失稳范围包括苏南、浙江、上海和福建。对多直流馈入电网电压失稳的机理进行分析。逆变站馈入交流电网的有功功率、所消耗的无功功率及换流阀熄弧角的计算公式为式中:P2、Q2分别为逆变站输入交流电网的有功功率和所消耗的无功功率;Ud02、Ud2、U2分别为逆变站阀侧直流空载电压、运行电压和交流母线电压;Id为直流电流;γ为逆变站阀熄弧角;K为常数。由式(2)—(4)可知:在多直流馈入电网发生短路故障瞬间,由于电压跌落、熄弧角瞬间趋于零,导致逆变站换相失败,相当于在交流系统短路故障还没有切除前在换流变阀侧又叠加了一个单相短路故障,从而导致交直流电压进一步跌落、电流大幅度增加,并使得逆变站吸收的无功功率大幅度增加。由于换流站内配置的无功补偿装置在低电压过程中提供的无功支撑大打折扣,逆变站所需无功只能从交流电网吸收,又导致交流母线电压进一步下降,无功需求进一步增加。当多个逆变站同时换流失败,都从交流系统吸取大量无功时,使得交流系统电压持续降低直至受端电网崩溃。为了改善“三华”受端电网的电压稳定性,在新建逆变站分别装设9600Mvar静止无功补偿器(staticvarcompensator,SVC)或静止同步补偿器(staticsynchronouscompensator,STATCOM)两种无功补偿装置进行仿真计算研究,结果表明电压稳定性显著提高但不能彻底解决电压失稳问题,如表3所示。4双极封闭故障较多,致力于大事件华东电网正常方式下,直流发生单、双极闭锁故障会引起线路过载,例如锦屏到苏州±800kV直流发生双极闭锁会引起相关500kV线路严重过载,单线有功潮流最大达3620MW,极易引发连锁跳闸导致事故扩大。在浙江东南部大机组检修方式下,乌东德至温州±800kV直流双极闭锁会导致浙江和福建电网失去稳定,失稳情况如图10所示。在华中电网正常方式下,任一±800kV直流发生双极闭锁或±1100kV直流发生单极闭锁都会导致电网失稳。上述故障均需切除受端大量负荷,引发大面积停电事故风险很大。例如哈密至郑州±800kV直流发生双极闭锁,导致晋东南至南阳1000kV交流联络线因超过静稳极限而解列,造成华中电网失稳。需采取集中切郑州、武汉等地3500~8000MW负荷措施保持电网稳定,但比照国家2011年7月颁发的《电力事故应急处置和调查处理条例》(下文简称《条例》)已构成事故,如表4所示。不论是华北、华中还是华东电网,在两个特高压直流同时发生双极闭锁故障时都会失去稳定,必须采取集中快速切负荷措施才能保持稳定,最大切负荷量达9500MW。在送端电网当直流发生单、双极闭锁时必须快速切除相关发电机组,双极闭锁最大切机量达6000MW。从上述计算分析可见,“三华”500kV异步方案存在大面积短路超标问题;存在严重的电压不稳定问题,多达145条线路发生“N-1”故障引发电压失稳,不满足《电力系统安全稳定导则》(下文简称《导则》)规定的“N-1”规划设计标准要求;抵御事故的能力低下,引发大面积停电风险极高,不满足国务院颁发的《条例》的要求,也不能满足经济社会可持续发展的要求。4.1.2解环运行,计算短路电流首先对具备500/1000kV电磁环网解环条件的500kV线路进行解环运行,然后进行短路电流计算。在采取线路出串等措施后,所有变电站短路电流都降至63kA以下,满足开关遮断容量要求。2安全测试华北—华中特高压同步电网中,MISCR明显提高,最低2.94,满足安全要求;华东特高压同步电网中仍然有6座变电站MISCR值小于2.5,仍然存在电压失稳严重风险。3华东省和东北部线路华北—华中特高压同步电网不存在线路“N-1”故障电网失稳的情况,“N-2”故障也仅需切除送端机组,不必切负荷,均能保持稳定,但华东电网仍然存在79条线路发生“N-1”故障导致电压失稳,机理与前面分析一样,装设SVC和STACOM也不能完全解决问题。主要原因是,馈入华东电网的直流功率已占华东东4省发电容量60%以上,按国际大电网会议有关研究报告,已严重超过交流电网的承受能力。如果受端电网需要受进更多的电力,应考虑加强交流电网建设,开辟交流输电通道输入。4基于mw负荷的情况在华中-华北和华东两个特高压同步电网中,直流发生单、双极闭锁,交流线路均不过载,系统保持稳定;馈入上海和苏州的两个特高压直流同时双极闭锁,需切除上海和苏州3600MW负荷才能保持系统稳定,其余任意2个直流同时双极闭锁,不需切负荷系统均能保持稳定,比“三华”500kV异步方案抵御复杂事故的能力明显提高。从上述计算分析可见,“三华”特高压异步方案可以有效解决电网发展带来的短路电流超标问题,华北—华中特高压同步电网抵御各种事故的能力大幅提高,达到了《导则》规定的安全稳定标准,但华东电网仍然存在大量的交流线路发生“N-1”故障导致系统失稳,不满足《导则》“N-1”标准要求,主要原因是直流馈入的规模超过交流电网的承受能力,应加强交流联网和输电通道建设。4.1.3大型能源基地电力校核计算“三华”特高压同步电网的特点是将蒙西、锡盟、张北等煤电和风电基地通过3~5个纵向特高压交流通道与东中部负荷中心联接起来,将宁夏、陕西、山西和西南等煤电和水电基地通过3~5个横向的特高压交流通道与东中部负荷中心联接起来,形成联接“三华”地区16省(市)和周边800km以内大型能源基地的特高压交流主网架,800km以外的大型能源基地的电力仍然通过特高压直流输入到“三华”负荷中心。安全校核计算结果如下:1)“三华”特高压同步方案为解决短路电流严重超标创造了必要条件,通过500kV分区运行将所有1000/500kV变电站短路电流控制在60kA以下。2)多直流馈入短路比都提高到3.0以上,电压失稳风险大幅下降。3)暂态安全计算结果表明,“三华”特高压同步电网所有线路发生“N-1”和“N-2”故障不需切负荷均能保持稳定,如图11所示,个别送端线路发生“N-2”故障需联切相关发电机组。4)任一特高压直流发生单、双极闭锁或两个特高压直流同时发生双极闭锁故障不需要采取切负荷措施,系统均能保持稳定,送端需联切部分发电机组。从上述计算分析可见,“三华”特高压同步方案既解决了制约电网发展的短路电流超标问题,又解决了东中部负荷中心严重的电压不稳定问题,完全满足《导则》规定的规划设计标准和《条例》要求,抵御复杂故障的能力、接受区外电力的能力和消纳清洁能源的能力都明显高于“三华”特高压异步方案,能够保障满足我国经济社会长期可持续发展所需电力的安全可靠供应。4.2经济性分析比较根据安全性比较研究结果,“三华”500kV异步方案不满足“N-1”规划设计标准要求,抵御事故能力低,大面积停电风险高,不适应电网发展要求,此方案不可行,故不再进行经济性比较研究。“三华”特高压异步方案虽然在安全方面与“三华”特高压同步方案不具可比性,但是在输送相同的电力流情况下,选择的输电方式不同,从而在投资规模、运行费用和输电价格等方面均有所不同,因此进行经济性比较研究对方案的优选有着重要意义。1提高交流联网通道的增加“三华”特高压同步方案与异步方案主要差别是馈入华东的特高压直流工程数量减少和交流联网通道的增加。若以同步方案的交直流建设规模为基准值进行比较研究,则异步方案的特高压交流变电容量、线路长度和特高压直流换流容量、线路长度分别是同步方案的0.88、0.77和1.28、1.28。(2)投资和同步方案对比根据建设规模和工程量,参照可研审定的工程造价,并考虑“十三五”规模建设项目所需输变电设备造价比“十二五”有所下降(批量生产)等因素,异步方案投资规模为1.10,如表5所示。从表5可以看出:在交流设备投资方面,异步方案比同步方案减少0.15pu;而在直流设备投资方面,异步方案比同步方案增加0.25pu;异步方案总投资比同步方案多0.10pu。在投资规模上,同步方案较优。2同步方案与分步方案年费用比较根据2011年实际电价水平和通用的运行费率,直流工程利用小时数取5500h,交流取5000h,折现率取8%,计算期为25年,按照通用的年费用计算方法,计算得出同步方案和异步方案年费用分别为1.0和1.09pu。异步方案比同步方案多0.09pu,同步方案运行更为经济。3组同步方案与分步方案的输电价格比较按照成本补偿加合理收益的原则,取内部收益率为8%,在输入“三华”负荷中心电力流相同的条件下,测算同步方案与异步方案的输电价格分别为1.0和1.03pu,同步方案比异步方案输电价格低0.03pu,更有价格竞争力。4“三北”地区“三华”风电同步消纳技术方案分析风电具有“零排放”的特点,是未来重点开发的清洁能源。我国风电资源主要集中在“三北”地区,当地无法全部消纳,必须通过大电网进行消纳。对异步方案来说,“三北”地区100GW的风电主要由华北和华中同步电网消纳,已超过异步方案发电容量25%,且“三北”丰风期正是华北电网调峰能力低谷期,异步方案将面临大量弃风的风险;而对同步方案来说,100GW的风电仅占同步方案发电容量的16.7%,若以25%为标准,“三华”同步方案比异步方案提高消纳风电能力50GW,此外,还可获得减少备用装机10GW以上和减少弃风、弃水的联网效益。从上述4个方面的经济性比较结果可以看出,“三华”特高压同步方案更优。5“三华”特高压考量因素的主要特点1)“三华”500kV异步方案不可行,不能保障电网安全可靠供电,也无法满足我国经济社会发展要求,表现为:(1)“三华”500kV异步方案中,大量的变电站短路电流超过开关的最大遮断容量,没有长效的办法予以解决;(2)大规模电力通过直流送入东中部负荷中心,形成典型的“强