電網規劃方案的合理性需要依據它的功能、經濟性、可靠性、靈活性、適應性等多方面的綜合協調程度來判斷。為此,在梳理、分析和總結特高壓網架方案性能研究已有成果的基礎上,對特高壓(UHV)網架的功能需求及不同網架方案在功能和可靠性方面的差異進行了補充分析,并進一步論述了中國發展特高壓交直流電網的必要性、可行性和合理性;在系統可靠性方面,補充論述了不同網架方案的輸供電能力充裕性;在系統安全的復雜性方面,補充論述了發生連鎖故障的條件和電力系統大停電過程的復雜性。研究結果表明：若受端電網只能通過20回（7回送水電和13回送火電）特高壓/超高壓（UHV/EHV）直流輸電線路大規模接受遠方電力,則僅由水電季節性出力降低和部分直流停運便可直接導致該受端電網電力不足概率高達0.152;通過形成堅強網架后的特高壓交直流輸電網架方案來滿足我國的輸電需求相對比較可靠;電力系統安全防御體系的缺陷是造成電力系統特大規模停電的重要原因,因此在建立特高壓交直流大電網的同時,應建立新一代電力系統安全監控系統,以完善大電網的安全防御體系。研究結果為特高壓電網規劃方案的多屬性綜合評價提供了參考。
引言
當前,中國經濟發達地區傳統能源資源逐步枯竭,能源資源與電力負荷在更大范圍內呈逆向分布,遠景燃料油短缺和價格上升導致煤炭運輸成本過高和運力不足,經濟發達的人口密集地區空氣污染日趨嚴重。筆者曾在參與撰寫的研究報告、專著、教材和論文[1-4]中論述了我國發展特高壓輸電的必要性以及特高壓電網的部分功能及特性,指出為了應對這些問題,迫切需要發展特高壓電網來作為我國能源傳輸的新途徑,從而在更大的地理范圍內實現能源資源的優化配置和利用,以確保我國能源安全,滿足國民經濟發展和人民生活水平提高的需求。
近年來,我國特高壓網架方案論證工作備受我國政府、國內外相關專家學者、能源生產、傳輸和設備制造行業、銀行業及投資參與者乃至新聞媒體及部分民眾的關注,我國政府、學術界以及新聞媒體均多次組織持不同意見的學者對此項工作進行過討論。然而,在特高壓電網網架方案的選擇方面至今未能達成共識,這種情況直接影響到我國多個五年建設發展計劃的制定,對國民經濟的發展已產生了不利的影響,因此亟需對特高壓網架方案的功能和可靠性進行進一步論證。
在特高壓網架功能評價分析方面,文獻[1-5]闡述了特高壓交、直流電網遠距離大容量輸電功能以及由此帶來的社會、經濟和環保效益。文獻[6]對特高壓交、直流輸電的適用場合做了一些分析,認為特高壓直流輸電更適合大容量遠距離輸電場合,而特高壓交流輸電應用于大容量距離較近的輸電場合。文獻[5]指出交流輸電工程中間可以落點,具有網絡功能,可以根據電源分布、負荷布點、輸送電力、電力交換等實際需要構成電網,特高壓交流和特高壓直流相輔相成,互為補充。
在特高壓網架方案系統穩定性評價分析方面,文獻[5,7]基于故障集仿真計算分析,對特高壓電網的網架方案進行了系統穩定性校核,分別對中國國家電網2020年超高壓交流目標網架方案以及特高壓“三華”同步、異步目標網架規劃方案的系統安全穩定性做了比較分析。此外,文獻[8-11]還采用故障集對“三華”特高壓同步方案進行了系統穩定校核計算分析。
電網規劃方案是否合理,需要依據其功能、經濟性、可靠性、靈活性、適應性等多方面的綜合協調程度來判斷。因此,電網規劃方案優選問題屬于多屬性決策(MADM)問題,通常需要先對各個方案的各個屬性進行分析和評價,然后在此基礎上進行綜合評價和排序[12-13]。而特高壓電網規劃方案的各個屬性自身非常復雜,需要分別深入進行研究。特高壓網架的功能和可靠性是電網規劃方案的兩個重要屬性,而不同類型特高壓網架的功能和可靠性問題較為復雜、涉及面較廣,學術界對其認識和評價仍存在很大的分歧。部分學者認為在中國有必要發展特高壓交、直流電網;而另一些學者則擔心特高壓交流大同步電網發生大規模停電時風險較高,認為中國應繼續發展特高壓直流和超高壓交流電網,不主張建設特高壓交流大同步電網。
針對上述分歧,本文在梳理、分析和總結上述文獻研究成果的基礎上,結合我國電力生產、電力匯集和輸送分配對特高壓網架的功能需求進行了分析,論述了不同特高壓網架方案在功能、充裕性和安全性方面的差異,闡明了構建特高壓交、直流電網方案的必要性、可行性和合理性,并針對特高壓電網連鎖故障和大停電過程復雜性的問題,提出了提高我國大電網安全穩定水平的相應措施。本項研究結果可為特高壓電網規劃方案的多屬性綜合評價提供參考。
1 特高壓網架方案功能評價分析
圖1給出了4種特高壓電網的網架類型：圖1(a)是特高壓交直流大同步電網結構;圖1(b)是送受端電網異步運行,多回直流在送端有交流線路相連而受端交流電網內部采用直流分隔的結構;圖1(c)是特高壓純直流點對網輸電網架,特高壓直流送端與交流電網不連接;圖1(d)是受端交流電網內部不采用直流分隔的異步互聯結構。
我國對特高壓電網的總體功能需求可定位為：具有安全可靠、經濟高效和調度靈活的大范圍、大規模匯集、輸送和分配電能能力,為滿足我國人民生活和社會發展以及節能減排的需求、促進東西部地區全面協調可持續發展服務[2-3,5]。
在輸電規模以及電網電力密度較小、輸電走廊資源較充裕、外來電力占受端電網用電比例較小的情況下,400kV和500kV電壓等級的交流電網也可滿足中距離輸電的需求;但在輸電規模以及電網電力密度持續增大的情況下,受電網短路電流和輸電走廊資源等因素的約束,則需要考慮發展750kV電壓等級或特高壓交流電網來滿足中距離輸電的需求。
從輸電能力角度來看,特高壓交流輸電方案適用于在沿途可獲得電壓支撐的場合,而特高壓直流輸電方案則適用于在沿途不能獲得電壓支撐的場合。一般說來,特高壓交流和直流輸電能夠實現大規模輸送電能的最適宜輸送距離分別為600~1200km和800km以上。但特高壓交流電網可發展延伸至更大的范圍,原因如下：①特高壓交流電網同時具有在地理平面大范圍多點匯集和分配電能的重要功能,該功能可適應隨時變化的多場景發電、輸電和用電的需求。②考慮到電能生產多樣化、水電出力季節性變化、風力發電出力間歇性變化、大容量直流停運檢修、避免500kV電網短路電流過大的需要、增強多直流饋入受端交流電網的需要等多方面的因素,適當增大特高壓交流電網的覆蓋面積將有利于充分利用風電、光伏等清潔能源,并且可降低受端區域電網出現電力不足的概率和發生大面積停電的風險。③已有的區域特高壓交流電網互聯,可獲取錯峰效益、減少發電備用容量、提高系統頻率穩定性和提高系統的可靠性。
從特高壓電網總體功能需求來看,圖1(a)所示的方案(稱為方案a)除了具有遠距離大容量輸電功能外,還可以在遠、中、近各個距離范圍內具備較強的匯集、輸送和分配電能能力,因此它的功能最強。其次是圖1(d)所示的方案(方案d),接下來是圖1(b)所示的方案（方案b）,而圖1(c)所示的方案(方案c)功能最弱。方案b和方案c將受端電網拆分成若干個地區電網,地區電網之間傳輸電力的能力不僅受到背靠背直流容量的限制,而且還受到與背靠背直流站進行電力交換的交流線路容量的限制,因此這兩種方案的功能較差。至于具體工程采用哪種方案,應根據實際的功能需求和實際條件及制約因素來選擇。
圖2山西特高壓/超高壓規劃網架結構
以山西、陜西、蒙西電源基地電力外送電網為例來說明在該區域發展特高壓交直流輸電的必要性。山西是向京津冀、江蘇以及華中地區輸電的老電源基地,目前裝機容量已接近60GW,已有1條1000kV和12條500kV的電力外送通道。隨著電源、外送電力及負荷的逐年增長,500kV網架已經形成結構緊密的網格,局部地區電網存在短路電流超標的問題。未來5年總裝機容量將翻番,其中風電將增加14.84GW,光伏電源將增加3.47GW。而省外的陜西、蒙西也要建設大量的電源,輸電線路需途經山西向東部和東南部華北、華中和華東地區送電。受電網短路電流和輸電走廊資源等因素的約束,山西已不能依靠繼續擴展和增強500kV網架來滿足本省以及陜西、蒙西電力外送的需求。由于在輸電通道中可獲得電壓支撐并且在半徑約為600km的區域內有多點匯集或分配電力的需求,因此建設特高壓交流電網,匯集蒙西、陜西、山西的火電、風電和光伏電力,向京、津、冀、魯、豫、鄂輸電的方案是合適,如圖2所示。同時也考慮在該區域建設特高壓直流向更遠的地區送電。在形成特高壓交流網架時,可將部分電源通過特高壓升壓變壓器直接接入特高壓電網,從而實現電力分層分區匯集送出,在滿足電力外送需求的同時,避免各層、各區電網短路電流過大的問題。遠景規劃還可考慮在晉北電源基地將特高壓變電站下接的電源/負荷群與該地區其它電源/負荷群只通過背靠背直流連接,使電網結構具備靈活、可控的電力輸送和調配能力,從而更合理地分配特高壓和500kV輸電走廊的外送電力,增大總的電力外送能力,并解決短路電流過大的問題及滿足降低連鎖故障風險的需要。
2 特高壓網架方案充裕性評價分析
電網可靠性包括電網輸電能力充裕性和電網安全性兩方面。目前在特高壓網架方案的論證中,對圖1所示網架方案的電網輸電能力充裕性還缺少相應的分析。
在受端電網接受外來水電較多的場合,枯水季節容易出現電力不足的狀態。由于在枯水季節,純直流遠距離向受端區域電網送電的方案難以從區外電網大范圍重新組織和調送大容量電力輸送到異步運行的受端區域電網,因此相對于交直流大容量遠距離輸電方案,純直流大容量遠距離輸電方案的受端區域電網更容易出現電力不足的情況。當采用純直流輸電方案,在枯水季節若來自遠方的火電基地的特大容量直流有1回甚至2回直流臨時停運,則受端電網可以獲取的外部電力將進一步減少,從而容易導致電力嚴重不足,需安排大量的用戶停電。在枯水季節,若輸送特大容量火電的直流系統發生雙極閉鎖,情況則更為嚴重,有可能導致受端系統因有功及無功功率失衡、電網電壓低落、發電機及線路電流持續過大而發生連鎖故障,最終發展成大規模停電。
對一個20回大容量直流向受端電網輸電的純直流網架方案可靠性進行分析。假設20回直流中有7回輸送水電,其余13回輸送火電及風電。參照文獻[14]提供的國內直流輸電系統可靠性指標,國內直流輸電系統強迫停運率平均值為0.003,計劃能量不可用率平均值為0.0923。在進行可靠性估算時,如果每回直流輸電系統的不可用率和可用率分別按0.0953和0.9047考慮,枯水季節占全年時間的比例按0.25考慮,則在一年中13回輸送火電的直流在枯水季節出現一回直流不可用的概率總和為
p1=0.25×C113×0.09531×0.904712=0.093p1=0.25×C131×0.09531×0.904712=0.093
而一年中13回直流在枯水季節遭遇2回直流同時不可用的概率總和為
p2=0.25×C213×0.09532×0.904711=0.059p2=0.25×C132×0.09532×0.904711=0.059
上述兩項合計為0.152。若在枯水季節出現上述情況導致受端區域電網電力不足,則因連接火電基地的直流系統有1回或2回在枯水季節不可用而導致受端區域電網處于電力不足狀態的概率估計值約為0.152。其中,出現2回直流同時處于不可用狀態而導致受端區域電網處于電力嚴重不足狀態的概率估計值約為0.059。
我國若采用“三華”特高壓異步網架方案,2020年前后華東純直流受端電網的情況與上述理論分析模型所反映的情況比較接近。
3 特高壓網架方案安全性評價分析
電力系統安全性指的是系統受擾動后避免停電的性能,它的量化指標為電力系統安全度,IEEE/CIGRE聯合工作組將電力系統安全度定義為對系統經受住隨時可能發生的擾動而不中斷為用戶服務的能力的風險性量度[15]。該工作組指出系統的安全度取決于系統的魯棒性（robustness）、運行方式、發生故障的概率和故障后果等4個要素,其中故障后果隱含在“風險”這一術語中。電力系統的魯棒性與穩定性的含義很接近,取決于系統中發電機群之間聯系的緊密程度、網架強度、電壓支撐能力、維持頻率恒定的能力等因素。文獻[7-11]基于我國電力系統安全穩定導則指定的故障集,通過仿真計算分析,論證了我國特高壓三華同步電網網架方案在典型運行方式下的魯棒性滿足電力系統安全穩定導則的要求。上述校核電網規劃方案安全性的方法是國內外電力系統規劃安全準則普遍采納的[16-17]。
從近十余年世界上發生的大停電事件來看,導致大電網大停電的不確定因素較多,許多大電網大停電事件的過程與基于故障集仿真分析的穩定破壞過程差異較大,影響大電網安全問題涉及復雜系統的復雜特性[18-22]。因此,在上述文獻研究成果的基礎上,本文還結合電力系統復雜性理論以及大停電機理,對特高壓網架方案的系統安全性做了進一步討論。
電力系統及其安全的復雜性關鍵有如下3點：
1）系統的開放性[22-24]。電力系統是開放復雜巨系統中的一個子系統,會受到外部系統很多不確定因素的影響,因此相對于復雜連鎖故障的發展過程而言,雖然傳統故障的仿真計算分析中有一部分是有效的,但是總體來說還是存在一定的局限性[22]。在電力系統的規劃階段,通常只對網架規劃方案進行有限的故障集仿真計算,以校核網架的穩定特性[16,17,25]。而應對電網大停電的復雜過程和影響因素則可基于系統大停電的機理分析,研究配置必要的電網安全監控系統,從而進一步地降低電網大停電的風險[21,26]。
2）復雜系統的自組織臨界性。復雜系統在一定的條件下,會通過自組織過程自發地演化到一種臨界狀態,在此狀態下微小的擾動有可能觸發連鎖反應并導致災變。當電力系統處于持續的危急狀態時,一個小的故障都可能導致電網發生連鎖故障。例如在電網電壓持續偏低、電流持續過大的情況下,一些設備出于自我保護的需要所做的狀態調整或退出運行,都會導致電力系統的狀態逐步惡化而崩潰。針對上述情況,可以通過配置相應的電網監控系統,未及時識別和調控電網的狀態,從而提高電網的安全水平[21,26]。
3）網絡故障傳播的復雜性。在網絡結構復雜而負載過重的條件下,電網元件狀態間的相互影響以及故障的傳播往往具有“小世界”特征。一個元件的故障可能最終會導致相隔很遠的許多元件故障而退出運行,從而發展成大停電事件[20-22]。上述問題主要是由電力系統元件過流保護的配置以及電網安全防御體系的缺陷造成的,可通過“機網協調”之類的技術改進,并建立新一代的電網安全監控系統[21,26],從而處理好設備自身保護與電網安全之間的關系,達到降低發生大停電概率的目的。
文獻[21]指出電網大停電事件往往發生在天氣最熱或最冷季節的負荷高峰時段。多種不利條件疊加后使電網負載持續過重是導致電網大停電的主要原因,連鎖反應的發展過程以及在此期間多種電氣量得相互作用情況如圖3所示。上述情況說明,電力系統運行方式以及運行安全防御體系的缺陷是造成電網大停電事件的主要原因。
圖3 系統與設備不安全狀態相互作用過程
電網的持續危急狀態可能引發大停電,為了防止該情況的發生提出了監控配置要求。文獻[21]對電網保護和安全監控三道防線的功能設置提出了如下新的全面要求：
第一道防線：平時對系統的狀態進行診斷、發現不安全狀態時實施狀態調控的配套設施;發生故障時及時隔離故障的保護設施及需要啟動的配套控制措施。
第二道防線：針對第一道防線可能出現的控制量不足或保護、控制不完全到位所導致的系統問題預設或追加的穩定控制;應對系統持續危急狀態的監控配套措施。
第三道防線：針對前兩道防線保護和控制不完全到位或控制量不足所導致的系統問題預設或追加的補救控制;應對系統極端危急狀態的應急控制配套措施。
基于實時監測的穩態調控和應急控制,重點是防止由系統功率失衡引起的電網電壓異常、電流過大和頻率異常等問題,避免因發輸電設備出現電壓異常、電流過大或發電機組出現轉速異常跳開而引發的連鎖反應。
圖4 新一代電網安全監控系統方案示意圖
圖5 新一代電網安全監控系統結構示意圖
文獻[26]提出建立如圖4和圖5所示的新一代電網安全監控系統,以提高大規模交直流混聯電網的安全水平。
在電網規劃設計網架的安全穩定性已通過嚴重故障集故障擾動校核的條件下,大停電事件仍會發生,這主要是由于在電力系統運行中電網網架被削弱的情況下,未能及時調整運行方式,從而導致電網狀態逐步惡化并引發了連鎖故障。顯然,上述問題的關鍵在于電網運行安全防御系統配置和運行方式的調整。由于運行方式的問題以及運行安全防御體系的缺陷可以通過前述途徑解決,因此在網架的規劃設計階段僅采用故障集校核網架方案魯棒性的方式是合理的。
圖1所示不同網架方案在安全性方面的差異,可通過建立如下用于特高壓網架方案停電風險比較分析的表達式進行分析比較
式中：RT為電網停電風險度;P1i為發生第i個特大規模停電事件的概率;C1i為發生第i個特大規模停電事件的損失;P2j為發生第j個大規模停電事件的概率;C2j為發生第j個大規模停電事件的損失;P3k為發生第k個中小規模停電事件的概率;C3k為發生第k個中小規模停電事件的損失;L、M、N分別為在給定時間長度內可能發生大、中、小規模的事件總數。
對于規模較小的電網,可采用式(1)對各電網規劃方案的系統停電風險進行定量計算分析。例如,文獻[22]提出了一種針對整個規劃水平年不同時段下多場景概率性定量風險的分析方法,該方法僅適用于小規模地區電網規劃。但特大規模大同步電網過于復雜,不確定因素太多,而且特大規模停電的造成的損失也難以精確估計,因此該定量風險評估方法目前還不適用于特大規模電網規劃方案。
由于故障在同步電網內部傳播比傳播到外部的異步電網更容易,因此一般說來,電網大停電的規模與同步電網的規模有關系,特大規模的同步電網有可能發生特大規模的大停電,而通過直流異步
相連的多個小同步電網同時發生停電的概率相對會小很多。基于上述分析,可以認為對于上述式(1)中的第一項風險值而言,圖1大同步電網方案a的風險值較大。因此,就限制停電的規模的能力而言,各方案的排序恰與它們的功能排序相反,圖1中方案c最強,其次是b,接下來是d,而方案a最弱。然而,如上一節所述,圖1中受端電網與送端電網非同步方案（b、c、d）的受端電網比之大同步電網方案a更容易出現電力不足的情況,在此狀態下,電網發生連鎖故障的風險也比較大。
此外,以穩定性為約束條件,受端交流電網承受直流饋入的規模是有限的。文獻[27]從機理和指標角度指出多直流饋入電網的電壓失穩風險增加;文獻[28-29]進一步論證了多直流饋入后系統電壓穩定性變差的機理。文獻[7]指出,如果華東僅依靠直流輸電來滿足其負荷增長的用電需求,到2020年,它受入的直流將達到19回左右,且多數集中于長三角地區,該地區部分交流線路發生“N-1”故障時,將導致系統電壓失穩、直流恢復失敗。文獻[30]指出,考慮配置一定規模的動態無功補償裝置,江蘇電網可承受的最大直流規模為6回,共42.2GW;若不考慮動態無功補償裝置,江蘇電網可以承受的最大直流規模為5回34.2GW。在受端電網受電規模很大的情況下,特高壓交直流異步電網多直流饋入系統安全穩定的問題比特高壓交直流大同步電網方案更為突出,因此也在一定程度上增加了大停電的風險。從文獻[5,7]介紹的電網故障仿真計算結果來看,在輸電規模很大的情況下,我國采用如圖1(d)所示類型的三華特高壓異步電網方案,受端電網的穩定性較差,因此發生大規模停電的風險也比較大。
最后,從歷史上實際發生過的大停電事件來看,中小型同步電網更容易因頻率、電壓失穩等問題而發生電網崩潰,例如東京、臺灣、海南、西藏、新加坡、瑞典、英國、韓國、巴基斯坦、馬來西亞、印度尼西亞、以色列、哥倫比亞、肯尼亞等電網均發生過電網崩潰性的大停電事件。基于上述情況,可以認為圖1(b)、圖1(c)網架類型的受端系統發生大停電的風險會比較大,尤其在其受端系統處于電力不足狀態下發生大直流雙極閉鎖時,受端電網較容易出現頻率和電壓失穩。
綜上所述,可以認為對于上述式(1)中的第2、3項風險值而言,圖1中方案a的值比較小。在網架的魯棒性滿足安全穩定導則要求、在電網運行時保證留有合適的安全裕度以及配置合適的運行狀態監控系統的前提下,上述式(1)中的第1項風險值可以控制到足夠小,因此圖1中大同步電網方案a總的停電風險度RT可以做到小于送、受端電網非同步方案（b、c或d）的RT。
4 進一步降低大同步電網停電風險的措施
對于方案a所示的特高壓大同步電網,進一步降低它發生特大規模停電事件風險的關鍵是嚴防區域電網之間的發電機群失去同步。一方面通過建設堅強網架可降低電網功角失穩的概率,其次部分設備停運條件下及時調整運行方式保證系統留有足夠的安全裕度可進一步降低電網功角失穩的概率。再者,應對嚴重故障的切機措施還安排一定的冗余配置;在國家電網公司重大專項研究中還研究了采用基于響應的實時追加切機或追加局部主動解列等措施;上述措施用以保證即使在電網安全第二道防線安控措施不到位或安控量不足的條件下,仍能避免區域電網之間的發電機群失去同步。
繼電保護拒動是造成電網停電的原因之一,例如1999-03-11巴西圣保羅的一個變電站遭受雷擊,導致440kV母線短路,因母差保護拒動引發了連鎖故障造成大停電;1999-07-20我國山西220kV新店變電站在故障過程中保護裝置用的直流電源遭受破壞,導致保護拒動,引發了山西電網多臺發電機組連鎖故障停機;2005-09-26我國海南220kV玉州變電站因臺風暴雨的破壞導致保護裝置用的直流電源出故障,進而引起保護拒動并引發了波及整個海南電網的連鎖故障大停電。鑒于上述情況,為了進一步降低大停電的風險,電網高電壓等級的輸電線路和母線等重要設備須設置相互獨立的冗余保護,包括設置相互隔離的向保護裝置供電的兩套直流電源,以降低保護拒動的概率。
在動態穩定方面,要切實做好提高特高壓大同步電網的動態安全穩定水平的工作。例如在電網結構方面,個別邊遠地區電網與主網可采用直流輸電系統連接方案,避免形成長鏈型弱聯系的交流電網網架結構。此外,加強電力系統動態穩定器的配置與整定工作,從各方面提高大同步電網的動態穩定性能。
5 結論
1）特高壓交直流大同步輸電網架方案在實現高效、靈活地大范圍、大規模匯集、輸送和分配電能方面具有較明顯的綜合功能優勢,在受端系統安全可靠性方面也優于特高壓異步多直流饋入大受端電網網架方案。應建立大規模交直流特高壓輸電網以滿足我國大范圍大容量電力匯集、輸送和分配需求。
2）電網停電的規模與同步電網的規模有一定的關系,但導致世界上大停電事件發生較為頻繁的主要原因是電網安全防御體系存在缺陷。為了充分降低大規模停電的風險,電力系統安全三道防線均需加強。
3）特高壓交直流大同步輸電網應從運行方式控制、保護及安全控制冗余配置、系統動態穩定器配置與整定、提高保護裝置的可靠性以及完善用于防止連鎖反應的監控系統等方面進一步扎實做好嚴防區域間大機群功角失穩的工作。