基于大灣區外環的柔性直流互聯方案

楊燕，金楚，程鑫，林勇，鄭建平，徐蔚，彭勃，易楊

(1. 廣東電網有限責任公司電網規劃研究中心，廣州510080；2. 廣東電網有限責任公司電力調度控制中心，廣州510050)

0 引言

目前，我國多個多直流饋入受端電網均面臨短路電流超標、交直流交互影響突出、第三道防線難以有效設置問題(以下稱“三大問題”)[1 - 5]。對大規模電網實施合理分區是解決上述安全問題的根本手段[6 - 10]。國家電網范圍內選擇以特高壓交流骨干網架為支撐，逐步實現500 kV電網的分區運行[11 - 14]。

廣東電網是南方電網區域最大的受端系統，2018年供電負荷已超過110 GW，直流落點達8個(9回)，全部集中于珠三角范圍內，平均直線距離不超過60 km。面對日益嚴峻的“三大問題”，自2010年起開始組織廣東電網目標網架研究論證工作，針對500 kV、1000 kV交流電壓等級兩類技術路線開展了大量具體方案研究。經技術經濟綜合比較，廣東電網不宜采用特高壓交流構網模式[15]，主要有3個方面的原因：1)廣東百萬級電源發展已進入平緩期且以距離珠三角較近的核電機組為主，而將在運電源改接存在經濟代價高、可操作性差等問題，新構筑的特高壓交流電壓層級電網缺乏電源支撐；2)廣東南北、東西直線最長距離僅約為580 km和800 km，在此距離范圍內，特高壓交流技術難以充分發揮技術優勢；3)其投資規模較500 kV方案仍高出約30%～50%。受云南異步成功經驗啟發[15]，2015年前后提出了采用柔性直流背靠背換流站將廣東電網劃分為東、西2個異步互聯分區的方案[4,15 - 18]，該方案的核心問題在于并未增加廣東電網網架容量，且由于物理規模的降低，對源荷分布和結構具有較高要求[18 - 19]。近年來，由于東部電源建設的滯后導致廣東東西等斷面的電力交換仍維持在較高水平，省內大規模海上風電的發展、珠三角到期煤電退運等外部條件更增加了系統潮流的不確定性，電源低慣量化趨勢也更為明顯，當前異步時機仍不成熟且難以準確把握，僅采取異步也難以完全適應粵港澳大灣區和廣東的社會經濟、能源資源發展新形勢和新需求。

基于上述背景，結合粵港澳大灣區、廣東最新外部形勢及系統實際運行問題，針對電網分區與穩定水平、網架容量方面的矛盾，本文提出了建設大灣區外環的設想，具體論證了廣東電網灣區外環覆蓋范圍、分區劃分和外環容量選擇等關鍵問題，形成了廣東電網目標網架規劃方案之一——基于大灣區外環的柔性直流互聯方案。仿真分析結果表明了所構建方案的可行性和有效性。經與其他規劃方案的技術經濟比較[19 - 21]，作為廣東電網目標網架推薦構網方案。

1 大灣區外環構建意義及覆蓋范圍

1.1 構建意義

廣東電網“三大問題”突出，廣州、東莞等負荷中心潮流穿越等問題嚴重限制了電網的互聯互通能力，分區需求迫切。若在現狀網架格局上直接分區存在穩定水平、網架可靠性下降問題，網架容量上也難以支撐區內電力消費增長和海上風電等大規模清潔能源接入[19]。為解決上述問題，本文提出了建設灣區外環的設想，其主要具有兩方面意義：

為分區構網提供支撐，在負荷中心拉開電氣距離同時通過灣區外環在相對外圍位置聯絡，優化系統電氣聯系，在解決短路電流超標、交直流耦合過于緊密等問題的同時保障系統穩定水平和網架可靠性；

作為區間電力互劑和事故支援的通道，避免潮流在負荷中心線路的穿越、重疊，提升網架容量至必需水平，并降低潮流在核心區不可控轉移帶來的安全風險。

1.2 覆蓋范圍選擇

綜合廣東源荷分布情況、地理環境和現狀網架特征，灣區外環覆蓋范圍考慮了A、B和C 3個方案，如圖1所示。

圖1 大灣區外環候選方案示意圖Fig.1 Schematic diagram of the candidate schemes of the new outer ring of the Bay

基于大灣區外環構建意義，對3個方案從對分區構網支撐情況、資源互劑實現條件和建設可行性等方面進行了比較，具體見表1。

表1 大灣區外環候選方案比較情況Tab.1 Comparison of the candidate schemes for new outer ring of the Greater Bay Area

方案B在資源互劑、分區支撐及建設可行性方面均較優，是大灣區外環構建較為合理的選擇。此外，若大灣區外環形成閉合結構輸電能力可增大約一倍，網架結構更為堅強，但線行需跨越整個大灣區南部沿海經濟發達區域，實施難度極大，同時考慮到本身南部沿海具有較好的核電開發資源作為供電支撐，因此，灣區外環設計為開放型結構，為保障可靠性，按照2個單回路建設。綜合地理位置、構網需求等因素，大灣區外環包括回隆、陽北開關站、臥龍、德慶、清城、上寨、五華、陸豐8個聯絡點。

2 基于大灣區外環的柔性直流互聯方案規劃

以大灣區外環作為支撐，按照分層分區規劃思路，構建基于大灣區外環的柔性直流互聯網架方案。

2.1 廣東電網分區劃分

廣東電網從地理環境、行政區劃、現狀網架結構特征上已自然形成了東、西分區格局，該斷面也是短路電流超標、多直流落點風險突出的區域。但若僅劃分2個分區，“十四五”中后期東、西區負荷又將達76 GW以上，相當于廣東全省2011年左右規模，“三大問題”將在區內部重演。此外，珠三角內部南、北方向同樣存在輸電受阻問題，海上風電和南部沿海核電大規模投產后，南北方向的電力互劑需求更為迫切。因此，以東、西分區為基礎，進一步將珠三角以南、北斷面為界劃分為珠東南、珠東北、珠西南、珠西北4個供電型分區，粵東6市、粵西3市形成2個送出型分區。韶關、清遠及云浮電網規模較小且與廣佛中北部電網聯系較為緊密，將其納入珠西北分區。

2.2 區內骨干網架及大灣區外環的聯絡方案

綜合外區落點、區內電力轉送、網架可靠性3個方面的因素，構建形成6個分區骨干網架，以此為基礎，制定區內骨干網架與大灣區外環的聯絡方案。為充分發揮大灣區外環互劑功能，珠三角4個分區與大灣區外環聯絡通道容量按在扣除常態化交換電力后不低于區內最大單一電源容量考慮。經測算，珠西北、珠東北、珠西南和珠東南與灣區外環聯絡通道容量需求分別為6.38 GW、4.77 GW、4.48 GW和2.50 GW。按4×720 mm2導線考慮，珠西北、珠西南、珠東北分區與新外環聯絡通道約為2個通道4回線路；珠東南分區為1個通道2回線路。分區內部與灣區的聯絡點宜優先考慮區內對外電力依賴性較大區域的變電站。所形成的各分區與灣區外環聯絡方案如圖2所示。

圖2 各分區與灣區外環聯絡方案示意圖Fig.2 Connection scheme between the new outer ring of the Bay and each partition

2.3 灣區外環容量測算

灣區外環容量需要滿足區間電力互劑和事故支援兩方面需求，因此，各段線路容量應滿足正常互劑方式N-1熱穩及設定預想故障集下不過載兩項約束如下。

1)正常互劑N-1熱穩約束。

(1)

2)預想事故集下線路不過載。

(2)

式中：ΔPΩ,m為設定預想故障集Ω中第m個故障下新外環第i段線路的有功功率增加量；M為預想故障集中的故障數量。因涉及大量的方式及預想故障，可先基于較為嚴重的大負荷方式計算區內電源故障時外環各段線路的潮流轉移比，并按照式(3)估算ΔPΩ,m：

(3)

經廣東夏大、夏小、海風大發等多個方式電力平衡測算，大灣區外環清城—上寨和陽北—臥龍段最大交換電力需求在7～9 GW；五華—陸豐、臥龍—德慶—清城、上寨—五華段處在4.5～6.0 GW；回隆～陽北段交換需求較低，為3.23 GW。基于夏大方式對灣區外環各段事故情況下潮流轉移特性進行了分析。由于廣東東部僅通過大灣區外環與西部電網聯絡，東部直流閉鎖故障中，通過大灣區外環支援的功率規模較大，其中，清城—上寨單回線路潮流轉移比為0.414。西部電網通過4個交流通道與廣西聯網且故障近區具有較好的本地電源支撐，西部直流閉鎖時通過大灣區外環向故障區域提供的電力支援規模較小，其中，潮流響應最大的為陽北開關站—臥龍段線路，潮流轉移比為0.251，其他段轉移比均在0.1以下。因此，廣東對大灣區外環事故支援容量需求主要在西向東方向。按照式(1)—(3)，灣區外環各段線路容量需求測算如表2所示。

表2 灣區外環各段容量需求測算結果Tab.2 Power exchange demand for each partition of the new outer ring of the Bay

回隆—陽北、五華—陸豐段線路分別采用4×720 mm2導線和6×630 mm2，陽北—臥龍、清城—上寨、臥龍—德慶—清城、上寨—五華最大可選擇8×630 mm2導線(單回輸送容量約6.50 GW)。其中，陽北—臥龍、清城—上寨分別對應粵西+珠西南外送和東、西電力交換斷面，僅依靠灣區外環仍無法滿足容量需求，需結合負荷中心區間互聯方案優化進一步提升相應斷面容量。結合負荷中心現有交流電網容量、工程實施條件等情況，于增城—楚穗、獅洋—叢林2處交流線路裝設柔性直流背靠背換流站，容量分別選為3 GW。計及背靠背柔性直流的交換容量，東、西斷面和珠西南+粵西電力外送斷面總容量分別為19 GW和16 GW，可滿足表2中的容量需求。相關斷面情況如圖3所示。

圖3 廣東電網東、西斷面及粵西、珠西南外送斷面示意圖Fig.3 Schematic diagram of the east-west and southwest sections of Guangdong power system

2.4 方案調整

為滿足相關基礎約束[19]，對規劃方案作以下調整：

1)500 kV崇文站接入調整為雙解口茅湖-紫荊線路，以控制深圳北及惠州南部電網短路電流，并可利用新建的茅湖-紫荊通道將惠州核電電力直接送入深圳西部負荷中心；

2)為滿足東莞南部電網N-1穩定約束，珠東北分區與灣區外環聯絡調整為3個，新增五華-惠州雙回線路；

3)為提升新外環對深圳電網的電壓支撐能力、保障惠州核電等大型電源安全送出，珠東南與灣區外環互聯通道調整為2個，灣區外環于汕尾北部增加汕北開關站聯絡點，榕江-茅湖線路解口接入汕北開關站；

4)在東莞南、廣州北、深圳西及云肇電網分散配置約1.60 Gvar動態無功設備，以滿足極限方式下的N-1、單相短路中開關拒動故障穩定約束；

5)清城-上寨段配置30%～50%串補，以保障灣區外環進行大規模功率互劑和支援時的穩定性能。

2.5 對廣東電網全異步互聯的考慮

廣東電網自2015年提出東、西采用柔性直流全異步互聯的設想[4,15]，相對交流聯網模式，其核心優勢在于對故障隔離的可靠性，是解決全網性停電風險的根本措施。采用全異步互聯后，廣東東部電網規模較小且與南方電網其他區域無交流聯絡，為避免頻率控制困難問題，對系統規模、電源結構要求較高。“十四五”期間廣東東西源荷發展、饋入西電容量等因素仍具有較大的不確定性，同時，珠三角煤電搬遷加快推進，海上風電等大規模清潔能源接入需求迫切，尚不具備實施異步的條件。因此，“十四五”期間廣東東、西分區采用同步交流互聯。

長遠來看，廣東東、西部分別有兩翼及沿海電源作為支撐，以東、西全異步互聯作為網架發展基礎格局是合適的。按照單回5 000 MW直流閉鎖不需采取穩控、直流線路交叉跨越段故障損失負荷不造成一般電力安全事故及以上風險原則，建議東部電網規模達到85～90 GW且電源、負荷發展進入相對平緩、均衡的階段后再實施柔直互聯。基于文中方法所構建的廣東電網目標網架方案，于灣區外環清城-上寨段裝設背靠背柔性直流換流站可過渡至東、西全異步互聯格局。

所構建的基于大灣區外環的柔直互聯方案網架結構如圖4所示。

圖4 基于大灣區外環的柔性直流互聯方案結構示意圖Fig.4 Schematic diagram of flexible DC interconnection network structure based on the outer ring of the Greater Bay Area

3 方案仿真分析

3.1 仿真條件

對規劃網架分為大灣區外環柔直投產前后2個階段均進行分析。

背靠背柔性直流、輸電型柔性直流(昆柳龍廣東換流站、蒙西)動態無功補償能力分別按30%和20%考慮。

短路電流計算基于全開機方式；潮流分析包括夏大、夏小、夏大海上風電大發、夏小海上風電大發4種方式，其中，海上風電大發方式下東、西翼海上風電出力分別取為80%和65%，相應調整周邊蓄能、儲能及煤電出力至全省電力平衡；對夏大、極限功率交換(西向東、東向西輸電12.50 GW)3個方式進行穩定校核。

3.2 短路電流校核

規劃方案全開機方式500 kV廠站500 kV母線短路電流均可控制在61 kA及以下。短路電流超過58 kA廠站見表3，主要為灣區外環聯絡點及大型電源接入點。

表3 規劃方案短路電流超過58 kA廠站明細表Tab.3 List of plant stations with short-circuit current exceeding 58 kA of the planned scheme

3.3 網架容量及潮流分析

廣東省內電力交換需求較大的東西、粵東送出、粵西送出、粵西南送出等斷面輸電能力分別提升至12.50 GW、8.97 GW、8.03 GW和9.50 GW，可滿足夏大、夏小、海上風電大發等多種方式潮流傳輸需求。

3.4 交直流交互影響

1)灣區外環柔直投產前、后2個階段多直流饋入短路比[22]最低值分別為4.12和4.02(天廣直流)，較現狀電網提升了約1.5倍。

2)大灣區外環柔直投產前，單一交流短路故障引發導致換相失敗、功率降為零最大回數分別為6回和4回，相對現狀電網下降了30%～50%；灣區外環柔直投產后，東、西間的交直流交互影響消除，單一交流短路故障引發導致換相失敗、功率降為零的最大回數分別為5回和4回。

3.5 穩定性校核

1)交流系統故障校核

大灣區外環柔直投產后的交流系統故障穩定水平略高于灣區外環投產前，穩定改善的故障主要分布在大灣區外環柔性直流周邊。

(1)計及1.6 Gvar動態無功設備，夏大、極限功率交換方式下交流系統N-1、單相短路中開關拒動故障下均可保持穩定。

(2)大灣區外環柔直投產前N-2、三相短路中開關拒動嚴重故障導致失穩故障數量分別為2個和27個；大灣區外環柔直投產后N-2、三相短路中開關拒動嚴重故障導致失穩故障數量分別為1個和24個。N-2、三相短路中開關拒動故障失穩明細如表4所示。

表4 N-2、三相短路中開關拒動故障失穩明細Tab.4 List of insTability under the fault of N-2 and middle switch action failure during three-phase short circuit

表5 廣東電網目標網架方案關鍵指標對比Tab.5 Critical index of target network of Guangdong power system

2)直流系統故障校核

大灣區外環柔直投產前后2個階段方案承受直流系統故障能力相當，夏大(東、西零交換)、東向西交換極限方式在直流雙極閉鎖、直流線路交叉跨越段故障下均可保持穩定，西向東交換極限方式在楚穗、滇西北直流交叉跨越段故障下系統失穩，大灣區外環投產前失穩模式為東、西功角失穩，投產后為東部電網頻率失穩。

規劃方案與現狀網架關鍵指標對比情況見表5所示。

4 結語

為協調廣東電網分區構網與系統穩定、網架容量提升方面的需求，提出了建設灣區外環的構想，以此為支撐，具體分析了廣東電網分區劃分、新外環覆蓋范圍及聯絡點、新外環容量選擇等核心問題，形成了廣東電網目標網架推薦方案—基于大灣區外環的柔性直流互聯方案。經仿真分析，所構建的方案滿足廣東電網相關安全標準，并起到了提升電網容量、應對“三大問題”的效用。為保障廣東電網順利由內外雙環向基于外環支撐的分區型網架轉變，發揮新外環預期功能，建議進一步開展以下工作。

1)開展新外環配套大電流開關等設備應用的系統性研究。

2)進一步研究廣東東西等交直流混聯斷面運行控制方案，綜合電力互劑、事故支援等需求，合理分配大灣區外環和負荷中心背靠背柔性直流潮流，優化柔性直流響應策略。

3)網架結構的簡化為廣東省內第三道防線設置打下了基礎，應結合最新解列技術明確第三道防線定量化配置方案及極端情況下的分區運行策略，以切實化解大面積停電風險、充分貫徹國家能源安全新戰略。