城中心區(qū)輸電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)比選指標研究與應(yīng)用

李佳妮，陶特倫，王緣，羅時偉，吳倩，周康君，許慧

(1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司臺州市路橋區(qū)供電公司，浙江 臺州 317000；2.天地電研(北京)科技有限公司，北京 102206)

0 引言

城中心區(qū)的輸電網(wǎng)不僅承擔著大規(guī)模清潔能源消納的任務(wù)，還需要為重要用戶安全可靠供電。因為輸電廊道的限制，當需要在城中心區(qū)500 kV電網(wǎng)中新增一座500 kV變電站時，采用樞紐站的形式可能無法深入市區(qū)中心；但從安全可靠性方面來講，終端站結(jié)構(gòu)相當于單電源供電，與環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)相比，增加了電網(wǎng)運行風險。

文獻[1]給出了500 kV終端變電站方案可行性論證思路。文獻[2-3]基于馬爾科夫模型建立了可靠性分析模型。文獻[4]給出了500 kV終端變電站的可靠性影響因素。文獻[3]提出一種將解析法與Monte-Carlo模擬法相結(jié)合的輸電網(wǎng)可靠性混合分析計算方法。文獻[5-6]從節(jié)點失壓與支路過載造成負荷損失的角度定義了運行風險指標。文獻[7-9]提出了風險評估方法，并建立了計算模型。文獻[10]對風電并網(wǎng)接納能力進行分析和量化計算。文獻[11-12]通過優(yōu)化方法確定光伏發(fā)電的接入位置和容量。文獻[13-14]通過設(shè)置各類故障仿真分析了對局域電網(wǎng)系統(tǒng)暫態(tài)穩(wěn)定的影響。文獻[15]建立了同時考慮有功功率和無功功率的綜合電壓穩(wěn)定指標進行靜態(tài)電壓穩(wěn)定性分析方案。另有學者研究了關(guān)鍵潮流斷面特別是500 kV通道輸送能力對大規(guī)模光伏并網(wǎng)的影響和限制。關(guān)于可靠性和風險指標的計算方法，上述文獻大多是基于抽樣或概率的統(tǒng)計方法，需要大量代表不同程度不確定的宏觀性、系統(tǒng)性參數(shù)作為計算的已知輸入?yún)?shù)，這樣可能使計算結(jié)果的不確定性達到危險的程度。關(guān)于大規(guī)模光伏并網(wǎng)，上述文獻分別從潮流斷面、有功無功限制、電壓穩(wěn)定、暫態(tài)穩(wěn)定等方面確定光伏發(fā)電的接入位置和容量；并未給出輸電網(wǎng)網(wǎng)架比選的通用模型。

本文在前人研究成果的基礎(chǔ)上，建立考慮大規(guī)模清潔能源消納的城中心區(qū)輸電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)比選指標，從正常運行時清潔能源消納水平和故障時可能造成的電網(wǎng)風險兩方面選取技術(shù)評價指標，同時也考慮樞紐站和終端站的經(jīng)濟性，并給出比選流程。結(jié)合某市城中心區(qū)新建500 kV HG站進行網(wǎng)架比選。該方法所需的輸入數(shù)據(jù)容易獲得、物理意義直白易懂，能夠為決策人員提供更直觀、更易于理解的數(shù)據(jù)支撐。

1 比選指標的選擇

1.1 指標應(yīng)涵蓋的范圍

1.1.1 清潔能源消納

未來藏東南大規(guī)模光伏電源將通過500 kV輸電網(wǎng)輸送至某市負荷中心，因此網(wǎng)架比選時需要比選清潔能源的消納水平。

該市由于500 kV電網(wǎng)有功備用比較充足，光伏的隨機性和波動性給電網(wǎng)造成的各種運行壓力中，最主要的是電壓穩(wěn)定水平。其次，并網(wǎng)光伏容量的增加一定程度上會減弱系統(tǒng)對振蕩的阻尼作用，特別是裝機容量較大且需經(jīng)長線路輸入系統(tǒng)的情況，此時光伏對系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定的影響尤為重要，故應(yīng)進行暫態(tài)穩(wěn)定計算以驗證系統(tǒng)的小干擾穩(wěn)定性，進而評估光伏的最大消納水平。由于前期調(diào)研時將光伏接入位置選擇在500 kV ZB變電站，因而僅計算該接入位置下的光伏最大注入功率。

1.1.2 安全穩(wěn)定性及可靠性

通過靜態(tài)穩(wěn)定和暫態(tài)穩(wěn)定約束來確定光伏的最大消納水平。由于輸電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)堅強，相連節(jié)點之間往往存在多回線，并且互聯(lián)成網(wǎng)狀，只要電源分布合理，正常運行方式下各母線的電壓均能滿足要求。由于輸電網(wǎng)往往連成環(huán)狀且合環(huán)運行，當某一元件故障(檢修)停運后，只要不影響系統(tǒng)穩(wěn)定水平，一般來說故障元件的開關(guān)斷開后只對供電質(zhì)量有影響，這可以通過安裝動態(tài)無功補償裝置來解決。因此，不將可靠性作為比選指標。

1.1.3 電網(wǎng)綜合風險

在各類預想事故下，樞紐站和終端站可能造成的電網(wǎng)風險是不同的。通過潮流計算和穩(wěn)定計算，在系統(tǒng)發(fā)生各種故障的情況下，進行負荷削減，以使系統(tǒng)達到新的平衡態(tài)。將電網(wǎng)減供負荷(即負荷削減量)作為評估電網(wǎng)綜合風險值的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，將電網(wǎng)風險值作為比選指標之一。

1.1.4 總成本

為簡化計算，僅考慮總成本中占比較大的投資成本和運行成本，對樞紐站和終端站進行粗略地量化對比。將總成本作為比選指標之一。

1.2 比選指標的確定

按照各指標的相對重要程度考慮加權(quán)系數(shù)，實際應(yīng)用中可根據(jù)需要進行權(quán)重調(diào)整，構(gòu)造如下比選指標:

式中，P為效益型指標，約定樞紐站或終端站清潔能源最大接入功率的較大值得分為100分，較小值的得分為其對較大值的比值；R和C均為成本型指標，評分標準類似。

2 評估流程和指標計算方法

2.1 評估流程

500 kV網(wǎng)架比選的實施分五步進行。

第一步是電網(wǎng)初始潮流計算。基于歷史運行方式確定運行方式，對光伏接入前的系統(tǒng)各項指標進行計算，以確定系統(tǒng)關(guān)鍵斷面潮流、負荷水平，保證各節(jié)點電壓不越限。

第二步是光伏并網(wǎng)后的計算。采用靜態(tài)約束與動態(tài)約束相結(jié)合方法確定光伏最大注入功率。

第三步是加裝儲能系統(tǒng)后的計算。采用動靜態(tài)約束相結(jié)合的方法計算光伏最大注入功率。

第四步是各類預想事故下的計算。構(gòu)造發(fā)生概率相對較高的各種事故，通過判斷關(guān)鍵潮流斷面、線路和變壓器是否越限、節(jié)點電壓是否越限來計算電網(wǎng)減供負荷。

第五步是在電網(wǎng)減供負荷的基礎(chǔ)上計算電網(wǎng)綜合風險值和總成本指標。對比樞紐站和終端站的相應(yīng)指標，最終作出選擇結(jié)論。

500 kV變電站接入500 kV網(wǎng)架比選指標計算流程如圖1所示。

圖1 500 kV變電站接入輸電網(wǎng)比選指標計算流程

靜態(tài)約束條件下穩(wěn)定判據(jù):1)控制光伏并網(wǎng)點電壓在額定電壓的-5%～+5%；2)控制全網(wǎng)母線電壓在額定電壓的-5%～+5%；3)控制線路有功潮流在0～100%，變壓器有功功率在0～100%。

以滿足靜態(tài)約束的光伏最大功率作為動態(tài)校驗的初始功率，通過暫態(tài)穩(wěn)定計算校驗系統(tǒng)是否滿足動態(tài)約束條件。暫態(tài)電壓穩(wěn)定判據(jù)為:故障切除后，母線電壓持續(xù)低于0.75 p.u.的時間不超過1 s。暫態(tài)功角穩(wěn)定判據(jù)為:系統(tǒng)中任意兩臺同步發(fā)電機之間的功角差最大值不超過180°，且各同步機組之間的相對搖擺角能夠逐步衰減。

第五步在電網(wǎng)減供負荷的基礎(chǔ)上計算電網(wǎng)綜合風險值及總成本，并對比確定采用哪種接入形式。

2.2 電網(wǎng)初始潮流計算

2.2.1 相關(guān)電網(wǎng)選取

設(shè)定為該城中心區(qū)供電的500 kV規(guī)劃變電站所在片區(qū)為片區(qū)a，將與片區(qū)a有直接電氣聯(lián)系的所有片區(qū)劃定為片區(qū)b。所研究電網(wǎng)包括片區(qū)a和片區(qū)b內(nèi)所有500 kV線路、500 kV變電站、220 kV變電站及220 kV線路。

2.2.2 片區(qū)負荷初步確定

對計算區(qū)域范圍內(nèi)220 kV變電站的負荷進行如下設(shè)置:2臺主變壓器(以下簡稱“主變”)的220 kV變電站主變負載率設(shè)置為50%，3臺主變的220 kV變電站主變負載率設(shè)置為67%，4臺主變的220 kV變電站主變負載率設(shè)置為75%；功率因數(shù)統(tǒng)一設(shè)置為0.98。

2.2.3 運行方式選擇

初步設(shè)定電源，即各500 kV變電站供電范圍并設(shè)置運行方式。為簡化計算，僅選取一種運行方式示意，并根據(jù)短路掃描計算結(jié)果對運行方式進行微調(diào)。

2.2.4 確定基礎(chǔ)負荷水平

靜態(tài)安全穩(wěn)定校核采用N-1校核計算，實際操作時只對重要線路進行斷線校核。若判斷出關(guān)鍵潮流斷面存在潮流越限或出現(xiàn)變壓器或線路過載，需要削減負荷。實施負荷削減并保證各電氣量不越限，此時的負荷水平才是基礎(chǔ)負荷水平。

2.3 光伏模型的搭建

搭建的大型光伏并網(wǎng)等值模型出口電壓為10 kV，經(jīng)兩級升壓后送入電網(wǎng)。首先經(jīng)機端升壓變壓器升壓后匯入光伏升壓站的220 kV母線，再升壓至500 kV后送入電網(wǎng)，如圖2所示。

圖2 大規(guī)模光伏并網(wǎng)模型

為簡化計算，將光伏機組群等值為1臺機組，并假定光伏站配置有足夠的無功補償裝置，無功調(diào)節(jié)全由無功補償裝置承擔。在PSASP仿真平臺上選擇光伏機組模型，設(shè)定其為P、Q節(jié)點，其中Q=0，功率因數(shù)為1，將光伏的輸出功率作為該等值光伏機組的輸入量。

2.4 儲能模型的搭建

近幾年開發(fā)的新型集中儲能系統(tǒng)(massive energe storage system，MESS)存儲容量大，響應(yīng)和充放電速度快，對建造環(huán)境要求低、方便就地布置，能從整體的角度出發(fā)對整個光伏并網(wǎng)功率進行控制和調(diào)節(jié)以達到整體最優(yōu)的效果，更加適用于大電網(wǎng)供電方式。

因此選擇MESS集總式配置方式，MESS模型如圖3所示。MESS模型首先接入變電站10 kV母線，然后通過升壓變壓器與220 kV母線連接，最后接入500 kV電網(wǎng)。

圖3 MESS儲能系統(tǒng)接入模型

在PSASP仿真平臺選擇“通用儲能系統(tǒng)”模型，將儲能系統(tǒng)作為P、Q節(jié)點，其節(jié)點功率分別以有功和無功的形式注入電網(wǎng)，端口電壓跟隨接入點電壓而變化。

2.5 各類預想事故下的指標計算

2.5.1 各類預想事故下的指標計算

選取可能發(fā)生的、概率較高故障。

2.5.2 電網(wǎng)綜合風險

仿真計算中，在某種預想事故條件下，若判斷出關(guān)鍵潮流斷面存在潮流越限或變壓器、線路過載，均需要削減負荷。實施負荷削減并保證各電氣量不越限，此時的負荷削減量即為電網(wǎng)減供負荷。

電網(wǎng)減供負荷是計算電網(wǎng)綜合風險的基礎(chǔ)。各地電網(wǎng)根據(jù)自身電網(wǎng)情況，制定符合當?shù)仉娋W(wǎng)情況的電力事故事件評估規(guī)程、規(guī)范。根據(jù)該市定位及電網(wǎng)負荷水平，文獻[16]給出了該市需滿足的電力事故事件劃分標準，文獻[17]規(guī)定了電網(wǎng)風險評估方法。

文獻[19]給出了電網(wǎng)風險危害的定級及分值。危害嚴重程度分值直接與對應(yīng)的電力事故事件等級掛鉤，而電力事故事件等級又是由電網(wǎng)減供負荷確定的。風險概率值取該市供電公司提供的2019—2021年某片區(qū)輸電網(wǎng)設(shè)備故障概率三年數(shù)據(jù)的平均值。

2.5.3 總成本

1)投資成本和運行成本

輸變電工程投資單價費用表采用該市供電公司2021年投資單價，后續(xù)各年投產(chǎn)單價按5%遞增。

投資總成本現(xiàn)值計算公式如下:

式中，Ii為某設(shè)備購買時的投資成本；m為設(shè)備總數(shù)；n為年數(shù)；hi代表設(shè)備i為第h年購買(即購買年份)；a為折現(xiàn)率。輸變電工程的運行成本年值取投資總成本的5%。

2)總成本

為簡化計算，總成本僅包括投資總成本和運行成本兩部分，即占比最大的兩項成本。

假定所有設(shè)備均在年初投產(chǎn)，使用年限取為40年，折現(xiàn)率取5%。

3 算例分析

3.1 初始潮流計算

3.1.1 相關(guān)電網(wǎng)

XD片區(qū)處于該市城中心區(qū)，負荷增長快速，2030年需在片區(qū)內(nèi)新建一座500 kV HG變電站。HG站以樞紐站還是終端站形式接入500 kV輸電網(wǎng)是需要比選的內(nèi)容。

相關(guān)電網(wǎng)為該市電網(wǎng)XD片區(qū)，以及與XD片區(qū)直接相連的ZJ、PC和SZ片區(qū)內(nèi)4個500 kV變電站、61個220 kV變電站和104條220 kV線路、22條500 kV線路。大型光伏并網(wǎng)點為PC片區(qū)內(nèi)500 kV ZB變電站，500 kV相關(guān)電網(wǎng)如圖4所示，紅框部分為500 kV HG變電站所在位置，紅圈部分為大規(guī)模光伏電站所在位置。

圖4 500 kV相關(guān)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

3.1.2 運行方式及短路電流

XD片區(qū)500 kV XD變電站運行方式設(shè)置為XD變電站3臺主變并列運行，獨立成片。1)LY-HB備用，在LY處斷開；2)XD-MX備用，在MX處斷開；3)PC-DT備用，在DT處斷開；4)XDFH備用，在FH處斷開；5)BJS-SB備用，在SB處斷開；6)LJ-BJS備用，在BJS處斷開。

經(jīng)短路掃描計算，上述運行方式下，樞紐站情況和終端站情況各節(jié)點短路水平均滿足要求；且終端站可以明顯降低各母線的短路電流水平。

3.1.3 基礎(chǔ)負荷水平

參數(shù)采用標么值計算，功率基值為100 MV·A，基準電壓為額定電壓，經(jīng)電網(wǎng)初始潮流計算，500 kV HG變電站作為樞紐站/終端站接入后，得到滿足各種約束的相關(guān)電網(wǎng)總負荷為14 480.99+j2 940.49 MV·A，其中PC片區(qū)負荷為5 754.25+j1 169.02 MV·A，XD片 區(qū) 負 荷 為2 761.84+j560.89 MV·A。此時，所有500 kV和220 kV節(jié)點的電壓幅值均在額定值的[95%，105%]范圍內(nèi)。

3.2 光伏接入后指標計算

3.2.1 靜態(tài)約束條件

在滿足靜態(tài)約束條件下，樞紐站選取的各節(jié)點在光伏最大注入功率1 791.96 MW下的電壓幅值標幺值如圖5所示。在滿足靜態(tài)約束條件下，終端站選取的各節(jié)點在光伏最大注入功率1 765.24 MW下，電壓幅值標幺值均在[95%，105%]范圍內(nèi)。

圖5 各節(jié)點最大注入功率下電壓幅值

3.2.2 動態(tài)約束條件

樞紐站條件下，在已得到的1 791.96 MW光伏功率的基礎(chǔ)上進行動態(tài)約束校驗，采用短路點掃描的方法，三相短路接地故障0.12 s后切除故障線路。圖6為樞紐站500 kV PC站母線1三相短路時，出現(xiàn)暫態(tài)電壓失穩(wěn)。

圖6 樞紐站靜態(tài)約束下最大注入功率各點電壓幅值

同樣，可求得終端站條件下，在已得到的1 765.24 MW光伏功率的基礎(chǔ)上進行動態(tài)約束校驗，出現(xiàn)電壓失穩(wěn)現(xiàn)象。

為了消除暫態(tài)失穩(wěn)現(xiàn)象，不斷減小并網(wǎng)點的注入光功率，進行暫態(tài)校驗。樞紐站條件下當光功率減小為1 621.84 MW時，切除故障后不再有失穩(wěn)現(xiàn)象出現(xiàn)，亦滿足功角穩(wěn)定約束，故并網(wǎng)點最終的最大注入光伏功率為1 621.84 MW。對于終端站，并網(wǎng)點最終的最大注入光伏功率為1 602.07 MW，如圖7所示。

圖7 動態(tài)約束下并網(wǎng)點最大注入功率電壓

3.3 儲能接入后指標計算

3.3.1 并網(wǎng)點最大注入功率及電網(wǎng)電壓水平

儲能系統(tǒng)不同出力時，并網(wǎng)點光伏最大注入功率的變化如圖8所示。

圖8 并網(wǎng)點最大注入功率隨儲能出力變化趨勢

可見，儲能的出力與并網(wǎng)點最大注入光功率之間并不是線性關(guān)系。有儲能系統(tǒng)支撐的情況下，樞紐站并網(wǎng)點最大注入光功率值約為2 010 MW，終端站并網(wǎng)點最大注入光功率值約為1 977 MW。接入儲能系統(tǒng)后，并網(wǎng)點最大注入功率情況下，各節(jié)點電壓幅值均滿足要求。

3.3.2 系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定性

利用特征值法對系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定性進行研究，使用PSASP仿真軟件求解出所關(guān)心部分的特征值和特征向量。根據(jù)Lyapurov穩(wěn)定判據(jù)，系統(tǒng)矩陣臨界特征值的實部Rez在復平面的左半部分時，系統(tǒng)才是小干擾穩(wěn)定的，且特征值距離復平面的虛軸越遠，系統(tǒng)的穩(wěn)定范圍越大。定義系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定性指標:

式中，Sstability為系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定度；Rez為系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定特征值實部。

加入儲能系統(tǒng)后，系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定性的變化趨勢如圖9所示。

圖9 系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定性變化趨勢

可見，不管是樞紐站還是終端站，有儲能系統(tǒng)支撐的情況下，系統(tǒng)小干擾穩(wěn)定性逐漸增大。光伏站接入位置距離500 kV HG站電氣距離較遠，光伏出力大部分被PC片區(qū)的負荷所使用，HG站建設(shè)成樞紐站或是終端站形式對光伏消納的影響不大。

3.4 各種預想事故下指標計算

3.4.1 電網(wǎng)減供負荷及電網(wǎng)綜合風險計算

樞紐站、終端站各種預想事故對應(yīng)的電網(wǎng)減供負荷對比見表1。

表1 各種預想事故下電網(wǎng)減供負荷對比

電網(wǎng)綜合風險計算結(jié)果對比見表2。

表2 電網(wǎng)綜合風險對比

3.4.2 總成本計算

500 kV樞紐站和終端站的年投資成本、年運行成本和缺供電量損失計算見表3。

表3 各類成本對照表 萬元

3.4.3 方案確定

樞紐站的得分為0.2×100+0.4×100+0.4×48.95=79.58；終端站的得分為0.2×98.36+0.4×49.83+0.4×100=79.60。

對比可知，在上述計算結(jié)果和權(quán)重系數(shù)設(shè)定條件下，終端站方案比樞紐站略有優(yōu)勢，推薦終端站方案。

3.5 小結(jié)

對比可知，500 kV HG樞紐站與500 kV HG終端站對大規(guī)模光伏的接入能力相差不大，主要因為距離光伏電站的電氣距離較遠，網(wǎng)架約束不是主要制約因素。與樞紐站相比，終端站綜合風險指標值高于樞紐站。樞紐站的總成本遠高于終端站。根據(jù)比選指標的計算結(jié)果，推薦500 kV HG站采用終端站的建設(shè)形式。

4 結(jié)語

500 kV終端站能夠從優(yōu)化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)角度來控制短路電流，并且滿足負荷中心區(qū)日益增大的供電密度需求。本文提出的新型電力系統(tǒng)城中心區(qū)輸電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)比選指標，涵蓋了正常運行和嚴重故障兩種工況的同時，也考慮了經(jīng)濟性。

結(jié)合某市500 kV變電站新建項目運用提出的流程和指標進行網(wǎng)架比選，表明該比選方法能夠兼容未來大規(guī)模清潔能源直接接入500 kV網(wǎng)架的需求，輸入數(shù)據(jù)容易獲得、物理意義簡單明確。實際應(yīng)用中，建議根據(jù)電網(wǎng)網(wǎng)架及負荷情況，選取夏大、夏小、冬大、冬小四種典型方式分別進行校核。