新型电力系统背景下西部送端直流电网方案构建
李惠玲1 , 王曦2 , 高剑3 , 宋云亭1
（1. 中国电力科学研究院有限公司, 北京 100192; 2. 国网四川省电力公司电力科学研究院, 四川 成都 610041; 3. 国网四川省电力有限公司, 四川 成都 610041）
摘要：
引文信息
李惠玲, 王曦, 高剑, 等. 新型电力系统背景下西部送端直流电网方案构建[J]. 中国电力, 2023, 56(5): 12-21.
LI Huiling, WANG Xi, GAO Jian, et al. Scheme construction for sending end dc grids in western china under the background of new power system[J]. Electric Power, 2023, 56(5): 12-21.
引言
为应对气候恶化的国际形势，习近平总书记在中央财经委员会第九次会议提出了构建新型电力系统的战略目标，指出“要着力提高利用效能，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革”。推动能源清洁转型，构建新型电力系统，是实现碳达峰、碳中和目标的必由之路[1] 。中国能源资源总体分布呈“西多东少、北多南少”特征。大兴安岭—太行山—巫山—雪峰山以西地区的煤炭资源量5.1万亿t，占全国煤炭资源总量的92%；西南地区（四川、重庆、云南、贵州、西藏）水力资源技术可开发量占全国的2/3；全国陆地风能资源潜在可开发量约24亿kW，90%以上分布在“三北”地区（东北、西北、华北北部）；青藏高原、甘肃、宁夏北部、新疆南部、蒙西等中国西部地区太阳能资源最为丰富[2-4] 。由于能源资源与负荷中心的逆向分布，能源流向呈“西煤东送、北煤南运”“西电东送、北电南送”的格局。未来中国能源生产中心将进一步西移和北移，而需求重心则可能长期保持在中东部地区，能源流规模和距离将进一步增大。针对未来新能源大规模接入条件下的大容量“西电东送”场景，需要超前谋划与之相适应的输电模式[5-6] 。区别于传统电源，风电、太阳能等新能源电源具有出力间歇性强、波动大的特点。大规模新能源接入电网后出现了新的问题：电气距离长，交流电网短路容量不足，应对无功冲击能力和电压调控能力较弱；新能源替代常规机组后，系统惯量降低，调频能力下降，功角稳定特性复杂，不确定性增加[7] ；直流换相失败引发送端电网暂态过电压、直流闭锁与潮流大范围转移引发送端电网稳态过电压，威胁设备安全和系统安全[8-9] ；多时间尺度振荡相继出现，危害设备安全和电网安全。大型直流电网为构建新型电力系统提供了新的解决思路[5-6,10-15] 。文献[5]论述了西部高原地区可再生能资源集中开发及其大规模外送方案，对比分析了西部高原、非高原及周边地区资源及生态状况，提出了适应西部可再生资源开发与外送的柔性直流电网构成方式以及外送方案。文献[6]针对未来中国西部高比例新能源电源的大范围汇集、远距离送出和间歇性电能消纳问题，给出了与之相适应的电氢综合能源网的构建原则，提出了近期和远期西部电氢综合能源网初步方案及相应的技术需求。目前具有规模且已经投运的直流电网—±500 kV张北四端环形柔直电网实现了10 GW级风、光新能源的接入和外送[16] ，是世界上电压等级最高、输电容量最大、并网新能源最多的直流电网工程。随着直流断路器等电力电子设备技术的发展[17-20] ，直流电网将在西部新能源外送中发挥重要作用。本文首先分析了2030年后中国西部各类新能源的装机规模和地理分布；为解决西部大规模新能源的分散汇集以及电力远距离的大规模输送等难题，提出了未来中国主干输电网结构和路线图；在此基础上，依托柔性直流输电技术，构建了3种适应于新型电力系统要求的西部送端直流电网组网模式，对各模式的主要一次设备应用数量进行了差异化分析，评估了可靠性，最终确定了优选方案。最后，参考张北柔性直流电网工程，进一步对优选方案的技术性和经济性进行了分析。本文的研究将为未来西部能源的大规模安全经济送出和直流电网模式提供思路和技术方向。
1 西电东送电源构成
2030年后，大规模新能源和可再生能源的开发与利用将进入新的阶段。风能、太阳能资源丰富的三北地区和水能资源丰富的西南地区在满足当地供电的基础上，将承担起向中东部负荷中心提供清洁能源的重任。基于中国能源消费和国民经济现状，中国科学院对未来（2030—2050年）能源供应和需求进行估计和预测，探索了未来电源和电网的发展模式[2] 。本文以此作为研究的边界条件和西部各类电源开发规模的依据。西部各类型电源的装机规模见表1，其中55%为西部电网网内供电电源，45%为西电东送电源。“西电东送”总电源装机容量为7.06亿kW，其中煤电2.16亿kW、水电1.62亿kW、风电2.25亿kW、太阳能发电1.03亿kW。
表1 西部各类电源装机规模
Table 1 Installed capacities of various power sources in western China
为满足“西电东送” 各类电源装机容量要求，对应需新增10 GW的大型能源基地总计41个，其中煤电基地5个、水电基地5个、风电基地21个、太阳能基地10个，具体分布如下。1）新增5个大型煤电基地布点分别为：伊犁地区3个、哈密地区1个、鄂尔多斯地区1个。2）新增5个大型水电基地布点分别为：西藏雅鲁藏布江流域3个、西藏怒江流域1个、四川雅砻江流域1个。3）新增21个10 GW级风电基地布点分别为：新疆8个、酒泉地区4个、蒙西地区6个、蒙东地区3个。4）新增10座大型光伏发电基地布点分别为：新疆塔克拉玛干沙漠2座、库姆塔格沙漠1座、古尔班通古特沙漠1座、嘎顺戈壁1座；青海海西柴达木盆地1座、库木库勒盆地1座、海南地区1座；西藏地区1座；内蒙古巴丹吉林沙漠1座。
2 中国未来主干输电网结构
2.1 西部送端直流电网的必要性和优越性 2.2 中国未来主干输电网结构及路线图 3）远期，中国或将逐步形成西部送端直流输电网与中东部受端超/特高压交流电网相融合的主干输电网（见图1），能够将西部和北部大型煤电基地、西南大型水电基地、风电与太阳能发电等可再生能源基地构成一个互联的直流电网，完成电源汇集，远距离输送到京津冀、华中、华东、南方两广等负荷中心地区消纳，从而形成一个全新的电网格局。
图1 西部送端直流输电网和中东部受端超/特高压交流电网融合示意
Fig.1 Integration of sending end DC grids in western China and receiving end UVAC/UHVAC transmission grids in central/eastern China
3 西部送端直流电网的方案构建
3.1 直流电网构建原则 3.2 组网形式 [5,21] 。假定远期大容量电压源换流器、多端直流输电以及直流电网等先进输电技术的技术瓶颈和关键技术均已突破，基于西部新能源高渗透情景预测以及直流输电技术特征，本文所研究的西部送端直流电网组网形式为基于VSC-HVDC构成的柔性直流输电网。根据西部10 GW风光水火大型能源基地的分布情况，结合未来柔性直流输电技术的发展，本文中每个大型能源基地均按配套10 GW、±1000 kV换流站来考虑。3.3 组网模式 3.3.1 组网模式一 西部送端直流电网组网模式一为团块状互联结构，如图2所示。该模式中，区域内能源厂站相联形成直流子网，各直流子网再通过通道互联，形成大的西部送端直流电网。
图2 西部送端直流电网（模式一）
Fig.2 The sending end DC grids in western China (mode 1)
根据各地区电源分布特点，按照风、光、水、火各类电源出力特性以及互补特性进行直流子网规划。在新疆、青海、甘肃、宁夏、陕西、内蒙古等北部地区，确定风、光、火各类电源的优化组合比例，利用直流线路将地域相邻的风、光、火大型能源基地互联，形成局部多能源直流子网；在西藏、四川、云南、贵州等西南地区，将水电基地按照地域分布密集程度进行组合，形成水电直流子网。相邻的直流子网可就近互联，实现相互功率支援与互济。与此同时，南部水电子网与北部多能源直流子网，可通过网内大容量直流输电通道进行功率的双向传输，实现功率紧急支援与能源互济。此外，对于远离主网的个别能源基地，可点对网接入直流大通道。由于采用了团块状互联结构，组网模式一具有以下明显的技术优点：1）适应电网由局部组网向大电网互联的内在演变规律，具有较好的发展适应性；2）电网结构清晰，各直流子网与直流主网具有明确的互联断面，易于潮流控制；3）可快速隔离故障，避免直流子网故障波及直流主网。3.3.2 组网模式二 西部送端直流电网组网模式二为网格状互联结构，如图3所示。该模式以风、光、火、水等大型能源基地为连接点，用直流线路将各点互联形成网格，最后连接成一张较为密集的网格状直流电网。
图3 西部送端直流电网（模式二）
Fig.3 The sending end DC grids in western China (mode 2)
在新疆北部、甘肃、内蒙古、四川、云南和贵州等大型能源密集分布地区，根据风、光、火各类电源的优化组合比例和地域分布，形成密集的直流网格；在新疆南部、青海和西藏等能源稀疏地区，联合各大型能源基地形成直流网格。由于采用了较为密集的网格形状，组网模式二具有以下技术优点：1）网架结构密集，单一能源基地具有多个通道与主网互联，运行可靠性高；2）区域间互联的电气通路多，功率互济调控手段灵活。组网模式二存在以下技术缺点：1）密集的网架结构，易导致故障蔓延，扩大冲击影响范围；2）潮流控制需多个换流站协调参与，控制复杂度增加；3）互联支路较多，组网成本增加。3.3.3 组网模式三 西部送端直流电网组网模式三为双环网直流电网，如图4所示。模式三以内、外双环网直流电网为骨干网架，跨区连接各大型能源基地的直流网互联格局；同时，局部大型能源基地密集分布地区，通过短直流线路互联形成局部直流网，以提高运行可靠性；此外，与环网电气距离较远的能源基地，可通过辐射状点对网模式接入。
图4 西部送端直流电网（模式三）
Fig.4 The sending end DC grids in western China (mode 3)
穿越西藏、云南、四川、贵州、陕西、内蒙古、甘肃和新疆的直流通道构成外部环网，穿越西藏、青海、新疆、甘肃、内蒙古、宁夏和四川的直流通道构成内部环网。在新疆和甘肃、内蒙古东部、四川和云南等大型能源密集分布地区，形成较为密集局部直流网络，一方面提高能源基地的运行灵活性与可靠性，另一方面起到内外环网间多点互联作用。此外，远离环网的部分风电基地、太阳能光伏发电基地通过辐射状点对网的模式接入环网。组网模式三具有以下技术优点：1）网架结构较紧密，环线上单一能源基地具有2个及以上通道与主网互联，运行可靠性较高；2）网架易拓展，新增能源基地可灵活接入环网。组网模式三存在以下技术缺点：1）区域间通过环网连接，电气通路较少，功率互济灵活性不强；2）环网中关键支路故障后，易引起潮流转移，导致部分线路功率越限；3）环绕西部的大环网距离长，组网成本高。
4 西部送端直流组网方案对比
本文将遵循以下基本思路对3种直流组网模式进行评估：考察对比不同模式下直流输电系统主要一次设备应用的数量差异；计算比较3种直流组网模式的整体可靠性；通过设备数量差异和整体可靠性体现3种直流电网方案的优劣。4.1 主要一次设备数量差异 4.1.1 换流站数量差异 4.1.2 直流输电线路长度差异 4.1.3 直流断路器数量差异 直流组网模式下，直流断路器是必要的一次设备。考虑同一组网线路的正负极线路以及线路两端均需配置直流断路器，对应不同组网模式，直流断路器应用数量的差异对比见表2。从表2可以看出，模式三的直流断路器数量最少（344台），模式一次之（392台），模式二由于组网线路较多，相应的直流断路器也最多，达到了440台。
表2 直流断路器数量
Table 2 Number of DC circuit breakers
4.1.4 直流设备数量总体差异 4.2 西部直流电网整体可靠性 1）输送容量受限概率POLT的计算公式为
N c 为系统出现限电的总次数；t i i 次传输容量受限状态持续的时间，h；T 为运算总模拟时间，h。2）期望受限电量EENT的计算公式为L i i 次传输容量受限状态的受限容量。3）系统严重性指标SI，是对系统故障严重程度的一种度量，其计算公式为L max 为系统最大受限传输容量。3种直流组网模式的整体可靠性指标结果如表3所示。从表3可以看出，3种方案的输送容量受限概率指标相差不大，均在1%左右，而期望受限电量指标和系统严重性指标差异相对明显。相比较而言，模式一的期望受限电量和系统严重性指标均最小。仅就可靠性而言，方案一的可靠性较高。
表3 直流电网可靠性指标
Table 3 Reliability index of DC grid
综合3种组网模式的主要一次设备数量差异和西部送端直流电网的整体可靠性，模式一的表现更好，这种团块状结构从设备数量的经济性和系统运行的可靠性上更适合于西部送端大型能源基地的安全经济送出，因此，将模式一的方案视作优选方案。
5 优选方案技术性和经济性分析
5.1 技术性分析 新能源大发方式下，选取交直流电网（见图5~6）典型故障对西部送端直流电网系统稳定性进行校核，结果如表4所示。由表4可知，当发生常见的交流三永N –1短路故障和直流单极短路故障，采取相应安控措施后，西部送端直流电网都能保持稳定运行。
图5 送端局部直流电网结构
Fig.5 Local DC power grid structure of sending end
图6 XJ3换流站送端交流电网结构
Fig.6 AC power grid structure of XJ3 converter station
表4 典型故障下西部直流电网系统稳定性
Table 4 Stability of DC grids in western China under typical faults
XJ3换流站送端交流电网XJ3G—XJ3S双回交流线路发生三永N –1短路故障，换流阀单极功率如图7所示。故障后XJ3换流站交流母线电压迅速跌落，引起XJ3换流站输出有功功率下降。对于采用电压下垂控制的换流站，直流电压上升，换流阀功率增加，以补偿XJ3换流站上送功率的损失。
图7 交流故障换流阀单极功率
Fig.7 Single-pole power of converter valve under AC fault
直流线路XJ3—XJ4发生单极短路故障，故障近区直流线路功率如图8所示。故障后，直流电网短路电流迅速增长，保护动作，直流断路器迅速开断故障线路XJ3—XJ4故障极。大量潮流转移到XJ4—XJ5—XJ6通道，XJ5—XJ6输送功率上升到>7572 MW。西部送端交直流电网均可保持稳定运行。
图8 单极短路故障直流线路功率
Fig.8 DC line power under single-pole short circuit fault
新能源厂站出力波动时，换流阀单极功率如图9所示。由图9可见，XJ4换流站新能源有功出力波动，最低下降到8078 MW。在波动过程中，直流电网出现有功功率不平衡。直流控制系统迅速响应，对各换流站直流功率进行调制，重新平衡直流电网有功功率。调制后，XJ2和XJ3换流站有功功率分别提升到10040 MW和10060 MW。
图9 风电出力波动换流阀单极功率
Fig.9 Single-pole power of converter valve under wind power fluctuation
5.2 经济性分析 [22] 。国际上柔性直流输电设备造价为3亿~5亿元/(100 MW)，国产造价不足国外企业的50%[21] 。根据张北柔直电网总换流容量9000 MW、总造价126.4亿元，按最低价估算柔直换流站价格，约1亿元/(100 MW)。考虑到10 GW换流阀大容量和技术复杂性，西部送端直流电网直流断路器价格拟定为2亿元/(100 MW)。张北柔直工程共8条直流输电线路，每条直流输电线路两端各配置1台高压直流断路器，共配置16台[23] ，工程造价3.38亿元[24] ，据此估算单台直流断路器价格约0.21亿元/台。考虑到1000 kV断路器技术难度，西部送端直流电网直流断路器价格拟定为0.5亿元/台。“准皖直流”±1100 kV特高压直流工程，输电容量12000 MW，线路长度3324 km，项目总投资407亿元[25] 。根据该直流工程，可估算西部直流电网输电线路单位长度价格约为6.12亿元/km。根据以上设备的单位价格，可估算出西部送端直流电网优选方案（模式一）主要一次设备的工程造价为31601.44亿元。
6 结语
新型电力系统背景下，面对未来西部新能源规模化的外送需求，构建西部送端直流电网既可以实现西部火电、水电、风电、光伏等多类型电源的互补互济，促进西部能源的利用，又可以保障电力的可靠供应，具有较好的应用前景。未来中国或将逐步形成西部送端直流电网与中东部受端超/特高压交流电网相融合的主干输电网。本文构建了团块状、网格状和双环网3种基于VSC-HVDC柔性直流输电技术的直流组网模式。通过对直流电网一次主要设备的应用数量和系统整体可靠性指标进行综合评估，团块状互联直流电网指标较优，更适合西部新能源的远距离和大规模传输。新能源大发方式下，对西部送端直流电网的典型交直流故障校核表明，系统能保持稳定运行；新能源出力波动时，直流电网控制系统能够迅速响应该功率不平衡，对各换流站直流功率进行调制。参考目前已投运的张北柔性直流电网工程，对西部送端直流电网优选方案的主要一次设备造价进行了估算，总计约31601.44亿元。张北柔性直流电网属于示范工程，造价较高。随着柔性直流设备技术的发展和成熟，各项设备价格将趋于下降，西部送端直流电网工程造价也需要滚动修改。在西部送端直流电网的建设过程中，结合资源开发进度和“西电东送”需求增长，采取分区、分步有计划、有步骤的科学实施，可进一步提升直流电网构建的经济性和可靠性。（责任编辑 李博）
作者介绍
李惠玲（1978—），女，高级工程师，从事电力系统分析与控制、多能互补协调控制技术研究，E-mail：lihuiling@epri.sgcc.com.cn; ★
王曦（1988—），男，高级工程师，从事电力系统分析与控制技术研究，E-mail：5045641@qq.com.