基于大湾区外环的柔性直流互联方案

杨燕，金楚，程鑫，林勇，郑建平，徐蔚，彭勃，易杨

(1. 广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广州510080；2. 广东电网有限责任公司电力调度控制中心，广州510050)

0 引言

目前，我国多个多直流馈入受端电网均面临短路电流超标、交直流交互影响突出、第三道防线难以有效设置问题(以下称“三大问题”)[1 - 5]。对大规模电网实施合理分区是解决上述安全问题的根本手段[6 - 10]。国家电网范围内选择以特高压交流骨干网架为支撑，逐步实现500 kV电网的分区运行[11 - 14]。

广东电网是南方电网区域最大的受端系统，2018年供电负荷已超过110 GW，直流落点达8个(9回)，全部集中于珠三角范围内，平均直线距离不超过60 km。面对日益严峻的“三大问题”，自2010年起开始组织广东电网目标网架研究论证工作，针对500 kV、1000 kV交流电压等级两类技术路线开展了大量具体方案研究。经技术经济综合比较，广东电网不宜采用特高压交流构网模式[15]，主要有3个方面的原因：1)广东百万级电源发展已进入平缓期且以距离珠三角较近的核电机组为主，而将在运电源改接存在经济代价高、可操作性差等问题，新构筑的特高压交流电压层级电网缺乏电源支撑；2)广东南北、东西直线最长距离仅约为580 km和800 km，在此距离范围内，特高压交流技术难以充分发挥技术优势；3)其投资规模较500 kV方案仍高出约30%～50%。受云南异步成功经验启发[15]，2015年前后提出了采用柔性直流背靠背换流站将广东电网划分为东、西2个异步互联分区的方案[4,15 - 18]，该方案的核心问题在于并未增加广东电网网架容量，且由于物理规模的降低，对源荷分布和结构具有较高要求[18 - 19]。近年来，由于东部电源建设的滞后导致广东东西等断面的电力交换仍维持在较高水平，省内大规模海上风电的发展、珠三角到期煤电退运等外部条件更增加了系统潮流的不确定性，电源低惯量化趋势也更为明显，当前异步时机仍不成熟且难以准确把握，仅采取异步也难以完全适应粤港澳大湾区和广东的社会经济、能源资源发展新形势和新需求。

基于上述背景，结合粤港澳大湾区、广东最新外部形势及系统实际运行问题，针对电网分区与稳定水平、网架容量方面的矛盾，本文提出了建设大湾区外环的设想，具体论证了广东电网湾区外环覆盖范围、分区划分和外环容量选择等关键问题，形成了广东电网目标网架规划方案之一——基于大湾区外环的柔性直流互联方案。仿真分析结果表明了所构建方案的可行性和有效性。经与其他规划方案的技术经济比较[19 - 21]，作为广东电网目标网架推荐构网方案。

1 大湾区外环构建意义及覆盖范围

1.1 构建意义

广东电网“三大问题”突出，广州、东莞等负荷中心潮流穿越等问题严重限制了电网的互联互通能力，分区需求迫切。若在现状网架格局上直接分区存在稳定水平、网架可靠性下降问题，网架容量上也难以支撑区内电力消费增长和海上风电等大规模清洁能源接入[19]。为解决上述问题，本文提出了建设湾区外环的设想，其主要具有两方面意义：

为分区构网提供支撑，在负荷中心拉开电气距离同时通过湾区外环在相对外围位置联络，优化系统电气联系，在解决短路电流超标、交直流耦合过于紧密等问题的同时保障系统稳定水平和网架可靠性；

作为区间电力互剂和事故支援的通道，避免潮流在负荷中心线路的穿越、重叠，提升网架容量至必需水平，并降低潮流在核心区不可控转移带来的安全风险。

1.2 覆盖范围选择

综合广东源荷分布情况、地理环境和现状网架特征，湾区外环覆盖范围考虑了A、B和C 3个方案，如图1所示。

图1 大湾区外环候选方案示意图Fig.1 Schematic diagram of the candidate schemes of the new outer ring of the Bay

基于大湾区外环构建意义，对3个方案从对分区构网支撑情况、资源互剂实现条件和建设可行性等方面进行了比较，具体见表1。

表1 大湾区外环候选方案比较情况Tab.1 Comparison of the candidate schemes for new outer ring of the Greater Bay Area

方案B在资源互剂、分区支撑及建设可行性方面均较优，是大湾区外环构建较为合理的选择。此外，若大湾区外环形成闭合结构输电能力可增大约一倍，网架结构更为坚强，但线行需跨越整个大湾区南部沿海经济发达区域，实施难度极大，同时考虑到本身南部沿海具有较好的核电开发资源作为供电支撑，因此，湾区外环设计为开放型结构，为保障可靠性，按照2个单回路建设。综合地理位置、构网需求等因素，大湾区外环包括回隆、阳北开关站、卧龙、德庆、清城、上寨、五华、陆丰8个联络点。

2 基于大湾区外环的柔性直流互联方案规划

以大湾区外环作为支撑，按照分层分区规划思路，构建基于大湾区外环的柔性直流互联网架方案。

2.1 广东电网分区划分

广东电网从地理环境、行政区划、现状网架结构特征上已自然形成了东、西分区格局，该断面也是短路电流超标、多直流落点风险突出的区域。但若仅划分2个分区，“十四五”中后期东、西区负荷又将达76 GW以上，相当于广东全省2011年左右规模，“三大问题”将在区内部重演。此外，珠三角内部南、北方向同样存在输电受阻问题，海上风电和南部沿海核电大规模投产后，南北方向的电力互剂需求更为迫切。因此，以东、西分区为基础，进一步将珠三角以南、北断面为界划分为珠东南、珠东北、珠西南、珠西北4个供电型分区，粤东6市、粤西3市形成2个送出型分区。韶关、清远及云浮电网规模较小且与广佛中北部电网联系较为紧密，将其纳入珠西北分区。

2.2 区内骨干网架及大湾区外环的联络方案

综合外区落点、区内电力转送、网架可靠性3个方面的因素，构建形成6个分区骨干网架，以此为基础，制定区内骨干网架与大湾区外环的联络方案。为充分发挥大湾区外环互剂功能，珠三角4个分区与大湾区外环联络通道容量按在扣除常态化交换电力后不低于区内最大单一电源容量考虑。经测算，珠西北、珠东北、珠西南和珠东南与湾区外环联络通道容量需求分别为6.38 GW、4.77 GW、4.48 GW和2.50 GW。按4×720 mm2导线考虑，珠西北、珠西南、珠东北分区与新外环联络通道约为2个通道4回线路；珠东南分区为1个通道2回线路。分区内部与湾区的联络点宜优先考虑区内对外电力依赖性较大区域的变电站。所形成的各分区与湾区外环联络方案如图2所示。

图2 各分区与湾区外环联络方案示意图Fig.2 Connection scheme between the new outer ring of the Bay and each partition

2.3 湾区外环容量测算

湾区外环容量需要满足区间电力互剂和事故支援两方面需求，因此，各段线路容量应满足正常互剂方式N-1热稳及设定预想故障集下不过载两项约束如下。

1)正常互剂N-1热稳约束。

(1)

2)预想事故集下线路不过载。

(2)

式中：ΔPΩ,m为设定预想故障集Ω中第m个故障下新外环第i段线路的有功功率增加量；M为预想故障集中的故障数量。因涉及大量的方式及预想故障，可先基于较为严重的大负荷方式计算区内电源故障时外环各段线路的潮流转移比，并按照式(3)估算ΔPΩ,m：

(3)

经广东夏大、夏小、海风大发等多个方式电力平衡测算，大湾区外环清城—上寨和阳北—卧龙段最大交换电力需求在7～9 GW；五华—陆丰、卧龙—德庆—清城、上寨—五华段处在4.5～6.0 GW；回隆～阳北段交换需求较低，为3.23 GW。基于夏大方式对湾区外环各段事故情况下潮流转移特性进行了分析。由于广东东部仅通过大湾区外环与西部电网联络，东部直流闭锁故障中，通过大湾区外环支援的功率规模较大，其中，清城—上寨单回线路潮流转移比为0.414。西部电网通过4个交流通道与广西联网且故障近区具有较好的本地电源支撑，西部直流闭锁时通过大湾区外环向故障区域提供的电力支援规模较小，其中，潮流响应最大的为阳北开关站—卧龙段线路，潮流转移比为0.251，其他段转移比均在0.1以下。因此，广东对大湾区外环事故支援容量需求主要在西向东方向。按照式(1)—(3)，湾区外环各段线路容量需求测算如表2所示。

表2 湾区外环各段容量需求测算结果Tab.2 Power exchange demand for each partition of the new outer ring of the Bay

回隆—阳北、五华—陆丰段线路分别采用4×720 mm2导线和6×630 mm2，阳北—卧龙、清城—上寨、卧龙—德庆—清城、上寨—五华最大可选择8×630 mm2导线(单回输送容量约6.50 GW)。其中，阳北—卧龙、清城—上寨分别对应粤西+珠西南外送和东、西电力交换断面，仅依靠湾区外环仍无法满足容量需求，需结合负荷中心区间互联方案优化进一步提升相应断面容量。结合负荷中心现有交流电网容量、工程实施条件等情况，于增城—楚穗、狮洋—丛林2处交流线路装设柔性直流背靠背换流站，容量分别选为3 GW。计及背靠背柔性直流的交换容量，东、西断面和珠西南+粤西电力外送断面总容量分别为19 GW和16 GW，可满足表2中的容量需求。相关断面情况如图3所示。

图3 广东电网东、西断面及粤西、珠西南外送断面示意图Fig.3 Schematic diagram of the east-west and southwest sections of Guangdong power system

2.4 方案调整

为满足相关基础约束[19]，对规划方案作以下调整：

1)500 kV崇文站接入调整为双解口茅湖-紫荆线路，以控制深圳北及惠州南部电网短路电流，并可利用新建的茅湖-紫荆通道将惠州核电电力直接送入深圳西部负荷中心；

2)为满足东莞南部电网N-1稳定约束，珠东北分区与湾区外环联络调整为3个，新增五华-惠州双回线路；

3)为提升新外环对深圳电网的电压支撑能力、保障惠州核电等大型电源安全送出，珠东南与湾区外环互联通道调整为2个，湾区外环于汕尾北部增加汕北开关站联络点，榕江-茅湖线路解口接入汕北开关站；

4)在东莞南、广州北、深圳西及云肇电网分散配置约1.60 Gvar动态无功设备，以满足极限方式下的N-1、单相短路中开关拒动故障稳定约束；

5)清城-上寨段配置30%～50%串补，以保障湾区外环进行大规模功率互剂和支援时的稳定性能。

2.5 对广东电网全异步互联的考虑

广东电网自2015年提出东、西采用柔性直流全异步互联的设想[4,15]，相对交流联网模式，其核心优势在于对故障隔离的可靠性，是解决全网性停电风险的根本措施。采用全异步互联后，广东东部电网规模较小且与南方电网其他区域无交流联络，为避免频率控制困难问题，对系统规模、电源结构要求较高。“十四五”期间广东东西源荷发展、馈入西电容量等因素仍具有较大的不确定性，同时，珠三角煤电搬迁加快推进，海上风电等大规模清洁能源接入需求迫切，尚不具备实施异步的条件。因此，“十四五”期间广东东、西分区采用同步交流互联。

长远来看，广东东、西部分别有两翼及沿海电源作为支撑，以东、西全异步互联作为网架发展基础格局是合适的。按照单回5 000 MW直流闭锁不需采取稳控、直流线路交叉跨越段故障损失负荷不造成一般电力安全事故及以上风险原则，建议东部电网规模达到85～90 GW且电源、负荷发展进入相对平缓、均衡的阶段后再实施柔直互联。基于文中方法所构建的广东电网目标网架方案，于湾区外环清城-上寨段装设背靠背柔性直流换流站可过渡至东、西全异步互联格局。

所构建的基于大湾区外环的柔直互联方案网架结构如图4所示。

图4 基于大湾区外环的柔性直流互联方案结构示意图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 仿真条件

对规划网架分为大湾区外环柔直投产前后2个阶段均进行分析。

背靠背柔性直流、输电型柔性直流(昆柳龙广东换流站、蒙西)动态无功补偿能力分别按30%和20%考虑。

短路电流计算基于全开机方式；潮流分析包括夏大、夏小、夏大海上风电大发、夏小海上风电大发4种方式，其中，海上风电大发方式下东、西翼海上风电出力分别取为80%和65%，相应调整周边蓄能、储能及煤电出力至全省电力平衡；对夏大、极限功率交换(西向东、东向西输电12.50 GW)3个方式进行稳定校核。

3.2 短路电流校核

规划方案全开机方式500 kV厂站500 kV母线短路电流均可控制在61 kA及以下。短路电流超过58 kA厂站见表3，主要为湾区外环联络点及大型电源接入点。

表3 规划方案短路电流超过58 kA厂站明细表Tab.3 List of plant stations with short-circuit current exceeding 58 kA of the planned scheme

3.3 网架容量及潮流分析

广东省内电力交换需求较大的东西、粤东送出、粤西送出、粤西南送出等断面输电能力分别提升至12.50 GW、8.97 GW、8.03 GW和9.50 GW，可满足夏大、夏小、海上风电大发等多种方式潮流传输需求。

3.4 交直流交互影响

1)湾区外环柔直投产前、后2个阶段多直流馈入短路比[22]最低值分别为4.12和4.02(天广直流)，较现状电网提升了约1.5倍。

2)大湾区外环柔直投产前，单一交流短路故障引发导致换相失败、功率降为零最大回数分别为6回和4回，相对现状电网下降了30%～50%；湾区外环柔直投产后，东、西间的交直流交互影响消除，单一交流短路故障引发导致换相失败、功率降为零的最大回数分别为5回和4回。

3.5 稳定性校核

1)交流系统故障校核

大湾区外环柔直投产后的交流系统故障稳定水平略高于湾区外环投产前，稳定改善的故障主要分布在大湾区外环柔性直流周边。

(1)计及1.6 Gvar动态无功设备，夏大、极限功率交换方式下交流系统N-1、单相短路中开关拒动故障下均可保持稳定。

(2)大湾区外环柔直投产前N-2、三相短路中开关拒动严重故障导致失稳故障数量分别为2个和27个；大湾区外环柔直投产后N-2、三相短路中开关拒动严重故障导致失稳故障数量分别为1个和24个。N-2、三相短路中开关拒动故障失稳明细如表4所示。

表4 N-2、三相短路中开关拒动故障失稳明细Tab.4 List of insTability under the fault of N-2 and middle switch action failure during three-phase short circuit

表5 广东电网目标网架方案关键指标对比Tab.5 Critical index of target network of Guangdong power system

2)直流系统故障校核

大湾区外环柔直投产前后2个阶段方案承受直流系统故障能力相当，夏大(东、西零交换)、东向西交换极限方式在直流双极闭锁、直流线路交叉跨越段故障下均可保持稳定，西向东交换极限方式在楚穗、滇西北直流交叉跨越段故障下系统失稳，大湾区外环投产前失稳模式为东、西功角失稳，投产后为东部电网频率失稳。

规划方案与现状网架关键指标对比情况见表5所示。

4 结语

为协调广东电网分区构网与系统稳定、网架容量提升方面的需求，提出了建设湾区外环的构想，以此为支撑，具体分析了广东电网分区划分、新外环覆盖范围及联络点、新外环容量选择等核心问题，形成了广东电网目标网架推荐方案—基于大湾区外环的柔性直流互联方案。经仿真分析，所构建的方案满足广东电网相关安全标准，并起到了提升电网容量、应对“三大问题”的效用。为保障广东电网顺利由内外双环向基于外环支撑的分区型网架转变，发挥新外环预期功能，建议进一步开展以下工作。

1)开展新外环配套大电流开关等设备应用的系统性研究。

2)进一步研究广东东西等交直流混联断面运行控制方案，综合电力互剂、事故支援等需求，合理分配大湾区外环和负荷中心背靠背柔性直流潮流，优化柔性直流响应策略。

3)网架结构的简化为广东省内第三道防线设置打下了基础，应结合最新解列技术明确第三道防线定量化配置方案及极端情况下的分区运行策略，以切实化解大面积停电风险、充分贯彻国家能源安全新战略。