城中心区输电网网架结构比选指标研究与应用

李佳妮，陶特伦，王缘，罗时伟，吴倩，周康君，许慧

(1.国网浙江省电力有限公司台州市路桥区供电公司，浙江 台州 317000；2.天地电研(北京)科技有限公司，北京 102206)

0 引言

城中心区的输电网不仅承担着大规模清洁能源消纳的任务，还需要为重要用户安全可靠供电。因为输电廊道的限制，当需要在城中心区500 kV电网中新增一座500 kV变电站时，采用枢纽站的形式可能无法深入市区中心；但从安全可靠性方面来讲，终端站结构相当于单电源供电，与环网结构相比，增加了电网运行风险。

文献[1]给出了500 kV终端变电站方案可行性论证思路。文献[2-3]基于马尔科夫模型建立了可靠性分析模型。文献[4]给出了500 kV终端变电站的可靠性影响因素。文献[3]提出一种将解析法与Monte-Carlo模拟法相结合的输电网可靠性混合分析计算方法。文献[5-6]从节点失压与支路过载造成负荷损失的角度定义了运行风险指标。文献[7-9]提出了风险评估方法，并建立了计算模型。文献[10]对风电并网接纳能力进行分析和量化计算。文献[11-12]通过优化方法确定光伏发电的接入位置和容量。文献[13-14]通过设置各类故障仿真分析了对局域电网系统暂态稳定的影响。文献[15]建立了同时考虑有功功率和无功功率的综合电压稳定指标进行静态电压稳定性分析方案。另有学者研究了关键潮流断面特别是500 kV通道输送能力对大规模光伏并网的影响和限制。关于可靠性和风险指标的计算方法，上述文献大多是基于抽样或概率的统计方法，需要大量代表不同程度不确定的宏观性、系统性参数作为计算的已知输入参数，这样可能使计算结果的不确定性达到危险的程度。关于大规模光伏并网，上述文献分别从潮流断面、有功无功限制、电压稳定、暂态稳定等方面确定光伏发电的接入位置和容量；并未给出输电网网架比选的通用模型。

本文在前人研究成果的基础上，建立考虑大规模清洁能源消纳的城中心区输电网网架结构比选指标，从正常运行时清洁能源消纳水平和故障时可能造成的电网风险两方面选取技术评价指标，同时也考虑枢纽站和终端站的经济性，并给出比选流程。结合某市城中心区新建500 kV HG站进行网架比选。该方法所需的输入数据容易获得、物理意义直白易懂，能够为决策人员提供更直观、更易于理解的数据支撑。

1 比选指标的选择

1.1 指标应涵盖的范围

1.1.1 清洁能源消纳

未来藏东南大规模光伏电源将通过500 kV输电网输送至某市负荷中心，因此网架比选时需要比选清洁能源的消纳水平。

该市由于500 kV电网有功备用比较充足，光伏的随机性和波动性给电网造成的各种运行压力中，最主要的是电压稳定水平。其次，并网光伏容量的增加一定程度上会减弱系统对振荡的阻尼作用，特别是装机容量较大且需经长线路输入系统的情况，此时光伏对系统小干扰稳定的影响尤为重要，故应进行暂态稳定计算以验证系统的小干扰稳定性，进而评估光伏的最大消纳水平。由于前期调研时将光伏接入位置选择在500 kV ZB变电站，因而仅计算该接入位置下的光伏最大注入功率。

1.1.2 安全稳定性及可靠性

通过静态稳定和暂态稳定约束来确定光伏的最大消纳水平。由于输电网网架结构坚强，相连节点之间往往存在多回线，并且互联成网状，只要电源分布合理，正常运行方式下各母线的电压均能满足要求。由于输电网往往连成环状且合环运行，当某一元件故障(检修)停运后，只要不影响系统稳定水平，一般来说故障元件的开关断开后只对供电质量有影响，这可以通过安装动态无功补偿装置来解决。因此，不将可靠性作为比选指标。

1.1.3 电网综合风险

在各类预想事故下，枢纽站和终端站可能造成的电网风险是不同的。通过潮流计算和稳定计算，在系统发生各种故障的情况下，进行负荷削减，以使系统达到新的平衡态。将电网减供负荷(即负荷削减量)作为评估电网综合风险值的基础数据，将电网风险值作为比选指标之一。

1.1.4 总成本

为简化计算，仅考虑总成本中占比较大的投资成本和运行成本，对枢纽站和终端站进行粗略地量化对比。将总成本作为比选指标之一。

1.2 比选指标的确定

按照各指标的相对重要程度考虑加权系数，实际应用中可根据需要进行权重调整，构造如下比选指标:

式中，P为效益型指标，约定枢纽站或终端站清洁能源最大接入功率的较大值得分为100分，较小值的得分为其对较大值的比值；R和C均为成本型指标，评分标准类似。

2 评估流程和指标计算方法

2.1 评估流程

500 kV网架比选的实施分五步进行。

第一步是电网初始潮流计算。基于历史运行方式确定运行方式，对光伏接入前的系统各项指标进行计算，以确定系统关键断面潮流、负荷水平，保证各节点电压不越限。

第二步是光伏并网后的计算。采用静态约束与动态约束相结合方法确定光伏最大注入功率。

第三步是加装储能系统后的计算。采用动静态约束相结合的方法计算光伏最大注入功率。

第四步是各类预想事故下的计算。构造发生概率相对较高的各种事故，通过判断关键潮流断面、线路和变压器是否越限、节点电压是否越限来计算电网减供负荷。

第五步是在电网减供负荷的基础上计算电网综合风险值和总成本指标。对比枢纽站和终端站的相应指标，最终作出选择结论。

500 kV变电站接入500 kV网架比选指标计算流程如图1所示。

图1 500 kV变电站接入输电网比选指标计算流程

静态约束条件下稳定判据:1)控制光伏并网点电压在额定电压的-5%～+5%；2)控制全网母线电压在额定电压的-5%～+5%；3)控制线路有功潮流在0～100%，变压器有功功率在0～100%。

以满足静态约束的光伏最大功率作为动态校验的初始功率，通过暂态稳定计算校验系统是否满足动态约束条件。暂态电压稳定判据为:故障切除后，母线电压持续低于0.75 p.u.的时间不超过1 s。暂态功角稳定判据为:系统中任意两台同步发电机之间的功角差最大值不超过180°，且各同步机组之间的相对摇摆角能够逐步衰减。

第五步在电网减供负荷的基础上计算电网综合风险值及总成本，并对比确定采用哪种接入形式。

2.2 电网初始潮流计算

2.2.1 相关电网选取

设定为该城中心区供电的500 kV规划变电站所在片区为片区a，将与片区a有直接电气联系的所有片区划定为片区b。所研究电网包括片区a和片区b内所有500 kV线路、500 kV变电站、220 kV变电站及220 kV线路。

2.2.2 片区负荷初步确定

对计算区域范围内220 kV变电站的负荷进行如下设置:2台主变压器(以下简称“主变”)的220 kV变电站主变负载率设置为50%，3台主变的220 kV变电站主变负载率设置为67%，4台主变的220 kV变电站主变负载率设置为75%；功率因数统一设置为0.98。

2.2.3 运行方式选择

初步设定电源，即各500 kV变电站供电范围并设置运行方式。为简化计算，仅选取一种运行方式示意，并根据短路扫描计算结果对运行方式进行微调。

2.2.4 确定基础负荷水平

静态安全稳定校核采用N-1校核计算，实际操作时只对重要线路进行断线校核。若判断出关键潮流断面存在潮流越限或出现变压器或线路过载，需要削减负荷。实施负荷削减并保证各电气量不越限，此时的负荷水平才是基础负荷水平。

2.3 光伏模型的搭建

搭建的大型光伏并网等值模型出口电压为10 kV，经两级升压后送入电网。首先经机端升压变压器升压后汇入光伏升压站的220 kV母线，再升压至500 kV后送入电网，如图2所示。

图2 大规模光伏并网模型

为简化计算，将光伏机组群等值为1台机组，并假定光伏站配置有足够的无功补偿装置，无功调节全由无功补偿装置承担。在PSASP仿真平台上选择光伏机组模型，设定其为P、Q节点，其中Q=0，功率因数为1，将光伏的输出功率作为该等值光伏机组的输入量。

2.4 储能模型的搭建

近几年开发的新型集中储能系统(massive energe storage system，MESS)存储容量大，响应和充放电速度快，对建造环境要求低、方便就地布置，能从整体的角度出发对整个光伏并网功率进行控制和调节以达到整体最优的效果，更加适用于大电网供电方式。

因此选择MESS集总式配置方式，MESS模型如图3所示。MESS模型首先接入变电站10 kV母线，然后通过升压变压器与220 kV母线连接，最后接入500 kV电网。

图3 MESS储能系统接入模型

在PSASP仿真平台选择“通用储能系统”模型，将储能系统作为P、Q节点，其节点功率分别以有功和无功的形式注入电网，端口电压跟随接入点电压而变化。

2.5 各类预想事故下的指标计算

2.5.1 各类预想事故下的指标计算

选取可能发生的、概率较高故障。

2.5.2 电网综合风险

仿真计算中，在某种预想事故条件下，若判断出关键潮流断面存在潮流越限或变压器、线路过载，均需要削减负荷。实施负荷削减并保证各电气量不越限，此时的负荷削减量即为电网减供负荷。

电网减供负荷是计算电网综合风险的基础。各地电网根据自身电网情况，制定符合当地电网情况的电力事故事件评估规程、规范。根据该市定位及电网负荷水平，文献[16]给出了该市需满足的电力事故事件划分标准，文献[17]规定了电网风险评估方法。

文献[19]给出了电网风险危害的定级及分值。危害严重程度分值直接与对应的电力事故事件等级挂钩，而电力事故事件等级又是由电网减供负荷确定的。风险概率值取该市供电公司提供的2019—2021年某片区输电网设备故障概率三年数据的平均值。

2.5.3 总成本

1)投资成本和运行成本

输变电工程投资单价费用表采用该市供电公司2021年投资单价，后续各年投产单价按5%递增。

投资总成本现值计算公式如下:

式中，Ii为某设备购买时的投资成本；m为设备总数；n为年数；hi代表设备i为第h年购买(即购买年份)；a为折现率。输变电工程的运行成本年值取投资总成本的5%。

2)总成本

为简化计算，总成本仅包括投资总成本和运行成本两部分，即占比最大的两项成本。

假定所有设备均在年初投产，使用年限取为40年，折现率取5%。

3 算例分析

3.1 初始潮流计算

3.1.1 相关电网

XD片区处于该市城中心区，负荷增长快速，2030年需在片区内新建一座500 kV HG变电站。HG站以枢纽站还是终端站形式接入500 kV输电网是需要比选的内容。

相关电网为该市电网XD片区，以及与XD片区直接相连的ZJ、PC和SZ片区内4个500 kV变电站、61个220 kV变电站和104条220 kV线路、22条500 kV线路。大型光伏并网点为PC片区内500 kV ZB变电站，500 kV相关电网如图4所示，红框部分为500 kV HG变电站所在位置，红圈部分为大规模光伏电站所在位置。

图4 500 kV相关电网网架结构

3.1.2 运行方式及短路电流

XD片区500 kV XD变电站运行方式设置为XD变电站3台主变并列运行，独立成片。1)LY-HB备用，在LY处断开；2)XD-MX备用，在MX处断开；3)PC-DT备用，在DT处断开；4)XDFH备用，在FH处断开；5)BJS-SB备用，在SB处断开；6)LJ-BJS备用，在BJS处断开。

经短路扫描计算，上述运行方式下，枢纽站情况和终端站情况各节点短路水平均满足要求；且终端站可以明显降低各母线的短路电流水平。

3.1.3 基础负荷水平

参数采用标么值计算，功率基值为100 MV·A，基准电压为额定电压，经电网初始潮流计算，500 kV HG变电站作为枢纽站/终端站接入后，得到满足各种约束的相关电网总负荷为14 480.99+j2 940.49 MV·A，其中PC片区负荷为5 754.25+j1 169.02 MV·A，XD片 区 负 荷 为2 761.84+j560.89 MV·A。此时，所有500 kV和220 kV节点的电压幅值均在额定值的[95%，105%]范围内。

3.2 光伏接入后指标计算

3.2.1 静态约束条件

在满足静态约束条件下，枢纽站选取的各节点在光伏最大注入功率1 791.96 MW下的电压幅值标幺值如图5所示。在满足静态约束条件下，终端站选取的各节点在光伏最大注入功率1 765.24 MW下，电压幅值标幺值均在[95%，105%]范围内。

图5 各节点最大注入功率下电压幅值

3.2.2 动态约束条件

枢纽站条件下，在已得到的1 791.96 MW光伏功率的基础上进行动态约束校验，采用短路点扫描的方法，三相短路接地故障0.12 s后切除故障线路。图6为枢纽站500 kV PC站母线1三相短路时，出现暂态电压失稳。

图6 枢纽站静态约束下最大注入功率各点电压幅值

同样，可求得终端站条件下，在已得到的1 765.24 MW光伏功率的基础上进行动态约束校验，出现电压失稳现象。

为了消除暂态失稳现象，不断减小并网点的注入光功率，进行暂态校验。枢纽站条件下当光功率减小为1 621.84 MW时，切除故障后不再有失稳现象出现，亦满足功角稳定约束，故并网点最终的最大注入光伏功率为1 621.84 MW。对于终端站，并网点最终的最大注入光伏功率为1 602.07 MW，如图7所示。

图7 动态约束下并网点最大注入功率电压

3.3 储能接入后指标计算

3.3.1 并网点最大注入功率及电网电压水平

储能系统不同出力时，并网点光伏最大注入功率的变化如图8所示。

图8 并网点最大注入功率随储能出力变化趋势

可见，储能的出力与并网点最大注入光功率之间并不是线性关系。有储能系统支撑的情况下，枢纽站并网点最大注入光功率值约为2 010 MW，终端站并网点最大注入光功率值约为1 977 MW。接入储能系统后，并网点最大注入功率情况下，各节点电压幅值均满足要求。

3.3.2 系统小干扰稳定性

利用特征值法对系统小干扰稳定性进行研究，使用PSASP仿真软件求解出所关心部分的特征值和特征向量。根据Lyapurov稳定判据，系统矩阵临界特征值的实部Rez在复平面的左半部分时，系统才是小干扰稳定的，且特征值距离复平面的虚轴越远，系统的稳定范围越大。定义系统小干扰稳定性指标:

式中，Sstability为系统小干扰稳定度；Rez为系统小干扰稳定特征值实部。

加入储能系统后，系统小干扰稳定性的变化趋势如图9所示。

图9 系统小干扰稳定性变化趋势

可见，不管是枢纽站还是终端站，有储能系统支撑的情况下，系统小干扰稳定性逐渐增大。光伏站接入位置距离500 kV HG站电气距离较远，光伏出力大部分被PC片区的负荷所使用，HG站建设成枢纽站或是终端站形式对光伏消纳的影响不大。

3.4 各种预想事故下指标计算

3.4.1 电网减供负荷及电网综合风险计算

枢纽站、终端站各种预想事故对应的电网减供负荷对比见表1。

表1 各种预想事故下电网减供负荷对比

电网综合风险计算结果对比见表2。

表2 电网综合风险对比

3.4.2 总成本计算

500 kV枢纽站和终端站的年投资成本、年运行成本和缺供电量损失计算见表3。

表3 各类成本对照表 万元

3.4.3 方案确定

枢纽站的得分为0.2×100+0.4×100+0.4×48.95=79.58；终端站的得分为0.2×98.36+0.4×49.83+0.4×100=79.60。

对比可知，在上述计算结果和权重系数设定条件下，终端站方案比枢纽站略有优势，推荐终端站方案。

3.5 小结

对比可知，500 kV HG枢纽站与500 kV HG终端站对大规模光伏的接入能力相差不大，主要因为距离光伏电站的电气距离较远，网架约束不是主要制约因素。与枢纽站相比，终端站综合风险指标值高于枢纽站。枢纽站的总成本远高于终端站。根据比选指标的计算结果，推荐500 kV HG站采用终端站的建设形式。

4 结语

500 kV终端站能够从优化电网结构角度来控制短路电流，并且满足负荷中心区日益增大的供电密度需求。本文提出的新型电力系统城中心区输电网网架结构比选指标，涵盖了正常运行和严重故障两种工况的同时，也考虑了经济性。

结合某市500 kV变电站新建项目运用提出的流程和指标进行网架比选，表明该比选方法能够兼容未来大规模清洁能源直接接入500 kV网架的需求，输入数据容易获得、物理意义简单明确。实际应用中，建议根据电网网架及负荷情况，选取夏大、夏小、冬大、冬小四种典型方式分别进行校核。