从特高压电网总体功能需求来看,图1(a)所示的方案(称为方案a)除了具有远距离大容量输电功能外,还可以在远、中、近各个距离范围内具备较强的汇集、输送和分配电能能力,因此它的功能最强。其次是图1(d)所示的方案(方案d),接下来是图1(b)所示的方案（方案b）,而图1(c)所示的方案(方案c)功能最弱。方案b和方案c将受端电网拆分成若干个地区电网,地区电网之间传输电力的能力不仅受到背靠背直流容量的限制,而且还受到与背靠背直流站进行电力交换的交流线路容量的限制,因此这两种方案的功能较差。至于具体工程采用哪种方案,应根据实际的功能需求和实际条件及制约因素来选择。
图2山西特高压/超高压规划网架结构
以山西、陕西、蒙西电源基地电力外送电网为例来说明在该区域发展特高压交直流输电的必要性。山西是向京津冀、江苏以及华中地区输电的老电源基地,目前装机容量已接近60GW,已有1条1000kV和12条500kV的电力外送通道。随着电源、外送电力及负荷的逐年增长,500kV网架已经形成结构紧密的网格,局部地区电网存在短路电流超标的问题。未来5年总装机容量将翻番,其中风电将增加14.84GW,光伏电源将增加3.47GW。而省外的陕西、蒙西也要建设大量的电源,输电线路需途经山西向东部和东南部华北、华中和华东地区送电。受电网短路电流和输电走廊资源等因素的约束,山西已不能依靠继续扩展和增强500kV网架来满足本省以及陕西、蒙西电力外送的需求。由于在输电通道中可获得电压支撑并且在半径约为600km的区域内有多点汇集或分配电力的需求,因此建设特高压交流电网,汇集蒙西、陕西、山西的火电、风电和光伏电力,向京、津、冀、鲁、豫、鄂输电的方案是合适,如图2所示。同时也考虑在该区域建设特高压直流向更远的地区送电。在形成特高压交流网架时,可将部分电源通过特高压升压变压器直接接入特高压电网,从而实现电力分层分区汇集送出,在满足电力外送需求的同时,避免各层、各区电网短路电流过大的问题。远景规划还可考虑在晋北电源基地将特高压变电站下接的电源/负荷群与该地区其它电源/负荷群只通过背靠背直流连接,使电网结构具备灵活、可控的电力输送和调配能力,从而更合理地分配特高压和500kV输电走廊的外送电力,增大总的电力外送能力,并解决短路电流过大的问题及满足降低连锁故障风险的需要。
2 特高压网架方案充裕性评价分析
电网可靠性包括电网输电能力充裕性和电网安全性两方面。目前在特高压网架方案的论证中,对图1所示网架方案的电网输电能力充裕性还缺少相应的分析。
在受端电网接受外来水电较多的场合,枯水季节容易出现电力不足的状态。由于在枯水季节,纯直流远距离向受端区域电网送电的方案难以从区外电网大范围重新组织和调送大容量电力输送到异步运行的受端区域电网,因此相对于交直流大容量远距离输电方案,纯直流大容量远距离输电方案的受端区域电网更容易出现电力不足的情况。当采用纯直流输电方案,在枯水季节若来自远方的火电基地的特大容量直流有1回甚至2回直流临时停运,则受端电网可以获取的外部电力将进一步减少,从而容易导致电力严重不足,需安排大量的用户停电。在枯水季节,若输送特大容量火电的直流系统发生双极闭锁,情况则更为严重,有可能导致受端系统因有功及无功功率失衡、电网电压低落、发电机及线路电流持续过大而发生连锁故障,最终发展成大规模停电。
对一个20回大容量直流向受端电网输电的纯直流网架方案可靠性进行分析。假设20回直流中有7回输送水电,其余13回输送火电及风电。参照文献[14]提供的国内直流输电系统可靠性指标,国内直流输电系统强迫停运率平均值为0.003,计划能量不可用率平均值为0.0923。在进行可靠性估算时,如果每回直流输电系统的不可用率和可用率分别按0.0953和0.9047考虑,枯水季节占全年时间的比例按0.25考虑,则在一年中13回输送火电的直流在枯水季节出现一回直流不可用的概率总和为
p1=0.25×C113×0.09531×0.904712=0.093p1=0.25×C131×0.09531×0.904712=0.093
而一年中13回直流在枯水季节遭遇2回直流同时不可用的概率总和为
p2=0.25×C213×0.09532×0.904711=0.059p2=0.25×C132×0.09532×0.904711=0.059
上述两项合计为0.152。若在枯水季节出现上述情况导致受端区域电网电力不足,则因连接火电基地的直流系统有1回或2回在枯水季节不可用而导致受端区域电网处于电力不足状态的概率估计值约为0.152。其中,出现2回直流同时处于不可用状态而导致受端区域电网处于电力严重不足状态的概率估计值约为0.059。
我国若采用“三华”特高压异步网架方案,2020年前后华东纯直流受端电网的情况与上述理论分析模型所反映的情况比较接近。
