电网规划方案的合理性需要依据它的功能、经济性、可靠性、灵活性、适应性等多方面的综合协调程度来判断。为此,在梳理、分析和总结特高压网架方案性能研究已有成果的基础上,对特高压(UHV)网架的功能需求及不同网架方案在功能和可靠性方面的差异进行了补充分析,并进一步论述了中国发展特高压交直流电网的必要性、可行性和合理性;在系统可靠性方面,补充论述了不同网架方案的输供电能力充裕性;在系统安全的复杂性方面,补充论述了发生连锁故障的条件和电力系统大停电过程的复杂性。研究结果表明：若受端电网只能通过20回（7回送水电和13回送火电）特高压/超高压（UHV/EHV）直流输电线路大规模接受远方电力,则仅由水电季节性出力降低和部分直流停运便可直接导致该受端电网电力不足概率高达0.152;通过形成坚强网架后的特高压交直流输电网架方案来满足我国的输电需求相对比较可靠;电力系统安全防御体系的缺陷是造成电力系统特大规模停电的重要原因,因此在建立特高压交直流大电网的同时,应建立新一代电力系统安全监控系统,以完善大电网的安全防御体系。研究结果为特高压电网规划方案的多属性综合评价提供了参考。

　　引言

　　当前,中国经济发达地区传统能源资源逐步枯竭,能源资源与电力负荷在更大范围内呈逆向分布,远景燃料油短缺和价格上升导致煤炭运输成本过高和运力不足,经济发达的人口密集地区空气污染日趋严重。笔者曾在参与撰写的研究报告、专著、教材和论文[1-4]中论述了我国发展特高压输电的必要性以及特高压电网的部分功能及特性,指出为了应对这些问题,迫切需要发展特高压电网来作为我国能源传输的新途径,从而在更大的地理范围内实现能源资源的优化配置和利用,以确保我国能源安全,满足国民经济发展和人民生活水平提高的需求。

　　近年来,我国特高压网架方案论证工作备受我国政府、国内外相关专家学者、能源生产、传输和设备制造行业、银行业及投资参与者乃至新闻媒体及部分民众的关注,我国政府、学术界以及新闻媒体均多次组织持不同意见的学者对此项工作进行过讨论。然而,在特高压电网网架方案的选择方面至今未能达成共识,这种情况直接影响到我国多个五年建设发展计划的制定,对国民经济的发展已产生了不利的影响,因此亟需对特高压网架方案的功能和可靠性进行进一步论证。

　　在特高压网架功能评价分析方面,文献[1-5]阐述了特高压交、直流电网远距离大容量输电功能以及由此带来的社会、经济和环保效益。文献[6]对特高压交、直流输电的适用场合做了一些分析,认为特高压直流输电更适合大容量远距离输电场合,而特高压交流输电应用于大容量距离较近的输电场合。文献[5]指出交流输电工程中间可以落点,具有网络功能,可以根据电源分布、负荷布点、输送电力、电力交换等实际需要构成电网,特高压交流和特高压直流相辅相成,互为补充。

　　在特高压网架方案系统稳定性评价分析方面,文献[5,7]基于故障集仿真计算分析,对特高压电网的网架方案进行了系统稳定性校核,分别对中国国家电网2020年超高压交流目标网架方案以及特高压“三华”同步、异步目标网架规划方案的系统安全稳定性做了比较分析。此外,文献[8-11]还采用故障集对“三华”特高压同步方案进行了系统稳定校核计算分析。

　　电网规划方案是否合理,需要依据其功能、经济性、可靠性、灵活性、适应性等多方面的综合协调程度来判断。因此,电网规划方案优选问题属于多属性决策(MADM)问题,通常需要先对各个方案的各个属性进行分析和评价,然后在此基础上进行综合评价和排序[12-13]。而特高压电网规划方案的各个属性自身非常复杂,需要分别深入进行研究。特高压网架的功能和可靠性是电网规划方案的两个重要属性,而不同类型特高压网架的功能和可靠性问题较为复杂、涉及面较广,学术界对其认识和评价仍存在很大的分歧。部分学者认为在中国有必要发展特高压交、直流电网;而另一些学者则担心特高压交流大同步电网发生大规模停电时风险较高,认为中国应继续发展特高压直流和超高压交流电网,不主张建设特高压交流大同步电网。

　　针对上述分歧,本文在梳理、分析和总结上述文献研究成果的基础上,结合我国电力生产、电力汇集和输送分配对特高压网架的功能需求进行了分析,论述了不同特高压网架方案在功能、充裕性和安全性方面的差异,阐明了构建特高压交、直流电网方案的必要性、可行性和合理性,并针对特高压电网连锁故障和大停电过程复杂性的问题,提出了提高我国大电网安全稳定水平的相应措施。本项研究结果可为特高压电网规划方案的多属性综合评价提供参考。

　　1 特高压网架方案功能评价分析

　　图1给出了4种特高压电网的网架类型：图1(a)是特高压交直流大同步电网结构;图1(b)是送受端电网异步运行,多回直流在送端有交流线路相连而受端交流电网内部采用直流分隔的结构;图1(c)是特高压纯直流点对网输电网架,特高压直流送端与交流电网不连接;图1(d)是受端交流电网内部不采用直流分隔的异步互联结构。

　　我国对特高压电网的总体功能需求可定位为：具有安全可靠、经济高效和调度灵活的大范围、大规模汇集、输送和分配电能能力,为满足我国人民生活和社会发展以及节能减排的需求、促进东西部地区全面协调可持续发展服务[2-3,5]。

　　在输电规模以及电网电力密度较小、输电走廊资源较充裕、外来电力占受端电网用电比例较小的情况下,400kV和500kV电压等级的交流电网也可满足中距离输电的需求;但在输电规模以及电网电力密度持续增大的情况下,受电网短路电流和输电走廊资源等因素的约束,则需要考虑发展750kV电压等级或特高压交流电网来满足中距离输电的需求。

　　从输电能力角度来看,特高压交流输电方案适用于在沿途可获得电压支撑的场合,而特高压直流输电方案则适用于在沿途不能获得电压支撑的场合。一般说来,特高压交流和直流输电能够实现大规模输送电能的最适宜输送距离分别为600~1200km和800km以上。但特高压交流电网可发展延伸至更大的范围,原因如下：①特高压交流电网同时具有在地理平面大范围多点汇集和分配电能的重要功能,该功能可适应随时变化的多场景发电、输电和用电的需求。②考虑到电能生产多样化、水电出力季节性变化、风力发电出力间歇性变化、大容量直流停运检修、避免500kV电网短路电流过大的需要、增强多直流馈入受端交流电网的需要等多方面的因素,适当增大特高压交流电网的覆盖面积将有利于充分利用风电、光伏等清洁能源,并且可降低受端区域电网出现电力不足的概率和发生大面积停电的风险。③已有的区域特高压交流电网互联,可获取错峰效益、减少发电备用容量、提高系统频率稳定性和提高系统的可靠性。

　　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。

　　3 特高压网架方案安全性评价分析

　　电力系统安全性指的是系统受扰动后避免停电的性能,它的量化指标为电力系统安全度,IEEE/CIGRE联合工作组将电力系统安全度定义为对系统经受住随时可能发生的扰动而不中断为用户服务的能力的风险性量度[15]。该工作组指出系统的安全度取决于系统的鲁棒性（robustness）、运行方式、发生故障的概率和故障后果等4个要素,其中故障后果隐含在“风险”这一术语中。电力系统的鲁棒性与稳定性的含义很接近,取决于系统中发电机群之间联系的紧密程度、网架强度、电压支撑能力、维持频率恒定的能力等因素。文献[7-11]基于我国电力系统安全稳定导则指定的故障集,通过仿真计算分析,论证了我国特高压三华同步电网网架方案在典型运行方式下的鲁棒性满足电力系统安全稳定导则的要求。上述校核电网规划方案安全性的方法是国内外电力系统规划安全准则普遍采纳的[16-17]。

　　从近十余年世界上发生的大停电事件来看,导致大电网大停电的不确定因素较多,许多大电网大停电事件的过程与基于故障集仿真分析的稳定破坏过程差异较大,影响大电网安全问题涉及复杂系统的复杂特性[18-22]。因此,在上述文献研究成果的基础上,本文还结合电力系统复杂性理论以及大停电机理,对特高压网架方案的系统安全性做了进一步讨论。

　　电力系统及其安全的复杂性关键有如下3点：

　　1）系统的开放性[22-24]。电力系统是开放复杂巨系统中的一个子系统,会受到外部系统很多不确定因素的影响,因此相对于复杂连锁故障的发展过程而言,虽然传统故障的仿真计算分析中有一部分是有效的,但是总体来说还是存在一定的局限性[22]。在电力系统的规划阶段,通常只对网架规划方案进行有限的故障集仿真计算,以校核网架的稳定特性[16,17,25]。而应对电网大停电的复杂过程和影响因素则可基于系统大停电的机理分析,研究配置必要的电网安全监控系统,从而进一步地降低电网大停电的风险[21,26]。

　　2）复杂系统的自组织临界性。复杂系统在一定的条件下,会通过自组织过程自发地演化到一种临界状态,在此状态下微小的扰动有可能触发连锁反应并导致灾变。当电力系统处于持续的危急状态时,一个小的故障都可能导致电网发生连锁故障。例如在电网电压持续偏低、电流持续过大的情况下,一些设备出于自我保护的需要所做的状态调整或退出运行,都会导致电力系统的状态逐步恶化而崩溃。针对上述情况,可以通过配置相应的电网监控系统,未及时识别和调控电网的状态,从而提高电网的安全水平[21,26]。

　　3）网络故障传播的复杂性。在网络结构复杂而负载过重的条件下,电网元件状态间的相互影响以及故障的传播往往具有“小世界”特征。一个元件的故障可能最终会导致相隔很远的许多元件故障而退出运行,从而发展成大停电事件[20-22]。上述问题主要是由电力系统元件过流保护的配置以及电网安全防御体系的缺陷造成的,可通过“机网协调”之类的技术改进,并建立新一代的电网安全监控系统[21,26],从而处理好设备自身保护与电网安全之间的关系,达到降低发生大停电概率的目的。

　　文献[21]指出电网大停电事件往往发生在天气最热或最冷季节的负荷高峰时段。多种不利条件叠加后使电网负载持续过重是导致电网大停电的主要原因,连锁反应的发展过程以及在此期间多种电气量得相互作用情况如图3所示。上述情况说明,电力系统运行方式以及运行安全防御体系的缺陷是造成电网大停电事件的主要原因。

　　图3 系统与设备不安全状态相互作用过程

　　电网的持续危急状态可能引发大停电,为了防止该情况的发生提出了监控配置要求。文献[21]对电网保护和安全监控三道防线的功能设置提出了如下新的全面要求：

　　第一道防线：平时对系统的状态进行诊断、发现不安全状态时实施状态调控的配套设施;发生故障时及时隔离故障的保护设施及需要启动的配套控制措施。

　　第二道防线：针对第一道防线可能出现的控制量不足或保护、控制不完全到位所导致的系统问题预设或追加的稳定控制;应对系统持续危急状态的监控配套措施。

　　第三道防线：针对前两道防线保护和控制不完全到位或控制量不足所导致的系统问题预设或追加的补救控制;应对系统极端危急状态的应急控制配套措施。

　　基于实时监测的稳态调控和应急控制,重点是防止由系统功率失衡引起的电网电压异常、电流过大和频率异常等问题,避免因发输电设备出现电压异常、电流过大或发电机组出现转速异常跳开而引发的连锁反应。

　　图4 新一代电网安全监控系统方案示意图

　　图5 新一代电网安全监控系统结构示意图

　　文献[26]提出建立如图4和图5所示的新一代电网安全监控系统,以提高大规模交直流混联电网的安全水平。

　　在电网规划设计网架的安全稳定性已通过严重故障集故障扰动校核的条件下,大停电事件仍会发生,这主要是由于在电力系统运行中电网网架被削弱的情况下,未能及时调整运行方式,从而导致电网状态逐步恶化并引发了连锁故障。显然,上述问题的关键在于电网运行安全防御系统配置和运行方式的调整。由于运行方式的问题以及运行安全防御体系的缺陷可以通过前述途径解决,因此在网架的规划设计阶段仅采用故障集校核网架方案鲁棒性的方式是合理的。

　　图1所示不同网架方案在安全性方面的差异,可通过建立如下用于特高压网架方案停电风险比较分析的表达式进行分析比较

　　式中：RT为电网停电风险度;P1i为发生第i个特大规模停电事件的概率;C1i为发生第i个特大规模停电事件的损失;P2j为发生第j个大规模停电事件的概率;C2j为发生第j个大规模停电事件的损失;P3k为发生第k个中小规模停电事件的概率;C3k为发生第k个中小规模停电事件的损失;L、M、N分别为在给定时间长度内可能发生大、中、小规模的事件总数。

　　对于规模较小的电网,可采用式(1)对各电网规划方案的系统停电风险进行定量计算分析。例如,文献[22]提出了一种针对整个规划水平年不同时段下多场景概率性定量风险的分析方法,该方法仅适用于小规模地区电网规划。但特大规模大同步电网过于复杂,不确定因素太多,而且特大规模停电的造成的损失也难以精确估计,因此该定量风险评估方法目前还不适用于特大规模电网规划方案。

　　由于故障在同步电网内部传播比传播到外部的异步电网更容易,因此一般说来,电网大停电的规模与同步电网的规模有关系,特大规模的同步电网有可能发生特大规模的大停电,而通过直流异步

　　相连的多个小同步电网同时发生停电的概率相对会小很多。基于上述分析,可以认为对于上述式(1)中的第一项风险值而言,图1大同步电网方案a的风险值较大。因此,就限制停电的规模的能力而言,各方案的排序恰与它们的功能排序相反,图1中方案c最强,其次是b,接下来是d,而方案a最弱。然而,如上一节所述,图1中受端电网与送端电网非同步方案（b、c、d）的受端电网比之大同步电网方案a更容易出现电力不足的情况,在此状态下,电网发生连锁故障的风险也比较大。

　　此外,以稳定性为约束条件,受端交流电网承受直流馈入的规模是有限的。文献[27]从机理和指标角度指出多直流馈入电网的电压失稳风险增加;文献[28-29]进一步论证了多直流馈入后系统电压稳定性变差的机理。文献[7]指出,如果华东仅依靠直流输电来满足其负荷增长的用电需求,到2020年,它受入的直流将达到19回左右,且多数集中于长三角地区,该地区部分交流线路发生“N-1”故障时,将导致系统电压失稳、直流恢复失败。文献[30]指出,考虑配置一定规模的动态无功补偿装置,江苏电网可承受的最大直流规模为6回,共42.2GW;若不考虑动态无功补偿装置,江苏电网可以承受的最大直流规模为5回34.2GW。在受端电网受电规模很大的情况下,特高压交直流异步电网多直流馈入系统安全稳定的问题比特高压交直流大同步电网方案更为突出,因此也在一定程度上增加了大停电的风险。从文献[5,7]介绍的电网故障仿真计算结果来看,在输电规模很大的情况下,我国采用如图1(d)所示类型的三华特高压异步电网方案,受端电网的稳定性较差,因此发生大规模停电的风险也比较大。

　　最后,从历史上实际发生过的大停电事件来看,中小型同步电网更容易因频率、电压失稳等问题而发生电网崩溃,例如东京、台湾、海南、西藏、新加坡、瑞典、英国、韩国、巴基斯坦、马来西亚、印度尼西亚、以色列、哥伦比亚、肯尼亚等电网均发生过电网崩溃性的大停电事件。基于上述情况,可以认为图1(b)、图1(c)网架类型的受端系统发生大停电的风险会比较大,尤其在其受端系统处于电力不足状态下发生大直流双极闭锁时,受端电网较容易出现频率和电压失稳。

　　综上所述,可以认为对于上述式(1)中的第2、3项风险值而言,图1中方案a的值比较小。在网架的鲁棒性满足安全稳定导则要求、在电网运行时保证留有合适的安全裕度以及配置合适的运行状态监控系统的前提下,上述式(1)中的第1项风险值可以控制到足够小,因此图1中大同步电网方案a总的停电风险度RT可以做到小于送、受端电网非同步方案（b、c或d）的RT。

　　4 进一步降低大同步电网停电风险的措施

　　对于方案a所示的特高压大同步电网,进一步降低它发生特大规模停电事件风险的关键是严防区域电网之间的发电机群失去同步。一方面通过建设坚强网架可降低电网功角失稳的概率,其次部分设备停运条件下及时调整运行方式保证系统留有足够的安全裕度可进一步降低电网功角失稳的概率。再者,应对严重故障的切机措施还安排一定的冗余配置;在国家电网公司重大专项研究中还研究了采用基于响应的实时追加切机或追加局部主动解列等措施;上述措施用以保证即使在电网安全第二道防线安控措施不到位或安控量不足的条件下,仍能避免区域电网之间的发电机群失去同步。

　　继电保护拒动是造成电网停电的原因之一,例如1999-03-11巴西圣保罗的一个变电站遭受雷击,导致440kV母线短路,因母差保护拒动引发了连锁故障造成大停电;1999-07-20我国山西220kV新店变电站在故障过程中保护装置用的直流电源遭受破坏,导致保护拒动,引发了山西电网多台发电机组连锁故障停机;2005-09-26我国海南220kV玉州变电站因台风暴雨的破坏导致保护装置用的直流电源出故障,进而引起保护拒动并引发了波及整个海南电网的连锁故障大停电。鉴于上述情况,为了进一步降低大停电的风险,电网高电压等级的输电线路和母线等重要设备须设置相互独立的冗余保护,包括设置相互隔离的向保护装置供电的两套直流电源,以降低保护拒动的概率。

　　在动态稳定方面,要切实做好提高特高压大同步电网的动态安全稳定水平的工作。例如在电网结构方面,个别边远地区电网与主网可采用直流输电系统连接方案,避免形成长链型弱联系的交流电网网架结构。此外,加强电力系统动态稳定器的配置与整定工作,从各方面提高大同步电网的动态稳定性能。

　　5 结论

　　1）特高压交直流大同步输电网架方案在实现高效、灵活地大范围、大规模汇集、输送和分配电能方面具有较明显的综合功能优势,在受端系统安全可靠性方面也优于特高压异步多直流馈入大受端电网网架方案。应建立大规模交直流特高压输电网以满足我国大范围大容量电力汇集、输送和分配需求。

　　2）电网停电的规模与同步电网的规模有一定的关系,但导致世界上大停电事件发生较为频繁的主要原因是电网安全防御体系存在缺陷。为了充分降低大规模停电的风险,电力系统安全三道防线均需加强。

　　3）特高压交直流大同步输电网应从运行方式控制、保护及安全控制冗余配置、系统动态稳定器配置与整定、提高保护装置的可靠性以及完善用于防止连锁反应的监控系统等方面进一步扎实做好严防区域间大机群功角失稳的工作。