一种混合型直流输电系统的规划方法

技术领域

本发明涉及输电技术领域，具体是一种混合型直流输电系统的规划方法。

背景技术

随着世界经济发展和人口增加，全球能源消费持续增长，构建全球能源互联网，大力推 进清洁替代和电能替代，实现清洁能源全球开发、全球配置和永续供应，是人类应对全球资 源紧张、环境污染和气候变化三大挑战，满足可持续发展的根本出路。清洁能源在各大洲广 泛分布，全球陆地风能资源超过1万亿千瓦，太阳能资源超过100万亿千瓦，还有丰富的海 洋风能、水能、生物质能、潮汐、地热资源，都可以转化为电能加以利用。“一极一道”(北 极、赤道)的风电、太阳能和各大洲主要流域的水电是未来能源开发的战略重点。北极地区 风能资源总量居全球首位，技术可开发量超过300万亿千瓦，约占全球的20％；赤道附近是 全球太阳能资源最富集的地区，陆地技术可开发量超过1000万亿千瓦，约占全球的30％。全 球水能资源技术可开发量为16万亿千瓦，主要集中在亚洲、非洲和南美洲。全球分布式风电、 太阳能发电资源可开发量超过10万亿千瓦。集约规模开发各大洲清洁能源，灵活经济开发各 类分布式能源，实现多能互补、灵活互济、协调利用，完全能够满足未来全球能源需求。

特高压电网是全球能源互联网的主网架，世界各大清洁能源基地与负荷中心都在特高压 输送范围内。北极风电可以通过特高压向亚洲、欧洲、美洲送电，构建亚洲～欧洲～美洲互 联电网；北非、中东太阳能可以通过特高压向北送电欧洲、向东送电亚洲，构建欧洲～非洲～ 亚洲互联电网。其他各洲之间、国与国之间都可以通过特高压等多种方式实现互联。跨洲跨 国电网互联具有显著的时区差、季节差、电价差效益，将大幅提升清洁能源的安全性、经济 性和稳定性，实现能源生产全球化、配置全球化、贸易全球化。随着跨洲跨国电力贸易快速 增长，全球能源互联网在保障能源供应中的作用越来越重要。

随着特高压直流和柔性直流输电技术的快速发展，使得直流系统规划中根据接入系统的 特点以及技术水平等综合确定直流系统中各换流站的类型以及各换流站之间的联接关系，进 而实现直流系统以及交直流系统的综合技术经济最优成为规划工作面临的重要难题。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种混合型直流输电系统的规划方法，能够全面、有 效地规划设计混合直流输电系统。

为解决上述技术问题，本发明采用以下技术方案：

一种混合型直流输电系统的规划方法，包括：

1)确定边界条件；

2)电网及电源现状分析；

3)电网发展规划分析；

4)电能消纳分析；

5)确认直流输电方案。

作为上述方案的进一步改进：

所述确定边界条件具体为：

明确混合型直流输电系统配套电源项目输电规划设计的主要边界条件及有关原则，确定 混合直流输电系统规划的设计水平年、远景水平年和过渡水平，确定输电规划设计的范围。

所述电网及电源现状分析包括：

1)了解所涉及的电网范围及其主要特点；

2)了解电力系统现状，包括：

21)电网装机容量、电源结构、发电量、用电量、最大负荷、负荷特性、系统调峰；

22)220千伏及以上电压等级的电网情况；

23)区域电网和省级电网与周边电网的送、受电情况；

24)主要电网运行指标，该指标包括平均煤价、发电利用小时、平均上网电价；

3)分析混合型直流输电系统的主要技术指标，该指标包括如下内容：

31)工程的地理位置、建设条件、最终规模容量与分期建设容量以及前期工作的进展情 况；

32)工程项目主要技术经济指标，包括年配套电源发电量、工程利用小时数、静态总投 资、单位千瓦投资；

如果配套电源有水电厂时，还应了解水电厂特点、水库调节性能、保证出力、多年平均 发电量以及各水文年的预想出力、平均出力、强迫出力；

如果配套电源有风电场时，还应了解风资源情况、风电场特点、各月出力曲线、典型日 出力曲线、出力概率分布、风电场出力同时率；

如果配套电源有光伏电站时，还应了解太阳总辐射年总量、峰值日照时数、日照时数、 电站特点、各月出力曲线、典型日出力曲线。

所述电网发展规划分析包括：

1)根据区域电网或省级电网发展规划的负荷预测结果，结合目前经济发展形势和用电负 荷增长情况，确定送、受端电网的负荷水平，并分析提出相应的负荷特性；

2)分析相关区域电源建设规划、电源结构及发展变化趋势，列出规划期新增电厂的建设 进度和机组退役计划；

3)分析规划期内送、受端电网发展规划。

所述电能消纳方案分析包括：

1)分析相关区域一次能源及其资源情况，分析能源的合理流向及电源项目的市场定位；

2)确定电力电量平衡的边界条件及有关原则；

3)选择相关区域规划期内代表年进行电力电量平衡计算；

4)对输送水电的混合型直流输电系统，应开展受端电网火电替代率、弃水电量、火电可 变成本计算；对输送风电或光伏的混合型直流输电系统，应开展送、受端电网调峰平衡，分 析送、受端电网消纳容量，结合输电的安全性和经济性，研究送电曲线，提出新能源与常规 电源配置原则和比例；

5)考虑输电成本、替代容量效益因素，经综合经济比较，提出混合型直流输电系统的供 电范围和消纳方案；

6)在确定区域电网的电能消纳方案后，还应根据需要对分省消纳方案进行论证并提出推 荐意见。

所述确认直流输电方案的过程为：

1)根据电能消纳方案分析结果，结合输电走廊条件和电网总体规划的要求，论证并选择 混合型直流输电系统技术方式、电压等级，并对送、受端电网落点进行分析；

2)拟定混合型直流输电系统设计比选方案以及必要的过渡方案，并对拟定的方案开展电 气计算，分析比较各方案的潮流分布、网损、输电能力、电网稳定水平和短路电流水平，在 考虑各种影响因素后，通过综合技术经济比较提出推荐方案。

更进一步的，所述确认直流输电方案之后，还包括有规划方案技术经济分析，其包括：

1)对推荐方案进行典型方式电气计算；

2)进行推荐方案中输变电建设项目的投资估算，列出投资估算采用的经济指标、输变电 建设项目、分项投资和总投资；

3)对混合直流输电系统前期研究阶段需要的系统配合资料，包括出线电压等级和出线回 路数、电源项目主要电气设备和参数选择提出初步意见。

更进一步的，所述规划方案技术经济分析之后，还包括有规划选站选线，其包括：

1)对规划选站进行现场踏勘，初步分析站址建设条件；规划选线应尽量利用以往勘察设 计成果和卫星图片选线在室内进行，必要时可对重点路径或条件较差的重点路段进行现场踏 勘，并与地方政府部门进行初步沟通，避免因站址或路径原因颠覆输电方案；

2)分析路径方案中不同输电走廊的自然条件，包括地质地貌、矿产分布、交通、气象； 根据选线工作开展情况，必要时另行开展输电走廊规划专题研究。

更进一步的，所述规划选站选线之后，还包括有电价竞争力分析，其包括：

1)计算列出配套电源项目的上网电价；

2)根据电价政策，提出输电电价测算原则，并测算推荐方案的输电电价，必要时也可对 其他比较方案的输电电价进行测算和分析；

3)对送电量发生变化对输电电价产生的影响进行敏感性分析；

4)测算配套电源项目的到网电价，并对到网电价竞争力进行分析，从而最终确认混合型 直流输电系统的相关系数。

本发明的有益效果是：

本发明基于混合直流输电系统经济性分析，提出了混合直流输电系统规划设计的主要原 则、设计内容以及流程步骤。基于提出的方法开展了蒙～中～韩～日工程的中国～韩国段混 合直流方案设计，验证了所提规划方法的可行性。

附图说明

图1为本发明的流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明进行说明，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明， 并不用于限定本发明。

参考图1，一种混合型直流输电系统的规划方法，包括：

1)确定边界条件；

2)电网及电源现状分析；

3)电网发展规划分析；

4)电能消纳分析；

5)确认直流输电方案；

6)规划方案技术经济分析；

7)规划选站选线；

8)电价竞争力分析。

其中，所述确定边界条件具体为：

明确混合型直流输电系统配套电源项目输电规划设计的主要边界条件及有关原则，确定 混合直流输电系统规划的设计水平年、远景水平年和过渡水平，确定输电规划设计的范围。

其中，所述电网及电源现状分析包括：

1)了解所涉及的电网范围及其主要特点；

2)了解电力系统现状，包括：

21)电网装机容量、电源结构、发电量、用电量、最大负荷、负荷特性、系统调峰；

22)220千伏及以上电压等级的电网情况；

23)区域电网和省级电网与周边电网的送、受电情况；

24)主要电网运行指标，该指标包括平均煤价、发电利用小时、平均上网电价；

3)分析混合型直流输电系统的主要技术指标，该指标包括如下内容：

31)工程的地理位置、建设条件、最终规模容量与分期建设容量以及前期工作的进展情 况；

32)工程项目主要技术经济指标，包括年配套电源发电量、工程利用小时数、静态总投 资、单位千瓦投资；如果配套电源有水电厂时，还应了解水电厂特点、水库调节性能、保证 出力、多年平均发电量以及各水文年的预想出力、平均出力、强迫出力；如果配套电源有风 电场时，还应了解风资源情况、风电场特点、各月出力曲线、典型日出力曲线、出力概率分 布、风电场出力同时率；如果配套电源有光伏电站时，还应了解太阳总辐射年总量、峰值日 照时数、日照时数、电站特点、各月出力曲线、典型日出力曲线。

其中，所述电网发展规划分析包括：

1)根据区域电网或省级电网发展规划的负荷预测结果，结合目前经济发展形势和用电负 荷增长情况，确定送、受端电网的负荷水平，并分析提出相应的负荷特性；

2)分析相关区域电源建设规划、电源结构及发展变化趋势，列出规划期新增电厂的建设 进度和机组退役计划；

3)分析规划期内送、受端电网发展规划。

其中，所述电能消纳方案分析包括：

1)分析相关区域一次能源及其资源情况，分析能源的合理流向及电源项目的市场定位；

2)确定电力电量平衡的边界条件及有关原则；

3)选择相关区域规划期内代表年进行电力电量平衡计算；

4)对输送水电的混合型直流输电系统，应开展受端电网火电替代率、弃水电量、火电可 变成本计算；对输送风电或光伏的混合型直流输电系统，应开展送、受端电网调峰平衡，分 析送、受端电网消纳容量，结合输电的安全性和经济性，研究送电曲线，提出新能源与常规 电源配置原则和比例；

5)考虑输电成本、替代容量效益因素，经综合经济比较，提出混合型直流输电系统的供 电范围和消纳方案；

6)在确定区域电网的电能消纳方案后，还应根据需要对分省消纳方案进行论证并提出推 荐意见。

其中，所述确认直流输电方案的过程为：

1)根据电能消纳方案分析结果，结合输电走廊条件和电网总体规划的要求，论证并选择 混合型直流输电系统技术方式、电压等级，并对送、受端电网落点进行分析；

2)拟定混合型直流输电系统设计比选方案以及必要的过渡方案，并对拟定的方案开展电 气计算，分析比较各方案的潮流分布、网损、输电能力、电网稳定水平和短路电流水平，在 考虑各种影响因素后，通过综合技术经济比较提出推荐方案。

其中，所述规划方案技术经济分析包括：

1)对推荐方案进行典型方式电气计算；

2)进行推荐方案中输变电建设项目的投资估算，列出投资估算采用的经济指标、输变电 建设项目、分项投资和总投资；

3)对混合直流输电系统前期研究阶段需要的系统配合资料，包括出线电压等级和出线回 路数、电源项目主要电气设备和参数选择提出初步意见。

其中，所述规划选站选线包括：

1)对规划选站进行现场踏勘，初步分析站址建设条件；规划选线应尽量利用以往勘察设 计成果和卫星图片选线在室内进行，必要时可对重点路径或条件较差的重点路段进行现场踏 勘，并与地方政府部门进行初步沟通，避免因站址或路径原因颠覆输电方案；

2)分析路径方案中不同输电走廊的自然条件，包括地质地貌、矿产分布、交通、气象； 根据选线工作开展情况，必要时另行开展输电走廊规划专题研究。

其中，所述电价竞争力分析包括：

1)计算列出配套电源项目的上网电价；

2)根据电价政策，提出输电电价测算原则，并测算推荐方案的输电电价，必要时也可对 其他比较方案的输电电价进行测算和分析；

3)对送电量发生变化对输电电价产生的影响进行敏感性分析；

4)测算配套电源项目的到网电价，并对到网电价竞争力进行分析，从而最终确认混合型 直流输电系统的相关系数。

以规划的蒙～中～韩～日工程中前期工作进展较快的中国～韩国段工程作为算例，开展 工程规划设计工作。重点针对输电规划方案中混合直流技术方案的相关内容开展重点研究和 分析。根据初步研究结论，中国～韩国段直流工程送端落点中国山东省、受端落点韩国仁川 地区。

一、边界条件

1、中国山东电网

目前，中国电网交流最高电压等级1000千伏，形成华北—华中、华东、东北、西北、南 方五个同步电网运行的格局，实现了除台湾省以外的全国电网互联。山东电网是华北电网的 重要组成部分，500千伏电网已覆盖17个地市，形成了“五横两纵”的主网架结构。

截至2018年底，山东电网总装机容量12556万千瓦，其中水电8万千瓦、占0.06％；抽 水蓄能100万千瓦、占0.8％，火电9768万千瓦、占77.8％；风电1061万千瓦、占8.5％；光伏1052万千瓦、占8.4％。2018年山东电网全社会用电量、最大负荷分别达到5430亿千瓦时、8930万千瓦。

2、韩国电网

韩国大约40％的负荷集中在中心城市区域，大型电厂主要分布在沿海地区。韩国电网由 15个区域组成：首尔、南首尔、仁川、北京畿道、京畿道、江原、忠清北、大田-忠清南、全罗北、光州—全罗南、大邱、庆尚北、釜山—蔚山、庆南、济州。目前韩国已形成覆盖全 国的345千伏交流电网主网架，北部建成一条横跨东西的765千伏输电通道。

截至2018年底，韩国全国发电装机容量达到11691万千瓦。其中，水电649万千瓦、占 5.6％；燃煤3671万千瓦、占31.4％；燃油416万千瓦、占3.6％；燃气3784万千瓦、占32.4％；核电2253万千瓦、占19.3％；其他919万千瓦、占7.9％。2017年，韩国全社会用 电量5078亿千瓦时、最大负荷8510万千瓦。截至2017年底，韩国电网输电线路长度33955 公里，其中直流输电线路231公里，变电容量31200万千伏安。

二、电能消纳方案

根据中国山东、韩国仁川电网的电力平衡计算结果如下表所示。

表1接入系统条件对换流站技术路线影响

根据电流平衡结果看，2025年中国山东存在230万千瓦富余电力，而韩国仁川存在140 万千瓦的市场空间，因此在2025年建成中国～韩国跨国联网工程，实现中国、韩国电网跨国 互联，不仅能够促进东北亚各国之间电网互联互通及电力基础设施建设，还能够缓解韩国西 北部首尔、仁川及周边地区负荷中心用电压力、推动韩国西北部地区的能源替代转型步伐。

三、直流输电方案设计

1、电压等级

根据蒙～中～韩～日工程初步研究结果，初步工程规划方案是从蒙古送中国输送功率按 照1000万千瓦设计，考虑蒙国换流站至中国天津换流站路径长度约1250公里，初步拟定蒙 古～中国段工程采用±800千伏特高压直流。

对于中国～韩国段工程，根据工程投产年2025年的电力平衡结果，考虑工程路径长度约 380公里，推荐本期工程采用±500千伏，额定送电容量暂按240万千瓦考虑(直流电流2400 安培)。工程投产初期，从山东电网汇集电力送至韩国仁川地区；远期，随着韩国～日本段工 程多端投产，以及蒙国换流站近区电源的逐步投产，中国～韩国段工程的送电容量和送电需 求将逐步提升。未来，中国～韩国段工程存在扩建至±800千伏、送电容量超过400万千瓦 的需求。

2、直流技术方案

21、送端换流站技术路线

(1)电源以常规电源为主。山东电网内电源装机以火电为主、东部威海近区也有大量在 运、在建和规划建设的核电机组，中国～韩国工程送端中国换流站虽然暂无明确的配套电源， 但换流站的网汇电力主要由近区火电、核电机组提供。

(2)换流站接入山东500千伏主网。根据中国～韩国工程的本期最大送电规模200万千 瓦考虑，中国换流站应采取500千伏电压等级，接入山东500千伏交流主网，电网强度高， 无功电压支撑能力强。

(3)海缆工程。目前适用于LCC/VSC换流站大海缆最高电压等级为700千伏，最大通流 2560安培；结合中国～韩国工程本期送电容量240万千瓦、换流站采用LCC技术，现有海缆 设备能够满足工程技术需求。

(4)后续扩建需求。未来中国～韩国工程扩建后，若仅采用换流器并联、而不提高直流 额定电压，本期设计的直流海缆的通流能力将严重制约工程后续输电能力的提升。结合目前 已世界范围内均已开展更高电压等级的直流电缆/海缆的研制，远期中国～韩国工程推荐采用 换流器串联方案，并增加更高电压等级的出线，已满足后期工程送电需求。

22、受端换流站技术路线

(1)换流站接入首尔附近仁川345千伏电网。仁川地区345千伏电网结构较强，系统内 拥有63座变电站，输电线路总长度1208公里，变电总容量2390万千伏安；2017年仁川电网最大负荷686.4万千瓦，地区电网盈余电力通过66/154/345千伏线路转送周边地区。

(2)海缆工程。海缆工程分析与前送端换流站分析相同。

(3)后续扩建需求。中国～韩国本期工程输电容量约240万千瓦，与约为仁川电网总负 荷的1/3，考虑到仁川地区电网结构、电压等级，本期工程采用LCC或VSC技术均可；考虑 未来工程扩建后，若按工程输电容量400万千瓦测算，约占仁川地区负荷2/3，同时考虑未 来首尔、仁川及周边区域的燃煤火电机组逐步退役，仁川电网对换流站的支撑能力将显著降 低。综合考虑近远期工程规模和系统条件，受端换流站可采用VSC、LCC技术路线。

3、换流站接入系统方案

31、送端换流站

送端换流站位于中国山东省威海地区，提出2个接入系统方案。

(1)方案1：换流站通过双回500千伏线路接入昆嵛500千伏站。新建500千伏线路长度2×40公里，线路导线型号暂按LGJ-4×630。

(2)方案2：换流站通过1回500千伏线路接入昆嵛500千伏站，通过另1回500千伏线路与规划的石岛湾至昆嵛的1回500千伏线路在昆嵛站外搭接。新建500千伏线路长度 2×40公里，线路导线型号暂按LGJ-4×630。

根据潮流计算结果：方案1潮流流向合理，接线清晰。因此，暂推荐方案1作为送端换 流站接入系统方案。

32、受端换流站

受端换流站位于韩国仁川地区，接入系统考虑如下2个方案。

(1)方案1：受端换流站与仁川西345千伏变电站合建。

(2)方案2：受端换流站距离仁川西345千伏变电站约8公里，通过双回345千伏线路接入仁川西变电站。

经综合比较，方案1潮流流向合理，接线清晰，投资节省。因此，推荐方案1作为受端换流站接入系统方案。

四、电气计算

1、潮流计算

11、送端系统

针对中国～韩国工程送端系统开展潮流计算，结果显示：送端换流站近区电网在大、小 方式下潮流分布均匀、电压水平满足要求，N-1、N-2方式下交流线路、变压器均不过载。

12、受端系统

针对中国～韩国工程受端系统开展潮流计算，结果显示：仁川电网大、小方式下潮流分 布均匀，电压及线路负荷水平满足要求。

2、暂态稳定

21、送端系统

送端系统大、小方式的暂态稳定计算分析结果表明：换流站近区500千伏线路N-1、N-2 或直流单、双极闭锁故障时，无需采取措施，系统均可保持稳定，电压、频率波动均满足要 求。

表2送端系统稳定计算结果

22、受端系统

各方案的暂态稳定计算分析结果表明：故障下受端系统均可保持稳定，电压、频率波动 均满足要求。

表3仁川电网暂态稳定计算结果

3、短路电流

31、送端系统

(1)短路电流

针对中国～韩国工程送端系统开展短路电流计算，计算结果表明：换流站近区500千伏 母线短路电流均在63千安以内，满足断路器额定遮断电流要求。

表4送端系统短路电流计算结果

(2)短路比/等效短路容量

中国～韩国工程采用系统级的端间混联结构，因此对于送端换流站均只存在一类直流输 电技术，在此情况下，短路比指标与等效短路容量指标一致。

根据短路计算结果表明：山东电网2025年小方式运行下，换流站短路容量为1444万千 伏安。按本期工程240万千瓦测算，换流站短路比水平为5.4；若按远期400万千瓦测算， 换流站短路比为3.01。

由计算结果可知，对于中国～韩国工程，送端山东电网近远期均为强系统，故换流站推 荐采用LCC技术。

32、受端系统

(1)短路电流

针对中国～韩国工程受端系统开展短路电流计算，计算结果表明：换流站近区345千伏 母线短路电流均在63千安以内，满足断路器额定遮断电流要求。

表5受端系统短路电流计算结果

(2)短路比

中国～韩国工程采用系统级的端间混联结构，因此对于受端换流站只存在一类直流输电 技术，在此情况下，短路比指标与等效短路容量指标一致。

针对中国～韩国工程受端换流站开展有效短路比分析，计算结果表明：本期工程输送240 万千瓦条件下，仁川电网小方式下有效短路比为3.04，为强系统；若按远期工程输送容量扩 建至400万千瓦测算，仁川电网小方式下有效短路比约为1.83，为极弱系统。

由计算结果可知，对于中国～韩国工程，受端仁川电网近期虽然系统条件较好，但随着 直流工程扩建后，系统强度显著降低、成为弱系统。综合考虑近远期适应性、并考虑首尔仁 川地区的站址建设条件，受端换流站推荐采用VSC技术。

五、投资估算

1、投资估算范围

投资估算范围包括换流站工程、海缆工程，不包含登陆电缆工程、陆上架空线路工程以 及配套的交流网架加强和接入系统工程。

换流站工程包括中国威海换流站、韩国仁川西换流站。登陆电缆工程包括各入海口电缆 终端站至海洋的登陆段电缆工程。陆上架空线路工程包括各入海口电缆终端站至换流站的架 空线路工程。

2、投资估算原则

(1)建筑工程费：考虑了中国、韩国各国不同的人工、材料、施工机械等价格水平。

(2)设备购置费：具体费用采用换流阀、海缆等生产公司提供的报价计列。

(3)工程安装费：考虑了中国、韩国各国不同的人工、材料、施工机械等价格水平。

此外，投资估算中还考虑了勘察设计费、预备费和其他费用。

3、投资估算

(1)换流站投资估算

针对2类主接线方案，开展不同方案换流站投资估算，具体计算结果见下表。

表6中国～韩国直流工程投资估算

单位：亿元

从换流站投资估算结果看：送、受端均采用LCC技术的方案1，换流站投资为5.9亿美 元；送端采用LCC、受端采用VSC的方案2，换流站投资为6.4亿美元。

(2)海缆投资估算

综合考虑各国工程建设特点与海域条件等，考虑海缆设备选择XLPE-LCC型号，则海缆工 程投资为19.25亿美元。

(3)工程总投资

综合考虑换流站投资和海缆投资后，中国～韩国工程本期投资估算结果为：

(1)送、受端均采用LCC技术的方案1，本期工程投资25.15亿美元；

(2)送端采用LCC、受端采用VSC的方案2，本期工程投资25.65亿美元。

4、技术经济分析

(1)技术对比

由于提出的2类主接线方案，本期在潮流分布、暂态稳定、短路电流以及短路比等方案 均能满足相关工程设计要求。

若考虑远期工程扩建需求以及受端站址条件，受端采用LCC技术的方案1，受端系统对 换流站的支撑能力显著降低，换流站短路比不能满足大于3的设计要求；与之相比，受端换 流站采用VSC技术的方案2具有更好的远景适应性。

(2)经济对比

根据2类主接线方案的投资估算结果可知，方案2由于受端采用VSC技术，工程投资较 方案1高0.5亿美元，约为2％。

(3)综合技术经济分析

综合考虑2类主接线方案，方案2虽然投资略高，但在远期换流站运行和扩建等方面的 适应性更优，因此，推荐方案2作为中国～韩国段工程额主接线设计方案，即送端中国威海 站采用LCC技术、受端韩国仁川站采用VSC技术。