保障系统安全稳定的电网构建应对策略研究

 覃琴，周勤勇，郭强，秦晓辉

 （中国电力科学研究院，北京  100192）

摘要：“十三五”期间，巾国的特高压交直流工程跃进式发展、东中部地区仍是电力负荷中心、大型能源基地进一步西移和北移，这些典型特征使得电网构建过程中的系统安全稳定问题面临新的挑战。针对中国现状电网的安安全定问题，吸取现状电网安全稳定经验教训，剖析电网发展可能带来的安全稳定问题，统筹考虑送端电源基地与受端负荷中心、特高压与500 kV、交流与直流的协调关系，兼顾过渡期，提出电网构建应对策略，保障系统安全稳定、

关键词：电网构建：安全稳定：特高压电网：1 000/500 kV协调

O引言

 与美国、西欧、日本等发达国家电力就地平衡为主的特点不同，中同能源资源和消费中心逆向分布的基本罔情，决定了能源及电力流动具有跨区域、远距离、大规模的特点，电力输送呈现“两电东送、北电南送”的基本格局，形成清晰的受端电网和送端电网。中国电网构建应与电力大规模流动的需求相适应；应按照《电力系统安全稳定导则》（简称“导则”）要求，合理分层分区，分散接入电源，确保安全可靠：应在更大范围内形成强联系，解决大区间电力交换受限的瓶颈．充分获取联网效益，实现大范围的资源优化配置。

  "十三五”期间，特高压交直流工程将迎来跃进式发展。列入大气污染防治计划的“四交四直”及酒泉  湖南特高压工程已经全部开工建设．预计2016-2017年建成投产。后续“五交八直”、“四交两直”、  “三交一直”特高压工程也将分批建设。预计2020年东中部12省（包括北京、天津、河北、山东、上海、江苏、浙江、福建、河南、湖北、湖南、江西）受入电力流总规模3.1亿kW,对应大型电源基地电力装机4.2亿kW。如此大规模的电力输送将给电网构建工作增加复杂性和难度。

 本文首先以现状电网的安全稳定问题为出发点，吸取安全运行的经验教训，然后总结“十三五”期问电网发展的典型特征，并针对不同特征剖析可能带来的安全稳定问题，包括过渡期、交直流协调、1 000/500 kV协调、短路电流超标、东中部受电规模大、大型电源基地送电方式等诸多问题，最终提m电网构建应对策略，以保障系统安全稳定。

1  现状电网安全稳定问题分析

 截至2015年年底，除台湾外，中国各电网已实现交直流互联，全国联网格局初步形成。目前，电网整体运行安全可靠，但也存在一些安全隐患。

1.1  换相失败问题

 通过对2015年“三华”电网仿真计算分析可以发现，华东电网共58条500 kV交流线路单永故障后，送华东7条直流同时换相失败。74条500 kV交流线路单永故障后，送华东6条直流同时换相失败。87条500 kV交流线路单永故障后，送华东5条直流同时换相失败。

 因受端500 kV线路故障引起直流换相失败以及线路故障再启动等，对500 kV电网造成功率冲击，若超越了500 kV电网承受能力．将带来电网安全稳定问题。

1.2强直弱交问题

 目前华北与华中两大电网仍然仅靠1 000 kV长治一南阳一荆rJ单线（长南线）联系，哈密一郑州特高压直流（哈郑直流）投运后，使跨区电网安全稳定问题进一步恶化。

长南线南送500万kW,哈郑直流满功率运行方式下．哈郑直流单极和双极闭锁故障，都会突破长南线静稳极限，导致电网失稳，振荡解列装置动作后，华中电网有功功率缺额分别达900万kW和1 300万kW,频率跌至49.3 Hz和48.5 Hz以下．低频减载切除991万kW负荷才能保证电网稳定。故障后频率变化情况如图1所示。

 为防止发生电网事故，目前只能采取限制哈郑直流功率与长南线南送功率之和不超过650万kW的运行方式，导致特高压交、直流工程的输电能力不能充分发挥，另外也造成送端配套电源窝出力。

1.3短路电流问题

华北京津唐、华东长三角、华中三峡近区及鄂东、郑州等地区共有21个500 kV变电站短路电流超标，被迫采取拉停线路、线路出串等16项控制措施，严重削弱电网结构，影响输电能力和运行灵活性。详细情况如表1所示。

2  电网发展典型特征分析

 “十三五”期间是中国电网发展的重要阶段，电网发展典型特征主要体现在以下几个方面。

2.1  特高压交直流工程跃进式发展

 根据“十三五”国家电网规划．2020年在现有电网格局基础上，将形成2个同步电网。

 (1)东部特高压同步电网。重点围绕京津冀鲁、长三角、华中东部等负荷中心形成特高压环网结构，同时建没蒙西特高压电网与华北特高压电网相连．形成“四纵八横”的“三华”特高压同步电网骨干网架：东北地区建成“三纵三横”特高压骨干网架，通过3个特高压通道与“三华”电网相连：内蒙古形成统一特高压电网。

 (2)西部特高压同步电网。围绕川渝负荷中心建成西南特高压交流环网：完善新疆等地750 kV主网架．形成750 kV与1 000 kV界面清晰的西北同步电网：西北与西南地区通过3个特高压通道相连。

 一大批特高压交直流工程将陆续投产建设。

2.2东中部地区负荷持续增长

 国家电网公司经营区域内东中部12省是中国经济最为发达的地区。2014年，东中部12省经济规模占全国57%左右，用电量2.8万亿kW．h，占全国用电量的比例为50.6%．占公司经营区域用电量的比例高达63.8%．是中国用能、用电最集中的地区。“十三五”期间，高耗能行业向两部地区的转移具有渐进性，预计2020年东中部12省的用电量占全国、公司经营区域的用电比例分别下降到48.9%和61.7%，东中部地区仍是全国的电力负荷中心。

 国务院《大气污染防治行动计划》和环保部等六部委《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》要求，京津冀、长三角等区域除热电联产外，禁止审批新建燃煤发电项目。

2.3  大型电源基地进一步远离负荷中心

 中国北方煤电基地距离华中、华东负荷巾心800—3 000 km,西南水电基地距离华中、华东负荷中心1 000～3 000 km,输送距离相对较远。未来中国能源生产重心将进一步西移和北移，而需求重心将长期保持在东巾部地区，能源流规模和距离将进一步增大，需要发展远距离大容量输电技术，扩大两电东送规模，实施北电南送工程。

3  电网构建应对策略

3.1  电网结构应对策略

 特高压交直流工程迎来跃进式大发展时期，将给电网安全带来重大影响，电网构建过程中需要应对过渡期、交直流协调、1 000/500 kV协调等诸多问题。

3.1.1过渡期

 在大批特高压交直流工程陆续建成投产的过渡期．系统“强直弱交”特征明显，将对电网安全稳定产生威胁．目前“强直弱交”电网结构下，哈郑直流发生单、双极闭锁故障，都需要切除华中负荷。为了避免损失负荷，需要控制哈郑直流和长南线的功率。

 随着酒泉  湖南特高压直流（酒湖直流）的投产，该问题将更加严重。哈郑、酒湖直流任何一回故障．都需要大量切除华中负荷，造成大面积停电，构成严重电网事故。哈郑、酒湖直流共用同一输电走廊，两回直流同时双极闭锁，需要切除华中负荷1 000万kW以上，电网安全风险极大。为降低直流故障对电网安全的影响，只能大幅降低哈郑、酒湖直流或长南线输电功率，特高压交直流工程的输电能力不能充分发挥，势必造成巨大投资浪费。

西纵(蒙两晋中一长治一南阳一荆门一长沙1 000 kV交流通道）、巾纵（张北一北京西一石家庄一东明一驻马J占-武汉  南昌1 000 kV交流通道）的建设，将显著提高系统抵御故障的能力，从根本上解决“强直弱交”带来的安全稳定问题。详细情况如表2所示。

 因此在大量直流工程投产的同时．同步建设特高压交流工程，形成“强交强直”的网架结构，有利于保障直流的安全稳定运行和满功率送出。

各个特高压交流工程的投产进度不同，对通道的输电能力也会产生较大影响。以大北横工程(榆横一晋中一石家庄一济南一潍坊1 000 kV交流通道）为例，榆横、晋巾电源基地的特高压交流电力通过该通道送电至华北负荷中心，通道输电能力与长南线、东纵（锡林郭勒盟一北京东一济南一枣庄1 000 kV交流通道）、西纵等特高压交流工程有紧密的耦合关系．详细情况如表3所示。

 可以看出．加强外送通道之间的电气联系，大北横单工程的输电能力逐步提升．因此尽快形成特高压主干网架．缩短过渡期，各特高压工程之间的联网输电效益将得到显著发挥。

3.1.2交直流协调

 根据”十三五”国家电网规划．2020年国家电网（圉网经营区）将建成19回特高压直流工程，特高压交流线路长度超过6万km,将形成大规模特高压交直流混合输电系统，可能引起如下安全稳定问题。

 (1)交直流系统电压稳定性问题。从本质上讲．电压不稳定是由于电力系统提供的无功无法满足负荷需求，或通过远距离无功传输导致系统电压降低到不可接受的水平。在正常运行条件下，直流系统消耗的无功功率主要由换流站内滤波器等无源补偿元件提供。当系统故障时，将产生暂态电压波动，由于运行条件的变化，会引起无功功率补偿出力的变化。这些元件是否能够提供直流系统所需的无功功率将直接影响交直流系统间无功功率交换的大小．从而产生了交直流系统电压稳定性问题。当直流系统逆变站接入弱交流系统时，系统会出现许多问题，它们将直接影响交直流系统的运行。直流系统在换相过程中需要吸收大量的无功．在其他条件不变的情况下，直流输电功率越大．吸收无功越多，母线电压下降也越大。当直流输送功率达到某值以上时，再增大直流输送功率指令，交流母线电压将大幅下降，直流实际输电功率反而减少，甚至系统出现失稳。可见．直流输送的功率由于与其相联的交流系统的特性而存在上限，该上限由交流系统的短路容量决定。

 (2)交直流系统频率稳定性问题。直流系统故障引起输电功率大幅波动将对直流送端系统和受端系统产生较大冲击，危及系统频率稳定性。系统需采取合理的控制方案或措施，同时要考虑各种稳定措施和直流恢复过程对受端交流系统产生的影响．在交直流并联接入方式下，交流输电网架结构要坚强．具有大功率输送能力，且有较高的稳定裕度：当直流系统发生故障，将转移一定功率至交流送电通道，可以减少送端切机和受端损失负荷．但交流线路和变压器有可能存在过载问题．同时交流系统电压因潮流加重而下降，需要维持在合理水平，保证系统正常运行和直流系统正常换相：当交流线路出现故障后，可利用直流系统功率提升能力和中长期过负荷能力减小受端系统的负荷损失．降低系统频率失稳的可能。

 以2020年东部特高压同步电网为例，特高压交流通道在正常方式下的潮流为200～400万kW/回．而输电能力最高可达500万kW/回以上，且与直流通道并列运行的交流通道密集，完全能够满足直流故障后的潮流转移能力，不会产生线路过载跳闸引起的频率稳定问题。

 (3)直流控制系统对系统稳定性影响。直流输电系统的换流器控制变量（直流电压和电流）可以快速调节，从而可以将直流输电系统作为对交流输电系统的一种紧急支援手段。当受端交流系统发生扰动后．直流系统通过附加控制来实现对交流系统提供较强的功率支持，可以大幅地提高交流系统的稳定极限。而当直流系统发生故障时，如直流单极闭锁或是直流线路短路故障，可以利用直流系统紧急功率转移功能，瞬时提高正常极功率水平．在直流过负荷能力范围内把多余输送功率转移到其他落点距离接近的直流系统和交流系统上，减小对系统的负面影响。这需要通过设置附加控制的方式得以实现，从而拓展直流系统的控制能力，以提高交流系统的动态性能。

 文献[8-9]举例说明了利用直流系统特有的控制特性，即基于功率紧急控制或直流功率调制的交直流协调控制策略．可实现交直流系统相互支援．解决交直流混合输电系统故障后潮流转移带来的频率和电压问题。

3.1.3 1 000/500 kV协调

 与其他高一级电网发展一样，随着1 000 kV电网的发展．将逐渐形成1 000/500 kV电磁环网。

 从形成过程来看，除了覆盖区域差别外，1 000/500 kV电磁环网与500/220 kV电磁环网基本一致。500/220 kV电磁环网初期出现在省内地市间，后期范围会进一步缩小；1 000/500 kV电磁环网初期应该以省间电磁环网为主，后期在省内区域出现。

 从解环前后次一级电压电网的功能定位来看，随着500 kV电网的发展．220 kV形成分区供电的格局是必然。从500 kV电网来看，其输送距离和输送能力要强于220 kV．因此500 kV电网在区域内、省域内将发挥一定的输电功能。未来1 000 kV电网发展成熟．500 kV电网仍然在区域电网范围内发挥输电功能．而不是完全转变为从属特高压电网的“配电”功能。因此1 000/500 kV电磁环网解环的必要性需要具体问题具体分析。

 从电磁环网对电网安全稳定的影响来看，1 000/500 kV电磁环网与500/220 kV电磁环网基本是一致的，主要存在如下问题。

 (1)暂稳或动稳问题。若电磁环网中高一级电压线路故障断开，联络线阻抗增大将降低弱联系统间的电磁阻尼转矩，联络线功率增加也会不同程度地降低整个系统的暂态或动态稳定性。

 (2)短路电流问题。电磁环网条件下，电源的大规模集中投产、电网结构的加强、负荷密度的持续增长．加快了系统短路阻抗的下降过程，电磁环网与短路电流之间的矛盾日益突出。

 (3)热稳定问题。导致热稳定问题的电磁环网主要分布在具有送受电关系的联络线断面上，这些电磁环网易出现高压线路故障时低压线路过载问题，若不及时采取措施，可能发展为大面积的电网崩溃事故。

 此外．1 000/500 kV系统问安全稳定控制措施的协调问题值得关注。为了保证特高压电网的安全稳定运行，在某些严重故障下需要配置安全稳定控制措施，而原有的各大区500 kV电网也存在大量的安全稳定控制措施．1 000 kV层面的安全稳定控制措施必然需要与500 kV层面的安全稳定控制措施之间互相协调配合，否则将会出现控制对象重叠、安控系统重复建设、稳控装置配置复杂、稳控装置误动或拒动隐患增大等诸多问题，严重时将会导致事故范围扩大，甚至引发大面积停电。

 因此需要构建一个分层分区的多级协调安控体系，既可以充分利用现有的500 kV安控资源，又可以保证2个层面的安全稳定控制措施互相协调配合，提高稳定控制措施的准确度和可靠性。总体思路为500 kV的故障仍主要靠500 kV层面安控解决．需要特高压层面或特高压相关电源基地配合切机的故障则交由特高压层面安控统一解决：特高压层面安控系统主站则根据运行方式统一刷新并下发策略表．再根据本层面的故障匹配情况和下一级层面所感知并转交的敏感故障匹配情况进行综合决策并出口。原则上需要2个层面配合的敏感故障均交由特高压层面安控统一决策并出口。

3.2  受端电网应对策略

 在电网构建过程中．东中部地区电网表现如下系统特征。

3.2.1  短路电流水平高

目前东中部地区这类典型的受端电网短路电流超标严重，需要采取多项短路电流控制措施。随着负荷持续增长，该问题将日益严峻。假设在现有网架基础上．2020年华北一华中、华东电网继续发展500 kV主网架，将出现大面积短路电流超标问题．69座500 kV变电站短路电流超过63 kA,占变电站总数的12.1%：201座变电站超过50 kA，占变电站总数的35.2%。500 kV变电站短路电流分布情况如表4所示。

对于短路电流不满足要求的厂站，需采取变电站改造、线路出串、安装串抗、线路转热备用等4类措施共35项。变电站改造涉及进出线间隔调整、一次同路设备更换和接地网改造，实际生产运行中难以实施。500 kV短路电流控制措施统计结果如表5所示。

建设1 000 kV电网．500 kV合理分区运行，可以从根本上解决500 kV短路电流超标问题。以短路电流超标最严重的华东电网为例，华东特高压交流双回路环网建成后，通过打开部分省间1 000/500 kV电磁环网和500 kV网架优化，可以解决大部分500 kV变电站短路电流超标问题，华东电网仅有6个500 kV变电站短路电流超标。进一步在龙王山采取线路出串和临海一宁海线路转热备用的措施后．可将短路电流全部控制在63 kA以内（见图2和表6）。

 可以看出．控制短路电流的根本解决方法应从控制本地装机规模、合理布局和调整受端电网结构人手。

3.2.2受电规模大

 根据“十三五”国家电网规划．2020年华北京津冀鲁、华东沪苏浙闽和华中东四省受入电力分别为1.05亿kW、1.16亿kW和0.84亿kW。如此大规模的受人电力．选择何种受电形式是由交、直流输电的基本特性决定的。直流和交流功能定位不同，两者相辅相成、并行不悖。特高压交流定位于主网架构建和大容量、远距离输电，特高压直流定位于超远距离、超大容量输电。高压直流输电均采用交流电网换相原理，必须有稳定的交流电压才能正常工作，需要依托坚强的交流电网才能发挥作用，两者需相互补充、相互支撑。

 以2020年华东电网为例，通过方案比较，分析不同交直流受电比例下系统的安全稳定水平。

 方案1：外来电力全部通过直流通道受入，此时交、直流受电比例分别为0%、37.9%。

 方案2：外来电力通过“强交强直”通道受入，此时交、直流受电比例分别为11.8%、26.1%。

2种方案的安全稳定计算结果如表7所示。若全部通过直流受入电力，华东电网有11回特高压线路和84回500 kV线路三永N-l故障导致系统失稳，该方案存在不满足《导则》的情况。

 其中，华东电网导致系统失稳的特高压和500 kV线路主要分布在华东长三角地区．需要采取切除大量受端负荷措施才能使系统恢复稳定。其主要原因是华东长三角地区作为典型的多馈入直流受端地区，直流输送容量大且落点密集，交流系统的某一故障引起多个逆变站交流母线电压同时下降时，可能会导致多个逆变站同时发生换相失败。

以玉山一石牌500 kV线路发生三永N-l故障为例，故障后系统电压跌落，直流逆变站滤波电容提供的无功大幅减少，从系统侧吸收的无功增加，导致故障切除后，直流电压和功率均无法正常恢复，最终系统电压崩溃，机组失步。故障过程中，直流逆变侧交流母线电压、直流吸收无功、直流功率以及受端系统机组功角分别如图3所示。

 可以看出．若全部通过直流受入，所需直流规模和容量大，且大部分集中于长三角地区，导致直流间相互影响增加。一旦受端交流系统发生N-l故障，将会导致系统电压难以恢复、多回直流系统持续换相失败、交直流系统失稳的情况存在，多馈入、大容量直流输电系统的受端电压稳定问题突出，系统面临大面积停电风险。因此需要构建“强交强直”混合电网，通过特高压交流和直流2种输电方式受人大量外来电力．才能保证电网稳定运行、满足未来华东受电规模的要求。

3.3送端电网应对策略

 大型电源基地送电至负荷巾心的方式主要包括：“点对网”与“网对网”『121、特高压交流通道与特高压直流通道、500 kV交流通道与特高压交流通道。

 采取何种电压等级的输电通道，主要取决于电源基地外送的电力流规模，以及与送、受端主网架结构的匹配。特高压交流输送能力是500 kV交流的4~5倍．随着特高压骨干网架的建设，特高压线路的输电能力将得到充分发挥，平均每回线路可达400万kW以上。此外，对于电压等级的选择不仅要考虑某给定的输电工程和某一段时间内的传输容量，而且要从长远规划和战略的角度全盘来考虑，最终通过方案比选确定输电方式。

以2020年锡林郭勒盟、蒙西、山西、榆横电源基地送电华北地区为例．研究分别通过500 kV交流通道与特高压交流通道送电后，系统的安全稳定水平。500 kV方案和特高压方案的交流通道网架结构如图4所示。

 对2类方案的安全稳定校核结果如下。

 (1)短路电流方面，500 kV方案下，超过50 kA、60 kA、63 kA的母线个数分别为84、26、8．占总数的比例分别为54%、170/0、5%。其中，超过63 kA的母线均分布在新增500 kV外送通道的落点附近。若进一步采取短路电流限制措施，仍有6座变电站短路电流超过63 kA。与特高压方案相比．500 kV方案的短路电流水平更高，且特高压方案的短路电流均能控制在63 kA以内。

 (2)静态安全分析方面，500 kV方案不能满足静态安全要求。“N-l”方式下超热稳线路共10条．基本分布在新增500 kV外送通道的落点附近。特高压方案完全能够满足静态安全要求。

 (3)暂态稳定性方面，2类方案均能满足《导则》规定的第一级安全稳定标准。

 可以看出．为了满足电源基地电力外送．500kV方案由于通道输电能力限制，需要在现有500kV网架基础上．新增多条500 kV通道．导致通道落点附近的变电站短路电流超标严重，新增通道过于集中．引起通道受入电力疏散困难，静态N-l方式下超热稳现象突出。而特高压方案在各方面均优于500 kV方案．能够满足系统安全稳定要求。

 除了送电方式，还应注意送电落点的影响。对于大容量电源，送电系统落点过于集巾，功率潮流对受端网系统影响较大，当送电系统发生故障时，对受端网局部系统冲击大，容易引起系统失稳。凶而，送电系统要适当分散接入受端系统。送电系统落点位置短路容量大，送电系统承受故障能力强，发生故障时稳定性相对较好。落点位置短路容量小．送电系统承受故障能力差，发生故障时稳定性相对较弱，在失稳情况下需切除的电源容量较大。因而，对于不同落点的送电系统，即使送电规模和送电距离相同，其稳定性也可能有比较大的差别．对于具体的送电系统，必须具体分析。总的来说，应选择使送电系统稳定性更强的落点，以提高送电系统稳定性。

4结论

 “十三五”期间，特高压交直流工程发展迅猛，能源基地与东中部负荷中心的输电距离、电力流规模进一步增大．电网构建过程中需采取如下应对策略，以保障系统的安全稳定。

 (1)尽快形成“强交强直”的特高压主下网架．缩短过渡期，可保障直流的安全稳定运行和满功率送出，充分发挥各特高压工程之间的联网输电效益。

 (2)利用直流系统特有的控制特性，可解决交直流混合输电系统可能引起的频率和电压问题，实现特高压交直流协调发展。

 (3)综合评估1 000/500 kV的覆盖范围、功能定位和解环时机，构建分层分区的多级协调安控体系．确保1 000/500 kV协调发展。

 (4)通过控制本地装机规模，优化受端电网结构，合理分层分区，可从根本上解决东中部负荷中心的短路电流超标问题。

 (5)基于交、直流输电的基本特性和功能定位．通过特高压交流和直流两种输电方式受入外来电力，才能满足未来东中部地区大规模受电需求。

 (6)根据大型电源基地与受电负荷中心的自身特点，合理配置“点对网”与“网对网”、交流与直流、500 kV与特高压等多种送电方式，优选送电落点，注重远近结合与长远规划。