當前華中電網面臨的挑戰及應對措施

黨杰，徐友平，奚江惠，潘曉杰，趙紅生

(1． 國網華中電力調控分中心，湖北 武漢430077;2． 國網湖北省電力公司，湖北 武漢430077)

1 華中電網現狀

2008年，1 000 kV 東南—南陽—荊門特高壓交流試驗示范工程落點華中，為華中、華北電網實現水火互濟提供了新的輸送通道;2010年，±800 kV復奉直流工程投產，為“綠色電力”由華中送往華東提供了條件，進一步增強了資源優化配置的能力;2011年，特高壓擴建工程投產，形成世界首個1 000 kV/500 kV 電磁環網，特高壓聯絡線輸送能力達5 000 MW;2012年，世界裝機容量最大的水力發電站三峽水電站32 臺機組全部投產。大型清潔能源生產基地的建成和特高壓交直流工程的投產使得華中電網的交直流混聯格局、一體化特征更加明顯，資源配置能力進一步增強，凸顯了華中電網電力樞紐和資源優化平臺的作用。

1.1 華中電網用電負荷

2010年，華中電網最大用電負荷112 000 MW，2013年豐水期，華中電網最大用電負荷149 000 MW?！笆濉鼻?年，華中電網最大用電負荷年平均增長率保持在10%左右。

1.2 跨區通道發展現狀

截止2013年底，華中電網是跨區交換通道數量最多、跨區交換能力最強的區域電網。跨區通道達到10 回，呈現“九直一交、三特七高”的格局，跨區交換能力為35 870 MW。其中，通過1 回1 000 kV 特高壓交流線路(長南Ⅰ線)與華北電網相聯，通過4 回±500 kV 直流線路(葛南、龍政、宜華、林楓直流)及2 回±800 kV 直流線路(復奉、錦蘇直流)與華東電網相聯，通過1 回±500 kV 直流線路(德寶直流)及1 回背靠背直流(靈寶直流)與西北電網相聯，通過1 回±500 kV 直流線路(江城直流)與南方電網相聯。

1.3 區內500 kV 電網及省間聯絡線現狀

“十一五”末，華中500 kV 電網已形成“一個中部環網、2 個輸電通道、6 個負荷中心環網”的網架結構。一個中部框架指位于華中腹地的湖北電網荊門—武漢—咸寧—荊州—荊門500 kV 雙回路大框架，該框架處于華中電網的核心位置，是華中電網西電東送、南北互供的“大平臺”。2 回輸電通道西起四川二灘，橫穿四川、重慶、湖北直至江西上饒的西電東送500 kV 大通道;北起河南安陽，縱貫河南、湖北至湖南永州的南北水火互濟500 kV 大通道。6 個負荷中心環網指圍繞華中6 省(市)負荷中心而形成鄂東環網、豫中環網、湘中環網、贛中環網、大成都環網、重慶環網，上述6個環網是華中電網安全可靠接受和消納電力的“集散地”〔1〕。

截止2013年底，華中電網各省(市)電網間均通過3 回及以上500 kV 聯絡，其中鄂豫斷面由1 000 kV 南荊Ⅰ線、500 kV 樊白Ⅰ，Ⅱ回線、孝浉Ⅰ，Ⅱ回線構成，鄂湘斷面由500 kV 葛崗線、江復Ⅰ，Ⅱ回線構成，鄂贛斷面由500 kV 磁永線、咸夢Ⅰ，Ⅱ回線構成，川渝斷面由500 kV 洪板Ⅰ，Ⅱ線、黃萬Ⅰ，Ⅱ線構成，渝鄂斷面由500 kV 盤龍Ⅰ，Ⅱ線、張恩Ⅰ，Ⅱ回線構成。

2 華中電網主網架發展趨勢

2013年華中電網已投運輸送容量為8 000 MW的±800 kV 天中直流。根據國家電網公司“十二五”發展規劃，華中電網還將建成輸送容量8 000 MW 的±800 kV 溪浙等直流工程。隨著多回特高壓大容量直流工程的陸續投產，華中電網將逐漸由“以送為主”型電網向“送受并重”型電網過渡，進而發展為“以受為主”型電網。

3 華中電網主要特點

1)電網安全風險及運行控制難度加大。在交流系統方面，隨著跨區通道輸電能力的提高，低頻及電壓安全風險加大，運行控制更趨復雜，需考慮直流閉鎖、機組跳閘、500 kV 多重故障對特高壓交流線路影響。在直流方面，由于多送端直流送出點密集，直流與直流之間存在相互影響，加之交直流通道耦合關系較強，跨區直流送、受并重，電網運行方式變化大，運行控制措施更加復雜。

2)水電比重大，電網穩定特性與來水情況密切相關。華中電網水力資源豐富，例如，四川省內主要有雅礱江、大渡河、金沙江、岷江、嘉陵江等流域，湖北省內主要有清江、漢江等流域，湖南省內主要有湘江、資江、沅水、澧水等流域。依托各流域建成的水電站地理分布廣，水情變化復雜。水電裝機占全網總裝機41.74%，居區域電網之首。隨著四川大型水電機組的投產，網內將形成三峽、向家壩—溪洛渡、官地—錦屏3 個裝機容量超過10 000 MW 的大型水電基地。華中6 省(市)中四川、湖北、湖南水電比重較大，其中，四川水電裝機占全省總裝機容量的70%。

運行中，電網豐枯轉換特征鮮明，網內重要斷面潮流變化頻繁，豐、平、枯水期電網穩定特性各不相同。例如豐水期，經川渝斷面、渝鄂斷面東送的四川水電、彭水電廠出力，和接入西電東送通道上的恩施小水電、水布埡水電廠出力都匯集到三峽近區，依托三峽外送系統送出，三峽近區輸電通道輸送潮流較重。

3)同桿并架線路成為約束斷面交換能力的瓶頸。為充分利用走廊資源，500 kV 雙回線多為同桿并架線路。截止2013年底，華中6 省(市)電網500 kV 同桿并架線路條數占比超過50%，電網同桿并架線路長度占比約40%。按照文獻〔1〕的要求，電力系統承受大擾動能力的安全穩定標準，同桿并架雙回線異名相故障按照第二級安全穩定標準進行運行控制，允許采取切機和切負荷等安全穩定措施。但部分地區穩控措施難以實施，制約了部分重要輸電通道的交換能力。

4)對穩控裝置依賴程度進一步增大。由于跨區大容量輸電通道和大型電源不斷增多，局部地區供電與電力外送對穩控裝置依賴程度高，電網穩控裝置數量持續增長，其中，湖南、江西電網穩控裝置500 kV 廠站覆蓋率較大，分別達到73%，81%〔2〕。并且，電網穩控系統日趨復雜，系統之間相互交織(含跨區)，已逐漸脫離穩控裝置配置應簡單、可靠的原則，出現“一站多切、點多面廣”的局面，運行風險日益增大。電網運行面臨著“保安全、保供電”的雙重壓力，穩控裝置的運行風險也隨之加大。

4 運行控制中面臨的挑戰及建議

1)電網嚴重故障時有發生。受地質災害、惡劣天氣等影響，一些較嚴重的電網故障時有發生，給電網運行控制來了較大的挑戰。如2012年8月8日，受臺風影響，華東電網1 回500 kV 線路發生單相永久故障，華中送華東的4 回直流發生2 次同時換相失敗〔3－4〕。故障造成特高壓長南線功率波動幅度達1 240 MW，特高壓南陽站1 000 kV 母線電壓下降約30 kV，三峽電廠總送出有功功率瞬降約5 028 MW。故障的發生打破了傳統意義上直流系統可以隔離交流故障的認識，需要重新認知并探索大電網背景下交直流互聯系統的特性。另外，由于同桿并架及緊湊型線路的廣泛應用，使得電網發生N－2 故障概率呈逐年上升趨勢，據統計，2006—2011年國家電網公司系統500 kV 電網發生同桿及同通道N－2 及以上故障29 次，由此給電網帶來的運行風險值得引起關注〔5－9〕。需要及時制定電網N－2 分析控制適用原則，對重要斷面的線路按照N－2 后保持系統穩定的原則確定輸送能力;同時，應結合地理、氣候環境特點，尤其對于災害易發、多發地區，組織設計單位對電網已有設施進行全面評估和補強，對新建工程進行差異化設計，局部地區適當提高設計標準。

2)變頻技術應用給電網帶來新問題。當前，火電廠輔機系統大量使用變頻調速裝置，2011年，某電網1 回500 kV 線路故障跳閘，事故造成系統電壓瞬時跌落，造成90 km 外某電廠機組給煤機變頻器低電壓閉鎖，導致發電機組跳閘。另外，隨著人們生活水平的不斷提高，變頻空調等負荷得到廣泛應用。變頻空調的大量使用使電網負荷特性發生一定變化。針對電廠變頻技術的廣泛應用，需要對火電機組進行全面核查和整改，解決可能存在的高電壓、低電壓穿越能力的問題。針對變頻空調的廣泛應用，需要對電網負荷進行較全面的調查和統計，重新調整或制定能真實反映當前電網負荷特性的模型。

3)大型水電站群出力變化大給電網運行帶來挑戰。在豐水期小負荷時段，華中電網用電負荷與一些大型水電站的出力呈逆向變化，系統運行風險和電力電量平衡難度進一步增大。針對此問題，需要深入研究水火互補、水火調劑的聯合優化調度技術，結合華中區域現有的抽蓄、燃氣機組，深入研究水電、抽蓄、燃機、普通火電的調峰優化組合，制定多元互補調峰優化組合原則;研究制定水火電補償機制。在水電大發時段，建立靈活的水電實時交易或分配機制，以及火電機組強制輪停以消納水電、事后水電給火電以補償的水電全額消納機制和規則，保證水能的充分利用。

4)短路電流持續增長成為電網發展的瓶頸。隨著網架不斷增強，華中電網短路電流超標的500 kV 廠站數不斷增加。為解決短路電流超標問題，已采取或擬采取拉停線路、加裝串抗、出串等措施降低短路電流，上述措施不同程度地降低了運行方式的靈活性，增大了電網安全運行風險，且根據華中電網2—3年滾動計算結論，按照2015年規劃網架，三峽近區即使采取加裝串抗的措施也依然面臨再度超標的問題。針對此問題，需要在電網規劃設計階段，對短路電流問題進行充分考慮和論證;同步開展研制大容量遮斷電流的開關，從根本上解決短路電流超標的問題。

5)現有穩控系統管理模式不適應未來電網發展。隨著直流工程的不斷投產，配套穩控系統越來越復雜，交直流穩控系統關聯度、復雜度越來越高，多個穩控系統可能同時依賴于某一對象的動作效果，電網一旦發生相繼故障，可能會出現穩控策略不能適應電網運行方式的變化。另外，在穩控系統相互交織、穩控布點面廣量大的背景下，一旦受入型大容量直流發生閉鎖，無論穩控裝置是否動作，都會帶來電壓、頻率大幅波動、潮流大范圍轉移的次生影響，加之網內重要斷面潮流大小、方向多變、開機方式多變，穩控策略的適應性較差。因此，如何優化設計穩控系統及改進現有穩控系統管理模式以適應未來電網的需要是亟待解決的問題。現階段，盡量減少穩控裝置的配置，避免“一次不足，二次補”，降低穩控裝置依賴程度，并推進穩控裝置標準化建設，建立和實施統一的配置原則、設計標準、檢驗標準等，進一步提高穩控裝置標準化水平。

6)現有計算分析模式不能適應電網的快速發展。目前，電網計算分析工作多采用單人單機離線方式，計算效率較低，采用加班加點的工作方式將難以勝任電網安全運行控制要求;同時，由于電網聯系緊密程度不斷增加，省內輸變電設備故障有可能造成省外電網事故，成為區域性問題甚至是大電網問題，因此，以分省計算為主的離線、分散計算模式以及現有的常規計算工具不能適應電網的快速發展，亟待開發先進技術，發展新型計算模式及先進計算工具，解決計算量大及智能化計算的問題，以適應未來“三華”同步電網或更大規模電網的計算需求。

5 結語

隨著特高壓交直流工程的投產及通道輸送能力的進一步加大，華中電網“大電網、大水電、大火電、大容量交直流混聯、多跨區通道”的特點更加顯著，運行方式更加多變，電網運行特性、控制策略更加復雜，運行控制要求更高，加之地理位置特殊、自然災害頻發，給電網運行帶來巨大挑戰。及時總結電網運行中存在的困難及挑戰，剖析原因、提前防范，提出解決問題的思路或應對措施，對保證大電網安全穩定運行及電力可靠供應具有參考意義。

〔1〕DL 755—2001 電力系統安全穩定導則〔S〕． 北京:中國電力出版社，2001．

〔2〕奚江惠，胡濟洲． 特高壓交流線路大功率北送方式下華中電網運行分析〔J〕． 湖北電力，2013，37(2):30-31．

〔3〕邵德軍，胡榮，徐友平，等． 華中電網安全穩定控制裝置技術管理現狀與發展〔J〕． 湖北電力，2013，37(2):7-9．

〔4〕陳靜，黨杰，劉滌塵，等． 多端直流換相失敗對送端影響的PSASP 實例仿真〔J〕． 華東電力，2012，40(12):2 173-2 176．

〔5〕汪隆君，王鋼，李海峰，等． 交流系統故障誘發多直流饋入系統換相失敗風險評估〔J〕． 電力系統自動化，2011，35(3):9-14．

〔6〕胡超凡，董昱，王軼禹，等． 2006年國家電網安全運行情況分析〔J〕． 中國電力，2007，40(5):23-27．

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〔8〕羅治強，董昱，胡超凡． 2008年國家電網安全運行情況分析〔J〕． 中國電力，2009，42(5):8-12．

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