大電網運行控制面臨的形勢、問題與挑戰

劉家慶，徐崢

（國家電網公司東北分部，遼寧省 沈陽市 110180）

0 引言

新能源占比不斷增加，電力跨大區大容量遠距離直流輸送是當前我國大電網運行的兩大主要特點和發展趨勢。

由于新能源和特高壓直流輸電自身特性以及伴隨而來的大量新型電力電子技術的應用，電力系統的運行與控制發生了顯著變化，產生了諸如電力電量平衡困難，頻率、電壓穩定問題更加復雜，轉動慣量不足等問題。東北電網位于風力資源豐富的三北地區，也是國家電網最早形成跨區、跨國聯網的區域電網之一，同樣面臨著大電網運行帶來的問題與挑戰。2017年至今，隨著蒙東扎魯特-山東廣固特高壓直流(魯固直流)及其配套交流輸變電工程的相繼投產，東北電網作為送端電網，頻率及電壓穩定問題進一步突出，給電網安全運行帶來隱患。

針對上述問題，東北電網在電網實際運行控制中采取多項針對性措施，通過調峰輔助服務市場、高頻緊急控制系統、風電機組耐頻耐壓技術改造等技術手段，提升新能源消納水平，保障系統運行安全，促進電網協調發展。這些技術手段對各區域大電網運行控制具有重要的參考價值和借鑒意義。

1 當前大電網運行面臨的形勢

幾十年的發展和技術進步使電力系統特性和控制手段發生了深刻變化，1000 kV特高壓交流、±800 kV特高壓直流等多項輸變電工程的相繼投產，標志著我國已經站上了國際電力發展的制高點。對于我國電網而言，有2個變化非常顯著而且影響深遠，使電網運行控制進入了新的領域，以前未曾出現的問題，或者曾經不成為問題的問題，都需要以新的角度去審視。這2個變化即為：第一，新能源在電源構成中占比不斷增加，逐漸發生質變；第二，電力跨大區大容量遠距離直流輸送，運行控制面對全新格局。

1.1 新能源占比不斷增加

加快清潔替代和電能替代，實現清潔能源優化配置是我國能源發展的必由之路[1]。近年來，隨著新能源開發利用水平不斷提高，遠距離輸電規模不斷增大，新能源發展迅猛，在電源構成中占比不斷增加。2017年，我國新增新能源發電裝機占比 53.7%[2-5]，首次超過 50%，“2個替代”效果顯著。

以東北電網為例，風電裝機容量近十幾年來增長迅猛，如圖 1所示。2017年，東北電網新能源裝機總容量達3398萬kW，占總裝機容量的24.4%，其中風電2762.17萬kW，光伏635.44萬 kW，同比增加 16.2%，如表 1所示。截至2018 年 6月底，東北電網光伏裝機容量已達到842萬 kW，超過水電(813萬 kW)成為東北地區第三大電源。

2017年東北電網新能源發電量 585.09億kW?h，同比增長 27.8%，占總發電量比重的12.6%，其中風電533.95億kW?h，光伏51.14億kW?h，如表2所示。風電、光伏年發電量均創歷史新高。

圖1 東北電網歷年風電裝機增長情況Fig. 1 The growth of wind power installed capacity over the years

就全國來看，2017年新能源裝機容量 2.94億kW，同比增長30.4%；新能源發電量4239億kW?h，同比增長 37.0%，占總發電量比重的6.6%[2]。新能源發電占比全國分布不均，作為新能源發電基地的蒙東地區，2017年新能源發電量占該地區總發電量比重已達到20.2%。

隨著新能源的大比例接入電網，系統中電源成分逐漸發生質變，引起電網運行特性的一系列變化，衍生出新的問題[6]：一是新能源的波動性與不確定性使得電力電量平衡更加困難；二是電網頻率、電壓調節能力下降；三是分布式電源大量接入帶來的運行控制問題。

表1 2017年東北電網新能源裝機容量Tab. 1 Northeast power grid new energy installed capacity by the end of 2017

表2 2017年東北電網新能源發電量Tab. 2 Northeast power grid new energy generation by the end of 2017

1.2 電力跨大區大容量遠距離直流輸送

我國負荷中心與新能源分布嚴重不均衡，大型清潔能源基地需要通過特高壓電網大規模、大容量、高效率的將電力安全外送至負荷中心[7-8]。2017年全國共投產5條特高壓直流，2條特高壓交流項目，電網新增跨區輸電能力4600萬kW[2]，極大提升了電網跨大區能源優化配置能力和清潔能源消納能力[9]。

2017年，東北電網骨干網架結構發生了根本性改變。東北電網第一個特高壓直流工程：額定電壓±800 kV、額定功率為1000萬kW的蒙東扎魯特-山東廣固特高壓直流(魯固直流)及其部分配套500 kV交流輸變電工程相繼投產。截至2018年6月底，魯固直流配套工程已全部投運。

至此，東北電網已發展成為在西部通過魯固特高壓直流與華北聯網，在南部與華北電網通過高嶺直流“背靠背”聯網，在北部與俄羅斯通過黑河直流“背靠背”聯網，自北向南交直流環網運行，且包括柔性輸電的復雜區域性電網，是國家電網的三大送端電網之一。

魯固直流投產后，東北電網的整體格局發生重大變化，電網結構一體化特征進一步增強，局部安全穩定問題緩解，全局安全穩定問題凸顯。魯固直流打開了東北電網電力外送的空間，但不可避免的是，電網運行和控制同時面臨著諸如頻率穩定和電壓穩定等新的矛盾和問題。

圖2 2018年4月1日東北電網風電出力曲線Fig.2 Northeast power grid wind power curve on April 1, 2018

2 大電網運行控制面臨的問題與挑戰

2.1 電力電量平衡更加困難

由于新能源的波動性與不確定性，當新能源高比例接入系統后，常規電源不僅要跟隨負荷變化，還要為平衡新能源的波動而調節出力[10]。

電網負荷變化規律性強，用電高峰、低谷明顯；然而新能源出力不確定性、波動性強，風、光功率預測難度大，大規模接入后給電網帶來了極大的平衡難題。

1）波動性。

2018年4月1日，如圖2所示，東北電網風電最大出力1734萬kW，風電出力創歷史新高，最小出力 511萬 kW，日內波動達 1223萬kW(波動量占當日最大負荷的23.7%)，與之類似的波動情況較為普遍，給常規電源的日內出力調節帶來很大困難。

2）不確定性。

2018年4月5日13時45分，東北電網風電預測出力907.5萬kW，實際出力僅581.8萬kW，偏差達325.7萬kW。實際出力比預測偏小的情況發生，使得電網需多留備用電源以防止電源不足，然而常規備用電源留取過多的同時也會導致清潔能源消納空間減少，增加新能源限電。

隨著光伏裝機的不斷增長，光伏發電占比不斷提高，光伏功率預測準確性也變得越發重要。然而，由于缺乏相應的考核準則以及分布式光伏預測難于統計，當前光伏預測準確率亟待提高。2018年10月12日11時30分，東北電網光伏發電出力529萬kW，創歷史新高，占當時全網用電負荷的 10.7%。然而，此時東北電網光伏預測出力僅為294萬kW，偏差高達235萬kW。2018年10月12日東北電網光伏實發及預測出力曲線如圖3所示。

2.2 電力跨大區輸送影響送受端頻率、電壓穩定

隨著特高壓工程的不斷投運，交直流系統發生故障擾動產生的有功、無功沖擊，可導致送受兩端出現嚴重的頻率、電壓穩定問題[6]。

1）頻率方面。

當發生特高壓直流閉鎖時，送端和受端都會出現嚴重的功率不平衡，誘發嚴重的頻率問題。送端電網可能因系統高頻導致發電機組無序脫網，進一步誘發系統低頻問題甚至導致頻率反復振蕩直至崩潰；受端電網可能因系統低頻引發低頻減載大規模動作，誘發頻率振蕩以及大面積停電風險。

2）電壓方面。

對于送端系統，當發生特高壓直流換相失敗或閉鎖時，換流站近區電網會出現暫態過電壓問題，耐壓性能不足的機組將無序脫網，進而引發系統頻率穩定控制風險。

對于受端系統，由于直流大規模饋入并替代常規電源，500 kV及以上系統短路容量大幅降低，系統動態無功支撐能力明顯下降。

圖3 2018年10月12日東北電網光伏實發及預測出力曲線Fig.3 Northeast power grid PV actual and predicted power curve on October 12, 2018

2.3 電力系統故障形態更加復雜

新能源的高比例接入和跨大區大容量輸送使得電力系統故障形態更加復雜，主要體現在2方面：一是故障“連鎖性”突出，二是電力電子化特征凸顯，寬頻穩定問題突出。

1）故障“連鎖性”突出。

交直流混聯電網中，交流N-1故障可能引發直流群、風機群巨大的有功、無功波動，交直流、直流間、源網間、一二次產生連鎖反應，對送受端電網產生較大影響。

2）電力電子化特征凸顯。

與常規電源占主導的傳統交流系統相比，海量微小的電力電子型電源群、直流群替代傳統機組后，系統“寬頻”穩定形態與傳統的工頻暫態、電壓、動態穩定形態疊加，系統穩定特性更加復雜[11]。

2016年，吉林電網隨瞻榆變所接入的風電機組陸續調試并網運行，瞻榆變及該地區各風電場220 kV母線電壓出現次同步諧波振蕩現象，振蕩頻率在6 Hz左右，采取提高無功支撐能力及限制風電場運行方式等措施后，系統電壓波動有所減少，但問題仍然存在。針對此問題，在瞻榆變加裝了次同步振蕩監測裝置實現了實時監測及切除線路功能。

隨著新能源并網容量不斷擴大，電力電子設備的大量使用，未來電力系統故障“連鎖性”和寬頻穩定將更加突出，需研究制定有效措施予以解決。

2.4 轉動慣量不足的問題

電力系統在發生故障擾動，產生功率沖擊、頻率波動時，依靠大量旋轉設備的轉動慣性進行調節，稱之為“轉動慣量”[12]。轉動慣量的大小代表了系統的動態穩定能力。

風機葉片等效轉動慣量小，光伏基本無轉動慣量。東北、西北地區目前仍以火電為主要電源，隨著風電、光伏等新能源的大面積規?；_發，新能源大量替代火電的情況下可能出現因轉動慣量不足影響新能源外送、降低系統動態穩定裕度的情況。

以東北電網為例，在5500萬kW負荷水平下，損失300萬kW功率，若將1000萬kW火電開機容量替換為等量風電，頻率動態特性將明顯下降，極端情況下，下跌幅度相差可能達到0.3 Hz以上。

應對電力電子大規模接入造成的轉動慣量不足的問題，可采取以下幾種措施：

1）采用新一代調相機，新一代調相機具有更強的動態無功支撐能力與暫態電壓調節能力，更適合于我國當前的電網結構特點[13]，目前扎魯特工程已投運2臺；研制大轉動慣量的調相機，有望將有功、無功、轉動慣量部分實現解耦調節。

2）大力發展抽水蓄能機組，可以同時解決電網調峰、調頻和轉動慣量不足等問題，為新能源接納創造良好技術條件。

3）深度開發應用儲能技術，利用電網中電池的化學能源重新通過電力電子器件提供虛擬轉動慣量。

2.5 分布式電源帶來的運行控制問題

受資源稟賦限制，新能源開發需要集中式與分布式并舉。近年來，隨著節能減排政策、光伏扶貧項目的推行，分布式發電技術的提高，配電網側接入了大量的分布式光伏、風電。分布式電源的大量接入使得配電網潮流、負荷特性發生顯著變化，部分配電網主變存在潮流上送情況。這部分電源裝機運行容量難于實時統計。隨著分布式電源裝機容量不斷增加，傳統的模型已不能很好地描述區域特性[14]，這對于電網電源計劃安排及電力系統安全穩定分析造成了很大的困擾[15]，急需深入研究考慮分布式電源特性的模型建模方法。

3 東北電網應對措施

面對大電網運行與控制的問題與挑戰，針對新能源大量接入帶來的平衡問題，魯固特高壓投運引發的送端頻率、電壓穩定問題，東北電網積極實踐，多措并舉，通過調峰輔助服務市場、高頻緊急控制系統、風電高電壓穿越技術改造等手段，提升新能源消納，保障系統安全，促進電網協調發展。

3.1 東北電力調峰輔助服務市場構建與運行

2014年起，東北電網建設并運行了中國第一家電力調峰輔助服務市場[16]。市場運行至今近4年的時間里，通過電力輔助服務市場的機制，利用經濟杠桿，挖掘了現有火電機組的深度調峰潛力，極大改善了因新能源大量接入帶來的電力電量平衡問題，促進了清潔能源消納。

2017年，東北電力調峰輔助服務市場發生有償調峰輔助服務電量25.12億kW?h，全網風電受益電量共計105.72億kW?h，風電分攤費用5.97億元，折合風電每度受益電量分攤費用0.056元。2017年新能源消納同比增長27.8%。

輔助服務市場成功推動了東北多家火電企業開展靈活性改造工程，實現“熱電解耦”。截至2018年6月底，已有12家火電廠完成靈活性改造，提高低谷時段風電上網能力240萬kW，進一步提升了電網調節能力。

3.2 東北電網高頻緊急控制系統研究與實施

為抵御魯固特高壓直流大功率運行時閉鎖引起的高頻風險，東北電網建設了國內覆蓋區域最廣、控制站點數量最多、策略最復雜的高頻緊急控制系統(包括 1座主站，49座風電執行站，14座水電執行站，24座火電執行站，高嶺、黑河2個直流換流站)，可切電源容量5389萬kW(約占全網電源總量40%)。2018年7月19日，東北電網高頻緊急控制系統正式投入運行，大幅度提高了東北富余電力送出能力和電力資源跨大區優化配置能力。

3.3 扎魯特近區風電高電壓穿越技術改造

魯固直流大功率送電時一旦發生直流閉鎖或者連續換相失敗，扎魯特換流站近區暫態過電壓最高可達到1.3倍額定電壓，原有的風電機組耐壓性能(超過 1.1倍額定電壓時脫網)無法滿足魯固直流大功率送電的安全要求，可能導致扎魯特換流站近區近千萬kW風電機組不受控脫網[17]，對東北電網的安全運行構成嚴重威脅。

如果按照常規電網安全穩定控制模式，類比于安全斷面潮流控制，需要將影響電網安全運行的發電機組出力控制在安全運行區間內。為減少或避免因此新增棄風限電，充分發揮魯固特高壓直流跨大區輸電能力，東北電網推動了扎魯特換流站近區風電場高電壓穿越技術改造工作，風電機組高電壓穿越曲線如圖4所示，要求改造后風電機組在圖中紅線以下區域不脫網連續運行，即具備1.3倍額定電壓下500 ms不脫網的能力。

圖4 風電機組高電壓穿越曲線Fig. 4 High voltage ride through curve of wind power unit

4 結語

新能源大規模接入和大容量特高壓直流輸電使電網在機理特性、認知難度、控制體系等方面面臨著新一輪挑戰。當前，以新能源大規模開發利用為標志，以電力電子化為路徑的新一輪能源革命，正在深入展開。東北電網應對大電網運行，多措并舉，提升了新能源消納水平，保障了系統運行安全。