当前华中电网面临的挑战及应对措施

党杰，徐友平，奚江惠，潘晓杰，赵红生

(1． 国网华中电力调控分中心，湖北 武汉430077;2． 国网湖北省电力公司，湖北 武汉430077)

1 华中电网现状

2008年，1 000 kV 东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程落点华中，为华中、华北电网实现水火互济提供了新的输送通道;2010年，±800 kV复奉直流工程投产，为“绿色电力”由华中送往华东提供了条件，进一步增强了资源优化配置的能力;2011年，特高压扩建工程投产，形成世界首个1 000 kV/500 kV 电磁环网，特高压联络线输送能力达5 000 MW;2012年，世界装机容量最大的水力发电站三峡水电站32 台机组全部投产。大型清洁能源生产基地的建成和特高压交直流工程的投产使得华中电网的交直流混联格局、一体化特征更加明显，资源配置能力进一步增强，凸显了华中电网电力枢纽和资源优化平台的作用。

1.1 华中电网用电负荷

2010年，华中电网最大用电负荷112 000 MW，2013年丰水期，华中电网最大用电负荷149 000 MW。“十二五”前3年，华中电网最大用电负荷年平均增长率保持在10%左右。

1.2 跨区通道发展现状

截止2013年底，华中电网是跨区交换通道数量最多、跨区交换能力最强的区域电网。跨区通道达到10 回，呈现“九直一交、三特七高”的格局，跨区交换能力为35 870 MW。其中，通过1 回1 000 kV 特高压交流线路(长南Ⅰ线)与华北电网相联，通过4 回±500 kV 直流线路(葛南、龙政、宜华、林枫直流)及2 回±800 kV 直流线路(复奉、锦苏直流)与华东电网相联，通过1 回±500 kV 直流线路(德宝直流)及1 回背靠背直流(灵宝直流)与西北电网相联，通过1 回±500 kV 直流线路(江城直流)与南方电网相联。

1.3 区内500 kV 电网及省间联络线现状

“十一五”末，华中500 kV 电网已形成“一个中部环网、2 个输电通道、6 个负荷中心环网”的网架结构。一个中部框架指位于华中腹地的湖北电网荆门—武汉—咸宁—荆州—荆门500 kV 双回路大框架，该框架处于华中电网的核心位置，是华中电网西电东送、南北互供的“大平台”。2 回输电通道西起四川二滩，横穿四川、重庆、湖北直至江西上饶的西电东送500 kV 大通道;北起河南安阳，纵贯河南、湖北至湖南永州的南北水火互济500 kV 大通道。6 个负荷中心环网指围绕华中6 省(市)负荷中心而形成鄂东环网、豫中环网、湘中环网、赣中环网、大成都环网、重庆环网，上述6个环网是华中电网安全可靠接受和消纳电力的“集散地”〔1〕。

截止2013年底，华中电网各省(市)电网间均通过3 回及以上500 kV 联络，其中鄂豫断面由1 000 kV 南荆Ⅰ线、500 kV 樊白Ⅰ，Ⅱ回线、孝浉Ⅰ，Ⅱ回线构成，鄂湘断面由500 kV 葛岗线、江复Ⅰ，Ⅱ回线构成，鄂赣断面由500 kV 磁永线、咸梦Ⅰ，Ⅱ回线构成，川渝断面由500 kV 洪板Ⅰ，Ⅱ线、黄万Ⅰ，Ⅱ线构成，渝鄂断面由500 kV 盘龙Ⅰ，Ⅱ线、张恩Ⅰ，Ⅱ回线构成。

2 华中电网主网架发展趋势

2013年华中电网已投运输送容量为8 000 MW的±800 kV 天中直流。根据国家电网公司“十二五”发展规划，华中电网还将建成输送容量8 000 MW 的±800 kV 溪浙等直流工程。随着多回特高压大容量直流工程的陆续投产，华中电网将逐渐由“以送为主”型电网向“送受并重”型电网过渡，进而发展为“以受为主”型电网。

3 华中电网主要特点

1)电网安全风险及运行控制难度加大。在交流系统方面，随着跨区通道输电能力的提高，低频及电压安全风险加大，运行控制更趋复杂，需考虑直流闭锁、机组跳闸、500 kV 多重故障对特高压交流线路影响。在直流方面，由于多送端直流送出点密集，直流与直流之间存在相互影响，加之交直流通道耦合关系较强，跨区直流送、受并重，电网运行方式变化大，运行控制措施更加复杂。

2)水电比重大，电网稳定特性与来水情况密切相关。华中电网水力资源丰富，例如，四川省内主要有雅砻江、大渡河、金沙江、岷江、嘉陵江等流域，湖北省内主要有清江、汉江等流域，湖南省内主要有湘江、资江、沅水、澧水等流域。依托各流域建成的水电站地理分布广，水情变化复杂。水电装机占全网总装机41.74%，居区域电网之首。随着四川大型水电机组的投产，网内将形成三峡、向家坝—溪洛渡、官地—锦屏3 个装机容量超过10 000 MW 的大型水电基地。华中6 省(市)中四川、湖北、湖南水电比重较大，其中，四川水电装机占全省总装机容量的70%。

运行中，电网丰枯转换特征鲜明，网内重要断面潮流变化频繁，丰、平、枯水期电网稳定特性各不相同。例如丰水期，经川渝断面、渝鄂断面东送的四川水电、彭水电厂出力，和接入西电东送通道上的恩施小水电、水布垭水电厂出力都汇集到三峡近区，依托三峡外送系统送出，三峡近区输电通道输送潮流较重。

3)同杆并架线路成为约束断面交换能力的瓶颈。为充分利用走廊资源，500 kV 双回线多为同杆并架线路。截止2013年底，华中6 省(市)电网500 kV 同杆并架线路条数占比超过50%，电网同杆并架线路长度占比约40%。按照文献〔1〕的要求，电力系统承受大扰动能力的安全稳定标准，同杆并架双回线异名相故障按照第二级安全稳定标准进行运行控制，允许采取切机和切负荷等安全稳定措施。但部分地区稳控措施难以实施，制约了部分重要输电通道的交换能力。

4)对稳控装置依赖程度进一步增大。由于跨区大容量输电通道和大型电源不断增多，局部地区供电与电力外送对稳控装置依赖程度高，电网稳控装置数量持续增长，其中，湖南、江西电网稳控装置500 kV 厂站覆盖率较大，分别达到73%，81%〔2〕。并且，电网稳控系统日趋复杂，系统之间相互交织(含跨区)，已逐渐脱离稳控装置配置应简单、可靠的原则，出现“一站多切、点多面广”的局面，运行风险日益增大。电网运行面临着“保安全、保供电”的双重压力，稳控装置的运行风险也随之加大。

4 运行控制中面临的挑战及建议

1)电网严重故障时有发生。受地质灾害、恶劣天气等影响，一些较严重的电网故障时有发生，给电网运行控制来了较大的挑战。如2012年8月8日，受台风影响，华东电网1 回500 kV 线路发生单相永久故障，华中送华东的4 回直流发生2 次同时换相失败〔3－4〕。故障造成特高压长南线功率波动幅度达1 240 MW，特高压南阳站1 000 kV 母线电压下降约30 kV，三峡电厂总送出有功功率瞬降约5 028 MW。故障的发生打破了传统意义上直流系统可以隔离交流故障的认识，需要重新认知并探索大电网背景下交直流互联系统的特性。另外，由于同杆并架及紧凑型线路的广泛应用，使得电网发生N－2 故障概率呈逐年上升趋势，据统计，2006—2011年国家电网公司系统500 kV 电网发生同杆及同通道N－2 及以上故障29 次，由此给电网带来的运行风险值得引起关注〔5－9〕。需要及时制定电网N－2 分析控制适用原则，对重要断面的线路按照N－2 后保持系统稳定的原则确定输送能力;同时，应结合地理、气候环境特点，尤其对于灾害易发、多发地区，组织设计单位对电网已有设施进行全面评估和补强，对新建工程进行差异化设计，局部地区适当提高设计标准。

2)变频技术应用给电网带来新问题。当前，火电厂辅机系统大量使用变频调速装置，2011年，某电网1 回500 kV 线路故障跳闸，事故造成系统电压瞬时跌落，造成90 km 外某电厂机组给煤机变频器低电压闭锁，导致发电机组跳闸。另外，随着人们生活水平的不断提高，变频空调等负荷得到广泛应用。变频空调的大量使用使电网负荷特性发生一定变化。针对电厂变频技术的广泛应用，需要对火电机组进行全面核查和整改，解决可能存在的高电压、低电压穿越能力的问题。针对变频空调的广泛应用，需要对电网负荷进行较全面的调查和统计，重新调整或制定能真实反映当前电网负荷特性的模型。

3)大型水电站群出力变化大给电网运行带来挑战。在丰水期小负荷时段，华中电网用电负荷与一些大型水电站的出力呈逆向变化，系统运行风险和电力电量平衡难度进一步增大。针对此问题，需要深入研究水火互补、水火调剂的联合优化调度技术，结合华中区域现有的抽蓄、燃气机组，深入研究水电、抽蓄、燃机、普通火电的调峰优化组合，制定多元互补调峰优化组合原则;研究制定水火电补偿机制。在水电大发时段，建立灵活的水电实时交易或分配机制，以及火电机组强制轮停以消纳水电、事后水电给火电以补偿的水电全额消纳机制和规则，保证水能的充分利用。

4)短路电流持续增长成为电网发展的瓶颈。随着网架不断增强，华中电网短路电流超标的500 kV 厂站数不断增加。为解决短路电流超标问题，已采取或拟采取拉停线路、加装串抗、出串等措施降低短路电流，上述措施不同程度地降低了运行方式的灵活性，增大了电网安全运行风险，且根据华中电网2—3年滚动计算结论，按照2015年规划网架，三峡近区即使采取加装串抗的措施也依然面临再度超标的问题。针对此问题，需要在电网规划设计阶段，对短路电流问题进行充分考虑和论证;同步开展研制大容量遮断电流的开关，从根本上解决短路电流超标的问题。

5)现有稳控系统管理模式不适应未来电网发展。随着直流工程的不断投产，配套稳控系统越来越复杂，交直流稳控系统关联度、复杂度越来越高，多个稳控系统可能同时依赖于某一对象的动作效果，电网一旦发生相继故障，可能会出现稳控策略不能适应电网运行方式的变化。另外，在稳控系统相互交织、稳控布点面广量大的背景下，一旦受入型大容量直流发生闭锁，无论稳控装置是否动作，都会带来电压、频率大幅波动、潮流大范围转移的次生影响，加之网内重要断面潮流大小、方向多变、开机方式多变，稳控策略的适应性较差。因此，如何优化设计稳控系统及改进现有稳控系统管理模式以适应未来电网的需要是亟待解决的问题。现阶段，尽量减少稳控装置的配置，避免“一次不足，二次补”，降低稳控装置依赖程度，并推进稳控装置标准化建设，建立和实施统一的配置原则、设计标准、检验标准等，进一步提高稳控装置标准化水平。

6)现有计算分析模式不能适应电网的快速发展。目前，电网计算分析工作多采用单人单机离线方式，计算效率较低，采用加班加点的工作方式将难以胜任电网安全运行控制要求;同时，由于电网联系紧密程度不断增加，省内输变电设备故障有可能造成省外电网事故，成为区域性问题甚至是大电网问题，因此，以分省计算为主的离线、分散计算模式以及现有的常规计算工具不能适应电网的快速发展，亟待开发先进技术，发展新型计算模式及先进计算工具，解决计算量大及智能化计算的问题，以适应未来“三华”同步电网或更大规模电网的计算需求。

5 结语

随着特高压交直流工程的投产及通道输送能力的进一步加大，华中电网“大电网、大水电、大火电、大容量交直流混联、多跨区通道”的特点更加显著，运行方式更加多变，电网运行特性、控制策略更加复杂，运行控制要求更高，加之地理位置特殊、自然灾害频发，给电网运行带来巨大挑战。及时总结电网运行中存在的困难及挑战，剖析原因、提前防范，提出解决问题的思路或应对措施，对保证大电网安全稳定运行及电力可靠供应具有参考意义。

〔1〕DL 755—2001 电力系统安全稳定导则〔S〕． 北京:中国电力出版社，2001．

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