大规模新能源接入下特高压交直流混联电网联络线控制策略研究

姜尚光，刘健，于壮状

（国家电网华北电力调控分中心，北京 100053）

随着全国经济的不断发展，人民生活水平的逐步提高，用电负荷也随之快速增加。同时，由于我国资源分布不均，东部负荷中心与西部能源中心存在着不可调和的矛盾。这都驱使着大容量、长距离的特高压输电技术在电网建设中的广泛使用，从超高压到特高压，从交流互联到直流互联，从少量风电到大规模新能源的接入，华北电网的整体架构也随着经济、社会的发展，一步步成长为大规模新能源接入下的特高压交直流混联电网。本文随着历年华北电网联络线控制策略的发展和变化，探究新形势下特高压电网运行中的难点和不足，并结合具体问题找出电网运行控制上的优化方法，提高驾驭大电网的能力。

1 华北电网联络线控制策略的发展历程

2011 年以前，华北电网由京津唐电网、河北南网、山西电网及蒙西电网组成，电网独立运行。运行中，华北电网以京津唐电网为核心进行联络线交换和频率控制，其联络线控制策略采用定频率控制（FFC），由京津唐电网机组负责整个华北电网的频率控制；河北南网、山西电网、蒙西电网采用定联络线功率控制策略（FTC），负责控制与京津唐电网间的联络线电力交换。

在当时的电网自动化水平下，该控制策略具有实现简单、目标明确、技术门槛低等显著优势。但不足的是，在事故情况下，各省网机组可能会出现反调或多次重复调整的情况，不利于事故下电网频率的快速恢复，同时也加大了机组磨损。

2001 年，华北电网与东北电网实现交流联网，原有控制策略已经不满足两大区域电网互联下的控制要求，华北电网也随之采用了新的联络线控制策略。新的控制策略下，华北电网及山西、蒙西、河北南网均采用联络线功率及频率偏差控制策略（TBC），其中京津唐电网机组负责华北电网频率以及区域电网间联络线功率的调整。这种新的控制策略有以下显著的优点：山西、蒙西、河北南网某一控制区发生功率缺额后，不会对另外两方的区域控制偏差（ACE）造成影响，即功率缺额完全由自身以及负责整个华北电网ACE 控制的京津唐电网承担。这样就避免了原控制策略下无功率缺额控制区内的机组出现反调与重复调整的情况。同样，华北电网内部的功率缺额也不会对东北电网的ACE 造成影响。

但随着华北电网不断向前发展，区域内各省网的装机容量与负荷水平不断提高，尤其是2005 年山东电网并入华北电网后，京津唐电网装机容量在华北电网中所占比例逐渐缩小，同时，由于山东、山西、蒙西、河北南网四个省网的控制偏差均需京津唐机组参与调整，这就导致京津唐机组频繁调整的同时又无法达到理想的控制效果。

2008 年年底，华北、华中互联的1000kV 长治—南阳—荆门特高压交流示范工程计划投产。由于特高压联络线在大功率输送的情况下，其功率波动会引起两端1000kV 变电站和近区500kV 变电站电压的大幅波动，因此，华北电网迫切需要一种新的联络线控制策略来加强区域电网间特高压联络线的功率控制。

以控制特高压长南一线功率偏差小于规定值为目标，华北电网的AGC 控制策略进行了如下修改：①成立京津唐控制区，控制模式同网内其他控制区一样选用TBC 控制，这样京津唐机组只需负责调整自己控制区内的功率平衡，大大减少了调整频率和调整量。②针对特高压联络线的功率偏差建立了三道防线。第一道防线为“统一各控制区的控制方式”。该控制方式可同时满足各省网控制区ACE 和特高压联络线偏差的控制要求，核心为根据某控制区ACE对于特高压联络线偏差的贡献，在该控制区ACE 上使控制区内机组向着减小特高压联络线偏差的方向进行调整。第二道防线为从各控制区抽调调节性能突出的机组构成“特高压紧急控制区”。在特高压联络线功率偏差超过定值时通过机组AGC 自动进行功率偏差的调整。第三道防线则会在特高压联络线功率出现较大偏差时，将各控制区满足判据的机组AGC 挂起，避免机组出力继续向着不利于特高压联络线偏差恢复的方向进行调整。在华北电网的正常运行控制中，以第一道防线为主，辅以紧急情况下的第二、三道防线控制。实际运行表明，新的控制策略不仅有效地减轻了京津唐机组的调整压力，更实现了华北区域内各控制区对于特高压联络线调整的责任分摊，增强了调整效果，满足了特高压联络线控制上的严格要求。

2 当前华北电网的运行情况与面临问题

2.1 当前运行情况

截至2017 年年底，华北交流主网已形成1000kV 交流“两横一纵”、500kV“八横三纵”格局，几大送电通道主要承担华北电网西电东送、北电南送任务。华北电网区外联络为“一交五直”格局，分别通过交流特高压1000kV 长南一线与华中电网联络，通过高岭站背靠背直流、特高压鲁固直流与东北电网联络，通过银东直流与西北电网联络，通过特高压雁淮直流、锡泰直流与华东电网联络。华北电网呈现“大受端、大送端”特征。

对于华北各省网，近年来同样发生了巨大的变化：（1）随着交流特高压配套电源的陆续投产，配套电厂均列为京津唐电网直调机组，其发电电力通过京津唐与各省网间的联络线交换进行二次分配，使得京津唐电网由传统的受端电网转变为受端与潮流转供电网，潮流特征为多方向、多通道、多落点，电网运行以及联络线控制压力增大。（2）河北南网已成为华北电网的枢纽电网，与山西、京津唐、山东电网均存在强联系，网内“西电东送、北电南送”主要通道穿越潮流较重，线路长期重载。此外，河北南网迎峰度夏期间空调负荷增长迅速，2017 年执行有序用电的基础上，预计2018年度夏期间电力缺口将进一步扩大。（3）山西电网为华北西部电源基地，随着特高压雁淮直流的投产以及输送功率的不断加大，若发生严重直流故障，山西电网将产生极大的功率富余，其与华北主网相联的9 回500kV 外送线路和与华中电网相联的特高压长南一线将面临着严峻的运行风险。（4）山东电网作为传统的受端电网其交流受电通道由4 回线路增加为8 回，与华北主网间的联系进一步加强，但受电能力的增长不足以弥补负荷的快速增长，预计2018 年度夏期间同样存在电力缺口。直流方面，银东、鲁固以及未来即将投产的昭沂直流落点密集、电气距离较近，单个交流系统故障可能引发近区多条直流同时换相失败，对山东电网造成较大冲击，严重时可能引起华北-华中特高压联络线解列，电网安全运行风险巨大。（5）蒙西电网近年来网架结构变化不大，仍通过4 回500kV 线路与华北主网相联，电气距离较长且长期压稳定极限运行。当华北主网出现大功率缺额时，内蒙外送断面潮流将超过其稳定极限，有可能进一步扩大事故范围。

因一次能源分布不均，电源结构上华北电网3.5 亿千瓦的总装机容量中调节能力较差的火电机组占70%，调节能力较强的水电仅占2%，抽蓄、燃机等灵活调节电源不足7%，系统调峰能力严重不足。而随着近年来新能源的快速发展，华北电网2017 年新能源装机容量已达到2010 年的7 倍，其装机容量与华北2017 年最大负荷比值（即新能源渗透率）达到32%，大于全国新能源渗透率10 个百分点，尤其是度冬供热期与富风期高度重叠，使得新能源的波动性和不确定性对电网的影响进一步放大，增大了华北电网的安全稳定运行压力。同时，伴随着电力市场化的逐步推进，网间新能源电力交易迅速增加，新能源消纳压力增大，如何在保证电网安全运行的基础上，深挖电网调峰潜力，保障新能源电力的足额消纳已经成为电网运行中的重大问题。

2.2 面临问题

综合上述华北电网的基本运行情况，可以得出：随着华北特高压电网的快速发展和新能源装机的快速增长，电网结构和电源结构都发生了巨大改变，电力系统运行特性发生了深刻变化，为电网的调度运行工作带来了许多新的问题与挑战，总结如下。

电网潮流分布不均，穿越潮流所占比例逐渐增大，部分通道的潮流重载问题严重。省间联络线交换计划，线路近区机组开机、发电情况均是影响电网穿越潮流大小的关键因素，从这两方面入手，可有效地缓解重要通道的潮流重载情况。

特高压直流大量接入为华北电网的安全稳定运行提出了巨大的挑战。华北电网同时具有“大送端、大受端”的特征，特高压直流及近区交流线路故障极易引起华北电网大量的功率富余或缺额。由于直流功率均直接纳入起、落点省网的电力平衡，事故时采用TBC 控制模式的省网将无法第一时间起到事故支援的作用，帮助电网频率的快速恢复。此外，山西、内蒙外送断面长期压极限运行，直流故障可能导致断面功率超过稳定极限，扩大事故范围。

迎峰度夏期间，部分省网存在较大电力缺口。2017 年，各省网夏季大负荷发生的日期极为接近但日内发生的具体时间存在小范围的偏差，这使得难以通过日前、日内修改联络线计划的方法对存在电力缺口的省网进行有效的支援。

新能源消纳压力逐渐增大。由于固有电源结构的制约，冬季供热期与富风期的高度重叠，再加上近年来光伏装机的快速增长，网内调峰资源被不断压缩，部分省网调峰最困难的时期已从后夜低谷转移至中午平峰。

3 新的思路和方法

基于上述问题，本文从调控运行方面提出新的思路和方法如下。

（1）使用“在线安全分析”软件计算电网实时运行中的稳定限额，并结合计算结果实现发电机组AGC 的闭环控制。目前华北电网运行细则中断面、通道的稳定限额，均是由系统专业在特定的电网方式下（例如夏季大负荷）考虑极端情况计算得出。在线稳定限额计算功能可以实时计算出当前电网实际运行方式下的稳定极限，并结合当前断面、通道的负载情况以及发电机组对其潮流的灵敏度，自动控制发电机功率的升、降，从而实现发电机组AGC 的闭环控制。该方法可以实现重要断面、通道潮流的自动控制，在保障电网安全稳定运行的同时充分挖掘断面、通道的潮流输送潜力，实现调度精细化管理。

（2）在华北电网实施动态ACE。相较于传统ACE，动态ACE 可以在电网出现大功率区内功率富余、区外来电失去或电厂全停时，以备用共享为原则，使各省网一同承担华北电网功率剧烈变化后的频率恢复责任。具体来说，就是华北电网短时间内功率变化量达到定值且频率及频率变化速率满足给定条件时，自动化程序会在考虑电网安全约束的前提下，把功率变化量按照各省网的备用情况进行分摊，即将各省分摊量叠加在ACE 计算公式中的联络线偏差ΔP 上重新计算得到动态ACE 的数值，从而实现调集各省网备用来支援华北电网进行频率快速恢复的目的。

（3）存在电力缺口时合并京津冀鲁控制区实现备用共享。互联电网中，当某一电网出现严重电力不足时，可由其他区域提供备用支援，这部分备用即为备用共享。随着华北交流特高压“两横一纵”的投产，京津唐、河北南网、山东电网之间联络通道众多，网架结构呈现强联系，这大大加强了三者间实施备用共享的可行性。结合当前华北电网的调控运行方式，存在电力缺口时合并京津冀鲁控制区的方法主要有两种：①取消京津唐电网、河北南网、山东电网控制区，并将河北南网、山东电网内部机组出力涨至最高。后重新以京津冀鲁为一个完整的控制区计算ACE，由京津唐网内机组负责控制区ACE 的调整，维持控制区内电力平衡，这也是华北网调兼任京津唐省调的职责所在。②成立京津冀鲁控制区，并将其ACE 按照京津唐、河北南网、山东电网控制区频率偏差系数B 的大小重新分配给各控制区进行调整。两种方法同样实现了京津冀鲁备用共享的目标，其中方法①保证了京津冀鲁控制区中的所有备用容量均由网调进行调度，但仅以京津唐机组来平衡整个京津冀鲁电网的功率缺额，有可能造成ACE 调整困难，京津唐机组频繁调整等问题。方法②中的ACE由京津唐、河北南网、山东电网机组共同调整，其调整效果明显好于方法①，但会导致出现功率缺额的电网始终保留有一部分备用容量，并将其电力缺额更多的转移到其他电网。总的来说，两种方法都可以在一定程度上缓解京津唐、河北南网、山东电网电力平衡紧张的问题，减少有序用电的发生，但具体到实际电网运行控制中，仍存在优化调整的空间。

4 结语

本文在总结华北电网联络线控制策略变化的基础上，通过分析当前华北电网运行控制情况和面临问题，可得到如下结论。

（1）重要通道、断面潮流重载，迎峰度夏期间部分省网缺电情况严重，特高压直流大规模接入后电网运行风险的增加以及新能源消纳压力的不断增大是当前华北电网运行控制中面临的主要问题。

（2）当前华北电网的联络线控制策略已经不足以解决这些问题，控制策略亟待优化。