大規模新能源接入下特高壓交直流混聯電網聯絡線控制策略研究

姜尚光，劉健，于壯狀

（國家電網華北電力調控分中心，北京 100053）

隨著全國經濟的不斷發展，人民生活水平的逐步提高，用電負荷也隨之快速增加。同時，由于我國資源分布不均，東部負荷中心與西部能源中心存在著不可調和的矛盾。這都驅使著大容量、長距離的特高壓輸電技術在電網建設中的廣泛使用，從超高壓到特高壓，從交流互聯到直流互聯，從少量風電到大規模新能源的接入，華北電網的整體架構也隨著經濟、社會的發展，一步步成長為大規模新能源接入下的特高壓交直流混聯電網。本文隨著歷年華北電網聯絡線控制策略的發展和變化，探究新形勢下特高壓電網運行中的難點和不足，并結合具體問題找出電網運行控制上的優化方法，提高駕馭大電網的能力。

1 華北電網聯絡線控制策略的發展歷程

2011 年以前，華北電網由京津唐電網、河北南網、山西電網及蒙西電網組成，電網獨立運行。運行中，華北電網以京津唐電網為核心進行聯絡線交換和頻率控制，其聯絡線控制策略采用定頻率控制（FFC），由京津唐電網機組負責整個華北電網的頻率控制；河北南網、山西電網、蒙西電網采用定聯絡線功率控制策略（FTC），負責控制與京津唐電網間的聯絡線電力交換。

在當時的電網自動化水平下，該控制策略具有實現簡單、目標明確、技術門檻低等顯著優勢。但不足的是，在事故情況下，各省網機組可能會出現反調或多次重復調整的情況，不利于事故下電網頻率的快速恢復，同時也加大了機組磨損。

2001 年，華北電網與東北電網實現交流聯網，原有控制策略已經不滿足兩大區域電網互聯下的控制要求，華北電網也隨之采用了新的聯絡線控制策略。新的控制策略下，華北電網及山西、蒙西、河北南網均采用聯絡線功率及頻率偏差控制策略（TBC），其中京津唐電網機組負責華北電網頻率以及區域電網間聯絡線功率的調整。這種新的控制策略有以下顯著的優點：山西、蒙西、河北南網某一控制區發生功率缺額后，不會對另外兩方的區域控制偏差（ACE）造成影響，即功率缺額完全由自身以及負責整個華北電網ACE 控制的京津唐電網承擔。這樣就避免了原控制策略下無功率缺額控制區內的機組出現反調與重復調整的情況。同樣，華北電網內部的功率缺額也不會對東北電網的ACE 造成影響。

但隨著華北電網不斷向前發展，區域內各省網的裝機容量與負荷水平不斷提高，尤其是2005 年山東電網并入華北電網后，京津唐電網裝機容量在華北電網中所占比例逐漸縮小，同時，由于山東、山西、蒙西、河北南網四個省網的控制偏差均需京津唐機組參與調整，這就導致京津唐機組頻繁調整的同時又無法達到理想的控制效果。

2008 年年底，華北、華中互聯的1000kV 長治—南陽—荊門特高壓交流示范工程計劃投產。由于特高壓聯絡線在大功率輸送的情況下，其功率波動會引起兩端1000kV 變電站和近區500kV 變電站電壓的大幅波動，因此，華北電網迫切需要一種新的聯絡線控制策略來加強區域電網間特高壓聯絡線的功率控制。

以控制特高壓長南一線功率偏差小于規定值為目標，華北電網的AGC 控制策略進行了如下修改：①成立京津唐控制區，控制模式同網內其他控制區一樣選用TBC 控制，這樣京津唐機組只需負責調整自己控制區內的功率平衡，大大減少了調整頻率和調整量。②針對特高壓聯絡線的功率偏差建立了三道防線。第一道防線為“統一各控制區的控制方式”。該控制方式可同時滿足各省網控制區ACE 和特高壓聯絡線偏差的控制要求，核心為根據某控制區ACE對于特高壓聯絡線偏差的貢獻，在該控制區ACE 上使控制區內機組向著減小特高壓聯絡線偏差的方向進行調整。第二道防線為從各控制區抽調調節性能突出的機組構成“特高壓緊急控制區”。在特高壓聯絡線功率偏差超過定值時通過機組AGC 自動進行功率偏差的調整。第三道防線則會在特高壓聯絡線功率出現較大偏差時，將各控制區滿足判據的機組AGC 掛起，避免機組出力繼續向著不利于特高壓聯絡線偏差恢復的方向進行調整。在華北電網的正常運行控制中，以第一道防線為主，輔以緊急情況下的第二、三道防線控制。實際運行表明，新的控制策略不僅有效地減輕了京津唐機組的調整壓力，更實現了華北區域內各控制區對于特高壓聯絡線調整的責任分攤，增強了調整效果，滿足了特高壓聯絡線控制上的嚴格要求。

2 當前華北電網的運行情況與面臨問題

2.1 當前運行情況

截至2017 年年底，華北交流主網已形成1000kV 交流“兩橫一縱”、500kV“八橫三縱”格局，幾大送電通道主要承擔華北電網西電東送、北電南送任務。華北電網區外聯絡為“一交五直”格局，分別通過交流特高壓1000kV 長南一線與華中電網聯絡，通過高嶺站背靠背直流、特高壓魯固直流與東北電網聯絡，通過銀東直流與西北電網聯絡，通過特高壓雁淮直流、錫泰直流與華東電網聯絡。華北電網呈現“大受端、大送端”特征。

對于華北各省網，近年來同樣發生了巨大的變化：（1）隨著交流特高壓配套電源的陸續投產，配套電廠均列為京津唐電網直調機組，其發電電力通過京津唐與各省網間的聯絡線交換進行二次分配，使得京津唐電網由傳統的受端電網轉變為受端與潮流轉供電網，潮流特征為多方向、多通道、多落點，電網運行以及聯絡線控制壓力增大。（2）河北南網已成為華北電網的樞紐電網，與山西、京津唐、山東電網均存在強聯系，網內“西電東送、北電南送”主要通道穿越潮流較重，線路長期重載。此外，河北南網迎峰度夏期間空調負荷增長迅速，2017 年執行有序用電的基礎上，預計2018年度夏期間電力缺口將進一步擴大。（3）山西電網為華北西部電源基地，隨著特高壓雁淮直流的投產以及輸送功率的不斷加大，若發生嚴重直流故障，山西電網將產生極大的功率富余，其與華北主網相聯的9 回500kV 外送線路和與華中電網相聯的特高壓長南一線將面臨著嚴峻的運行風險。（4）山東電網作為傳統的受端電網其交流受電通道由4 回線路增加為8 回，與華北主網間的聯系進一步加強，但受電能力的增長不足以彌補負荷的快速增長，預計2018 年度夏期間同樣存在電力缺口。直流方面，銀東、魯固以及未來即將投產的昭沂直流落點密集、電氣距離較近，單個交流系統故障可能引發近區多條直流同時換相失敗，對山東電網造成較大沖擊，嚴重時可能引起華北-華中特高壓聯絡線解列，電網安全運行風險巨大。（5）蒙西電網近年來網架結構變化不大，仍通過4 回500kV 線路與華北主網相聯，電氣距離較長且長期壓穩定極限運行。當華北主網出現大功率缺額時，內蒙外送斷面潮流將超過其穩定極限，有可能進一步擴大事故范圍。

因一次能源分布不均，電源結構上華北電網3.5 億千瓦的總裝機容量中調節能力較差的火電機組占70%，調節能力較強的水電僅占2%，抽蓄、燃機等靈活調節電源不足7%，系統調峰能力嚴重不足。而隨著近年來新能源的快速發展，華北電網2017 年新能源裝機容量已達到2010 年的7 倍，其裝機容量與華北2017 年最大負荷比值（即新能源滲透率）達到32%，大于全國新能源滲透率10 個百分點，尤其是度冬供熱期與富風期高度重疊，使得新能源的波動性和不確定性對電網的影響進一步放大，增大了華北電網的安全穩定運行壓力。同時，伴隨著電力市場化的逐步推進，網間新能源電力交易迅速增加，新能源消納壓力增大，如何在保證電網安全運行的基礎上，深挖電網調峰潛力，保障新能源電力的足額消納已經成為電網運行中的重大問題。

2.2 面臨問題

綜合上述華北電網的基本運行情況，可以得出：隨著華北特高壓電網的快速發展和新能源裝機的快速增長，電網結構和電源結構都發生了巨大改變，電力系統運行特性發生了深刻變化，為電網的調度運行工作帶來了許多新的問題與挑戰，總結如下。

電網潮流分布不均，穿越潮流所占比例逐漸增大，部分通道的潮流重載問題嚴重。省間聯絡線交換計劃，線路近區機組開機、發電情況均是影響電網穿越潮流大小的關鍵因素，從這兩方面入手，可有效地緩解重要通道的潮流重載情況。

特高壓直流大量接入為華北電網的安全穩定運行提出了巨大的挑戰。華北電網同時具有“大送端、大受端”的特征，特高壓直流及近區交流線路故障極易引起華北電網大量的功率富余或缺額。由于直流功率均直接納入起、落點省網的電力平衡，事故時采用TBC 控制模式的省網將無法第一時間起到事故支援的作用，幫助電網頻率的快速恢復。此外，山西、內蒙外送斷面長期壓極限運行，直流故障可能導致斷面功率超過穩定極限，擴大事故范圍。

迎峰度夏期間，部分省網存在較大電力缺口。2017 年，各省網夏季大負荷發生的日期極為接近但日內發生的具體時間存在小范圍的偏差，這使得難以通過日前、日內修改聯絡線計劃的方法對存在電力缺口的省網進行有效的支援。

新能源消納壓力逐漸增大。由于固有電源結構的制約，冬季供熱期與富風期的高度重疊，再加上近年來光伏裝機的快速增長，網內調峰資源被不斷壓縮，部分省網調峰最困難的時期已從后夜低谷轉移至中午平峰。

3 新的思路和方法

基于上述問題，本文從調控運行方面提出新的思路和方法如下。

（1）使用“在線安全分析”軟件計算電網實時運行中的穩定限額，并結合計算結果實現發電機組AGC 的閉環控制。目前華北電網運行細則中斷面、通道的穩定限額，均是由系統專業在特定的電網方式下（例如夏季大負荷）考慮極端情況計算得出。在線穩定限額計算功能可以實時計算出當前電網實際運行方式下的穩定極限，并結合當前斷面、通道的負載情況以及發電機組對其潮流的靈敏度，自動控制發電機功率的升、降，從而實現發電機組AGC 的閉環控制。該方法可以實現重要斷面、通道潮流的自動控制，在保障電網安全穩定運行的同時充分挖掘斷面、通道的潮流輸送潛力，實現調度精細化管理。

（2）在華北電網實施動態ACE。相較于傳統ACE，動態ACE 可以在電網出現大功率區內功率富余、區外來電失去或電廠全停時，以備用共享為原則，使各省網一同承擔華北電網功率劇烈變化后的頻率恢復責任。具體來說，就是華北電網短時間內功率變化量達到定值且頻率及頻率變化速率滿足給定條件時，自動化程序會在考慮電網安全約束的前提下，把功率變化量按照各省網的備用情況進行分攤，即將各省分攤量疊加在ACE 計算公式中的聯絡線偏差ΔP 上重新計算得到動態ACE 的數值，從而實現調集各省網備用來支援華北電網進行頻率快速恢復的目的。

（3）存在電力缺口時合并京津冀魯控制區實現備用共享。互聯電網中，當某一電網出現嚴重電力不足時，可由其他區域提供備用支援，這部分備用即為備用共享。隨著華北交流特高壓“兩橫一縱”的投產，京津唐、河北南網、山東電網之間聯絡通道眾多，網架結構呈現強聯系，這大大加強了三者間實施備用共享的可行性。結合當前華北電網的調控運行方式，存在電力缺口時合并京津冀魯控制區的方法主要有兩種：①取消京津唐電網、河北南網、山東電網控制區，并將河北南網、山東電網內部機組出力漲至最高。后重新以京津冀魯為一個完整的控制區計算ACE，由京津唐網內機組負責控制區ACE 的調整，維持控制區內電力平衡，這也是華北網調兼任京津唐省調的職責所在。②成立京津冀魯控制區，并將其ACE 按照京津唐、河北南網、山東電網控制區頻率偏差系數B 的大小重新分配給各控制區進行調整。兩種方法同樣實現了京津冀魯備用共享的目標，其中方法①保證了京津冀魯控制區中的所有備用容量均由網調進行調度，但僅以京津唐機組來平衡整個京津冀魯電網的功率缺額，有可能造成ACE 調整困難，京津唐機組頻繁調整等問題。方法②中的ACE由京津唐、河北南網、山東電網機組共同調整，其調整效果明顯好于方法①，但會導致出現功率缺額的電網始終保留有一部分備用容量，并將其電力缺額更多的轉移到其他電網。總的來說，兩種方法都可以在一定程度上緩解京津唐、河北南網、山東電網電力平衡緊張的問題，減少有序用電的發生，但具體到實際電網運行控制中，仍存在優化調整的空間。

4 結語

本文在總結華北電網聯絡線控制策略變化的基礎上，通過分析當前華北電網運行控制情況和面臨問題，可得到如下結論。

（1）重要通道、斷面潮流重載，迎峰度夏期間部分省網缺電情況嚴重，特高壓直流大規模接入后電網運行風險的增加以及新能源消納壓力的不斷增大是當前華北電網運行控制中面臨的主要問題。

（2）當前華北電網的聯絡線控制策略已經不足以解決這些問題，控制策略亟待優化。