三华特高压同步电网构建及安全性分析

中国电力工业的发展在满足负荷不断增长的量、质需求基础上，还必须承担资源节约型、环境友好型社会建设的义务。电网的发展方式是电力工业能否达到上述目标的关键。受资源、环保、运输、土地等客观因素制约，电源与负荷间的距离逐渐加大，电网需要输送的电力规模也逐渐扩大，并逐步突破现有电压等级电网的能力，因此高一级电压等级电网的发展是必然的，与之匹配的是同步电网规模的扩大，但同时不可避免地出现了对未来电网安全性的考虑。

1 、电网发展的客观规律

1.1 国外电网发展趋势

国外的典型电网结构如图1所示。回顾世界电网发展的历史，由于各国家和地区的能源资源分布不均，能源构成、价格以及负荷需求存在较大的差异，使得大电网之间互联可获得多项效益，例如：

通过电能的交易可获取价格较低的清洁能源;可实现水火电调剂和错峰效益;可实现发电容量互为备用从而减少装机容量和提高电网供电可靠性等效益。因此，大电网互联一直是世界各国和地区电网发展的客观规律，在北美、欧洲、独联体、巴西、南部非洲、中东等一些国家和地区还出现了跨国互联的同步电网。

1.2 中国电网发展趋势

中国电网的互联经历了从省网到区域电网、再到跨大区电网的发展阶段。从20世纪90年代初开始，以2020年为目标，中国全面展开了对全国电网互联的规划研究，加快了实现全国联网的步伐，中国电网发展开始进入全面实施“西电东送、南北互供和全国联网”战略工程的阶段。至2005年6月，全国跨大区互联电网已初步形成，保证了三峡、二滩等大电站的安全稳定运行，取得了大容量输电、互为备用、调剂余缺等联网效益，对于缓解长江三角洲、京津唐和珠江三角洲等地区的电力紧缺问题发挥了重要作用。

当前中国正处于电网互联发展的重要时期。在这一时期内，需要通过开发西南水电基地、北方煤电基地和可再生能源基地，向东部和中部负荷中心地区送电，促进东、西部协调发展。图2为未来中国的电力流向，预计2020年前后国家电网公司特高压(ultra high voltage，UHV)电网输送容量将达到3亿kW，其中通过百万伏级交流特高压电网传输的容量约为1.4亿kW。为满足如此大规模电力传输的要求，必须进一步加强全国联网，这符合世界电网发展客观规律，而全国六大区域电网全部采用直流联网的弱交换格局不符合中国电网发展需要。

1.3 国内外电网发展经验

建设坚强的大电网，能够实现在更大范围内合理开发资源，提高电能的使用效率和供电的可靠性与经济性，改善电力系统的安全稳定性能，缓解环保及运输压力，取得良好的社会经济效益。电网互联和规模扩大是世界电网发展的客观规律。纵观国内外大规模互联电网发展的历程，总结了如下经验：

(1)联网除了获得输电效益以外，还取得了共享事故备用和调峰容量、水火互补、跨流域补偿、提高供电可靠性、资源优化利用等综合效益。

(2)跨地区和跨国界联网将使得供电紧张的地区和国家有机会从相邻电网获得支援，增强电网对电源、负荷分布及电力市场变化的适应性。

(3)互联电网以交流同步联网方式为主，经历了由初期弱联系到结构逐步加强的阶段，在这一过程中电网的输送能力和安全稳定控制能力都相应得到了提高。

2、 中国电网发展的合理模式

2.1 “三华”同步电网规模

根据中国电网发展的实际情况，对中国同步电网发展的合理模式进行了研究。中国华中电网水电比重大，其东部四省能源匮乏;华北电网是纯火电系统，该地区是中国重要的煤炭基地;华东地区经济发达，市场空间大。这三大电网互补性强，并且地理位置毗邻，采用特高压交流形成坚强的华北—华中—华东同步电网，与东北、西北和南方3个电网采用直流方式实现互联，全国形成4个主要的同步电网。这一发展模式将为促进能源资源的优化配置和高效利用奠定坚实的物质基础。 据测算，到2020年，华北京津冀鲁、华中东部四省(鄂豫湘赣)和华东电网需要受入电力约 3亿kW，其中约2.5亿kW为未来10年新增量。初步分析，接受这样大规模的电力，同步电网的规模应在5亿~7亿kW，而在“十二五”期间，华北—华中—华东同步电网总装机容量将达到8亿kW左右，能够适应大规模电力受入和分配的需要。

华北—华中—华东同步电网覆盖的地理面积约320万km2，其装机容量和覆盖面积与北美东部大同步电网基本相当。华北—华中—华东核心特高压双环网与目前500 kV受端环网的电气距离相当，但其电力交换能力远高于500 kV电网，对电源和负荷变化的适应性以及抗干扰能力强，可以充分获取错峰、水火互济、互为备用等联网效益，降低成本。 因此，构建华北—华中—华东特高压同步电网是中国电网发展的合理模式。

2.2 电压等级和输电方式选择

(1)500 kV无法承担未来大型能源基地的电力送出和消纳。 未来新增电源距负荷中心距离为800~3 000 km，超出了500 kV的经济输送距离，系统稳定问题十分突出，而且送电回路的增加导致占用走廊过多，浪费土地资源。因此，提高大型电源基地的送出电压等级势在必行。

从受端系统来看，目前中国经济发达地区 500 kV电网已经遇到走廊紧张、短路电流控制困难等发展瓶颈，如果仍维持500 kV电压等级，将遇到难以克服的困难。为保证大量电力的消纳，需要加快建设以特高压为主干网架的坚强受端电网。中国“电力系统技术导则”也指出：受端系统愈强，愈有能力接受外部远方大容量坑口电厂和大型水电基地送入的大量电力。

(2)1 000 kV特高压符合电压升级的客观规律。

按照世界电网发展规律，当系统容量翻2番时，需要考虑引入一个新的电压等级。根据电网电压升级的一般规律，升级电压是现有最高电压的2倍左右。世界电网电压等级从220~275 kV升压到400~500 kV，后来又引入了750(765) kV电压等级，此后又相继开展特高压输电技术的试验研究，都遵循这一发展规律。

20世纪80年代以来，西方主要发达国家电力需求趋缓，系统总规模远未达到翻2番的水平，并且新增大量位于负荷中心地区的气电装机，大大降低了对远距离、大容量输电技术的依赖。即便如此，日本在20世纪80年代末90年代初陆续建成同塔双回1 000 kV输电工程，后由于没有负荷需求，处于降压运行状态。在苏联，从20世纪80年代开始，随着大型能源基地的建设，陆续建成的特高压交流输电线路长度有2 364 km，后主要由于苏联解体，特高压交流输电处于停滞状态。

中国自1982年第1条500 kV输变电工程投运以来，电压等级从220 kV升级至500 kV已有28年的历史，装机容量从1982年的7 236万kW发展到目前的超过8亿kW，是当初的11倍以上。随着西部大水电、北方大火电和可再生能源发电基地的开发建设，远距离、大容量输电的市场前景广阔，仅依靠交流500 kV输电，从技术和经济两方面来看均是不可行的。因此，中国采用交流1 000 kV输电技术是基于国际上电网发展的实践经验，特别是结合中国国情所做出的战略选择。

(3)特高压交直流输电必须协调发展。

特高压交流输电类似“高速公路”，适用于构建网络，中间可以落点，电力的传输、交换、分配十分灵活;直流输电类似“直达航班”，中间不能落点。中国电力输送整体上体现出从西向东大规模流动、在中部分布落点的格局，特高压交流输电可以方便地适应这种能源输送与消纳格局;若单纯依赖直流输电，则无法适应这一要求。从安全性来讲，直流输电工程必须依托于送、受两端坚强的交流电网才能可靠运行。因此，交、直流输电方式各有所长，本身没有排他性，而是相辅相成的，在电网规划和建设中要注意发挥各自的优势，使2种输电方式各尽所能，相得益彰。

在电源基地外送中采用特高压交流与特高压直流相互配合，形成“强交流和强直流”并联输电结构，可为西电东送提供多样化的选择，将有助于改善中国的电网结构，提高输电系统的安全可靠性。

建设华北—华中—华东大同步受端电网，是接受大容量电力输入和充分取得联网效益的客观需要，其电压等级选择特高压，并推进特高压交直流输电协调发展，是符合电网发展的客观规律的。

3 、特高压同步电网的安全性分析

3.1 同步电网大停电机制

同步电网具有受到扰动后维持系统同步运行的自然特点，从而减轻扰动对系统的影响;同步电网规模越大，共同响应扰动的元件就越多，扰动带来的波动越小，承受能力越强。从大停电概率来看，电网规模较小时，相对较小的扰动可能引发电网事故，进而发展为全网大停电事故，如巴西、马来西亚和印尼等大停电事故;而对于大规模同步电网，抗扰动能力增强，系统的安全稳定性明显提高。

从国外电网近年来发生大面积停电的统计数据和机制看，大面积停电事故的发生，都是由于对单一事故处理不当而引发的。电网崩溃往往是在大电网安全充裕度下降的条件下，由发电、输电设备的连锁反应事故诱发的，都有一定的发展过程，而不是瞬间出现、爆炸性的，从实际演变过程来看，也往往是多种原因导致了功率转移等情况失控，最终大停电。这种事故通过采取正确的控制策略，提高电网的充裕度，切断恶性连锁反应链，将系统状态导向良性的恢复过程，是可以有效控制的。

因此，大停电事故的原因并不在于同步电网的规模大小，而主要可归结为2点：一是电网结构不合理;二是缺乏统一协调控制机制。以美国电网为例，其电网缺乏统一规划，各电网之间的互联是自发形成的，765/345 kV系统与500/220 kV系统交织混联，长距离弱电磁环网普遍存在，造成电网结构混乱，容易发生大范围的负荷转移，引起连锁反应，导致大停电事故频发;另一方面，由于缺乏全网统一的协调控制机制和手段，未能建立可靠的全网安全稳定防线，致使系统中的局部故障不能及时采取措施快速隔离，而逐渐演变成大停电事故。再如近期巴西电网大停电事故暴露出来其在电网结构方面存在缺陷，单一送电通道比例过高，受端电网规模和强度均不足。

结构合理的大电网在统一协调控制的基础上，通过区域间事故情况下紧急功率支援和完善的安全防御体系遏制事故的发展，可将事故控制在较小的范围内，降低事故可能造成的影响，避免全网性大停电事故。苏联电网是同步大电网安全运行的典范，在1991年苏联解体前，其电力系统没有发生过全网性的大停电事故。

中国电网在安全运行方面有着良好的基础和丰富的经验。中国电网发展滞后是不争的事实，虽然中国1982年就投运了500 kV输电线路，但发展缓慢，电网结构薄弱是造成20世纪90年代以前事故频发的主要原因之一。20世纪90年代以后，随着500 kV主网架的加强，虽然同步电网规模也在逐步扩大，但中国电网再没有发生全网性崩溃事故，主要原因有3个方面：一是中国电网的运行严格遵守《电力系统安全稳定导则》;二是中国电网实行统一规划、统一调度的机制;三是仿真手段的丰富性和计算准确性不断提高，确保了大电网安全稳定防御体系(三道防线)的可靠建立。

综上所述，从同步电网规模和安全性关系、国外大停电发生机制和中国电网运行历史经验来看：大电网承受扰动的能力比小电网显著增强;大电网事故过程是可以有效控制的，大规模同步电网的安全性是可保障的。

3.2 “三华”特高压同步电网构建原则

目前的特高压同步电网初步方案是按《电力系统安全稳定导则》和《电力系统技术导则》的要求构建的，规划的坚强电网结构符合电网分层分区布局原则。

(1)建设坚强的受端电网。在京津冀、华中东部、华东等负荷中心形成特高压环网，如图3所示，与各电压等级电网协调发展，使电网具有强大的交换能力，方便外来电力分散接入，满足电源基地送出电力在受端电网的分配需求，提高系统安全稳定水平。

(2)坚持电源合理分层分区接入系统。送端电源宜直接接入特高压电网，为了解决受端电网的电压支撑问题，保证电网安全，一方面在电网中合理配置无功补偿装置，另一方面受端系统部分大机组宜直接接入特高压电网。图4为2020年送受端电源接入的示意图。

(3)合理安排电磁环网运行方式。对特高压电网运行初期存在的1 000/500 kV电磁环网运行问题，结合具体运行方式进行具体分析，遵循“电力系统安全稳定导则”的规定，确定解环与否及解环的时机，做出合理决策，以保证电网的安全稳定性。

3.3 “三华”电网安全性分析

为了确保特高压同步电网的安全性，利用世界领先的综合仿真试验研究系统，按照中国电网的相关技术标准，充分考虑电网在发生各种严重故障下系统的安全稳定水平，对构建中的华北—华中—华东特高压同步电网进行了全方位、多角度、深层次的仿真研究，结果表明：

(1)在正常方式和单一故障情况下，可保证电力通过特高压电网安全送达受端电网;

(2)华北—华中—华东特高压同步电网的动态稳定水平较高，不存在影响系统安全稳定运行的区域间弱阻尼低频振荡模式;

(3)华北—华中—华东交流特高压同步电网具有很强的网间交换能力，系统可以承受较大的功率转移，当受端系统发生损失一个特高压交流输电通道的较严重故障时，系统仍可以保持稳定运行;

( 4)送端系统发生损失一个特高压交流输电通道的较严重故障时，只需利用目前已成熟的控制技术，切除送端部分发电机组即可保持稳定运行;

(5)在川渝电网和华中、华东电网采用特高压交、直流并列运行的方式下，由于特高压“强直强交”输电技术的协调配合，特高压交流电网可以承受直流单极闭锁的功率转移，避免频繁切机，减少窝电和弃水，提高水电运行的经济性;

(6)当特高压直流发生小概率的双极闭锁故障时，只需切除送端少量水电机组即可保持系统稳定;利用直流的快速调节能力还可以提高整个交、直流并列系统的稳定水平。 在坚强网架基础上，通过采用在中国已经有丰富实践经验的保证电网安全稳定运行的综合措施(包括建设完善的安全稳定控制系统、防范故障扩大化、加强故障应对措施的预先研究、提高快速反应能力、积极采用新技术提高特高压电网的稳定水平)，能够保证特高压电网的安全稳定性完全符合“电力系统安全稳定导则”规定的标准[14]。

4 、结论

中国加快发展特高压大电网是符合世界电网发展客观规律的，是适应中国西部大水电、北方大火电和可再生能源发电基地的开发建设和远距离、大容量输电的需求的，也完全能够满足《电力系统安全稳定导则》的要求，规划中的“华北—华中—华东”特高压同步电网的安全性是有充分保障的。