全国两会代表、院士专家谈特高压
- 2013-03-11 10:32
薛禹胜中国工程院院士、国网电力科学研究院名誉院长
在满足负荷对量质的需求不断提高的同时，我国电力工业的发展还承担着建设资源节约与环境友好型社会的责任。但受资源、环保、运输、土地等客观因素的制约，多年来，电源与负荷的空间距离不断加大，需要输送的电力也快速增长，突破了原有电压等级的电网传输能力。电网发展方式成为关键，更高电压的电网成为发展的必然。随着同步电网规模的扩大，未来电网的安全性问题也面临新的挑战。作为长期从事电网安全性及控制措施研究的科研单位，中国电科院与国网电科院遵循电网发展的客观规律，对我国电网的发展模式及其安全稳定性的分析与控制进行了长期的研究和实践。
一、电网互联和规模扩大是世界电网发展的客观规律
由于能源资源分布不均，能源构成和价格以及负荷需求的地区差异，大电网互联不但成为能源安全、环境安全及电力安全的重要保障，也带来多方面的经济效益，因此一直是各国电网发展的客观规律。在北美、欧洲、独联体、巴西、南非、中东等地区还出现了跨国互联的同步电网。
建国后，我国电网的互联也经历了从省网到区域电网，再到跨大区电网的发展阶段。从上世纪90年代初开始，我国全面实施西电东送、南北互供和全国联网的战略工程。截至2005年6月，全国跨大区互联电网初步形成，保证了三峡、二滩等大电站的电力消纳和安全稳定运行，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电力紧缺局面发挥了重要作用。
国内外大规模互联电网的发展历程一致表明，联网除获得输电效益外，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。从而，供电紧张的地区和国家可从相邻电网获得支援，增强了对电源、负荷及电力市场变化的适应性。交流同步联网方式经历了由初期弱联系到结构逐步加强的阶段，提高了电网输送能力和安全稳定控制能力。
当前我国正处于电网互联发展的重要时期，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，到2020年，总规模将达3.5亿千瓦。为满足如此大规模电力传输的要求，全国联网的格局必须进一步得到加强。
二、构建华北—华中—华东特高压同步电网是满足安全稳定要求的最佳目标模式
根据我国电网发展的实际情况，中国电科院研究了我国同步电网发展的合理模式。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，该地区是我国重要的煤炭基地；华东地区经济发达，市场空间大。华北、华中、华东同处电力流受端，具有水火互补、水风互补、风火互补、丰枯互济联网效益，它们彼此为邻，网间距离短、联网投资省、安全性好。将“三华”作为一个整体，统筹规划受端电网主网架方案，符合加强受端电网建设的客观规律。根据不同的技术条件，筛选出下述三种规划方案做技术经济比较：
一是500千伏异步方案，华北、华中、华东电网以500千伏交流为主网架；华北—华中维持特高压单回线弱联系不变，与华东通过直流异步联网。
二是特高压异步方案，华北、华中、华东分别采用特高压交流构建主网架，华北—华中与华东之间通过直流异步联网。
三是特高压同步方案，华北、华中、华东通过特高压交流构建主网架，形成“三华”同步电网。
上述三个方案与西北和东北送端电网之间都通过直流异步联网。
安全稳定分析结果表明，“三华”500千伏异步方案中，短路电流大面积超标。若采用降低短路电流的措施，将破坏电网结构，只是权宜之计，不能彻底解决电网发展带来的短路电流增长问题。此外，华东、华中共有超过100条交流线路，即使安装SVC/STATCOM，也无法解决“N-1”故障下的电压崩溃问题，不满足《电力系统安全稳定导则》（以下简称“导则”）的第一级安全稳定标准。大规模电力通过直流送入东中部负荷中心，形成典型的"强直弱交"电网结构，无论交流系统还是直流系统发生故障，都可能引发大范围潮流转移和电压崩溃等连锁反应，导致大面积停电。
“三华”特高压异步方案可以解决前一方案的短路电流大面积超标问题及直流故障后交流系统功率转移能力不足的问题。
存在的主要问题是馈入华东电网的直流规模超过交流电网承受能力。交流线路发生“N-1”短路故障引起的电压稳定问题仍然突出。即使大量加装SVC/STATCOM，也不能完全满足“导则”中“N-1”相关标准要求，发生大面积停电的风险仍然较高。
“三华”特高压同步方案形成“强交强直”的输电格局，与异步方案相比，大幅度提高了东中部地区接受区外电力的能力。既解决了制约电网发展的短路电流增长问题，又解决了东中部地区多直流馈入引起的严重的电压不稳定问题，可以满足“导则”规定的规划设计标准。该方案的电网安全稳定性、运行可靠性和抵御事故的能力可以保障我国经济社会长期可持续发展所需的电力供给。
为满足未来“三华”受电需求，远距离大容量输送是必需的。未来电网将出现大规模交直流并列运行和受端电网直流集中馈入的两大特征，这给电网安全稳定运行带来风险。未来电网中通道必须具有足够的潮流转移能力，受端具有足够的电压支撑能力才能保障电网的安全。以500千伏电网为骨干，则与需要的电力输送能力相去甚远，绝不可取；发展特高压异步方案只能解决潮流转移问题而无法解决受端电压支撑问题。发展 “三华”特高压同步电网则能最终彻底解决困难。
三、大规模特高压同步电网的安全性可以得到保障
大电网承受扰动的能力比小电网显著增强。同步电网具有受到扰动后维持系统同步运行的能力；同步电网规模越大，同样规模的扰动带来的波动就越小。由足够强大的输电系统连接的大规模同步电网，可以加强系统的安全稳定性。
大电网事故过程是可以有效控制的。从国外电网近年来发生大面积停电的统计数据和机理看，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情况下，由一系列相继故障诱发并演变而来。这些事故可以通过我国独创的技术有效控制，包括先进的规划及分析技术，完善的停电防御框架设计，优化的控制决策支持，电网稳定性与充裕性的提高，从而切断恶性连锁反应链将系统导向良性的恢复过程。
总之，大停电事故的关键原因并不在于同步电网的规模大小，而是电网结构不合理及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，各电网之间互联是自发形成的，765/345千伏系统与500/220千伏系统交织混联，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。
结构合理的大电网在统一协调控制的基础上，通过区域间在事故情况下的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范围内，降低事故可能造成的影响，避免全网性大停电事故。前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，其统一电力系统没有发生过全网性的大停电事故。
我国电网在安全运行方面有着良好的基础和丰富的经验。虽然我国1981年就引入了500千伏，但发展缓慢，电网结构薄弱是造成上世纪90年代以前事故频发的主要原因之一。90年代以后，随着500千伏主网架的加强，同步电网规模也在逐步扩大，但我国电网再没有发生全网性崩溃事故，主要原因有三个，即严格遵守《电力系统安全稳定导则》；统一规划、统一调度；先进的仿真技术和停电防御体系。
综上所述，从同步电网规模和安全性关系、国外大停电发生机理和我国电网运行历史经验来看，大规模同步电网的安全性是有保障的。