国家电力系统的安全隐患与建议-成都电力维保公司

随着我国用电负荷提高，跨区域、大容量、远距离特高压直流输电工程集中投产，电力系统形态及运行特性发生了重大变化，电力系统安全面临着诸多新问题，如电源电网发展规划不协调、交直流电网发展不协调、新能源大规模集中并网带来不稳定性、自然灾害和外力破坏频发，发生大面积停电事故的风险加大等。

近年来，特高压直流工程集中投产，已建在建达16回，与此相对应的特高压交流工程建设相对滞后，已建在建仅8回，且多为输电工程，特高压交流尚未成网，难以发挥作用，依靠现有的500千伏主网架无法承受特高压直流故障带来的巨大功率冲击。

华北—华中两大电网仅通过1000千伏长南单线联系，电网结构薄弱，不能满足±800千伏哈郑直流安全稳定运行要求。长南线南送500万千瓦。哈郑直满流率运行方式下，哈郑直流单极、双极闭锁故障，都会突破长南线静稳极限650万千瓦，导致电网失稳，震荡解列装置动作后，频率跌至49.3赫兹至48.5赫兹以下，低频减载切除991万千瓦负荷后才能保住电网稳定。为避免直流单、双极闭锁故障后电网失稳，分别需要联切河南200万千瓦和540万千瓦负荷，否则将造成较大电网事故。

在交流电网得不到配套加强的情况下，±800千伏酒湖直流投运后，华北—华中电网安全稳定问题进一步突出。酒泉—湖南特高压直流工程2015年5月获得核准并开工建设，计划2018年建成投运。酒湖和哈郑直流工程输电走廊相同，沿线灾害较多，增加了直流两极及以上故障的概率。考虑一回直流单极闭锁、另一回直流双极闭锁或两回直流同时双极闭锁，华中电网失去的直流功率将达到1200万千瓦或1600万千瓦，均会导电网失稳、长南线振荡解列后，华中电网低频减载置动作，将切除荷1032万千瓦，势必造成重大电网事故。

电网发生事故扰动，产生频率波动时，系统依靠大量旋转设备的转动惯性进行调节，称为“转动惯量”。系统的转动惯量越大，承受频率波动的能力越强。由于多回直流换相失败、闭锁引起的频率冲击大，交流同步电网规模相对不足，转动惯量较小，极易导致系统稳定破坏。

华东电网现已馈入直流10回，其中特高压直流6回，最大额定功率800万千瓦。仿真计算表明，华东电网234条500万千伏线路任一回故障，均可能导致华东电网8回以上直流同时换相失败，如果故障不能快速切除，将导致多回直流闭锁，华东电网出现大量功率缺额，造成系统频率大幅下降，严重时低频减载动作，系统损失大量负荷，可能引发较大电网事故。

考虑已核准在建的锡盟—泰州(额定功率1000万千瓦)、晋北—南京(额定功率800万千瓦)准东—皖南(额定功率1200万千瓦)特高压直流工程。2019年华东电网馈入直流将达到13回。届时，电网频率稳定问题将更加突出，可能引发大停电事故。

广东电网现已馈入直流8回，其中特高压直流2回，额定功率500万千瓦。广东境内罗洞、北郊、花都、增城、穗东等55条500千伏交流线路任一回故障，均可能导致南方电网7回以上直流同时换相失败，若故障不能快速切除，将导致多回直流闭锁，广东电网与主网解列，损失负荷将超过30%。

随着用电负荷、装机容量的大幅提高，特高压、配电网“两头”薄弱，500千伏电网越来越密集，短路电流超标问题日益显现，京津唐、长三角、珠三角和三峡地区的问题最为突出。2003年以来，我国已经开始应对500千伏枢纽变电站短路电流超标问题。传统的控制短路电流措施主要是采取线路拉停、出串和主变中压侧开断等，这些措施使电网结构完整性遭到破坏，安全隐患增加。2019年，在传统措施基础上，国家电网公司仍有45处厂站短路电流超标。

“十三五”末期，广东电网传统限制短路电流手段将无法满足要求，可能被迫开断广东内环网，届时广东电网承载多直流馈入的稳定问题将进一步突显。

特高压电网建设初期，500千伏电网暂不具备解环运行条件，存在高低压电磁环网运行的情况。若发生线路故障，可能会出现因潮流转移、阻抗增大造成系统热稳定、动稳定破坏的问题。

例如，1000千伏长南荆交流输电线路建成后，南阳地区形成1000/500千伏电磁环网，500千伏白河至南阳南线路N-2若发生故障后，约26%潮流将转移至白河主变，受白河主变热稳定约束，鄂豫送外断面极限将从500万千瓦下降至350万千瓦。

国家电网在运的所有特高压直流均配置相应的安控系统，哈郑直流安控系统最大调制直流200万千瓦、切负荷120万千瓦，18个切负荷子站涉及河南8个地市。西南三大特高压直流安控配置的最大切机总量达2100万千瓦(单一直流最大切机800万千瓦)。华东频率协控系统最大需要同时控制8回直流、7个抽蓄厂和253个切负荷子站，动作容量大，一旦发生装置拒动或误动，将对电网产生巨大冲击。

云南电网与主网异步联网运行后，云南电网频率稳定问题突出。云南外送直流功率达到2400万千瓦，若普侨、楚穗、牛从任一直流出现双极闭锁、大容量电厂送出线路跳闸以及多回直流持续换相失败等故障，均将导致云南电网频率大幅变化，频率稳定问题需要通过直流FLC(频率限制控制器)、稳控切机、机组一次调频、AGC(自动发电控制)以及第三道防线高频切机、低频减载等多种控制措施协调解决，一旦控制措施配合失调，可能导致云南电网频率持续大幅上升或下降，甚至导致频率崩溃，引发大停电事故。

常规火电机组深度调峰、启停调峰，机组健康水平下降。为满足用电负荷变化和新能源出力波动等情况，常规火电机组负荷频繁大幅变化。近年来，机组深度调峰、频繁启停造成的设备锈蚀、阀门卡涩、管道穿孔泄漏、水质恶化、电气设备绝缘降低、环保设备劣化频繁发生，已构成燃煤电厂重大安全隐患，严重影响机组寿命。

供热机组快速增长导致调节能力不断下降，系统运行更加困难。供热机组可用调峰幅度仅为额定容量的15%~25%，远低于常规燃煤机组的50%调峰。供热机组占比大，调峰困难，导致清洁能源消纳矛盾进一步恶化。华北、东北、西北供热机组装机占火电装机比例分别为70%、70%、47%，灵活调节电源比重不足3%，“十二五”以来，东北电网新投产火电1690万千瓦，其中供热机组1027万千瓦，占新投产火电的61%。2015年春节期间，东北电网最小负荷低于供热机组最小开机方式下的出力，共安排9座供热电厂单机供热运行，一旦停机，将影响供热安全。

企业自备电厂快速发展，进一步加大系统调峰压力。自备电厂多隶属高耗能企业，不参与系统调峰，在电力需求放缓的情况下，自备电厂发电量的增长造成公用电厂和新能源被迫进一步压减出力参与调峰。截至2018年12月底，东北电网自备电厂装机总容量1385万千瓦，辽宁、黑龙江自备电占本省火电装机比例超过12%；吉林自备电厂利用小时数比全省火电平均利用小时数高近1000小时。近年，新疆、宁夏等省区自备电厂装机快速增长，造成风电等新能源被迫压减出力参与调峰。