南方交直流混合电网的发展与挑战

南方交直流混合电网的发展与挑战——在2005亚太地区IEEE/PES输配电国际会议上的报告中国南方电网公司董事长袁懋振女士们、先生们：按照大会的安排，我的报告题目是《南方电网的发展》。下面，我将向各位介绍南方电网的现状运行管理的实践经验并阐述未来南方电网的发展策略和目标。一、迅速崛起的南方电网南方电网覆盖的广东、广西、云南、贵州、海南五省，面积约100万平方公里，总人口2.2亿人。1980年〜2004年，南方电网发电装机容量增长10倍，达到8027万千瓦（不含港澳）；年发电量增长14.3倍，达到3832亿千瓦时；全社会用电量增长15.6倍，达到3891亿千瓦时，占全国总量的17.9%。1993年8月，粤、桂、滇、黔开始联网运行，当时西电东送通道仅有一回联络线，输电能力60万千瓦，年交易量21亿千瓦时。到2005年，已形成500千伏“六条交流、三条直流”的西电东送骨干网架，通道输电能力达到1175万千瓦，年交易量达到447亿千瓦时，分别增长了19.6倍和21.3倍，西电占广东统调负荷的比例由最初的3%增长到30%左右。220千伏及以上输电线路39283公里，变电容量14005万千伏安，分别是联网之初的3倍和5.5倍。二、与众不同的南方电网南方电网是国内结构最复杂、联系最紧密、科技含量最高、，同时也是运行难度最大的电网，归纳起来主要有以下特点：1、 远距离、大容量输电。南方区域电力资源和负荷分布极不均衡，要求通过实施大规模的西电东送，达到有限资源的最佳利用。目前南方电网的9条西电东送大通道，每条长度都在1000公里左右，单回直流送电容量达到300万千瓦2、 交直流混合运行，多条直流馈入广东电网。贵广直流与6条500千伏交流通道并联运行;三广、天广、贵广直流同时馈入广东500千伏主网架，换流站间电气距离较近。3、 电源种类多、单机容量大。网内拥有水、煤、核、抽水蓄能、油、气、风力等多种电源，核电和火电单机容量大，其中岭澳、大亚湾核电厂单机容量达100万千瓦。4、 新技术应用广泛。南方电网集中了当今国际上先进的输电技术，一次方面如直流输电、电触发和光触发可控硅阀、可控串补、固定串补、高海拔紧凑型线路、超导电缆等，二次方面拥有国内规模最大、技术最先进的安全稳定控制系统，以及覆盖全网的广域测量系统还初步建立了在线稳定分析及预决策系统。三、充满挑战的南方电网南方电网的安全运行，面临着很多问题与挑战：1、 电网稳定问题突出。包括四个方面：一是功角稳定问题。发生直流双极闭锁或同一断而重载交流线路相继故障跳闸，可能由于大范围的功率转移引起功角稳定、电压稳定破坏。对于多馈入直流系统，交流故障不能及时切除也可能导致多条直流同时闭锁，造成系统稳定破坏。二是动态稳定问题。南方电网东西跨度近2000公里，跨区域的振荡模式阻尼较弱，抑制并消除低频振荡是一项长期而艰巨的任务。三是电压稳定问题。随着负荷及网间送受电的快速增长，以及多回直流落点广东的电网格局形成，电压稳定性问题日益显现，并有其特殊性。四是热稳定问题。在夏季负荷高峰，部分线路、设备接近热稳定极限运行，发生N-1故障威胁设备和系统安全。2、 对安全稳定控制系统的依赖性较大。当发生电网严重故障时，需要安稳系统及时采取切机、切负荷等措施，才能保证电网稳定。实施如此大区域的交直流稳定控制系统，技术难度很大，同时由于系统十分复杂，增加了误动或拒动的可能性。3、 无功电压问题需要认真关注。目前，某些时段大方式下，局部电网电压偏低；小方式下又有部分厂站电压偏高，甚至需要采取频繁投停线路配合调压。特别是由于中部的广西电网动态无功支撑能力较弱，存在暂态电压失稳的可能性。4、 电网分析、调控技术需要进一步适应大电网安全运行的需要。电力电子技术在南方电网的大量应用，提出了机电暂态分析与电磁暂态分析相结合的仿真技术要求。随着负荷水平与网间交换功率不断加大，需要广泛采用AVC、AGC等手段提高自动化水平，改进管控模式。现有的安全稳定控制系统也暴露出对运行方式的适应性不够好、功能单薄、智能化程度不够高的缺点，亟待完成信息化、数字化的升级改造。5、 严峻的供电形势，加大了电网安全运行的压力。2004年全网统调最高负荷达到4607万千瓦，最大电力缺口达到500万千瓦，今年以来，统调最高负荷已经达到5220万千瓦，最大电力缺口扩大到940万千瓦。南方电网成为全国缺电最严重的地区之一。四、南方电网所采取日臻完善的南方电网的措施和经验针对南方电网面临的种种挑战，我们采取的总的技术路线是：建设世界一流的仿真实验室，深入分析掌握直流多馈入交直流并联电网特性；建立基于广域信息的电网在线安全稳定决策和控制系统，强化电网安全的三道防线；全面推进直流输电技术自主化，掌握其核心技术；大胆采用先进技术，提高装备和管理水平，建设数字化南方电网。1、 加强安全稳定控制系统的建设和运行管理。始终坚持安全稳定控制系统与主网工程同步建设、同步投产。控制系统主要采用2兆光纤通道传递信息，在发生严重故障时，采取机组、负荷联切，协调控制直流功率等措施。专门设计了直流极控与安稳装置接口，可以准确判断直流故障和调制直流功率。广东电网装设了集中切负荷系统，可以自动快速地实施切负荷措施。随着电网规模的不断扩大，我们还启动了“在线稳定分析和决策支持系统”项目，建立统一开放的稳定分析数据平台，并基于实时或超实时并行计算技术实现电力系统调度运行、动态监控、稳定控制等功能，计划2007年全而完成。2、 加强PSS管理，改善直流调制功能，防止低频振荡。加强已投运PSS装置的投退管理，实现调度实时监视功能。充分利用直流调制功能和过负荷能力，提高系统阻尼。目前正在开展PSS与直流调制的协调控制等有关研究，实现振荡模式的在线辨识控制，计划2006年将研究成果付诸实施。3、 加强中部电网动态电压支撑能力。已在广西电网多个站点加装了电容器，目前还在开展装设SVC或SVG的可行性研究。将规划建设的广西钦州电厂、防城港电厂接入500千伏电网，预计可大大增强动态电压稳定水平。4、 加大投入，提高设备装备水平和科技含量，增强驾驭复杂大电网的能力。仅最近三年，全公司就安排电网建设投资805亿元，强化了网架结构。成立了南方电网技术研究中心，重视解决电网规划、建设和生产运行中的重大技术问题。积极开展多回路直流运行稳定控制、电网安全稳定评估、无功补偿及电压稳定等课题的研究，抓紧在线预决策、直流多落点和仿真系统三大课题的研究应用，加深对南方电网运行规律的认识。积极推广绝缘于污秽在线监测技术和设备，建立了全网雷电定位系统。加强光纤通信骨干网和数据网建设，为全面实现数字化南方电网奠定基础。通过采取各种技术和管理措施，我们成功地保持了南方交直流混合大电网的安全稳定运行。南方电网电力发展规划的总体思路就是：坚持科学发展观，满足国民经济发展和人民生活用电需要，满足电力系统安全、可靠、稳定运行需要，实现更大规模的能源资源优化配置，不断提高电力系统的技术水平和管理水平，最大限度降低电力系统成本，实现可持续发展，建设一个统一开放、结构合理、技术先进、安全可靠的现代化大电网。1、加快电网发展和技术升级。经过两年的深入研究，特高压交直流输电技术在南方电网的应用已经有了良好的基础。南方电网采用特高压交直流输电技术是由于电网自身的特点所决定的，是加大西电东送规模、节约大量输电走廊资源的需要，能够有效地解决负荷中心广东电网短路电流超标问题，有效地增强多直流馈入系统的抗干扰能力，提高电网安全稳定水平。“十一五”期间，规划建设云南一广东第一回±800千伏级直流输电工程，输电距离约1600千米公里，规划输电容量500万千瓦，设备自主化率达到60%以上，计划年内上报国家核准，2006年开工建设，2009年6月以前单极投产。另外正在开展云南昭通一广东惠东1000千伏交流输变电工程的前期工作，该项目可以替代原先规划的两回500千伏输变电工程。“^一五”西电东送主网架还将重点建设贵广第二回直流工程、交流工程，满足黔电送粤需要，其中贵广第二回直流工程设备自主化率将达到70%以上；建设龙滩水电站送出工程，加强西电东送交流通道中间电源支撑；建设海南联网工程，2006年前建成投产。2、调整电源结构，优化电源布局。今后的电源发展要调整结构以适应负荷特性和环境保护的需求，优化发展煤电，积极开发水电，加快发展核电，合理发展天然气发电和抽水蓄能，因地制宜发展新能源发电，在负荷密集地区合理建设尖峰负荷电源。规划“十一五”投产电源装机6700万千瓦，2010年装机容量达到14750万千瓦。后十年投产电源装机9500万千瓦，2020年装机容量达到24080万千瓦，人均装机达到约1千瓦。3、继续推进西电东送战略。“^一五”西电计划再增加向广东送电1150〜1350万千瓦，2010年西电送广东规模达到2238〜2438万千瓦。规划2011年〜2030年增加向广东送电3300〜3800万千瓦，2030年总规模达到5500〜6200万千瓦。此外，南方电网将积极推动大湄公河次区域电力合作。继2004年10月开始向越南送电之后，今年又新增2条送电通道。目前我们正在开展南方电网向泰国送电300万千瓦的初步可行性研究、与越南