王凤霞

（国网安徽省电力公司电力科学研究院，安徽 合肥 230601）

1 电网现状及存在问题

上世纪80年代初期，我国开始发展500kV超高压电网，对我国改革开放和经济快速发展起到了支撑作用。目前国家电网公司由5个区域电网组成，供电范围包括26个省(区、市)。其中，华北电网与华中电网以特高压交流同步方式相联，其余各区域电网之间以及与俄罗斯电网之间通过直流异步相联。5个区域电网中，西北电网主网架为750kV，东北、华北、华中、华东电网主网架电压等级均为500kV。

近10年，随着国民经济快速发展，电网装机容量和负荷迅速增加，各区域输电网随之快速发展，越来越多的大型电厂直接接入500kV电网，导致500kV站点短路电流超标问题突显。以华东电网为例，已有接近30%的厂、站500kV短路电流超标，最大短路电流超过80kA，不得不采取停运线路、更换设备、短线搭接成长线等技术措施来降低短路电流。这在一定程度上降低了短路电流给设备造成的风险，但同时也削弱了电网间的强联系，给电网安全稳定运行带来负面影响。以华东电网为例，到2020年如果仍采用500kV作为主干网架，据测算将有超过44%的厂、站短路电流超标。目前的一系列措施已无法从根本上解决问题。

2 特高压电网的作用

我国一次能源资源主要分布在人口密度低、用能需求小、经济欠发达、环境容量大的西南、西北和北部边远地区，距离人口密度高、用能需求大、经济较发达、环境污染重的东中部地区1000～3000km。西电东送、北电南送将成为一种必然的选择。

由于输电线路的输送能力和电压的平方成正比，输电线路的损耗与电流的平方成正比，因此1000kV特高压交流输电在大容量、长距离、降低功率损耗方面具有非常明显的优势。建设特高压电网实现以输电代替输煤、输气，可以缓解交通运输压力。建设特高压电网能够为水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源的发展打造一个更大容量的平台，可以减轻东、中部地区环境污染。建设特高压电网、实现区域电网互联是全国能源资源优化配置的需要，是充分利用电力资源、实现电力流优化互补的需要，是转变电网发展方式、治理环境污染、促进可再生能源发展的需要。

截至2012年底，我国清洁能源装机超过3亿kW，占总装机的28%。我国《能源发展“十二五”规划》明确提出了未来我国清洁能源的发展目标，规划到2015年实现水电装机规模达到2.9亿kW，核电装机4000万kW，风电装机1亿kW和太阳能发电装机2100万kW。预计到2020年，我国风电装机容量将达到2亿kW，太阳能装机容量将达到5000万kW，华东地区核电装机容量将达到3000万kW。这就需要坚强的电网接纳这些清洁绿色能源，并将其从偏远的能源基地输送到东、中部经济发达的负荷中心地区。

2020年，国家电网规划建成华北、华中、华东(以下简称“三华”)受端特高压交流双环网。蒙西、锡盟、张北等煤电和风电基地通过3～5个纵向特高压交流通道与东、中部负荷中心相连；宁夏、陕西、山西等煤电基地通过3～5个横向特高压交流通道与东、中部负荷中心相连；西北、东北等大型煤电、风电和西南大型水电通过特高压直流送入“三华”受端电网。这样将形成 “三华”和周边地区800km以内大型能源基地的特高压交流主网架，800km以外的大型能源基地的电力通过特高压直流输入到“三华”受端电网。全国形成4个同步电网，即“三华”特高压双环网，西北750kV同步电网，东北500/1000kV同步电网，南方电网。如果“ 三华”地区采用1000kV特高压双环网作为主网架，并将500kV电网合理分区运行，届时全部500kV厂、站的短路电流都能控制在设备允许值以内。

3 特高压输电技术和试运行情况

通过近10年的潜心研发，并借鉴国外的先进经验，我国已经掌握了特高压交流输电核心技术。在电压控制、外绝缘配置、电磁环境控制、成套设备研制、系统集成、试验能力6方面实现了创新突破，研制成功了全套关键设备。特高压交流输电试验研究基地也已颇具规模。“特高压交流输电关键技术、成套设备及工程应用”项目荣获2012年度国家科学技术进步奖特等奖。2009年1月，1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程正式投运，线路全长约640km，至今已经安全运行4年多，表明该项技术已具备推广应用条件。

如果2020年“三华”特高压同步方案能够实现，则既能解决目前制约电网发展的短路电流超标问题，又能解决东、中部负荷中心严重的电压不稳定问题，满足《电力系统安全稳定导则》规定和《电力事故应急处置和调查处理条例》要求，以及我国经济社会长期可持续发展对电力的需求。

4 特高压电网风险点辨识

特高压交流输电的优点是输电容量大、输电距离远、功率损耗低。但特高压交流输电网建设需要有一个不断完善、强化的过程，现阶段因网架结构薄弱，不可避免地出现高低压电磁环网；风能、水能、太阳能等清洁能源受自然资源变化影响大，存在出力不稳等问题，都给特高压电网安全稳定运行提出了更高要求。

特高压电网风险主要来自于以下几方面：

(1)建设初期网架结构薄弱，存在高低压电磁环网；

(2)风能、水能、太阳能受自然资源影响，出力波动较大，需要系统提供足够的有功调峰和无功调节容量；

(3)核能出力比较固定，不能随负荷波动及时调整，也需要系统提供足够的调峰容量；

(4)大规模直流馈入受端电网，存在电压支撑及交直流系统相互作用问题；

(5)每100km特高压交流线路充电功率为530Mvar左右，为500kV线路的5～6倍，由于特高压电网主要作用是进行区域电网间功率输送和互济，线路长、潮流变化大，会给无功和电压控制带来困难。

在特高压电网建设初期，电网运行的灵活性和安全性存在隐忧，需要密切监控运行风险。同时需要跟踪特高压电网建设节点，分阶段对特高压交流电网热稳定及暂态稳定指标、电压稳定及功角稳定指标以及短路电流水平进行深入研究和密切监控，在关键站点加装动态无功补偿设备，并按照监控指标，适时调整无功补偿策略，防范电网运行风险。

5 特高压电网运行中的注意事项

现阶段我国发展特高压电网虽然有其必要性，且经过近10年的潜心研究，突破了技术上的瓶颈，目标网架建成后会给大容量远距离输电、解决大规模清洁能源上网提供平台，可以从技术上解决制约目前困扰超高压电网发展的短路电流超标问题，解决因交直流系统相互作用而可能引发的受端500kV电网电压不稳定的问题。但在特高压电网建设初期和建设过程中，应该对特高压电网运行风险高度重视，需要在技术上对特高压电网安全稳定控制措施进行分阶段跟踪及滚动研究。

(1)特高压电网交流大容量、远距离输电特性以及区域电网电力互济功能，会引发系统无功平衡出现特殊性和复杂性。特高压电网运行中既要考虑线路轻(空)载时要限制工频过电压，又要考虑线路重载时系统的容性无功需求，需根据不同网架阶段计算结果，确定适合的系统无功补偿度，合理配置静态和动态无功补偿设备，保证系统工频过电压和潜供电流能够满足运行要求，保证系统无功动态平衡。

(2)伴随特高压电网建设进度，应分阶段按实际情况进行潮流、静态稳定、暂态稳定仿真计算分析。对不同网架、不同负荷、不同故障情况下，系统的功角、电压、频率安全稳定性进行评估。按照计算结果，合理对安稳控制装置进行控制策略优化配置和按照一定裕度进行整定，保证系统的安全稳定运行。

6 结束语

特高压输电技术是现阶段电网发展最重要的趋势之一，在大容量、长距离电力输送和大电网互联方面起着至关重要的作用。我国发展特高压电网是负荷中心远离能源中心的客观条件决定的，也是满足国民经济快速发展的必然选择。我国目前已经掌握了特高压交流输电核心技术，研发出满足技术指标的关键设备，对我国发展交流特高压输电起到了技术支撑作用。只要充分认识并对特高压电网安全稳定控制措施进行分阶段跟踪、滚动研究，合理配置和整定安稳控制装置，加强运行监控，规避运行风险，特高压交流输电定会助力我国经济发展和社会发展。

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