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隨著我國用電負荷提高，跨區域、大容量、遠距離特高壓直流輸電工程集中投產，電力系統形態及運行特性發生了重大變化，電力系統安全面臨著諸多新問題，如電源電網發展規劃不協調、交直流電網發展不協調、新能源大規模集中并網帶來不穩定性、自然災害和外力破壞頻發，發生大面積停電事故的風險加大等。

近年來，特高壓直流工程集中投產，已建在建達16回，與此相對應的特高壓交流工程建設相對滯后，已建在建僅8回，且多為輸電工程，特高壓交流尚未成網，難以發揮作用，依靠現有的500千伏主網架無法承受特高壓直流故障帶來的巨大功率沖擊。

華北—華中兩大電網僅通過1000千伏長南單線聯系，電網結構薄弱，不能滿足±800千伏哈鄭直流安全穩定運行要求。長南線南送500萬千瓦。哈鄭直滿流率運行方式下，哈鄭直流單極、雙極閉鎖故障，都會突破長南線靜穩極限650萬千瓦，導致電網失穩，震蕩解列裝置動作后，頻率跌至49.3赫茲至48.5赫茲以下，低頻減載切除991萬千瓦負荷后才能保住電網穩定。為避免直流單、雙極閉鎖故障后電網失穩，分別需要聯切河南200萬千瓦和540萬千瓦負荷，否則將造成較大電網事故。

在交流電網得不到配套加強的情況下，±800千伏酒湖直流投運后，華北—華中電網安全穩定問題進一步突出。酒泉—湖南特高壓直流工程2015年5月獲得核準并開工建設，計劃2018年建成投運。酒湖和哈鄭直流工程輸電走廊相同，沿線災害較多，增加了直流兩極及以上故障的概率。考慮一回直流單極閉鎖、另一回直流雙極閉鎖或兩回直流同時雙極閉鎖，華中電網失去的直流功率將達到1200萬千瓦或1600萬千瓦，均會導電網失穩、長南線振蕩解列后，華中電網低頻減載置動作，將切除荷1032萬千瓦，勢必造成重大電網事故。

華東電網現已饋入直流10回，其中特高壓直流6回，最大額定功率800萬千瓦。仿真計算表明，華東電網234條500萬千伏線路任一回故障，均可能導致華東電網8回以上直流同時換相失敗，如果故障不能快速切除，將導致多回直流閉鎖，華東電網出現大量功率缺額，造成系統頻率大幅下降，嚴重時低頻減載動作，系統損失大量負荷，可能引發較大電網事故。

考慮已核準在建的錫盟—泰州(額定功率1000萬千瓦)、晉北—南京(額定功率800萬千瓦)準東—皖南(額定功率1200萬千瓦)特高壓直流工程。2019年華東電網饋入直流將達到13回。屆時，電網頻率穩定問題將更加突出，可能引發大停電事故。

廣東電網現已饋入直流8回，其中特高壓直流2回，額定功率500萬千瓦。廣東境內羅洞、北郊、花都、增城、穗東等55條500千伏交流線路任一回故障，均可能導致南方電網7回以上直流同時換相失敗，若故障不能快速切除，將導致多回直流閉鎖，廣東電網與主網解列，損失負荷將超過30%。

隨著用電負荷、裝機容量的大幅提高，特高壓、配電網“兩頭”薄弱，500千伏電網越來越密集，短路電流超標問題日益顯現，京津唐、長三角、珠三角和三峽地區的問題最為突出。2003年以來，我國已經開始應對500千伏樞紐變電站短路電流超標問題。傳統的控制短路電流措施主要是采取線路拉停、出串和主變中壓側開斷等，這些措施使電網結構完整性遭到破壞，安全隱患增加。2019年，在傳統措施基礎上，國家電網公司仍有45處廠站短路電流超標。

“十三五”末期，廣東電網傳統限制短路電流手段將無法滿足要求，可能被迫開斷廣東內環網，屆時廣東電網承載多直流饋入的穩定問題將進一步突顯。

特高壓電網建設初期，500千伏電網暫不具備解環運行條件，存在高低壓電磁環網運行的情況。若發生線路故障，可能會出現因潮流轉移、阻抗增大造成系統熱穩定、動穩定破壞的問題。

例如，1000千伏長南荊交流輸電線路建成后，南陽地區形成1000/500千伏電磁環網，500千伏白河至南陽南線路N-2若發生故障后，約26%潮流將轉移至白河主變，受白河主變熱穩定約束，鄂豫送外斷面極限將從500萬千瓦下降至350萬千瓦。

國家電網在運的所有特高壓直流均配置相應的安控系統，哈鄭直流安控系統最大調制直流200萬千瓦、切負荷120萬千瓦，18個切負荷子站涉及河南8個地市。西南三大特高壓直流安控配置的最大切機總量達2100萬千瓦(單一直流最大切機800萬千瓦)。華東頻率協控系統最大需要同時控制8回直流、7個抽蓄廠和253個切負荷子站，動作容量大，一旦發生裝置拒動或誤動，將對電網產生巨大沖擊。

云南電網與主網異步聯網運行后，云南電網頻率穩定問題突出。云南外送直流功率達到2400萬千瓦，若普僑、楚穗、牛從任一直流出現雙極閉鎖、大容量電廠送出線路跳閘以及多回直流持續換相失敗等故障，均將導致云南電網頻率大幅變化，頻率穩定問題需要通過直流FLC(頻率限制控制器)、穩控切機、機組一次調頻、AGC(自動發電控制)以及第三道防線高頻切機、低頻減載等多種控制措施協調解決，一旦控制措施配合失調，可能導致云南電網頻率持續大幅上升或下降，甚至導致頻率崩潰，引發大停電事故。

常規火電機組深度調峰、啟停調峰，機組健康水平下降。為滿足用電負荷變化和新能源出力波動等情況，常規火電機組負荷頻繁大幅變化。近年來，機組深度調峰、頻繁啟停造成的設備銹蝕、閥門卡澀、管道穿孔泄漏、水質惡化、電氣設備絕緣降低、環保設備劣化頻繁發生，已構成燃煤電廠重大安全隱患，嚴重影響機組壽命。

供熱機組快速增長導致調節能力不斷下降，系統運行更加困難。供熱機組可用調峰幅度僅為額定容量的15%~25%，遠低于常規燃煤機組的50%調峰。供熱機組占比大，調峰困難，導致清潔能源消納矛盾進一步惡化。華北、東北、西北供熱機組裝機占火電裝機比例分別為70%、70%、47%，靈活調節電源比重不足3%，“十二五”以來，東北電網新投產火電1690萬千瓦，其中供熱機組1027萬千瓦，占新投產火電的61%。2015年春節期間，東北電網最小負荷低于供熱機組最小開機方式下的出力，共安排9座供熱電廠單機供熱運行，一旦停機，將影響供熱安全。

企業自備電廠快速發展，進一步加大系統調峰壓力。自備電廠多隸屬高耗能企業，不參與系統調峰，在電力需求放緩的情況下，自備電廠發電量的增長造成公用電廠和新能源被迫進一步壓減出力參與調峰。截至2018年12月底，東北電網自備電廠裝機總容量1385萬千瓦，遼寧、黑龍江自備電占本省火電裝機比例超過12%；吉林自備電廠利用小時數比全省火電平均利用小時數高近1000小時。近年，新疆、寧夏等省區自備電廠裝機快速增長，造成風電等新能源被迫壓減出力參與調峰。

新能源機組基本不具備一次調頻能力，系統頻率穩定問題突出。由于新能源機組基本不具備一次調頻能力，系統有效轉動慣量小，頻率調節能力持續下降，在大功率缺失情況下，極易誘發全網頻率問題。東北電網負荷5500萬千瓦，在伊穆直流閉鎖缺失300萬千瓦功率情況下，若網內風電出力達到1000萬千瓦，將引發低頻減載動作，損失負荷300萬千瓦。預計2019年云南電網風電裝機將超1400萬千瓦，而云南最高負荷僅1800萬千瓦左右，給云南調頻造成較大困難。

新能源機組頻率、電壓耐受能力差，若出現大規模脫網可能引發嚴重的連鎖性故障。風電機組高壓穿越及高頻耐受能力不如火電，存在系統故障或波動時，風機大面積脫網的風險。常規火電機組頻率、電壓耐受能力上限分別為51.5Hz和1.3p.u.，風機上限分別為50.2Hz和1.p.u.。仿真計算表明，目前西北電網有30條交流線路任一回N-1故障，會導致直流換流站近區電壓下降，引起直流連鎖反應，造成電網頻率越限、電壓短時沖高，造成風機脫網，引起低頻減載動作，切除負荷。

新能源機組產生次同步諧波，系統次同步振蕩風險加大。新能源機組產生的次同步諧波與系統固有頻率耦合時，一旦發生振蕩，容易導致火電機組跳閘，對電網運行造成威脅。2015年1月1日，新疆哈密山北地區風電機組持續產生次同步波，對鄭直流安全運行造成影響，花園電廠機組軸系次同步振保護動作，導致3臺66萬千瓦機組相繼跳閘，如果保護拒動，將導致發電機設備損壞。

技術措施難以落實，系統抗擾動能力下降，在傳統電力系統中，發電廠并網運行管理和輔助服務，為系統安全穩定運行提供了有力保障，電力改革“廠網分離”后，網源協調管理明顯弱化。部分發電機組控制系統與涉網保護不匹配，發電機大修及改造后不進行參數測試，發電機組勵磁系統改造，軟件升級及參數修改后不進行試驗；較多數量的自備電廠不投運AVC設備，無考核管理手段等。

管理不規范，一次調頻能力不足。在一次調頻管理方面，華北區域僅對機組一次調頻投入情況、正確動作率、響應速率進行考核，無法全面反映并網電廠一次調頻性能；華東采用月度平均值進行考核，無法有效反映系統大擾動情況下機組一次調頻響應能力不足的問題。2015年9月19日，錦蘇直流雙極閉鎖，華東頻率跌至49.56赫茲，據統計，事故期間華東主力機組中，僅有20%的機組一次調頻響應性能滿足標準要求，其余80%均不合格機組甚至出現反調特性。

電力系統安全事關人民生產生活穩定和經濟社會發展。安全生產責任進一步落實，安全生產監督檢査進一步深入，突發事件應對和重大活動保電能力進一步提高。在國外大面積停電事故頻發的情況下，我國保持了電網安全穩定運行。針對如上安全隱患，提出如下建議，供國家、行業、電網公司、電力企業參考。

（一）加快發展交流特高壓電網，消除電網重大安全風險

首先，重點建設華北—華中聯網加強工程，解決電網安全燃眉之急。國際上現有高壓直流輸電技術均依托交流電網實現換相，交流成網，直流依托交流電網才能安全運行，這是由交、直流輸電自身的功能特點決定的。只有交流網架強度達到一定水平，才能承受特高壓直流故障擾動帶來的巨大功率沖擊。為滿足±800千伏哈鄭、酒湖直流安全穩定運行要求，需要建設蒙西一湘南和錫盟一贛州特高壓交流工程。

其次，組織開展我國同步電網格局研究，先期實現華東、華北區域內特高壓交流環網運行，推動實施區域間聯網工程。交流電網規模與直流容量相匹配，才能承受大容量、多饋入直流閉鎖帶來的頻率沖擊。交流同步電網規模越大，共同響應支援的元件就越多，抵御各類嚴重故障沖擊的能力就越強。我國特高壓已經步入大規模建設新階段，亟需對我國未來電網發展目標和總體格局進行前瞻性、系統性設計，形成目標清晰、布局科學、結構合理、便于實施的中長期網架規劃，避免大量重復建設和技術改造。

最后，加快主網架建設，降低對安控系統的過度依賴。盡快形成主網架，減少電網過渡時間，按照分層分區原則，合理消除電磁環網結構，有效控制短路電流水平，減輕電網安全對安控系統的過度依賴。

（二）加強統一規劃、強化監督管理，提升系統安全運行水平

統籌各類電源規劃，制定相關支持政策和激勵機制。加快抽水蓄能和燃氣等調峰電站建設，從嚴控制燃煤機組新建規模，有序發展熱電聯產。嚴格控制自備電廠建設，擴大火電靈活性改造規模；建立健全常規電源為新能源調峰的輔助服務補償機制和市場機制，制定自備電廠管理辦法，鼓勵自備電廠參與系統調峰明確收費政策。

加大產學研科技攻關力度，提高新能源機組涉網性能。加大科技攻關力度，切實提高機組涉網性能；深入開展風電場地區次同步振蕩機理研究，研發先進抑制設備。

加強網源協調管理，強化技術監督和指導。完善《發電廠并網運行管理實施細則》和《并網發電廠輔助服務管理實施細則》，明確責任主體，組織開展發電機組并網安全性評價工作，充分發揮行業組織和中介機構的作用，強化技術監督和指導，對不滿足標準的機組限期整改。

（三）盡快修訂《電力法》，切實加強電力標準化工作

加快《電力法》修改進程，實現《電力法》與其他法律的有效銜接；修改完善《可再生能源法》，細化法律條文，提升法律的可操作性。

組織專門力量，系統梳理電力配套規章和制度，統籌考慮相關配套條例的制定、修改問題，確保各項制度的銜接。

盡快完善電力標準體系，組織專業隊伍，對現有國家行業標準進行全面清理，妥善處理好標準內容沖突問題，加快制定針對新領域的技術標準。

來源：能源雜志