摘 要：通過對2019 年年底華東特高壓網(wǎng)架特征和華東電網(wǎng)頻率控制必要性的分析，計算得出江蘇電網(wǎng)可切負荷容量需求。根據(jù)江蘇電網(wǎng)負荷特點，結(jié)合江蘇電網(wǎng)已投運的全國首套源網(wǎng)荷友好互動系統(tǒng)建設(shè)運行情況，提出深化建設(shè)方案。將電廠不影響機組發(fā)電出力的輔機負荷納入源網(wǎng)荷精準控制范圍，提出一種適應大規(guī)模、多類型負控終端毫秒級響應的分層分區(qū)通信架構(gòu)，通過技術(shù)方案比較將系統(tǒng)總體架構(gòu)優(yōu)化為控制中心站、控制主站、控制子站及控制終端4 個層次。深化建設(shè)方案對于電網(wǎng)進一步推廣和加強建設(shè)源網(wǎng)荷毫秒級精準切負荷具有借鑒意義。
關(guān)鍵詞：源網(wǎng)荷；毫秒級；深化建設(shè)；精準切負荷；發(fā)電機組
0 引言
近年來，華東電網(wǎng)建設(shè)呈現(xiàn)跨越式發(fā)展，預計至2018 年年底，華東“三交七直”特高壓網(wǎng)架將基本形成。隨著復奉、錦蘇、賓金三大特高壓直流相繼投產(chǎn)，以及西南水電送電華東需求長期居高不下，華東電網(wǎng)最大單一區(qū)外直流來電功率和區(qū)外直流來電總功率均持續(xù)增長，至2019 年年底，靈紹、錫泰、雁淮、準皖特高壓直流陸續(xù)投產(chǎn)，華東特高壓直流規(guī)模達到7 回，饋入華東的直流共11 回，總規(guī)模約7000 萬kW，大功率直流失去對電網(wǎng)頻率穩(wěn)定的沖擊日益顯著。隨著直流送電規(guī)模的增大和單回特高壓輸電容量的提高，接受外部來電的比例持續(xù)提高，華東電網(wǎng)“強直弱交”特性更趨顯著，系統(tǒng)調(diào)頻能力下降，頻率穩(wěn)定問題突出，安全運行面臨嚴峻挑戰(zhàn)，需要綜合利用全網(wǎng)各種可控資源，減小大功率沖擊下的頻率波動，降低穩(wěn)定破壞風險，保障電網(wǎng)安全運行。因此，有必要通過新增可中斷負荷就地按頻率切除功能實現(xiàn)華東電網(wǎng)頻率穩(wěn)定控制水平的整體提升。
根據(jù)國家電網(wǎng)公司統(tǒng)一部署，按照保障迎峰度夏期間華東復奉、錦蘇、賓金三大特高壓直流送電及電網(wǎng)安全運行總體方案，國家電網(wǎng)華東分部全面啟動了“構(gòu)建華東電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)”各項工作，提升汛期三大特高壓直流大功率饋入時段華東電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平。
1 江蘇電網(wǎng)可中斷負荷需求分析
經(jīng)核算，在輕負荷時段或備用相對較少時段，若復奉、錦蘇、賓金、靈紹、雁淮或錫泰特高壓直流滿功率方式下任一直流雙極同時閉鎖，將導致華東電網(wǎng)頻率下降明顯，電網(wǎng)頻率穩(wěn)定受到威脅，極端輕負荷方式下可能導致頻率跌破49 Hz，低頻減負荷裝置將動作，損失負荷可能達到規(guī)定的事故等級。為避免單回直流閉鎖觸發(fā)電網(wǎng)第三道防線動作，華東電網(wǎng)主要通過配置華東頻率協(xié)控系統(tǒng)和采取運行方式精細化管理措施予以設(shè)防。目前華東頻率協(xié)控系統(tǒng)切除可中斷負荷的頻率設(shè)防門檻為49.25 Hz，可中斷負荷切負荷容量按照49.25 Hz 輪次切除2.5% 考慮。2016 年4 月，國家電網(wǎng)公司華東分部頒發(fā)的《關(guān)于開展華東電網(wǎng)增設(shè)低頻快速切除可中斷負荷措施工作的通知》（華東調(diào)[2016]76 號）要求：“各省市組織的可中斷負荷量暫按照各省（市）2016 年度最大預計負荷的2.5% 進行組織”。江蘇電網(wǎng)2016 年最高用電負荷9278萬kW，經(jīng)計算，江蘇電網(wǎng)應組織230 萬kW 可中斷負荷。
預計至2019 年江蘇電網(wǎng)饋入直流總?cè)萘繛? 820 萬kW，占華東電網(wǎng)饋入直流總?cè)萘康?0%。至2019 年，若江蘇電網(wǎng)配置230 萬kW 的可中斷負荷，約占華東全網(wǎng)2019 年可中斷負荷總?cè)萘?60 萬kW 的41%，二者比例基本匹配。
2 江蘇源網(wǎng)荷毫秒級精準切負荷系統(tǒng)建設(shè)現(xiàn)狀
2016 年6 月15 日，江蘇省電力公司在全國率先建成投運國內(nèi)首套大規(guī)模源網(wǎng)荷友好互動系統(tǒng)，具備蘇州地區(qū)100 萬kW 毫秒級可中斷負荷控制能力，首次實現(xiàn)了對用戶分路開關(guān)的毫秒級精準實時控制。與華東電網(wǎng)頻率緊急協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)緊密對接，成為構(gòu)建大電網(wǎng)安全綜合防御體系的重要支柱，為頻率緊急控制提供了除按頻率分輪次低周減載外，可快速、精確控制新資源。一期毫秒級工程在蘇州地區(qū)實施，設(shè)置1 座控制中心站，4 座控制子站，共接入用戶810 戶。
3 系統(tǒng)深化建設(shè)總體目標及思路
為不斷拓展大規(guī)模源網(wǎng)荷友好互動系統(tǒng)內(nèi)涵，加快實用化進程，繼續(xù)做好精準切負荷示范引領(lǐng)工作， 滿足特高壓直流故障后頻率控制要求，深化建設(shè)工程以解決特高壓直流故障大功率沖擊所帶來的頻率穩(wěn)定問題為核心，在江蘇三大特高壓直流落點近區(qū)擴展建設(shè)毫秒級切負荷功能，增加可切容量。深化建設(shè)工程于2017 年1 月啟動，與一期系統(tǒng)全是各類電力用戶相比，深化建設(shè)首次試點拓展精準切負荷范圍，將南水北調(diào)翻水站負荷、全省接入500 kV 電網(wǎng)的燃煤電廠不影響機組出力的輔機負荷以及大型儲能裝置負荷納入毫秒級精準切負荷控制范疇。工程總計新增130 萬kW 毫秒級可中斷負荷控制資源，分兩期實施，至2017 年年底累計組織200 萬kW 可中斷負荷，具備200 萬kW 毫秒級控制能力；至2018 年5 月底累計組織2 3 0 萬kW 可中斷負荷， 具備230 萬kW 毫秒級控制能力。
4 試點拓展負荷分析
4.1 并入500 kV 電網(wǎng)燃煤電廠可中斷輔機負荷分析
火電廠的主要系統(tǒng)有：鍋爐島、汽機島、自動控制系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)、環(huán)保系統(tǒng)及其外圍系統(tǒng)等。按照發(fā)電機組廠用電負荷在生產(chǎn)過程中的重要性，可分為不間斷運行系統(tǒng)和間斷運行系統(tǒng)。
不間斷運行系統(tǒng)主要包括鍋爐島、汽機島、脫硫脫硝系統(tǒng)等，上述系統(tǒng)的切除將會影響機組出力、運行安全、環(huán)保排放等指標，致使發(fā)電廠無法正常運行，嚴重時可能會導致停機事故。
間斷運行系統(tǒng)可短時切除，主要包括輸煤、卸煤、化水、雨水、制漿等系統(tǒng)。（1）輸煤系統(tǒng)是為鍋爐輸送燃料， 有皮帶機、碎煤機等設(shè)備，一般早晚各開啟一次，每次2~3 h。煤倉可有300~500 t 之間的燃料儲存，可供機組滿負荷連續(xù)運行5~6 h。（2）卸煤系統(tǒng)是把外來燃料堆積到煤場，對主機的短期安全運行無關(guān)聯(lián)影響，有卸船機等設(shè)備，一般視煤運情況，如船塢靠港則開啟。（3）化水系統(tǒng)是通過相關(guān)處理使水質(zhì)合格， 電廠均設(shè)置有2~4 臺1 000 t 左右的除鹽水箱，每臺機組設(shè)置有500 t 容量的凝結(jié)水補水箱。一般機組的補水率低于1.5%，補水量較小，制水量視除鹽水箱的水位確定，故而調(diào)節(jié)裕度較大，短期負載切除不影響電廠安全運行。（4）雨水系統(tǒng)是根據(jù)液位要求自動啟停，一般一天兩次啟動狀態(tài)。與機組的安全運行無直接關(guān)聯(lián)影響。（5）制漿系統(tǒng)主要有脫硫真空泵等設(shè)備，根據(jù)運行情況決定啟動臺數(shù)， 全部停止后可維持2 h 左右，短期對機組的安全運行無太大影響。（6）其他系統(tǒng)如開冷水、脫硫氧化風機、球磨機等視電廠情況可短期切除，不影響機組安全運行。間斷運行系統(tǒng)負荷切除后可根據(jù)現(xiàn)場實際情況進行恢復，基本不影響機組出力變化，短時間內(nèi)（一般2 h）不會影響機組安全運行。
本期工程并入500 kV 電網(wǎng)的燃煤電廠總計19 座，共45 臺機組，可切開關(guān)總數(shù)455 個，全年最大可切負荷容量共計約18.57 萬kW。
4.2 南水北調(diào)翻水站負荷分析
南水北調(diào)東線工程途經(jīng)江蘇省揚州、淮安、宿遷、徐州4 個地市，在江蘇境內(nèi)設(shè)9 個梯級，共設(shè)置泵站18 座，涉及用電客戶16 戶，用電容量共計45 萬kV·A。
泵站用電受政策和季節(jié)性影響較大，16 戶泵站中，12 戶泵站僅用于南水北調(diào)工程調(diào)水用電，在省南水北調(diào)辦公室下達調(diào)水任務后開機用電，平均用電負荷率約為35%， 無調(diào)水任務時不用電。另有4 戶除調(diào)水外兼具抗旱排澇功能，除調(diào)水期間外，平時也根據(jù)各地防汛抗旱指揮部的要求開機用電。本期涉及的翻水站均配備柴油發(fā)電機組，斷電后能保證泵機正常運行2~3 h，因此短期切泵行為不影響南水北調(diào)東線工程的整體供水量。
本期工程共有8 座翻水站納入毫秒級精準切負荷系統(tǒng)，最大實際可切容量約9.62 萬kW。
4.3 儲能電站負荷分析
儲能設(shè)備可在緊急情況下對電網(wǎng)頻率提供支撐，考慮本項目需要在毫秒級完成控制，在這個時間尺度內(nèi)目前可廣泛推廣使用的是電池儲能系統(tǒng)，包括集中式和分散式。
集中式主要是大規(guī)模儲能電站，目前江蘇省內(nèi)已投入運行的較大規(guī)模電池儲能電站有兩座，均用于移峰填谷，節(jié)省電費，企業(yè)自身負荷曲線較為平穩(wěn)。徐州中能硅業(yè)最大充放電功率1.5 MW，相對于企業(yè)最小負荷不到10%，儲能容量12 MW·h，總共擁有6 個PCS（儲能變流器）；鎮(zhèn)江艾科最大充放電功率0.75 MW，相對于企業(yè)最小負荷大約為6 0 %， 儲能容量6 M W · h， 總共擁有3 個PCS。通過現(xiàn)場調(diào)研，上述儲能電站的PCS 均可接受外部信號，在40 ms 內(nèi)實現(xiàn)充放電運行方式的切換，技術(shù)上具備毫秒級精準控制條件。
本期工程兩座儲能電站最大實際可切負荷容量總計0.18 萬kW。
5 系統(tǒng)深化建設(shè)方案
5.1 技術(shù)方案選擇及比較
（1）華東頻率協(xié)控總站切負荷命令下達方式的選擇。方案一：華東頻率協(xié)控總站單點向500 kV木瀆控制中心站下達切負荷指令。方案二：華東頻率協(xié)控總站多點向500 kV 木瀆、500 kV 鳳城、500 kV 上河下達切負荷指令。
華東頻率協(xié)控總站單點向500 kV 木瀆控制中心站下達切負荷命令傳輸路徑單一明確，系統(tǒng)間功能分層清晰，便于江蘇對全省切負荷容量進行統(tǒng)一分配，且可利用現(xiàn)有毫秒級系統(tǒng)500 kV 木瀆控制中心站至華東協(xié)控總站的通道，降低了通信
通道建設(shè)成本。故推薦選擇方案一。
（2）精準切負荷系統(tǒng)架構(gòu)選擇。方案一：既設(shè)控制主站，又設(shè)置控制子站。方案二：不設(shè)控制主站，僅設(shè)置控制子站。特高壓直流落點近區(qū)設(shè)置控制主站可以減輕500 kV 木瀆控制中心站的信息處理壓力，便于對各級切負荷控制系統(tǒng)進行分層管理，按照分層分區(qū)的原則建立毫秒級切負荷系統(tǒng)，有助于提高整個系統(tǒng)的運行可靠性，降低運行維護難度。故推薦選擇方案一。
（3）燃煤電廠可中斷輔機控制終端接入方案選擇。方案一：所有可中斷輔機控制終端按“主/從機模式”統(tǒng)一控制，主機匯集所有從機信息后單獨與控制子站通信。方案二：可中斷輔機控制終端按負荷類型單獨控制，多個終端均需與控制子站通信。
燃煤電廠可中斷輔機控制終端按“主/從機模式”配置，由單一主機與控制子站通信，節(jié)省電廠對分區(qū)控制子站通道資源， 通信維護安全可靠。通過將電廠所有可中斷輔機負荷進行匯集，整體上送給所屬分區(qū)控制子站，便于對本電廠可中斷輔機負荷進行統(tǒng)一管理、集中控制。故推薦選擇方案一。
（4）儲能電站控制方案選擇。方案一：儲能設(shè)備由充電/熱備用狀態(tài)向放電狀態(tài)快速轉(zhuǎn)換。方案二：僅停止對儲能設(shè)備充電。
在直流故障時，充分利用儲能設(shè)備運行狀態(tài)快速轉(zhuǎn)化的能力，控制儲能設(shè)備由熱備用/充電狀態(tài)向放電狀態(tài)快速轉(zhuǎn)換，通過向電網(wǎng)釋放有功，可支撐電網(wǎng)頻率。故推薦選擇方案一。
（5）控制子站通信接口設(shè)備配置選擇。方案一：控制子站側(cè)與負控終端、翻水站切泵控制終端、儲能電站控制終端采用155 M 通信接口設(shè)備，與控制主站、燃煤電廠可中斷輔機控制終端采用E1 接口的2 M 通信接口設(shè)備。方案二：全部
采用E1 接口的2 M 通信接口設(shè)備。
負控終端數(shù)量龐大，在接入控制子站時采用155 M 接口接入設(shè)備可極大縮減E1 接口的數(shù)量，進而可減少裝置、屏柜數(shù)量，降低施工及運行維護成本?？刂谱诱九c控制主站、燃煤電廠可中斷輔機控制終端的專用通道具有跨地區(qū)、數(shù)量少的
特點，采用E1 接口的2 M 通道接入方式具有配置簡單，經(jīng)濟實用的優(yōu)點[8]。故推薦選擇方案一。
（ 6） 接入華東D5000 站點選擇。方案一：500 kV 木瀆控制中心站、各控制主站接入華東D5000。方案二：500 kV 木瀆控制中心站、各控制主站、各控制子站均接入華東D5000。
500 kV 木瀆控制中心站接入華東D5000，能獲得控制中心站的狀態(tài)、控制中心站可切總量和實切總量命令。各控制主站接入華東D5000，能獲取各控制主站的狀態(tài)和實切總量等信息，以及各控制子站的狀態(tài)、可切總量、實切總量等信息。在滿足華東D5000 功能需求的基礎(chǔ)上，各控制子站采集的負控終端信息可從江蘇D5000 系統(tǒng)間接獲取，無需從各控制子站裝置直接采集，有效降低系統(tǒng)建設(shè)成本。故推薦選擇方案一。
5.2 系統(tǒng)總體架構(gòu)
深化建設(shè)后的江蘇源網(wǎng)荷精準切負荷系統(tǒng)由1 個控制中心站、3 個控制主站、12 個控制子站和各控制終端組成。建成后的系統(tǒng)總體架構(gòu)如圖1所示。
深化建設(shè)工程可中斷負荷范圍涵蓋一期518 個秒級可中斷負荷用戶升級為毫秒級、8 座南水北調(diào)翻水站、全省19 座接入500 kV 電網(wǎng)的燃煤電廠不影響機組出力的輔機負荷以及2 座大型儲能電站。
根據(jù)本系統(tǒng)總體構(gòu)架方案，綜合各變電站的地理分布、現(xiàn)有屏柜布置情況等多方面因素，考慮在錦蘇、雁淮及錫泰直流落點區(qū)域設(shè)置3 個控制主站。對500 kV 木瀆控制中心站進行改造，使其兼具控制主站功能。
一期的518 個秒級用戶所在市各選1 座500 kV變電站設(shè)立控制子站，總計新增8 個控制子站。改造蘇州地區(qū)一期工程4 個控制子站，使其具備接入新增用戶、燃煤電廠可中斷輔機控制終端、儲能電站控制終端通道及功能。
圖 1 江蘇源網(wǎng)荷毫秒級精準切負荷系統(tǒng)深化建設(shè)總體框架
5.3 主要創(chuàng)新成果
與一期系統(tǒng)全是各類電力用戶相比，深化建設(shè)系統(tǒng)把發(fā)電機組納入了精準控制范圍，首次將并入500 kV 電網(wǎng)燃煤電廠輔機負荷納入源網(wǎng)荷精準控制范圍，進一步增強發(fā)電廠參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)的能力，全面提升電網(wǎng)安全穩(wěn)定控制水平。同時試點將大型儲能電站接入，為后期電動汽車充電樁等新型可中斷負荷接入奠定基礎(chǔ)。
5.4 建設(shè)成果
2017 年12 月15 日11 時46 分，深化建設(shè)工程順利啟動投運，江蘇電網(wǎng)具備200 萬kW 毫秒級可中斷負荷控制能力，提升電網(wǎng)備用376 萬kW，提高特高壓直流送電能力154 萬kW，相當于緩建4 臺百萬千瓦火電機組，節(jié)省電力建設(shè)投資約126.4 億元。年增供電量33.264 億kW·h，年平均增銷售收入18.295 2 億元，年平均新增利潤約0.84億元。
系統(tǒng)將傳統(tǒng)的發(fā)電跟蹤負荷模式發(fā)展為負荷響應電源、電網(wǎng)變化的新模式，通過毫秒級精準負荷控制，應對頻率急速下跌，保證電網(wǎng)頻率穩(wěn)定，防范大面積停電。通過精準負荷控制，實現(xiàn)發(fā)電-供電-用電友好互動，拓展電網(wǎng)故障時可控資源，完善大電網(wǎng)安全控制手段，推動能源供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革。
6 結(jié)語
本文系統(tǒng)介紹了江蘇電網(wǎng)全國首套源網(wǎng)荷友好互動系統(tǒng)深化建設(shè)方案，首次將電廠輔機負荷納入源網(wǎng)荷精準控制范圍， 提出一種適應大規(guī)模、多類型負控終端毫秒級響應的分層分區(qū)通信架構(gòu)，通過技術(shù)方案比較將系統(tǒng)總體架構(gòu)優(yōu)化為控制中心站、控制主站、控制子站及控制終端4 個層次。深化建設(shè)方案對于國家電網(wǎng)進一步推廣和加強建設(shè)源網(wǎng)荷毫秒級精準切負荷具有借鑒意義。
按照國網(wǎng)公司統(tǒng)一部署，該深化建設(shè)方案正在其他6 個省級電網(wǎng)推廣應用，將進一步提升特高壓電網(wǎng)跨大區(qū)資源優(yōu)化配置能力和清潔能源的消納能力，降低電網(wǎng)應急狀態(tài)下社會對停電的感知度，為新售電商業(yè)模式開展提供支撐，環(huán)境效益也十分顯著。
