“西电东送”通道切改后对山西电网调度运行管理的影响分析

卫鹏杰

（国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西太原 030001）

0 引言

2021年—2024年山西电网处于网架结构大变动时期。其中，2021年进行山西北部电网完善、特高压主变压器扩建工程，电网结构变化大，N-2停电多、风险大；2024年将开展山西“西电东送”9回4通道切改工作，切改完成后，山西电网将通过8回500 kV线路与华北区域1 000 kV特高压交流电网相连，1回高压交流线路与华中电网相连。山西电网仅仅通过特高压与主网相连，将呈现新的运行特性，其调度运行管理也将面临新的课题。

1 “西电东送”通道切改前后山西电网外送通道变化

1.1 “西电东送”通道切改前山西电网外送通道

山西电网通过“大房三回、神保双回、阳桂双回、潞辛双回”等9回线4条“西电东送”通道与华北电网相连；通过±800 kV晋北—江苏雁淮直流特高压与华东电网相连；通过1 000 kV长治—南阳—荆门特高压交流线路与华中电网相连；阳城电厂通过点对网方式与江苏电网相连；温池电厂通过点对网方式与河北南网相连。

1.2 “西电东送”通道切改后山西电网外送通道的变化

山西电网通过8回500 kV线路分别接入1 000 kV特高压站，通过4回特高压线路与华北1 000 kV特高压交流电网相连；通过±800 kV晋北—江苏雁淮直流特高压与华东电网相连；通过1 000 kV长治—南阳—荆门（以下简称“长南荆”）特高压交流线路与华中电网相连；阳城电厂采用点对网方式与江苏电网相连；温池电厂采用点对网方式与河北南网相连；原“西电东送”通道相关配套电厂采用点对网方式接入北京电网及河北南网。

2 “西电东送”通道切改后对山西电网调度运行管理的影响

2.1 对山西电网外送电能力的影响

“西电东送”通道9回线路送电能力12 500 MW，其中山西省调通过直调机组可组织6 000 MW电力。“西电东送”通道断开后，配套机组全部采用点对网送出，山西省调调管机组东送电能力变为0。

雁淮直流送江苏，除山西省调调管机组神泉电厂、河曲电厂为保证雁淮直流高功率送电为必开机组参与雁淮直流外送，考虑苏晋能源控股机组、配套风电投产，若上述机组（风电）大发，山西省调调管机组几无通过雁淮直流增加外送电能力。

考虑到长南荆特高压与天中直流的耦合关系，长南荆特高压电力由山西组织，暂时按1 000 MW考虑。

崇福电厂、漳山二期2座山西省调直调机组改接入河北南网，直调装机容量减少1 900 MW。考虑5%厂用电，“西电东送”通道切改、相关机组改接后山西省调调管机组外送电能力减少约7 800 MW；原“西电东送”通道相关配套电厂采用点对网方式接入北京电网及河北南网，山西电网外送电能力不变。

长南荆、北岳、洪善特高压站配套电源投产，相关电厂接入后，山西电网外送电力随之增加；因非山西省调调管机组，所以山西省调调管机组外送电能力并未增加。

2.2 对山西电网新能源消纳的影响

考虑山西省调直调山西机组切改、暂不考虑直调火电机组投产情况，依据近10年新能源投产水平预测，到2022年底，山西电网省调直调新能源装机将达到34 200 MW，新能源装机占省调直调装机容量的40%以上。高比例新能源并网运行对电网调峰能力、消纳新能源能力提出了更高的要求；同时对省调直调机组稳定运行、持续调峰性能提出更为苛刻的要求，要求火电机组既要能顶高峰出力，又要能长周期持续深度调峰。

按照山西能源局要求，2020年底所有省调直调火电机组要完成灵活性改造。根据14台供热机组在供热期平均增加深度调峰能力2.59%[1]测算，预计供热期供热机组完成灵活性改造后可增加深度调峰能力1 480 MW；供热期非供热机组可增加深度调峰能力1 770 MW，即供热期所有火电机组完成灵活性改造可增加深度调峰能力3 250 MW。非供热期，根据已完成灵活性改造机组在非供热工况下平均增加深度调峰能力15.3%测算，所有机组完成灵活性改造后深度调峰能力为6 820 MW。

供热期，不承担供热任务的供热机组及非供热机组按照80%的开机率计算，完成灵活性改造后山西电网运行机组深度调峰能力为2 900 MW；非供热期，按照80%的开机率计算，完成灵活性改造后山西电网运行机组深度调峰能力为5 460 MW。

崇福电厂、漳山二期2座山西省调直调机组改接入河北南网，山西省调直调装机容量大约减少1 900 MW。按照上述算法测算，供热期释放新能源消纳空间726 MW，非供热期释放新能源消纳空间530 MW。

2.3 对山西电网电力平衡的影响

2022年底，山西电网省调直调新能源装机预计将达到34 200 MW，新能源装机占山西省调直调装机容量的40%以上。虽然崇福电厂、漳山二期2座山西省调直调机组改接入河北南网，直调装机容量减少1 900 MW，但省调直调机组外送电力减少约6 000 MW，高峰时段电力平衡仍有一定裕度。山西“西电东送”9回4通道切改完成后，低谷、平峰时段，若风电、光伏高出力运行，因雁淮直流送江苏通道已无增供空间、长南荆特高压与天中直流强耦合，山西电网调峰能力不足时，只能通过北岳特高压站、洪善特高压站主变压器上送。受上送断面限额影响，可能会出现新能源弃限。新的形势要求山西新能源发电企业富裕电力参与跨省现货市场交易、参与华北区域调峰辅助服务市场，购买发电权，综合考虑电量、电价关系，权衡收益。

2.4 对山西电力市场运行管理的影响

低谷、平峰时段，若风电、光伏高出力，山西电网消纳困难。山西新能源富裕电力需参与跨省现货市场交易，与西北风电相比，山西新能源受前期参与度低、购买意愿不强烈等影响，很有可能因报价高而未能中标或者中标电量少。即便中标，也有可能受通道能力影响受阻。参与华北调峰辅助服务市场进行调峰辅助服务交易，购买深调电力，分摊深调费用。1 000 kV特高压线路潮流的频繁波动，可能影响近区机组的出力及500 kV电网潮流，对电网运行、监控提出了新的要求。

2020年，山西电网新能源装机占省调直调装机容量40%以上，新能源功率预测准确性影响山西现货市场非市场化电量的分配，影响统配用电负荷预测及母线负荷预测准确性，一定程度上影响山西现货市场成员决策，进而影响市场价格及成员收益，同时影响山西日前市场、日内市场偏差费用的分摊。

2.5 特高压线路故障时对山西电网的影响

山西电网为外送型电网，若发生特高压线路跳闸，山西电网频率将短时拉升，需要切机降低频率，同时有可能造成网内部分风机跳闸，优先特高压配套电源切除，若配套电源切机后功率依然偏高，则需要山西省调机组配合切机。风机跳闸、省调机组切机，可能导致山西电力平衡短时不够，频率进一步降低，风机低周跳闸，负荷侧需求管理后，电网频率方能趋于稳定。北岳、洪善特高压站，一个靠近雁淮直流，一个偏向长南荆特高压交流，4条特高压线路异常可能波及外送通道安全，对特高压N-1、N-2电网稳定性研究具有现实意义。

3 结束语

我国电力市场化建设起步于20世纪末，大体经历了省级电力市场试点、区域电力市场试点、节能发电调度试点和大用户与发电企业直接交易试点等阶段。随后又以《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）为标志，展开了新一轮的电力体制改革。在这次改革中，国网山西省电力公司于2018年底全面启动山西“西电东送”通道调整系列工程，尤其是随着风电、光伏大规模持续接入，2024年完成“西电东送”通道9回线路切改后，山西电网将变为直接与1 000 kV特高压电网相连的新能源高比例并网运行的外送型电网，可有效解决山西电网北部区域短路电流超标问题，拓展山西电网发展空间，对提升特高压晋电外送能力具有重要意义。山西省调要尽快适应新的电网结构、电网特性，确保电网安全稳定运行、电力可靠供应、新能源充分消纳、电力改革稳步开展。