摘 要：通过对2019 年年底华东特高压网架特征和华东电网频率控制必要性的分析，计算得出江苏电网可切负荷容量需求。根据江苏电网负荷特点，结合江苏电网已投运的全国首套源网荷友好互动系统建设运行情况，提出深化建设方案。将电厂不影响机组发电出力的辅机负荷纳入源网荷精准控制范围，提出一种适应大规模、多类型负控终端毫秒级响应的分层分区通信架构，通过技术方案比较将系统总体架构优化为控制中心站、控制主站、控制子站及控制终端4 个层次。深化建设方案对于电网进一步推广和加强建设源网荷毫秒级精准切负荷具有借鉴意义。
关键词：源网荷；毫秒级；深化建设；精准切负荷；发电机组
0 引言
近年来，华东电网建设呈现跨越式发展，预计至2018 年年底，华东“三交七直”特高压网架将基本形成。随着复奉、锦苏、宾金三大特高压直流相继投产，以及西南水电送电华东需求长期居高不下，华东电网最大单一区外直流来电功率和区外直流来电总功率均持续增长，至2019 年年底，灵绍、锡泰、雁淮、准皖特高压直流陆续投产，华东特高压直流规模达到7 回，馈入华东的直流共11 回，总规模约7000 万kW，大功率直流失去对电网频率稳定的冲击日益显著。随着直流送电规模的增大和单回特高压输电容量的提高，接受外部来电的比例持续提高，华东电网“强直弱交”特性更趋显著，系统调频能力下降，频率稳定问题突出，安全运行面临严峻挑战，需要综合利用全网各种可控资源，减小大功率冲击下的频率波动，降低稳定破坏风险，保障电网安全运行。因此，有必要通过新增可中断负荷就地按频率切除功能实现华东电网频率稳定控制水平的整体提升。
根据国家电网公司统一部署，按照保障迎峰度夏期间华东复奉、锦苏、宾金三大特高压直流送电及电网安全运行总体方案，国家电网华东分部全面启动了“构建华东电网频率紧急协调控制系统”各项工作，提升汛期三大特高压直流大功率馈入时段华东电网安全稳定运行水平。
1 江苏电网可中断负荷需求分析
经核算，在轻负荷时段或备用相对较少时段，若复奉、锦苏、宾金、灵绍、雁淮或锡泰特高压直流满功率方式下任一直流双极同时闭锁，将导致华东电网频率下降明显，电网频率稳定受到威胁，极端轻负荷方式下可能导致频率跌破49 Hz，低频减负荷装置将动作，损失负荷可能达到规定的事故等级。为避免单回直流闭锁触发电网第三道防线动作，华东电网主要通过配置华东频率协控系统和采取运行方式精细化管理措施予以设防。目前华东频率协控系统切除可中断负荷的频率设防门槛为49.25 Hz，可中断负荷切负荷容量按照49.25 Hz 轮次切除2.5% 考虑。2016 年4 月，国家电网公司华东分部颁发的《关于开展华东电网增设低频快速切除可中断负荷措施工作的通知》（华东调[2016]76 号）要求：“各省市组织的可中断负荷量暂按照各省（市）2016 年度最大预计负荷的2.5% 进行组织”。江苏电网2016 年最高用电负荷9278万kW，经计算，江苏电网应组织230 万kW 可中断负荷。
预计至2019 年江苏电网馈入直流总容量为2 820 万kW，占华东电网馈入直流总容量的40%。至2019 年，若江苏电网配置230 万kW 的可中断负荷，约占华东全网2019 年可中断负荷总容量560 万kW 的41%，二者比例基本匹配。
2 江苏源网荷毫秒级精准切负荷系统建设现状
2016 年6 月15 日，江苏省电力公司在全国率先建成投运国内首套大规模源网荷友好互动系统，具备苏州地区100 万kW 毫秒级可中断负荷控制能力，首次实现了对用户分路开关的毫秒级精准实时控制。与华东电网频率紧急协调控制系统紧密对接，成为构建大电网安全综合防御体系的重要支柱，为频率紧急控制提供了除按频率分轮次低周减载外，可快速、精确控制新资源。一期毫秒级工程在苏州地区实施，设置1 座控制中心站，4 座控制子站，共接入用户810 户。
3 系统深化建设总体目标及思路
为不断拓展大规模源网荷友好互动系统内涵，加快实用化进程，继续做好精准切负荷示范引领工作， 满足特高压直流故障后频率控制要求，深化建设工程以解决特高压直流故障大功率冲击所带来的频率稳定问题为核心，在江苏三大特高压直流落点近区扩展建设毫秒级切负荷功能，增加可切容量。深化建设工程于2017 年1 月启动，与一期系统全是各类电力用户相比，深化建设首次试点拓展精准切负荷范围，将南水北调翻水站负荷、全省接入500 kV 电网的燃煤电厂不影响机组出力的辅机负荷以及大型储能装置负荷纳入毫秒级精准切负荷控制范畴。工程总计新增130 万kW 毫秒级可中断负荷控制资源，分两期实施，至2017 年年底累计组织200 万kW 可中断负荷，具备200 万kW 毫秒级控制能力；至2018 年5 月底累计组织2 3 0 万kW 可中断负荷， 具备230 万kW 毫秒级控制能力。
4 试点拓展负荷分析
4.1 并入500 kV 电网燃煤电厂可中断辅机负荷分析
火电厂的主要系统有：锅炉岛、汽机岛、自动控制系统、电气系统、环保系统及其外围系统等。按照发电机组厂用电负荷在生产过程中的重要性，可分为不间断运行系统和间断运行系统。
不间断运行系统主要包括锅炉岛、汽机岛、脱硫脱硝系统等，上述系统的切除将会影响机组出力、运行安全、环保排放等指标，致使发电厂无法正常运行，严重时可能会导致停机事故。
间断运行系统可短时切除，主要包括输煤、卸煤、化水、雨水、制浆等系统。（1）输煤系统是为锅炉输送燃料， 有皮带机、碎煤机等设备，一般早晚各开启一次，每次2~3 h。煤仓可有300~500 t 之间的燃料储存，可供机组满负荷连续运行5~6 h。（2）卸煤系统是把外来燃料堆积到煤场，对主机的短期安全运行无关联影响，有卸船机等设备，一般视煤运情况，如船坞靠港则开启。（3）化水系统是通过相关处理使水质合格， 电厂均设置有2~4 台1 000 t 左右的除盐水箱，每台机组设置有500 t 容量的凝结水补水箱。一般机组的补水率低于1.5%，补水量较小，制水量视除盐水箱的水位确定，故而调节裕度较大，短期负载切除不影响电厂安全运行。（4）雨水系统是根据液位要求自动启停，一般一天两次启动状态。与机组的安全运行无直接关联影响。（5）制浆系统主要有脱硫真空泵等设备，根据运行情况决定启动台数， 全部停止后可维持2 h 左右，短期对机组的安全运行无太大影响。（6）其他系统如开冷水、脱硫氧化风机、球磨机等视电厂情况可短期切除，不影响机组安全运行。间断运行系统负荷切除后可根据现场实际情况进行恢复，基本不影响机组出力变化，短时间内（一般2 h）不会影响机组安全运行。
本期工程并入500 kV 电网的燃煤电厂总计19 座，共45 台机组，可切开关总数455 个，全年最大可切负荷容量共计约18.57 万kW。
4.2 南水北调翻水站负荷分析
南水北调东线工程途经江苏省扬州、淮安、宿迁、徐州4 个地市，在江苏境内设9 个梯级，共设置泵站18 座，涉及用电客户16 户，用电容量共计45 万kV·A。
泵站用电受政策和季节性影响较大，16 户泵站中，12 户泵站仅用于南水北调工程调水用电，在省南水北调办公室下达调水任务后开机用电，平均用电负荷率约为35%， 无调水任务时不用电。另有4 户除调水外兼具抗旱排涝功能，除调水期间外，平时也根据各地防汛抗旱指挥部的要求开机用电。本期涉及的翻水站均配备柴油发电机组，断电后能保证泵机正常运行2~3 h，因此短期切泵行为不影响南水北调东线工程的整体供水量。
本期工程共有8 座翻水站纳入毫秒级精准切负荷系统，最大实际可切容量约9.62 万kW。
4.3 储能电站负荷分析
储能设备可在紧急情况下对电网频率提供支撑，考虑本项目需要在毫秒级完成控制，在这个时间尺度内目前可广泛推广使用的是电池储能系统，包括集中式和分散式。
集中式主要是大规模储能电站，目前江苏省内已投入运行的较大规模电池储能电站有两座，均用于移峰填谷，节省电费，企业自身负荷曲线较为平稳。徐州中能硅业最大充放电功率1.5 MW，相对于企业最小负荷不到10%，储能容量12 MW·h，总共拥有6 个PCS（储能变流器）；镇江艾科最大充放电功率0.75 MW，相对于企业最小负荷大约为6 0 %， 储能容量6 M W · h， 总共拥有3 个PCS。通过现场调研，上述储能电站的PCS 均可接受外部信号，在40 ms 内实现充放电运行方式的切换，技术上具备毫秒级精准控制条件。
本期工程两座储能电站最大实际可切负荷容量总计0.18 万kW。
5 系统深化建设方案
5.1 技术方案选择及比较
（1）华东频率协控总站切负荷命令下达方式的选择。方案一：华东频率协控总站单点向500 kV木渎控制中心站下达切负荷指令。方案二：华东频率协控总站多点向500 kV 木渎、500 kV 凤城、500 kV 上河下达切负荷指令。
华东频率协控总站单点向500 kV 木渎控制中心站下达切负荷命令传输路径单一明确，系统间功能分层清晰，便于江苏对全省切负荷容量进行统一分配，且可利用现有毫秒级系统500 kV 木渎控制中心站至华东协控总站的通道，降低了通信
通道建设成本。故推荐选择方案一。
（2）精准切负荷系统架构选择。方案一：既设控制主站，又设置控制子站。方案二：不设控制主站，仅设置控制子站。特高压直流落点近区设置控制主站可以减轻500 kV 木渎控制中心站的信息处理压力，便于对各级切负荷控制系统进行分层管理，按照分层分区的原则建立毫秒级切负荷系统，有助于提高整个系统的运行可靠性，降低运行维护难度。故推荐选择方案一。
（3）燃煤电厂可中断辅机控制终端接入方案选择。方案一：所有可中断辅机控制终端按“主/从机模式”统一控制，主机汇集所有从机信息后单独与控制子站通信。方案二：可中断辅机控制终端按负荷类型单独控制，多个终端均需与控制子站通信。
燃煤电厂可中断辅机控制终端按“主/从机模式”配置，由单一主机与控制子站通信，节省电厂对分区控制子站通道资源， 通信维护安全可靠。通过将电厂所有可中断辅机负荷进行汇集，整体上送给所属分区控制子站，便于对本电厂可中断辅机负荷进行统一管理、集中控制。故推荐选择方案一。
（4）储能电站控制方案选择。方案一：储能设备由充电/热备用状态向放电状态快速转换。方案二：仅停止对储能设备充电。
在直流故障时，充分利用储能设备运行状态快速转化的能力，控制储能设备由热备用/充电状态向放电状态快速转换，通过向电网释放有功，可支撑电网频率。故推荐选择方案一。
（5）控制子站通信接口设备配置选择。方案一：控制子站侧与负控终端、翻水站切泵控制终端、储能电站控制终端采用155 M 通信接口设备，与控制主站、燃煤电厂可中断辅机控制终端采用E1 接口的2 M 通信接口设备。方案二：全部
采用E1 接口的2 M 通信接口设备。
负控终端数量庞大，在接入控制子站时采用155 M 接口接入设备可极大缩减E1 接口的数量，进而可减少装置、屏柜数量，降低施工及运行维护成本。控制子站与控制主站、燃煤电厂可中断辅机控制终端的专用通道具有跨地区、数量少的
特点，采用E1 接口的2 M 通道接入方式具有配置简单，经济实用的优点[8]。故推荐选择方案一。
（ 6） 接入华东D5000 站点选择。方案一：500 kV 木渎控制中心站、各控制主站接入华东D5000。方案二：500 kV 木渎控制中心站、各控制主站、各控制子站均接入华东D5000。
500 kV 木渎控制中心站接入华东D5000，能获得控制中心站的状态、控制中心站可切总量和实切总量命令。各控制主站接入华东D5000，能获取各控制主站的状态和实切总量等信息，以及各控制子站的状态、可切总量、实切总量等信息。在满足华东D5000 功能需求的基础上，各控制子站采集的负控终端信息可从江苏D5000 系统间接获取，无需从各控制子站装置直接采集，有效降低系统建设成本。故推荐选择方案一。
5.2 系统总体架构
深化建设后的江苏源网荷精准切负荷系统由1 个控制中心站、3 个控制主站、12 个控制子站和各控制终端组成。建成后的系统总体架构如图1所示。
深化建设工程可中断负荷范围涵盖一期518 个秒级可中断负荷用户升级为毫秒级、8 座南水北调翻水站、全省19 座接入500 kV 电网的燃煤电厂不影响机组出力的辅机负荷以及2 座大型储能电站。
根据本系统总体构架方案，综合各变电站的地理分布、现有屏柜布置情况等多方面因素，考虑在锦苏、雁淮及锡泰直流落点区域设置3 个控制主站。对500 kV 木渎控制中心站进行改造，使其兼具控制主站功能。
一期的518 个秒级用户所在市各选1 座500 kV变电站设立控制子站，总计新增8 个控制子站。改造苏州地区一期工程4 个控制子站，使其具备接入新增用户、燃煤电厂可中断辅机控制终端、储能电站控制终端通道及功能。
图 1 江苏源网荷毫秒级精准切负荷系统深化建设总体框架
5.3 主要创新成果
与一期系统全是各类电力用户相比，深化建设系统把发电机组纳入了精准控制范围，首次将并入500 kV 电网燃煤电厂辅机负荷纳入源网荷精准控制范围，进一步增强发电厂参与电网调节的能力，全面提升电网安全稳定控制水平。同时试点将大型储能电站接入，为后期电动汽车充电桩等新型可中断负荷接入奠定基础。
5.4 建设成果
2017 年12 月15 日11 时46 分，深化建设工程顺利启动投运，江苏电网具备200 万kW 毫秒级可中断负荷控制能力，提升电网备用376 万kW，提高特高压直流送电能力154 万kW，相当于缓建4 台百万千瓦火电机组，节省电力建设投资约126.4 亿元。年增供电量33.264 亿kW·h，年平均增销售收入18.295 2 亿元，年平均新增利润约0.84亿元。
系统将传统的发电跟踪负荷模式发展为负荷响应电源、电网变化的新模式，通过毫秒级精准负荷控制，应对频率急速下跌，保证电网频率稳定，防范大面积停电。通过精准负荷控制，实现发电-供电-用电友好互动，拓展电网故障时可控资源，完善大电网安全控制手段，推动能源供给侧结构性改革。
6 结语
本文系统介绍了江苏电网全国首套源网荷友好互动系统深化建设方案，首次将电厂辅机负荷纳入源网荷精准控制范围， 提出一种适应大规模、多类型负控终端毫秒级响应的分层分区通信架构，通过技术方案比较将系统总体架构优化为控制中心站、控制主站、控制子站及控制终端4 个层次。深化建设方案对于国家电网进一步推广和加强建设源网荷毫秒级精准切负荷具有借鉴意义。
按照国网公司统一部署，该深化建设方案正在其他6 个省级电网推广应用，将进一步提升特高压电网跨大区资源优化配置能力和清洁能源的消纳能力，降低电网应急状态下社会对停电的感知度，为新售电商业模式开展提供支撑，环境效益也十分显著。
