1 引言
南方电网由广东、广西、贵州、云南四省（区）电网及南方公司直属电网组成，并通过广东电网与港澳电网相连，东西跨度2000km。两广的能源资源仅占该地区的8.9%，而国民生产总值（GDP）却占四省总和的80%。能源分布与经济发展不平衡决定了必须实施西电东送，以实现资源的优化配置和促进东西部经济可持续发展。四省（区）互联的南方电网在这一背景下应运而生。
直流输电的功率调节迅速而灵活，其本身不存在同步运行的稳定性问题且不会增加交流系统的短路容量，因而被认为是较理想的超高压、远距离输电方式[1]。2000年12月26日，天广直流输电工程极I 投运，标志着我国第一个交直流并联运行电网正式形成。2001年6月，天广直流双极投运。2002年6月天广三回交流输变电工程全线投运，南方电网形成了“三交一直”的交直流并联输电格局。至此，西电东送的能力由2000年的1.5GW提高到2002年的4.5 GW，广东入口断面极限达3.7GW。“十五”后期，随着平果串补、贵广交流、河池串补、贵广直流、三广直流等工程的投运，使西电东送能力达到10GW，将大大缓解广东电网电力不足的状况。
南方电网是国内首个交直流并联运行电网，输送潮流重，稳定问题突出，其运行经验对国内同类型电网的规划、运行具有很高的参考价值。
2 南方交直流并联电网概况
2002年底南方电网统调装机总容量为40.152GW，其中火电23.777GW，占59.2%；水电11.615GW，占28.9%；蓄能机组1.800GW，占4.5%；核电2.960GW，占7.4%。电网装机容量情况见表1。电网500kV变电总容量33.500GVA，线路总长度8054km；220kV变电总容量6.765GVA，线路总长度22822km。
2002年全网的最大统调负荷为33.460GW，发生在9月份。两广最大负荷依然在夏季，空调负荷增长占很大比重；云、贵最大负荷保持在冬季，这同云贵地区2002年冬季气温较低有很大关系。四省（区）最大峰谷差均有不同程度的增大，最低谷峰比为47%，平均谷峰比为66%。各省（区）负荷统计数据见表2。图1为2002年南方电网主网结构图，电网输送潮流重，常年接近稳定极限运行，500kV联络线负荷率较高。
3 主要运行问题
3.1 负荷峰谷差加大，电网调控难度增加
随着负荷结构的调整，各省（区）电网的负荷特性相应发生变化，电网的峰谷差进一步加大。2002年全网最大峰谷差为14.609GW，比2001年提高了21.5%，西电东送潮流的峰谷差也因此加大，随之带来两方面的问题。
（1）电压调控困难。由于高峰段送电潮流很大，按稳定要求须将中枢点电压控制在较高水平；低谷段送电潮流较小，电压偏高，须采取措施将电压控制在合格范围内。因此，变压器分接头的设置必须兼顾高峰段、低谷段以及500kV、220kV系统不同的调压要求。而目前电压问题突出的站点装设的多数为无载调压变压器，调压手段不足，电压控制难度较大。
（2）潮流调整困难。根据合同确定的送电曲线，西电东送的功率每天调整6次，调整幅度为1.400~1.700GW，涉及到6个送受电方的9个送受电曲线的调整，调度人员在安排运行方式和实际潮流调整中，难度、工作量很大。如：交直流系统需协同配合；云贵外送和天一、天二电厂发电出力需协调调整；天广交流通道的潮流应控制在极限内；维持沿线各中枢点的电压水平，并兼顾电网频率变化。潮流调整的困难直接限制了电网电能质量的提高。
3.2 系统存在弱阻尼现象，需进一步在全网范围内加强研究
目前南方电网已经形成了强受端、长距离、大负荷送电的格局，系统的弱阻尼特性逐步显现，自2001年以来已监测到多次低频振荡。随着电网的进一步发展，长距离、大负荷送电的规模还会进一步扩大。与此同时，网内将会有更多大机组和快速励磁装置投入运行，因而系统的弱阻尼仍将存在，并可能加剧，成为影响南方交直流混合电网安全稳定运行的一个隐患。2002年已经开展了这方面的研究工作，由于该项工作面宽量大，需电网、电厂的配合，工作进展相对缓慢。开展南方电网动态稳定分析研究，完成网内大机组电力系统稳定器（PSS）参数的重新整定，规范PSS管理工作是当务之急。
3.3 暂态稳定问题突出，电网仿真计算的效率和精确度急需提高
随着广东经济的飞速发展，电力负荷时创新高，而广东省内电源则相对缺乏。南方公司坚决贯彻落实中央“西电东送”的能源政策，大力增送优质、廉价的西电以满足广东人民的用电需求。为保证送电计划的完成，南方电网主网输送潮流常年接近稳定极限，暂态稳定问题突出，电网安全运行对仿真计算结果的精确度要求很高，如果计算结果出现偏差很可能引起电网稳定破坏事故的发生。另一方面，电网规模不断扩大，结构日趋复杂，光凭经验已很难准确把握电网运行规律，需借助仿真计算这一研究、掌握电网特性的有效手段。电网规模的扩大，同时导致日方式检修跟踪计算量增大。2005年南方电网将出现三条直流线路：天广直流、贵广直流和三广直流，直流输电系统在电网中的重要性越来越高，能否准确模拟直流特性将直接影响稳定分析结果的可信度。多条交流线路装设了固定串补（FSC）和可控串补（TCSC），也对仿真计算程序提出了新的要求。目前的计算软件无法进行稳定分析的批量计算，也不能通过图形化界面自动调整计算参数，操作相对繁琐，计算效率不高。为进一步提高电网稳定计算的准确性和工作效率，调度部门急需引进新的仿真计算工具。
3.4 小概率双重故障威胁电网安全运行，系统对安全自动装置依赖较大
南方电网主要输电通道沿线地理条件复杂，许多重要线路处于多雷区。部分一二次设备已进入老化期，可靠性水平欠佳。新投产设备（如天广直流）由于运行经验不足，故障率较高。种种原因致使南方电网故障形式趋于复杂化。2001年8月17日和3月8日南方电网出现了天广直流双极闭锁及天平双线同时跳闸等N-2故障，2002年4月4日甚至出现了直流双极闭锁同时多条交流线路相继跳闸的罕见多重故障。这些复杂故障形式的出现，严重威胁了电网安全稳定运行，给调度员处理事故带来了极大困难，也大大增加了系统计算分析的工作量，显著增加了安稳措施的复杂程度和实施难度。随着送电水平的不断提高，电网能否保持安全稳定运行很大程度上依赖安稳控制装置和保护的快速可靠动作。一旦发生保护误动或安全自动装置拒动，极可能发生稳定破坏事故，后果不堪设想。制订可靠的稳定控制策略，通过安全自动装置实现并做好相应的运行维护工作是近期的一个重要课题。
3.5 网内各方自动发电控制（AGC）策略不一致
1999年南方电网通过了《南方电网AGC运行管理办法（试行）》，尽管各调度机构AGC功能均已实用化，总体上电网AGC效果并不理想。云南电网AGC在“定联络线交换功率控制”方式下运行；广东电网按“频率控制”方式运行；广西和贵州电网按“频率和定联络线交换功率”方式控制。在系统出现机组跳闸或功率缺额时，控制策略的不一致往往会延长系统频率恢复时间。如果系统在低频期间出现新的故障，势必影响安全稳定运行。控制策略的不一致，同样不利于提高全网的频率合格率。另外网内也出现过安全自动装置正确动作切机后，AGC又通过未切机组将电厂总出力快速恢复到故障前的水平，对事故处理不利。因此安全稳定控制措施如何与AGC协调配合需要研究。
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