文/馮鶇 郭衛明 雷朝煜 張朝輝 徐涵

作者供職于中國南方電網超高壓輸電公司天生橋局

周文青

作者供職于南方電網科學研究院有限責任公司

南方區域的電力現貨市場進入連續結算試運行階段，標志著電力市場化改革在跨省區資源配置領域邁出了實質性的步伐。現貨市場每15分鐘確定一次交易結果并下發調度指令的快節奏，改變了跨省跨區輸電通道尤其是南方電網西電東送傳統直流的運行狀態。

在原有計劃調度模式下，傳統直流通道多呈現長期保持平穩滿載輸電或僅做小幅度調整輸送功率的功率平穩運行狀態；而在現貨市場環境下，調度指令跟隨市場交易結果進行高頻變動，直流運行狀態由原本的輸電功率平穩運行轉向了輸電功率高頻動態調節。這種變化對電網的實時調度控制能力和輸變電設備的運行可靠性，提出了更為嚴格的技術要求。

變電站現場運行數據直觀反映了這一工況變化。在現貨市場高頻次出清運行的模式下，作為直流輸電系統調節核心組件的換流變壓器有載分接開關，動作次數平均增加至功率平穩運行期間的3.5倍。部分直流輸電系統樞紐變電站設備動作頻次上升更為明顯，興安直流和楚穗直流分接開關的動作次數最大分別達到正常平穩工況下的6.8倍和9.9倍，其余直流線路亦普遍處于1至4倍的區間。

同時，承擔維持電壓穩定與濾除雜波職能的交流濾波器組。其開關動作次數平均增加2.4倍。根據各樞紐換流變電站縱向對比，2024年11月現貨市場運營期間，交流濾波器組的動作次數達到了平穩運行期間的10.7倍；2025年5月現貨市場運營期間維持在平穩期的1至4.6倍。

投切動作頻次的顯著增長，使得傳統直流輸變電關鍵設備的機械磨損與電氣老化加速。由此引發的運維成本增加、資產折舊加和傳統輸變電設備與柔直技術之間的協同問題，已成為電力現貨市場建設中亟待解決的關鍵技術與管理命題。

01

現貨市場高頻次出清下的直流運營現狀

（一）高頻次出清引發傳統直流運維成本結構性增長

在現貨市場高頻出清的環境下，傳統直流換流變壓器分接開關、交流濾波器等傳統直流輸變電設備的動作次數增多，使得傳統直流等輸變電設備運維成本顯著提升。

在原有計劃調度模式下，傳統直流運維成本主要為按固定年限核算的折舊及常規運維等剛性支出。而在現貨市場高頻調節的工況下，傳統直流換流變壓器分接開關的觸頭、傳動齒輪和交流濾波器斷路器的滅弧室等開關易損部件，因頻繁的機械動作與電弧燒蝕，物理壽命加速衰減。部分高負荷換流站的年度檢修成本較平穩工況已提升20%至30%。

這種成本攀升體現在兩個核心維度。一方面，開關易損部件更換周期大幅縮短，為保障極高頻次動作下開關易損部件的運行可靠性，輸變電設備運維方需要采購壽命更長的高性能備件，推高了物資采購成本；另一方面，為應對高頻投切帶來的潛在設備隱患，輸變電設備狀態的實時在線監測頻次、絕緣油氣等狀態數據的分析處理量同步激增，現場特巡特護的工作強度成倍放大，顯著拉升了輸變電設備運維中人力資源與運行管理的綜合變動成本。

（二）全生命周期管理仍沿用靜態評估模式

當前，直流輸電系統開關設備從采購準入、日常運維到資產退役的全鏈條管理，大多停留在傳統的靜態評估階段，尚未動態適配現貨市場的高頻調度需求。在采購準入與技術規范環節，現有直流輸變電設備的設計標準和型式試驗規范主要基于低頻次調節的傳統電網環境而設置。其規定的機械抗疲勞極限與熱沖擊設計指標，未能充分涵蓋現貨市場每天數十次高頻投切的嚴苛工況。

在日常運維執行環節，業內普遍采用基于固定時間周期的定期檢修（TBM）模式。該模式在設備損耗呈非線性快速增長的高頻調節期，極易導致健康狀態良好的設備被過度維修，內部損耗嚴重的設備卻因未達期限錯失搶修良機。在資產退役評估環節，現行財務體系高度依賴設備出廠標定的使用年限進行報廢核銷，未能針對設備因高頻動作導致剩余壽命大幅縮短的客觀現狀建立相匹配的動態壽命評估與退出機制。

（三）傳統直流輸變電設備受制與柔性技術的逐步引入

西電東送主網的直流系統大多采用傳統換相換流器（LCC-HVDC）技術。該技術在輸送有功功率時消耗巨大無功功率。其系統電壓穩定高度依賴換流變壓器分接開關與交流濾波器組。這兩類設備本質上均為機械動作型開關，存在固有的動作延遲與機械物理疲勞限制，響應時間長，難以完全匹配現貨市場短周期的快速功率波動指令。

相比之下，柔性直流輸電技術（VSC-HVDC）與靜止同步補償器（SVG）等新型電力電子裝置展現出技術優勢。柔性直流技術基于全控型半導體功率器件，具備有功與無功獨立、連續、快速控制能力；SVG裝置摒棄了機械觸頭，能實現無級平滑的無功補償。兩者的響應時間均達毫秒級，且運行損耗低、無機械磨損。基于上述優勢，電網在近期的交直流混合主網規劃與存量改造中，正逐步引入柔性直流技術和新型電子裝置，以突破傳統機械設備的物理瓶頸，提升跨省通道的調節靈活性。

02

傳統直流運營與現貨市場高頻次出清機制適配性斷層

（一）成本核價與價值補償機制未能同步適配

現行輸配電價成本核算與監管模式，未能準確計量并疏導市場化運行帶來的新增變動成本。依據現行資產折舊政策，主網設備按法定年限平均分攤折舊。然而，高頻投切導致設備加速磨損，實際安全運行壽命已遠低于設計壽命。繼續沿用靜態固定年限計提折舊，會導致電網成本回收速度嚴重滯后于資產真實的物理消耗，壓制企業進行新技術投資與老舊設備改造的資金周轉與決策積極性。

同時，輸變電設備為配合現貨市場高頻交易，提供了關鍵的功率爬坡與靈活性支撐。但這部分因高頻調節產生的額外物理損耗代價，尚未在輸配電價核定中獲得對等的經濟補償。目前輔助服務市場的產品設計中，補償資金多流向發電側機組，尚未針對電網側主網設備建立體現其損耗價值的量化補償體系。設備承擔了高強度的調度運行壓力，但這些由靈活性釋放帶來的損耗成本在現有的規則體系中缺乏明確的成本認列與市場化疏導路徑。

（二）監管標準缺失引發設備全周期運行風險

靜態死板的設備管理機制與高頻劇烈的實際運行狀況脫節，正在引發系統性的運行風險。在設備準入環節，由于缺乏針對高頻次跳合閘場景的機械疲勞極限標準與瞬態發熱安全規范，新投運設備可能從入網之初就存在適應性缺陷，大幅增加了運行初期的故障概率與隱患。在日常運維層面，固定周期檢修模式的滯后性在現貨工況下被無限放大。

在電網功率劇烈波動的環境下，基于日歷排期的檢修計劃無法在設備運行指標逼近物理極限時及時觸發干預，極大增加了設備突發損壞導致非計劃停運的風險。在設備退役環節，單一的年限報廢標準帶來管理錯位：部分服役年限較短但因高頻動作已達物理極限的設備，受限于規定無法正常報廢而被迫帶病運行；同時，設備后期因性能下降導致滿載輸電能力受限而造成的市場機會成本，也未能納入退役財務評估模型，阻礙了資產的安全退出。

（三）傳統直流與新型柔性裝備的協同控制面臨技術瓶頸

隨著柔性直流與SVG等先進裝置的引入，主網系統呈現出機械開關與電力電子裝置并存的復雜運行形態。當前的挑戰在于，新老技術雖在直流輸電系統中并列運行，但調度系統與控制底層尚未建立起成熟的全局協同控制策略。

在現貨市場頻繁下達出清指令時，兩類設備的動態響應特性差異極大：傳統機械濾波器組需要離散投切，且切除后必須強制等待數分鐘讓內部電容充分放電才能再次安全合閘；新型柔性電子裝置則是無級連續調節，能在毫秒級做出平滑響應。

在面臨系統大范圍功率波動時，若缺乏統一協調的控制算法，動作極快的柔性裝置與受制于物理放電延時的機械設備之間極易產生控制時序錯亂。這種配合瓶頸可能導致局部節點的電壓調節沖突，甚至造成機械設備短時間內承受無效的二次調節沖擊，嚴重削弱了新型技術本應帶來的靈活性增益。

03

電力現貨市場下直流運營模式完善建議

（一）完善靈活性損耗核算機制與市場化疏導渠道

為解決設備成本無法有效回收的根本難題，必須在政策監管與市場交易雙層面建立損耗價值的量化關聯。在監管核價層面，建議價格主管部門將設備因響應現貨市場頻繁指令而產生的額外靈活性損耗（涵蓋高頻投切引發的觸頭磨損、機械傳動疲勞、絕緣老化及增加的專項運維投入），經精準核算后明確納入下一周期的輸配電價準許成本范圍。

同時，研究建立與設備實際動作頻次緊密掛鉤的動態折舊率調節機制，以真實反映資產物理消耗。在市場化疏導層面，依托輔助服務市場實現靈活性成本的合理配置。建議增設針對主網設備損耗補償的“快速爬坡”、“動態無功支撐”等專項交易品種。通過構建量化評估模型，將機械開關單次動作物理損耗折算為邊際成本并轉化為市場收益。按照“誰受益、誰分攤”的權責對等原則，在新能源發電企業、跨省區購電大工業用戶等主體間，建立公平透明的損耗成本分攤與結算規則。

（二）構建基于實際狀態的全生命周期標準體系

為適應現貨市場高頻特性，須全面升級設備標準規范庫，重點涵蓋采購準入、日常運維和退役評估三個環節。在采購準入環節，電網企業應聯合制造廠商打破傳統設計規范，針對換流變分接開關和交流濾波器制定高頻動作專項技術標準，明確界定頻繁投切工況下的機械抗疲勞極限與絕緣壽命衰減指標，將其作為差異化采購的強制性門檻。在日常運維環節，推進基于設備實際健康狀態的狀態檢修（CBM）決策轉型。

依托多維在線監測數據建立運行強度指標與非線性壽命消耗模型，將“等效疲勞壽命”作為制定檢修策略的核心依據；在系統中設定狀態預警閾值，結合現貨出清價格曲線智能推薦經濟性最優的檢修窗口期。在設備評估退役環節，廢除單一日歷年限報廢制，引入等效剩余物理壽命與經濟壽命雙重評估模型，將設備性能衰退導致的市場機會成本全盤納入評估，構建精準動態的退役機制。

（三）建立傳統直流與柔性電力電子裝備的協同控制方法

針對新老技術混合運行的控制盲區，必須從宏觀調度算法與底層微觀控制策略著手實現全局統籌。首先，在兼顧電網物理安全與經濟效益的市場調度出清算法中，應精細化構建兩類設備動態響應特性的數學表征模型。必須將機械開關設備的恢復期物理延時作為硬性約束條件納入尋優計算，確保系統下發的出清指令具備完全的物理可執行性。

其次，應研發部署覆蓋主網層級的電壓與無功協同控制系統。該系統需要智能統籌分配斷面的實時無功缺額：利用柔性SVG裝置毫秒級的連續響應能力，優先處理高頻、小幅的瞬態電壓波動；利用傳統機械濾波器組承擔低頻、基礎性的大容量無功支撐。通過指令中樞協調新型與傳統設備，實現快慢響應的時序配合與穩態支撐優勢互補，逐步構建以新型裝置為主導的現代輸電網架構。

（四）推動輸變電裝備產業向全生命周期服務生態轉型

電力現貨市場不僅重塑了電力系統運營模式，而且深刻改變了輸變電裝備產業的競爭邏輯。在新型市場化機制下，裝備企業的核心競爭力不再局限于單純的產能擴張與硬件成本控制，而是全面向對電力市場趨勢預判、復雜運行場景理解深度以及技術路線迭代能力轉移。面對高頻動作挑戰，傳統的“設備制造交付”與“電網運行維護”物理邊界日益模糊。這就要求產業鏈加速向“制造+服務”的深度融合生態轉型，制造企業需要延伸價值鏈，提供從物理交付、狀態感知、智能診斷到剩余壽命預測的閉環解決方案。

同時，需要充分發揮電網采購模式對產業生態的引導作用，推動設備評價體系從“購置低價導向”向“全生命周期綜合成本（LCC）最優”轉變。建議將適應現貨市場特性的新型裝備研發納入頂層設計統籌，通過產業政策與電力市場的雙重驅動，引導產業鏈向高可靠、高靈活、服務數據一體化的方向協同發展

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