成都電網調度安全與風險防范措施分析

陳 武

(國網四川省電力公司成都供電公司，成都 610041)

在全球資源環境約束趨緊，新一輪能源革命方興未艾的時代背景下，能源技術創新帶來能源格局深刻變化；電為中心，“兩個替代”發展方向愈加明顯，構建全球能源互聯網，加快電網發展的要求更加緊迫[1]。電力調度控制作為電網運行發展的核心環節，是保障電網安全、穩定、優質、經濟運行的強大后盾[2]。

國家電網公司“三集五大”體系建設以來，對電力調度工作提出了更高要求[3]。成都電網規模大、結構復雜，在正常及檢修方式下存在一定的薄弱環節，準確識別運行風險，提前做好預防控制措施，是提升電網安全水平的重要舉措。本文介紹成都電網調度運行基本情況，從調度安全風險識別入手，分析電網安全風險與面臨的挑戰，提出有效對策。

1 成都電網調度工作現狀

1.1 電網規模概述

成都電網東與資陽、南與眉山及雅安、西與阿壩、北與德陽及綿陽電網相連，擔負著全市20個區(市、縣)、1.46萬km2，2 000余萬人口的供電任務。

成都電網主網層面通過500/220 kV變電站、輸電線路構成環網運行，110 kV電網采取閉環建設，開環運行模式；10 kV配電網采用“互聯互供”網架格局。各電壓等級變電站共有400余座；35 kV及以上電壓等級線路800余條，總長近9 000 km，變電容量4 500余萬kVA；10 kV配網線路4 200余條，總長度逾30 000 km。近年來，成都電網負荷水平不斷攀升，最大負荷年均增長11%，2016年，全網負荷突破1 000萬kW，如圖1所示。

圖1 成都電網負荷增長趨勢

經歷“騰飛工程”及后續一系列網架優化建設后，成都電網規模不斷擴大，電網結構日趨復雜，作為四川電網最大的負荷中心，成都電網的資產規模、供電客戶均在國網大型供電企業中排名前列。

1.2 支撐電網運行的七大技術支持系統

該系統包括調控一體化系統、配電自動化系統、光纖通信系統、綜合數據網、調度數據網、視頻監控系統以及電纜網監控系統，是成都建設堅強智能電網重要舉措之一，于2011年11月建成[4]。

七大技術支持系統的成功投運使成都電網自動化、信息化、網絡化和互動化水平得到顯著提升，有效提升了電網運行效率、供電質量、互動服務能力、生產營銷以及企業現代化管理科技水平和抵御風險能力，為最終建成結構合理、技術先進、安全可靠、經濟高效、各電壓等級協調發展的堅強智能電網奠定了堅實基礎。特別是配電自動化系統全面推動了成都配電網供電可靠性、安全性的大幅度提升，是國家電網公司實施的規模最大、終端數量最多的配電網工程項目[1]。

1.3 成都電網調度運行實踐

成都電力調度系統采用智能電網調度自動化系統D5000平臺，實行調控一體化運行，所轄系統變電站全部實現無人值守，實施設備常態化遠方操作，具有負荷批量控制、區域備用電電源自投裝置等高級應用功能，擁有極高的調度業務智能化開展水平。

成都電力調度控制中心始終將電網安全穩定作為工作的核心任務，在網架結構、運行方式不斷發生變化的情況下，精心調度，優化操作，電網風險管控水平得到顯著提升；系統運行管理更加規范，電網駕馭能力持續增強。

2 電網安全調度面臨的挑戰與隱患

2.1 電網分區運行帶來新的問題

成都電網是一個密集型受端電網，電氣聯系緊密，具有電網用電量大，用電安全性要求高的特點，隨著城市外圍500 kV重要變電站及220 kV關鍵輸電通道建設投運，電網結構日漸完善，電網承載能力不斷提升。與此同時，系統短路電流水平增加迅速，電網潮流亦發生了明顯的轉移變化。為解決短路容量超標及電網潮流分布不合理等問題，成都電網已調整為多片區運行，實行分區互聯供電，如圖2所示。

圖2 電網分區結構示意圖

分區后，面臨以下問題。

(1)分區電網結構還不完善。分區電網發展不平衡，發電機組分布不均勻，部分分區如BQ片區電網缺乏電源支撐，輸電通道不夠完善，可靠性差。

(2)分區電網互供能力弱。受500 kV主變容量、220 kV小線徑及網絡通道建設等因素影響，部分分區電網如BQ片區與其他3個片區電網在嚴重事故情況下，相互支援能力較弱，持續高峰負荷期間，負荷平衡和安全穩定運行問題較為突出。

(3)不同片區電網負荷倒供困難。為實現地區110 kV電網不停電倒供負荷，不同片區電網不可避免短時合環運行，電網面臨短路電流超標、斷面越限及供電可靠性降低等安全運行風險。

2.2 大面積停電風險未得到根本性改善

(1)網內電源支撐嚴重不足。成都電網作為典型的受端網絡，網內裝機容量較小，僅能滿足7%的負荷需求，電力平衡依賴外來電力程度較深，若主要輸電通道同時或相繼突發故障，供需平衡將受到嚴重影響，甚至導致大面積限電。

(2)同溝電纜故障風險廣泛存在。成都中心城區供電已基本采用電纜方式，電纜數量巨大。電纜管網總體呈現復雜性、密集型的特點，部分中心城區的電力通道狹小、進出站通道單一、電纜布置密集、雙回電源線路同通道、同側布置，并且大多數隧道存在漏水和電纜本體家族性質量缺陷等問題，電纜群傷隱患十分突出。龐大的電纜規模和惡劣的通道環境，使得成都中心城區大面積停電的風險短期內難以根治。

2.3 電網安全運行風險點多面廣

(1)電網檢修工作導致電網非全元件運行，固有風險不可忽視。僅2016年，成都電網開展多項重大檢修工作，共發布六級以上電網風險預警400余次，其中五級風險預警占比近10%。

(2)網架結構仍不夠堅強，抗故障能力有待進一步提高。部分重要220 kV輸電通道“N-2”故障可能導致大面積停電事故。此外，110 kV電網仍存在單電源供電變電站，供電風險始終存在。

(3)主變容量偏小，部分變電站負荷承載能力稍顯不足。2016年，成都電網容載比低于2.0的200 kV變電站占比超過70%，中心城區負荷密集區域220 kV變電站在高峰負荷階段極易處于重載狀態，若主變并列運行，若一臺主變故障跳閘，另外一臺主變將嚴重過載，極易引發連鎖故障，減供負荷100 MW以上，構成五級電網事件。

(4)小線徑導線輸電能力不足，制約片區供電能力。數十條截面積為300 mm2導線熱穩定限額低，極大地限制了相關斷面輸電能力；此外，由于成都電網110 kV變電站增容改造較多，但線路并沒有同步完成改造，若110 kV備自投動作將導致兩級或三級串供，高峰負荷情況下，首級截面較小導線將超熱穩定極限，可能形成110 kV線路串供的變電站失壓，構成六級電網事件。

(5)電網突發缺陷及特殊運行方式的出現，使供電可靠性難以保證。在迎峰度夏/度冬等高峰負荷時期，設備缺陷頻發、輸電斷面重載、甚至過載等問題突出，電網安全運行受到極大威脅。此外，為配合電網新投工作，常需對電網正常運行方式進行調整，不可避免的形成單母線、單主變、串級供電等特殊方式及保護不完全配合的情況。

2.4 由電壓暫降引起的優質服務問題突出

電壓暫降是近年來暫態電能質量中最突出、最嚴重的電能質量問題，其在電網內的傳播過程如圖3所示。電壓暫降通常會給半導體制造、信息、計算機或電子通信等行業帶來巨大的經濟損失以及造成極大的社會影響[5-10]。

成都電網內含有京東方、英特爾、德州儀器、成都飛機工業集團等大量電壓敏感性用戶，在敏感用戶近區電網或上、下級電網發生短路故障時，由故障所產生的電壓暫降易對其產生影響，據統計，僅2016年4月，成都電網就發生多起電壓暫降事件，敏感用戶正常生產過程受到不同程度影響。

圖3 電壓暫降傳播過程

2.5 負荷低谷期的無功倒送問題突出

成都電網日最高負荷與日最低負荷差別明顯，基本特性如圖4所示。在大型假期日期間，負荷整體水平偏低，尤其是在春節期間，系統負荷急劇降低。

圖4 成都電網負荷特性

由于低谷負荷期間，受電設備無功消納能力有限，且受電抗器可投入率低、電纜網充電功率大等多重因素影響，電壓難以調整至合格范圍內，無功返網、電壓越上限現象嚴重。在這種情況下，不得不采取犧牲電網供電可靠性的方式來保證全網的電壓質量，比如：調整電網運行方式，切除充電備用電纜線路等，但電壓質量仍難以保證。

2.6 停電倒供負荷在配網調度操作中仍廣泛存在

配電網10 kV側進行合環操作時，由于合環點兩側存在電壓幅值、相角差，以及合環路徑的等值阻抗差異，在執行合環操作時，網絡中可能會產生較大的流經合環開關的循環電流，使保護裝置誤動，影響電網安全穩定運行，同時，合環后也可能面臨10 kV母線短路電流超標風險。根據電網運行經驗，成都配電網合環除同一220 kV變電站下10 kV線路實行合環倒供負荷外，其余情況均需停電倒換。

3 對策及建議

3.1 解決電網分區問題方面

(1)安排相應新建、改造工程等，完善電網結構，增強輸變電設備負荷承載及片區電網互濟能力。

(2)滾動優化成都500 kV/220 kV電網分區運行方式，提升500 kV變電容量有效利用水平和220 kV電網負荷接納能力，同時，對長期處于解環點的變電站增設備用電源自投裝置，切實提高分區電網供電可靠性。

(3)合環倒供不同片區110 kV電網負荷前，利用D5000平臺加強在線安全穩定分析計算，優化調度操作，縮短上級220 kV電網合環運行時間，確保重要控制斷面、聯絡線潮流等不超過運行限額。

3.2 防范大面積停電事故方面

(1)充分利用電纜網監控系統的強大功能，加強重要輸電通道巡視維護，確保設備健康運行水平。

(2)積極開展大面積停電情況下負荷轉移控制方案研究。

(3)定期組織、廣泛開展無腳本式反事故聯合演習，提高大型事故應急處置能力。

(4)著力完善220 kV線路后備保護配合關系，防止線路雙套光纖通道中斷或變電站全站通信丟失情況下線路后備保護失配，控制保護跳閘范圍，防范大面積停電事件。

3.3 電網運行風險把控方面

(1)開展宏觀運行風險分析，加強“N-1”、“N-2”安全校核，編制地區電網年度運行風險及防范措施。

(2)定期開展安全生產活動，進行周、月電網運行風險分析，總結分析電網存在的問題。

(3)根據工作需要，編制“電網重大特殊運行方式書”，提前發布電網風險預警，保障電網安全。

(4)優化電網接線與負荷改接；推進電網薄弱環節改造，對可能形成串供方式的首級線路進行增容改造，加快單電源變電站第二電源的完善工作。

(5)合理調整運行方式，確保電網運行平穩。

(6)提高缺陷處置效率，保證設備健康水平。

(7)強化電網關鍵斷面運行監視和穩定限額管理，降低電網運行風險，保障電網穩定水平。

(8)及時修訂電網接線圖、事故預案等基礎資料，確保調度人員準確、全面了解電網，掌握網架薄弱環節。

3.4 提升調度優質服務水平方面

(1)充分發揮成都面對面·政風行風熱線作用，認真聽取客戶對供電保障和優質服務的意見和建議，加強問題整改落實。

(2)做好故障信息發布及客戶溝通解釋工作，定期組織軌道交通、航空航天、生物醫藥、石化、半導體制造業、重要商業以及金融系統等大客戶，通報電網運行形勢及供電公司已采取的管理及技術措施。

(3)積極發揮調控中心配網搶修指揮平臺職能，實現配網故障信息收集、發布標準化、集約化管理，統籌安排搶修資源，保證優質服務工作高效開展。

(4)進一步擴大成都配電自動化系統覆蓋區域，加快推進配電自動化工程縣域延伸應用工作，使更多配網線路實現故障研判、定位、故障區域隔離、非故障區域恢復供電的全自動控制，有效降低停電影響及損失，提升用戶滿意度。

(5)加強檢修計劃管理，深入推進配網不停電作業，保障客戶安全可靠用電。

(6)采取措施，減小電壓暫降所帶來的損失及造成的影響[11]。

供電側：①加強設備維護，減少故障發生次數；②調整電網出線間隔，減少同一母線上饋線條數，以限制故障數目；③對110 kV網絡全面配置縱聯差動保護，縮短故障清除時間，進而縮短電壓暫降深度和持續時間，減少電壓暫降造成的損失；④對重要敏感負荷進行單獨供電，以減少其它用戶對該負荷的影響，或是在系統關鍵位置安裝限流線圈來增加其與故障點間的電氣距離；⑤對于高敏感負荷，可以考慮由兩路或更多電源供電，某路電源造成的電壓暫降可通過切換到其它獨立電源得到緩解，獨立電源數越多，緩解的效果越顯著；⑥優化運行方式。線路串供的變電站越多，該線路的故障概率就越高，對電壓質量的影響也越多，應減少這種運行方式；對于變電站內部宜盡量采用分裂運行方式，縮小電壓暫降的影響范圍。

用戶側：①在選擇設備時考慮設備的敏感度問題，并在設備訂貨合同上向制造商明確有關的技術要求，使設備具有一定的電壓暫降抗擾動能力；②安裝不間斷電源、動態電壓恢復器、靜止同步補償器等緩解裝置。

(7)聯合發展策劃、營銷部門及科研院所在成都高新區等電網規劃基礎較好區域探索建設優質供電園區，采用定制電力等技術以獲得比常規配電系統更高的供電質量，按照用戶不同電能質量等級需求進行供電。

3.5 無功電壓方面

(1)加強設備巡視檢查，對未投入運行和運行狀況較差的無功補償設備進行全面維護。

(2)合理配置電抗器，提高電壓調節能力。

(3)系統優化AVC系統程序設計，確保無功電壓控制綜合成效最優。

(4)加強電廠管理，提升電廠調壓參與度。

3.6 10 kV配電網合環倒供負荷方面

(1)完善電網數據模型，為開展合環電流計算與短路電流水平校核奠定堅實基礎。

(2)做好不同運行方式、不同負荷水平下合環電流實測準備，加快推進合環倒供負荷試點工作。優先選擇健康水平高、經歷史操作驗證合環時不會引起繼電保護、設備容量、系統穩定問題的線路進行測試。

4 結語

成都電網調度工作面臨眾多挑戰與風險，本文立足于電網調度安全，從電網分區運行現狀、運行風險分布、調度優質服務、無功電壓及配電網方式調整等方面對成都電網面臨的一些問題做了簡單概述分析，指出了今后應對措施。