包頭電網存在問題及安全穩定運行探討

高 偉

(內蒙古電力(集團)有限責任公司 包頭供電局， 內蒙古 包頭 014030)

2003年8月14日，美國俄亥俄州一路345kV的超高壓輸電線路過熱下垂到一棵樹上，對樹木放電短路跳閘，造成美國東北部和加拿大聯合電網發生大停電事故。大停電直接影響到約占美國1/4的地區，經濟損失600億美元；也使1 200萬加拿大人受到影響，經濟損失數百億加元。2005年5月25日，莫斯科發生了一起電網大停電事故，市區一半地區的工業、商業和交通陷入癱瘓，損失10億美元，地鐵停留2萬人。2006年11月4日晚，西歐多國遭遇特大停電事故，約1 000萬人受到影響，全域電力幾乎全部中斷。2005年9月26日，第18號臺風“達維”對海南電力設施造成了嚴重破壞，引發了部分電廠連續跳機解列，最終系統全部瓦解，發生了我國第一個全省范圍大面積停電。這一件件國內外發生的大停電事故給大城市的電網安全乃至社會穩定敲響了警鐘。作為承擔較大城市供電安全任務的包頭供電局，在包頭地區電網及新能源快速發展時期，在地區大工業、高耗能負荷集中且所占比例突出、城區配網改造緩慢的情況下，非常有必要認真分析包頭地區電網的安全現狀，嚴格執行國網公司和內蒙古電力集團公司各項安全生產規定，加強措施落實，確保包頭電網的安全穩定運行。

1 包頭電網概況及其安全現狀

包頭電網位于內蒙古電網的中部，是內蒙古電網的重要組成部分，承擔著與呼和浩特市地區、鄂爾多斯地區以及巴彥淖爾地區聯絡的任務。包頭電網西以雙回500 kV線路(春坤山—德嶺山)、3回220 kV線路(梅力更—吉祥雙回、梅力更—沙德格單回)同巴彥淖爾電網相連，東以2回500kV線路(春坤山—武川雙回)、3回220 kV線路(美岱召牽引所—惠川單回、土右—惠川雙回線)同呼和浩特市電網相連，南以2回500 kV線路(高新—響沙灣雙回)、3回220 kV線路(達旗電廠—濱河雙回、達旗電廠—土右線單回)同鄂爾多斯電網相連。包頭電網內部形成以500 kV變電站為依托，形成4個相對獨立的供電區，分別為東部包北—威俊供電區、西部梅力更—高新供電區和南部高新希鋁供電區、北部春坤山和百靈供電區。各供電區之間通過500 kV網架進行潮流交換，220 kV聯絡斷開，供電區內部形成500 kV/220 kV電磁環網或通過輻射狀結構向地區220 kV變電站供電。包頭電網是內蒙古電網中最大的地區電網及負荷中心，主要承擔著包頭市區及市屬白云、石拐兩個礦區和九原區、土右、固陽、達茂4個旗縣區的供電任務。包頭供電局管轄的變電站有500 kV變電站3座，220 kV變電站23座，110 kV變電站74座，35 kV變電站38座，輸電線路共285條，長度4 402 km，供電范圍東至協力氣(三八樹)、南至黃河邊、西至梅力更變電站、北至達茂旗。

近幾年，隨著包頭地區經濟的發展，包頭電網供電結構也發生了較大的變化，在輸配供電能力、可靠性等方面都有了很大程度的改善，全網能承受單一嚴重故障的沖擊，2020年全局供電可靠率為99.918%。但這并不能說明包頭電網足以堅強到可以承受各種故障的沖擊，事實上近幾年也曾發生過多次危急電網的跳閘故障，例如：①2018年5月15日，220 kV百靈開閉站雙母線分段改造工程中，一調試人員誤碰相鄰帶電運行的斷路器與電流互感器連接管母線，造成母線接地短路，母差保護動作，220 kV百靈開閉站運行的Ⅰ、Ⅲ段母線失電，望海、紅塔2座變電站220 kV側失電，并入系統的風電場(光伏電站)斷網，包頭地區電網減供供電負荷45 MW。該次事故暴露出并入系統的風電場(光伏電站)比較集中，送出新能源方式比較單一等問題。②2020年2月28日,希望鋁業發展變220 kVⅠ、Ⅱ母(高展Ⅱ線252開關，熱鋁Ⅶ線253、熱鋁Ⅷ線254、母聯212開關、1#-7#整流變281、282、283、284、285、286、287開關)故障跳閘，兩套母差保護動作，A相故障，希望鋁業發展變全停。故障原因:希望鋁業發展變進行7號整流變287開關倒母線操作過程中，因2872刀閘A相支持瓷瓶上因操作磨損散落的金屬碎屑，母線通過金屬碎屑放電，事故造成希望鋁業發展變全停，損失負荷600 MW。希望鋁業園區網架結構破壞較大，希望鋁業園區負荷全部通過220 kV高望雙回與主網連接。暴露出對GIS設備運行監測及開關機構巡視檢查、維護工作不到位。③2020年4月25日,220 kV山格架變電站110 kV山海線153開關零序Ⅱ段保護動作跳閘，重合不成功，同時，110 kV海子變電站2號主變差動保護動作,152、952開關跳閘，10 kV備自投動作成功，香島宇能光伏電站1號主變間隙過流保護動作，香海線151開關跳閘，香島宇能光伏電站解網甩負荷4萬kW。跳閘原因為海子變電站152間隔電流互感器SF6氣體泄漏，絕緣能力降低至極限值后發生了互感器內部絕緣擊穿。由于該電流互感器SF6密度繼電器報警信號未接入后臺，在互感器內氣壓降低的過程中無報警信號，未能及時發現造成了設備絕緣擊穿2號主變跳閘。該次事故暴露出運行人員的巡視檢查安排存在疏漏，設備巡視不到位，未能及時發現海子變電站152電流互感器氣體壓力降低異常，檢修人員對變電站內設備情況不了解，未能及時發現SF6信號缺失等情況。④2020年9月11日,望海變電站110 kV母差保護動作跳閘，110 kVⅡ母失電，望白線152、望西Ⅱ回154、母聯112、2號主變102、魯能線156、望寶Ⅰ回158、陵望線162、中望線164斷路器跳閘,白云變望白線112斷路器帶110 kVⅠ母失電；巴潤變陵望T潤線121失電，110 kV備自投動作，35 kV備自投動作，未造成負荷損失。原因為鳥害造成2號主變102斷路器B相接線板與支持瓷瓶下部法蘭接地。暴露出變電站運行人員巡視不到位的問題。

以上事故說明，包頭電網在電網建設、運行管理、設備檢修維護等方面還存在問題，仍需要進一步科學合理地安排投資，加強精細化管理，為包頭市人民提供安全、可靠、優質的電能。

2 包頭電網存在的問題和不足

仔細研究近年來國內外一些大電網發生的事故并結合包頭電網實際情況，筆者認為包頭電網在系統規劃、網架建設及運行管理等方面取得了巨大進步的同時也存在著一些明顯的薄弱環節，主要存在以下問題。

2.1 500 kV主網架單薄、可靠性不夠

目前，包頭地區電網主要依托6座500 kV變電站形成4個相互獨立的220 kV供電區域供電，但500 kV變電站之間連接比較單薄，比如500 kV威俊變電站，是包頭地區重要的樞紐變電站，僅有2回500 kV線路與500 kV包頭北變電站連接，與系統聯系薄弱，500 kV側故障后穩定問題突出。

包頭北變電站500 kV母線之一停電，另一條母線跳閘，包頭東部分區(麻池、興勝、濱河、土右、沙河、福永、古城、沙爾沁、大德恒、亞新隆順、山格架、包鋁一所、包鋁三所、包鋁四所14座變電站)與系統解列，存在全停風險，最大損失負荷3 050 MW，損失負荷占比31.2%，包頭地區有可能達到一般事故標準，目前采用張召雙回線合環運行解決，但存在短路電流超標問題，需要3臺供熱機組停機及高新1臺主變停電配合，對電網影響較大。

500 kV包俊雙回線路和包坤雙回線路N-2故障，華電土右電廠存在暫態穩定問題，已通過華電土右安全自動裝置得到解決。但是包俊雙回線路N-2還會引起包沙雙、沙城雙、威沁雙回線路過載，潮流轉移復雜，各種檢修方式下情況更為嚴重和復雜。

2.2 部分220 kV變電站主變、輸電線路存在過載

目前，包頭供電局管轄的23座220 kV變電站，其中，興勝變電站、麻池變電站正常運行方式時兩臺主變所帶負荷接近滿載，當一臺主變事故跳閘時，所帶負荷全部由另一臺主變接帶，單臺主變負荷達到額定容量的150%以上，可能造成變壓器損壞等風險。

220 kV高河線N-1。昆河變電站的電源為高河線、張河線，正常方式下潮流主要通過高河線提供，高河線停電后張河線成為昆河變電站的唯一220 kV電源，昆河變電站110 kV負荷有市區重要變電站和平變電站、橋東變電站，包鋼重要負荷變電站橋西變電站、總降變電站，造成昆河變電站的運行方式極為薄弱，隨著負荷的增長有可能造成高張Ⅱ線超控制極限。

2.3 110 kV輸電線路一些設備老舊，健康水平欠佳

雖說近年來隨著電網的發展，包頭電網利用大修技改對設備進行了改造，但不容忽視的是包頭電網已有50多年的歷史，存在大量的老舊設備，尤其是近幾年來隨著負荷的增長，電網建設的加快，仍有一批老設備尚未改造完，暴露出通流不足的問題。老舊線路同時存在整體弧垂較低，與房屋、大棚的安全距離不足等問題，如運行在30年以上線路共34條，其中110 kV包白Ⅰ回、沙后線、古后線、鹿鋼線、鹿橋線、昆柏線已運行50多年，110 kV興東線、麻哈線、麻韓線、麻西牽線、昆西牽線、興西線、古西線、河園線、昆鋼線、昆橋線已運行超過40多年等，急需進行新一輪城網改造。

2.4 110 kV變電站之間合環操作存在環流超標的問題

包頭地區電網以6座500 kV變電站為依托，形成4個相互獨立的220 kV供電區域，地區電網潮流變化較大，4個相互獨立的220 kV供電區域下的110 kV變電站之間存在41處電磁合環倒負荷操作，經計算，有5處電磁合環操作存在風險比較嚴重。

2.4.1 110 kV畫匠營變電站。進線電源麻營線：合環前電流23 A，合環后電流438.4 A；麻營線線路載流超出保護允許核定值138 A。需要先停后倒。

2.4.2 110 kV河西變電站。進線電源召河線：合環前電流277.6 A，合環后電流699 A，進線電源河西線：合環前電流10.5 A，合環后電流647 A；莫南線召河線、河西線線路載流超出允許核定值(召河線610 A，河西線600 A)。合環前，根據當時實際情況，需重新核算再做決定。

2.4.3 110 kV南排變電站。進線電源鹿南線：合環前電流200.5 A，合環后電流312 A。進線電源莫南線：合環前電流246 A，合環后電流690 A。莫南線線路載流超出線路允許值526 A，實際合環操作前，需重新核算再做決定。

2.4.4 110 kV棉紡變電站。進線電源莫棉線：合環前電流229 A，合環后電流677 A，進線電源鹿棉線：合環前電流190.9 A，合環后電流430 A，莫棉線線路載流超出線路允許值610 A，合環前根據當時實際情況，需重新核算再做決定。

2.4.5 110 kV石拐變電站。進線電源古石線線路合環前電流51.9 A，合環后電流660.8 A。古石線線路載流超出保護允許值380 A，需先停后倒。110 kV變電站之間合環操作，如先停后倒，將會對用戶短時停電，降低了供電可靠性，建議裝設快速投切自動裝置，實現電磁合環倒方式的工作模式，解決包頭地區電網110 kV電磁合環受限的問題。

2.5 同桿架設線路增多，影響供電可靠性

目前，隨著電網的發展，選擇輸配電線路路徑越來越困難，因此，同桿并架兩回甚至四回、六回線路的現象越來越多，包頭電網35 kV及以上輸電線路全線路同桿并架由過去的6回線路發展到今天的27回線路，部分線路同桿并架的超過100多回，10 kV配電線路更多，這對于單回線路停電檢修工作帶來了一定的困難，為了安全，現在只要有一回線路停電工作，則同桿架設的線路必須同時陪停，還有一旦出現如斷線等故障時，容易引起雙回或多回線路同時跳閘，造成正常方式下N-2故障，事故范圍擴大，嚴重影響了供電可靠性及電網設備的安全運行。

2.6 電網二次保護、調度自動化方面的不足

①包頭地區電網部分220 kV變電站主變保護裝置零序電流I段保護不能按照公司要求“主變保護裝置零序電流I段保護采用自產零序方式、零序電流II段采用外接零序方式實現”，目前，只能采用外接零序方式，如張家營變電站1#2#主變PST-1202B型保護、民勝變電站1#2#主變RCS-978E型保護、召廟變電站1#2#變的PST1200系列保護等。②包頭地區電網部分110 kV及以上線路的相間距離III段保護對下級變電站主變不能實現遠后備功能。③近幾年，包頭地區電網的風電、光伏等新能源用戶快速并入電網、新能源用戶內部定值計算因自行整定，其定值是否能與系統配合存在不確定性。④隨著電網的發展，電源點增多，短路電流加大，為了降低短路電流，現在220 kV變電站主變壓器選用高阻抗變壓器，但主變壓器保護整定計算又出現了新問題，如東梁變電站主變采用的是高阻抗變壓器，整定計算中發現主變220 kV側相間后備保護在對變壓器低壓側有1.3的靈敏度的同時，不能滿足帶變壓器額定電流的問題。目前，經計算主變220 kV側相間后備保護當考慮變壓器額定電流時，對主變低壓側的靈敏度為0.91，不滿足規程不小于1.3的靈敏度要求。東梁變電站若主變220kV側采用阻抗保護，因阻抗保護僅保護變壓器高壓側的一部分，不能保護變壓器的低壓側，將存在變壓器差動范圍內故障或10 kV母線故障時，雙套差動保護拒動或10 kV側后備保護拒動時，主變的高壓側阻抗保護將不能作為后備保護切除故障。⑤并網用戶及新能源用戶安全風險較大。涉網用戶的自動化基礎數據質量較差、網絡安全防護不規范，整體管理水平、技術水平弱，給包頭地區電網帶來較大安全風險。⑥地級調度自動化系統和調度數據網均為單套系統，缺乏備用系統，應急容災能力不足，在自然災害、災難性事故、重大破壞等突發事件發生時，無法保證電網調度指揮的不間斷運行。⑦網絡安全防護能力有待進一步提高，需要加快推進廠站網絡安全監測裝置部署，實現網絡安全動態感知。按照內蒙古電力公司《安全生產事故調查處理管理辦法》電網事件等級，構成6級及以上電網事件風險點仍然較多。

2.7 通信網架薄弱，傳輸網架單薄，傳輸設備重載、老舊

2.7.1 后山地區接入地區網網架單一、存在N-2風險。包頭地區從地域上分為前山地區和后山地區，從通信電網結構上前山地區和后山地區的連接都是通過500 kV包頭北變電站實現的；后山地區通過萬勝變電站—包頭北變電站、春坤山變電站—包頭北變電站兩條通道與區調連接，當發生N-2故障時，將導致后山地區的通信通道全部中斷。因此，包頭后山地區變電站和大規模新能源場站接入電網存在N-2風險。同時，由于包頭后山地區的風場、光伏電站和用戶站較多，如中斷將對電網造成較大沖擊。

2.7.2 通信華為10 G傳輸網架結構單薄。根據地區10 G傳輸網雙平面建設原則，220 kV及以上變電站應地區10 G網雙平面覆蓋、110 kV及以下站點應地區10 G網單平面覆蓋，網絡建成后主要用于承載地區業務。但是目前，地區華為10 G傳輸A網僅覆蓋了未實現110 kV站點的全覆蓋，網絡結構單薄，業務承載能力有限。

2.7.3 光纜及傳輸設備重載。根據國家電網公司對重載光纜的定義，承載8條及以上500 kV保護、安自的光纜定義為重載光纜。目前，包頭供電局所轄的220 kV線路光纜均不重載，涉及包頭供電局管轄的500 kV站點的500 kV線路有2條光纜處于重載狀態，分別是500 kV包力Ⅰ線光纜和500 kV力新Ⅰ線光纜。按照國家電網公司對重載傳輸設備的定義，承載7條以上220 kV及以上線路繼電保護、安全穩定控制系統業務的傳輸設備屬于重載設備。現在，220 kV及以上站點共有重載設備17臺，占220 kV及以上站點設備(不包括包供中心機房)總數的18.28%，其中，西門子重載設備11臺，華為重載設備2臺，中興重載設備4臺。目前，重載問題主要集中在西門子傳輸網絡上，最多的1臺承載33條保護安自業務(13條安自業務和20條220 kV及以上保護業務)，一旦該設備出現故障，將影響多條保護安控業務，造成很大的安全隱患。

2.7.4 部分變電站傳輸設備老舊。按照《內蒙古電力(集團)有限責任公司生產技術改造指導意見(試行)》要求，傳輸設備運行時間達到10年，經風險評估不滿足生產運行要求的，應進行設備更換改造。目前，包頭地區220 kV及以上變電站共有28座(包括包供通信機房)，傳輸設備共有100臺，超期服役的老舊傳輸設備全部為西門子傳輸設備，總計12臺，占設備總數的12%。如500 kV包北變電站2#、高新變電站2#西門子Hit7070設備，運行時間超過了14年。

2.8 新能源出力不足，電網供不應求，用戶限電頻發

近幾年，為實現“雙碳”目標，國家能源局大力發展新能源、控制火電機組的建設，目前，蒙西電網存在著火電機組不足，新能源出力受風力影響，波動大，電網供不應求，比如，包頭地區進入2021年二季度以來，蒙西電網常規機組開機容量3 865萬kW，因機組缺陷、煤價高等各種原因造成非計劃停運機組，最大可調出力約3 252萬kW，而用電需求接近4 000萬kW，無風電情況下，電力平衡缺口接近800萬kW。截至2021年7月13日，包頭供電局執行有序用電55次，單次最大限電189萬kW，平均限電38.7萬kW。限電用戶主要有包鋼、包鋁、希鋁、新恒豐、明拓、西沙灣等90多家企業。給企業的安全生產，經濟效益帶來了較大的困難。預測2021年下半年，內蒙古電網電力平衡缺口將持續存在，電網用電需求約4 200萬kW左右，電網供電負荷遠超常規機組供電能力，最大電力供應缺口將達到1 053萬kW。

3 包頭電網安全穩定運行工作的重點

電網安全運行工作涉及方方面面，是一項巨大的系統工程。事實上，上述所謂包頭電網薄弱環節僅局限于設備與網架建設，實際中影響因素還很多，如管理上的漏洞、人力資源的開發和培養等方面的不足等，比上述薄弱環節更復雜、更難處理。筆者談幾點電網安全運行工作的重點。

3.1 包頭地區電網嚴格實施安全風險管控

國家能源局《電網安全風險管控辦法》規定，為了有效防范電網發生大面積停電風險，建立以科學防范為導向，流程管理為手段，全過程閉環監管為支撐的全面覆蓋、全程管控、高效協同的電網安全風險管控機制，并降低風險概率或減輕風險后果，包頭地區電網在N-1方式下，220 kV變電站的220 kV單母線、單主變或110 kV單母線、110 kV單電源線路帶2座及以上變電站及市區重要用戶的110 kV變電站單主變運行時，需嚴格履行包頭供電局安監處2020年新頒發的《安全預警管理辦法》，提前做好安全風險評估，提前通知到供電局相關單位和相關用電單位，做好電網安全風險反饋，防范措施，避免電網發生較大事故標準和五、六級停電事件，把包頭電網安全風險降到最低。

3.2 進一步深化應急處置工作

貫徹執行好《電力安全應急處置和調查處理條例》，科學有效的實施應急處置。繼續全面加強地區電網運行和各種方式下的風險點分析，深入推行好地區電網的安全風險點管控工作。結合電網結構變化，深入研究地區特殊方式下的風險預控和負荷平衡方案，完善惡劣氣候下各類應急處置預案及事故搶修預案。進一步加強各級調度之間電網系統應急和社會應急的聯系與溝通，推動應急演練工作。全力提高各級人員處置突發工作的能力，把防范大面積停電作為首要任務，努力提高事先風險防范能力和負荷平衡的安全意識，最大限度地減少停電負荷、停電戶數、停電時間和損失。

3.3 增加500 kV變電站布點，增強500 kV主網架

隨著包頭西部區域500 kV高新變接帶負荷的增加(接帶220 kV阿右變電站，雙良單晶硅56萬kW)，接帶能力減弱和西部區域負荷的增加(通威二期、民拓二期、神華一期)，另外500 kV威俊站與系統聯絡非常薄弱，500 kV側穩定問題突出，因此急需增加500 kV變電站布點，既加快500 kV英華變投運速度。同時，建設英華至梅力更雙回500 kV線路，建設英華至包頭北500 kV線路，建設英華至威俊500 kV線路。

500 kV包力一線是電網縱向通道的重要聯絡線，是電網的薄弱環節，盡快擴建包力第二回線，逐步構建500 kV堅強網架。增強包頭地區電網供電能力。

3.4 解決同桿架設停電問題，提高供電可靠性

輸配電線路多線路同桿架設是近幾年電網發展因路徑而出現的新問題，需要深入探討研究，吸取國內外先進的管理經驗，科學管理，比如，什么情況下可以采用帶電工作，什么情況下可以采用一回停電，另一回線路繼續運行，什么情況下必須全部停電等，避免不論什么情況，一律采用全部停電的方法，這樣既提高了供電可靠性，又提高了供電局的經濟效益。

3.5 加強無功電壓管理

電力系統發展到一定階段后，必須高度重視無功平衡，防止出現電壓崩潰事故。莫斯科大停電事故的最終結果仍與電壓崩潰有直接關系。按照內蒙古調控中心AVC分層控制的原則以及按月統計的要求，加強無功分層分區平衡工作，避免高電壓等級向下一電壓等級輸送大量無功功率。實現包頭地區電網110 kV及以下電壓等級的新能源場站的AVC系統的閉環控制，在新能源無功電壓控制方面實現自動控制。管理好110 kV以下光伏、風電的AVC無功、電壓控制系統的穩定運行，使無功管理納入規范化軌道。

3.6 加強繼電保護與自動化建設，強化用戶管理

近幾年，包頭電網通過對繼電保護裝置微機化的改造、變電站綜合自動化改造、調度自動化改造、調度數據網投運等，大大提高了繼電保護、調度自動化運行水平，保護裝置的缺陷率明顯降低，繼電保護動作正確率逐年提高。調度自動化遙測、遙信準確率也逐年提高，誤發信號逐步下降，在2021年的幾次設備故障時，繼電保護裝置經受了嚴峻考驗，動作全部正確。通信、自動化為電網安全穩定運行做出了應有的貢獻。

我們應該進一步加快城網改造、調度數據網完善、配網自動化建設的步伐，繼續推進D5000系統實用化工作，按照智能電網調度控制系統實用化驗收標準、“省地一體、地縣一體”、“調控配一體”等功能要求，持續提升系統運行指標，健全系統運行維護管理機制。積極研究探索調度自動化系統“AB雙活”技術的實現，完成調度自動化雙系統互備的立項、設計及實施，盡快實現系統災備抗風險能力，提高系統運行可靠性，提高大電網的自動化運行管理水平。

二次保護整定計算，嚴格執行反措，不滿足要求的變電站需進行技術改造。包頭地區電網的220 kV系統采用微機保護中負荷限制電阻的功能，這樣就可以按照距離Ⅲ段保護舍棄躲負荷的原則，達到相間距離Ⅲ段對下級變電站的主變有后備靈敏度的目的，實現上級相間距離Ⅲ段保護具有遠后備的功能。加強對用戶涉網定值的管理。根據內蒙古電力(集團)有限責任公司印發《關于開展新能源電場(站)繼電保護定值專項檢查的通知》的有關要求，組織對包頭地區電網管轄的新能源場站進行專項檢查，防止并網用戶保護定值誤整定或配合不當造成電網設備的越級跳閘。加強地區電網繼電保護專業業務管理。深入開展繼電保護定值的適應性校驗工作，根據規程、規定和反措，結合網架結構及電網運行方式的變化，及時進行保護定值校核，重點抓好重要斷面、接帶重要負荷及重負荷設備繼電保護定值適應性核算，保障電網本質安全；以“強化主保護，簡化后備保護，優化配合關系”為指導方針，貫穿到繼電保護定值計算的各項業務中。

3.7 加快通信設備建設，優化傳輸網架，確保通信設備安全穩定運行

電網的高速發展，電網的安全穩定運行，通信業務顯得越來越重要，針對通信方面存在的問題，應做好以下幾點工作：①傳輸網的發展方向，是滿足未來業務需求，同時降低目前承載業務運行的風險。因此，地區雙10 G傳輸網應逐步增加110 kV變電站和用戶站的覆蓋，豐富網絡結構，并且實現獨立路徑的1+1配置，以滿足N-2可靠性要求，同時，地區網之間增加必要的互聯互通，以滿足未來的業務需求；西門子2.5 G傳輸網逐步地優化整合，將110 kV變電站、供電分局和涉網的西門子光端機退出運行，將不在目標網架之內的220 kV及以上變電站的設備自然退運，實現西門子傳輸網絡的優化整合。②輸電線路二回光纜架設。輸電線路二回光纜架設是解決光纜資源不足的根本辦法，因此，應積極推進110 kV及以上新建輸變電工程同步設計、建設線路本體光纜，已有線路的，應利用輸電線路停電的機會，架設二回光纜。③老舊設備治理。老舊設備治理是一項長期性工作，為保證通信網安全穩定運行，老舊設備比例應每年均保持在10%左右。因此，應按照內蒙古電力(集團)有限責任公司印發《公司通信網治理技術指導原則》相關要求，積極開展老舊設備治理工作。④資源優化整合。結合包頭地區電網各業務需求和通信網建設情況，合理整合通信網設備資源，優化業務通信通道，積極配合信通公司安控系統、500 kV保護業務及中調業務的優化調整，積極推進地區10 G雙網工程，完善地區網絡的網架結構，貫徹落實西門子2.5 G資源整合方案，推進地區業務調整和光端機退運，積極配合涉網用戶進行光端機改造，為包頭地區電網業務提供更加優質、可靠的通信通道，保障各類業務通道安全穩定運行。

3.8 加強設備運行維護管理

事實上，多年的事故教訓也一再證明設備安全是電網安全的物質基礎，沒有設備的安全就沒有電網的安全。而設備安全又涉及許多方面，從設備選型、訂貨、采購到安裝、調試、投運等，認為最重要的還是設備投入運行后的運行管理。在做好一般運行管理的基礎上，需做好以下幾方面的工作：①設備維護方面堅持貫徹主動維修的策略，力爭將事故控制在萌芽狀態。近幾年，包頭供電局在主網廣泛利用先進的紅外線熱成像設備將控制設備發熱作為運行巡視的一項主要工作，對確認的發熱點堅決采取“早發現、早匯報、早分析、早處理”的原則，從2020年迎峰度夏期間100 ℃以上的發熱已明顯減少，與往年形成鮮明對比。②在缺陷管理上堅持“零目標缺陷管理”。缺陷管理是設備管理的基礎，但發現缺陷不是缺陷管理的中心工作，發現之后必須盡快處理，如得不到及時處理，很容易陷入“越忙越亂、越亂越忙”的困境，并最終對電網安全運行構成巨大威脅。③加強防止外力破壞事故的斗爭。加大人力、物力、財力的投入，借助社會行政執法部門聯合執法，有效發揮《電力設施保護條例》執行力度。

3.9 加快新能源建設步伐

為解決包頭及內蒙古電網缺電問題，一方面做好電源建設和電網建設的規劃同步問題，另一方面加快風電、光伏和抽水蓄能電站、新能源儲能匯集站的建設，提高電網供電能力，為包頭地區各大廠礦企業的安全生產，經濟效益的增長保駕護航。目前，針對當前供電形勢，將綜合施策、多措并舉，全力以赴打好電力保供攻堅戰，保障基本民生用電需求，最大可能避免出現拉閘限電情況，堅決守住民生、發展和安全底線。具體舉措筆者認為做好以下幾方面的工作：①深化網間互濟，加強“網、源、荷、儲”協調管理，最大限度減少有序用電頻次，降低社會影響。②確保電網安全運行。密切跟蹤天氣變化和電煤情況，強化全網統一調度，合理安排運行方式，迎峰度冬高峰期間，原則上不安排影響供電能力的檢修工作。③確保居民生活用電。全力做好居民生活用電保障，加強用電情況監測，更好滿足居民用電需求。強化供熱設施安全用電保障，做好“煤改電”用戶供電，確保人民群眾溫暖度冬。④優化有序用電方案。按照自治區能源局《關于2020年蒙西電網有序用電有關事項的通知》要求，配合包頭市工信局，統計研究電石、鐵合金、碳素等礦熱爐負荷，優先采用降功率不停爐的方式，降低地區用電負荷，切實做到“有保有壓，限電不拉閘”，全力維護供用電秩序穩定。⑤做好電力設備維護。加強電力設施運行維護，及時排查消除隱患，確保設備安全運行，提高供電保障能力。⑥強化應急管理機制。嚴格落實供電保障責任，完善各項應急預案，加強電網運行應急值守，充實應急搶修隊伍，做好物資裝備配備，確保安全可靠用電。⑦加強事故演練，做好應對極端天氣的準備。

3.10 加快配網改造，實現配網自動化

由內蒙古電力公司統一規劃并制定配電自動化系統與MIS、GIS接口的方案和技術標準，實現各系統間互聯互通和數據參數共享，使配電自動化的圖形、數據維護與配電網基礎建設緊密銜接。通過“源端維護、數據共享”保證臺賬、參數的準確性、及時性和完整性，降低重復工作量，進一步規范配網運維管理、提升配網運維質量和效率。繼續優化配電網架結構，合理配置饋線分段開關，提高饋線備用容量，強化配電網線路互帶能力，使配電運行方式更加靈活，進一步發揮配電自動化系統的作用。擴大FTU、DTU覆蓋率，豐富完善配電網量測信息和三遙開關數量，有效利用數據冗余的狀態估計、網絡接線分析和配電網自愈控制，提升網絡優化控制能力。擴展配網標準化搶修管理與配網搶修指揮平臺的應用。通過以故障搶修管理中心為核心、配網搶修指揮平臺為支撐、以配網標準化制度建設為手段、加強搶修現場作業標準化管理，完善搶修裝備及工器具標準配置，最大限度縮短搶修時間、提升配網供電可靠性和優質服務水平。

4 結束語

確保電網的安全穩定運行是電網工作者的神圣使命，制定各種完善的技術方案和安全措施是確保電網安全運行的重要基礎。加強安全教育培訓，舉一反三，深入分析查找自身存在的問題，制定整改措施是確保電網安全運行的根本保障。筆者在討論電網安全工作重點時提出電網安全穩定運行是一項巨大的系統工程，電網設備與運行管理僅是其中的一方面，還有許多其他因素。作為一線技術人員與電網建設者，必須認認真真、踏踏實實地吸取各種事故教訓，緊緊圍繞“本質安全提升年”活動，制定各種防范措施工作，舉一反三、防微杜漸，為實現包頭供電局建設堅強電網，保證電網安全穩定運行而努力工作。