特高压工程对湖州电网的影响及对策

甘 雯，楼 平，徐国华

（国网浙江省电力公司湖州供电公司，浙江 湖州 313000）

0 引言

特高压建设是国家电网公司的重要发展战略。通过建设特高压输电线路，实现“西电东送”、“以电代煤”，不仅是解决东部地区雾霾问题的可行选择，也是实现电力资源在全国范围内优化配置的必然途径。随着李克强总理在国务院常务会议上明确提出“跨区送电治雾霾”，特高压建设也将从国家电网公司级战略提升为国家级战略。

根据国家电网公司部署，浙江电网在“十二五”期间将规划新增特高压“两交（皖电东送、浙北—福州）两直（溪洛渡—浙西、宁东—绍兴）”工程，形成贯穿南北的特高压输电通道。其中，皖电东送1000kV安吉变电站（简称安吉变，以下类推）落点湖州，浙北—福州工程过境湖州，这些工程的输电通道交跨湖州多回在运行的输电线路。工程的建设势必导致这些输电线路的陪停，给电网供电造成巨大的影响。因此有必要对特高压建设期间的电网进行风险分析，并制定相应的措施实现风险控制，确保在此期间湖州电网安全、稳定运行。

1 特高压建设期间电网运行风险分析

以皖电东送工程为例，图1为这一时期湖州电网与外网之间的联络图。正常方式下，湖州电网与外界电网通过4回500kV线路联络：瓶妙5823线、妙武5905线（江苏电源）、王含5435线、含店5436线，1回220kV线路联络：瓶窑变至莫梁变充电运行；500kV含山变供嘉兴地区大德变电站、青石变共500 MW左右；湖州境内发电厂出力约1550 MW，湖州地区高峰负荷达2800 MW（不含嘉兴负荷），从外网受电1750 MW。

皖电东送特高压工程建设期间，湖州电网多回220kV线路陪停，最为严重时期2回500kV线路瓶妙5823线、妙武5905线同停，湖州电网仅通过全线同杆架设的两回500kV线路王含5435线、含店5436线（线路长约38 km）供电，接线方式薄弱，此时，湖州电网供电能力仅为280万kW（含青石变、大德变），供电缺口达50万kW，存在湖州电网全停和重要设备故障紧急限电风险，可能达到重大事故等级，对湖州电网的安全稳定运行带来较大影响。

从图1可以看到，影响湖州供电能力的主要环节有：浙江浙能长兴发电厂；浙江浙能长兴天然气发电厂；其他500kV/220kV联络线路及厂站。对这些重要环节进行N-1与N-2潮流计算，对比允许的稳定限额，可以得到相应情况下湖州电网的供电能力及重要断面越限情况，最严重情况下湖州电网需限电800 MW。

图1 湖州电网与外网联络

综上分析，因湖州电网2回500kV外网联络线路同停，湖州电网供电能力下降，一旦发生重要环节故障，湖州电网供需可能极度失衡，存在紧急限电风险。若不能在规定时间（30 min）内紧急限电，极易引发大面积停电风险，严重影响电网的安全稳定，造成巨大的经济损失。

2 风险控制策略

2.1 加装安全稳定控制装置

为应对特高压建设期间湖州电网重大风险，湖州电网加装稳定控制装置，以在短时间内切除相应负荷，防止电力系统失去稳定。湖州电网稳控装置采用“一主一子”模式，主站设置在500kV含山变，系统子站配置在220kV士林变，动作逻辑如图2所示。

含山主站装置在500kV线路功率突变时瞬时启动，或220kV线路过功率时延时启动，同时向士林变子站连续发出启动命令，直到含山装置整组复归。当装置启动后以下条件同时满足时，装置相应动作出口，各子站收到含山变动作命令后，切除相应负荷，可减轻双线同停限电的压力，提高系统安全稳定性，防止发生大面积停电事故。

图2 稳控装置动作逻辑

装置启动条件：

（1）王含5435线、含店5436线输送的有功功率绝对值均低于相应门槛；

（2）含青4434线或含石4435线任一线输送的有功功率大于动作潮流值；

（3）含青4434线或含石4435线有功功率方向为母线受入；

（4）以上状态持续时间超过相应动作时间定值。

2.2 加强重要断面潮流监控

在OPEN3000系统创建专用的断面监视画面，对存在风险的断面潮流、机组出力情况进行监控，并实时预警，方便调控人员及时掌握电网供电信息、及早消除隐患。监控主要包含正常断面监控和事故断面监控两个方面：通过提取电网正常运行和事故后有控制要求的断面实时潮流，监视这些数据的变化。当超出允许的限额时给出光、声报警，告知调度人员负荷超限情况并提醒调度人员进行负荷控制，帮助调度人员快速响应。

2.3 提高事故后应急响应速度

根据以往的应急控制策略，电网需要紧急事故限电时，当值调度根据事故限电序位表，按顺序拉停相应负荷数的线路，耗时长，无法应对大幅度紧急限电情况，且没有考虑所拉负荷对降低越限断面潮流的敏感性。为提高应急响应速度，对传统的应急控制策略进行了以下优化。

（1）编制调度事故处理操作卡。打破原有预案的形式，将各类故障处理预案转化为调度操作卡，使预案实用化，极大地压缩事故时调度人员拟定操作步骤的时间。

（2）优化限电执行流程。放弃仅由地调进行事故限电的模式，将事故限电数分配给各个县调，加快限电速度。地调部分采取综合令的形式下发给地区监控，减少单一令反复发令、复诵的时间。

（3）制作智能化限电序位表。传统的限电序位表只是简单的罗列拉停线路名称、理论负荷数，存在明显不足：不能反应实际负荷值，不利于调控人员统计拉停线路实际负荷；没有根据用户变、地县管辖进行细化，不利于紧急限电时多级部门协同限电；没有剔除稳控装置切除的厂站负荷，可能会产生重复无效限电。

为克服以上不足，建立智能化事故限电序位表，结构示意如图3所示。将事故限电序位表中所列线路的实时负荷、开关遥控测点等信息集中展示，并根据限电范围分别制作本级调度、下级调度、直接拉停厂站及大用户限电列表，实现直接在序位表上遥控限电，从而减少遥控操作不同开关时厂站之间切换的时间。

图3 智能化限电序位表结构示意

（4）开发快速限电选线工具。基于PI数据库，开发限电辅助工具，实现一键式选线，工作流程如图4所示。程序根据不同故障类型对敏感系数的要求，采用相应的选线原则，综合考虑限电敏感系数及负荷大小等因素，快速给出最优选线结果并分配到各级调度，减少人工选线和计算限电负荷的时间。

图4 实现快速限电选线流程

通过以上对策的实施，调度人员针对这一时期特殊电网方式进行了事故仿真演练，在最高限电800 MW时，限电调度操作共耗时15 min左右，达到了30 min内控制负荷的要求。

3 结语

湖州电网供电能力受制于网内机组发电量及外网联络线路运行情况，当出现2条及以上重要联络线路停役时，由于网内机组容量有限，电网供电压力增大，若再发生重要环节故障会出现紧急限电甚至全停风险。通过加装稳控装置、加强断面监控、提高应急响应速度等多种策略，实现风险预控和应急管控，确保了特高压建设期间湖州电网的可靠运行。

[1]DL 755-2001电力系统安全稳定导则[S].北京：中国电力出版社，2001.

[2]毛雪雁，孙黎滢.浙江电网特高压电力调峰研究[J].浙江电力，2014，33（4）∶1-4.