成都电网调度安全与风险防范措施分析

2018-08-27陈武

电力与能源 2018年4期

陈武

(国网四川省电力公司成都供电公司，成都 610041)

在全球资源环境约束趋紧，新一轮能源革命方兴未艾的时代背景下，能源技术创新带来能源格局深刻变化；电为中心，“两个替代”发展方向愈加明显，构建全球能源互联网，加快电网发展的要求更加紧迫[1]。电力调度控制作为电网运行发展的核心环节，是保障电网安全、稳定、优质、经济运行的强大后盾[2]。

国家电网公司“三集五大”体系建设以来，对电力调度工作提出了更高要求[3]。成都电网规模大、结构复杂，在正常及检修方式下存在一定的薄弱环节，准确识别运行风险，提前做好预防控制措施，是提升电网安全水平的重要举措。本文介绍成都电网调度运行基本情况，从调度安全风险识别入手，分析电网安全风险与面临的挑战，提出有效对策。

1 成都电网调度工作现状

1.1 电网规模概述

成都电网东与资阳、南与眉山及雅安、西与阿坝、北与德阳及绵阳电网相连，担负着全市20个区(市、县)、1.46万km2，2 000余万人口的供电任务。

成都电网主网层面通过500/220 kV变电站、输电线路构成环网运行，110 kV电网采取闭环建设，开环运行模式；10 kV配电网采用“互联互供”网架格局。各电压等级变电站共有400余座；35 kV及以上电压等级线路800余条，总长近9 000 km，变电容量4 500余万kVA；10 kV配网线路4 200余条，总长度逾30 000 km。近年来，成都电网负荷水平不断攀升，最大负荷年均增长11%，2016年，全网负荷突破1 000万kW，如图1所示。

图1 成都电网负荷增长趋势

经历“腾飞工程”及后续一系列网架优化建设后，成都电网规模不断扩大，电网结构日趋复杂，作为四川电网最大的负荷中心，成都电网的资产规模、供电客户均在国网大型供电企业中排名前列。

1.2 支撑电网运行的七大技术支持系统

该系统包括调控一体化系统、配电自动化系统、光纤通信系统、综合数据网、调度数据网、视频监控系统以及电缆网监控系统，是成都建设坚强智能电网重要举措之一，于2011年11月建成[4]。

七大技术支持系统的成功投运使成都电网自动化、信息化、网络化和互动化水平得到显著提升，有效提升了电网运行效率、供电质量、互动服务能力、生产营销以及企业现代化管理科技水平和抵御风险能力，为最终建成结构合理、技术先进、安全可靠、经济高效、各电压等级协调发展的坚强智能电网奠定了坚实基础。特别是配电自动化系统全面推动了成都配电网供电可靠性、安全性的大幅度提升，是国家电网公司实施的规模最大、终端数量最多的配电网工程项目[1]。

1.3 成都电网调度运行实践

成都电力调度系统采用智能电网调度自动化系统D5000平台，实行调控一体化运行，所辖系统变电站全部实现无人值守，实施设备常态化远方操作，具有负荷批量控制、区域备用电电源自投装置等高级应用功能，拥有极高的调度业务智能化开展水平。

成都电力调度控制中心始终将电网安全稳定作为工作的核心任务，在网架结构、运行方式不断发生变化的情况下，精心调度，优化操作，电网风险管控水平得到显著提升；系统运行管理更加规范，电网驾驭能力持续增强。

2 电网安全调度面临的挑战与隐患

2.1 电网分区运行带来新的问题

成都电网是一个密集型受端电网，电气联系紧密，具有电网用电量大，用电安全性要求高的特点，随着城市外围500 kV重要变电站及220 kV关键输电通道建设投运，电网结构日渐完善，电网承载能力不断提升。与此同时，系统短路电流水平增加迅速，电网潮流亦发生了明显的转移变化。为解决短路容量超标及电网潮流分布不合理等问题，成都电网已调整为多片区运行，实行分区互联供电，如图2所示。

图2 电网分区结构示意图

分区后，面临以下问题。

(1)分区电网结构还不完善。分区电网发展不平衡，发电机组分布不均匀，部分分区如BQ片区电网缺乏电源支撑，输电通道不够完善，可靠性差。

(2)分区电网互供能力弱。受500 kV主变容量、220 kV小线径及网络通道建设等因素影响，部分分区电网如BQ片区与其他3个片区电网在严重事故情况下，相互支援能力较弱，持续高峰负荷期间，负荷平衡和安全稳定运行问题较为突出。

(3)不同片区电网负荷倒供困难。为实现地区110 kV电网不停电倒供负荷，不同片区电网不可避免短时合环运行，电网面临短路电流超标、断面越限及供电可靠性降低等安全运行风险。

2.2 大面积停电风险未得到根本性改善

(1)网内电源支撑严重不足。成都电网作为典型的受端网络，网内装机容量较小，仅能满足7%的负荷需求，电力平衡依赖外来电力程度较深，若主要输电通道同时或相继突发故障，供需平衡将受到严重影响，甚至导致大面积限电。

(2)同沟电缆故障风险广泛存在。成都中心城区供电已基本采用电缆方式，电缆数量巨大。电缆管网总体呈现复杂性、密集型的特点，部分中心城区的电力通道狭小、进出站通道单一、电缆布置密集、双回电源线路同通道、同侧布置，并且大多数隧道存在漏水和电缆本体家族性质量缺陷等问题，电缆群伤隐患十分突出。庞大的电缆规模和恶劣的通道环境，使得成都中心城区大面积停电的风险短期内难以根治。

2.3 电网安全运行风险点多面广

(1)电网检修工作导致电网非全元件运行，固有风险不可忽视。仅2016年，成都电网开展多项重大检修工作，共发布六级以上电网风险预警400余次，其中五级风险预警占比近10%。

(2)网架结构仍不够坚强，抗故障能力有待进一步提高。部分重要220 kV输电通道“N-2”故障可能导致大面积停电事故。此外，110 kV电网仍存在单电源供电变电站，供电风险始终存在。

(3)主变容量偏小，部分变电站负荷承载能力稍显不足。2016年，成都电网容载比低于2.0的200 kV变电站占比超过70%，中心城区负荷密集区域220 kV变电站在高峰负荷阶段极易处于重载状态，若主变并列运行，若一台主变故障跳闸，另外一台主变将严重过载，极易引发连锁故障，减供负荷100 MW以上，构成五级电网事件。

(4)小线径导线输电能力不足，制约片区供电能力。数十条截面积为300 mm2导线热稳定限额低，极大地限制了相关断面输电能力；此外，由于成都电网110 kV变电站增容改造较多，但线路并没有同步完成改造，若110 kV备自投动作将导致两级或三级串供，高峰负荷情况下，首级截面较小导线将超热稳定极限，可能形成110 kV线路串供的变电站失压，构成六级电网事件。

(5)电网突发缺陷及特殊运行方式的出现，使供电可靠性难以保证。在迎峰度夏/度冬等高峰负荷时期，设备缺陷频发、输电断面重载、甚至过载等问题突出，电网安全运行受到极大威胁。此外，为配合电网新投工作，常需对电网正常运行方式进行调整，不可避免的形成单母线、单主变、串级供电等特殊方式及保护不完全配合的情况。

2.4 由电压暂降引起的优质服务问题突出

电压暂降是近年来暂态电能质量中最突出、最严重的电能质量问题，其在电网内的传播过程如图3所示。电压暂降通常会给半导体制造、信息、计算机或电子通信等行业带来巨大的经济损失以及造成极大的社会影响[5-10]。

成都电网内含有京东方、英特尔、德州仪器、成都飞机工业集团等大量电压敏感性用户，在敏感用户近区电网或上、下级电网发生短路故障时，由故障所产生的电压暂降易对其产生影响，据统计，仅2016年4月，成都电网就发生多起电压暂降事件，敏感用户正常生产过程受到不同程度影响。

图3 电压暂降传播过程

2.5 负荷低谷期的无功倒送问题突出

成都电网日最高负荷与日最低负荷差别明显，基本特性如图4所示。在大型假期日期间，负荷整体水平偏低，尤其是在春节期间，系统负荷急剧降低。

图4 成都电网负荷特性

由于低谷负荷期间，受电设备无功消纳能力有限，且受电抗器可投入率低、电缆网充电功率大等多重因素影响，电压难以调整至合格范围内，无功返网、电压越上限现象严重。在这种情况下，不得不采取牺牲电网供电可靠性的方式来保证全网的电压质量，比如：调整电网运行方式，切除充电备用电缆线路等，但电压质量仍难以保证。

2.6 停电倒供负荷在配网调度操作中仍广泛存在

配电网10 kV侧进行合环操作时，由于合环点两侧存在电压幅值、相角差，以及合环路径的等值阻抗差异，在执行合环操作时，网络中可能会产生较大的流经合环开关的循环电流，使保护装置误动，影响电网安全稳定运行，同时，合环后也可能面临10 kV母线短路电流超标风险。根据电网运行经验，成都配电网合环除同一220 kV变电站下10 kV线路实行合环倒供负荷外，其余情况均需停电倒换。

3 对策及建议

3.1 解决电网分区问题方面

(1)安排相应新建、改造工程等，完善电网结构，增强输变电设备负荷承载及片区电网互济能力。

(2)滚动优化成都500 kV/220 kV电网分区运行方式，提升500 kV变电容量有效利用水平和220 kV电网负荷接纳能力，同时，对长期处于解环点的变电站增设备用电源自投装置，切实提高分区电网供电可靠性。

(3)合环倒供不同片区110 kV电网负荷前，利用D5000平台加强在线安全稳定分析计算，优化调度操作，缩短上级220 kV电网合环运行时间，确保重要控制断面、联络线潮流等不超过运行限额。

3.2 防范大面积停电事故方面

(1)充分利用电缆网监控系统的强大功能，加强重要输电通道巡视维护，确保设备健康运行水平。

(2)积极开展大面积停电情况下负荷转移控制方案研究。

(3)定期组织、广泛开展无脚本式反事故联合演习，提高大型事故应急处置能力。

(4)着力完善220 kV线路后备保护配合关系，防止线路双套光纤通道中断或变电站全站通信丢失情况下线路后备保护失配，控制保护跳闸范围，防范大面积停电事件。

3.3 电网运行风险把控方面

(1)开展宏观运行风险分析，加强“N-1”、“N-2”安全校核，编制地区电网年度运行风险及防范措施。

(2)定期开展安全生产活动，进行周、月电网运行风险分析，总结分析电网存在的问题。

(3)根据工作需要，编制“电网重大特殊运行方式书”，提前发布电网风险预警，保障电网安全。

(4)优化电网接线与负荷改接；推进电网薄弱环节改造，对可能形成串供方式的首级线路进行增容改造，加快单电源变电站第二电源的完善工作。

(5)合理调整运行方式，确保电网运行平稳。

(6)提高缺陷处置效率，保证设备健康水平。

(7)强化电网关键断面运行监视和稳定限额管理，降低电网运行风险，保障电网稳定水平。

(8)及时修订电网接线图、事故预案等基础资料，确保调度人员准确、全面了解电网，掌握网架薄弱环节。

3.4 提升调度优质服务水平方面

(1)充分发挥成都面对面·政风行风热线作用，认真听取客户对供电保障和优质服务的意见和建议，加强问题整改落实。

(2)做好故障信息发布及客户沟通解释工作，定期组织轨道交通、航空航天、生物医药、石化、半导体制造业、重要商业以及金融系统等大客户，通报电网运行形势及供电公司已采取的管理及技术措施。

(3)积极发挥调控中心配网抢修指挥平台职能，实现配网故障信息收集、发布标准化、集约化管理，统筹安排抢修资源，保证优质服务工作高效开展。

(4)进一步扩大成都配电自动化系统覆盖区域，加快推进配电自动化工程县域延伸应用工作，使更多配网线路实现故障研判、定位、故障区域隔离、非故障区域恢复供电的全自动控制，有效降低停电影响及损失，提升用户满意度。

(5)加强检修计划管理，深入推进配网不停电作业，保障客户安全可靠用电。

(6)采取措施，减小电压暂降所带来的损失及造成的影响[11]。

供电侧：①加强设备维护，减少故障发生次数；②调整电网出线间隔，减少同一母线上馈线条数，以限制故障数目；③对110 kV网络全面配置纵联差动保护，缩短故障清除时间，进而缩短电压暂降深度和持续时间，减少电压暂降造成的损失；④对重要敏感负荷进行单独供电，以减少其它用户对该负荷的影响，或是在系统关键位置安装限流线圈来增加其与故障点间的电气距离；⑤对于高敏感负荷，可以考虑由两路或更多电源供电，某路电源造成的电压暂降可通过切换到其它独立电源得到缓解，独立电源数越多，缓解的效果越显著；⑥优化运行方式。线路串供的变电站越多，该线路的故障概率就越高，对电压质量的影响也越多，应减少这种运行方式；对于变电站内部宜尽量采用分裂运行方式，缩小电压暂降的影响范围。

用户侧：①在选择设备时考虑设备的敏感度问题，并在设备订货合同上向制造商明确有关的技术要求，使设备具有一定的电压暂降抗扰动能力；②安装不间断电源、动态电压恢复器、静止同步补偿器等缓解装置。

(7)联合发展策划、营销部门及科研院所在成都高新区等电网规划基础较好区域探索建设优质供电园区，采用定制电力等技术以获得比常规配电系统更高的供电质量，按照用户不同电能质量等级需求进行供电。