可局部自平衡运行的城市保底电网规划方法研究

龚贤夫，樊扬，程鑫，覃芸，余浩，刘新苗

(1.广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广东 广州510080；2.中国南方电网有限责任公司，广东 广州 510623；3.广东电网有限责任公司，广东 广州510620)

广东沿海地区电网易受台风侵袭，其中共有7个地市行政中心区位于沿海I类强风区(离地10 m高，50年一遇，风速不小于37 m/s，距离海岸线约10 km范围内)，电网运行面临较大的风灾威胁，易发生严重的电网风灾事故[1]，如2013年超级台风“天兔”造成汕尾中心城区电网全停，2015年超强台风“彩虹”使得湛江电网几乎全停，以及2017年强台风“天鸽”造成珠海电网对澳供电停电51 min。电网受损严重、停电对社会政治经济的影响巨大，有必要强化安全底线思维，创新电网发展理念，提升电网防灾抗灾规划建设水平。

广东电网有限责任公司以“灾前防、灾中守、灾后抢”为指导思想，针对沿海地市电网，先后开展了大量电网防风加固工作，持续提升电网本体的抗风能力[2-3]。随着差异化电网规划建设，广东沿海地市电网总结2014年“天兔”台风电网防灾抗灾的经验教训，大力开展城市抗灾保底电网规划建设。保底电网是针对台风、低温雨雪凝冻、洪涝内涝等严重自然灾害和外力破坏等极端情况，以保障城市基本运转、尽量降低社会影响为出发点，以城市指挥(应急)机构、核心基础设施用户为保障对象，选取城市重要变电站、重要线路和抗灾保障电源进行差异化建设维护，保障城市指挥(应急)机构不停电、核心基础设施可快速复电的最小规模网架。保底电网是指导广东电网差异化规划建设运维、保障中心城区和重要用户可靠供电、提升电网应急抗灾保障能力的重要技术支撑，严重的自然灾害情况下，保底电网可分为多个局部电网独立运行。此外，南方电网有限责任公司先后颁布了《南方电网公司输电线路防风设计技术规范》(Q/CSG 1201011—2016)、《南方电网公司配电线路防风设计技术规范》(Q/CSG 1201012—2016)和《南方电网提高综合防灾保障能力规划设计原则》(Q/CSG 1201018—2017)，用于指导沿海强风区的线路建设[4-5]，全面提升线路防风设计标准，并将强风区内110 kV及以上电压等级的输电线路的设计风速气象重现期统一为50年一遇风区风速，涉及保底电网的重要线路采用50年/百年一遇风区风速作为设计风速。同时，对保底电网中的重要站点进行全户内设计/改造，重要线路进行电缆化建设/改造。通过保底电网规划建设，远近结合，持续提升电网本体的安全水平和抗灾能力[6]。

本文在保底电网规划建设的基础上，立足沿海城市电网对严重自然灾害的抗灾保障需求，综合考虑电网、电源、负荷、储能在严重灾害期间的协调抗灾能力，进一步规划设计可局部自平衡运行的城市保底电网。正常情况下，保底电网是大电网的一部分，按照常规调度安排运行方式；严重自然灾害时，一旦发生电网大面积停电故障，保底电网可利用抗灾保障电源、储能电站等进行局部自平衡运行，持续对城市核心区重要负荷保障供电，且保底电网具备黑启动或孤网运行能力，电网“主动防御”能力较强[7]。

1 电网风灾受损分析

1.1 电网受损统计分析

统计广东电网历次台风灾害杆塔的受损情况，从杆塔所处的地理位置来看，受损的110 kV及以上电压等级线路杆塔主要集中在距海岸线25 km以内的沿海强风区内；从线路杆塔建设标准来看，在运的110 kV及以上电压等级输电线路中，约72%的线路采用2010版之前(包括1979年、1990年和1999年版)的国家标准(以下简称“国标”)完成建设，约28%的线路采用2010年版国标或南方电网企业标准实施建设[8]。

2010年版国标中，线路设计技术规范将500 kV线路的气象重现期由30年提高到50年，110～330 kV线路气象重现期由15年提高到30年，基准设计风速较原有标准提高约2 m/s，导致沿海地区输电线路的整体设计标准较现有风区的风速偏低。同时，将1979年、1990年和1999年版国标按照30年一遇气象重现期，统一折算至离地10 m高处10 min时距、平均的年最大风速，110 kV和220 kV线路当初的设计风速，均无法满足南方电网现行的风区风速图所对应的设计风速，1979年规程低于现行规程中的4 m/s，1990年和1999年规程低于现行规程中的2～3 m/s。

沿海老旧线路的设计风速不满足风区风速的要求，是导致线路在台风灾害期间发生断线、倒塔等严重故障的首要原因。近10年来，广东沿海地区110～500 kV线路杆塔发生大风受损共计171基，受损杆塔均位于沿海强风区内，其中，超过90%为2010年版国标实施前建设的110～220 kV线路，500 kV线路未发生过倒塔，仅出现2基杆塔的局部受损[9-10]。

1.2 台风灾害与电网受损过程分析

以2017年“天鸽”台风(登陆时中心最大风力14级，风速为45 m/s)侵袭珠海电网为例，对台风登陆前电网正常运行、台风侵袭电网导致电网结构受损、以及台风过后电网的抢险救灾和最终电网恢复到正常运行进行分析，台风侵袭全过程如图1所示，台风侵袭电网不同时间段电网结构拓扑情况见表1。

图1 台风侵袭电网全过程示意图Fig.1 Overall process of typhoon damaging grid

表1 台风侵袭电网不同时间段电网结构拓扑情况Tab.1 Topology of power network structure in different time periods during typhoon

台风期间，用电网结构完整度δ表征220 kV及以上电压等级电网的拓扑结构完整度，可体现电网在台风期间维持正常运行的能力：如电网拓扑结构完整度为1，表示电网结构为台风来临前的正常运行；反之，如电网拓扑结构完整度为0，则表示电网受台风影响导致全停。计算公式为[11-13]

(1)

式中：δ包括500 kV线路和220 kV线路结构完整度；m为电网在台风期间受损停运的线路回数；M为输电网线路总回数；kline为电网线路权重，取值为0.1～1；n为电网在台风期间受损停运的站点数；N为500 kV站点和220 kV站点数量；ksta为电网站点权重，取值为0.1～1[14]。

结合“天鸽”台风侵袭珠海电网导致对澳供电中断，分析台风侵袭电网不同时间段电网结构拓扑改变情况，具体如下：

a)0—t1代表台风来临前的电网正常运行状态，电网结构完整度为100%。

b)t1—t2代表台风侵袭电网的过程，电网拓扑结构受到严重破坏，主要表现为大范围的线路跳闸、线路重合闸(不成功)、线路掉串/断股/断线、塔材变形、杆塔基础受损、倒塔/杆、变电站主变跳闸、母线跳闸等，大面积停电发生在该时间段内。如“天鸽”台风期间，珠海电网对澳供电的3个通道中断与台风登陆几乎同步发生，台风侵袭珠海电网期间，220 kV杆塔倒塔10基，220 kV线路断线1回；台风侵袭时，对澳供电中断，对澳供电的220 kV电网结构完整度为0%。

c)t2—t3台风期间风力逐步变小，该时段内因线路发生倒塔/杆、变电站设备因故障无法投运等情况，导致线路重合闸不成，电网结构完整度从δ1进一步下降为δ2。“天鸽”台风过后，珠海电网51 min内通过重合闸操作恢复向中心城区供电及对澳供电，对澳供电的220 kV电网结构完整度提升至100%；但电网存在10基220 kV杆塔倒塔，珠海电网无法恢复至原正常电网结构。

d)t3—t4时段台风过后通过强送、备自投恢复供电等，恢复部分线路的过程。由于线路发生倒塔/杆，电网结构无法完全恢复至台风来临前的电网结构，电网结构完整度从δ2上升为δ3。

e)t4—t5时段为电网灾后抢修的过程，维修受损的线路、设备，将电网结构恢复至台风来临前的电网结构，电网结构完整度从δ3逐步恢复至100%。历经约9 d左右，珠海才全面恢复电网线路。

1.3 典型灾害分析

汇总台风期间电网受损类型，由局部的单一故障汇总至电网结构层面，梳理得到共3类电网典型灾害类型，见表2。其中，地市网架层级中包括了较为严重的中心城区/县区中心区停电，输电网发生了较为严重结构破坏故障，如500 kV站点全停，多回线路发生跳闸故障，影响范围较广。2015年的“彩虹”台风期间，湛江电网500 kV港城站500 kV出线全跳，且湛江电网对外联络的4回220 kV线路全跳，导致湛江电网几乎全停。

表2 电网典型灾害Tab.2 Typical grid disasters

2 基于局部自平衡的保底电网规划方法

2.1 规划思想

保底电网规划建设应避免大拆大建，需因地制宜开展电网差异化规划建设。根据国内外抗灾型电网规划建设研究成果，保底电网涉及的关键站点和关键线路控制在电网总体规模的20%～30%，可以取得较好的抗灾效益[15-17]。

保底电网原则上只覆盖地市中心城区，可适当兼顾处于强风区的县区级行政区，并以此为基础提升其余地区在灾后的快速复电水平。

2.2 规划目标

推动形成“大电网联络支撑、抗灾保障电源分层分区自平衡运行、用户自备应急电源兜底、应急移动电源补充”的综合防灾保障体系。正常情况下，保底电网可与大电网联络运行；严重自然灾害导致电网大面积故障时，保底电网可利用抗灾保障电源、储能电站等自平衡运行，具备黑启动或孤网运行能力，核心区电网应急抗灾保障能力较强。

2.3 规划方法

图2所示为规划流程，具体步骤为：首先明确保底电网的覆盖范围，获取该覆盖范围内的城市指挥(应急)机构和核心基础设施重要用户清单；从10 kV至500 kV自下向上地梳理向重要用户供电的多个最短供电路径，通过叠加供电路径，聚合得到电网网架拓扑中供电重要用户较多的站点和线路，以此作为关键站点和线路，构建辐射型供电网架；其次，在多个可行的供电路径中，考虑电缆和户内站点在严重自然灾害期间的可靠性，优选电缆线路、户内变电站组成的供电路径；然后，为保障构建最小规模的辐射型供电网架，剔除冗余的站点和线路；最终，通过在关键站点配置储能或具备黑启动/孤网运行的燃气机组，保底电网可利用抗灾保障电源/储能电站等自平衡运行，在严重自然灾害期间，保底电网可持续为城市核心区供电或快速恢复供电。

图2 规划流程Fig.2 Schematic diagram of planning process

2.4 局部电网自平衡运行规划设计策略

抗灾保障电源主要指具备黑启动或机组快速甩负荷(fast cut back，FCB)至带厂用电运行(即孤岛运行)功能以及具备孤网运行能力的机组，主要分为抽蓄机组(黑启动)、水电机组(黑启动)、燃气机组(具备FCB功能，其中分布式的小型燃气机组通过配置柴油发电机还可具备黑启动能力)、储能电站(黑启动/孤网运行)，在保底电网关键站点和线路配置抗灾保障电源，可构建局部自平衡运行的保底电网。

局部自平衡判据流程如图3所示，以保障局部电网可孤网运行为目标，结合电源规划，选择保底电网覆盖范围内的抗灾保障电源，评估电源的黑启动能力、孤网运行时电压和频率综合调节能力、应对负荷波动等性能，设计基础网架可孤网运行的范围、运行方式及运行能力。具体表示为：

图3 局部电网自平衡规划设计策略流程Fig.3 Flow chart of design strategy for self-balance planning of local power grid

(2)

式中：Si为局部电网中的某电厂第i台柴油发电机额定容量，作为机组保安电源，同时可供黑启动；Sload为发电厂机组黑启动时的厂用电负荷；r为局部电网内可黑启动或孤网运行的抗灾保障电源的机组数量；ΔPi、Δfi、ΔUi分别为第i台机组指定出力情况下，机组所能承受的负荷阶跃、频率波动和电压波动幅值；ΔPload、Δfload、ΔUload分别为负荷产生的负荷阶跃、频率波动和电压波动的幅值[18-19]。

保底电网自平衡小系统典型结构如图4所示，典型结构具备以下基本条件：①保底电网具备“全电缆-户内站”通道的防风抗灾“生命线”通道，这是自平衡小系统的物理基础；具备“500 kV站点→220 kV电缆线路→220 kV户内站→110 kV电缆线路→110 kV户内站→10 kV电缆线路”的电缆线路路径，中心城区和重要用户保供电能力较强。②供电中心城区的主力电源和气电是满足自平衡运行的核心设施。③集中式储能是自平衡运行的重要支撑。④分布式风电和光伏是有益补充。⑤移动式应急发电车提升应急响应能力[20]。

图4 保底电网自平衡小系统典型结构Fig.4 Typical structure of small self-balance system of guaranteed power grid

3 算例验证

3.1 规划电网概况

沿海某地市2020年规划电网包括3座500 kV变电站、20座220 kV变电站以及39座110 kV变电站，图5所示为局部电网结构。该部分电网供电核心区为A区和B区，A区要求不间断供电(具备2座燃气电厂——气电1为9E燃气机组，具备黑启动能力；气电2为9F燃气机组，具备孤网运行能力)。

图5 某沿海地市2020年局部电网Fig.5 The local power grid in some coastal cities during 2020

3.2 保底电网规划方案

采用上文所述方案，自下而上梳理重要用户供电电源，构建最小规模的保底网架，整合抗灾保障电源，设计可自平衡运行的局部电网，合理配置储能变电站，形成该地市的抗灾保底电网方案。

a)保底网架方面：在该城市保底电网的供电核心区，电网供电通道具备1条由“全电缆-户内站”构成的防灾抗灾的“生命线”，即：220 kV“50A1户外站-C3户内站-C2户内站-C1户内站-A1户内站-A2户内站-B1户内站-B2户内站”的全电缆、户内站通道，其供电可靠性极高，是核心A区、该沿海地市城市中心城区电网防灾抗灾的骨干网架，作为核心A区与大电网进行联络的关键线路。其次，进一步覆盖220 kV“B1户内站-B2户内站”“B2户内站-B4户内站”以及110 kV“B1户内站-b10站”“B1户内站-b12站”“B2户内站-b13站”“B3户内站-b8站”“B3户内站-b9站”“B4户内站-b4站”“B4户内站-b6站-b7站”等电缆线路通道，以及向重要用户供电的10 kV电缆线路，组成“500 kV-220 kV-110 kV-10 kV”的全电压等级的保底电网网架。

b)在黑启动和孤网运行方面，该城市电网布局气电较多，其中：气电1配置了2 MW柴油机来满足燃气机组启动厂用电负荷的需求，燃气机组具备黑启动能力；气电2采用GE燃气机组，2018年已完成了机组的FCB改造，燃气机组具备孤岛运行能力；将220 kV“气电1-C4户外站-50A1户外站”双回线路通道作为该网架黑启动路径；同时将220 kV“气电2-C2户内站”双回线路通道作为孤网运行的机组。在严重自然灾害期间，如该电网500 kV的50A1户外站、50A2户外站、50B1户外站均全停，该保底电网仍然可以通过气电2维持核心A区供电，具备局部自平衡运行能力及黑启动能力。

c)储能电站配置方面：既可配置在电源侧，用于机组的黑启动，也可直接配置在电网侧，保障重要用户不间断供电。在该方案中，通过燃气机组启动测试，其厂用电最大负荷约为9 MW，为保障气电2的燃气机组具备黑启动能力，计划安装20 MW/20 MWh集中式储能电站，直接接入气电2的6 kV侧厂用电母线，为燃气机组提供黑启动电源支撑，实现机组的黑启动运行。

d)应急移动发电设备方面：地市供电局通过灵活调度20辆应急移动发电车，确保城市指挥(应急)机构、核心基础设施等安全可靠供电。

综上所述，该城市核心区保底电网构建了“网-源-荷-储”的综合防灾抗灾体系，结构如图6所示，能够确保在严重台风期间持续高可靠性供电核心A区和中心城区，核心区电网应急抗灾保障能力较强。

图6 某沿海地市2020年保底电网Fig.6 The guaranteed power grid in some coastal cities during 2020

3.3 保底电网提升电网防灾能力分析

如第3.2节构建的城市抗灾保底电网，形成了基于“源-网-荷-储”的综合防灾抗灾体系，对比保底电网构建前和构建后的电网抗灾能力，其城市保底电网具备较强的防灾抗灾能力，具体情况见表3。

表3 保底电网构建前后防灾能力对比分析Tab.3 Comparative analysis of disaster prevention before and after construction of guaranteed power grid

4 结束语

本文针对沿海地市电网，研究了基于可局部自平衡运行的城市保底电网规划方法，推动形成“大电网联络支撑、抗灾保障电源分层分区自平衡运行、用户自备应急电源兜底、应急移动电源补充”的综合防灾保障体系，充分发挥电网、电源、负荷、储能在严重灾害期间的协调抗灾能力，完善“主动防御”的抗灾体系。同时，为保证保底电网在严重自然灾害期间的可靠运行，还需协同推进保底电网一、二次系统建设，加强保底通信网建设，实现沿海地区220 kV及以上电压等级保底线路保护双通道的全覆盖；加强稳控系统策略管理和继电保护定值管理，提高严重自然灾害情况下的二次系统保障水平。