特高壓工程對湖州電網的影響及對策

甘 雯，樓 平，徐國華

（國網浙江省電力公司湖州供電公司，浙江 湖州 313000）

0 引言

特高壓建設是國家電網公司的重要發展戰略。通過建設特高壓輸電線路，實現“西電東送”、“以電代煤”，不僅是解決東部地區霧霾問題的可行選擇，也是實現電力資源在全國范圍內優化配置的必然途徑。隨著李克強總理在國務院常務會議上明確提出“跨區送電治霧霾”，特高壓建設也將從國家電網公司級戰略提升為國家級戰略。

根據國家電網公司部署，浙江電網在“十二五”期間將規劃新增特高壓“兩交（皖電東送、浙北—福州）兩直（溪洛渡—浙西、寧東—紹興）”工程，形成貫穿南北的特高壓輸電通道。其中，皖電東送1000kV安吉變電站（簡稱安吉變，以下類推）落點湖州，浙北—福州工程過境湖州，這些工程的輸電通道交跨湖州多回在運行的輸電線路。工程的建設勢必導致這些輸電線路的陪停，給電網供電造成巨大的影響。因此有必要對特高壓建設期間的電網進行風險分析，并制定相應的措施實現風險控制，確保在此期間湖州電網安全、穩定運行。

1 特高壓建設期間電網運行風險分析

以皖電東送工程為例，圖1為這一時期湖州電網與外網之間的聯絡圖。正常方式下，湖州電網與外界電網通過4回500kV線路聯絡：瓶妙5823線、妙武5905線（江蘇電源）、王含5435線、含店5436線，1回220kV線路聯絡：瓶窯變至莫梁變充電運行；500kV含山變供嘉興地區大德變電站、青石變共500 MW左右；湖州境內發電廠出力約1550 MW，湖州地區高峰負荷達2800 MW（不含嘉興負荷），從外網受電1750 MW。

皖電東送特高壓工程建設期間，湖州電網多回220kV線路陪停，最為嚴重時期2回500kV線路瓶妙5823線、妙武5905線同停，湖州電網僅通過全線同桿架設的兩回500kV線路王含5435線、含店5436線（線路長約38 km）供電，接線方式薄弱，此時，湖州電網供電能力僅為280萬kW（含青石變、大德變），供電缺口達50萬kW，存在湖州電網全停和重要設備故障緊急限電風險，可能達到重大事故等級，對湖州電網的安全穩定運行帶來較大影響。

從圖1可以看到，影響湖州供電能力的主要環節有：浙江浙能長興發電廠；浙江浙能長興天然氣發電廠；其他500kV/220kV聯絡線路及廠站。對這些重要環節進行N-1與N-2潮流計算，對比允許的穩定限額，可以得到相應情況下湖州電網的供電能力及重要斷面越限情況，最嚴重情況下湖州電網需限電800 MW。

圖1 湖州電網與外網聯絡

綜上分析，因湖州電網2回500kV外網聯絡線路同停，湖州電網供電能力下降，一旦發生重要環節故障，湖州電網供需可能極度失衡，存在緊急限電風險。若不能在規定時間（30 min）內緊急限電，極易引發大面積停電風險，嚴重影響電網的安全穩定，造成巨大的經濟損失。

2 風險控制策略

2.1 加裝安全穩定控制裝置

為應對特高壓建設期間湖州電網重大風險，湖州電網加裝穩定控制裝置，以在短時間內切除相應負荷，防止電力系統失去穩定。湖州電網穩控裝置采用“一主一子”模式，主站設置在500kV含山變，系統子站配置在220kV士林變，動作邏輯如圖2所示。

含山主站裝置在500kV線路功率突變時瞬時啟動，或220kV線路過功率時延時啟動，同時向士林變子站連續發出啟動命令，直到含山裝置整組復歸。當裝置啟動后以下條件同時滿足時，裝置相應動作出口，各子站收到含山變動作命令后，切除相應負荷，可減輕雙線同停限電的壓力，提高系統安全穩定性，防止發生大面積停電事故。

圖2 穩控裝置動作邏輯

裝置啟動條件：

（1）王含5435線、含店5436線輸送的有功功率絕對值均低于相應門檻；

（2）含青4434線或含石4435線任一線輸送的有功功率大于動作潮流值；

（3）含青4434線或含石4435線有功功率方向為母線受入；

（4）以上狀態持續時間超過相應動作時間定值。

2.2 加強重要斷面潮流監控

在OPEN3000系統創建專用的斷面監視畫面，對存在風險的斷面潮流、機組出力情況進行監控，并實時預警，方便調控人員及時掌握電網供電信息、及早消除隱患。監控主要包含正常斷面監控和事故斷面監控兩個方面：通過提取電網正常運行和事故后有控制要求的斷面實時潮流，監視這些數據的變化。當超出允許的限額時給出光、聲報警，告知調度人員負荷超限情況并提醒調度人員進行負荷控制，幫助調度人員快速響應。

2.3 提高事故后應急響應速度

根據以往的應急控制策略，電網需要緊急事故限電時，當值調度根據事故限電序位表，按順序拉停相應負荷數的線路，耗時長，無法應對大幅度緊急限電情況，且沒有考慮所拉負荷對降低越限斷面潮流的敏感性。為提高應急響應速度，對傳統的應急控制策略進行了以下優化。

（1）編制調度事故處理操作卡。打破原有預案的形式，將各類故障處理預案轉化為調度操作卡，使預案實用化，極大地壓縮事故時調度人員擬定操作步驟的時間。

（2）優化限電執行流程。放棄僅由地調進行事故限電的模式，將事故限電數分配給各個縣調，加快限電速度。地調部分采取綜合令的形式下發給地區監控，減少單一令反復發令、復誦的時間。

（3）制作智能化限電序位表。傳統的限電序位表只是簡單的羅列拉停線路名稱、理論負荷數，存在明顯不足：不能反應實際負荷值，不利于調控人員統計拉停線路實際負荷；沒有根據用戶變、地縣管轄進行細化，不利于緊急限電時多級部門協同限電；沒有剔除穩控裝置切除的廠站負荷，可能會產生重復無效限電。

為克服以上不足，建立智能化事故限電序位表，結構示意如圖3所示。將事故限電序位表中所列線路的實時負荷、開關遙控測點等信息集中展示，并根據限電范圍分別制作本級調度、下級調度、直接拉停廠站及大用戶限電列表，實現直接在序位表上遙控限電，從而減少遙控操作不同開關時廠站之間切換的時間。

圖3 智能化限電序位表結構示意

（4）開發快速限電選線工具。基于PI數據庫，開發限電輔助工具，實現一鍵式選線，工作流程如圖4所示。程序根據不同故障類型對敏感系數的要求，采用相應的選線原則，綜合考慮限電敏感系數及負荷大小等因素，快速給出最優選線結果并分配到各級調度，減少人工選線和計算限電負荷的時間。

圖4 實現快速限電選線流程

通過以上對策的實施，調度人員針對這一時期特殊電網方式進行了事故仿真演練，在最高限電800 MW時，限電調度操作共耗時15 min左右，達到了30 min內控制負荷的要求。

3 結語

湖州電網供電能力受制于網內機組發電量及外網聯絡線路運行情況，當出現2條及以上重要聯絡線路停役時，由于網內機組容量有限，電網供電壓力增大，若再發生重要環節故障會出現緊急限電甚至全停風險。通過加裝穩控裝置、加強斷面監控、提高應急響應速度等多種策略，實現風險預控和應急管控，確保了特高壓建設期間湖州電網的可靠運行。

[1]DL 755-2001電力系統安全穩定導則[S].北京：中國電力出版社，2001.

[2]毛雪雁，孫黎瀅.浙江電網特高壓電力調峰研究[J].浙江電力，2014，33（4）∶1-4.