惠州电网基准风险事故处理预案的编制

摘要：电网基准风险是指在电网正常方式或者正常情况下在较长时期内存在的风险，基准风险的研究范围主要包括中期电网风险（2-5年电网风险）和短期电网风险（年度电网风险）。电网事故预案是综合电网整体和局部的运行方式、输变电设备运行情况、输变电设备的负载能力、地方电厂的机组出力、继电保护定值的配合等多方面的因素，针对电网局部设备发生突发性事故而提前做好的事故处理方案，它是在电网事故发生时防止扩大事故影响的有效手段。惠州“7.19”电网事故再次印证基准风险下的事故处理预案对快速处理电网事故的意义和作用，结合工作实际，探讨地级调度110kV电网故预案的编制及相关问题。

关键词：基准风险；地级调度；事故处理；负荷控制界面

作者简介：徐大勇（1981-），男，安徽淮北人，广东电网公司惠州供电局，工程师。（广东?惠州?516001）

中图分类号：F273?????文献标识码：A?????文章编号：1007-0079（2012）27-0102-02

惠州“7.19”电网事故表明电网大面积停电造成的危害和损失都将是无法估量的，而且在事故发生后如果采取的措施不当，有可能引发电网系统性崩溃和瓦解。因此，事先制定有效、可行的电网大面积停电事故应急预案，对正确、有效和快速地处理大面积停电事件，最大程度地减少大面积停电造成的影响和损失十分重要。在设计地方电网结构时，一般注重经济性，所以地方电网结构比省一级电网要薄弱。因此对地方电网基准风险下事故预案特别是重特大事故预案的制订及相关问题有必要进行探讨。

一、惠州电网的薄弱环节分析

1.惠州电网事故情况下控制界面制定原则

按功率因数0.95计算，主变不超过额定负荷的1.3倍（220kV变压器如投入主变联切负荷装置，则按1.6倍考虑），两台150MWA的主变界面按185MW控制（投入主变联切负荷装置，则按222MW考虑），两台180MWA的主变界面按222MW控制（投入主变联切负荷装置，则按270MW考虑）；线路不超过线路额定负荷的1.5倍、阻波器额定负荷的1.1倍及CT变比的1.2倍。

2.220kV主变负载问题

由于工程推进困难，220kV变电站及220kV变电站配套110kV出线建设滞后，导致220kV变电站重载问题突出，重载变电站负荷调整困难，无法通过运行方式安排手段解决220kV主变N-1过载问题，且这些重载变电站比较集中，站与站之间联系薄弱，存在转移负荷困难问题，需要大面积控制负荷才能保证电网安全。

按2011年高峰负荷期间220kV主变负荷统计，负载率大于65%的220kV变电站共计7座，占33%，分别为湖滨站、仲恺站、三栋站、镇隆站、义和站、九谭站、东澎站；不满足N-1的220kV变电站共计11座，占52.4%，分别为秋长站、金源站、仰天站、铁涌站、昆山站、千帆站、鹿江站、湾畔站、荣田站、青塘站；另有空载220kV变电站共计4座，占19%，分别为冯屋站、联丰站、太福站、雍园站。

二、事故处理的一般性原则

一是迅速限制事故的发展，消除事故的根源，解除对人身、电网和设备的威胁；二是尽一切可能保持正常设备的运行，以保证对重要用户及厂用电的正常供电；三是尽快将解网部分恢复并列运行；四是尽快对已停电的地区或用户恢复供电，重要用户应优先恢复；五是尽快调整系统运行方式，使其恢复正常。

三、惠州电网基准风险事故预案的编写

1.初始负荷和电网架构的设定

在制订电网特重大事故预案时应以次年预测的最大负荷为参考，把负荷设在最大的情况下考虑，当实际发生事故时的负荷状况比预设的小时，处理起来就会游刃有余。电网架构以现有电网的正常运行方式下来考虑，没有投产的变电站或间隔不要放入预案中，基建投产有太多的不确定性。

2.恢复电源和路径的选择

（1）电网备用电源和稳定的大电源。发生220kV变电站主变全停事故时，为尽快恢复停电区域的供电，正确选择恢复电源和路径是关键。为此，要分析该停电区域可能得到的电源和停电区域的负荷大小及性质（一级用户及重要场所）；要了解该区域内保护、自动装置动作情况和开关跳闸，通过这些信息初步判断造成停电的原因。在有备用110kV线路的110kV变电站失去主供电源后，选择恢复电源的原则是：优先选择110kV电网备用电源和稳定的大电源。在用备用110kV线路供电时，必须考虑充分110kV备用电源线路由于本身线路安全电流及受电网控制界面的限制，其所能带负荷的能力。在确认不导致其他设备过载的情况下，可先恢复有备用电源的110kV变电站的供电。若备用110kV线路供电时会使线路过载，可先对部分非重要用户的负荷进行限电。如图1所示，事故前220kV三栋站通过110kV三马线128供马安、龙津、横沙三个110kV变电站，当三栋站主变全停后，马安、龙津、横沙三个站失压，由图1可以看出，可以通过合上横沙站的平横线147开关恢复对马安、龙津、横沙站的供电，在带负荷前必须断开马安站的三马线128开关，考虑到秋永线148的线路安全电流和秋长站主变的控制界面，决定平横线147线路能带负荷，在无法供马安、龙津、横沙的负荷前，需对马安、龙津、横沙三个站的非重要负荷进行限电或直接断开主变变低开关，视秋永线148的线路和秋长站主变的控制界面负荷情况，慢慢恢复马安、龙津、横沙三个站的重要负荷。切莫直接合上平横线147开关，造成秋永线148过载烧断线路，将会扩大事故范围，这是在事故处理时必须特别注意的问题。若秋永线148供永湖、平潭、马安、龙津、横沙五个站的重要负荷时，线路不过载而是220kV秋长站的主变超控制界面，这时可以将秋长片区的部分负荷转移至有富余供电能力的相邻220kV站片区供电，在保证电网安全的情况下最大程度保证用户的供电。

“7.19”电网事故的处理过程，对地方电网基准风险下事故预案的编制也提出了新的要求：要求预案的编制不仅要站在中调处理思路的基础上考虑电网的恢复，也要考虑在省网无法按照预期恢复时，如何通过地区级电网来恢复对失压厂站的供电。

（2）恢复失压电厂并网发电。在用110kV电网备用电源恢复失压的负荷后，其次恢复失压的发电厂并网发电，如图1所示，在判断三栋站主变全停事故故障点不在110kV母线上后，可以断开三栋站110kV母线上除电源线路（三永线125）、电厂上网线路（三丰甲线1310、三丰乙线1311）的所有出线开关，合上永湖站三永线125开关经三栋站110kV母线——三丰甲线1310、三丰乙线1311充电至发电电厂，向省调申请恢复发电电厂并网发电，根据电厂带负荷情况逐步恢复三栋站110kV母线出线的负荷，复电后注意相关线路的负载和控制界面，防止因发电电厂跳机，导致再次停电。

（3）合理调整运行方式。在通过备用电源线路和恢复发电厂并网发电来恢复电网负荷后，若仍有失压或限电的负荷无法恢复时，这时必须充分挖掘电网的潜力，合理调整运行方式，通过多级倒供负荷，将负荷倒向主变负载较轻的220kV变电站片区供电，例如惠州电网分金源片、昆山片、东彭片的负荷相对较轻，可通过联络线尽可能转供负荷。在保证220kV主变不过控制界面和110kV线路不过载的情况下，充分利用220kV主变容量进行供电。

在采取上述方法后，还可以通过将110kV母线分列运行扩大主变的界面，使电网多带负荷，两台150MWA主变并列运行的控制界面是185MW，分列后各台可带150MW，这将会提升电网的供电能力，但这样做是以大大牺牲供电可靠性为代价的。在极端的条件下，只能将220kV变电站的110kV母线分列运行，恢复用户的供电。此时必须特别注意该站的110kV是否有双线运行供同一110kV变电站的甲、乙线（或I、II线），在220kV站110kV分挂不同母线，而在110kV变电站挂同一母线的情况。同时应注意母联开关转热备用前需确保操作后两台主变负荷均不会过载且负荷分配合理，确保每段110kV母线均有主变变中中性点接地，以满足保护正确配合。

另外110kV电网事故处理及特殊运行方式中，经常使用旁路母线。合理地使用好旁路母线，可以大大丰富调度员事故处理的手段，解决异常及事故处理中某些棘手的问题，解决某些线路过载问题，使负荷合理分配。对于这种110kV线路经中间一变电站旁路母线及另一条110kV线路供电的操作，一定要确定电源侧开关保护定值与运行方式可以配合，否则需执行临时保护定值；另外操作时注意先对旁路母线充电以确保旁母上无故障。操作时有条件的先将两条线路均转为热备用，再由中间变电站操作合上两把旁路侧刀闸；若特殊情况负荷无法转移，操作合上中间站两把旁路侧刀闸时需采取等电位操作：合上中间变电站两线路开关，取下两开关控制电源，再操作合两把旁路侧刀闸，然后装上操作电源，断开两开关，此时应注意尽量缩短操作时间。

（4）事故预案制订小结。在选择恢复电源和路径时，若有多方案可选，在制订事故预案时要按照优劣排序全部列出。在实际的电网事故处理过程中可能出现无法预测的其他设备故障，例如开关合不上、无法遥控，或者线路带80%负荷时就发热严重等；因此在制定事故预案时必须尽可能准备多个方案，以备最优方案无法实施时，可选择别的方案恢复电网。在制定事故预案的过程中，由于实际情况、具体厂站的不同，同一设备发生同类故障的处理方法也可能不同。因此要求调度人员不但能够制定事故处理预案，还要能从多角度对同一假想事故提出多种处理方案并加以讨论和评议。

在恢复电网的操作过程中，先考虑可遥控的开关的操作，再考虑需要通过倒母线、旁路刀闸的操作。转移负荷时确保设备不过载，不扩大事故范围，必要时果断地控制负荷或拉闸限电。对于220kV变电站主变全停的事故，将导致大面积停电，要对非重要负荷进行限电是在所难免的。事先必须对低压负荷的重要程度进行分类排序，在限电时根据制订好的限电序位表执行，才能在事故时做到忙而不乱。

地级调度在电网事故处理时，比较容易忽略的是电压无功问题，应注意调节无功补偿装置（如电容器、电抗器等）、有功功率和无功功率的分配（主变分接头）等，使无功功率合理分配，电压满足用户的要求。另外事故预案的编写还应该本着“简洁，实用”的原则，使调度人员能在最短的时间领略事故处理的精髓，有效的应用于电网的事故处理当中。

四、培训和演习问题

调度员和变电站值班员一般都很少有亲临特重大事故的经历，要求他们在发生特重大事故后的有限的时间里处理事故难免有巨大的精神压力，尤其是在许多资源都得不到，操作人员对这种异常而又不熟悉的状况，就更加剧了这种压力。因此对调度员和变电站值班员进行相应的培训和反事故演习十分重要。事故应急预案总结了过去事故经验，是对未来事故处理的指导性文件。各电力企业和重要电力用户应认真组织员工对应急预案进行学习和演练，熟悉事故应急预案，并通过与专业人员的技术交流和研讨，提高事故处理能力。目前惠州地调广泛应用调度员培训系统DTS，每个季度都将进行一次处理事故、处理案例的考核，大大加强了事故预案的实效性。

五、结束语

地方电网基准风险下事故预案的编制旨在为调度人员提供事故处理的思路、事故片的重要负荷及相关重要断面的控制原则，本文主要针对地级调度110kV电网事故预案制订及相关问题进行探讨，特别是针对220kV变电站主变全停事故而展开，虽然220kV变电站主变全停相当于N-2或N-3的情况下发生的小概率事故；但是如果在电网发生N-2的情况下都能把事故处理好，对于电网发生概率较大的N-1事故就更加游刃有余；只有把困难准备得更充分一点，才能在电网事故真正来临时使调度员具有过硬的心理素质和专业素质、选择适当的方法，稳、准、快地处理事故。由于电网实际运行时并不一定全在正常方式下运行，这要求地调调度员在处理220kV变电站主变全停的特重大事故时，应积极与上一级电网调度沟通，参考事先做好事故预想、事故应急预案，具体问题具体分析，在上一级电网及主变恢复供电前迅速作出反应，用110kV电网恢复供电。

参考文献：

[1]王世祯.电网调度运行技术[M].沈阳:东北大学出版社,1997.

[2]惠州供电局电力调通中心.惠州电网2012年度运行方式[Z].2011.

（责任编辑：孙晴）