吕梁电网六线同停安全风险评估及管控研究

郭伟东，芦晓辉，郭永智

（1.国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西 太原 030001；

2.国网山西省电力公司吕梁供电公司电力调度控制中心，山西 吕梁 033000）

吕梁电网六线同停安全风险评估及管控研究

郭伟东1，芦晓辉1，郭永智2

（1.国网山西省电力公司电力调度控制中心，山西 太原 030001；

2.国网山西省电力公司吕梁供电公司电力调度控制中心，山西 吕梁 033000）

为配合特高压线路施工跨越，吕梁电网安排500 kV吕贤双回、220 kV吕罗双回、吕汾双回停电检修工作。该项停电工作较为复杂，涉及上下级电磁环网线路同停、机组开机配合、网架热稳限制、专业部门协作、现场组织协调等内容。从吕梁电网六线同停计划实施安全风险管控角度，特别针对电网计算校核、等级事件预控、严重事故预想、现场组织实施等方面安全风险评估及管控，为较为复杂的电网设备停电检修工作提供典型思路。

电网；风险评估；停电检修

0 引言

随着大气污染防止计划重要的特高压交直流输电通道建设，近几年涉及山西电网不同电压等级线路、重要输电通道停电，电网安全运行面临较大风险。为配合1 000 kV榆横—潍坊交流特高压工程、±800 kV上海庙—山东直流特高压工程建设，由于地理位置限制，线路跨越挡距大，运行线路不具备单停、轮停条件。特别安排500 kV吕贤双回、220 kV吕罗双回、吕汾双回停电检修工作6条线路同停（以下简称N-6同停），停电时间12天正常方式下，吕梁山上500 kV电网以吕梁、固贤2座变电站为电源支撑，接入电厂华光4号机组、宏光1号、2号机组；220 kV电网为双环网结构，接入电厂为柳林1号、2号机组、华光3号机组。吕梁电网结构示意图见图1。

图1 吕梁电网结构示意图（正常方式）

同跨500 kV吕贤双线、220 kV吕罗双线、吕汾双线，严重削弱了吕梁山上电网结构。N-6同停期间，兴县站、临县站、金罗站、龙花垣站、中钰站及柳林区域通过贤临线、贤兴线供电。N-6同停吕梁电网结构示意图见图2。

图2 吕梁电网结构示意图（N-6同停）

考虑吕梁地区负荷约1 800 MW，兴县站、临县站、金罗站、龙花垣站、中钰站及柳林区域负荷共计约470 MW，该区域负荷占吕梁负荷达26%，如果该区域孤网全黑，达四级电网事件。

本文对N-6同停期间电网面临的主要运行风险、解决方案和安全措施进行了深入分析，提出了电网临时短接方案、电网运行控制、组织管理要求及建议。

1 网架分析及风险管控

1.1 电网风险评估

N-6同停期间，按照故障后负荷损失，吕梁电网存在2项四级风险、1项五级风险。为有效避免发生电网等级事件，按照“先降后控”的原则，综合对比后，建议对网架结构进行调整。

220 kV吕罗Ⅰ线、吕汾Ⅰ线本对侧光差、光距保护均不匹配，不具备短接条件；吕罗Ⅱ线、吕汾Ⅱ线本对侧保护均匹配，具备短接条件。因此，考虑将临时短接220 kV吕罗II线、吕汾II线，短接后的吕梁电网结构示意图见图3。

图3 吕梁电网结构示意图（短接后）

短接吕罗II线、吕汾II线后，吕梁区域增加1条220 kV通道，相关设备潮流满足热稳要求，同时提高了网架可靠性，无四级电网事件。

1.2 短接方案实施

为保证现场特高压线路施工跨越工作安全，跨越段线路须为停电设备。根据现场勘察情况，拟在220 kV吕罗II线21号外角侧横担上、吕汾II线20号内角侧横担上，设置耐张挂点，实现短接，并打开小号侧引流线。短接线路挂点间挡距为：上相挡距8 2 m，高差5.77（东高西低）；中相挡距79 m，高差5.77（东高西低）；下相挡距80 m，高差5.77（东高西低）。考虑施工单位备料方便，导线使用2×JL/G1A-400/35钢芯铝绞线（原线路导线使用2×LGJ-300/40型钢芯铝绞线）。同时不会限制线路的载流能力。220 kV吕罗II、吕汾II短接示意图见图4。

图4 220 kV吕罗II、吕汾II短接示意图

2 运行方式安排及事故预案

2.1 电网安全稳定分析

a） 电网静态安全分析。在基础检修方式下，对相关设备进行N-1、N-2计算校核。风电、光伏出力大发期间，北电南送通道压极限运行，朔云线潮流1 249 MW，忻侯双线2×1 502 MW，寨贤双2×303 MW。经计算，相关设备满足N-1、N-2要求。

b） 电网暂态稳定计算。在基础检修方式下，对相关设备进行稳定计算校核,金罗-汾阳短接线N-1、罗临双回N-2故障，该区域机组失稳。需控制华光 3号机、柳林1台且华光+柳林合计出力≤500 MW。

2.2 电网运行方式安排

同停期间，吕梁西部电网220 kV金罗、临县、兴县、龙花垣供电区域网架结构破坏较大，220 kV蔚汾、大居、冯家垣、灵泉站供电的西通道网架比较坚强。为做好停电期间电网风险的可控在控，突发故障情况下的应急迅速启动，在不影响供电可靠性的前提下，将部分变电站、重要用户倒为吕梁西部电网的西通道供电。具体方式安排如下。

a） 临县站、兴县站供电区域：将110 kV蔡家崖、城北、奥家湾、肖家洼、东会站倒为220 kV蔚汾站供电，具体如图5所示。

b） 金罗站供电区域：将110 kV交口站倒为110 kV兑交线供电，电源来自220 kV胜溪站；将110 kV武家庄站倒为110 kV武东线供电，电源来自220 kV灵泉站，具体如图6所示。

图5 临县站、兴县站区域运行方式安排简图

图6 金罗站区域运行方式安排简图

2.3 运行控制要求

a） N-6同停期间，为保证区域电网和机组的稳定运行，配合省调，控制柳林电厂和华光电厂总出力不超过500 MW。

b） 配合省调控制220 kV贤临线+贤兴线+汾吕罗线短接线断面穿越零潮流。

c）为控制小机组频繁开停对电网的冲击，在N-6同停期间，控制110 kV离大线零潮流、220 kV罗钰双线零潮流。

3 事故预想及处置措施

针对停电期间，考虑严重故障类型，对电网事故预想，提高做好预控措施及事故预案，确保电网风险预控可控。

3.1 事故预想

220 kV罗临线双线故障后，220 kV临县站仍满足N-1要求。220 kV临县站、兴县站负荷全部由500 kV固贤站带，220 kV贤临线、贤兴线潮流增加。柳林区域所有机组经220 kV柳罗I、II线、龙罗线、汾吕罗线并入系统。

220 kV贤兴线故障后，220 kV兴县站仅靠220 kV临兴线单电源供电。220 kV贤临线故障后，220 kV临县站满足N-1要求。吕梁西部电网仅通过220 kV汾吕罗线与吕梁电网主系统连接。220 kV临县站、兴县站变为末端电站，220 kV母线电压降低。

柳林电厂机组故障产生的负荷缺额由220 kV贤兴线、贤临线、汾吕罗线承担，将造成这3趟线路负荷增加。由于故障后潮流方向变化，220 kV龙花垣站变为末端站，造成该站母线电压下降。

3.2 处置措施

发生故障后，地调向省调、公司、调控中心领导汇报故障情况，通知运行、检修、保护等相关专业人员检查故障线路，查明事故原因并及时汇报。地调结合实际情况，向省调申请强送故障线路，与省调联系控制重载线路潮流，监控人员加强对该线路潮流的监视，有情况及时向地调及有关领导汇报。

地调通知输电运维人员对运行中的线路加强巡视，通知变电运维人员对运行中的线路加强巡视、监测与监视，有情况及时向地调及有关领导汇报。

4 工作组织方案及制度

4.1 工作组织方案

为确保本次“六线同停”期间，“一交一直”特高压工程跨越工作安全顺利进行，吕梁电网安全稳定运行，吕梁公司成立领导组及8个工作组。领导组负责“六线同停”总体方案的批准及方案执行的总协调。安全组负责将本次停电风险向经信委、能监办等政府部门报备；所有方案的安全审查；所有作业现场安全督查；特高压办负责“一交一直”特高压施工跨越现场督查和协调。变电组负责缺陷排查、上报、定检、消缺工作实施；各专业间工作配合协调；变电设备特巡、测温。输电组负责缺陷排查、上报、定检、消缺工作实施；各专业间工作配合协调、短接线路验收；关键线路的特巡、蹲守。保护组负责继电保护及自动化设备缺陷排查、消缺；保护调试、定值调整。调控组负责与地电公司工作配合协调；整体检修计划的编制；电网运行方式安排及应急预案制定；短接线送电；关键线路、变电站潮流、电压监视；保护定值核对、自动化信息核对工作。营销组负责本次停电情况媒体通报；重要用户有序用电方案制定、告知、督查；金罗站、汾阳站在短接线实施前后关口计量工作、地电公司所属变电站方式倒接后关口计量工作。信通组负责220 kV吕罗Ⅱ线、吕汾Ⅱ线通信光缆方式调整、维护。

4.2 现场工作制度

a）各单位、各部门严格信息反馈和重大事项汇报制度，实行每日“零汇报制度”。对发生重、特大紧急事件和事故，要及时处置，及时上报，不得隐瞒迟报。

b）各级生产管理人员要定期对作业现场进行监督检查，掌握并上报现场安全、质量、进度等方面情况，及时发现、解决现场存在的问题。

c）各单位要加强生产运行值班工作，严格执行管理人员到岗到位规定。

d） 值班人员要24 h开机，保持信息畅通，不得饮酒。

e）各部门要及时了解天气变化情况，针对雨雪冰冻、大风恶劣天气下易发事故区域电网，充分做好事故预想、应急预案、备品备件储存[1-2]。

5 结论

本文研究吕梁电网N-6同停期间，从电网安全稳定校核、等级事件预控、运行控制要求、电网事故预想、工作组织措施等方面阐述了安全风险管控措施，为复杂电网停电计划提供详实的风险管控经验及建议。

本文提出的安全风险管控思路可以作为日后停电工作安排的典型思路。通过逐步排查电网、人员、设备等方面存在的风险隐患，为电网停电计划安排开展安全风险评估，提前制定切实可行的风险管控措施，有效规避等级事件发生。确保停电期间安全风险可控、在控，为调度部门制定停电计划安排提供有效依据。

[1] 孙嘉平，张建峰，卢立军，等．提高北京电网供电可靠性措施的研究 [J]．华北电力技术,2004(2)：51-54.

[2] 李齐森．提高供电可靠性的方法 [J]．东北电力技术,2010,31(7)：34-36.

Research on Security Risk Assessment and Management of Six-power-line Interruption in Lvliang Power Grid

GUO Weidong1,LU Xiaohui1,GUO Yongzhi2
（1.Electric Power Dispatch&Control Center,State Grid Shanxi Electric Power Corporation,Taiyuan,Shanxi030001,China;
2.Electric Power Dispatch&Control Center，State Grid Lvliang Power
Supply Company,Lvliang,Shanxi033000,China）

In order to cope with the construction of the ultra-high voltage line,500 kV Lvxian double power line,220 kV Lvluo double power line and Lvfen double power line of Lvliang power grid are arranged for power-off maintenance,which is quite complicated,involvingpower line interruption on the upper and lower electric magnetic looped network,unit startup,the thermal stabilityofnetwork,the cooperation of the professional departments and the coordination of organization on the scene and so on.From the view of implementing securityrisk assessment and management on six-power-line interruption in Lvliangpower grid,especiallyon power grid calculation check,serious events pre-control,serious accidents forecast,organization and implementation on the scene,this paper provides a typical thought for more complexpower-offmaintenance.

power grid;securityrisk assessment;power-offmaintenance

TM732

B

1671-0320（2017）05-0006-04

2017-04-12，

2017-07-20

郭伟东（1987），男，山西大同人，2011年毕业于哈尔滨工业大学电力系统及其自动化专业，硕士，工程师，从事新设备启动投产及电网计算分析工作；芦晓辉（1985），女，河北张家口人，2011年毕业于西安交通大学电气工程专业，硕士，工程师，从事电网运行稳定管理及计算分析工作；郭永智（1976），男，山西离石人，1999年毕业于华北电力大学自动化专业，工程师，从事新设备启动投产工作。