包头电网存在问题及安全稳定运行探讨

高 伟

(内蒙古电力(集团)有限责任公司 包头供电局， 内蒙古 包头 014030)

2003年8月14日，美国俄亥俄州一路345kV的超高压输电线路过热下垂到一棵树上，对树木放电短路跳闸，造成美国东北部和加拿大联合电网发生大停电事故。大停电直接影响到约占美国1/4的地区，经济损失600亿美元；也使1 200万加拿大人受到影响，经济损失数百亿加元。2005年5月25日，莫斯科发生了一起电网大停电事故，市区一半地区的工业、商业和交通陷入瘫痪，损失10亿美元，地铁停留2万人。2006年11月4日晚，西欧多国遭遇特大停电事故，约1 000万人受到影响，全域电力几乎全部中断。2005年9月26日，第18号台风“达维”对海南电力设施造成了严重破坏，引发了部分电厂连续跳机解列，最终系统全部瓦解，发生了我国第一个全省范围大面积停电。这一件件国内外发生的大停电事故给大城市的电网安全乃至社会稳定敲响了警钟。作为承担较大城市供电安全任务的包头供电局，在包头地区电网及新能源快速发展时期，在地区大工业、高耗能负荷集中且所占比例突出、城区配网改造缓慢的情况下，非常有必要认真分析包头地区电网的安全现状，严格执行国网公司和内蒙古电力集团公司各项安全生产规定，加强措施落实，确保包头电网的安全稳定运行。

1 包头电网概况及其安全现状

包头电网位于内蒙古电网的中部，是内蒙古电网的重要组成部分，承担着与呼和浩特市地区、鄂尔多斯地区以及巴彦淖尔地区联络的任务。包头电网西以双回500 kV线路(春坤山—德岭山)、3回220 kV线路(梅力更—吉祥双回、梅力更—沙德格单回)同巴彦淖尔电网相连，东以2回500kV线路(春坤山—武川双回)、3回220 kV线路(美岱召牵引所—惠川单回、土右—惠川双回线)同呼和浩特市电网相连，南以2回500 kV线路(高新—响沙湾双回)、3回220 kV线路(达旗电厂—滨河双回、达旗电厂—土右线单回)同鄂尔多斯电网相连。包头电网内部形成以500 kV变电站为依托，形成4个相对独立的供电区，分别为东部包北—威俊供电区、西部梅力更—高新供电区和南部高新希铝供电区、北部春坤山和百灵供电区。各供电区之间通过500 kV网架进行潮流交换，220 kV联络断开，供电区内部形成500 kV/220 kV电磁环网或通过辐射状结构向地区220 kV变电站供电。包头电网是内蒙古电网中最大的地区电网及负荷中心，主要承担着包头市区及市属白云、石拐两个矿区和九原区、土右、固阳、达茂4个旗县区的供电任务。包头供电局管辖的变电站有500 kV变电站3座，220 kV变电站23座，110 kV变电站74座，35 kV变电站38座，输电线路共285条，长度4 402 km，供电范围东至协力气(三八树)、南至黄河边、西至梅力更变电站、北至达茂旗。

近几年，随着包头地区经济的发展，包头电网供电结构也发生了较大的变化，在输配供电能力、可靠性等方面都有了很大程度的改善，全网能承受单一严重故障的冲击，2020年全局供电可靠率为99.918%。但这并不能说明包头电网足以坚强到可以承受各种故障的冲击，事实上近几年也曾发生过多次危急电网的跳闸故障，例如：①2018年5月15日，220 kV百灵开闭站双母线分段改造工程中，一调试人员误碰相邻带电运行的断路器与电流互感器连接管母线，造成母线接地短路，母差保护动作，220 kV百灵开闭站运行的Ⅰ、Ⅲ段母线失电，望海、红塔2座变电站220 kV侧失电，并入系统的风电场(光伏电站)断网，包头地区电网减供供电负荷45 MW。该次事故暴露出并入系统的风电场(光伏电站)比较集中，送出新能源方式比较单一等问题。②2020年2月28日,希望铝业发展变220 kVⅠ、Ⅱ母(高展Ⅱ线252开关，热铝Ⅶ线253、热铝Ⅷ线254、母联212开关、1#-7#整流变281、282、283、284、285、286、287开关)故障跳闸，两套母差保护动作，A相故障，希望铝业发展变全停。故障原因:希望铝业发展变进行7号整流变287开关倒母线操作过程中，因2872刀闸A相支持瓷瓶上因操作磨损散落的金属碎屑，母线通过金属碎屑放电，事故造成希望铝业发展变全停，损失负荷600 MW。希望铝业园区网架结构破坏较大，希望铝业园区负荷全部通过220 kV高望双回与主网连接。暴露出对GIS设备运行监测及开关机构巡视检查、维护工作不到位。③2020年4月25日,220 kV山格架变电站110 kV山海线153开关零序Ⅱ段保护动作跳闸，重合不成功，同时，110 kV海子变电站2号主变差动保护动作,152、952开关跳闸，10 kV备自投动作成功，香岛宇能光伏电站1号主变间隙过流保护动作，香海线151开关跳闸，香岛宇能光伏电站解网甩负荷4万kW。跳闸原因为海子变电站152间隔电流互感器SF6气体泄漏，绝缘能力降低至极限值后发生了互感器内部绝缘击穿。由于该电流互感器SF6密度继电器报警信号未接入后台，在互感器内气压降低的过程中无报警信号，未能及时发现造成了设备绝缘击穿2号主变跳闸。该次事故暴露出运行人员的巡视检查安排存在疏漏，设备巡视不到位，未能及时发现海子变电站152电流互感器气体压力降低异常，检修人员对变电站内设备情况不了解，未能及时发现SF6信号缺失等情况。④2020年9月11日,望海变电站110 kV母差保护动作跳闸，110 kVⅡ母失电，望白线152、望西Ⅱ回154、母联112、2号主变102、鲁能线156、望宝Ⅰ回158、陵望线162、中望线164断路器跳闸,白云变望白线112断路器带110 kVⅠ母失电；巴润变陵望T润线121失电，110 kV备自投动作，35 kV备自投动作，未造成负荷损失。原因为鸟害造成2号主变102断路器B相接线板与支持瓷瓶下部法兰接地。暴露出变电站运行人员巡视不到位的问题。

以上事故说明，包头电网在电网建设、运行管理、设备检修维护等方面还存在问题，仍需要进一步科学合理地安排投资，加强精细化管理，为包头市人民提供安全、可靠、优质的电能。

2 包头电网存在的问题和不足

仔细研究近年来国内外一些大电网发生的事故并结合包头电网实际情况，笔者认为包头电网在系统规划、网架建设及运行管理等方面取得了巨大进步的同时也存在着一些明显的薄弱环节，主要存在以下问题。

2.1 500 kV主网架单薄、可靠性不够

目前，包头地区电网主要依托6座500 kV变电站形成4个相互独立的220 kV供电区域供电，但500 kV变电站之间连接比较单薄，比如500 kV威俊变电站，是包头地区重要的枢纽变电站，仅有2回500 kV线路与500 kV包头北变电站连接，与系统联系薄弱，500 kV侧故障后稳定问题突出。

包头北变电站500 kV母线之一停电，另一条母线跳闸，包头东部分区(麻池、兴胜、滨河、土右、沙河、福永、古城、沙尔沁、大德恒、亚新隆顺、山格架、包铝一所、包铝三所、包铝四所14座变电站)与系统解列，存在全停风险，最大损失负荷3 050 MW，损失负荷占比31.2%，包头地区有可能达到一般事故标准，目前采用张召双回线合环运行解决，但存在短路电流超标问题，需要3台供热机组停机及高新1台主变停电配合，对电网影响较大。

500 kV包俊双回线路和包坤双回线路N-2故障，华电土右电厂存在暂态稳定问题，已通过华电土右安全自动装置得到解决。但是包俊双回线路N-2还会引起包沙双、沙城双、威沁双回线路过载，潮流转移复杂，各种检修方式下情况更为严重和复杂。

2.2 部分220 kV变电站主变、输电线路存在过载

目前，包头供电局管辖的23座220 kV变电站，其中，兴胜变电站、麻池变电站正常运行方式时两台主变所带负荷接近满载，当一台主变事故跳闸时，所带负荷全部由另一台主变接带，单台主变负荷达到额定容量的150%以上，可能造成变压器损坏等风险。

220 kV高河线N-1。昆河变电站的电源为高河线、张河线，正常方式下潮流主要通过高河线提供，高河线停电后张河线成为昆河变电站的唯一220 kV电源，昆河变电站110 kV负荷有市区重要变电站和平变电站、桥东变电站，包钢重要负荷变电站桥西变电站、总降变电站，造成昆河变电站的运行方式极为薄弱，随着负荷的增长有可能造成高张Ⅱ线超控制极限。

2.3 110 kV输电线路一些设备老旧，健康水平欠佳

虽说近年来随着电网的发展，包头电网利用大修技改对设备进行了改造，但不容忽视的是包头电网已有50多年的历史，存在大量的老旧设备，尤其是近几年来随着负荷的增长，电网建设的加快，仍有一批老设备尚未改造完，暴露出通流不足的问题。老旧线路同时存在整体弧垂较低，与房屋、大棚的安全距离不足等问题，如运行在30年以上线路共34条，其中110 kV包白Ⅰ回、沙后线、古后线、鹿钢线、鹿桥线、昆柏线已运行50多年，110 kV兴东线、麻哈线、麻韩线、麻西牵线、昆西牵线、兴西线、古西线、河园线、昆钢线、昆桥线已运行超过40多年等，急需进行新一轮城网改造。

2.4 110 kV变电站之间合环操作存在环流超标的问题

包头地区电网以6座500 kV变电站为依托，形成4个相互独立的220 kV供电区域，地区电网潮流变化较大，4个相互独立的220 kV供电区域下的110 kV变电站之间存在41处电磁合环倒负荷操作，经计算，有5处电磁合环操作存在风险比较严重。

2.4.1 110 kV画匠营变电站。进线电源麻营线：合环前电流23 A，合环后电流438.4 A；麻营线线路载流超出保护允许核定值138 A。需要先停后倒。

2.4.2 110 kV河西变电站。进线电源召河线：合环前电流277.6 A，合环后电流699 A，进线电源河西线：合环前电流10.5 A，合环后电流647 A；莫南线召河线、河西线线路载流超出允许核定值(召河线610 A，河西线600 A)。合环前，根据当时实际情况，需重新核算再做决定。

2.4.3 110 kV南排变电站。进线电源鹿南线：合环前电流200.5 A，合环后电流312 A。进线电源莫南线：合环前电流246 A，合环后电流690 A。莫南线线路载流超出线路允许值526 A，实际合环操作前，需重新核算再做决定。

2.4.4 110 kV棉纺变电站。进线电源莫棉线：合环前电流229 A，合环后电流677 A，进线电源鹿棉线：合环前电流190.9 A，合环后电流430 A，莫棉线线路载流超出线路允许值610 A，合环前根据当时实际情况，需重新核算再做决定。

2.4.5 110 kV石拐变电站。进线电源古石线线路合环前电流51.9 A，合环后电流660.8 A。古石线线路载流超出保护允许值380 A，需先停后倒。110 kV变电站之间合环操作，如先停后倒，将会对用户短时停电，降低了供电可靠性，建议装设快速投切自动装置，实现电磁合环倒方式的工作模式，解决包头地区电网110 kV电磁合环受限的问题。

2.5 同杆架设线路增多，影响供电可靠性

目前，随着电网的发展，选择输配电线路路径越来越困难，因此，同杆并架两回甚至四回、六回线路的现象越来越多，包头电网35 kV及以上输电线路全线路同杆并架由过去的6回线路发展到今天的27回线路，部分线路同杆并架的超过100多回，10 kV配电线路更多，这对于单回线路停电检修工作带来了一定的困难，为了安全，现在只要有一回线路停电工作，则同杆架设的线路必须同时陪停，还有一旦出现如断线等故障时，容易引起双回或多回线路同时跳闸，造成正常方式下N-2故障，事故范围扩大，严重影响了供电可靠性及电网设备的安全运行。

2.6 电网二次保护、调度自动化方面的不足

①包头地区电网部分220 kV变电站主变保护装置零序电流I段保护不能按照公司要求“主变保护装置零序电流I段保护采用自产零序方式、零序电流II段采用外接零序方式实现”，目前，只能采用外接零序方式，如张家营变电站1#2#主变PST-1202B型保护、民胜变电站1#2#主变RCS-978E型保护、召庙变电站1#2#变的PST1200系列保护等。②包头地区电网部分110 kV及以上线路的相间距离III段保护对下级变电站主变不能实现远后备功能。③近几年，包头地区电网的风电、光伏等新能源用户快速并入电网、新能源用户内部定值计算因自行整定，其定值是否能与系统配合存在不确定性。④随着电网的发展，电源点增多，短路电流加大，为了降低短路电流，现在220 kV变电站主变压器选用高阻抗变压器，但主变压器保护整定计算又出现了新问题，如东梁变电站主变采用的是高阻抗变压器，整定计算中发现主变220 kV侧相间后备保护在对变压器低压侧有1.3的灵敏度的同时，不能满足带变压器额定电流的问题。目前，经计算主变220 kV侧相间后备保护当考虑变压器额定电流时，对主变低压侧的灵敏度为0.91，不满足规程不小于1.3的灵敏度要求。东梁变电站若主变220kV侧采用阻抗保护，因阻抗保护仅保护变压器高压侧的一部分，不能保护变压器的低压侧，将存在变压器差动范围内故障或10 kV母线故障时，双套差动保护拒动或10 kV侧后备保护拒动时，主变的高压侧阻抗保护将不能作为后备保护切除故障。⑤并网用户及新能源用户安全风险较大。涉网用户的自动化基础数据质量较差、网络安全防护不规范，整体管理水平、技术水平弱，给包头地区电网带来较大安全风险。⑥地级调度自动化系统和调度数据网均为单套系统，缺乏备用系统，应急容灾能力不足，在自然灾害、灾难性事故、重大破坏等突发事件发生时，无法保证电网调度指挥的不间断运行。⑦网络安全防护能力有待进一步提高，需要加快推进厂站网络安全监测装置部署，实现网络安全动态感知。按照内蒙古电力公司《安全生产事故调查处理管理办法》电网事件等级，构成6级及以上电网事件风险点仍然较多。

2.7 通信网架薄弱，传输网架单薄，传输设备重载、老旧

2.7.1 后山地区接入地区网网架单一、存在N-2风险。包头地区从地域上分为前山地区和后山地区，从通信电网结构上前山地区和后山地区的连接都是通过500 kV包头北变电站实现的；后山地区通过万胜变电站—包头北变电站、春坤山变电站—包头北变电站两条通道与区调连接，当发生N-2故障时，将导致后山地区的通信通道全部中断。因此，包头后山地区变电站和大规模新能源场站接入电网存在N-2风险。同时，由于包头后山地区的风场、光伏电站和用户站较多，如中断将对电网造成较大冲击。

2.7.2 通信华为10 G传输网架结构单薄。根据地区10 G传输网双平面建设原则，220 kV及以上变电站应地区10 G网双平面覆盖、110 kV及以下站点应地区10 G网单平面覆盖，网络建成后主要用于承载地区业务。但是目前，地区华为10 G传输A网仅覆盖了未实现110 kV站点的全覆盖，网络结构单薄，业务承载能力有限。

2.7.3 光缆及传输设备重载。根据国家电网公司对重载光缆的定义，承载8条及以上500 kV保护、安自的光缆定义为重载光缆。目前，包头供电局所辖的220 kV线路光缆均不重载，涉及包头供电局管辖的500 kV站点的500 kV线路有2条光缆处于重载状态，分别是500 kV包力Ⅰ线光缆和500 kV力新Ⅰ线光缆。按照国家电网公司对重载传输设备的定义，承载7条以上220 kV及以上线路继电保护、安全稳定控制系统业务的传输设备属于重载设备。现在，220 kV及以上站点共有重载设备17台，占220 kV及以上站点设备(不包括包供中心机房)总数的18.28%，其中，西门子重载设备11台，华为重载设备2台，中兴重载设备4台。目前，重载问题主要集中在西门子传输网络上，最多的1台承载33条保护安自业务(13条安自业务和20条220 kV及以上保护业务)，一旦该设备出现故障，将影响多条保护安控业务，造成很大的安全隐患。

2.7.4 部分变电站传输设备老旧。按照《内蒙古电力(集团)有限责任公司生产技术改造指导意见(试行)》要求，传输设备运行时间达到10年，经风险评估不满足生产运行要求的，应进行设备更换改造。目前，包头地区220 kV及以上变电站共有28座(包括包供通信机房)，传输设备共有100台，超期服役的老旧传输设备全部为西门子传输设备，总计12台，占设备总数的12%。如500 kV包北变电站2#、高新变电站2#西门子Hit7070设备，运行时间超过了14年。

2.8 新能源出力不足，电网供不应求，用户限电频发

近几年，为实现“双碳”目标，国家能源局大力发展新能源、控制火电机组的建设，目前，蒙西电网存在着火电机组不足，新能源出力受风力影响，波动大，电网供不应求，比如，包头地区进入2021年二季度以来，蒙西电网常规机组开机容量3 865万kW，因机组缺陷、煤价高等各种原因造成非计划停运机组，最大可调出力约3 252万kW，而用电需求接近4 000万kW，无风电情况下，电力平衡缺口接近800万kW。截至2021年7月13日，包头供电局执行有序用电55次，单次最大限电189万kW，平均限电38.7万kW。限电用户主要有包钢、包铝、希铝、新恒丰、明拓、西沙湾等90多家企业。给企业的安全生产，经济效益带来了较大的困难。预测2021年下半年，内蒙古电网电力平衡缺口将持续存在，电网用电需求约4 200万kW左右，电网供电负荷远超常规机组供电能力，最大电力供应缺口将达到1 053万kW。

3 包头电网安全稳定运行工作的重点

电网安全运行工作涉及方方面面，是一项巨大的系统工程。事实上，上述所谓包头电网薄弱环节仅局限于设备与网架建设，实际中影响因素还很多，如管理上的漏洞、人力资源的开发和培养等方面的不足等，比上述薄弱环节更复杂、更难处理。笔者谈几点电网安全运行工作的重点。

3.1 包头地区电网严格实施安全风险管控

国家能源局《电网安全风险管控办法》规定，为了有效防范电网发生大面积停电风险，建立以科学防范为导向，流程管理为手段，全过程闭环监管为支撑的全面覆盖、全程管控、高效协同的电网安全风险管控机制，并降低风险概率或减轻风险后果，包头地区电网在N-1方式下，220 kV变电站的220 kV单母线、单主变或110 kV单母线、110 kV单电源线路带2座及以上变电站及市区重要用户的110 kV变电站单主变运行时，需严格履行包头供电局安监处2020年新颁发的《安全预警管理办法》，提前做好安全风险评估，提前通知到供电局相关单位和相关用电单位，做好电网安全风险反馈，防范措施，避免电网发生较大事故标准和五、六级停电事件，把包头电网安全风险降到最低。

3.2 进一步深化应急处置工作

贯彻执行好《电力安全应急处置和调查处理条例》，科学有效的实施应急处置。继续全面加强地区电网运行和各种方式下的风险点分析，深入推行好地区电网的安全风险点管控工作。结合电网结构变化，深入研究地区特殊方式下的风险预控和负荷平衡方案，完善恶劣气候下各类应急处置预案及事故抢修预案。进一步加强各级调度之间电网系统应急和社会应急的联系与沟通，推动应急演练工作。全力提高各级人员处置突发工作的能力，把防范大面积停电作为首要任务，努力提高事先风险防范能力和负荷平衡的安全意识，最大限度地减少停电负荷、停电户数、停电时间和损失。

3.3 增加500 kV变电站布点，增强500 kV主网架

随着包头西部区域500 kV高新变接带负荷的增加(接带220 kV阿右变电站，双良单晶硅56万kW)，接带能力减弱和西部区域负荷的增加(通威二期、民拓二期、神华一期)，另外500 kV威俊站与系统联络非常薄弱，500 kV侧稳定问题突出，因此急需增加500 kV变电站布点，既加快500 kV英华变投运速度。同时，建设英华至梅力更双回500 kV线路，建设英华至包头北500 kV线路，建设英华至威俊500 kV线路。

500 kV包力一线是电网纵向通道的重要联络线，是电网的薄弱环节，尽快扩建包力第二回线，逐步构建500 kV坚强网架。增强包头地区电网供电能力。

3.4 解决同杆架设停电问题，提高供电可靠性

输配电线路多线路同杆架设是近几年电网发展因路径而出现的新问题，需要深入探讨研究，吸取国内外先进的管理经验，科学管理，比如，什么情况下可以采用带电工作，什么情况下可以采用一回停电，另一回线路继续运行，什么情况下必须全部停电等，避免不论什么情况，一律采用全部停电的方法，这样既提高了供电可靠性，又提高了供电局的经济效益。

3.5 加强无功电压管理

电力系统发展到一定阶段后，必须高度重视无功平衡，防止出现电压崩溃事故。莫斯科大停电事故的最终结果仍与电压崩溃有直接关系。按照内蒙古调控中心AVC分层控制的原则以及按月统计的要求，加强无功分层分区平衡工作，避免高电压等级向下一电压等级输送大量无功功率。实现包头地区电网110 kV及以下电压等级的新能源场站的AVC系统的闭环控制，在新能源无功电压控制方面实现自动控制。管理好110 kV以下光伏、风电的AVC无功、电压控制系统的稳定运行，使无功管理纳入规范化轨道。

3.6 加强继电保护与自动化建设，强化用户管理

近几年，包头电网通过对继电保护装置微机化的改造、变电站综合自动化改造、调度自动化改造、调度数据网投运等，大大提高了继电保护、调度自动化运行水平，保护装置的缺陷率明显降低，继电保护动作正确率逐年提高。调度自动化遥测、遥信准确率也逐年提高，误发信号逐步下降，在2021年的几次设备故障时，继电保护装置经受了严峻考验，动作全部正确。通信、自动化为电网安全稳定运行做出了应有的贡献。

我们应该进一步加快城网改造、调度数据网完善、配网自动化建设的步伐，继续推进D5000系统实用化工作，按照智能电网调度控制系统实用化验收标准、“省地一体、地县一体”、“调控配一体”等功能要求，持续提升系统运行指标，健全系统运行维护管理机制。积极研究探索调度自动化系统“AB双活”技术的实现，完成调度自动化双系统互备的立项、设计及实施，尽快实现系统灾备抗风险能力，提高系统运行可靠性，提高大电网的自动化运行管理水平。

二次保护整定计算，严格执行反措，不满足要求的变电站需进行技术改造。包头地区电网的220 kV系统采用微机保护中负荷限制电阻的功能，这样就可以按照距离Ⅲ段保护舍弃躲负荷的原则，达到相间距离Ⅲ段对下级变电站的主变有后备灵敏度的目的，实现上级相间距离Ⅲ段保护具有远后备的功能。加强对用户涉网定值的管理。根据内蒙古电力(集团)有限责任公司印发《关于开展新能源电场(站)继电保护定值专项检查的通知》的有关要求，组织对包头地区电网管辖的新能源场站进行专项检查，防止并网用户保护定值误整定或配合不当造成电网设备的越级跳闸。加强地区电网继电保护专业业务管理。深入开展继电保护定值的适应性校验工作，根据规程、规定和反措，结合网架结构及电网运行方式的变化，及时进行保护定值校核，重点抓好重要断面、接带重要负荷及重负荷设备继电保护定值适应性核算，保障电网本质安全；以“强化主保护，简化后备保护，优化配合关系”为指导方针，贯穿到继电保护定值计算的各项业务中。

3.7 加快通信设备建设，优化传输网架，确保通信设备安全稳定运行

电网的高速发展，电网的安全稳定运行，通信业务显得越来越重要，针对通信方面存在的问题，应做好以下几点工作：①传输网的发展方向，是满足未来业务需求，同时降低目前承载业务运行的风险。因此，地区双10 G传输网应逐步增加110 kV变电站和用户站的覆盖，丰富网络结构，并且实现独立路径的1+1配置，以满足N-2可靠性要求，同时，地区网之间增加必要的互联互通，以满足未来的业务需求；西门子2.5 G传输网逐步地优化整合，将110 kV变电站、供电分局和涉网的西门子光端机退出运行，将不在目标网架之内的220 kV及以上变电站的设备自然退运，实现西门子传输网络的优化整合。②输电线路二回光缆架设。输电线路二回光缆架设是解决光缆资源不足的根本办法，因此，应积极推进110 kV及以上新建输变电工程同步设计、建设线路本体光缆，已有线路的，应利用输电线路停电的机会，架设二回光缆。③老旧设备治理。老旧设备治理是一项长期性工作，为保证通信网安全稳定运行，老旧设备比例应每年均保持在10%左右。因此，应按照内蒙古电力(集团)有限责任公司印发《公司通信网治理技术指导原则》相关要求，积极开展老旧设备治理工作。④资源优化整合。结合包头地区电网各业务需求和通信网建设情况，合理整合通信网设备资源，优化业务通信通道，积极配合信通公司安控系统、500 kV保护业务及中调业务的优化调整，积极推进地区10 G双网工程，完善地区网络的网架结构，贯彻落实西门子2.5 G资源整合方案，推进地区业务调整和光端机退运，积极配合涉网用户进行光端机改造，为包头地区电网业务提供更加优质、可靠的通信通道，保障各类业务通道安全稳定运行。

3.8 加强设备运行维护管理

事实上，多年的事故教训也一再证明设备安全是电网安全的物质基础，没有设备的安全就没有电网的安全。而设备安全又涉及许多方面，从设备选型、订货、采购到安装、调试、投运等，认为最重要的还是设备投入运行后的运行管理。在做好一般运行管理的基础上，需做好以下几方面的工作：①设备维护方面坚持贯彻主动维修的策略，力争将事故控制在萌芽状态。近几年，包头供电局在主网广泛利用先进的红外线热成像设备将控制设备发热作为运行巡视的一项主要工作，对确认的发热点坚决采取“早发现、早汇报、早分析、早处理”的原则，从2020年迎峰度夏期间100 ℃以上的发热已明显减少，与往年形成鲜明对比。②在缺陷管理上坚持“零目标缺陷管理”。缺陷管理是设备管理的基础，但发现缺陷不是缺陷管理的中心工作，发现之后必须尽快处理，如得不到及时处理，很容易陷入“越忙越乱、越乱越忙”的困境，并最终对电网安全运行构成巨大威胁。③加强防止外力破坏事故的斗争。加大人力、物力、财力的投入，借助社会行政执法部门联合执法，有效发挥《电力设施保护条例》执行力度。

3.9 加快新能源建设步伐

为解决包头及内蒙古电网缺电问题，一方面做好电源建设和电网建设的规划同步问题，另一方面加快风电、光伏和抽水蓄能电站、新能源储能汇集站的建设，提高电网供电能力，为包头地区各大厂矿企业的安全生产，经济效益的增长保驾护航。目前，针对当前供电形势，将综合施策、多措并举，全力以赴打好电力保供攻坚战，保障基本民生用电需求，最大可能避免出现拉闸限电情况，坚决守住民生、发展和安全底线。具体举措笔者认为做好以下几方面的工作：①深化网间互济，加强“网、源、荷、储”协调管理，最大限度减少有序用电频次，降低社会影响。②确保电网安全运行。密切跟踪天气变化和电煤情况，强化全网统一调度，合理安排运行方式，迎峰度冬高峰期间，原则上不安排影响供电能力的检修工作。③确保居民生活用电。全力做好居民生活用电保障，加强用电情况监测，更好满足居民用电需求。强化供热设施安全用电保障，做好“煤改电”用户供电，确保人民群众温暖度冬。④优化有序用电方案。按照自治区能源局《关于2020年蒙西电网有序用电有关事项的通知》要求，配合包头市工信局，统计研究电石、铁合金、碳素等矿热炉负荷，优先采用降功率不停炉的方式，降低地区用电负荷，切实做到“有保有压，限电不拉闸”，全力维护供用电秩序稳定。⑤做好电力设备维护。加强电力设施运行维护，及时排查消除隐患，确保设备安全运行，提高供电保障能力。⑥强化应急管理机制。严格落实供电保障责任，完善各项应急预案，加强电网运行应急值守，充实应急抢修队伍，做好物资装备配备，确保安全可靠用电。⑦加强事故演练，做好应对极端天气的准备。

3.10 加快配网改造，实现配网自动化

由内蒙古电力公司统一规划并制定配电自动化系统与MIS、GIS接口的方案和技术标准，实现各系统间互联互通和数据参数共享，使配电自动化的图形、数据维护与配电网基础建设紧密衔接。通过“源端维护、数据共享”保证台账、参数的准确性、及时性和完整性，降低重复工作量，进一步规范配网运维管理、提升配网运维质量和效率。继续优化配电网架结构，合理配置馈线分段开关，提高馈线备用容量，强化配电网线路互带能力，使配电运行方式更加灵活，进一步发挥配电自动化系统的作用。扩大FTU、DTU覆盖率，丰富完善配电网量测信息和三遥开关数量，有效利用数据冗余的状态估计、网络接线分析和配电网自愈控制，提升网络优化控制能力。扩展配网标准化抢修管理与配网抢修指挥平台的应用。通过以故障抢修管理中心为核心、配网抢修指挥平台为支撑、以配网标准化制度建设为手段、加强抢修现场作业标准化管理，完善抢修装备及工器具标准配置，最大限度缩短抢修时间、提升配网供电可靠性和优质服务水平。

4 结束语

确保电网的安全稳定运行是电网工作者的神圣使命，制定各种完善的技术方案和安全措施是确保电网安全运行的重要基础。加强安全教育培训，举一反三，深入分析查找自身存在的问题，制定整改措施是确保电网安全运行的根本保障。笔者在讨论电网安全工作重点时提出电网安全稳定运行是一项巨大的系统工程，电网设备与运行管理仅是其中的一方面，还有许多其他因素。作为一线技术人员与电网建设者，必须认认真真、踏踏实实地吸取各种事故教训，紧紧围绕“本质安全提升年”活动，制定各种防范措施工作，举一反三、防微杜渐，为实现包头供电局建设坚强电网，保证电网安全稳定运行而努力工作。