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输电网安全形势与对策

北极星电力网技术频道    作者:佚名   2007/12/26 21:30:15   

 关键词:  电网 输电网 输电

1电网技术现状1.1电力工业发展概况  电力工业是一个国家的经济命脉。改革开放以来,我国电力工业得到飞速发展,逐步缩小了与世界发达国家的差距。1996—2002年期间,我国新增发电装机容量1.37亿kW,年均1957万kW,占世界新增发电装机容量的30左右,居世界首位。2002年,我国发电量完成15716.5亿kW·h,发电装机容量达到3.54亿kW·h,均居世界第二位,仅次于美国。  随着电力体制改革的深化,网厂分开,组建区域电力市场,我国电力工业管理体制发生了深刻变革。按照现行管理模式,我国电力工业主要由国家电网公司、南方电网公司,以及中国华能集团、中国大唐集团、中国华电集团、中国国电集团、中国电力投资集团五大发电集团公司负责运营,其他还有独资、合资、地方等多种投资形式的发电公司。国家电力监管委员会根据国务院授权,履行全国电力市场监管职能。  国家电网公司现已形成东北、华北、华中、华东、西北5个区域电网,按照2002年统计数据,售电量占全国总量的83.3。目前华东和华中电网之间实现了跨大区直流联网,东北和华北实现了交流联网,另外华北—华中、华中—西北、西北—川渝、山东—华东和川渝—贵州等跨区联网工程正在建设或筹建之中。预计到2005年,将实现除新疆、西藏、海南和台湾省外的全国互联电网。因此,随着跨区电网工程建设步伐的加快,我国将逐步实现西电东送、南北互供和全国联网的格局,从而在全国范围内实现更广泛的资源优化配置,满足国民经济发展和全面建设小康社会的需要。  经过几十年的发展,我国电力工业已取得举世瞩目的伟大成就,但与国外电力工业相比,目前还有很大的差距。(1)电气化程度低。我国人均用电量约为世界平均值的1/3。(2)单机容量小,供电煤耗高。我国平均单机容量为54MW,平均供电煤耗率为392g/kW·h,高出世界先进水平约60~70g/kW·h。(3)电网薄弱,供电 可靠性差。长期以来我国发、输、配电工程投资结构不合理,造成城乡电网薄弱,设备低效、陈旧,线损高,供电可靠性比发达国家低0.2左右。(4)环境问题突出。我国发电能源构成中,煤电比例大,2002年火力发电量占发电总量的80.05。因我国动力用煤灰分高、含硫量大,加之烟气除尘率低,SO2的排放处于失控状态,使得如何有效地控制污染成为电力工业可持续发展的关键问题之一。1.2电网技术现状  随着我国电 网建设和规模的发展,尤其是互联电网的发展,现代先进的输电技术、电力电子技术、信息技术、安全稳定控制技术得到广泛应用,保证了互联电网运行的安全性和经济性,这些技术的应用代表了目前电网技术的发展水平。(1)超高压交流输电技术得到普遍应用。目前我国东北、华北、华东、华中、南方电网已形成500kV电压等级的主干输电网架。西北电网330kV电压等级现已无法满足输电需要,经过论证和可行性研究,已开始建设高一级电压等级750kV输变电工程。随着我国电力工业的持续发展,1000kV以上特高压输电也存在应用的可能性。(2)直流输电技术具有输电容量大、稳定性好、控制灵活等优点,在我国跨大区电网互联中具有广泛的应用前景。除已投入运行的葛—南线外,天生桥—广州、三峡—华东的直流输电工程也于近期建成投入生产运行,其中三峡—华东直流输送功率将达到300万kW,在500kV直流输电领域居世界首位,对于加强我国资源优化、提高大电网的安全性和经济性具有重要意义。(3)灵活交流输电技术(FACTS)的应用可实现对交流输电功率和潮流的灵活控制,大幅度提高电力系统的安全稳定水平。我国于90年代以来开始对FACTS技术进行系统的研究和开发,其中对500kV超高压输电线路可控硅串联补偿(TCSC)的研究已取得成果,静止同步补偿器(ASVG)的实际装置已投入试运行。(4)对电网互联运 行安全的最大威胁是运行稳定性的破坏。2001年我国颁布实施新的《电力系统安全稳定导则》,规定了三级安全稳定标准,提出建立防止稳定破坏的三道防线,用以指导电力系统设计、建设、运行和 管理。作为电力工业强制性标准,这个导则反映了目前我国电网安全稳定控制水平。(5)针对全国联网初期网络联系薄弱,大电源远距离输电问题比较复杂,采用技术先进的安全自动装置和稳定控制策略,保证互联电网的安全稳定运行。例如,福建—华东联络线、阳城电厂发输电系统都采用了复杂的自动切机装置,提高输电网络的传输能力。(6)自动化技术得到了迅速发展,华北、华东、东北、华中、西北电网的调度中心已采用了现代化能量管理系统(EMS)。继电保护和自动装置全面推进微机化。自主开发的电力系统计算分析软件在电力系统规划设计、调度运行部门得到全面推广应用。(7)农村电网经过技术改造,结构进一步优化,自动化程度进一步提高,全国已有507个县级电网调度自动化系统达到实用化要求,527个县供电企业实现了通信组网。六氟化硫和真空断路器、自动重合器、一点多址微波、光纤通信、配电自动化与负荷管理技术、无功动态补偿等新技术在农网得到了广泛应用。(8)电网的数字化水平大幅提高。截止到2002年底,已建光纤通信电路长约85000km,微波通信电路长约73200km,电力专用通信网各级干线电路已全部实现了数字化,基本覆盖了全国36个网、省公司。以北京为中心连接各主要电网的电力通信、调度通信网络已基本形成。2电网安全现状与形势2.1电网安全现状  电力行业公用性和电力系统同时性的特点,决定电网事故影响大、速度快、后果严重。大电网事故不仅会给电力企业造成重大的经济损失,更严重地是会带来巨大的政治、经济影响,甚至会引起社会的混乱。例如,1996年美国、马来西亚、新西兰相继发生大停电事故,其中美国WSCC(WesternSystemsCoordinatingCouncil)大停电事故波及美国本土十几个州和加拿大的两个省,导致电网解列成4个孤立系统,损失负 荷3039万kW,影响749万用户;新西兰第一大城市奥克兰市停电事故,停电限电时间长达40多天,学校停课,商店停业,居民外迁,甚至准备实施紧急状态,进行军管。因此,从某种意义上说,电网安全关系到国家安全,关系到社会稳定,是电力企业生存和发展的根本。  1998年国家电力公司成立之后,明确提出把电网安全作为安全工作的重中之重来抓,在建立和完善安全生产规章制度和管理机制,推行科学化、规范化管理过程中,始终把电网安全放在突出位置。在《安全生产工作规定》中,把防止大面积停电事故、防止电网瓦解事故作为公司系统安全生产总体目标之一,强调了电网安全在公司系统安全生产工作中的重要性;在《电业生产事故调查规程》中,增加了电网 事故的分类和定性,突出电网事故的考核;在电网安全管理中,积极推行现代化管理手段,组织 开展输电网安全性评价工作,倡导各网省公司通过安全性评价找出电网安全存在的薄弱环节,并有针对 性地制定整改措施,加强电网安全基础。经过几年的努力,电网事故逐步得到有效控制,电网安 全水平达到新的高度,已连续6年未发生稳定破坏、电网瓦解和大面积停电等大电网事故。2002年全国共发生对电网影响较大的事故36起,与2003年同比下降33.33。  2003年国家电网公司正式运作以来,继续坚持“安全第一,预防为主”的方针,全面落实安全生产责任制,坚持多年形成的行之有效的安全生产管理手段和运行机制;适应改革形势,认真研究和建立满足电网安全稳定运行的网厂协调的安全管理机制,加强对并网电厂的安全管理和技术服务;结合现代安全生产管理发展的要求,全面推动安全性评价工作,倡导各网省公司接受基于风险管理的安全管理理念,以安全性评价为龙头,实施自下而上与自上而下相结合的基于风险辨识、风险分析、风险评估、风险控制的闭环过程管理,全面夯实企业安全生产基础。在电力供需矛盾日益突出、并网机组运行不稳等不利因素的影响下,继续保持电网安全稳定运行。截止到2003年6月底,国家电网公司系统没有发生大面积停电事故、电网稳定事故和电网瓦解事故;发生一般电网事故56起,比去年同期减少4起,下降6.7。2.2电网安全形势及主要问题  与发达国家相比,近十年来,我们在电网结构和技术装备相对薄弱的情况下,通过加强电网安全管理,落实电网安全稳定的技术措施,没有发生大的电网事故,保证了电网的安全稳定运行。但是总体来说,我们的电网安全还是低水平的安全,电网安全还没有实现长治久安的局面,电网运行过程中仍然存在多方面的安全问题,安全形势依然严峻。2.2.1跨区互联电网安全稳定问题突出  随着我国互联电网的发展,稳定破坏和大面积停电事故的危害性越来越大,大电网的安全稳定问题越来越突出。但是目前我国跨区互联电网处在发展初期,电网联系薄弱,主要跨区联络线输送功率已接近限额,而且部分设备陈旧落后,如已经运行14年的葛南直流输电系统,安全隐患较大。一些新投入的跨区联网工程也正处在设备故障率较高时期。因此,目前大区电网安全运行处于相对比较困难的时期,安全稳定问题尤为突出。2.2.2电源与电网结构影响电网安全稳定运行  近年来我国经济增长迅速,尤其是一些经济发达地区,用电量和用电负荷强劲增长,对电网的安全供电能力提出了越来越高的要求,但是目前的电网发展水平还不足以适应这种要求。此外,在电源和电网发展过程中,发展不协调,结构不合理,主干网架薄弱,造成现有电源的发电能力和电网的输电能力得不到有效发挥,加剧了部分地区电力供需紧张的矛盾,对电网的安全稳定性带来严重影响。当前电源和电网结构反映的比较突出的问题有:(1)电网的调峰及事故备用容量不足。如华东电网近几年负荷快速增长,2002年全网用电量增长14.3,用电负荷增长超过20,发电容量严重不足,夏季高峰负荷期间,电网可能处在备用不足或无备用的状态;东北电网由于火电机组调峰能力差,水电大发及冬季供热时期调峰及快速启动的事故备用不足等。(2)主力大机组没有直接接入500kV主网,没有实现主力大电厂在输电“高速路”上无障碍送电,带来220kV电网线路密集、潮流拥挤、过负荷严重、短路电流超限、电压支撑薄弱等多方面的问题,同时也影响了500kV电网发挥作用,降低了电网的安全性和经济性。(3)500kV主干网 架虽然初步形成,但仍处在发展阶段,网络结构相对薄弱,一些电网存在输电瓶颈、单变单线等问题,影响电网的送受电能力及安全稳定水平。而各电网普遍被迫采用的500/  220kV电磁环网运行,带来系统稳定控制问题非常复杂、220kV系统短路电流过大、局部电网窝电等一系列问题。(4)受端系统薄弱,负荷中心缺乏强电源支撑,尤其是500kV电网的支撑弱,落点少,造成220kV电网过于密集,短路电流超标。动态无功电源缺乏,电压水平低,电压稳定问题突出。单一元件故障不能保证正常供电,不能满足N-1要求。(5)无功补偿容量不足,无功没有实现分层分区平衡,一些500kV线路并联电抗补偿缺口大,抵抗补偿不足,造成500kV电压较高,威胁一次设备安全和稳定运行,有时被迫采用拉开线路以减少线路充电功率,使输电网削弱。一些220kV变电站没有按导则要求安装电容补偿,可调节的无功补偿更少,无功电压控制[1][2]下一页

来源:中国电力资料网
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