0 引言

依据国务院599号令《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（以下简称599号令）以及国家电网公司颁布的《国家电网公司安全事故调查规程》，根据其中电网减供负荷比例、电网非计划停运范围等要求，将电网事故分为8个等级。其中，1—4级电网事件分别对应599号令中的特别重大事故、重大事故、较大事故、一般事故^[1-2]。为提高电网抗事故风险能力和供电可靠性，国家电网公司颁布了《国家电网公司关于强化本质安全的决定》，要求“从规划设计源头上保证电网安全。全面排查梳理电网结构隐患，N-1方式不出现四级以上事故风险^[3]”。

文献[4-10]分别从加强电力管理制度建设、运行方式控制、电网规划等方面进行了分析探讨，但是存在一些缺陷：对于全面排查梳理电网结构隐患，缺乏系统的排查方法和思路；对于安全隐患的治理措施，缺乏近期与规划期结合考虑；各个电网都有自身的特点，具体的措施应结合实际情况提出。

甘肃省嘉酒750 kV电网处于新疆、甘肃联网的咽喉部位，承担着酒泉千万千瓦级风电基地送出、疆电外送、嘉酒地区供电的重要任务。因此，对嘉酒750 kV电网安全隐患进行全面梳理，提出适合自身特点、近期与规划期结合的治理措施十分必要。

本文对750 kV嘉酒电网可能存在的各种安全隐患及事故风险等级进行了梳理分析，结合电网自身特点，提出了近期与规划期结合的治理措施，为提高电网抗事故风险能力和供电可靠性提供参考。

1 电网结构安全隐患排查方法

为全面梳理嘉酒电网可能存在的各种安全隐患，对750 kV线路、主变压器、母线逐一进行了N-1、N-2故障分析，分析过程主要包括以下几方面。

（1）全接线方式下N-1故障分析。全接线方式下发生N-1故障，属于《DL 755—2001电力系统安全稳定导则》规定的第一级标准，应保持稳定运行和电网正常供电。

（2）计划检修方式下N-1故障分析。DL 755—2001中2.1.3条规定：在正常运行方式（含计划检修方式）下，系统中任一元件（发电机、线路、变压器、母线）发生单一故障时，不应导致主系统非同步运行，不应发生频率崩溃和电压崩溃。

计划检修方式与全接线方式下N-1故障分析不同，实质上是N-2故障，属于DL 755—2001规定的第二级标准，可以采取切机、切负荷措施，保证系统不失去同步，不发生频率崩溃和电压崩溃。

（3）母线故障分析。DL 755—2001中3.2.2条规定：“任一段母线故障”属于第二级标准，可以采取切机、切负荷措施，保证系统稳定。

（4）同塔双回异名相故障分析（N-2）。DL 755—2001中3.2.2条规定：“同杆并架双回线的异名两相同时发生单相接地故障重合不成功，双回线三相同时跳开”属于第二级标准。

（5）根据《国家电网公司关于强化本质安全的决定》，N-1方式不出现四级以上事故风险。此处N-1方式包含计划检修方式下的N-1方式。

2 嘉酒电网现状

嘉酒电网目前最高电压等级为750 kV，主网电压等级为750 kV/330 kV。截至2016年年底，嘉酒电网已经形成了以750 kV酒泉变电站（主变压器容量2×2100 MVA）、敦煌变电站（主变压器容量2×2100 MVA）、沙州变电站（主变压器容量1×2100MVA）为中心的分区供电电网结构^[11-12]。嘉酒电网2020年发展规划见图 1所示。2020年嘉酒电网将形成以750 kV酒泉变电站、敦煌变电站、沙州变电站、桥湾变电站为中心的4个供电区^[13]。

根据甘肃省“十三五”电网规划的预测，甘肃电网2020年负荷将达到19 800 MW，其中，嘉酒电网负荷达到4100 MW。

为便于对后文中安全隐患的等级进行分析，根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》《国家电网公司安全事故调查规程》中的负荷比例标准，计算出甘肃省和嘉酒电网发生各级事故时损失负荷量，见表 1、表 2所示。

由表 1可以看出，嘉酒地区最大预测负荷4100MW，低于特别重大事故（1级电网事件）负荷损失值7920 MW，即使发生嘉酒电网全停，也不会构成特别重大事故（1级电网事件），但能构成重大事故（2级电网事件）。

由表 1、表 2可以看出，对于重大事故（2级电网事件）、较大事故（3级电网事件）、一般事故（4级电网事件），按照“设区市电网”损失负荷量计算的负荷值（表 2）普遍低于按照“全省电网”损失负荷量计算的负荷值（表 1）。因此，在分析嘉酒电网存在的风险时，本文参考“设区市电网”损失负荷量。

嘉酒电网中，酒泉供电区负荷占80%以上，地位最为重要。2016年、2020年酒泉供电区最大负荷分别为2318 MW、3667 MW。鉴于酒泉变电站的重要性，在后文变电站故障分析（包括主变压器、750 kV母线、330 kV母线故障）和防治措施研究中，选择具有代表性的酒泉变电站为例，进行750 kV变电站故障分析。其他供电区分析方法相同，不再赘述。

750 kV酒泉变电站供电区2016年、2020年电力平衡分析结果见表 3所示。

2016年电力平衡计算结果表明：（1）冬大、夏大方式新能源小发时略有电力缺额，其他方式下电力送出为主；（2）容载比2.6~287，主变压器利用率较低；（3）若供电区负荷全停，将导致“重大事故（2级电网事件）”（参照表 2，负荷大于1700 MW）。

2020年电力平衡计算结果表明：（1）酒钢自备电厂扩建6×350 MW机组并入电网后，酒泉供电区电源更加充裕；（2）4种典型方式下电力全部送出为主；（3）容载比1.5~9.7；（4）若供电区负荷全停，将导致“重大事故（2级电网事件）”（参照表 2，负荷大于2460 MW）。

3 安全隐患分析 3.1 750 kV线路故障分析

嘉酒电网处于新疆—西北联网通道上，河西750 kV通道与主网已经形成双通道、大环网结构。目前，新疆—西北联网通道送电能力按照河西同塔双回异名相N-2故障控制。正常方式下新疆—西北联网断面按照表 4稳定限额控制，750 kV线路发生N-1、N-2故障均不影响嘉酒电网负荷的正常供电^[14]。

3.2 750 kV变电站主变压器故障分析

2015年初，酒泉750 kV变电站规划的2台主变压器已经全部投运，对酒泉变电站主变压器发生故障分析如下。

（1）1台主变压器发生N-1故障，另1台主变压器仍与系统保持联系，酒泉供电区不会损失负荷。当供电区内新能源大发时，需要切除部分新能源出力，保证该主变压器不过载。目前调度按照最大上网功率3200 MW控制，主变压器发生N-1故障时，通过主变压器过负荷联切装置，联切风电机组。

（2）主变压器1台检修，另1台故障（母线N-2），2台主变压器全部退出后，750 kV与330 kV电网失去联系，酒泉供电区孤网运行。损失负荷的大小取决于酒泉供电区的孤网调频运行特性，极端情况下，损失全部负荷，构成重大事故（2级电网事件）（参照表 2，2016年负荷大于1700 MW，2020年负荷大于2460 MW）。

3.3 750 kV母线故障分析

酒泉变电站750 kV母线故障时分析如下。

（1）正常方式下任1母线故障（母线N-1）：酒泉变电站750 kV母线为一倍半接线，全接线方式下，任1条母线故障，保护正确动作，电网无稳定及过载问题，不会损失负荷。

（2）母线1条检修，另1条故障（母线N-2）：酒泉变电站750 kV主变压器未与750 kV线路配串，母线全停后，酒泉变电站主变压器同时跳闸，主变压器发生N-2故障。750 kV泉河Ⅰ线和敦泉Ⅱ线跳闸，750 kV泉河Ⅱ线和敦泉Ⅰ线在酒泉变电站出串运行，损失敦煌（桥湾）—酒泉—河西1回750 kV线路。由于主变压器发生N-2故障，750 kV与330 kV电网失去联系，酒泉供电区孤网运行。极端情况下，损失全部负荷，构成重大事故（2级电网事件）。

酒泉变电站750 kV母线发生N-2故障后电气连接示意图见图 2所示。

3.4 330 kV母线故障分析

对酒泉变电站330 kV母线故障时分析如下。

（1）正常方式下任1母线故障（母线N-1），酒泉变电站330 kV母线为一倍半接线，全接线方式下，任1条母线故障，保护正确动作，电网无稳定及过载问题，不会损失负荷。

（2）母线1条检修，另1条故障（母线N-2）。金塔变电站投运前，酒泉变电站1台主变压器跳闸（主变压器N-1），另1台主变压器带嘉峪关变电站运行。航天城牵引变电站、酒泉热电通过1回线路接入嘉峪关变电站。泉雄一线、泉雄二线、泉驼二线、泉航牵一线被迫停运。金光光伏变电站带骆驼城变电站孤网运行，损失骆驼城变电站负荷约100MW，其他330 kV电网仍通过主变压器—嘉峪关线路与主网保持联系，不会损失负荷。不构成599号令规定的事故等级，但构成国家电网5级电网事件”（参照表 2，负荷大于100 MW）。

金塔变电站投运后，若金塔变电站与酒泉变电站主变压器配串，则不会损失主变压器负荷，金泉变电站与雄关变电站配串，出串运行。金光光伏变电站仍带骆驼城变电站孤网运行，损失骆驼城变电站负荷约150 MW，构成5级电网事件。

2016年、2020年酒泉变电站330 kV母线发生N-2故障后电气连接示意图分别见图 3、图 4所示。

4 防治措施

综合上述分析，嘉酒750 kV电网风险主要出现在主变压器、母线检修且分区运行时，再次发生故障的情况下（N-2），主要风险为故障导致供电区330 kV电网孤网运行。针对上述情况，提出如下防治措施。

4.1 近期措施

针对酒泉750 kV变电站故障后存在的问题，建议在酒泉变电站检修时，主要采取预控电网运行方式的方法，控制酒泉变电站与主网保持较小交换功率，留足旋转备用容量，做好孤网调频运行准备。

（1）当酒泉变电站1台主变压器检修时，控制另1台主变压器上网功率（330 kV指向750 kV）在0~200 MW。该措施为调度目前采用措施。

（2）330 kV母线检修时，控制嘉泉双回潮流（嘉峪关指向酒泉）+泉雄双回潮流（雄关指向酒泉）之和在-580~580 MW。该措施为调度目前采用措施。

（3）酒泉主变压器发生N-2故障后孤网分析结果表明：在采取切负荷150 MW措施后，系统可稳定运行。酒泉供电区电源类型多样，火电机组容量充足，中、小型都有，具备孤网调频运行条件。但由于实际系统的复杂性，孤网运行的具体措施还需要进一步深入研究。

（4）检修时，骆驼城—张掖330 kV线路投入，恢复750 kV/330 kV电磁环网运行方式，控制酒泉主变+骆驼城—张掖线路断面功率接近0，避免可能出现的孤网运行方式。

采取上述措施后，可以减少主变压器、母线发生N-2故障时损失的负荷量。但要从根本上解决孤网带来的问题，则必须加强电网结构建设，从物理层面避免孤网的出现。

4.2 规划措施

规划期可采取的措施分为3类：建设与周边750 kV供电区之间的330 kV电网备用联络线，在检修时，与周边供电区合环运行；扩建第3台主变压器；调整主变压器与线路配串。

4.2.1 建设330 kV备用联络线

随着高一级电压电网的建设，下级电网应该逐步实现分区运行，相邻分区之间保持互为备用^[15]。电网分区运行后，留有相邻分区之间的备用联络线是非常重要的，即应该保持“分区运行、区间备用”的电网结构。

受狭长地形的限制，河西走廊总体为链式电网结构，河西750 kV/330 kV电磁环网由750 kV链式网络和330 kV链式网络合环运行而形成，这种电磁环网解环较为简便，只需在合适的地点将330 kV线路开断运行即可，而且可以根据电网的实际运行情况，选择不同的解环点。当750 kV变电站检修时，可以将解环点恢复并环运行，运行灵活方便。

在南华镇牵引变电站投运前，酒泉750 kV变电站与河西750 kV变电站之间正常情况下可以通过开断骆驼城—张掖双回输电线路实现分区运行。酒泉变电站检修时，可以投入骆驼城—张掖双回输电线路，防止酒泉供电区出现孤网运行，提高系统供电可靠性。

南华镇牵引变电站投运后，单“π”接入330 kV骆驼城—张掖输电线路。由于南华镇牵引变电站330 kV侧为线路变压器组接线，2回进线1主1备，导致1回330 kV骆驼城—张掖输电线路停运。破坏了原来的2回330 kV联络备用线的电网结构。在检修时，难以恢复电磁环网运行方式，酒泉地区孤网运行风险加大。

针对上述分析，提出以下酒泉与相邻供电区备用联络线方案。

4.2.1.1 与河西（张掖）750 kV变电站间的备用联络线方案

（1）南华镇牵引变电站加装联络开关。检修时投入联络开关，实现合环运行。加装联络开关后的南华镇牵引变电站电气主接线见图 5所示。该方案具有投资少、操作简单的特点，但由于南华镇牵引变电站已经投运，且属于铁路系统资产，该方案需要与铁路系统沟通实施。

（2）结合新建甘州变工程，建设甘州变—骆驼城330 kV线路。与原张掖—骆驼城330 kV线路构成与河西（张掖）750 kV变电站之间的备用联络线。正常时退出，检修时投入。具体方案见图 6。该方案主要缺点为新建线路较长，约10⁰ km, 投资较大。

经电气仿真计算表明：上述任意1个方案实现后，都可以从网架方面避免孤网的出现，在发生主变压器、750 kV母线、330 kV母线N-2故障时均不损失负荷。

4.2.1.2 与桥湾750 kV变电站间的备用联络线方案

结合七墩滩风电接入工程，新建福新风电—七墩滩风电330 kV线路。与原桥湾风电—玉门330kV线路构成与桥湾750 kV变电站之间的备用联络线。正常时退出，检修时投入。具体方案见图 7。

相比与河西（张掖）备用联络线方案，本方案新建线路较短，约20 km, 更易实现，建议优先采用。该方案在发生主变压器、750 kV母线N-2故障时可以从网架方面避免孤网的出现，不损失负荷。但在330 kV母线发生N-2故障时，不能解决骆驼城孤网问题，还需要通过110 kV电网将负荷转移至张掖、金泉变电站。

4.2.2 建设酒泉变电站第3台主变压器

对酒泉变电站扩建第3台主变压器的优缺点分析如下。

4.2.2.1 可解决的问题

（1）当主变压器发生N-2故障后，第3台主变压器可以保持750 kV/330 kV电网的联系，不会出现孤网，不损失负荷；

（2）与750 kV线路配串后，750 kV母线发生N-2故障后，第3台主变压器可以保持750 kV/330kV电网的联系，不会出现孤网，不损失负荷；

（3）第3台主变压器与骆驼城线路配串，330kV母线发生N-2故障后不会出现孤网，不损失负荷。

4.2.2.2 存在的问题

（1）第3台主变压器无预留位置，扩建需要新征地。

（2）酒泉变电站主要为新能源上网功率，主变压器容载比较高，利用率较低。远期规划若建设玉门750 kV变电站，玉门地区风电改接入玉门变电站后，酒泉供电区新能源主要为光伏，上网功率可能减少。

目前河西750 kV送出通道能力有限，可根据酒泉供电区负荷发展、新能源接入规模，结合河西750kV第二通道的建设，开展扩建第3台主变电站建设可行性研究。建议作为远期措施。

4.2.3 酒泉变电站调整主变压器与线路配串

通过调整750 kV母线、主变压器与线路的配串，可解决750 kV母线发生N-2故障后的孤网问题，但不能解决主变压器发生N-2故障后的孤网问题，且会出现750 kV线路交叉跨越，因此不建议采取该方式。

4.3 控制措施建议

综合上述控制措施分析，针对酒泉750 kV变电站发生故障后存在的问题，建议采取如下控制措施。

（1）近期措施：主要采取预控运行方式，降低故障对系统的影响，利用骆驼城—张掖330 kV线路电磁环网运行。

（2）规划措施：重点加强330 kV备用联络线建设，优先在南华镇牵引变电站加装联络开关或建设福新—七墩滩风电联络线。结合甘州330 kV变电站工程，研究新建甘州—骆驼城330 kV线路可行性。远期根据负荷及新能源发展情况，研究建设第3台主变压器可行性。

（3）近期采取利用骆驼城—张掖330 kV线路电磁环网运行措施，和规划期建成330 kV联络线后，均可以实现N-1（含检修方式下N-1）方式下不出现4级以上事故风险，满足“强化本质安全”的要求。

5 结论

本文对照599号令事故分级标准、《国家电网公司安全事故调查规程》等相关文件，通过分析，嘉酒电网风险主要出现在主变压器、母线检修且分区运行时，再次发生故障的情况下（N-2）。主要风险为故障导致供电区330 kV电网孤网运行。其中，酒泉供电区负荷占嘉酒电网负荷的80%，酒泉变电站在发生主变压器、750 kV母线N-2故障时，极端情况下损失全部负荷，构成599号令规定的“重大事故（2级电网事件）”。为减少负荷损失，提出近期及远期控制措施建议，为提高电网抗事故风险能力提供参考。