张启平国家电网发展必然选择是三华特高压-【新闻】

张启平：国家电网发展必然选择是三华特高压

印度于2012年7月30日、31日先后发生两次世界罕见的电网大面积停电事故。为深刻吸取印度大停电事故教训，国家电网公司多次组织分析事故原因、认真研究印度电力部发布的事故调查报告，并派资深专家访问了印度电力监管委员会、国家电力调度中心、有关输电公司等。从电力体制改革、调度管理、市场化运营等方面，与相关人员进行了探讨交流。基本摸清了导致大停电的原因，并对印度电力管理体制、市场机制等深层次问题进行了深入分析，从中得到了重要启示。

一、印度电力工业基本情况

印度国土面积约为298万平方千米、人口12.1亿，是世界上经济增长最快的发展中国家之一。

（一）电网装机、负荷及能源分布

目前印度电网的总装机容量约为2亿千瓦，煤电和核电装机容量为1.17亿千瓦，占总装机的58.46%；水、气及新能源装机容量为0.83亿千瓦，占总装机的41.54%。其中北部电网的装机和负荷约占总装机和总负荷的27%和40%。印度的电力能源资源主要分布在北部、东北部和东部地区，主要负荷中心则集中在北部、南部和西部地区。因此，印度电网的输电方向为东电西送、南电北送，南北水火互济。

印度电力设施比较陈旧、电力长期供应不足，高峰缺电达到10%以上，停电比较频繁。目前印度全国农村只有84%的村庄通电，只有44%的家庭有电，仍有25%的人口没有用上电。

（二）印度电网和规模

印度电网由隶属中央政府的国家电网（由跨区电网和跨邦的北部、西部、南部、东部和东北部5个区域电网组成）和29个邦级电网组成。印度国家电网主网架以400千伏为主，各区域之间通过400千伏交、直流线路和部分220千伏线路互联。其中南部电网通过500千伏高压直流与东部和西部区域电网异步互联。

（三）电力管理体制

印度国家独立后沿用了联邦制和议会制，各邦相对独立。印度电力管理体制也分为中央（包括区域）和邦两级。中央管电部门（政府电力部和中央电力监管委员会）与各邦政府管电部门没有垂直的管理关系，职责相对独立。

为了加快电力发展和提高运营效率，印度从1998年开始实施发、输、配三分开的电力市场化改革。在中央层面，成立了隶属于中央政府的印度国家电网公司、火电公司和水电公司等。在各邦内部，成立隶属于邦政府的输电和配电公司，负责建设运营邦内输配电网。印度国家电网公司负责建设运营国家电网，与各邦输、配电公司之间既没有资产纽带关系，也没有直接的管理关系，是两个平等的法律主体。目前，在发、输、配独立运营基础上，全面向私营投资者开放。在发电领域，私营投资的发电容量已达到35%。在电力市场运营方面，已经实施跨区域、跨邦购电和与频率挂钩的联络线功率偏离计划交易机制，长期交易合同占89％、偏离计划交易占3％、其他短期交易占8％。

（四）印度电力调度管理体制

印度实行四级调度管理，包括国家电力调度中心、区域电力调度中心、邦电力调度中心、邦内各地区配电调度中心，各级电力调度中心之间只有调度业务关系，无上下级直接管理关系。

2010年10月，印度国家电网公司将国调和5个区调从职能部门中分离出来，注册成立其全资拥有的电力系统调度运行公司。国调和区调分别负责跨区、跨邦主网架和有关发电厂的电力调度并经营相应的调度业务（收调度费）。邦调隶属邦输电公司、地调隶属邦内各配电公司，分别负责各自所辖范围内的电力调度业务。

二、两次大停电事故影响和直接原因

（一）大停电损失负荷和影响范围

在2012年7月30日凌晨2点33分，从由西部向北部电网输电的一条400千伏重载线路因距离保护三段动作跳闸开始，在相继跳开10条联络线后北部区域电网与大网解列、因频率崩溃而瓦解。北部电网事故前负荷3600万千瓦，事故后损失负荷约为3567万千瓦，影响9个邦、3.7亿人口。7月30日16时前全部恢复供电。

在7月31日12时58分，由西部向北部电网输电的两条220千伏跨区域重载联络线（各约30万千瓦）相继跳闸，13时，前一天事故开始时首条跳闸的那条400千伏重载线路再次因距离保护三段动作跳闸，在相继跳开69条联络线后北部、东部和东北部三个互联的区域电网因功角、频率和电压失稳导致瓦解，西部电网与北部和东部电网解列而免于停电。事故发生前北部、东部和东北部电网负荷约为4835万千瓦，事故后损失负荷约为4800万千瓦，停电影响23个邦、6.7亿人口。北部、东部和东北部的大部分地区分别在约5小时内、8小时内和2小时内恢复供电。

（二）大停电事故直接原因

印度电力部发布的事故调查报告指出了导致两次大停电事故的直接原因：

1.大量交流联络线停运，严重削弱了北部与西部的跨区电网结构。7月30日和31日事故发生前，在北部与西部跨区输电断面仅有1条400千伏和2条220千伏联络线在运行。在北部、西部和东部区域电网之间及其附近的输电断面停运的联络线多达52条，其中75％是用于系统调压拉停。由于北部与西部跨区输电断面网架结构受到严重削弱，在第一条线路跳闸前电网已经处于不安全状态。

2.北部电网有些邦利用偏离计划交易机制大量超计划用电，致使已经被严重削弱的北部与西部跨区输电断面联络线重载运行。为了拓展跨邦、跨区电力交易市场，印度实施了与频率挂钩的联络线偏离计划电力交易机制，允许各市场主体在规定的频带内（49.5～50.2赫兹）偏离计划买卖电而不另外加价，两次事故前电网频率分别为49.68赫兹和49.84赫兹，都在规定范围内，北部电网内缺电比较严重，四个邦利用ABT机制同时大量超计划用电，造成北部与西部跨区输电断面唯一的一条400千伏线路功率达到145万千瓦、两端电压也大幅降低，增加系统失稳风险。

3.北部和西部电网调度中心为了降低北部与西部跨区输电断面的功率，对北部电网内超计划用电的有关邦下达了减负荷的调度指令，也对西部电网内有关发电厂下达了减出力的指令，但都未得到有效执行。

4.两次事故都是因同一条重载的400千伏联络线距离保护三段动作而跳闸，引发相关线路过负荷、功率振荡而跳闸导致系统失稳。虽然这条400千伏线路功率达到145万千瓦，但尚未达到该线路允许的最大载流量限额（765千伏降压、四分裂导线），距离保护三段在这种情况下动作跳闸不合理。由于继电保护未采用振荡闭锁技术，导致大量线路跳闸，进一步加剧了电网失稳。北部、东部、东北部电网防止电网频率瓦解的自动低频减载方案因未落实到位而没有发挥出应有的作用。

二、两次大停电事故影响和直接原因

（一）大停电损失负荷和影响范围

在2012年7月30日凌晨2点33分，从由西部向北部电网输电的一条400千伏重载线路因距离保护三段动作跳闸开始，在相继跳开10条联络线后北部区域电网与大网解列、因频率崩溃而瓦解。北部电网事故前负荷3600万千瓦，事故后损失负荷约为3567万千瓦，影响9个邦、3.7亿人口。7月30日16时前全部恢复供电。

在7月31日12时58分，由西部向北部电网输电的两条220千伏跨区域重载联络线（各约30万千瓦）相继跳闸，13时，前一天事故开始时首条跳闸的那条400千伏重载线路再次因距离保护三段动作跳闸，在相继跳开69条联络线后北部、东部和东北部三个互联的区域电网因功角、频率和电压失稳导致瓦解，西部电网与北部和东部电网解列而免于停电。事故发生前北部、东部和东北部电网负荷约为4835万千瓦，事故后损失负荷约为4800万千瓦，停电影响23个邦、6.7亿人口。北部、东部和东北部的大部分地区分别在约5小时内、8小时内和2小时内恢复供电。

（二）大停电事故直接原因

印度电力部发布的事故调查报告指出了导致两次大停电事故的直接原因：

1.大量交流联络线停运，严重削弱了北部与西部的跨区电网结构。7月30日和31日事故发生前，在北部与西部跨区输电断面仅有1条400千伏和2条220千伏联络线在运行。在北部、西部和东部区域电网之间及其附近的输电断面停运的联络线多达52条，其中75％是用于系统调压拉停。由于北部与西部跨区输电断面网架结构受到严重削弱，在第一条线路跳闸前电网已经处于不安全状态。

2.北部电网有些邦利用偏离计划交易机制大量超计划用电，致使已经被严重削弱的北部与西部跨区输电断面联络线重载运行。为了拓展跨邦、跨区电力交易市场，印度实施了与频率挂钩的联络线偏离计划电力交易机制，允许各市场主体在规定的频带内（49.5～50.2赫兹）偏离计划买卖电而不另外加价，两次事故前电网频率分别为49.68赫兹和49.84赫兹，都在规定范围内，北部电网内缺电比较严重，四个邦利用ABT机制同时大量超计划用电，造成北部与西部跨区输电断面唯一的一条400千伏线路功率达到145万千瓦、两端电压也大幅降低，增加系统失稳风险。

3.北部和西部电网调度中心为了降低北部与西部跨区输电断面的功率，对北部电网内超计划用电的有关邦下达了减负荷的调度指令，也对西部电网内有关发电厂下达了减出力的指令，但都未得到有效执行。

4.两次事故都是因同一条重载的400千伏联络线距离保护三段动作而跳闸，引发相关线路过负荷、功率振荡而跳闸导致系统失稳。虽然这条400千伏线路功率达到145万千瓦，但尚未达到该线路允许的最大载流量限额（765千伏降压、四分裂导线），距离保护三段在这种情况下动作跳闸不合理。由于继电保护未采用振荡闭锁技术，导致大量线路跳闸，进一步加剧了电网失稳。北部、东部、东北部电网防止电网频率瓦解的自动低频减载方案因未落实到位而没有发挥出应有的作用。

三、印度大停电事故深层次问题分析

在印度电力部事故调查委员会发布的事故调查报告中，只是从电力系统运行管理方面分析原因，没有对体制、机制等方面存在的问题进行分析，但在所提出的十八条措施建议中，希望对印度电力法、交易规则、调度管理等进行全面评估改进。从上述的措施建议中不难看出，印度电网之所以发生如此严重的大面积停电事故，还存在一些深层次问题，分析如下：

（一）电力供应长期严重短缺直接影响电网安全运行

长期缺电的直接后果，一是电网透支、低频率运行；二是电力设备陈旧、安全可靠性差；三是电网控制手段匮乏、失稳风险增加。主要原因是电力发展机制不完善、电价结构不合理、管理松散低效（输配电损耗高达30%），致使政府拥有的发、输、配电公司普遍亏损，电力发展缓慢。

（二）电网结构薄弱不能满足跨区域送电要求

一是高低压电磁环网大量存在，主网架结构薄弱、安全稳定水平低。印度国家电网主网架主要以400千伏为主，400/220千伏电磁环网普遍存在。目前约有51％电力通过这种高低压电磁环网远距离输送到各邦，极易导致稳定破坏。二是国家电网最高电压等级仅为400千伏，与其输电范围和输电容量不匹配。印度东电西送和南电北送的输电距离在500千米以上，7月30日用电低谷时段的输电功率为568万千瓦，由于输电线路电压等级低、损耗急剧增加、电压大幅下降，致使电网进入不安全状态。三是无功补偿不足、调压手段匮乏，用电低谷时段靠拉停输电线路控制电压，进一步削弱了电网结构。大停电事故前，调压拉停29条400千伏线路，致使跨区电网不满足“N-1”稳定要求。

（三）电力管理体制松散不利于电网安全管控

由于联邦制的原因，在印度中央和地方两个层面，不论是政府管电部门还是电力企业都没有直接的管理关系。各级电网企业、电力调度中心、各发电公司、配电公司作为平等的市场主体，围绕着各自的目标，经营着各自的业务。在电网缺电比较严重的情况下，或者在电网发生事故情况下，各个企业首先考虑的是企业本身的利益，各邦政府也不可避免地要维护本邦的利益。负责大电网安全运行的国家电力调度中心作为市场主体之一，对邦级调度中心和有关电力企业缺乏足够的约束力，发布的调度指令难以执行到位，进一步削弱了电网安全管控能力。

（四）电力调度管理松散难以实施严格的统一调度

松散的电力管理体制导致了电力调度管理松散，无法实施严格的统一调度。一是调度中心不能对电网运行方式、设备检修、低频减载等安全自动装置实施统一管理，都得由各有关方协商确定，保障电网安全的措施难以落到实处。二是涉及电网安全的继电保护定值由设备管理单位整定，不能统筹考虑电网安全要求，可靠性降低。三是既缺乏严格的设备停运审批流程，又缺少实时动态仿真计算工具，稳定限额修改不及时，电网安全失控。四是调度自身能力也不满足市场化条件下的电网运行要求。

（五）电力市场化运作过程中忽视了电网安全管理

一是印度电网实施与频率挂钩的联络线偏离计划交易机制，而没有建立起有效的输电能力安全校核机制，极易导致电网安全失控。二是国调（包括各区调）公司化运作后，运营收入直接来源于调度服务对象，难以实施严格的调度管理。三是各级电力监管机构的收入同样来自监管对象，很难实施严格的监督管理，主要依靠各市场主体自律。由此可见，印度在市场化改革的过程中，没有对保障电网安全的体制机制和电力调度能力建设给予足够的重视。

（六）缺乏问责整改机制不能及时消除各类隐患

为了保证市场运营秩序和电网安全，印度于2003年及以后发布了电力法案、电网运行准则和电力监管规定等法规，规定对各类违规行为进行经济处罚，但至今还未有人受到处罚。两次大停电事故调查早已结束，原因和责任都很清楚，但既没有任何单位和个人受到问责也没见到整改措施计划，很有可能和以前一样不了了之。用户窃电严重，没有采取严格的查处措施。有法不依、执法不严、违法不究导致不能及时消除各类隐患。

四、启示与建议

中国和印度都是发展中的能源消费大国，都存在能源资源与能源消费呈逆向分布的特点，都有远距离大规模输电的需求，电网的组成也颇为相似。但是，印度国体和政体所决定的松散的电力管理体制、激进的市场化改革模式和落后的电力基础设施与我国存在着很大差别。因此，深刻研究汲取印度大停电事故教训、认真总结我国电力改革发展的成功经验，对保障我国电力安全可靠供应有着十分重要的意义。

（一）充分发挥我国特有的体制优势，保障电网安全可靠运行

长期以来，我国一直实行垂直一体化的电力管理体制，对保障电网安全发挥了重要作用，这是联邦制国家想做而无法做到的。我国改革开放后，为了促进电力工业的快速发展，先后进行了“集资办电、多家办电”的电力投资体制改革、“政企分开”的管理体制改革和“网厂分开”市场化改革。在历次电力改革中，都始终保持了“电网和调度一体化垂直管理”这一体制优势，而没有采取那种“分拆式”的激进改革模式。正因如此，在改革推动电力快速发展的同时，电网事故大幅下降，安全水平大幅提升。我国电力改革发展的成功实践证明，“电网和调度一体化垂直管理”体系符合电力系统固有的特殊规律，对保障电网安全至关重要，必须坚持不动摇。

（二）坚持电网与电源统一规划协调发展，保障电力安全可靠供应

首先应坚持电力发展适度超前经济发展、电网发展适度超前电源发展、资源开发利用与环境保护协调发展的基本规律；其次应坚持电网管理“四统一”原则，即统一规划、统一建设、统一调度、统一管理。坚强合理的电网结构，完善可靠控制保护、自动化系统和严格科学的管理方式是保障电网安全的三个必备条件，而这三者都必须通过实施严格“四统一”管理才能实现；再次，应加快发展特高压电网。随着我国大型水电、风电和火电基地不断向西南、西北延伸，与中东部负荷中心相距越来越远（2000千米以上），如何确保这些大型能源基地的电力全额送出、安全消纳，国际上没有现成的经验，国内早期形成的区域发用电就地平衡、直流联网调剂余缺的传统方式不能满足如此远距离、大功率输电和安全消纳的要求。

为此，国家电网公司在特高压交直流示范工程取得圆满成功的基础上，经过科学论证，提出了依靠特高压直流技术实现远距离、大功率、高效率输电，依靠特高压交流电网保障安全可靠消纳的“三华”特高压交直流电网规划建设方案。这一方案既可以确保来自西南、西北能源基地的特高压直流输电安全可靠消纳，还可以保障山西、陕西、蒙西、锡盟等能源基地的煤电和风电直接接入“三华”特高压同步电网消纳，极大缓解交通运输压力和东部地区环保压力；其抵御事故能力之强、安全性之高、经济性之好是其他任何异步方案不能与之相比的，再辅以高度自动化的现代监控系统和实施严格的科学管理，完全可以保障不会发生类似印度的大停电事故，是我国电网发展的必然选择，应加快建设；第四应进一步理顺电力价格体系，建立煤电联动价格机制和规范合理的输配电价机制，确保电力良性发展。

（三）坚持《电力系统安全稳定导则》，建立健全“三道防线”

《电力系统安全稳定导则》是总结国内外电力系统长期安全运行经验提炼出的电力系统规划建设和安全运行强制性标准，在我国电网运行发展和运行中发挥了很好的作用，导则提出的保障电网安全稳定“三道防线”在防止电网大面积停电事故中，发挥了重要作用。应不断修改完善《电力系统安全稳定导则》，进一步强化电力系统安全稳定“三道防线”，从技术上确保电网不发生大面积停电事故。

（四）改进电力应急管理，完善社会应急处置机制

我国社会经济活动对电力依赖程度远远高于印度，迫切需要不断完善全社会电力应急处置机制，增强社会公众应急能力；制定强制性管理规定，要求重要用电客户必须合理配置应急电源，应急自救能力；定期开展多部门联动的应急演练，不断提高应急处置实战能力。

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