電網規劃風險評估工程綜合應用研究

李 雋，高 藝，宋福龍

(囯網北京經濟技術研究院，北京市102209)

0 引 言

基于概率理論的風險評估技術在發電系統、配電系統和電氣主接線等方面的研究比較深入，并逐步進入實用階段［1-5］，發電、輸電合成系統和輸電系統的風險評估相對起步較晚，自1969年Billinton R［6］發表關于該領域的第1 篇學術論文以來，發電、輸電合成系統和輸電網風險評估在計算模型、評估方法和工程應用等方面取得了一系列成果，但無論是概念、模型、算法，還是軟件編制，仍面臨相當大的困難。近年來國內外許多專家學者做了大量努力，在基礎數據、模型、算法等方面取得了一定進展［7-10］，展現出廣泛的應用前景。本文利用已有的電力系統靜態風險評估研究成果，分別對輸電通道建設時序、網架加強、單一工程對電網風險影響等工程實例進行靜態風險分析。分析采用基于靈敏度的靜態安全最優控制方法，將發電機出力調整和負荷削減的控制費用最小作為優化目標，以發電機/負荷的有功功率為控制變量，建立線路潮流約束和節點電壓限值約束的靜態安全最優控制模型。利用國網北京經濟技術研究院與天津大學合作開發的電網規劃風險評估軟件(bulk power grid planning risk evaluation，BPGPRE)進行定量風險評估［11］。本文使用的風險指標主要包括負荷削減概率(probability of load curtailments，PLC)、負荷削減頻率(expected frequency of load curtailments，EFLC)、負荷削減平均持續時間(average duration of load curtailments，ADLC)、期望缺供電量(expected energy not supplied，EENS)以及嚴重程度指標(severity index，SI)［7］。

1 輸電通道建設時序風險評估應用

輸電通道的建設方案由送端電源外送規模、輸電走廊、受端市場需求等多方面因素決定，不同建設時序，電網所承受的潛在風險水平不同。本節結合我國“晉、陜、蒙”能源基地的電力外送需求［12］，擬定不同的輸電通道建設時序方案，并進行風險評估，闡述風險評估在電網建設時序決策中的重要作用。

根據終期輸電通道方案，考慮不同建設時序，擬定了2個方案。建設時序示意如圖1 所示。

圖1 輸電通道建設時序示意圖Fig.1 Transmission channel construction sequence

方案一:初期建設BJX—SJZ—YB 雙回和YB—XZ 雙回1 000 kV 線路;過渡期建設SJZ—JN—XZ雙回1 000 kV 線路。

方案二:初期建設BJX—SJZ—JN—XZ 雙回和YB—XZ 雙回1 000 kV 線路;過渡期建設SJZ—YB雙回1 000 kV 線路。

通過計算得到方案一、方案二初期網架與終期網架的靜態風險指標，如表1 所示。

表1 方案靜態指標PLC、EENS 比較Table 1 Comparison of PLC and EENS indices for schemes

從表1 所列靜態風險計算數據看出，盡管2個方案終期網架完全相同，但是由于采用不同的建設時序，方案一和方案二表現出不同的風險水平。方案一的EENS 值大于方案二的，表明方案一采用新建SJZ—YB 和YB—XZ 作為第2個輸電通道，其系統風險水平將高于新建SJZ—JN—XZ 通道方案。終期網架EENS 值較2個初期網架方案的EENS 明顯降低，說明隨著電網的建設發展，電網結構得到加強，系統可靠性得到提高。

對1 000 kV 交流線路的可靠性參數進行靈敏度分析，可以找到系統運行薄弱環節，從而全面反映系統的風險水平。

(1)線路可靠性參數變化對系統風險水平的影響。1 000 kV 線路的不可用率基準值取0.001 229，當線路的不可用率按比例變化時，各方案靜態風險EENS 指標值變化如表2 所示。

表2 線路可靠性參數變化對靜態EENS 的影響Table 2 Impact of line's reliability parameter change on static EENS MW·h/a

由表2 可知，各方案的EENS 指標值與1 000 kV線路的不可用率成正相關關系，即線路的不可用率越小，EENS 值也越小。

不同線路的不可用率發生變化，對于方案風險指標的影響有所不同，即不同線路對于方案風險的貢獻是有差異的。針對方案二中的部分線路進行敏感性分析，以線路MX—SJZ 和XZ—NJ 為例，其不可用率按比例發生變化，而其他線路不可用率均保持為0.001 229 時，方案二靜態EENS 值的影響結果如表3所示。

表3 單回1 000 kV 線路可靠性參數變化對方案二靜態EENS 的影響Table 3 Impact of reliability parameter change of single 1000 kV transmission line on static EENS of Scheme 2 MW·h/a

由表3 可知，XZ—NJ 單回線路的不可用率變化時，方案二的EENS 指標值變化較大;MX—SJZ 線路的不可用率改變時，EENS 指標值變化較小;這表明，相對而言XZ—NJ 是影響整個系統風險水平的關鍵線路，若能提高該線路的可用率，則能明顯提高方案二的可靠性水平。

(2)通道送電規模變化對系統風險水平的影響。不同送電規模對系統風險水平的影響不同，初期方案的斷面輸送功率保持在15 000、17 000、19 000 MW 3種送電規模時，方案一和方案二的靜態PLC 和EENS指標值對比如表4 所示。

表4 不同送電規模下各方案風險指標PLC、EENS 對比Table 4 Comparison of PLC and EENS risk indices for schemes with different transfer capabilities

由表4 可知，隨著送電規模的增加，2 種方案靜態PLC 和EENS 數值均呈現增大的趨勢，方案二的風險指標始終小于方案一，表明方案二具有相對較好的系統安全性。

2 網架加強應用

網架加強是對現有網架進行局部優化調整，提高電網安全水平。本節以華中電網某局部500 kV 電網為例，量化規劃方案風險水平，找出電網的薄弱環節，從降低風險角度判斷加強網架的必要性，明確電網建設投資方向，闡述風險評估在局部網架加強方案中發揮的重要作用，為投資決策提供參考。

某局部500 kV 網架結構如圖2 所示。當電網發生故障時，將導致某些500 kV 線路潮流過載，通過分析故障之間的相互影響和相繼發生故障的影響，找出經常過載的500 kV 線路和變壓器等電網薄弱環節。

圖2 某局部500 kV 電網示意圖Fig.2 Part of a 500 kV power grid

通過對電網進行靜態風險分析，得到風險指標值如表5 所示。

表5 某局部500 kV 電網靜態風險指標Table 5 Static risk indices for 500kV power grid

電網發生故障時經常發生潮流越限，越限線路名稱和相應的風險指標EENSl如表6 所示。

表6 越限線路名稱與風險指標EENSlTable 6 Name and EENSl result of overload transmission lines

依據圖2 所示的各500 kV 線路的嚴重度指標SIc的大小進行排序，有10條線路故障對電網風險貢獻最大，如圖3 所示。由圖3 可知，這10條線路的SIc數值為6 ～11 系統分/a。

圖3 電網中最嚴重500 kV 線路故障嚴重度指標Fig.3 SI results for 500 kV lines with the most serious failure in power grid

綜合經常發生潮流越限線路和線路嚴重故障排序分析表明，該500 kV 電網東南部線路故障為系統風險的主要貢獻者，如YX—CB 單回500 kV 輸電線路、HZ—CH 雙回線路。其中，YX—CB 故障是圖2所示500 kV 線路中最嚴重的故障，主要是其故障造成相關的220 kV 線路潮流過載較嚴重。因此，該電網最薄弱線路為YX—CB。在網架加強方案中應考慮加強電網東南部500 kV 網架結構，提高供電安全性。提出在電網東南部建設YX—CB 第2 回線路。通過靜態風險分析，加強后電網PLC 為0.025，EENS 為1907MW·h/a，SI 為0.195 系統分/a。可看出加強薄弱區后，風險指標明顯降低，電網整體風險水平下降。

選取華中區域A 和B 這2個500 kV 受端電網進行局部電網對整體電網風險的影響分析。A 電網是區域電網的樞紐，負荷基數較大，但負荷增長平緩，如圖2 所示;B 電網是區域電網的末端，負荷基數較小，但負荷增長較快，如圖4 所示。

圖4 B 電網示意圖Fig.4 B power grid

A、B 電網的預想事故集分別是圖2、4 所示的全部500 kV 線路，假定2個電網的線路有相同的潮流限值，失效判斷區和失效控制區均設定為整個華中電網區域。2個電網的靜態風險分析結果如表7 所示。

由表7 可知，A 電網的SI 指標值為0.583 系統分/a，明顯小于B 電網的1.212 系統分/a，即A 電網風險水平低于B 電網。A 電網是華中電網的核心，以往對A 電網建設投資比重較高，A 電網安全穩定運行水平較B 電網高。從風險分析結果看，B 電網相對A 電網對華中電網整體風險水平影響大，在后續電網發展中，應側重加強B 電網的建設投資，將更有利于降低整個華中電網的風險水平。

表7 A 電網和B 電網風險指標比較Table 7 Comparison of A and B grid risk indices

3 單一工程對電網風險影響

通常輸變電工程建設前，需從技術、經濟等方面評價工程建設的必要性，對部分定位為改善網架結構的輸變電工程，其功能作用一般在投產初期很難量化。本節以華東電網1 000 kV 環網工程為例，從風險分析的角度，量化分析單一輸變電工程投產前后對電網靜態風險水平的影響，對比前后風險指標變化趨勢，評價工程建設的必要性。

隨著華東區外受電規模的不斷加大，500 kV 電網電力疏散壓力大，潮流轉移能力、電壓穩定性等問題突出［13］。為滿足區外受電和區內電力交換需要，滿足地區負荷發展需要，規劃提出形成受端1 000 kV環網工程，如圖5 所示。

研究運行方式考慮工程投產年“夏大”方式，通過計算得到電網在1 000 kV 環網建成前后的系統風險指標，如表8 所示。

圖5 華東1 000 kV 環網工程結構示意圖Fig.5 1 000 kV loop network in East China Area

表8 方案靜態風險指標比較Table 8 Comparison of static risk indices for two cases

由表8 可知，該輸變電工程建設后，系統EENS值降低明顯，這主要是由于工程建設前系統中500 kV線路負載相對較重，當發生一階故障時會限制功率在區域內的傳輸，僅通過調整區域內發電機組出力還無法消除線路潮流過載，需進一步采取削減負荷措施;1 000 kV環網工程建成后，區域間的功率輸送通路增多，系統500 kV 輸電線路的負載率明顯降低，雖然隨著元件增多導致系統失效狀態有所增加，但是一階故障并不會使系統損失大量負荷，從而降低了系統的整體風險水平。雖然工程建設前和建設后系統SI 指標值均小于10 系統分/a，但隨著1 000 kV 環網工程的建設，網架結構得到加強，SI 指標值減少，即電網風險水平降低。

上述研究結果是基于工程投產年“夏大”方式得出。若考慮華東通過7 回直流受入水電，上海、蘇州等水電直流落點地區電力缺口增大，為滿足電力輸送需要，華東區內省際通道，尤其是江蘇省內過江通道和蘇南“西電東送”通道多回500 kV 線路將出現重載。從生產運行的實際出發，無環網時蘇南重要輸電通道的多條線路輸送功率超過穩定限額，系統安全穩定裕度偏緊、安全運行風險偏大，系統EENS 值會急劇增加;有環網工程則由1 000 kV 線路分攤部分電力輸送，緩解系統安全運行風險，相比無環網工程，系統風險水平優勢更大。

4 結 語

本文在風險評估理論研究的基礎上，利用開發的風險評估工具，結合我國電網規劃實際，對電網建設時序工程、網架加強工程以及單一工程對電網影響分析中風險評估理論的實際應用進行闡述，通過3 種不同工程場景下的應用情況，驗證了所述風險評估方法的可行性和實用性，為今后電網規劃設計方案的評價和選取提供理論依據和指導性建議。

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