多閉環量化電網安全風險管控體系

王文嘉

(國網吉林省電力有限公司長春供電公司，吉林 長春 130000)

0 引言

隨著能源安全、經濟發展和民生福祉等社會需求不斷擴增，電力成為不可或缺的能源。在電網供需形勢嚴峻、疫情防控常態化的大背景下，為滿足城市經濟和社會生活對電力穩定供應的需求，優化電網控制策略，筑牢電網“ 三道防線” ，刻不容緩。

我國電網建設充分考慮地方城市規劃和地理環境特征，隨著城市化進程的推進，輸電線路走廊用地日趨緊張，輸電通道交叉跨越、多回線路同塔并架、電纜密集敷設等現象屢見不鮮，致使電網在檢修、新設備接入、事故處置、雨雪冰凍災害等非全接線運行方式下，常伴有多條輸電線路或多重設備陪停情況，嚴重削弱電網結構，增加電網運行風險。

目前，傳統的調度控制策略側重于事故發生后電網運行方式實時調整，因其不具備提前規避和降低電網運行風險的能力，有時無法滿足高風險場景下的電力保供要求。建立風險管控體系，通過事故發生前的風險規避、降級與控制，可以有效提升電網的靈活性和安全風險管控能力，保障電網平穩度過檢修施工期[1,2]。

通過在風險量化“ 降、避” 環節不斷地閉環迭代，形成一種由風險避降、預防控制、協同管理、調度控制、緊急控制組成，應對高風險場景的多閉環電網安全風險管控體系。該體系將電網安全風險在風險協同防控前進行減輕或消除，增加電力設備停電期間電網調控的靈活性，同時，充分考慮電力供給與需求側矛盾、緊急事故下的停運設備快速恢復、重點保供用戶電源的跟蹤送電以及敏感地區的輿情控制，協同電網企業內外防控，全力彌補電網安全風險管控中不可避免的負荷缺失，提升協同管控能力，量化風險等級與預警管控保障標準、精準實施調度控制、優先保障民生重點可靠用電，有效提高電網風險抵御能力及電力保供的可靠性。

1 預置量化電網安全風險

電網安全風險管控以電網減供負荷的比例和供電用戶停電的比例為衡量指標，以控制、減輕和消除電力安全事故損害為目標，由電網企業及其電力調度機構主導，發電企業、電力用戶配合，采取各種技術、管理措施規避電網事件風險或降低電網事件風險等級，減少風險事件發生時造成的停電損失，指導電力系統安全生產運行[3-4]。

本節建立電網風險事件的負荷管理目標函數，如式(1)所示。

其中，ΔPLoss代表電網事件發生后的負荷損失功率；Gi代表局網小電源出力有功功率；Gmax代表小電源額定功率；g代表局網可調機組數；Mj代表局網一次變主變實際有功功率；Mmax代表主變額定功率；m代表一次變主變數量；Pl代表一次變在載線路有功功率；Plmax代表線路的額定載流換算功率；p代表線路條數；Ptmax代表備自投線路額定載流換算功率；n代表備自投線路條數；Ptl代表備自投線路負荷有功功率。

通過式(1)對預置風險的量化評估，為停電前風險避降、預防控制、協同管理三項措施提供輔助依據，在電網風險預置閉環管理中可有效降低設備停運期間電網風險等級，具體措施如下：

1) 風險避降。優化設備停運方案和窗口期，量化削減高風險場景下可能帶來的負荷損失和風險等級，減少聯絡線陪停和負荷高峰期設備停運等情況，重點關注民生及保障類重要用戶，提高突發公共涉電事件應對能力，可適當采取臨時措施降低全停風險，如帶電作業、新增臨時設備或桿塔、關鍵通道臨時站外短接等，最大限度滿足自平衡要求，提高設備停運期間電網可靠水平。

2) 預防控制。超前調整局部電網潮流分布，考慮安全約束下負荷轉移和恢復備用線路，調整并校核繼電保護及安自裝置控制策略，強化特殊電網運行方式下的事故自愈能力，確保設備停運期間電網安全裕度充足。

3) 協同管理。提前分析設備停運期間各類可能繼發的電網事故及最嚴重電網安全風險等級事件，協同各有關部門制定預防和應急措施，發布電網安全風險預警，通知所涉發電企業和電力用戶，并向政府和電力監管機構報備，嚴格執行風險預警領導審批制度，對重大風險“ 一票否決” 。

2 電力保供協同閉環控制

為進一步完善電力保供措施，提升非計劃停運事件發生前后的協同管控能力，增強電網風險事件全程閉環管控，最大程度確保電網安全運行，按照“ 保電網、保安全、保民生、保重點” 的處置思路，形成對非計劃涉電事件先排后控的電力保供協同機制。通過事前排查，按照“ 一戶一策” 協同相關單位開展電網隱患排查工作，編寫“ 一風險●一預警” 安全檔案，動態跟蹤重要用戶電源信息，精準細化保供線路的故障處置流程；再通過事后控制，啟動調度控制和緊急控制兩項措施，實時調控電網運行方式，落實協同管理應急措施，減少負荷損失，具體措施如下：

1) 調度控制。依據運行設備轉供能力和電網穩定極限，參考事故應急預案，迅速隔離故障設備，對事故停電負荷逐步恢復。

2) 緊急控制。針對超電網供電能力事件，在用盡全部調整手段仍無法滿足電網頻率及聯絡線控制要求的情況下，本級調度嚴格遵從上級調度指令，采取有序用電或拉閘限電等措施確保電網供需平衡。

電網安全風險閉環管控體系流程如圖1 所示。

圖1 電網安全風險閉環管控體系流程

3 實際算例分析

220 kV 變電站A (以下簡稱A 變)有兩條電源進線一線和二線，分別來自220 kV 變電站B 和500 kV 變電站，一條出線連接220 kV 風電場。

圖2 為A 變站內主接線，具體運行方式如下：220 kV 及66 kV 母線均為雙母線并列運行，其中220 kV 側共有出線5 條，220 kV 用一線、用二線為一級重要用戶電源線；66 kV 側共有9 條出線，其中66 kV 聯絡甲、乙、丙線分別由對端變電站送電至A 站出口熱備，聯絡甲、乙線來自同一變電站，聯絡丙線為A 站66 kV 備自投線路，轉帶66 kV 負荷甲、乙線，其余6 條出線均在A 站運行，共帶有11 座66 kV 縣公司管轄變電站以及1座66 kV 生物質電廠和3 座66 kV 光伏電站，其中有3 座變電站配置了高壓備自投裝置。

圖2 A 站主接線

1) 風險辨識與評估。若220 kV 一線停電期間，220 kV 二線線路、A 變220 kV 二線開關間隔設備或A 變220 kV 東母線故障，將造成A 變系統全停，一家一級重要用戶受累停電，一家二級重要用戶失去部分電源，損失負荷達到102 MW，構成五級電網事件。

2) 電網安全風險“ 全面評估、先降后控” 管理。按照上級調度要求，220 kV 一線線路停電檢修期間，A 變66 kV 1、2 號主變分列運行。

① 優化檢修計劃：安排220 kV 用戶變(一級重要用戶電源站)與220 kV 一線同期檢修，用戶負荷由低壓側自行帶出。通過對用電負荷的統計分析，確定停運窗口期在6 月下旬。

② 優化運行方式及保護策略：在滿足安全約束條件的前提下，核對66 kV 變電站高、低備自投狀態，調整A 變66 kV 線路備自投，減少損失負荷27 MW。調整66 kV 聯絡線(聯絡乙線)在A變東母線熱備用，及其所帶電廠出力保持最大，確保66 kV 聯絡線有能力將負荷全部帶出；核對縣公司所轄66 kV 變電站低頻減載裝置狀態，退出A變低頻減載裝置，保障電網出現頻率崩潰時重要用戶的可靠供電。

③ 加強電壓監視：將A 變所有電容器停電倒66 kV 東母線運行，并密切監視A 變66 kV 東西母線電壓，防止電壓越限。

3) 風險審批：組織相關部門、單位會商。

4) 電網安全風險協同防控管理：發布風險預警通知書，調控中心合理安排運行方式，隨時掌握作業期間天氣變化情況，做好災害預防措施；供指中心做好敏感區域等相關用戶的應急響應啟動準備；輸電運檢中心在停電作業前加強220 kV 二線線路隱患排查，重點隱患區域指定專人進行不間斷看守；變電運維單位在停電前對A 變站內設備“ 特巡” 和測溫，確保間隔設備可靠運行；營銷部做好重要用戶用電情況監測和支援準備；黨建部做好輿情應對準備；安監部加強作業現場安全管控，安排各級到崗到位和安全監督人員。

5) 執行停運計劃：220 kV 二線線路停電，預備調度控制措施確保電網安全穩定運行。

6) 提出電網規劃建議：220 kV 二線或一線停電期間，A 變單電源運行，若運行線路故障，A 變全停，經管控調整后，仍損失負荷75 MW，構成五級電網事件，建議后續加強A 網網架結構。

4 結束語

以上提出的電網安全風險量化閉環管控體系，通過統籌風險規避、降級與控制，兼顧風險等級與管控代價，實現電力事故風險防控“ 避、降、控” 三者協同。在“ 全面評估、先降后控” 可量化風險等級與預警管控保障標準下，提前規避或降低電網建設過渡期的電力事故風險，提高高風險場景下電網安全風險防范能力。