电网规划风险评估工程综合应用研究

李 隽，高 艺，宋福龙

(囯网北京经济技术研究院，北京市102209)

0 引 言

基于概率理论的风险评估技术在发电系统、配电系统和电气主接线等方面的研究比较深入，并逐步进入实用阶段［1-5］，发电、输电合成系统和输电系统的风险评估相对起步较晚，自1969年Billinton R［6］发表关于该领域的第1 篇学术论文以来，发电、输电合成系统和输电网风险评估在计算模型、评估方法和工程应用等方面取得了一系列成果，但无论是概念、模型、算法，还是软件编制，仍面临相当大的困难。近年来国内外许多专家学者做了大量努力，在基础数据、模型、算法等方面取得了一定进展［7-10］，展现出广泛的应用前景。本文利用已有的电力系统静态风险评估研究成果，分别对输电通道建设时序、网架加强、单一工程对电网风险影响等工程实例进行静态风险分析。分析采用基于灵敏度的静态安全最优控制方法，将发电机出力调整和负荷削减的控制费用最小作为优化目标，以发电机/负荷的有功功率为控制变量，建立线路潮流约束和节点电压限值约束的静态安全最优控制模型。利用国网北京经济技术研究院与天津大学合作开发的电网规划风险评估软件(bulk power grid planning risk evaluation，BPGPRE)进行定量风险评估［11］。本文使用的风险指标主要包括负荷削减概率(probability of load curtailments，PLC)、负荷削减频率(expected frequency of load curtailments，EFLC)、负荷削减平均持续时间(average duration of load curtailments，ADLC)、期望缺供电量(expected energy not supplied，EENS)以及严重程度指标(severity index，SI)［7］。

1 输电通道建设时序风险评估应用

输电通道的建设方案由送端电源外送规模、输电走廊、受端市场需求等多方面因素决定，不同建设时序，电网所承受的潜在风险水平不同。本节结合我国“晋、陕、蒙”能源基地的电力外送需求［12］，拟定不同的输电通道建设时序方案，并进行风险评估，阐述风险评估在电网建设时序决策中的重要作用。

根据终期输电通道方案，考虑不同建设时序，拟定了2个方案。建设时序示意如图1 所示。

图1 输电通道建设时序示意图Fig.1 Transmission channel construction sequence

方案一:初期建设BJX—SJZ—YB 双回和YB—XZ 双回1 000 kV 线路;过渡期建设SJZ—JN—XZ双回1 000 kV 线路。

方案二:初期建设BJX—SJZ—JN—XZ 双回和YB—XZ 双回1 000 kV 线路;过渡期建设SJZ—YB双回1 000 kV 线路。

通过计算得到方案一、方案二初期网架与终期网架的静态风险指标，如表1 所示。

表1 方案静态指标PLC、EENS 比较Table 1 Comparison of PLC and EENS indices for schemes

从表1 所列静态风险计算数据看出，尽管2个方案终期网架完全相同，但是由于采用不同的建设时序，方案一和方案二表现出不同的风险水平。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 作为第2个输电通道，其系统风险水平将高于新建SJZ—JN—XZ 通道方案。终期网架EENS 值较2个初期网架方案的EENS 明显降低，说明随着电网的建设发展，电网结构得到加强，系统可靠性得到提高。

对1 000 kV 交流线路的可靠性参数进行灵敏度分析，可以找到系统运行薄弱环节，从而全面反映系统的风险水平。

(1)线路可靠性参数变化对系统风险水平的影响。1 000 kV 线路的不可用率基准值取0.001 229，当线路的不可用率按比例变化时，各方案静态风险EENS 指标值变化如表2 所示。

表2 线路可靠性参数变化对静态EENS 的影响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 指标值与1 000 kV线路的不可用率成正相关关系，即线路的不可用率越小，EENS 值也越小。

不同线路的不可用率发生变化，对于方案风险指标的影响有所不同，即不同线路对于方案风险的贡献是有差异的。针对方案二中的部分线路进行敏感性分析，以线路MX—SJZ 和XZ—NJ 为例，其不可用率按比例发生变化，而其他线路不可用率均保持为0.001 229 时，方案二静态EENS 值的影响结果如表3所示。

表3 单回1 000 kV 线路可靠性参数变化对方案二静态EENS 的影响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 单回线路的不可用率变化时，方案二的EENS 指标值变化较大;MX—SJZ 线路的不可用率改变时，EENS 指标值变化较小;这表明，相对而言XZ—NJ 是影响整个系统风险水平的关键线路，若能提高该线路的可用率，则能明显提高方案二的可靠性水平。

(2)通道送电规模变化对系统风险水平的影响。不同送电规模对系统风险水平的影响不同，初期方案的断面输送功率保持在15 000、17 000、19 000 MW 3种送电规模时，方案一和方案二的静态PLC 和EENS指标值对比如表4 所示。

表4 不同送电规模下各方案风险指标PLC、EENS 对比Table 4 Comparison of PLC and EENS risk indices for schemes with different transfer capabilities

由表4 可知，随着送电规模的增加，2 种方案静态PLC 和EENS 数值均呈现增大的趋势，方案二的风险指标始终小于方案一，表明方案二具有相对较好的系统安全性。

2 网架加强应用

网架加强是对现有网架进行局部优化调整，提高电网安全水平。本节以华中电网某局部500 kV 电网为例，量化规划方案风险水平，找出电网的薄弱环节，从降低风险角度判断加强网架的必要性，明确电网建设投资方向，阐述风险评估在局部网架加强方案中发挥的重要作用，为投资决策提供参考。

某局部500 kV 网架结构如图2 所示。当电网发生故障时，将导致某些500 kV 线路潮流过载，通过分析故障之间的相互影响和相继发生故障的影响，找出经常过载的500 kV 线路和变压器等电网薄弱环节。

图2 某局部500 kV 电网示意图Fig.2 Part of a 500 kV power grid

通过对电网进行静态风险分析，得到风险指标值如表5 所示。

表5 某局部500 kV 电网静态风险指标Table 5 Static risk indices for 500kV power grid

电网发生故障时经常发生潮流越限，越限线路名称和相应的风险指标EENSl如表6 所示。

表6 越限线路名称与风险指标EENSlTable 6 Name and EENSl result of overload transmission lines

依据图2 所示的各500 kV 线路的严重度指标SIc的大小进行排序，有10条线路故障对电网风险贡献最大，如图3 所示。由图3 可知，这10条线路的SIc数值为6 ～11 系统分/a。

图3 电网中最严重500 kV 线路故障严重度指标Fig.3 SI results for 500 kV lines with the most serious failure in power grid

综合经常发生潮流越限线路和线路严重故障排序分析表明，该500 kV 电网东南部线路故障为系统风险的主要贡献者，如YX—CB 单回500 kV 输电线路、HZ—CH 双回线路。其中，YX—CB 故障是图2所示500 kV 线路中最严重的故障，主要是其故障造成相关的220 kV 线路潮流过载较严重。因此，该电网最薄弱线路为YX—CB。在网架加强方案中应考虑加强电网东南部500 kV 网架结构，提高供电安全性。提出在电网东南部建设YX—CB 第2 回线路。通过静态风险分析，加强后电网PLC 为0.025，EENS 为1907MW·h/a，SI 为0.195 系统分/a。可看出加强薄弱区后，风险指标明显降低，电网整体风险水平下降。

选取华中区域A 和B 这2个500 kV 受端电网进行局部电网对整体电网风险的影响分析。A 电网是区域电网的枢纽，负荷基数较大，但负荷增长平缓，如图2 所示;B 电网是区域电网的末端，负荷基数较小，但负荷增长较快，如图4 所示。

图4 B 电网示意图Fig.4 B power grid

A、B 电网的预想事故集分别是图2、4 所示的全部500 kV 线路，假定2个电网的线路有相同的潮流限值，失效判断区和失效控制区均设定为整个华中电网区域。2个电网的静态风险分析结果如表7 所示。

由表7 可知，A 电网的SI 指标值为0.583 系统分/a，明显小于B 电网的1.212 系统分/a，即A 电网风险水平低于B 电网。A 电网是华中电网的核心，以往对A 电网建设投资比重较高，A 电网安全稳定运行水平较B 电网高。从风险分析结果看，B 电网相对A 电网对华中电网整体风险水平影响大，在后续电网发展中，应侧重加强B 电网的建设投资，将更有利于降低整个华中电网的风险水平。

表7 A 电网和B 电网风险指标比较Table 7 Comparison of A and B grid risk indices

3 单一工程对电网风险影响

通常输变电工程建设前，需从技术、经济等方面评价工程建设的必要性，对部分定位为改善网架结构的输变电工程，其功能作用一般在投产初期很难量化。本节以华东电网1 000 kV 环网工程为例，从风险分析的角度，量化分析单一输变电工程投产前后对电网静态风险水平的影响，对比前后风险指标变化趋势，评价工程建设的必要性。

随着华东区外受电规模的不断加大，500 kV 电网电力疏散压力大，潮流转移能力、电压稳定性等问题突出［13］。为满足区外受电和区内电力交换需要，满足地区负荷发展需要，规划提出形成受端1 000 kV环网工程，如图5 所示。

研究运行方式考虑工程投产年“夏大”方式，通过计算得到电网在1 000 kV 环网建成前后的系统风险指标，如表8 所示。

图5 华东1 000 kV 环网工程结构示意图Fig.5 1 000 kV loop network in East China Area

表8 方案静态风险指标比较Table 8 Comparison of static risk indices for two cases

由表8 可知，该输变电工程建设后，系统EENS值降低明显，这主要是由于工程建设前系统中500 kV线路负载相对较重，当发生一阶故障时会限制功率在区域内的传输，仅通过调整区域内发电机组出力还无法消除线路潮流过载，需进一步采取削减负荷措施;1 000 kV环网工程建成后，区域间的功率输送通路增多，系统500 kV 输电线路的负载率明显降低，虽然随着元件增多导致系统失效状态有所增加，但是一阶故障并不会使系统损失大量负荷，从而降低了系统的整体风险水平。虽然工程建设前和建设后系统SI 指标值均小于10 系统分/a，但随着1 000 kV 环网工程的建设，网架结构得到加强，SI 指标值减少，即电网风险水平降低。

上述研究结果是基于工程投产年“夏大”方式得出。若考虑华东通过7 回直流受入水电，上海、苏州等水电直流落点地区电力缺口增大，为满足电力输送需要，华东区内省际通道，尤其是江苏省内过江通道和苏南“西电东送”通道多回500 kV 线路将出现重载。从生产运行的实际出发，无环网时苏南重要输电通道的多条线路输送功率超过稳定限额，系统安全稳定裕度偏紧、安全运行风险偏大，系统EENS 值会急剧增加;有环网工程则由1 000 kV 线路分摊部分电力输送，缓解系统安全运行风险，相比无环网工程，系统风险水平优势更大。

4 结 语

本文在风险评估理论研究的基础上，利用开发的风险评估工具，结合我国电网规划实际，对电网建设时序工程、网架加强工程以及单一工程对电网影响分析中风险评估理论的实际应用进行阐述，通过3 种不同工程场景下的应用情况，验证了所述风险评估方法的可行性和实用性，为今后电网规划设计方案的评价和选取提供理论依据和指导性建议。

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