多闭环量化电网安全风险管控体系

王文嘉

(国网吉林省电力有限公司长春供电公司，吉林 长春 130000)

0 引言

随着能源安全、经济发展和民生福祉等社会需求不断扩增，电力成为不可或缺的能源。在电网供需形势严峻、疫情防控常态化的大背景下，为满足城市经济和社会生活对电力稳定供应的需求，优化电网控制策略，筑牢电网“ 三道防线” ，刻不容缓。

我国电网建设充分考虑地方城市规划和地理环境特征，随着城市化进程的推进，输电线路走廊用地日趋紧张，输电通道交叉跨越、多回线路同塔并架、电缆密集敷设等现象屡见不鲜，致使电网在检修、新设备接入、事故处置、雨雪冰冻灾害等非全接线运行方式下，常伴有多条输电线路或多重设备陪停情况，严重削弱电网结构，增加电网运行风险。

目前，传统的调度控制策略侧重于事故发生后电网运行方式实时调整，因其不具备提前规避和降低电网运行风险的能力，有时无法满足高风险场景下的电力保供要求。建立风险管控体系，通过事故发生前的风险规避、降级与控制，可以有效提升电网的灵活性和安全风险管控能力，保障电网平稳度过检修施工期[1,2]。

通过在风险量化“ 降、避” 环节不断地闭环迭代，形成一种由风险避降、预防控制、协同管理、调度控制、紧急控制组成，应对高风险场景的多闭环电网安全风险管控体系。该体系将电网安全风险在风险协同防控前进行减轻或消除，增加电力设备停电期间电网调控的灵活性，同时，充分考虑电力供给与需求侧矛盾、紧急事故下的停运设备快速恢复、重点保供用户电源的跟踪送电以及敏感地区的舆情控制，协同电网企业内外防控，全力弥补电网安全风险管控中不可避免的负荷缺失，提升协同管控能力，量化风险等级与预警管控保障标准、精准实施调度控制、优先保障民生重点可靠用电，有效提高电网风险抵御能力及电力保供的可靠性。

1 预置量化电网安全风险

电网安全风险管控以电网减供负荷的比例和供电用户停电的比例为衡量指标，以控制、减轻和消除电力安全事故损害为目标，由电网企业及其电力调度机构主导，发电企业、电力用户配合，采取各种技术、管理措施规避电网事件风险或降低电网事件风险等级，减少风险事件发生时造成的停电损失，指导电力系统安全生产运行[3-4]。

本节建立电网风险事件的负荷管理目标函数，如式(1)所示。

其中，ΔPLoss代表电网事件发生后的负荷损失功率；Gi代表局网小电源出力有功功率；Gmax代表小电源额定功率；g代表局网可调机组数；Mj代表局网一次变主变实际有功功率；Mmax代表主变额定功率；m代表一次变主变数量；Pl代表一次变在载线路有功功率；Plmax代表线路的额定载流换算功率；p代表线路条数；Ptmax代表备自投线路额定载流换算功率；n代表备自投线路条数；Ptl代表备自投线路负荷有功功率。

通过式(1)对预置风险的量化评估，为停电前风险避降、预防控制、协同管理三项措施提供辅助依据，在电网风险预置闭环管理中可有效降低设备停运期间电网风险等级，具体措施如下：

1) 风险避降。优化设备停运方案和窗口期，量化削减高风险场景下可能带来的负荷损失和风险等级，减少联络线陪停和负荷高峰期设备停运等情况，重点关注民生及保障类重要用户，提高突发公共涉电事件应对能力，可适当采取临时措施降低全停风险，如带电作业、新增临时设备或杆塔、关键通道临时站外短接等，最大限度满足自平衡要求，提高设备停运期间电网可靠水平。

2) 预防控制。超前调整局部电网潮流分布，考虑安全约束下负荷转移和恢复备用线路，调整并校核继电保护及安自装置控制策略，强化特殊电网运行方式下的事故自愈能力，确保设备停运期间电网安全裕度充足。

3) 协同管理。提前分析设备停运期间各类可能继发的电网事故及最严重电网安全风险等级事件，协同各有关部门制定预防和应急措施，发布电网安全风险预警，通知所涉发电企业和电力用户，并向政府和电力监管机构报备，严格执行风险预警领导审批制度，对重大风险“ 一票否决” 。

2 电力保供协同闭环控制

为进一步完善电力保供措施，提升非计划停运事件发生前后的协同管控能力，增强电网风险事件全程闭环管控，最大程度确保电网安全运行，按照“ 保电网、保安全、保民生、保重点” 的处置思路，形成对非计划涉电事件先排后控的电力保供协同机制。通过事前排查，按照“ 一户一策” 协同相关单位开展电网隐患排查工作，编写“ 一风险●一预警” 安全档案，动态跟踪重要用户电源信息，精准细化保供线路的故障处置流程；再通过事后控制，启动调度控制和紧急控制两项措施，实时调控电网运行方式，落实协同管理应急措施，减少负荷损失，具体措施如下：

1) 调度控制。依据运行设备转供能力和电网稳定极限，参考事故应急预案，迅速隔离故障设备，对事故停电负荷逐步恢复。

2) 紧急控制。针对超电网供电能力事件，在用尽全部调整手段仍无法满足电网频率及联络线控制要求的情况下，本级调度严格遵从上级调度指令，采取有序用电或拉闸限电等措施确保电网供需平衡。

电网安全风险闭环管控体系流程如图1 所示。

图1 电网安全风险闭环管控体系流程

3 实际算例分析

220 kV 变电站A (以下简称A 变)有两条电源进线一线和二线，分别来自220 kV 变电站B 和500 kV 变电站，一条出线连接220 kV 风电场。

图2 为A 变站内主接线，具体运行方式如下：220 kV 及66 kV 母线均为双母线并列运行，其中220 kV 侧共有出线5 条，220 kV 用一线、用二线为一级重要用户电源线；66 kV 侧共有9 条出线，其中66 kV 联络甲、乙、丙线分别由对端变电站送电至A 站出口热备，联络甲、乙线来自同一变电站，联络丙线为A 站66 kV 备自投线路，转带66 kV 负荷甲、乙线，其余6 条出线均在A 站运行，共带有11 座66 kV 县公司管辖变电站以及1座66 kV 生物质电厂和3 座66 kV 光伏电站，其中有3 座变电站配置了高压备自投装置。

图2 A 站主接线

1) 风险辨识与评估。若220 kV 一线停电期间，220 kV 二线线路、A 变220 kV 二线开关间隔设备或A 变220 kV 东母线故障，将造成A 变系统全停，一家一级重要用户受累停电，一家二级重要用户失去部分电源，损失负荷达到102 MW，构成五级电网事件。

2) 电网安全风险“ 全面评估、先降后控” 管理。按照上级调度要求，220 kV 一线线路停电检修期间，A 变66 kV 1、2 号主变分列运行。

① 优化检修计划：安排220 kV 用户变(一级重要用户电源站)与220 kV 一线同期检修，用户负荷由低压侧自行带出。通过对用电负荷的统计分析，确定停运窗口期在6 月下旬。

② 优化运行方式及保护策略：在满足安全约束条件的前提下，核对66 kV 变电站高、低备自投状态，调整A 变66 kV 线路备自投，减少损失负荷27 MW。调整66 kV 联络线(联络乙线)在A变东母线热备用，及其所带电厂出力保持最大，确保66 kV 联络线有能力将负荷全部带出；核对县公司所辖66 kV 变电站低频减载装置状态，退出A变低频减载装置，保障电网出现频率崩溃时重要用户的可靠供电。

③ 加强电压监视：将A 变所有电容器停电倒66 kV 东母线运行，并密切监视A 变66 kV 东西母线电压，防止电压越限。

3) 风险审批：组织相关部门、单位会商。

4) 电网安全风险协同防控管理：发布风险预警通知书，调控中心合理安排运行方式，随时掌握作业期间天气变化情况，做好灾害预防措施；供指中心做好敏感区域等相关用户的应急响应启动准备；输电运检中心在停电作业前加强220 kV 二线线路隐患排查，重点隐患区域指定专人进行不间断看守；变电运维单位在停电前对A 变站内设备“ 特巡” 和测温，确保间隔设备可靠运行；营销部做好重要用户用电情况监测和支援准备；党建部做好舆情应对准备；安监部加强作业现场安全管控，安排各级到岗到位和安全监督人员。

5) 执行停运计划：220 kV 二线线路停电，预备调度控制措施确保电网安全稳定运行。

6) 提出电网规划建议：220 kV 二线或一线停电期间，A 变单电源运行，若运行线路故障，A 变全停，经管控调整后，仍损失负荷75 MW，构成五级电网事件，建议后续加强A 网网架结构。

4 结束语

以上提出的电网安全风险量化闭环管控体系，通过统筹风险规避、降级与控制，兼顾风险等级与管控代价，实现电力事故风险防控“ 避、降、控” 三者协同。在“ 全面评估、先降后控” 可量化风险等级与预警管控保障标准下，提前规避或降低电网建设过渡期的电力事故风险，提高高风险场景下电网安全风险防范能力。