李 雋，高 藝，宋福龍

(囯網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院，北京市102209)

0 引 言

基于概率理論的風險評估技術(shù)在發(fā)電系統(tǒng)、配電系統(tǒng)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(fā)電、輸電合成系統(tǒng)和輸電系統(tǒng)的風險評估相對起步較晚，自1969年Billinton R［6］發(fā)表關(guān)于該領域的第1 篇學術(shù)論文以來，發(fā)電、輸電合成系統(tǒng)和輸電網(wǎng)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(nèi)外許多專家學者做了大量努力，在基礎數(shù)據(jù)、模型、算法等方面取得了一定進展［7-10］，展現(xiàn)出廣泛的應用前景。本文利用已有的電力系統(tǒng)靜態(tài)風險評估研究成果，分別對輸電通道建設時序、網(wǎng)架加強、單一工程對電網(wǎng)風險影響等工程實例進行靜態(tài)風險分析。分析采用基于靈敏度的靜態(tài)安全最優(yōu)控制方法，將發(fā)電機出力調(diào)整和負荷削減的控制費用最小作為優(yōu)化目標，以發(fā)電機/負荷的有功功率為控制變量，建立線路潮流約束和節(jié)點電壓限值約束的靜態(tài)安全最優(yōu)控制模型。利用國網(wǎng)北京經(jīng)濟技術(shù)研究院與天津大學合作開發(fā)的電網(wǎng)規(guī)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(xù)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(guī)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(wǎng)所承受的潛在風險水平不同。本節(jié)結(jié)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(wǎng)建設時序決策中的重要作用。

根據(jù)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(wǎng)架與終期網(wǎng)架的靜態(tài)風險指標，如表1 所示。

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

從表1 所列靜態(tài)風險計算數(shù)據(jù)看出，盡管2個方案終期網(wǎng)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(xiàn)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(tǒng)風險水平將高于新建SJZ—JN—XZ 通道方案。終期網(wǎng)架EENS 值較2個初期網(wǎng)架方案的EENS 明顯降低，說明隨著電網(wǎng)的建設發(fā)展，電網(wǎng)結(jié)構(gòu)得到加強，系統(tǒng)可靠性得到提高。

對1 000 kV 交流線路的可靠性參數(shù)進行靈敏度分析，可以找到系統(tǒng)運行薄弱環(huán)節(jié)，從而全面反映系統(tǒng)的風險水平。

(1)線路可靠性參數(shù)變化對系統(tǒng)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(tài)風險EENS 指標值變化如表2 所示。

表2 線路可靠性參數(shù)變化對靜態(tài)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(guān)關(guān)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(fā)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(fā)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(tài)EENS 值的影響結(jié)果如表3所示。

表3 單回1 000 kV 線路可靠性參數(shù)變化對方案二靜態(tài)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(tǒng)風險水平的關(guān)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(guī)模變化對系統(tǒng)風險水平的影響。不同送電規(guī)模對系統(tǒng)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(guī)模時，方案一和方案二的靜態(tài)PLC 和EENS指標值對比如表4 所示。

表4 不同送電規(guī)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(guī)模的增加，2 種方案靜態(tài)PLC 和EENS 數(shù)值均呈現(xiàn)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(tǒng)安全性。

2 網(wǎng)架加強應用

網(wǎng)架加強是對現(xiàn)有網(wǎng)架進行局部優(yōu)化調(diào)整，提高電網(wǎng)安全水平。本節(jié)以華中電網(wǎng)某局部500 kV 電網(wǎng)為例，量化規(guī)劃方案風險水平，找出電網(wǎng)的薄弱環(huán)節(jié)，從降低風險角度判斷加強網(wǎng)架的必要性，明確電網(wǎng)建設投資方向，闡述風險評估在局部網(wǎng)架加強方案中發(fā)揮的重要作用，為投資決策提供參考。

某局部500 kV 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)如圖2 所示。當電網(wǎng)發(fā)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(fā)生故障的影響，找出經(jīng)常過載的500 kV 線路和變壓器等電網(wǎng)薄弱環(huán)節(jié)。

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

通過對電網(wǎng)進行靜態(tài)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(wǎng)靜態(tài)風險指標Table 5 Static risk indices for 500kV power grid

電網(wǎng)發(fā)生故障時經(jīng)常發(fā)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(jù)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(wǎng)風險貢獻最大，如圖3 所示。由圖3 可知，這10條線路的SIc數(shù)值為6 ～11 系統(tǒng)分/a。

圖3 電網(wǎng)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(jīng)常發(fā)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(wǎng)東南部線路故障為系統(tǒng)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(guān)的220 kV 線路潮流過載較嚴重。因此，該電網(wǎng)最薄弱線路為YX—CB。在網(wǎng)架加強方案中應考慮加強電網(wǎng)東南部500 kV 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，提高供電安全性。提出在電網(wǎng)東南部建設YX—CB 第2 回線路。通過靜態(tài)風險分析，加強后電網(wǎng)PLC 為0.025，EENS 為1907MW·h/a，SI 為0.195 系統(tǒng)分/a?？煽闯黾訌姳∪鯀^(qū)后，風險指標明顯降低，電網(wǎng)整體風險水平下降。

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

圖4 B 電網(wǎng)示意圖Fig.4 B power grid

A、B 電網(wǎng)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(wǎng)的線路有相同的潮流限值，失效判斷區(qū)和失效控制區(qū)均設定為整個華中電網(wǎng)區(qū)域。2個電網(wǎng)的靜態(tài)風險分析結(jié)果如表7 所示。

由表7 可知，A 電網(wǎng)的SI 指標值為0.583 系統(tǒng)分/a，明顯小于B 電網(wǎng)的1.212 系統(tǒng)分/a，即A 電網(wǎng)風險水平低于B 電網(wǎng)。A 電網(wǎng)是華中電網(wǎng)的核心，以往對A 電網(wǎng)建設投資比重較高，A 電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行水平較B 電網(wǎng)高。從風險分析結(jié)果看，B 電網(wǎng)相對A 電網(wǎng)對華中電網(wǎng)整體風險水平影響大，在后續(xù)電網(wǎng)發(fā)展中，應側(cè)重加強B 電網(wǎng)的建設投資，將更有利于降低整個華中電網(wǎng)的風險水平。

表7 A 電網(wǎng)和B 電網(wǎng)風險指標比較Table 7 Comparison of A and B grid risk indices

3 單一工程對電網(wǎng)風險影響

通常輸變電工程建設前，需從技術(shù)、經(jīng)濟等方面評價工程建設的必要性，對部分定位為改善網(wǎng)架結(jié)構(gòu)的輸變電工程，其功能作用一般在投產(chǎn)初期很難量化。本節(jié)以華東電網(wǎng)1 000 kV 環(huán)網(wǎng)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(chǎn)前后對電網(wǎng)靜態(tài)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(qū)外受電規(guī)模的不斷加大，500 kV 電網(wǎng)電力疏散壓力大，潮流轉(zhuǎn)移能力、電壓穩(wěn)定性等問題突出［13］。為滿足區(qū)外受電和區(qū)內(nèi)電力交換需要，滿足地區(qū)負荷發(fā)展需要，規(guī)劃提出形成受端1 000 kV環(huán)網(wǎng)工程，如圖5 所示。

研究運行方式考慮工程投產(chǎn)年“夏大”方式，通過計算得到電網(wǎng)在1 000 kV 環(huán)網(wǎng)建成前后的系統(tǒng)風險指標，如表8 所示。

圖5 華東1 000 kV 環(huán)網(wǎng)工程結(jié)構(gòu)示意圖Fig.5 1 000 kV loop network in East China Area

表8 方案靜態(tài)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(tǒng)EENS值降低明顯，這主要是由于工程建設前系統(tǒng)中500 kV線路負載相對較重，當發(fā)生一階故障時會限制功率在區(qū)域內(nèi)的傳輸，僅通過調(diào)整區(qū)域內(nèi)發(fā)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(huán)網(wǎng)工程建成后，區(qū)域間的功率輸送通路增多，系統(tǒng)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(tǒng)失效狀態(tài)有所增加，但是一階故障并不會使系統(tǒng)損失大量負荷，從而降低了系統(tǒng)的整體風險水平。雖然工程建設前和建設后系統(tǒng)SI 指標值均小于10 系統(tǒng)分/a，但隨著1 000 kV 環(huán)網(wǎng)工程的建設，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)得到加強，SI 指標值減少，即電網(wǎng)風險水平降低。

上述研究結(jié)果是基于工程投產(chǎn)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(qū)電力缺口增大，為滿足電力輸送需要，華東區(qū)內(nèi)省際通道，尤其是江蘇省內(nèi)過江通道和蘇南“西電東送”通道多回500 kV 線路將出現(xiàn)重載。從生產(chǎn)運行的實際出發(fā)，無環(huán)網(wǎng)時蘇南重要輸電通道的多條線路輸送功率超過穩(wěn)定限額，系統(tǒng)安全穩(wěn)定裕度偏緊、安全運行風險偏大，系統(tǒng)EENS 值會急劇增加;有環(huán)網(wǎng)工程則由1 000 kV 線路分攤部分電力輸送，緩解系統(tǒng)安全運行風險，相比無環(huán)網(wǎng)工程，系統(tǒng)風險水平優(yōu)勢更大。

4 結(jié) 語

本文在風險評估理論研究的基礎上，利用開發(fā)的風險評估工具，結(jié)合我國電網(wǎng)規(guī)劃實際，對電網(wǎng)建設時序工程、網(wǎng)架加強工程以及單一工程對電網(wǎng)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(wǎng)規(guī)劃設計方案的評價和選取提供理論依據(jù)和指導性建議。

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