吳曉蓉，曹令軍，黃 濤，吳 洋

(1. 中國電力工程顧問集團東北電力設(shè)計院有限公司，長春 130021;2. 國網(wǎng)延邊供電公司，吉林 延吉 133000；3. 國網(wǎng)吉林省電力有限公司電力科學(xué)研究院，長春 130021;4.吉林電力股份有限公司，長春 130022)

某海島地區(qū)電網(wǎng)的規(guī)模相對較小且聯(lián)網(wǎng)初期與主網(wǎng)聯(lián)系薄弱，新建核電廠，一期工程為2臺650 MW機組，緩解了電力緊張并滿足綠色能源島的需求，但使得地區(qū)電網(wǎng)的“大機小網(wǎng)”運行問題顯著。正常聯(lián)網(wǎng)模式下，地區(qū)電網(wǎng)可得到主網(wǎng)的支援，頻率調(diào)節(jié)特性較好；但孤網(wǎng)運行模式下?lián)p失大容量電源(如核電機組)，系統(tǒng)頻率隨有功功率變化的趨勢較為明顯。

本文通過單機供電系統(tǒng)模型的理論分析和實際電網(wǎng)仿真計算對比，然后，根據(jù)地區(qū)電網(wǎng)的負(fù)荷特性，利用典型負(fù)荷水平的切負(fù)荷計算結(jié)果，采用插值法計算各時段事故情況下對應(yīng)的切負(fù)荷量；依照國務(wù)院599號令[1]統(tǒng)計事故級別，計及概率估算切負(fù)荷造成的經(jīng)濟損失；根據(jù)地區(qū)電網(wǎng)主管部門制定的《電網(wǎng)運行安全風(fēng)險管理規(guī)定》(以下簡稱“風(fēng)險管理規(guī)定”)，計算出孤網(wǎng)模式下核電機組跳閘、切負(fù)荷兩種事件的安全風(fēng)險值，實現(xiàn)了不同時段事件的風(fēng)險量化評估。

1 地區(qū)電網(wǎng)概況

地區(qū)電網(wǎng)以環(huán)島220 kV主體網(wǎng)架覆蓋全網(wǎng)而形成海島型結(jié)構(gòu)。2019年5月第二回聯(lián)網(wǎng)線路投運前，地區(qū)電網(wǎng)與主網(wǎng)僅通過1回500 kV電纜+架空的混合線路相聯(lián)系。在聯(lián)網(wǎng)檢修或故障退出運行時，地區(qū)電網(wǎng)將處于孤網(wǎng)運行狀態(tài)。

核電廠投產(chǎn)前，地區(qū)電網(wǎng)大負(fù)荷方式下電力供電能力不足。核電廠2臺650 MW機組相繼投運后，極大程度緩解了電力供應(yīng)不足的問題。核電機組投產(chǎn)時(2016年)，地區(qū)電網(wǎng)全網(wǎng)最大負(fù)荷約4 400 MW，2019年全網(wǎng)最大負(fù)荷約5 400 MW?？梢姡穗娧b機容量(2×650 MW)與地區(qū)電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷之比為20%～30%，屬于典型“大機小網(wǎng)”系統(tǒng)。核電廠機組單機出力有100%(650 MW)或者75%(490 MW)兩種模式。

2 電網(wǎng)頻率特性研究

2.1 電力系統(tǒng)頻率特性

電力系統(tǒng)頻率與有功功率密切相關(guān)，當(dāng)有功功率供給與有功功率消耗之間存在偏差，則導(dǎo)致系統(tǒng)頻率變化，變化過程中電力系統(tǒng)元件對頻率波動均具有一定的調(diào)節(jié)效應(yīng)，即發(fā)電頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)和負(fù)荷頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)，使得系統(tǒng)頻率恢復(fù)或者過渡到一個新的平衡值。文獻[2]以簡化的單機供電系統(tǒng)研究了系統(tǒng)頻率特性。

當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生功率缺額時，若不考慮發(fā)電機頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)，則頻率穩(wěn)態(tài)值由功率缺額、負(fù)荷頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)系數(shù)決定。實際電網(wǎng)中，發(fā)電機頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)起作用，因此頻率下降幅度有所減小[3]。當(dāng)系統(tǒng)突然發(fā)生功率缺額時，一方面負(fù)荷功率大于發(fā)電功率，另一方面發(fā)電機調(diào)節(jié)效應(yīng)有一定時延[4]，因此以下研究結(jié)論是基于不考慮發(fā)電機頻率調(diào)節(jié)效應(yīng)而得到的。系統(tǒng)頻率f變化滿足關(guān)系式(1)，即初始頻率f0以時間常數(shù)Tf逐漸衰減為穩(wěn)態(tài)值f∞。

(1)

其中f0為初始值,近似認(rèn)為等于額定值,Δf為頻率波動值。頻率穩(wěn)態(tài)值f∞滿足關(guān)系式:

(2)

2.2 孤網(wǎng)模式電網(wǎng)頻率特性研究

孤網(wǎng)運行模式下，系統(tǒng)規(guī)模和容量極大減小，當(dāng)?shù)貐^(qū)電網(wǎng)經(jīng)受同樣大小的功率缺額時，系統(tǒng)頻率有明顯的變化。

a.選擇初始頻率f0=50 Hz，利用關(guān)系式(2)對不同功率缺額計算得出不同的頻率穩(wěn)態(tài)值(以下簡稱“頻率計算值”)。不同負(fù)荷水平下電動機負(fù)荷比例不同，故負(fù)荷調(diào)節(jié)效應(yīng)系數(shù)KL隨負(fù)荷變化而略有不同，按如下原則取值：當(dāng)P∑L>3 500 MW時，KL=2.0；當(dāng)3 500 MW>P∑L>2 700 MW時，KL=2.1；當(dāng)2 700 MW>P∑L>2 100 MW，KL=2.2；當(dāng)P∑L≤2 100 MW時，KL=2.3。

b.利用仿真軟件(BPA)對相應(yīng)負(fù)荷水平進行仿真分析，得出頻率波動的仿真值(以下簡稱“頻率仿真值”)，并將二者計算結(jié)果進行對比發(fā)現(xiàn)：系統(tǒng)頻率計算值與仿真值接近。此外，還利用BPA仿真軟件進行切負(fù)荷分析，以保證事故后系統(tǒng)最低頻率不低于49 Hz，計算時未考慮調(diào)速器的作用。

上述分析結(jié)果見表1。

3 切負(fù)荷方案研究

3.1 地區(qū)電網(wǎng)負(fù)荷特性

根據(jù)地區(qū)電網(wǎng)近幾年的電網(wǎng)設(shè)備運行檢修計劃，聯(lián)網(wǎng)線檢修計劃通常安排在每年的3月，因此本文對2018年和2019年3月份的負(fù)荷特性進行分析。根據(jù)歷史數(shù)據(jù)，地區(qū)電網(wǎng)3月份負(fù)荷特性曲線見圖1,日最大負(fù)荷出現(xiàn)在19點。2018年、2019年，地區(qū)電網(wǎng)全年最大負(fù)荷為4 960 MW和5 400 MW，其中3月份最大負(fù)荷分別為4 396 MW和4 900 MW。根據(jù)負(fù)荷曲線中不同時段負(fù)荷與日最大負(fù)荷的比值，可得出2018年、2019年3月份的每小時負(fù)荷水平。

3.2 切負(fù)荷量研究

表1 孤網(wǎng)模式損失1臺核電機組的頻率分析

圖1 地區(qū)電網(wǎng)3月日負(fù)荷特性曲線

如果事故情況下系統(tǒng)頻率下降無法滿足安全穩(wěn)定運行要求，則考慮采取切除部分負(fù)荷的控制措施[5]，確定切負(fù)荷量的目標(biāo)為：采取措施后保證系統(tǒng)最低頻率不低于49.0 Hz(低頻減載裝置第一輪動作限值)。

根據(jù)表1中6種典型負(fù)荷水平，利用插值法，求出2018年和2019年3月份不同時刻損失電源650 MW和490 MW兩種情況的切負(fù)荷量。

3.3 切負(fù)荷事故級別判定

切負(fù)荷是電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定控制的一種重要手段，但切負(fù)荷產(chǎn)生較為顯著的社會影響，因此599號令[1]出臺對切負(fù)荷提出了限制，要求在事故控制處理過程中須在保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定的前提下盡可能少切或不切用電負(fù)荷，降低事故控制代價。本文研究的地區(qū)電網(wǎng)，計算中全網(wǎng)負(fù)荷水平5 000 MW以下。國務(wù)院599號令[1]中對5 000 MW以下的省、自治區(qū)電網(wǎng)減供負(fù)荷事故管理規(guī)定相關(guān)內(nèi)容如下分為重大事故、較大事故和一般事故3級。重大事故(記為“Ⅱ”類)：減供負(fù)荷50%以上，處 50×104元以上200×104元以下的罰款；較大事故(記為“Ⅲ”類)：減供負(fù)荷20%以上50%以下，處20×104元以上50×104元以下的罰款；一般事故(以下記為“Ⅳ”類)：減供負(fù)荷10%以上20%以下，處10×104元以上20×104元以下的罰款。

根據(jù)切負(fù)荷計算結(jié)果分析，2018年和2019年孤網(wǎng)模式下，出力為650 MW或者490 MW的單臺核電機組跳閘時，地區(qū)電網(wǎng)存在發(fā)生較大事故和一般事故的可能。

3.4 切負(fù)荷的經(jīng)濟損失評估

采取切負(fù)荷措施不僅帶來社會影響，還會造成一定的經(jīng)濟損失。本文研究的經(jīng)濟損失(C)包括兩部分：電網(wǎng)公司支付給損失負(fù)荷用戶的賠償費(Cp)、電力監(jiān)管機構(gòu)對電網(wǎng)公司的罰金(CF)。

3.4.1 賠償單價

賠償費：按每次事故(或事件)持續(xù)停電1 h來計算賠償費，賠償單價暫定取值700元/(MW·h)。

罰金：依照599號令[1]中相應(yīng)事故的罰款，本文研究取平均值，即較大事故和一般事故的罰金取值分別為35×104元、15×104元。

3.4.2 事故(事件)概率

基于概率的風(fēng)險分析中將各事故場景發(fā)生概率pi與對應(yīng)故障后果Cpi的乘積之和得到經(jīng)濟損失。以一天為研究時段，每小時負(fù)荷水平作為單個事故場景，考慮每個場景發(fā)生核電機組跳閘的概率相同，即單個事故發(fā)生的概率p1i=1/24(i=0,1,2,…,23)；Ⅲ類和Ⅳ類事故以每天可能出現(xiàn)的次數(shù)k來評價，即每類事故發(fā)生的概率p2j=k/24(j=Ⅲ,Ⅳ)，計算公式分別為(3)、(4)、(5)。

C=Cp+CF

(3)

(4)

表2 切負(fù)荷的賠償罰款費用 1×104元

(5)

按照上述公式，根據(jù)插值法計算結(jié)果，如果采取切負(fù)荷措施，則對應(yīng)賠償罰款費用見表2,其中賠償費*數(shù)值利用插值法的Cpi計算而得，文中略去。

4 風(fēng)險評估研究

電網(wǎng)安全風(fēng)險與運行相伴，做好風(fēng)險評估和風(fēng)險控制的安全風(fēng)險管理對保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行具有重要意義[6-9]。電網(wǎng)風(fēng)險評估理論從可靠性的角度出發(fā)，考慮了事故發(fā)生的可能性和后果，以期達到經(jīng)濟性與電網(wǎng)安全可靠性平衡。

4.1 運行安全風(fēng)險管理

為量化評估電網(wǎng)運行安全風(fēng)險，“風(fēng)險管理規(guī)定”給出安全風(fēng)險的量化評估和等級確定的具體方法。在危害辨識的基礎(chǔ)上，分析各種風(fēng)險因素發(fā)生的概率、對電網(wǎng)安全和供電的影響程度；根據(jù)事故(事件)可能造成的后果(損失)和發(fā)生概率進行安全風(fēng)險評估量化，得出安全風(fēng)險后果值；依據(jù)電網(wǎng)安全風(fēng)險值和評估的對象，確定風(fēng)險等級。與本文研究電網(wǎng)(1 000～5 000 MW省區(qū)電網(wǎng))相關(guān)的安全風(fēng)險后果嚴(yán)重程度分3級：重大損失(嚴(yán)重程度分值500～3 000)，電網(wǎng)減供負(fù)荷50%以上、發(fā)電廠一次減少出力占電網(wǎng)負(fù)荷的12%以上；較大損失(嚴(yán)重程度分值100～500)，電網(wǎng)減供負(fù)荷20%～50%、發(fā)電廠一次減少出力占電網(wǎng)負(fù)荷的8%～12%；一般損失A類(嚴(yán)重程度分值30～100)，電網(wǎng)減供負(fù)荷10%～20%、發(fā)電廠一次減少出力占電網(wǎng)負(fù)荷的4%～8%。

該規(guī)定中的風(fēng)險級別為：Ⅰ級(特大風(fēng)險、風(fēng)險值X≥1 000)、Ⅱ級(重大風(fēng)險、1 000>X≥300)、Ⅲ級(較大風(fēng)險、300>X≥60)、Ⅳ級(一般A類風(fēng)險、60>X≥20)、Ⅴ級(一般B類風(fēng)險、20>X≥5)。

4.2 核電機組跳閘切負(fù)荷措施的風(fēng)險評估

4.2.1 風(fēng)險評估計算方法

根據(jù)“風(fēng)險管理規(guī)定”，基于事件概率的電網(wǎng)安全風(fēng)險值計算方法如下。

電網(wǎng)安全風(fēng)險值是后果值和概率值的乘積。其中，概率值是設(shè)備類型因數(shù)、故障類別因數(shù)、歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計因數(shù)的乘積；后果值是后果嚴(yán)重程度分值和社會影響因數(shù)的乘積。

該事件的概率值是設(shè)備類型因數(shù)、故障類別因數(shù)和歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計因數(shù)的乘積。

事件發(fā)生在一般時期、保供電時期，社會影響因數(shù)取值1～2。

嚴(yán)重程度分值按事件的兩種潛在危害來考慮，即機組跳閘占電網(wǎng)負(fù)荷的比例、電網(wǎng)減供負(fù)荷的比例。根據(jù)電網(wǎng)減供負(fù)荷比例和發(fā)電廠一次減少出力占電網(wǎng)負(fù)荷的比例，利用倍數(shù)和差值法來計算嚴(yán)重程度分值。具體如下：設(shè)定切除負(fù)荷比例K1是切負(fù)荷量與電網(wǎng)總負(fù)荷的比值，機組減出力占電網(wǎng)負(fù)荷的比例K2是損失機組容量與電網(wǎng)總負(fù)荷的比值。

切除負(fù)荷嚴(yán)重程度分值R1的計算見公式(6)。根據(jù)切負(fù)荷研究結(jié)論，本文有K1=20%～50%和K1=10%～20%兩種情況；機組跳閘嚴(yán)重程度分值R2的計算見公式(7)，根據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷水平，有K2≥12%和K2=8%～12%兩種情況。

(6)

(7)

4.2.2 風(fēng)險評估結(jié)論

根據(jù)“風(fēng)險管理規(guī)定”，概率、社會影響因數(shù)的取值和風(fēng)險分值計算如下。

該事件的概率值為設(shè)備類型因數(shù)(發(fā)電機故障)1.5、故障類別因數(shù)(聯(lián)網(wǎng)線檢修期間發(fā)生機組跳閘，按第二類故障考慮)0.5、歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計因數(shù)1.0三者乘積，該事件的概率值為0.75。

事件考慮發(fā)生在一般時期，社會影響因數(shù)為1。

風(fēng)險分值RS1為切除負(fù)荷嚴(yán)重程度分值R1、該事件的概率值0.75、社會影響因數(shù)1三者乘積；RS2為機組跳閘嚴(yán)重程度分值R2、該事件的概率值0.75、社會影響因數(shù)1三者乘積。

可以看出：由于地區(qū)電網(wǎng)“大機小網(wǎng)”的特性，核電機組出力占電網(wǎng)負(fù)荷比例高。如果以核電機組跳閘的風(fēng)險值作為評價標(biāo)準(zhǔn)，則2018年和2019年孤網(wǎng)運行期間，單臺核電機組跳閘具有重大風(fēng)險。

5 結(jié)論與建議

a.孤網(wǎng)模式下、不同負(fù)荷水平，電網(wǎng)損失不同電源對應(yīng)的頻率下降理論計算值與仿真計算值較為吻合。

b.經(jīng)濟損失指標(biāo)和風(fēng)險值的研究結(jié)論一致：系統(tǒng)負(fù)荷水平低、損失電源所占比例高，核電機組失去對系統(tǒng)頻率影響十分顯著。隨著負(fù)荷增長，損失電源對電網(wǎng)頻率的影響減弱、切負(fù)荷量減少、事故級別降低、經(jīng)濟損失減少。

c.根據(jù)“風(fēng)險管理規(guī)定”，如果以核電機組跳閘的風(fēng)險值作為評價標(biāo)準(zhǔn)，則2018年和2019年孤網(wǎng)運行期間，單臺核電機組跳閘具有重大風(fēng)險。孤網(wǎng)模式下“大機小網(wǎng)”系統(tǒng)運行存在極大風(fēng)險，第二回聯(lián)網(wǎng)線路投產(chǎn)從根本上解決孤網(wǎng)運行的問題。

d.盡管主體電網(wǎng)結(jié)構(gòu)不斷加強，但某些局部僻遠電網(wǎng)或者與主網(wǎng)聯(lián)系相對薄弱電網(wǎng)在某些特殊運行方式仍可能存在孤網(wǎng)運行的模式，文中提出的系統(tǒng)頻率特性、控制方案、風(fēng)險評估等研究思路方法可供借鑒。