电网实时运行风险分析与预控措施研究

电网实时运行风险分析与预控措施研究

徐进军

国网浙江省电力有限公司东阳市供电公司  浙江东阳市  322100

摘要：随着我国经济的快速发展，电力工程也在快速的发展之中，电网运行的安全稳定越来越受到各方的广泛关注。然而伴随着我国电网的持续发展和智能电网计划的启动，电网运行面临的潜在风险也越来越多，调度运行任务变得更加复杂且繁重，现行的调度方法和调度信息系统已经很难满足日益增长的需求，研究搭建电网运行风险管控体系和实际系统具有重要意义。电力企业广泛开展的设备状态评价研究和风险评估领域的探索，为电网运行风险管控研究创造了良好的研究条件。

关键词：电网调度;风险分析;预控;措施优化

引言

电网运行风险评估是电力系统调度运行重要的研究内容。风险评估结果不仅将作为电网事故异常处置的参考，供调度运行人员调整运行方式，实现风险降级;而且将作为运行方式安排的依据，支撑调度人员分析决策。

1电网实时风险快速定级方法

1.1快速定级实施思路

基础数据获取较为困难。在599号令及电网企业有关管理规定中，与调度运行相关的三个维度判定项目中共有7个方面的判定基础数据。然而其中部分数据调度机构往往并不掌握，需要从市场营销系统、计量自动化系统等相关系统中获取，造成电网实时风险判定难以开展。具体来说，供电用户停电比例中供电用户总数及可能由于电网事故导致停止供电的用户数等相关信息属于市场营销类型数据，调度机构并不掌握;而电压偏离幅度、电压偏离持续时间两项数据必须在事故发生后才能监测得到，在电网实时风险分析环节难以掌握或准确计算该数据，采用电网动态分析等方法耗时较长，也难以满足电网实时风险分析时效性要求。

1.2判定中无效或冗余的信息较多。当前我国

采用电网分级管控的模式，不同级别调度机构的管辖范围不同。因此上述数据中事故影响范围等基础数据对调度机构而言实际上属于无效信息，其仅需要对自身调管范围内的电网运行事故异常负责。同时上级调度机构需要根据上一等级电网运行情况分析对下一级电网的影响，做到信息共享。

1.3与电网实时风险业务结合不够紧密

即使在调度机构内部，上述数据信息实际上也分布在不同的自动化业务系统中，当调度实时运行过程中，事故异常发生时，调度运行人员必须在不同的调度自动化系统中查阅数据才能满足实际运行过程中实时风险分析的业务需要，因此对该业务支撑力度不够，难以满足实际运行需要。针对上面三个方面存在问题，本文将立足于我国当前电网调度机构实际需要，从基础数据着手，解决电网运行实时风险分析业务中事故等级快速判定的问题。具体来说，实现快速判定的方法主要包括两个方面的实现方式。①实施数据治理，通过剔除冗余或无效数据、以典型数据取代外机构数据、以离线分析结论代替运行模拟数据等方式，解决上述问题中的基础数据存在问题;②实施算法重构，通过将上述复杂的判定过程整合，形成电网运行事故等级判定库，实现不同判定维度判定结果的规范化传输。

2电网实时运行风险预控措施

2.1功能设计

电网实时运行风险管控系统主站以电网实时风险辨识及防控为核心功能，包括电网运行风险动态扫描、调度操作风险分析、设备异常风险分析三项核心功能。(1)电网运行风险动态扫描的主要任务是动态监测电网运行过程中关键数据变化，对照运行方式专业给出的运行控制断面边界数据与实际运行过程中边界数据，判定运行控制要求的适应性;(2)调度操作风险分析的主要任务是根据调度操作任务及操作过程，对拟定的调度操作票执行过程中的操作风险进行预评估;(3)设备异常风险分析的主要任务则是针对电网运行过程中所发生的线路跳闸、隔离开关发热等异常状态，评估异常态下其他设备再次故障可能造成的运行风险。

2.2数据架构

电网实时运行风险管控系统主站部署于安全生产三区。为支撑其实际业务需要，能量管理系统三区主站、生产管理系统、调度操作执行下发系统三个系统向其发送数据。能量管理系统三区主站每5分钟向风险管控系统发布最新的电网运行数据信息，提供其必须的电网运行负荷等基本参数。生产管理系统则作为存储和管理预设数据的来源，向其提供预设数据信息。调度操作指令下发系统由调度员定期发送调度操作指令，供风险管控系统分析决策。

2.3应用效益

电网实时运行风险管控系统主站自2019年10月基本建成投运以来，已稳定运行超过半年时间，共开展正常态检测超过万余次，检验操作票超过500张，进行异常态分析超过50次。从检验效果来看，该系统部署与实施具有三方面效益:(1)提升了电网实时运行风险定级执行效率，根据统计传统人工定级分析平均耗时约20分钟/项，其中80%以上的时间在统计基础数据，而基于上述风险管控系统，大幅降低了基础数据统计环节的工作量，从而提升了执行效率;(2)提高了电网实时运行风险定级的执行准确率，在超过万次的实践应用过程中，根据事后统计分析，无一漏评或错评，尽管采用的统调负荷数据等基础数据与实际评估存在一定差距，但由于自备电厂较少等因素，基本与实际结果一致，能够满足实际需要;(3)降低了调度员人工评估分析的业务工作量，调度员得以将注意力集中于电网风险防控问题上，而不需要耗费大量的时间和精力评估事故风险等级。

3案例分析

3.1电网运行方式

某电网以某站220kV母联隔离开关为分界点分为东、西两部分，该地区电网分布。电网运行方式某电网以220kV母联隔离开关为分界点分为东、西两部分，该地区电网分布。

3.2潮流断面数据

6月20日21:00，某东部电网潮流断面数据:某东部电网负荷为1640MW，其中220kV北宿站负荷为310MW、八里站负荷为300MW;电厂2台联变下送有功为575MW;220kV系统1号、2号机运行，总出力为550MW;500kV儒林站1号主变压器下送有功为330MW;里彦电厂4号、5号、6号机组故障停机，仅3号机开机运行，实际出力为88MW，最大可达120MW;兖煤热电厂暂无机组投运。

3.3电网实时运行风险预控措施探究

本文以某县电厂220kV1号母线掉闸，邹宿Ⅱ线电流1764A，过流47.0%为例。从外部开源、内部挖潜、强迫潮流分布三方面入手，验证预控措施的有效性。a.外部开源某东部电网通过联络线220kV圣仓线与相邻供电区域泰安电网相连，正常运行方式下该线路开环运行。经计算，220kV圣仓线转环路运行后邹宿Ⅱ线电流为1656A，线路负载下降108A。因该线路远离重负荷变电站北宿站，缓解作用有限，可以作为辅助措施。

结束语

本文选取某电网夏季负荷高峰时期的实时电网运行风险案例，结合多年调度领域工作经验，积极探索，制定出严重过流情况下的电网实时运行风险综合处置措施，对后续处置电网实时风险具有重要的参考作用。

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