特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系建设

2015-05-16特高压交直流混联电网运行风险综合防控课题组

河南电力 2015年2期

_特高压交直流混联电网运行风险综合防控课题组

一、实施背景

管理创新是现代企业破解发展难题、不断成长壮大的不竭动力。在建设“一强三优”现代公司、服务中原崛起的征程中，省电力公司面临电网运行模式发生重大转变的巨大挑战。为保证进入特高压交直流混联新时期的河南电网及全国互联电网的安全稳定运行，必须以防控交直流混联电网运行风险为重点，创新工作思路、创新工作机制、创新工作方法、创新制度保障，扎实做好特高压交直流混联电网运行风险综合防控工作。

（一）身处大电网核心区域安全运行面临新挑战

在全国联网的大格局中，河南电网由于处于“三华—两北”大型特高压电网的重要互联位置，越发显现出大电网运行的特性：大电网的一体化特征愈加明显，电网运行的局部问题更容易被放大。大电网时代的来临使河南电网的安全稳定运行面临来自多方面的挑战：区外直流送端电网的故障可能直接影响河南电网的运行，区内直流系统的故障可能直接带来交流系统区域间的潮流转移和功率波动。

（二）特高压交直流混联电网运行机理变化提出新课题

作为全国第一个出现特高压交直流混联的省级电网，电网运行机理发生深层次变化，河南电网面临因机理改变而带来的大量新问题，对电网的安全运行和风险防控提出了更高要求。随着特高压交直流混联电网的形成，交直流耦合特性进一步加深，研究分析表明，省网几乎全部的500千伏交流线路，以及郑州、开商、焦新等直流近区约60%的220千伏线路，单相、三相故障均可能导致天中直流换相失败，严重情况下可能诱发直流闭锁造成网内大量功率缺失。

（三）大容量跨区域输电对电网安全稳定提出新要求

特高压天中直流额定输送容量800万千瓦，是世界上第一个将风电、光伏和火电打捆外送的特高压直流输电工程，输电距离2210公里；作为受端的河南电网面临大容量跨区域输电的实际情况，网架结构呈现“强直弱交”的特性。对于河南电网，若特高压直流系统故障发生闭锁，将导致直流功率转移到混联运行的特高压交流通道，可能使电压崩溃和功角失稳相互耦合，进而破坏整个系统的稳定。

（四）特高压交直流混联电网安全运行政治经济意义重大

天中直流工程是国家电网公司落实中央新疆开发战略的重要举措。利用特高压输电线路，将西北部的风电、光伏等清洁能源输送至河南经济中心，不但能够缓解河南能源紧张局面，而且能够利用西、北部清洁能源“驱散雾霾”，成为破解河南能源安全与环境保护困局的必然选择。

二、基本内涵

以保障特高压交直流混联电网安全稳定运行为目标，省公司强化部门协同配合，借鉴供应链协同管理思想，全面梳理电力流供应链上电源、电网、负荷各环节风险，扎实开展网格化的全面风险管理，建设实施了基于供应链协同（Supply Chain Collaboration, 简称SCC）管理方法的三维网格化风险综合防控体系，体现了“三方协同、风险共担”的核心思想。

“三方协同、风险共担”是指依据供应链协同管理理论，在电力流供应链上，综合考虑三方利益，以电网公司为支点，高效协同上游发电企业及下游用户，共同应对系统性风险，提升电力系统整体风险防控水平。

电力供应链协同三维网格化风险综合防控体系包含电力流供应链上“源—网—荷”维度、“专业技术”维度和“风险管控”维度的全过程管理。

三、主要做法

省公司通过特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系的建设实施，建立了组织、机制、制度、平台“四位一体”的防控体系，组织实施了“网源协同、网网协同、网荷协同”三大协同管理，通过全面落实各项防控措施，使“三侧九项”重点运行风险得到有效管控。

（一）建立组织体系，为科学决策风险防控体系建设提供保障

随着特高压交直流混联电网的建设，省公司特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系的建设实施也同步开展。在规划特高压交流南阳站主变落地之初，省公司即高度重视，迅速成立领导小组等相应组织机构，开展综合风险防控体系建设，组织公司各技术管理部门科学决策电网运行风险综合防控的各项工作。领导小组以特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系建设实施为抓手，统一领导河南电网运行风险防控工作。在天中直流投产前，组织开展特高压交直流混联电网的适应性研究，实施了系统性的电网运行风险梳理、辨识和防控措施等系列研究工作。

特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系建设实施领导小组通过对涉及电网运行安全风险防控相关工作方案的组织制定、工作推进中的总体协调、决策部署的督察督办、混联电网运行与管理重大事项和重要信息的汇总和及时通报等具体工作，科学决策、持续推进电网运行与管理水平不断提升。工作组则具体把握特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系的细节工作，负责各项电网安全稳定措施的全面实施，组织研究电网安全稳定工作，开展专业技术交流，提出电网安全稳定工作建议和意见。

（二）创新风险防控体系机制建设，确保风险防控措施全面落实

1.明确技术管理目标，系统性管控运行风险

图1 源、网、荷三侧运行风险梳理辨识

图2 源网荷三方协同运行

为实现保障特高压交直流混联电网安全稳定运行的管理目标，对电网的运行风险进行深入细致的梳理排查，根据河南电网的实际具体情况，在源网荷三侧识别出了九项重点运行风险，通过扎实有效的风险管理，确保“三侧九项”重点运行风险可控、能控、在控。

针对电源侧风险，进行详细梳理和研究分析，全面、准确地掌握风险成因，并依据风险的成因、表象提出技术监测方法；根据影响大小和时间尺度提出风险综合分级标准；根据发电机组的可靠性和可调性提出风险动态评价方法。

针对电网侧风险，重视特高压交直流混联背景下河南及大区互联电网的运行风险的防控，相关防控工作在电网规划、建设、运行管理阶段中持续滚动开展。在电网规划及运行方式计算中，将天中直流投产后河南电网适应性研究列为重大专题，深入研究天中直流接入后河南电网稳定特性及特高压交直流耦合特性，分析了河南电网运行控制策略及安全域，同时在总部相关部门的指导下创新性地提出并实施了天中直流闭锁后多回直流联合调制与快切负荷协调控制稳控系统配置方案，在保证电网安全稳定运行前提下最大限度地减少经济损失、降低社会影响。分析天中直流接入后河南电网面临的电力疏散、短路电流等方面存在的问题，提出并落实500千伏出串、输电通道加强等解决措施，保障河南电网安全稳定运行。

针对负荷侧风险，为了当前阶段保证特高压交直流混联电网的安全稳定运行，在特高压直流发生故障时，大量的功率缺额需要采取多回直流联合调制及快切负荷措施。针对河南特高压交直流混联电网运行现状，综合考虑河南电网负荷结构及电解铝企业具有用电负荷平稳持续、负荷量大、短时间停电影响小等特点，确定电解铝企业为河南快速切除负荷客户群体，并通过采取一系列技术措施、管理措施，从安全、经济、服务三个方面着手创新服务，最大限度地减少电解铝用户负荷切除后的各类风险。

2.三大协同高效顺畅，综合防控体系立体管理科学有序

面对特高压交直流混联电网运行风险，省公司系统性思考，借鉴供应链协同管理思想，建立了“网源协同、网网协同、网荷协同”三大协同机制。

网源协同，全面加强过程管控。省公司在准确辨识风险的基础上，采取有效的协同策略，先后多次召集10余家发电厂，召开电网相关参数管理推进会，与双方建立了对“电压稳定控制风险”和“频率稳定控制风险”的共管机制，通过对励磁系统涉网参数、一次调频相关参数等关键技术指标的综合治理，保证了这些关键技术指标可控、在控和稳控。

网网协同，共同抵御系统风险。特高压交直流混联特性是在“三华—两北”电网互联的大背景中呈现的，因此大电网面临的新问题就应该综合利用大区支援能力及各区域电网的自身优势，协同开展风险防控工作。

在对电网解列失步风险的防范中，通过综合评估天中直流发生闭锁后可能引起的稳定风险，在国网公司各专业部门的指导下，协同华中电网相关省市电网，构建混联电网第二道安全防线，通过优先回降华中—华东直流系统东送功率，必要时切除河南、湖北部分用电负荷的技术措施，减少华北—华中交流联网线路的功率波动，大幅提高混联电网的稳定性。

网荷协同，合约保证风险共担。根据技术分析确定的快切电解铝企业负荷的风险防控措施，需要获得各电解铝企业的充分谅解和配合才能得以实施。为此，省公司一是多次走访相关电解铝企业，深入了解企业生产特性，逐户帮助指导电解铝企业制定预案，组织定期开展应急演练，帮助其规范内部突发停电的应急管理，有效控制和降低事后损失，减少企业次生灾害发生。二是固化战略合作关系，积极实施合约策略，通过借助当地政府的沟通协调，与各电解铝企业签订切负荷相关协议，解决了特定情况下切负荷行为正当性问题，有效规避了违约赔偿的法律风险。三是创新客户服务，主动上门开展设备诊断服务，定期巡视检查直流稳控装置运行情况，缜密构建电力客户电力设备正常运行状态、检修状态、故障及事故状态下的联动工作机制及信息互通机制，制定个性化的服务方案，消除企业后顾之忧。

（三）加强规范建设，形成制度保障，有效提升管理水平

重视流程管理，风险管控实施清晰规范。建立顺畅的流程是风险防控体系中管控措施各环节清晰规范、执行到位的重要保障。电源侧、电网侧、负荷侧都制定了整体性的风险管理流程。

重视制度建设，风险防控机制保障有力。河南电网为配合特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系的建设实施，颁布出台了《河南电网运行安全风险管理规定（试行）》，明确了特高压交直流混联后的河南电网开展运行风险综合防控的各项具体要求。

构建指标体系，风险防控效果精益评价。特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系的建设实施过程中，省公司非常重视评价体系建设，通过量化的指标反映发现的问题、存在的差距和取得的成效。例如电网侧在风险评估工作中形成了完善的风险指标，同时考虑了风险的危害（损失）和风险发生的可能性（概率），进而综合评估电网风险的大小和确定电网风险的等级。

（四）搭建技术平台，提升信息化支撑水平

搭建技术平台是三维网格化风险综合防控体系的重要组成部分，河南公司围绕电力流供应链，结合大电网发展需求，构建了河南电网机网协调在线监测系统平台、河南电网运行与安全防御技术保障系统平台、河南电网稳控装置监视与管理系统平台，从电源、电网、负荷三侧通过量化、信息化的管理系统建设运行，对主要关键风险指标进行监测和分析，全面提升信息化支撑水平。

四、实施效果

（一）特高压交直流混联电网的运行风险得到有效管控

在供应链协同管理思想的指导下，特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系的建设实施，最突出的效果就是使特高压交直流混联条件下的电网运行风险得到有效管控。具体表现为：

电源侧的主要运行风险得到有效管控。2011年以来持续的参数监控和风险治理，使发电企业励磁系统参数协调率由23.3%提升至92.3%，显著增强了故障过程中发电机动态无功支撑能力，为抵御电压稳定控制风险提供了重要保障。通过2012年以来对电厂一次调频系统开展的综合风险治理和管控，在发生直流闭锁故障时，河南电网机组一次调频功率可增发1000兆瓦以上，有效减小了特高压长南线功率波动幅度，降低了华北—华中电网解列风险，为抵御频率稳定控制风险提供了重要保障。

电网侧的主要运行风险得到有效管控。通过采取以多回直流联合调制为主，以切除电解铝负荷配合、切除豫北其他工业负荷为补充的稳控策略，有效防范了现阶段特高压混联电网的失步风险；通过采取500千伏线路出串运行的策略，大幅降低了相应变电站的短路电流，消除了特高压直流引起的短路电流超标风险；通过500千伏线路增容改造、通道加强等具体方案的实施，有效满足了河南电网接纳直流电力需求，解决了直流送出近区及省网重要断面存在“卡脖子”问题，消除了潮流疏散受阻风险；针对因交流系统故障造成直流连续换相失败发生概率较高的6座500千伏变电站实施差异化运维，有效降低了由连续换相失败造成直流闭锁的风险。

同时，针对上述各种风险，在每年年度运行方式分析中均按风险防控体系的要求滚动组织专题研究，确保了对风险的全过程系统管控。

负荷侧的主要运行风险得到有效管控。通过政府、供电企业、电解铝企业三方有效沟通协商，7家地市发改委批复了切负荷方案，省公司与7家电解铝企业签订了快切负荷相关协议，实现了互利共赢，规避了法律纠纷风险；由于加强有序用电管理并完善有序用电方案和重要客户保电应急预案，强化95598客户服务和现场服务质量，有效减少了因大面积停电造成客户不满、投诉增多等形成服务事件的风险。

（二）实现了“电从远方来”的河南能源资源优化配置

特高压交直流混联电网运行风险综合防控体系的建设与实践，实现了战略层核心思想的协同与融合，即国家电网公司“以电代煤、以电代油、电从远方来”的能源战略和河南省政府《河南“蓝天工程”行动计划》建设“美丽河南”战略的协同与融合，实现了河南真正意义上的“电从远方来”。

天中特高压直流工程的投运，不仅极大地改善了河南的能源结构，而且有效缓解了河南经济社会发展所面临的环境压力。每年新疆丰富的风电、光电、火电打捆输送给河南约480亿千瓦时电量，相当于从空中向河南输送原煤2210万吨，使河南减排二氧化硫31.7万吨、氮氧化物26.7万吨，确保特高压交直流混联条件下整个河南电网风险防控和安全运行，实质上是在为“美丽河南”的建设作贡献。