山西电网运行安全风险分析

李国宝，刘新元，杨尉薇

（1.国网山西省电力公司，山西 太原 030001；2.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

0 引言

电能应用惠及天南海北，电网风险危及千家万户。依据国家能源局印发的《电网安全风险管控办法（试行）》，电网企业及其电力调度机构、发电企业、电力用户在电网安全风险管控中负主体责任，国家能源局及其派出机构负责电网安全风险管控工作的监督管理。为能明确监办履行电网安全风险管控职责方向，为履行电力企业安全风险管控的主体责任，为防范电网运行风险，对山西电网目前运行网架进行安全风险分析。

1 山西电网现况

山西电网位于华北电网西部，是典型的电力外送型电网，分别与华北、华中、华东电网存在电力联系。山西电网与华北电网通过大房3回、神保双回、阳桂双回、潞辛双回4个通道共9回500 kV线路相联；通过1 000 kV特高压交流长南线实现华北、华中电网水火互济；通过±800 kV雁淮直流与华东电网相联。

2017年，山西500 kV电网形成了“三纵四横”的网架结构。“三纵”贯穿山西南北，是山西北电南送的主通道，包括雁同—明海湖—五寨—固贤—吕梁—稷山—运城单双混合线路；朔州—云顶山—龙城—晋中—霍州—临汾—桐乡—运城单双混合线路；雁同—神二—忻州—侯村—福瑞—晋中—榆社开闭站—久安—长治—晋城双回线路。“四横”联系京津唐冀电网，是国家西电东送的主通道，包括河曲电厂—五寨—朔州—神二—神保双回线路；云顶山—侯村—阳泉单双混合线路；吕梁—霍州—晋中—榆社开闭站—久安—潞城开闭站单双混合线路；稷山—临汾—海会—晋城单双混合线路。

按照供电分片划分，山西电网分为大同、忻朔、中部、南部4大供电区，其中忻朔电网包括忻州市和朔州市电网，中部电网包括太原市、阳泉市、吕梁市、晋中市电网，南部电网包括临汾市、运城市、长治市、晋城市电网。

山西电网的电源与负荷分布不平衡，北部地区电源较集中，而负荷集中在中南部地区。北部、中部电网通过朔云线、忻侯双、寨贤双3条通道5回500 kV线路相联，中部、南部电网通过吕稷线、吕霍线、晋霍双、榆久双4条通道6回500 kV线路相联。山西电网整体潮流呈现北电南送、西电东送格局。

2 山西电网安全风险分析

结合山西电网网架结构、运行方式及负荷水平，针对电网运行中存在的风险点及设备隐患进行全面梳理，重点针对发生N-1故障或发生严重故障（如同杆并架双回路同时跳闸、重要输电断面中断、变电站全停多重故障）时，依据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》（见2001年颁布的中华人民共和国国务院令第599号，电力安全事故应急处置和调查处理条例），对系统将损失的负荷能否达到所列事故（事件）等级进行了分析。通过排查，在2017年底电网结构下，山西电网共存在二级及以上电网安全风险4项，其中，一级电网风险0项、二级电网风险4项。

2.1 电网网架结构存在的安全风险及其管控

2.1.1 部分地区负荷转供能力不足，供电安全风险大

220 kV红卫站、兆丰I变电站、海落湾站、古交站全停，损失负荷占比较大，构成事故，达到二级电网风险。建议：优化运行方式安排，检修方式下，对供电负荷进行倒接，同时相关站配合控制负荷，防止发生全站停电事故。

2.1.2 局部主网网架结构薄弱，抵御风险的能力不足

大同电网装机容量大、负荷小，并从内蒙古京隆电厂受电，电力送出需求大，通过500 kV大房三回、神雁双回及雁湖双回线3个送电通道与主网相连。依据《电力系统安全稳定导则》［1］，电网抵御严重故障能力不足，500 kV神雁双N-2严重故障下，大同电网存在失稳风险，考虑现有安控措施，系统能够保持稳定。

2.1.3 新能源并网容量增加及电网调峰能力不足给电网带来新的安全风险

近年来，山西电网新能源装机快速发展，新能源出力占比不断提高。另外，随着雁淮直流的投运，近区新能源问题日益突出。

a）新能源大发方式下，220 kV明海湖—卧龙洞双回线、明海湖—右玉双回线存在N-1线路过载问题。

b） 雁同、阳泉主变N-1过载及朔州主变N-1重载问题。冬季供热期，若风电光伏大发，雁同主变不满足N-1运行要求。大量风电集中在500 kV朔州主变近区，冬季供热机组与风电大发方式下，朔州站主变N-1重载，系统运行压力大。阳泉百万光伏基地项目全部投产后，阳泉火电及光伏大发方式下，阳泉主变不满足N-1要求。

c）由于风电、光伏等清洁能源优先发电，部分时段需要调停网内大量常规火电机组，使得系统转动惯量和可调节能力逐步下降，电网频率稳定水平随之降低，电网安全运行压力也不断加大。山西电网在冬季供热期，供热机组运行比重大，机组调峰能力严重不足，电网电力平衡异常困难，弃风、弃光压力不断加大。

d）雁淮直流发生换相失败故障，近区风机存在脱网风险，影响电网安全运行。

2.1.4 机组的极端运行方式增多，电网运行风险增大

随着电力市场化进程进一步深化，山西省内发电机组基础电量比例逐步下降，发电厂间发电量交易量进一步上升，机组开停机方式变化较大。目前，山西省供热机组主要集中接带在220 kV层面，冬季为保民生，供热机组需大量投运，夏季供热机组大量停备。电网极端方式给电网运行管控带来新的问题，电网运行方式安排异常困难。北部电网电源集中，冬季供热机组大发运行方式下，500 kV雁同站主变上载压力大，存在N-1过载问题。中南部电网负荷较大，夏季供热机组大量停备方式，500 kV侯村、临汾、霍州、运城、晋城主变下载潮流大，存在N-1过载问题。

2.1.5 部分电厂升压站处于电网枢纽位置，运维管控风险较大

神头二电厂、大同二电厂承担着向京津唐地区送电重任，是山西电网与华北主网连接的枢纽节点。同时，神二还是山西电网“北电南送”通道的必经之处。神二、大二这两个电厂在山西电网的战略地位重要，电厂升压站发生严重故障后，山西电网乃至华北电网的安全稳定运行都会受到影响。目前神二、大二电厂升压站均由电厂进行管理，设备健康水平、运行状态、维护质量及反措落实等方面与其在电网中所处的关键地位存在一定差距，给电网安全、稳定运行带来一定的风险。神头电厂、榆社一期等电厂机组已经退役，但电厂升压站还承担着向电力用户供电的任务，升压站资产归电厂所有，运行维护不到位，电网管理困难，用户供电安全风险大，存在较大的安全隐患。建议加快北部电网完善工程，解决电网风险。

2.1.6 部分高危重要用户用电风险大

山西省内多座煤矿、非煤矿山、用户变电站等高危用户单通道并网，供电可靠性差。用户对用电安全重要性认识不足，重经济效益，轻用电安全，安全投入不够。除此之外，山西省内部分用户现有自备应急发电机无法满足保安负荷要求，自备应急电源维护不到位，抗风险能力差；部分供电线路无架空地线或位于采空区上方，存在供电风险。

2.2 电力设备安全风险

a）主设备安全风险。变压器中低压侧设备运维亟待加强。近年来，变压器异常或损坏故障大多是由于低压侧开关柜、出线电缆等发生故障引起。

线路抵御灾害能力不足。近年来受持续“厄尔尼诺”、“拉尼娜”影响，山西省频繁出现冻雨覆冰天气和强对流天气，造成线路故障的绝大部分气象条件都超原设计水平，线路本质安全水平有待提升。

b）二次设备安全风险。继电保护作为切除电网故障的第一道防线，是保证电力设备安全和限制大面积停电最基本、最有效的手段。随着电网规模的扩大和新能源场站的投入，继电保护运行管理、现场工作、反措落实难度加大，面临着二次设备超期运行、二次设备运行环境差、二次设备运维技术力量薄弱等诸多风险。

2.3 电力监控系统安全风险

发电企业电力监控系统管理普遍存在设备策略配置不够细化，网络安全管理制度不完善等问题。一旦受到病毒、木马甚至黑客的侵袭或攻击，电力调度自动化系统、继电保护、安全稳定自动装置等电力监控系统将可能出现严重异常或故障，威胁电网安全稳定运行。具体表现在生产控制大区违规外联、部分系统非实时纵向加密处于旁路状态、防火墙等逻辑隔离设备配备不完善、安全防护设备策略配置不够细化、国外品牌设备众多等方面。

2.4 安全稳定控制系统风险

山西电网稳控系统主要部署于大同、忻州、朔州地区。雁淮直流500 kV明海湖安全稳定控制系统、山西北部电网外送稳控系统、山西忻朔区域稳控系统涉及国调、华北调度、山西省调等多个层级，稳控站点众多、策略复杂且稳控系统间互有交叉，因此带来稳控系统运行难度加大、方式安排困难等压力。

3 结论与建议

通过以上分析，为降低电网安全风险运行风险，应从以下几方面整改。

a）加快电网规划建设，有效化解电网安全风险。各级电网企业应加强电网的规划设计，针对电网存在的薄弱环节和各类风险，深入分析形成原因，制定却实可行的解决方案，指导电网规划设计。

b）强化应急管理，高效处置突发事件。各高危重要用户应健全涉网安全应急组织机构，分解落实突发事件应急处置责任，规范突发事件信息报送，保障涉网安全应急指挥系统运转顺畅。

c）加强电力监控系统安全防护管理，防范网络信息安全风险。各电力企业应积极适应电力系统技术迅猛发展和网络信息安全的新形势和新要求，加强对电力监控系统信息安全工作的领导，确实履行电力监控系统安全防护工作主体责任。

d）强化发电用电两端涉网设备安全管理，提升电网安全水平。各发电企业应积极落实国家能源局关于发电机组并网安全的相关制度规定要求，开展好发电机组并网安全性评价工作，及时发现涉网设备安全隐患，确保并网电厂涉网设备安全稳定运行。各高危重要用户应高度重视涉网设备的安全运行，与主营业务的安全监管同等对待。加强新能源电厂接入电网的安全管理，统筹规划风电场、光伏场站选址、接入系统，综合考虑运行可靠性，尽量避免一条线路同时串带多座风电场、光伏站，减少发生弃风、弃光新能源事件。