山西電網運行安全風險分析

李國寶，劉新元，楊尉薇

（1.國網山西省電力公司，山西 太原 030001；2.國網山西省電力公司電力科學研究院，山西 太原 030001）

0 引言

電能應用惠及天南海北，電網風險危及千家萬戶。依據國家能源局印發的《電網安全風險管控辦法（試行）》，電網企業及其電力調度機構、發電企業、電力用戶在電網安全風險管控中負主體責任，國家能源局及其派出機構負責電網安全風險管控工作的監督管理。為能明確監辦履行電網安全風險管控職責方向，為履行電力企業安全風險管控的主體責任，為防范電網運行風險，對山西電網目前運行網架進行安全風險分析。

1 山西電網現況

山西電網位于華北電網西部，是典型的電力外送型電網，分別與華北、華中、華東電網存在電力聯系。山西電網與華北電網通過大房3回、神保雙回、陽桂雙回、潞辛雙回4個通道共9回500 kV線路相聯；通過1 000 kV特高壓交流長南線實現華北、華中電網水火互濟；通過±800 kV雁淮直流與華東電網相聯。

2017年，山西500 kV電網形成了“三縱四橫”的網架結構。“三縱”貫穿山西南北，是山西北電南送的主通道，包括雁同—明海湖—五寨—固賢—呂梁—稷山—運城單雙混合線路；朔州—云頂山—龍城—晉中—霍州—臨汾—桐鄉—運城單雙混合線路；雁同—神二—忻州—侯村—福瑞—晉中—榆社開閉站—久安—長治—晉城雙回線路。“四橫”聯系京津唐冀電網，是國家西電東送的主通道，包括河曲電廠—五寨—朔州—神二—神保雙回線路；云頂山—侯村—陽泉單雙混合線路；呂梁—霍州—晉中—榆社開閉站—久安—潞城開閉站單雙混合線路；稷山—臨汾—海會—晉城單雙混合線路。

按照供電分片劃分，山西電網分為大同、忻朔、中部、南部4大供電區，其中忻朔電網包括忻州市和朔州市電網，中部電網包括太原市、陽泉市、呂梁市、晉中市電網，南部電網包括臨汾市、運城市、長治市、晉城市電網。

山西電網的電源與負荷分布不平衡，北部地區電源較集中，而負荷集中在中南部地區。北部、中部電網通過朔云線、忻侯雙、寨賢雙3條通道5回500 kV線路相聯，中部、南部電網通過呂稷線、呂霍線、晉霍雙、榆久雙4條通道6回500 kV線路相聯。山西電網整體潮流呈現北電南送、西電東送格局。

2 山西電網安全風險分析

結合山西電網網架結構、運行方式及負荷水平，針對電網運行中存在的風險點及設備隱患進行全面梳理，重點針對發生N-1故障或發生嚴重故障（如同桿并架雙回路同時跳閘、重要輸電斷面中斷、變電站全停多重故障）時，依據《電力安全事故應急處置和調查處理條例》（見2001年頒布的中華人民共和國國務院令第599號，電力安全事故應急處置和調查處理條例），對系統將損失的負荷能否達到所列事故（事件）等級進行了分析。通過排查，在2017年底電網結構下，山西電網共存在二級及以上電網安全風險4項，其中，一級電網風險0項、二級電網風險4項。

2.1 電網網架結構存在的安全風險及其管控

2.1.1 部分地區負荷轉供能力不足，供電安全風險大

220 kV紅衛站、兆豐I變電站、海落灣站、古交站全停，損失負荷占比較大，構成事故，達到二級電網風險。建議：優化運行方式安排，檢修方式下，對供電負荷進行倒接，同時相關站配合控制負荷，防止發生全站停電事故。

2.1.2 局部主網網架結構薄弱，抵御風險的能力不足

大同電網裝機容量大、負荷小，并從內蒙古京隆電廠受電，電力送出需求大，通過500 kV大房三回、神雁雙回及雁湖雙回線3個送電通道與主網相連。依據《電力系統安全穩定導則》［1］，電網抵御嚴重故障能力不足，500 kV神雁雙N-2嚴重故障下，大同電網存在失穩風險，考慮現有安控措施，系統能夠保持穩定。

2.1.3 新能源并網容量增加及電網調峰能力不足給電網帶來新的安全風險

近年來，山西電網新能源裝機快速發展，新能源出力占比不斷提高。另外，隨著雁淮直流的投運，近區新能源問題日益突出。

a）新能源大發方式下，220 kV明海湖—臥龍洞雙回線、明海湖—右玉雙回線存在N-1線路過載問題。

b） 雁同、陽泉主變N-1過載及朔州主變N-1重載問題。冬季供熱期，若風電光伏大發，雁同主變不滿足N-1運行要求。大量風電集中在500 kV朔州主變近區，冬季供熱機組與風電大發方式下，朔州站主變N-1重載，系統運行壓力大。陽泉百萬光伏基地項目全部投產后，陽泉火電及光伏大發方式下，陽泉主變不滿足N-1要求。

c）由于風電、光伏等清潔能源優先發電，部分時段需要調停網內大量常規火電機組，使得系統轉動慣量和可調節能力逐步下降，電網頻率穩定水平隨之降低，電網安全運行壓力也不斷加大。山西電網在冬季供熱期，供熱機組運行比重大，機組調峰能力嚴重不足，電網電力平衡異常困難，棄風、棄光壓力不斷加大。

d）雁淮直流發生換相失敗故障，近區風機存在脫網風險，影響電網安全運行。

2.1.4 機組的極端運行方式增多，電網運行風險增大

隨著電力市場化進程進一步深化，山西省內發電機組基礎電量比例逐步下降，發電廠間發電量交易量進一步上升，機組開停機方式變化較大。目前，山西省供熱機組主要集中接帶在220 kV層面，冬季為保民生，供熱機組需大量投運，夏季供熱機組大量停備。電網極端方式給電網運行管控帶來新的問題，電網運行方式安排異常困難。北部電網電源集中，冬季供熱機組大發運行方式下，500 kV雁同站主變上載壓力大，存在N-1過載問題。中南部電網負荷較大，夏季供熱機組大量停備方式，500 kV侯村、臨汾、霍州、運城、晉城主變下載潮流大，存在N-1過載問題。

2.1.5 部分電廠升壓站處于電網樞紐位置，運維管控風險較大

神頭二電廠、大同二電廠承擔著向京津唐地區送電重任，是山西電網與華北主網連接的樞紐節點。同時，神二還是山西電網“北電南送”通道的必經之處。神二、大二這兩個電廠在山西電網的戰略地位重要，電廠升壓站發生嚴重故障后，山西電網乃至華北電網的安全穩定運行都會受到影響。目前神二、大二電廠升壓站均由電廠進行管理，設備健康水平、運行狀態、維護質量及反措落實等方面與其在電網中所處的關鍵地位存在一定差距，給電網安全、穩定運行帶來一定的風險。神頭電廠、榆社一期等電廠機組已經退役，但電廠升壓站還承擔著向電力用戶供電的任務，升壓站資產歸電廠所有，運行維護不到位，電網管理困難，用戶供電安全風險大，存在較大的安全隱患。建議加快北部電網完善工程，解決電網風險。

2.1.6 部分高危重要用戶用電風險大

山西省內多座煤礦、非煤礦山、用戶變電站等高危用戶單通道并網，供電可靠性差。用戶對用電安全重要性認識不足，重經濟效益，輕用電安全，安全投入不夠。除此之外，山西省內部分用戶現有自備應急發電機無法滿足保安負荷要求，自備應急電源維護不到位，抗風險能力差；部分供電線路無架空地線或位于采空區上方，存在供電風險。

2.2 電力設備安全風險

a）主設備安全風險。變壓器中低壓側設備運維亟待加強。近年來，變壓器異常或損壞故障大多是由于低壓側開關柜、出線電纜等發生故障引起。

線路抵御災害能力不足。近年來受持續“厄爾尼諾”、“拉尼娜”影響，山西省頻繁出現凍雨覆冰天氣和強對流天氣，造成線路故障的絕大部分氣象條件都超原設計水平，線路本質安全水平有待提升。

b）二次設備安全風險。繼電保護作為切除電網故障的第一道防線，是保證電力設備安全和限制大面積停電最基本、最有效的手段。隨著電網規模的擴大和新能源場站的投入，繼電保護運行管理、現場工作、反措落實難度加大，面臨著二次設備超期運行、二次設備運行環境差、二次設備運維技術力量薄弱等諸多風險。

2.3 電力監控系統安全風險

發電企業電力監控系統管理普遍存在設備策略配置不夠細化，網絡安全管理制度不完善等問題。一旦受到病毒、木馬甚至黑客的侵襲或攻擊，電力調度自動化系統、繼電保護、安全穩定自動裝置等電力監控系統將可能出現嚴重異常或故障，威脅電網安全穩定運行。具體表現在生產控制大區違規外聯、部分系統非實時縱向加密處于旁路狀態、防火墻等邏輯隔離設備配備不完善、安全防護設備策略配置不夠細化、國外品牌設備眾多等方面。

2.4 安全穩定控制系統風險

山西電網穩控系統主要部署于大同、忻州、朔州地區。雁淮直流500 kV明海湖安全穩定控制系統、山西北部電網外送穩控系統、山西忻朔區域穩控系統涉及國調、華北調度、山西省調等多個層級，穩控站點眾多、策略復雜且穩控系統間互有交叉，因此帶來穩控系統運行難度加大、方式安排困難等壓力。

3 結論與建議

通過以上分析，為降低電網安全風險運行風險，應從以下幾方面整改。

a）加快電網規劃建設，有效化解電網安全風險。各級電網企業應加強電網的規劃設計，針對電網存在的薄弱環節和各類風險，深入分析形成原因，制定卻實可行的解決方案，指導電網規劃設計。

b）強化應急管理，高效處置突發事件。各高危重要用戶應健全涉網安全應急組織機構，分解落實突發事件應急處置責任，規范突發事件信息報送，保障涉網安全應急指揮系統運轉順暢。

c）加強電力監控系統安全防護管理，防范網絡信息安全風險。各電力企業應積極適應電力系統技術迅猛發展和網絡信息安全的新形勢和新要求，加強對電力監控系統信息安全工作的領導，確實履行電力監控系統安全防護工作主體責任。

d）強化發電用電兩端涉網設備安全管理，提升電網安全水平。各發電企業應積極落實國家能源局關于發電機組并網安全的相關制度規定要求，開展好發電機組并網安全性評價工作，及時發現涉網設備安全隱患，確保并網電廠涉網設備安全穩定運行。各高危重要用戶應高度重視涉網設備的安全運行，與主營業務的安全監管同等對待。加強新能源電廠接入電網的安全管理，統籌規劃風電場、光伏場站選址、接入系統，綜合考慮運行可靠性，盡量避免一條線路同時串帶多座風電場、光伏站，減少發生棄風、棄光新能源事件。