“大机小网”系统孤网运行模式的频率特性及风险评估研究

吴晓蓉，曹令军，黄 涛，吴 洋

(1. 中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，长春 130021;2. 国网延边供电公司，吉林 延吉 133000；3. 国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021;4.吉林电力股份有限公司，长春 130022)

某海岛地区电网的规模相对较小且联网初期与主网联系薄弱，新建核电厂，一期工程为2台650 MW机组，缓解了电力紧张并满足绿色能源岛的需求，但使得地区电网的“大机小网”运行问题显著。正常联网模式下，地区电网可得到主网的支援，频率调节特性较好；但孤网运行模式下损失大容量电源(如核电机组)，系统频率随有功功率变化的趋势较为明显。

本文通过单机供电系统模型的理论分析和实际电网仿真计算对比，然后，根据地区电网的负荷特性，利用典型负荷水平的切负荷计算结果，采用插值法计算各时段事故情况下对应的切负荷量；依照国务院599号令[1]统计事故级别，计及概率估算切负荷造成的经济损失；根据地区电网主管部门制定的《电网运行安全风险管理规定》(以下简称“风险管理规定”)，计算出孤网模式下核电机组跳闸、切负荷两种事件的安全风险值，实现了不同时段事件的风险量化评估。

1 地区电网概况

地区电网以环岛220 kV主体网架覆盖全网而形成海岛型结构。2019年5月第二回联网线路投运前，地区电网与主网仅通过1回500 kV电缆+架空的混合线路相联系。在联网检修或故障退出运行时，地区电网将处于孤网运行状态。

核电厂投产前，地区电网大负荷方式下电力供电能力不足。核电厂2台650 MW机组相继投运后，极大程度缓解了电力供应不足的问题。核电机组投产时(2016年)，地区电网全网最大负荷约4 400 MW，2019年全网最大负荷约5 400 MW。可见，核电装机容量(2×650 MW)与地区电网统调负荷之比为20%～30%，属于典型“大机小网”系统。核电厂机组单机出力有100%(650 MW)或者75%(490 MW)两种模式。

2 电网频率特性研究

2.1 电力系统频率特性

电力系统频率与有功功率密切相关，当有功功率供给与有功功率消耗之间存在偏差，则导致系统频率变化，变化过程中电力系统元件对频率波动均具有一定的调节效应，即发电频率调节效应和负荷频率调节效应，使得系统频率恢复或者过渡到一个新的平衡值。文献[2]以简化的单机供电系统研究了系统频率特性。

当系统发生功率缺额时，若不考虑发电机频率调节效应，则频率稳态值由功率缺额、负荷频率调节效应系数决定。实际电网中，发电机频率调节效应起作用，因此频率下降幅度有所减小[3]。当系统突然发生功率缺额时，一方面负荷功率大于发电功率，另一方面发电机调节效应有一定时延[4]，因此以下研究结论是基于不考虑发电机频率调节效应而得到的。系统频率f变化满足关系式(1)，即初始频率f0以时间常数Tf逐渐衰减为稳态值f∞。

(1)

其中f0为初始值,近似认为等于额定值,Δf为频率波动值。频率稳态值f∞满足关系式:

(2)

2.2 孤网模式电网频率特性研究

孤网运行模式下，系统规模和容量极大减小，当地区电网经受同样大小的功率缺额时，系统频率有明显的变化。

a.选择初始频率f0=50 Hz，利用关系式(2)对不同功率缺额计算得出不同的频率稳态值(以下简称“频率计算值”)。不同负荷水平下电动机负荷比例不同，故负荷调节效应系数KL随负荷变化而略有不同，按如下原则取值：当P∑L>3 500 MW时，KL=2.0；当3 500 MW>P∑L>2 700 MW时，KL=2.1；当2 700 MW>P∑L>2 100 MW，KL=2.2；当P∑L≤2 100 MW时，KL=2.3。

b.利用仿真软件(BPA)对相应负荷水平进行仿真分析，得出频率波动的仿真值(以下简称“频率仿真值”)，并将二者计算结果进行对比发现：系统频率计算值与仿真值接近。此外，还利用BPA仿真软件进行切负荷分析，以保证事故后系统最低频率不低于49 Hz，计算时未考虑调速器的作用。

上述分析结果见表1。

3 切负荷方案研究

3.1 地区电网负荷特性

根据地区电网近几年的电网设备运行检修计划，联网线检修计划通常安排在每年的3月，因此本文对2018年和2019年3月份的负荷特性进行分析。根据历史数据，地区电网3月份负荷特性曲线见图1,日最大负荷出现在19点。2018年、2019年，地区电网全年最大负荷为4 960 MW和5 400 MW，其中3月份最大负荷分别为4 396 MW和4 900 MW。根据负荷曲线中不同时段负荷与日最大负荷的比值，可得出2018年、2019年3月份的每小时负荷水平。

3.2 切负荷量研究

表1 孤网模式损失1台核电机组的频率分析

图1 地区电网3月日负荷特性曲线

如果事故情况下系统频率下降无法满足安全稳定运行要求，则考虑采取切除部分负荷的控制措施[5]，确定切负荷量的目标为：采取措施后保证系统最低频率不低于49.0 Hz(低频减载装置第一轮动作限值)。

根据表1中6种典型负荷水平，利用插值法，求出2018年和2019年3月份不同时刻损失电源650 MW和490 MW两种情况的切负荷量。

3.3 切负荷事故级别判定

切负荷是电力系统安全稳定控制的一种重要手段，但切负荷产生较为显著的社会影响，因此599号令[1]出台对切负荷提出了限制，要求在事故控制处理过程中须在保证电网安全稳定的前提下尽可能少切或不切用电负荷，降低事故控制代价。本文研究的地区电网，计算中全网负荷水平5 000 MW以下。国务院599号令[1]中对5 000 MW以下的省、自治区电网减供负荷事故管理规定相关内容如下分为重大事故、较大事故和一般事故3级。重大事故(记为“Ⅱ”类)：减供负荷50%以上，处 50×104元以上200×104元以下的罚款；较大事故(记为“Ⅲ”类)：减供负荷20%以上50%以下，处20×104元以上50×104元以下的罚款；一般事故(以下记为“Ⅳ”类)：减供负荷10%以上20%以下，处10×104元以上20×104元以下的罚款。

根据切负荷计算结果分析，2018年和2019年孤网模式下，出力为650 MW或者490 MW的单台核电机组跳闸时，地区电网存在发生较大事故和一般事故的可能。

3.4 切负荷的经济损失评估

采取切负荷措施不仅带来社会影响，还会造成一定的经济损失。本文研究的经济损失(C)包括两部分：电网公司支付给损失负荷用户的赔偿费(Cp)、电力监管机构对电网公司的罚金(CF)。

3.4.1 赔偿单价

赔偿费：按每次事故(或事件)持续停电1 h来计算赔偿费，赔偿单价暂定取值700元/(MW·h)。

罚金：依照599号令[1]中相应事故的罚款，本文研究取平均值，即较大事故和一般事故的罚金取值分别为35×104元、15×104元。

3.4.2 事故(事件)概率

基于概率的风险分析中将各事故场景发生概率pi与对应故障后果Cpi的乘积之和得到经济损失。以一天为研究时段，每小时负荷水平作为单个事故场景，考虑每个场景发生核电机组跳闸的概率相同，即单个事故发生的概率p1i=1/24(i=0,1,2,…,23)；Ⅲ类和Ⅳ类事故以每天可能出现的次数k来评价，即每类事故发生的概率p2j=k/24(j=Ⅲ,Ⅳ)，计算公式分别为(3)、(4)、(5)。

C=Cp+CF

(3)

(4)

表2 切负荷的赔偿罚款费用 1×104元

(5)

按照上述公式，根据插值法计算结果，如果采取切负荷措施，则对应赔偿罚款费用见表2,其中赔偿费*数值利用插值法的Cpi计算而得，文中略去。

4 风险评估研究

电网安全风险与运行相伴，做好风险评估和风险控制的安全风险管理对保障电网安全稳定运行具有重要意义[6-9]。电网风险评估理论从可靠性的角度出发，考虑了事故发生的可能性和后果，以期达到经济性与电网安全可靠性平衡。

4.1 运行安全风险管理

为量化评估电网运行安全风险，“风险管理规定”给出安全风险的量化评估和等级确定的具体方法。在危害辨识的基础上，分析各种风险因素发生的概率、对电网安全和供电的影响程度；根据事故(事件)可能造成的后果(损失)和发生概率进行安全风险评估量化，得出安全风险后果值；依据电网安全风险值和评估的对象，确定风险等级。与本文研究电网(1 000～5 000 MW省区电网)相关的安全风险后果严重程度分3级：重大损失(严重程度分值500～3 000)，电网减供负荷50%以上、发电厂一次减少出力占电网负荷的12%以上；较大损失(严重程度分值100～500)，电网减供负荷20%～50%、发电厂一次减少出力占电网负荷的8%～12%；一般损失A类(严重程度分值30～100)，电网减供负荷10%～20%、发电厂一次减少出力占电网负荷的4%～8%。

该规定中的风险级别为：Ⅰ级(特大风险、风险值X≥1 000)、Ⅱ级(重大风险、1 000>X≥300)、Ⅲ级(较大风险、300>X≥60)、Ⅳ级(一般A类风险、60>X≥20)、Ⅴ级(一般B类风险、20>X≥5)。

4.2 核电机组跳闸切负荷措施的风险评估

4.2.1 风险评估计算方法

根据“风险管理规定”，基于事件概率的电网安全风险值计算方法如下。

电网安全风险值是后果值和概率值的乘积。其中，概率值是设备类型因数、故障类别因数、历史数据统计因数的乘积；后果值是后果严重程度分值和社会影响因数的乘积。

该事件的概率值是设备类型因数、故障类别因数和历史数据统计因数的乘积。

事件发生在一般时期、保供电时期，社会影响因数取值1～2。

严重程度分值按事件的两种潜在危害来考虑，即机组跳闸占电网负荷的比例、电网减供负荷的比例。根据电网减供负荷比例和发电厂一次减少出力占电网负荷的比例，利用倍数和差值法来计算严重程度分值。具体如下：设定切除负荷比例K1是切负荷量与电网总负荷的比值，机组减出力占电网负荷的比例K2是损失机组容量与电网总负荷的比值。

切除负荷严重程度分值R1的计算见公式(6)。根据切负荷研究结论，本文有K1=20%～50%和K1=10%～20%两种情况；机组跳闸严重程度分值R2的计算见公式(7)，根据电网负荷水平，有K2≥12%和K2=8%～12%两种情况。

(6)

(7)

4.2.2 风险评估结论

根据“风险管理规定”，概率、社会影响因数的取值和风险分值计算如下。

该事件的概率值为设备类型因数(发电机故障)1.5、故障类别因数(联网线检修期间发生机组跳闸，按第二类故障考虑)0.5、历史数据统计因数1.0三者乘积，该事件的概率值为0.75。

事件考虑发生在一般时期，社会影响因数为1。

风险分值RS1为切除负荷严重程度分值R1、该事件的概率值0.75、社会影响因数1三者乘积；RS2为机组跳闸严重程度分值R2、该事件的概率值0.75、社会影响因数1三者乘积。

可以看出：由于地区电网“大机小网”的特性，核电机组出力占电网负荷比例高。如果以核电机组跳闸的风险值作为评价标准，则2018年和2019年孤网运行期间，单台核电机组跳闸具有重大风险。

5 结论与建议

a.孤网模式下、不同负荷水平，电网损失不同电源对应的频率下降理论计算值与仿真计算值较为吻合。

b.经济损失指标和风险值的研究结论一致：系统负荷水平低、损失电源所占比例高，核电机组失去对系统频率影响十分显著。随着负荷增长，损失电源对电网频率的影响减弱、切负荷量减少、事故级别降低、经济损失减少。

c.根据“风险管理规定”，如果以核电机组跳闸的风险值作为评价标准，则2018年和2019年孤网运行期间，单台核电机组跳闸具有重大风险。孤网模式下“大机小网”系统运行存在极大风险，第二回联网线路投产从根本上解决孤网运行的问题。

d.尽管主体电网结构不断加强，但某些局部僻远电网或者与主网联系相对薄弱电网在某些特殊运行方式仍可能存在孤网运行的模式，文中提出的系统频率特性、控制方案、风险评估等研究思路方法可供借鉴。