电力系统风险评估及安全运行规范

电力系统风险评估及安全运行规范电力系统作为能源供应的核心枢纽，其安全稳定运行直接关系到国计民生与社会经济发展。随着电网规模的持续扩张、新能源并网比例的提升以及极端气候事件的频发，系统面临的风险因素日益复杂多元。科学开展风险评估、构建完善的安全运行规范体系，成为保障电力系统韧性与可靠性的关键路径。本文从风险评估的核心方法与安全运行的实践要求出发，结合工程案例探讨电力系统风险管控的优化方向，为行业实践提供参考。一、电力系统风险评估的核心维度风险评估是识别、量化并管控电力系统潜在威胁的关键环节，需从风险源识别、评估方法、量化工具三个层面构建科学体系。（一）风险源的多维度识别电力系统的风险源具有复杂性与动态性，需从设备、环境、人为操作及电网结构四个维度系统识别：设备类风险：涵盖输变电设备的老化劣化（如变压器绝缘老化、线路金具腐蚀）、隐性缺陷（如断路器机械特性异常）、设备误动拒动等，此类风险随设备运行时长与工况变化动态演化。环境类风险：极端天气（台风、暴雪、高温）、地质灾害（地震、滑坡）及外力破坏（施工挖断电缆、鸟害）是主要诱因，其影响具有突发性与区域性特征，如沿海地区台风易导致线路跳闸、山区暴雨引发变电站内涝。人为操作风险：运维人员误操作（如误触带电设备、保护定值误整定）、作业流程违规（如无票作业、监护缺失）及调度指令执行偏差，易引发连锁故障或扩大事故范围。电网结构风险：新能源集中并网导致的功率波动、电网拓扑调整后的潮流转移、多直流馈入下的电压稳定问题，使系统运行边界收窄，故障传播概率提升。（二）风险评估的科学方法体系风险评估需结合定性分析与定量计算，构建“故障机理-概率分析-后果推演”的闭环逻辑：定性评估工具：故障树分析（FTA）通过分解顶事件（如系统大停电），识别底层失效因子的逻辑关系，适用于复杂故障的因果链梳理；事件树分析（ETA）从初始事件（如线路故障）出发，推演后续事件的发展路径与后果，辅助制定预防策略。定量评估模型：蒙特卡洛模拟通过随机抽样设备故障概率与修复时间，模拟系统长期运行的可靠性指标（如LOLP——负荷损失概率、EENS——期望缺供电量）；可靠性框图（RBD）将系统分解为串联、并联子系统，量化各环节对整体可靠性的影响权重。智能评估技术：融合大数据与机器学习的评估模型（如LSTM神经网络），可基于设备状态监测数据（振动、温度、局部放电）预测故障概率，实现风险的动态预警。（三）量化分析的工具支撑专业软件与数字化平台为风险评估提供技术支撑：电力系统仿真工具：PSASP（电力系统分析综合程序）可开展潮流计算、暂态稳定分析，量化故障下的电压、频率波动；DIgSILENT/PowerFactory支持多时间尺度的系统仿真，适用于新能源并网后的动态风险评估。状态评估平台：基于物联网与边缘计算的设备状态监测平台，实时采集红外测温、油色谱分析等数据，通过专家系统或AI算法生成设备健康度评估报告，为风险分级提供依据。二、安全运行规范的实施体系安全运行规范需覆盖设备管理、调度运行、应急处置、人员管理全流程，形成“预防-监控-处置-复盘”的闭环机制。（一）设备全生命周期管理规范设备管理需贯穿“监测-评估-检修-退役”全流程，实现从“计划检修”到“状态检修”的转型：精准监测体系：构建“在线监测+离线检测”的立体网络，在线监测覆盖变压器局部放电、GIS气体密度、线路覆冰等关键参数；离线检测针对电缆局放、绝缘子污秽度等开展周期性专项试验，及时捕捉设备隐性缺陷。动态评估机制：基于设备状态数据与历史故障库，建立健康度评估模型（如采用1-5级健康等级划分），A级设备延长检修周期，C级及以下设备触发预警并制定检修计划，避免“过修”或“欠修”。检修策略优化：推广“以可靠性为中心的检修（RCM）”，结合风险评估结果优先处置高风险设备，如对重载线路的接头开展红外测温与探伤，对老旧变压器实施绕组变形测试，提升检修资源的精准投放。（二）调度运行的协同管控规范调度环节需实现“预测-监控-控制”的闭环管理，保障系统安全经济运行：负荷与新能源预测：融合气象数据、经济指标与用户行为分析，构建多场景负荷预测模型，提前24小时预判用电高峰；针对风电、光伏的随机性，采用集合预测方法（如数值天气预报+机器学习）提升预测精度，为调度决策提供支撑。实时监控与预警：依托SCADA/EMS系统实时监测电网潮流、电压、频率，设置多级告警阈值（如线路负载率90%预警、95%告警）；利用广域测量系统（WAMS）捕捉系统振荡、功角失稳等动态风险，实现故障的早期识别。多源协调控制：在新能源高渗透率场景下，优化AGC（自动发电控制）与AVC（自动电压控制）策略，通过火电机组深度调峰、储能充放电协同，平抑功率波动；针对直流输电系统，制定多馈入短路比（MIIF）阈值，避免电压崩溃风险。（三）应急处置的标准化流程构建“预案-演练-响应-复盘”的应急管理体系，提升系统抗灾与恢复能力：分层级预案体系：编制省级、地市级、厂站级应急预案，明确不同故障场景（如单线路跳闸、变电站全停、系统黑启动）的处置流程、责任分工与资源调配方案，确保“一案一图一卡”（处置方案、现场地图、操作卡）的可操作性。常态化应急演练：每季度开展桌面推演与实战演练，模拟极端天气、设备故障等场景，检验抢修队伍的响应速度、物资储备的充足性（如应急发电车、备用变压器的调用效率）及跨区域支援机制。快速恢复机制：故障发生后，优先恢复重要负荷（医院、交通枢纽）的供电，采用“黑启动”预案或利用新能源场站（如具备黑启动能力的风电场）缩短停电时间；故障后48小时内完成复盘，分析暴露的风险漏洞并优化预案。（四）人员安全能力建设规范人员是安全运行的核心要素，需通过培训、考核与机制建设提升专业素养：分层级培训体系：针对运维人员开展设备原理、故障诊断培训（如变压器油色谱异常分析），针对调度人员强化系统分析、应急决策能力培训（如大停电事故的负荷恢复策略）；引入VR仿真技术，模拟带电作业、故障处置等高危场景的实操训练。全流程考核机制：建立“理论+实操+安全意识”的考核体系，实操考核涵盖倒闸操作、继电保护定值整定等核心技能，安全意识考核通过事故案例分析、安全规程闭卷考试强化底线思维。责任追溯机制：落实“两票三制”（工作票、操作票，交接班制、巡回检查制、设备定期试验轮换制）的执行监督，利用智能巡检终端、电子签名等技术实现操作全流程留痕，对违规行为实施“一票否决”并追溯管理责任。三、实践案例：某区域电网的风险管控与安全优化以我国东部某省级电网为例，其在迎峰度夏前开展的风险评估与安全规范实施具有典型参考价值：风险评估阶段：通过PSASP仿真发现，高温天气下部分输电线路负载率将超过95%，2座220kV变电站主变存在过载风险；结合气象数据，预判台风可能导致沿海3条500kV线路跳闸。应对措施实施：设备管理：对重载线路实施动态增容（加装导线分流器），对过载主变启动“变压器负荷转移”工程，提前更换2台老旧主变；调度运行：优化负荷预测模型，将工业负荷错峰至夜间，协调新能源场站（光伏、风电）在高峰时段满发，减少火电调峰压力；应急准备：在沿海地区预置2台应急发电车、3支抢修队伍，修订台风过境后的黑启动预案，明确风电场作为黑启动电源的操作流程。实施效果：迎峰度夏期间，该区域电网线路跳闸率同比下降40%，主变过载事件零发生，台风过境后2小时内恢复80%重要负荷供电，系统可靠性指标（SAIDI）提升