解读东南大学PPT：应对极端灾害事件的末端保供型微电网韧性规划研究

为什么末端电网需要专门保供

材料给出的现实背景很直接：气象异常加剧，电力设施受灾严重、大面积停电事故频发，尤其是与大电网联系薄弱的偏远县域、农村地区。2024年以来，山西垣曲、青海玉树、西藏墨脱先后发生市县级供电区域全停或孤网运行事件。

这类区域电网具有网架支撑薄弱、源荷分布分散的典型特征。供电半径长、联络通道少，分布式新能源和农业生产负荷呈现显著的时空波动特性；在极端天气和线路故障条件下，居民生活、通信等关键负荷面临较高停电风险。国家电网公司经营区有124个县级及以上供电区域与大电网联系薄弱，20余个不具备新增通道条件，供电严重依赖大电网，发生自然灾害时将造成供电全停风险。

材料提到的方向，正是利用本地资源形成末端保供型局域电力系统，在主网故障或极端灾害下实现并离网切换和孤岛运行，保障关键负荷供电。

末端保供型微电网的功能定位

材料把末端保供型微电网定义为面向电网末端薄弱区域和重要负荷保障需求构建的源-网-荷-储一体化自治单元。它具备三种运行状态：并网运行、孤岛保供和黑启动恢复状态。

系统特性上，末端保供型微电网通过源网荷储协同，具备自平衡、自管理、自调节能力；以关键负荷保供为核心，灾害下实现不间断连续供电；按照负荷重要程度、停电影响进行分级保供；突发故障下可实现并离网模式无缝灵活切换。

研究重点列出五项：末端电网典型保供场景构建、新能源消纳与自治运行、末端电网承灾极限能力量化、极端灾害下电力电量平衡分析、源网荷储协同保供配置，以及经济性-保供均衡视角下优化配置。这些重点对应了材料后续三条研究内容的技术需求。

三重挑战：场景、资源与分级

材料归纳了末端保供型微电网面临的三个挑战。挑战一是场景生成难：既要应对分布式新能源出力波动、农业及民生负荷时空变化等常态不确定性，又要应对台风、暴雨、冰雪等极端灾害冲击，需统一表征常态波动与多类型极端事件扰动下的源网荷演化特征。

挑战二是资源配置难：极端灾害下可再生能源出力、负荷需求、设备故障状态均存在显著不确定性，导致分布式电源、储能及备用资源配置难以精准适配灾时保供需求。投资经济性与供电保障能力难以协调平衡，过度配置导致资产成本高、经济性差，配置不足则保供能力弱、风险高。

挑战三是分级保供难：系统既需满足正常工况下长期可靠供电要求，又需保障灾害场景下关键负荷持续供电。不同类型负荷的保供等级差异显著，系统可靠性、灾害韧性与分级保供需求难以协调兼顾。

保供场景集：从气象到故障的建模

研究内容一提出基于历史气象数据、灾害数据的源荷随机性和电网元件故障建模方法，构建典型保供场景集。第一步用STL时序解耦把气象变量拆成周期性趋势分量和非周期性残差分量，再用S-vine Copula联合建模量化残差分量相关性，通过K-S检验、AIC准则做函数优选，然后借助马尔可夫时序场景推演生成残差序列。

第二步梳理极端灾害对末端电网元件的破坏机理。材料把台风、暴雨洪涝、高温热浪、极寒冰冻四类灾害与架空线路、杆塔、绝缘子、变压器、配电站房、开关/环网柜等元件对应起来，归纳出强风荷载致导线舞动、站房进水设备受潮、导线温升弧垂增大、覆冰增载断线风险等破坏机理，并提取最大风速、降雨强度、环境温度、覆冰厚度等关键特征参数，形成灾害—元件—机理—参数的映射关系。

第三步构建数据驱动的故障风险映射模型。基于河南兰考县2023年1月至2025年9月历史数据，覆盖184条10kV馈线、1940组真实故障记录，采用Logistic回归、随机森林、XGBoost等方法建模，用交叉验证和ROC-AUC校验，输出线路故障概率和脆弱性曲线。

多重不确定性下的韧性规划与求解

研究内容二的核心是把不确定性拆成两层。宏观层面是概率分布不确定集：典型保供场景集由有限历史样本聚类得到，对于低频极端灾害历史事件，样本数量少，导致经验概率难以准确反映真实发生概率，易出现概率测度偏差。微观层面是混合场景不确定集：同一典型场景代表一类相似运行状态，但簇内不同原始场景仍存在具体差异，例如在同一类灾害下，风光荷波动、线路故障位置和故障组合不尽相同。

规划模型以保供场景集下综合运行成本最小化为目标函数，涵盖规划阶段、运行阶段与应急响应阶段，包含投资成本、运维成本和失负荷成本，约束涉及分布式能源设备选址定容、建设投资预算、节点与容量上限、系统潮流、辐射状拓扑、节点失负荷功率等。

针对模型包含整数追索变量及非凸双线性结构导致的求解难题，材料提出基于交替迭代可行性泵与列与约束生成嵌套的高效求解算法。外层迭代三次即可实现收敛，割平面可以快速收缩解空间；主问题求解时间随割平面约束规模累积呈上升趋势，但始终在可控区间内，算法在收敛性和求解速度上具有显著优越性。

韧性—可靠性协同与分级保供

研究内容三从可靠性、韧性、分级保供三者的关系切入。材料指出，可靠性强调“平时供得稳”，韧性强调“灾时保得住”。仅考虑可靠性，关键负荷灾时失供风险易被平均指标掩盖；仅强调韧性，又可能造成资源冗余。

负荷分级保供成为两者连接点。一级关键负荷如医院、通信基站、供水设施、应急指挥，原则上不间断供电；二级重要负荷如居民生活、公共服务、学校、商业服务，资源允许时保障，必要时短时降级供电；三级一般负荷如一般工商业、农业生产，资源紧张时可削减、转移或延后恢复。

建模思路上，材料把关键负荷保供要求由“失负荷惩罚”转化为“刚性约束”，明确灾害窗口内的最低供电下界，同时结合长期可靠性约束。关键负荷保供需求与长期可靠性标准共同界定模型可行域，而不直接进入目标函数，从而实现常态供电质量与灾时关键保供能力的统一规划。针对全局可靠性约束引起的场景耦合性，提出“全局约束松弛-场景配对-切平面线性化”的改进逐步对冲求解方法。

算例成效与规划建议

算例选取河南省兰考县某10kV县域微电网，包含46个节点、52条线路，台区A节点1最大负荷18.0MW，台区B节点18最大负荷81.5MW，区域邻近黄河滩区，易受暴雨洪涝、强风雷暴、高温及极寒影响。

规划成本方面，方法1常规经济导向规划为311.05万元，方法2可靠性约束增强规划为360.44万元，方法3绝对韧性保供规划为331.46万元，方法4所提韧性-可靠性协同规划为398.41万元。材料还给出可靠性等级测试：将供电可靠性要求设置为99.9%、99.99%、99.999%三个等级，系统规划成本由331.46万元增加至413.47万元，增幅约24.7%。

材料给出的建议包括：一级关键负荷可靠性建议不低于99.999%、连续保供时长不低于6小时；二级重要负荷可靠性建议99.99%至99.999%、连续保供时长不低于2小时；三级一般负荷可靠性建议99.9%至99.99%、可参与削减或转移、建议24小时内恢复。整体原则是分级设标、差异保供、源储网协同，不建议全网统一采用最高可靠性标准。

这组数据把四种规划方法和不同可靠性等级下的成本放在一起看。方法1成本最低，311.05万元，但只有失负荷惩罚，不设韧性约束；方法3绝对韧性保供规划为331.46万元，只有韧性硬约束；方法2可靠性约束增强规划为360.44万元；方法4所提韧性-可靠性协同规划为398.41万元，成本最高但兼顾两类目标。 可靠性等级测试更具参考意义：供电可靠性要求从99.9%提升到99.999%，系统规划成本从331.46万元增加到413.47万元，增幅约24.7%。这意味着高标准可靠性并非没有代价，材料据此建议结合负荷等级和资源条件开展差异化投资，而非全网统一高标准。

这组数据整理了河南兰考县算例的基础信息。故障风险建模部分使用了184条10kV馈线、1940组真实故障记录，时间跨度为2023年1月至2025年9月。规划算例采用10kV双台区配电网络，包含46个节点、52条线路，台区A位于节点1、最大负荷18.0MW，台区B位于节点18、最大负荷81.5MW。 该区域邻近黄河滩区，地势低洼，易受暴雨洪涝、强风雷暴、高温及极寒等极端气象影响；线路分布范围广、供电半径长，易受上级电网故障波及。材料将其典型特征概括为弱联系、长线路、多扰动、强保供需求。

材料最后给出了一份面向规划落地的建议标准表。一级关键负荷可靠性建议不低于99.999%，连续保供时长不低于6小时；二级重要负荷可靠性建议在99.99%至99.999%之间，连续保供时长不低于2小时；三级一般负荷可靠性建议在99.9%至99.99%之间，可参与削减或转移，建议24小时内恢复。 资源配置方面，材料建议储能持续时长2至4小时，备用容量系数15%至25%，关键馈线加固或联络优先覆盖3至5条薄弱线路。这些建议并非强制标准，而是结合负荷等级、保供时长和资源条件提出的差异化配置参考。