CN103049646B - 一种电网500kV终端变电站建设的综合风险评估方法 - Google Patents

Abstract

一种电网500kV终端变电站建设的综合风险评估方法：本发明属于电气工程技术领域。500kV变电站以终端站方式接入电网能够优化500kV网架结构，但同时造成可靠性水平的下降、风险的上升，因此需要对终端站的风险进行综合全面的评估。本发明针对这一问题提出了一套综合的500kV终端站风险指标体系以及相应的风险评估方法，从电网安全、缺供电损失、设备损坏、社会影响四个方面量化了500kV终端站的风险。本方法综合考虑了电网安全、缺供电损失、设备损坏、社会影响四方面的风险因素，全面涵盖了电网风险的直接技术影响和间接社会影响，使规划方案对安全性的量化更加准确与全面。

Description

一种电网500kV终端变电站建设的综合风险评估方法

技术领域

本发明涉及一种电网终端变电站建设的综合风险的评估方法，尤其是涉及一种计入电网损失及社会影响的电网500kV终端变电站建设的综合风险评估方法。

背景技术

现代化电网的规模逐步扩大，结构日趋复杂，各个变电站之间的平均电气距离越来越小，成为强联系的互联同步电网。这样的结构，会导致发生大面积停电事故的风险有所增加，给系统调度运行带来很大的挑战。终端站建设，作为一种简化网架结构，实现对负荷中心的高密度供电的手段，越来越受到人们重视，逐步由原来的110kV等中低压电网末梢节点发展到500kV终端站。500kV终端站作为合理网架结构的重要组成部分，能够从优化电网结构角度来控制短路电流以及满足负荷中心区日益增大的供电密度需求，同时释放了中心城区220kV电源变电站的供电能力和电源间隔，缓解了一些主要输电线路的供电压力。从整体优化电网结构而言，合理的终端站设计有助于降低电网的短路电流水平，保障整体结构的合理性和优化。因此，在条件具备的区域建设若干终端站，避免骨干输电网日趋紧密的单一发展趋势，成为高压骨干网架规划的一个重要技术思路。

建设终端变电站有安全性的风险，风险评价主要是从电网安全、缺供电、设备损失、社会影响四个方面描述。

电网风险评估一直是电力系统的热门研究领域。迫于经济的压力，电网的投资一直滞后于负荷需求的增长速度，最终导致电力系统的运行点越来越接近其安全边界，概率风险评估方法在电网的应用得以重视起来。目前国内电网公司正积极尝试和推进电网安全风险进行量化评价和分级管理。

现有的风险评估只是考虑概率后果的，可以理解为是电网风险评估，没包括社会风险、考虑潮流越限风险和电压越限风险。目前尚没有计入电网损失及社会影响的电网500kV终端变电站风险的评估计算方法。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是：提供一种计入电网损失及社会影响的电网500kV终端变电站风险评估计算方法，考虑到电网安全风险以便为500kV终端变电站的规划设计提供辅助信息。

解决上述技术问题，本发明采取如下技术方案：

一种电网500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，包括如下步骤：

S1.收集5年时间内全国和某地区范围内的500kV终端变电站及其周边500kV电网、220kV电网的主要元件的风险基础数据：包括故障率和平均每次故障修复时间，分别取平均值得到各主要元件风险评估的输入数据；

S2.计算500kV终端站的风险：将500kV联络线故障、500kV终端变电站主接线故障、220kV受端电网故障按串联故障模式进行分析，计算500kV终端变电站如下风险指标：

各指标的计算方法如下：

（1）切负荷概率PLC

（2）电量不足期望EENS（MWh/年）

（3）严重程度指标SI（系统分）

（4）缺供电风险（元/年）

$\mathrm{RENS}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{EENS}}_i\×C_{\mathrm{Ti}})---\left(4\right)$

n—变电站总数

C_Ti-第i个变电站的可变电价函数（元/MWh）

EENS_i—第i个变电站的EENS

（5）电网安全风险（Risk of Grid Security,RGS）（元/年）

$\mathrm{RGS}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\λ}}_i{t}_i{k}_{\mathrm{risk}}(S_{\mathrm{Load}\_i}+S_{\mathrm{Voltage}\_i}-S_{\mathrm{Normal}})---\left(5\right)$

n-设备总数

λ_i-第i个设备（输电线路或变压器）的故障率（次/年）

t_i-第i个设备的平均故障修复时间（小时/次）

S_{Load_i}—第i个设备退出运行后系统的潮流越限严重度

S_{Valtage_i}—第i个设备退出运行后系统的电压越限严重度

S_{Normal_i}—系统正常运行时潮流越限严重度与电压越限严重度之和

k_risk—严重度经济折算系数（元）

（6）设备损坏风险（元/年）

$\mathrm{RED}=\underset{i=1}{\overset{m}{\mathrm{\Σ}}}\left(D\left(I_{\mathrm{si}}\right)P_{\mathrm{di}}{C}_i\right)---\left(6\right)$

m—变电站总数

D(I_si)—第i个变电站受损程度函数，表示故障对变电站设备的损伤程度，与变电站短路电流I_si相关

C_i—第i个变电站主要设备总价值（元）

P_di—第i个变电站受损概率函数

（7）社会影响风险（元/年）

$\mathrm{PSI}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}({\mathrm{EENS}}_i\×k_{\mathrm{pi}}\×k_{\mathrm{si}}+C_{\mathrm{Pi}})---\left(7\right)$

n—构成社会影响的事故总数

k_si—第i个事故的社会影响系数

k_Pi—产电比，是指一个地区或一个行业在一年中创造的产值(用货币形式表示)与消耗的电能之比，元/MWh

C_Pi—第i个事故电力公司受到的处罚金额（元/年）（8）综合风险（元/年）

CRV=k_rgsRGS+k_rveRVE+k_rensRENS+k_redRED+k_rsiRSI  （8）

k_rgs—电网安全风险权重

k_rens-缺供电风险权重

k_red—设备损坏风险权重

k_rsi—社会风险权重

所述的S1中的主要元件指输电线路、变压器、断路器、母线、隔离开关和发电机，所述的风险基础数据还包括计划检修率和平均每次计划检修时间。

所述的S1中所述的风险评估输入数据计算步骤如下：

针对500kV联络线的同塔双回线路的三种故障模式：一回检修与另一回故障重叠、两回线同时发生独立故障、两回线发生共因故障，根据马尔科夫理论模型，分别建立如下同塔双回线路故障模型：检修停运与故障停运重叠模型、多重独立故障停运模型、共因故障停运模型，并采用解析法分别计算三种故障模式的故障率和故障持续时间，并通过累加得到总故障率和总停运时间。

所述的S2中的（5）电网安全风险计算步骤如下：

对电网中所有输电线路和变压器进行一重故障遍历，分别对每种故障模式计算电网的潮流越限严重度和母线电压越限严重度，为此需计算电网中各线路、变压器的潮流以及母线的电压，通过严重度函数求得各线路、变压器的潮流越限严重度以及母线的电压越限严重度，分别求和得到每种故障模式下的一重故障潮流越限严重度和电压越限严重度。计算正常运行状态下的潮流越限严重度和母线电压越限严重度，两者相加得到正常状态系统严重度，用一重故障严重度之和减去正常状态系统严重度并与严重度经济折算系数、故障持续时间、故障率相乘可得到电网安全风险。

所述的S2中（4）缺供电风险计算步骤如下：

建立可变电价函数与EENS指标相乘得到缺供电风险，将评估区域的产电比与电价求和，其结果与变电站的重要度相乘，可得到每一个变电站供电区域的可变电价。变电站重要度由电网重要度和负荷重要度两部分相乘得到。电网重要度通过变电站的进线回数计算，对于220kV变电站，认为双回进线时其重要度为1，每增加一回线重要度增加0.1，变电站的重要度应和电压的平方等比增长，因此对于500kV变电站，双回进线时重要度为1×(500/220)²=5.17，每增加一回线重要度增加0.517；负荷重要度根据变电站负荷的供电等级来计算，可根据各等级的负荷功率计算平均负荷等级，并以此作为负荷重要度。

S2中所述的设备损坏风险计算步骤如下：

首先计算设备受损程度函数、设备受损概率函数和变电站设备总价值，三者的乘积即为设备损坏风险。通过事故统计数据建立设备受损程度与短路电流的关系，通过短路电流的大小计算设备受损程度。设备受损概率通过故障率和变电站设备受影响的比例相乘得到，对于输电线路故障，受影响的设备是从故障点到两端变电站母线间的所有设备，对于主接线故障认为是本站全部设备。

S2中所述的社会影响风险计算步骤如下：

社会影响风险分为社会影响损失、电力公司罚款两部分，首先根据国务院599号文对故障规模进行划分，据此可直接由条例计算电力公司的罚款；提出社会影响系数以估计社会影响损失，用故障的EENS指标与社会影响系数相乘，再折算成经济指标即可得到社会影响损失，将电力公司罚款与社会影响损失相加得到社会影响风险。

S2中所述的综合风险计算步骤如下：

综合风险由电网安全风险、缺供电风险、设备损坏风险、社会影响风险加权得到，电力公司可根据实际需要确定权重，例如根据本年度的工作重点确定更关注的风险，并提高其权重。

参见图1和图2，根据以下分析实现上述风险评估

计算500kV终端变电站的风险，要充分研究500kV终端变电站与整个500kV电网的网架结构、下接220kV电网的相互影响。从电源（发电厂）到负荷（到下接220kV电网的降压变压器）的能量流经的路径可描述为，如附图1所示：电源→500kV电网→500kV进线→终端变电站500kV电气主接线→500/220kV变压器→终端变电站220kV电气主接线→220kV出线→下接220kV电网→负荷，其中，终端变电站500kV电气主接线→500/220kV变压器→终端变电站220kV电气主接线组成500kV终端变电站。

对照上述能量流经路径，评价500kV终端站的风险需要考虑500kV联络线、站内设备（500kV和220kV电气主接线、变压器等站内设备）、220kV出线、220kV电网、负荷，因500kV电网故障导致终端站停电的概率极低，故在此不考虑500kV电网的影响。由于500kV终端站（500kV终端变电站的简称）的500kV电压进线只有一路或两路同塔双回线路，该线路将500kV终端站与500kV电网相连，500kV联络线和站内设备的故障会导致终端站失去电源，作为终端站主要故障模式进行评价。220kV出线回数较多，同时故障的可能性极小，故将220kV出线看作220kV电网的一部分，负荷也作为220kV电网的一部分考虑。因此可将500kV终端站分为三个环节即500kV联络线、站内主接线、220kV电网，分别对每个环节进行风险评估，综合各环节的风险值得到500kV终端站的风险。500kV终端站的风险评价主要目标是从电网安全、缺供电、设备损失、社会影响四个方面描述终端站的安全性。

有益效果：该方法综合考虑了电网安全、缺供电损失、设备损坏、社会影响四方面的风险因素，全面涵盖了电网风险的直接技术影响和间接社会影响，使规划方案对安全性的量化更加准确与全面。与现有电网风险评估方法相比，该方法的特征在于：从风险方面量化地刻画了终端站方案降低短路电流的效果，结合国务院599号文量化了终端站发生大规模事故对电网公司造成的内部损失以及社会影响。

附图说明

图1为本发明的500kV及220kV混合电网的示意图；

图2为实施例的500kV终端站及220kV电网的拓扑图；

图3为潮流越限严重度函数；

图4为电压越限严重度函数；

图5为设备受损程度函数；

图6为社会影响系数函数。

具体实施方式

参见图1，为本发明的500kV及220kV混合电网的示意图，图2则为实施例的500kV终端站及220kV电网的拓扑图。

本发明的基于综合致因分析的500kV终端变电站风险评估计算方法的较佳实施例的具体步骤如下：

第一步：收集近5年内的500kV终端变电站及其周边500kV电网、220kV电网的主要元件如输电线路、变压器、断路器、母线、隔离开关、发电机等元件的风险基础数据，主要包含故障率、平均每次故障修复时间、计划检修率、平均每次计划检修时间；对5年数据作平均计算，得到的数据作为风险评估的元件输入数据，为提高计算有效性应收集全国和地区两套数据做两套计算。

评价终端变电站的风险首先应对500kV、220kV电网的主要设备的风险统计数据进行整理和加工，电网风险评估需要包括500kV线路、500kV变压器、220kV线路和发电机的风险基础数据；主接线风险评估还需要补充断路器、隔离开关、母线等设备的风险基础数据。

所需要的设备的风险基础数据应包含故障率、故障修复时间、计划检修率、计划检修时间四个基本参数。如果不计入计划检修的影响，可以不采集计划检修率和计划检修时间。

第二步计算基础风险指标，包括切负荷概率PLC、电量不足期望EENS、严重程度指标SI。

根据元件的故障率、检修率、平均故障修复时间和平均计划检修时间，可对基础风险指标进行计算，在计算时按照上述500kV终端站3个环节进行计算，在每个环节的基础风险指标计算中使用解析法对所有故障模式进行遍历，计算得到每种故障模式的基础风险指标，将其累加得到各环节的基础风险指标值，进而求和可得到500kV终端站的基础风险指标。

第三步，计算电网安全风险

电网安全风险考虑潮流越限和母线电压越限对电网安全造成的风险，正常运行状态下的电网一般没有潮流越限和母线电压越限的情况，因此电网安全风险只考虑一重故障下电网的潮流越限和母线电压越限，通过严重度函数评价潮流越限和母线电压越限的严重程度。

考虑系统运行的稳定裕度的要求和继电保护装置动作的阈值要求，规定潮流越限严重度计算公式如下：

$S_{\mathrm{Load}}=\left\{\begin{array}{cc}0& R_{\mathrm{Load}}<0.8\\ 2(R_{\mathrm{Load}}-0.8)& 0.8\&le;R_{\mathrm{Load}}<1.3\\ 1& R_{\mathrm{Load}}\&GreaterEqual;1.3\end{array}\right.$

其中R_Load为线路或变压器的负载率。潮流越限严重度函数如附图3所示。

结合我国电压质量标准以及考虑电压保护动作值的要求，规定电压越限严重度的计算公式如下：

$S_{\mathrm{Voltage}}=\left\{\begin{array}{cc}1& U<0.85\\ 9.5-10U& 0.85\&le;U<0.95\\ 0& 0.95\&le;U<1.05\\ 10U-10.5& 1.05\&le;U<1.15\\ 1& U\&GreaterEqual;1.15\end{array}\right.$

其中U为母线电压标幺值。电压越限严重度函数如附图4所示。

计算正常运行状态下的电网计算潮流越限严重度和母线电压越限严重度，两者求和可得到正常运行状态下电网的严重度即S_Normal，按照式（5）可计算电网安全风险。

第四步，计算缺供电风险

计算缺供电风险在EENS指标的基础上进行，缺供电风险通过电价函数考虑了变电站的重要度包括电网重要度和负荷重要度，该重要度的计算公式如下：

v＝v_grid×v_load

v_grid表示电网重要度，用以衡量变电站在电网中所处位置的重要性。对于220kV变电站，认为双回线重要度为1，每增加一回线重要度增加0.1，变电站的重要度应和电压的平方成正比，因此对于500kV变电站，双回线重要度为1×(500/220)²=5.17，每增加一回线重要度增加0.517；v_load表示平均负荷等级，可根据工程的具体情况计算平均负荷等级，当缺乏数据时可认为所有负荷重要度相同，则v_load的值为1。

以变电站严重度作为权重，乘以当地电价与产电比之和，可得到可变电价，计算如下：

C_T=v(k_P+C_e)

其中C_T为加权电价函数，v为变电站重要度，k_P为产电比，C_e为当地电价则由公式得到缺供电风险。

第五步，计算设备损失风险

首先计算设备受损程度。以开关遮断容量作为短路电流限定值。在承受低于80%限定值的短路电流时，一段保护及时切除故障，对设备造成的损害较小；承受等于限定值的短路电流时，开关因遮断容量限制问题而无法正常开断，则由二段或三段保护切除故障，导致故障切除时间延长、故障范围扩大，对设备损害较大；假设当承受限定值1.5倍的短路电流时，一次短路冲击造成设备完全损坏。将设备损失折算到一次短路故障中，假设低于80%限定值的短路电流对设备造成1%设备价值的损坏，等于限定值的电流造成相当于10%设备价值的损坏，1.5倍限定值的短路电流造成设备完全损坏。所有设备取相同的受损程度函数，如附图5所示，计算公式如下：

$D=\left\{\begin{array}{cc}0.01& I_{\mathrm{sc}}<0.8\\ 0.45I_{\mathrm{sc}}-0.35& 0.8\&le;I_{\mathrm{sc}}<1\\ 1.8I_{\mathrm{sc}}-1.7& 1\&le;I_{\mathrm{sc}}<1.5\\ 1& I_{\mathrm{sc}}\&GreaterEqual;1.5\end{array}\right.$

以下计算受损概率函数。设备受损的概率包含两方面，一方面是受到大电流影响的设备占全站设备价值的百分比，对于输电线路故障，受影响的设备是从故障点到两端变电站母线间的所有设备，对于主接线故障认为是本站全部设备。另一方面是短路故障的故障率，分别计算三相短路故障和单相接地故障的故障率，可通过查询可靠性统计资料获得。则受损概率函数计算如下：

P_i=λk_sc                                (17)

其中λ为故障率，k_sc为受短路电流影响的设备占全站设备价值的百分比。

得到受损程度和受损概率后可根据前述RED指标计算公式计算设备损失风险。

第六步，计算社会影响风险

社会风险包含事故社会影响和电力公司内部损失两部分，事故社会影响即电力事故造成的社会影响损失，电力公司内部损失则表现为电力公司受到的罚款。为计算这两部分首先应确定事故规模、社会损失、电力公司罚款三者间的关系，可依据国务院599号令进行计算。

国务院599号令对电力事故的规模进行了明确划分，以普通地级市为例，条例汇总如下表所示：

事故规模	普通地级市失负荷比例	电力公司罚款（万元）
			特别重大	仅对省会、直辖市设定指标	200~500
重大	60%以上	50~200
			较大	40%~60%	20~50
一般	20%~40%	10~20

本专利提出社会影响系数描述电力事故造成的社会影响，该系数与上表罚款金额呈线性正比关系。由上表建立社会影响系数、电力公司罚款、地级市失负荷比例的函数关系如附图6所示。

599号令对电力公司的罚款金额可以代表几个级别的事故的后果严重程度，可以认为社会影响系数同样遵循该严重程度的趋势；但得到准确的社会影响系数极其困难。在这里假设当电力公司罚款10万元时社会影响系数为0.1，两者成线性正比关系，则社会影响系数与失负荷比例的关系如图4所示，对于失负荷不足20%的部分仍然按照前文所述的隶属度函数方法进行模糊化。

事故社会影响可用事故的EENS指标、相应的社会影响系数、当地产电比三者相乘得到，电力公司内部损失可用事故的故障率与相应事故规模的罚款相乘得到，将事故社会影响和电力公司内部损失相加即为总的社会风险。

上述步骤三至六步没有先后顺序。

第七步，计算综合风险，设置电网安全风险、缺供电风险、设备损失风险、社会影响风险的权重系数，对几种风险进行加权。在没有特殊要求的情况下认为各风险的重要度相等，所有权重系数取1。

下面结合具体实施例，进一步说明本发明：

附图2是某500kV终端变电站及下接220kV电网，其风险评估的具体步骤如下：

（1）元件风险基础数据整理

用于终端变电站风险评估的风险数据如下表所示。

（2）基础风险指标计算

基础风险指标如下表所示。

（3）电网安全风险、缺供电风险、设备损坏风险、社会影响风险、综合风险

电网安全风险、缺供电风险、设备损坏风险、社会影响风险、综合风险的计算结果如下表所示，其中各权重系数取1。

从上述计算过程可知运用本方法评估500kV终端变电站风险能够合理考虑500kV终端站联络线、500kV终端变电站主接线以及220kV受端电网的风险，能够全面而准确地评估500kV终端变电站的风险，计算思路清晰，通用性较好，适合推广使用。

Claims (7)

1.一种电网500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，其特征在于，包括如下步骤：

S1.收集5年时间内全国和某地区范围内的500kV终端变电站及其周边500kV电网、220kV电网的主要元件的风险基础数据：包括故障率和平均每次故障修复时间，分别取平均值得到各主要元件风险评估的输入数据；

S2.计算500kV终端站的风险：将500kV联络线故障、500kV终端变电站主接线故障、220kV受端电网故障按串联故障模式进行分析，计算如下风险指标：

S2-1，切负荷概率PLC

S2-2，电量不足期望EENS，单位为MWh/年

S2-3，严重程度指标SI，单位为系统分

S2-4，缺供电风险RENS，单位为元/年

$\mathrm{RENS}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}({\mathrm{EENS}}_i\&times;C_{\mathrm{Ti}})---\left(4\right)$

n—变电站总数

C_Ti—第i个变电站的可变电价函数，单位为元/MWh

EENS_i—第i个变电站的EENS

S2-5，电网安全风险RGS，单位为元/年

$\mathrm{RGS}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\mathrm{\&lambda;}}_i{t}_i{k}_{\mathrm{risk}}(S_{\mathrm{Load}\_i}+S_{\mathrm{Voltage}\_i}-S_{\mathrm{Normal}})---\left(5\right)$

n—设备总数

λ_i—第i个设备的故障率，单位为次/年，设备指输电线路或变压器，

t_i—第i个设备的平均故障修复时间，单位为小时/次

S_{Load_i}—第i个设备退出运行后系统的潮流越限严重度

S_{Voltage_i}—第i个设备退出运行后系统的电压越限严重度

S_{Normal_i}—系统正常运行时潮流越限严重度与电压越限严重度之和

k_risk—严重度经济折算系数，单位为元

S2-6，设备损坏风险RED，单位为元/年

$\mathrm{RED}=\underset{i=1}{\overset{m}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(D\left(I_{\mathrm{si}}\right)P_{\mathrm{di}}{C}_i\right)---\left(6\right)$

m—变电站总数

D(I_si)—第i个变电站受损程度函数，表示故障对变电站设备的损伤程

度，与变电站短路电流I_si相关

C_i—第i个变电站主要设备总价值，单位为元

P_di—第i个变电站受损概率函数

S2-7，社会影响风险RSI，单位为元/年

$\mathrm{RSI}=\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}({\mathrm{EENS}}_i\&times;k_{\mathrm{pi}}\&times;k_{\mathrm{si}}+C_{\mathrm{pi}})---\left(7\right)$

n—构成社会影响的事故总数

k_si—第i个事故的社会影响系数

k_Pi—产电比，是指一个地区或一个行业在一年中创造的用货币形式表示

产值与消耗的电能之比，元/MWh

C_Pi—第i个事故电力公司受到的处罚金额，单位为元/年

S2-8，综合风险CRV，单位为元/年

CRV＝k_rgsRGS+k_rveRVE+k_rensRENS+k_redRED+k_rsiRSI  (8)

k_rgs—电网安全风险权重

k_rens—缺供电风险权重

k_red—设备损坏风险权重

k_rsi—社会风险权重；

S1中所述的主要元件指输电线路、变压器、断路器、母线、隔离开关和发电机，所述的风险基础数据还包括计划检修率和平均每次计划检修时间。

2.根据权利要求1所述的500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，其特征在于：所述的S1中的风险评估的输入数据计算步骤如下：

针对500kV联络线的同塔双回线路的三种故障模式：一回检修与另一回故障重叠、两回线同时发生独立故障、两回线发生共因故障；分别建立如下同塔双回线路故障模型：检修停运与故障停运重叠模型、多重独立故障停运模型、共因故障停运模型，并采用解析法分别计算三种故障模式的故障率和故障持续时间，并通过累加得到总故障率和总停运时间。

3.根据权利要求1所述的500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，其特征在于：所述的S2中的S2-5电网安全风险计算步骤如下：

对电网中所有输电线路和变压器进行一重故障遍历，分别对每种故障模式计算电网的潮流越限严重度和母线电压越限严重度，为此需计算电网中各线路、变压器的潮流以及母线的电压，通过严重度函数求得各线路、变压器的潮流越限严重度以及母线的电压越限严重度，分别求和得到每种故障模式下的一重故障潮流越限严重度和电压越限严重度；计算正常运行状态下的潮流越限严重度和母线电压越限严重度，两者相加得到正常状态系统严重度，用一重故障严重度之和减去正常状态系统严重度并与严重度经济折算系数、故障持续时间、故障率相乘可得到电网安全风险。

4.根据权利要求1所述的500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，其特征在于：所述的S2中的S2-4缺供电风险计算步骤如下：

建立可变电价函数与EENS指标相乘得到缺供电风险，将评估区域的产电比与电价求和，其结果与变电站的重要度相乘，可得到每一个变电站供电区域的可变电价；变电站重要度由电网重要度和负荷重要度两部分相乘得到；电网重要度通过变电站的进线回数计算，对于220kV变电站，认为双回进线时其重要度为1，每增加一回线重要度增加0.1，变电站的重要度应和电压的平方成正比，因此对于500kV变电站，双回进线时重要度为1×(500/220)²＝5.17，每增加一回线重要度增加0.517；负荷重要度根据变电站负荷的供电等级来计算，可根据各等级的负荷功率计算平均负荷等级，并以此作为负荷重要度。

5.根据权利要求1所述的500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，其特征在于：所述的S2中的S2-6设备损坏风险计算步骤如下：

首先计算设备受损程度函数、设备受损概率函数和变电站设备总价值，三者的乘积即为设备损坏风险；通过事故统计数据建立设备受损程度与短路电流的关系，通过短路电流的大小计算设备受损程度；设备受损概率通过故障率和变电站设备受影响的比例相乘得到，对于输电线路故障，受影响的设备是从故障点到两端变电站母线间的所有设备，对于主接线故障认为是本站全部设备。

6.根据权利要求1所述的500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，其特征在于：所述的S2中的S2-7社会影响风险计算步骤如下：

社会影响风险分为社会影响损失、电力公司罚款两部分，首先根据国务院599号文对故障规模进行划分，据此可直接由条例计算电力公司的罚款，提出社会影响系数以估计社会影响损失，用故障的EENS指标与社会影响系数相乘，再折算成经济指标即可得到社会影响损失，将电力公司罚款与社会影响损失相加得到社会影响风险。

7.根据权利要求1所述的500kV终端变电站建设的综合风险评估方法，其特征在于：所述的S2中的S2-8综合风险计算步骤如下：

综合风险由电网安全风险、缺供电风险、设备损坏风险、社会影响风险加权得到，电力公司根据本年度的工作重点确定更关注的风险，并提高其权重。