CN104331849B - 一种电力系统风险分级方法及应用 - Google Patents

Abstract

本发明提供的电力系统风险分级方法，可用于制定电力系统在不同季节下的风险级别标准，根据电力系统当前季节下的风险级别标准，得到该季节下电力系统当前的风险等级。与现有的分级方法相比，该分级方法不需要设置多属性决策矩阵和指标权重，避免了主观因素的影响，可以对系统整体风险做出更加科学、客观的评价，准确性更高。提供的根据电力系统风险分级结果指导电力系统运行调度的应用，当系统运行方式改变或设备故障时，统一按照当前季节基本运行方式下制定的风险级别标准对系统风险进行分级，分级结果可以直观反映运行方式改变、设备故障对系统风险等级的影响，指导电力系统运行调度人员采取控制措施将系统风险维持在可接受的风险等级内。

Description

一种电力系统风险分级方法及应用

技术领域

本发明涉及电力系统风险评估和风险分级领域，特别涉及电力系统风险分级方法及应用。

背景技术

概率风险评估方法以系统失效事件发生的概率和这些事件后果的严重程度为依据建立风险指标体系，为识别系统在不确定运行环境下的风险水平提供了有力工具。根据系统的风险指标来评价整个系统的风险水平高低(即划分风险等级)、实现风险的分级管理，对于电网的规划和运行人员有重要的指导意义。

电力设备包括发电机组、线路和变压器，线路包括电缆和架空线路。在电力系统实际运行过程中，随着负荷水平的提高，电力系统的风险会不断增加。根据调度人员的经验，当负荷增长到不可接受的水平时，调度人员将采取调整发电机出力、投入备用、调整无功甚至切负荷等校正措施，保证系统的安全可靠运行。有研究(段盼.电力系统负荷及负荷率的可靠性影响模型[D].重庆：重庆大学，2012)采用三次样条差值的方法拟合出了系统风险指标随负荷增长的变化曲线(风险-负荷曲线)，从该风险-负荷曲线可以看出，系统风险指标随着负荷水平的提高增加的速度越来越快，两者呈一一对应的非线性关系。

现有研究大多采用多属性决策方法(如层次分析法和模糊综合评判法)，根据系统各项风险指标的综合权值来判断系统的风险等级，然而该方法给出的多属性决策矩阵和各属性权重具有一定的主观性，直接导致最终的风险分级结果不准确。有研究选取负荷水平使得系统平均电压Uav等于0.95，并将该负荷水平下系统的低电压风险指标A作为安全边界。类似地，依据线路平均负载率和系统负荷裕度分别定义线路过载的安全边界B及电压失稳的安全边界C。当系统运行状态变化或设备故障时，根据低电压、过载、电压失稳3种风险指标的越界情况综合评定系统的风险等级。虽然该风险分级方法考虑了系统风险与运行状态之间的关系，但是根据平均电压和平均负载率来判断系统在低电压方面及过载方面是否安全，显然过于粗略：比如平均负载率小于1，仍然可能有线路出现过载现象，导致系统“不安全”。因此，该风险分级方法并不准确，得到的风险分级结果不能很好的指导调度人员采取措施控制系统风险。

此外，有些研究采取系统分指标(Severity Index)对所有系统制定统一的风险级别标准，但是分级的依据不够明确，而且该风险级别标准并不适用于所有系统：不同的系统可靠性不同，可接受的风险水平也是不同的(可靠性高的系统可接受的风险水平低于可靠性低的系统)，因此不同系统的风险级别标准应该存在差异。

综上所述，现有的电力系统风险分级方法准确性较差，对于不同的电力系统通用性不强。

发明内容

针对现有电力系统风险分级方法中的不足，本发明的目的在于提供一种准确性更好，能够适用于不同电力系统的风险分级方法。

本发明的另一个目的还在于提供一种根据电力系统风险分级结果指导电力系统运行调度的应用。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：

一种电力系统风险分级方法，首先制定电力系统当前季节下的风险级别标准，然后根据该风险级别标准得出该季节下电力系统当前的风险等级；该方法具体步骤为：

1)在当前季节电力系统的基本运行方式下，按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力，根据电力系统在正常运行条件下和在单一元件故障条件下的越限、失负荷情况，获得多个负荷分界点，利用各负荷分界点将负荷水平划分等级，得到多个负荷级别，构成该季节下电力系统的负荷级别标准；所述节点负荷包括有功负荷和无功负荷；所述正常运行是指电力系统中没有元件故障；

2)采取蒙特卡罗模拟法或状态枚举法计算该季节下电力系统负荷级别标准中各负荷分界点对应的风险指标，从而得到该电力系统中各负荷级别对应的风险指标区间及风险等级，构成该电力系统在该季节下的风险级别标准；

3)计算该季节下电力系统当前的风险指标，根据步骤2获得的风险级别标准，判断该电力系统当前的风险指标落入风险级别标准中的风险指标区间，从而对应得到该季节下电力系统当前的风险等级。

进一步，所述步骤1具体为：所述电力系统在当前季节检修设备最少的时期下，以电力设备全部投入的运行方式作为该季节的基本运行方式，所述电力设备包括系统可调度发电机组、线路和变压器；

在电力系统当前季节的基本运行方式下，以电力系统在该季节的最低负荷水平为起点，按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力，同时采用交流潮流和基于交流潮流的最优削负荷模型，判断电力系统在正常运行条件下和在单一元件故障条件下，每增加一次各节点负荷及各发电机的有功出力时，电力系统是否越限、是否失负荷，将电力系统中越限、失负荷情况变化的负荷水平作为负荷分界点，利用各负荷分界点将负荷水平划分等级，得到多个负荷级别，得到电力系统在该季节下的负荷级别标准。

进一步，所述“按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力”的步骤具体为：

当步长取1.25％时，电力系统节点i的有功负荷PD_i、无功负荷QD_i分别为：

PD_i＝PD_ilowest×(1+1.25％×k)；

QD_i＝QD_ilowest×(1+1.25％×k)；

其中，PD_ilowest、QD_ilowest分别表示电力系统节点i在该季节下的最低有功负荷和最低无功负荷，k为迭代次数，取值范围为：1～Nmax，Nmax是预设的最大迭代次数；

发电机j的有功出力PG_j为：

PG_j＝PG_jlowest×(1+1.25％×k)；

其中，PG_jlowest是发电机j在电力系统处于该季节最低负荷时的有功出力。

进一步，所述负荷级别为6级；1级负荷等级定义为电力系统在正常运行时不越限，在单一元件故障条件下不越限；2级负荷等级定义为电力系统在正常运行时不越限，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后不失负荷；3级负荷等级定义为电力系统在正常运行条件时不越限，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后仍然失负荷；或定义为电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后不失负荷，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后不失负荷；4级负荷等级定义为电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后不失负荷，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后仍然失负荷；5级负荷等级定义为电力系统在正常运行时越限，且采取校正措施后失负荷，切负荷比例小于30％；6级负荷等级定义为电力系统在正常运行时越限，且采取校正措施后失负荷，切负荷比例大于等于30％。

进一步：所述步骤2具体为：针对当前季节的电力系统的负荷级别标准中各负荷分界点，采用蒙特卡罗模拟法随机抽取电力系统的系统状态，或采用状态枚举法枚举出一定阶数内的系统状态；针对每一系统状态，采取基于交流潮流的最优削负荷模型得到削负荷量；记录削负荷量大于0的系统状态，结合系统状态的概率和削负荷量，计算该负荷分界点对应的电力系统的风险指标；从而得到该电力系统中各负荷级别对应的风险指标区间及风险等级，得到该电力系统在该季节下的风险级别标准。

进一步：所述步骤3具体为：不论电力系统处于何种运行方式，都统一按照当前季节基本运行方式下制定的风险级别标准划分风险等级，计算电力系统当前的风险指标，根据风险指标落入的风险指标区间，判断系统当前的风险等级。

一种根据电力系统风险分级结果指导电力系统运行调度的应用，具体步骤如下：

1)预先设定作为调度对象的电力系统的可接受风险等级和不可接受风险等级；

2)采用上述的电力系统风险分级方法，得到该电力系统当前处于的风险等级；

3)如果电力系统当前的风险等级处于可接受的风险等级，执行步骤5；如果电力系统的风险等级上升到不可接受的风险等级，执行步骤4；

4)以可接受风险等级为调度目标，采取校正措施降低电力系统的风险，并在完成校正后返回步骤2；

5)结束调度流程。

相比现有技术，本发明具有如下有益效果：

1、本发明提供的电力系统风险分级方法，依据电力系统在正常运行及单一元件故障条件(即N-1故障条件)下的越限、失负荷情况划分负荷级别，将各负荷级别对应的系统风险指标区间及风险等级作为电力系统的风险级别标准。该分级方法不需要设置多属性决策矩阵和指标权重，避免了主观因素的影响，可以对系统整体风险做出更加科学、客观的评价，准确性更高。

2、本发明提供的电力系统风险分级方法，适用于不同电力系统，可以针对不同电力系统建立与之相适应的风险级别标准，考虑了不同系统可接受风险水平的差异性，提高了系统风险分级结果的可靠性和实用性。

3、本发明提供的根据电力系统风险分级结果指导电力系统运行调度的应用，当系统运行方式变化或设备故障时，可以统一按照当前季节基本运行方式下制定的风险级别标准对系统风险进行分级，分级结果可以直观反映运行方式改变、设备故障对系统风险等级的影响，指导电力系统运行调度人员采取控制措施将系统风险维持在可接受的风险等级内。

附图说明：

图1为电力系统风险分级原理图。

图2为RBTS可靠性测试系统的单线图。

图3为MRBTS系统风险分级结果图。

具体实施方式：

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细地描述。

1、电力系统风险分级方法。

本发明提出的电力系统风险分级方法，可用于制定电力系统在不同季节下的风险级别标准。针对不同季节：在该季节系统的基本运行方式下，以该季节系统的最低负荷水平为起点，成比例增加系统负荷和机组出力，根据系统在正常运行及N-1故障条件下的越限、失负荷情况，划分负荷级别，采取概率风险评估方法(蒙特卡罗模拟法或状态枚举法)计算该系统负荷级别标准中各负荷分界点对应的风险指标，从而得到各负荷级别对应的系统风险指标区间及风险等级，构成该电力系统在该季节下的风险级别标准。这样做是为了在概率风险评估方法和确定性安全准则(N-1原则)之间建立桥梁，使得分级依据更加直观，准确，便于运行人员理解。

对于各季节，风险级别标准的制定步骤如下：

1)在当前季节电力系统的基本运行方式下，按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力，根据电力系统在正常运行条件下和在单一元件故障条件下的越限、失负荷情况，获得多个负荷分界点，利用各负荷分界点将负荷水平划分等级，得到多个负荷级别，构成该季节下电力系统的负荷级别标准；所述节点负荷包括有功负荷和无功负荷；所述正常运行是指电力系统中没有元件故障；

步骤1具体为：所述电力系统在当前季节检修设备最少的时期下，以电力设备全部投入的运行方式作为该季节的基本运行方式，所述电力设备包括系统可调度发电机组、线路和变压器；

在电力系统当前季节的基本运行方式下，以电力系统在该季节的最低负荷水平为起点，按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力，采用交流潮流和基于交流潮流的最优削负荷模型，判断电力系统在正常运行条件下和在单一元件故障条件下，每增加一次各节点负荷及各发电机的有功出力时，电力系统是否越限、是否失负荷，将电力系统中越限、失负荷情况变化的负荷水平作为负荷分界点，利用各负荷分界点将负荷水平划分等级，得到多个负荷级别，得到该电力系统在该季节下的负荷级别标准。

参照图1，系统负荷级别可划分为6级：

1区绿色(正常)：电力系统在正常运行时不越限，在单一元件故障条件(即N-1故障条件)下不越限；

2区蓝色(临界)：电力系统在正常运行时不越限，在单一元件故障条件(即N-1故障条件)下越限，采取校正措施后可以不失负荷；

3区黄色(警戒)：电力系统在正常运行时不越限，在单一元件故障条件(即N-1故障条件)下越限，采取校正措施后仍然失负荷(或电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后可以不失负荷，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后可以不失负荷)；

4区橙色(危险)：电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后可以不失负荷，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后仍然失负荷；

5区红色(事故)：电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后仍然失负荷，切负荷比例小于30％；

6区黑色(严重事故)：电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后仍然失负荷，切负荷比例大于等于30％；

具体实施时，校正措施包括调整发电机组出力、投入备用以及调整无功等等。当系统处于风险等级2级(临界)时，系统在正常运行时不越限，在N-1故障情况下会出现越限但不失负荷。此时再增加系统负荷，如果“正常运行时越限”比“N-1故障情况下失负荷”先出现，那么3级(警戒)的定义就是系统在正常运行时越限但不失负荷，N-1故障条件下越限但不失负荷；如果“N-1故障情况下失负荷”比“正常运行时越限”先出现，那么3级(警戒)的定义就是系统在正常运行时不越限，N-1故障条件下越限且采取校正措施后仍然失负荷。另外，5级(事故)、6级(严重事故)定义中的切负荷比例可针对不同类型的电网确定不同的切负荷比例，作为分级依据。

根据上述原则将负荷水平划分负荷等级(1级～6级)，各负荷等级在风险-负荷曲线上对应的风险指标区间(1～6区)即作为风险级别标准。如图1所示，划分负荷等级时需要找到各负荷分界点(1～5)，其中，分界点1的负荷水平定义为电力系统在“正常运行时不越限，单一元件故障时不越限”的条件下，在持续增大系统负荷的过程中，首次出现“在正常运行条件下不越限，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后不失负荷”时的负荷水平。以此类推，采用同样的方法定义分界点2～5的负荷水平。

所述“按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力”的步骤具体为：

当步长取1.25％时，电力系统节点i的有功负荷PD_i、无功负荷QD_i分别为：

PD_i＝PD_ilowest×(1+1.25％×k)； (1)

QD_i＝QD_ilowest×(1+1.25％×k)； (2)

其中，PD_ilowest、QD_ilowest分别表示电力系统节点i在该季节下的最低有功负荷和最低无功负荷，k为迭代次数，取值范围为：1～Nmax，Nmax是预设的最大迭代次数；

发电机j的有功出力PG_j为：

PG_j＝PG_jlowest×(1+1.25％×k)； (3)

其中，PG_jlowest是发电机j在电力系统处于该季节最低负荷时的有功出力。

2)采取蒙特卡罗模拟法或状态枚举法计算该季节下电力系统负荷级别标准中各负荷分界点对应的风险指标，从而得到该电力系统中各负荷级别对应的风险指标区间及风险等级，构成该电力系统在该季节下的风险级别标准；

步骤2具体为：针对当前季节的电力系统负荷级别标准中的各负荷分界点，采用蒙特卡罗模拟法随机抽取电力系统的系统状态，或采用状态枚举法枚举出一定阶数内的系统状态；针对每一系统状态，采取基于交流潮流的最优削负荷模型得到削负荷量；记录削负荷量大于0的系统状态，结合系统状态的概率和削负荷量，计算该负荷分界点对应的电力系统的风险指标；从而得到该电力系统中各负荷级别对应的风险指标区间及风险等级，得到该电力系统在该季节下的风险级别标准。

系统风险指标采用系统分指标(Severity Index)，计算公式如下：

其中，EENS(单位是MWh/yr)是电力系统可靠性评估的年期望缺供电量指标，S是系统失负荷状态的集合，8760是年小时数，C_l是系统失负荷状态l的削负荷量(单位是MW)，P_l是系统失负荷状态l的概率。EENS指标既考虑了故障发生的概率，又考虑了故障发生的后果，可以全面的反映系统的风险水平。但是，EENS指标不能用于比较不同规模系统的风险水平。不同规模的电力系统在失电量指标EENS相同的情况下，风险水平是不同的：大规模系统的风险水平比小规模系统的风险水平要低。因此，在比较不同规模系统的风险水平时，失电量指标EENS越大的系统，其风险水平不一定越高，还要考虑系统规模的影响。

为了去除系统规模的影响，考虑到系统规模与系统的年峰荷是成正相关的，公式(4)将系统年期望缺供电量指标EENS转化为系统在年峰荷L(单位是MW)下的等效停电分钟数，即系统分指标SI(单位是min/yr)。例如某个电力系统的系统分指标是5min，则该系统一年中期望失去的电量等于该系统在年峰荷运行情况下停电5min所失去的电量。不同规模的电力系统在系统分指标SI相同的情况下，风险水平是相同的。因此，在比较不同规模系统的风险水平时，系统分指标SI越大的系统，其风险水平越高。采用系统分SI指标制定风险级别标准的好处在于：通过比较不同系统风险级别1(可接受风险等级)对应的系统分SI指标区间，可以看出不同系统可接受风险水平的差异。

3)计算该季节下电力系统当前的风险指标，根据步骤2获得的风险级别标准，判断该电力系统当前的风险指标落入风险级别标准中的风险指标区间，从而对应得到该季节下电力系统当前处于的风险等级。

具体实施时，不论系统处于何种运行方式，都统一按照当前季节基本运行方式下制定的风险级别标准划分风险等级：负荷级别1对应的风险指标区间为负荷起点到负荷分界点1对应的风险指标区间，电力系统当前的风险指标落入该风险指标区间时，当前电力系统的风险等级为1级，以此类推，采用同样的方法来判断系统是否处于其他风险等级(2～6级)。例如，在某系统基本运行方式下制定的风险级别标准中，风险级别1对应的系统分SI指标区间是[0～5min]，当系统处于其他运行方式下时，系统的SI指标是3min(属于[0～5min])，说明此时系统的风险水平相当于基本运行方式下的风险等级1。

所提出的电力系统风险分级方法是以同一个风险分级标准去衡量系统不同运行方式下的风险水平，因而系统在不同运行方式下的风险等级具备了可比性。采用该方法得到的风险分级结果可以反映系统运行方式改变或设备故障前后系统风险等级的变化，对于电力系统运行调度人员有很好的参考意义。

本发明提出的风险分级方法，可用于制定电力系统不同季节下的风险级别标准，针对不同季节：在该季节系统的基本运行方式下，以该季节系统的最低负荷水平为起点，成比例增加系统负荷和机组出力，依据系统在正常运行及单一元件故障条件(即N-1故障条件)下的越限、失负荷情况划分负荷级别，将各负荷级别对应的系统风险指标区间及风险等级作为系统该季节下的风险级别标准。与现有的风险分级方法相比，该风险分级方法不需要设置多属性决策矩阵和指标权重，避免了主观因素的影响，可以对系统整体风险做出更加科学、客观的评价，准确性更高；可以针对不同电力系统建立与之相适应的风险级别标准，考虑了不同系统可接受风险水平的差异性，提高了系统风险分级结果的可靠性和实用性；得到的风险分级结果可以反映系统运行方式改变或设备故障前后系统风险等级的变化，对于电力系统运行调度人员有很好的参考意义。

2、根据电力系统风险分级结果指导电力系统运行调度的应用

采用本发明时，电力系统各季节下的风险级别标准是在各季节系统的基本运行方式下制定的。当系统运行方式改变或设备故障时，统一按照当前季节基本运行方式下制定的风险级别标准对系统风险进行分级，分级结果可以直观反映系统运行方式改变或设备故障对系统风险等级的影响。例如，在某系统基本运行方式下制定的风险级别标准中，风险级别1对应的系统分SI指标区间是[0～5min]，假设系统当前的风险等级是风险级别1，当系统运行方式改变或设备故障时，计算系统的SI指标：如果系统的SI指标仍然在[0～5min]区间内，则系统仍然处于风险级别1；如果系统的SI指标大于5min，则系统风险上升到更高的风险级别，根据SI指标落入的指标区间判断系统处于的风险级别。

因此，可以依据系统运行方式改变或设备故障前后系统风险等级的变化，来判断是否需要采取校正控制措施。当系统运行方式改变或设备故障时，如果系统的风险等级仍然是可接受的风险等级，则不需要采取校正控制措施；如果系统的风险等级上升到不可接受的风险等级，则需要采取校正控制措施，直到系统的风险等级降低到可接受的风险等级。

当系统运行方式改变或设备故障时，根据电力系统风险分级结果指导电力系统运行调度的具体步骤如下：

1)预先设定作为调度对象的电力系统的可接受风险等级和不可接受风险等级；

2)采用上述的电力系统风险分级方法，得到该电力系统当前处于的风险等级；

3)如果电力系统当前处于可接受的风险等级，执行步骤5；如果电力系统当前处于不可接受的风险等级，执行步骤4；

4)以可接受风险等级为调度目标，采取校正措施降低电力系统的风险，并在完成校正后返回步骤2；

5)结束调度流程。

3、MRBTS系统算例。

通过MRBTS系统(改进后的RBTS可靠性测试系统)的算例分析，验证了所提电力系统风险分级方法的正确性和有效性。

RBTS系统的单线图如图2所示。该系统有两个发电机节点(节点1和节点2)，4个负荷节点(节点3～节点6)，9条输电线路(L1～L9)以及发电机G。该系统的电压等级是230kV，电压上下限分别为1.05p.u.和0.97p.u.。该系统的年峰荷是185MW，总装机容量是240MW。各节点的负荷类型如表1所示，节点1～节点6用J1～J6表示：

表1：

不论负荷水平多大，线路L9故障都会导致RBTS系统解列及失负荷，即RBTS系统在单一元件故障(N-1故障)条件下会失负荷。因此在各季节下，RBTS系统处于最低负荷水平时，系统的风险等级(初始风险等级)为3级。为了更好的说明所提出的风险分级方法，使初始风险等级为1级，在RBTS系统的节点5和节点6之间增加了一条参数与L9完全相同的输电线路L10，线路L10如图2中虚线所示。改进后的系统称为MRBTS，MRBTS系统的其他参数和RBTS系统相同。

以春季为例，采用所提出的风险分级方法制定MRBTS系统春季的风险级别标准。以年峰荷为基准值，MRBTS系统春季最低负荷水平的标幺值是0.34。将MRBTS系统各节点的负荷(包括有功负荷和无功负荷)降低为年峰荷的0.34倍(即春季最低负荷水平)，将各发电机的有功出力也降为年峰荷时有功出力的0.34倍，经过交流潮流计算，MRBTS系统在单一元件故障(N-1故障)条件下不越限，初始风险等级为1级。

以春季最低负荷水平及该负荷水平下各发电机的有功出力为起点，按照预设的步长(步长取1.25％)成比例增加系统各节点的有功、无功负荷和各发电机的有功出力。迭代次数为k时，节点负荷或发电机出力可以由下面的通式求出：

PD_i＝(PD_ipeak×0.34)×(1+1.25％×k) (5)

QD_i＝(QD_ipeak×0.34)×(1+1.25％×k) (6)

PG_j＝(PG_jpeak×0.34)×(1+1.25％×k) (7)

PD_i、QD_i分别是节点i的有功负荷、无功负荷，PD_ipeak、QD_ipeak分别是节点i的有功峰荷、无功峰荷(这里的峰荷指的是年峰荷)，PG_j是发电机j的有功出力，PG_jpeak是发电机j在系统峰荷时的有功出力。

每迭代一次(即每增加一次系统负荷和各发电机的有功出力)，都要采用交流潮流和基于交流潮流的最优削负荷模型，分析MRBTS系统在正常运行及N-1故障条件下的越限、失负荷情况，依据负荷等级的划分原则找到各负荷分界点(如图1所示)。对于MRBTS系统，负荷分界点1～5分别需要的迭代次数为137，140，219，228和379。根据式(5)和式(6)，可计算出各负荷分界点(以系统各节点的有功负荷和无功负荷表示)，如表2、表3所示：

表2MRBTS系统的负荷分界点(各节点的有功负荷)

单位：p.u.(基准值100MVA)

有功负荷	节点1	节点2	节点3	节点4	节点5	节点6
							起点	0	0.068	0.289	0.136	0.068	0.068

分界点1	0	0.184	0.784	0.369	0.184	0.184
							分界点2	0	0.187	0.795	0.374	0.187	0.187
分界点3	0	0.254	1.080	0.508	0.254	0.254
							分界点4	0	0.262	1.113	0.524	0.262	0.262
分界点5	0	0.390	1.658	0.780	0.390	0.390

表3MRBTS系统的负荷分界点(各节点的无功负荷)

单位：p.u.(基准值100MVA)

无功负荷	节点1	节点2	节点3	节点4	节点5	节点6
							起点	0	0.014	0.058	0.027	0.014	0.014
分界点1	0	0.036	0.157	0.074	0.036	0.036
							分界点2	0	0.037	0.159	0.075	0.037	0.037
分界点3	0	0.051	0.216	0.102	0.051	0.051
							分界点4	0	0.052	0.223	0.105	0.052	0.052
分界点5	0	0.078	0.332	0.156	0.078	0.078

采用Monte Carlo状态抽样法计算各个负荷分界点对应的风险指标EENS以及SI，如表4、表5所示：

表4MRBTS系统各负荷分界点对应的EENS指标

单位：p.u.(基准值100MVA)

EENS	节点1	节点2	节点3	节点4	节点5	节点6	总指标
								起点	0	0	0	0	0	0	0
分界点1	0	0	0.095644	0.026119	0.157212	2.214912	2.493887
								分界点2	0	0	0.094521	0.034494	0.196541	2.632631	2.958188
分界点3	0	0	12.75144	2.199545	34.13727	230.65	279.7383
								分界点4	0	0	18.03014	3.98279	64.54286	314.118	400.6738
分界点5	0	0	2888.73	354.1233	3402.097	3355.249	10000.2

表5MRBTS系统各负荷分界点对应的SI指标

单位：min/yr

采取系统分指标SI制定MRBTS系统的风险级别标准，分级示意图如图3所示。对于MRBTS系统，当系统的SI指标在[0,5.250288min]区间内时，系统处于风险级别1；当系统的SI指标在[5.250288min,6.227765min]区间内时，系统处于风险级别2；当系统的SI指标在[6.227765min,588.9226min]区间内时，系统处于风险级别3；当系统的SI指标在[588.9226min,843.5238min]区间内时，系统处于风险级别4；当系统的SI指标在[843.5238min,21053.05min]区间内时，系统处于风险级别5；当系统的SI指标大于21053.05min时，系统处于风险级别6。

由MRBTS系统算例的结果可见：

1)从表2、表3可看出，采用节1所提出的负荷等级划分方法可以有效划分负荷等级，负荷分界点1～负荷分界点5成严格递增关系，起点和负荷分界点1构成负荷级别1，负荷分界点1和负荷分界点2构成负荷级别2，以此类推定义负荷级别3～6，各负荷级别不会发生交叠。

2)表4、表5中各负荷分界点对应的EENS指标和SI指标可以体现出：系统负荷水平越高，风险指标越大，且风险指标增加的速度越来越快这一结论。

3)从图3可看出，由于风险指标随系统负荷是单调递增的，因此各负荷等级对应的风险指标区间不会发生交叠，可作为系统的风险级别标准。

最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (6)

1.一种电力系统风险分级方法，其特征在于，首先制定电力系统当前季节下的风险级别标准，然后根据该风险级别标准得出该季节下电力系统当前的风险等级；该方法具体步骤为：

1)在当前季节电力系统的基本运行方式下，按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力，根据电力系统在正常运行条件下和在单一元件故障条件下的越限、失负荷情况，获得多个负荷分界点，利用各负荷分界点将负荷水平划分等级，得到多个负荷级别，构成该季节下电力系统的负荷级别标准；所述节点负荷包括有功负荷和无功负荷；所述正常运行是指电力系统中没有元件故障；

该步骤具体为：所述电力系统在当前季节检修设备最少的时期下，以电力设备全部投入的运行方式作为该季节的基本运行方式，所述电力设备包括系统可调度发电机组、线路和变压器；在电力系统当前季节的基本运行方式下，以电力系统在该季节的最低负荷水平为起点，按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力，同时采用交流潮流和基于交流潮流的最优削负荷模型，判断电力系统在正常运行条件下和在单一元件故障条件下，每增加一次各节点负荷及各发电机的有功出力时，电力系统是否越限、是否失负荷，将电力系统中越限、失负荷情况变化的负荷水平作为负荷分界点，利用各负荷分界点将负荷水平划分等级，得到多个负荷级别，得到电力系统在该季节下的负荷级别标准；

2)采取蒙特卡罗模拟法或状态枚举法计算该季节下电力系统负荷级别标准中各负荷分界点对应的风险指标，从而得到该电力系统中各负荷级别对应的风险指标区间及风险等级，构成该电力系统在该季节下的风险级别标准；

3)计算该季节下电力系统当前的风险指标，根据步骤2获得的风险级别标准，判断该电力系统当前的风险指标落入风险级别标准中的风险指标区间，从而对应得到该季节下电力系统当前的风险等级。

2.如权利要求1所述的电力系统风险分级方法，其特征在于，所述“按预设的步长成比例地增加电力系统的各节点负荷及系统可调度发电机组中各发电机的有功出力”的步骤具体为：

当步长取1.25％时，电力系统节点i的有功负荷PD_i、无功负荷QD_i分别为：

PD_i＝PD_ilowest×(1+1.25％×k)；

QD_i＝QD_ilowest×(1+1.25％×k)；

其中，PD_ilowest、QD_ilowest分别表示电力系统节点i在该季节下的最低有功负荷和最低无功负荷，k为迭代次数，取值范围为：1～Nmax，Nmax是预设的最大迭代次数；

发电机j的有功出力PG_j为：

PG_j＝PG_jlowest×(1+1.25％×k)；

其中，PG_jlowest是发电机j在电力系统处于该季节最低负荷时的有功出力。

3.如权利要求1所述的电力系统风险分级方法，其特征在于，所述负荷级别为6级；1级负荷等级定义为电力系统在正常运行时不越限，在单一元件故障条件下不越限；2级负荷等级定义为电力系统在正常运行时不越限，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后不失负荷；3级负荷等级定义为电力系统在正常运行条件时不越限，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后仍然失负荷；或定义为电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后不失负荷，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后不失负荷；4级负荷等级定义为电力系统在正常运行时越限，采取校正措施后不失负荷，在单一元件故障条件下越限，采取校正措施后仍然失负荷；5级负荷等级定义为电力系统在正常运行时越限，且采取校正措施后失负荷，切负荷比例小于30％；6级负荷等级定义为电力系统在正常运行时越限，且采取校正措施后失负荷，切负荷比例大于等于30％。

4.根据权利要求1所述的电力系统风险分级方法，其特征在于：所述步骤2具体为：针对当前季节的电力系统的负荷级别标准中各负荷分界点，采用蒙特卡罗模拟法随机抽取电力系统的系统状态，或采用状态枚举法枚举出一定阶数内的系统状态；针对每一系统状态，采取基于交流潮流的最优削负荷模型得到削负荷量；记录削负荷量大于0的系统状态，结合系统状态的概率和削负荷量，计算该负荷分界点对应的电力系统的风险指标；从而得到该电力系统中各负荷级别对应的风险指标区间及风险等级，得到该电力系统在该季节下的风险级别标准。

5.根据权利要求1所述的电力系统风险分级方法，其特征在于：所述步骤3具体为：不论电力系统处于何种运行方式，都统一按照当前季节基本运行方式下制定的风险级别标准划分风险等级，计算电力系统当前的风险指标，根据风险指标落入的风险指标区间，判断系统当前的风险等级。

6.一种根据电力系统风险分级结果指导电力系统运行调度的应用，其特征在于：具体步骤如下：

1)预先设定作为调度对象的电力系统的可接受风险等级和不可接受风险等级；

2)采用如权利要求1～5中任一项所述的电力系统风险分级方法，得到该电力系统当前处于的风险等级；

3)如果电力系统当前的风险等级处于可接受的风险等级，执行步骤5；如果电力系统的风险等级上升到不可接受的风险等级，执行步骤4；

4)以可接受风险等级为调度目标，采取校正措施降低电力系统的风险，并在完成校正后返回步骤2；

5)结束调度流程。