CN104392083A - 一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法 - Google Patents

Abstract

一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，涉及一种电网停电风险与可靠性分析方法。当全网拓扑发生变化后，风险评估结果不准确。本发明包括以下步骤：获得输电网和配电网的模型和量测数据；判断数据的计算对象为实时数据或研究数据；获取修改信息，对模型和量测进行修改；确定出概率值；进行静态安全分析，给出越限设备和停电设备；对于越限设备根据灵敏度转换为切负荷量；进行停电风险计算和可靠性指标计算；当计算的数据为研究数据时，与最近的实时数据计算结果比对，当研究计算结果风险大于实时计算结果时告警。本技术方案增加研究数据的计算，在检修信息、负荷信息、运行状态发生变化时，比对停运风险，提高评估准确性和决策正确性。

Description

一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法

技术领域

本发明涉及一种电网停电风险与可靠性分析方法。 

背景技术

电力系统是由大量元件组成的。系统发生故障的根本原因是这些元件的停运，对电力系统进行风险评估的前提是确定元件的停运模型。引起元件停运的原因较多，现有的技术主要基于某种停运要素对元件停运模型进行构建；当全网拓扑发生变化，系统不能及时调整，对于一些元气件的停运造成误判，从而导致风险评估结果不准确，影响决策的正确性。 

发明内容

本发明要解决的技术问题和提出的技术任务是对现有技术方案进行完善与改进，提供一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，以达到提高评估准确性和决策正确性的目的。为此，本发明采取以下技术方案。 

一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，其特征在于包括以下步骤： 

1)获得输电网和配电网的模型和量测数据； 

2)判断数据的计算对象为实时数据或研究数据；当为实时数据时，进入步骤4)；当为研究数据时，进入步骤3)； 

3)获取修改信息，根据获取的修改信息对模型和量测进行修改；修改信息为检修信息、负荷信息、运行状态信息中的一种或多种； 

4)根据获取的数据，对元件进行概率计算，确定出概率值； 

5)根据获取的数据，进行静态安全分析，给出越限设备和停电设备； 

6)对于越限设备根据灵敏度转换为切负荷量； 

7)进行停电风险计算和可靠性指标计算，计算包括：负荷削减概率、电力不足期望值、电量不足期望值、电压越限风险和元件过载风险； 

8)当计算的数据为研究数据时，比对研究数据计算结果和最近的实时数据计算结果，当研究计算结果风险大于实时计算结果时告警。 

作为对上述技术方案的进一步完善和补充，本发明还包括以下附加技术特征。 

负荷削减概率为在评估期间发生削减负荷的可能性；电力不足期望值为在评估期间削减的平均负荷值；电量不足期望值为评估期间由于切负荷损失的电量值；元件过载风险为评估期间发生元件或系统过载的风险。 

在进行静态安全分析时， 

a)将地调、县调、用户的电网模型结合，进行一体化的风险评估； 

b)主网和配网的结合点是10kV和20kV的出线开关，将主网和配网的网架进行自动无缝的拼接； 

c)拼接好后，区域以外的地调系统中扫描220kV线路、主变和母线；当220KV线路不存在检修情况，则不扫描； 

d)扫描地区电网，自动生成地区电网的自动装置结构，并允许用户二次编辑； 

e)扫描地区电网，开断每一条线路、变压器、母线，仿真可能的备自投动作，寻找失电的10kV负荷母线；对于每个失电的10kV母线，寻找其在配网模型中供电的用户，判断该用户是否会失电或者降级； 

f)扫描配网电网，开断每一条馈线段，寻找受影响的用户，判断该用户是否会失电或者降级。 

在对于越限设备根据灵敏度转换为切负荷量时，越限转换为负荷损失采用灵敏度分析进行线路与负荷的相关性分析，即支路有功潮流对节点功率注入的灵敏度的方式，将越限的有功潮流根据灵敏度分配到各个负荷节点中； 

支路有功潮流对节点功率注入的灵敏度为：当系统内节点n有功功率注入增加1个单位时，指定支路ij上的有功潮流变化量；其计算公式为 

${\mathrm{\ΔP}}_{\mathrm{ij}}=\left[\begin{array}{cc}\frac{\∂P_{\mathrm{ij}}}{\∂\mathrm{\θ}}& \frac{\∂P_{\mathrm{ij}}}{\∂V}\end{array}\right]{\left[\begin{array}{c}\frac{\∂\mathrm{\ΔP}}{\∂\mathrm{\θ}}\frac{\∂\mathrm{\ΔP}}{\∂V}\\ \frac{\∂\mathrm{\ΔQ}}{\∂\mathrm{\θ}}\frac{\∂\mathrm{\ΔQ}}{\∂V}\end{array}\right]}^{-1}\left[\begin{array}{c}\mathrm{\ΔP}\\ \mathrm{\ΔQ}\end{array}\right]$

式中：P_ij为线路ij始端有功潮流；θ为母线电压相角差；V为母线电压幅值；ΔP、ΔQ为潮流方程的残差向量(2n-2)。 

停电风险计算和可靠性指标计算，还包括基础停运率计算、故障停运率计算、模型组合与拓扑分析、风险评估计算； 

1)基础停运率计算根据不同的配电网元件，设置不同的计算模型，增加强迫停运、共同模式故障停运、环境相依停运、老化失效停运、半强 迫停运中的一种或多种停运方式，计算总的基础停运概率；配电网元件包括:发电机、线路、变压器、断路器、电容电抗器、隔离开关和母线； 

2)故障停运率计算包括雷击停运率、大风停运率、外力停运率、鸟害停运率、设备本身停运率； 

a)雷击停运率计算公式：λ_thuderi＝λ_AREAI*L_AREAI*M 

式中：M为天气因子，雷雨天气为1，否则为0，λ_AREAI为雷电统计区域的线路雷击故障率，单位为次/(100km*1雷电日)，L_AREAI为处在该区域内的线路长度，单位km； 

b)大风停运计算公式： 

${\mathrm{\&lambda;}}_{\mathrm{wind}}=\left\{\begin{array}{c}0,\mathrm{\&omega;}\left(t\right)<{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{cri}}\\ {\mathrm{\&lambda;}}_{\mathrm{base}}\&times;C_p\&times;(\frac{{\mathrm{\&omega;}\left(t\right)}^2}{{{\mathrm{\&omega;}}^2}_{\mathrm{cri}}}-1),\mathrm{\&omega;}\left(t\right)\&GreaterEqual;{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{cri}}\end{array}\right.$

λ_windi＝λ_wind*L 

L为线路在该气候区内的长度，λ_base为正常天气情况下的失效率，风速，ω_cri为临界风速；C_p为尺度参数； 

c)外力停运率计算公式： 

λforcei＝λforce*Lforce 

式中Lforce为线路处于外力破坏区域的长度，若线路不在外力破坏区域取值为0，λforce为外力引发的线路故障 

d)鸟害停运公式： 

λbirdi＝λbird*Lbird 

式中Lbird为线路处于鸟害地区的长度，若线路不在鸟害区域取 值为0。λbird为鸟害引发的线路故障率，单位为次/(100km*日)，其值根据月份变化而变化，可由下式计算得到。 

e)设备本身停运率公式： 

λdevicei＝λdevice*Ydevice*Ldevice 

Ldevice为线路的长度，λdevice为设备引发的线路故障率，单位为次/(100km*日)，可由下式计算得到： 

3)模型组合与拓扑分析 

a)扫描地区电网，自动生成地区电网的自动装置结构，并允许用户二次编辑。 

b)扫描地区电网，开断每一条线路、变压器、母线，仿真可能的设备自投动作，寻找失电的10kV负荷母线，对于每个失电的10kV母线，寻找其在配网模型中供电的用户，判断该用户是否会失电或者降级。 

c)扫描配网电网，开断每一条馈线段，寻找受影响的用户，判断该用户是否会失电； 

4)风险评估计算 

采用状态枚举法计算风险；并按照事故性质和可能造成的损害程度分为若干级，级别越高，风险越大。 

有益效果：本技术方案增加研究数据的计算，在检修信息、负荷信息、 运行状态发生变化时，比对停运风险，提高评估准确性和决策正确性。 

附图说明

图1是本发明流程图。 

具体实施方式

以下结合说明书附图对本发明的技术方案做进一步的详细说明。 

如图1所示， 

(1)首先从平台处获得全网的模型和量测，包括输电网和配电网，如果是自动进行实时计算的，则不进入研究态，由人工启动的自动进入研究态，即对研究数据进行计算，其可以读入检修，修改负荷以及改变某些运行方式； 

(2)对于全网的待研究元件，进行当前环境下的概率计算，给出概率值； 

(3)进行当前模型的静态安全分析，给出越限设备和停电设备； 

(4)对于越限设备根据灵敏度转换为切负荷量； 

(5)进行停电风险计算和可靠性指标计算。 

当计算的数据为研究数据时，比对研究数据计算结果和最近的实时数据计算结果，当研究计算结果风险大于实时计算结果时告警。 

对于配网主要考虑的负荷相关的电网可靠性指标：LOLP(负荷削减概率)、EDNS(电力不足期望值)、EENS(电量不足期望值)、ROVV(电压越限风险)、ROLV(元件过载风险)，对各种方式下的电 网供电能力进行充裕度和安全性评估。 

1)负荷削减概率LOLP，说明的是在评估期间发生削减负荷的可能性有多大 

$\mathrm{LOLP}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NL}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(\underset{s\&Element;\mathrm{Fi}}{\mathrm{\&Sigma;}}{p}_{\left(s\right)}\right)\frac{T_i}{T}---(4-1)$

双电源用户停电LOLP(特级、一级、二级每种用户一个停电LOLP) 

双电源用户降级LOLP(特级、一级、二级每种用户一个降级LOLP) 

单电源用户停电LOLP(临时重要用户、普通用户每种用户一个停电LOLP) 

综合LOLP(双电源用户降级也会造成短时停电) 

2)电力不足期望值EDNS，说明的是在评估期间削减的平均负荷是多大 

$\mathrm{EDNS}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NL}}{\mathrm{\&Sigma;}}}\left(\underset{s\&Element;\mathrm{Fi}}{\mathrm{\&Sigma;}}P\left(s\right)C\left(s\right)\right)\frac{T_i}{T}---(4-2)$

分类EDNS(双电源停电或降级、单电源) 

综合EDNS(双电源用户降级也会造成短时停电) 

3)电量不足期望值(期望缺供电量)EENS(单位为兆瓦时)，说明的是评估期间由于切负荷损失的电量是多大。 

$\mathrm{EENS}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NL}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(\underset{s\&Element;F_i}{\mathrm{\&Sigma;}}P\left(s\right)\&CenterDot;C\left(s\right))\&CenterDot;T_i---(4-3)$

分类EDNS(双电源停电或降级、单电源) 

综合EDNS(双电源用户降级也会造成短时停电) 

4)元件过载风险ROLV，说明的是评估期间发生元件或系统过载的风险有多大。 

${\mathrm{ROCV}}_{\mathrm{Ni}}=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NL}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(\underset{s\&Element;L_i}{\mathrm{\&Sigma;}}P\left(s\right)\&CenterDot;{\left(\frac{\mathrm{\&Delta;I}\left(j\right)}{I\left(j\right)}\right)}^2)\frac{T_i}{T}---(4-4)$

${\mathrm{ROCV}}_s=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NL}}{\mathrm{\&Sigma;}}}(\underset{s\&Element;L_i}{\mathrm{\&Sigma;}}P\left(s\right)\&CenterDot;\left(\underset{j=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{\left(\frac{\mathrm{\&Delta;I}\left(j\right)}{I\left(j\right)}\right)}^2\right))\frac{T_i}{T}---(4-5)$

5)用户平均停电时间AIHC： 

用户在统计期间内的平均停电小时数 

用户平均停电时间＝Σ(每户每次停电时间)/总用户数 

＝Σ(每次停电持续时间×每次停电用户数)/总用户数 

6)用户平均停电次数AITC： 

统计范围内低压用户在统计期间内的平均停电次数 

用户平均停电次数＝Σ(每次停电用户数)/总用户数 

静态安全分析 

将地调、县调、用户的电网模型结合在一起，进行一体化的风险评估。主网和配网的结合点是10kV和20kV的出线开关，通过主 网CIM中的出线开关和配网馈线名字的匹配，可以将主网和配网的网架进行自动无缝的拼接。拼接好后，区域以外的地调系统中只扫描220kV线路、主变和母线。不扫描500kV设备，220kV在没有检修的情况下也可以不用扫描。 

1)扫描地区电网，自动生成地区电网的自动装置结构(比如备自投)，并允许用户二次编辑。 

2)扫描地区电网，开断每一条线路、变压器、母线，仿真可能的备自投动作，寻找失电的10kV负荷母线。对于每个失电的10kV母线，寻找其在配网模型中供电的用户，判断该用户是否会失电或者降级。 

3)扫描配网电网，开断每一条馈线段，寻找受影响的用户，判断该用户是否会失电或者降级。 

基于灵敏度的越限转换负荷损失 

针对越限转换为负荷损失，主要采用灵敏度分析进行线路与负荷的相关性分析，即支路有功潮流对节点功率注入的灵敏度。这样可以将越限的有功潮流根据灵敏度分配到各个负荷节点中。 

支路有功潮流对节点功率注入的灵敏度的含义为：当系统内节点n有功功率注入增加1个单位时(相应的系统内平衡机有功出力减少约1个单位)，指定支路ij上的有功潮流变化量。 

支路ij有功潮流可描述为支路两侧电压幅值及相位差的函 数，即： 

P_ij＝f(V_i,V_j,θ_ij)      (5-5) 

式中： 

P_ij—线路ij始端有功潮流； 

V_iV_j—线路ij两端母线电压幅值； 

θ_ij—线路ij两端母线电压相角差； 

当节点注入功率发生变化时，支路ij两侧的节点电压相量会发生变化，从而导致支路的有功潮流发生变化，对上式支路潮流函数在初始点进行Taylor级数展开，忽略二阶以上的高次项，可以得到： 

${\mathrm{\&Delta;P}}_{\mathrm{ij}}=\left[\begin{array}{cc}\frac{\&PartialD;P_{\mathrm{ij}}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}& \frac{\&PartialD;P_{\mathrm{ij}}}{\&PartialD;V}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;\&theta;}\\ \mathrm{\&Delta;V}\end{array}\right]---(5-6)$

对于极坐标下的牛顿拉夫逊潮流计算，潮流线性修正方程组如下： 

$\left[\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;P}\\ \mathrm{\&Delta;Q}\end{array}\right]=\left[\begin{array}{c}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;V}\\ \frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;V}\end{array}\right]\left[\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;\&theta;}\\ \mathrm{\&Delta;V}\end{array}\right]---(5-7)$

式中： 

ΔP、ΔQ—潮流方程的残差向量(2n-2)； 

Δθ、ΔV—母线电压修正向量(2n-2)； 

[·]—潮流雅可比矩阵，其元素为： 

由公式5-6可得： 

$\left[\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;\&theta;}\\ \mathrm{\&Delta;V}\end{array}\right]={\left[\begin{array}{c}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;V}\\ \frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;V}\end{array}\right]}^{-1}\left[\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;P}\\ \mathrm{\&Delta;Q}\end{array}\right]$

(5-8) 

将公式5-7代入公式5-5 

${\mathrm{\&Delta;P}}_{\mathrm{ij}}=\left[\begin{array}{cc}\frac{\&PartialD;P_{\mathrm{ij}}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}& \frac{\&PartialD;P_{\mathrm{ij}}}{\&PartialD;V}\end{array}\right]{\left[\begin{array}{c}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;V}\\ \frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;V}\end{array}\right]}^{-1}\left[\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;P}\\ \mathrm{\&Delta;Q}\end{array}\right]---(5-9)$

实际工程应用中，潮流计算收敛时可以获得潮流雅可比矩阵。对潮流雅可比矩阵进行一次三角分解，而后对每条支路进行灵敏度计算时可以重复利用。因此，对一条支路进行灵敏度计算时只要进行一次转置前回代计算就可以获得支路有功潮流对所有节点功率注入的灵敏度向量。 

风险等级 

运行风险按照事故性质和可能造成的损害程度分为五级，星级越高，风险越大。 

五星 ★ ★ ★ ★ ★ 

[1]可能造成区域减供负荷60％及以上 

[2]可能造成区域停电用户70％及以上 

[3]可能造成特级或者一级用户全停 

四星 ★ ★ ★ ★ 

[1]可能造成区域减供负荷40％～60％ 

[2]可能造成区域停电用户50％～70％ 

[3]可能造成特级或者一级用户降级 

[4]可能造成二级用户全停 

三星 ★ ★ ★ 

[1]可能造成区域减供负荷20％～40％ 

[2]可能造成区域停电用户30％～50％ 

[3]可能造成二级用户降级 

[4]在保供电重要等级为“高”情况下，可能造成临时性重要电力用户停电 

二星 ★ ★ 

[1]可能造成区域减供负荷10％～20％ 

[2]可能造成区域停电用户15％～30％ 

[3]在保供电重要等级为“中”情况下，可能造成临时性重要电力用户停电 

一星 ★ 

[1]在保供电重要等级为“无”情况下，可能造成临时性重要电力用户停电 

停电风险计算和可靠性指标计算，包括 

S1：基础停运率计算， 

此计算主要针对不同的配电网元件，设置不同的计算模型，分别考虑强迫停运、共同模式故障停运、环境相依停运、老化失效停运、半强迫停运各种停运要素，计算总的基础停运概率。 

特别的配电网元件可以包括:发电机、线路、变压器、断路器、电容电抗器、隔离开关、和母线。在实际处理中，线路断路器和隔离开关的故障概率计入线路，主变断路器和隔离开关计入主变，母联开关要独自建立。另外负荷模型也包括在系统元件模型中。 

S2:故障停运计算 

恒定的设备故障率无法描述运行条件和外部天气变化对设备停运率的影响，从而计算的风险水平多为系统中长期的风险水平。恶劣天气下元件发生故障的可能性将大大增加。 

在实际计算雷击概率时可以采用：λ_thuderi＝λ_AREAI*L_AREAI*M 

M为天气因子，雷雨天气为1，否则为0，λ_AREAI为雷电统计区域的线路雷击故障率，单位为次/(100km*1雷电日)，L_AREAI为处在该区域内的线路长度，单位km。 

在实际计算大风引起的线路停运率时可以按照下式来算 

${\mathrm{\&lambda;}}_{\mathrm{wind}}=\left\{\begin{array}{c}0,\mathrm{\&omega;}\left(t\right)<{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{cri}}\\ {\mathrm{\&lambda;}}_{\mathrm{base}}\&times;C_p\&times;(\frac{{\mathrm{\&omega;}\left(t\right)}^2}{{{\mathrm{\&omega;}}^2}_{\mathrm{cri}}}-1),\mathrm{\&omega;}\left(t\right)\&GreaterEqual;{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{cri}}\end{array}\right.$

λ_windi＝λ_wind*L 

L为线路在该气候区内的长度，λ_base为正常天气情况下的失效率，风速，ω_cri为临界风速；C_p为尺度参数。ω_cri由统计值获得，大风警报风速。由于缺少消息的统计数据，参数取值参考文献A Stochastic Weather Dependent Reliability Model for Distribution Systems中的值，ω_cri为21m/s，尺度参数C_p取3586。 

在实际计算外力时可以采用下式： 

λforcei＝λforce*Lforce 

Lforce为线路处于外力破坏区域的长度，若线路不在外力破坏区域取值为0。λforce为外力引发的线路故障 

在实际计算鸟害时可以采用下式： 

λbirdi＝λbird*Lbird 

Lbird为线路处于鸟害地区的长度，若线路不在鸟害区域取值为0。λbird为鸟害引发的线路故障率，单位为次/(100km*日)，其值根据月份变化而变化，可由下式计算得到。 

在实际计算设备本身原因引起时可以采用下式： 

λdevicei＝λdevice*Ydevice*Ldevice 

Ldevice为线路的长度，λdevice为设备引发的线路故障率，单位为次/ (100km*日)，可由下式计算得到。 

S3：模型组合与拓扑分析 

1)扫描地区电网，自动生成地区电网的自动装置结构(比如备自投)，并允许用户二次编辑。 

2)扫描地区电网，开断每一条线路、变压器、母线，仿真可能的备自投动作，寻找失电的10kV负荷母线。对于每个失电的10kV母线，寻找其在配网模型中供电的用户，判断该用户是否会失电或者降级。 

3)扫描配网电网，开断每一条馈线段，寻找受影响的用户，判断该用户是否会失电。 

S4：风险评估计算单元 

采用状态枚举法计算风险 

状态枚举法物理概念清晰，模型精度高，对于具有较少元件数或低失效率元件的系统更有效。由于系统状态的数目随着系统内元件数目的增加成指数增长，所以，当系统很大时，要检验所有的状态，计算量相当可观。因此，实用中可采取一些减少计算量的技术。一种通用的做法是将枚举终止在给定的层次上，这种层次常由失效的阶数表示，一阶失效是指仅有一个元件失效的系统状态，二阶失效时两个元件失效，以此类推。另一种可供选择的准则是规定一个足够小的系统状态概率门坎值，忽略不计概率小于这个门坎值的系统状态。 

在计算风险后果时，可以按照事故性质和可能造成的损害程度分为五级，星级越高，风险越大。 

以上图1所示的一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法是本发明的具体实施例，已经体现出本发明实质性特点和进步，可根据实际的使用需要，在本发明的启示下，对其进行形状、结构等方面的等同修改，均在本方案的保护范围之列。 

Claims (5)

1.一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，其特征在于包括以下步骤：

1)获得输电网和配电网的模型和量测数据；

2)判断数据的计算对象为实时数据或研究数据；当为实时数据时，进入步骤4)；当为研究数据时，进入步骤3)；

3)获取修改信息，根据获取的修改信息对模型和量测进行修改；修改信息为检修信息、负荷信息、运行状态信息中的一种或多种；

4)根据获取的数据，对元件进行概率计算，确定出概率值；

5)根据获取的数据，进行静态安全分析，给出越限设备和停电设备；

6)对于越限设备根据灵敏度转换为切负荷量；

7)进行停电风险计算和可靠性指标计算，计算包括：负荷削减概率、电力不足期望值、电量不足期望值、电压越限风险和元件过载风险；

8)当计算的数据为研究数据时，比对研究数据计算结果和最近的实时数据计算结果，当研究计算结果风险大于实时计算结果时告警。

2.根据权利要求1所述的一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，其特征在于：在进行静态安全分析时，

a)将地调、县调、用户的电网模型结合，进行一体化的风险评估；

b)主网和配网的结合点是10kV和20kV的出线开关，将主网和配网的网架进行自动无缝的拼接；

c)拼接好后，区域以外的地调系统中扫描220kV线路、主变和母线；当220KV线路不存在检修情况，则不扫描；

d)扫描地区电网，自动生成地区电网的自动装置结构，并允许用户二次编辑；

e)扫描地区电网，开断每一条线路、变压器、母线，仿真可能的备自投动作，寻找失电的10kV负荷母线；对于每个失电的10kV母线，寻找其在配网模型中供电的用户，判断该用户是否会失电或者降级；

f)扫描配网电网，开断每一条馈线段，寻找受影响的用户，判断该用户是否会失电或者降级。

3.根据权利要求1所述的一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，其特征在于：负荷削减概率为在评估期间发生削减负荷的可能性；电力不足期望值为在评估期间削减的平均负荷值；电量不足期望值为评估期间由于切负荷损失的电量值；元件过载风险为评估期间发生元件或系统过载的风险。

4.根据权利要求1所述的一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，其特征在于：在对于越限设备根据灵敏度转换为切负荷量时，越限转换为负荷损失采用灵敏度分析进行线路与负荷的相关性分析，即支路有功潮流对节点功率注入的灵敏度的方式，将越限的有功潮流根据灵敏度分配到各个负荷节点中；

支路有功潮流对节点功率注入的灵敏度为：当系统内节点n有功功率注入增加1个单位时，指定支路ij上的有功潮流变化量；其计算公式为

$\mathrm{\&Delta;}{P}_{\mathrm{ij}}=\left[\begin{array}{cc}\frac{\&PartialD;P_{\mathrm{ij}}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}& \frac{\&PartialD;P_{\mathrm{ij}}}{\&PartialD;V}\end{array}\right]{\left[\begin{array}{cc}\frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}& \frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;P}}{\&PartialD;V}\\ \frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;\mathrm{\&theta;}}& \frac{\&PartialD;\mathrm{\&Delta;Q}}{\&PartialD;V}\end{array}\right]}^{-1}\left[\begin{array}{c}\mathrm{\&Delta;P}\\ \mathrm{\&Delta;Q}\end{array}\right]$

式中：P_ij为线路ij始端有功潮流；θ为母线电压相角差；V为母线电压幅值；ΔP、ΔQ为潮流方程的残差向量(2n-2)。

5.根据权利要求1所述的一种基于全网拓朴的停电风险与可靠性分析方法，其特征在于：停电风险计算和可靠性指标计算，还包括基础停运率计算、故障停运率计算、模型组合与拓扑分析、风险评估计算；

1)基础停运率计算根据不同的配电网元件，设置不同的计算模型，增加强迫停运、共同模式故障停运、环境相依停运、老化失效停运、半强迫停运中的一种或多种停运方式，计算总的基础停运概率；配电网元件包括:发电机、线路、变压器、断路器、电容电抗器、隔离开关和母线；

2)故障停运率计算包括雷击停运率、大风停运率、外力停运率、鸟害停运率、设备本身停运率；

a)雷击停运率计算公式：λ_thuderi＝λ_AREAI*L_AREAI*M

式中：M为天气因子，雷雨天气为1，否则为0，λ_AREAI为雷电统计区域的线路雷击故障率，单位为次/(100km*1雷电日)，L_AREAI为处在该区域内的线路长度，单位km；

b)大风停运计算公式：

${\mathrm{\&lambda;}}_{\mathrm{wind}}=\left\{\begin{array}{c}0,\mathrm{\&omega;}\left(t\right)<{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{cri}}\\ {\mathrm{\&lambda;}}_{\mathrm{base}}\&times;C_p\&times;(\frac{\mathrm{\&omega;}{\left(t\right)}^2}{{{\mathrm{\&omega;}}^2}_{\mathrm{cri}}}-1),\mathrm{\&omega;}\left(t\right)\&GreaterEqual;{\mathrm{\&omega;}}_{\mathrm{cri}}\end{array}\right.$

λ_windi＝λ_wind*L

L为线路在该气候区内的长度，λ_base为正常天气情况下的失效率，风速，ω_cri为临界风速；C_p为尺度参数；

c)外力停运率计算公式：

λ_forcei＝λ_force*Lforce

式中L_force为线路处于外力破坏区域的长度，若线路不在外力破坏区域取值为0，λ_force为外力引发的线路故障

d)鸟害停运公式：

λ_birdi＝λ_bird*L_bird

式中L_bird为线路处于鸟害地区的长度，若线路不在鸟害区域取值为0。λ_bird为鸟害引发的线路故障率，单位为次/(100km*日)，其值根据月份变化而变化，可由下式计算得到。

e)设备本身停运率公式：

λ_devicei＝λ_device*Y_device*L_device

L_device为线路的长度，λ_device为设备引发的线路故障率，单位为次/(100km*日)，可由下式计算得到：

3)模型组合与拓扑分析

a)扫描地区电网，自动生成地区电网的自动装置结构，并允许用户二次编辑。

b)扫描地区电网，开断每一条线路、变压器、母线，仿真可能的设备自投动作，寻找失电的10kV负荷母线，对于每个失电的10kV母线，寻找其在配网模型中供电的用户，判断该用户是否会失电或者降级。

c)扫描配网电网，开断每一条馈线段，寻找受影响的用户，判断该用户是否会失电；

4)风险评估计算

采用状态枚举法计算风险；并按照事故性质和可能造成的损害程度分为若干级，级别越高，风险越大。