CN106447522A - 一种全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法，属于电力系统可靠性分析技术领域。本发明基于电网实时数据计算，借助在线安全稳定分析计算分析的优势，具有计算结果可靠，计算速度快的优点，可以有效降低采用传统抽样算法进行随机模拟带来的数据量大，计算耗时长的问题；通过输、配电网可靠性评估系统的信息交互，可对全电压序列电网进行一体化评估，能够显著提高电网评估的准确性，避免因不同电压等级电网孤立造成的评估结果不准确和评估工作重复化的缺点；计及发电/负荷削减代价对电网实时运行进行风险评估和防控决策，能够解决电网实时运行可靠性与经济性的平衡问题。本发明将大力推动大电网在可靠性评估与管理技术的工程应用。

Description

一种全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法

技术领域

本发明属于电力系统可靠性分析技术领域，具体地说本发明涉及一种电网运行可靠性的评估与管理方法。

背景技术

随着经济的快速发展，电网的规模越来越大，其结构也日益复杂，而且系统不断向超高压、远距离和大容量方向发展。近年来，我国已经初步形成特高压交直流、多直流混联格局，未来特高压交直流、多直流远距离、大容量输电格局将进一步增强，电网交直流多直流间的交互影响、各级电网之间的交互影响更加凸显。

电力系统可靠性评估贯穿于电力系统的规划、设计、运行的全过程中，而由于电力系统设备多，规模庞大，目前可靠性研究主要以4条主线展开，分别是：发电系统可靠性、发输电系统可靠性、配电系统可靠性以及电气主接线系统可靠性，其中对发输电系统可靠性和配电系统可靠性的研究最为深入。就目前研究成果看，鉴于电力系统的范围大，研究时根据不同环节，围绕主要问题展开工作，却人为地割裂了输电系统可靠性和配电系统可靠性的联系，对两者之间的相互影响考虑较少。从系统可靠性的定义可知，电网系统可靠性有其自身的复杂性和多面性，是众多影响因素共同作用的结果，最终反映在可靠性指标上。传统输电网可靠性评估假设其负荷无法调整，即忽略负荷转移的影响。传统配电网可靠性评估隐式假设其电源绝对可靠，即忽略上级输电网可靠性对配网可靠性的影响。而事实情况是输电网与配电网间的可靠性联系紧密且不可分割。现有电网可靠性管理系统已难以适应特高压交直流互联电网安全稳定运行的要求，迫切需要开展新一代全电压序列一体化电网可靠性与风险评估。

目前已有方法提出通过确定不同电压等级电网的边界传输节点及边界传输节点的容量模型，在配电网可靠性分析中计及上级输电网及其边界传输节点的容量模型，实现计及输电网影响的配网可靠性评估，但其未考虑配网模型及估值对主网可靠性指标的影响；在电网风险评估方面，有方法提出基于599号令的电网分区可靠性评估方法，通过对事故信息分区域统计，并通过失负荷比例及停电用户比例两个标准，对事故事件进行分类，进行电网事故风险指标计算。但其仅从负荷量损失方面进行评估，并未计及电网的运行和控制代价，无法解决电网实时运行可靠性与经济性的平衡问题。

发明内容

本发明目的是：为了解决现有技术中全电压序列一体化电网可靠性与风险评估问题，提供一种全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法，能实现对电力系统全电压序列等级电网的可靠性与风险评估，以提高电力系统可靠性水平。

本发明方法基于10kV低电压等级配网到特高压1000kV输电网的全模型数据，对发、输、配电网进行统一计算和评估，考虑不同电压等级电网之间的相互影响，能够合理评估电网的运行状态。计及不同发电/负荷类型的运行经济代价和控制代价，解决电网实时运行可靠性与经济性的平衡问题。并从充裕度和安全性，从长期运行可靠性指标和实时运行风险指标等多方面统筹考虑，全面衡量电网的可靠性和风险指标。此外还借助于在线安全稳定分析系统的优势，通过评估电网实际运行数据，依托并行计算平台强大的计算能力，相对于传统可靠性评估方法，具有数据源准确、实时性好，能够考虑全电压序列等级电网的可靠性与风险评估，结果更贴近实际电网运行情况的优点。

具体地说，本发明是采用以下技术方案实现的，包括以下步骤：

1)针对多时间尺度的输电网运行信息、外部环境信息和设备参数，进行全网数据整合，生成电网在线评估实时运行方式数据；

2)根据设备运行状态信息及外部因素引发电力设备故障的概率模型，结合设备可靠性历史数据、气象信息、外部灾害信息和厂站、设备的关联结果，以及电力设备的设计及运行参数，评估设备的实时故障概率、故障原因、故障位置以及故障时刻，然后根据电网实时运行工况及外部因素导致设备的故障概率及设备地理信息，生成预想设备故障集；

3)基于在线安全稳定分析技术，进行电网安全稳定实时分析，包括静态安全分析和暂态/动态安全分析，并在评估结果不安全的情况下，根据故障形式和规模，启动电网相应的三道防线策略计算；

4)统计三道防线动作后各故障造成的发电/负荷削减量，并进行实时可靠性评估，同时输电网与配网进行可靠性评估系统的信息交互；

5)根据当前电网的实时可靠性指标和历史可靠性指标，进行长期运行可靠性指标的统计分析，并在可靠性指标不满足要求时，通过可靠性指标的灵敏度分析，找出导致可靠性指标降低的关键点，依据电网运行提出保证电网长期运行的决策信息，所述决策信息包括合理规划调整建议及运行检修建议，经控制后评估环节校验确实可操作性后，输出调整决策建议；

根据精确统计后的实际发电/负荷削减量信息和发电/负荷调整控制经济代价，进行电网运行安全风险评估，并在电网风险指标不满足要求时，进行风险防控决策计算，经控制后评估环节校验具备可操作性后，输出风险防控决策建议；在电网风险指标能够满足要求时，进行电网运行风险输电极限计算，得到电网可承受的运行风险最大输送功率。

上述技术方案进一步特征在于，所述步骤1)中的多时间尺度的输电网运行信息，通过与外部系统进行信息交互获取，所述外部系统主要包括EMS系统、新能源监视系统、计划/检修系统、参数管理系统、可靠性信息管理系统、气象信息和外部灾害系统、电力管理信息系统系统以及调度、运检部门管理系统，其中：

从EMS系统获取电网模型参数及电网运行数据，所述电网模型参数包括发电机、交流线路、变压器、直流系统设备及其参数，所述电网运行数据包括状态估计输出的结果；

从新能源监视系统获取新能源发电功率实测数据以及短期/超短期预测信息；

从计划/检修系统获取电网计划检修数据和负荷预测信息，所述电网计划检修数据包括发电计划、联络线计划和检修计划；

从参数管理系统获取设备限值、二/三道防线离线策略、断面组成信息及限值以及设备可靠性参数；

从可靠性信息管理系统获取电力设备可靠性参数以及历史可靠性指标；

从气象信息和外部灾害系统获取预告的天气和自然灾害信息；

从电力管理信息系统获取电力设备的运行情况、保养维护计划、潜在风险因素以及电网地理信息。

上述技术方案进一步特征在于，所述步骤4)中输电网与配网进行可靠性评估系统的信息交互的内容包括：

输电网传递给配网可靠性评估系统信息包括输配网之间传输能力、各负荷点可靠性指标，所述负荷点可靠性指标包括负荷削减概率和负荷削减持续时间；

配网提供给输电网可靠性评估系统的信息包括输电网设备故障下配网实际的负荷削减量、不同类型负荷的经济代价以及计及输电网可靠性的配网可靠性指标，输电网在此基础上进行实时负荷削减量的统计分析，针对输电网故障下配网实际负荷削减量与输电网计算得到的负荷削减量相差较大的情况，输电网再次进行实时可靠性指标的计算和修正；

输电网实时可靠性指标包括充裕度可靠性指标和安全性可靠性指标，充裕度可靠性指标包括切负荷概率、切负荷频率、切负荷持续时间、电力不足期望和电量不足期望值；安全性可靠性指标包括失稳概率、失稳频率、平均稳定运行时间以及停电负荷量/机组出力期望值。

上述技术方案进一步特征在于，所述步骤5)中电网运行安全风险评估通过以下形式表示：

R＝{＜s_i,p_i,x_i＞}i＝1,...,N

其中，R代表风险；S_i代表有危害的场景；p_i表示出现场景S_i的概率；x_i表示场景出现的后果、用于表征危害的度量；N为有危害的场景数目；

其中，x_i通过基于实际受扰轨迹的量化分析结果与其后果的乘积进行计算：

x_i＝λ_di·C_i

式中：λ_di为量化分析裕度结果；C_i为故障场景i的后果。

本发明的有益效果如下：本发明一方面基于电网实时数据计算，借助在线安全稳定分析计算分析的优势，具有计算结果可靠，计算速度快的优点，可以有效降低采用传统抽样算法进行随机模拟带来的数据量大，计算耗时长的问题；另一方面通过输、配电网可靠性评估系统的信息交互，可对全电压序列电网进行一体化评估，能够显著提高电网评估的准确性，避免因不同电压等级电网孤立造成的评估结果不准确和评估工作重复化的缺点；此外，计及发电/负荷削减代价对电网实时运行进行风险评估和防控决策，能够解决电网实时运行可靠性与经济性的平衡问题。本发明将大力推动大电网在可靠性评估与管理技术的工程应用。

附图说明

图1是本发明的流程图。

具体实施方式

下面结合实施例并参照附图对本发明作进一步详细描述。

实施例1：

本发明的一个实施例，其步骤如图1所示：

图1中步骤1描述的是根据输电网运行信息、外部环境信息和设备参数，进行全网数据整合，生成合理可用的电网在线评估实时运行方式数据。

具体而言，针对多时间尺度的输电网运行信息、外部环境信息和设备参数，进行全网数据整合，生成合理可用的电网在线评估实时运行方式数据，避免了传统采用抽样方法所获得的运行方式与电网实际方式偏差较大的缺点。因此需要与外部系统进行信息交互，主要包括：EMS系统、新能源监视系统、计划/检修系统、参数管理系统、可靠性信息管理系统、气象系统、PMIS系统以及调度、运检部门等管理系统。

其中，从EMS系统获取：电网模型参数(发电机、交流线路、变压器、直流系统等设备及其参数等)、电网运行数据(状态估计输出的结果等)；从新能源监视系统，获取新能源发电(风电、光伏等)功率实测数据以及短期/超短期预测信息；从计划检修系统获取电网计划检修数据(发电计划、联络线计划和检修计划等)和负荷预测信息等；从参数管理系统获取设备限值，二、三道防线离线策略，断面组成信息及限值，设备可靠性参数等信息；从可靠性信息管理系统获取电力设备可靠性参数，以及历史可靠性指标；从气象信息和外部灾害系统获取预告的天气和自然灾害信息；从电力管理信息系统(PMIS)接口，获取电力设备的运行情况、保养维护计划、潜在风险因素、电网地理信息等信息。

图1中步骤2描述的是基于设备运行信息和外部环境信息，进行设备故障概率计算，并结合电力系统生成预想设备故障集。

具体而言，根据设备运行状态信息、外部因素引发电力设备故障的概率模型，结合设备可靠性历史数据、气象信息、外部灾害信息和厂站、设备的关联结果，以及电力设备的设计、运行参数，评估设备的实时故障概率、故障原因、故障位置、故障时刻(段)等信息。然后根据电网实时运行工况、外部因素导致设备的故障概率、设备地理信息等，结合运行规则、电力系统知识或专家经验，生成预想设备故障集。

图1中步骤3描述的是基于在线安全稳定分析技术，进行电网安全稳定分析，针对评估结果不安全的情况，根据故障形式和规模，启动电网相应的三道防线策略计算。

具体而言，基于在线安全稳定分析技术，进行电网安全稳定实时分析，包括静态安全分析和暂态/动态安全分析，并在评估结果不安全的情况下，根据故障形式和规模，启动电网相应的三道防线策略计算。其中人工调度预防控制计算针对电网设备N-1故障导致电网出现的安全稳定稳定，给出发电/负荷出力调整、无功补偿装置投切、直流功率调制等控制措施；紧急控制策略计算针对电网中离线安控策略考查的故障集，以电网实时运行数据为基础，对离线典型策略进行实时分析计算；第三道防线策略计算，针对严重故障下导致电网出现的低频低压减载、高周切机、线路解列等情况下，结合电网实时运行数据和已配置的第三道防控策略，进行实时分析计算。

图1中步骤4描述的是统计三道防线动作后的发电/负荷削减量，并进行实时可靠性评估，同时输电网与配网进行可靠性评估系统的信息交互，提供给配网可靠性评估系统输配网之间传输能力、负荷点可靠性指标，从配网可靠性评估系统获取配网实际负荷削减量、配网可靠性指标。

由于部分输电网故障，如下网主变故障、关键变电站母线故障灯会给配网输送能力带来较大影响，因此需要将输电网的一些信息传递给配网可靠性评估系统，主要为：输配网之间传输能力(电压、功率等边界条件)、各负荷点(针对配网来说，等效为电源点)可靠性指标，主要为：负荷削减概率(配网等效为电源故障概率)、负荷削减持续时间(配网等效为电源点修复时间)。各指标的计算方式均为现有技术，为本领域人员所熟知，如可参见专利申请CN201510974808.4“一种输配电一体化可靠性指标计算方法”，在此不再赘述。

另一方面，输电网设备故障造成的负荷削减，在配网中可能由于实际负荷不能满足切除要求，或通过负荷转供等情况进行规避，实际的负荷削减量可能小于输电网计算得到的负荷削减量。此外，输电网负荷主要为等效模型，无法详细计及不同负荷类型的经济代价。因此配网提供给输电网可靠性评估系统的信息为：输电网设备故障下配网实际的负荷削减量、不同类型负荷的经济代价、计及输电网可靠性的配网可靠性指标，输电网在此基础上进行实时负荷削减量的统计分析，针对输电网故障下配网实际负荷削减量与输电网计算得到的负荷削减量相差较大的情况，输电网再次进行实时可靠性指标的计算和修正。

输电网实时可靠性指标包括充裕度可靠性指标和安全性可靠性指标。充裕度可靠性指标主要有：切负荷概率、切负荷频率、切负荷持续时间、电力不足期望和电量不足期望值等；安全性可靠性指标主要为：失稳概率、失稳频率、平均稳定运行时间、停电负荷量/机组出力期望值等。

图1中步骤5包括两个部分。一个是根据当前电网的实时可靠性指标和历史可靠性指标，进行长期运行可靠性指标的统计分析，并在可靠性指标不满足要求时，通过可靠性指标的灵敏度分析，找出导致可靠性指标降低的关键点，依据电网运行提出保证电网长期运行的合理规划调整建议、运行检修建议等决策信息，经控制后评估环节校验确实可操作性后，输出调整决策建议。

另一个是根据精确统计后的实际发电/负荷削减量信息，和发电/负荷调整控制经济代价，进行电网运行安全风险评估，并在电网风险指标不满足要求时，进行风险防控决策计算，经控制后评估环节校验具备可操作性后，输出风险防控决策建议；在电网风险指标能够满足要求时，进行电网运行风险输电极限计算，得到电网可承受的运行风险最大输送功率。电网运行安全风险评估通过以下形式表示：

R＝{＜s_i,p_i,x_i＞}i＝1,...,N

其中，R代表风险；S_i代表有危害的场景；p_i表示出现场景S_i的概率；x_i表示场景出现的后果、用于表征危害的度量；N为有危害的场景数目；

其中，x_i通过基于实际受扰轨迹的量化分析结果与其后果的乘积进行计算：

x_i＝λ_di·C_i

式中：λ_di为量化分析裕度结果；C_i为故障场景i的后果。

当取C_i为1时，即为在线量化分析结果；当取C_i为经济代价时则得到风险指标；当λ_di及C_i均取为1时，则风险R进一步退化为概率分析，即将不安全的大概率场景等同于不安全的小概率事件；而对于特定的故障场景i，这就是确定性分析。R可正可负，当R为正值时，表明电网存在风险，R越大风险越高；R为负值时，表明电网安全，R越小表明电网风险越小，但是电网运行的经济性可能越低。因此，R值在一定范围内才可以保证电网既能够安全运行，也能够在一定风险承受范围内。

风险防控决策计算包括基于风险的预防控制在线决策和基于风险的紧急控制在线决策。基于风险的预防控制在线决策针对第一级扰动标准预想故障下的电网运行安全风险进行预防控制决策。以最小的控制代价，将第一级扰动标准预想故障下的电网运行安全风险控制在可接受范围内，控制决策优化以潮流、预防控制容量和风险为约束条件，优化控制决策的目标是预防控制的收益风险最大化。基于风险的紧急控制在线决策针对防御第二级扰动标准故障的需要，在线制定紧急控制策略。紧急控制应对的第二级扰动标准故障是确定性的，只有在预想故障发生后才会动作，针对当前或预测的特定运行方式进行在线控制决策。因此，这个阶段的紧急控制在线决策是确定性的优化问题。实际上，针对防御第一级、第二级扰动故障的在线控制技术已经相当成熟，并在大电网广域监测分析保护控制系统(WARMAP)中有更进一步的完善与推广应用，可以直接采用。

虽然本发明已以较佳实施例公开如上，但实施例并不是用来限定本发明的。在不脱离本发明之精神和范围内，所做的任何等效变化或润饰，同样属于本发明之保护范围。因此本发明的保护范围应当以本申请的权利要求所界定的内容为标准。

Claims (4)

1.一种全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法，包括以下步骤：

1)针对多时间尺度的输电网运行信息、外部环境信息和设备参数，进行全网数据整合，生成电网在线评估实时运行方式数据；

2)根据设备运行状态信息及外部因素引发电力设备故障的概率模型，结合设备可靠性历史数据、气象信息、外部灾害信息和厂站、设备的关联结果，以及电力设备的设计及运行参数，评估设备的实时故障概率、故障原因、故障位置以及故障时刻，然后根据电网实时运行工况及外部因素导致设备的故障概率及设备地理信息，生成预想设备故障集；

3)基于在线安全稳定分析技术，进行电网安全稳定实时分析，包括静态安全分析和暂态/动态安全分析，并在评估结果不安全的情况下，根据故障形式和规模，启动电网相应的三道防线策略计算；

4)统计三道防线动作后各故障造成的发电/负荷削减量，并进行实时可靠性评估，同时输电网与配网进行可靠性评估系统的信息交互；

5)根据当前电网的实时可靠性指标和历史可靠性指标，进行长期运行可靠性指标的统计分析，并在可靠性指标不满足要求时，通过可靠性指标的灵敏度分析，找出导致可靠性指标降低的关键点，依据电网运行提出保证电网长期运行的决策信息，所述决策信息包括合理规划调整建议及运行检修建议，经控制后评估环节校验确实可操作性后，输出调整决策建议；

根据精确统计后的实际发电/负荷削减量信息和发电/负荷调整控制经济代价，进行电网运行安全风险评估，并在电网风险指标不满足要求时，进行风险防控决策计算，经控制后评估环节校验具备可操作性后，输出风险防控决策建议；在电网风险指标能够满足要求时，进行电网运行风险输电极限计算，得到电网可承受的运行风险最大输送功率。

2.根据权利要求1所述的全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法，其特征在于，所述步骤1)中的多时间尺度的输电网运行信息，通过与外部系统进行信息交互获取，所述外部系统主要包括EMS系统、新能源监视系统、计划/检修系统、参数管理系统、可靠性信息管理系统、气象信息和外部灾害系统、电力管理信息系统系统以及调度、运检部门管理系统，其中：

从EMS系统获取电网模型参数及电网运行数据，所述电网模型参数包括发电机、交流线路、变压器、直流系统设备及其参数，所述电网运行数据包括状态估计输出的结果；

从新能源监视系统获取新能源发电功率实测数据以及短期/超短期预测信息；

从计划/检修系统获取电网计划检修数据和负荷预测信息，所述电网计划检修数据包括发电计划、联络线计划和检修计划；

从参数管理系统获取设备限值、二/三道防线离线策略、断面组成信息及限值以及设备可靠性参数；

从可靠性信息管理系统获取电力设备可靠性参数以及历史可靠性指标；

从气象信息和外部灾害系统获取预告的天气和自然灾害信息；

从电力管理信息系统获取电力设备的运行情况、保养维护计划、潜在风险因素以及电网地理信息。

3.根据权利要求1所述的全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法，其特征在于，所述步骤4)中输电网与配网进行可靠性评估系统的信息交互的内容包括：

输电网传递给配网可靠性评估系统信息包括输配网之间传输能力、各负荷点可靠性指标，所述负荷点可靠性指标包括负荷削减概率和负荷削减持续时间；

配网提供给输电网可靠性评估系统的信息包括输电网设备故障下配网实际的负荷削减量、不同类型负荷的经济代价以及计及输电网可靠性的配网可靠性指标，输电网在此基础上进行实时负荷削减量的统计分析，针对输电网故障下配网实际负荷削减量与输电网计算得到的负荷削减量相差较大的情况，输电网再次进行实时可靠性指标的计算和修正；

输电网实时可靠性指标包括充裕度可靠性指标和安全性可靠性指标，充裕度可靠性指标包括切负荷概率、切负荷频率、切负荷持续时间、电力不足期望和电量不足期望值；安全性可靠性指标包括失稳概率、失稳频率、平均稳定运行时间以及停电负荷量/机组出力期望值。

4.根据权利要求1所述的全电压序列一体化电网的可靠性与风险评估方法，其特征在于，所述步骤5)中电网运行安全风险评估通过以下形式表示：

R＝{＜s_i,p_i,x_i＞}i＝1,...,N

其中，R代表风险；S_i代表有危害的场景；p_i表示出现场景S_i的概率；x_i表示场景出现的后果、用于表征危害的度量；N为有危害的场景数目；

其中，x_i通过基于实际受扰轨迹的量化分析结果与其后果的乘积进行计算：

x_i＝λ_di·C_i

式中：λ_di为量化分析裕度结果；C_i为故障场景i的后果。