CN106780152B - 特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法 - Google Patents

特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法 Download PDF

Info

Publication number
CN106780152B
CN106780152B CN201710030275.3A CN201710030275A CN106780152B CN 106780152 B CN106780152 B CN 106780152B CN 201710030275 A CN201710030275 A CN 201710030275A CN 106780152 B CN106780152 B CN 106780152B
Authority
CN
China
Prior art keywords
high voltage
direct current
transmission system
alternating current
state
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201710030275.3A
Other languages
English (en)
Other versions
CN106780152A (zh
Inventor
胡博
谢开贵
何剑
彭吕斌
汤涌
易俊
贺庆
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Chongqing University
State Grid Corp of China SGCC
China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
Electric Power Research Institute of State Grid Jiangsu Electric Power Co Ltd
Original Assignee
Chongqing University
State Grid Corp of China SGCC
China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI
Electric Power Research Institute of State Grid Jiangsu Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Chongqing University, State Grid Corp of China SGCC, China Electric Power Research Institute Co Ltd CEPRI, Electric Power Research Institute of State Grid Jiangsu Electric Power Co Ltd filed Critical Chongqing University
Priority to CN201710030275.3A priority Critical patent/CN106780152B/zh
Publication of CN106780152A publication Critical patent/CN106780152A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN106780152B publication Critical patent/CN106780152B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Systems or methods specially adapted for specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Electricity, gas or water supply
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/04—Forecasting or optimisation specially adapted for administrative or management purposes, e.g. linear programming or "cutting stock problem"
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications

Abstract

本发明公开了一种特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法，包括以下步骤：S1：分别建立特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性评估模型；S2：参考实际特高压输电工程，并设定两种输电系统的设计参数；S3：分别计算特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值；S4：分别计算特高压交流输电系统和特高压直流输电系统全寿命周期费用；S5：根据特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值、全寿命周期费用，选择出最佳输电系统。有益效果：计算复杂性较小，实用性强、可信度高、可靠性好、成本低。

Description

特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法
技术领域
本发明涉及特高压输电系统技术领域，具体的说是一种特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法。
背景技术
随着我国能源战略的实施和坚强智能电网的建设，超、特高压直流输电技术迅速发展，多个直流工程投入运行，交流、直流混合电网成为发展的趋势。
在我国，近年采用较多的两种特高压输电方式是：1000kV交流输电和±800kV直流输电，两者都可以应用于大容量远距离输电、大区域联网等场合，由于特高压输电输送容量大、输电距离远，其可靠性和经济性的高低对于整个电力系统有着非常重要的影响，其可靠性的改善也将给整个电力系统的安全、可靠和经济运行带来巨大的效益。因此，量化二者的可靠性和经济性，并开展对比分析，为实际特高压输电工程的规划和建设提供量化决策依据，具有重要的理论和现实意义。
在特高压交流、直流输电系统可靠性和经济性综合比较方面，已有方法主要集中在经济性分析和比较，但是针对输电系统可靠性和经济性两方面比较的研究较少，不能满足现有输电系统的参考要求。
发明内容
针对上述问题，本发明提供了一种基于特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性、经济性比较的选择方法，并将可靠性转化为停电损失费用计入到经济性费用中，最终选择全寿命周期费用较低的输电方案。
为达到上述目的，本发明采用的具体技术方案如下：
一种特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法，其关键在于包括以下步骤：
S1：分别建立特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性评估模型；
S2：参考实际特高压输电工程，设定特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的设计参数；
S3：分别计算特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值；
S4：根据高压交流输电系统的可靠性指标值，计算特高压交流输电系统全寿命周期费用；根据高压直流输电系统的可靠性指标值，计算特高压直流输电系统全寿命周期费用；
S5：根据步骤S3和步骤S4得到的特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值、全寿命周期费用，以全寿命周期费用最小为准则，选择出最佳输电系统。
进一步的技术方案，步骤1建立的特高压交流输电系统的可靠性评估模型的具体步骤为：
S11a：对特高压交流输电系统分成变电站、开关站和输电线三个交流子系统，定义变压器T、断路器B、并联高压电抗器X、母线M和输电线路为交流子系统可靠性元件，分别建立交流子系统可靠性元件运行-切换-在修三状态失效模型；
其中失效模型包括主动失效模型和被动失效模型。主动失效是指元件的失效还引起了保护动作，进而造成其他一些健康元件停运的失效模式，例如短路失效。而被动失效不会造成其他健康元件的失效，例如开路故障。可靠性元件若发生主动失效，就会转移到切换状态，通过切换操作转移到在修状态，修复完成才能继续工作。
S11b：通过步骤S11a得到的三状态失效模型，分别计算三个交流子系统可靠性元件处于不同状态的概率，得出每个元件的三状态概率表；
S11c：基于每个元件的三状态概率表，采用状态枚举法分别建立交流子系统可靠性评估模型；
结合工程实际，为减小评估计算量，定义：A、重叠失效事件只考虑到两阶；B、隔离开关完全可靠；C、不考虑断路器的拒动。
S11d：根据步骤S11c得到的三个交流子系统可靠性评估模型，构建由变电站、开关站、输电线组成的串联可靠性评估模型。
特高压交流输电系统的整体可靠性评估模型可以认为是由变电站、开关站和输电线路等组成的串联系统。其中，开关站个数依据输电距离确定。通常，每300-500公里需增设一个开关站。每个变电站、开关站和输电线均可视作为两状态元件，其可靠性参数可由步骤S11c得出。
枚举变电站、开关站和输电线路等单个或多个可靠性元件的故障及其故障后果，可计算得出系统可靠性指标。其中，FEU指标计算公式为：
Figure GDA0002702202350000031
式中，M是系统不同容量状态的个数。FEU是强迫能量不可用率
此外，50％(100％)容量强迫停运率等于所有容量为0.5(1)的系统枚举状态的频率之和。
再进一步的技术方案，步骤S11c中所述采用状态枚举法分别建立交流子系统可靠性评估模型的具体步骤为：
A1：枚举单个系统状态，系统状态发生概率为所有元件各自所处状态概率的乘积。系统状态发生概率为所有元件各自所处状态概率的乘积。例如，元件i处于切换状态l，元件j处于在修状态m，同时其他元件为正常状态u，其中，系统状态的发生概率为：
Figure GDA0002702202350000041
式中，s是系统状态，n是变电站元件的总数；
单个系统状态的发生频率为：
Figure GDA0002702202350000042
式中，P(s)是系统状态s的概率，λk是第k个元件离开状态s的转移率。
A2：检验每个系统状态涉及的每个元件所处状态，若某元件处于切换状态，标记出那些因该元件主动失效而退出运行的元件，记录通过哪些切换操作使得该元件转移到在修状态，检验完所有元件后，即可获得该系统状态下所有停运可靠性元件的集合，然后进行连通性分析，分别检查各电源进线和三个交流子系统出线之间的连通性，计算有多少容量可以被正常输送，确定三个交流子系统可传输的容量；
A3：判断系统状态枚举是否完成，若是，返回步骤A1；否则进入步骤A4；
A4：合并容量相同的系统状态，分别计算三个交流子系统处于各容量系统状态的累积概率和频率。离开某个容量系统状态Ck的转移率可由累积频率和累积概率近似计算得到：
Figure GDA0002702202350000051
式中，
Figure GDA0002702202350000052
是离开容量状态Ck的转移率，
Figure GDA0002702202350000053
是Ck的发生频率，
Figure GDA0002702202350000054
是Ck的发生概率。
再进一步的技术方案，步骤1建立的特高压直流输电系统的可靠性评估模型的具体步骤为：
S12a：对特高压直流输电系统进行子系统划分：
换流变压器子系统，包括单个换流站全部的换流变压器、备用换流变压器及其与之相连的断路器；
交流场子系统，包括单个换流站的交流滤波器及其所连断路器和母线；
阀组子系统，包括单个换流站的所有12脉波阀组及其阀控、阀冷设备；
平波电抗器子系统，包括单个换流站的所有平波电抗器及其辅助设备；
直流滤波器子系统，包括单个换流站的所有直流滤波器及其辅助设备；
直流输电线路子系统，包括正极和负极的直流输电线路。
S12b：采用状态枚举法，分别计算步骤S12a得到的六个直流子系统的可靠性评估模型，具体步骤为：
B1：枚举六个直流子系统故障状态，并得到该故障状态的故障元件集；
B2：从故障元件集中找出故障可替换元件集，逐一检查各阀组对应的换流变压器组，比较该组的故障元件集与备用元件集中元件的型号和联结方式，若某变压器组中的故障元件全部存在对应的备用换流变压器可以替换，则该组的故障元件属于可替换元件集。否则，该组的故障元件不属于可替换元件集，无需考虑备用情况。
B3：形成可替换元件集的备用启用最优序列；形成备用启用最优序列时首先考虑(各阀组对应)换流变压器组中可替换的变压器台数，即换流变压器组中包含的可替换元件的个数越少，其替换优先级越高。若包含的可替换元件个数相等，则各变压器组对应的阀组容量越大的，替换优先级越高。如果个数和容量都相等，则故障换流变压器的修复时间越大，其替换优先级越高。如果修复时间也相等，则备用随机启用。
B4：计算故障状态的发生概率、频率，并确定系统对应的容量系统状态，得到故障状态概率表；
按照特高压交流输电系统采用枚举法，计算故障状态发生概率和频率，只是公式中需要代入故障元件的不可用率和转移率时，应按备用最优序列的顺序将有备用的故障元件的修复时间替换成安装时间，即将修复率替换为安装率，同时无备用的元件的修复率保持不变。故障状态对应的容量状态由换流变压器故障引起(对应的阀)的停运容量来确定
B5：完成所有故障状态的枚举，并分别计算六个直流子系统可靠性指标，并结合六个直流子系统可靠性串联模型，分别建立六个子系统的等效可靠性评估模型；
将属于同一直流子系统的故障状态的概率和频率累加，得到该换流单元包含的换流变压器的累计故障概率和频率。最后，运用可靠性串联模型，可得子系统等效可靠性评估模型。
S12c：根据六个直流子系统的可靠性评估模型，建立六个直流子系统间的故障逻辑关系，再次采用状态枚举法，建立特高压直流输电系统可靠性评估模型。
再进一步的技术方案，所述计算各个容量系统状态发生概率、频率时，其离开某个容量系统状态Ck的转移率可由累积频率和累积概率计算得到：
Figure GDA0002702202350000071
式中，
Figure GDA0002702202350000072
是离开某个容量系统状态Ck的转移率，
Figure GDA0002702202350000073
是离开某个容量系统状态的发生频率，
Figure GDA0002702202350000074
是离开某个容量系统状态的发生概率。
再进一步的技术方案，步骤S4所述的特高压交流输电系统和特高压直流输电系统全寿命周期费用包括：投资费用、运维费用、输电损耗费用、停电损耗费用；
全寿命周期总费用的年费用(等年值)计算公式为：
Figure GDA0002702202350000075
式中，B＝r(1+r)N/((1+r)N-1)，其中AC是年费用，IC是投资费用，OCi是第i年的运维费用，LCi是第i年的输电损耗费用，FCi是第i年的停电损失费用，B是资金回收系数，r是折现率，N是输电工程经济寿命。
再进一步的技术方案，所述输电损耗费用包括电阻损耗费用、电晕损耗费用、变电站损耗费用、电量损耗费用；
由于输电系统一般不会全年满容量运行，使用等效损耗时间来计算电阻损耗，电阻损耗的计算公式为：
Figure GDA0002702202350000076
式中，δlr是线路电阻损耗，T0＝8760小时，i是瞬时电流，R是线路电阻，I0是额定电流，τ是等效的损耗小时数；
电晕损耗平均值为“好天气”小时数损耗、雪天小时数损耗、雨天小时数损耗之和除以全年日历小时数，电晕损耗的电量损失为：
δlc＝Pct0
式中，δlc是电晕产生的电量损失，Pc是电晕损耗平均值，t0是全年的运行小时数；
δst＝bP0te
式中，δst是变电站的电量损耗，P0是额定功率，te是最大负荷利用小时数，b是比例系数；
特高压交流输电系统的电量损耗为：
Figure GDA0002702202350000081
特高压直流输电系统的电量损耗为：
Figure GDA0002702202350000082
式中，下标为a的符号代表交流，下标为d代表直流。
损耗费用为损耗电量与上网电价之积：
LCi＝βgδ
式中，δ是损耗电量，βg是上网电价。
再进一步的技术方案，年度停电停电损失费用FCi为：
FCi＝P0te×FEU×βc
该式中，βc是单位停电损失费用，FEU是强迫能量不可用率，其计算公式为：
Figure GDA0002702202350000083
该公式中，Ck为某个容量系统状态，M是系统不同容量状态的个数，
Figure GDA0002702202350000084
是离开某个容量系统状态的发生概率。
本发明的有益效果：本发明首先将特高压交流和直流输电系统划分为不同的子系统，分别建立子系统可靠性评估模型，然后组合得到系统可靠性评估模型，交流模型中考虑了变电站、开关站的可靠性元件的切换状态对可靠性的影响，直流模型中考虑了换流变压器整体备用、交流滤波器故障等的影响，计算复杂性较小，实用性强。同时，将可靠性水平折算成为停电损失费用，加入到输电系统全寿命周期费用上，建立了特高压交、直流输电系统的经济性评估模型，提高的经济性计算结果的可靠性。
附图说明
图1是本发明输电系统选择方法流程图；
图2是本发明的特高压交流输电系统可靠性元件的三状态模型；
图3是本发明的特高压交流输电系统升压站主接线示意图；
图4是本发明的特高压交流输电系统可靠性评估模型框图；
图5是本发明的特高压直流输电系统可靠性逻辑框图；
图6是本发明的特高压直流系统单个枚举故障状态传输容量状态图；
图7是本发明的特高压交流和直流输电系统等效停运率比较示意图；
图8是特高压交、直流输电系统不考虑停电损失单位容量的年费用随输电距离的变化规律图；
图9是特高压交、直流输电系统考虑停电损失单位容量的年费用随输电距离的变化规律图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式以及工作原理作进一步详细说明。
从图1可以看出，一种特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法，包括以下步骤：
S1：分别建立特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性评估模型；
其中，建立的特高压交流输电系统的可靠性评估模型的具体步骤为：
S11a：将特高压交流输电系统分成变电站、开关站和输电线三个交流子系统，定义变压器T、断路器B、并联高压电抗器X、母线M和输电线路为交流子系统可靠性元件，建立变电站可靠性元件运行-切换-在修三状态失效模型，具体可靠性元件三状态模型见图2，其中λa为主动失效率，λp为被动失效率，μsw为切换率，μr为修复率。
其中失效模型包括主动失效和被动失效。主动失效是指元件的失效还引起了保护动作，进而造成其他一些健康元件停运的失效模式，例如短路失效。而被动失效不会造成其他健康元件的失效，例如开路故障。可靠性元件若发生主动失效，就会转移到切换状态，通过切换操作转移到在修状态，修复完成才能继续工作。
以特高压升压站断路器故障为例来解释三状态失效模型：升压站采用3/2断路器接线，500kV进线通过两组变压器升压至1000kV，其拓扑结构示意图如图3所示。若断路器B1短路(主动)失效，则元件B1进入切换状态，同时B2、B3动作断开，导致这三台断路器和高压电抗器X1都退出运行。随后，通过隔离开关的切换，隔离B1，则B1转移到在修状态，同时B2、B3和X1恢复运行，X1所在出线恢复送电，B1修复完成后回到运行状态。若B1开路失效，则其进入在修状态，其他元件不受影响。其他种类的元件故障逻辑与此类似或较为简单，这里不再赘述。
S11b：通过步骤S11a得到的三状态失效模型，计算交流子系统可靠性元件处于不同状态的概率，得出每个元件的三状态概率表；本实施例中，特高压交流元件三状态概率表见表1。
S11c：基于每个元件的三状态概率表，采用状态枚举法建立交流子系统可靠性评估模型；
所述采用状态枚举法建立交流子系统可靠性评估模型的具体步骤为：
A1：枚举单个系统状态，系统状态发生概率为所有元件各自所处状态概率的乘积，设可靠性元件i处于切换状态l，元件j处于在修状态m，同时其他元件为正常状态u，则系统状态的发生概率为：
Figure GDA0002702202350000111
式中，s是系统状态，n是变电站或开关站可靠性元件的总数；
单个系统状态的发生频率为：
Figure GDA0002702202350000112
式中，P(s)是系统状态s的概率，λk是第k个元件离开状态s的转移率；
A2：检验每个系统状态涉及的每个元件所处状态，若某元件处于切换状态，标记出那些因该元件主动失效而退出运行的元件，记录通过哪些切换操作使得该元件转移到在修状态。检验完所有元件后，即可获得该系统状态下所有停运元件的集合，然后进行连通性分析，检查各电源进线、交流子系统出线之间的连通性，计算有多少容量可以被正常输送，确定交流子系统可传输的容量；
A3：判断系统状态枚举是否完成，若是，返回步骤A1；否则进入步骤A4；
A4：合并容量相同的系统状态，计算交流子系统处于各容量系统状态的累积概率和频率，具体见表2。
离开某个容量系统状态Ck的转移率可由累积频率和累积概率近似计算得到：
Figure GDA0002702202350000121
式中，
Figure GDA0002702202350000122
是离开容量系统状态Ck的转移率，
Figure GDA0002702202350000123
是Ck的发生频率，
Figure GDA0002702202350000124
是Ck的发生概率。
在本实施理中，只对变电站子系统建立可靠性评估模型，开关站子系统的可靠性评估模型与变电站子系统建立可靠性评估模型类似，只是缺少变压器；而输电线子系统可靠性评估模型的建立为现有技术，无大区别，故在此对开关站子系统和输电线子系统的可靠性评估模型建立方法不再赘述。
S11d：根据步骤S11c得到的交流子系统可靠性评估模型，构建由变电站、开关站、输电线组成的串联可靠性评估模型。
根据特高压交流系统各组成部分的故障后果，其整体可靠性评估模型可以认为是由变电站、开关站和输电线路组成的串联系统，如图4所示。其中，中间开关站个数依据输电距离确定，通常，每300-500公里需增设一个开关站。
再次采用状态枚举法，枚举图3中可靠性元件故障及其故障后果，可计算得出系统可靠性指标。其中，FEU指标计算公式如下：
Figure GDA0002702202350000125
式中，M是系统不同容量状态的个数。FEU是强迫能量不可用率
此外，50％(100％)容量强迫停运率等于所有容量为0.5(1)的系统枚举状态的频率之和。
其中，建立的特高压直流输电系统的可靠性评估模型的具体步骤为：
S12a：对特高压直流输电系统进行直流子系统划分：
换流变压器子系统：包括单个换流站全部的换流变压器、备用换流变压器及其与之相连的断路器。
交流场子系统：包括单个换流站的交流滤波器及其所连断路器和母线。
阀组子系统：包括单个换流站的所有12脉波阀组及其阀控、阀冷设备。
平波电抗器子系统包括单个换流站的所有平波电抗器及其辅助设备。
直流滤波器子系统：包括单个换流站的所有直流滤波器及其辅助设备。
直流输电线路子系统；包括正极和负极的直流输电线路。
S12b：采用状态枚举法，分别计算步骤S12a得到的交流场子系统的可靠性评估模型；
下面换流变压器子系统为例，介绍单个子系统的可靠性评估模型，其他子系统的模型与其类似，在此不作赘述。
建立换流变压器子系统的可靠性评估模型具体步骤为：
B1：枚举直流子系统故障状态，并得到该故障状态的故障元件集；
B2：从故障元件集中找出故障可替换元件集；
逐一检查各阀组对应的换流变压器组，比较该组的故障元件集与备用元件集中元件的型号和联结方式，若某变压器组中的故障元件全部存在对应的备用换流变压器可以替换，则该组的故障元件属于可替换元件集。否则，该组的故障元件不属于可替换元件集，无需考虑备用情况。
B3：形成可替换元件集的备用启用最优序列；
形成备用启用最优序列时首先考虑(各阀组对应)换流变压器组中可替换的变压器台数，即换流变压器组中包含的可替换元件的个数越少，其替换优先级越高。若包含的可替换元件个数相等，则各变压器组对应的阀组容量越大的，替换优先级越高。如果个数和容量都相等，则故障换流变压器的修复时间越大，其替换优先级越高。如果修复时间也相等，则备用随机启用。
B4：计算故障状态的发生概率、频率，并确定系统对应的容量系统状态得到故障状态概率表；在本实施例中，具体见表三。
采用交流前述的交流输电系统采用的状态枚举法计算故障状态发生概率和频率，只是公式中需要代入故障元件的不可用率和转移率时，应按备用最优序列的顺序将有备用的故障元件的修复时间替换成安装时间，即将修复率替换为安装率，同时无备用的元件的修复率保持不变。故障状态对应的容量状态由换流变压器故障引起(对应的阀)的停运容量来确定，具体见表三。
B5：完成所有故障状态的枚举，并计算该直流子系统可靠性指标，并结合该直流子系统可靠性串联模型，建立该直流子系统的等效可靠性评估模型；
完成所有故障状态的枚举。将属于同一换流单元的换流变压器故障状态的概率和频率累加，得到该换流单元包含的换流变压器的累计故障概率和频率。
最后，将换流变压器与同一换流单元的换流阀组、换流变压器断路器一起，运用可靠性串联模型，可得该换流单元等效可靠性评估模型。
S12c：根据六个直流子系统的可靠性评估模型，建立六个直流子系统间的故障逻辑关系，再次采用状态枚举法，建立特高压直流输电系统可靠性评估模型。
其中，六个直流子系统间的故障逻辑关系图见图5。图5中BP2指整流侧和逆变侧双极元件，包括站控、交流场子系统；
BP1指单极元件，包括单极单侧直流滤波器、平波电抗器、极控、辅助电源和直流线路。
VG指单侧单极单个换流单元，包括单侧单极的单个12脉波阀组及其对应的换流变压器、换流变压器断路器的组合。
将图5的可靠性逻辑框图的各方框视为多状态元件，应用状态枚举法，可计算得到整个特高压直流输电系统的可靠性指标，其中单个枚举故障状态对应的容量状态见图6：
图6中，Ci代表在给定枚举故障状态下，各元件或子系统可用传输容量。例如，假设在某个枚举故障状态中，整流侧BP2因故障导致降额运行，容量为0.45，即C1＝0.45，同时发生正极输电线路故障，则C6＝0，其他元件都正常运行，通过图5可得该枚举故障状态的容量为0.45，具体见表四。
S2：参考实际的特高压输电工程，设定特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的设计参数；
特高压交流输电系统由两个1000kV变电站和多个中间开关站以及一回输电线路组成，每隔400公里设置一个开关站。变电站和开关站采用3/2断路器接线。特高压交流额定输送功率为自然功率，约4400MVA，单个变电站配置两组额定容量为3000MVA的变压器。变电站和开关站的1000kV出线上装设有高压电抗器。
特高压直流换流站高压侧、低压侧Y/Y和Y/Δ型接线换流变压器各备用1台，平波电抗器备用1台，假设安装时间均为40h。
S3：分别计算特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值；二者EOF指标比较见图7。
表1特高压交流元件三状态概率表
Figure GDA0002702202350000151
Figure GDA0002702202350000161
表2特高压交流输电系统可靠性指标计算结果
Figure GDA0002702202350000162
表3特高压直流元件故障状态概率表
元件 故障率(次/年) 修复时间(小时)
换流变压器 0.0115 49
阀组 0.0945 14.35
断路器 0.03 2.79
母线 0.0123 10.2
控制保护 0.108 6.76
输电线路 0.0749 6.15
平波电抗器 0.0148 30.9
直流滤波器 0.04 7.82
辅助电源 0.0135 4.115
直流场其他设备 0.04 3.57
交流滤波器A型 0.9272 10.4
交流滤波器B型 0.7877 10.5
交流滤波器C型 1.2177 10.4
交流滤波器D型 1.2177 10.4
表4特高压直流输电系统可靠性指标计算结果
Figure GDA0002702202350000163
为了在同一基准值上比较特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性，定义了等效停运率(Equivalent Outage Frequency，EOF)指标，其为系统处于不同容量状态停运率对容量标幺值的加权求和，计算公式如下：
Figure GDA0002702202350000171
特高压交流和直流输电系统在不同输电距离下的可靠性指标计算结果如表3、表4所示，二者EOF指标比较见图7。
S4：根据高压交流输电系统的可靠性指标值，计算特高压交流输电系统全寿命周期费用；根据高压直流输电系统的可靠性指标值，计算特高压直流输电系统全寿命周期费用；
特高压交流输电系统和特高压直流输电系统全寿命周期费用包括：投资费用、运维费用、输电损耗费用、停电损耗费用；
全寿命周期总费用的年费用(等年值)计算公式为：
Figure GDA0002702202350000172
式中，B＝r(1+r)N/((1+r)N-1)，其中AC是年费用，IC是投资费用，OCi是第i年的运维费用，LCi是第i年的输电损耗费用，FCi是第i年的停电损失费用，B是资金回收系数，r是折现率，N是输电工程经济寿命。
输电损耗费用包括电阻损耗费用、电晕损耗费用、变电站损耗费用、电量损耗费用；
由于输电系统一般不会全年满容量运行，使用等效损耗时间来计算电阻损耗，电阻损耗的计算公式为：
Figure GDA0002702202350000173
式中，δlr是线路电阻损耗，T0＝8760小时，i是瞬时电流，R是线路电阻，I0是额定电流，τ是等效的损耗小时数；
电晕损耗平均值为“好天气”小时数损耗、雪天小时数损耗、雨天小时数损耗之和除以全年日历小时数，电晕损耗的电量损失为：
δlc＝Pct0
式中，δlc是电晕产生的电量损失，Pc是电晕损耗平均值，t0是全年的运行小时数；
δst＝bP0te
式中，δst是变电站的电量损耗，P0是额定功率，te是最大负荷利用小时数，b是比例系数；
特高压交流输电系统的电量损耗为：
Figure GDA0002702202350000181
特高压直流输电系统的电量损耗为：
Figure GDA0002702202350000182
式中，下标为a的符号代表交流，下标为d代表直流。
损耗费用为损耗电量与上网电价之积：
LCi＝βgδ
式中，δ是损耗电量，βg是上网电价。
年度停电停电损失费用FCi为：
FCi＝P0te×FEU×βc
该式中，βc是单位停电损失费用，FEU是强迫能量不可用率，其计算公式为：
Figure GDA0002702202350000183
该公式中，Ck为某个容量系统状态，M是系统不同容量状态的个数，
Figure GDA0002702202350000184
是离开某个容量系统状态的发生概率。
本实施例中，在经济性比较中使用的造价和部分计算参数如下表5所示：
表5经济性比较中使用的造价和部分计算参数
项目 交流 直流
变电站(元/kVA) 430 —
换流站(亿元/座) — 63
线路(万元/km) 425 397
运行费率 1.8％ 1.8％
站损 0.2％ 0.75％
线路电阻(Ω/km) 0.00583 0.00788
导线规格(mm<sup>2</sup>) 8×500 6×900
交流开关站造价为6.8亿元，电晕损耗都考虑为10kW/km，运行小时数取为8500h，利用小时数取为5000h，损耗小时数取为3200h，上网电价为0.23元/kWh，输电工程经济寿命为30年。
不同输电距离下特高压交、直流输电系统运行损耗率如表6所示：
表6特高压输电系统运行损耗率
Figure GDA0002702202350000191
从表6可以看出，当输电距离低于1500公里时，交流总损耗均低于直流总损耗，但当输电距离为2000公里时，直流总损耗小于交流，这主要是因为：随输电距离增大，线路损耗占总损耗的比例将不断增大，且直流线路的损耗小于交流线路，导致直流的总损耗与交流的差距不断缩小并最终小于交流。
若不考虑输电系统停电损失，则交、直流输电系统单位容量的年费用随输电距离的变化规律如图8所示。
从图8可以看出，若不考虑停电损失，随着输电距离增大，直流与交流之间的年费用的差距将逐渐缩小，当距离超过1300km时，直流的费用更低。这主要是因为在总投资中，交流输电线路投资所占比例较大，直流换流站的投资相对交流变电站来说占总投资的比例较大，同时直流的额定传输容量大，导致随着距离增大，直流的经济性优势逐渐显现。
根据计算的特高压交、直流输电系统停电损失费用。单位停电损失费用较难估算，一般采用给定区域内单位电量的平均产值或者基于用户调查获得的数据作为单位停电损失。为了保证特高压交、直流输电系统经济性比较的广泛性，本文参考有关停电损失统计的研究成果，设定了一组合理的单位停电损失值，分别在不同的单位停电损失下计算系统的停电损失费用和总费用。停电损失费用占总费用的比例如表7所示，两系统在不同单位停电损失下随输电距离的变化规律如图9所示。
表7停电损失费用占总费用的百分比
Figure GDA0002702202350000201
综合表7、图9的结果可以看出，当单位停电损失较低(如10元/kWh)时，若输电距离小于约1800km，交流输电的费用较低，而输电距离大于约1800km时，直流的费用将低于交流。当单位停电损失较高时，交流输电的经济性将始终优于直流。这是因为单位停电损失较低时，系统停电损失费用占总费用的比例较低，对经济性的影响较小，直流输电在较远距离上对交流仍有经济优势。随着单位停电损失费用的增大，系统停电损失费用占总费用的比例增大，系统停电损失费用将对经济性比较起着关键影响，又由于在相同输电距离下交流输电系统的停电损失费用小于直流，导致交流输电的经济性在单位停电损失费用较高时总是优于直流。
S5：根据步骤S3和步骤S4得到的特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值、全寿命周期费用，以全寿命周期费用最小为准则，选择出最佳输电系统。
对两种输电方式进行可靠性比较，结果显示：各个输电距离下，直流系统的FEU指标均大于交流；当输电距离小于约1300km时，交流系统的EOF指标低于直流，反之则直流系统的EOF指标更低。
对两种输电方式进行经济性比较，结果显示：当不考虑停电损失，输电距离超过约1300km时，直流的经济性更优。反之，交流的经济性好。当考虑停电损失时，如果单位停电损失较低(如10元/kWh)，则直流输电的经济性在输电距离超过约1800km时更有优势，反之交流的经济性更好。但是当考虑的单位停电损失较高时，在合理的输电距离范围内，交流的经济性均要优于直流。
在特高压输电方式的规划时，应当以输电系统经济性费用作为决策的参考依据，来确定选择何种特高压输电方式，其中，经济性费用是否包含停电损失费用，视决策者的需要来决定。决策参考方案如下：
如果经济性中不考虑停电损失费用，则输电距离大于1300km，采用直流输电，反之采用交流。
如果经济性中考虑了停电损失费用，若停电损失较低时(如10元/kWh)，当输电距离大于1800km时，采用直流输电，反之采用交流输电；若停电损失较高，在任意的合理输电距离范围内，均应采用交流输电。
应当指出的是，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的普通技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改性、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。

Claims (2)

1.一种特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法，其特征在于包括以下步骤：
S1：分别建立特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性评估模型；
步骤1建立的特高压直流输电系统的可靠性评估模型的具体步骤为：
步骤1建立的特高压交流输电系统的可靠性评估模型的具体步骤为：
S11a：对特高压交流输电系统分成变电站、开关站和输电线三个交流子系统，定义变压器T、断路器B、并联高压电抗器X、母线M、输电线路为交流子系统可靠性元件，分别建立交流子系统可靠性元件运行-切换-在修三状态失效模型；
S11b：通过步骤S11a得到的三状态失效模型，分别计算交流子系统可靠性元件处于不同状态的概率，得出每个元件的三状态概率表；
S11c：基于每个元件的三状态概率表，采用状态枚举法建立交流子系统可靠性评估模型；
步骤S11c中所述采用状态枚举法建立交流子系统可靠性评估模型的具体步骤为：
A1：枚举单个系统状态，系统状态发生概率为所有元件各自所处状态概率的乘积，设可靠性元件i处于切换状态l，元件j处于在修状态m，同时其他元件为正常状态u，系统状态的发生概率为：
Figure FDA0002702202340000021
式(1)中，s是系统状态，n是变电站或开关站可靠性元件的总数；
单个系统状态的发生频率为：
Figure FDA0002702202340000022
式(2)中，P(s)是系统状态s的概率，λk是第k个元件离开状态s的转移率；
A2：检验每个系统状态涉及的每个元件所处状态，检验完所有元件后，即可获得该系统状态下所有停运元件的集合，然后进行连通性分析，检查各电源进线、交流子系统出线之间的连通性，计算有多少容量可以被正常输送，确定交流子系统可传输的容量；
A3：判断系统状态枚举是否完成，若是，返回步骤A1；否则进入步骤A4；
A4：合并容量相同的系统状态，分别计算交流子系统处于各容量系统状态的累积概率和频率；
S11d：根据步骤S11c得到的交流子系统可靠性评估模型，构建由变电站、开关站、输电线组成的串联可靠性评估模型；
S12a：对特高压直流输电系统进行直流子系统划分：换流变压器子系统、交流场子系统、阀组子系统、平波电抗器子系统、直流滤波器子系统、直流输电线路子系统；
换流变压器子系统，包括单个换流站全部的换流变压器、备用换流变压器及其与之相连的断路器；
交流场子系统，包括单个换流站的交流滤波器及其所连断路器和母线；
阀组子系统，包括单个换流站的所有12脉波阀组及其阀控、阀冷设备；
平波电抗器子系统，包括单个换流站的所有平波电抗器及其辅助设备；
直流滤波器子系统，包括单个换流站的所有直流滤波器及其辅助设备；
直流输电线路子系统，包括正极和负极的直流输电线路；
S12b：采用状态枚举法，分别计算步骤S12a得到的六个直流子系统的可靠性评估模型，具体步骤为：
B1：枚举直流子系统故障状态，并得到该故障状态的故障元件集；
B2：从故障元件集中找出故障可替换元件集；
B3：形成可替换元件集的备用启用最优序列；
B4：计算故障状态的发生概率、频率，并确定系统对应的容量系统状态，得到故障状态概率表；
B5：完成所有故障状态的枚举，并计算该直流子系统可靠性指标，并结合该直流子系统可靠性串联模型，建立该直流子系统的等效可靠性评估模型；
S12c：根据六个直流子系统的可靠性评估模型，建立六个直流子系统间的故障逻辑关系，再次采用状态枚举法，建立特高压直流输电系统可靠性评估模型；
所述计算各个容量系统状态发生概率、频率时，其离开某个容量系统状态Ck的转移率可由累积频率和累积概率计算得到：
Figure FDA0002702202340000031
式(3)中，
Figure FDA0002702202340000032
是离开某个容量系统状态Ck的转移率，
Figure FDA0002702202340000033
是离开某个容量系统状态的发生频率，
Figure FDA0002702202340000034
是离开某个容量系统状态的发生概率；
S2：参考实际的特高压输电工程，设定特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的设计参数；
S3：分别计算特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值；
S4：根据高压交流输电系统的可靠性指标值，计算特高压交流输电系统全寿命周期费用；根据高压直流输电系统的可靠性指标值，计算特高压直流输电系统全寿命周期费用；
步骤S4所述的特高压交流输电系统和特高压直流输电系统全寿命周期费用包括：投资费用、运维费用、输电损耗费用、停电损耗费用；
全寿命周期总费用的年费用计算公式为：
Figure FDA0002702202340000041
公式(4)中，B＝r(1+r)N/((1+r)N-1)，其中AC是年费用，IC是投资费用，OCi是第i年的运维费用，LCi是第i年的输电损耗费用，FCi是第i年的停电损失费用，B是资金回收系数，r是折现率，N是输电工程经济寿命；
年度停电损失费用FCi为：
FCi＝P0×te×FEU×βc (9)
式(9)中，βc是单位停电损失费用，FEU是强迫能量不可用率，其计算公式为：P0是额定功率，te是最大负荷利用小时数；
Figure FDA0002702202340000042
公式(10)中，Ck为某个容量系统状态，M是系统不同容量状态的个数，
Figure FDA0002702202340000043
是离开某个容量系统状态的发生概率；
S5：根据步骤S3和步骤S4得到的特高压交流输电系统和特高压直流输电系统的可靠性指标值、全寿命周期费用，以全寿命周期费用最小为准则，选择出最佳输电系统。
2.根据权利要求1所述的特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法，其特征在于：所述输电损耗费用包括电阻损耗费用、电晕损耗费用、变电站损耗费用、电量损耗费用；
其中，电阻损耗的计算公式为：
Figure FDA0002702202340000051
式(5)中，δlr是线路电阻损耗，T0＝8760小时，i是瞬时电流，R是线路电阻，I0是额定电流，τ是等效的损耗小时数；
电晕损耗平均值为“好天气”小时数损耗、雪天小时数损耗、雨天小时数损耗之和除以全年日历小时数，电晕损耗的电量损失为：
δlc＝Pct0 (6)
式(6)中，δlc是电晕产生的电量损失，Pc是电晕损耗平均值，t0是全年的运行小时数；
δst＝bP0te (7)
式(7)中，δst是变电站的电量损耗，P0是额定功率，te是最大负荷利用小时数，b是比例系数；
损耗费用为损耗电量与上网电价之积：
LCi＝βgδ (8)
式(8)中，δ是损耗电量，βg是上网电价。
CN201710030275.3A 2017-01-17 2017-01-17 特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法 Active CN106780152B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710030275.3A CN106780152B (zh) 2017-01-17 2017-01-17 特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710030275.3A CN106780152B (zh) 2017-01-17 2017-01-17 特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN106780152A CN106780152A (zh) 2017-05-31
CN106780152B true CN106780152B (zh) 2020-12-08

Family

ID=58945844

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710030275.3A Active CN106780152B (zh) 2017-01-17 2017-01-17 特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106780152B (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108761313B (zh) * 2018-06-15 2020-08-07 国网江苏省电力有限公司电力科学研究院 基于故障反演的特高压直流保护装置测试方法和系统
CN109063240B (zh) * 2018-06-20 2023-06-06 国家电网有限公司 基于早期失效期判别的特高压gis母线使用寿命评估方法
CN109066648B (zh) * 2018-06-29 2022-05-13 广东工业大学 一种三站单级多元件供电系统功率损耗平均值的计算方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004274912A (ja) * 2003-03-10 2004-09-30 Japan Research Institute Ltd 直流配電ネットワークの信頼性を高く維持する電力供給システム、及びプログラム
CN101557106A (zh) * 2009-01-15 2009-10-14 南方电网技术研究中心 特高压直流输电系统可靠性计算方法
CN104682381A (zh) * 2015-01-26 2015-06-03 南方电网科学研究院有限责任公司 大型风电场柔性直流输电系统可靠性计算方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004274912A (ja) * 2003-03-10 2004-09-30 Japan Research Institute Ltd 直流配電ネットワークの信頼性を高く維持する電力供給システム、及びプログラム
CN101557106A (zh) * 2009-01-15 2009-10-14 南方电网技术研究中心 特高压直流输电系统可靠性计算方法
CN104682381A (zh) * 2015-01-26 2015-06-03 南方电网科学研究院有限责任公司 大型风电场柔性直流输电系统可靠性计算方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
特高压半波长交流输电系统经济性与可靠性评估;宋云亭等;《电网技术》;20110930;第35卷(第9期);第1-6页 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN106780152A (zh) 2017-05-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Guo et al. Allocation of centrally switched fault current limiters enabled by 5G in transmission system
CN108287294B (zh) 基于停电配变和拓扑分析的配电网故障区域快速辨识方法
CN102290798B (zh) 一种基于配电网接线方式的快速供电恢复规则
CN105761161A (zh) 一种交直流配电网供电模式评价方法
CN105762790A (zh) 一种用于交直流配电网供电模式选择的评价指标算法
CN106780152B (zh) 特高压交直流输电系统可靠性与经济性的比较选择方法
CN111682585A (zh) 一种配电网智能储能软开关综合规划方法和系统
CN110676839A (zh) 一种交直流混合配电网可靠性评估方法及系统
Wadi et al. Comparison between open-ring and closed-ring grids reliability
CN111611662A (zh) 一种基于馈线走廊的可靠性约束配电网规划方法
CN104331628A (zh) 电网安全性综合指标评价方法
CN114629174A (zh) 微电网运行控制方法、控制装置及微电网
CN110380506A (zh) 一种用于预制舱式组合设备的分布式并联蓄电池系统
Jie et al. Design of energy storage system using retired valve regulated lead acid (VRLA) batteries in substations
CN105404933A (zh) 一种为配电网提升供电可靠性的计算系统及计算方法
CN113471950B (zh) 一种电力厂站用蓄电池组故障自愈系统及方法
Liu et al. An optimization method of maintenance strategy for power equipment
Zheng et al. Reliability evaluation model of zhangbei multi-terminal HVDC transmission system
CN111160746B (zh) 基于风险评估的智能配电网规划评价方法
CN110896215B (zh) 一种直流配电系统限流电抗器和断路器综合优化配置方法
Carneiro et al. Impact of Distributed Energy Resources on Fault Location, Isolation, and Service Restoration
CN112564097B (zh) 多回线路故障停电时的快速恢复负荷降损的方法
Cui et al. Evaluation of security and stability risk of AC/DC grid under extreme contingencies
Han et al. Integrated Planning of Energy Storage Systems and Data Centers Considering Resilience Enhancement in Distribution Network
Endo et al. Optimization of asset management and power system operation based on equipment performance

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant