CN111340360A - 基于运行及网架风险的综合能源系统实时风险评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于运行及网架风险的综合能源系统实时风险评估方法，步骤：选取用于构建综合能源系统风险评估指标体系的实时网架风险指标和实时运行风险指标；对综合能源系统中的各种元件，根据各自的运行状态，计算实时运行风险严重程度；求出每个元件的实时运行风险，分别对综合能源系统的电网、冷热网以及燃气网中每个元件进行N‑1校核，计算被减元件的故障概率，求出每个元件的实时网架风险，计算出所有元件实时运行风险最大值和综合能源系统实时运行风险值。

Description

基于运行及网架风险的综合能源系统实时风险评估方法

技术领域

本发明涉及一种基于运行及网架风险的综合能源系统实时风险评估方法，属于综合能源系统技术领域。

背景技术

电力系统风险评估一般综合考虑事件的不确定性和后果，通过分析风险来控制系统运行。综合能源系统打破了原有的冷/热/电/气供能系统独立设计、规划、运行和控制的模式，在规划、设计、建设和运行的过程中，对各类能源的分配、转化、存储、消费等环节进行有机协调与优化，可提高社会能源供应的安全性、灵活性、可靠性。综合能源系统运行受到很多不确定因素的影响，每时每刻冷/热/电负荷都在不断发生变化。系统的网架结构和能量负荷的大小相互耦合，共同影响系统运行。故需要综合考虑系统网架和各个元件的运行状态来评估系统运行风险。风险理论是考虑系统中的不确定因素，将导致事故发生可能性和该事故的严重程度相结合的一种理论。根据系统中所面临的各种不确定因素，对其发生的可能性和严重性综合进行度量。风险定义为：未来某一特定时间内，由于事物变化的不确定性给风险承担主体带来潜在损失的可能性。对于电力系统而言，风险的根源在于其行为的概率特征，电力系统元件的随机故障超出了运行人员所能控制的范围，负荷也总是伴随着不确定性。在含大量分布式光伏的配电网中，光伏出力在短期内的随机性和间歇性对配网风险水平的贡献远远超过由于电力元件的老化失效等故障的可能，为未来配电网的风险评估带来新的特点。

现在广泛应用的风险评估定义由电力系统专家Vittal给出，即对电力系统面临的不确定性因素，给出可能性与严重性的综合度量,其数学表达式为：

式中:X_f是系统的运行方式；

E_i是第i个故障；

P_r(E_i)是故障E_i发生的概率；

S_ev(E_i,X_f)是在X_f的运行方式下发生第i个故障后系统的严重程度；

R_isk(X_f)是系统在X_f运行方式下的运行风险指标。

《考虑综合时变停运模型的综合能源电-热网风险评估方法》(申请号201811650824.8)只考虑了系统运行模型，未对系统网架结构导致的运行风险进行计算；且该方案是按照不同风险类型分别评估，并未详述系统风险的评估计算方法。

《一种配电网综合风险评估方法》(申请号：201610805793.3)只考虑了配电网的网架风险和运行风险，但未涉及冷热网的风险评估以及冷热网与电网间的相互影响。

上述的现有技术计算综合能源系统运行风险的方案中，并未考虑综合能源系统实时网架风险，及将综合能源系统实时网架风险值与综合能源系统实时运行风险综合考虑来计算系统总风险值。本发明利用N-1准则的方法计算综合能源系统网架风险，并考虑了元件故障后的电、冷、热的转换。

发明内容

本发明技术解决问题：本发明针对综合能源系统，提出基于运行及网架风险的综合能源系统实时风险评估方法，综合考虑了综合能源系统的实时运行风险、网架风险、不同能量间的耦合以及故障后果严重程度，将风险量化，让调度运行人员更直观、整体的了解系统运行状况。

本发明技术解决方案：一种基于运行及网架风险的综合能源系统实时风险评估方法，包括如下步骤：

步骤S1：选取用于构建综合能源系统风险评估指标体系的实时网架风险指标和实时运行风险指标；实时运行风险指标包括：电网中的母线电压越限风险、线路功率越限风险、变压器持续重载风险、变压器重载过载风险、冷热网中的冷热网温度越限风险、冷热网压力越限风险、冷热网流量超限风险和燃气网压力越限风险；所述实时网架风险指标包括如下风险：失电负荷风险、电压偏移风险、供热不足风险、供冷不足风险、供气不足风险和管道泄漏风险；

步骤S2：对综合能源系统中的各种元件根据各自的运行状态，采用分段线性化的方法计算实时运行风险严重程度；所述各种元件包括母线、线路、变压器、热网管道、热源设备、冷网管道、冷源设备、燃气管道及燃气增压泵；所述热源设备包括锅炉和地热供热系统；

步骤S3：计算综合能源系统各种元件中每种运行风险发生概率；

步骤S4：根据“实时运行风险等于实时运行风险严重程度，乘以对应的运行风险发生概率”求出每个元件的实时运行风险；

步骤S5：根据N-1准则，分别对综合能源系统的电网、冷热网以及燃气网中每个元件进行N-1校核，在被减元件故障退出运行的情况下，判断是否能够通过切换联络开关、提高其余设备出力的转供方案转供成功，如果转供不成功时判断该元件退出运行后对其余网络的耦合影响，进而计算出元件故障退出运行后的网架风险严重程度；

步骤S6：计算步骤S5中被减元件的故障概率；

步骤S7：根据“实时网架风险等于实时网架风险严重程度，乘以对应的被减元件故障概率”求出每个元件的实时网架风险；

步骤S8：根据S4中计算出的每个元件的实时运行风险R_Rt,i，计算出所有元件实时运行风险最大值R_RtM＝Max(R_Rt,i)以及所有元件实时运行风险平均值R_RtA＝Avg(R_Rt,i)，综合能源系统实时运行风险值R_Rt＝exp(γ_AlnR_RtA+γ_MlnR_RtM),其中γ_A+γ_M＝1；

步骤S9：根据S7中计算出的每个元件的实时运行风险R_G,i，计算出综合能源系统元件网架风险最大值R_GM＝Max(R_G,i)以及综合能源系统元件网架风险平均值R_GA＝Avg(R_G,i)，综合能源系统实时运行风险值R_G＝exp(θ_AlnR_GA+θ_MlnR_GM)，其中θ_A+θ_M＝1；

步骤S10：计算综合能源系统总实时风险值，方法是对综合能源系统实时运行风险值R_Rt和综合能源系统实时网架风险值R_G加权求和，R_sys＝γ_RtR_Rt+γ_GR_G其中γ_Rt和γ_G分别为综合能源系统运行风险权值和网架风险权值，且γ_Rt+γ_G＝1。

所述步骤S2中，各种元件中单个元件的运行风险严重程度计算如下：

对于线路功率越限风险、变压器持续重载风险、变压器重载过载风险这类只有上限限值的风险类型，采用S_i,k＝f₁(V_i,k,rt)的形式，通过单边分段线性化的方法(如图3所示)，确定风险严重程度，其中：S_i,k为第i个元件，第k个风险指标的严重程度，V_i,k,rt为第i个元件，第k个风险指标的实时值；

对于母线电压越限风险、热网温度越限风险、热网压力越限风险、热网流量越限风险这类既包含上限限值又包含下限限值的风险类型，采用S_i,k＝f₂(V_i,k,rt)的形式，通过双边分段线性化的方法(如图4所示)，确定风险严重程度，其中：S_i,k为第i个元件，第k个风险指标的严重程度，V_i,k,rt为第i个元件，第k个风险指标的实时值；

所述步骤S5中，转供成功的判断如下：执行转供策略后重新进行网络潮流计算，并进行潮流校核：对于电网，如果有某条线路功率越限或者某个节点电压或频率越限；对于冷热网，如果有某个节点温度或压力越限；对于燃气网，如果有某条线路或节点的压力或流量越限，则视为该策略转供不成功，否则视为该策略能够转供成功，当有任一种转供策略能够转供成功时，则认为该元件故障退出时能够转供成功；

所述步骤S5中，元件故障退出运行后的网架风险严重程度计算如下：

如果元件故障退出运行的情况下能够转供成功，则该元件的实时网架风险为0；如果该元件故障退出运行的情况下不能转供成功，则判断是否影响综合能源系统不同能源网络间能量转换设备(如电锅炉、电制冷、P2G、燃气锅炉、溴化锂制冷机)的运行，如果影响其正常运行，则需要对该设备关联的能源网络进行潮流校核，并计算综合能源系统的失负荷量、失负荷数目以及失负荷重要用户数，所述述负荷包括电、冷、热以及燃气负荷，进而根据分段线性化方法“f(·)”计算出每种失负荷风险的严重程度；

失电负荷风险严重程度＝f(电网损失负荷量)+f(电网损失负荷数目)+f(失电重要用户数)；

供冷不足风险严重程度＝f(冷网损失负荷量)+f(冷网损失负荷数目)+f(失冷重要用户数)；

供热不足风险严重程度＝f(电网损失负荷量)+f(电网损失负荷数目)+f(失热重要用户数)；

供气不足风险严重程度＝f(燃气网损失负荷量)+f(燃气网损失负荷数目)+f(燃气网损失重要用户数)；

最后，通过不同指标加权求和的形式计算出该元件退出运行后的风险严重程度；即：

其中：

为第i个元件的网架风险严重程度，β_k为失负荷指标S_k的权值；k＝1…4分别代表：失电负荷风险严重程度、供冷不足风险严重程度、供热不足风险严重程度、供气不足风险严重程度。

本发明与现有技术相比的优点在于：

(1)本发明与单一的综合能源系统运行可靠性评估相比，在考虑综合能源系统运行风险的同时考虑了系统网架风险，从而全面反映综合能源系统的整体风险水平。

(2)本发明通过将电网N-1事故预想的方式扩展到综合能源系统的风险评估中，实现了综合能源系统的网架风险评估，且综合考虑了损失用户数目，失负荷量以及损失重要用户数，通过分段线性化的方法进行量化。与其他综合能源系统风险评估相比，既包括实时越限风险，又包含事故发生后可能导致的经济损失风险。

(3)风险指标涵盖了综合能源系统电网、冷热网以及燃气网的各个方面，并针对综合能源系统的特点，考虑了不同能源网络的能量耦合关系对综合能源系统风险的影响。

附图说明

图1是综合能源系统实时风险评估方法流程示意图；

图2是综合能源系统风险指标体系示意图；

图3是单边限值指标风险严重程度量化曲线；

图4是双边限值指标风险严重程度量化曲线。

具体实施方式

下面结合附图及实施例对本发明进行详细说明。

如图1所示，本发明方法具体实现如下：

S1：如图2所示，选取用于构建综合能源系统风险评估指标体系的实时网架风险指标和实时运行风险指标；实时运行风险指标包括：电网中的母线电压越限风险、线路功率越限风险、变压器持续重载风险、变压器重载过载风险、冷热网中的冷热网温度越限风险、冷热网压力越限风险、冷热网流量超限风险和燃气网压力越限风险；所述实时网架风险指标包括如下风险：失电负荷风险、供热不足风险、供冷不足风险和供气不足风险；

S2：对于线路功率越限风险、变压器持续重载风险、变压器重载过载风险等这类只有上限限值的风险类型，采用S_i,k＝f₁(V_i,k,rt)的形式，通过“单边分段线性化”的方法量化风险严重程度，如图3所示；

以线路功率越限风险为例，采用单边分段线性化的方法计算线路运行风险严重程度，具体方法如下：由于线路功率只约束其上限值，所以采用图3的单边限值指标风险严重程度量化曲线，首先根据表1和表2确定曲线中的关键点(拐点)：

根据表2中的第一行计算出图4中关键点的横坐标：

max1值＝额定值+(上限值–额定值)*m1

max2值＝额定值+(上限值–额定值)*m2

max3值＝额定值+(上限值–额定值)*m3

其次，从SCADA系统中获取线路实时功率值P_li，当线路实时功率值在图3中(0，max3)区间中时，线路功率实时越限风险严重程度S_Rt,l,i＝0；当P_li在(max3，max2)区间时，线路功率实时越限风险严重程度由图3中直线①确定；当P_li在(max2，max1)区间时，线路功率实时越限风险严重程度由图3中直线②确定，可以得到线路功率越限风险严重程度。

对于母线电压越限风险、热网温度越限风险、热网压力越限风险、热网流量越限风险，这类既包含上限限值又包含下限限值的风险类型，采用S_i,k＝f₂(V_i,k,rt)的形式，通过“双边分段线性化”的方法确定风险严重程度，如图4所示。

以某母线上的电压越限风险为例，采用双边分段线性化的方法计算该母线的实时运行风险严重程度具体方法如下：由于母线电压同时具有上限值和下限值，所以采用图4的双边限值指标风险严重程度量化曲线，首先根据表1和表2确定曲线中的关键点(拐点)：

根据表2中的第一行计算出图4中关键点的横坐标：

max1值＝额定值+(上限值–额定值)*m1

max2值＝额定值+(上限值–额定值)*m2

max3值＝额定值+(上限值–额定值)*m3

min1值＝额定值-(额定值–下限值)*m1

min2值＝额定值-(额定值–下限值)*m2

min3值＝额定值-(额定值–下限值)*m3

图4中关键点的纵坐标为表1中的严重程度等级分值。

其次，从SCADA系统中获取母线实时电压值U_bi，当母线实时电压值在图4中(min3，max3)区间中时，母线电压越限风险严重程度S_Rt,U,i＝0；当U_bi在(max3，max2)区间时，母线电压实时越限风险严重程度由图4中直线①确定；当U_bi在(max2，max1)区间时，母线电压实时越限风险严重程度由图4中直线②确定；当U_bi在(min2，min3)区间时，母线电压实时越限风险严重程度由图4中直线③确定；当U_bi在(min1，min2)区间时，母线电压实时越限风险严重程度由图4中直线④确定；可以得到母线电压越限风险严重程度。

表1严重程度分值表

其中：每个严重等级的具体分值需要根据综合能源系统规模进行调整。

表2综合能源系统实时运行风险严重程度表

其中：越限值百分比需要根据综合能源系统规模进行调整。

S3：根据：故障率＝投运时段内的故障次数/元件投运总时间，计算出综合能源系统各个元件每种运行风险发生概率。以母线电压越限风险为例，故障率等于投运时间段内母线电压越限次数/总投运时间；

S4：根据“实时运行风险等于实时运行风险严重程度，乘以对应的运行风险发生概率”求出每个元件的实时运行风险；

S5：根据N-1准则，分别对综合能源系统的电网、冷热网以及燃气网中每个元件进行N-1校核。具体方案是：在被减元件退出运行的情况下，判断是否能够通过切换联络开关、提高其余设备出力等方案转供成功，如果转供不成功时判断该元件退出运行后对其余网络的耦合影响，进而计算出网架风险严重程度；

例如，求取某条电网馈线L1退出运行后对应的网架风险严重程度(S_L1)：模拟L1退出运行后的网络结构，并对L1所在网络(电网)进行潮流计算，如果潮流计算结果得出整个网络没有任何设备失电，且无功率越限，无电压越限，则S_L1＝0；现假设存在设备失电的情况，则判断是否存在转供策略使得经过切换联络开关后满足供电需求，即无功率越限且无电压越限，则视为转供成功，S_L1＝0；如果不能转供成功，则判断失电设备中是否包含能量转换设备，假设L1退出运行导致某些能量转换设备失电(如电制冷等)则需要重新对综合能源系统冷网部分进行潮流校核，进而求出电网、冷热网以及燃气网的失负荷量、失负荷数目以及损失重要用户数，进而根据表1和表3中所列数据，进行分段线性化后求出该馈线退出运行后的网架风险严重程度。

表3综合能源系统实时网架风险严重程度表

注：表格中的数据需要根据综合能源系统规模调整。

S6：计算步骤S5中被减元件的故障概率；

S7：根据“实时网架风险等于实时网架风险严重程度，乘以对应的被减元件故障概率”求出每个元件的实时网架风险；

S8：根据S4中计算出的每个元件的实时运行风险R_Rt,i，计算出所有元件实时运行风险最大值R_RtM＝Max(R_Rt,i)以及所有元件实时运行风险平均值R_RtA＝Avg(R_Rt,i)，综合能源系统实时运行风险值R_Rt＝exp(γ_AlnR_RtA+γ_MlnR_RtM),其中γ_A+γ_M＝1；

S9：根据S7中计算出的每个元件的实时运行风险R_G,i，计算出综合能源系统元件网架风险最大值R_GM＝Max(R_G,i)以及综合能源系统元件网架风险平均值R_GA＝Avg(R_G,i)，综合能源系统实时运行风险值R_G＝exp(θ_AlnR_GA+θ_MlnR_GM)，其中θ_A+θ_M＝1；

S10：计算综合能源系统总实时风险值，方法是对综合能源系统实时运行风险值R_Rt和综合能源系统实时网架风险值R_G加权求和，R_sys＝γ_RtR_Rt+γ_GR_G其中γ_Rt和γ_G分别为综合能源系统运行风险权值和网架风险权值，且γ_Rt+γ_G＝1。

提供以上实施例仅仅是为了描述本发明的目的，而并非要限制本发明的范围。本发明的范围由所附权利要求限定。不脱离本发明的精神和原理而做出的各种等同替换和修改，均应涵盖在本发明的范围之内。

Claims (4)

1.一种基于运行及网架风险的综合能源系统实时风险评估方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤S1：选取用于构建综合能源系统风险评估指标体系的实时网架风险指标和实时运行风险指标；实时运行风险指标包括：电网中的母线电压越限风险、线路功率越限风险、变压器持续重载风险、变压器重载过载风险、冷热网中的冷热网温度越限风险、冷热网压力越限风险、冷热网流量超限风险和燃气网压力越限风险；所述实时网架风险指标包括如下风险：失电负荷风险、电压偏移风险、供热不足风险、供冷不足风险、供气不足风险和管道泄漏风险；

步骤S2：对综合能源系统中的各种元件根据各自的运行状态，采用分段线性化的方法计算实时运行风险严重程度；所述各种元件包括母线、线路、变压器、热网管道、热源设备、冷网管道、冷源设备、燃气管道及燃气增压泵；所述热源设备包括锅炉和地热供热系统；

步骤S3：计算综合能源系统各种元件中每种运行风险发生概率；

步骤S4：根据“实时运行风险等于实时运行风险严重程度，乘以对应的运行风险发生概率”求出每个元件的实时运行风险；

步骤S5：根据N-1准则，分别对综合能源系统的电网、冷热网以及燃气网中每个元件进行N-1校核，在被减元件故障退出运行的情况下，判断是否能够通过切换联络开关、提高其余设备出力的转供方案转供成功，如果转供不成功时判断该元件退出运行后对其余网络的耦合影响，进而计算出元件故障退出运行后的网架风险严重程度；

步骤S6：计算步骤S5中被减元件的故障概率；

步骤S7：根据“实时网架风险等于实时网架风险严重程度，乘以对应的被减元件故障概率”求出每个元件的实时网架风险；

步骤S8：根据S4中计算出的每个元件的实时运行风险R_Rt,i，计算出所有元件实时运行风险最大值R_RtM＝Max(R_Rt,i)以及所有元件实时运行风险平均值R_RtA＝Avg(R_Rt,i)，综合能源系统实时运行风险值R_Rt＝exp(γ_AlnR_RtA+γ_MlnR_RtM),其中γ_A+γ_M＝1；

步骤S9：根据S7中计算出的每个元件的实时运行风险R_G,i，计算出综合能源系统元件网架风险最大值R_GM＝Max(R_G,i)以及综合能源系统元件网架风险平均值R_GA＝Avg(R_G,i)，综合能源系统实时运行风险值R_G＝exp(θ_AlnR_GA+θ_MlnR_GM)，其中θ_A+θ_M＝1；

步骤S10：计算综合能源系统总实时风险值，方法是对综合能源系统实时运行风险值R_Rt和综合能源系统实时网架风险值R_G加权求和，R_sys＝γ_RtR_Rt+γ_GR_G其中γ_Rt和γ_G分别为综合能源系统运行风险权值和网架风险权值，且γ_Rt+γ_G＝1。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤S2中，各种元件中单个元件的运行风险严重程度计算如下：

对于线路功率越限风险、变压器持续重载风险、变压器重载过载风险这类只有上限限值的风险类型，采用S_i,k＝f₁(V_i,k,rt)的形式，通过单边分段线性化的方法，确定风险严重程度，其中：S_i,k为第i个元件，第k个风险指标的严重程度，V_i,k,rt为第i个元件，第k个风险指标的实时值；

对于母线电压越限风险、热网温度越限风险、热网压力越限风险、热网流量越限风险这类既包含上限限值又包含下限限值的风险类型，采用S_i,k＝f₂(V_i,k,rt)的形式，通过双边分段线性化的方法，确定风险严重程度，其中：S_i,k为第i个元件，第k个风险指标的严重程度，V_i,k,rt为第i个元件，第k个风险指标的实时值。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤S5中，转供成功的判断如下：执行转供策略后重新进行网络潮流计算，并进行潮流校核：对于电网，如果有某条线路功率越限或者某个节点电压或频率越限；对于冷热网，如果有某个节点温度或压力越限；对于燃气网，如果有某条线路或节点的压力或流量越限，则视为该策略转供不成功，否则视为该策略能够转供成功，当有任一种转供策略能够转供成功时，则认为该元件故障退出时能够转供成功。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述步骤S5中，元件故障退出运行后的网架风险严重程度计算如下：

如果元件故障退出运行的情况下能够转供成功，则该元件的实时网架风险为0；如果该元件故障退出运行的情况下不能转供成功，则判断是否影响综合能源系统不同能源网络间能量转换元件的运行，如果影响其正常运行，则需要对该元件关联的能源网络进行潮流校核，并计算综合能源系统的失负荷量、失负荷数目以及失负荷重要用户数，所述述负荷包括电、冷、热以及燃气负荷，进而根据分段线性化方法“f(·)”计算出每种失负荷风险的严重程度；

失电负荷风险严重程度＝f(电网损失负荷量)+f(电网损失负荷数目)+f(失电重要用户数)；

供冷不足风险严重程度＝f(冷网损失负荷量)+f(冷网损失负荷数目)+f(失冷重要用户数)；

供热不足风险严重程度＝f(电网损失负荷量)+f(电网损失负荷数目)+f(失热重要用户数)；

供气不足风险严重程度＝f(燃气网损失负荷量)+f(燃气网损失负荷数目)+f(燃气网损失重要用户数)；

最后，通过不同指标加权求和的形式计算出该元件退出运行后的风险严重程度；即：

其中：

为第i个元件的网架风险严重程度，β_k为失负荷指标S_k的权值；k＝1…4分别代表：失电负荷风险严重程度、供冷不足风险严重程度、供热不足风险严重程度、供气不足风险严重程度。

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