CN111353230A - 海上油田电力系统的可靠性评估方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种海上油田电力系统的可靠性评估方法及系统，其特征在于，包括以下内容：1)抽样；2)形成海上油田电力系统的当前状态，评估是否存在故障；3)判断海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中是否包括该当前状态；4)分析海上油田电力系统是否解列；5)判断海上油田电力系统中解列的各子系统是否包括发电机主平台；6)采用优先脱扣离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型进行切负荷评估判断；7)将当前状态的切负荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中；8)计算可靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预设的确定值内，本发明可广泛用于电力系统可靠性分析领域中。

Description

海上油田电力系统的可靠性评估方法及系统

技术领域

本发明是关于一种海上油田电力系统的可靠性评估方法及系统，属于电力系统可靠性分析领域。

背景技术

海上石油平台元件可靠性及网络可靠性等指标均低于陆上电力系统，且一旦发生故障，停电范围大、持续时间长、经济损失令人痛心。通过可靠性评估，校验当前石 油平台群电力系统和新建线路后石油平台电力系统的可靠性，查找系统薄弱环节，制 定运行计划、检修计划和扩建计划，协调可靠性与经济性的关系，在保证电力系统安 全的前提下，提高电力系统经济效益，对于当前薄弱的海上石油平台电力系统有重要 意义。

传统电力系统的可靠性针对对象为陆上电力系统，由于陆上电力系统规模庞大，将陆上电力系统切分成若干部分，分别进行可靠性评估。常见的划分包括发电系统可 靠性、输电网络可靠性、发输电系统可靠性、配电系统可靠性和主接线系统可靠性， 通过分别保证各子部分可靠性的方式，保证整个电力系统的可靠性。但是，对于海上 油田群电力系统，由于系统规模太小，网架不够强大，发电系统可靠性评估中输电网 架完全可靠的假设已经不再成立，配电系统可靠性中发输电系统完全可靠的假设也已 经不再成立。此外，由于海上油田电力系统生产目标十分明确，是为保证海上油田石 油生产的可靠运行。除发电机、变压器等电力设备故障会导致生产线中止外，电器设 备本身的故障也会导致生产的停止。特别是注水泵和外输泵，一旦发生长期故障且不 能及时修复，为避免溢罐或者临时排海造成的污染问题，会中止全部运行，以保证平 台及周边环境的安全。

因此，针对海上油田电力系统的特殊特点，需要一种海上油田电力系统的可靠性评估方法，能够改善海上油田电力系统的运行模式且提高海上油田电力系统安全，协 调可靠性与经济性的关系，并能够在保证海上油田电力系统安全的前提下，提高海上 油田电力系统的经济效益。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够改善海上油田电力系统的运行模式且提高海上油田电力系统安全的海上油田电力系统的可靠性评估方法及系统。

为实现上述目的，本发明采取以下技术方案：海上油田电力系统的可靠性评估方法，包括以下内容：1)对海上油田电力系统中各电力设备的状态进行抽样；2)根据 抽样结果形成海上油田电力系统的当前状态，并评估海上油田电力系统是否存在故障， 若不存在，则进入步骤1)；若存在，则进入步骤3)；3)若海上油田电力系统的历史 可靠性评估结果中包括该当前状态，则直接调取该当前状态对应的可靠性评估结果， 进入步骤1)；反之，则进入步骤4)；4)根据海上油田电力系统的故障评估结果，分 析海上油田电力系统是否解列，若解列，则进入步骤5)；若未解列，则进入步骤6)； 5)判断海上油田电力系统中解列的各子系统是否包括发电机主平台，若包括，则将解 列的各子系统分别当作独立的海上油田电力系统，进入步骤6)；若不包括，则将解列 的各子系统计为全部失电，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果，进入 步骤7)；6)采用优先脱扣离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型，根据故障评估结 果进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；7)将当 前状态的切负荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中；8)计算可 靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预设的确定值 内，若不小于，则进入步骤1)；若小于，则输出当前状态的切负荷评估结果和计算的 可靠性指标，完成海上油田电力系统的可靠性评估。

进一步地，所述步骤1)中进行抽样采用对偶抽样法，抽样范围包括发电机状态、输电线路状态和负荷状态。

进一步地，所述步骤2)的具体过程为：2.1)根据抽样结果形成海上油田电力系 统的当前状态，其中，如果抽取的电力设备故障，则在当前状态对应的当前状态矩阵 的相应位置记为1；反之，则在当前状态矩阵的相应位置记为0；2.2)根据当前状态， 评估海上油田电力系统是否存在故障，若抽样结果中所有电力设备均为0，则无故障， 进入步骤1)；反之，则有故障，进入步骤3)。

进一步地，所述步骤6)的具体过程为：6.1)采用查表法，根据预先设定的故障 类型和海上油田电力系统的故障评估结果，判断海上油田电力系统的故障类型，若海 上油田电力系统的故障为短时故障，则进入步骤6.2)；若海上油田电力系统的故障为 长期故障，则进入步骤6.3)；6.2)采用优先脱扣离散切负荷模型，对海上油田电力 系统进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；6.3) 采用负荷联动切负荷模型，对海上油田电力系统进行切负荷评估判断，得到海上油田 电力系统当前状态的切负荷评估结果。

进一步地，所述步骤6.2)中优先脱扣离散切负荷模型的目标函数z为：

其中，α_i为重要度系数；N_Ci为i类负荷切除台数；P_Li为i类负荷的单台有功功率向量；

优先脱扣离散切负荷模型需要满足的约束条件包括潮流方程约束：

P^SP＝P_G-N_DiP_Li+N_CiP_Li＝B₀δ

功率平衡约束：

发电机出力约束：

P_Gimin≤P_Gi≤P_Gimax

切负荷约束：

0≤N_Ci≤N_Di

线路潮流约束：

|P_ij|≤P_{ij max}

整数约束，即N_Ci、N_Di为整数；

其中，P^SP为节点注入功率向量；P_G为发电机出力向量；N_Di为i类负荷的开机台数；B₀为节点导纳矩阵；δ为节点电压相角向量；P_Gi为发电机出力；P_{Gi min}为发电机额定 最小出力；P_{Gi max}为发电机额定最大出力；P_ij为线路传输容量；P_{ij max}为线路最大传输 容量。

进一步地，所述步骤6.2)中得到的海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果为按照负荷的重要度等级顺序，依次切除海上油田电力系统中的次要负荷，其中， 负荷的重要度等级顺序为按照备用系统、水处理系统、低压负载、天然气系统、原油 采集处理系统和钻机及修井机依次升高。

进一步地，所述步骤6.3)的具体过程为：6.3.1)预先建立海上油田电力系统中 各电力设备的关联矩阵表；6.3.2)当海上油田电力系统中某一电力设备发生故障时， 根据预设的关联矩阵表，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果。

进一步地，所述步骤7)中当前状态的切负荷评估结果包括海上油田电力系统的当前状态、系统切负荷量和状态出现数量，其中，当前状态为根据抽样结果形成的当 前状态矩阵，系统切负荷量为所述步骤6)计算得到的切负荷量，当前状态初次存储 时状态出现数量计为1。

进一步地，所述步骤8)中的可靠性指标包括电力不足概率和电力不足期望：

电力不足概率＝故障次数/总模拟次数

电力不足期望＝切负荷量之和/总模拟次数

海上油田电力系统的可靠性评估系统，包括：抽样模块，用于对海上油田电力系统中各电力设备的状态进行抽样；故障评估模块，用于根据抽样结果形成海上油田电 力系统的当前状态，并评估海上油田电力系统是否存在故障；状态评估模块，用于当 海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中包括该当前状态时，直接调取该当前状态 对应的可靠性评估结果；解列分析模块，用于根据海上油田电力系统的故障评估结果， 分析海上油田电力系统是否解列；发电机主平台判断模块，用于判断海上油田电力系 统中解列的各子系统是否包括发电机主平台，若包括，则将解列的各子系统分别当作 独立的海上油田电力系统；若不包括，则将解列的各子系统计为全部失电，得到海上 油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；切负荷评估判断模块，用于采用优先脱扣 离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型，根据故障评估结果进行切负荷评估判断，得 到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；存储模块，用于将当前状态的切负 荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中；可靠性指标计算模块， 用于计算可靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预 先设定的确定值内。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：

1、相对于现有技术，本发明能够更好地结合海上油田电力系统的特点，采用全系统仿真的方式，计算海上油田电力系统当前状态的可靠性指标，能够有效避免传统电 力系统可靠性评估方法的局限性，改善电网的运行模式，在保证安全的前提下，提高 海上油田电力系统的经济效益，同时，本发明考虑负荷自身的故障，评估结果更加客 观全面。

2、本发明根据海上多平台互联电力系统优先脱扣的实际控制策略及负荷数量少、单负荷功率大、负荷相关性强的特点，根据电力设备的故障类型，采用优先脱扣离散 切负荷模型或负荷联动切负荷模型进行切负荷评估判断，更好地结合海上多平台互联 电力系统地实际，使可靠性评估结果更可信，为海上油田电力系统网架建设及发电机 运行方式等均提供重要的参考，可以广泛应用于电力系统可靠性分析领域中。

附图说明

图1是本发明方法的流程图；

图2是本发明方法中方差校验的流程图；

图3是本发明实施例中海上油田电力系统的结构示意图。

具体实施方式

以下结合附图来对本发明进行详细的描绘。然而应当理解，附图的提供仅为了更好地理解本发明，它们不应该理解成对本发明的限制。

由于本发明提出的海上油田电力系统的可靠性评估方法涉及海上油田电力系统和 可靠性评估的相关内容，下面对相关内容进行介绍，以便本领域技术人员对本发明的内容更加清楚。

由于海上油田电力系统平台较少，母线数量较少，直接采用发输电系统可靠性计算量不大，且既能够同时考虑发电系统和输电系统的共同故障的可靠性，也能够综合 考虑线路传输容量限制和环网等因素，具有实用价值。因此，本发明源网荷一体化全 系统可靠性评估方法的主体仍为发输电系统可靠性。

但是，海上油田电力系统和陆上高压发输电系统仍存在差异，因此，在对发电机和线路故障进行抽样时，同时也要对负荷进行抽样，判断负荷的当前工作状态。如果 负荷处于正常状态或备用容量能够满足生产需要，不影响发输电系统可靠性评估；如 果负荷故障已经影响到正常负荷工艺流程，会造成整个海上油田电力系统根据当前能 够运行最大负荷工况切除部分负荷，如果电潜泵等设备全部发生故障，会造成整个海 上油田电力系统全部断电。不过由于电潜泵数量多，且电潜泵一旦故障很难修复，因 此，在海上油田电力系统建设阶段，多采用双泵下井，一用一备的方式，只有部分采 用单泵方式。且海上石油平台储存有部分燃油，除非极端情况，能够满足对电力系统 的供应。

此外，由于海上油田电力系统单负荷功率大，且切负荷策略同陆上电力系统存在差异，切负荷量不再为连续量，而是离散量，一次切负荷可能切除一整台设备或一条 低压母线上所有负荷，因此，最优切负荷模型不再适用，而是应该采用根据重要度等 级和离散量的优先脱扣离散切负荷模型。

优先脱扣离散切负荷模型：

陆上电力系统由于电力系统容量大、负荷数量多、单负荷功率小，单负荷功率相对于整个等效负荷点很小，且各负荷之间相互关系较弱，能够按照需要切除最小的负 荷，因此可以将陆地电力系统切负荷模型等效为连续量最优切负荷。由于蒙特卡洛法 进行发输电系统可靠性评估评估次数多且计算量大，多采用直流最优切负荷模型。但 是，海上油田电力系统不同于陆地电力系统，其本身负荷数量少、单负荷功率大且负 荷之间相关性大，部分切除后可能影响整个生产流程的工作，所以海上油田电力系统 的切负荷顺序不同陆地大电网。为避免大功率负荷投切造成故障，同时考虑到不同设 备对生产工艺影响、投切对电网及其本身价值大小等多重因素。

电力系统脱扣方案是油田工作人员根据油田工作经验制定的，通过优先有选择的切除部分负荷的方式，以避免发电机或者路由于过负荷损坏或系统解列使故障进一步 升级。在实际操作中，当发生轻度超载时(不超过5％)，情况尚不危急，设备能够耐 受一定时限的过载，由工作人员根据当前海上石油平台工作情况人工确定切除设备， 以保障全平台电网稳定。当发生重度过载时，由于情势危急，由海上油田电力系统按 照重要度等级依次切除故障，一般重要级按备用系统、水处理系统、低压负载、天然 气系统、原油采集处理系统和钻机及修井机依次升高等，不同油田由于实际工作情况 不同，各有差异。同一设备同时存在多台时，特别是重要设备，一般分为多个重要级， 以避免同一重要级一次性全部切除后，使原油开采工序中断，造成全平台设备被迫停 运。

导致海上石油平台负荷损失的不仅仅是由于电力系统故障，导致系统供电不足，被动切负荷。负荷本身故障也会造成产能的损失，传统的陆上电力系统由于负荷足够 多、单负荷功率相较于系统功率来说足够小，所以可以近似忽略掉负荷故障对于系统 可靠性指标的影响。海上石油平台负荷数量少、单负荷功率大且对充裕度影响尚较小， 但是，如果进行系统安全性分析，则负荷故障对系统的影响不可避免。此外，负荷故 障存在一定的相关性，一旦故障过于恶劣，可能导致整个工序的中断，造成连锁反应。

负荷联动切除模型：

对于海缆故障导致线路功率越限造成的切负荷和负荷本身永久性故障(已无备用机组可供投切)造成的切负荷，不能够完全按照优先脱扣离散切负荷进行切负荷，因 为海缆故障和负荷永久故障修复时间过长，废水临时排海等临时性措施造成的后果过 于严重，应按照工序整组切除负荷，降低平台整体产能，以保证系统安全及环保等要 求。

由于电潜泵、伴生气压缩机和天然气压缩机等燃气设备数量极多，且海上石油平台所用透平机组可以采用天然气和柴油等多种燃料，负荷故障导致发电系统故障的几 率很小，远低于透平机组本身故障的故障概率，且根据中海油下属众多海上石油平台 实际工作经验，尚无负荷故障导致发电机组停运实例，所以将此类故障忽略，对系统 可靠性评估结果影响不大。在采样发输电系统故障情况后，采用负荷故障数据，并相 应削减负荷，即可将负荷故障计入可靠性评估结果中。

基于上述说明，如图1所示，本发明以蒙特卡洛模拟法为基础，同时计及海上油 田电力系统的实际特点，提供的海上油田电力系统的可靠性评估方法，包括以下步骤：

1)采用对偶抽样法，对海上油田电力系统中各电力设备的状态进行抽样，其中，抽样范围包括发电机状态、输电线路状态和负荷状态。

2)根据抽样结果形成海上油田电力系统的当前状态，其中，如果抽取的电力设备故障，则在当前状态对应的当前状态矩阵的相应位置记为1；反之，则在当前状态矩 阵的相应位置记为0；并根据当前状态，评估海上油田电力系统是否存在故障，若抽 样结果中所有电力设备均为0，则无故障，进入步骤1)；反之，则有故障，进入步骤 3)。

3)若海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中包括该当前状态即该当前状态曾 经出现过，则直接调取该当前状态对应的可靠性评估结果，并将该当前状态对应的状态出现数量加1，进入步骤1)；若海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中不包括 该当前状态即该当前状态未出现过，则进入步骤4)。

4)采用搜索法，根据海上油田电力系统的故障评估结果，分析海上油田电力系统是否解列，若解列，则进入步骤5)；若未解列，则进入步骤6)。

5)采用搜索法，判断海上油田电力系统中解列的各子系统是否包括发电机主平台， 若包括，则将解列的各子系统分别当作独立的海上油田电力系统，进入步骤6)；若不包括，则将海上油田电力系统中解列的各子系统计为全部失电，得到海上油田电力系 统当前状态的切负荷评估结果即需要切除所有负荷，进入步骤7)。

6)采用优先脱扣离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型，根据海上油田电力系统的故障评估结果，对海上油田电力系统进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统 当前状态的切负荷评估结果，具体为：

6.1)采用查表法，根据预先设定的故障类型(即哪一类电力设备的故障为短时故障，哪一类电力设备的故障为长时间故障)和海上油田电力系统的故障评估结果，判 断海上油田电力系统的故障类型，若海上油田电力系统的故障为短时故障(例如发电 机故障)，则进入步骤6.2)；若海上油田电力系统的故障为长期故障(例如海缆、无 备件的变压器或重要度高的负荷设备故障)，则进入步骤6.3)。

6.2)由于海上平台存在储水储油罐，具有缓冲作用，短时间内可不考虑负荷相关性问题，因此，采用优先脱扣离散切负荷模型，对海上油田电力系统进行切负荷评估 判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果，即在海上油田电力系统发 生故障后，按照负荷的重要度等级顺序，依次切除海上油田电力系统中的次要负荷， 其中，负荷的重要度等级顺序为按照备用系统、水处理系统、低压负载、天然气系统、 原油采集处理系统和钻机及修井机依次升高。

优先脱扣离散切负荷模型的目标函数z为：

其中，α_i为重要度系数；N_Ci为i类负荷切除台数；P_Li为i类负荷的单台有功功率向量；N_Load为该类负荷的数量。

优先脱扣离散切负荷模型需要满足的约束条件包括潮流方程约束：

P^SP＝P_G-N_DiP_Li+N_CiP_Li＝B₀δ (2)

功率平衡约束：

发电机出力约束：

P_{Gi min}≤P_Gi≤P_{Gi max} (4)

切负荷约束：

0≤N_Ci≤N_Di (5)

线路潮流约束：

|P_ij|≤P_{ij max} (6)

整数约束，即N_Ci、N_Di为整数。

其中，P^SP为节点注入功率向量；P_G为发电机出力向量；N_Di为i类负荷的开机台数；B₀为节点导纳矩阵；δ为节点电压相角向量；P_Gi为发电机出力；P_{Gi min}为发电机额定 最小出力；P_{Gi max}为发电机额定最大出力；P_ij为线路传输容量；P_{ij max}为线路最大传输 容量。

6.3)采用负荷联动切负荷模型，对海上油田电力系统进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果：

6.3.1)根据海上油田电力系统的实际情况，预先建立海上油田电力系统中各电力设备的关联矩阵表。

6.3.2)当海上油田电力系统中某一电力设备发生故障时，根据预设的关联矩阵表， 得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果，即切除与该电力设备相关的所有电力设备。

7)将当前状态的切负荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中， 其中，当前状态的切负荷评估结果包括海上油田电力系统的当前状态、系统切负荷量(无切负荷时为0)和状态出现数量，当前状态为根据抽样结果形成的当前状态矩阵， 系统切负荷量为根据上述步骤6)计算得到的切负荷量，如无故障或故障不会导致切 负荷时计为0，当前状态初次存储时状态出现数量计为1。

8)如图2所示，计算可靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预先设定的确定值内，若不小于，则进入步骤1)重新对海上油田电力 系统中各电力设备的状态进行抽样；若小于，则输出当前状态的切负荷评估结果和计 算的可靠性指标，完成海上油田电力系统的可靠性评估，其中，可靠性指标包括电力 不足概率(LOLP)和电力不足期望(EDNS)：

电力不足概率＝故障次数/总模拟次数(即总抽样次数)

电力不足期望＝切负荷量之和/总模拟次数

下面以如图3所示的电力系统为具体实施例详细说明本发明的海上油田电力系统的可靠性评估方法：

如图3所示，中国渤海JA海上油田群(化名)包括JA1、JA2、JA3三个海上油田 子群，目前已建成11个平台，包括3个主平台和8个子平台，平台间的最远距离为 29.8km,是一个远距离、多主平台互联电力系统。

渤海JA海上油田群采用自身供电的方式，不连接岸电或海上风电。主平台的供电电压最高为35kV，供电频率为50Hz。JA2油田共有JA2Z1平台和JA2Z2平台两个主平 台，JA2Z1平台装备有4台透平发电机组，单台额定有功功率为11947kW，JA2Z2平台 装备有3台透平机组，单台视在功率为16225kVA。渤海JA3油田有JA1Z3一个主平台， JA1Z3平台装备有2台透平机组，单台有功功率为11947kW。JA3油田本身无供电主平 台，由JA2油田经过29.8km海缆向JA3油田供电。除主平台大功率透平发电机组外， 在各平台重要母线上，还装备有应急发电机组，不间断供电电源等，但是一般功率较 小，仅保证重要设备安全，不能满足维持生产需要。因此，针对该海上多平台互联电 力系统：

1)采用对偶抽样法，对该海上多平台互联电力系统中各电力设备的状态进行抽样：

针对该海上多平台互联电力系统9台发电机、40条线路、93个负荷状态进行抽样，抽样采用两状态模型，即可用状态与不可用状态，具体抽样过程为：

在[0,1]区间内抽取随机数a，当a大于该电力设备不可靠度时该电力设备计为可用状态，计为0；当小于该电力设备故障率时计为不可用状态，计为1。例如：某发电 机不可靠度为0.03，抽取随机数为0.1>0.03,该发电机状态判断为可用，状态计为0。 评估完成后采用对偶数(1-a)进行判断。

2)根据抽样结果形成该海上多平台互联电力系统的当前状态，将根据随机数a 判断得到的电力设备状态依次存入该海上多平台互联电力系统的当前状态矩阵，当前 状态矩阵为3行n列，三行分别存储发电机状态、线路状态和负荷状态，n取三行元 素数目最大值；并根据当前状态，评估海上油田电力系统是否存在故障，若抽样结果 中所有电力设备均为0，则无故障，进入步骤1)；反之，则有故障，进入步骤3)。

3)查找该海上多平台互联电力系统的历史可靠性评估结果，若该当前状态曾经出现过，则直接调取该当前状态对应的可靠性评估结果，并将该当前状态对应的状态出 现数量加1，进入步骤1)；若该当前状态未出现过，进入步骤4)：

例如该海上多平台互联电力系统全部完好，当前状态矩阵全为0，历史可靠性评估结果中存在切负荷量均为零的可靠性评估结果，则直接调取该历史可靠性评估结果， 并在该状态出现数量加1，进入步骤1)。

4)采用搜索法，根据该海上多平台互联电力系统的当前状态，分析该海上多平台互联电力系统是否解列，若解列，则进入步骤5)；若未解列，则进入步骤6)：

例如JA3ZIB平台与JA3Z1平台之间的海底电缆发生故障，自三个含发电机主平台的JA1Z1平台、JA2Z1平台和JA2Z2平台搜索均找不到到达JA3ZIB平台的路径，则视 为系统解列。

5)采用搜索法，判断该海上多平台互联电力系统中解列的各子系统是否包括发电机主平台，若包括，则将解列的各子系统分别当作独立的海上多平台互联电力系统， 进入步骤6)；若不包括，则将该海上多平台互联电力系统中解列的各子系统计为全部 失电，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果，即需要切除所有负荷，进 入步骤7)：

例如分成两个子系统后JA3ZIB平台不含发电机，所以该平台负荷全部切除，进入步骤7)。如果JA1Z1平台和JA2Z1平台之间的海底电缆发生故障，JA1油田群和JA2、 JA3油田群之间联系断开，但是，由于新形成的两子系统均存在发电机平台，则将两 个子系统分别当作独立的海上多平台互联电力系统，进入步骤6)。

6)采用优先脱扣离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型，根据海上多平台互联电力系统的故障评估结果，对该海上多平台互联电力系统进行切负荷评估判断，得到该 海上多平台互联电力系统当前状态的切负荷评估结果：

例如海上多平台互联电力系统发生三台发电机故障，需启动冷备用发电机，透平发电机检查启动时间需要0.5小时，则属于短时故障，在此期间，切除等级较低地注 水泵等，储水储油罐有足够地容量缓冲在此期间产生的油和水，因此，采用优先脱扣 离散切负荷模型，得到该海上多平台互联电力系统当前状态的切负荷评估结果。

当发生长期故障，例如海缆、无备件的变压器或重要度高的负荷设备故障时，由于海修复时间较长，通常需要几天到十几天，因此，采用负荷联动切负荷模型，得到 该海上多平台互联电力系统当前状态的切负荷评估结果，例如JA1Z1平台失电后， JA1Z1平台和JA1ZIA平台均需停产。

7)将当前状态的切负荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中。

8)计算可靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预先设定的确定值内，若不小于，则进入步骤1)重新对海上油田电力系统中各电力 设备的状态进行抽样；若小于，则输出当前状态的切负荷评估结果和计算的可靠性指 标，完成海上油田电力系统的可靠性评估，其中，可靠性指标如下表1所示：

表1：可靠性指标

基于上述海上油田电力系统的可靠性评估方法，本发明还提供一种海上油田电力系统的可靠性评估系统，包括：

抽样模块，用于对海上油田电力系统中各电力设备的状态进行抽样。

故障评估模块，用于根据抽样结果形成海上油田电力系统的当前状态，并根据当前状态，评估海上油田电力系统是否存在故障。

状态评估模块，用于当海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中包括该当前状态时，直接调取该当前状态对应的可靠性评估结果。

解列分析模块，用于根据海上油田电力系统的故障评估结果，分析海上油田电力系统是否解列。

发电机主平台判断模块，用于判断海上油田电力系统中解列的各子系统是否包括发电机主平台，若包括，则将解列的各子系统分别当作独立的海上油田电力系统；若 不包括，则将海上油田电力系统中解列的各子系统计为全部失电，得到海上油田电力 系统当前状态的切负荷评估结果。

切负荷评估判断模块，用于采用优先脱扣离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型， 根据海上油田电力系统的故障评估结果，对海上油田电力系统进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果。

存储模块，用于将当前状态的切负荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中。

可靠性指标计算模块，用于计算可靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预先设定的确定值内。

上述各实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应 排除在本发明的保护范围之外。

Claims (10)

1.海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，包括以下内容：

1)对海上油田电力系统中各电力设备的状态进行抽样；

2)根据抽样结果形成海上油田电力系统的当前状态，并评估海上油田电力系统是否存在故障，若不存在，则进入步骤1)；若存在，则进入步骤3)；

3)若海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中包括该当前状态，则直接调取该当前状态对应的可靠性评估结果，进入步骤1)；反之，则进入步骤4)；

4)根据海上油田电力系统的故障评估结果，分析海上油田电力系统是否解列，若解列，则进入步骤5)；若未解列，则进入步骤6)；

5)判断海上油田电力系统中解列的各子系统是否包括发电机主平台，若包括，则将解列的各子系统分别当作独立的海上油田电力系统，进入步骤6)；若不包括，则将解列的各子系统计为全部失电，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果，进入步骤7)；

6)采用优先脱扣离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型，根据故障评估结果进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；

7)将当前状态的切负荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中；

8)计算可靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预设的确定值内，若不小于，则进入步骤1)；若小于，则输出当前状态的切负荷评估结果和计算的可靠性指标，完成海上油田电力系统的可靠性评估。

2.如权利要求1所述的海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤1)中进行抽样采用对偶抽样法，抽样范围包括发电机状态、输电线路状态和负荷状态。

3.如权利要求1所述的一种海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤2)的具体过程为：

2.1)根据抽样结果形成海上油田电力系统的当前状态，其中，如果抽取的电力设备故障，则在当前状态对应的当前状态矩阵的相应位置记为1；反之，则在当前状态矩阵的相应位置记为0；

2.2)根据当前状态，评估海上油田电力系统是否存在故障，若抽样结果中所有电力设备均为0，则无故障，进入步骤1)；反之，则有故障，进入步骤3)。

4.如权利要求1所述的海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤6)的具体过程为：

6.1)采用查表法，根据预先设定的故障类型和海上油田电力系统的故障评估结果，判断海上油田电力系统的故障类型，若海上油田电力系统的故障为短时故障，则进入步骤6.2)；若海上油田电力系统的故障为长期故障，则进入步骤6.3)；

6.2)采用优先脱扣离散切负荷模型，对海上油田电力系统进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；

6.3)采用负荷联动切负荷模型，对海上油田电力系统进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果。

5.如权利要求4所述的海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤6.2)中优先脱扣离散切负荷模型的目标函数z为：

其中，α_i为重要度系数；N_Ci为i类负荷切除台数；P_Li为i类负荷的单台有功功率向量；

优先脱扣离散切负荷模型需要满足的约束条件包括潮流方程约束：

P^SP＝P_G-N_DiP_Li+N_CiP_Li＝B₀δ

功率平衡约束：

发电机出力约束：

P_Gimin≤P_Gi≤P_Gimax

切负荷约束：

0≤N_Ci≤N_Di

线路潮流约束：

|P_ij|≤P_ijmax

整数约束，即N_Ci、N_Di为整数；

其中，P^SP为节点注入功率向量；P_G为发电机出力向量；N_Di为i类负荷的开机台数；B₀为节点导纳矩阵；δ为节点电压相角向量；P_Gi为发电机出力；P_Gimin为发电机额定最小出力；P_Gimax为发电机额定最大出力；P_ij为线路传输容量；P_ijmax为线路最大传输容量。

6.如权利要求5所述的海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤6.2)中得到的海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果为按照负荷的重要度等级顺序，依次切除海上油田电力系统中的次要负荷，其中，负荷的重要度等级顺序为按照备用系统、水处理系统、低压负载、天然气系统、原油采集处理系统和钻机及修井机依次升高。

7.如权利要求4所述的海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤6.3)的具体过程为：

6.3.1)预先建立海上油田电力系统中各电力设备的关联矩阵表；

6.3.2)当海上油田电力系统中某一电力设备发生故障时，根据预设的关联矩阵表，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果。

8.如权利要求4所述的海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤7)中当前状态的切负荷评估结果包括海上油田电力系统的当前状态、系统切负荷量和状态出现数量，其中，当前状态为根据抽样结果形成的当前状态矩阵，系统切负荷量为所述步骤6)计算得到的切负荷量，当前状态初次存储时状态出现数量计为1。

9.如权利要求1所述的海上油田电力系统的可靠性评估方法，其特征在于，所述步骤8)中的可靠性指标包括电力不足概率和电力不足期望：

电力不足概率＝故障次数/总模拟次数

电力不足期望＝切负荷量之和/总模拟次数。

10.海上油田电力系统的可靠性评估系统，其特征在于，包括：

抽样模块，用于对海上油田电力系统中各电力设备的状态进行抽样；

故障评估模块，用于根据抽样结果形成海上油田电力系统的当前状态，并评估海上油田电力系统是否存在故障；

状态评估模块，用于当海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中包括该当前状态时，直接调取该当前状态对应的可靠性评估结果；

解列分析模块，用于根据海上油田电力系统的故障评估结果，分析海上油田电力系统是否解列；

发电机主平台判断模块，用于判断海上油田电力系统中解列的各子系统是否包括发电机主平台，若包括，则将解列的各子系统分别当作独立的海上油田电力系统；若不包括，则将解列的各子系统计为全部失电，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；

切负荷评估判断模块，用于采用优先脱扣离散切负荷模型或负荷联动切负荷模型，根据故障评估结果进行切负荷评估判断，得到海上油田电力系统当前状态的切负荷评估结果；

存储模块，用于将当前状态的切负荷评估结果存入海上油田电力系统的历史可靠性评估结果中；

可靠性指标计算模块，用于计算可靠性指标和各可靠性指标的方差，并校验各可靠性指标的方差是否小于预先设定的确定值内。

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