CN113555872A - 基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法 - Google Patents

基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供的一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，首先根据最新的灾害强度分布信息来预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，从而将区域电力系统的电网状态和风险程度进行了量化，为区域电力系统的响应动作和恢复时间的确定提供了依据，并在确定区域电力系统的响应动作后，在对应的恢复时间内对发生故障的电力元件进行修复，以及对区域电力系统进行恢复，并通过弹性评估技术来确定区域电力系统和保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，基于此弹性评估结果来确定的储能系统的应急运维方案，能够最大程度地保障保底电网储能站对保底电网的支撑作用，并保证储能系统在灾害全周期稳定运行。

Description

基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法
技术领域
本发明涉及电力通信技术领域，尤其涉及一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法。
背景技术
目前，自然灾害袭击城市时，由于片区电源缺失、线路过载、设备抗灾设计水平不足等原因，容易造成变电站、电缆损坏、架空线短路或断线，甚至导致片区重要负荷断电、关键电网节点失压。而保底电网是针对台风、低温雨雪凝冻、洪涝内涝等严重自然灾害和外力破坏等极端情况，以保障城市基本运转、尽量降低社会影响为出发点，以城市指挥(应急)机构、核心基础设施用户为保障对象，选取城市重要变电站、重要线路和抗灾保障电源进行差异化建设维护，保障城市指挥(应急)机构不停电、核心基础设施可快速复电的最小规模网架。因此，建设城市抗灾保底电网，可支撑核心区域和关键用户不停电、少停电。
并且，在保底电网关键节点配置有适当容量具备抗灾水平的储能电源，借助电化学储能不受地形气候等条件影响、容量配置灵活、可辅助黑启动、输出稳定且响应速度快等优势，可以保障重要变电站、线路、负荷的稳定，协助灾中的抢修及灾后的恢复。虽然目前电化学储能运维已经有相关的详细标准和规程，也有涉及特殊情况的特殊巡检的措施，但对于极端自然灾害天气的情况运维工作开展窗口期有限，只能选取部分能够且必要开展的项目，高效地进行运维；且保底电网的供电保障要求高，关键储能站必须保证能够在灾害影响最大时按照设计要求输出电能，这些都是常规运维方案无法满足的。
因此，亟需设计一种针对灾害全周期的保底电网所在区域的储能系统的应急运维方案，以保证储能系统在灾害全周期稳定运行。
发明内容
本发明的目的旨在至少能解决上述的技术缺陷之一，特别是现有技术中保底电网所在区域的储能系统的运维方案无法保证储能系统在灾害全周期稳定运行的技术缺陷。
本发明提供了一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，所述方法包括：
获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息，所述区域电力系统为保底电网所处区域的电力系统，所述保底电网包括储能系统，所述储能系统用于在灾害全周期为所述保底电网进行供电；
基于最新的灾害强度分布信息，预测所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间；
根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，确定所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，所述响应动作用于对所述发生故障的电力元件进行修复，以及对所述区域电力系统进行恢复；
在所述发生故障的电力元件完全修复，或所述区域电力系统完全恢复的情况下，基于所述发生故障的电力元件、所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果；
根据所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，确定所述储能系统的应急运维方案。
可选地，所述获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息的步骤，包括：
获取气象灾害预报信息，以及区域电力系统的保底电网数据；
基于所述气象灾害预报信息以及所述保底电网数据，构建含气象时空分布的区域电网模型；
通过所述区域电网模型获取更新的灾害强度分布信息。
可选地，所述基于最新的灾害强度分布信息，预测所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间的步骤，包括：
将最新的灾害强度分布信息导入所述区域电力系统中的每个电力元件对应的元件故障模型中，得到每个元件故障模型输出的对应的电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间；
其中，所述故障模型为电力元件的故障概率与灾害强度的关联函数，所述电力元件的故障概率为通过蒙特卡洛法进行推演得到的；
根据各个电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间，确定所述区域电力系统中发生故障的电力元件及对应的修复时间。
可选地，所述的保底电网所处区域储能系统的应急运维方法，还包括：
若所述区域电力系统中发生故障的电力元件为所述储能系统发生故障，则记录并提示所述储能系统存在风险。
可选地，所述根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，确定所述区域电力系统的响应动作和恢复时间的步骤，包括：
根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，对所述发生故障的电力元件进行故障隔离并转移相关负荷，在所述修复时间到达后解除故障隔离并恢复所述相关负荷；
在所述发生故障的电力元件的修复期间，若所述区域电力系统的所有挂网负荷超过限定负荷，则通过预定调节方式对所述区域电力系统的挂网负荷进行削减，并利用所述储能系统进行出力调节，直到所述区域电力系统恢复为止，确定对应的恢复时间。
可选地，所述通过预定调节方式对所述区域电力系统的挂网负荷进行削减的步骤，包括：
通过预定调节方式对所述区域电力系统的非保底电网负荷进行削减，并判断削减后的区域电力系统中的挂网负荷是否满足保底电网负荷需求；
若不满足，则对所述区域电力系统的保底电网负荷进行削减，并发出严重事故预警。
可选地，所述基于所述发生故障的电力元件、所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果的步骤，包括：
基于所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，生成灾害全周期系统状态曲线，所述灾害全周期系统状态曲线包括所述区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线、所述区域电力系统的正常工作状态曲线，以及所述区域电力系统中保底电网的额定状态曲线；
根据所述发生故障的电力元件，确定所述区域电力系统中发生故障的电力元件的故障概率，以及未发生故障的电力元件的故障概率；
基于所述区域电力系统中发生故障的电力元件的故障概率，以及未发生故障的电力元件的故障概率，所述区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线、所述区域电力系统的正常工作状态曲线，以及所述区域电力系统中保底电网的额定状态曲线，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果。
可选地，所述根据所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，确定所述储能系统的应急运维方案的步骤，包括：
将所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果与第一预设标准值进行比对，确定第一比对结果；
将所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果与第二预设标准值进行比对，确定第二比对结果；
根据所述第一比对结果和所述第二比对结果，确定所述储能系统的应急运维方案。
可选地，所述根据所述第一比对结果和所述第二比对结果，确定所述储能系统的应急运维方案的步骤，包括：
若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第一预设标准值，且所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第二预设标准值，则按照预设流程对所述储能系统进行监测；
若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第一预设标准值，所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第二预设标准值，则为所述区域电力系统中的高风险区域配置的储能站分配运维资源；
若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第一预设标准值，且所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第二预设标准值，则对所述高风险区域配置的储能站采取临时保护增强措施。
可选地，所述区域电力系统中的高风险区域的确定过程，包括：
依据所述区域电力系统中的储能系统的分布情况，将所述区域电力系统中的保底电网划分为若干区块；
针对每一区块，计算所述区块中的电力元件的综合故障率；
基于各个区块的综合故障率，确定所述区域电力系统中的高风险区域。
从以上技术方案可以看出，本发明实施例具有以下优点：
本发明提供的一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，首先根据最新的灾害强度分布信息来预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，从而将区域电力系统的电网状态和风险程度进行了量化，为区域电力系统的响应动作和恢复时间的确定提供了依据，并在确定区域电力系统的响应动作后，在对应的恢复时间内对发生故障的电力元件进行修复，以及对区域电力系统进行恢复，当发生故障的电力元件完全修复，或区域电力系统完全恢复后，可以通过弹性评估技术来确定区域电力系统和保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，基于此弹性评估结果来确定的储能系统的应急运维方案，能够最大程度地保障保底电网储能站对保底电网的支撑作用，并保证储能系统在灾害全周期稳定运行。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。
图1为本发明实施例提供的一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法的流程示意图；
图2为本发明实施例提供的采用蒙特卡洛法来生成故障集的流程示意图；
图3为本发明实施例提供的区域电力系统的响应分析流程示意图；
图4为本发明实施例提供的灾害全周期系统状态曲线结构示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
目前，自然灾害袭击城市时，由于片区电源缺失、线路过载、设备抗灾设计水平不足等原因，容易造成变电站、电缆损坏、架空线短路或断线，甚至导致片区重要负荷断电、关键电网节点失压。而保底电网是针对台风、低温雨雪凝冻、洪涝内涝等严重自然灾害和外力破坏等极端情况，以保障城市基本运转、尽量降低社会影响为出发点，以城市指挥(应急)机构、核心基础设施用户为保障对象，选取城市重要变电站、重要线路和抗灾保障电源进行差异化建设维护，保障城市指挥(应急)机构不停电、核心基础设施可快速复电的最小规模网架。因此，建设城市抗灾保底电网，可支撑核心区域和关键用户不停电、少停电。
并且，在保底电网关键节点配置有适当容量具备抗灾水平的储能电源，借助电化学储能不受地形气候等条件影响、容量配置灵活、可辅助黑启动、输出稳定且响应速度快等优势，可以保障重要变电站、线路、负荷的稳定，协助灾中的抢修及灾后的恢复。虽然目前电化学储能运维已经有相关的详细标准和规程，也有涉及特殊情况的特殊巡检的措施，但对于极端自然灾害天气的情况运维工作开展窗口期有限，只能选取部分能够且必要开展的项目，高效地进行运维；且保底电网的供电保障要求高，关键储能站必须保证能够在灾害影响最大时按照设计要求输出电能，这些都是常规运维方案无法满足的。
因此，亟需设计一种针对灾害全周期的保底电网所在区域的储能系统的应急运维方案，以保证储能系统在灾害全周期稳定运行，具体参见如下技术方案：
在一个实施例中，如图1所示，图1为本发明实施例提供的一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法的流程示意图；本发明提供了一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，具体包括如下步骤：
S110：获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息。
本步骤中，区域电力系统指的是保底电网所在区域的电力系统，因而，该区域电力系统不仅包含保底电网，还包含与保底电网相连接的非保底电网线路。进一步地，区域电力系统中的保底电网还包括储能系统，该储能系统在灾害全周期能够为保底电网进行供电。
可以理解的是，本发明实施例中的保底电网指的是针对台风、低温雨雪凝冻、洪涝内涝等严重自然灾害和外力破坏等极端情况，以保障城市基本运转、尽量降低社会影响为出发点，以城市指挥(应急)机构、核心基础设施用户为保障对象，选取城市重要变电站、重要线路和抗灾保障电源进行差异化建设维护，保障城市指挥(应急)机构不停电、核心基础设施可快速复电的最小规模网架。严重自然灾害情况下保底电网可分为多个局部电网独立运行。
本发明实施例中的储能系统指的是电化学储能系统，电化学储能系统是以电化学电池为储能载体，并通过储能变流器进行可循环电能储存、释放的系统。一般包含电池系统、储能变流器及相关辅助设施等。对于接入10(6)kV及以上电压等级的电化学储能系统，通常还包括汇集线路、升压变压器等。
本发明实施例中的灾害全周期可以包括灾前、灾中和灾后三个时期，其中，灾前指的是受恶劣天气影响时，区域电力系统中的电力元件未发生故障的情况，灾中指的是受恶劣天气影响时，区域电力系统中的电力元件逐渐发生故障，区域电力系统进行响应动作的情况，灾后指的是受恶劣天气影响时，区域电力系统中的电力元件逐渐修复，以及区域电力系统逐渐恢复的情况。
为保障储能系统的性能，除了提高储能系统的可靠性标准外，还须对储能系统的运行维护提出更高的要求。例如，除了在日常监视和定期巡视检查维护外，还需在极端天气灾害情况下进行特殊巡检，在灾害全周期中密切监视储能系统状态，并结合灾害影响的动态评估和储能站的控制模式，开展具有针对性、细化的运维工作。
因此，本申请针对灾害全周期中储能系统的维护制定了相应的应急运维方案，该方案在生成之前，可以获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息，以该灾害强度分布信息来预测区域电力系统中的电力元件发生故障的概率，从而将区域电力系统的电网状态和风险程度进行了量化，为区域电力系统的响应动作和恢复时间的确定提供了依据。
进一步地，本申请通过区域电力系统来获取更新的灾害强度分布信息时，可以预先获取气象灾害预报信息，以及储能系统所在的保底电网相关数据，该保底电网相关数据可以包括与保底电网相连接的非保底电网线路，从而形成与区域电力系统对应的区域电网模型，通过该区域电网模型即可确定所配置的储能站属于保底电网应用场景中的哪一种类型；接着在收到极端气象灾害预警时，可以从区域电网模型中选取详细的灾害预报信息和预测数据，与保底电网数据一起作为弹性评估的依据。
可以理解的是，这里的灾害强度部分信息包括但不限于强降雨的降水量和分布、强风(台风、飓风)的分布和风速、冰灾的低温、雨雪量及分布等。
S120：预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间。
本步骤中，通过步骤S110获取到最新的灾害强度分布信息后，可以依据该灾害强度分布信息来预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件，以及发生故障的电力元件对应的修复时间。
具体地，本申请在预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件时，可以预先构建与区域电力系统中的各个电力元件对应的元件故障模型，该元件故障模型可以反映灾害强度与电力元件的故障概率之间的关系，当获取到区域电力系统中所有的电力元件的故障概率后，可以通过相关的随机算法来确定区域电力系统中哪些电力元件发生了故障，并对发生故障的电力元件给定一个修复时间。
需要说明的是，这里的修复时间主要根据电力元件距离运维中心的路程、天气条件(是否允许维修队作业)和维修难度等进行设定，与元件故障模型无关，且不考虑电力元件的故障程度。
S130：根据区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，确定区域电力系统的响应动作和恢复时间。
本步骤中，通过步骤S120预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间后，此时，更新所有电力元件的故障状态后，保底电网关联区域的区域电力系统就要做出响应，以维持系统的安全稳定运行，满足抗灾保障负荷需求。
具体地，在更新完所有电力元件的故障状态后，区域电力系统可以依据预测的在灾害全周期中发生故障的电力元件及对应的修复时间，来确定对应的响应动作和区域电力系统的恢复时间，该响应动作用于对发生故障的电力元件进行修复，以及对区域电力系统进行恢复。
其中，区域电力系统的响应动作可以包括：通过自动化保护系统对故障元件进行隔离、转移部分负荷，当区域电力系统无法供给所有挂网负荷时，可以通过最优方式削减非保底电网负荷，同时保底电网的储能系统调节出力；若灾害进一步破坏区域系统，则可能无法满足保底电网的负荷需求，只能进一步削减保底电网负荷，剩下基本保障需要的负荷，并给出严重事故预警。
进一步地，保底电网的储能系统进行调节出力时，可以将“110kV户内站+110kV电缆+储能”的坚强局部电网作为关键线路、变电站的功率的补充；将替代常规抗灾保障电源机组的保底电网关键节点储能作为区域主电源；将燃气机组黑启动改造的储能作为支撑燃气机组黑启动，启动后用于改善电能质量；将“风、光、储”局部微电网在微电网孤岛运行后作为微电网系统的平衡节点。
S140：在发生故障的电力元件完全修复，或区域电力系统完全恢复的情况下，确定区域电力系统和保底电网受灾害影响时的弹性评估结果。
本步骤中，通过步骤S130根据区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，确定区域电力系统的响应动作和恢复时间后，进一步地，在发生故障的电力元件完全修复，或区域电力系统完全恢复的情况下，还可以根据发生故障的电力元件、区域电力系统的响应动作和恢复时间，来确定区域电力系统和保底电网受灾害影响时的弹性评估结果。
可以理解的是，为了保证电网的弹性，本申请在灾害全周期中，根据区域电力系统的响应动作和恢复时间，以及发生故障的电力元件来对区域电力系统和保底电网受灾害影响时的电网弹性进行评估，从而得到相应的弹性评估结果，根据该弹性评估结果，即可针对储能系统的应急运维采取有效的维护方案。
需要说明的是，这里的电网弹性指的是电力系统针对小概率高风险事件的预防抵抗能力、灾害过程中的吸收响应能力，以及系统的快速恢复力。
另外，由于一个核心区域的保底电网中可包含2个或以上的电化学储能站，运维人员和资源有限，同时极端天气灾害同时破坏所有抗灾保障电源、储能站的概率很低，因此，本申请采用弹性评估技术来指导运维资源分配和工作开展。并且，电网弹性评估技术与保底电网的应用背景相似，缩小弹性评估对象为保底电网涉及的核心区域，形成相应的评估指标，实现对运维紧迫程度的量化。
S150：根据区域电力系统和保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，确定储能系统的应急运维方案。
本步骤中，通过步骤S140确定区域电力系统和保底电网受灾害影响时的弹性评估结果后，可以根据该弹性评估结果来制定储能系统的应急运维方案，从而最大程度保障保底电网中储能系统对保底电网的支撑作用。
例如，本申请可以将弹性评估结果用于预测高风险区域和风险概率在灾前中后三个阶段的分布；进而可以依据上述数据制定灾前、灾中、灾后的应急运维方案，并依据应急运维方案分配运维资源到各个储能站，以及预设最可能要开展的关键维护事项，另外，具体执行时还可以根据实际情况灵活调整运维计划和灾后检修任务；最后复盘灾害全过程运维检修流程，总结经验教训。
上述实施例中，首先根据最新的灾害强度分布信息来预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，从而将区域电力系统的电网状态和风险程度进行了量化，为区域电力系统的响应动作和恢复时间的确定提供了依据，并在确定区域电力系统的响应动作后，在对应的恢复时间内对发生故障的电力元件进行修复，以及对区域电力系统进行恢复，当发生故障的电力元件完全修复，或区域电力系统完全恢复后，可以通过弹性评估技术来确定区域电力系统和保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，基于此弹性评估结果来确定的储能系统的应急运维方案，能够最大程度地保障保底电网储能站对保底电网的支撑作用，并保证储能系统在灾害全周期稳定运行。
在一个实施例中，步骤S110中获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息的步骤，可以包括：
S111：获取气象灾害预报信息，以及区域电力系统的保底电网数据。
S112：基于所述气象灾害预报信息以及所述保底电网数据，构建含气象时空分布的区域电网模型。
S113：通过所述区域电网模型获取更新的灾害强度分布信息。
本实施例中，在获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息之前，可以依据获取的气象灾害预报信息，以及储能系统所在的保底电网相关数据，该保底电网相关数据可以包括与保底电网相连接的非保底电网线路，从而形成与区域电力系统对应的区域电网模型，该区域电网模型中包含有气象时空分布情况，因此，在收到极端气象灾害预警时，即可通过该区域电网模型来获取更新的灾害强度分布信息，进而为后续区域电力系统的电网状态和风险程度提供预测的依据。
在一个实施例中，步骤S120中基于最新的灾害强度分布信息，预测所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间的步骤，可以包括：
S121：将最新的灾害强度分布信息导入所述区域电力系统中的每个电力元件对应的元件故障模型中，得到每个元件故障模型输出的对应的电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间；其中，所述故障模型为电力元件的故障概率与灾害强度的关联函数，所述电力元件的故障概率为通过蒙特卡洛法进行推演得到的。
S122：根据各个电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间，确定所述区域电力系统中发生故障的电力元件及对应的修复时间。
本实施例中，在预测区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间时，可以将最新的灾害强度分布信息导入区域电力系统中的每个电力元件对应的元件故障模型中，并通过元件故障模型输出对应的电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间，接着根据各个电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间，确定区域电力系统中发生故障的电力元件及对应的修复时间。
示意性地，如图2所示，图2为本发明实施例提供的采用蒙特卡洛法来生成故障集的流程示意图，本申请在评估过程中可以采用蒙特卡洛法来生成故障集，其具体方法为：将灾害强度分布信息导入对应位置的电力元件的元件故障模型中，元件故障模型为电力元件的故障概率与灾害强度的关联函数Pf，公式如下：
Pf＝f(w)
式中，w是灾害强度。
图2中，对区域电力系统中每个主要的电力元件都可以进行故障建模，并用蒙特卡洛法进行遍历推演，在蒙特卡洛法单次推演过程中，可以通过随机算法确定区域电力系统中哪些电力元件发生了故障，对于发生了故障的电力元件，元件故障模型还可以给定一个修复时间。
可以理解的是，蒙特卡洛法是一种以概率统计理论为指导的数值计算方法，该数值计算方法是指使用随机数(或更常见的伪随机数)来解决很多计算问题的方法。
进一步地，在推演过程中，还可以根据单步长的计算中全体主要的电力元件的最终状态是否为故障，来更新一遍元件状态，并判断故障集中发生故障的电力元件是否修复完毕，或区域电力系统的电力供应是否完全恢复正常，若未修复/恢复则进入下一个步长的计算，若元件全部恢复修复或系统完全恢复则不再计算。
在一个实施例中，所述基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，还可以包括：
S123：若所述区域电力系统中发生故障的电力元件为所述储能系统发生故障，则记录并提示所述储能系统存在风险。
本实施例中，如图2所示，当使用蒙特卡洛法进行遍历推演时，有推演情况为保底电网的储能系统发生故障时，则记录并给出储能存在风险的提示。
需要说明的是，对于替代抗灾保障电源的储能系统，通常自身具有很强的抗灾害能力，其元件故障模型设置成只有在灾害强度极大且超出设计抵御值时才会发生故障，因此，提示风险有利于提前作好准备措施。
在一个实施例中，如图3所示，图3为本发明实施例提供的区域电力系统的响应分析流程示意图；步骤S130中根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，确定所述区域电力系统的响应动作和恢复时间的步骤，可以包括：
S131：根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，对所述发生故障的电力元件进行故障隔离并转移相关负荷，在所述修复时间到达后解除故障隔离并恢复所述相关负荷。
S132：在所述发生故障的电力元件的修复期间，若所述区域电力系统的所有挂网负荷超过限定负荷，则通过预定调节方式对所述区域电力系统的挂网负荷进行削减，并利用所述储能系统进行出力调节，直到所述区域电力系统恢复为止，确定对应的恢复时间。
本实施例中，如图3所示，在更新完所有电力元件的故障状态后，区域电力系统可以依据预测的在灾害全周期中发生故障的电力元件及对应的修复时间，来确定对应的响应动作和区域电力系统的恢复时间。
具体地，本申请可以根据区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，对发生故障的电力元件进行故障隔离并转移相关负荷，在修复时间到达后解除故障隔离并恢复相关负荷。
另外，在发生故障的电力元件的修复期间，若区域电力系统的所有挂网负荷超过限定负荷，可以通过预定调节方式对区域电力系统的挂网负荷进行削减，并利用储能系统进行出力调节，直到区域电力系统恢复为止，此时，可以根据区域电力系统的响应时长来确定对应的恢复时间。
在一个实施例中，如图3所示，图3为本发明实施例提供的区域电力系统的响应分析流程示意图；步骤S132中通过预定调节方式对所述区域电力系统的挂网负荷进行削减的步骤，可以包括：
S321：通过预定调节方式对所述区域电力系统的非保底电网负荷进行削减，并判断削减后的区域电力系统中的挂网负荷是否满足保底电网负荷需求。
S322：若不满足，则对所述区域电力系统的保底电网负荷进行削减，并发出严重事故预警。
本实施例中，如图3所示，在发生故障的电力元件的修复期间，若区域电力系统的所有挂网负荷超过限定负荷的话，则可以优先对区域电力系统的非保底电网负荷进行削减，同时利用储能系统进行出力调节；在削减过程中，判断削减后的区域电力系统中的挂网负荷是否满足保底电网负荷需求，若满足的话，则不需要继续进行削减，若不满足的话，则需要对保底电网中的负荷进行削减，以保证保底电网中的其他负荷能够稳定运行。
其中，在对保底电网中的负荷进行削减时，由于保底电网是选取城市重要变电站、重要线路和抗灾保障电源进行差异化建设维护，保障城市指挥(应急)机构不停电、核心基础设施可快速复电的最小规模网架，当需要对保底电网中的负荷进行削减时，表明此时灾害强度达到一定量级，因此，需要发出严重事故预警，以便提醒相关工作人员提前做好防御措施。
在一个实施例中，步骤S140中基于所述发生故障的电力元件、所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果的步骤，可以包括：
S141：基于所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，生成灾害全周期系统状态曲线，所述灾害全周期系统状态曲线包括所述区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线、所述区域电力系统的正常工作状态曲线，以及所述区域电力系统中保底电网的额定状态曲线。
S142：根据所述发生故障的电力元件，确定所述区域电力系统中发生故障的电力元件的故障概率，以及未发生故障的电力元件的故障概率。
S143：基于所述区域电力系统中发生故障的电力元件的故障概率，以及未发生故障的电力元件的故障概率，所述区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线、所述区域电力系统的正常工作状态曲线，以及所述区域电力系统中保底电网的额定状态曲线，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果。
本实施例中，在对区域电力系统以及保底电网进行弹性评估时，可以根据区域电力系统的响应动作和恢复时间，来生成相应的灾害全周期系统状态曲线，如图4所示，图4为本发明实施例提供的灾害全周期系统状态曲线结构示意图；图4中的灾害全周期系统状态曲线的横坐标为时间，纵坐标为区域电力系统状态，该状态指的是区域电力系统的负荷总量。
进一步地，图4中的lR(t)指的是区域电力系统在灾害全周期影响下，考虑自身抵御能力和恢复能力的实际状态曲线，即本申请中区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线；lI(t)为理想情况下区域电力系统的正常工作状态曲线，lS(t)为区域电力系统中保底电网的额定状态曲线。
图4中的保底电网额定状态曲线分为两种情况下，分别为情况1和情况2，情况1表示区域电力系统中的非保底电网全失电，保底电网也存在失电情况；情况2代表的是区域电力系统失电程度未低于保底电网额定值，保底电网均正常运行，区域电力系统也保留部分负荷未失电。
另外，图4中，按照灾害全周期过程，可将灾害全周期分为3个阶段，[0，T0]表示灾前阶段，[T0，T4]表示灾中阶段，[T4，+∞]表示灾后阶段，相应的储能系统的应急运维方案也可以分别针对3个阶段进行设计和部署。
由图4可知，T0时刻灾害开始发生，[T0，T1]时间段灾害天气逐渐增强，但区域电力系统凭借自身鲁棒性仍能正常运行一段时间，[T1，T2]时间段区域电力系统中的电力元件开始出现故障，状态逐渐降额，[T2，T3]时段区域电力系统状态为保持一定的降额状态，部分电力元件启动修复工作，[T3，T]时段区域电力系统逐渐恢复正常状态，T4时刻为灾害结束时刻。
其中，推演结果出现IR(t)<IS(t)时，即表示区域电力系统降额运行状态低于保底电网额定状态，此时保底电网部分负荷也需要削减，削减和恢复时刻分别为t1、t2，此时发出严重事故预警；当区域电力系统的降额运行状态高于保底电网额定状态时，说明保底电网的设计完全能抵御灾害影响。
当生成灾害全周期系统状态曲线后，即可确定区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线、区域电力系统的正常工作状态曲线，以及区域电力系统中保底电网的额定状态曲线。接着根据发生故障的电力元件对应的故障概率，以及未发生故障的电力元件对应的故障概率，来确定区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果。
具体地，对于保底电网关联的区域电力系统的弹性评估结果RRICD，G的计算公式为：
Figure BDA0003185215880000161
式中，k表示蒙特卡洛法推演的第k个电力元件对应的故障结果，K为总的结果数，Pk为第k次故障结果对应的故障概率。
对于保底电网来说，其弹性评估结果RRICD，S的计算公式为：
Figure BDA0003185215880000162
需要说明的是，由于保底电网发生负荷削减后，其要求是在灾害期间优先完成保底电网的恢复工作，因此，在计算保底电网的弹性评估结果中不考虑灾害时间占比的影响，并且，考虑到保底电网主要由户内站、电缆组成，具备很强的抗灾能力，因此通常RRICD，S＝1，当灾害强度大时，RRICD，S不低于0.98才是安全的。
在一个实施例中，步骤S150中根据所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，确定所述储能系统的应急运维方案的步骤，可以包括：
S151：将所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果与第一预设标准值进行比对，确定第一比对结果。
S152：将所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果与第二预设标准值进行比对，确定第二比对结果。
S153：根据所述第一比对结果和所述第二比对结果，确定所述储能系统的应急运维方案。
本实施例中，通过区域电力系统的弹性评估结果可判断灾害影响下保底电网所处区域电力系统受灾害影响的程度，保底电网的弹性评估结果则配合用来判断保底电网自身的抗灾强度。
因此，在确定储能系统的应急运维方案时，可以将区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果与第一预设标准值进行比对，得到第一比对结果，接着将保底电网受灾害影响时的弹性评估结果与第二预设标准值进行比对，得到第二比对结果，最后根据第一比对结果和第二比对结果来确定储能系统的应急运维方案。
在一个实施例中，步骤S153中根据所述第一比对结果和所述第二比对结果，确定所述储能系统的应急运维方案的步骤，可以包括：
S531：若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第一预设标准值，且所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第二预设标准值，则按照预设流程对所述储能系统进行监测。
S532：若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第一预设标准值，所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第二预设标准值，则为所述区域电力系统中的高风险区域配置的储能站分配运维资源。
S533：若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第一预设标准值，且所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第二预设标准值，则对所述高风险区域配置的储能站采取临时保护增强措施。
本实施例中，在确定储能系统的应急运维方案时，可以将区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果与第一预设标准值进行比对，得到第一比对结果，接着将保底电网受灾害影响时的弹性评估结果与第二预设标准值进行比对，得到第二比对结果。
接着，若区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果大于第一预设标准值，且保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于第二预设标准值时，则说明区域电力系统受灾害影响较小，恢复较快，保底电网支撑作用达标，因此，只需持续监测储能系统，并按照预测流程对储能系统进行控制，无需提前分配运维资源。
若区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于第一预设标准值，而保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于第二预设标准值时，则说明灾害影响较大，但保底电网能保障抗灾抢险的关键负荷供电，但由于可能失去保底电网配置以外的电源或馈线，此时可以对故障概率较高的高风险区域配置的储能站分配一定运维资源，从而增强电力供应保障能力。
若区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于第一预设标准值，且保底电网受灾害影响时的弹性评估结果小于第二预设标准值时，则说明灾害极强影响巨大，尤其是出现储能风险提示时，灾害发生前就需要紧急调配运维人员针对灾害类型，对高风险储能站采取临时保护增强措施，运行策略上也要降低对高风险储能站的依赖，并在灾后第一时间内开展检修工作。
为了更好地对本申请的应急运维方案进行说明，本申请将灾害全周期从时间上分为灾前、灾中、灾后三个阶段，将保底电网的储能系统分为4种，分别为“110kV户内站+110kV电缆+储能”的坚强局部电网、替代常规抗灾保障电源机组的保底电网关键节点储能、对燃气机组黑启动改造的储能，以及“风、光、储”局部微电网。综上，可建立如表1所示的保底电网储能应急运维计划表：
表1保底电网储能应急运维计划表
Figure BDA0003185215880000191
Figure BDA0003185215880000201
Figure BDA0003185215880000211
由上表中制定的应急运维方案，运维人员可以快速、便捷地进行运维工作布局，进而提升保底电网中储能系统的稳定性。
在一个实施例中，所述区域电力系统中的高风险区域的确定过程，可以包括：
A11：依据所述区域电力系统中的储能系统的分布情况，将所述区域电力系统中的保底电网划分为若干区块。
A12：针对每一区块，计算所述区块中的电力元件的综合故障率。
A13：基于各个区块的综合故障率，确定所述区域电力系统中的高风险区域。
本实施例中，在确定区域电力系统中的高风险区域时，可以依据区域电力系统中的储能系统的分布情况，将区域电力系统划分为多个区块，然后针对每一区块，分别计算每一区块中的电力元件的综合故障率，接着根据各个区块的综合故障率来确定区域电力系统中的高风险区域。
举例来说，本发明实施例可以将保底电网作为核心网架，以连接“生命线”电缆和变电站、抗灾保障电源、配置储能完成黑启动改造的发电机组或替代常规抗灾保障电源的储能系统对应的节点为各区域划分中心，将保底电网划分为若干个区块，与保底电网相连的区域电力系统线路及元件，划属到各区块中；记着将蒙特卡洛法推演结果的各电力元件的故障概率，按前述区块分别计算区块综合故障率，计算方法如下：
Figure BDA0003185215880000221
式中，Pi，f为第i个区域的综合故障率，Pj i，f为第i个区域第j个电力元件的故障概率，Sj i为第i个区域第j个电力元件的容量，n为第i个区域的电力元件总量。
需要说明的是，由于保底电网的网架中电力元件的抗灾能力强，故障概率极低，因此，区块的综合故障率主要体现灾害对区域电力系统各区块的影响，当Pi，f高出设定值时，则进一步回溯推演过程，得到区块i的故障概率在灾中阶段的分布函数，从而为储能系统的应急运维方案的制定提供参考依据。
最后，还需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间可以根据需要进行组合，且相同相似部分互相参见即可。
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本申请。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本申请的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本申请将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (10)

1.一种基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述方法包括：
获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息，所述区域电力系统为保底电网所处区域的电力系统，所述保底电网包括储能系统，所述储能系统用于在灾害全周期为所述保底电网进行供电；
基于最新的灾害强度分布信息，预测所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间；
根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，确定所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，所述响应动作用于对所述发生故障的电力元件进行修复，以及对所述区域电力系统进行恢复；
在所述发生故障的电力元件完全修复，或所述区域电力系统完全恢复的情况下，基于所述发生故障的电力元件、所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果；
根据所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，确定所述储能系统的应急运维方案。
2.根据权利要求1所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述获取区域电力系统中更新的灾害强度分布信息的步骤，包括：
获取气象灾害预报信息，以及区域电力系统的保底电网数据；
基于所述气象灾害预报信息以及所述保底电网数据，构建含气象时空分布的区域电网模型；
通过所述区域电网模型获取更新的灾害强度分布信息。
3.根据权利要求1所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述基于最新的灾害强度分布信息，预测所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间的步骤，包括：
将最新的灾害强度分布信息导入所述区域电力系统中的每个电力元件对应的元件故障模型中，得到每个元件故障模型输出的对应的电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间；
其中，所述故障模型为电力元件的故障概率与灾害强度的关联函数，所述电力元件的故障概率为通过蒙特卡洛法进行推演得到的；
根据各个电力元件在灾害全周期的故障概率和修复时间，确定所述区域电力系统中发生故障的电力元件及对应的修复时间。
4.根据权利要求3所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，还包括：
若所述区域电力系统中发生故障的电力元件为所述储能系统发生故障，则记录并提示所述储能系统存在风险。
5.根据权利要求1所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，确定所述区域电力系统的响应动作和恢复时间的步骤，包括：
根据所述区域电力系统在灾害全周期发生故障的电力元件及对应的修复时间，对所述发生故障的电力元件进行故障隔离并转移相关负荷，在所述修复时间到达后解除故障隔离并恢复所述相关负荷；
在所述发生故障的电力元件的修复期间，若所述区域电力系统的所有挂网负荷超过限定负荷，则通过预定调节方式对所述区域电力系统的挂网负荷进行削减，并利用所述储能系统进行出力调节，直到所述区域电力系统恢复为止，确定对应的恢复时间。
6.根据权利要求5所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述通过预定调节方式对所述区域电力系统的挂网负荷进行削减的步骤，包括：
通过预定调节方式对所述区域电力系统的非保底电网负荷进行削减，并判断削减后的区域电力系统中的挂网负荷是否满足保底电网负荷需求；
若不满足，则对所述区域电力系统的保底电网负荷进行削减，并发出严重事故预警。
7.根据权利要求1所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述基于所述发生故障的电力元件、所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果的步骤，包括：
基于所述区域电力系统的响应动作和恢复时间，生成灾害全周期系统状态曲线，所述灾害全周期系统状态曲线包括所述区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线、所述区域电力系统的正常工作状态曲线，以及所述区域电力系统中保底电网的额定状态曲线；
根据所述发生故障的电力元件，确定所述区域电力系统中发生故障的电力元件的故障概率，以及未发生故障的电力元件的故障概率；
基于所述区域电力系统中发生故障的电力元件的故障概率，以及未发生故障的电力元件的故障概率，所述区域电力系统在灾害全周期的实际状态曲线、所述区域电力系统的正常工作状态曲线，以及所述区域电力系统中保底电网的额定状态曲线，确定所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果。
8.根据权利要求1所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述根据所述区域电力系统和所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果，确定所述储能系统的应急运维方案的步骤，包括：
将所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果与第一预设标准值进行比对，确定第一比对结果；
将所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果与第二预设标准值进行比对，确定第二比对结果；
根据所述第一比对结果和所述第二比对结果，确定所述储能系统的应急运维方案。
9.根据权利要求8所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述根据所述第一比对结果和所述第二比对结果，确定所述储能系统的应急运维方案的步骤，包括：
若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第一预设标准值，且所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第二预设标准值，则按照预设流程对所述储能系统进行监测；
若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第一预设标准值，所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果大于所述第二预设标准值，则为所述区域电力系统中的高风险区域配置的储能站分配运维资源；
若所述区域电力系统受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第一预设标准值，且所述保底电网受灾害影响时的弹性评估结果小于所述第二预设标准值，则对所述高风险区域配置的储能站采取临时保护增强措施。
10.根据权利要求9所述的基于灾害全周期的保底电网中储能系统的应急运维方法，其特征在于，所述区域电力系统中的高风险区域的确定过程，包括：
依据所述区域电力系统中的储能系统的分布情况，将所述区域电力系统中的保底电网划分为若干区块；
针对每一区块，计算所述区块中的电力元件的综合故障率；
基于各个区块的综合故障率，确定所述区域电力系统中的高风险区域。
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