一種全電壓序列一體化電網的可靠性與風險評估方法與流程
2024-03-24 05:07:05 2
本發明屬於電力系統可靠性分析技術領域，具體地說本發明涉及一種電網運行可靠性的評估與管理方法。
背景技術：
隨著經濟的快速發展，電網的規模越來越大，其結構也日益複雜，而且系統不斷向超高壓、遠距離和大容量方向發展。近年來，我國已經初步形成特高壓交直流、多直流混聯格局，未來特高壓交直流、多直流遠距離、大容量輸電格局將進一步增強，電網交直流多直流間的交互影響、各級電網之間的交互影響更加凸顯。
電力系統可靠性評估貫穿於電力系統的規劃、設計、運行的全過程中，而由於電力系統設備多，規模龐大，目前可靠性研究主要以4條主線展開，分別是：發電系統可靠性、發輸電系統可靠性、配電系統可靠性以及電氣主接線系統可靠性，其中對發輸電系統可靠性和配電系統可靠性的研究最為深入。就目前研究成果看，鑑於電力系統的範圍大，研究時根據不同環節，圍繞主要問題展開工作，卻人為地割裂了輸電系統可靠性和配電系統可靠性的聯繫，對兩者之間的相互影響考慮較少。從系統可靠性的定義可知，電網系統可靠性有其自身的複雜性和多面性，是眾多影響因素共同作用的結果，最終反映在可靠性指標上。傳統輸電網可靠性評估假設其負荷無法調整，即忽略負荷轉移的影響。傳統配電網可靠性評估隱式假設其電源絕對可靠，即忽略上級輸電網可靠性對配網可靠性的影響。而事實情況是輸電網與配電網間的可靠性聯繫緊密且不可分割。現有電網可靠性管理系統已難以適應特高壓交直流互聯電網安全穩定運行的要求，迫切需要開展新一代全電壓序列一體化電網可靠性與風險評估。
目前已有方法提出通過確定不同電壓等級電網的邊界傳輸節點及邊界傳輸節點的容量模型，在配電網可靠性分析中計及上級輸電網及其邊界傳輸節點的容量模型，實現計及輸電網影響的配網可靠性評估，但其未考慮配網模型及估值對主網可靠性指標的影響；在電網風險評估方面，有方法提出基於599號令的電網分區可靠性評估方法，通過對事故信息分區域統計，並通過失負荷比例及停電用戶比例兩個標準，對事故事件進行分類，進行電網事故風險指標計算。但其僅從負荷量損失方面進行評估，並未計及電網的運行和控制代價，無法解決電網實時運行可靠性與經濟性的平衡問題。
技術實現要素：
本發明目的是：為了解決現有技術中全電壓序列一體化電網可靠性與風險評估問題，提供一種全電壓序列一體化電網的可靠性與風險評估方法，能實現對電力系統全電壓序列等級電網的可靠性與風險評估，以提高電力系統可靠性水平。
本發明方法基於10kV低電壓等級配網到特高壓1000kV輸電網的全模型數據，對發、輸、配電網進行統一計算和評估，考慮不同電壓等級電網之間的相互影響，能夠合理評估電網的運行狀態。計及不同發電/負荷類型的運行經濟代價和控制代價，解決電網實時運行可靠性與經濟性的平衡問題。並從充裕度和安全性，從長期運行可靠性指標和實時運行風險指標等多方面統籌考慮，全面衡量電網的可靠性和風險指標。此外還藉助於在線安全穩定分析系統的優勢，通過評估電網實際運行數據，依託並行計算平臺強大的計算能力，相對於傳統可靠性評估方法，具有數據源準確、實時性好，能夠考慮全電壓序列等級電網的可靠性與風險評估，結果更貼近實際電網運行情況的優點。
具體地說，本發明是採用以下技術方案實現的，包括以下步驟：
1)針對多時間尺度的輸電網運行信息、外部環境信息和設備參數，進行全網數據整合，生成電網在線評估實時運行方式數據；
2)根據設備運行狀態信息及外部因素引發電力設備故障的概率模型，結合設備可靠性歷史數據、氣象信息、外部災害信息和廠站、設備的關聯結果，以及電力設備的設計及運行參數，評估設備的實時故障概率、故障原因、故障位置以及故障時刻，然後根據電網實時運行工況及外部因素導致設備的故障概率及設備地理信息，生成預想設備故障集；
3)基於在線安全穩定分析技術，進行電網安全穩定實時分析，包括靜態安全分析和暫態/動態安全分析，並在評估結果不安全的情況下，根據故障形式和規模，啟動電網相應的三道防線策略計算；
4)統計三道防線動作後各故障造成的發電/負荷削減量，並進行實時可靠性評估，同時輸電網與配網進行可靠性評估系統的信息交互；
5)根據當前電網的實時可靠性指標和歷史可靠性指標，進行長期運行可靠性指標的統計分析，並在可靠性指標不滿足要求時，通過可靠性指標的靈敏度分析，找出導致可靠性指標降低的關鍵點，依據電網運行提出保證電網長期運行的決策信息，所述決策信息包括合理規劃調整建議及運行檢修建議，經控制後評估環節校驗確實可操作性後，輸出調整決策建議；
根據精確統計後的實際發電/負荷削減量信息和發電/負荷調整控制經濟代價，進行電網運行安全風險評估，並在電網風險指標不滿足要求時，進行風險防控決策計算，經控制後評估環節校驗具備可操作性後，輸出風險防控決策建議；在電網風險指標能夠滿足要求時，進行電網運行風險輸電極限計算，得到電網可承受的運行風險最大輸送功率。
上述技術方案進一步特徵在於，所述步驟1)中的多時間尺度的輸電網運行信息，通過與外部系統進行信息交互獲取，所述外部系統主要包括EMS系統、新能源監視系統、計劃/檢修系統、參數管理系統、可靠性信息管理系統、氣象信息和外部災害系統、電力管理信息系統系統以及調度、運檢部門管理系統，其中：
從EMS系統獲取電網模型參數及電網運行數據，所述電網模型參數包括發電機、交流線路、變壓器、直流系統設備及其參數，所述電網運行數據包括狀態估計輸出的結果；
從新能源監視系統獲取新能源發電功率實測數據以及短期/超短期預測信息；
從計劃/檢修系統獲取電網計劃檢修數據和負荷預測信息，所述電網計劃檢修數據包括發電計劃、聯絡線計劃和檢修計劃；
從參數管理系統獲取設備限值、二/三道防線離線策略、斷面組成信息及限值以及設備可靠性參數；
從可靠性信息管理系統獲取電力設備可靠性參數以及歷史可靠性指標；
從氣象信息和外部災害系統獲取預告的天氣和自然災害信息；
從電力管理信息系統獲取電力設備的運行情況、保養維護計劃、潛在風險因素以及電網地理信息。
上述技術方案進一步特徵在於，所述步驟4)中輸電網與配網進行可靠性評估系統的信息交互的內容包括：
輸電網傳遞給配網可靠性評估系統信息包括輸配網之間傳輸能力、各負荷點可靠性指標，所述負荷點可靠性指標包括負荷削減概率和負荷削減持續時間；
配網提供給輸電網可靠性評估系統的信息包括輸電網設備故障下配網實際的負荷削減量、不同類型負荷的經濟代價以及計及輸電網可靠性的配網可靠性指標，輸電網在此基礎上進行實時負荷削減量的統計分析，針對輸電網故障下配網實際負荷削減量與輸電網計算得到的負荷削減量相差較大的情況，輸電網再次進行實時可靠性指標的計算和修正；
輸電網實時可靠性指標包括充裕度可靠性指標和安全性可靠性指標，充裕度可靠性指標包括切負荷概率、切負荷頻率、切負荷持續時間、電力不足期望和電量不足期望值；安全性可靠性指標包括失穩概率、失穩頻率、平均穩定運行時間以及停電負荷量/機組出力期望值。
上述技術方案進一步特徵在於，所述步驟5)中電網運行安全風險評估通過以下形式表示：
R＝{＜si,pi,xi＞}i＝1,...,N
其中，R代表風險；Si代表有危害的場景；pi表示出現場景Si的概率；xi表示場景出現的後果、用於表徵危害的度量；N為有危害的場景數目；
其中，xi通過基於實際受擾軌跡的量化分析結果與其後果的乘積進行計算：
xi＝λdi·Ci
式中：λdi為量化分析裕度結果；Ci為故障場景i的後果。
本發明的有益效果如下：本發明一方面基於電網實時數據計算，藉助在線安全穩定分析計算分析的優勢，具有計算結果可靠，計算速度快的優點，可以有效降低採用傳統抽樣算法進行隨機模擬帶來的數據量大，計算耗時長的問題；另一方面通過輸、配電網可靠性評估系統的信息交互，可對全電壓序列電網進行一體化評估，能夠顯著提高電網評估的準確性，避免因不同電壓等級電網孤立造成的評估結果不準確和評估工作重複化的缺點；此外，計及發電/負荷削減代價對電網實時運行進行風險評估和防控決策，能夠解決電網實時運行可靠性與經濟性的平衡問題。本發明將大力推動大電網在可靠性評估與管理技術的工程應用。
附圖說明
圖1是本發明的流程圖。
具體實施方式
下面結合實施例並參照附圖對本發明作進一步詳細描述。
實施例1：
本發明的一個實施例，其步驟如圖1所示：
圖1中步驟1描述的是根據輸電網運行信息、外部環境信息和設備參數，進行全網數據整合，生成合理可用的電網在線評估實時運行方式數據。
具體而言，針對多時間尺度的輸電網運行信息、外部環境信息和設備參數，進行全網數據整合，生成合理可用的電網在線評估實時運行方式數據，避免了傳統採用抽樣方法所獲得的運行方式與電網實際方式偏差較大的缺點。因此需要與外部系統進行信息交互，主要包括：EMS系統、新能源監視系統、計劃/檢修系統、參數管理系統、可靠性信息管理系統、氣象系統、PMIS系統以及調度、運檢部門等管理系統。
其中，從EMS系統獲取：電網模型參數(發電機、交流線路、變壓器、直流系統等設備及其參數等)、電網運行數據(狀態估計輸出的結果等)；從新能源監視系統，獲取新能源發電(風電、光伏等)功率實測數據以及短期/超短期預測信息；從計劃檢修系統獲取電網計劃檢修數據(發電計劃、聯絡線計劃和檢修計劃等)和負荷預測信息等；從參數管理系統獲取設備限值，二、三道防線離線策略，斷面組成信息及限值，設備可靠性參數等信息；從可靠性信息管理系統獲取電力設備可靠性參數，以及歷史可靠性指標；從氣象信息和外部災害系統獲取預告的天氣和自然災害信息；從電力管理信息系統(PMIS)接口，獲取電力設備的運行情況、保養維護計劃、潛在風險因素、電網地理信息等信息。
圖1中步驟2描述的是基於設備運行信息和外部環境信息，進行設備故障概率計算，並結合電力系統生成預想設備故障集。
具體而言，根據設備運行狀態信息、外部因素引發電力設備故障的概率模型，結合設備可靠性歷史數據、氣象信息、外部災害信息和廠站、設備的關聯結果，以及電力設備的設計、運行參數，評估設備的實時故障概率、故障原因、故障位置、故障時刻(段)等信息。然後根據電網實時運行工況、外部因素導致設備的故障概率、設備地理信息等，結合運行規則、電力系統知識或專家經驗，生成預想設備故障集。
圖1中步驟3描述的是基於在線安全穩定分析技術，進行電網安全穩定分析，針對評估結果不安全的情況，根據故障形式和規模，啟動電網相應的三道防線策略計算。
具體而言，基於在線安全穩定分析技術，進行電網安全穩定實時分析，包括靜態安全分析和暫態/動態安全分析，並在評估結果不安全的情況下，根據故障形式和規模，啟動電網相應的三道防線策略計算。其中人工調度預防控制計算針對電網設備N-1故障導致電網出現的安全穩定穩定，給出發電/負荷出力調整、無功補償裝置投切、直流功率調製等控制措施；緊急控制策略計算針對電網中離線安控策略考查的故障集，以電網實時運行數據為基礎，對離線典型策略進行實時分析計算；第三道防線策略計算，針對嚴重故障下導致電網出現的低頻低壓減載、高周切機、線路解列等情況下，結合電網實時運行數據和已配置的第三道防控策略，進行實時分析計算。
圖1中步驟4描述的是統計三道防線動作後的發電/負荷削減量，並進行實時可靠性評估，同時輸電網與配網進行可靠性評估系統的信息交互，提供給配網可靠性評估系統輸配網之間傳輸能力、負荷點可靠性指標，從配網可靠性評估系統獲取配網實際負荷削減量、配網可靠性指標。
由於部分輸電網故障，如下網主變故障、關鍵變電站母線故障燈會給配網輸送能力帶來較大影響，因此需要將輸電網的一些信息傳遞給配網可靠性評估系統，主要為：輸配網之間傳輸能力(電壓、功率等邊界條件)、各負荷點(針對配網來說，等效為電源點)可靠性指標，主要為：負荷削減概率(配網等效為電源故障概率)、負荷削減持續時間(配網等效為電源點修復時間)。各指標的計算方式均為現有技術，為本領域人員所熟知，如可參見專利申請CN201510974808.4「一種輸配電一體化可靠性指標計算方法」，在此不再贅述。
另一方面，輸電網設備故障造成的負荷削減，在配網中可能由於實際負荷不能滿足切除要求，或通過負荷轉供等情況進行規避，實際的負荷削減量可能小於輸電網計算得到的負荷削減量。此外，輸電網負荷主要為等效模型，無法詳細計及不同負荷類型的經濟代價。因此配網提供給輸電網可靠性評估系統的信息為：輸電網設備故障下配網實際的負荷削減量、不同類型負荷的經濟代價、計及輸電網可靠性的配網可靠性指標，輸電網在此基礎上進行實時負荷削減量的統計分析，針對輸電網故障下配網實際負荷削減量與輸電網計算得到的負荷削減量相差較大的情況，輸電網再次進行實時可靠性指標的計算和修正。
輸電網實時可靠性指標包括充裕度可靠性指標和安全性可靠性指標。充裕度可靠性指標主要有：切負荷概率、切負荷頻率、切負荷持續時間、電力不足期望和電量不足期望值等；安全性可靠性指標主要為：失穩概率、失穩頻率、平均穩定運行時間、停電負荷量/機組出力期望值等。
圖1中步驟5包括兩個部分。一個是根據當前電網的實時可靠性指標和歷史可靠性指標，進行長期運行可靠性指標的統計分析，並在可靠性指標不滿足要求時，通過可靠性指標的靈敏度分析，找出導致可靠性指標降低的關鍵點，依據電網運行提出保證電網長期運行的合理規劃調整建議、運行檢修建議等決策信息，經控制後評估環節校驗確實可操作性後，輸出調整決策建議。
另一個是根據精確統計後的實際發電/負荷削減量信息，和發電/負荷調整控制經濟代價，進行電網運行安全風險評估，並在電網風險指標不滿足要求時，進行風險防控決策計算，經控制後評估環節校驗具備可操作性後，輸出風險防控決策建議；在電網風險指標能夠滿足要求時，進行電網運行風險輸電極限計算，得到電網可承受的運行風險最大輸送功率。電網運行安全風險評估通過以下形式表示：
R＝{＜si,pi,xi＞}i＝1,...,N
其中，R代表風險；Si代表有危害的場景；pi表示出現場景Si的概率；xi表示場景出現的後果、用於表徵危害的度量；N為有危害的場景數目；
其中，xi通過基於實際受擾軌跡的量化分析結果與其後果的乘積進行計算：
xi＝λdi·Ci
式中：λdi為量化分析裕度結果；Ci為故障場景i的後果。
當取Ci為1時，即為在線量化分析結果；當取Ci為經濟代價時則得到風險指標；當λdi及Ci均取為1時，則風險R進一步退化為概率分析，即將不安全的大概率場景等同於不安全的小概率事件；而對於特定的故障場景i，這就是確定性分析。R可正可負，當R為正值時，表明電網存在風險，R越大風險越高；R為負值時，表明電網安全，R越小表明電網風險越小，但是電網運行的經濟性可能越低。因此，R值在一定範圍內才可以保證電網既能夠安全運行，也能夠在一定風險承受範圍內。
風險防控決策計算包括基於風險的預防控制在線決策和基於風險的緊急控制在線決策。基於風險的預防控制在線決策針對第一級擾動標準預想故障下的電網運行安全風險進行預防控制決策。以最小的控制代價，將第一級擾動標準預想故障下的電網運行安全風險控制在可接受範圍內，控制決策優化以潮流、預防控制容量和風險為約束條件，優化控制決策的目標是預防控制的收益風險最大化。基於風險的緊急控制在線決策針對防禦第二級擾動標準故障的需要，在線制定緊急控制策略。緊急控制應對的第二級擾動標準故障是確定性的，只有在預想故障發生後才會動作，針對當前或預測的特定運行方式進行在線控制決策。因此，這個階段的緊急控制在線決策是確定性的優化問題。實際上，針對防禦第一級、第二級擾動故障的在線控制技術已經相當成熟，並在大電網廣域監測分析保護控制系統(WARMAP)中有更進一步的完善與推廣應用，可以直接採用。
雖然本發明已以較佳實施例公開如上，但實施例並不是用來限定本發明的。在不脫離本發明之精神和範圍內，所做的任何等效變化或潤飾，同樣屬於本發明之保護範圍。因此本發明的保護範圍應當以本申請的權利要求所界定的內容為標準。