考虑灾害因素的电力系统短期风险判定方法
【专利摘要】本发明涉及考虑灾害因素的电力系统短期风险判定方法，属于电力系统可靠性与风险分析领域。该方法包括：从地理上划分引起电力系统输电线路故障的灾害所分布的地区（简称灾区，例如雷击、冰灾、鸟害等地区）；并根据电力系统输电设备的位置以及灾区的地理分布建立输电设备与灾区的对应关系；通过统计电力系统输电设备历史故障及其发生原因，计算处于灾区内的输电设备在灾害发生时的条件故障率；根据气象预报信息以及输电设备的条件故障率，利用电力系统风险评估技术判定未来短期内电力系统的停电风险。利用本方法对灾害天气下电力系统潜在的停电事故作出预警，合理安排电力系统检修计划与运行方式，预防电力系统大规模停电事故。
【专利说明】考虑灾害因素的电力系统短期风险判定方法
【技术领域】
[0001]本发明属于电力系统可靠性与风险分析领域，特别涉及考虑灾害因素的电力系统短期风险判定方法。
【背景技术】
[0002]随着电网互联规模的不断扩大，电力资源得到进一步优化配置，但电网的可靠运行却迎来了新的挑战。2008年年初，受到持续低温的影响，我国南方多个省区发生冰雪灾害，在全国范围内造成了 36740条IOkV及以上电力线路与2016座35kV及以上变电站停运，IOkV及以上杆塔倒塌及损坏310321基，导致3348多万户(约1.1亿人口)断电，直接经济损失达1516.5亿元。这些停电事故对经济发展和社会生活造成了极大的影响。必须通过更合理的方法来全面、科学地评价电网的可靠性以发现系统的潜在危险，从而达到加强电网、防御电力灾变的目的。
[0003]电力系统安全性风险评估方法通过建立电力系统输电线路、变压器、发电机组的停运模型，计算电力系统事故发生的概率和后果，进而定量地将事故的可能性和严重性结合起来，能比较全面地反映事故对整个电力系统的影响，更好地协调电力系统运行安全性和经济性之间的关系。文献(Li Wenyuan，电力系统风险评估模型、方法和应用，北京:科学出版社，2006)建立了电力系统风险评估的基础理论并提出了电力系统风险评估基本方法。该文献提出基于蒙特卡洛抽样方法的电力系统风险评估技术，并给出了以失负荷量最小为优化目标的单时段经济调度模型用于求解电力系统各采样状态下的最小切负荷量。
[0004]电力系统输电线路的故障率建模是电力系统风险评估的基础，影响电力系统输电线路可靠运行的不确定因素可分为内部来源和外部来源两类。外部来源主要包括2个方面:①自然灾害和天气状况，包括地震、飓风、冰雹、雷雨、风暴、热浪、洪水、森林火灾以及动物触发故障等外力破坏和人为因素，包括外部施工对电力设施的破坏及控制和保护系统设置错误、系统操作员误操作等人为破坏。纵观世界范围内的大停电事故，事故产生的原因都与自然灾害有关，例如雷击、冰灾、鸟害等。这些灾害可能造成电力系统中输电线路闪络停运，进而产生潮流转移，引发更大的停电事故。因此可知，在不同的季节以及天气情况下，各种灾害发生的概率并不相同，因而电力系统的所处的风险也不相同。此外，在某类灾害发生时，处于该灾害区域内的多个输电线路可能同时受此灾害的影响而同时发生停运，即产生共因故障，进而对电力系统造成更大的威胁。因此，在电力系统短期风险评估中需要考虑自然灾害对其故障率的影响。
[0005]目前电力系统风险评估中已有对于灾害因素的处理方法。文献(何剑，程林，孙元章，王鹏.计及天气预测的电力系统运行可靠性短期评估.电力系统保护与控制，2012，38(10):31-38)建立了基于支持向量机的天气预测模型，并建立两状态天气模型以反映气温、风速、天气状况、设备服役时间、负荷水平等运行条件的影响，但是这种模型存在原理复杂，同时没有考虑输电输电线路全长范围内可能跨越多种天气类型地区的情况。文献(王建学，张耀，吴思，孙羽.大规模冰灾对输电系统可靠性的影响分析.中国电机工程学报，2011，31 (28): 49-56.)采用曲线拟合法获得载冰量和强迫停运率的数学关系，并提出了一种混合蒙特卡罗抽样法，来获得系统状态以及状态持续的时间；文献(孙羽.架空输电线路冰风荷载风险建模及模糊预测.中国电机工程学报，2011，31 (7): 21-28.)建立了架空输电线路设计冰风荷载曲线，并应用模糊理论对输电线路的短期冰风荷载风险进行预测，给出了时间尺度上输电线路的风险测度。上述两种技术都未能考虑灾害条件下输电线路因同一故障而产生的共因停运的概率。
[0006]与本发明相关的已有【背景技术】包括:
[0007]I)计算机标准随机数生成技术:该技术能够生成O?I之间均匀分布的随机数，计算机中C，Java等编程语言均将该技术封装为标准函数供用户调用；
[0008]2)对称矩阵的Cholesky分解技术:该技术能够将对称矩阵分解为一个下三角矩阵与其转置的乘积；
[0009]3)单时段最优潮流模型:该技术在考虑电力系统输电线路潮流约束、节点负荷以及发电机组出力约束的条件下，通过最优化方法求解系统运行成本最低的发电机组出力方案，若电力系统无法满足全部负荷，则给出切负荷量最小的发电机组出力方案。
【发明内容】
[0010]本发明的目的是克服现有电力系统风险评估中不能详细考虑灾害因素的不足，提供了一种考虑灾害因素影响的电力系统短期风险判定方法，该方法能够规范化考虑雷击、冰灾、鸟害等多种灾害对输电线路故障影响，可帮助电力系统调度运行人员根据天气预报等预测信息准确识别电力系统未来一周至几周内短期运行风险水平，能够及时对电力系统潜在的停电事故作出预警，进而能够用于安排电力系统检修计划与运行方式，以保障电网的安全、可靠运行。
[0011]本发明的考虑灾害因素的电力系统短期风险判定方法，包括:将电力系统发电机组、输电线路、变压器统称为“元件”;定义电力系统中的所有母线为“节点”;定义Tst与Ted为电力系统风险判定的起始时段与截止时段，电力系统风险判定的时间长度为Ted-Tst ；
[0012]其特征在于，包括以下步骤:
[0013]I)从地理上划分对电力系统输电线路故障具有影响的灾区(灾害所分布的地区，例如雷击、冰灾、鸟害等灾害所分布的地区)，建立输电线路与灾区的对应关系，根据线路与灾区的对应关系将输电线路分为多个输电线路分段，计算处于灾区内输电线路分段在灾害发生及未发生条件下的条件故障概率；
[0014]2)根据天气预报信息获取各灾区发生灾害的概率，并以此确定各输电线路分段的条件故障概率，根据输电线路的条件故障概率通过随机采样确定各输电线路的状态，并通过随机采样确定发电机组状态以及各母线负荷大小，以所述各元件的状态以及电力系统负荷大小为边界条件，利用最优潮流模型判断电力系统失效状态，得到电力系统各节点失负
荷量;
[0015]3)根据所述各节点失负荷量计算系统失负荷概率、失负荷期望电量以及失负荷损失，利用收敛准则判定风险评估是否收敛，若不收敛则返回步骤2)开始新一次的采样，若收敛则根据系统计算结果判定系统短期运行风险。
[0016]本发明的技术特点及有益效果:[0017]本发明在现有电力系统风险评估的基础上，建立了一套能够考虑灾害因素对输电线路影响的电力系统短期风险评估方法。相比于现有方法，该方法建立了灾区的概念并实现了输电线路与灾区之间关系的对应，能够通过输电线路故障的历史统计结果估计在灾害发生情况下单条输电线路的条件故障率以及处于同一灾区多条输电线路的共因故障率，进而能够在风险评估中考虑外部环境对于电力系统风险的影响。应用该技术，能够对根据气象预报信息准确估计电力系统未来风险的大小，能够及时对电力系统潜在的停电事故作出预警，进而能够在灾害发生前通过安排电力系统检修与运行方式降低系统的运行风险，有利于降低由自然灾害引起的电力系统大规模停电事故发生的几率，提高电力系统运行安全可靠性水平，能够为电力系统带来显著的安全效益，因而具有重要的现实意义和良好的应用价值。
【专利附图】
【附图说明】
[0018]图1为本发明中考虑灾害因素影响的电力系统短期风险判定方法流程图；
[0019]图2为实施例中IEEE RTS-79系统网络图及输电线路与灾区对应关系图；
[0020]图3为实施例中IEEE RTS-79系统风险评估时间长度内的负荷曲线；
【具体实施方式】
[0021]下面结合附图及实施例，说明本发明提出的考虑灾害因素影响的电力系统短期风险判定方法。将电力系统发电机组、输电线路、变压器统称为“元件”;定义电力系统中的所有母线为“节点”；定义Tst与Ted为电力系统风险判定的起始时段与截止时段，电力系统风险判定的时间长度为Ted-Tst，该方法的实施流程图如图1所示，该方法详细步骤说明如下:
[0022]I)从地理上划分对电力系统输电线路故障具有影响的灾害所分布的地区(简称灾区，例如雷击、冰灾、鸟害等)，建立输电线路与灾区的对应关系，根据线路与灾区的对应关系将输电线路分为多个输电线路分段，计算处于灾区内输电线路分段在灾害发生及未发生条件下的条件故障概率；该步骤具体包括:
[0023]1.1)形成灾区地图:
[0024]结合多年气象数据以及电力系统因自然灾害而产生故障的区域分布，绘制灾区分布图，在地图上形成多个闭合的灾区；利用式(I)计算每个灾区不同月份发生灾害的概率:
[0025]Pij=(IijA)j(I)
[0026]式(I)中Pij表示灾区i第j月灾害发生概率，Clij表示灾区i历史上在第j月发生灾害的平均天数，Dj为第j月的总天数；
[0027]1.2)根据各输电线路故障的历史统计数据计算各输电线路的故障概率指标，包括各输电线路综合跳闸率&、重合闸成功率ρκα1、以及各输电线路故障平均修复时间MTTR1:
[0028]采用式⑵计算输电线路综合跳闸率:
【权利要求】
1.一种考虑灾害因素的电力系统短期风险判定方法，将电力系统发电机组、输电线路、变压器统称为“元件”;定义电力系统中的所有母线为“节点”;定义Tst与Ted为电力系统风险判定的起始时段与截止时段，电力系统风险判定的时间长度为Ted-Tst ； 其特征在于，包括以下步骤: 1)从地理上划分对电力系统输电线路故障具有影响的灾区，建立输电线路与灾区的对应关系，根据线路与灾区的对应关系将输电线路分为多个输电线路分段，计算处于灾区内输电线路分段在灾害发生及未发生条件下的条件故障概率； 2)根据天气预报信息获取各灾区发生灾害的概率，并以此确定各输电线路分段的条件故障概率，根据输电线路的条件故障概率通过随机采样确定各输电线路的状态，并通过随机采样确定发电机组状态以及各母线负荷大小，以所述各元件的状态以及电力系统负荷大小为边界条件，利用最优潮流模型判断电力系统失效状态，得到电力系统各节点失负荷量; 3)根据所述各节点失负荷量计算系统失负荷概率、失负荷期望电量以及失负荷损失，利用收敛准则判定风险评估是否收敛，若不收敛则返回步骤2)开始新一次的采样，若收敛则根据系统计算结果判定系统短期运行风险。
2.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤I)具体包括以下步骤: ·1.1)形成灾区地图 结合多年气象数据以及电力系统因自然灾害而产生故障的区域分布，绘制灾区分布图，在地图上形成多个闭合的灾区；利用式(I)计算每个灾区不同月份发生灾害的概率: Pij=Cli j/Dj(I) 式(I)中Pu表示灾区i第j月灾害发生概率，Clij表示灾区i历史上在第j月发生灾害的平均天数，Dj为第j月的总天数； ·1.2)根据各输电线路故障的历史统计数据计算各输电线路的故障概率指标，包括各输电线路综合跳闸率、重合闸成功率ρκαι、以及各输电线路故障平均修复时间MTTR1: 采用式(2)计算输电线路综合跳闸率:
3.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤2)具体包括:2.1)对灾区内是否发生灾害进行采样: 采用式(12)计算风险评估时间长度内灾害发生的概率Pi:
4.如权利要求1所述方法，其特征在于，所述步骤3)具体包括:` 3.1)根据系统发电机组与输电线路的采样状态以及负荷采样大小，采用以失负荷量最小为优化目标的单时段最优潮流模型计算电力系统在该状态下各节点最小切负荷量:h' b = ?($!, Sg, hb, Ωχ, Qg,cx)(29) 式(29)中F(.)表示以失负荷量最小为优化目标的单时段最优潮流模型，模型的输入数据包括系统各输电线路的采样状态S1、输电线路的参数集Q1、发电机组的采样状态Sg、发电机组的参数集Qg、各母线负荷的大小hb以及切负荷成本参数cb，模型输出参数为系统失负荷成本最小目标下系统各节点切负荷量V b ; `3.2)根据各节点最小切负荷量h' b统计系统风险指标，风险指标包括系统失负荷概率LOLP、系统失负荷期望EENS以及系统期望失负荷损失费用ECLL:
【文档编号】G06F19/00GK103440400SQ201310322797
【公开日】2013年12月11日 申请日期:2013年7月29日 优先权日:2013年7月29日
【发明者】张宁, 康重庆, 夏清, 刘静琨, 黄天恩, 吴迪, 辛建波, 万军彪, 胡京, 熊宁 申请人:清华大学