电-气耦合运行风险量化计算方法、装置及存储介质与流程

1.本发明涉及电-气耦合技术领域，具体涉及基于电-气耦合运行风险量化计算方法、装置及存储介质。


背景技术：

2.目前天然气网络和电力网络分属于不同的企业主体，它们各自根据自己的目标和网络运行特性进行调度。随着双碳目标的实施，天然气发电所占的比例在逐年增加，增大了电网对天然气发电的依赖性，天然气网络和电网之间的耦合不断加强。当电网发生故障或天然气机组升降负荷率太快时，将造成天然气管道压力和速率大幅波动，造成平台生产安全风险；另一方面，当天然气管网发生严重故障，导致天然气机组供气不足甚至被迫停机时，可能造成电网大面积停电的风险，但是在现有技术中，没有一种方法明确的计算电网侧以及气网侧的风险，导致对风险来临时的准备不足。


技术实现要素：

3.有鉴于此，本发明的目的在于提供基于电-气耦合运行风险量化计算方法、装置及存储介质，以解决现有技术中，无法量化的计算电-气耦合系统中的相对风险，对风险来临时的准备不足的问题。
4.根据本发明实施例的第一方面，提供基于电-气耦合运行风险量化计算方法，包括：
5.获取气网侧天然气管道的故障因素以及压缩机站的风险事件；获取电网侧燃气电厂设备的历史故障数据；
6.根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险，根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险，实现对气网侧运行风险的计算；
7.根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险，实现对电网侧运行风险的计算。
8.优选地，
9.所述根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险包括：设置天然气管输系统的调整系数，根据天然气管道的故障因素和预设的调整系数，通过预设的天然气管输系统的相对风险计算公式计算天然气管输系统的相对风险。
10.优选地，
11.所述根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险包括：根据压缩机站的风险事件获取风险事件的后果和发生的概率，根据风险事件发生的概率及其后果计算压缩机运行的相对风险。
12.优选地，
13.所述根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险包括：获取燃气电厂设备的历史故障案例以及设备本身的资产；
14.根据设备发生故障的次数计算设备的平均故障率；
15.根据设备每次故障后的资产损失和自身的资产计算设备风险值；
16.根据设备平均故障率、设备自身的资产、每次故障的资产损失程度以及设备风险值计算燃气电厂设备的相对风险。
17.优选地，
18.所述天然气管道的故障因素包括：外力损坏因素、腐蚀因素、设计因素以及人为因素；
19.所述调整系数包括：事故严重性调整系数以及泄露记录调整系数。
20.优选地，
21.所述天然气管输系统的相对风险＝初始分值
×
(1-事故严重性调整系数)
×
(1-泄漏记录调整系数)；
22.所述初始分值＝外力损坏因素+腐蚀因素+设计因素+人为因素。
23.根据本发明实施例的第二方面，提供基于电-气耦合运行风险量化计算装置，包括：
24.数据获取模块：用于获取气网侧天然气管道的故障因素以及压缩机站的风险事件；还用于获取电网侧燃气电厂设备的历史故障数据；
25.气网侧运行风险计算模块：用于根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险，根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险，实现对气网侧运行风险的计算；
26.电网侧运行风险计算模块：用于根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险，实现对电网侧运行风险的计算。
27.根据本发明实施例的第三方面，提供一种存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被主控器执行时，实现如上述的电-气耦合运行风险量化计算方法中的各个步骤。
28.本发明的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：
29.本技术通过获取气网侧天然气管道的故障因素以及压缩机站的风险事件以及电网侧燃气电厂设备的历史故障数据，再根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险，根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险，实现对气网侧运行风险的计算；根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险，实现对电网侧运行风险的计算；本技术实现了对电-气耦合系统中电网侧以及气网侧的相对风险的量化计算，可以直观的对风险进行展示和评估，避免了现有技术中，没有量化的计算相对风险，当风险来临时，准备不足的问题。
30.应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本发明。
附图说明
31.此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。
32.图1是根据一示例性实施例示出的基于电-气耦合运行风险量化计算方法的流程
示意图；
33.图2是根据另一示例性实施例示出的天然气管输系统的相对风险计算的流程示意图；
34.图3是根据另一示例性实施例示出的压缩机运行的相对风险计算的流程示意图；
35.图4是根据另一示例性实施例示出的燃气电厂设备的相对风险计算的流程示意图；
36.图5是根据另一示例性实施例示出的基于电-气耦合运行风险量化计算装置的系统示意图；
37.附图中：1-数据获取模块，2-气网侧运行风险计算模块，3-电网侧运行风险计算模块。
具体实施方式
38.这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本发明相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本发明的一些方面相一致的装置和方法的例子。
39.实施例一
40.图1是根据一示例性实施例示出的基于电-气耦合运行风险量化计算方法的流程示意图，如图1所示，包括：
41.s1，获取气网侧天然气管道的故障因素以及压缩机站的风险事件；获取电网侧燃气电厂设备的历史故障数据；
42.s2，根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险，根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险，实现对气网侧运行风险的计算；
43.s3，根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险，实现对电网侧运行风险的计算；
44.可以理解的是，本技术通过获取气网侧天然气管道的故障因素以及压缩机站的风险事件以及电网侧燃气电厂设备的历史故障数据，再根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险，根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险，实现对气网侧运行风险的计算；根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险，实现对电网侧运行风险的计算；本技术实现了对电-气耦合系统中电网侧以及气网侧的相对风险的量化计算，可以直观的对风险进行展示和评估，避免了现有技术中，没有量化的计算相对风险，当风险来临时，准备不足的问题。
45.优选地，
46.所述根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险包括：设置天然气管输系统的调整系数，根据天然气管道的故障因素和预设的调整系数，通过预设的天然气管输系统的相对风险计算公式计算天然气管输系统的相对风险；
47.可以理解的是，如附图2所示，管道传输系统是天然气供应系统重要的组成部分，类似电力系统的线路。天然气从气源处通过管道输送至各个燃气终端用户，管网的安全可靠性就显得非常重要。一旦出现异常的情况，将造成燃气用户供应短缺，尤其是对于用气大
户燃气电厂，一旦供应短缺或中断，对于气电联合调度运行将产生不利的影响。对电网侧，将使得电网甩负荷或是紧急调用其他机组填补燃气机组的容量，扰乱电网的安全运行。因此管道运行的风险评估对气电联合调度有着重要的意义，通过风险评估，可以科学的发现天然气管网中容易出现问题的管段，为决策部门制定大修计划提供科学依据，从而避免出现较大的事故，造成人力，物力浪费。
48.其中：
49.初始分值＝外力因素+腐蚀因素+设计因素+人为因素
50.相对风险评估＝初始分值
×
(1-事故严重性调整系数)
×
(1-泄漏记录调整系数)
51.动态管理是根据管道周边的施工情况、活动情况、非人为漏气事故以及管道使用年限等因素自动地调整管道的相对风险分值。
52.优选地，
53.所述根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险包括：根据压缩机站的风险事件获取风险事件的后果和发生的概率，根据风险事件发生的概率及其后果计算压缩机运行的相对风险；
54.可以理解的是，如附图3所示，压缩机是天然气供应系统的关键核心部件，其运行状态关乎整个管网的输配能力。在天然气传输过程中，管道沿线气压随着传输距离的增加而降低，为补偿气压损耗，天然气传输线路中需要增设压缩机来提高部分节点气压，以保证管道所需天然气流量及管道末端用气负荷的气压需求。因此压缩机也是天然气供应系统的关键核心部件，其运行状态关乎整个管网的输配能力。在气电联合运行过程，一旦与电厂关联的压缩机站因故障退出运行，电厂的燃气供应将被中断，使得电网处于不安全的警戒状态。因此对压缩机的潜在风险评估也是气网风险评估的重要部分；
55.初步风险分析目的在于识别压缩机站的危险性以及产生的原因，并估算其潜在事故还可辨别潜在的风险，例如压缩机站与燃料、带压流体等危险物品有关，列出可能引起危险情况的各种场合。完成危险情况转变成潜在事故的额外事故的辨别，这种方法主要以对压缩机站的了解、工程师的经验和判断为基础。
56.选择风险事件为对供气系统造成中断的压缩机潜在风险事件，分两种，第一种：在压缩机站的排气口处点燃未输入的天然气，这种情况与压缩机站进口和出口阀门之间所有燃气的吹扫情况相符，再用小火点燃。第二种：在压缩机站的排气口处点燃释放的输入天然气，这种情况与压缩站未及时打开排气口或安全阀门断裂以及未关闭压缩机站的进出口阀门的情况，再用小火点燃。根据以上的风险评估分析模型，测算出风险事件发生的概率，降低预防突发事件带来的损失，保障气电联合调度的经济和安全运行。
57.优选地，
58.所述根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险包括：获取燃气电厂设备的历史故障案例以及设备本身的资产；
59.根据设备发生故障的次数计算设备的平均故障率；
60.根据设备每次故障后的资产损失和自身的资产计算设备风险值；
61.根据设备平均故障率、设备自身的资产、每次故障的资产损失程度以及设备风险值计算燃气电厂设备的相对风险；
62.可以理解的是，如附图4所示，对于电网侧，气电联合运行系统的安全稳定主要体
现在燃气电厂设备安全和系统运行的稳定安全两个方面，燃气电厂设备的安全则是气电系统安全稳定的第一道防线。与此同时，燃气电厂主设备的故障往往是气电联合运行中出现安全稳定问题或者连锁故障导致大停电事故的源头。因此从燃气电厂的设备健康度出发的电网运行风险评估能够从根源上解析电网运行风险的结构组成和重要程度。设备重要度以及其可载能力是电网调度安排以及检修安排的重要参考，考虑设备重要度的风险评估与管控不仅能依据系统风险水平采取相应的系统级管控措施，也有助于完善对系统风险的设备级的控制措施，以提升电-气耦合系统的风险管控响应能力。设备在线监测技术、气象预警技术以及设备状态评价技术的发展和完善，为设备的实时评估提供了可能，而电力企业开展的确定性的电网运行风险评估研究也为电网运行风险管控研究和应用创造了良好的研究条件。
63.燃气电厂的主设备(主要包括蒸汽轮机、发电机、变压器、断路器等)的风险评估，以设备的状态评价的结果作为基础，通过识别设备潜在的内部缺陷和外部威胁，分析设备遭到失效威胁后的资产损失程度和威胁发生概率，通过风险评价算法得出的设备在电厂中乃至电网中的风险等级；
64.燃气电厂设备风险评估的计算方法，在定性方法的基础上，以量化的方法对设备进行风险评估。如以下所示：
65.r(t)＝a(t)
×
f(t)
×
p(t)
66.其中，t表示某个时刻(time)，a表示资产(assets)，f表示资产损失程度(failure)，p表示设备平均故障率(probability)，r表示设备风险值(risk)。
67.电网侧的风险评估主要对电网系统发生n-1、n-2、保护/开关/稳控装置拒动、多重故障、连锁故障时，进行运行分析和可靠性评估。
68.优选地，
69.所述天然气管道的故障因素包括：外力损坏因素、腐蚀因素、设计因素以及人为因素；
70.所述调整系数包括：事故严重性调整系数以及泄露记录调整系数。
71.优选地，
72.所述天然气管输系统的相对风险＝初始分值
×
(1-事故严重性调整系数)
×
(1-泄漏记录调整系数)；
73.所述初始分值＝外力损坏因素+腐蚀因素+设计因素+人为因素。
74.实施例二：
75.如附图5所示，本实施例提供基于电-气耦合运行风险量化计算装置的系统示意图，包括：
76.数据获取模块1：用于获取气网侧天然气管道的故障因素以及压缩机站的风险事件；还用于获取电网侧燃气电厂设备的历史故障数据；
77.气网侧运行风险计算模块2：用于根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险，根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险，实现对气网侧运行风险的计算；
78.电网侧运行风险计算模块3：用于根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险，实现对电网侧运行风险的计算；
79.可以理解的是，通过数据获取模块1获取气网侧天然气管道的故障因素以及压缩机站的风险事件；还用于获取电网侧燃气电厂设备的历史故障数据；通过气网侧运行风险计算模块2根据天然气管道的故障因素计算天然气管输系统的相对风险，根据压缩机站的风险事件计算压缩机运行的相对风险，实现对气网侧运行风险的计算，通过电网侧运行风险计算模块3根据电网侧燃气电厂设备的历史故障数据计算燃气电厂设备的相对风险，实现对电网侧运行风险的计算；本技术实现了对电-气耦合系统中电网侧以及气网侧的相对风险的量化计算，可以直观的对风险进行展示和评估，避免了现有技术中，没有量化的计算相对风险，当风险来临时，准备不足的问题
80.实施例三：
81.本实施例提供一种存储介质，所述存储介质存储有计算机程序，所述计算机程序被主控器执行时，实现上述方法中的各个步骤；
82.可以理解的是，上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
83.可以理解的是，上述各实施例中相同或相似部分可以相互参考，在一些实施例中未详细说明的内容可以参见其他实施例中相同或相似的内容。
84.需要说明的是，在本发明的描述中，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。此外，在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是指至少两个。
85.流程图中或在此以其他方式描述的任何过程或方法描述可以被理解为，表示包括一个或更多个用于实现特定逻辑功能或过程的步骤的可执行指令的代码的模块、片段或部分，并且本发明的优选实施方式的范围包括另外的实现，其中可以不按所示出或讨论的顺序，包括根据所涉及的功能按基本同时的方式或按相反的顺序，来执行功能，这应被本发明的实施例所属技术领域的技术人员所理解。
86.应当理解，本发明的各部分可以用硬件、软件、固件或它们的组合来实现。在上述实施方式中，多个步骤或方法可以用存储在存储器中且由合适的指令执行系统执行的软件或固件来实现。例如，如果用硬件来实现，和在另一实施方式中一样，可用本领域公知的下列技术中的任一项或他们的组合来实现：具有用于对数据信号实现逻辑功能的逻辑门电路的离散逻辑电路，具有合适的组合逻辑门电路的专用集成电路，可编程门阵列(pga)，现场可编程门阵列(fpga)等。
87.本技术领域的普通技术人员可以理解实现上述实施例方法携带的全部或部分步骤是可以通过程序来指令相关的硬件完成，所述的程序可以存储于一种计算机可读存储介质中，该程序在执行时，包括方法实施例的步骤之一或其组合。
88.此外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理模块中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个模块中。上述集成的模块既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能模块的形式实现。所述集成的模块如果以软件功能模块的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。
89.上述提到的存储介质可以是只读存储器，磁盘或光盘等。
90.在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一些实施例”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特
点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
91.尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。