電網規劃評估方法及實用化技術

韓 豐，高 藝，宋福龍，曾沅

(1．囯網北京經濟技術研究院，北京市102209;2．天津大學，天津市300072)

0 引 言

隨著我國電力需求的快速增長，電網規模不斷擴大，電網結構越來越復雜，電網安全問題日益成為社會關注的焦點。電網風險是客觀存在的，電網規劃是電網發展建設和安全穩定運行的基礎，如何構建合理的電網結構，合理控制電網潛在運行風險水平，提高電網建設和投資決策水平是電網規劃工作面臨的挑戰。

目前我國電網規劃主要采用確定性N －1 可靠性準則［1-3］，通過對滿足N －1 要求的幾類方案進行技術經濟比較選擇出推薦的規劃設計方案。這種評估電網可靠性的處理方法，僅考慮了事故安全約束和后果，忽視了事故發生的概率，其結果往往過于保守。由于電網行為具有隨機性，客觀存在電氣設備故障、系統停電事故、負荷預測、發電機出力預測等不確定因素，在日益精細的電網規劃當中，有必要考慮這些事件發生的可能性，因此引入風險評估技術是電網規劃工作發展的迫切需要。

國際上已有國家采用概率方法開展電網規劃，以風險指標為參考依據指導發電裝機容量配置和網絡擴展規劃［4-7］，這對我國在電網規劃階段引入風險分析是一個重要的啟示。現階段國內外電網風險評估分析所取得的成果集中在靜態風險評估方面［7-11］，主要應用于發電系統、配電系統和電氣主接線的可靠性評價中。相對而言，輸電網的風險評估起步較晚，考慮電網動態和暫態行為的風險評估更是涉及較少，仍處在探索階段。

本文將概率風險分析方法應用在電網規劃工作中，結合工程案例，針對電網規劃方案的不確定性影響因素，通過分析破壞電網靜態安全穩定運行事件發生的可能性、大干擾情況下電網失去暫態穩定運行的可能性及其二者產生的后果損失，進行靜態和暫態風險評估，依據對規劃方案局部和相對風險信息的量化分析，尋找電網薄弱環節，比較規劃方案的優劣，提高規劃方案的合理性。

1 電力系統風險評估分析基礎

1.1 評估方法

狀態枚舉法和蒙特卡羅模擬法是電力系統風險評估的2 類常用方法［7-10］。其中，狀態枚舉法是將系統可能出現的狀態全部列出，且在各元件工作與失效概率已知的情況下，計算系統各個故障狀態的概率。蒙特卡羅模擬法通過隨機抽樣的方法獲得系統隨機狀態，采用統計的方法以隨機狀態的頻率來估算概率。

狀態枚舉法適應性較強，因此本文采用狀態枚舉法確定系統狀態。狀態枚舉法主要步驟包括選擇偶發事件、分析偶發事件構成的系統狀態、綜合同類評估指標3 步:

(1)選擇偶發事件。在實際工程分析中，通常只考慮那些發生次數較多且對系統正常功能影響較大的系統狀態，即主要選擇故障概率大的隨機事件。一般情況下，可首先選擇單重故障事件，再選擇二重故障事件，如有必要可分析三重故障事件。

(2)分析系統狀態。為了區分元件故障對系統狀態的影響，需要對系統進行電氣計算分析。為了檢驗系統的充裕度和安全性分別需要進行潮流計算和穩定計算。如果在給定元件故障時系統能完成其預定功能，那么該系統狀態屬于完好狀態，否則屬于失效狀態。對于靜態風險評估分析，失效狀態是指線路潮流過載或節點電壓越限;暫態穩定風險分析中的失效狀態是指發電機出現功角失穩或者節點電壓在一定時間內持續低于某一預設值。發現系統失效狀態后，如果需要采取削減節點負荷等控制措施使系統恢復正常運行，則可依據該控制措施計算故障的嚴重程度。

(3)綜合同類風險指標。由上述狀態分析結果，可計算出系統故障狀態的概率、頻率以及各負荷點的電力不足概率、頻率和電量不足期望值等指標。根據終期輸電通道方案，考慮不同建設時序，擬定2個方案。

1.2 評價指標

為了達到風險分析的目的，需要建立相應的風險評估指標，作為系統風險評估的基礎和依據。由于風險和可靠性是同一事物的2個方面，因此電力系統可靠性評估指標如負荷削減概率(probability of load curtailments，PLC)、負荷削減頻率(expected frequency of load curtailments，EFLC)、負荷削減平均持續時間、期望缺供電量(expected energy not supplied，EENS)等用在本文作為風險評估指標［7-10］。其中EENS 是能量指標，對可靠性經濟評估、可靠性優化、系統規劃等均具有重要意義，是常用的重要指標，計算公式為

式中:8 760 是取1年的小時數;Ci為系統狀態i 的切負荷量，MW;S 為有負荷削減的系統狀態集合;ti為系統狀態i 的持續時間，h;T 為總模擬時間，h。

1.3 風險損失費用

當電網發生故障導致用戶供電中斷，會對用戶造成經濟和社會損失。停電損失通常分為基于用戶損失函數的方法、基于投資核算的方法和基于國民生產總值的方法3 類［7］。其中，基于國民生產總值的方法是用某個省或國家的國民生產總值除以該省或國家的年用電量，以此得到單位電量產生的平均價值，該方法簡單有效。我國采用產電比R 來近似反映某個地區、省或國家缺1 kW·h 電的平均經濟損失，計算公式為

式中:GDP 為1年的國民生產總值，元;EC 為1年的總耗電量，kW·h。

2 電網規劃風險評估分析實用技術

2.1 評估關鍵步驟

電網規劃方案的安全性、經濟性及風險(可靠性)是衡量其優劣的重要方面。對滿足規劃設計準則的推薦方案進行風險分析的目的，是基于量化風險指標對電網規劃方案進行最優方案比選，如圖1所示。

圖1 基于風險分析的電網規劃示意圖Fig.1 Power grid planning based on risk analysis

對形成的規劃方案進行靜態、暫態風險評估，計算方案的風險指標，并對方案進行風險綜合分析關鍵步驟描述如下:

(1)確定并選擇電網分析狀態。靜態風險評估是根據電網中各元件的運行、停運等狀態組合以及電網的各級負荷水平，確定電網的分析狀態集合及各個狀態發生的概率。考慮的設備元件停運故障主要是輸電線路和變壓器的停運故障。通過元件N －k 停運狀態掃描分析，確定系統預想故障集，停運階數k一般依據電網規模選擇。暫態穩定風險評估的分析狀態由電網的各元件故障狀態、負荷水平等邊界條件確定。暫態穩定性與網絡結構、故障類型、故障位置、故障切除時間、負荷水平等諸多因素均有關系。由于故障類型、故障地點、故障清除時間不同，所導致的后果嚴重程度也不同。

(2)失效狀態識別與后果分析。針對(1)確定的電網分析狀態，靜態風險評估分析通過潮流計算分析，來判斷該狀態下是否處于線路潮流過載或節點電壓越限狀態;暫停風險評估分析通過暫態穩定性分析，來判斷該狀態下系統是否處于發電機出現功角失穩或者節點電壓在一定時間內持續低于某一預設值狀態。

(3)風險指標量化分析。根據電網失效狀態發生的概率及其造成的安全控制措施后果，計算失效狀態對應的靜態或暫態風險指標;由電網各個失效狀態的風險指標累積計算可得到電網整體或局部的風險指標。

(4)風險評估綜合分析。基于(3)確定的量化風險指標，針對根源故障、可靠性參數敏感性及電網薄弱環節等進行分析。

2.2 故障損失控制方法

本文中靜態和暫態風險評估主要區別在于失效后果的判定標準，暫態風險評估以電網失去暫態穩定性為準，而靜態風險評估主要考慮電網的潮流約束限制，因而兩者在失效狀態下的安全控制方法有所不同。

2.2.1 靜態控制方法

本文采用的靜態控制方法是基于潮流靈敏度的靜態安全最優控制法。該方法是以發電機出力調整和負荷削減的控制費用最小為優化目標，利用發電機有功功率和負荷有功功率作為控制手段，引入潮流靈敏度技術［12-13］，將非線性靜態安全最優控制模型轉化成線性靜態安全最優控制模型，此線性模型如下所示。

式(3)～(7)中:J 為電網中所有節點的集合;Jg、Jl分別為可調的發電機節點集合和負荷節點集合;ΔPgi、ΔPlj分別為發電機和負荷有功功率調整量;Cgi、Clj分別為發電機和負荷調整單位有功功率的控制費用;Imijax為線路ij 上允許通過的最大電流;Vmiax、Vmiin分別為節點i 電壓幅值上、下限;Pmgiax、Pmgiin分別為節點i發電機有功功率上、下限;Pmliax、Pmliin分別為節點i 負荷有功功率上、下限;分別為發電機或負荷控制實施前線路電流、節點電壓、發電機有功功率、負荷有功功率的初始值;dIij/dPgi、Iij/dPli分別為線路電流對發電機、負荷有功功率的靈敏度系數;dVi/dPgi、Vi/dPlj分別為節點電壓對發電機、負荷有功功率的靈敏度系數。

當模型中與發電機、負荷節點有功功率調整量相關的各個靈敏度系數確定后，即可利用常規線性規劃方法進行模型優化求解，從而得到滿足靜態安全最優控制目標的發電機和負荷有功功率調整量。

2.2.2 暫態控制方法

暫態穩定最優控制目的是在電網暫態穩定分析中，調整失效狀態下發電機的有功出力、負荷的削減量，以故障發生后的發電機和負荷控制費用最小作為優化目標。

本文采用基于軌跡靈敏度的暫態穩定最優控制模型，其目標函數同式(3);以發電機/負荷的有功功率為控制變量，建立發電機功角穩定約束和節點電壓限值約束方程。由電網動態仿真模型可知，發電機功角變化軌跡、節點電壓變化軌跡與發電機/負荷有功功率之間存在非線性關系，因此采用軌跡靈敏度方法［14］將非線性優化控制模型進行變換，得到由軌跡靈敏度系數表示的線性約束方程:

暫態穩定最優控制模型中的發電機有功功率約束方程和負荷有功功率約束方程分別與式(6)、(7)相同。

應用上述軌跡靈敏度分析方法，可以針對某一穩定問題給出最優的切機切負荷策略，從而更加準確地評估系統的風險水平。然而，由于該方法采用線性化近似，單次計算得到的控制策略并不能確保系統的暫態穩定，需要不斷修正發電機或負荷注入功率并重復計算發電機出力調整和負荷削減量，直至系統狀態恢復正常。因此該方法計算復雜且計算量較大，目前僅適用于較小規模的系統暫態穩定性控制。對于大系統的暫態風險評估，可考慮將軌跡靈敏度的方法與工程經驗相結合，以靈敏度分析方法的計算結果作為指導，確定相應的發電機出力調整及負荷削減情況，切機切負荷節點及其切機切負荷量。

2.3 根源故障分析

風險評估中系統風險指標只是反映系統各狀態發生的概率、頻率及系統整體風險水平的高低，難以反映不同元件故障后對系統風險的影響程度。本文提出的根源故障分析是對每個元件進行故障分析，將元件的風險指標按照從大到小的順序進行排列，得出元件平均每次故障對系統風險指標的貢獻量，根據貢獻量的大小判斷造成系統故障的元件，即為造成系統故障的根源所在。

根源故障分析中，可采用元件的期望缺供電量EENSc、嚴重度SIc等指標進行判斷。EENSc計算公式為

式中:EENS(i)為第i個系統失效狀態的EENS;m 為系統故障狀態的總個數;kc為包含元件c 故障的系統狀態總數。

SIc計算公式如下:

式中:60 表示1 h 有60 min;L 為系統最大負荷，MW。

通過對EENSc或SIc指標排序，就可以判斷哪些元件對系統風險指標的單位貢獻量最大。在電網規劃和運行時，應多加注意貢獻量大的元件。

2.4 薄弱環節分析

電網發生故障時將導致某些區域和節點的電力供應不足，某些線路傳輸容量不足，這些區域、節點和線路是系統薄弱環節。為分析系統中存在的薄弱節點和薄弱線路，提出節點風險指標EENSb和線路風險指標EENSl如式(12)、(13)。

式中:n 為集合O(i)所包含的線路數，O(i)為第i個系統失效狀態所造成越限線路的集合;分別為線路l、j 的初始潮流;Sprel、Sprej分別為線路l、j 的現行潮流。

利用節點和線路風險指標EENSb和EENSl，可以較好地反映系統的薄弱環節。EENSb數值較大，表明在系統失效狀態時，經常在該節點切除大量的負荷，系統不能滿足此節點的負荷需求，節點附近系統網絡結構比較薄弱需要加強。較大數值的EENSl表明當系統發生失效情況時，該線路由于其越限程度較大，造成系統損失的負荷也較多，為電網傳輸電能的薄弱環節。

3 電網規劃工程案例分析

結合前面所提風險評估模型和方法，在規劃方案綜合比較階段對已有的西北750 kV 電網規劃方案進行靜態和暫態風險評估，評估規劃方案靜態安全穩定運行存在的風險水平以及在嚴重故障情況下的暫態風險程度。

3.1 方案描述

規劃期內，為滿足西北電網跨省區電源、調峰容量配置和負荷發展需求，增強省區間功率交換，提高運行可靠性，規劃建設BJ、QX、WN、XAN、YA 共5個750 kV 變電站，在此基礎上，提出4個750 kV 網架方案。通過安全穩定計算、短路電流計算等常規電氣計算分析，4個方案均能滿足技術要求。

方案一:如圖2(a)所示，新建TS—BJ 雙回750 kV 線路，形成BJ—QX—WN—XAN—BJ 雙環網。新建各線路用虛線表示，圖中數字為線路長度，km。

方案二:如圖2(b)所示，在方案一基礎上，將QX—WN—YA 鏈式雙回線路改為QX—WN—YA—QX 單環網。

方案三:如圖2(c)所示，在方案一基礎上，將BJ—QX—WN—XAN—BJ 雙 環 網 調 整 為 QX—WN—XAN—QX 雙環網。

方案四:如圖2(d)所示，在方案一基礎上，BJ—QX—WN—XAN—BJ 雙 環 網 修 改 為 BJ—QX—YA—WN—XAN—BJ 雙環網。

圖2 規劃方案示意圖Fig.2 Planning schemes

3.2 風險指標計算

750 kV 電壓等級元件的不可用率、失效率、修復率等可靠性參數是參考相應500 kV元件的可靠性參數［15］進行估計的，得到的750 kV 架空線路和變壓器可靠性參數如表1 所示。

表1 750 kV元件的計算用可靠性參數Table 1 Reliability parameters of 750kV components for calculation

采用狀態枚舉法枚舉故障模式并進行失效狀態分析，在基于PSD-BPA 軟件進行系統潮流計算［16］基礎上，利用前文提出的靜態控制方法計算切機切負荷量，負荷水平僅考慮系統大方式情況，得到各方案靜態風險指標，如表2 所示。

表2 方案靜態風險指標Table 2 Static risk indices for study cases

比較表2 所列風險指標值可以看出，方案一靜態風險指標EENS 最小，僅為118.247 MW·h/a，方案四靜態風險指標EENS 最大，達到371 886.823 MW·h/a。其主要原因是方案四將YA 節點納入環網，形成由XAN—BJ—QX—YA—WN—XAN 構成的較大雙環網，環網潮流較重，一旦環網線路故障，易出現潮流轉移引起周邊其他線路越限情況，因此切負荷量大于其他方案。

暫態風險分析與靜態風險分析類似，是基于BPA 軟件進行穩定計算［17］，在考慮線路三相永久短路時跳開并列兩回線路故障、線路三相永久故障時開關單相拒動故障2 種嚴重故障情況下，根據暫態控制方法計算切機切負荷量，從而得到各方案暫態風險指標，如表3 所示。需指出，靜態、暫態風險指標基本涵義相同，只是針對對象有所不同。本文靜態風險指標是采用各元件與計劃停運相關的可靠性參數進行計算，而暫態風險指標是采用各元件與強迫停運相關的可靠性參數進行計算。

表3 方案暫態風險指標Table 3 Transient risk indices for study cases

表3 中暫態風險指標表明方案一、方案二和方案四的暫態風險指標EENS 相差不大，即暫態風險水平基本相當，而方案三暫態風險大于其他3個方案。但4個方案的嚴重程度指標SI 在1 ～9 系統分/a 之間，即系統擾動對用戶沖擊的程度為1 級［8］，基本滿足系統安全性要求，處于用戶可接受范圍之內。

3.3 根源故障分析

根源故障是依據元件EENSc或SIc大小順序進行排序，找出對系統整體風險造成影響較大的元件。EENSc或SIc值越高，表明元件故障對系統風險影響越大。

靜態風險分析中各方案線路SIc最大的線路名稱及相應數值如表4 所示。

小布什還表示，他不會在當天的峰會上說太多的話，不像某些國際領導人。“我不會像其他人一樣說該死的冗長的話。一些人說得太多了。”

表4 靜態風險分析中各方案線路SIc 最大的線路名稱及相應數值Table 4 Transmission line's name and relatively SIc values for each cases based on static risk analysis

表4 反映了各方案靜態風險的主要貢獻者，方案一中線路QX—WN 故障對系統風險影響最大;方案二中線路WN—XAN 故障對系統風險影響超過其他線路，由于WN 與YA 和QX 通過單回線路相聯，當線路WN—XAN 故障時，潮流轉移量低于其他方案;方案三中線路BJ—QX 故障對系統風險水平影響最大，原因是方案三BE 電廠電力送出是以QX 作為唯一落點向電網集中送電，當BJ—QX 故障，影響BE電力送出;方案四中線路WN—XAN 故障對系統風險影響最大，主要原因是該電網的大部分負荷集中在南部，電源主要分布在北部，因此WN—XAN 線路故障對地區可靠性影響較大。

暫態根源故障分析中各方案線路EENSc最大的線路名稱及相應數值如表5 所示。

表5 暫態風險分析中各方案線路EENSc 最大的線路名稱及相應數值Table 5 Transmission line's name and relatively EENSc values for each cases based on transient risk analysis

表5 表明，方案一、方案二和方案四中，線路AK—XAN 故障對系統暫態穩定風險影響最大，而方案三中線路QX—XAN 故障對系統風險影響超過其他線路，由于線路AK—XAN 的影響次之未列表中。可見，減少AK—XAN 線路故障的發生，對降低4個方案的風險均有明顯影響。

3.4 薄弱環節分析

以靜態風險評估為例，分析所關心的負荷節點和線路對系統風險指標的貢獻量，找出系統處于失效狀態時，需要經常切除大量負荷的節點以及較易出現線路潮流越限的線路。從而在規劃設計中需留意這些節點及線路周邊的網架結構，以減少或避免切負荷。

各方案中主要750 kV 負荷節點對系統風險指標的貢獻量如表6 所示。

表6 各方案中主要750 kV 負荷節點對方案EENS 的貢獻量Table 6 Contribution of 750kV load bus in each case to scheme EENS

表6 表明，方案一和方案三750 kV 負荷節點對系統靜態EENS 貢獻量為0。主要原因是2個方案靜態風險水平低，對系統EENS 貢獻量大的節點電壓低于750 kV，未列于表中。方案二和方案四風險水平較高，750 kV 節點WN 對2個方案的EENS 貢獻量分別為27.9%和15.1%。

各方案中，EENSl最大的線路名稱及其對系統風險指標EENS 貢獻量如表7 所示。

表7 各方案中EENSl 最大的750 kV 線路及其對方案EENS 貢獻量Table 7 Contribution of 750kV key transmission line with largest EENSl in each case to scheme EENS

表7 表明，PL—QX 雙回線路、BJ—QX 雙回線路分別是方案一和方案三的薄弱線路，其較容易出現線路潮流過載，從而對系統風險造成的影響較大;方案二和方案四的薄弱線路主要是與所帶負荷較重的WN、XAN 站直接相連的WN—XAN 雙回線路，但是由于方案二和方案四網架結構不同，線路WN—XAN對不同方案的系統風險指標貢獻量不同，對方案二EENS 的貢獻量為21.4%，對方案四的為30.1%。

3.5 風險損失費用分析

通過靜態、暫態風險評估結果可看出，靜態風險低的方案不一定暫態風險也較低，方案四暫態風險雖然低于其他方案，但靜態風險較高。因此有必要通過經濟性比較分析，以確定最優方案。

本文采用基于國民生產總值的方法近似估計風險停電損失。根據各方案中靜態與暫態風險分析時，負荷削減節點所在地區的EENS 值，以及發生負荷削減的地區相應的產電比值R，根據公式(14)計算得到各方案的總風險停電損失費用LS。

4個方案的總風險停電損失費用如圖3 所示。根據圖3 可看出，方案一的風險停電損失費用非常小，方案四的風險停電損失費用高于其他方案。

基于EENS 指標的靜態風險比較、暫態風險比較，以及風險停電損失費用比較表明:方案一靜態風險水平最低，方案三次之，方案二和方案四要遠遠高于方案一和方案三;方案四暫態風險水平最低，方案二、方案一和方案三依次增大，但4個方案總體水平相差不大;風險停電損失計及了靜態風險和暫態風險帶來的停電損失費用，本例中方案一、方案三的風險停電損失要遠小于方案二和方案四。從風險評估角度分析，方案一為最優方案。

圖3 方案風險損失費用Fig.3 Risk cost for study cases

4 結 語

本文結合我國電網規劃實際，將風險評估理論應用于電網規劃，闡述了對形成的規劃方案進行靜態、暫態風險評估流程，提出了對電力系統事故發生概率和事故后果進行綜合評估的，基于潮流靈敏度的靜態安全最優控制模型，和基于軌跡靈敏度的暫態穩定最優控制模型和實用算法，為分析電網根源故障提出了EENSc指標，以及為分析電網薄弱環節的負荷節點風險指標EENSb和線路風險指標EENSl。

電網規劃工程案例研究表明，靜態風險和暫態風險分析角度不同，各方案的優劣不同，但均為確定最終方案提供了參考依據。通過電網規劃工程案例分析，論證了本文所述風險評估方法在電網規劃中應用的可行性和實用性。

概率風險分析可以計及系統元件的隨機特性、系統事故發生的頻率和可能性，是對確定性N －1 準則的有益補充。在傳統規劃技術經濟比較基礎上，結合量化的風險評估結果，不僅給規劃設計工作者提供了電網風險信息，而且為完善電網規劃方法提供了一種新思路。

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