电网安全评估范文

2024-09-06

电网安全评估范文（精选9篇）

电网安全评估第1篇

1 细化安全评估内容

1.1 安全保障性目标

系统评估体系有着其特有的特征, 可以根据一组功能的需求, 从而定义系统和产品的安全功能;在描述系统和产品的时候可以为了满足其需求采取若干的措施, 需求是为了更好的保证安全的证据。确定产品或者系统是否满足功能的方法一定要建立在安全的基础上, 对安全的评估结果, 一定要有度量的标准, 这样才能更好地保证产品或者是系统的安全程度。在安全保障体系中, 产品从设计到最终的使用都是要有详细的评估的, 同时安全保证需求是描述产品安全保障的证据。对信息安全系统进行安全评估, 国际上有着专有的评估方法, 在功能需求、安全保障需求和安全评估级别方面都是有着详细的规定的。安全评估通常要经过很长的时间, 同时在种类和范围上也有严格的要求, 在进行安全评估时, 实时的评估是非常不客观的, 同时也是不符合实际情况的。在安全保障目标下, 要验证的是组件的评估结果而不是组件的相对属性。安全保障是为了更好的保证验证的速度, 同时也是为了更好的保证验证结果的客观性。将经过权威验证的评测组件在企业范围内进行应用, 对信息的安全进行评估, 可以更好的为了企业的信息安全验证服务, 同时在终端平台安全保障方面也是有利的。

1.2 策略符合性目标

在某个任务中, 策略是任务的上下文, 因此, 策略符合性目标在应用的时候, 就要将策略上下文中的证据进行提取, 这样在系统或者是网络访问中, 才能更好的制定出相关的策略, 将策略中所需要的属性进行全部的提炼, 这样才能更好的从属性方面更好的为系统提供依据。在策略制定方面, 可以以访问控制策略为例子, 在策略中会出现规定的访问主体、客体和访问的方式、时间, 这样就需要属性方面提供访问者的身份信息, 同时要将整个访问中的相关信息进行进行了解。

1.3 风险评估性目标

在系统中, 资产、系统组件以及安全策略在进行评估的时候都是要进行风险评估的, 在不同的信息系统中, 要面临的风险也是不同的, 这样就使得风险评估的范围也是不同的, 在进行评估的时候提供的属性要求也是不同的。对于具体的风险评估来说, 评估的内容和方式一旦确定下来就要对相关的属性进行确定, 在对应用程序进行风险评估的时候, 要对应用程序的安装平台的环境和终端的环境都进行考虑, 同时对内部的环境也要进行考虑, 检查系统是否存在着漏洞, 这样可以更好的进行风险评估, 同时可以将系统的风险降到最低。

2 电网终端信息安全评估系统

2.1 安全评估系统结构

目前, 国内电力行业对信息安全评估主要侧重于风险分析、安全方案等, 尚没有对电网终端进行信息安全自动化评估的工具和产品。根据国信办《信息安全风险评估指南》对风险评估工具的分类, 将其分为安全管理评价工具、系统软件评估工具和风险评估辅助工具。这三类工具在评估活动中分别侧重不同的方面, 对完成信息安全风险评估工作起到不同的作用。我们在基于业务安全评估的基础上, 充分考虑了行业的现状和行业最佳实践, 并参考了电网运营商下发的各类安全政策文件和行业规范, 继承和吸收了国家等级保护、风险评估的经验成果, 形成一套基于业务系统的安全评估结构。其中, 安全管理评价工具侧重的是安全管理方面, 对信息所面临的安全风险进行全面的考虑, 最后给出相应的控制措施和解决方法。系统软件评估工具侧重的是发现系统中软件和硬件中已知的安全漏洞, 然后根据这些漏洞是否容易受到攻击, 确定系统的脆弱点, 最后建立或修改系统相应的安全策略。风险评估辅助工具侧重收集评估所需要的数据和资料, 建立相应的信息库、知识库。运用安全评估结构, 在深入了解业务系统安全需求的基础上构建不同业务系统的安全评估要求, 然后将安全评估要求分解到最底层一即系统实现层, 系统实现层中安全评估要求, 主要是由漏洞评估、补丁评估以及异常事件评估的检查项构成, 这些检查项的覆盖面、有效性就成为了安全评估实现的关键。应用系统实现层的安全评估要求, 可以对目标业务系统展开合规安全检查, 以找出不符合的项并选择和实施安全措施来控制安全风险。

2.2 安全评估系统实现

终端信息安全评估工具将是一个自动化的检查工具, 只需要输入被检查设备的IP地址、登录用户名和密码, 该核查工具就通过加密通道登录到被检查设备, 执行系列的检查内容, 将检查结果与定义的标准进行比对并最终形成一套报告呈现在用户面前。检查过程是自动化并且快速的, 通常不超过3分钟就可以完成对设备或系统的检查。首先在Web界面模块, 通过Web界面提供的系统管理子模块, 可以对检查配置进行选择和输入。在检查配置完成后并启动任务管理模块后, 检查配置信息就会传送到系统的扫描引擎中, 引擎首先会调用相对应的工作进程, 通过Telnet/SSH/SMB等连接方式登录被检查目标设备或系统, 同时调度引擎将调用不同的进程从检查目标处获取相对应的信息, 并将获取到的信息传回到系统的数据分析模块。

3 结束语

在对安全评估进行流程制定的时候, 要对制定的需求、确认的目标、细化的内容、评估的机制和评估的结果进行更加细化的规定, 这样才能更好的确保流程的每个环节, 同时更好的实现安全评估的目标。对安全评估的目标进行细化, 才能更好的制定安全评估的模型。使用层次化的分析方法对安全评估的目标进行权重关系的比较, 同时对评估的结果进行量化, 在这样的基础上能更好的实现自动化安全评估工具的制定。

摘要：电网系统在运行中会出现很多的突发情况, 这样情况在发现过程中是没有有效的安全评估机制和方法, 这样就使得电网系统在运行的时候安全不能得到很好的保证, 为了更好的保证电网系统的运行, 一定要有安全评估机制, 同时对安全评估方法进行探讨。

关键词：信息安全,安全评估机制,分析

参考文献

[1]刘哲, 张为群, 肖魏娜.一种基于模糊评估分层模型的构件可测试性评价方法[J].计算机科学, 2011, 38 (5) :113-115.

电网雷害风险评估技术分析论文第2篇

关键词：电网雷害；风险评估；防雷措施

引言

电网雷击灾害是无法避免的灾害性问题，电力工程人员只要将此种危害降至最低，才能最大限度的保证输电网络的安全。就一般情况而言，变电站安装的防雷害保护装置能够大大提升变电站的雷害防护能力，雷害风险主要集中在高压输电网络中。因此，采用合理的方法对输电网络雷害风险进行评估，并采取积极的应对措施是极有必要的。

1电网雷害风险评估体系综述

电网安全风险评估系统第3篇

结合电网的实际运行数据及可靠性数据, 对潜在或固有的影响电网安全的各种因素进行分析、归纳和鉴别, 对事故可能引起的后果进行客观评价;可以根据电网发生事故后造成后果的严重程度, 对风险进行等级划分, 根据风险等级确定相应的预控措施;选择优化的风险预防控制方案, 降低或避免风险。

结合概藥性指fe:进行定量的电网运行风险评估许算?为逗彳T块策提供概率学方法的数据结果支持;

具有静态扫描、静态风险评估, 动态扫描、动态风险评估全方面的计算, 可以进行确定性方法和概率性方法的比较;

通过对现有电网进行风险评估, 确定薄弱环节, 指引电网规划改造, 确保电网投资效益;

可导入电力系统分析综合程序PSASP及电力系统分析软件PSD计算结果;

静态扫描、动态扫描使用优化算法。

电力系统研究所

POWER SYSTEM DEPARTMENT

地址:北京市清河小营东路15号邮编:100192网址:psasp.epri.sgcc.com.cn电话:传真:

电网安全评估第4篇

姓名：学号：2014年5月14日

一、现阶段已完成的任务

本阶段完成的主要任务是集中于对污闪的防治和计及污闪概率的输电线路运行风险评估理论，主要采取较简单的WSCC-9系统来验证，后续的研究成果主要集中在系统更复杂、绝缘配置不尽相同、输电线路跨越不同污区等情况下的该理论的建立和应用方面，归纳相关地区的数据进行具体的算例分析，并对污闪的防治措施有更细的实施方案的实验和研究，不断提高防治电网事故的科研水平与质量。

通过本篇论文的撰写可知近年来，电网大雾污闪事故多次发生，污闪对复合绝缘子的损坏依然威胁着电网的安全运行，因此防污闪工作仍要继续加强。防污闪工作中进行的污区划分标准的研究、污区图的绘制以及为提高我国电网整体绝缘水平而采取的措施，为开展电网防雾、防污灾害性事故的研究提供了经验与教训，需进一步认真总结。

二、未完成的任务及原因

本阶段还未完成的任务是对全篇论文进行整合，包括格式的修改局部的调整。

三、存在的问题/困惑

污闪产生的主要原因研究的还不够深入透彻，对污闪防治的措施也不够全面。

四、下阶段工作计划安排

黄石电网电力安全事故风险评估分析第5篇

关键词：电力安全事故应急处置,安全风险分析,预控措施

0 引言

我公司根据《电力安全事故应急处置和调查处理条例》 (国务院令第599号) 的事故分类, 针对黄石电网网架结构、负荷分布、设备状况, 开展分析, 查找电网薄弱环节, 并对正常方式与检修方式下可能造成事故的安全风险进行分析。现将有关情况汇报如下:

1 黄石电网现状

1.1 黄石电网结构

目前黄石电网有500kV变电站1座, 220kV变电站11座, 110kV变电站80座 (公司管辖46座, 变电部19座、大冶13座、阳新14座、用户降34座) , 66kV变电站5座 (公司管辖2座, 用户降3座) , 35kV变电站10座 (公司管辖5座, 用户降5座) 。

黄石220kV电网以500kV磁湖变、220kV西塞山电厂 (1#、2#、3#机) 、220kV黄石电厂 (209#、210#机) 为电源中心向11座220kV变电站辐射220kV多环网的供电网络。220kV变电站一般为双主变, 高中压并列低压分列运行, 66-110kV变电站电源一般采用一主一备供电方式, 变压器为低压分列运行方式。

1.2 黄石电网负荷情况

黄石地区负荷大工业所占比例高, 工业用电及居民生活用电的比例约为80%、20%, 工业负荷性质以冶炼高炉、矿山井下等高危用户多, 地区负荷率较高为90%。2011年黄石电网最大负荷达161.41万千瓦, 黄石地区最大日电量3404.7万千瓦时, 黄石地区年平均用电负荷105万千瓦。

1.3 供电用户情况

注:供电用户是指依法与供电企业建立供用电关系的电能消费者。在《条例》用户数统计中, 将一个收费计量单位定义为一个用户。

2 安全事故风险

2.1 电力安全事故判定标准

《条例》明确了电力事故主要分为特别重大事故、重大事故、较大事故、一般事故等四个类型, 事故类型判别条件五项, 涉及黄石电网有以下三个方面:

2.1.1 造成电网减供负荷比例。

黄石电网属于供电负荷在60万千瓦以上的设区和县的市级电网, 对照条例可能构成重大事故、较大事故、一般事故三大类型事故, 黄石地区目前下设大冶市与阳新县两个县, 对照条例大冶市属于供电负荷在15万千瓦以上的县级市电网, 可能构成较大事故、一般事故两大类型事故, 阳新县不属于“条例”所列考核范畴。

目前黄石电网年平均负荷为105万千瓦, 按《条例》规定减供60%以上负荷 (63万千瓦) 构成重大事故;减供负荷在40%-60%之间 (42-63万千瓦) 构成较大事故;减供负荷在20%-40%之间 (21万-42万千瓦) 构成一般事故。大冶市供电平均负荷为25万千瓦, 按条例规定减供负荷在60%以上负荷 (15万千瓦) 构成较大事故;减供负荷在40%-60%之间 (10万-15万千瓦) 构成一般事故。

2.1.2 造成城市供电用户停电的比例。

黄石电网属于供电负荷在60万千瓦以上的设区和县的市级电网, 对照条例造成城市供电用户停电的比例标准可能构成重大事故、较大事故、一般事故三大类型事故, 黄石地区目前下设大冶市与阳新县, 对照条例大冶市供电负荷在15万千瓦以上的县级市电网, 可能构成较大事故、一般事故两大类型事故。

目前黄石电网总供电用户为767273户, 其中35-110kV供电用户33户, 10kV以下供电用户767240户。按条例规定造成70%以上用户停电 (537091户) 构成重大事故;造成50%-70%以上用户停电 (383636-537091户) 构成较大事故;造成30%-50%以上用户停电 (230181户-383636户) 构成一般事故。大冶市供电总户数为248487户, 按条例规定造成70%以上用户停电 (173940户) 构成较大事故;造成50%-70%以上用户停电 (124243户-1739409户) 构成一般事故。

2.1.3 发电厂或者变电站因安全故障造成全厂 (站) 对外停电的影响和持续时间。

对照《条例》, 220千伏变电站因安全故障造成全厂 (站) 对外停电, 导致周边电压监视控制点电压低于调度机构规定的电压曲线值, 根据降低的幅值百分比及持续时间会构成较大事故、一般事故两大类型事故。

目前, 黄石电网主电源为500千伏磁湖变电站及黄石电厂、西塞电厂, 通过黄石电网11座220千伏变电站环状供电网络互联, 某一电厂及变电站因安全故障不会造成黄石电网某一区域电压下降严重。同时黄石电网无功设备比较充裕, 无功优化系统投运正常, 局部电压波动可自动调节。经排查黄石地区电网内部出现因故障造成电压降低构成事故可能性较小。

2.2 电网风险分析及预控措施

我们从电网正常方式和典型检修运行方式两大方面开展分析

2.2.1 电网正常方式下。

一是排查220kV同杆架设线路:220kV磁下一/二回线、磁栖一/二回线、磁向一/二回线、塞韦线/韦棵线共杆架设, 如出现任一同杆并架线路故障跳闸, 均不会599#令所列的事故等级。二是排查220kV韦源口变电站单变、220kV单母线若出现母线、主变故障, 造成220kV韦源口变电站全停, 共计13万千瓦负荷损失 (占黄石地区用电负荷12%比例) , 造成停电用户数45727户, 其中大冶停电用户数10810户 (占黄石地区供电用户总数6%, 含所供阳新县供电用户, 占大冶市供电用户总数4.4%) 不构成事故等级, 但影响西塞山电厂上网通道, 同时降低220kV姜家垅变电站的供电可靠性。三是排查黄石电网110kV串供网络线路。如110kV板猫顾-顾棋线、棵顾宏线-顾棋线断面不构成事故等级。四是排查110kV变电站任一主变故障跳闸均不构成事故等级。五是排查用户侧欠压 (失压) 脱扣保护动作负荷损失问题。

根据近几年事故情况统计, 10-220kV电网线路发生故障, 保护动作跳闸后, 普遍采用重合闸来保证对用户的连续供电。一般在重合闸延时1～1.5秒的无电期间, 用户侧低压断路器欠压 (失压) 脱扣保护瞬时或延时动作, 根据负荷性质的不同, 负荷损失大约在原有负荷的30%～70%。另外, 由于短路故障造成变电站母线电压降低, 部分用户侧欠压 (失压) 脱扣保护动作跳闸, 负荷损失也较大, 极可能造成黄石地区损失负荷大于21万, 大冶市网减供10万负荷造成套用条例所列的一般与较大事故减供负荷的标准。

2.2.2 电网检修方式。

根据目前黄石电网的结构现状, 排查多个电网大中型检修方式, 分析黄石电网存在的安全风险如下: (1) 500kV磁湖变电站220kV3# (4#) 母线检修, 220kV4# (3#) 母线故障。500kV磁湖变电站220kV3#、4#母线同时失压, 将会造成供黄石电网8条220kV线路停电, 黄石地区220kV新下陆、铁山、栖儒桥、姜家垅变电站四站仅由220kV港铁一回线与220kV姜韦线供电, 其中由于220kV港铁一回线供电能力不足, 极可能因过载而损坏, 从而造成220kV姜韦线相继故障停电, 造成黄石电网大面积停电, 共计60-70万千瓦负荷损失 (占黄石地区用电负荷的57%-67%比例) , 可构成重大事故等级。造成停电用户数398516户, 其中大冶市停电用户数153640 (占黄石地区供电用户总数51.2%, 含姜家垅变电站所供阳新县供电用户, 占大冶市供电用户总数61.8%) 可构成较大事故等级。

预控措施:a检修方式下220kV郎铁线、秀沙线必须合环运行。b根据省调稳定要求做好相应的负荷控制、方式调整工作, 制定黄石电网负荷转移方案, 合理安排电网运行方式, 通知富水电厂做好发电设备运行维护工作, 确保发电机正常开机运行。c根据方式安排针对性地制定完善调度事故预案, 精心操作, 保证电网安全稳定运行。d保证重要设备运行安全。安排运维单位在检修施工前对相关变电站及输电线路进行特别巡视及红外测温, 及时发现并处理设备缺陷;在施工过程中运行人员加强运行监控工作, 特别是加强对重要断面设备的巡视检查, 抢修人员必须24小时随时待命, 提高应急抢险、抢修能力, 加强物资准备工作, 确保施工期间电网设备故障时及时抢修。e做好重要供电用户的供电安全预警工作, 告之重要用户供电风险, 提前做好事故防范工作。

(2) 220kV栖儒桥变、新下陆、向家湾、桃园变电站220kV、110kV任一母线或任一主变检修。在上述检修方式下, 若另一运行母线、主变故障, 在不考虑相应的自投装置动作成功的情况时。

栖儒桥变电站另一运行220kV、110kV任一母线或任一主变失压, 将构成较大事故等级。

新下陆变电站另一运行220kV、110kV任一母线或任一主变失压, 将构成较大事故等级。

向家湾变电站另一运行220kV、110kV任一母线或任一主变失压, 将构成一般事故等级。

桃园变电站所供变电站无自投装置, 当另一运行220kV、110kV任一母线或任一主变失压, 将构成一般事故等级。

预控措施:制定负荷转移方案, 启用220kV变电站防全停方式, 合理安排电网运行方式;针对电网存在安全风险发布变电站220kV (110kV) 单母线或单变运行期间电网安全预警通知。

(3) 110kV栖马线-下永马线、下永马线-棵永线供电断面。在110kV棵永线检修时, 110kV永胜变由下永马线供电, 若110kV栖马线、下永马线任一线路故障跳闸, 另一线路极可能因过载而损坏, 在未考虑自投装置动作情况下, 将造成110kV马叫、永胜、新叶三座变电站共计15万千瓦负荷损失 (占黄石地区用电的14%比例, 占大冶地区用电负荷的60%比例) , 可构成较大事故等级。造成大冶市停电用户数97322户 (占大冶市供电用户总数39.2%) , 不构成事故等级。

考虑110kV马叫、永胜、新叶三座变电站自投装置动作成功情况下, 造成共计约4.5-10.5万千瓦负荷损失 (占大冶地区用电负荷的18%-42%比例) , 可构成一般事故。

预控措施:制定负荷转移方案, 合理安排电网运行方式。

(4) 220kV变电站全站停电影响。220kV铁山、石板路、四棵、姜家垅、秀山、青港湖变电站在220kV、110kV母线或主变检修情况下, 若另一运行母线或主变故障, 造成变电站全停情况下, 损失负荷及断电供电用户数均未达到事故判定标准, 暂不构成事故等级。

预控措施:启用防全停方式, 合理安排电网运行方式, 将负荷进行相应的转移。

3 电网事故风险排查结果及运行管理措施

3.1 电网事故风险排查结果

黄石电网在正常运行方式下如出现“N-1”情况, 存在的安全风险暂不构成《条例》所列的事故等级。

黄石电网在检修方式时, 如出现以下六种情况将会构成《条例》所列的事故等级:一是500kV磁湖变电站220kV3#或4#母线检修, 若220kV4#或3#母线故障, 将会构成重大或较大事故。二是220kV栖儒桥变电站在220kV任一母线或主变检修等方式时, 若因故障造成全站停电, 将会构成较大事故。三是220kV新下陆变电站在220kV任一母线或主变检修等方式时, 若因故障造成全站停电, 将会构成较大事故。四是220kV向家湾变电站在220kV任一母线或主变检修等方式时, 若因故障造成全站停电, 将会构成一般事故。五是220kV桃园变电站在220kV任一母线或主变检修等方式时, 若因故障造成全站停电, 将会构成一般事故。六是110kV棵永线检修时, 若栖马线 (下永马线) 故障, 将会构成较大事故。

3.2电网运行管理措施

3.2.1做好电网发展规划, 加快建设坚强电网。

加强电网规划工作, 完善网络结构, 新增500kV、220kV电源布点, 解决目前黄石电网重要厂站单线、单变、串联供电方式调整困难的局面, 将220kV栖儒桥、新下陆、向家湾、桃园变电站所供负荷均衡转移, 解决因负荷较集中, 一旦出现变电站全停将会构成事故等级的问题。

3.2.2加强电网运行管理, 落实事故风险防范措施。

一是加强调度日常运行管理, 强化电网运行日方式安全校核, 优化停电计划, 加强重大风险分析研究, 发布电网安全风险预警, 合理安排运行方式, 落实运行防范和控制措施, 特别针对上述六类电网检修的高风险方式, 做好预控措施, 调整电网运行方式, 转移供电负荷, 防止构成电网事故及降低事故等级。二是检修与运行管理, 严防“三误”的发生, 严格控制断面稳定限额, 加强继电保护和二次系统管理, 对于重要供电通道在特殊方式下, 采取蹲守措施。三是建立事故隐患排查治理常态机制, 实施重大隐患挂牌督办, 大力推进应急管理工作, 完善事故处置预案, 做到措施有效、快速响应。

3.2.3加强设备运行维护, 提高设备健康水平。

一是针对黄石电网老旧设备众多的现状, 着力加强设备技术监督和运维工作管理。每年5月底前完成设备防雷预试和防雷整改, 提高设备防雷设防等级。迎峰度夏期间, 合理安排输变配电设备的红外检测, 及时处理发热设备缺陷, 以确保安全迎峰度夏。二是电网综合性检修期间, 输变配电运行单位根据电网预警要求, 强化设备的特巡和电网保电工作, 重点做好防外破工作。三是根据输变电设备状态评价结果, 结合大修、技改、基建和业扩等项目, 合理制定整改措施, 并及时实施, 以提高设备健康水平。

3.2.4加强并网电厂管理, 共保电网安全稳定。

充分利用电力调度纽带和手段, 督促并网电厂加强发电机励磁系统、调速系统、AGC、PSS、继电保护和安全自动装置等涉网装置的管理和运行维护, 加强运行监控, 防止因无序脱离而影响电网稳定运行。

3.2.5加强用电报装管理, 规避事故风险。

加强供电用户基础性管理工作, 统筹安排接入方式, 合理配置厂站供电户数, 将供电用户合理分布至各站、各出线, 尽可能减少事故情况下对供电用户的停电影响范围, 规避和降低事故风险等级。

3.2.6

基于风险理论的电网安全性评估研究第6篇

电力系统的安全性问题日益重要, 文献[1]认为电力系统安全性即为系统发生故障时能够保持安全稳定运行和正常供电的风险程度。但是伴随着电力市场化的进程, 电力系统在重视安全性的同时应当考虑到经济效益。而电力系统常采用的确定性方法, 只重视最严重的事故, 存在着潜在运行状况可能被忽视, 无法满足电力系统运行经济性的要求。对于不确定性评估方法, 主要分为概率分析方法和风险分析方法。概率分析方法虽然考虑到了事故的随机性, 却没有考虑到系统故障所造成的后果影响, 未将系统的安全性和经济性同时考虑。

在这样的背景下, 采用风险评估理论对电网的安全性评估应运而生。风险评估方法是对概率性评估方法的扩充, 定量的描述系统安全的两个重要因素:事故发生的可能性和后果严重程度。通常采用不期望发生结果的概率和后果乘积的表达形式, 给出电力系统在某一运行条件下获得的经济效益和安全风险, 引入了风险指标, 从而将经济性和安全性2个指标结合起来进行电力系统的安全评估

基于对电网安全性和经济性的综合考虑, 将对电网的安全性评估研究现状进行阐述, 并重点介绍了采用风险评估的模型和仿真方法。近年来各互联电网规模逐渐扩大, 动态稳定问题日渐突出, 针对研究较少的动态稳定风险评估问题提进一步研究思路。

1 电力系统安全性风险评估现状

电力系统安全性风险评估通过对电网的不确定因素产生的可能性与严重性进行综合度量, 得到相应的风险指标。CIGRE在文献[2]中首次提出风险评估的概念。CIGRE在评估扰动事件对系统潜在影响是, 考虑了事件发生的可能性和严重程度。随后, 国内外很多学者都深入的研究和探讨了风险评估理论, 对其内涵进行了较为全面的论述。根据文献[3-6]可知, 风险评估方法是对系统的风险及其相关后果影响进行综合评价, 来实现对全系统安全性的评估。IEEE标准100-1992中将风险定义为对不期望发生事件的结果的概率和严重程度的综合度量, 其表达式通常采用概率和后果的乘积的形式。采用风险评估的方法来评估电力系统的稳定性, 能够给出系统在某一运行方式下获得的经济效益和安全风险, 可在保证电力系统经济运行的条件下保证其安全性。

电力系统的安全性是指电力系统在发生故障情况下, 能保持稳定运行和正常供电的风险程度。包括热稳定性、静态稳定性、动态稳定性等, 常需考虑一些与系统动态行为相关的因素, 如故障类型、位置、持续时间和控制措施等。电力系统安全性涉及的内容相当广泛, 正如图1所示, 安全性分为静态安全性和动态安全性, 其中静态安全性又包括过载安全性和电压安全性, 同时各部分又包含子问题。目前基于风险的电力系统安全性评估主要是针对安全性中各自的子问题进行研究, 主要内容如下文所述。

1.1 电力系统静态安全评估

静态安全性风险评估主要是研究系统能否充分满足系统运行的约束条件和用户的负荷需求, 因此静态安全性风险评估分析仅涉及到系统的稳态运行条件, 进行系统的充裕性分析, 而并不要求动态和暂态分析过程。

文献[7]提出了建立风险严重性表达式应遵守的6个原则:简洁;能反映出损失的严重性;能反映出不同问题的特性;不应涉及事故发生后调度员的发电再调度过程;采用调度员能够直观理解的方式描述;与确定性决策准则相联系以方便调度员理解。根据以上原则, 文献[7-8]设计了严重程度表达式, 其考虑节点电压、静态电压稳定边界条件、线路潮流和连锁故障产生的损失这几个方面, 并给出了相应的风险指标。文献[9]基于传统可靠性理论, 将故障枚举法和概率抽样法相结合, 给出了计算停电风险指标的方法.文献[10]采用了与面向规划的传统可靠性方法类似的方法, 基于概率抽样理论对电力系统进行离线计算。文献[11]基于风险理论, 对电力系统的脆弱性进行评估, 给出了计及电力系统不确定性的风险指标计算方法, 对系统的安全状态进行了量化, 并采用新英格兰39节点系统作为算例。

1.2 基于风险的电压稳定评估

电压稳定性事故发生的概率随着系统故障发生概率的增加而增大, 基于风险的电压稳定评估主要解决如下两个问题:电压稳定风险与变化前后的系统运行条件之间的规律;将电压稳定风险和减小该风险所需付出的代价综合考虑的方法。电力系统电压安全问题主要包括电压越限和电压崩溃两个方面。

文献[2-4]指出电压风险主要与电力系统的运行方式有关, 包括了系统负荷、系统故障、及系统参数变化。文献[2]采用基于故障节点电压的加权严重度函数来衡事故后果, 并通过考虑各节点在系统电压稳定中的相对重要性来确定其权值。文献[5]分析了采用电压崩溃评估方法分析传统电力系统的缺陷, 论述了在电力市场环境下进行电压崩溃风险评估的必要性, 并在综合考虑电压崩溃的概率和后果的基础上提出了一种新的可以量化风险指标的评估方法, 可为确定电力系统最优运行方式提供重要依据。在文献[5]的基础之上, 文献[6]引入了脆弱性理论, 应用了反映电压安全水平和系统运行条件变化的电压脆弱性概念, 采用电压风险指标和风险指标变化率来表示电压的安全水平以及系统运行条件变化对其的影响;采用结合运行人员经验的模糊推理方法, 通过上述两个指标推理出电压的脆弱度, 为运行人员决策提供了依据。

1.3 电力系统暂态稳定评估

基于风险的暂态稳定评估主要是解决:在给定运行方式下, 通过计算故障导致系统暂态失稳的概率及其后果得出系统所处的暂态失稳风险水平, 进一步得到的风险指标可为调度员提供直观的决策支持。

文献[12]根据故障发生的概率服从泊松分布, 并在历史统计数据的基础上模拟故障的位置。文献[13]介绍了一种电力系统暂态失稳风险评估的方法, 该方法将系统发生暂态失稳的概率和失稳后果的乘积定义为暂态失稳的风险, 给出了线路是否故障、故障发生地点以及故障类型的概率模型, 采用了停电损失来衡量系统暂态失稳的后果, 考虑了紧急控制对于暂态稳定的作用以及作用后电力系统暂态失稳的后果。文献[14]提出采用避免大范围停电的主动措施作为控制代价来评估失稳后果的方法, 而不是被动的接受停电损失。文献[15]基于预想事故的时间裕度和故障概率等相关概念, 定义了预想事故的绝对风险指标、相对风险指标以及综合风险指标, 并定义了在特定故障集下系统的暂态安全风险指标, 然后基于上述原理提出了一种进行电力系统暂态安全风险评估的方法。该方法可以综合某种类型预想事故的评价结果以评估全系统在该类型预想事故集下的暂态安全性。文献[2]针对不同的稳定控制措施粉笔定义了经济评价量, 这些措施包括快关气门、切火电机组、电厂出力全切、切核电、系统解列及全系统失稳, 以及为保证电力系统稳定性, 切机后调度中心需购买的紧急备用能源 (即所谓替换电力) 以及切负荷的赔偿损失。

1.4 电力系统动态稳定评估

伴随着大区互联电网规模的扩大, 电力系统的动态稳定问题日益突出, 且通过文献[16-20]可知, 动态稳定极限已经成为制约我国大区电网互联的部分电网输电能力的瓶颈。因此急切需要对电力系统的动态稳定风险评估进行深入的研究。但是, 近年来电力系统关于风险评估的研究主要集中在上述的静态稳定、电压稳定和暂态稳定风险评估方面, 关于动态稳定风险评估方法的研究并不多。

基于风险的动态稳定评估主要是解决:在给定的运行方式下, 通过计算故障导致系统动态失稳的概率及其后果损失得出系统所处的动态失稳风险水平, 进一步得到的风险指标可供电网运行人员在权衡经济性与安全性时参考。

文献[21]采用状态抽样的方法得到系统的拓扑结构和发电机的状态;对实际电网公司进行动态稳定风险评估, 采用控制代价来衡量大扰动下的失稳后果。文献[22]提出了针对大区互联电网进行动态稳定风险评估的概念及其指标, 并对某实际电网进行了动态稳定风险评估, 通过实例提出了协调各送端的外送出力可以降低系统动态失稳的风险, 并进一步证明了PSS的广泛配置和直流调制的投入能够减少系统的动态失稳风险;同时给出了电网公司在能承担相应风险的情况下区域间输电能力的提高数值, 来供电网运行人员在权衡经济性与安全性时参考。文献[9]利用风险评估理论对多重扰动可能引起的系统低频振荡失稳情况进行了分析, 并给出了电网的控制代价与低频振荡风险。

2 安全性评估的模型和仿真

2.1 风险模型

根据IEEE标准100-1992对将风险定义, 即采用概率和后果的乘积作为表达形式, 计算系统风险值的公式如下:

式中, Ei表示第i个系统事故;Xt, Xt+1分别表示故障前, 以及下一时间段的的系统运行状态;C表示不确定事故后的系统状态;P (Ei, Xt+1|Xt) 表示Xt下Ei和Xt+1出现的概率;I (C|Ei, Xt+1) 表示Ei和Xt+1下的事故后果;Risk (C|Xt) 表示风险指标值。

在实际应用中, Ei通常是一些离散的事件, Xt是一些离散的时间断面, 因此, 式 (1) 通常被简化成如下形式:

2.2 仿真方法

式 (1) 、式 (2) 中的概率模型部分, 通常涉及到电力系统的初始状态、故障的位置类型等相关信息, 而选择方法分为状态枚举法和蒙特卡罗模拟法2种:

1) 状态枚举法:以条件概率作为理论基础, 通过枚举状态空间中的全部状态量来得到较准确的结果。但是当系统规模较大时, 会使得运算量巨大, 而且如果考虑到故障前系统运行状态的不确定性时, 状态枚举法可能会失效。因此, 状态枚举法适用于运行工况和系统状态相对简单的情况。

2) 蒙特卡罗模拟法:以统计实验数据作为理论基础, 当随机选定的故障前状态, 且需要考虑所有可能的故障事件及其影响时, 蒙特卡罗法更适用, 也更可行。但是在状态样本特征需达到一定的计算精度的情况下, 蒙特卡罗法也需要大量的运算。对于严重事件数量较大和运行工况较复杂的情况, 蒙特卡罗模拟法则是首选。

2.3 后果模型

式 (1) 、式 (2) 中的事故后果模型一般较难确定, 考虑到电力系统事故发生的随机性和不确定性, 风险评估模型中定义了不同的后果模型。传统方法常采用一些系统运行指标如:低电压、过负荷、系统电压失稳, 定性的描述动态失稳的后果严重程度, 这三个指标分别对应了低电压风险、过负荷风险和系统电压失稳风险3个风险指标。具体情况分别如图2, 图3, 图4所示。

但是以上这三种指标无法经济性量化动态失稳后果, 而控制代价模型则较好解决了量化后果的问题。控制代价是根据继电保护及自动装置的调节作用能保证大扰动后电力系统的动态稳定性来定义的, 即采用稳定控制措施以及继电保护动作切除故障线路, 对系统所造成的经济性损失来评估系统动态失稳的后果。这些控制措施造成的损失常涉及以下几个方面:

1) 切机切负荷造成的经济损失;

2) 设备损坏产生的经济损失;

3) 系统传输能力的降低使得电网企业收入减少;

4) 违反互联电网规程或协议而导致的惩罚。由上述控制措施对系统造成经济性后果量化即可得到相应的控制代价。

3 结束语

电网安全评估第7篇

间歇性电源装机容量与电网负荷峰值的比率称为间歇性电源的容量渗透率(也称穿透率)。间歇性电源接入会对电网产生多方面的影响[1,2,3,4,5],例如间歇性电源出力的大幅度变化可引起电网电压和频率的波动,还可能增大发生连锁反应事件的概率。随着间歇性电源在电网中渗透率的增大,对电网的影响也相应增大[1,2,3]。从国内外大停电事件发生的过程来看[6],部分大停电事件与电网故障前电源发电能力降低的状态密切相关,例如1978年12月19日法国停电事件发生前,其电力系统因新机组投产推迟以及水电站水头降低而处于电源出力不足的状态。而在间歇性电源高渗透电网中,出现电源出力降低状态的概率较大,因此在此类电网的规划中,需要考虑电网故障引发连锁反应的风险。目前国内外针对上述情况的风险评估尚未形成一套系统方法。因此,北美电力可靠性委员会(NERC)在一份特别报告[1]中指出,为适应间歇性电源的高渗透率,用于此类电网规划设计和运行管理的方法均需改进,电网规划需要采用更全面的综合方法,包括采用更好的仿真工具对电网的安全稳定性进行评估,使所选的电网规划方案满足可靠性水平的要求。另一方面,中国部分地区风能、光伏等可再生能源资源丰富,随着这些能源的开发利用,这些地区的电网也将逐步发展为间歇性电源高渗透电网。

针对上述情况,本文探讨建立一种用于间歇性电源高渗透电网规划方案安全性评估的方法。

1 电网规划安全性常用评估方法评述

电力系统安全性是指系统受扰动后避免停电的性能,其量化指标为电力系统安全度(security),国际电工委员会/国际大电网会议(IEEE/CIGRE)联合工作组将其定义为对系统经受住随时可能发生的扰动而不中断为用户服务的能力的风险性量度[7]。IEEE,CIGRE和NERC虽提及电力系统安全性与稳定性的差别,但均未阐明两者之间的从属关系。本文在此将两者的关系表述为电力系统安全性由电力系统稳定性和事件综合特性组成。其中,事件综合特性包括事件发生率、事件过程特性和事件后果特性。而事件过程特性包含电力系统暂态过渡过程和随后的连锁反应过程以及应对处理特性。本文提出电力系统安全性与可靠性、稳定性之间的从属关系如图1所示。

电力系统的安全性评估依据其用途可分为电网运行安全性评估和电网规划安全性评估。前者是基于电网当前运行状态,评估其后10～20 min时段内电网发生停电事件的风险;后者是针对电网规划方案,评估其规划水平年全年发生停电事件的风险。

国内外普遍采用技术条款和事件校核的方法评价输电网规划方案的可靠性[8],其中安全性一般采用确定性事件校核准则,即采用规定的扰动故障集校核输电方案的系统安全性。确定性事件校核准则的缺陷是没有定量表述不同输电方案发生事件的概率及其经济性后果。而停电风险评估能够为安全性和经济性之间提供联系,因此近年来在电网规划中得到应用,以弥补上述不足[9]。例如:文献[9]采用事件枚举法,基于对输变电设备过负荷、母线电压过低校验和基于负荷削减概率、供电量削减数学期望值等定量计算,对规划方案进行电网静态安全评估,用于方案比较和选择,但未计及系统的暂态和中长期过程的安全性。多年来,电网规划领域一直研究综合优化数学模型,但在模型中对电网安全性的考虑还比较粗略,仅考虑了输电元件停运导致电力供应不足或电力供应中断所造成的损失,一般用罚函数方式来处理N-1静态安全约束要求[10]。在一般的模型中只计及系统静态安全,静态安全分析主要考虑输变电设备过载、电压越限和电压失稳等内容[11]。文献[12]介绍了作者开发的将电网规划与静态安全风险评估相结合的软件。

在可靠性模型中如何计及暂态以及其后发展过程的安全性因素,使最终方案更符合工程实际是有待深入研究的课题,例如在电网扩展规划中如何估算停电损失仍需要继续深入研究[13]。在优化模型中计及动态安全性会给求解带来很大困难,一般只采用可以快速求解的暂态能量函数方法计及系统的部分暂态稳定性[14]。

但已发生的大量停电事件表明,当电力系统处于临界状态时,小的故障就能触发连锁反应,使得停电的规模与其概率关系曲线尾部呈幂律分布,具有系统自组织临界特性[15,16]。因此,事实上大规模停电事件时有发生[6,16],与以往由仿真分析得出的考虑切机、解列等措施后电网大规模停电是极小概率事件的结论不符。上述情况表明,如何结合实际电网的具体特点,寻求较符合实际的安全性评估方法,是有待深入研究的课题。

2 间歇性电源高渗透电网规划安全评估思路

电力系统的安全性涉及系统的复杂性。著名学者钱学森指出“系统是由相互作用和相互依赖的若干组成部分结合成的具有特定功能的有机整体,而且这个‘系统’本身又是它所从属的一个更大的系统的组成部分”[17],并提出了具有子系统种类多、有层次结构、相互之间关系复杂以及对外开放等特征的所谓“开放的复杂巨系统”的概念[18]。基于上述概念以及基于对电力系统停电事件的统计分析,可以将电力系统看做是复杂巨系统中的一个子系统。由于复杂系统的运动过程具有混沌特性、不确定性、突变性和开放性,使得仿真模拟不可能对其进行精确的预测和评估,但基于不同的目的或需要,人们仍会采用不同的方法对系统进行不同精度的计算分析。或从认知和指导应用的角度,采用非还原论方法研究系统复杂性的机理及其演化规律,侧重于研究大系统的整体演变规律[15,16];或对系统的某一方面或过程进行粗略的定量评估,为规划、设计、运行等方面提供决策依据[9]。后者一般需根据特定条件下的系统情况,以及考虑当前的仿真能力,对系统进行适当的简化。随着气象和间歇性电源出力等复杂性因素对系统影响日益突出,以及仿真模拟方法和手段在不断探索中得以补充完善和改进[19,20,21],现今有必要也初步具备条件使电网停电风险定量评估结果的数量级做到与历史统计结果的数量级接近,事件过程仿真做到与实际发生的部分过程类似,使其仿真结果更具应用价值。

从国内外大停电事件发生的过程[6]看,典型的大停电事件与电网故障前的状态紧密相关。例如:北美“8·14”大停电发生之前,由于天气炎热,空调负荷增多,导致系统负载较重,使电网进入易发生连锁故障的危险状态。此外,上述事件的时间节点如图2所示。

由图2可以看出,其连锁反应可分成2种情况。一种情况是一条线路接地短路跳开后,其后的多条线路跳开的间隔时间较长,前后事件之间并非强关联关系,后一事件是否发生以及在何处发生,还与气候、输电走廊环境、发电、用电等情况或其他隐患有关系,具有开放的复杂巨系统的一些特性。这一过程在仿真中难以准确模拟,需作简化处理,在电网规划安全性仿真计算中建议采用增大元件的故障率来近似模拟事件间隔中气候、环境等因素诱发新一轮故障的影响。另一种情况是前后事件之间具有强关联关系,前一事件发生后,在很短时间内,其他条件尚未发生较大变化的情况下,由电网自身的特性和功率转移直接导致后一事件发生,这一过程可采用改进的仿真工具进行模拟。

以往故障的仿真和风险评估的结果往往比实际统计结果乐观,部分原因就是由于难以计及电网连锁反应的上述因素。而在电网规划中,对电网安全性的考虑更是过于简单化,只考虑静态安全性和简单计及系统的部分暂态稳定性。随着部分地区燃煤资源的枯竭,其电网接纳外部电力的比例将逐步增大,加上间歇性电源在电网中渗透率的增大,使得电力系统处于安全临界状态的概率增大,因此,现在需要在电网安全性分析中较全面地计及不同阶段的各种因素,除了要考虑电网故障前的状态,还应考虑故障的暂态和中长期过程。

3 间歇性电源高渗透电网规划安全评估流程

基于上述分析,建议在采用不同方法针对技术可行性、经济性目标,以及粗略考虑电网安全性约束生成若干电网规划方案后,还要用能够精确模拟电力系统机电暂态过程和中长期过程的软件对这些方案的安全性作进一步的分析,并按图3介绍的流程和方法对规划方案进行稳定性分析和安全性评估。中国电力科学研究院现有成熟的可模拟中长期过程的软件[19,20,21]已包含电厂动力系统、发电机功率保护、电压保护、失步保护、过励磁保护、定子过负荷保护、复压过流保护、频率异常保护、低励失磁保护、自动发电控制、负荷持续变化、过负荷自动切除线路、切除变压器等模型以及多种安全自动装置模型。除了仍需简化处理事件间隔中部分复杂因素诱发新一轮故障的影响外,基本上可满足间歇性电源高渗透电网规划安全评估的要求。

考虑电网故障前发电系统状态,理论上需要对发电系统进行状态穷举逐个分析。但实际应用中由于计算量过大、耗时过多,而且在发电系统部分停运状态下,其电网负荷管理等与正常运行方式可能存在很大的不同,难以逐一作出假设和分析,因此上述方法基本上不可行。在实际应用中,除了考虑发电系统的典型运行方式外,可在发电系统状态列举分析中计及部分非间歇性大电源停运的静态组合,而非间歇性小机组的停运可忽略。发电系统某一单元素状态概率计算式为:

$Ρ (x_{1}, x_{2}, \dots, x_{n}) = \prod_{i = 1}^{n} p_{i}^{x_{i}} q_{i}^{1 - x_{i}} (1)$

式中:P(x1,x2,…,xn)为发电系统某一单元素状态概率;xi为电源i的状态(xi=1表示投运,xi=0表示不投运);pi为电源i可投入运行的概率;qi为电源i不可投入运行的概率。

间歇性电源的出力状态则按概率分布考虑,如以季度为时间段,可假设风速服从Weibull 分布,结合风电功率特性曲线,可将风电场的出力近似划分为若干种状态,每个状态都有对应的状态概率。间歇性电源和非间歇性电源出力状态形成不同的状态组合及相应的组合状态概率,作为电网故障前的状态条件,分别用于电网故障计算分析。

对事件的计算分析可采用蒙特卡洛法随机选取。但鉴于在图3所示的流程中已有稳定性分析和增强措施环节,使得电网方案能够承受稳定导则要求校核的故障冲击。因此,在其后的风险评估中,也可采用按一定的顺序对指定故障集进行部分扫描计算的办法。可先对线路三相短路开关拒动之类的严重故障进行计算分析,如果严重程度大的故障条件下系统稳定,则同一元件发生严重程度较小的故障时可判为稳定而不再枚举,从而减少计算量。上述计算可在计算仿真平台中使用仿真软件和辅助软件分阶段自动完成故障扫描分析。

由于电网在不同季节、不同运行方式下的安全稳定性有较大的差别,因此,需按不同季节、不同运行方式分别对电网安全稳定遭受破坏的风险进行计算,在此基础上计算评估电网全年安全稳定遭受破坏的风险指标。各时段的小时数为时段系数与8 760 h的乘积,时段系数的总和等于1。

系统安全性指标计算内容包含发生稳定遭受破坏事件的频率、事件停电平均持续时间、电量损失期望值及对应的经济损失风险等。其中停电经济损失风险R的计算式为:

$R = C \sum_{l = 1}^{m} k_{l}$ $\sum_{j = 1}^{n_{l}} r_{j}$ $\sum_{i \in Ι_{l j}} f (i) D (i) d_{i})) (2)$

式中:C为停电单位电量时对应的经济损失;m为时段数;nl为时段l的发电系统状态数;kl为时段l的小时数与全年8 760 h的比值;rj为时段l故障前发电系统处于状态j的概率;Ilj为时段l发电系统在状态j下导致停电的电网故障集;f(i)为电网故障i发生的频率;D(i)为故障i导致停电所损失的负荷;di为故障i导致停电的时间。

除了停电经济损失风险可直接加入年费用中用于电网方案的比较外,其余的安全性指标均需要先由管理机构制定和颁布指标的数值要求,才能真正在电网规划中起作用,在此不逐一列出计算式。

初选出来的电网规划方案经由图3所示的流程补充了稳定设施费用和停电风险损失后,可采用通用年费用计算公式计算方案的综合年费用,必要时可进一步计算输送单位电能的输电成本,从而对输电方案进行比较和选择。

4 计算方法运用举例

下文以电网某时段某状态下的一次故障仿真结果为例,说明本计算方法的运用。

在图4所示的地区电网中,有火电机组125 MW机组4台,135 MW和300 MW机组各1台,风电装机容量850 MW。区内220 kV/110 kV电网最大负荷6 000 MW。电网还通过500 kV变电站从外部电网输入电力。

风电总出力为装机容量10%的概率应根据风速概率分布和风电功率特性曲线估计,在此设为0.12。各发电机组全年中处于停运状态的概率按0.11考虑,含计划停运、强迫停运等,其中1台300 MW机组停运,其余5台机组运行是本算例考虑的状态。负荷水平为5 800 MW左右的小时数按1 095 h计,对应的时段系数为0.125。相应的故障前该状态的概率为:

r=0.12×0.11×(1-0.11)5×0.125

220 kV线路故障率按0.001 63次/(km·a)计,其中三相短路故障占2%。按上述参数,该地区电网中有一条长度为110 km的220 kV线路三相短路故障率λ为0.003 586次/a。采用中国电力科学研究院配置的继电保护和安全稳定控制模型的全过程动态仿真软件[19,20,21]进行仿真计算。仿真结果如下:在上述故障条件下如果不采取低压切负荷的措施,会造成线路功率转移、发电和输电设备电流过大等连锁反应,为避免连锁反应造成更大范围的停电,需设置低压减载装置,由其切除负荷675 MW。被切除的负荷按平均停电时间4.5 h/次估计,则造成停电损失的电量为675 MW×4.5 h/次。于是上述状态和元件故障对全网全年停电风险的贡献值为0.01(MW·h)/a,若按大面积突然停电造成的社会经济损失为10万元/(MW·h)计算,则上述状态条件下该故障对停电风险的贡献值为0.1万元/a。

上述故障对停电风险的贡献值是在使用了计及发电机定子过负荷保护、复压过流保护、频率异常保护、过负荷自动切除线路等功能的中长期仿真工具进行第1轮计算发现了连锁反应过程后,在电网中加强了切负荷措施后再次仿真得出的结果,如果采用常用的暂态稳定程序进行仿真计算,上述过程就容易被忽略。

按上述步骤依次计算电网全年各负荷水平时段、发电系统各状态下各输变电设备故障对停电风险的贡献值,累加后求得其总和即为全网全年停电风险评估值。

一般而言,按安全稳定导则要求初步生成的电网规划待选方案,在大部分时段、状态和元件故障条件下电网是稳定的,不会导致连锁反应事件发生,对这类不导致电网失稳的故障进行仿真计算一般耗时较少,只要判断故障后电网能迅速恢复正常就可以终止该故障的仿真。而仿真耗时较多的连锁反应停电事件只是由极端状态下的部分故障导致的,因此,就计算量而言,上述计算方法用于间歇性电源高渗透地区电网规划方案的离线安全评估是可行的,但用于大规模互联区域电网的全面安全评估,目前尚存在计算量大和计算时间过长的问题。

针对图4所示电网,进一步考虑在电网中增加一回长度为58 km的220 kV线路方案,与原方案进行比较。220 kV线路综合造价按78万元/km计,则58 km线路的综合造价为4 524万元;线路两端变电站因增加出线需增加设备的总费用按410万元计,则新方案总投资增量为4 934万元;资金贴现率按 8%计,设备经济使用寿命按 30 a计,工程建设工期按2 a计,前2 a建设费用分摊比例分别按 65%和35%计,则采用通用的年费用计算公式,可得新方案年费用增量为461.065万元。如果采用常用的暂态稳定程序和风险评估流程对夏大、夏小、冬大、冬小典型运行方式和相应的发电系统出力状态下的电网进行故障计算分析,则原方案在所考虑的单一规划水平年中仅比新方案的停电损失风险值多2.24万元,远小于新增线路导致的年费用增量,因而显得该项风险损失在经济比较中几乎可以忽略不计。而采用中长期过程仿真工具和本文提出的流程和方法进行计算,计及的因素则较为全面,其单一规划水平年中原方案比新方案的停电损失风险值多48.65万元,虽仍小于新增线路导致的年费用增量,但其停电损失风险值的数量级和重要性得到了提升。在停电损失风险值计算结果数量级提升的情况下,如果能进一步结合后续规划水平年负荷及间歇性电源容量增大的情况,综合考虑增加该线路后对降低停电风险、降低网损、提高输电能力充裕性和运行灵活性、提高远景发展适应性以及降低危及相邻电网的风险等作用,则有可能导致采纳在本规划水平年增加该线路的方案。上述情况简要说明了本文推荐的仿真工具和计算方法对规划决策的影响,至于所涉及的复杂系统多因素综合规划决策的流程和方法,在此不展开讨论。

5 结语

系统稳定是系统安全的基础,电力系统安全性涵盖了电力系统稳定性和事件综合特性。其中,事件综合特性包含事件发生率、事件过程特性和事件后果特性。而事件过程特性则包含事件后系统暂态过渡过程、随后的连锁反应过程以及应对处理特性。

电网静态安全约束、暂态稳定约束和全过程安全评估宜分别在电网规划的不同步骤中加以考虑。采用不同的方法或软件生成若干电网规划方案后,还应使用能够精确模拟电力系统机电暂态过程的软件,以及可模拟中长期过程的软件对这些方案的输电能力、安全性和经济性作进一步的评估,最后综合经济性和安全性进行方案比较和选择。

电力系统连锁反应事件部分过程具有开放的复杂巨系统的一些特性,这一过程在仿真中难以准确模拟,需作简化处理。另一部分过程的前后事件之间具有强关联关系,这一过程可采用改进的仿真工具进行模拟。

系统故障后的崩溃瓦解与故障前的运行条件相关,因此,在规划电网风险评估中应计及常规大电源停运状态、间歇性电源出力状态和负荷状态以及上述状态出现的概率。

摘要：讨论了电力系统稳定性与安全性的从属关系,指出电网静态安全约束、暂态稳定约束和全过程安全评估宜分别在电网规划的不同步骤中考虑,提出了间歇性电源高渗透电网规划方案安全性评估流程。指出电力系统连锁反应事件部分过程具有开放的复杂巨系统的一些特性,其中一部分过程在仿真中难以准确模拟,需进行简化处理,而另一部分过程的前后事件之间具有强因果关系,这部分过程可采用改进的仿真软件进行模拟。提出了计及故障前发电系统状态的电网全过程风险评估计算方法,使用该方法,可将稳定设施费用和停电风险损失计入电网规划方案的综合年费用中,对方案进行安全性和经济性综合比较选择。

电网安全评估第8篇

随着社会经济的高速发展、科技水平以及人民生活水平的不断提高,电力系统规模与复杂性与日俱增,与此同时,对电网运行安全性的要求也越来越高[1]。研究近年来国内外电力系统发生的大停电事故[2,3,4]发现,大停电事故往往是由于某一个或几个元件故障引发的一系列连锁故障。这些元件无论是在网络拓扑结构上,还是电网运行中都有着“牵一发而动全身”的重要作用。因此,在电网安全性评估中,综合考虑不同元件的重要程度显得尤为重要。

电力系统安全性评估主要有确定性评估方法[5]概率性评估方法[6,7]和风险评估方法[8,9]3类。风险评估方法将事故概率与严重度相结合,很好地克服了确定性评估方法无法考虑事故发生频率和概率性评估方法无法表征事故严重程度的不足,在电网安全性评估领域得到了很好的应用。文献[10 -11提出了基于不确定理论的电网风险评估模型,考虑了元件故障率在不同情况下的模糊性,但未考虑电网结构对其安全性的影响。文献[12]引用“短板效应”理论论证电网结构与运行状态的关系,提出了网络能力、熵度及输电介数等指标,对电网结构安全性进行了重点分析。文献[13]提出了基于复杂网络理论的事故风险评估模型,将电气介数引入事故严重度函数,在一定程度上弥补了上述风险评估的不足,但对元件重要度的考虑过于单一。上述文献在电网安全性风险评估时,对系统中不同元件重要程度的差异性均未给出全面的表征。

本文首先从系统学角度出发,综合考虑系统中元件的结构属性、状态属性以及社会属性,通过结合元件结构重要度因子与状态灵敏度因子,建立了元件综合重要度因子模型,提出了一种考虑元件综合重要度的电网安全性风险评估方法,该方法很好地弥补了已有风险评估方法中对元件重要度考虑欠佳的不足。其次,建立了分别表征系统潮流分布均衡性以及负荷损失的严重度模型,完善了现有的风险评估指标体系。最后,以IEEE 30节点系统为例,对元件综合重要度因子进行仿真分析,对电网N - 1初始故障风险进行排序 ,对电网N - k故障序列进行分级风险评估,并且与传统方法进行了对比分析。

1元件综合重要度因子模型

根据系统学原理,结构和功能是任何系统都存在的2种基本属性。因此,本文将元件在电力系统中的重要程度剖分为考虑元件结构属性与社会属性的元件结构重要度因子和考虑元件功能属性的元件状态灵敏度因子。

1.1元件结构重要度因子

1.1.1复杂网络与电气介数

现实中的大多复杂系统都可以用网络的形式来描述。其中,电力系统是典型的非线性复杂系统利用复杂网络理论,结合电网特性,按照文献[14 -15电力网络拓扑模型建立原则可将电力系统网络简化为由N个节点、M条边组成的有向加权网络,其中节点分为发电、负荷和联络节点3类。

在传统复杂网络理论中,通过建立介数指标来表征节点和支路在网络结构中的重要属性 ,该指标假设潮流在两节点之间只通过最短路径传输而此假设对于电力工程而言显然是不符合实际的。文献 [16 - 17]基于Kirchhoff定律,提出了电气介数指标。

a. 节点n的电气介数Be(n)定义为:

其中 ,G、L分别为发电机节点集合和负荷节点集合;(i,j)为所有“发电-负荷”节点对;wi为发电机节点i的权重,取发电机额定容量或实际出力;wj为负荷节点j的权重 , 取实际或峰值负荷 ;Be , ij(n ) 为 (i,j)间加入单位注入电流元后在节点n上产生的电气介数。

其中,Iij(m,n) 为在 (i,j) 间加入单位注入电流元后在支路m - n上引起的电流;m为与n有支路直接相连的节点。

b. 支路l的电气介数Be(l)定义为:

其中,Iij(l)为在“发电 - 负荷”节点对(i,j)间加入单位电流元后,在支路l上引起的电流。

电气介数很好地弥补了已有模型假设潮流只沿最短路径流动的不足,更符合电力系统的运行物理特征。该指标能真实地反映“发电-负荷”节点对之间功率传输对各线路和节点的占用情况,量化了元件在全网功率传输过程中的重要程度。

1.1.2元件结构重要度因子

在电力系统网络中,各元件不仅仅具有物理属性(如节点负荷量),同时还具有社会属性(如节点负荷性质、供电用户重要程度等),电气介数指标无法在电气影响力与社会影响力两方面来全面衡量元件在电力系统中的结构重要程度。因此,本文通过将经济因子引入电气介数形成元件结构重要度因子来全面衡量各元件的结构重要程度。

通过一个简单的示例图来进行说明。图1所示为某一电力网简图,其中G1— Gg为发电机节点,L1、 L2、…、Li、…、Lh为负荷节点,l1、l2、…、lM为支路。

在图1所示网络中,若负荷节点L1与L2具有相同的网络结构特征,即L1和L2具有相同的连接方式和负荷量,则负荷节点L1与L2、支路l1和l2具有相同大小的电气介数。然而,该指标没有考虑到不同负荷节点之间存在的经济性差异,即单位负荷损失造成的经济损失不同。因此,通过引入经济因子来修正电气介数构建元件结构重要度因子是合理的。

节点n结构重要度因子BN(n)定义为:

其中,Wi和Wj分别为发电机节点i和负荷节点结合社会属性与物理属性后的综合权重;εi为发电机节点i的发电经济因子;εj为负荷节点j的负荷经济因子。

类似地,支路l结构重要度因子BL(l)定义为:

1.2元件状态灵敏度因子

从电网实际运行角度考虑,对于系统运行人员而言,最关心系统中运行状态易受扰动影响,逼近临界状态速度快,且故障后会对电网造成严重后果的元件。电网中系统负荷的波动对电力系统的安全性存在较大的影响,系统中各元件运行状态对于负荷波动的响应敏感程度根据元件属性及位置不同而不同,即系统中不同元件的状态灵敏度不同。所以,在电网安全性评估中,元件的状态灵敏度是考核系统中元件重要程度的重要组成部分。

1.2.1节点状态灵敏度因子

电网负荷波动会引起节点母线电压的变化,并且对系统的电压稳定性有较大影响[18]。由于各节点在网络中的拓扑属性以及电压等级不同,节点母线电压对负荷变化的响应灵敏度也存在较大差异,一般相对于发电机节点而言,负荷节点母线电压对于负荷波动反应更为敏感;相对于高电压等级的节点而言,较低电压等级母线电压对于负荷波动反应更为敏感。

由于电压稳定与系统的无功功率存在直接的关系,本文定义节点状态灵敏度因子为节点电压关于无功功率变化的灵敏度。节点n电压对负荷节点j无功功率变化的灵敏度sN(n)j定义为:

其中,Un为节点n电压;Qj为负荷节点j的无功功率。

当系统无功发生变化时,常常表现为多负荷节点无功功率的变化,从系统全局得到节点状态灵敏度因子显得更为重要。定义节点n对系统全局无功功率变化的灵敏度因子sN(n)为:

其中,L为负荷节点集合。

1.2.2支路状态灵敏度因子

与节点状态灵敏度因子类似,电网负荷波动同时会引起线路传输潮流的变化,其对系统的热稳定性有较大影响。同样,由于各支路在系统中拓扑属性与热稳限制不同,其传输潮流对负荷变化的响应灵敏度也不同。由于系统热稳定性主要与系统有功功率存在直接的关系,本文定义支路状态灵敏度因子为支路潮流关于负荷节点有功功率变化的灵敏度。支路l潮流对负荷节点j有功功率变化的灵敏度sL(l)j定义为:

其中,Pl为支路l传输的有功功率;Pj为负荷节点j的有功功率。

与节点状态灵敏度因子类似,定义支路l对系统全局有功功率变化的灵敏度因子sL(l)为:

1.3元件综合重要度因子

综合考虑元件在系统中的结构属性、状态属性以及社会属性,建立元件综合重要度因子模型。其中,定义节点综合重要度因子IN(n)为:

同理,定义支路综合重要度因子IL(l)为:

2事故严重程度评估指标

2.1低电压严重度

低电压严重度呈偏小型分布规律,如图2所示。

对应节点i的低电压严重度函数为:

其中,Ui为节点i当前的运行电压;UN为节点电压额定值;Ulim为设定的低电压最大风险阈值,一般设定为额定电压的90 %。

为合理表征系统中不同元件的运行状态严重程度的差异性,将节点综合重要度因子作为权重因子,定义系统全局的低电压严重度为:

其中,N为节点总数;IN(i) 为节点i的综合重要度因子。

2.2线路过载严重度

线路过载严重度呈现偏大型分布规律,见图3。

对应支路l的过载严重度函数为:

其中,Pl为支路l当前传输的有功功率;Plim为支路过载风险最大阈值,本文设定为线路满载的有功功率极限值;Pd为设定的支路过载风险阈值,一般取Plim的90%。

同理,引入支路综合重要度因子作为权重因子定义系统全局的线路过载严重度为:

其中,M为线路总数;IL(l) 为支路l的综合重要度因子。

2.3潮流分布严重度

潮流分布的均衡性对电网连锁性故障的传播有重要的影响[19],本文采用潮流熵定量描述线路潮流分布的不均衡性,设线路总数为M,线路l最大功率传输容量为Pmlax,运行时实际潮流为P0l,则线路的负载率 μl为:

设定常数序列A = {A1,A2,… ,Ak,… ,Az},本文中取A= {0,0.02,…,2.0}。用lk表示负载率 μi (AkAk+1]的线路条数 ,对不同负载率区间内的线路条数进行概率化得:

其中,p(k)为负载率 μi (Ak,Ak + 1]的线路占总线路数的比例。

由式(18)和式(19)得电网潮流熵为:

其中,C取ln10。

由式(20)可见,当所有线路的负载率都处于相同负载率区间时,潮流熵为0,线路潮流分布最均衡,此时线路容量最大线路承载的潮流也最大,同时,容量小的线路承载的潮流也较小。而当不存在任意2条线路的负载率处于同一负载率区间时,潮流熵达到最大值:

此时,线路潮流分布处于最不均衡的状态。因为某些线路负载率很高,一旦出现扰动极易造成过载, 甚至引发系统连锁故障;而负载率很低的线路没有得到充分利用。

定义潮流分布严重度函数如图4所示。

对应系统潮流分布严重度函数为:

其中,H为系统故障后的潮流熵;H0为系统故障前稳态时的潮流熵;Hmax为系统潮流熵最大值。

2.4失负荷严重度

电力系统中元件故障常会引起负荷的丢失,在安全性评估中,负荷损失主要有以下3个类型[20]:

a . 某条线路故障退出运行直接导致系统失去相关负荷节点,此时负荷损失量即为该节点的负荷量;

b. 低压减载装置动作 ,当负荷节点母线电压降低到设定值后,切除设定的负荷量;

c. 系统解列为几个孤岛之后 ,为保持各个孤岛功率平衡,需要加入相关控制措施所导致的失负荷量。

由于负荷属性不同,为体现不同负荷损失严重程度的差异性,引入负荷经济因子到失负荷评估指标中,定义负荷损失比例为:

其中,η 为事故后系统负荷损失比例;L为负荷节点集合;L′为失负荷节点集合;εi为负荷节点i的经济因子;Plossi为失负荷节点i的负荷损失量;Pj为事故前负荷节点j的负荷量。

定义失负荷严重度函数如图5所示。

对应失负荷严重度函数为:

其中,ηlim为系统负荷损失最大设定阈值,本文取为电网负荷总量的20 %。

3考虑元件综合重要度的综合风险评估

3.1故障概率

3.1.1N-1事故下的故障概率

从事故统计数据可以看出电力系统发生事故的概率基本符合泊松分布[9],即:

其中,Ei为第i个系统事故;p(Ei) 为事故Ei发生的概率;λi为系统中元件i的故障率。

3.1.2N-k事故下的故障概率

电力系统连锁故障概率符合贝叶斯网络模型[13]即电力系统N-k事故概率为条件概率,上级事故对下级事故发生的概率有重要影响。则由初始故障事件E1的概率p(E1)可得知第i级事故发生的概率p(Ei)为 :

其中,p(Ei襔Ei - 1) 为在第i - 1级事故Ei - 1发生的情况下,线路由于过载跳闸或者发生隐性故障跳闸的概率。

3.2综合风险评估模型及流程

风险评估综合考虑事故发生可能性及事故后的严重程度。本文将反映元件结构属性与状态属性的综合重要度因子引入严重度评估指标,同时构建系统潮流分布严重度指标与负荷损失严重度指标完善系统安全评估严重度指标体系,得到电网第i级故障后系统安全性综合风险评估指标为:

根据综合风险评估模型对系统进行风险评估计算流程如图6所示。

4系统仿真

4.1概述

本文采用IEEE 30节点系统进行仿真测试分析,该系统包括6台发电机、41条支路,为方便分析, 系统中所有节点均采用单母线接线方式,系统节点支路编号如图7所示。计算中,选取所有线路初始故障概率为0.05[21];线路主保护动作概率为0.85[22],误动概率为0.05[22]。

4.2元件综合重要度因子分析

以支路l1故障后电网为例,对元件综合重要度因子进行分析。图8为支路l1故障后,系统中各节点的重要度因子。由图8可以看出,结构重要度因子较高的节点,如节点6、节点10和节点12,均为系统中的中枢节点,在系统中处于能量汇总与分配的关键位置;同时,状态灵敏度因子较高的节点,如节点30、节点29和节点26,均为系统末端的负荷节点,其受负荷扰动的影响最为明显。节点综合重要度因子指标综合了元件结构属性与状态属性,对文献[13]只考虑单一属性的节点电气介数指标起到了很好的修正作用,能够更合理地表征节点在系统中的重要程度。

图9为支路l1故障后,系统中各支路的重要度因子。由图9可以看出,支路的结构重要度因子分布与状态灵敏度因子分布大致相同,结构重要度因子分布较为平均,而状态灵敏度因子指标相较结构重要度因子而言,变化幅度较大,对不同支路的状态属性有较明显的辨识。因此,用支路综合重要度因子来表征支路的重要程度更具合理性,其对关键支路的辨识性更高。

4.3N-1事故排序分析

根据本文方法,结合元件综合重要度因子,考虑电网故障后潮流分布状态及负荷损失严重程度对N-1故障进行安全风险评估分析,并与文献[13] 方法及传统方法进行对比分析,前10位排序结果如表1所示。

由表1可以看出,本文得到的风险较高的前10个故障排序与文献[13]方法、传统方法结果有很大的相似之处,证明了本文方法的正确性。 l1或l2故障后,均极易导致G1平衡机(节点1所连发电机) 节点与电网脱离,造成系统解列。本文得到的风险排序与传统方法的差异主要在于支路l35、l24和l41, 其中,支路l35为变压器支路,承担电网右下侧负荷节点23 — 30的负荷供应,支路l35故障跳闸后,会导致支路l30、l32严重过载,极易引起负荷节点24— 30与主网脱离形成孤岛 ,造成大面积负荷损失。类似的还有支路l24、l41,这些支路均处于网络能量传输的关键位置,对缩短发电节点-负荷节点间电气距离有重要作用,一旦故障,将导致其他线路过载,极易引发电网连锁性故障,应该引起运行人员的重点关注。本文方法对引发电网连锁性事故的初始故障起到了很好的辨识作用。

4.4N-k事故序列风险评估

按照本文方法,选取2条以l5、l7为初始故障的N-k故障序列进行风险评估 ,得到各级故障风险指标,并与传统方法进行对比,如表2和表3所示,表中箭头表示故障发生顺序。

表2和表3可以看出,本文方法对于N-k各级故障的风险值较传统方法有更好的辨识性,尤其在辨识电网连锁故障序列中引发电网急剧恶化的关键环节时,具有明显指示作用。由表3数据,支路l20故障前后,本文方法风险走势为9.4799~18.324 2风险值增幅很大,说明l20故障后会引起系统运行状态急剧恶化,同时,通过仿真分析可知,l20故障后会引起系统中l17、l21、l29等5条线路出现不同程度的过载,系统中近3成节点电压低于额定电压,与本文方法结论一致。反观传统方法指标,l20故障前后风险指标为2.0455~2.9798,走势变化不明显,不能很好地给系统运行人员提出警示以避免连锁故障的发生。

注:l2、l4故障后系统解列。

注 :l8、l5故障后系统解列。

5结论