基于廣義斷面的電網(wǎng)調(diào)度操作風(fēng)險評估

劉嘉寧　潮　鑄　鐘華贊　呼士召　賈宏杰

(1.廣東省電力調(diào)控中心　廣州　510699　2.天津大學(xué)電氣與自動化工程學(xué)院　天津　300072)

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基于廣義斷面的電網(wǎng)調(diào)度操作風(fēng)險評估

劉嘉寧1潮鑄1鐘華贊1呼士召1賈宏杰2

(1.廣東省電力調(diào)控中心廣州5106992.天津大學(xué)電氣與自動化工程學(xué)院天津300072)

在電網(wǎng)中實際存在的輸電斷面基礎(chǔ)上，提出了涵蓋電網(wǎng)中線路、主變壓器、母線與開關(guān)等設(shè)備分組的廣義斷面概念。由此定義了電網(wǎng)調(diào)度操作風(fēng)險，即調(diào)度操作設(shè)備本身以及與調(diào)度操作設(shè)備同處一個廣義斷面的其他設(shè)備發(fā)生故障給電網(wǎng)帶來的綜合影響，并提出了適用于調(diào)度操作風(fēng)險的評估方法。該方法將設(shè)備分為暴露型設(shè)備與封閉型設(shè)備，并分別賦予其相應(yīng)的時變故障概率模型，應(yīng)用發(fā)電機(jī)再調(diào)度與負(fù)荷削減的最優(yōu)潮流模型等效評估設(shè)備故障給電網(wǎng)造成的風(fēng)險后果。最后應(yīng)用IEEE 10機(jī)39節(jié)點系統(tǒng)與某實際電網(wǎng)驗證了該方法的有效性。

斷面風(fēng)險調(diào)度負(fù)荷削減

0　引言

電網(wǎng)調(diào)度操作的基本任務(wù)是配合電網(wǎng)設(shè)備的檢修維護(hù)及維持電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。當(dāng)前，省級電網(wǎng)調(diào)控中心下發(fā)的調(diào)度指令存在調(diào)度操作票與遙控操作兩種形式。第一種形式中，省調(diào)的調(diào)度人員將命令以操作票的形式下發(fā)給站內(nèi)操作人員，需要進(jìn)行大量的人工寫票工作，因此大量相關(guān)文獻(xiàn)研究了操作票的智能與自動生成功能[1-5]。文獻(xiàn)[1-3]重點研究了智能操作票管理系統(tǒng)，在智能成票的同時能夠完成相關(guān)校驗措施，包括邏輯校驗與潮流校驗。文獻(xiàn)[4，5]重點介紹了已經(jīng)應(yīng)用于實際的操作票自動生成系統(tǒng)，詳細(xì)說明了該系統(tǒng)與SCADA/EMS系統(tǒng)的數(shù)據(jù)交換機(jī)制和相關(guān)通信規(guī)則。

實際上，由于電網(wǎng)設(shè)備自身故障及人為誤操作等原因，以上兩種形式的調(diào)度操作都存在一定的風(fēng)險，而當(dāng)前關(guān)于該領(lǐng)域的研究重點是操作防誤校核[6-11]。因為遙控操作需要通過集控站進(jìn)行，文獻(xiàn)[6-8]重點介紹了集成于集控站系統(tǒng)中的遙控操作防誤閉鎖系統(tǒng)，能夠從技術(shù)上解決集控站遙控操作防誤問題。文獻(xiàn)[9，10]研究了操作票防誤措施，通過在操作票成票時進(jìn)行圖上模擬操作與安全校核，能夠有效避免操作票錯誤下發(fā)問題。但以上文獻(xiàn)關(guān)注的重點都是防誤，本質(zhì)屬于二態(tài)分布，即有錯誤不可執(zhí)行，無錯誤可執(zhí)行。但對于具有一定接受范圍的風(fēng)險因素，即在有錯誤與無錯誤之間還存在多種狀態(tài)，卻沒有受到關(guān)注。

風(fēng)險理論在電網(wǎng)的諸多領(lǐng)域已得到廣泛應(yīng)用，按關(guān)注角度與范圍的不同可分為電網(wǎng)風(fēng)險評估、變電站風(fēng)險評估和設(shè)備風(fēng)險評估。其中電網(wǎng)風(fēng)險評估是學(xué)者們研究的重點，文獻(xiàn)[11，12]與文獻(xiàn)[13-16]分別研究了電網(wǎng)規(guī)劃風(fēng)險評估與運行風(fēng)險評估，二者在研究的時間跨度、設(shè)備故障模型及風(fēng)險指標(biāo)等方面都各不相同。文獻(xiàn)[17，18]與文獻(xiàn)[19，20]分別研究了電網(wǎng)靜態(tài)與暫態(tài)風(fēng)險評估，二者的最大區(qū)別在于風(fēng)險狀態(tài)分析方法，靜態(tài)風(fēng)險評估主要基于代數(shù)方程，而暫態(tài)風(fēng)險評估則需要涉及代數(shù)微分方程。文獻(xiàn)[21]研究了變電站風(fēng)險評估方法，變電站風(fēng)險評估的不確定因素來源于變電站內(nèi)部，與電網(wǎng)風(fēng)險評估需要考慮全網(wǎng)的設(shè)備故障有所不同。文獻(xiàn)[22]研究了電網(wǎng)設(shè)備風(fēng)險評估方法，其研究重點是設(shè)備自身的多種運行狀態(tài)。但由于調(diào)度操作風(fēng)險評估的對象是調(diào)度操作本身，與電網(wǎng)、變電站或者設(shè)備有所不同，所以以上三類風(fēng)險評估概念都無法直接應(yīng)用于調(diào)度操作中。

基于此，本文給出了廣義斷面概念，定義了調(diào)度操作風(fēng)險，并提出了針對調(diào)度操作的風(fēng)險評估方法。該方法將電網(wǎng)設(shè)備分成暴露型設(shè)備與封閉型設(shè)備，并分別介紹了相應(yīng)的時變故障概率模型；同時該方法采用基于發(fā)電機(jī)再調(diào)度與負(fù)荷削減的最優(yōu)潮流模型來等效計算電網(wǎng)設(shè)備故障造成的風(fēng)險后果。

1　調(diào)度操作風(fēng)險定義

已有風(fēng)險評估理論的研究對象為電網(wǎng)、變電站或設(shè)備，無法直接應(yīng)用于調(diào)度操作之中，因此需要對電網(wǎng)調(diào)度操作風(fēng)險進(jìn)行重新定義。首先需要定義廣義斷面，以便對電網(wǎng)設(shè)備進(jìn)行分組。

1.1廣義斷面

考慮到實際電網(wǎng)中的若干設(shè)備存在一定分組特性，即功能上相互支持，并且當(dāng)前電網(wǎng)中已存在輸電斷面概念，在此基礎(chǔ)上提出廣義斷面概念。

(1)

式中，c為設(shè)備；GS(c0)為設(shè)備c0的廣義斷面；Ω為設(shè)備關(guān)聯(lián)函數(shù)，如果Ω(c0，cj)=1.0，表示設(shè)備c0與cj功能相互支持，其具體判斷方法如下。

1)線路間功能相互支持

實際電網(wǎng)中存在的輸電斷面指輸電線路之間相互承載潮流轉(zhuǎn)移，本文采用文獻(xiàn)[23]中提出的電網(wǎng)輸電斷面識別方法來搜索某線路的輸電斷面。

設(shè)定線路x退出運行，則電網(wǎng)潮流分布會發(fā)生變化，如果網(wǎng)絡(luò)參數(shù)在考慮的時間段內(nèi)不變，則各支路的電流轉(zhuǎn)移量與斷開支路電流大小滿足一定比例

ΔIy=εy,xIx

(2)

式中，ΔIy為支路y上的轉(zhuǎn)移電流大小，A；Ix為斷開支路x上的原始電流大小，A；εy，x為支路x斷開時支路y的潮流轉(zhuǎn)移因子。

電網(wǎng)支路x斷開后節(jié)點i的電壓增量ΔVi為

(3)

式中，Zik、Zim、Zkk、Zmm與Zkm分別為阻抗矩陣中對應(yīng)位置上的元素；zx為支路x的阻抗值，Ω；k和m分別為支路x兩端對應(yīng)的節(jié)點編號。

輸電系統(tǒng)中線路的電抗遠(yuǎn)大于電阻值，故本文忽略電阻值，僅考慮電抗值。則當(dāng)支路x斷開后支路y電流幅值變化ΔIy為

(4)

式中，i與j分別為支路y兩端對應(yīng)的節(jié)點編號；xx和xy分別為支路x和支路y的電抗值。

將式(3)代入式(4)，并將結(jié)果代入式(2)可得支路x斷開時，支路y的潮流轉(zhuǎn)移因子εy，x為

(5)

根據(jù)分析，潮流轉(zhuǎn)移因子僅與電網(wǎng)本身結(jié)構(gòu)參數(shù)有關(guān)，可用來衡量不同線路之間的功能相互支持程度，設(shè)定ε0為閾值，則

(6)

2)開關(guān)間功能相互支持

實際電網(wǎng)500 kV變電站為3/2接線，如圖1a所示，220 kV變電站一般是雙母接線(包括分段，帶旁路)，如圖1b所示。圖1a中開關(guān)50X1與50X2(X表示第X串)共同完成出線L1的供電，而50X2與50X3共同完成進(jìn)線L2的供電。據(jù)此設(shè)定3/2接線中每一完整串的中開關(guān)(50X2)與邊開關(guān)(50X1和50X3)功能相互支持，即

Ω(50X2,50X1/50X3)=1.0

(7)

圖1b中母聯(lián)開關(guān)20AB、20BC、20CD與20AD共同完成將母線A、B、C與D連在一起，任一母線故障，其他母線可作為備用。據(jù)此設(shè)定在多母線的主接線中，各母線之間的母聯(lián)開關(guān)功能相互支持，即

Ω(20AB,20BC)=1.0

(8)

實際旁路開關(guān)與任一出線開關(guān)也構(gòu)成功能相互支持，但是旁路母線只有在出線開關(guān)檢修時才臨時投入使用，即旁路開關(guān)屬于常開開關(guān)，本文不做考慮。

3)主變壓器、母線與刀開關(guān)間功能相互支持

對于主變壓器、母線本文做出如下設(shè)定

Ω(Ti,Tj)=1.0,Ti,Tj∈S

Ω(Bi,Bj)=1.0,Bi,Bj∈S

(9)

式中，T為主變壓器，B為母線，S為變電站。即認(rèn)為同一變電站中的主變壓器與母線功能相互支持。由于刀開關(guān)不存在滅弧裝置，不能帶電操作，因此本文設(shè)定刀開關(guān)不存在功能相互支持的其他刀開關(guān)。

1.2調(diào)度操作風(fēng)險概念

分析總結(jié)以往電網(wǎng)各類風(fēng)險評估概念，本文給出調(diào)度操作風(fēng)險概念：調(diào)度操作風(fēng)險是調(diào)度操作設(shè)備本身故障以及與調(diào)度操作設(shè)備同處一個廣義斷面內(nèi)的其他設(shè)備發(fā)生故障給電網(wǎng)帶來的影響總和。假設(shè)調(diào)度操作d的操作設(shè)備為c0，則本次操作d的風(fēng)險R(d)為

R(d)=R(c0)+R(cΩ)

(10)

式中，cΩ為設(shè)備c0所在的廣義斷面內(nèi)的其他設(shè)備；R(c)為設(shè)備c故障引起的風(fēng)險，公式為

(11)

式中，H(c)為設(shè)備c引起的風(fēng)險狀態(tài)集合；S為風(fēng)險狀態(tài)；P(S)和I(S)分別為風(fēng)險狀態(tài)S的發(fā)生概率與造成的風(fēng)險后果。

2　本文基礎(chǔ)理論介紹

根據(jù)式(10)與式(11)可知，調(diào)度操作風(fēng)險需涉及設(shè)備故障概率與風(fēng)險后果計算，以下分別給出介紹。

2.1設(shè)備故障時變概率模型

本文將電網(wǎng)設(shè)備統(tǒng)一分成暴露型設(shè)備與封閉型設(shè)備。典型的暴露型設(shè)備是架空線路，由于長期暴露在外部環(huán)境中，導(dǎo)致其故障停運的主要因素是雷電、大風(fēng)等惡劣天氣條件。典型的封閉型設(shè)備是主變壓器、母線、開關(guān)與刀開關(guān)，導(dǎo)致其失效的主要因素是設(shè)備內(nèi)部老化等潛伏性故障風(fēng)險。

1)暴露型設(shè)備故障模型[24]

本文主要考慮天氣因素對暴露型設(shè)備故障造成的影響，首先需要根據(jù)歷史統(tǒng)計數(shù)據(jù)建立暴露型設(shè)備的時變故障模型，其瞬時狀態(tài)概率方程為

(12)

式中，Pi(t)為t時刻處于狀態(tài)i的瞬時概率；λ(t)為從運行狀態(tài)到故障狀態(tài)的轉(zhuǎn)移率函數(shù)，取值為時變故障率；μ(t)為從故障狀態(tài)到運行狀態(tài)的轉(zhuǎn)移速率函數(shù)，取值為時變修復(fù)率。

通常情況下天氣狀況分類如表1所示，不同天氣對應(yīng)的設(shè)備發(fā)生故障停運次數(shù)比例表達(dá)式為

(13)

式中，Wi為在天氣狀態(tài)i下發(fā)生故障次數(shù)的比例；Ti和λi分別為天氣狀態(tài)i的持續(xù)時間與平均故障率；T和λ0分別為所有天氣狀態(tài)持續(xù)總時間與歷史統(tǒng)計平均故障率。

表1　天氣類型分類Tab.1　Classification of weather conditions

根據(jù)式(13)可知設(shè)備時變故障率計算公式為

(14)式中，i為所考慮時間段內(nèi)的天氣狀態(tài)，可通過天氣預(yù)報獲得；Wi、Ti、T和λ0可從歷史數(shù)據(jù)統(tǒng)計得到。

2)封閉型設(shè)備故障模型[24]

封閉型設(shè)備的老化故障發(fā)展比較緩慢，而調(diào)度操作的執(zhí)行時間一般為幾分鐘到數(shù)小時，因此可認(rèn)為在調(diào)度操作執(zhí)行期間其老化程度不變，即故障率λ0取為常數(shù)，來源為歷史統(tǒng)計?？紤]維修過程之后的設(shè)備不可用率表達(dá)式為

P(t)=P0+ae-(λ+μ)t+be-λ0t

(15)

式中

(16)

(17)

(18)

式中，λ為維修后再運行的故障率；μ為維修后再運行的修復(fù)率。

2.2風(fēng)險后果評估模型

以MATPOWER 4.0b2中的最優(yōu)潮流模型為基礎(chǔ)，考慮到實際應(yīng)用只關(guān)注有功潮流，刪除原有目標(biāo)函數(shù)中的發(fā)電機(jī)無功再調(diào)度，同時增加有功負(fù)荷削減。則以發(fā)電機(jī)有功再調(diào)度和有功負(fù)荷削減為目標(biāo)函數(shù)的最優(yōu)潮流模型為

(19)

(20)

3　調(diào)度操作風(fēng)險評估方法

圖2為調(diào)度操作風(fēng)險評估方法具體流程圖。首先讀取調(diào)度操作數(shù)據(jù)，確定調(diào)度操作設(shè)備，然后根據(jù)1.1節(jié)介紹的廣義斷面分析方法確定調(diào)度操作設(shè)備所在的廣義斷面，接著根據(jù)1.2節(jié)調(diào)度操作風(fēng)險概念確定本次調(diào)度操作風(fēng)險所涉及的操作風(fēng)險狀態(tài)，即哪些設(shè)備發(fā)生哪些故障，以上步驟均屬于操作風(fēng)險狀態(tài)的數(shù)據(jù)準(zhǔn)備階段。

圖2　調(diào)度操作風(fēng)險評估方法流程圖Fig.2　The flow chart of dispatching operation risk assessment method

調(diào)度操作風(fēng)險評估的核心部分是操作風(fēng)險狀態(tài)分析，包括應(yīng)用2.1節(jié)介紹的電網(wǎng)設(shè)備故障時變概率模型計算風(fēng)險狀態(tài)發(fā)生概率以及應(yīng)用2.2節(jié)介紹的最優(yōu)潮流模型計算風(fēng)險后果。

最后根據(jù)風(fēng)險狀態(tài)分析結(jié)果計算調(diào)度操作風(fēng)險指標(biāo)，考慮到不同設(shè)備涉及的廣義斷面內(nèi)設(shè)備數(shù)量不同，因此式(10)中的第二部分采用設(shè)備的平均指標(biāo)，則式(10)改寫為

(21)

式中，n為設(shè)備c0所在廣義斷面中其他設(shè)備數(shù)量。

4　算例分析

4.1IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)分析

為驗證本文所提方法有效性，選擇IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)進(jìn)行測試，其接線圖如圖3所示。每個發(fā)電機(jī)節(jié)點與負(fù)荷節(jié)點都需要擴(kuò)展成變電站，其高壓側(cè)采用圖1a 的3/2接線方式，低壓側(cè)采用圖1b的雙母雙分段接線方式，每個變電站站內(nèi)主變壓器數(shù)量與出線數(shù)量相同，這樣變電站低壓側(cè)接線的出線潮流等效為負(fù)荷節(jié)點或發(fā)電機(jī)節(jié)點。設(shè)定所有暴露型設(shè)備(架空線路)的歷史統(tǒng)計故障數(shù)據(jù)如表2所示。

圖3　IEEE 10機(jī)39節(jié)點系統(tǒng)接線圖Fig.3　Single diagram of IEEE 39-bus system表2　暴露型設(shè)備歷史故障數(shù)據(jù)Tab.2　Historical data for exposed component outage

天氣編號ⅠⅡⅢⅨⅩⅪWi(%)5.321.110.513.215.834.1Ti/h762124204.85080.8262.81138.8700.8T=87600h;λ0=0.434×10-3次/h;μ=0.1次/h

對于封閉型設(shè)備(主變壓器、開關(guān)、刀開關(guān)與母線)的統(tǒng)計故障率λ0=2.56×10-5次/h，維修后的故障率λ=0.5×10-5次/h。雖然操作對象可能為線路、主變壓器或母線，但每一步驟的實際操作設(shè)備只有開關(guān)與刀開關(guān)。開關(guān)與刀開關(guān)自身故障狀態(tài)分析如表3所示。

表3　開關(guān)和刀開關(guān)故障狀態(tài)分析Tab.3　Outage analysis of isolators and switches

假設(shè)對該系統(tǒng)的線路B5-B6(圖3中節(jié)點5-6)由運行轉(zhuǎn)冷備用，操作步驟如表4所示(假設(shè)線路B5-B6均位于兩側(cè)變電站的第一串)。

表4　具體操作步驟Tab.4　Specific steps for dispatching operation

根據(jù)實際情況分析可知，第2步斷開開關(guān)操作會將線路B5-B6退出運行，則該步操作設(shè)備所在的廣義斷面只包括線路，第1、3、4步操作屬于純開關(guān)操作，其廣義斷面只包括同一串內(nèi)的開關(guān)。各步驟操作設(shè)備所在的廣義斷面分析結(jié)果如表5所示。

表5　操作設(shè)備廣義斷面分析Tab.5　Generalized section analysis for dispatching component

應(yīng)用2.2節(jié)介紹的風(fēng)險后果評估模型對本操作進(jìn)行風(fēng)險后果計算，計算結(jié)果如表6所示(其中S表示某種貨幣單位，針對發(fā)電機(jī)再調(diào)度出力為30 S/MW，針對負(fù)荷削減為100 S/MW)。

表6　風(fēng)險后果評估Tab.6　Risk assessment of the consequences

應(yīng)用本文所提出的調(diào)度操作風(fēng)險評估方法對該操作進(jìn)行風(fēng)險評估，假設(shè)當(dāng)前天氣為正常情況，結(jié)果如圖4所示。

圖4　本次操作風(fēng)險評估結(jié)果Fig.4　Risk assessment results for this dispatching operation

根據(jù)圖4可知，線路B5-B6由運行轉(zhuǎn)冷備用操作的4個步驟中，第1步操作風(fēng)險最低，第2步操作風(fēng)險最高，第3步與第4步操作相對第2步有所降低。這由于第1步開關(guān)操作正常情況下不會影響系統(tǒng)潮流分布，由圖1a可知，在中開關(guān)和邊開關(guān)均閉合時，斷開任何一個開關(guān)都不會改變進(jìn)出線潮流。開關(guān)本身爆炸雖然可能引起同一串的進(jìn)出線同時跳閘，但是其發(fā)生概率特別?。黄渌诘膹V義斷面中另外開關(guān)的故障會造成進(jìn)線或者出線跳閘，但由于系統(tǒng)一般會滿足N-1約束，故不會對系統(tǒng)造成影響。第2步操作會造成線路B5-B6退出運行，即使系統(tǒng)滿足N-1約束，但是其所在的廣義斷面內(nèi)其他線路故障會給系統(tǒng)造成N-2故障，對系統(tǒng)造成嚴(yán)重的影響。因此需要注意本操作的第2步操作，尤其需要注意與線路B5-B6同處一個廣義斷面內(nèi)的其他線路，其可能會給系統(tǒng)造成N-2故障場景。以上分析過程有助于提前制定風(fēng)險防控措施，有效降低操作不確定因素給電網(wǎng)造成的不利影響，保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

下面討論時變停運模型參數(shù)的變化對操作風(fēng)險的影響。考慮當(dāng)天氣狀況發(fā)生變化時，同樣的操作對電網(wǎng)系統(tǒng)帶來的調(diào)度操作風(fēng)險變化，結(jié)果如圖5所示。場景1～6分別代表Ⅰ～Ⅺ六種天氣狀況。

圖5　天氣對操作風(fēng)險的影響Fig.5　Effect of the weather on the operation risk

根據(jù)圖5可知，天氣狀況會給操作風(fēng)險帶來影響，而且在所有場景中，風(fēng)險變化趨勢一致，第2步操作仍是風(fēng)險等級最高的。這是由于天氣狀況僅對故障發(fā)生概率造成影響，相同故障的后果是一樣的，所以風(fēng)險計算結(jié)果類似。同時由前文可知，暴露設(shè)備(如架空線)的故障概率會受到天氣影響，在發(fā)生同樣故障的情況下，由于極端天氣發(fā)生可能性遠(yuǎn)小于正常天氣，由于故障后果一樣，則最終的風(fēng)險計算結(jié)果可能會較小。對于封閉型設(shè)備，故障率在短時間內(nèi)不會發(fā)生較大變化，此處不再進(jìn)行討論。

4.2某實際電力系統(tǒng)分析

本節(jié)選擇某實際500 kV電力系統(tǒng)進(jìn)行分析，其拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖6所示。500 kV變電站高壓側(cè)采用3/2接線方式，假定所有暴露型設(shè)備與封閉型設(shè)備歷史故障數(shù)據(jù)與4.1節(jié)相同。圖中G8屬于該電網(wǎng)的重要發(fā)電廠，具有4條出線，4臺主變壓器，某時刻該變電站高壓側(cè)主接線狀態(tài)如圖7所示。

圖6　實際電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.6　The topology of practical power system

圖7　變電站G8電氣主接線Fig.7　Concrete bus system arrangement for substation G8

假定當(dāng)前狀態(tài)下需將G8高壓側(cè)第一串5011開關(guān)由運行轉(zhuǎn)檢修，設(shè)定開關(guān)靠近母線1#側(cè)刀開關(guān)編號為50111，靠近線路側(cè)刀開關(guān)編號為50112，應(yīng)用本文所提的調(diào)度操作風(fēng)險評估方法對該操作進(jìn)行風(fēng)險評估，結(jié)果如表7和表8所示。

表7　操作步驟以及廣義斷面設(shè)備Tab.7　Procedures and equipment generalized section

表8　風(fēng)險后果評估Tab.8　Risk assessment of the consequences

各步驟操作設(shè)備所在的廣義斷面分析結(jié)果見表8(表中S表示某種貨幣單位，針對發(fā)電機(jī)再調(diào)度出力為30 S/MW，針對負(fù)荷削減為100 S/MW)。

應(yīng)用本文所提出的調(diào)度操作風(fēng)險評估方法對該操作進(jìn)行風(fēng)險評估，假設(shè)當(dāng)前天氣為正常情況，結(jié)果如圖8所示。

圖8　本次操作風(fēng)險評估結(jié)果Fig.8　Risk assessment results for this dispatching operation

根據(jù)圖8可知，第2步、第4步、第5步操作風(fēng)險指標(biāo)均為零，這因為第2步屬于拉開線路側(cè)刀開關(guān)，即使發(fā)生最嚴(yán)重接地故障，也只會導(dǎo)致出線C1跳閘，而系統(tǒng)滿足N-1約束，不會給系統(tǒng)造成影響。而第4步與第5步操作均屬于接地開關(guān)操作，接地開關(guān)操作主要目的是為了保障操作人員的安全，不會給系統(tǒng)造成影響。但是第1步與第3步操作風(fēng)險水平很高，這是由于第1步開關(guān)操作時，如果開關(guān)發(fā)生爆炸，直接導(dǎo)致出線C1跳閘與母線1#跳閘，由于5022和5042開關(guān)處于斷開狀態(tài)，母線1#跳閘會造成進(jìn)線J2與J4跳閘，即同時造成系統(tǒng)3條支路跳閘。由于進(jìn)線J2與J4連接大容量發(fā)電機(jī)，一旦退出運行，會給系統(tǒng)造成重大影響。第3步操作50111刀開關(guān)時，刀開關(guān)發(fā)生接地故障會造成母線1#跳閘，但由于5011開關(guān)已經(jīng)打開，出線C1不會受到影響，其給系統(tǒng)造成的影響小于第1步。計算結(jié)果表明，當(dāng)前狀態(tài)不適合5011開關(guān)檢修，應(yīng)該預(yù)先調(diào)整系統(tǒng)狀態(tài)，將5022與5042開關(guān)投入運行。此時各步驟操作風(fēng)險水平會降為0，因為此時開關(guān)與刀開關(guān)的最嚴(yán)重故障狀態(tài)也只會造成出線C1跳閘，不會對系統(tǒng)造成其他影響。這表明，調(diào)度操作風(fēng)險評估結(jié)果，可以輔助進(jìn)行系統(tǒng)狀態(tài)調(diào)整，以保證執(zhí)行本操作的風(fēng)險水平控制在可接受范圍內(nèi)。

5　結(jié)論

本文提出了廣義斷面概念，可對電網(wǎng)中的設(shè)備進(jìn)行功能相互支持劃分；以此為基礎(chǔ)，提出了實用的調(diào)度操作風(fēng)險評估方法。該方法將調(diào)度操作設(shè)備本身以及與調(diào)度操作設(shè)備同處一個廣義斷面內(nèi)的其他設(shè)備故障給電網(wǎng)造成的綜合影響定義為本次調(diào)度操作的風(fēng)險，同時采用基于發(fā)電機(jī)再調(diào)度與負(fù)荷削減的最優(yōu)潮流模型來等效計算電網(wǎng)設(shè)備故障造成的風(fēng)險后果。如果風(fēng)險指標(biāo)值過高，則表明當(dāng)前系統(tǒng)狀態(tài)不適合執(zhí)行本操作，需要進(jìn)行狀態(tài)調(diào)整，直到操作風(fēng)險水平在可接受范圍之內(nèi)。IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)與某實際電網(wǎng)的計算結(jié)果表明，該方法通過計算各個操作步驟的風(fēng)險水平，可輔助調(diào)度人員預(yù)先制定風(fēng)險防控措施，能夠有效降低調(diào)度操作不確定因素給電網(wǎng)造成的嚴(yán)重影響，提高電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行能力。

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The Risk Assessment Method for the Dispatching Operation Based on Generalized Sections

Liu Jianing1Chao Zhu1Zhong Huazan1Hu Shizhao1Jia Hongjie2

(1.Dispatching and control centerGuangdong Power GridGuangzhou510699China 2.School of Electrical Engineering and AutomationTianjin UniversityTianjin300072China)

Due to the fact that some transmission line sections exist in real power systems for stability monitoring，a generalized section concept is proposed in this paper which can be used to group the power components，such as line，main transformers，bus bars，and switches.Then the dispatching operation risk is defined as the total influence including the dispatching element outage and the other elements outage located in the same generalized section.According to the above theory，a risk assessment method for dispatching operation is presented in which two different time-varying component outage models for the sealed and exposed elements are introduced respectively.Then an optimal power flow model based on the generator re-dispatching and the load curtailment is utilized to evaluate the risk influence caused by the element faults.Finally，the correctness and effectiveness of this method are tested by utilizing the IEEE 39-bus system and a real power system.

Section，risk，dispatching，load curtailment

2015-01-22改稿日期2015-08-01

TM73

劉嘉寧男，1974年生，高級工程師，研究方向為電網(wǎng)調(diào)度運行及管理。

E-mail：liujianing_gd@126.com

賈宏杰男，1973年生，教授，研究方向為電力系統(tǒng)安全與穩(wěn)定性。

E-mail：hjjia@tju.edu.cn(通信作者)

廣東電網(wǎng)調(diào)度操作安全風(fēng)險量化評估模型研究及實用系統(tǒng)建設(shè)研究資助項目(K-GD2012-301)。