一种电力系统风险评估指标体系构建方法与流程

本发明涉及电网安全运行技术领域，尤其是涉及一种基于风险多因素关联特征的电力系统风险评估指标构建方法。

背景技术：

现阶段负荷迅速增长，各种新能源大规模并网，特高压交直流混联使电网运行面临越来越多的不确定风险因素。为应对各类风险因素对电网的影响，电网综合风险评估无疑是保证电力系统安全稳定性的关键环节。风险评估指标是评估的依据和基础，但当下的风险评估指标大多过于传统且涉及面不够广泛，难以对新形势下频繁随机波动的电网运行状况进行综合客观的评估。

公开号为cn105426685a的文献提供一种电力系统雷击闪络风险评估方法，包括：获取线路跳闸率n；获取线路在同级电网中的重要程度k1；获取线路遭雷击跳闸重合闸不成功的概率k2；根据n、k1以及k2建立区域电网雷击闪络风险模型r＝n×k1×k2，并获取输电网雷击闪络风险r。但该风险评估方法步骤比较简单，方法不够科学。

公开号为cn105356446a的文献提供一种电力系统网络的风险评估方法包括如下步骤：1)将区域内的总负荷值以一个集中负荷a表示，将区域内的所有分布式电源定义为随机变量集合a，区域内的；2)根据区域内的负荷以及分布式电源之间的相关性划分区域的边界条件；3)根据步骤2)确定的边界情况对电力系统网络，并确定电力系统网络的结构；4)获取步骤2)中六种边界条件的各变量的历史时序数据，并按照时间顺序编号，形成以编号及功率数值为标签的数据对；5)利用蒙特卡洛法分别计算步骤2)中的六种边界情况下的电力系统潮流方程，为电力系统网络的风险进行评估，但该方法缺少相应的数学模型，难以对电力系统有效评估。

技术实现要素：

有鉴于此，本发明的目的是针对现有技术的不足，提供一种基于风险多因素关联特征的电力系统风险评估指标体系构建方法，解决上述存在的技术问题。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案：

一种电力系统风险评估指标体系构建方法，包括以下步骤：

步骤1：确定风险评估的边界范围和时间尺度；

步骤2：确定电网风险因素及其关联特征，形成四个关键因素:电网运行状态因素、电网网架结构因素、新能源并网因素和交直流混联因素，分析四个关键因素的关联作用；

步骤3：基于风险因素派生风险评估指标，根据上述步骤2中的四个关键因素派生出四类指标，采集电网风险运行相关数据，计算指标数值；

步骤4：基于风险因素关联特征进行新指标派生或原指标修正，新指标派生出多馈入短路比指标和旋转备用指标，对电网运行状态类全部指标进行修正，计算指标数值；

步骤5：形成基于风险多因素关联特征的电网风险评估指标体系，汇总上述的步骤3和步骤4的各项指标，进行指标的标准化处理，形成两级分层结构的指标体系；

步骤6：基于上述步骤5的指标体系，进行电网综合风险值计算，采取熵权法为上述各项指标赋权，进行指标权重计算从而获得电网的总体风险值，量化评估电网运行状态的风险程度。

进一步的,所述步骤3中的四类指标包括网架结构类风险指标、交直流混联类风险指标、电网运行类风险指标和新能源并网风险指标。

进一步的,所述网架结构类风险指标包括线路平均长度、节点平均度数和节点平均介数，所述交直流混联类风险指标包括阻尼比、强迫停运率和能量利用率，所述运行类风险指标包括电压越限风险指标、线路有功功率越限风险指标、失负荷风险指标、过负荷风险指标和功角越限风险指标，所述新能源并网风险指标包括渗透率、等效负荷峰谷差和弃风弃光率。

进一步的,所述步骤4包括以下三个步骤：

s1：根据公式计算出多馈入短路比指标，式中：ri为第i回直流所对应的多馈入短路比；zii为等值阻抗矩阵中第i回环换流母线所对应的自阻抗；zij为等值阻抗矩阵中第i回环换流母线和第j回环流母线之间的等值互阻抗；pdi为第i回直流的额定功率；pdj为第j回直流的额定功率；m为直流总回数；各线短路比取期望值，作为系统多馈入短路比r值；

s2：根据公式计算出旋转备用指标；

s3：根据公式对电网运行状态类全部指标进行修正，式中：p(ei)表示第i种故障状态下发生风险的概率；ei表示第i种故障状态；sev(ei)表示在系统第i种故障状态下发生风险的严重程度；pwj为每个场景下的风电出力值。

进一步的,所述步骤5在进行标准化处理过程中，分两种情况，第一种情况对于数值越小风险越小的指标，采用下式计算

式中：x′q为标准化后的第q种指标值；xq为第q种指标的计算数值；xmax和xmin为第q种指标的最大值与最小值。

进一步的,所述步骤5在进行标准化处理过程中，还包括另外一种情况，对于数值越小风险越大的指标先取该指标的倒数，再按第一种情况的计算公式计算。

进一步的,所述步骤6中电网综合风险值的计算公式如下：

式中：wq为第q种指标的权重；x′q为标准化后的第q种指标值；最终计算结果可用以表征计及各关键因素及其关联特征的电网综合风险。

本发明的有益效果是：

1、本发明提供了一种电力系统风险评估指标体系构建方法，通过风险多因素关联特征，采用六个具体的实施步骤应对各类风险因素对电网的影响，将各类风险因素通过一系列数学计算公式和模型通过数学计算量化评估电网运行状态的风险程度，获得电网的总体风险值，更加直观、清晰、科学。

2、本发明提供了一种电力系统风险评估指标体系构建方法，考虑到各类风险因素对电网的影响，针对新能源并网和交直流混联的新常态，计及多种风险因素及其关联特征，科学地构建了广泛适用于新常态下的电力系统风险评估指标体系，克服了传统指标涉及面不够广泛难以对新形势下频繁随机波动的电网运行状况。

3、本发明提供了一种电力系统风险评估指标体系构建方法，通过一系列的具体的实施步骤科学合理地构建电力系统风险评估指标体系，并以某区域电网为评估对象采用详细的实施步骤对该区域电网进行风险评估指标体系的构建，解决目前电力系统风险评估指标不够全面，且构建指标时未计及风险因素之间相互关联作用的问题，为电力系统风险评估指标体系的构建提供参考。

附图说明

图1为本发明的风险评估指标体系构建方法的流程图；

图2为本发明的计及风险多因素关联特征的电力系统风险评估指标体系示意图；

图3为本发明的实施例中某区域电力系统示意图；

图4为本发明的风险关键因素关联特征示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例

如图1所示，一种电力系统风险评估指标体系构建方法，包括以下步骤：

步骤1：确定风险评估的边界范围和时间尺度；

确定风险评估的边界范围，即划分出参与风险评估的区域电网覆盖范围，以及与其他电网的联络线。其次根据需求不同，确定风险评估数据统计的时间尺度t(周、月、年等不同时间尺度均可),即确定数据统计的监测时间和测量时间。

步骤2：确定电网风险关键因素及其关联特征；

依据历史数据和运行经验分析，选取电网运行状态、网架结构作为风险关键因素。结合新能源大规模并网，特高压直流输电的现状，确定另外两种风险关键因素为新能源并网因素和交直流混联因素，形成四个关键因素:电网运行状态因素、电网网架结构因素、新能源并网因素和交直流混联因素，分析四个关键因素的关联作用；

步骤3：基于风险因素派生风险评估指标，根据步骤2中的四个关键因素派生出四类指标，采集电网风险运行相关数据，根据各指标的量化计算公式计算指标数值；

其中：所述步骤3中的四类指标包括网架结构类风险指标、交直流混联类风险指标、电网运行类风险指标和新能源并网风险指标。所述网架结构类风险指标包括线路平均长度、节点平均度数和节点平均介数，所述交直流混联类风险指标包括阻尼比、强迫停运率和能量利用率，所述运行类风险指标包括电压越限风险指标、线路有功功率越限风险指标、失负荷风险指标、过负荷风险指标和功角越限风险指标，所述新能源并网风险指标包括渗透率、等效负荷峰谷差和弃风弃光率。

步骤3具体如下：

步骤101：生成并计算网架结构类风险指标——线路平均长度。计算公式如式(1)所示。

距离dij为连接节点i和节点j的最短路径长度；n为网络的节点数；k为网络边数。

步骤102：生成并计算网架结构类风险指标——节点平均度数。计算公式如式(2)所示。

di为与节点i相连的边数，m为网络节点数。

步骤103：生成并计算网架结构类风险指标——节点平均介数。计算公式如式(3)所示。

ji为发电节点与负荷节点之间最短路径经过该节点的次数，m为网络节点数。

步骤104：生成并计算交直流混联类风险指标——阻尼比。计算公式如式(4)所示。

σ为系统状态特征矩阵实部；ω为系统状态特征矩阵虚部。

步骤105：生成并计算交直流混联类风险指标——强迫停运率。计算公式如式(5)所示。

q为强迫停运率，mfot为单极强迫停运次数，bfot为双级强迫停运次数，vfot为阀组强迫停运次数，t为统计时间。

步骤106：生成并计算交直流混联类风险指标——能量利用率。计算公式如式(6)所示。

u为能量利用率，s为系统额定容量；t为给定时间区间长度。

步骤107：生成并计算五项电网运行类风险指标。

提出一种仅考虑元件(发电机、变压器、线路等)单重故障状态概率风险模型，如公式(7)所示。

式中：r表示系统各指标风险值；nf表示系统中所有故障状态数；p(ei)表示第i种故障状态下发生风险的概率；ei表示第i种故障状态；sev(ei)表示在系统第i种故障状态下发生风险的严重程度，具体来说，本实例中细化出五项风险的严重程度(电网电压越限严重程度sev-v，有功功率越限严重程度sev-pi，失负荷严重程度sev-cut，过负荷严重程度sev-oveload，功角越限严重程度sev-δ)，如式(8)所示：

式中：e表示自然对数，ui表示节点i的电压标幺值，n表示节点号；pl表示线路l的有功功率标幺值，表示线路l允许的最大有功功率标幺值，m表示线路条数；cd表示失负荷量标幺值，pload表示当前负荷标幺值；l为流过元件的电流标幺值；δi为元件功角值。

将公式(8)中的风险严重程度分别带入公式(7)中，即可获得五项具体的电网运行类风险指标：rv表示电压越限风险指标；rpi表示线路有功功率越限风险指标；rcut表示失负荷风险指标；roveload表示过负荷风险指标；rδ表示功角越限风险指标。

步骤108：生成并计算新能源并网风险指标——渗透率。计算公式如式(9)所示。

ηw为风电渗透率，pw为风电功率，pl为负荷用电功率。

步骤109：生成并计算新能源并网风险指标——等效负荷峰谷差。计算公式如式(10)所示。

δpwe＝pwemax-pwemin(10)

δpwe为等效负荷峰谷差，等效负荷即为负荷曲线与风电出力曲线之差；pwemax为加入风电之后的系统等效负荷最大值，pwemin为加入风电之后的系统等效负荷最小值。

步骤110：生成并计算新能源并网风险指标——弃风弃光率。计算公式如式(11)所示。

pwq为弃风弃光损失功率，pw为实际风力发电功率。

步骤4:基于风险因素关联特征进行新指标派生或原指标修正；新指标派生出多馈入短路比指标和旋转备用指标，对电网运行状态类全部指标进行修正，计算指标数值；

所述步骤4包括以下三个步骤：

s1：多馈入短路比指标的计算公式如式(12)所示。

式中：ri为第i回直流所对应的多馈入短路比；zii为等值阻抗矩阵中第i回环换流母线所对应的自阻抗；zij为等值阻抗矩阵中第i回环换流母线和第j回环流母线之间的等值互阻抗；pdi为第i回直流的额定功率；pdj为第j回直流的额定功率；m为直流总回数。各线短路比取期望值，作为系统多馈入短路比r值。

s2：旋转备用指标的计算公式如式(13)所示。

s3：对电网运行状态类全部指标进行修正；

考虑多因素关联特征的电网运行风险评估模型将风速的不确定性引入，采用k-means聚类法将风电划分为j个场景，并得到每个场景的概率pwj及每个场景下的风电出力值pwj，用于应对新能源随机波动下电网运行风险评估。考虑多场景下对电网运行状态类指标进行修正，将运行风险评估模型(7)修正为式(14)所示。

如图2所示，步骤5：形成基于风险多因素关联特征的电网风险评估指标体系。汇总上述的步骤3和步骤4的各项指标，进行指标的标准化处理，形成两级分层结构的指标体系；两级分层结构的指标体系包括一级风险关键因素4个，分别为网架结构因素、交直流混联因素、运行状态因素和新能源并网因素；二级风险评估指标17个，与不计及风险因素关联的指标相比，新增了旋转备用、多馈入短路比2个指标，并对原来反应运行状态风险的5个指标做出了相应的修正。

在进行标准化处理过程中，由于指标间量纲不一致，对其进行标准化处理，分两种情况，第一种情况：对于数值越小风险越小的指标，计算公式如式(15)

式中：x′q为标准化后的第q种指标值；xq为第q种指标的计算数值；xmax和xmin为第q种指标的最大值与最小值。

在进行标准化处理过程中，还包括另一种情况，对于数值越小风险越大的指标先取该指标的倒数，再按式(15)计算。

步骤6：基于上述步骤5的指标体系，进行电网综合风险值计算，采取熵权法为上述各项指标赋权，进行指标权重计算从而获得电网的总体风险值，量化评估电网运行状态的风险程度。

通过本发明提出的指标体系可用作进一步数值评估，评估时根据需要选择合适的方法为各指标赋权。本实例采取熵权法进行指标的权重计算，计算过程如式(16)—(18)。

第q个指标的熵hq为:

式中(若xq＝0，yqlnyq＝0)

第q个指标的熵权wq为:

则电网综合风险数值为：

式中，wq为第q种指标的权重；x′q为标准化后的第q种指标值。最终计算结果可用以表征计及各关键因素及其关联特征的电网综合风险。

以某区域电力系统得实例进行方法构建，本实施例为基于风险关联因素特征的电力系统风险评估指标体系构建方法，包括：

步骤1：确定实施例的边界范围和时间尺度。

如图3所示，本例以某区域电网为评估对象，b1-b2线为500kv及以上电压等级交流线路，其他线为该区域±800kv天-中直流输电线路，图中共有28个变电站，10个发电厂，3个风电场。选择评估的时间尺度为2017年1-12月份；

步骤2：确定实施例的四个电网风险因素。

如图4所示，风速的随机波动性会对电网潮流分布、功率平衡、电压稳定等造成巨大的影响；交直流混联系统也会由于直流系统的换相失败导致直流闭锁、受端失稳等重大事故。因此计及新能源和交直流与电网运行状态和网架结构因素之间的相互关联作用。

步骤3：派生4个风险关键因素对应的风险评估指标，采集相关电网运行数据，根据数据和公式计算各指标数值；

由4个风险关键因素派生风险评估指标，由网架结构因素派生出线路平均长度，节点平均介数与节点平均度数3个指标；由电网运行状态因素派生出电压越限，失负荷等5个指标，由新能源并网因素派生出渗透率，等效负荷峰谷差，弃风率3个指标；由交直流混联因素派生出强迫停运率，阻尼比，能量利用率3个指标。采集评估区域内2017年1月-12月份的电力系统历史数据，计算统计类指标数值，其中运行状态类风险指标是通过在bpa软件上设置n-1故障作为故障集来进行仿真模拟后计算得到，各指标计算结果如下表1。

表1.区域电网风险评估指标计算数值

步骤4：计及因素之间的关联特征，派生新指标并计算数值，对电网运行状态类五个指标修正并计算数值。

由电力系统运行状态因素与新能源并网因素之间的关联特征派生出新指标(旋转备用)；由交直流混联因素与网架结构因素派生出新指标(多馈入短路比)，并对运行状态的五个指标进行修正。新生及修正指标计算数值如表2和表3。

表2.新生风险评估指标计算数值

表3.修正风险评估指标计算数值

步骤5：形成基于风险多因素关联特征的电网风险评估指标体系，并对指标标准化处理。

汇总步骤3和4的各项指标，形成计及风险因素关联特征的电力系统风险评估指标体系，并将各个指标计算结果进行标准化处理，如表4所示。

表4.计及因素关联特征的指标计算结果及标准化处理

步骤6：基于指标体系，进行电力系统综合风险评估。

本实施例采取熵权法进行指标的权重计算，根据式(16)和(17)，计算出各指标权值如表5所示。

表5.计及因素关联特征的指标权值计算结果

根据式(18)计算出的电力系统风险值为：

式中，rall为电力系统的综合风险值，x′q为标准化后的第q种指标值；wq为各指标权重；q为总指标个数。

最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，本领域普通技术人员对本发明的技术方案所做的其他修改或者等同替换，只要不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。