一种计及电网安全约束的变电站主接线风险评估方法

摘要

本发明提供一种计及电网安全约束的变电站主接线风险评估方法，所述方法包括：构建计及电网安全约束的变电站主接线风险指标；根据变电站主接线拓扑，生成拓扑节点图；对拓扑节点图中各支路的故障进行枚举，并根据枚举结果对拓扑节点图进行修正；根据修正后的邻接矩阵生成节点间的可达矩阵，将被评估变电站对外等效为电网中的PQ节点；建立最优调度模型，并计算计及电网安全约束的变电站主接线风险指标。本发明能够在进行变电站主接线风险评估过程中，考虑电网安全约束对主接线方式的影响，使得评估结果更全面。

说明书

技术领域

本发明涉及电力系统技术领域，具体是一种计及电网安全约束的 变电站主接线风险评估方法。

背景技术

变电站是电网中的关键组成部分之一，主要承担着汇集和分配电 能的重要作用，其运行情况将直接影响电网的安全性与经济性。对变 电站内电气主接线方式进行风险评估，研究各种异常及故障可能会对 电网造成的影响，从而得到对系统安全稳定运行影响最小的主接线方 案，一直是研究的热点。

目前的变电站主接线风险评估方法，主要局限于对变电站内主接 线本身进行风险评估，研究各种设备故障情况下，站内等效负荷点与 等效电源间的通路情况，本质上只是一种连通性判别分析。但变电站 主接线与电网中输电线路直接相连，其故障或停运会导致电网结构发 生变化，严重情况下会导致故障范围扩大，造成大范围停电。因此， 在进行变电站主接线风险评估时只考虑主接线本身，其评价结果往往 不能反映电网真实的运行风险。

为解决上述问题，一些学者在进行主接线风险计算时，通过在变 电站内增加若干站内虚拟母线及支路，将断路器等站内元件并入潮流 方程的雅可比矩阵中，可实现输变电系统的联合潮流计算及风险指标 计算，但这样处理会增加潮流方程的维度，某些情况下还会产生站内 元件孤岛，不便于计算。综上，目前变电站主接线风险评估方法往往 不能全面考虑其与电网的相互影响，且相关改进方法适用范围有限。

发明内容

有鉴于此，本发明针对目前变电站风险评估方法的不足，提出一 种计及电网安全约束的变电站主接线风险评估方法，考虑电网安全约 束对主接线方式的影响，使得评估结果更全面。

本发明采用的技术方案如下：

一种计及电网安全约束的变电站主接线风险评估方法，包括以下 步骤：

步骤一、构建计及电网安全约束的变电站主接线风险指标，所述 计及电网安全约束的变电站主接线风险指标包括计及电网安全约束 的失负荷概率、计及电网安全约束的电量不足期望、电压越限严重度 指标和输电线路过载严重度指标；

步骤二、根据变电站主接线拓扑，生成拓扑节点图：所述拓扑节 点图由支路和节点组成，拓扑节点图中每条支路代表变电站内一个具 体的一次设备，每条支路两侧各有一个虚拟节点；

步骤三、对拓扑节点图中各支路的故障进行枚举，枚举故障的最 大阶数为2阶，并根据枚举结果对拓扑节点图进行修正；

步骤四、根据修正后的邻接矩阵生成节点间的可达矩阵，根据可 达矩阵判断各种系统状态下站内负荷节点与站内外连接节点的连通 关系，根据站内负荷节点与站内外连接节点、站内外连接节点与站内 外连接节点之间的通路关系，将被评估变电站对外等效为电网中的 PQ节点；

步骤五、建立最优调度模型，根据最优调度模型对变电站所在的 电网进行交流潮流计算，得到由于安全约束以及区域电网拓扑改变后 需削减的负荷量以及各节点电压、各输电线路潮流，并根据计算结果 得到计及电网安全约束的变电站主接线风险指标；

步骤六、重复步骤三至步骤五，直至所有系统状态枚举完毕。

进一步地，步骤一中的计及电网安全约束的失负荷概率计算方法 为：

式中，LOLP表示计及电网安全约束的失负荷概率，P

步骤一中的计及电网安全约束的电量不足期望计算方法为：

式中，EENS表示计及电网安全约束的电量不足期望，C

步骤一中的电压越限严重度指标计算方法为：

式中Sev

步骤一中的线路过载严重度指标计算方法为：

式中Sev

进一步地，步骤二中根据变电站主接线拓扑，生成拓扑节点图， 具体为：将变电站主接线上的主要一次设备简化为支路，并在支路间 设置一个虚拟节点，所述的主要一次设备包括隔离开关、断路器、母 线、变压器。

进一步地，步骤三中根据枚举结果对拓扑节点图进行修正，具体 为：

首先由步骤二得到拓扑节点图各节点的邻接矩阵，矩阵中各元素 为：

然后，根据枚举支路两端的节点号，将邻接矩阵中所对应的元素 强制设置为0。

进一步地，步骤四中站内负荷节点表示拓扑节点图中变压器所在 支路的一端节点，且站内负荷节点只与该变压器支路相连；站内外连 接节点表示拓扑节点图中隔离开关支路的一端节点，且站内外连接节 点只与该隔离开关支路相连；

步骤四中，根据站内负荷节点与站内外连接节点、站内外连接节 点与站内外连接节点之间的通路关系，将被评估变电站对外等效为电 网中的PQ节点，具体为：

其中CN表示站内负荷节点，LN表示站内外连接节点。

进一步地，步骤五建立的最优调度模型为：

目标函数为：

约束条件为：

P

Q

0≤C

其中，P

本发明通过构建计及电网安全约束的变电站主接线风险指标，能 够在进行变电站主接线风险评估过程中，考虑电网安全约束对主接线 方式的影响，使得评估结果更全面。

附图说明

图1为本发明一种计及电网安全约束的变电站主接线风险评估 方法其中一个实施例的流程示意图；

图2为IEEE-RBTS测试系统接线图；

图3为IEEE-RBTS测试系统生成的拓扑节点图；

图4为本发明电压越限严重度指标示意图；

图5为本发明线路过载严重度指标示意图。

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 合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中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。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没 有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明 保护的范围。

如图1所示，为一种计及电网安全约束的变电站主接线风险评估 方法流程图，所述方法包括如下步骤：

步骤一、构建计及电网安全约束的变电站主接线风险指标，包括 计及电网安全约束的失负荷概率、计及电网安全约束的电量不足期望、 电压越限严重度指标和输电线路过载严重度指标。

其中计及电网安全约束的失负荷概率计算方法为：

式中，LOLP表示计及电网安全约束的失负荷概率，P

其中计及电网安全约束的电量不足期望计算方法为：

式中，EENS表示计及电网安全约束的电量不足期望，C

其中电压越限严重度指标计算方法为：

式中Sev

其中线路过载严重度指标计算方法为：

式中Sev

步骤二、根据变电站主接线拓扑，生成拓扑节点图：拓扑节点图 由支路和节点组成，图中每条支路代表变电站内一个具体的一次设备， 每条支路两侧各有一个虚拟节点。

其中拓扑节点图生成方法为：将变电站主接线上的主要一次设备 简化为支路，并在支路两端分别设置一个虚拟节点，所述的主要一次 设备包括隔离开关、断路器、母线、变压器。

步骤三、对拓扑节点图中各支路的故障进行枚举，枚举故障的最 大阶数为2阶，并根据枚举结果对拓扑节点图进行修正。

该步骤首先由步骤二得到拓扑节点图各节点的邻接矩阵，矩阵中 各元素为：

然后，根据枚举支路两端的节点号，将邻接矩阵中所对应的元素 强制设置为0。

步骤四、根据修正后的邻接矩阵生成节点间的可达矩阵，根据可 达矩阵判断各种系统状态下站内负荷节点(LN节点)与站内外连接 节点(CN节点)的连通关系，根据LN节点与CN节点、CN节点与 CN节点之间的通路关系，将被评估变电站对外等效为电网中的PQ 节点。

其中LN节点表示拓扑节点图中变压器所在支路的一端节点，且 该节点只与该变压器支路相连；CN节点表示拓扑节点图中隔离开关 支路的一端节点，且该节点只与该隔离开关支路相连。

步骤四中，根据LN节点与CN节点、CN节点与CN节点之间 的通路关系，将被评估变电站对外等效的方法为：

根据表格中的等效方法，可得到步骤三中枚举的支路故障所对应 的系统状态下，该变电站所对应的PQ节点所带负荷量的大小，对比 支路故障前该变电站实际负荷量，可得到由于站内元件故障所导致的 站内负荷损失量即C

步骤五、建立最优调度模型，对变电站所在的电网进行交流潮流 计算，得到由于安全约束以及区域电网拓扑改变后需削减的负荷量以 及各节点电压、各输电线路潮流，并根据计算结果以及最优调度模型 求解计及电网安全约束的变电站主接线风险指标。

所述建立的最优调度模型，其中目标函数为：

约束条件为：

P

Q

0≤C

其中，P

根据步骤五中的最优调度模型，可得到步骤三中枚举的支路故障 所对应的系统状态下，系统为保持母线电压和线路输送容量不越线而 不得不切除的最小负荷量C

同时，根据上述最优调度模型，可得系统最小切负荷情况下所对 应各个母线的电压V，以及各输电线路的实际传输容量TR

步骤六、重复步骤三至步骤五，直至所有系统状态枚举完毕。

此时，统计所有非0的C

以图2所示的IEEE-RBTS测试系统为例，对本发明确定计及电 网安全约束的变电站主接线风险评估方法进行详细说明。

步骤一、构建计及电网安全约束的变电站主接线风险指标，包括 计及电网安全约束的失负荷概率、计及电网安全约束的电量不足期望、 电压越限严重度指标和输电线路过载严重度指标。

其中计及电网安全约束的失负荷概率计算方法为：

式中，LOLP表示计及电网安全约束的失负荷概率，P

其中计及电网安全约束的电量不足期望计算方法为：

式中，EENS表示计及电网安全约束的电量不足期望，C

其中电压越限严重度指标计算方法为：

式中Sev

其中线路过载严重度指标计算方法为：

式中Sev

步骤二、根据变电站主接线拓扑，生成拓扑节点图，如图3所示， 图中虚线支路{12、16、20、24、40、31、36}代表断路器，{27、28} 分别代表IM、IIM，{29、34}分别代表1#、2#主变，剩下的虚线支 路均为隔离开关，虚线支路两端分别为虚拟节点。

步骤三、对拓扑节点图中各支路的故障进行枚举，枚举最大阶数 为2。以其中一种支路故障状态为例，假设此时编号分别为{11、12} 的支路被枚举出发生故障，则邻接矩阵中a

步骤四，生成可达矩阵，且该系统中CN节点与LN节点分别为 节点{4、9、31、14}与节点{24、28}，

根据LN节点与CN节点、CN节点与CN节点之间的通路关系， 将被评估变电站对外等效的方法为：

根据求得的可达矩阵可知，CN节点4与LN节点24、28均不存 在通路关系，且与其它CN节点均无通路，因此在等效时需删除电网 中与该CN对应的站外输电线路；而CN节点9、31、14均与LN节点 24、28存在通路，且这三个CN节点间也存在通路，因此所有存在通 路的CN等效为一个带负荷的PQ节点，负荷量为节点24与28负荷量 之和，并保留CN节点9、31、14对应的站外进线。

步骤五，建立最优调度模型，利用最优调度模型对负荷损失及区 域电网潮流进行计算：

目标函数

约束条件为：

P

Q

0≤C

其中，P

步骤六、重复步骤三至步骤五，直至所有系统状态枚举完毕。

为便于对比，同时利用传统不计及电网约束的主接线风险评估方 法对变电站主接线方式展开风险评估，两种方法计算得到的风险指标 如下所示。

由上表可知，与传统不计及电网安全约束的主接线风险评估结果 相比，本发明提出的方法在失负荷概率LOLP、电量不足期望EENS 等风险指标的计算结果上略有增加，主要原因是考虑了由于站内元件 故障引起区域电网拓扑改变而导致的负荷削减情况。但上述指标结果 差别较小，主要是由于产生区域电网负荷削减的系统状态发生概率较 小所致。经计算，全部325种系统状态下，存在站内负荷削减205种、 区域电网负荷削减24种，并且发生区域电网负荷削减的系统状态全 部由元件二阶故障导致，其系统发生概率较小(10-5级别)。因此尽 管计及区域电网安全约束条件下的总负荷削减量比传统方法多出 476.33MW(区域电网负荷削减量)，但电量不足期望EENS却相差不 大。

电压越限严重度指标和线路过载严重度指标分别如图4和图5所 示。

图4中横坐标代表系统状态的编号，共有325个，分别对应325 种元件故障状态；纵坐标代表系统的电压越限严重度指标值。图中纵 坐标3.1886所对应的横虚线所示主接线正常运行时，系统的电压越 限指标值。当站内元件故障时，有177种状态下的电压越限严重度指 标大于该值，148种状态下的电压越限严重度指标小于该值。图中虚 线垂线红色垂线代表出现电压越限的系统状态，共有76种，这里选 取系统电压越限严重度指标值最大的几个系统状态，其对应的元件故 障组合分别为图3中的19/20/22+27、19/20/22+10/39/40和19/20/22+23/24/25，对应的系统最低节点电压(p.u.)分别为0.9455、 0.9497和0.9487，均为图2中BUS6所在的节点。虽然一般情况下发 生上述二阶故障的概率极小，但在某些特殊情况如检修工况下，其发 生概率就不能忽略了。因此若考虑区域电网约束，当19/20/22元件所 在的L2线路停电检修时，应着重加强27(IM)、10/39/40(母联)和 23/24/25(线路L7)的巡检工作，防止出现故障情况。

同理，图5中横坐标代表系统状态的编号，纵坐标代表线路过载 严重度指标。纵坐标0所对应的横虚线代表主接线正常运行时的系统 线路过载严重度值。当站内元件故障时，有121种状态下的线路过载 严重度指标大于该值，204种状态下等于该值。其中有63种系统状 态下会发生线路潮流越限，如图中虚线垂线所示。同理，选取线路过 载指标值最严重的几个系统状态，其对应的元件故障组合分别为图4 中的19/20/22+23/24/25、19/20/22+27、23/24/25+28，此时系统线路 潮流(p.u.)最大分别为1.3247、1.1600和1.1482，均对应于图3中 的线路L1和L6。因此例如当19/20/22所在的L2线路停电检修时， 应特别注意23/24/25(线路L7)、和27(IM)的巡检工作，防止出现 故障导致区域电网线路过载。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并 不局限于此，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范 围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。