计及电力安全事故风险的输电网可靠性评估

刘文飞，曾嘉志，潘海涛，潘 翀，冯 丽，陈志梅

（1.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730070；2.国网四川省电力公司成都供电公司，成都610041；3.国网重庆市电力公司，重庆 400015；4.国网山西省电力公司，太原 030001）

随着社会经济的快速发展，人民生活水平显著提高，电力供应越来越广泛，电能在人们生活中扮演的角色越来越重要，用户对用电安全性和可靠性的要求越来越高[1]。与此同时，国务院于2011年7月7日出台了第599号令《电力安全应急处置和调查处理条例》[2]（以下简称《条例》），确定了以减供负荷比例为依据的电力安全事故评价体系。《条例》以法律规范的形式从供电可靠性角度对电网规划、系统运行与控制提出了严格要求[3]。高压输电网作为电力系统的骨干网架，关系着大面积负荷的供电可靠性[4]。因此，快速准确地从发生概率和严重程度两方面评估输电网的电力安全事故风险十分必要。

经过多年的研究与发展，发输电系统可靠性评估在计算模型、评估方法及工程应用方面取得了大量成果[5-7]。工程上常用的输电系统可靠性评估方法有解析法[8]、模拟法[9]、运行可靠性评估方法[10]、卷积计算方法[11]等。现行的基于拓扑结构的电网可靠性评估方法以“电网分区、电压分层”为基础，多用于规模较小、复杂度较低的配电网。但是，高压输电网中普遍存在的电磁环网使其拓扑关系极为复杂，而基于“电压分层”的评估方法单一地评价各个电压等级网架可靠性，没有考虑不同电压等级网架相互之间的影响，并认为作为电源的上一级变电站是可靠的，忽略了实际电网中电磁环网的存在使得低压线路对高压网架输电能力起到的支撑作用及低压线路可靠性受高压电网影响的事实，导致评估结果准确度受限，容易造成对电网可靠性的误判。

对基于《条例》的电力安全事故风险评估的研究主要集中在电网稳控措施事故风险评价与优化。文献[12]将风险概念引入稳定控制系统配置及电网日常运行管理，提出了涵盖国民经济损失、电力安全事故法律责任和罚款损失的稳控系统风险评估指标，实现了电力安全事故风险水平量化。文献[13]研究了考虑电力安全事故风险量化评估的电网稳控策略制定办法，基于事故指标筛选稳控措施，降低电网运行中的事故风险。文献[14]提出了协调经济性与地区事故等级的紧急减负荷控制优化方法，以归一化的经济代价及均衡性指标的加权和为目标函数，采用改进粒子群优化算法求解事故等级最低时的最优减负荷率，取得了良好的效果。但对电网存在的电力安全事故风险的事前分析与评估仍缺乏有效办法，因而难以计算全网的事故风险水平，不能真实反映网架存在的全部薄弱环节及其成因，也难以制定降低事故风险的措施。

本文结合高压输电网的实际运行特点，提出考虑电磁环网对可靠性影响的预想故障集选择方法，同时在计算低压电网可靠性时，考虑高压变电站的基于事故风险的不可靠度；建立电力安全事故等级评价模型并设计相应的程序算法，其中考虑负荷分布对事故风险的影响，将减供负荷合理分配至不同区域；在此基础上结合可靠性模型，实现全网的电力安全事故风险评估；分析评估结果中事故发生概率和严重程度以确定网架薄弱环节，为电网运行和规划提供辅助决策。最后通过实际算例验证所提出方法的有效性。

1 可靠性模型

1.1 元件可靠性模型

电网由诸多电力元件构成，例如母线、隔离开关、避雷器、断路器、电压互感器及电流互感器等。在电力系统的分析和研究中，普遍认为此类元件的工作状态可分为3种，即正常运行状态、计划检修状态和故障修复状态。三状态元件可靠性模型如图1所示[15]。

图1 三状态元件的可靠性模型Fig.1 Reliability model of three-state elements

在图1中，N为正常运行状态，M为计划检修状态，R为故障修复状态，λM为计划检修率（次/a），λR为故障率（次/a），μM为计划检修修复率（次/a），μR为故障修复率（次/a）。

1.2 系统可靠性模型

系统是由许多按一定生产目的连接起来的元件所组成，系统的可靠性取决于元件的可靠性和系统的结构[16]。若已知网架连接关系，可对电网进行基于拓扑连通性的失负荷风险评价。基于网架拓扑结构，输电网变电回路和输电回路的可靠性模型可通过元件的串、并联关系建立。

对于串联系统，可靠性指标计算公式[17]为

式中：λi为元件i的平均故障率，次/a；γi为元件i每次故障的平均停电时间，h；λS为串联系统的平均故障率，次/a；γS为串联系统的年平均停电持续时间，h；n为系统内原件个数。

对于并联系统，可靠性指标计算公式为

式中：μi为元件i平均修复率，次/a；λP为并联系统系统的平均故障率，次/a；γP为并联系统每次故障的平均停电持续时间，h。

系统处于强迫停运状态的概率为

式中：λRS为系统的故障率；γRS为每次故障的平均停电时间。

系统处于计划检修状态的概率为

式中：λMS为计划检修率；γMS为每次检修的平均停电时间。

系统处于正常运行状态的概率为

2 考虑电磁环网的输电网预想故障集

2.1 电磁环网对电网可靠性的影响

电磁环网是指不同电压等级的线路通过线路两端变压器的电磁回路连接而成的并联环路，电磁环网是电网发展过渡阶段的产物[18]。虽然电磁环网解环运行是电网今后发展大的趋势，但从国内现实情况来看，在不影响电网安全稳定运行且短路电流不超标的情况下，目前电磁环网仍将维持运行。

在500 kV（750 kV）电网建设初期或网架结构相对薄弱的地区，采用500/220 kV（750/330 kV）电磁环网合环运行的送电方式，对提高系统供电可靠性和安全性有积极意义。

本文在故障状态选择中计及电磁环网对网架可靠性的影响，提出考虑电磁环网对可靠性影响的输电网预想故障集选择方法，同时在计算低电压网架可靠性时，考虑作为电源点的上一级变电站基于事故风险的不可靠度。

2.2 变电站类型电划分

为了计及电磁环网对网架可靠性的影响，本文将变电站分为单变电站供电模式和多变电站供电模式，划分依据为变电站与较低电压等级输电线路的拓扑连接关系。单变电站供电模式为目标变电站不通过较低电压等级输电线路与其他同电压等级变电站相连；多变电站供电模式为目标变电站通过较低电压等级输电线路与其他同电压等级变电站相连。

以图2为例，示意电网结构中共有6个500 kV变电站，若干个220 kV变电站，其中b、c变电站采用单变电站供电模式，d、e变电站采用多变电站供电模式。

图2 电网结构示意Fig.2 Schematic of grid structure

2.3 预想故障集选择方法

从网络的连通性来看，当存在电磁环网时，高压线路故障并不会导致系统切负荷。但是由于输电能力限制及电磁环网功率大规模转移所造成的电网稳定控制方面的困难，低压线路在网络拓扑中的功能不能完全与高压线路等同。即在特殊情况下，电磁环网可分担高压输电线路的部分容量[19]。单变电站供电模式缺少电磁环网支撑，当高压线路发生故障时，容易导致切负荷。而同一供区内的多变电站供电模式通过电磁环网形成的拓扑结构，可有效抵御故障事件，减少电网事故失负荷量。

对于500（750）kV电网，以待评估变电站为负荷点，周边地区同电压等级变电站为电源点。对于220（330）kV电网，以待评估变电站为负荷点，与之相连的500（750）kV变电站为电源点，搜索网架预想故障集。当待评估变电站为单变电站供电模式时，故障集选择流程见图3。

图3 单变电站供电模式故障集选择流程Fig.3 Flow chart of fault set selection in singe-substation power supply mode

当待评估变电站为多变电站供电模式时，故障集选择流程如图4所示。

图4 多变电站供电模式故障集选择流程Fig.4 Flow chart of fault set selection in multi-substation power supply mode

3 电网电力安全事故风险评估

3.1 基于减供负荷比例的电力安全事故评价体系

考虑停电事件在不同范围内造成的影响及后果，电力安全事故的严重程度可划分为4个等级，依次为特别重大事故、重大事故、较大事故和一般事故。事故等级划分依据为减供负荷量和负荷总量的比值，对于各级事故发生的判据，《条例》给出了明确的定义。

电力安全事故等级评价以电网行政区域范围为基础，在市级电网、省级电网、区域电网范围内分别展开，评价故障事件在不同范围内造成的后果，以3个范围内最严重的后果作为本次故障事件的电力安全事故等级。

对于导致电网切负荷的预想故障，计算该切负荷量在不同行政区域内的切负荷比例，计算公式为

式中：PS为故障切负荷量；PC、PP、PR位切负荷点所在市级电网、省级电网、区域电网的负荷总量；RC、RP、RR为市级电网、省级电网、区域电网的切负荷比例。

定义FC为市级电网范围电力安全事故等级评估函数，FP为省级电网范围电力安全事故等级评估函数，FR为区域电网范围电力安全事故等级评估函数。切负荷事件在不同行政区域范围内的造成事故等级的计算公式为

式中：ESAC、ESAP、ESAR为切负荷事件在市级电网、省级电网、区域电网导致的电力安全事故等级。

切负荷事件导致的电力安全事故等级为

式中，ESA为切负荷事件导致的电力安全事故等级评估结果。

3.2 跨行政区域事故减供负荷分配

在故障集中，可能出现与主网解列的多个变电站隶属同一供电区域，但不属于同一行政区域的情况。变电站主变容量可在一定程度上反映该地区负荷分布状况，此种情况下，故障事件的减供负荷量按照模型在各变电站分配，分配公式为

式中：x1,x2,x3,…,xn等变电站组成X供电分区；PL,xi为xi变电站的减供负荷量；PL,s为X供电区内故障减供负荷总量；Si,j为单台变压器额定容量；n为xi变电站内变压器台数；m为X供电区域内变电站个数。

明确电力安全事故评价模型和故障状态下电网减供负荷量计算方法后，对待评估电网进行遍历扫描，结合故障集统计各个故障状态下的电网减供负荷量，计算计及电力安全事故风险的电网供电可靠度。以此为依据，挖掘存在事故风险的网架薄弱环节。

4 计及电力安全事故风险的输电网可靠性评估算法流程

综合前文研究，计及电力安全事故风险的输电网可靠性评估算法流程如图5所示。

图5 计及电力安全事故风险的输电网可靠性评估算法流程Fig.5 Flow chart of reliability evaluation algorithm for power transmission net work considering the risk of electric power safety accidents

5 算例分析

本文以Q省实际输电网为例进行算例分析，以验证前文提出方法的合理性和有效性。该省电网共包括7座750 kV变电站，通过A-Y双回线，F-N双回线，G-M双回线与邻省电网相连，接入西北电网。网架存在750/330 kV电磁环网，330 kV及以下电压等级已完成电磁环网解环。全省负荷共计约14 780 MW，电源共计约7 894 MW。网架连接如图6所示。

划分Q省电网变电站类型，结果如表1所示。

图6 Q省输电网示意Fig.6 Schematic of power transmission network in Q Province

表1 Q省变电站类型划分结果Tab.1 Type classification result of substations in Q Province

5.1 Q省输电网电力安全事故风险评估结果

由于全网的故障割集较多，参考Q省实际情况和需求，设置10-5为概率阈值，输出发生概率大于10-5的故障割集，如表2和表3所示。

表2 故障状态电力安全事故风险评估结果Tab.2 Evaluation result of the risk of electric power safety accidents in fault state

表3 Q省全网电力安全事故风险评估结果Tab.3 Evaluation resultof the risk of electric power safety accidents in the whole network of Q Province

由表2和表3可知，Q省输电网存在电力安全事故风险，有可能发生较大事故，发生一般事故的可能性相对较大，网架整体计及电力安全事故风险的供电可靠性为0.997 103 56。

5.2 网架薄弱环节分析

计算所有故障割集下的电力安全事故等级及发生概率，按事故严重程度及发生概率大小对故障割集排序，根据电网运行管理经验设置概率阈值，筛选出实际可能出现的故障状态（如表2所示），作为分析、确定网架薄弱环节的依据。网架薄弱环节分析中应重点关注事故等级高，发生概率大，即故障状态评估结果输出列表2中位于前列的故障割集。表2中编号为1、2、3的3个故障割集对电网不可靠度的贡献大于90%。因此导致网架存在电力安全事故风险的薄弱环节可概括为以上3处。

由E变电站单独组成的供电区内，电源容量难以满足当地负荷要求，需其他供电区域向该区域送电，当750 kV输电线路故障时，减供负荷量占当地负荷总量的比例较高。E变电站与相邻750 kV变电站均为单回线路连接，与主网的连接较弱，造成E变电站所在的供电区域有发生较大电力安全事故的可能。

Q省750 kV网架通过Y-A双回线与邻省电网连接，Y-A双回线距离很长，线路可靠性相对较差，A、B变电站单独构成的供电分区位于Q省电网末端，与主网联系不够强。以上原因导致A、B变电站周边地区发生一般事故的可能性相对较大。

综上所述，电网实际运行中，应重点关注与A、B、E变电站相关的750 kV线路，增加巡线检查力度，避免重大故障而导致的严重电力安全事故。同时在未来的电网规划方案中，可适当增加A、B变电站与主网的联系。对于E变电站供电区域，除了通过750 kV线路增加其与主网的联系外，在电网安全稳定条件允许的情况下，可通过330 kV线路合环运行形成供电区域的相互支持，降低电网电力安全事故风险，提高系统供电可靠性。

5.3 网架优化方案及其电力安全事故风险评估

根据表2中电力安全事故风险评估结果和第4.2节中网架薄弱环节分析结论，从事故严重程度分析，电网规划部门应重点关注E变电站周边地区可能出现的较大事故，需要对电网网架进行优化。结合电网规划实际经验，可得到E变电站周边地区可能出现较大事故的原因是其与主网连接关系较弱，并且E变电站为单变电站供电模式，难以在供电区域内得到其他变电站的支持。同时，充分考虑已有电网实际运行情况，本文提出的优化方案为增加C-E单回线路，使C、E两站间通过双回线路连接。网架优化后的连接关系如图7所示。

图7 优化后的Q省输电网示意Fig.7 Schematic of power transmission network of Q Province after optimization

网架优化方案的电力安全事故风险评估结果。如表4和表5所示。

表4 优化后的故障状态电力安全事故风险评估结果Tab.4 Evaluationresultoftheriskofelectricpowersafety accidents in fault state after optimization

表5 优化后的Q省全网电力安全事故风险评估结果Tab.5 Evaluation result of the risk of electric power safety accidents in the whole network of Q Province after optimization

分析表4和表5可知，优化后的Q省输电网计及电力安全事故风险的供电可靠性为0.997 499 08。对比网架优化前后电网可靠性评估结果，网架不可靠度降低了13.66%。从故障严重程度来看，优化后的网架消除了较大事故风险，只存在一般事故风险，有效提高了电网的安全性。以上结论证明前文提出的计及电力安全事故风险的输电网可靠性评估方法对于网架薄弱点的识别是准确有效的。

6 结论

针对《条例》提出的电力安全事故评价体系，本文提出了一种计及电力安全事故风险的输电网可靠性评估方法，该方法具有以下特点：

（1）综合多电压等级和电网分区结构等因素，考虑电磁环网对网架可靠性的影响，同时在计算低电压网架可靠性时考虑作为电源点的上一级变电站的事故风险，可有效提高电网可靠性评估准确度；

（2）建立电力安全事故风险评价模型，同时考虑负荷分布对系统事故风险的影响，提出故障状态下的变电站减供负荷分配方法。从发生概率和严重程度两方面反映电网存在的事故风险，可用于分析网架薄弱环节，有利于系统在规划阶段采取合理的改造措施。

实际电网算例仿真结果表明，该方法能有效识别网架的薄弱环节，评估结果可作为电网运行和规划的辅助决策手段，具有一定的应用价值。