基于拓撲分區的變電站調度風險評估方法

梁　偉，郭凌旭，范廣民，曾　沅，盧東旭

（1.國家電網天津市電力公司，天津 300010；2.天津大學電氣與自動化工程學院，天津 300072）

基于拓撲分區的變電站調度風險評估方法

梁偉1，郭凌旭1，范廣民1，曾沅2，盧東旭2

（1.國家電網天津市電力公司，天津 300010；2.天津大學電氣與自動化工程學院，天津 300072）

為輔助調度運行人員從海量原始電網數據形成調度決策，以實際電網中的自然分區特性為基礎，提出了一種電力系統拓撲分區方法，該方法能夠對相鄰電壓等級的變電站進行區域劃分。在此基礎上，提出了一種面向調度運行的變電站綜合風險評估方法，該方法同時考慮到了變電站站內主接線風險、站內設備運行狀態風險以及變電站在電網中的整體拓撲風險，其獲得的風險評估指標可用于對比不同變電站的綜合風險水平，進而為調度運行人員實時操控變電站提供參考數據。最后應用實際電網算例驗證了所提方法的正確性和有效性。

調度運行；變電站；分區；風險評估

隨著電網規模的不斷擴大和新型設備的引入，電網安全穩定運行面臨著越來越多的不確定因素。變電站作為電網中的重要節點，是承載電力系統調度操作的基本單元，在應對負荷波動、維持發用電平衡，調整系統拓撲結構、改變運行方式、應對電力事故、保持系統穩定運行等方面均有重要作用。因此電網的安全運行很大程度上依賴于變電站的安全運行。

變電站主要由主變以及高低壓側主接線中的開關、刀閘與母線組成。變電站在電網中的基本作用是完成電壓等級的轉換，保證電能的有效輸送與分配。變電站運行風險對電力系統的可靠運行意義重大，已有大量相關文獻對變電站風險進行深入研究［1-2］。文獻［3］采用蒙特卡羅模擬法對變電站工作狀態進行元件失效建模，著重研究了系統的連通性、狀態切換等，并結合電網模型對狀態枚舉算法提出了優化策略；文獻［4］考慮可靠性與經濟性的協調，將風險和經濟因素相結合，在傳統風險評估模型的基礎上使用風險損失費用模型，對變電站進行風險費用評估；文獻［5］針對變電站近年來存在的主要安全風險，采用作業條件危險性評價法進行了風險評估，并給出了規避風險的建議控制措施。

雖然變電站的基本功能是電壓等級轉換，但由于變電站高低壓側均采用靈活的主接線形式，變電站同時承擔著靈活可靠地分配電能的任務。當前變電站的主接線形式主要包括單母線分段、雙母線、雙母線帶旁路、3/2接線、角型接線以及單元接線等。不同接線形式的聯通風險有所不同，而變電站主接線對電網安全運行的影響很大。電氣主接線（發電廠/變電站）分析在20世紀90年代就已成為了電力系統研究的一個重點［6-11］。隨著生產技術的不斷發展以及理論方法的不斷改進，大量文獻對電氣主接線風險分析方法進行了細致研究［12-15］。文獻［12］通過研究抽水蓄能變電站發電和抽水2種工況與電站多種運行方式，提出了抽水蓄能變電站主接線可靠性綜合評估方法，能夠優化抽水蓄能變電站的設計方案；文獻［13］介紹了一種基于電力系統可靠性分析方法與數據庫技術的大型電站主接線可靠性分析系統，可以計算出電氣主接線的充裕性、安全性與經濟性指標，能夠為電站的設計、規劃與運行提供量化參考數據；文獻［14］將區間理論引入到電氣主接線可靠性分析方法中，通過將可靠性數據處理為區間數，為決策者提供更加科學與復合工程實際的量化數據；文獻［15］提出了考慮設備故障切除與恢復的電氣主接線可靠性評估方法，通過模擬故障設備切除與隔離操作，提高了電氣主接線可靠性分析結果的實用性。上述變電站風險或廠站電氣主接線風險評估方法的研究重點都是單個變電站內部設備，沒有考慮到不同變電站在電網整體拓撲中的位置特性，無法應用于電力系統調度運行。

本文提出一種面向調度運行的變電站綜合風險評估方法，同時考慮到了變電站站內主接線風險、站內設備運行狀態風險以及變電站在電網整體中的拓撲位置風險，對比分析不同變電站的綜合風險水平，從而為調度運行人員實時提供電網變電站風險數據，有助于降低調度運行的風險。

1　電網拓撲分區理論

電網分區理論主要應用于電力系統關鍵斷面的識別之中［16-17］，因而提出的電網分區理論都是基于電氣量特征。本文提出一種基于電網網架結構的分區理論，該理論基于實際電網的組成特點：若干同一電壓等級的變電站總是聚集在上一電壓等級的變電站周圍。

1.1拓撲分區理論基本參數

首先將整個電網抽象成由節點和邊組成的網絡，電網中的變電站/發電廠抽象為節點，用表示（m表示電壓等級，n表示編號，后同），電網中的線路抽象為邊，用表示。拓撲分區回路示例模型機如圖1所示。

（1）節點的度。在復雜網絡理論中，節點的度定義為與該節點相連接的其他節點的數目［18］。本文借用該定義，變電站或發電廠的度實際上就是通過輸電線路與該變電站或發電廠連接的其他變電站或發電廠數量，用d表示。如圖1所示，的度為的度為。

圖1　拓撲分區回路示例模型Fig.1　Sample model of topology partition loop

式中：Lk為通路Ii-j中的第k條邊；Z（Lk）為Lk的阻抗。如果兩節點之間至少存在一條通路，則兩節點聯通；否則，兩節點獨立。如圖1，從節點到節點存在通路。

（3）回路。若干節點與邊組成的交替序列，如果序列中除了起始節點與終止節點之外，其他所有節點都各不相同，所有邊也各不相同，則稱此序列為回路，用H表示。如圖1所示，存在一條回路，。

（4）樹。若干相互連通但不含回路的節點和邊組成樹，用T表示，樹中度為1的點稱為葉節點。樹的連通性較弱，如果某節點退出，一個樹就會分解成若干互不聯通的樹。如圖2所示為一典型的樹，其中為葉節點。

圖2　拓撲分區樹示例模型Fig.2　Sample model of topology partition tree

（5）源點。源點是指能夠為網絡中其他節點提供或潛在提供電能的節點。其中發電廠節點或電壓等級高于當前電壓一級的變電站節點稱為真源點。

1.2拓撲分區方法介紹

本文所提的電網拓撲分區方法是基于實際電網存在的自然分區特性。根據電網拓撲結構，不考慮相關電氣量如電壓穩定性與潮流方向的影響［19］，假設對變電站進行分析，具體過程如下。

以圖3所示的某一簡單電網為例，說明邊界區域的確定。在搜索行星點G2的衛星區域時，從衛星點D4和D5出發，只能到達行星點G1，所以G2到G1的邊界點為｛D4，D5｝；搜索行星點G1的衛星區域時，從衛星點D3和D4出發，只能到達行星點G2，因此G1到G2的邊界點為｛D3，D4｝。故G1和G2的邊界區域為｛D3，D4，D5和D3之間的邊｝。

圖3　某電網示意Fig.3　Schematic of a power grid

2　變電站綜合風險評估方法

傳統的變電站風險評估方法或變電站主接線風險評估方法大都將評估對象局限于變電站內部，得出的結果一般只能為變電站操作人員所應用。本文提出的變電站綜合風險評估方法面向電網調度運行人員，調度運行人員不但需要掌握站內設備的潮流水平，還需要掌握站內設備的運行狀態以及變電站在整個電網中的拓撲位置，示意如圖4所示。

圖4　變電站綜合風險指標示意Fig.4　Schematic of composite risk index in substation

變電站S綜合風險指標R（S）計算公式為

式中：E（S）與Q（S）分別為變電站S的電氣因子與設備因子；Tz（S）與Tj（S）分別為變電站S的整體拓撲因子與局部拓撲因子；R0（S）為變電站S的初始風險指標，計算公式為

式中：m（S）為變電站S的總容量；M為統一設定的基準容量，不同電壓等級的變電站所對應的基準容量不同；χ（S）為變電站S的電壓等級因子，如表1所示。

表1　χ（S）參數Tab.1　Parametexs of χ（S）

2.1變電站綜合風險因子算法

（1）變電站電氣因子E（S）。E（S）主要反映變電站S進出線的當前負載水平以及考慮N-1故障之后的負載水平，計算公式為

式中：n=d（S）；Pc為當前狀態所有線路都正常運行的概率；ωc為正常運行時的潮流水平；PN-1為其他線路發生N-1故障的概率；θ為變電站懲罰因子，主要針對單供變電站；ωˉ為線路期望潮流指標，ω為線路潮流指標；ωN-1為發生N-1故障時的線路潮流指標，計算公式為

式中，τ為設備負載率。

（2）變電站設備因子Q（S）。調度運行人員需要關注變電站站內設備是否存在缺陷。Q（S）反映站內設備的運行狀態，計算公式為

式中：m為變電站S內一次設備數量；ε（j）為設備j的運行狀態系數，該系數由一次設備j及與其相關聯的二次設備構成的設備集合確定。設該設備集合中所有設備均正常運行，則ε=1.0；若任意設備存在缺陷，則ε=2.0。

（3）變電站局部拓撲因子Tj（S）。Tj（S）反映變電站內部主接線結構，即變電站進出線之間的連通程度。從本質上說變電站主接線就是保證進出線之間能夠盡量保持多條通路，在發生故障或設備檢修期間，確保電能能夠正常“中轉”。

首先定義變電站設備貢獻系數Γ為變電站站內設備所在的通路數量與變電站所有進出線之間通路總數量的比值，Γ（w，S）表示設備w對變電站S的貢獻系數，即

式中：w為站內設備；n（w）為設備w所在的通路數量；N（S）為變電站S內進出線之間的通路總量。

則變電站局部因子Tj（S）為

式中，Ω（w）為設備w的類型系數。

（4）變電站整體拓撲因子Tz（S）。根據第1.2節的電網拓撲分區方法，定義變電站整體拓撲因子主要考慮變電站在相應衛星區域內的拓撲位置。Tz（S）計算公式為

式中：CP（S）為變電站S的電能轉運能力，主要由節點負荷水平與節點供電能力決定；CR（S）為變電站S的獲得電能效率，主要由變電站S與真源點的距離及相應通路的最小容量決定；CQ（S）為變電站S的拓撲位置特性，主要由變電站S與其他節點的相對位置決定。

①CP（S）計算公式為

式中：M0為變電站S所在衛星區域中所有變電站的主變容量總和；Ld（S）為變電站S的負載量；Min（S）為變電站S的電能中轉量，算法如下。

假設變電站S具有n條邊，每條邊都能夠進行功率的雙向流動，則Min（S）的計算模型為

式中：δ1和δ2分別節點S的進出線路集合；P為邊的實際流過功率；Pmax為邊的功率限值。

②CR（S）計算方法如下。

圖5　通路容量示意Fig.5　Schematic of path capacity

首先定義通路容量：一條通路的容量是指通路中所有邊中容量最小的數值。通路容量示量如圖5所示。圖中括號中的第1項為邊阻抗值，第2項為邊對應線路的最大傳輸容量。變電站C能夠通過2條通路與變電站A相連接，通過比較可以得出變電站C直接與變電站A連接的通路阻抗只有2，小于另一條通路的4。但是變電站C與變電站A連通的最終目的是為了獲得電能，可以看出直接與變電站A相連的通路最大只能輸送50 MVA的電量，而另外一條通路能夠輸送120 MVA的最大電量。

單位距離能夠輸送的最大電能稱為電能獲得效率EOP（efficiency of obtaining power），用來反映節點從真源點獲得電能的效率，EOP計算模型為

式中：M（Ij）為通路Ij的最大傳輸容量；Z（Ij）為通路Ij的阻抗；I（S，X0）為節點S與X0之間的通路集合；Li為通路Ij中的第i條邊。

③CR（S）計算公式為

式中：n1為節點S所在衛星區域內的真源點數量；Xi為第i個真源點。

式中：H（S）為節點S所在拓撲位置的回路情況；T（S）為S所在拓撲位置的樹情況。計算公式分別為

式中：n2為節點S所在的回路總數量；ψ（S）用于判斷節點S種類，如果節點S為源點，ψ（S）=1，否則ψ（S）=0；f（i）、fs（i）和ft（i）分別為第i個回路中的節點數量、源點數量和真源點數量。

式中：n3為節點S退出后本樹分成的互不連通的樹的數量；hs為本樹中的源點數量；a（i）為除了樹i之外其他樹中的源點總數量；h（i）和ht（i）分別為樹i中的節點數量和真源點數量。

2.2變電站綜合風險評估方法功能框架

變電站綜合風險評估方法功能框架如圖6所示。圖中變電站綜合風險評估主要分為3大功能部分：①為讀取基礎數據，因本方法主要面向調度運行人員，所以需從SCADA/EMS系統獲得數據，包括線路數據、站內主變數據及各開關信息；②為電網拓撲區域分析，根據電網的網架結構，將變電站/發電廠等效為節點，對調管范圍內的變電站/發電廠進行衛星區域劃分；③為變電站綜合風險指標計算，首先計算拓撲因子、電氣因子與設備因子，再結合變電站站內主變容量與電壓等級，計算變電站綜合風險指標，最后將計算結果反饋給調度運行人員，以便為合理調度提供量化數據支持。

圖6　變電站綜合風險評估方法功能框架Fig.6　Functional framework of composite risk assessment on substation

3　算例分析

選取某省級電網電力調度控制中心所調管的部分500 kV和220 kV電網結構為例進行分析。通常，220 kV變電站主接線為雙母接線，極特殊條件下存在單母接線，不存在3/2接線；500 kV變電站都采用3/2接線。根據第1.2節所提拓撲分區方法，對選取的變電站進行衛星區域劃分，結果如圖7所示。圖中220 kV變電站/發電廠分別以500 kV變電站為行星點劃分為5個衛星區域。

圖7　示例電網接線示意Fig.7　Wiring diagram of a real power system

3.1算法比較

選取圖7中的A站與B站，分別采用文獻［15］算法（方法1）與本文算法進行風險計算，計算結果如表2所示。表中A站采用雙母分段帶旁路母線運行方式，B站采用雙母線帶旁路母線運行方式。

表2　2種算法計算結果比較Tab.2　Compaison of calculation results between two methods

從表2可以看出，采用文獻［15］中的算法計算得到的LOLP和EENS表明變電站A的風險低于變電站B。采用本文算法得出的變電站綜合風險指標表明變電站A的風險高于變電站B，大概是B的2.5倍。這主要由于方法1只考慮站內的主接線結構，而沒有考慮到變電站在電網中的整體拓撲位置。分析本文方法計算得到的電氣因子、設備因子與局部拓撲因子，變電站A均高于變電站B，這表明如果只考慮站內結構，變電站A的風險低于變電站B。但是變電站B的整體拓撲因子卻遠大于變電站A，主要由于變電站B負責變電站A與C的電能中轉，一旦變電站B出現故障，將直接影響到變電站A與C的電能供應。

變電站B的風險低于變電站A，可以輔助調度運行人員進行合理調度決策：如果進行站內倒閘操作，則變電站A的內部風險低于變電站B；如果進行線路退出運行操作，則需要對變電站B重點維護。

3.2調度運行應用分析

假設需要對變電站D與變電站E間某一回線進行檢修，首先需要將該單回線退出運行。本操作需要分別在變電站D與E中進行開關斷開操作，在操作執行之前對直接進行操作的變電站D與E以及與變電站D與E直接相連的變電站F、G和H進行綜合風險評估，評估結果如圖8所示（設定變電站綜合風險指標的可接受限值為2.0）。

圖中，變電站D與F的綜合風險指標超出可接受限值，為保證調度操作執行的風險，需要對變電站D與F進行調整。首先對變電站D與F進行綜合風險因子分析，得到變電站D的設備因子為8.0，變電站F的局部拓撲因子為2.34。實際情況是，變電站D中的3個開關存在運行缺陷，而變電站F中有1條母線處于檢修狀態，屬于單母線供電。在調度本操作之前，首先對變電站D中的缺陷開關進行維修，并將變電站F中的檢修完成母線投入運行，經過調整之后，對以上變電站重新進行綜合風險分析，結果如圖9所示。

圖8　5個變電站綜合風險評估結果Fig.8　Calculation results of composite risk assessment on five substations

圖9　調整后的5個變電站綜合風險評估結果Fig.9　Calculation results of composite risk assessment on five substations after adjustment

由圖9可見，所考慮的5個變電站綜合風險指標都在可接受限值之內，此時可以正常執行變電站D與E間單回線退出運行的調度操作。這樣能夠提高調度操作執行的風險，有效降低調度操作給電網帶來的不利影響。

4　結語

根據實際電網中存在的自然分區特性，首先提出了一種基于電網拓撲結構的分區方法，能夠根據上一電壓等級變電站的位置，對下一電壓等級的變電站進行衛星區域劃分。在此基礎上，本文提出了一種面向調度運行的變電站綜合風險評估方法，該方法不僅計及了變電站站內設備與拓撲情況，還重點考慮到了變電站在電網中的整體拓撲位置，能夠更加全面地對變電站進行風險評估。通過在實際電網中的應用，表明該方法可以為調度運行人員實時提供變電站風險量化指標，輔助調度運行人員進行變電站調控決策，降低調度操作執行可能存在的風險。本文所提方法在相關風險因素細化程度上還有所欠缺，如變電站設備因子只考慮了2個等級，電氣因子計算中的概率采用的是歷史統計數據等，這將是本文方法今后加以改進與完善的方向。

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Topolpgy Partition-based Risk Assessment on Substation for Dispatching

LIANG Wei1，GUO Lingxu1，FAN Guangmin1，ZENG Yuan2，LU Dongxu2
（1.State Grid Tianjin Electric Power Company，Tianjin 300010，China；2.School of Electrical Engineering and Automation，Tianjin University，Tianjin 300072，China）

Based on the partition characteristics in real power systems，a topology partition method is proposed to de?compose the substations with the same voltage into several areas，which can help the dispatchers make decisions based on massive grid data.Then，a composite risk assessment method on substation for dispatching is presented，in which the risks of bus system arrangement，the equipment operation state within a substation and the overall topology of a sub?station in the whole power system are all considered.This composite risk can be used in the comparison analysis among substations，and provide the dispatchers with real-time data.Finally，the correctness and effectiveness of this method are verified in a real power system.

dispatching operation；substation；partition region；risk assessment

TM732

A

1003-8930（2016）08-0098-07

10.3969/j.issn.1003-8930.2016.08.017

2016-01-05；

2016-03-18

梁偉（1983—），男，碩士，高級工程師，研究方向為智能配電網規劃及可靠性分析。Email：losowei@163.com

郭凌旭（1983—），男，碩士，高級工程師，研究方向為電網調度自動化。Email：lingxuguo@126.com

范廣民（1983—），男，碩士，高級工程師，研究方向為電網調度自動化。Email：guangmin.fan@tj.sgcc.com.cn