劉文飛，曾嘉志，潘海濤，潘 翀，馮 麗，陳志梅

（1.國網甘肅省電力公司電力科學研究院，蘭州 730070；2.國網四川省電力公司成都供電公司，成都610041；3.國網重慶市電力公司，重慶 400015；4.國網山西省電力公司，太原 030001）

隨著社會經濟的快速發展，人民生活水平顯著提高，電力供應越來越廣泛，電能在人們生活中扮演的角色越來越重要，用戶對用電安全性和可靠性的要求越來越高[1]。與此同時，國務院于2011年7月7日出臺了第599號令《電力安全應急處置和調查處理條例》[2]（以下簡稱《條例》），確定了以減供負荷比例為依據的電力安全事故評價體系。《條例》以法律規范的形式從供電可靠性角度對電網規劃、系統運行與控制提出了嚴格要求[3]。高壓輸電網作為電力系統的骨干網架，關系著大面積負荷的供電可靠性[4]。因此，快速準確地從發生概率和嚴重程度兩方面評估輸電網的電力安全事故風險十分必要。

經過多年的研究與發展，發輸電系統可靠性評估在計算模型、評估方法及工程應用方面取得了大量成果[5-7]。工程上常用的輸電系統可靠性評估方法有解析法[8]、模擬法[9]、運行可靠性評估方法[10]、卷積計算方法[11]等。現行的基于拓撲結構的電網可靠性評估方法以“電網分區、電壓分層”為基礎，多用于規模較小、復雜度較低的配電網。但是，高壓輸電網中普遍存在的電磁環網使其拓撲關系極為復雜，而基于“電壓分層”的評估方法單一地評價各個電壓等級網架可靠性，沒有考慮不同電壓等級網架相互之間的影響，并認為作為電源的上一級變電站是可靠的，忽略了實際電網中電磁環網的存在使得低壓線路對高壓網架輸電能力起到的支撐作用及低壓線路可靠性受高壓電網影響的事實，導致評估結果準確度受限，容易造成對電網可靠性的誤判。

對基于《條例》的電力安全事故風險評估的研究主要集中在電網穩控措施事故風險評價與優化。文獻[12]將風險概念引入穩定控制系統配置及電網日常運行管理，提出了涵蓋國民經濟損失、電力安全事故法律責任和罰款損失的穩控系統風險評估指標，實現了電力安全事故風險水平量化。文獻[13]研究了考慮電力安全事故風險量化評估的電網穩控策略制定辦法，基于事故指標篩選穩控措施，降低電網運行中的事故風險。文獻[14]提出了協調經濟性與地區事故等級的緊急減負荷控制優化方法，以歸一化的經濟代價及均衡性指標的加權和為目標函數，采用改進粒子群優化算法求解事故等級最低時的最優減負荷率，取得了良好的效果。但對電網存在的電力安全事故風險的事前分析與評估仍缺乏有效辦法，因而難以計算全網的事故風險水平，不能真實反映網架存在的全部薄弱環節及其成因，也難以制定降低事故風險的措施。

本文結合高壓輸電網的實際運行特點，提出考慮電磁環網對可靠性影響的預想故障集選擇方法，同時在計算低壓電網可靠性時，考慮高壓變電站的基于事故風險的不可靠度；建立電力安全事故等級評價模型并設計相應的程序算法，其中考慮負荷分布對事故風險的影響，將減供負荷合理分配至不同區域；在此基礎上結合可靠性模型，實現全網的電力安全事故風險評估；分析評估結果中事故發生概率和嚴重程度以確定網架薄弱環節，為電網運行和規劃提供輔助決策。最后通過實際算例驗證所提出方法的有效性。

1 可靠性模型

1.1 元件可靠性模型

電網由諸多電力元件構成，例如母線、隔離開關、避雷器、斷路器、電壓互感器及電流互感器等。在電力系統的分析和研究中，普遍認為此類元件的工作狀態可分為3種，即正常運行狀態、計劃檢修狀態和故障修復狀態。三狀態元件可靠性模型如圖1所示[15]。

圖1 三狀態元件的可靠性模型Fig.1 Reliability model of three-state elements

在圖1中，N為正常運行狀態，M為計劃檢修狀態，R為故障修復狀態，λM為計劃檢修率（次/a），λR為故障率（次/a），μM為計劃檢修修復率（次/a），μR為故障修復率（次/a）。

1.2 系統可靠性模型

系統是由許多按一定生產目的連接起來的元件所組成，系統的可靠性取決于元件的可靠性和系統的結構[16]。若已知網架連接關系，可對電網進行基于拓撲連通性的失負荷風險評價。基于網架拓撲結構，輸電網變電回路和輸電回路的可靠性模型可通過元件的串、并聯關系建立。

對于串聯系統，可靠性指標計算公式[17]為

式中：λi為元件i的平均故障率，次/a；γi為元件i每次故障的平均停電時間，h；λS為串聯系統的平均故障率，次/a；γS為串聯系統的年平均停電持續時間，h；n為系統內原件個數。

對于并聯系統，可靠性指標計算公式為

式中：μi為元件i平均修復率，次/a；λP為并聯系統系統的平均故障率，次/a；γP為并聯系統每次故障的平均停電持續時間，h。

系統處于強迫停運狀態的概率為

式中：λRS為系統的故障率；γRS為每次故障的平均停電時間。

系統處于計劃檢修狀態的概率為

式中：λMS為計劃檢修率；γMS為每次檢修的平均停電時間。

系統處于正常運行狀態的概率為

2 考慮電磁環網的輸電網預想故障集

2.1 電磁環網對電網可靠性的影響

電磁環網是指不同電壓等級的線路通過線路兩端變壓器的電磁回路連接而成的并聯環路，電磁環網是電網發展過渡階段的產物[18]。雖然電磁環網解環運行是電網今后發展大的趨勢，但從國內現實情況來看，在不影響電網安全穩定運行且短路電流不超標的情況下，目前電磁環網仍將維持運行。

在500 kV（750 kV）電網建設初期或網架結構相對薄弱的地區，采用500/220 kV（750/330 kV）電磁環網合環運行的送電方式，對提高系統供電可靠性和安全性有積極意義。

本文在故障狀態選擇中計及電磁環網對網架可靠性的影響，提出考慮電磁環網對可靠性影響的輸電網預想故障集選擇方法，同時在計算低電壓網架可靠性時，考慮作為電源點的上一級變電站基于事故風險的不可靠度。

2.2 變電站類型電劃分

為了計及電磁環網對網架可靠性的影響，本文將變電站分為單變電站供電模式和多變電站供電模式，劃分依據為變電站與較低電壓等級輸電線路的拓撲連接關系。單變電站供電模式為目標變電站不通過較低電壓等級輸電線路與其他同電壓等級變電站相連；多變電站供電模式為目標變電站通過較低電壓等級輸電線路與其他同電壓等級變電站相連。

以圖2為例，示意電網結構中共有6個500 kV變電站，若干個220 kV變電站，其中b、c變電站采用單變電站供電模式，d、e變電站采用多變電站供電模式。

圖2 電網結構示意Fig.2 Schematic of grid structure

2.3 預想故障集選擇方法

從網絡的連通性來看，當存在電磁環網時，高壓線路故障并不會導致系統切負荷。但是由于輸電能力限制及電磁環網功率大規模轉移所造成的電網穩定控制方面的困難，低壓線路在網絡拓撲中的功能不能完全與高壓線路等同。即在特殊情況下，電磁環網可分擔高壓輸電線路的部分容量[19]。單變電站供電模式缺少電磁環網支撐，當高壓線路發生故障時，容易導致切負荷。而同一供區內的多變電站供電模式通過電磁環網形成的拓撲結構，可有效抵御故障事件，減少電網事故失負荷量。

對于500（750）kV電網，以待評估變電站為負荷點，周邊地區同電壓等級變電站為電源點。對于220（330）kV電網，以待評估變電站為負荷點，與之相連的500（750）kV變電站為電源點，搜索網架預想故障集。當待評估變電站為單變電站供電模式時，故障集選擇流程見圖3。

圖3 單變電站供電模式故障集選擇流程Fig.3 Flow chart of fault set selection in singe-substation power supply mode

當待評估變電站為多變電站供電模式時，故障集選擇流程如圖4所示。

圖4 多變電站供電模式故障集選擇流程Fig.4 Flow chart of fault set selection in multi-substation power supply mode

3 電網電力安全事故風險評估

3.1 基于減供負荷比例的電力安全事故評價體系

考慮停電事件在不同范圍內造成的影響及后果，電力安全事故的嚴重程度可劃分為4個等級，依次為特別重大事故、重大事故、較大事故和一般事故。事故等級劃分依據為減供負荷量和負荷總量的比值，對于各級事故發生的判據，《條例》給出了明確的定義。

電力安全事故等級評價以電網行政區域范圍為基礎，在市級電網、省級電網、區域電網范圍內分別展開，評價故障事件在不同范圍內造成的后果，以3個范圍內最嚴重的后果作為本次故障事件的電力安全事故等級。

對于導致電網切負荷的預想故障，計算該切負荷量在不同行政區域內的切負荷比例，計算公式為

式中：PS為故障切負荷量；PC、PP、PR位切負荷點所在市級電網、省級電網、區域電網的負荷總量；RC、RP、RR為市級電網、省級電網、區域電網的切負荷比例。

定義FC為市級電網范圍電力安全事故等級評估函數，FP為省級電網范圍電力安全事故等級評估函數，FR為區域電網范圍電力安全事故等級評估函數。切負荷事件在不同行政區域范圍內的造成事故等級的計算公式為

式中：ESAC、ESAP、ESAR為切負荷事件在市級電網、省級電網、區域電網導致的電力安全事故等級。

切負荷事件導致的電力安全事故等級為

式中，ESA為切負荷事件導致的電力安全事故等級評估結果。

3.2 跨行政區域事故減供負荷分配

在故障集中，可能出現與主網解列的多個變電站隸屬同一供電區域，但不屬于同一行政區域的情況。變電站主變容量可在一定程度上反映該地區負荷分布狀況，此種情況下，故障事件的減供負荷量按照模型在各變電站分配，分配公式為

式中：x1,x2,x3,…,xn等變電站組成X供電分區；PL,xi為xi變電站的減供負荷量；PL,s為X供電區內故障減供負荷總量；Si,j為單臺變壓器額定容量；n為xi變電站內變壓器臺數；m為X供電區域內變電站個數。

明確電力安全事故評價模型和故障狀態下電網減供負荷量計算方法后，對待評估電網進行遍歷掃描，結合故障集統計各個故障狀態下的電網減供負荷量，計算計及電力安全事故風險的電網供電可靠度。以此為依據，挖掘存在事故風險的網架薄弱環節。

4 計及電力安全事故風險的輸電網可靠性評估算法流程

綜合前文研究，計及電力安全事故風險的輸電網可靠性評估算法流程如圖5所示。

圖5 計及電力安全事故風險的輸電網可靠性評估算法流程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省實際輸電網為例進行算例分析，以驗證前文提出方法的合理性和有效性。該省電網共包括7座750 kV變電站，通過A-Y雙回線，F-N雙回線，G-M雙回線與鄰省電網相連，接入西北電網。網架存在750/330 kV電磁環網，330 kV及以下電壓等級已完成電磁環網解環。全省負荷共計約14 780 MW，電源共計約7 894 MW。網架連接如圖6所示。

劃分Q省電網變電站類型，結果如表1所示。

圖6 Q省輸電網示意Fig.6 Schematic of power transmission network in Q Province

表1 Q省變電站類型劃分結果Tab.1 Type classification result of substations in Q Province

5.1 Q省輸電網電力安全事故風險評估結果

由于全網的故障割集較多，參考Q省實際情況和需求，設置10-5為概率閾值，輸出發生概率大于10-5的故障割集，如表2和表3所示。

表2 故障狀態電力安全事故風險評估結果Tab.2 Evaluation result of the risk of electric power safety accidents in fault state

表3 Q省全網電力安全事故風險評估結果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省輸電網存在電力安全事故風險，有可能發生較大事故，發生一般事故的可能性相對較大，網架整體計及電力安全事故風險的供電可靠性為0.997 103 56。

5.2 網架薄弱環節分析

計算所有故障割集下的電力安全事故等級及發生概率，按事故嚴重程度及發生概率大小對故障割集排序，根據電網運行管理經驗設置概率閾值，篩選出實際可能出現的故障狀態（如表2所示），作為分析、確定網架薄弱環節的依據。網架薄弱環節分析中應重點關注事故等級高，發生概率大，即故障狀態評估結果輸出列表2中位于前列的故障割集。表2中編號為1、2、3的3個故障割集對電網不可靠度的貢獻大于90%。因此導致網架存在電力安全事故風險的薄弱環節可概括為以上3處。

由E變電站單獨組成的供電區內，電源容量難以滿足當地負荷要求，需其他供電區域向該區域送電，當750 kV輸電線路故障時，減供負荷量占當地負荷總量的比例較高。E變電站與相鄰750 kV變電站均為單回線路連接，與主網的連接較弱，造成E變電站所在的供電區域有發生較大電力安全事故的可能。

Q省750 kV網架通過Y-A雙回線與鄰省電網連接，Y-A雙回線距離很長，線路可靠性相對較差，A、B變電站單獨構成的供電分區位于Q省電網末端，與主網聯系不夠強。以上原因導致A、B變電站周邊地區發生一般事故的可能性相對較大。

綜上所述，電網實際運行中，應重點關注與A、B、E變電站相關的750 kV線路，增加巡線檢查力度，避免重大故障而導致的嚴重電力安全事故。同時在未來的電網規劃方案中，可適當增加A、B變電站與主網的聯系。對于E變電站供電區域，除了通過750 kV線路增加其與主網的聯系外，在電網安全穩定條件允許的情況下，可通過330 kV線路合環運行形成供電區域的相互支持，降低電網電力安全事故風險，提高系統供電可靠性。

5.3 網架優化方案及其電力安全事故風險評估

根據表2中電力安全事故風險評估結果和第4.2節中網架薄弱環節分析結論，從事故嚴重程度分析，電網規劃部門應重點關注E變電站周邊地區可能出現的較大事故，需要對電網網架進行優化。結合電網規劃實際經驗，可得到E變電站周邊地區可能出現較大事故的原因是其與主網連接關系較弱，并且E變電站為單變電站供電模式，難以在供電區域內得到其他變電站的支持。同時，充分考慮已有電網實際運行情況，本文提出的優化方案為增加C-E單回線路，使C、E兩站間通過雙回線路連接。網架優化后的連接關系如圖7所示。

圖7 優化后的Q省輸電網示意Fig.7 Schematic of power transmission network of Q Province after optimization

網架優化方案的電力安全事故風險評估結果。如表4和表5所示。

表4 優化后的故障狀態電力安全事故風險評估結果Tab.4 Evaluationresultoftheriskofelectricpowersafety accidents in fault state after optimization

表5 優化后的Q省全網電力安全事故風險評估結果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，優化后的Q省輸電網計及電力安全事故風險的供電可靠性為0.997 499 08。對比網架優化前后電網可靠性評估結果，網架不可靠度降低了13.66%。從故障嚴重程度來看，優化后的網架消除了較大事故風險，只存在一般事故風險，有效提高了電網的安全性。以上結論證明前文提出的計及電力安全事故風險的輸電網可靠性評估方法對于網架薄弱點的識別是準確有效的。

6 結論

針對《條例》提出的電力安全事故評價體系，本文提出了一種計及電力安全事故風險的輸電網可靠性評估方法，該方法具有以下特點：

（1）綜合多電壓等級和電網分區結構等因素，考慮電磁環網對網架可靠性的影響，同時在計算低電壓網架可靠性時考慮作為電源點的上一級變電站的事故風險，可有效提高電網可靠性評估準確度；

（2）建立電力安全事故風險評價模型，同時考慮負荷分布對系統事故風險的影響，提出故障狀態下的變電站減供負荷分配方法。從發生概率和嚴重程度兩方面反映電網存在的事故風險，可用于分析網架薄弱環節，有利于系統在規劃階段采取合理的改造措施。

實際電網算例仿真結果表明，該方法能有效識別網架的薄弱環節，評估結果可作為電網運行和規劃的輔助決策手段，具有一定的應用價值。