基于全数字实时仿真系统的电网风险评估

刘　进

(黑龙江省电力科学研究院,哈尔滨 150030)



基于全数字实时仿真系统的电网风险评估

刘进

(黑龙江省电力科学研究院,哈尔滨 150030)

针对电网方式计算面临的实际困难,搭建了基于ADPSS的 “电力系统全数字实时仿真平台”,即通过对实际电网的建模和全故障扫描,分析评估电网运行的安全性和稳定性,同时找出电网薄弱环节,为电网隐患排查和治理工作提供技术支撑。

ADPSS;全数字;电网风险;评估

电网方式计算对电网运行控制有着非常重要作用,由于在实际系统上做试验极为困难,只能通过模拟试验仿真进行电网运行特性研究和各类控制保护措施的验证。因此可搭建基于ADPSS的“电力系统全数字仿真数据平台”,通过对实际电网的重新建模和仿真找出电网薄弱环节,评估电网风险水平,做好电网隐患排查和治理工作,并对计划投产的电网项目进行预分析,根据电网结构及用电负荷变化来确定电网薄弱环节和稳定水平。

随着电力需求的快速增长和电网规模不断扩大,黑龙江省电力系统运行的安全性问题日益成为关注的重点。因此对电网进行风险评估,找到薄弱环节并给予治理来提高电网整体可靠性,降低电网运行风险,具有重要的现实意义[1-2]。本文建立全数字实时仿真系统的电网风险评估模型,分析评估黑龙江省电网运行的安全性和稳定性,并建立电网隐患数据储备库,为将来建设项目顺利入网提供必要的技术支撑。

1　计算工具与研究方法

1.1元件模型

发输电系统的可靠性分析中,马尔柯夫模型是基本的元件模型。对于线路、变压器、母线这三类元件,都可以采用马氏模型来描述。元件的可靠性模型一般采用传统的二状态模型[3-4],如图1所示。

图1　二状态模型

λ和μ与平均无故障运行持续时间tMTTF和平均故障修复时间tMTTR的关系为

λ=1/tMTTF，μ=1/tMTTR

1.2评估算法

从理论上来讲,对状态空间Ω中的所有状态进行枚举后,即可用下式计算系统的可靠性指标:

式中:P(Xi)为每一系统状态Xi∈Ω的发生概率,F(Xi)可以表示概率、功率、频率或时间等可靠性指标[5]。

概率性和可靠性评估程序就是基于上述算法原理实现的,其主要流程如图2所示。

图2　概率性和可靠性评估程序主流程图

1.3评估指标

基于概率的可靠性评估指标主要有以下三种类型:VPRI(电压越界)、APRI(过负荷)及VSPRI(电压稳定性)。

电压越界概率可靠性指标为

式中:Vi·impact指第i个突发事件所引发的所有节点电压偏离上、下限值总和,单位是kV或p.u.。

过载概率可靠性指标为

式中:Ai·impact指第i个突发事件所引发的所有过载线路过负荷值的总和,单位是MVA或p.u.。

电压稳定性概率可靠性指标为

1.4故障集的选取

本文采用黑龙江省2015年冬季大负荷运行方式的工程数据文件。计算时故障集选取黑龙江电网内部所有220 kV和500 kV变压器、交流线以及母线。

2　电网结构概况

随着中俄联网工程的投产,目前黑龙江省电网分为东部电网、中部电网、西部电网和北部电网。各区域电网间具体连接方式为：北部电网通过500 kV兴黑线、220 kV海北线、拉嫩甲线、拉克线分别与中部电网和西部电网相连;西部电网通过500 kV大松1号线、大松2号线、大松3号线和220 kV中肇线、新乐线与中部电网相连;东部电网通过500 kV群兴1线、方永甲线、方永乙线和220 kV德发甲线、德发乙线、牡亚线、牡尚乙线与中部电网相连；中部网内部形成松北变-哈南变-永源变-兴福变-松北变的500 kV环网结构[6]。黑龙江各区域主要断面如图3所示。

图3　黑龙江各区域电网主要断面示意图

3　风险评估分析

3.1潮流情况

根据2015年黑龙江电网负荷运行和电力平衡情况进行2015年冬季大负荷运行方式潮流计算,冬季大负荷按10 500 MW左右考虑。

黑龙江东部联络线外送潮流不大于3100 MW,中西部联络线外送潮流不大于2000 MW,冯大断面外送潮流不大于2600 MW,吉黑外送潮流不大于3000 MW。

3.2风险评估

静态扫描结果如图4所示。

图4　静态扫描结果综述

由图4可看出,黑龙江电网静态安全的主要问题集中在母线电压越限。

3.2.1综合分析

综合分析是系统层次的分析,可以揭示整个系统的可靠性等级。确定性和概率性综合分析结果如图5、图6所示。

图5　确定性综合分析图

图6　概率性综合分析图

由图5、图6可看出,黑龙江电网的主要问题集中在母线电压越限。

3.2.2薄弱环节分析

一个薄弱环节元件是指至少经受过一次严重损伤的元件,通过薄弱环节分析可以识别出系统受损程度最大的母线和支路。基于这一思路,对黑龙江电网进行N-1静态扫描分析和静态风险评估分析,然后再对风险评估结果进一步分析,以确定电网的薄弱环节所在。确定性和概率性母线电压越限的薄弱环节柱状图如图7、图8所示。

图7　确定性母线电压越限的薄弱环节柱状图

图8　概率性母线电压越限的薄弱环节柱状图

由图7、图8可看出,由于黑河电网、大兴安岭环网结构较为薄弱,无论是从概率性还是从确定性方面看,此地区电网的越限母线都占据了前二十位的一半多,因此风险值较大。

确定性和概率性线路过载的薄弱环节柱状图如图9、图10所示。

图9　确定性线路过载的薄弱环节柱状图

由图9、图10可看出,线路过载主要发生在鸡西地区、七台河地区。

确定性和概率性变压器过载的薄弱环节柱状图如图11、图12所示。由图11、图12可看出,变压器器过载问题主要集中在500 kV单主变和负荷过重的220 kV主变。

图10　概率性线路过载的薄弱环节柱状图

图11　确定性变压器过载的薄弱环节柱状图

图12　概率性变压器过载的薄弱环节柱状图

3.2.3 故障状态分析

对系统的各种故障状态根据其对各项计算指标的贡献程度进行了排序,并用气泡图形象化表示出来。气泡图中每一个气泡均代表电网内的一种故障状态,气泡的纵坐标代表对应故障状态产生的影响程度,横坐标代表该故障状态发生的概率,气泡的大小则代表该故障状态的风险系数指标。因此,可以从该气泡图中很明显看出哪些故障状态具有高影响性,哪些故障状态具有高概率性,哪些故障状态两者较高,从而可以帮助规划人员对高概率性和高影响性的故障状态进行准确定位。

确定性和概率性母线电压越限故障状态数据如表1、表2所示。确定性和概率性母线电压越限故障状态气泡图如图13、图14所示。

表1　确定性母线电压越限故障状态数据表

表2　概率性母线电压越限故障状态数据表

图13　确定性母线电压越限故障状态气泡图

图14　概率性母线电压越限故障状态气泡图

由表1、表2、图13、图14可看出,采用确定性和概率性分析方法电压越限指标高的都在大兴安岭地区、黑河地区。

确定性和概率性线路过载故障状态数据表如表3、表4所示。

表3　确定性线路过载故障状态数据表

表4　概率性线路过载故障状态数据表

确定性和概率性线路过载故障状态气泡图如图15、图16所示。

图15　确定性线路过载故障状态气泡图

图16　概率性线路过载故障状态气泡图

由表3、表4、图15、图16可以看出,采用确定性和概率性分析方法线路过载影响值排序较大的为七台河地区、鸡西地区,主要是因为地区电网较薄弱,网内电源送出线路和地区潮流联络线线径较细,切除元件易造成周边薄弱线路过载。

确定性和概率性变压器过载故障状态数据表如表5、表6所示。

确定性和概率性变压器过载故障状态气泡图如图17、图18所示。

表5　确定性变压器过载故障状态数据表

表6　概率性变压器过载故障状态数据表

图17　确定性变压器过载故障状态气泡图

图18　概率性变压器过载故障状态气泡图

由表5、表6、图17、图18可看出,采用确定性和概率性分析方法变压器过载影响值排序较大的为大兴安岭地区、黑河地区,主要原因是受北部电网结构特点影响。

4　黑龙江省电网安全可靠性存在的问题

4.1大兴安岭、黑河地区环网电压较低

北部电网受电网结构特点影响,受电潮流主要通过黑河换流站500 kV主变(500 kV兴黑线)、220 kV冯拉线和海北线三个输电通道受入。大兴安岭、黑河地区存在单回长距离环网供电,环网中目前供电电源只有大黑山风电场、尼尔基水厂、北安厂、加格达奇厂,供电能力较差。当环网中某个元件故障时易引起连锁故障,使得大兴安岭、黑河地区变电站母线电压降低,电压对负荷变化比较敏感,从而影响地区电网供电可靠性。

4.2部分线路线径较细,易超过线路热稳定极限

东部地区220 kV部分联络线,导线线径较小,线路过载主要发生在鸡西、七台河地区。此地区七河线、鸡梨线、佳芦线线径较细,当周边电源开机较大或满载,周边线路检修时,易引起连锁故障,影响地区电网供电可靠性。七河线、七民线、火中甲线作为电厂外送通道,线径较细,限制了电厂的出力,不满足线路N-1条件。阿源甲、乙线承担哈尔滨地区阿南变、五常变、金都变、阿城变的供电潮流。由于近年来该地区负荷持续增长,阿源甲、乙线运行潮流较大,当非供热期供热机组停运后,双回线中一条线路跳闸时,另一条线路会发生过载,同时五常变等末端变电所的运行电压也将大幅下降。新同甲、乙线线径较细,当新华热电厂、大庆新海风电场、和平风电场投运后,切除周边线路极易引起新同甲、乙线过载。

由于北部单环网结构的影响,因此克山变、北安变的负荷主要都需经过拉克线带送,加格达奇热电厂投产之后,由西部电网向北部电网送出的潮流大部分将通过拉克线送出,使拉克线潮流增大,当周边临近线路切除时,会导致线路过载。

绥海线作为中部网向西部网主要潮流输送通道,当冯屯主变故障或兴福变下网潮流较大,主变故障时,都会导致绥海线过载。富二厂是齐齐哈尔的主要功率输出源,担负着向齐齐哈尔地区和大庆地区供电的重要任务,其与周围变电站之间的联络线线径较细,由于其负担较重,而且多是同塔双回线路,容易同时断线,因此会对其他的分流线路带来更大负担,致使部分薄弱线路潮流过载。

4.3500 kV单主变运行问题

500 kV集贤变、前进变、黑换流站为单主变运行,作为地区220 kV与500 kV系统唯一的电气联络,负担将地区剩余电力转入500 kV主网或地区电网受电的重任,一旦出现500 kV线路或主变跳闸事故,地区220 kV与500 kV主网电磁解环,系统稳定水平降低,加重了周围区间联络线潮流。兴福变主变容量为750 MVA,且地区无220 kV及以上常规电源,当主变发生N-1事故时,只能依靠220 kV线路及哈三厂供电,供电可靠性差。

5　结　论

1) 对于母线电压越限情况,问题主要集中在大

兴安岭、黑河地区。

2) 对于线路过载情况,问题主要集中在七台河地区、鸡西地区薄弱线路,电厂出口薄弱线路。

3)对于变压器过载情况,问题主要集中在500 kV单主变和负荷过重的220 kV主变。

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(责任编辑郭金光)

Power network risk assessment based on full digital real-time simulation system

LIU Jin

(Heilongjiang Electric Power Research Institute, Harbin 150030, China)

In accordance with the practical difficulties which the power grid calculation faces, this paper established ‘the full digital real-time simulation platform’ of power system based on ADPSS, a platform which evaluates the safety of power grid operation and stability and finds out the weak links of power grid through the modeling and full fault scan of the actual power grid to provide technical support for hidden danger elimination and management.

ADPSS; full digital; grid risk; assessment

2015-10-15;

2015-11-12。

刘进(1982—),女,工程师,主要从事电网在线安全稳定分析研究工作。

TM743

A

2095-6843(2016)03-0189-06