一种满足风险完备性的调度操作风险量化评估方法

邹清林，唐健，刘裕昆，何井龙

（广西电网公司电力调度控制中心，广西南宁 530023）

一种满足风险完备性的调度操作风险量化评估方法

邹清林1，唐健1，刘裕昆1，何井龙1

（广西电网公司电力调度控制中心，广西南宁 530023）

调度操作是对电网设备运行状态进行组织、指挥和协调的日常工作，是保证源荷互动、能流交换正常进行、系统安全稳定运行的重要保障。目前，省级调度控制中心多以调度操作票的形式实现调度操作的主体行为，即调度人员将操作命令以操作票的形式下发到受令单位[1]。根据国务院第599号令《电力安全事故应急处置和调查处理条例》、《中国南方电网有限责任公司电力事故（事件）调查规程》、《中国南方电网调度运行操作管理规定》和《南方电网运行安全风险量化评估技术规范》（下文简称《运行风险评估技术规范》），调度令应该满足精益化、准确化和低风险化的要求，但在调度运行人员下令和操作的执行过程中，由于多种不确定性因素的存在，预先拟定的调度操作票的风险水平也会发生变化。例如，解合环操作时，在正常执行的条件下仍然可能导致系统潮流转移，造成某些设备过载或断面越限。因此，考虑调度操作过程中的多维风险因素影响，确保操作全过程的合理性、正确性及低风险性显得尤为重要。

为规避风险，文献[2-7]对新形式下操作票的智能校验与自动生成功能进行了研究。然而，调度操作票的审核仍由调度运行人员依据经验进行，传统的操作票安全校验仅实现了对操作顺序合理性的逻辑判断，无法对调度操作的风险水平进行分析和计算[8-9]。实际上，调度操作票可分解为唯一确定的单项令序列，在各步单项令操作之间均存在着系统状态的过渡与转移，在状态转移的过程中，受到操作本身、设备因素、天气影响、负荷变化等都可能使系统处于非安全的状态，有必要对调度操作过程中系统可能的风险状态集进行搜索和量化判断，提前预判可能面临的风险水平[10-13]。

近年来，针对调度操作过程中的风险校核判断已引起了有关学者的广泛关注，以期作为系统预警、辅助决策的重要参考。文献[14]介绍了一种调度操作安全风险防控系统的体系及功能构成，并提出了2种操作过程的校核方案，但更侧重于调度操作票中逻辑规则的风险评估，但未提出具体的指标体系。文献[15]对操作过程中电网实时状态的可能风险因素进行了风险分析和评估计算，但仅考虑了电网设备故障的概率性。文献[16]将调度操作风险水平的影响因素分为各步操作结果和设备故障2类，并制定相应风险指标进行量化。文献[17]提出了一种针对调度操作的实时风险评估方法，采用故障树分析和状态枚举对操作风险状态进行分析计算。但由于状态枚举法的固有缺陷，文献[16]和文献[17]所提方法在大规模实际电网中应用的可能性较小。文献[18]将调度操作分为2种状态，并建立了量化风险后果的指标体系，但未考虑调度操作过程中多种不确定因素对风险水平的影响。文献[11]通过广义断面进行操作关联设备搜索，最终实现考虑操作关联设备的风险评估，但未计及风险的概率。

这些研究多只考虑调度操作可能造成的负荷削减后果，未计及调度操作可能对设备、断面等造成的危害，且尚未对风险本身的概率进行全面的分析计算。因此，本文在满足风险完备性的前提下，提出一种调度操作风险量化评估方法，充分考虑影响调度操作风险水平的因素，计及调度运行人员和社会时期对于风险危害的影响，以设备重载、断面越限、电压越限、失负荷和频率波动5个指标构成风险危害量化的指标体系，结合设备状态、人员疲劳状态、人员工作密度、天气状态等概率指标对调度操作风险进行量化评估。

1 调度操作风险

根据《运行风险评估技术规范》，电网运行风险可定义为电网运行安全的不确定性，即可能影响电网运行安全的因素、事件或状态发生的可能性及危害的组合。通过对各种风险因素发生的概率、对电网安全和供电的影响程度的分析，可将风险等级划分为6个级别（见表1）。

表1 电网运行风险等级Tab.1 The risk level of power grid operation

相应地，将这个概念运用于调度操作，可知调度操作风险包括2个层面：一方面要考虑可能影响调度操作安全的风险因素的可能性；另一方面要考虑各风险因素作用后风险水平的大小，即要满足风险的完备性。参照《运行风险评估技术规范》并结合调度操作特点，调度操作风险等级也可分为5类：Ⅰ级风险（终止操作）、Ⅱ级风险（紧急控制）、Ⅲ级风险（重点关注）、Ⅳ级风险（适当关注）、Ⅵ级风险（无需关注）。

实质上，电网调度操作以受令单位按照操作票进行设备状态转换的形式完成。而调度操作票可分解为1组唯一确定的逻辑性单项令序列，在各单项令执行的过程中，系统的风险水平受到操作本身、电网波动、环境因素、人员状态4类不确定因素的制约。其中，操作本身风险是指在操作完成时刻及操作完成后可能造成的系统状态转移情况；电网波动风险是指调度操作过程中系统状态变化[19]，如机组出力[20]、负荷变化[21]、设备状态所带来的风险水平变化；环境因素风险除了天气因素外，还包括调度操作所处的社会时期；而人员状态风险则是指调度运行人员下令时的疲劳程度、工作强度对调度操作风险的影响。

调度操作风险重点关注断路器、刀闸等开关设备操作过程潜在的风险，在操作配合序列中，每一步的操作均可能生成不同的风险场景，并使系统处于不同的风险状态中，分析总结实际调度运行经验，本文所考虑的调度操作状态和调度操作风险包括以下3个方面：

1）基态S0和基态风险C0。基态指完成操作步骤时的电网运行状态，即为该项操作的预想故障所对应的系统状态。预想故障包括断开断路器时因断路器机械故障等使得操作失败或因爆炸等致使发生接地故障；拉开或合上隔离开关时因隔离开关机械故障等致使操作失败或因支持瓷瓶断裂等致使发生接地故障。在该系统状态下对应的风险即为基态风险。

2）静态安全发展态S1和静态安全发展态风险C1。静态安全发展态指某单项令操作完成后，预想的所有可能危害系统静态安全的故障状态集合，对应的风险之和即为静态安全发展态风险。

3）暂态安全发展态S2和暂态安全发展态风险C2。分别指该单项令操作完成后，可能影响系统暂态安全的预想故障状态集合及其对应的风险。

2 调度操作风险场景辨识方法

调度操作的风险场景除了调度操作执行过程中由操作状态不确定性引起的传统潮流风险状态外，还包括在操作完成后，电网运行态势的发展阶段风险。因此，在进行调度操作风险评估前，需对各操作发展阶段的可能系统状态进行辨识，由风险状态的预想可知，调度操作发展阶段对系统的可能影响主要包括静态和暂态2方面。

2.1 风险量化

电力系统的运行状态主要由电网的负荷水平、出力情况以及网架结构决定[22]，其风险的根源在于电网行为的随机特征。负荷水平、出力情况、网架结构的变化会使系统状态有不同的转移方向，如图1所示。

图1 电力系统状态转换示意Fig.1 Diagram of operation state variation in the power system

图1中：S0为系统初始状态；S′为系统新状态；实线轨迹为连续变化过程，如电气参数变化；虚线轨迹为阶跃变化过程，如物理参数变化。

由风险的通用定义可知，风险值可定义为不确定风险因素发生的后果严重程度及其概率的度量，即风险后果严重程度与其对应概率的乘积：

式中：XS为不确定性事件发生后的系统运行状态；St为不确定性事件发生前的系统运行状态；St+1为下一时段的系统运行状态；Ci为第i个系统不确定性事件；R（XS|St）为St条件下XS的风险指标值；Pr（Ci，St+1|St）为St条件下出现Ci和St+1的概率；Ea（XS|Ci，St+1）为Ci和St+1下不确定性事件发生导致的后果。

根据调度操作的可分解性，可定义调度操作风险为可能潜在的最大调度操作单项令风险值之和，由式（1）可知：

式中：R（Dc|Sn）为系统状态Sn下执行调度操作Dc的风险值；Ea（Ci，j|Si，j）为第i条单项令第j个风险状态下造成第j个风险的后果，Pr（Ci，j|Si，j）为第i条单项令第j个险状态下造成第j个风险的概率；Sr为调度操作可能的风险状态集，本文考虑基态风险、静态安全发展态风险和暂态安全发展态风险。

2.2 N-1扫描

针对调度操作发展阶段的N-1扫描旨在对调度操作后引发的预想事故情况进行分析，即当调度操作完成后，由于预想故障发生使线路、变压器退出运行后，是否会引起其他设备过载、节点电压越限。

在进行电网N-1扫描时，常采用补偿法。当网络中出现某条支路开断的情况时，可运用补偿法将其等价为在正常运行的2端节点处引入某一待求的功率增量（称为补偿功率）以模拟支路开断的影响，从而规避繁琐的导纳矩阵修改，利用原来的因子表来计算支路开断后的网络潮流。

设网络N的节点导纳矩阵已经形成，当网络节点i、j之间的支路开断时，可等效为在原正常运行支路基础上并联一个追加的支路阻抗Zij，其值等于被开断的支路阻抗的幅值，此时原网络的注入电流将由变为，再利用原网络因子表对进行消去回代运算就可得到节点电压向量。

2.3 N-1OPF

当一项调度操作完成后，系统连续或阶跃地由原状态变化到新状态，可采用N-1最优潮流对新运行状态进行优化，令指定的目标函数达到最优，同时满足系统在N-1状态下对控制变量、状态变量及变量函数的物理限制和运行限制。

目标函数

式中：PDi0为第i个节点原有有功负荷；PDi为第i个节点有功负荷；SD为负荷集合。

约束条件包括等式约束和不等式约束。

1）正常状态下潮流约束：

2）节点电压约束：

3）补偿设备无功功率输出约束：

4）支路电流约束：

5）N-1故障态支路电流约束：

6）机组出力约束：

7）节点负荷约束：

通过求解模型即可得出在该N-1运行条件下的失负荷量及对应的调整策略。

2.4 暂态稳定安全扫描

对调度操作过程潜在的暂态安全风险可通过暂态稳定安全扫描进行识别[23]。

系统的动态特性可以由一组非线性微分方程组和一组非线性代数方程组描述：

在稳态运行点进行线性化后可得：

式中：J为系统线性化矩阵；ΔX为状态（微分）变量；ΔY为代数变量。由式（4）中消去非状态变量可得：

式（13）为系统的状态方程。其中，A为n×n维系数矩阵，称为该系统的状态矩阵。对于由状态方程描述的电力系统，其暂态稳定特性由QR算法计算出的状态矩阵的所有特征值确定[24]。

3 调度操作风险量化计算

3.1 调度操作风险危害量化计算方法

风险危害计算是对调度操作可能引发的风险后果进行量化的描述[25]，根据电力调度实际情况，本文采用设备重载、断面越限、电压越限、失负荷和频率波动5个指标作为调度操作风险危害的量化指标，具体定义如下。

1）设备重载指标REO。根据调度操作可能造成的重载设备类型的不同，设备重载指标又包括线路重载指标RL和主变重载指标RT：

式中：Il为第l条重载线路的实际电流；k为线路重载阈值系数，k∈（0，1）；IN为第l条重载线路的额定电流；αL为线路重载惩罚系数；SL为重载线路集。

式中：ηt为主变的负载率；αT1为主变重载惩罚系数；αT2为主变过载惩罚系数，且αT1＜αT2；ST为重载主变集。

通常情况下，电压等级高的重载设备发生故障后的后果比电压等级低的重载设备要严重，重载主变故障后导致的后果比重载线路更为严重，因此，定义线路重载修正系数CL和主变重载修正系数CT、CL、CT∈[0，1]，其值越大表示设备在电网中的重要程度越大，重载后所带来的风险后也就越大，修正后可得设备重载指标：

2）断面越限指标RSO：

式中，Ps为断面实际功率；PN为断面额定功率；SS为越限断面集。

（3）电压越限指标RVO：

式中：Vi为节点实际电压；Vi，n为节点额定电压；λ为正常电压范围，常取λup=0.05，λdown=0.95。

根据节点类型不同，可将调度操作的系统节点划分为发电机节点、变电站母线节点和上级电源节点，这3类节点功能的不同，其越限后所产生的风险危害也显著不同。为此，定义节点电压越限修正系数CN，CN∈[0，1]，其值越大表示该节点电压越限的后果越大，修正后的电压越限指标RVO为

4）失负荷指标RLL：

式中：Pi为第i个失负荷节点的有功功率削减量；Pi，0为第i个失负荷节点在负荷削减前的有功功率；SLN为需要进行负荷削减的失负荷节点集。

（5）频率波动指标RSP：

式中：Zd，min为当前系统频率波动情况下的最小阻尼比；Zmin为当前系统安全稳定运行的最小阻尼比。

由风险的可加性可知，对于任一步单项令操作，其可能引起的风险危害为：

然而，式（22）指标仅表征了某一单项令操作的可能风险的数值特征，并未考虑调度员的经验及社会时期对风险水平的影响。在电网实际的调度过程中，随着调度员的经验积累，其对操作票下令后风险的关注程度并非一成不变。而社会时期虽不影响操作执行后的电网状态，但在不同的保供电时期，电网发生相同故障或存在相同的风险后果所产生的社会影响不同，其对风险水平有着不可忽略的影响。为此引入关注度修正系数δ和社会时期修正系数ε，其定义和取值如下：

1）关注度修正系数δ。反映调度员对某一调度指令可能诱发的风险危害的关注程度，其值介于0、1之间，值越大表示调度员的关注程度越大，在风险量化过程中由调度员主观确定，即δ∈[0，1]。

2）社会时期修正系数ε。根据《运行风险评估技术规范》，取值如表2所示。

表2 社会时期修正系数取值Tab.2 The value of correction coefficient in the social period

由此可得修正后的风险危害量化结果为

3.2 调度操作风险概率量化计算方法

调度操作风险量化评估除了对风险危害的量化计算外，还包括对风险危害出现可能性的判断，根据调度操作的特点，本文定义设备状态、人员疲劳状态、人员工作密度和天气状态4个概率指标。

1）设备状态指标PES。反映调度操作设备的风险概率，取值介于0、1之间，值越大表示设备的风险概率越大，采用德尔菲法统计调度员对不同厂家、不同装设位置、不同装设时间、不同操作频率设备的主观风险概率值，通过余弦相似度法进行整合得出各类设备对应的综合设备状态指标，余弦相似度法过程说明如下：

对每位调度员给出的设备状态序列矢量求取其方向上的单位矢量

然后对所有的求和eyi求和，并将求和项得到的矢量归一化，可得到综合设备状态指标，以此作为调度操作风险量化评估的设备状态指标。

2）人员疲劳状态PPS。不同班组的调度人员的疲劳程度对调度操作的概率影响不容忽视，夜班由于疲劳严重，其风险概率将高于白班，通过调查统计可得出各个班组、各时段的人员疲劳状态。

3）人员工作密度PWD。假设调度人员的工作密度主要由最近30min内的工作量影响，30min以前的工作情况对调度人员的影响可以忽略，由此可得：

式中：τ为调度员下令时前30 min内的下令条数。

4）天气状态PWS。天气状况的好坏对调度操作风险的发生与否具有重要影响，根据《运行风险评估技术规范》，天气状态指标取值如表1所示。

表3 天气状态取值Tab.3 The value of weather state

由1）～4）4个指标之间相互独立，调度操作风险概率可定义为

由式（10）和式（13）可知，第条单项令的风险为

则某条调度操作令的风险为

4 调度操作风险量化评估流程

本文所讨论的调度操作风险量化评估实质上是对调度操作过程中可能造成的基态、静态安全发展态及暂态安全发展态3种风险状态的危害性和概率性进行分析计算，具体实现如图2所示。

图2 调度操作风险量化评估流程Fig.2 The process of the dispatch risk assessment

其中，在单项令操作模拟过程中实现对该操作可能的风险概率进行量化；在单项令发展态模拟过程中模拟在该单项令操作完成后可能引发的静态安全风险和暂态安全风险，并对可能造成越限、过载及系统振荡的发展态场景进行N-1OPF计算，对切负荷情况进行定量判断。

5 算例分析

以IEEE30节点标准测试系统为例，将节点6扩展为低压侧单母线2分段、高压侧双母线接线结构，如图3所示。k=0.8，αL=2，αT1=1.5，αT2=2，CL=1，CT=1，CN=1，Zmin=0.05，δ=1，ε=1，风险概率由0.9～1.2的随机数模拟。

图3 IEEE30节点测试系统Fig.3 IEEE 30 bus test system

以节点6的4号线路由定行状态转为泛备用状态为例，补充分解后的单项令序列如表4所示。

表4 1号主变由运行状态转为冷备用状态单项令序列Tab.4 The single order sequence of converting No.1transformer from operating state to cool reserve state

其中，G42、G41分别为4号节点的对应位置刀闸。根据本文所提方法计算出各个单项令序列的风险结果如图4所示，综合可得该综合令的风险。

由图3可知当第一步操作成功执行后，4号线路从系统中退出，其余的单项令操作均不会引起新的设备退出运行，即不会产生新的基态风险后果。因此，各单项令操作的风险危害一致，但由于风险计算过程中考虑了多概率因素的影响，使得各单项令操作的风险量化结果存在差异。而在任意单项令操作完成后，系统的发展态风险远大于基态风险，这是由于当4号主变退出运行后，当4号线路退出运行后，4号节点与6号节点的联系减弱，使得原本的潮流通过其余网架进行转移，系统的安全运行裕度减少，若再发生任意设备的退出运行，潮流将转移到剩余设备，进一步造成设备的重载甚至重载运行。

图4 4号线路由运行状态转为冷备用状态风险结果Fig.4 The risk result of converting No.4 transformer from operating state to cool reserve state

在实际调度操作过程中，常存在某一操作存在多种操作方案的情况，由于各操作方案涉及的设备及顺序不同，使得潮流流向存在差异，在同一操作时刻下，可能的风险水平也不同。以图3中4号主变倒母操作为例，常见的2种调度操作方案如表5所示。

表5 1号主变倒母操作方案Tab.5 The dispatching steps of the switching over bus for No.1 transformer

根据本文所提的方法，对2种调度操作风险进行量化评估，结果如图5所示。由于热倒过程中并未涉及网架结构的变化，仅仅是刀闸的状态转换，因此热倒操作的基态风险为0。由图5计算结果可知，安全发展态风险，冷倒的静态安全发展态风险，这是因为当合上G3后，6号节点的两条母线处于并联运行状态，若此时发生短路接地，则会造成母线所连出线跳闸。而冷倒操作首先断开了开关D3，从结构上避免了母线跳闸的风险，使调度操作风险水平下降。

6 结语

本文将风险理论引入调度操作风险量化评估中，计及调度操作过程中多因素对风险的概率影响，提出了满足风险完备性的调度操作风险量化评估方法。该方法将调度操作所引起的系统状态转移分为基态、静态安全发展态和暂态安全发展态，并在对3种风险状态的风险计算评估过程中，充分考虑了调度员状态、设备情况和外部环境对风险概率的影响。基于IEEE30节点系统的计算结果表明，该方法通过评估各调度操作步骤的风险情况，可在调度操作执行前进行风险预演，辅助调度运行人员在下令前对操作可能引起的各类风险预先制定预控策略，能够有效降低调度操作的风险水平，维护电力系统的安全稳定运行。

图5 4号线路倒母操作不同方案风险结果Fig.5 The risk result of a different plan of switching over bus for No.4 transformer

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A Risk Quantitative Evaluation Method of the Dispatching Operation Considering the Complete Risk

ZOU Qinglin1，TANG Jian1，LIU Yukun1，HE Jinglong1
（Guangxi Power Grid Dispatching Control Centre，Nanning 530023，Guangxi，China）

In addition to giving a numerical evaluation of the potential system risk that a certain dispatch operate may bring，this paper introduces the risk theory to the quantitative evaluation of dispatch operation and proposes a complete evaluating method of risk.In this method，the consequence and probability of the risk of dispatch operation is fully considered.The method，based on the traditional evaluation of the dispatch operation risk and using N-1OPF model in the calculation of loss of load and considering the impact of attention and social situation，revises the hazard value of risk.Besides，it considers the various uncertain factors that affect the probability of the risk，and builds a risk evaluation system to evaluate the probability of the dispatch operation risk.Based on the hazard and probability of the risk，the paper works out the final dispatch operation risk.The paper also uses the IEEE30 node system to verify the effectiveness of the method.

dispatch operation；completeness；risk quantitative evaluation；N-1OPF；assistant decision

为对某一调度操作可能造成的系统风险进行数值化的评价，将风险理论引入调度操作风险量化评估中，提出一种满足风险完备性的评估方法。该方法充分考虑了调度操作风险的危害后果和发生概率，在传统调度操作风险危害评价的基础上，运用N-1最优潮流模型计算切负荷指标，并考虑关注度和社会时期的影响作用，对风险危害值进行校正。此外，计及调度操作过程中影响风险可能性的多维不确定因子，分析并建立风险概率评价体系，用于评估调度操作风险的发生概率。基于风险危害和风险概率得出最终的调度操作风险。基于IEEE30节点系统的计算结果表明，该方法通过评估各调度操作步骤的风险情况，可在调度操作执行前进行风险预演，辅助调度运行人员在下令前对操作可能引起的各类风险预先制定预控策略，能够有效降低调度操作的风险水平，维护电力系统的安全稳定运行。

调度操作；完备性；风险量化评估；N-1最优潮流；辅助决策

1674-3814（2017）09-0032-09

TM734

A

广西电网公司科技项目（GXKJXM20151051）；国家重点基础研究发展计划（973计划）资助项目（2013CB228205）。

Project Supported by the Science and Technology Program of Guangxi Power Grid（GXKJXM20151051）；the National Key Basic Research Program of China（973 Program）（2013CB228205）.

2017-03-06。

邹清林（1978—），男，本科，工程师，从事电力系统调度运行管理工作；

唐 健（1979—），男，硕士，工程师，从事电力系统调度运行管理工作；

刘裕昆（1985—），男，硕士，工程师，从事电力系统调度运行管理工作；

何井龙（1984-），男，硕士，工程师，从事电力系统调度运行管理工作。

（编辑 董小兵）