基于ALARP準則的高比例新能源并網(wǎng)系統(tǒng)日前運行風險評估

商皓鈺，劉天琪，卜 濤，何 川，印 月，丁理杰

（四川大學(xué) 電氣工程學(xué)院，四川 成都610065）

0 引言

電力系統(tǒng)運行風險評估與可靠性評估是評估系統(tǒng)安全的重要方法，前者主要面向調(diào)度部門，后者主要面向規(guī)劃部門［1］。近年來，風電、光伏等具有不確定性的新能源大規(guī)模接入給電力系統(tǒng)增加了更多不確定因素，這對運行風險評估提出了更高要求。開展對新能源并網(wǎng)系統(tǒng)的日前運行風險評估，可以在調(diào)度中提前采取防控措施來提高系統(tǒng)運行安全性。

對于風電并網(wǎng)系統(tǒng)的運行風險評估，文獻［2］在風電場出力模型中考慮天氣因素，將可以衡量棄風問題的風電功率波動風險列入風險指標體系，較全面地研究了風電給電力系統(tǒng)運行增加的風險；文獻［3］改進傳統(tǒng)電力系統(tǒng)運行風險評估模型，考慮風電出力概率、負荷概率、機組實時狀態(tài)概率等因素，較全面地體現(xiàn)了電力系統(tǒng)運行狀態(tài)的實時性；文獻［4］詳細考慮風電機組功率特性、風機降額運行狀態(tài)等因素，建立了風電接入發(fā)輸電系統(tǒng)的風險評估模型；文獻［5］提出含大規(guī)模風電的交直流混聯(lián)系統(tǒng)運行風險評估模型，從暫態(tài)和穩(wěn)態(tài)故障狀態(tài)、經(jīng)濟損失、結(jié)構(gòu)強度3 個方面構(gòu)建風險指標體系；文獻［6］在文獻［2］的基礎(chǔ)上考慮了極端天氣對元件與輸電線路停運率的影響，建立了涵蓋電力不足、棄風和線路過載的風險指標體系；文獻［7］考慮風電出力與系統(tǒng)負荷的相關(guān)性，進行了輸電線路過載風險評估；文獻［8］考慮頻率響應(yīng)過程，對高風電滲透率系統(tǒng)進行穩(wěn)態(tài)電壓和線路過載評估。對于光伏并網(wǎng)系統(tǒng)的運行風險評估，文獻［9］建立太陽光輻照度模型和光伏電站出力模型，基于節(jié)點實時重要度以及效用理論提出含光伏電站的電力系統(tǒng)風險效用值指標；文獻［10］采用蒙特卡洛法對太陽光輻照度分布區(qū)間進行模擬，計算了系統(tǒng)電壓越限和線路過載風險指標。對于同時含有風電與光伏的系統(tǒng)，文獻［11］研究了不同類型Copula 函數(shù)描述風光聯(lián)合出力的適用性，從電壓越限、線路功率越限和失負荷3 個方面評估了系統(tǒng)運行風險。

風險作為抽象概念難以直觀反映系統(tǒng)安全程度，需對計算所得風險值進行評價。對于風險評價方面的研究，文獻［3，9，12］利用層次分析法（AHP）引入綜合風險指標，但AHP 作為主觀賦權(quán)法完全依靠專家經(jīng)驗確定各指標重要性次序，忽略了各指標間的內(nèi)在聯(lián)系［13］；文獻［5］利用熵權(quán)法（EWM）引入綜合風險指標，體現(xiàn)了權(quán)重的客觀性，但忽視了決策者知識與經(jīng)驗等主觀偏好信息［13］；文獻［12］基于最低合理可行（ALARP）準則，結(jié)合《國家電網(wǎng)公司安全事故調(diào)查規(guī)程》將風險劃分為高、中、低3 個等級，為本文風險評級研究提供了思路，但其求得的等級數(shù)值僅依據(jù)系統(tǒng)失負荷劃分為單一標準，未能對不同的風險指標進行具有針對性的等級劃分。

綜上，在建立風險指標體系方面，文獻［2-11］建立的標準不完全統(tǒng)一，通常只從系統(tǒng)頻率、電壓、線路傳輸功率和失負荷角度考慮部分指標；在風險評級研究方面，文獻［12］提出的評級標準較為單一，未能根據(jù)不同指標的行業(yè)標準進行等級劃分，所求得的風險等級表有一定局限性；在算例仿真方面，文獻［3-5］均針對小時級開機方式進行運行風險評估，算例結(jié)果不能全面地體現(xiàn)一天中系統(tǒng)運行風險隨時間的變化；在確定指標權(quán)重并引入綜合風險指標所采用的方法方面，文獻［3，9，12］都采用單一的主觀或客觀賦權(quán)法，有一定局限性，未結(jié)合主客觀進行賦權(quán)。

為此，本文考慮風電和光伏有功出力的不確定性及相關(guān)性、負荷不確定性、系統(tǒng)元件狀態(tài)等多個要素，建立計及風電和光伏并網(wǎng)的電力系統(tǒng)運行風險評估模型。將穩(wěn)態(tài)頻率越限、電壓越限、線路有功功率越限和系統(tǒng)失負荷指標納入運行風險指標體系，結(jié)合AHP和EWM求取綜合風險指標中各指標權(quán)重，基于ALARP 準則結(jié)合各自行業(yè)標準對各風險指標進行等級劃分。建立日前運行風險評估模型，采用非序貫蒙特卡洛法抽取系統(tǒng)狀態(tài)和運行條件，基于交流最優(yōu)潮流模型計算風險指標。以IEEE-RTS79系統(tǒng)為例，計算一天24 h 中各風險指標值并判定風險等級，分析新能源接入容量對系統(tǒng)運行風險的影響，從而為風險評級和高比例新能源并網(wǎng)系統(tǒng)的日前運行風險評估提供參考。

1 運行風險評估模型

1.1 風險評估理論

電力系統(tǒng)運行風險評估是在可靠性評估的基礎(chǔ)上采用概率評估思想，運行風險frisk是系統(tǒng)所面臨的不確定性因素的可能性與嚴重性的綜合度量，其數(shù)學(xué)表達式為［14］：

其中，Xf，t為t時段的系統(tǒng)開機運行方式；Em為第m 個系統(tǒng)狀態(tài)，P（Em）為第m 個系統(tǒng)狀態(tài)出現(xiàn)的概率；Ct，n為t 時段系統(tǒng)第n 個運行條件，P（Ct，n）為t 時段系統(tǒng)第n 個運行條件出現(xiàn)的概率，由系統(tǒng)當前風電、光伏有功出力概率和負荷概率共同決定；Sev（Em，Ct，n）為t時段第m 個系統(tǒng)狀態(tài)和第n 個運行條件下對應(yīng)的嚴重程度，不同運行風險指標具有各自的嚴重度函數(shù)。

1.2 風險各組成部分的概率模型

1.2.1 系統(tǒng)元件狀態(tài)概率模型

電力系統(tǒng)狀態(tài)可看作系統(tǒng)中所有元件狀態(tài)共同組成的集合，在含風電和光伏并網(wǎng)的電力系統(tǒng)中，元件可分為風機、光伏電池、發(fā)電機和線路4 類，每個元件都具有停運和運行2 種狀態(tài)?，F(xiàn)有研究普遍利用馬爾科夫兩狀態(tài)模型對元件狀態(tài)進行建模，得到元件在t 時段內(nèi)發(fā)生故障的次數(shù)服從泊松分布［15］，則式（1）中P（Em）的具體表達式為：

其中，Coff（Em）和Con（Em）分別為第m 個系統(tǒng)狀態(tài)下停運和運行的系統(tǒng)元件集合，兩集合中元素個數(shù)之和即為系統(tǒng)中的元件總數(shù)；Pc，i，t為t 時段元件i 的故障率；λc，i為元件i的故障率。

由于惡劣天氣條件下線路停運率會有所增加，需要在計算線路故障率時考慮天氣影響。當元件類型為線路時，Pc，i，t應(yīng)修正為：

其中，θ 為天氣修正系數(shù)，其取值與文獻［16］中相同；ci為第i個系統(tǒng)元件；L為系統(tǒng)線路組成的集合。

1.2.2 風電、光伏有功出力概率模型

（1）風電有功出力概率模型。

本文選用威布爾分布作為風電有功出力概率模型［17］，其概率密度函數(shù)f（Pw）為：

其中，Pw為風電有功出力；k 和c 分別為威布爾分布的形狀和尺度參數(shù)；μw和σw分別為風電有功出力的均值和標準差；Γ（·）為伽馬函數(shù)。

（2）光伏有功出力概率模型。

本文選用Beta 分布作為光伏有功出力概率模型［18］，其概率密度函數(shù)f（Ppv）為：

其中，Ppv為光伏有功出力；Ppv，max為光伏有功出力最大值；α、β 為Beta 分布的2 個參數(shù)，由光伏有功出力的均值μpv和標準差σpv確定。

（3）風光聯(lián)合有功出力概率模型。

對于同時建有風電場和光伏電站的地區(qū)，2 種電源有功出力存在一定相關(guān)性和互補性，現(xiàn)有研究普遍利用Copula 函數(shù)來描述風光聯(lián)合有功出力［18］。本文選擇Frank-Copula 函數(shù)作為風光聯(lián)合有功出力概率模型，其數(shù)學(xué)表達式為［11］：

其中，ρ為風電與光伏有功出力間的相關(guān)系數(shù)。

若某時段系統(tǒng)中的風機或光伏電池全部停運，風電與光伏有功出力將不再具有相關(guān)性，其有功出力服從各自的概率分布模型，應(yīng)分別按式（4）和式（5）進行計算。

1.2.3 負荷概率模型

本文選用正態(tài)分布描述系統(tǒng)負荷的不確定性，其概率密度函數(shù)f(Pd)為：

其中，Pd為系統(tǒng)負荷；μd和σd分別為系統(tǒng)負荷的均值和標準差。

在電力系統(tǒng)實際運行中，風電、光伏有功出力以及系統(tǒng)負荷會隨時間發(fā)生變化，因此式（4）、（5）和式（7）中各概率分布的均值和標準差應(yīng)根據(jù)風電出力、光伏出力和負荷曲線在不同時段設(shè)置不同值。

2 運行風險指標體系及風險等級劃分

2.1 運行風險指標體系

現(xiàn)有研究通常從電壓、功率和負荷3 個角度出發(fā)建立運行風險指標體系［3，11］，而較少考慮系統(tǒng)頻率，故本文建立涵蓋穩(wěn)態(tài)頻率越限、電壓越限、線路有功功率越限和系統(tǒng)失負荷的運行風險指標體系。

（1）穩(wěn)態(tài)頻率越限指標。

考慮系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)頻率特性，用穩(wěn)態(tài)頻率偏差超出允許范圍的大小來衡量穩(wěn)態(tài)頻率越限指標的嚴重度，該指標的嚴重度函數(shù)Sev-f為：

（2）電壓越限指標。

電壓越限指標的嚴重度可以用各節(jié)點電壓幅值偏離正常運行范圍的大小來衡量，該指標的嚴重度函數(shù)Sev-V為：

（3）線路有功功率越限指標。

線路有功功率越限指標的嚴重度可以用各條線路上的有功功率超出最大允許傳輸有功功率的大小來衡量，該指標的嚴重度函數(shù)Sev-P為：

（4）系統(tǒng)失負荷指標。

系統(tǒng)失負荷指標的嚴重度可以用失負荷率來衡量，該指標的嚴重度函數(shù)Sev-cut為：

其中，Pcut，i為節(jié)點i 的有功失負荷量；Pd，i為節(jié)點i 的有功負荷值。

（5）安全綜合風險指標。

將上述4 個安全類運行風險值賦予一定權(quán)重，得到安全綜合風險Rcom為：

其中，Rf、RV、RP和Rcut分別為穩(wěn)態(tài)頻率越限風險值、電壓越限風險值、線路有功功率越限風險值和系統(tǒng)失負荷風險值；w1—w4為各指標對應(yīng)的權(quán)重系數(shù)。

本文結(jié)合AHP［20］和EWM［21］求得各指標權(quán)重，通過乘法合成對2 種賦權(quán)法的權(quán)重進行折中，最終權(quán)重能同時體現(xiàn)AHP的主觀性和EWM的客觀性［13］。該組合賦權(quán)法的計算公式為：

其中，wA，i、wE，i分別為利用AHP和EWM求得的第i個指標的權(quán)重。

2.2 基于ALARP準則的風險等級劃分

安全風險管理實踐領(lǐng)域普遍采用ALARP 準則作為確定風險水平程度以及可接受程度的衡量標準［22］，該準則通過制定2 條風險分界線——不可接受風險水平線和可忽略風險水平線，將風險分為3個區(qū)域——不可接受區(qū)、ALARP 區(qū)和可忽略區(qū)。風險等級劃分原理圖如附錄中圖A1所示。

2.2.1 穩(wěn)態(tài)頻率越限風險等級劃分

《國家電網(wǎng)公司安全事故調(diào)查規(guī)程》指出：頻率偏差超出±0.2 Hz（裝機容量3 000 MW 以下的電網(wǎng)放寬至±0.5 Hz）并持續(xù)30 min 以上，判定為五級電網(wǎng)事件。國標規(guī)定頻率波動等級如下：A 級是不超過±0.05 Hz，B 級是不超過±0.5 Hz，C 級是不超過±1 Hz。

2.2.2 電壓越限風險等級劃分

《國家電網(wǎng)公司安全事故調(diào)查規(guī)程》指出：電壓低于調(diào)度機構(gòu)規(guī)定的電壓曲線值20%且持續(xù)30 min 以上，或低于調(diào)度機構(gòu)規(guī)定的電壓曲線值10%且持續(xù)1 h 以上，判定為三級電網(wǎng)事故（較大事故）；電壓低于調(diào)度機構(gòu)規(guī)定的電壓曲線值5%以上10%以下，且持續(xù)2 h以上，判定為四級電網(wǎng)事故（一般事故）。

取電壓越限不可接受風險水平線對應(yīng)越限時長為年越限時間30 min，即對應(yīng)的概率Pr-V，max=0.5÷8 760≈5.71×10-5。不可接受風險水平線時Vi取0.8 p.u.，則不可接受風險水平線風險值為：

2.2.3 線路有功功率越限風險等級劃分

文獻［12］根據(jù)中國架空線路歷年可靠性數(shù)據(jù)，計算得到元件失效概率水平為5.98×10-5。假設(shè)發(fā)生線路有功功率越限時系統(tǒng)元件會采取停運措施，則線路有功功率越限風險水平線對應(yīng)的概率Pr-P=5.98×10-5。

文獻［23］指出：為滿足靜態(tài)穩(wěn)定要求，線路正常運行時傳輸?shù)挠泄β什灰舜笥跇O限傳輸功率的85%；為滿足暫態(tài)穩(wěn)定要求，則不宜大于極限傳輸功率的75%。故式（11）中-Pl取0.75 p.u.，可忽略風險水平線時Pl取0.85 p.u.，則可忽略風險水平線風險值為：

不可接受風險水平線時Pl取1 p.u.，則不可接受風險水平線風險值為：

2.2.4 系統(tǒng)失負荷風險等級劃分

假設(shè)發(fā)生系統(tǒng)失負荷時系統(tǒng)元件會停運并采取切負荷措施，由文獻［12］求得的元件失效概率水平，取系統(tǒng)失負荷風險水平線對應(yīng)概率Pr-cut=5.98×10-5。

《國家電網(wǎng)公司安全事故調(diào)查規(guī)程》指出：區(qū)域性電網(wǎng)減供負荷10%以上30%以下為二級電網(wǎng)事故（重大事故），區(qū)域性電網(wǎng)減供負荷4%以上7%以下為四級電網(wǎng)事故（一般事故）。因此，取式（12）中的嚴重度為4%，則可忽略風險水平線風險值為：

取式（12）中的嚴重度為30%，則不可接受風險水平線風險值為：

綜上所述，各運行風險指標所對應(yīng)的風險等級如表1所示。

表1 運行風險等級Table 1 Operation risk level

式（17）—（20）中求得的風險水平線是針對單個節(jié)點和單條線路所求得的數(shù)值，由式（10）、（11）可知，對于某一特定系統(tǒng)而言，系統(tǒng)電壓越限和線路有功功率越限指標的風險水平線還應(yīng)在表1 所示的數(shù)值基礎(chǔ)上分別乘以系統(tǒng)的節(jié)點和線路數(shù)目來獲得。

3 日前運行風險評估方法及流程

3.1 非序貫蒙特卡洛法

本文假設(shè)各時段的系統(tǒng)狀態(tài)和運行條件相互獨立，采用非序貫蒙特卡洛法結(jié)合1.2節(jié)中各概率模型生成系統(tǒng)狀態(tài)和運行條件，該方法通過抽取大量樣本，用頻率作為概率的無偏估計，即：

其中，n（Ct，n）為Ct，n被抽樣次數(shù)；Nt為t 時段的抽樣總次數(shù)。

3.2 交流最優(yōu)潮流模型

運行風險評估旨在考慮故障狀態(tài)下調(diào)度計劃對系統(tǒng)安全性的影響，對經(jīng)濟性考慮較少［1］，而電力系統(tǒng)運行的最終目的是保障用戶負荷需求。為此，本文采用交流最優(yōu)潮流模型計算2.1 節(jié)中各運行風險指標，以系統(tǒng)一天內(nèi)有功失負荷量最小為目標函數(shù)，求出各系統(tǒng)狀態(tài)和運行條件下對應(yīng)的發(fā)電機出力、節(jié)點電壓及線路傳輸功率等。

3.2.1 目標函數(shù)

3.2.2 約束條件

（1）系統(tǒng)功率平衡約束。

（2）失負荷量約束。

（3）發(fā)電機出力上下限約束。

（4）電壓幅值約束。

（5）線路傳輸容量約束。

約束式（3）—（5）作為最優(yōu)潮流常規(guī)約束與文獻［3］中對應(yīng)約束相同，不再贅述。

3.3 日前運行風險評估流程

日前運行風險評估流程圖如附錄中圖A2所示，其具體步驟如下。

（1）設(shè)定t時段非序貫蒙特卡洛抽樣次數(shù)Nt。輸入系統(tǒng)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，包括各元件故障率λ，風電、光伏、負荷各時段概率分布的均值與標準差。

（2）根據(jù)系統(tǒng)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進行非序貫蒙特卡洛抽樣，抽取每個元件運行狀態(tài)、風電有功出力、光伏有功出力、負荷，根據(jù)各元件狀態(tài)組成Nt個不同系統(tǒng)狀態(tài)并計算系統(tǒng)狀態(tài)概率P（Em），根據(jù)風電、光伏有功出力及負荷共同組成Nt個不同運行條件并計算運行條件概率P（Ct，n）。設(shè)場景序號為Mt，初始化Mt=1。

（3）用交流最優(yōu)潮流模型求解場景Mt下的潮流分布，將求得的節(jié)點電壓、線路潮流、失負荷量和發(fā)電機出力結(jié)果代入各運行風險指標嚴重度計算公式，結(jié)合系統(tǒng)狀態(tài)和運行條件概率P（Em）和P（Ct，n）求出場景Mt下各運行風險指標值。

（4）令Mt=Mt+1，比較Mt與Nt的大小，若Mt>Nt則進入步驟（5），否則返回步驟（3）。

（5）累加Nt個場景下的運行風險指標值，得到t時段系統(tǒng)運行風險。

（7）查詢運行風險等級表并結(jié)合被評估系統(tǒng)的規(guī)模，判斷系統(tǒng)每個時段各指標風險等級。

4 算例分析

4.1 算例設(shè)計

本文在MATLAB 平臺上對IEEE-RTS79 系統(tǒng)進行運行風險評估，該系統(tǒng)具有33 臺發(fā)電機組，機組、負荷數(shù)據(jù)及系統(tǒng)接線圖見文獻［24］。在1號、2號這2 個節(jié)點分別接入總裝機容量均為200 MW 的風電場和光伏電站，并假設(shè)風電與光伏有功出力具有相關(guān)性，在此方案設(shè)計下風電與光伏總滲透率高達10.5%；各時段的蒙特卡洛抽樣次數(shù)Nt均設(shè)為1 000次以保證計算精度；根據(jù)文獻［12］統(tǒng)計的架空線路歷年可靠性數(shù)據(jù)，每條線路故障率均設(shè)為2.1%；風機和光伏電池的故障率均設(shè)為5%；根據(jù)西南某地區(qū)電網(wǎng)的實測數(shù)據(jù)設(shè)定風電與光伏日出力曲線。

4.2 運行風險指標計算與分析

IEEE-RTS79 系統(tǒng)共有24 個節(jié)點、38 條線路［24］，結(jié)合表1 可得，該系統(tǒng)電壓越限和線路有功功率越限的可忽略風險水平線風險值、不可接受風險水平線風險值分別為8.62×10-5、1.36×10-4和1.88×10-4、5.24×10-4。將一天等分為24 個時段，得到日前運行風險指標計算結(jié)果如圖1所示。

圖1 風險指標計算結(jié)果Fig.1 Calculation results of risk indexes

由圖1和表1可知，該系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)頻率越限風險在時段1—7 和時段22—24 處于低風險等級，在其余時段處于中風險等級；電壓越限風險除在時段17 處于中風險等級外，在其余時段均處于低風險等級；線路有功功率越限風險和系統(tǒng)失負荷風險一直處于低風險等級。

對于穩(wěn)態(tài)頻率越限風險，凌晨與夜間負荷需求較小，光伏幾乎無出力，系統(tǒng)有功功率波動較低，因此風險較低；白天負荷需求較大，風電與光伏出力較大，系統(tǒng)有功功率更易產(chǎn)生波動，因此穩(wěn)態(tài)頻率越限風險較高，其中時段16 的風險最高，需在調(diào)度中重點關(guān)注；由于風電在時段15 出力較小，系統(tǒng)負荷在該時段較白天其他時段亦最?。?4］，因此該時段的穩(wěn)態(tài)頻率越限風險在白天最低。電壓越限風險全天變化趨勢與穩(wěn)態(tài)頻率越限類似，呈現(xiàn)夜間低白天高的特點；在光伏出力和負荷需求較小的時段1—7和時段22—24風險較低，隨著白天光伏出力和負荷需求的增加，在時段8—10風險逐漸增加；此后風電出力逐漸減小，風險在時段11—15 遞減；下午光伏出力與負荷需求再次增大，風險隨之升高并在時段17 達到峰值。線路有功功率越限風險變化沒有明顯規(guī)律，相鄰時段風險值變化幅度與其余指標相比更明顯。系統(tǒng)失負荷風險變化趨勢則與穩(wěn)態(tài)頻率越限和電壓越限風險變化趨勢類似。

為計算綜合風險指標，本文給出各風險指標的重要度排序為：穩(wěn)態(tài)頻率越限>系統(tǒng)失負荷>電壓越限=線路有功功率越限。用AHP計算各指標權(quán)重wA；再根據(jù)求得的風險指標值，用EWM計算各指標權(quán)重wE；最終利用組合賦權(quán)法確定各指標最終權(quán)重w。不同計算方法所得的權(quán)重值如附錄中表A1所示。

綜合風險指標計算結(jié)果如附錄中圖A3 所示。對比圖1 與圖A3 知，綜合風險受穩(wěn)態(tài)頻率越限風險影響較大，系統(tǒng)受風電出力、光伏出力、負荷三者不確定性共同影響，有功功率易產(chǎn)生波動，維持系統(tǒng)有功功率穩(wěn)定能最大限度地提高其整體運行安全性。

針對下午運行風險較高的時段，在調(diào)度中需留足發(fā)電機的有功容量以采取必要的調(diào)頻措施維持系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)頻率穩(wěn)定，還應(yīng)提高系統(tǒng)的無功裕度以降低電壓越限的風險。對比文獻［3］和文獻［11］的風險指標計算結(jié)果，本文提出的風險指標體系在已有的電壓、線路功率和失負荷3 個方面考慮系統(tǒng)頻率，從多個方面反映系統(tǒng)的運行風險，從而可以對調(diào)度提出更為全面的建議。

4.3 基于ALARP準則的系統(tǒng)安全分析

結(jié)合表1和表A1，可得到整個IEEE-RTS79系統(tǒng)的風險等級表，結(jié)果如附錄中表A2 所示。表A2 在表1 的基礎(chǔ)上結(jié)合IEEE-RTS79 系統(tǒng)規(guī)模給出了各風險指標等級劃分值，并增加了綜合風險指標的等級劃分。對比表1 與文獻［12］的風險等級表，本文結(jié)合系統(tǒng)的規(guī)模（節(jié)點和發(fā)電機數(shù)目）基于ALARP準則對不同運行風險指標按各自行業(yè)標準和嚴重度定義進行等級劃分，結(jié)果更具有針對性。該風險評級方法亦能根據(jù)不同規(guī)模系統(tǒng)的安全要求和不同的嚴重度函數(shù)定義來調(diào)整風險水平線所對應(yīng)的數(shù)值。

將算例中的24×1000個場景各自的系統(tǒng)狀態(tài)概率和嚴重度繪制成對數(shù)坐標系下的散點圖，各風險指標ALARP 分布圖如圖2 所示。圖中，可忽略風險水平線下方為低風險區(qū)域，不可接受風險水平線上方為高風險區(qū)域，兩者之間的區(qū)域為中風險區(qū)域。

圖2 風險指標ALARP分布Fig.2 ALARP distribution of risk indexes

由圖2 可知，穩(wěn)態(tài)頻率越限的場景均處于低風險和中風險區(qū)域，大部分場景處于低風險區(qū)域；電壓越限和線路有功功率越限的場景主要分布在低風險區(qū)域，但仍有部分場景位于高風險區(qū)域；系統(tǒng)失負荷的ALARP 分布較為集中，大部分位于低風險區(qū)域，極少數(shù)場景位于高風險區(qū)域。

對比圖1與圖2，由于各時段風險指標值在計算時計及了運行條件概率P（Ct，n），圖1 中各風險指標計算結(jié)果為各場景的平均風險，在評級上并未出現(xiàn)高風險時段。但由圖2可知，在蒙特卡洛法模擬的所有場景中，仍有部分場景位于高風險區(qū)域，因此相比于直觀的數(shù)值展示，ALARP 分布圖通過展示每個抽樣場景下的系統(tǒng)風險等級分布，更加能夠體現(xiàn)蒙特卡洛法大量模擬樣本的優(yōu)勢，從而鑒別出潛在高風險場景。

4.4 不同新能源接入比例下運行風險評估對比分析

為分析新能源接入比例對系統(tǒng)安全的影響，將4.1 節(jié)中風電場和光伏電站各自的總裝機容量均從200 MW 依次提升至300 MW 和400 MW，風險指標計算結(jié)果如圖3所示。

由圖3 可知，增大新能源接入比例會增加系統(tǒng)整體穩(wěn)態(tài)頻率越限、電壓越限、線路有功功率越限風險，但可以降低系統(tǒng)整體的失負荷風險；當接入容量達到400 MW 時，系統(tǒng)電壓越限和線路有功功率越限的風險分別在時段3 和時段17—19 達到了高風險等級，對系統(tǒng)安全造成了不良影響。

圖3 不同新能源接入比例下的風險指標計算結(jié)果Fig.3 Calculation results of risk indexes under different renewable energy accessing ratios

5 結(jié)論

本文建立了計及風電和光伏并網(wǎng)的電力系統(tǒng)運行風險評估模型，參照《國家電網(wǎng)公司安全事故調(diào)查規(guī)程》等電力行業(yè)標準，基于ALARP 準則對各風險指標進行等級劃分，為風險指標評級和以風電和光伏為代表的高比例新能源并網(wǎng)系統(tǒng)日前運行風險評估提供參考，通過算例分析得到結(jié)論如下。

（1）基于ALARP 準則可結(jié)合系統(tǒng)規(guī)模對不同運行風險指標按各自的行業(yè)標準進行等級劃分，結(jié)果更具有針對性。

（2）系統(tǒng)運行風險除線路有功功率越限風險，均呈現(xiàn)“夜間低、日間高”的特點；線路有功功率越限風險和電壓越限風險分別在風電出力較大的凌晨以及負荷需求和光伏出力較大的下午需要重點關(guān)注。

（3）風險指標的ALARP 分布圖相比于直觀的風險數(shù)值展示，更適用于蒙特卡洛法大量模擬樣本的特點，能有效鑒別出潛在的高風險場景。

（4）增大新能源接入比例可以降低系統(tǒng)整體的失負荷風險，但其他3 項風險指標會有所增加，當新能源接入比例過高時，電壓越限和線路有功功率越限指標容易出現(xiàn)高風險時段。

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