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PowerNetwork电网建设RURALELECTRIFICATION2009年第1期 总第260期随着社会经济的发展，人们对电力的需求和依赖性越来越大，对安全稳定供电的要求越来越高。然而，由于受到电力系统自身原因和外部干扰的影响，电网事故时有发生，这不但影响电力经营企业的经济效益，而且对电力用户和整个社会都会造成严重影响。自20世纪60年代以来，世界各国均发生过因电力系统稳定破坏而导致的大面积停电事故。特别是2003年8月l4日美国大停电波及5000万人口的供电范围，造成重大经济损失，是美国历史上最严重的停电事故[1]。在我国，近20年来，大电网发生的大停电事故有100余起。在西电东送、南北互联的情况下，我国将形成全国联网的巨型电力系统，如果出现电力系统重大事故，其规模和造成的损失将大幅度增加。因此，保证大规模互联电力系统的安全、稳定和经济运行是一个重大而迫切的问题，必须作为一个重大战略问题来解决。电力系统的任务是向用户提供连续不断的高质量的电能，不论是工业用电或生活用电都要求有很高的可靠性。为此，电力系统的规划设计、运行和维修均把可靠性列为重要标尺之一。在电力系统的可靠性分析中，负荷模型是基本模型之一。本文分析了适用于电力系统可靠性分析的负荷模型，并用算例验证了负荷模型的有效性。1 电力系统负荷的特征电力系统负荷的一个特征就是具有不可控性，即负荷的变动具有随机性，另一个特征是负荷具有按天、按周以及按年的周期性变化特性[2]。负荷模型可以用一年不同阶段（如按季节分为4个阶段）的负荷曲线表示，也可用每月、每天、每小时的负荷表示。负荷是通过预测得到的，因此存在一定的不确定性。处理负荷的不确定性有2种方法：一种是按各种可能的预测尖峰负荷计算系统指标，再用预测负荷的概率对系统的指标进行加权平均；另一种方法是把预测负荷看成一个随机变量，求出它的数学期望值和方差，这样，系统的指标也是随机变量，其数学期望和方差也可以根据预测负荷的数据求出来。模拟负荷变化可得很多种负荷模型，这里主要分析适用于电力系统可靠性分析采用的负荷模型。电力系统可靠性分析中，由于蒙特卡罗仿真法的计算量（抽样次数）几乎不受系统规模或复杂程度的影响，因此，该方法适用于处理各种复杂因素，如相关负荷、共同模式故障以及各种运行控制策略等。用于电力系统仿真时，蒙特卡罗仿真法可以分为2个基本类型：序贯蒙特卡罗仿真法和非序贯蒙特卡罗仿真法[3]。非序贯蒙特卡罗仿真法通过抽样得到系统的状态，状态不是时间上连续的。而采用序贯蒙特卡罗仿真法时，可仿真设备的故障、运行状态的转移过程，由所有设备的状态转移过程组成了系统的状态转移过程。序贯蒙特卡罗仿真法能考虑时序变化因素的影响，并能得出相应的一些具有时序特性的概率指标，但计算量比非序贯仿真要大。针对这两种仿真方法，下面分别给出适用的数学模型。2 非时序负荷模型非序贯蒙特卡罗仿真的负荷模型主要有3种：峰荷模型、分级负荷模型、聚类负荷模型[4]。2.1峰荷模型各负荷节点采用年最大负荷PLimax，则系统负荷PLS＝ ΣPLimaxi∈NLoad，其中NLoad为系统的负荷节点数目。峰荷模型得到的系统指标反映了系统在最大负载下的安全经济性能，计算结果比实际运行情况严峻。2.2分级负荷模型若已知系统一年8760 h（365天）负荷分布PL1，PL2，…，PL8760，则可以形成如图1所示的累积负荷曲线。设定分级区间数q，按照平均分配或者制定范围将负荷[PLmin，PLmax]划分为q个区间：PLcut0 = PLmin→PLcut1→...→PLcutq = PLmax。8760 h的负荷落在q个区间的时间分别为Tcut1, Tcut2, …, Tcutq，计算每个区间的分布概率pcuti和平均值PLcuti （i= 1, 2, … , q）：适用于电力系统可靠性分析的负荷模型梁冰冰，广东电网开平供电局摘要：对电力系统进行可靠性分析，首先要解决的就是建立适合于选定的分析方法和符合电力系统实际情况的负荷模型。该文着重研究适用于基于蒙特卡罗仿真的电力系统可靠性分析的负荷模型，分别讨论时序负荷模型和非时序负荷模型，从而为电力系统可靠性分析打好基础。关键词：电力系统；可靠性分析；负荷模型中图分类号：TM714 文献标志码：A 文章编号：1003-0867(2009)01-0007-02电网建设PowerNetworkRURALELECTRIFICATION2009年第1期 总第260期2.3聚类负荷模型分级负荷模型可以大致划分负荷的时间分布情况，但分级数和区间划定都是人为制定的，有时不能准确地反映负荷的概率分布。另外，分级负荷中不能考虑节点负荷间变化的相关性，一般认为各节点负荷与系统负荷一样按相同比例增长。聚类负荷模型实际上也是一种分级负荷模型，但其分级数和区间划分由程序计算得到，并且可以综合考虑节点负荷变化的相关性和负荷预测的不确定性。采用均值聚类技术产生年负荷的多层模型。假设年负荷模型的8760个负荷点被分为NC个负荷层，每个负荷层的恒定负荷值是该层负荷点的算术平均值。可按如下步骤进行。步骤一，选择每层负荷的平均初始值Avi（i= 1, 2, …, NC）。步骤二，计算8760个负荷点Ldk（k= 1, 2, …, 8760）到各负荷层的距离Dk= |Avi- Ldk|。步骤三，把离负荷层最近的负荷点归并到该负荷层，然后计算各负荷层新的平均负荷值：ivLdiNA=kkdLC∑∈I。这里的NLdi是第i层负荷层的负荷点数目，IC是属于该负荷层的负荷点集合。重复步骤二和步骤三，直到各负荷层的平均值在相邻2次迭代中保持不变。最后得到的Avi和NLdi即为第i层负荷层的负荷值和负荷点数目。3 时序负荷模型采用序贯蒙特卡罗法仿真系统状态时，需采用相应的负荷模型来仿真系统各时刻各节点的负荷，从而使仿真过程更贴近实际。考虑所有因素的时序负荷模型在实际计算中是很难实现的，故采用如下实用模型来仿真时序负荷：采用小时最大尖峰负荷与年最大负荷的比值来表示仿真时刻的负荷期望值，采用服从正态分布的负荷波动来仿真不确定性因素对负荷的影响。以小时为单位仿真时变负荷分以下几步：根据日最大负荷生成日负荷曲线（24 h）；根据周最大负荷生成周负荷曲线（7天）；根据年最大负荷生成年负荷曲线（52周）；根据下面公式求每小时负荷的期望值 [4]max)()()()(ˆLhourdayweekPtPtPtPtL×××= 式中 PLmax——年最大负荷；Pweek(t)——周负荷峰值占年负荷峰值的百分比；Pday(t)——日负荷峰值占周负荷峰值的百分比；Phour(t)——时负荷峰值占日负荷峰值的百分比。采用标准正态分布来描述负荷预测受多种因素影响而存在的不准确性，即t时刻的负荷值L(t)为：),0()(ˆ)(2SNtLtL+=式中 N(0，σ2)——均值为0方差为σ2的标准正态分布。051015202530354045500.650.70.750.80.90.951t/weekPweek(t)0.85图2周负荷峰值占年负荷峰的百分比Pweek(t)1235670.750.80.851t/dayPday(t)0.9540.9图3日负荷峰值占周负荷峰值的百分比Pday(t)周一05101520250.550.60.650.70.750.90.951周二周三周四周五周末t/hourPhour(t)0.850.8图4时负荷峰值占日负荷峰值的百分比Phour(t)==∑∈cutiTkkLcuticutcutTPPTpcuti8760ii8760负荷PLmaxPLminT1hT2图1累积负荷曲线PowerNetwork电网建设RURALELECTRIFICATION2009年第1期 总第260期山区10kV线路应对冰灾的措施王铃铃，覃晓斌，贵州省荔波供电局摘要：针对冰灾中山区10 kV线路大面积倒杆断线的问题，结合现场实例进行了分析，通过对山区10 kV线路架设工作中对技术经济要求起到相互制约作用的几个主要因素的探讨，提出了应对冰灾损害的措施。关键词：冰灾；电力线路；山区；杆塔中图分类号：TM727.2 文献标志码：B 文章编号：1003-0867(2009)01-0009-032008年年初对电网运行造成严重损害的冰雪灾害，在电网建设、线路运行等方面均造成严重的影响。如何在突发的自然灾害时确保电网安全，并在受灾后对电网快速修复重建和加固改造，成为电力企业面对的一个重要问题。贵州荔波电网在此次冰灾中经受了严峻考验，2008年1月19日至2月4日，荔波境内因覆冰灾害造成110 kV线路铁塔倒塌1座，断线4处，110 kV荔茂线断线0.8 km，35 kV线路倒杆19基，断线7.28 km，10 kV线路倒杆763基，断线129.16 km，10 kV变压器损坏4台，共造成5次全网失压停电，全县17个乡镇先后停电，影响全县16.2万人的正常供电。经过对此次冰灾的总结分析，考虑到自然灾害的不可抗性，应在一定的资金条件以及对现场进行充分论证的基础上，对线路在特殊地段进行加固，并做好运行维护管理工作，完善特殊气候条件乃至紧急状况下的应急预案，并加强演练，做到准备充分、反应迅速，保证电网安全。1 现场故障点分析此次冰灾来势猛烈，持续时间较长，对电网结构造成了持续性破坏，也给电网运行造成了严重影响。通过对荔波电网典型故障点的现场踏勘并结合现场照片、报表资料的分析比较，冰灾中发生倒杆断线的故障点主要集中在线路档距较大、高差较大、弧垂较小、相对海拔较高、风口等地段，如受灾最为严重、所辖4条10 kV主线全部停电的甲良供电所辖区，即为海拔相对较高、微气候特征明显的地区。 而从现场来看，线路砼杆裂纹、倾斜及倒杆主要因砼4 算例 基于Matlab，采用IEEE-RTS79测试系统来进行算例验证和负荷的模拟，IEEE-RTS79系统共有24条母线，33条输电线路，32台发电机，5台变压器，17个负荷点，共计71个设备，总装机容量为3405 MW，年最大峰荷为2850 MW。图2、3、4分别为Pweek(t)，Pday(t)和Phour(t)的示意图，图5为考虑了正态波动的年度仿真负荷的变化曲线。 5 结束语本文分析了适用于电力系统可靠性分析的峰荷模型、分级负荷模型、聚类负荷模型和时序负荷模型。在理论分析的基础上，采用算例对一年中每小时的负荷进行模拟。利用Matlab语言编写程序，计算一年中任一小时的负荷值，并利用Matlab语言的绘图工具绘制相应的负荷曲线图。参考文献[1] 薛禹胜. 综合防御由偶然故障演化为电力灾难——北美“8·14”大停电的警示[J]. 电力系统自动化, 2003,27(18).[2] 郭永基. 电力系统可靠性分析[M]. 北京：清华大学大学出版社, 2003.[3] 郭永基．电力系统可靠性原理和应用[M]．清华大学出版社，1983.[4] 杨莳百，戴景宸，孙启宏．电力系统可靠性分析基础及应用[M]．水利电力出版社，1986.[5] 郭永基．电力系统可靠性分析[M]．北京：清华大学大学出版社，2003.[6] 刘洋．发输电系统可靠性评估的蒙特卡罗模型及算法[D]．重庆：重庆大学，2003. （责任编辑：袁航）010002000300040005000600070008000900050010001500200025003000时间/h负荷峰值/MW负荷模拟值图5年度仿真负荷的变化曲线