计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法[发明专利]

(12)发明专利申请

(10)申请公布号 CN 112329268 A(43)申请公布日 2021.02.05

(21)申请号 202011348650.7(22)申请日 2020.11.26

(71)申请人 国网浙江省电力有限公司舟山供电

公司

地址 316021 浙江省舟山市定海临城街道

定沈路669号(72)发明人 虞伟　杨天福　黄浩　夏代军　

姚斯磊　李昊　张帆　(74)专利代理机构 浙江翔隆专利事务所(普通

合伙) 33206

代理人 王晓燕(51)Int.Cl.

G06F 30/20(2020.01)G06Q 10/06(2012.01)G06Q 50/06(2012.01)

权利要求书4页 说明书15页 附图5页

G06F 113/04(2020.01)G06F 119/02(2020.01)

CN 112329268 A(54)发明名称

计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法(57)摘要

本发明公开了计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，涉及电力运维领域。目前，无法计算输电线路小尺度、高精度的元件故障概率。本发明建立输电线路风力可靠性模型，之后综合冰力和风力可靠性模型得到输电线路分段冰冻天气等效模型，根据输电线路冰冻天气分段等效模型与其所处线路长度得到输电线路整体冰冻天气等效模型；随时间变化而得到整个输电线路在一段时间内的时变可靠性模型，继而得到输电线路停运模型；最后根据停运模型分析系统状态，再对电网在此状态下的风险进行评估。本技术方案实现对电网输电线路的小尺度、高精度天气预报，预报精度能够精确到单个电力设施，为冰冻天气下输电线路风险评估提供更精确的概率计算依据。

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1.计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于包括以下步骤：

1)基于降雨、降雪质量和风速构建输电线路冰力可靠性模型；

2)根据随时间变化线路结冰致使线路等效面积改变而使得风力对线路的影响发生变化而构建输电线路风力可靠性模型；

3)综合输电线路冰力可靠性模型和输电线路风力可靠性模型构建输电线路分段冰冻天气等效模型；根据输电线路冰冻天气分段等效模型与其所处线路长度得到输电线路整体冰冻天气等效模型；

4)利用输电线路整体冰冻天气等效模型随时间变化而得到整个输电线路在一段时间内的输电线路时变可靠性模型；

5)根据输电线路时变可靠性模型构建输电线路停运模型；6)根据输电线路停运模型进行系统状态分析；7)根据系统状态分析结果进行电网风险评估。

2.根据权利要求1所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤1)中，输电线路冰力可靠性模型由垂直方向上的降雨、降雪质量与水平方向上受风速影响的降雨、降雪质量求得导线上获得的总雨、雪质量，再由该质量求解得到导线的冰力载荷，并将冰力载荷与统计得到的故障率进行对应；冰力载荷的计算如式1-7所示：

垂直方向上的降雨/雪质量为：mcz＝pδ                (1)式中：p为降雨/雪率(mm/h)；δ为水/雪密度(g/cm3)；线路垂直方向上平均风速一般为最大风速的0.7倍，则VP＝0.7kωβ(t)Vmax        (2)式中：ωβ(t)＝sinβ(t)为夹角因子：β(t)为风向与导线间的锐角夹角：k为地形对风速影响因子：Vmax为气象局发布的地区最大风速(m/s)；

则，水平方向上的降雨/雪质量为：msp＝0.26VPP0.88           (3)综上，撞击到线路上的总雨/雪质量为：

导线上冰厚增量可表示如下：

3式中：δb为冰密度(g/cm)；由于在冰冻天气持续过程中，降雨/雪率及风速都是随时间变化的，气象中心给出的数据也是针对某一较小的时间段内；故设冰冻天气持续时间为N小时，第f小时的降雨雪率和风速分别为pi、vpi则第i小时导线冰力载荷为：

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线路载荷和故障率的关联分析，可用表达式λλ但目前国内b＝f(Lb)和f＝f(W)来表示，外对此都还没有确定的数学表达式来表示；

冰力载荷对故障率统计数据为：

-3

λb1＝4.5×10/(0.3db1＜Lb≤0.5db1)λb2＝0.01/(0.5db1＜Lb≤0.9db1)λb3＝0.015/(0.9db1＜Lb≤1db1)λb4＝0.03/(1db1＜Lb≤1.1db1)λb5＝0.05/(1.1db1＜Lb≤1.2db1)λb6＝0.07/(1.2db1＜Lb≤1.5db1)λ              (7)b7＝0.1/(1.5db1＜Lb)其中，故障率单位1/(h·50km)，db1为线路冰力载荷设计值。

3.根据权利要求2所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤2)中，输电线路风力可靠性模型计算风力载荷；当处于冰冻天气时，随时间变化引起导线的等效面积变化导致风力载荷发生改变，在输电线路风力可靠性模型中加入覆冰厚度的影响因素，并将冰力载荷与统计得到的故障率进行对应；

风力载荷的计算如式8-10所示：

考虑到风向与导线的夹角以及地形对风速的影响引入wβ(t)和k：VF＝kwβ(t)V                       (8)

考虑到导线覆冰面积随时间推移而发生改变从而增强或削弱风力的影响，将风力载荷式子表示为：

式中：W：形为线路风力载荷值(kg/m)；D为导线直径(nun)；T为覆冰厚度(mm)；风力载荷对故障率统计数据为：

-4

λf1＝8×10/(0.9df1＜W≤df1)λf2＝0.005/(df1＜W≤1.1df1)λf3＝0.006/(1.1df1＜W≤1.2df1)λf4＝0.03/(1.2df1＜W≤1.5df1)λ              (10)f5＝0.04/(1.5df1＜W)其中，df1为线路冰力载荷设计值。

4.根据权利要求3所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤3)中，构建输电线路分段冰冻天气等效模型时，考虑到天气状态随时间变化的，构建输电线路分段冰冻天气等效模型式时将风力、覆冰对设备故障的影响进行结合，并将线路划分为若干小段，认为每一个小段的风力、覆冰数值相同，由某一小段的风力、覆冰即可得到该小段的故障率，进而得到输电线路整体的冰冻天气等效故障率模型；最后对整个输电线路进行分析；

引入天气状态的表达式如下式11、12所示：

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式中：vt表示的是天气状态在电网暴露区域内移动的速度，(x0,y0)天气状态的初始中心坐标为，经过时间t后中心坐标为(xt,yt)；

此外，风力、覆冰对于线路的复合影响可由下式13-14来表示：λ＝ελελ         (13)ff+bbεε             (14)f+b＝1式中：λλ覆冰导致的设备故障率；εε一般f、b及分别为风力、f、b分别为对应的权重系数，通过经验获取；

考虑到线路长度，根据上式得到的结果再乘上线路长度即为线路最后的故障率；将上面得到的各个线路的线路故障率整合在一起，就得到了整条线路的故障率分布图。

5.根据权利要求4所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤4)中，输电线路时变可靠性模型采用停电电量期望、停电功率期望、切负荷概率值作为反映电力系统安全可靠安全程度的指标。

6.根据权利要求5所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤5)中，冰冻天气下输电线路的停运率随时间变化，输电线路在时间tm内发生故障的概率分布用的时变停运模型表示为：

7.根据权利要求6所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤5)中，输电线路停运模型采用下式16表示：

式中：λ表示故障率(失效次数/年)；r表示平均修复时间(小时/次)；μ表示修复率(修复次数/年)；f平均失效频率表示(失效次数/年)。

8.根据权利要求7所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤6)中，系统状态分析时对所选的系统状态进行潮流分析计算，确定系统是否在所规定的约束条件下安全稳定运行，如果没有，则采取相应的措施进行调整；当所采取的措施无法使系统恢复安全稳定运行状态，便将当下状态当作故障，以对系统进行负荷削减；

潮流分析计算方法采用牛顿—拉夫逊迭代法进行潮流计算,其计算步骤包括:601)形成节点导纳矩阵；

(0)

602)对于初始值δ和U(0)，求出功率偏差ΔP(0)和ΔQ(0)

603)依据公式算出雅可比矩阵J(0)

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(0)

604)解如下线性方程组，得到Δδ、ΔU(0)

605)依据如下公式计算修正量，并形成迭代公式：

这样反复迭代计算，直至所有节点|ΔU|<ε和|Δδ|<ε为止；606)计算线路功率分布，PV节点无功功率和平衡节点注入功率。

9.根据权利要求8所述的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，其特征在于：在步骤7)中，采用枚举法进行风险评估，计算相应的风险指标，用停电电量期望值来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度，其计算公式如下式20所示；

式中：n(s)是状态s的出现次数；NS是抽样的总数；Ci(s)是第i次抽样中状态s下的负荷削减量(MW)；

用停电功率期望值从功率的角度来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度，计算公式如下式21所示；

用切负荷概率表示系统中由于输电线路或者变压器停运而导致系统出现电力不足，其计算公式如下式22所示；

式中：Pplot为切负荷概率值,n(s)是状态s的出现次数,NS是抽样的总数。

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计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法

技术领域

[0001]本发明涉及电力运维领域，尤其涉及计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法。

背景技术

[0002]我国是一个自然灾害比较高发的国家。因自然灾害引发的电网局部停电事件时有发生。灾害天气对电网的影响严重。统计数据表明，由于灾害天气(线路覆冰、雷击、大风等)所造成的跳闸占总量的60％以上。2008年南方冰灾导致很多省市电网大面积受损，造成电网局部停电；冰冻天气对电网可靠性影响较大，输电线路很多分布在山区，而山区温度通常比较低，与平原比起来更容易发生冰冻，如果在所有的输电线路上都安装微气象监测设备,则投资巨大；所以,目前只是部分输电线路上安装了微气象监测设备；现有气象部门提供的气象预报信息尚不能精确预报到单台电力设施(如杆塔)，空间密度或是时间粒度尚不能满足输电线路可靠性评估的需要。

[0003]目前输电线路在冰冻天气下所引起的可靠性变化研究并不充分,现有的研究没有考虑到不同时间、不同地点的输电线段所发生的元件故障概率的变化，受气象信息影响较大,无法实现输电线路小尺度、高精度的元件故障概率计算。发明内容

[0004]本发明要解决的技术问题和提出的技术任务是对现有技术方案进行完善与改进，提供计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法以达到对电网输电线路的小尺度、高精度天气预报，预报精度能够精确到单个电力设施的目的。为此，本发明采取以下技术方案。

[0005]计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法，包括以下步骤：[0006]1)基于降雨、降雪质量和风速构建输电线路冰力可靠性模型；

[0007]2)根据随时间变化线路结冰致使线路等效面积改变而使得风力对线路的影响发生变化而构建输电线路风力可靠性模型；

[0008]3)综合输电线路冰力可靠性模型和输电线路风力可靠性模型构建输电线路分段冰冻天气等效模型；根据输电线路冰冻天气分段等效模型与其所处线路长度得到输电线路整体冰冻天气等效模型；

[0009]4)利用输电线路整体冰冻天气等效模型随时间变化而得到整个输电线路在一段时间内的输电线路时变可靠性模型；

[0010]5)根据输电线路时变可靠性模型构建输电线路停运模型；[0011]6)根据输电线路停运模型进行系统状态分析；[0012]7)根据系统状态分析结果进行电网风险评估。[0013]作为优选技术手段：在步骤1)中，输电线路冰力可靠性模型由垂直方向上的降雨、降雪质量与水平方向上受风速影响的降雨、降雪质量求得导线上获得的总雨、雪质量，再由

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该质量求解得到导线的冰力载荷，并将冰力载荷与统计得到的故障率进行对应；冰力载荷的计算如式1-7所示：

[0014]垂直方向上的降雨/雪质量为：[0015]mcz＝pδ                (1)[0016]式中：p为降雨/雪率(mm/h)；δ为水/雪密度(g/cm3)。[0017]线路垂直方向上平均风速一般为最大风速的0.7倍，则[0018]VP＝0.7kωβ(t)Vmax        (2)[0019]式中：ωβ(t)＝sinβ(t)为夹角因子：β(t)为风向与导线间的锐角夹角：k为地形对风速影响因子：Vmax为气象局发布的地区最大风速(m/s)。[0020]则，水平方向上的降雨/雪质量为：[0021]msp＝0.26VPP0.88           (3)[0022]综上，撞击到线路上的总雨/雪质量为：

[0023][0024][0025]

3

式中：δb为冰密度(g/cm)。

[0027]由于在冰冻天气持续过程中，降雨/雪率及风速都是随时间变化的，气象中心给出的数据也是针对某一较小的时间段内。故设冰冻天气持续时间为N小时，第f小时的降雨雪率和风速分别为pi、vpi则第i小时导线冰力载荷为：

导线上冰厚增量可表示如下：

[0026]

[0028]

线路载荷和故障率的关联分析，可用表达式λλ但目前b＝f(Lb)和f＝f(W)来表示，国内外对此都还没有确定的数学表达式来表示。[0030]冰力载荷对故障率统计数据为：

-3[0031]λb1＝4.5×10/(0.3db1＜Lb≤0.5db1)

[0032]λb2＝0.01/(0.5db1＜Lb≤0.9db1)[0033]λb3＝0.015/(0.9db1＜Lb≤1db1)[0034]λb4＝0.03/(1db1＜Lb≤1.1db1)[0035]λb5＝0.05/(1.1db1＜Lb≤1.2db1)[0036]λb6＝0.07/(1.2db1＜Lb≤1.5db1)[0037]λ              (7)b7＝0.1/(1.5db1＜Lb)[0038]其中，故障率单位1/(h·50km)，db1为线路冰力载荷设计值。[0039]作为优选技术手段：在步骤2)中，输电线路风力可靠性模型计算风力载荷；当处于冰冻天气时，随时间变化引起导线的等效面积变化导致风力载荷发生改变，在输电线路风力可靠性模型中加入覆冰厚度的影响因素，并将冰力载荷与统计得到的故障率进行对应；[0040]风力载荷的计算如式8-10所示：

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[0029]

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考虑到风向与导线的夹角以及地形对风速的影响引入wβ(t)和k：

[0042]VF＝kwβ(t)V                       (8)

[0043]考虑到导线覆冰面积随时间推移而发生改变从而增强或削弱风力的影响，将风力载荷式子表示为：

[0044]

式中：W：形为线路风力载荷值(kg/m)；D为导线直径(nun)；T为覆冰厚度(mm)。

[0046]风力载荷对故障率统计数据为：

-4[0047]λf1＝8×10/(0.9df1＜W≤df1)

[0048]λf2＝0.005/(df1＜W≤1.1df1)[0049]λf3＝0.006/(1.1df1＜W≤1.2df1)[0050]λf4＝0.03/(1.2df1＜W≤1.5df1)[0051]λ              (10)f5＝0.04/(1.5df1＜W)[0052]其中，df1为线路冰力载荷设计值。[0053]作为优选技术手段：在步骤3)中，构建输电线路分段冰冻天气等效模型时，考虑到天气状态随时间变化的，构建输电线路分段冰冻天气等效模型式时将风力、覆冰对设备故障的影响进行结合，并将线路划分为若干小段，认为每一个小段的风力、覆冰数值相同，由某一小段的风力、覆冰即可得到该小段的故障率，进而得到输电线路整体的冰冻天气等效故障率模型。最后对整个输电线路进行分析。[0054]引入天气状态的表达式如下式11、12所示：

[0055][0056]

[0045]

式中：vt表示的是天气状态在电网暴露区域内移动的速度，(x0,y0)天气状态的初始中心坐标为，经过时间t后中心坐标为(xt,yt)。[0058]此外，风力、覆冰对于线路的复合影响可由下式13-14来表示：[0059]λ＝ελελ         (13)ff+bb[0060]εε             (14)f+b＝1[0061]式中：λλ覆冰导致的设备故障率；εεf、b及分别为风力、f、b分别为对应的权重系数，一般通过经验获取。

[0062]考虑到线路长度，根据上式得到的结果再乘上线路长度即为线路最后的故障率。将上面得到的各个线路的线路故障率整合在一起，就得到了整条线路的故障率分布图。[0063]作为优选技术手段：在步骤4)中，输电线路时变可靠性模型采用停电电量期望、停电功率期望、切负荷概率值作为反映电力系统安全可靠安全程度的指标。[00]作为优选技术手段：在步骤5)中，冰冻天气下输电线路的停运率随时间变化，输电线路在时间tm内发生故障的概率分布用的时变停运模型表示为：

[0065][0066]

[0057]

作为优选技术手段：在步骤5)中，输电线路停运模型采用下式16表示：

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[0067][0068]

式中：λ表示故障率(失效次数/年)；r表示平均修复时间(小时/次)；μ表示修复率

(修复次数/年)；f平均失效频率表示(失效次数/年)。[0069]作为优选技术手段：在步骤6)中，系统状态分析时对所选的系统状态进行潮流分析计算，确定系统是否在所规定的约束条件下安全稳定运行，如果没有，则采取相应的措施进行调整。当所采取的措施无法使系统恢复安全稳定运行状态，便将当下状态当作故障，以对系统进行负荷削减。[0070]潮流分析计算方法采用牛顿—拉夫逊迭代法进行潮流计算,其计算步骤包括:[0071]601)形成节点导纳矩阵。

(0)[0072]602)对于初始值δ和U(0)，求出功率偏差ΔP(0)和ΔQ(0)

[0073]

[0074][0075][0076][0077][0078][0079]

603)依据公式算出雅可比矩阵J(0)

(0)

604)解如下线性方程组，得到Δδ、ΔU(0)

605)依据如下公式计算修正量，并形成迭代公式：

这样反复迭代计算，直至所有节点|ΔU|<ε和|Δδ|<ε为止。

[0080]606)计算线路功率分布，PV节点无功功率和平衡节点注入功率。[0081]作为优选技术手段：在步骤7)中，采用枚举法进行风险评估，计算相应的风险指标，用停电电量期望值来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度，其计算公式如下式20所示。

[0082][0083]

式中：n(s)是状态s的出现次数；NS是抽样的总数；Ci(s)是第i次抽样中状态s下的负荷削减量(MW)。[0084]用停电功率期望值从功率的角度来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度，计算公式如下式21所示。

[0085]

[0086]

用切负荷概率表示系统中由于输电线路或者变压器停运而导致系统出现电力不

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足，其计算公式如下式22所示。

[0087]

式中：Pplot为切负荷概率值,n(s)是状态s的出现次数,NS是抽样的总数。[00]有益效果：本技术方案针对现有的冰冻气象信息无法满足输电线路可靠性评估的问题，将高精度数值天气预报、灾害天气预测模型、多源气象数据、电网微气象数据等相结合，创新性的提出了冰冻天气输电线路可靠性计算方法，实现了对电网输电线路的小尺度、高精度天气预报，预报精度能够精确到单个电力设施，从而为量化评估冰冻天气对输电线路的影响提供可行途径。

[0088]

附图说明

[0090]图1表示的是本发明的流程图。

[0091]图2是统计得到的冰力载荷与故障率之间的关系(纵坐标表示线路故障率；横坐标表示线路冰力载荷值，数值表示为线路冰力载荷设计值的倍数)。

[0092]图3是统计得到的风力载荷与故障率之间的关系(纵坐标表示线路故障率；横坐标表示线路风力载荷值，数值表示为线路风力载荷设计值的倍数)。[0093]图4是实例中30个节点6机系统的网络图。[0094]图5是跨两个区域的30节点6机系统网络图。[0095]图6表示的是某线路冰力时变停运率关系图。[0096]图7表示的是某线路风力时变停运率关系图。[0097]图8是各种情况下某线路时变停运率。[0098]图9是停电功率期望值随时间变化图。

具体实施方式

[0099]以下结合说明书附图对本发明的技术方案做进一步的详细说明。[0100]如图1所示，本发明包括以下步骤：[0101]S1：基于降雨、降雪质量和风速构建输电线路冰力可靠性模型；[0102]输电线路冰力可靠性模型由垂直方向上的降雨、降雪质量与水平方向上受风速影响的降雨、降雪质量求得导线上获得的总雨、雪质量，再由该质量求解得到导线的冰力载荷，并将冰力载荷与统计得到的故障率进行对应；冰力载荷的计算如式1-7所示：[0103]垂直方向上的降雨/雪质量为：[0104]mcz＝pδ                (1)[0105]式中：p为降雨/雪率(mm/h)；δ为水/雪密度(g/cm3)。[0106]线路垂直方向上平均风速一般为最大风速的0.7倍，则[0107]VP＝0.7kωβ(t)Vmax        (2)[0108]式中：ωβ(t)＝sinβ(t)为夹角因子：β(t)为风向与导线间的锐角夹角：k为地形对风速影响因子：Vmax为气象局发布的地区最大风速(m/s)。[0109]则，水平方向上的降雨/雪质量为：[0110]msp＝0.26VPP0.88           (3)

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综上，撞击到线路上的总雨/雪质量为：

导线上冰厚增量可表示如下：

3式中：δb为冰密度(g/cm)。

[0116]由于在冰冻天气持续过程中，降雨/雪率及风速都是随时间变化的，气象中心给出的数据也是针对某一较小的时间段内。故设冰冻天气持续时间为N小时，第f小时的降雨雪率和风速分别为pi、vpi则第i小时导线冰力载荷为：

[0115]

[0117]

线路载荷和故障率的关联分析，可用表达式λλ但目前b＝f(Lb)和f＝f(W)来表示，国内外对此都还没有确定的数学表达式来表示。[0119]冰力载荷对故障率统计数据为：

-3[0120]λb1＝4.5×10/(0.3db1＜Lb≤0.5db1)

[0121]λb2＝0.01/(0.5db1＜Lb≤0.9db1)[0122]λb3＝0.015/(0.9db1＜Lb≤1db1)[0123]λb4＝0.03/(1db1＜Lb≤1.1db1)[0124]λb5＝0.05/(1.1db1＜Lb≤1.2db1)[0125]λb6＝0.07/(1.2db1＜Lb≤1.5db1)[0126]λ              (7)b7＝0.1/(1.5db1＜Lb)[0127]其中，故障率单位1/(h·50km)，db1为线路冰力载荷设计值[0128]S2：根据随时间变化线路结冰致使线路等效面积改变而使得风力对线路的影响发生变化而构建输电线路风力可靠性模型；

[0129]输电线路风力可靠性模型计算风力载荷；当处于冰冻天气时，随时间变化引起导线的等效面积变化导致风力载荷发生改变，在输电线路风力可靠性模型中加入覆冰厚度的影响因素，并将冰力载荷与统计得到的故障率进行对应；[0130]风力载荷的计算如式8-10所示：

[0131]考虑到风向与导线的夹角以及地形对风速的影响引入wβ(t)和k：[0132]VF＝kwβ(t)V                       (8)

[0133]考虑到导线覆冰面积随时间推移而发生改变从而增强或削弱风力的影响，将风力载荷式子表示为：

[0134][0135][0136][0137]

[0118]

式中：W：形为线路风力载荷值(kg/m)；D为导线直径(nun)；T为覆冰厚度(mm)。风力载荷对故障率统计数据为：

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λf1＝8×10/(0.9df1＜W≤df1)

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λf2＝0.005/(df1＜W≤1.1df1)

[0139]λf3＝0.006/(1.1df1＜W≤1.2df1)[0140]λf4＝0.03/(1.2df1＜W≤1.5df1)[0141]λ              (10)f5＝0.04/(1.5df1＜W)[0142]其中，df1为线路冰力载荷设计值。[0143]S3：综合输电线路冰力可靠性模型和输电线路风力可靠性模型构建输电线路分段冰冻天气等效模型；根据输电线路冰冻天气分段等效模型与其所处线路长度得到输电线路整体冰冻天气等效模型；

[0144]构建输电线路分段冰冻天气等效模型时，考虑到天气状态随时间变化的，构建输电线路分段冰冻天气等效模型式时将风力、覆冰对设备故障的影响进行结合，并将线路划分为若干小段，认为每一个小段的风力、覆冰数值相同，由某一小段的风力、覆冰即可得到该小段的故障率，进而得到输电线路整体的冰冻天气等效故障率模型。最后对整个输电线路进行分析。[0145]引入天气状态的表达式如下式11、12所示：

[0146][0147]

式中：vt表示的是天气状态在电网暴露区域内移动的速度，(x0,y0)天气状态的初始中心坐标为，经过时间t后中心坐标为(xt,yt)。[0149]此外，风力、覆冰对于线路的复合影响可由下式13-14来表示：[0150]λ＝ελελ         (13)ff+bb[0151]εε             (14)f+b＝1[0152]式中：λλ覆冰导致的设备故障率；εεf、b及分别为风力、f、b分别为对应的权重系数，一般通过经验获取。

[0153]考虑到线路长度，根据上式得到的结果再乘上线路长度即为线路最后的故障率。将上面得到的各个线路的线路故障率整合在一起，就得到了整条线路的故障率分布图。[0154]S4：利用输电线路整体冰冻天气等效模型随时间变化而得到整个输电线路在一段时间内的输电线路时变可靠性模型；

[0155]输电线路时变可靠性模型采用停电电量期望、停电功率期望、切负荷概率值作为反映电力系统安全可靠安全程度的指标。[0156]S5：根据输电线路时变可靠性模型构建输电线路停运模型；[0157]冰冻天气下输电线路的停运率随时间变化，输电线路在时间tm内发生故障的概率分布用的时变停运模型表示为：

[0158][0159][0160][0161]

[0148]

输电线路停运模型采用下式16表示：

式中：λ表示故障率(失效次数/年)；r表示平均修复时间(小时/次)；μ表示修复率

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(修复次数/年)；f平均失效频率表示(失效次数/年)。[0162]S6：根据输电线路停运模型进行系统状态分析；[0163]系统状态分析时对所选的系统状态进行潮流分析计算，确定系统是否在所规定的约束条件下安全稳定运行，如果没有，则采取相应的措施进行调整。当所采取的措施无法使系统恢复安全稳定运行状态，便将当下状态当作故障，以对系统进行负荷削减。[01]潮流分析计算方法采用牛顿—拉夫逊迭代法进行潮流计算,其计算步骤包括:[0165]601)形成节点导纳矩阵。

(0)[0166]602)对于初始值δ和U(0)，求出功率偏差ΔP(0)和ΔQ(0)

[0167]

[0168][0169][0170][0171][0172]

603)依据公式算出雅可比矩阵J(0)

(0)

604)解如下线性方程组，得到Δδ、ΔU(0)

605)依据如下公式计算修正量，并形成迭代公式：

这样反复迭代计算，直至所有节点|ΔU|<ε和|Δδ|<ε为止。

[0174]606)计算线路功率分布，PV节点无功功率和平衡节点注入功率。[0175]S7：根据系统状态分析结果进行电网风险评估。[0176]采用枚举法进行风险评估，计算相应的风险指标，用停电电量期望值来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度，其计算公式如下式20所示。

[0177][0178]

[0173]

式中：n(s)是状态s的出现次数；NS是抽样的总数；Ci(s)是第i次抽样中状态s下的负荷削减量(MW)。[0179]用停电功率期望值从功率的角度来度量由于电网元件故障退出运行而导致无法满足用户负荷需求的程度，计算公式如下式21所示。

[0180]

用切负荷概率表示系统中由于输电线路或者变压器停运而导致系统出现电力不足，其计算公式如下式22所示。

[0182][0183]

[0181]

式中：Pplot为切负荷概率值,n(s)是状态s的出现次数,NS是抽样的总数。

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以下结合具体的实例按照上述步骤对本发明进行说明。

[0185]本实施例以30节点6机系统为算例，系统网络图如图2所示。设冰冻天气持续时间为10小时，冰冻天气定义从电线开始结冰到停止结冰。[0186]从气象系统中获取的气象数据如下表1所示。[0187]表1冰冻天气的气象数据

[0188]

下表2表示两个不同P1、P2地区1到10h可能的降雪/降雨情况，单位为mm，表示可能

降雪/降雨的毫米。

[0190]表2两个不同的地区1到10h可能的降雪/降雨情况

[01]

[0191]

[0192][0193][0194]

两个地区P1、P2的分布图如图3所示。

下表3表示的是上述30个节点间的线路风速与线路的角度情况。表3线路风速与线路的角度情况

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[0195]

[0196]

将表3进行信息汇总，可以将上述表格中的线路环境分为如下表4所示的10种情表4十种角度与对应降雨、降雪概率

况。

[0197][0198]

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[0199]

上面根据上述信息及本发明步骤结合实例进行具体描述。

[0201]步骤1、冰力可靠性模型计算

[0202]以上述十个情况的情况1的计算过程为例进行描述。[0203]当角度为90，p＝p1，k＝1.2，V＝10时，可以得到垂直方向上的最大风速如下：[0204]Vp＝0.7*V*k*sin(90/180*3.141516)＝8.4000；[0205]当降雨p＝[4.1 6.2 8.9 9.3 7.8 7.6 4.9 8.1 2.0 1.0]时，根据下式[0206]l＝1/(3.141516*B)*(p.*p+0.26*0.26*Vp*Vp*p.^1.76).^0.5得到[0207]l＝2.9853 4.34 6.0403 6.2873 5.3563 5.2311 3.5096 5.5436 1.5584 0.8338，之后再根据式6计算累加过程可以得到对应的1到10h的冰厚，结果如下：[0208][2.9853 7.3317 13.372 19.6592 25.0156 30.2467 33.7562 39.2999 40.8582 41.6921]

[0209]再用上述结果除以线路冰力载荷值，得到如下结果：[0210][0.1493 0.3666 0.6686 0.9830 1.2508 1.5123 1.6878 1.9650 2.0429 2.0846]

[0211]之后再对应于公式7得到线路故障率如下：[0212]λ 0.0045 0.01 0.015 0.07 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1]，之后再以同样的方式b＝[0

计算其余天气情况下的1-10h的停运率，计算结果如下表5所示。[0213]表5 1到10h不同情况下，线路停运率(表格纵向为请况1-10，横向为时间1-10)

[0200]

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[0214]

[0215]

情况1的停运率如图6所示，由可以看出，随着时间增加，线路停运率增加，在6-10

小时时停运率维持不变，其中在4-5h时，斜率最大。[0216]步骤2、风力可靠性模型计算

[0217]气象因素及线路的参数如下表6-8所示。[0218]表6风的气象信息

[0219]

[0220]

表7线路导线参数

[0221]

[0222]

表8 1到10小时的风速

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[0223]

以上述十个情况的情况1的计算过程为例进行描述。

[0225]取电压为220kv，截面积为400mm2，且角度为90，p＝p1时，根据步骤1计算得到的1-10的覆冰情况T＝[2.9853 7.3317 13.372 19.6592 25.0156 30.2467 33.7562 39.2999 40.8582 41.6921]；当Vt＝[10 10 10 10 10 10 10 10 10 10]，k＝1.2，由公式9得到风力载荷如下：[0226]0.4600 0.5382 0.70 0.7601 0.8565 0.9507 1.0139 1.1137 1.1417 1.1567[0227]再根据式10的对应关系得到线路故障率如下：[0228][0 0 0 0 0 0.0008 0.005 0.006 0.006 0.006]，其他情况下的线路故障率可以参照上述步骤进行求解。

[0229]图7所示为线路为情况一时，因为风力引起的1到10小时的停运率。由图可知，在5-8小时停运率随时间增加而增加，8-10小时停运率则保持不变。[0230]步骤3、构建输电线路分段冰冻天气等效模型[0231]根据经验所得的εε同时考虑到冰力和风力时，不同情况下1f和b分别为0.8和0.2。到10时刻线路的停运率如下表9所示。[0232]表9同时考虑冰力和风力时，不同情况下1到10h时刻线路的停运率(表格纵向为请况1-10，横向为时间1-10)

[0224]

[0233]

[0234]

将上述表格中的十种情况风力和冰力交互影响下的停运率用图进行可视化展示，结果如图8所示。图中反应的结果是总体都随着时间的增加，停运率也在增加。

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步骤4、构建输电线路时变可靠性模型

根据式15可以求得同时考虑冰力和风力情况下1到10小时的故障率，结果如下表表10同时考虑冰力和风力时，1到10h时刻线路的故障率

10。

[0237]

[0238]

[0239][0240]

结合线路长度，将上表所示结果同线路长度相乘，得到表11结果。表11结合长度后的故障率

[0241]

[0242]

[0243][0244][0245]

步骤7进行电网风险评估

根据式20-22求得1到10时刻的EDNS、EENS、PLOLP，结果如下表12所示。表12 1到10h时刻的EDNS和EENS，PLOLP

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[0246]

将EDNS数据可视化后展示，如图9。

[0248]由表可知，随着时间增加，EDNS、EENS增加，意味着电网运行风险增加。同时切负荷概率PLOLP同样随着时间增加，因为该电力网络因为断线故障需要切除负荷的情况有限，所以会存在极值。

[0249]在0-4h风险相对比较小，主要是结冰刚开始，冰力很小和风力几乎没有影响，所以风险比较小。4-10h随着降雪/降雨的增加，线路覆冰增加，冰力影响逐渐增大，在覆冰增加的情况下，风力渐渐有了影响。因为一直是在降雪/降雨，所以覆冰增加，多疑冰力和风力影响在增加，所以风险一直增加。

[0250]以上图1所示的计及冰力和风力的冰冻天气下的输电线路时变可靠性方法是本发明的具体实施例，已经体现出本发明实质性特点和进步，可根据实际的使用需要，在本发明的启示下，对其进行形状、结构等方面的等同修改，均在本方案的保护范围之列。

[0247]

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图1

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图2

图3

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图4

图5

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图6

图7

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图8

图9

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