2022电力建设施工安全作业风险指南

2022第1第2第3第4第5第6五防机（一体化配置）第7第8户内开关（环网）附录A细分风险种类与风险范畴附录B风险等级分析第1 第2第3第4SF6GIS（HGIS）SF6GISSF6第5500kV500kV500kV500kV220kV220kV220kV220kV220kV独立母联（分段）110kV110kV110kV110kV独立母联（分段）10～35kV直流系统及UPS第6五防机（一体化配置）GPS相量测量装置（PMU）第7OPGW、ADSS10数据网络设备安装作业11数据网络设备调试及开通作业12载波通信设备安装作业13载波通信设备调试及开通作业14语音交换设备安装作业15语音交换设备调试及开通作业16通信电源设备安装作业17通信电源设备调试作业18视频会议系统设备安装作业19第80.4kV0.4kV低压硬（插接式）户内开关（环网）附录A细分风险种类与风险范畴表A附录B风险等级分析风险值=后果（S）×暴露（E）×可能性表B.1表B.2表B.3特高的风险 高风险 中等风险 低风险 可接受的风险 目录TOC\o"1-2"\h\u5412 211824第1 1229220第2 5418740第3 10510924第4 1399211第5 16810716第6 2128704第7 22516050第8 25212783附录A细分风险种类与风险范畴 38412841附录B风险等级分析 38516854第1 39118223•电力市场概述 39110678• 41015201•电力市场稳定性与电力系统稳定性的相互影响 41326571• 42122204第2 42492302.1 424188382.2 425237342.3 432214052.4 434275852.5 436173382.6 43721967第3 44081913.1 44053353.2 440322633.3 444259803.4 45060143.5 46351303.6 464173103.7 471282633.8 48215143.9 495272583.10 5049071第4 507196684.1 507315634.2 507147544.3 51111124.4 513108024.5 5188482（续 51921387第5章 522175535.1 522120155.2 522299385.3 527第1电力市场概述（即成本高、价格高、群体收入高，服务质量低和经营效率低）发电厂（，目前已经占到全国装机总容量的50）呼唤竞争机制；省间经济壁垒严重干扰资源优化配置，造成社会浪费并增大了环境污染程度。同时，我国加入、步入全球经济一体化也要求电力工业进行市场化运作。中国电力新组建并成立了11 提高运营效率和效益。世界上主要的电力市场有英国电力市场，美国加利福尼亚州、（其前身是宾夕法尼亚、新泽西和马里兰3个州组建的电力联营体）和电力市场，澳大利亚电力市场，新西兰电力市场，阿根廷电力市场，北欧电力市场等。发电商发电经纪商PM（PowerMarketer）；3）电能交易中心PX（PowerExchanger）；4）独立系统操作员ISO（IndependentSystemOperator）；5）辅助服务供应商AS（AncillaryServiceProvider）；6）电网拥有者GC（GridCompany）；7）计划协调者SC（SchedulingCoordinator）；8）零售商R（RetailServiceProvider）；9）配电商D（DistributionServiceProvider）图1-1 1999年成立电力管理办公室（）和电力供应主管机构（），取代前期的电力管制办公室（）。市场监管机构的职责是：保证满足用户用电需求，促进展，促进环境保护。电力库（PowerPool）是电力市场的交易中心，所有交易均需通过PowerPool实现，的风险，允许供需双方签订长期的金融差价合同（）。也就是说，金融差价合同只是买卖双方的事情，合同内容与电力交易中心无关。第一阶段电力市场的交易模式如图12所示。图中实线代表商品流（即潮流），融差价合同，与买卖双方相连接。图1-2英国电力市场PowerPool模式经过近10年的运作，取得了很大成就，但同时也发现不和输电协议（BritishElectricityTradingandTransmissionArrangements，BETTA）。该模以模式为基础，建立全国统一的电力交易、平衡和结算系统，统一了输电理、监管更为容易，运营成本更低。建立了唯一的国家级系统操作机构（GreatBritainSystemOperator，GBSO），负提高了英国电力交易批发市场的竞争程度，促进了苏格兰地区电力市场的竞争与发展。引入模式后，市场参与者可与国内任何地方的其他参与者签订买卖合同，并代表用户购买所需电力和电量；发电商将参与全国范围电力批发市场的竞争，可以方便、自由地与英格兰和威尔士地区的供应商进行买卖。美国电力市场放松管制的目的是引入竞争和降低电价。因此，在进行电力工业重构产生了许多新的实体，如非盈利性的和。的核心功能是提供一个电能交易的场所，而则是负责系统调度和安全运行。美国各州电力市场的改革情况及运营模式相差很大，最有代表性的三种模式是：①电力市场模式。将和整合为一个的实体，提供优化的日前中央调度，采用区域边际定价法（）。②vd和电力市场模式。建立一个（ndpndnt ym dno），与（onol apo）、（gonlnonpo）和k相互协调。③加利福尼亚州电力市场模式。分别设立和两个独立的实体。提供电能拍卖，提供电网控制、稳定运行以及辅助服务的功能。此外，加利福尼亚州率先同时开放电力批发市场和零售市场，在各环节全面引入竞争。图1-3加州能源委员会（CaliforniaEnergyCommission，CEC）。它是加利福尼亚州最主加利福尼亚州环境资源管理局（AirResourcesBoard，ARB）。负责监管燃料电厂加利福尼亚州能源监察局（EnergyOversightBoard，EOB）。由立法机关组成，加利福尼亚州公用事业委员会（PublicUtilitiesCommission，PUC）负责配电侧和联邦能源管制委员会（FederalEnergyRegulationCommis-sion，FERC）。FERC是加利福尼亚州是美国电力市场改革的先锋。1996年加利福尼亚州通过了1890法案，开始筹建和。1998年加利福尼亚州电力市场正式运营，其主要实体如图14示。图中实线箭头和虚线箭头分别表示商品流和资金流，双向箭头表示信息流。图1-4提交负荷预测结果及用户委托的次日或下一小时的交易计划（含网损调整）根据成员报价确定市场清算价MCP（MarketClearingPrice），自2000年夏到2001发电力，再以不超过限定的最高价格（Pricecaps）进行销售，其初衷是鼓励电力公司竞长期双边合同（期货）挪威的输电服务实行点费率（Pointrate）制度。其内涵是：输电费由功率注入或流出网公司下属的国家控制中心（NationalControlCenter，NCC）具体负责电力系统的运行控挪威和瑞典两国有很长的边境线和许多联网点，最大可交换功率达270万kW。1996年，挪威国家电网公司与瑞典斯文斯卡国家电网公司联合建立了“挪威瑞典联合电力交易所”。后来，挪威国家电网公司和瑞典斯文斯卡国家电网公司签约，给斯文斯卡50的挪威电网公司电力市场的股份，并将交易公司更名为“诺特勃尔北欧电力交易所”。首府设在奥斯陆，在斯德哥尔摩有服务处。挪威参与者在奥斯陆交易，瑞典参与者在斯德哥尔摩交易。交易货币为挪威克朗和瑞典克朗，货币兑换完全有保证。每天上午，参与者递交他们第二天（0时～24时）这种运营模式既不同于英国的oroo在于：组建是基于发电侧竞价上网的需要；与一体化适合我国的调度结构，有利于电力市场的平稳过渡。随着条件的不断成熟和运营经验的丰富，再考虑是否将独立出去。的最终独立，将有助于提供公平的交易平台。在区域级和省级电力市场中，竞价交易与合同交易相结合是一种比较理想的交易模式。同时，应同步建立远期（期货）系和交易品种，也是避免英国和美国加利福尼亚州电力市场单一电价体系弊端的有效途径。具体而言，远期和期货市场可由（独立）负责，采用（如调峰、调频、备用、黑启动）维持在总量的80%～85，竞价上网电量仅占年度总电量的10%～15。随着改革的不断深入和完善，参与竞价的电量份额和市场竞争力度将逐步加大。提供良好的阻尼性能。有人提出了多频带的电力系统稳定器（multi-bandPSS），以衰减电力市场稳定性与电力系统稳定性的相互影响性和非自治性的微分-代数方程组，阶数可达数万，并带有连续和不连续的时变参数。另人工干预和自动控制。on蝴蝶效应是指事物发展的结果对初始条件具有极为敏感的依赖性，初始条件极这种规则。og倍周期分叉、奇怪吸引子、局部混沌、全局混沌现象、阵发性混沌都可以在经济活动中观察到。的市场中，上述利润包含了市场势力（marketpower）。市场势力出现的主要原因是可用要方式为容量持留（withholding）和策略报价（strategybidding）。发电商可以通过各种运营费用最小；②电力需求者付费最小；③蛛网模型，即社会福利（socialwelfare，各电用发电容量必须大于最大负荷容量的要求。发电商通过售电利润积累资本，通过研发-改动可能降低市场稳定性。 投资、、资本运营的函数。其投资是其发电利润、资本运营、投资策略等的函数。各发电商可以有自己的资本积累、发电投资、设备退役、电网投资、资本投资、投入产出的模型。各竞争体的报价、投资、策略等均根据其成本、营销策略、对其他公司的预测等来决策。上网实际成交价及成交量取决于各参与者的报价、交易规则（价或按自报价）和输电费。统一结算价对和市场势力的激励要比按自报价成交的激励强。题却非常简单。为了避免稳定阻塞对电力系统物理-经济稳定性造成严重制约，必须动态交价、输配电成本及各种风险；电网公司的可用资金取决于电网公司利润、电网投资、、资本运营等因素。其中，用户电价由宏观经济、物价指数、人均收入、政府干预等因素决定。控制称为预防控制（PreventiveControl），也称为正常状态下的安全性控制。如果仅仅是通过调整发电机出力来实现的，也称为发电机再调度（GenerationRescheduling）。种控制措施称为紧急控制（EmergencyControl），也称为紧急状态下的安全性控制，有些文献中还称为预测控制（PredictiveControl）。根据不同的紧急状态，紧急控制又可以分久性危机的紧急控制，通常称为校正控制（CorrectiveControl）。这种控制一般可以使系被解列等。一般应通过恢复控制（Resto-rativeControl）来恢复对用户的供电及实现已解 市场参与者积极维护系统安全的电价机制。hpp等人首先提出了线路潮流越限情况下用价格机制保证系统安全性的设想。进而，、u和y发展了hpp的思想，使现今的能量管理系统也很难满足要求。vdo等人将实时电价分成三部分：发电燃料使参与者调整需求或出力，使运行点回到运行限制边界以内，以达到维持系统安全的目的。但该方法需要计算精确的运行限制边界，而vdo并没有给出可用的方法。第2稳定约束的最优潮流（OptimalPowerFlow）研究变得尤为重要[1]。据统计，自1970年到1990年的20年间，世界范围内发生的电压失稳事件有8起直接或间接与系统的负荷持续、异常升高有关。其中有两起事故直接导致系统崩溃，分别是年12月19日法国发生的电压崩溃事件和1987年7月23日东京电网发生的电压崩溃事件，造成中断负荷分别达29和8168的巨大社会和经济损失2。2003年9月4日，上海因酷暑而超负荷运行也险些导致发生严重的停电事故3，由于采取措施及时，幸免于难，但同必然要求和巨大挑战。全成本与安全定价研究[4，5]，引出了电压安全成本（VoltageSecurityCost）的概念。但由没有公认的严格定义6。bhaundu在其编著的《orymbyndono》一书中，将电压稳定性定义为电力系统在正常运行或经受扰动后维持所有节点电压为可接受值的能力，而电压失稳是指扰动引起的持续且不可控制的电压下降过程，电压崩溃则是指伴随着电压失稳的一系列事件导致系统的部分电压低到不可接受的过程。通常，为了防止系统发生电压失稳崩溃事故，运行人员最为关心的问题是当前电力但是计算速度较慢，而且事先要设定过渡过程。另外，按照电压稳定问题的研究范围不效方法的阻抗模指标等。目前的灵敏度指标很多，有反映负荷节点电压随负荷功率变化的指标d和d；有反映发电机无功功率随负荷功率变化的指标dd和dd；有反映网损功率随负荷功率变化或发电机出力变化的指标do和dod或dod和do等。段献忠等人证明了严格的静态电压不稳定灵敏度判据，并对电压稳定指标dd和dd进行了评析。按照电压稳定灵敏度的物理本质，还可以构造出许多类型的灵敏度指标。但所有的这些灵敏度指标，从数学上均可以分为两种类型：状态变量对控制变量的灵敏度dd和输出变量对控制变量的灵敏度dd，前者称为状态变量灵敏度，后者称为输出变量灵敏度。奇异值/式中，表示系统动态状态变量；表示代数变量；表示反映负荷水平的参数。微分分析系统在运行点（0，0，0）的稳定性，可在该点将式（21）线性化得 若对方阵A∈Rn×n进行正交分解，，加后，矩阵的最小特征值和奇异值都要变小。如系统发电机达到无功限制而由节点转化为节点后，特征值有一个跳变，其线性程度不好。而且通常在临界点处，奇异值和时刻，特征值和奇异值的变化都比较平缓，因此它们对电压崩溃的预测性比较差。基于潮流解的邻近电压崩溃指标VCPI（VoltageCollapseProximityIndicator）电压安全性好的系统值小，最小值为1；而邻近电压崩溃的系统值变大，这主要是由于系统无功损耗增大的原因；在电压崩溃点，值达到无限大。的研究常使用系统中任意节点上的电压灵敏度dd和dd，电压灵敏度是比较好的邻近电呈现出很强的非线性。基于一般潮流解的电压稳定指标式中，、为负荷节点的电压向量和注入电流向量；、为发电机节点的电压向量和注入电流向量。局部指标表明了从哪些节点开始容易发生电压崩溃，而所有的最大值对1的接近程度（01，在临界点1）表示潮流邻近发散的程度。基于潮流解对的邻近电压崩溃指标VIPI（VoltageInstabilityProximityIndicator）指标对于运行条件变化的响应非常灵式中，为节点注入向量；（a）为节点注入空间上的奇异向量。令1压解（高电压解），2为其相对点的电压解（低电压解），则a（12）2间中的奇异向量，b（12）2为节点电压空间中的边缘向量，在崩溃点b0。由于I指标是两个节点注入向量的角度差，是用度（）来量度的，因此这个信息不能直接和电力系统中任何实际变量相关联。此外，低电压解的求取也需要专门的技术。图2-1本章参考文献7在讨论一种二次方程判别式指标即线路稳定因子的基础上，利用电压实部的安全指标和利用电压幅值的安全指标。本章参考文献7对安全指标的分析都是在简单系统中进行的，但必须应用到实际的穷大母线，最后得到类似于图21的分析系统，但参数需要辨识得到。图2-2 ConstrainedOptimalPowerFlow，VSCOPF）研究主要集中在以下几个方面：稳定裕度，即确保系统的电压安全性。因此，其应用范围可波及最优潮流应用的各个领域，包括能量管理系统（）中的实时应用或在线研究，电力网络规划的中、长期规划，以及电力市场下的成本分析、安全定价、计算、阻塞管理等。划[6]响有哪些新的变化，以及电压稳定指标的作用能否通过提出的调度定价模型的优化结果给予正确反映。其中，bdn试图使提出的结合暂态和电压稳定约束的模型得到的通过将指标表示的电压稳定指标与传统最优潮流模型相结合，研究了该模型对同时确保系统足够电压安全水平的有功调度所起的作用。ung等人研究了一种结合电压稳定裕度指标指标的最优切负荷模型对系统综合可靠性评估的影响1。20世纪90电压稳定约束最优潮流算法，并将其应用于市场环境下的成本分析和定价。oh等人虑电压稳定约束的基于调度定价的最优潮流模型，用于研究电压稳定约束对节点有功和无功功率实时价格的影响；还有研究者提出一种最优潮流算法与连续潮流法相结合的算法，用以消除网络阻塞的同时，维持系统的电压安全水平1。式中，∈表示状态变量，通常包括非发电机节点电压幅值、除平衡节点外的所有节点电压相角；u∈n表示控制变量，通常包括节点发电机有功出力和端电压幅值、有载调压变压器变比、并联无功补偿装置容量。目标函数（，u）可以是任何一种或几种按特定的应用目的（如使系统运行成本最小、系统有功网损最小或控制设备调节量最小静止无功补偿器（StaticVarCompensator，SVC）都能够得到更低的运行成本和更高的电有研究以或百分比形式表示的基态运行点到最大功率传输点的距离作为电压稳定裕度指标，所提方法分为3个步骤。先对提出的有功经济调度模型进行优化计算，然后采用曲线评估系统的电压稳定裕度，当电压稳定裕度大于规定值时，停止运算并输出最讨论的。值之上。还有文献对建立的混合整数非线性规划（MixedIntegerNonlinearProgramming，（SequentialQuadraticProgramming，SQP）方法求解该优化问题模型。采用序列二次规划法还可以将提出的非线性规划（NonLinearProgramming，NLP）问题简化为序列二次规划量子遗传算法（QuantumGeneticAlgorithm，QGA）是一种新颖的概率进化算法，它点算法。尽管早在20世纪80年代中期k就提出了基于投影尺度变换的线性内点算牛顿法和对数障碍函数法三者的结合。在各种基于k内点法的变形算法中，原对偶路径跟踪算法（dulhoong）是实际计算中应用最为广泛的内点算法，系统时该算法的计算时间大大增加，针对这一问题，ho提出了预测-校正原对偶内点法6。该方法的核心思想是：尽量减少矩阵因子化的次数，即使每次迭代的计算量稍有增加，但由于具有更成功的搜索方向——的迭代次数和求解时间大大减少。此外，韦化等人6也先后对内点算法的改进和推广应用做出了杰出的贡献。内点算法以其对初值的选择不敏感、能方便的处理等式和不等式约束与最优潮流相结合可以进行电网无功电压控制水平的考核。但灵敏度方法基于常规潮流法。奇异值特征值指标基于扩展的潮流算法。在进行电压崩溃分析时可以集中监测最小奇异值，直到崩溃点该最小奇异值变为0。因此，雅可比矩阵的最小奇异值可以作为一个异向量中的最大元素指示最灵敏的电压幅值（关键节点），应于功率注入的最灵敏方向（关键发电机）个无功电压运行模式相对应，特征值的模值就是相应运行模式的电压稳定性的相对量安全优化运行的电压安全成本。对提出的优化问题模型在标准测试系统上进行仿真小电压安全裕度指标作为优化问题的目标函数之一，并采用模糊建模方法对问题进行求第3如2.2节所述，表征系统电压安全、稳定的电压稳定指标有很多种，裕度指标的计算示为式中，表示负荷增长参数；∈2（为负荷节点数）表示负荷增长的方向向量，前个元素对应于相应节点的有功负荷增长，后个元素对应于相应节点的无功负荷增长。只要某一负荷节点的有功无功功率发生变化，的相应元素就不是0。通过修改向量中的适当元素可以形成节点负荷增长、区域负荷增长或全系统负荷增长方式。假设系统当前运行点的负荷水平用向量Ap（Ap∈R2l，l、v为单位或者是由基准值计算得到的标幺值）行点的负荷水平用向量（∈2）表示，则电压安全裕度指标可用系统负荷裕度来表征，即式中，1和2为权重系数，可取121；g（p，up，p）表示待优化的其他目标函数，可以是系统运行成本或系统有功网损；下标p和临界运行点；∈表示系统的状态变量，包括除平衡节点外的所有节点电压相角、非发电机节点电压幅值、节点发电机的无功出力和平衡节点发电机的有功与无功出 和分别为up，c的上、下限。mmin≥mth（3-裕度和理想负荷裕度 …，n）表示第i个优先级的优先因子；和（j=1，2，…，k）分别为向 由式（33）、式（34）、式（36）和式（37）比较以上三种指标可以发现，最大的目标函数时，可能会丧失系统运行的经济性，不利于资源的优化配置。显然，式（39）以一个负荷增长参数取代了式（31）的方式。也就是说，负荷增长方向向量的所有元素都为1。比较式（39）与式（31）可见，式（39）大大简化了问题求解的难度。分布式松弛节点模型基于广义功率中心（generalizedpowercenter）的概念，将系统比较式（311）与式（38）可见，由于采用系统所有负荷以线性、恒功率因数持续于同一原因，表征系统当前负荷水平和临界负荷水平的向量p和改由相应的负荷增长参数p和c代替，从而简化了问题的求解。如果实际运行中应用该方法确定系统的理想负荷运行点，系统运行人员可根据需要，采用适当的负荷增长方式，在式（38）基础上进行优化分析。适于求解大规模的系统优化问题。因此，采用预测校正原对偶内点法对该优化问题模型进行求解。仿真结果表明，该算法对于求解本章的非线性规划问题非常有效。IEEE-57图3-1IEEE-57表3-1IEEE-57利用连续潮流法1应于当前负荷水平dp的系统临界负荷水平d，如图32所示。负荷参数dpdc是相对于测试系统给定的初始负荷水平而言，即将给定的系统初始负荷作为基准负（Limited-InducedBifurcation，LIB）形成的原因[1]图3-2IEEE-57节点系统当前负荷水平dp与临界负荷水平dc图3-3IEEE-57节点系统当前负荷水平dp与负荷节点电压V16和V17图3-5两种优化方法求得的对应于不同负荷条件下的IEEE-57节点系统最优发电成本比较（节点电压约束取当以测试系统给定的节点电压限制0.94p.u.～1.06p.u.作为约束时，将得到图36所示的荷水平的升高，在dp＞1.08以后，两种优化方法都遇到了收敛问题，即对于dp＞1.08的当前负荷水平，在该节点电压约束下不存在最优运行解。图3-6两种优化方法求得的对应于不同负荷条件下的IEEE-57节点系统最优发电成本比较（节点电压约束取图3-7改进模型在不同权重系数取值下优化得到的对应于不同负荷条件的最优发电成本（IEEE-57节点系统由图38可见，当前负荷水平dp介于1.00～1.15之间时，随着权重系数的改变，系统的电压安全成本变化不大，但随着系统当前负荷水平偏离dp1.08越大，系统的电压安全成的理想负荷运行点为dp1.00～1.15，即该负荷水平下，在保证系统足够电压安全裕度的前者提供重要的安全、经济信息。图3-8改进模型在不同权重系数取值下优化得到的对应于不同负荷条件的系统电压安全成本（IEEE-57节点系统确定一个具有现实意义的理想负荷裕度指标。通过将该指标引入所提出的优化问题模型8]IEEE-118图310分别给出了改进模型在不同权重系数取值下优化得到的对应于不同负荷条件下的系统最优发电成本。由图中可见，在系统当前负荷水平高于dp1.31以后，系统的最优数与5节点系统的情况不同，并不是所有的发电机都采用相同的经济参数。这导致荷运行时，发电成本较高的发电机开始提供电能。图3-9IEEE-118图3-10改进模型在不同权重系数取值下优化得到的对应于不同负荷条件的最优发电成本（IEEE-118节点系统图3-11改进模型在不同权重系数取值下优化得到的对应于不同负荷条件的系统电压安全成本（IEEE-118节点系统3.2节和3.33.3节采用加权求和法处理多目标优化问题，通过权重系数把两个不同量纲、相互冲化结果的用户。如3.4节仿真结果所示，对于考虑系统电压安全裕度的优化运行以及对电电压安全成本评估能够真实反映系统维持电压安全裕度的价值。3.4节对5节点系统的优化研究虽然实现了对节点电压约束的松弛，但有可能使优化得到的结果为“冒险解，相对照而言，未经过约束松弛处理的优化问题解可能为保守”解。由3.4节5节点系统的仿真结果可见，未经过约束松弛处理的优化问题在较高负荷水平（dp＞1.08）下由于过约束造成问题无解。为了解决该问题，将节点电压约束进行松弛处理，使得优化问题由“保守解直接跳到冒险”解，从一个极端走到另一个极端，这种处理方法并不是很理想。在实际运行中，总是希望获得的“解对可松弛约束越限尽量少，但该越限量的限值往往无法确定。式中，下标p和c分别用来标识系统的当前运行点和临界运行点；∈表示系统的状态变量，包括除平衡节点外的所有节点电压相角、非发电机节点电压幅值、节点发电机无功出力和平衡节点发电机有功与无功出力；u∈表示系统的控制变量，包括发电机有功出力和端电压幅值、有载调压变压器变比以及并联补偿装置容量；向量p和c分别表示系统当前负荷水平和对应于该负荷水平的临界负荷水平，其详细定义见3.2束 表示除了非发电机节点电压幅值之外的状态 小于也不会超过太多 分别为xsp，c的上、下限；和分别为up，c的上、下限。目标美国控制理论专家..d于1965年引入了“模糊的概念，给出一组变量}，关于的模糊集合定义为一组有序数对（，（x））x∈，（x）是的隶属函数，其值在0，1之间，（x）的值越大，属于的可能性越大；如果（x）限定为0或1，则为非模糊集。另外，如果模糊集和的隶属函数分别为μ（x）和（x），则A与的交集的隶属函数可定义为约束）分别为向量 向量 和 中的第个元素；表示第个节点电压模糊参数，注意这里的节点电压上限与下限取了相同的模糊参数，也可以根据系统运行的实际情况，采用和分别表示对应于节点电压下、上限的模糊参数，以更自由地确定下、上限的最大越限量；隶属函数的表达式说明系统非发电机节点电压幅值可以稍微越限，但越限越多，越不可受。图3-12发电成本g图3-13mdi在图313中，当时，即当系统实际负荷裕度在期望的理想负荷裕度范围内时，隶属函数为1，两边向下倾斜部分表示实际负荷裕度超出理想负荷裕度范围越多，越不可接受。取负荷裕度模糊参数δg1＜δg2，原因是当系统实际负荷裕现象，因此参数δg1应根据系统具体情况选一个非常小的量，而当系统实际负荷裕度比最经济性要求。但在某些特殊情况下（如系统负荷水平较低时），丧失部分经济性，因此理论上δg2取的应比δg1稍大一些。图3-14xsp，ci等式约束（节点潮流方程 预测-和向量、、、、、、、、、、、、、式中 ）、e2（e2∈Rnline，nline表示系统线式中，（p，c，up，，，η）表示原变量向量；向量包括所有的松弛变量，矩阵S是以向量的对应元素为对角元素的对角矩阵；e是单位列向量（其维数等于不等式约束数）；包括所有不等式约束对应的拉格朗日乘子；包括p和；表示当前运行点和临界运行点的节点潮流方程；W表示增广海森矩阵，其元素是拉格朗日函数对所有变量的二阶偏导数。式中，S表示以∆的对应元素为对角元素的对角矩阵。预测-校正法先执行一个障碍参数置为0的仿射步[即令式（39）中的为0]，然后由仿射步所得的结果计算障碍参数和二阶项及上式中等式右边的各项，再求解式（396）得到校正后的各变量的修正量。该和求解时间大大减少。采用预测-校正原对偶内点法求解3.7.1 变量和对偶变量的修正量，可确定第k次迭代仿射步原变量和对偶变量的修正步长αk和αk 3）计算第k次迭代仿射步补偿间隙 =（sk+αk·Δsk）T（µk+αk⋅Δµk）， =（sk）Tµ 重新应用式（3-97）和式（3-98）计算修正步长αk和α IEEE-9图3-15IEEE-9图3-16IEEE-9节点系统对应于当前负荷水平dp险”解。当节点电压约束取0.95p.u.～1.05p.u.时，在当前负荷水平高于dp1.7以后，由单目标最优潮流已无法得到系统的优化运行解，在此情况下得到的解可能是“保守解。对应为了确保系统电压安全，系统的优化运行需要付出一定的经济代价。）比较表32中0和0.05两种情况下的优化结果发现，当前负荷水平dp介于0.80～1.00之间时，系统最优发电成本前者略高于后者，而当前负荷水平dp介于1.05～1.40之间优化目标（系统总发电成本、系统电压安全裕度指标和节点电压幅值）衡点。表3-2IEEE-9参照δ0的情况，可以分析在δ0.0e的情况下，相比较而言，系统最优发电成本先低于后高于前者的原因。在当前负荷水平dp1.00时，为满足经济性要求，可允许系统节一负荷水平下δ0（不允许节点电压越限）的情况；在当前负荷水平dp1.05时，对于δ0.05e的情况，为了在节点电压幅值、系统电压安全裕度指标以及系统最优发电成本三个目标之间寻求最佳平衡点，尤其在负荷水平dp1.15后，在获得实际负荷裕度较高于的情况的前提下，同一负荷水平下，δ0.05e时得到的系统最优发电成本略高于0的情况。另外，由表32注意到，当对节点电压约束进行模糊化处理后，随着系统负荷水平的升高（dp＞1.45），仍然存在最优运行解，但系统优化得到的实际负荷裕度并不因为对节限与模糊化处理后的理想负荷裕度下限（）之间。这表明节点电压约束是否进行模糊化处理与系统优化运行的电压安全裕度之间不存在必然的联系。元h（0.05）。对于δ的情况，随着当前负荷水平的升高，系统电压安全成本逐渐升高；而对于δ0.05e的情况，随着当前负荷水平的升高，直到dp1.4，系统电压安全成本逐渐升高，在dp＞1.45后，随着负荷水平的升高，系统电压安全成本逐渐降低。这表明取配合措施，以降低系统发生电压失稳的可能。对应于同一负荷水平，比较δ0和δ0.0e两种情况下的系统电压安全成本可以发现，后者的电压安全成本高于前者的电压安全成本（除了dp1.45的情况），图3-17IEEE-9节点系统对应于当前负荷水平dp图3-18IEEE-9节点系统对应于当前负荷水平dpIEEE-57图3-19IEEE-57节点系统对应于当前负荷水平dp表3-3IEEE-571.06p.u.对于δ0时的模糊多目标最优潮流，需要同时满足三种目标，即系统最优发电成本尽可能少、实际负荷裕度偏离理想负荷裕度范围尽可能小，且同时保证节点电压幅值在0.94p.u.～1.06p.u.范围内。显然，这种限制下的系统优化运行解会比较“保守。由此，比较以上四种优化结果可见，δ0.04e时的模糊多目标最优潮流获得的优化运行解比较适中，既考虑了系统的电压安全裕度，同时又允许节点电压可以稍微越限，而且尽可能减小系统总发电成本，比较符合系统实际运行需要。由图319可见，在同一负荷水平下，δ0.04e时的模糊多目标最优潮流获得的系统最优发电成本高于两种单目标最优潮流得到的系统最优发电成本，而低于δ0时的模糊多目标最优潮流获得的系统最优发电成本。度范围下限，在当前负荷水平dp＞0.95以后，系统实际负荷裕度逐渐从0.10→0.09比较表33中的电压安全成本可以发现，在同一负荷水平下，0的情况下系统电压安全成本高于δ0.04e的情况，即为了满足系统节点电压约束，需要付出更大的经济代价。对于δ0.04e的情况，当前负荷水平dp1.0时，系统的电压安全成本最高，而此后，随着系统负荷水平升高，系统电压安全成本逐渐下降。同样表明当系统的负荷水平升高到一定程度时，由于系统各发电机的有功出力限制，已无法通过改变发电出力、付出更大的经济代价来提高系统的电压安全水平，与节点系统仿真结果分析得到的结论一致。当前负荷水平dp介于0.80与0.95之间时，与δ0的情况相比，δ0.0e的情况下系统的电压安全成本并无规律性可言，这正反映了考虑电压安全裕度的模糊多目标最优潮流能够在系统总发电成本、系统实际负荷裕度以及模糊化后的节点电压约束之间寻求最佳平衡点。图3-20IEEE-57节点系统对应于当前负荷水平dp图3-21IEEE-57节点系统对应于当前负荷水平dp系统的理想负荷裕度上限在计及理想负荷裕度范围的模糊多目标最优潮流计算中所起的作用不大。原因是仿真取用的系统当前负荷水平为基准负荷水平的0.8倍以上，在系统负荷水平非常低时，理想负荷裕度上限将会对优化结果起到限制作用。化问题建立模糊模型，以期获得更符合实际的电压安全成本估计方法，并对采用预测-校正原对偶内点法计算得到的仿真结果进行分析与讨论。本研究的最小负荷裕度指标又可称为最小电压安全裕度指标，其详细定义见3.2节。型表示：图3-22λδ等式约束（节点潮流方程该优化问题仍采用预测-校正原对偶内点法进行求解，步骤与3.7.2基于分布式松弛节点模型，对5节点系统和11节点系统分别进行了仿真测试。两测试系统给定的节点电压约束都为0.94p.u.～1.06p.u。为了研究不同负荷水平下压安全裕度0.20，最小电压安全裕度模糊参数δ0.0。IEEE-57表3-4IEEE-57节点系统在δs=0～1.10p.u.为节点电压约束、以系统总发电成本为优化目标的单目标最优潮流求得的最优荷水平dp介于0.95～1.20之间时仍然存在最优运行解。表3-5IEEE-57节点系统在δs=0.04e当前负荷水平dp0.95以后，δ0的情况下系统已经不存在最优运行解，而δ0.04的低，实际负荷裕度则逐渐减小直到接近0.15（即-δ）；这与计及理想负荷裕度范围的模压安全裕度模糊参数取值，理想负荷裕度范围上、下限可分别取g0.9和g0.2，负荷裕度模糊参数δg10.0和δg20.2，节点电压模糊参数向量δ0；然后其他参数不变，取δ0.04e。表3列出了计及理想负荷裕度范围的模糊多目标最优潮流应用于5节点系统得到的优化结果。表3-6计及理想负荷裕度范围的模糊优化模型应用于IEEE-57（续虽然在当前负荷水平dp0.95以后，对应于同一负荷水平下，两种模糊优化模型优化得到的系统实际负荷裕度一致，但当前负荷水平dp介于0.80～0.90之间时，四种情况下对各自的几个目标之间寻求最佳平衡点。由表35可以发现，在某一当前负荷水平下，当系统优化运行得到的实际负荷裕度大于或等于希望的最小电压安全裕度时，系统优化得到的电压安全成本非常小，几乎为0。但是当系统优化运行得到的实际负荷裕度无法满足最小电压安全裕度时，系统优化能使系统实际负荷裕度更趋近于希望的最小电压安全裕度时，获得的优化运行解表现的最小电压安全裕度-δ时，将不存在系统的优化运行解，这与计及理想负荷裕度范围的模糊优化方法获得的优化结果一致。IEEE-118表3-7IEEE-118节点系统在δs=0（续为00.20。当前负荷水平dp介于1.30～1.80之间时，系统电压安全成本并非随着系统负荷水平法无法使优化后的系统实际负荷裕度满足模糊化后的最小电压安全裕度-δ时，对应于该负荷水平下，系统不存在最优运行解，这与5节点系统应用该模糊优化方法得到的优化结果类似。第4电压安全成本（VoltageSecurityCost）一词最早由加拿大的Rosehart等人[1]提出。他了考虑电压安全裕度的最优潮流模糊模型，从而实现了对系统电压安全成本的有效估计元/MW2·h）、一次成本系数（单位为美元/MW·h）和固定成本系数（单位为美元/h）表4-1IEEE-57表4-2IEEE-57式中，g表示发电机的无功出力；Sgx表示发电机允许的最大视在功率；pg和qvg分别表示发电机的有功发电成本函数、无功服务付费函数；v（0v1）为电压安全补偿系数，根据系统实际优化运行时的综合评估结果选取适当的参数。与式（42）相比，式（43）的无功服务付费方式可以更加有效地补偿为了维持系统电压安全稳定大大减少其有功出力而无功出力相对较大的发电机拥有商的经济投入。以发电机1为例，说明第3章表31给出的发电机经济参数，取20.01美元2h、10.30美元h和00.20美元h，电压安全成本补偿系数v取0.5，由式（42）获得的发电机1的无功生产机会成本为401.65美元h，而由式（43）获得的发电机无功服务付费为1950.87美元h。显然，多出的部分1549.22k美元h为发电机1相比系统其他发电机而言，为了维持系统电压安全而获得的补偿费用。式中，gv表示发电机拥有商投入的电压安全成本；g表示发电机拥有商为了维持系统电压安全裕度而增加的有功功率发电成本投入；q（v）g表示发电机拥有商生产机会成本或所得的无功服务付费。表4-3并联电容器容量增加后IEEE-57表4-4并联电容器容量增加后IEEE-57同样，比较表41～表44的模糊最优潮流优化结果可见，并联电容器容量的增加对考发电成本、发电机总有功出力、系统总有功损耗、发电机总无功出力都有不同程度的减少。其中，系统的总发电成本与发电机总无功出力减少最多，分别减少了809.29美元h和22.47v。另外，并联电容