电力系统薄弱环节的改善方法和系统

摘要

本发明涉及一种电力系统薄弱环节的改善方法和系统，该方法包括如下步骤：读取电力系统参数，计算不能满足电力系统负荷需求的故障事件对应的可靠性参数，并确定故障事件发生时电力系统中各元件分摊的所述可靠性参数；根据故障事件对应的可靠性参数以及各元件分摊的可靠性参数，确定各个元件的可靠性跟踪参数；根据所述可靠性跟踪参数的大小，确定电力系统中属于薄弱环节的元件；成电力系统的风险改善方案；比较各个所述风险改善方案的LCC参数的大小，确定用于对所述电力系统的薄弱环节进行改善的最优风险改善方案。本发明既能实现对电力系统薄弱环节的改善，提高电力系统的可靠性，又能够有效地降低成本。

说明书

技术领域

本发明涉及电网风险控制领域，特别是涉及一种电力系统薄弱环节的改善方法和系统。

背景技术

随着国民经济的发展，人们对电力的依赖越来越深，任何短时间的停电或电力质量的下降都会对生产和生活带来影响。电力工业作为公用事业，其供电的安全可靠性及符合要求的电力质量成为日益重视的问题。因此，对电力系统进行可靠性评估，辨识薄弱环节，并对薄弱环节进行改善，对于提高电力系统的可靠性、提高经济和社会效益等都具有十分重要的意义。

发明内容

基于此，为解决现有技术中的问题，本发明提供一种电力系统薄弱环节的改善方法和系统，能够快速辨识电力系统中的薄弱环节，并能以低成本实现对薄弱环节的改善，提高电力系统的可靠性。

为实现上述目的，本发明实施例采用以下技术方案：

一种电力系统薄弱环节的改善方法，包括如下步骤：

读取电力系统参数，计算不能满足电力系统负荷需求的故障事件对应的可靠性参数，并确定所述故障事件发生时电力系统中各元件分摊的所述可靠性参数；

根据所述故障事件对应的可靠性参数以及各元件分摊的所述可靠性参数，确定各个元件的可靠性跟踪参数；

根据所述可靠性跟踪参数的大小，确定所述电力系统中属于薄弱环节的元件；

通过在所述电力系统中对所述属于薄弱环节的元件进行增设或增容，生成电力系统的风险改善方案；

计算各个所述风险改善方案的LCC参数，并比较各个所述风险改善方案的LCC参数，确定用于对所述电力系统的薄弱环节进行改善的最优风险改善方案。

本发明还提供一种电力系统薄弱环节的改善系统，包括：

读取模块，用于读取电力系统参数；

第一计算模块，用于根据所述电力系统参数计算不能满足电力系统负荷需求的故障事件对应的可靠性参数，并确定所述故障事件发生时电力系统中各元件分摊的所述可靠性参数；

第二计算模块，用于根据所述故障事件对应的可靠性参数以及各元件分摊的所述可靠性参数，确定各个元件的可靠性跟踪参数；

确定模块，用于根据所述可靠性跟踪参数的大小，确定所述电力系统中属于薄弱环节的元件；

生成模块，用于通过在所述电力系统中对所述属于薄弱环节的元件进行增设或增容，生成电力系统的风险改善方案；

第三计算模块，用于计算各个所述风险改善方案的LCC参数；

改善模块，用于比较各个所述风险改善方案的LCC参数，确定用于对所述电力系统的薄弱环节进行改善的最优风险改善方案。

基于上述技术方案，本发明能快速给出各元件对电力系统不可靠性贡献的大小，依此确定引起系统不可靠的主要元件，辨识电力系统的薄弱环节，得到各种风险改善方案，同时基于LCC成本的电力系统可靠性成本及效益分析方法，对各风险改善方案进行经济性分析，获得最优风险改善方案，为运行和规划人员提供量化决策依据，使得本发明既能实现对电力系统薄弱环节的改善，提高电力系统的可靠性，又能够有效地降低成本。

附图说明

图1是本发明的电力系统薄弱环节的改善方法在一个实施例中的流程示意图；

图2为本发明实施例中计算故障事件对应的电量不足期望的流程示意图；

图3为本发明实施例中IEEE RTS测试系统的接线图；

图4为本发明的电力系统薄弱环节的改善系统在一个实施例中的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合较佳实施例及附图对本发明的内容作进一步详细描述。显然，下文所描述的实施例仅用于解释本发明，而非对本发明的限定。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。应当理解的是，尽管在下文中采用术语“第一”、“第二”等来描述各种信息，但这些信息不应限于这些术语，这些术语仅用来将同一类型的信息彼此区分开。例如，在不脱离本发明范围的情况下，“第一”信息也可以被称为“第二”信息，类似的，“第二”信息也可以被称为“第一”信息。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本发明相关的部分而非全部内容。

图1是本发明的电力系统薄弱环节的改善方法在一个实施例中的流程示意图。如图1所示，本实施例中的电力系统薄弱环节的改善方法包括以下步骤：

步骤S110，读取电力系统参数，计算不能满足电力系统负荷需求的故障事件对应的可靠性参数，并确定所述故障事件发生时电力系统中各元件分摊的所述可靠性参数；

步骤S120，根据所述故障事件对应的可靠性参数以及各元件分摊的所述可靠性参数，确定各个元件的可靠性跟踪参数；

步骤S130，根据所述可靠性跟踪参数的大小，确定所述电力系统中属于薄弱环节的元件；

步骤S140，通过在所述电力系统中对所述属于薄弱环节的元件进行增设或增容，生成电力系统的风险改善方案；

步骤S150，计算各个所述风险改善方案的LCC参数；

步骤S160，比较各个所述风险改善方案的LCC参数，确定用于对所述电力系统的薄弱环节进行改善的最优风险改善方案。

具体的，本发明的电力系统薄弱环节的改善方法在计算故障事件对应的可靠性参数时，所针对的故障事件为不能满足电力系统负荷需求的故障事件，针对该类故障事件，通过读取电力系统数据来计算各个故障事件对应的可靠性参数(例如失负荷概率LOLP、失负荷频率LOLF等)，然后确定故障事件发生时电力系统中各元件分摊的可靠性参数。具体的，可依据元件的性能参数按比例分摊。

在本实施例中，计算故障事件对应的可靠性参数时，遵循以下两个基本准则：

准则1：系统的不可靠性由故障元件承担，即正常运行元件不参与可靠性参数的分摊。换而言之，正常运行元件不承担某停运事件的“责任”。

准则2：元件对可靠性参数的分摊按比例进行，即用比例分摊准则。

基于上述准则，可得到可靠性参数的比例分摊方法如下：

假设一个系统有n个元件X_i(i＝1,2,...,n)，令x_i(i＝1,2,…,n)表示元件i的性能参数，表示系统某一事件的可靠性参数，它是x₁,x₂,...,x_n的函数。

为简单起见，设某一故障事件由元件X₁和X₂故障引起。假设可分为3部分：

第1部分：它仅与元件X₁有关；

第2部分：它仅与元件X₂有关；

第3部分：σ(x₃,x₄,…,x_n)，它与除X₁、X₂外的其它元件有关。

因此，有：

由准则1，系统故障事件k应该由故障元件X₁和X₂承担责任；设和分别表示故障元件X₁和X₂分摊的故障事件k对应的可靠性参数，则由准则2：

设某一故障事件k发生的概率为：

$P\left(k\right)=\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)---\left(4\right)$

式(4)中，q_i和q_j分别为元件i和j的故障概率，A、B分别表示故障元件集合和正常元件集合。

由上述准则1和2以及式(2)和(3)可知，任意元件i对于故障事件k发生概率的分摊P(k→i)为：

$\left(\begin{array}{cc}P(k\to i)=P\left(k\right)\times \frac{q_i}{\underset{j\in A}{\Sigma }{q}_j}& i\in A\\ P(k\to i)=0& i\in B\end{array}\right)---\left(5\right)$

结合式(4)，故障事件k发生频率为：

$F\left(k\right)=\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)(\underset{i\in A}{\Sigma }{\mu }_i+\underset{j\in B}{\Sigma }{\lambda }_j)---\left(6\right)$

式(6)中，μ_i为正常元件i的故障率(不等同于故障概率，故障率表示元件一年中故障的次数，单位次/年)，λ_j为故障元件j的修复率。为方便起见，假设A中元件的编号为1,2,…,n，将等式(6)右边按照多项式展开：

$\begin{array}{c}F\left(k\right)=\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times {\mu }_1+\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times {\mu }_2+\mathrm{...}\\ +\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times {\mu }_n+\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times \underset{j\in B}{\Pi }{\lambda }_j\end{array}---\left(7\right)$

同样地，由上述准则1和2，以及式(2)和(3)，可得到各故障元件对故障事件发生频率的分摊，如式(8)和(9)所示：

$\begin{array}{cc}\begin{array}{c}F(k\to i)=\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times {\mu }_1\times \frac{q_i}{q_1{\mu }_1+\underset{j\in A,j\ne 1}{\Sigma }{q}_j}\\ +\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times {\mu }_2\times \frac{q_i}{q_2{\mu }_2+\underset{j\in A,j\ne 2}{\Sigma }{q}_j}+\mathrm{...}\\ +\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times {\mu }_i\times \frac{q_i}{q_i{\mu }_i+\underset{j\in A,j\ne i}{\Sigma }{q}_j}+\mathrm{...}\\ +\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times {\mu }_n\times \frac{q_i}{q_n{\mu }_n+\underset{j\in A,j\ne n}{\Sigma }{q}_j}\\ +\underset{i\in A}{\Pi }{q}_i\times \underset{j\in B}{\Pi }(1-q_j)\times \underset{j\in B}{\Pi }{\lambda }_j\times \frac{q_i}{\underset{j\in A}{\Sigma }{q}_j}\end{array}& i\in A\end{array}---\left(8\right)$

F(k→i)＝0 i∈B(9)

式(8)、(9)中，F(k→i)表示元件i对故障事件k发生频率的分摊。

在一种可选的实施方式中，本实施例中的可靠性参数包括失负荷概率LOLP、失负荷频率LOLF以及电量不足期望EENS。

其中LOLP定义为：

$LOLP=\underset{k\in \phi }{\Sigma }P\left(k\right)---\left(10\right)$

φ为不能满足电力系统负荷需求的所有故障事件的集合。由式(5)可知，某一元件i对LOLP的分摊LOLP_i为：

${\mathrm{LOLP}}_i=\underset{k\in \phi }{\Sigma }P(k\to i)---\left(11\right)$

LOLF定义为：

$LOLF=\underset{k\in \phi }{\Sigma }F\left(k\right)---\left(12\right)$

φ为不能满足电力系统负荷需求的所有故障事件的集合，结合式(8)和(9)，可得到某一元件i对LOLF指标的分摊LOLF_i为：

${\mathrm{LOLF}}_i=\underset{k\in \phi }{\Sigma }F(k\to i)---\left(13\right)$

EENS定义为：

$EENS=\underset{k\in \phi }{\Sigma }EENS\left(k\right)=\underset{k\in \phi }{\Sigma }{C}_k{P}_k\times 8760---\left(14\right)$

φ为不能满足电力系统负荷需求的所有故障事件的集合，EEEN(k)为故障事件k对应的电量不足期望，C_k为故障事件k发生时削减的负荷。某一元件i对EENS的分摊EENS_i为：

${\mathrm{EENS}}_i=\underset{k\in \phi }{\Sigma }EENS(k\to i)---\left(15\right)$

在本实施例中，根据故障事件对应的可靠性参数以及各元件分摊的可靠性参数，可以确定各个元件的可靠性跟踪参数。可靠性跟踪指参数可给出任一元件i分摊的可靠性参数在该可靠性参数中所占的比例。

如果可靠性参数为LOLP、LOLF以及EENS，则各个元件的可靠性跟踪参数为：

${\mathrm{LOLP}}_i\%=\frac{{\mathrm{LOLP}}_i}{LOLP}\times 100\%---\left(16\right)$

${\mathrm{LOLF}}_i\%=\frac{{\mathrm{LOLF}}_i}{LOLF}\times 100\%---\left(17\right)$

${\mathrm{EENS}}_i\%=\frac{{\mathrm{EENS}}_i}{EENS}\times 100\%---\left(18\right)$

具体的，参照图2所示，可通过以下方式计算故障事件对应的电量不足期望：

步骤S201，根据电力系统数据计算所述电力系统处于正常状态时的潮流，得到所述电力系统处于正常状态时的运行参数；

步骤S202，根据所述电力系统处于正常状态时的运行参数判断在所述故障事件发生时所述电力系统的电量是否满足负荷需求，若否，则进入步骤S203；

步骤S203，削减负荷，直至所述电力系统的电量满足负荷需求；

步骤S204，计算发生所述故障事件时所述电力系统处于故障状态的潮流，得到所述电力系统在发生所述故障事件时的运行参数；

步骤S205，根据所述电力系统在发生所述故障事件时的运行参数判断所述电力系统中各节点的电压和元件的容量是否越限，若是，则进入步骤S206,；

步骤S206，削减负荷，直至所述电力系统中各节点的电压和元件的容量不再越限；

步骤S207，根据所述故障事件发生时所述电力系统削减的负荷以及所述故障事件对应的失负荷概率，计算所述故障事件对应的电量不足期望。

具体的，读取电力系统数据，包括网络结构参数、元件容量参数和负荷数据，然后计算电力系统正常状态的潮流，得到电力系统处于正常状态时的运行参数，包含发电厂的出力、电力系统各节点的电压和各支路的潮流。

对于任一故障事件k，在根据电力系统处于正常状态时的运行参数判断故障事件发生时所述电力系统的电量是否满足负荷需求时，可先判断故障事件k发生时电力系统是否解列，如果解列，则将电力系统划分成多个解列子系统，判断各个子系统的电量是否满足负荷需求，如否，则削减负荷，使电力系统电量与负荷达到平衡。若故障事件k发生时电力系统不解列，按判断整个电力系统的电量是否满足负荷需求，并在电量不满足负荷需求时削减负荷。

在电力系统的电量与负荷平衡后(即电量满足负荷需求)，计算电力系统发生故障事件k时处于故障状态的潮流，得到电力系统在发生故障事件k时的运行参数，包括电力系统中各节点的电压和各元件的容量，然后检查电力系统中各节点的电压和元件的容量是否越限，若是，则削减负荷，直至各节点的电压和元件的容量不越限。通过以上过程就可以得出C_k(故障事件k发生时削减的负荷功率)，然后参照式(14)，得到故障事件k对应的电量不足期望EEEN(k)。

各得到个元件的可靠性跟踪参数后，根据可靠性跟踪参数的大小找出对电力系统影响较大的元件，即为电力系统中属于薄弱环节的元件。在本实施例中，该元件可包括电力系统中的输电线路、变压器、发电机组和母线。

在确定属于薄弱环节的元件后，在已规划电力系统的基础上，通过对属于薄弱环节的元件进行增设或增容，可得到电力系统的风险改善方案。然后根据基于LCC成本的电力系统可靠性成本及效益分析方法，计算各个风险改善方案的LCC参数，并对各个风险改善方案的LCC参数进行比较，确定最优风险改善方案，然后依据最优风险改善方案对电力系统进行改善。

其中，LCC(Life Cycle Cost，电力系统全寿命周期成本)是指电力设备或系统从设计到退役的整个期间需要的费用总和，它往往数倍于设备购置费用。本实施例中基于LCC成本的电力系统可靠性成本及效益分析方法主要包括以下内容：

1、设备投资成本参数

设设备投资费为C_i，使用寿命为n年，折现率为i，由于设备投资费用发生在寿命周期初期，属于资金时间价值中的现值，则根据资金时间价值，转化为等年值为：

$C_{iA}=\frac{C_i{(1+i)}^{n}i}{{(1+i)}^n-1}---\left(19\right)$

式中，C_iA为设备投资费用等年值，即设备投资成本参数。

2、设备运行维护成本参数

设备运行维护成本参数即为所有进行LCC分析设备运行维护成本等年值之和。由于通常缺乏实际的运行维护数据，本实施例在进行计算时按照一般的计算比例，认为设备的运行维护成本等年值(即设备运行维护成本参数)为设备总投资的1％，即：

C_m＝C_i×1％(20)

3、停电损失参数

停电损失参数即停电损失费用主要指由于设备故障、检修停运对用户和电力公司造成的停电损失，贯穿于整个设备寿命周期内，停电损失费用每年都会发生。本发明停电损失参数用式(21)计算：

C_L＝EENS×C_LOSS>

式中，C_L为系统每年的停电损失费用，EENS为电量不足期望，C_LOSS为电网每停单位电电量的电造成的经济损失值，本实施例取C_LOSS＝该省上一年国民生产总值/上一年该省社会全年用电量。

4、设备残值参数

对设备残值参数进行评价时通常是根据当前市场情况进行评价，因此认为设备残值参数同设备投资费用一样，发生在设备寿命周期初期，属于现值。假定设备残值为Cr，使用寿命为n年，折现率为i，则根据资金时间价值，设备残值转化为等年值(即设备残值参数)为：

$C_{rA}=\frac{C_{r}i{(1+i)}^n}{{(1+i)}^n-1}---\left(22\right)$

由以上内容，可以得到LCC参数：

参照图3，下面以IEEE RTS测试系统为例来说明本发明的电力系统薄弱环节的改善方法。

通过读入IEEE RTS测试系统数据，可以得到各个输电线路的可靠性跟踪参数，具体如下表：

根据可靠性跟踪参数的大小，可以确定属于薄弱环节的五个元件分别为：

(1)BUS2～BUS6,110kV输电线路；

(2)BUS11～BUS14,220kV输电线路；

(3)BUS14～BUS16,220kV输电线路；

(4)BUS2～BUS4,110kV输电线路；

(5)BUS7～BUS8,110kV输电线路。

因此，在IEEE RTS测试系统的基础上分别在以上五条输电线路上增加一条输电回路，得到风险改善方案，并计算各个风险改善方案的LCC参数。

具体计算过程为：

步骤一：计算各个风险改善方案对应的设备投资成本参数、设备运行维护成本参数、停电损失参数以及设备残值参数；

步骤二：根据停电损失参数计算各个风险改善方案对应的风险改善效益参数；

步骤三：根据设备投资成本参数、设备运行维护成本参数、风险改善效益参数以及设备残值参数得到LCC参数。

下面进行详细说明。

(一)设备投资成本参数的计算过程：

1、对于风险改善方案1(记为CASE1)：BUS2～BUS6，110kV输电线路

该输电线路总长度50miles，即80.47km。本方案采用LGJ-240/30钢芯铝绞线，查阅《国家电网公司输变电工程通用造价110kV输电线路分册》，假设使用1A-P的设计方案，该方案的投资成本为35.98万元/km，则CASE1的设备投资费用为：

C_i·1＝80.47(km)×35.98(万元/km)＝2895.31(万元)

取设备使用寿命为25年，折现率i＝8％，则CASE1的设备投资成本参数为，

2、对于风险改善方案2(记为CASE2):BUS11～BUS14,220kV输电线路

该输电线路总长度29miles，即46.67km。本方案采用LGJ-2x400钢芯铝绞线，查阅《国家电网公司输变电工程通用造价220kV输电线路分册》，假设使用2A-P的设计方案，该方案的投资成本为64.182万元/km，则CASE2的设备投资费用为：

C_i·2＝46.67(km)×64.182(万元/km)＝2995.37(万元)

同理，取设备使用寿命为25年，折现率i＝8％，则CASE2的设备投资成本参数为：

3、对于风险改善方案3(记为CASE3)：BUS14～BUS16,220kV输电线路

该输电线路总长度27miles，即43.45km。本方案采用LGJ-2x240钢芯铝绞线，查阅《国家电网公司输变电工程通用造价220kV输电线路分册》，假设使用2A-P的设计方案，该方案的投资成本为64.182万元/km，则CASE3的设备投资费用为：

C_i·3＝43.45(km)×64.182(万元/km)＝2788.71(万元)

同理，取设备使用寿命为25年，折现率i＝8％，则CASE3的设备投资成本参数为：

4、对于风险改善方案4(记为CASE4):BUS2～BUS4,110kV输电线路

该输电线路总长度33miles，即53.11km。本方案采用LGJ-240/30钢芯铝绞线，查阅《国家电网公司输变电工程通用造价110kV输电线路分册》，假设使用1A-P的设计方案，该方案的投资成本为35.98万元/km，则CASE4的设备投资费用为：

C_i·4＝53.11(km)×35.98(万元/km)＝1910.90(万元)

同理，取设备使用寿命为25年，折现率i＝8％，则CASE4的设备投资成本参数为：

5、对于风险改善方案5(记为CASE5):BUS7～BUS8,110kV输电线路

该输电线路总长度16miles，即25.75km。本方案采用LGJ-240/30钢芯铝绞线，查阅《国家电网公司输变电工程通用造价110kV输电线路分册》，假设使用1A-P的设计方案，该方案的投资成本为35.98万元/km，则CASE5的设备投资费用为：

C_i·5＝25.75(km)×35.98(万元/km)＝926.48(万元)

同理，取设备使用寿命为25年，折现率i＝8％，则CASE5的设备投资成本参数为：

(二)设备运行维护成本参数的计算过程

本本实例按照一般的计算比例，认为设备的运行维护成本等年值为设备总投资的1％，则：

CASE 1：设备运行维护成本参数为：Cm·1＝28.95万元

CASE 2：设备运行维护成本参数为：Cm·2＝29.95万元

CASE 3：设备运行维护成本参数为：Cm·3＝27.88万元

CASE 4：设备运行维护成本参数为：Cm·4＝19.11万元

CASE 5：设备运行维护成本参数为：Cm·5＝9.26万元

(三)停电损失参数的计算过程

停电损失参数主要指由于设备故障、检修停运对用户和电力公司造成的停电损失费用，贯穿于整个设备寿命周期内，停电损失费用每年都会发生。停电损失费包括直接损失和间接损失。直接损失指由于停电造成电力公司盈利减少。间接损失指由于停电对社会造成的影响。本实施例在计算停电损失费用的过程中假设系统的单位停电损失费用为某省2014年国民生产总值与该省电网2014年社会全年用电量售电量的比值。

五个风险改善方案对应的可靠性跟踪参数如下表所示，根据该表可以很容易的计算五个风险改善方案对应的停电损失费用。

CASE 1的停电损失参数为：

CASE 2的停电损失参数为：

CASE 3的停电损失参数为：

CASE 4的停电损失参数为：

CASE 5的停电损失参数为：

其中，C为单位停电损失费用。

由于省级电网规模较大而本实施例所提出的风险改善方案仅仅考虑增设线路，则计算得到的风险改善方案对应的停电损失参数较其他参数相差较大，则本发明在比较各风险改善方案对系统的风险提高效果时，计算风险改善效益参数，即计算出各个风险改善方案较原有电网的停电损失费用之差，作为负的成本计算到各个风险改善方案的LCC参数之中。

各风险改善方案对应的风险改善效益参数为：

CASE 1：风险改善效益参数为：C_B·1＝(EENS-EENS₁)×C＝335.11万元

CASE 2：风险改善效益参数为：C_B·2＝(EENS-EENS₂)×C＝239.41万元

CASE 3：风险改善效益参数为：C_B·3＝(EENS-EENS₃)×C＝271.71万元

CASE 4：风险改善效益参数为：C_B·4＝(EENS-EENS₄)×C＝136.57万元

CASE 5：风险改善效益参数为：C_B·5＝(EENS-EENS₅)×C＝752.19万元

(四)设备残值参数的计算过程

设备残值参数是指电力设备寿命周期结束时，用于清理、销毁该产品所需支付的费用。不同类型、用途的产品报废费用不一样，有些可以产生一定数量的残值收入；而有些不仅不能产生任何残值收入，而且需要花费大量的资金用于其报废和清理。

由于缺乏实际的运行数据，本实施例在进行计算是按照一般的计算比例，认为设备残值为设备初期总投资的10％。

假定设备残值为C_r，使用寿命为25年，折现率为0.08，则根据资金时间价值，设备残值转化为等年值(即设备残值参数)为：

$C_{rA}=\frac{C_r\times i}{{(1+i)}^n-1}=\frac{C_r\times 0.08}{{(1+0.08)}^{25}-1}=0.1\times C_i\times 0.03352$

因此，计算得到各方案的设备残值参数为：

CASE 1：设备残值参数为：C_rA·1＝9.70万元

CASE 2：设备残值参数为：C_rA·2＝10.04万元

CASE 3：设备残值参数为：C_rA·3＝9.35万元

CASE 4：设备残值参数为：C_rA·4＝6.40万元

CASE 5：设备残值参数为：C_rA·5＝3.10万元

(5)LCC参数的计算过程

由前面计算得到的IEEE RTS测试系统五种风险改善方案的各种参数如下表所示：

则，可以得到各个风险改善方案的LCC参数为：

CASE1：

LCC₁＝C_iA·1+C_m·1+C_B·1+C_rA·1

＝271.23+28.95-335.11-9.70

＝-44.63(万元)

CASE2：

LCC₂＝C_iA·2+C_m·2+C_B·2+C_rA·2

＝280.60+29.95-239.41-10.04

＝61.1(万元)

CASE3：

LCC₃＝C_iA·3+C_m·3+C_B·3+C_rA·3

＝261.24+27.88-271.71-9.35

＝8.06(万元)

CASE4：

LCC₄＝C_iA·4+C_m·4+C_B·4+C_rA·4

＝178.94+19.11-136.57-6.40

＝55.08(万元)

CASE5：

LCC₅＝C_iA·5+C_m·5+C_B·5+C_rA·5

＝86.79+9.26-752.19-3.10

＝-659.24(万元)

根据以上计算结果得到IEEE RTS测试系统各个风险改善方案的LCC参数。由于220kV线路的投资成本较110kV线路相比要高，故CASE2和CASE3其设备投资成本参数较CASE5要高；CASE5和CASE1的风险改善效益参数要比其他方案高，但是CASE1线路长度最长，所以其设备投资成本参数更高，并且CASE5的设备投资成本参数也是五个风险改善方案中最小的，故CASE5的LCC参数为最低，即CASE5为五个风险改善方案中的最优风险改善方案，故可按照CASE5对电力系统进行改善。

综合上述内容可知，本发明能快速给出各元件对电力系统不可靠性贡献的大小，依此确定引起系统不可靠的主要元件，辨识电力系统的薄弱环节，得到各种风险改善方案，为运行和规划人员提供量化决策依据。同时基于LCC成本的电力系统可靠性成本及效益分析方法，对省级电网各风险改善方案进行经济性、财政性分析，获得最优风险改善方案，在实现对电力系统薄弱环节进行改造的前提下，能够有效地降低成本。

需要说明的是，对于前述的各方法实施例，为了简便描述，将其都表述为一系列的动作组合，但是本领域技术人员应该知悉，本发明并不受所描述的动作顺序的限制，因为依据本发明，某些步骤可以采用其它顺序或者同时进行。

根据上述本发明的电力系统薄弱环节的改善方法，本发明还提供一种电力系统薄弱环节的改善系统，下面结合附图及较佳实施例对本发明的电力系统薄弱环节的改善系统进行详细说明。

图4为本发明的电力系统薄弱环节的改善系统在一个实施例中的结构示意图。如图4所示，该实施例中的电力系统薄弱环节的改善系统包括：

读取模块1，用于读取电力系统参数；

第一计算模块2，用于根据所述电力系统参数计算不能满足电力系统负荷需求的故障事件对应的可靠性参数，并确定所述故障事件发生时电力系统中各元件分摊的所述可靠性参数；

第二计算模块3，用于根据所述故障事件对应的可靠性参数以及各元件分摊的所述可靠性参数，确定各个元件的可靠性跟踪参数；

确定模块4，用于根据所述可靠性跟踪参数的大小，确定所述电力系统中属于薄弱环节的元件；

生成模块5，用于通过在所述电力系统中对所述属于薄弱环节的元件进行增设或增容，生成电力系统的风险改善方案；

第三计算模块6，用于计算各个所述风险改善方案的LCC参数；

改善模块7，用于比较各个所述风险改善方案的LCC参数，确定用于对所述电力系统的薄弱环节进行改善的最优风险改善方案。

在一种可选的实施方式中，所述可靠性参数包括失负荷概率LOLP、失负荷频率LOLF以及电量不足期望EENS。

在一种可选的实施方式中，电力系统中的元件包括输电线路、变压器、发电机组和母线。

在一种可选的实施方式中，第一计算模块2包括电量不足期望计算模块，电量不足期望计算模块包括：

第一潮流计算模块，用于根据电力系统数据计算所述电力系统处于正常状态时的潮流，得到所述电力系统处于正常状态时的运行参数；

第一负荷削减模块，用于根据所述电力系统处于正常状态时的运行参数判断在所述故障事件发生时所述电力系统的电量是否满足负荷需求，若否，则削减负荷，直至所述电力系统的电量满足负荷需求；

第二潮流计算模块，用于计算发生所述故障事件时所述电力系统处于故障状态的潮流，得到所述电力系统在发生所述故障事件时的运行参数；

第二负荷削减模块，用于根据所述电力系统在发生所述故障事件时的运行参数判断所述电力系统中各节点的电压和元件的容量是否越限，若是，则削减负荷，直至所述电力系统中各节点的电压和元件的容量不再越限；

期望计算模块，用于根据所述故障事件发生时所述电力系统削减的负荷以及所述故障事件对应的失负荷概率，计算所述故障事件对应的电量不足期望。

在一种可选的实施方式中，第三计算模块6包括：

设备投资成本参数计算模块，用于计算各个所述风险改善方案对应的设备投资成本参数、

设备运行维护成本参数计算模块，用于计算各个所述风险改善方案对应的设备运行维护成本参数；

停电损失参数计算模块，用于计算各个所述风险改善方案对应的停电损失参数；

设备残值参数计算模块，用于计算各个所述风险改善方案对应的设备残值参数；

风险改善效益参数计算模块，用于根据所述停电损失参数计算各个所述风险改善方案对应的风险改善效益参数；

LCC参数确定模块，用于根据所述设备投资成本参数、所述设备运行维护成本参数、所述风险改善效益参数以及所述设备残值参数得到所述LCC参数。

上述电力系统薄弱环节的改善系统可执行本发明实施例所提供的电力系统薄弱环节的改善方法，具备执行方法相应的功能模块和有益效果。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。