CN113270879B - 一种基于模块度的动态分区方法 - Google Patents

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Abstract

一种基于模块度的动态分区方法，它以500kv变电站中心搜索起点为中心，通过迪杰斯特拉算法搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，生成开环分区方案；具体包括以下步骤：步骤一：引入能够衡量网络划分质量的经典评估指标即边加权模块度指标Q，选择邻接矩阵E中元素evw作为边权重；步骤二：构建考虑源‑荷电气特征的开环电网等效模型，引入源‑荷均衡因子对加权模块度指标进行修正；步骤三：定义考虑源‑荷均衡的改进模块度Q'为Q与源‑荷均衡因子的比值；步骤四：利用Q'对开环分区方案进行质量评估，动态搜索Q'最大的开环分区方案。

Description

一种基于模块度的动态分区方法
技术领域
本发明属于电力系统技术领域，具体涉及一种基于模块度的动态分区方法。
背景技术
随着特高压工程的陆续投运，所构成的高低压电磁环网结构日趋紧密。过于紧密的电磁环网结构容易导致部分站点短路电流超标以及系统发生连锁故障风险上升等问题，从而对电网安全稳定运行造成威胁。电力导则(现有技术1)已明确指出应适时对电磁环网进行合理的开环分区，尽量消除环网所带来的安全运行隐患。因此，研究一种有效实用的电磁环网开环分区决策方法，对提升电网供电可靠性和安全运行水平，充分发挥特高压网架的资源优化配置能力具有重要的理论价值和实际意义。
目前，开环分区方案的生成方法主要有人工经验开环法和基于复杂网络理论中社团发现算法的开环分区方案生成方法。人工经验开环法主要是基于运行人员的工作经验来实现开环分区方案生成。该方法虽然能在一定程度上保证系统安全运行的需要，但过于依赖人为经验，主观性较强，并且计算过于繁琐，方案生成的计算周期较长。基于复杂网络理论的开环分区方案生成算法可分为分裂算法和凝聚算法两类。
分裂算法中较为典型的是GN分裂算法，该算法通过搜索边介数最大的线路进行开断，在满足一定分区条件后停止分区并生成开环分区方案。基于凝聚思想的的算法如改进汽车接力算法则以500kV变电站为中心搜索规定电气距离内的站点并添加至各个分区，从而形成分区方案。上述技术方法对电网分区方案的生成提供了有意义的探索，其思路都非常值得借鉴，但依旧存在不足之处，如计算效率低，分区原则主观性强，构建的电网简化等效模型忽略源荷电气特征，这些局限之处往往会影响电磁环网规划的有效性。
因此，选取合理的开环方案搜索算法，充分考虑电网中的源荷特性，制定合理的分区原则，研究一种考虑区域源-荷均衡的电磁环网开环分区方案生成方法对于生成合理的电磁环网开环分区方案具有重要意义。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种考虑区域源-荷均衡的电磁环网开环分区方案生成方法，本发明通过构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上提出考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略以及基于改进模块度的动态分区原则，在保证了开环分区方案生成客观性前提下，有效解决了开环分区方案中局部线路重载问题，提高了开环分区方案的质量。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
一种考虑区域源-荷均衡的电磁环网开环分区方案生成方法，该方法包括下述步骤：
步骤1:构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型；
步骤2:结合开环电网等效模型G，采取考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，确定500kV变电站组合备用从而获得500kV变电站中心搜索起点集合；
步骤3:提出基于模块度的动态分区原则，以步骤2中确定的500kV变电站中心搜索起点为中心，通过迪杰斯特拉算法搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，生成开环分区方案。
进一步地，所述步骤1中，所述的考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型的构建包括以下步骤：
1)根据拓扑等效的基本原则将实际规划电网等效为加权拓扑图。以实际电网中典型的500/220kV电磁环网结构为例，简化等效过程如图1所示，其具体简化等效原则如下：
A:网络元件等效。将500/220kV变电站简化等效为加权拓扑图中的节点，500/220kV线路简化等效为加权拓扑图中的边。
B:消除悬挂节点。忽略220kV变电站下悬挂的110kV变电站等相关设备，但将与其相连的火电厂、水电站以及负荷的重要信息计入220kV变电站站内。
C:简化网络线路。忽略厂站的站内接线方式，只考虑站间接线并统一简化为单边，但保留线路阻抗、负载容量等重要信息。
D:不计继电保护设备。继电保护装置在开环分区规划中属于次要因素，故可忽略相关信息。
2)提取加权拓扑图中拓扑元件电气特征。实际规划电网等效简化后，为保证加权拓扑图的有效性，需对拓扑元件进行必要信息提取。
电磁环网分区规划的主要目的是在保证供电可靠性的前提下降低系统短路电流，而影响短路电流大小的主要因素是系统短路容量和系统阻抗。因此本发明对线路和500kV变电站、火电厂、水电站和负荷进行电气特征提取。上述等效元件的电气特征表达形式如下：
A:上网电源
火电厂和水电站通过上网接入220kV变电站为电网提供电力支撑，可称作上网电源。加权拓扑图中第i个220kV变电站节点接入的上网电源功率表达式为：
Figure GDA0003689027570000031
式中：Pu,i为第i个220kV变电站节点的接入上网电源的功率；Ps,x为第x个火电厂的额定容量，X为第i个变电站节点接入的所有火电厂的个数，αi,x为第x个火电厂可接入220kV变电站节点i的上网出力系数(考虑到火电厂旋备控制要求，αi,x通常取80％～90％)；βi,y为第y个水电站可接入220kV变电站节点i的上网出力系数(考虑到水电站丰水期和枯水期，βi,y通常取30％～60％)，PH,y为第y个水电站的额定容量；Y为第i个变电站节点接入的所有水电厂个数。
B:下网电源
为保证系统供电可靠性，500kV变电站下网功率必须满足N-1安全约束条件(任意一台主变跳闸后所产生的转移功率均不能使剩余主变越限)。假设第j个500kV变电站N-1最坏情况下的下网功率为Pd,j，转移至最小容量主变Tmin的主变转移比为μ，则主变Tmin自身承载的功率加上N-1转移功率不应超出其额定容量，即：
Figure GDA0003689027570000032
式中：Pd,j为第j个500kV变电站节点的下网功率；
Figure GDA0003689027570000033
为第j个500kV变电站内最小容量主变Tmin的额定容量；χmin为最小容量主变的额定容量占500kV变电站总容量的比例，χmax为最大容量主变的额定容量占500kV变电站总容量的比例，N-1表示变电站内N台变压器减去1台故障变压器的情况。
由式(2)可推出，加权拓扑图中第j个500kV变电站节点的最大下网功率Pd,j为：
Figure GDA0003689027570000041
C:线路
线路阻抗是影响系统短路电流大小的重要因素。本发明引入阻抗修正系数，将不同电压等级的线路阻抗反映到同一等级线路上，具体表达式如下：
Figure GDA0003689027570000042
式中：UN为线路的基准电压等级，v、w表示加权拓扑图中所有220kV变电站节点和500kV变电站节点中的任意两个节点，zvw为线路的初始阻抗，Uvw为线路v-w的电压等级，z’vw为修正阻抗。
D:负荷
电力负荷的大小随着季节变化具有一定的波动性。本发明按照常规电力部门统计方式，综合考虑了夏大、冬大方式下的负荷大小。故加权拓扑图中第i个220kV变电站节点的负荷表达式为：
PL,i＝λs·Ps,i+λw·Pw,i (5)
式中：PL,i为第i个220kV变电站节点的负荷大小；Ps,i、Pw,i为分别为夏大、冬大方式下的第i个220kV变电站节点的负荷大小，λs、λw为夏大、冬大方式下的负荷占比因子(通常各取50％)，其中夏大方式下的负荷大小表示夏季最大负荷方式下的负荷大小，冬大方式下的负荷大小表示冬季最大负荷方式下的负荷大小。
3)将经过拓扑等效与电气特征提取获得的具有特定电气属性的加权拓扑图定义为开环电网等效模型G(V,E)，其中V描述加权拓扑图中节点的源-荷特征，可通过对角矩阵表示；E描述加权拓扑图中边的电气距离特征，可通过邻接矩阵表示。假设对图中所有的500kV和220kV变电站节点分别编号为j和i，取值范围分别为[1,M]和[M+1,N]；对角矩阵V和邻接矩阵E的表达形式分别如下：
A:邻接矩阵。邻接矩阵常用于表示节点关联状态，即两节点间存在直接连接，矩阵元素为1，否则为0。本发明的邻接矩阵属于加权邻接矩阵，加权后不仅可以描述节点间的关联状态，而且能够表征节点间的电气距离。为便于2.2节模块度指标计算，本发明以提取的电气特征阻抗的倒数作为矩阵元素的权重，因而邻接矩阵中元素可定义为：
Figure GDA0003689027570000051
式中：v、w表示加权拓扑图中220kV和500kV变电站节点[1,N]中的任意两个节点(即
Figure GDA0003689027570000052
)。
因此，邻接矩阵E为：
Figure GDA0003689027570000053
式中：E为n×n维对称矩阵，可反映加权拓扑图中任意两节点间的电气距离。其中，矩阵对角线元素为零；矩阵上三角[1,M]列所在区域的元素表示500kV变电站节点间的电气距离；上三角[1,M]行和[M+1,N]列所在区域的元素表示500kV与220kV变电站节点间的电气距离；上三角[M+1,N]行和[M+1,N]列所在区域的元素表示220kV变电站节点间的电气距离。
B:对角矩阵V。对角矩阵V中元素由加权拓扑图中500kV和220kV变电站节点功率组成。按照提取的功率特征对加权拓扑图中所有节点进行功率加权。其中，500kV变电站节点功率取决于变电站下网功率Pd,j；因此，对角矩阵V中500kV变电站节点元素vj等于Pd,j。而220kV变电站节点元素是由接入上网电源和负荷共同决定的。因此本发明应用复杂网络理论中节点度的概念并结合基尔霍夫定律，定义上网电源提供功率为220变电站节点的入度，数值为正；负荷消耗功率为220变电站节点的出度，数值为负；220变电站节点功率为两者之和，则第i个220变电站节点元素vi为：
vi＝Pu,i+PL,i (8)
式中：Pu,i表示为第i个220kV变电站节点接入的上网电源功率；PL,i表示为第i个220kV变电站节点接入的负荷功率；vi取值的正、负表征第i个220kV变电站节点的电源、负荷特性。
因此，对角矩阵V为：
Figure GDA0003689027570000061
式中：vj表示500kV变电站节点功率；vi表示220kV变电站节点功率。
由(7)和(9)得到表征边电气距离特征的邻接矩阵E和表征节点源-荷电气特征的对角矩阵V。则开环电网等效模型G(V,E)的数学表达式为：
Figure GDA0003689027570000062
式中：当σ∈ML时，将σ置零，则G＝E；此时G(V,E)提取电气距离信息。当σ∈MP时，将σ置单位矩阵，则G＝V，此时G(V,E)提取节点功率信息。
进一步地，步骤2中，通过基于考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略确定500kV变电站中心搜索起点过程如下；
A:计算负荷密度。以单个500kV变电站节点j为中心向外搜索220kV变电站节点i并添加至该500kV变电站所在分区内，直至无孤立220kV变电站节点；则单个500kV变电站周围的负荷密度λj为：
Figure GDA0003689027570000071
式中：γj为第j个500kV变电站节点的搜索半径；∑vj,i为第j个500kV变电站节点的搜索半径γj内的所有220kV变电站节点i的功率之和。
B:确定500kV变电站组合备用。参考《配电网规划设计技术导则》中相关定则，按照负荷密度λj将500kV变电站节点j周围的供电区域分成A、B、C类供电区；然后按照500kV变电站供电能力大小将同一类别供电区细分为[A1,A2,A3…]、[B1,B2,B3…]、[C1,C2,C3…]；接着按照A,B,C的顺序进行“强-弱”备用组合，即A类供电区内的供电能力最大的500kV变电站优先匹配附近A类供电能力最小的500kV变电站，若附近无A类供电区，则按照从小到大原则依次选择B、C类供区内的500kV变电站，以此类推直至遍历所有500kV变电站。若出现剩余单个500kV变电站，判断是否能够独立供带一片分区，若可以则独自供带分区；反之则将其合并至周围供电裕度相对较大的供区。组合备用具体流程如图2所示，其中A1,A2,A3表示为A类供电区中的1、2、3级；B1,B2,B3表示为B类供电区中的1、2、3级；C1,C2,C3表示为C类供电区中的1、2、3级；
C:输出500kV变电站中心搜索起点。将已组合备用的500kV变电站看作单个500kV变电站中心搜索起点；并且将独立供带分区的500kV变电站也看作单个500kV变电站中心搜索起点，最后输出500kV变电站中心搜索起点集合Vr。
进一步地，步骤3的基于模块度的动态分区原则的提出步骤如下：
A：引入能够衡量网络划分质量的经典评估指标——边加权模块度指标Q。然后选择邻接矩阵E中元素evw作为边权重，Q的具体表达式如下：
Figure GDA0003689027570000072
式中：evw表示节点v和节点w之间的边权重；kv表示与节点v相连的所有边的边权重，kw表示与节点w相连的所有边的边权重；m表示网络中所有边的边权重。δ(cv,cw)表示节点v和节点w的分区情况，若节点v和节点w在同一分区为1，反之为0；cv、cw分别表示节点v和节点w的分区状态,其中N为节点的个数。
B：在所构建的考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型基础上，引入源-荷均衡因子对加权模块度指标进行修正，源-荷均衡因子定义如下：
Figure GDA0003689027570000081
式中：分子表示第l个分区内所有站点的功率和的绝对值；分母表示第l个分区内所有站点的功率绝对值的和；η的取值越小表示各分区源-荷功率均衡程度越高，η的取值越大表示各分区功率缺额或超额的程度越严重；vi、vj分别表示第l个分区内的220kV站点i和500kV站点j的功率。
C：定义考虑源-荷均衡的模块度Q’为Q与源-荷均衡因子的比值，在此基础上，提出基于模块度的动态分区原则，利用Q’对开环分区方案进行质量评估，动态搜索Q’最大的开环分区方案。其目标函数为：
Figure GDA0003689027570000082
进一步地，步骤3通过迪杰斯特拉算法生成开环分区方案步骤如下：
A：利用步骤2)所述方法确定中心搜索起点集合，利用反映电气距离的邻接矩阵E，搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，搜索直至各分区外无剩余220kV变电站节点，计算第t个开环分区方案的模块度Q’t，并置Q’max＝Q’t。
B：更新节点分区状态。依次调整各分区末端220kV变电站节点的分区位置，置t＝t+1并转至下一步。
C：判断是否满足分区条件。各分区末端220kV变电站节点完成遍历调整，转至步骤D；否则计算第t+1个开环分区方案的模块度Q’t+1并比较Q’t与Q’t+1的大小，若为Q’t+1＞Q’t，则更新Q’max，置Q’max＝Q’t+1并保存第t+1个开环分区方案，转至步骤B；反之，Q’max＝Q’t保持不变。
D：输出方案。输出所对应的开环分区方案。
一种构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型的方法，它包括以下步骤：在构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型时包括以下步骤：
1)将实际电网等效为加权拓扑图；
2)提取加权拓扑图中拓扑元件电气特征；
3)将经过拓扑等效与电气特征提取获得的具有特定电气属性的加权拓扑图定义为开环电网等效模型G(V,E)，其中V描述加权拓扑图中节点的源-荷特征；E描述加权拓扑图中边的电气距离特征。
一种基于模块度的动态分区方法，它包括以下步骤：
A：引入能够衡量网络划分质量的经典评估指标——边加权模块度指标Q，然后选择邻接矩阵E中元素evw作为边权重，Q的具体表达式如下：
Figure GDA0003689027570000091
式中：evw表示节点v和节点w之间的边权重；kv表示与节点v相连的所有边的边权重；m表示网络中所有边的边权重，δ(cv,cw)表示节点v和节点w的分区情况，若节点v和节点w在同一分区为1，反之为0，cv、cw分别表示节点v和节点w的分区状态，其中N为节点的个数；
B：在所构建的考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型基础上，引入源-荷均衡因子对加权模块度指标进行修正，源-荷均衡因子定义如下：
Figure GDA0003689027570000092
式中：分子表示第l个分区内所有站点的功率和的绝对值；分母表示第l个分区内所有站点的功率绝对值的和，η的取值越小表示各分区源-荷功率均衡程度越高，η的取值越大表示各分区功率缺额或超额的程度越严重；
C：定义考虑源-荷均衡的改进模块度Q’为Q与源-荷均衡因子的比值，在此基础上，提出基于改进模块度的动态分区原则，利用Q’对开环分区方案进行质量评估，动态搜索Q’最大的开环分区方案，其目标函数为：
Figure GDA0003689027570000101
一种通过迪杰斯特拉算法生成开环分区方案的方法，它包括以下步骤：
A：确定中心搜索起点集合，利用反映电气距离的邻接矩阵E，搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，搜索直至各分区外无剩余220kV变电站节点，计算第t个开环分区方案的改进模块度Q’t，并置Q’max＝Q’t；
B：更新节点分区状态，依次调整各分区末端220kV变电站节点的分区位置，置t＝t+1并转至下一步；
C：判断是否满足分区条件，各分区末端220kV变电站节点完成遍历调整，转至步骤D；否则计算第t+1个开环分区方案的改进模块度Q’t+1并比较Q’t与Q’t+1的大小，若为Q’t+1＞Q’t，则更新Q’max，置Q’max＝Q’t+1并保存第t+1个开环分区方案，转至步骤B；反之，Q’max＝Q’t保持不变；
D：输出方案，输出所对应的开环分区方案。
与现有方法相比，本发明具有以下优点和有益效果：
1)相较于传统未考虑源-荷电气特征的基于改进GN算法，本方法在面对不同源-荷分布的电磁环网分区问题时的适用性和准确性更高；
2)相较于基于分裂算法的开环分区方法，本发明基于改进迪杰斯特拉算法的开环分区方法计算效率更高；
3)通过构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上提出考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，不仅可以避免500kV变电站组合备用不合理而导致的短路电流来源增加问题，又可以在一定程度上改善分区的重载水平；
4)通过构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上采用基于改进模块度的动态分区原则，不仅保证了开环分区方案的客观性，而且有效解决了开环分区方案中局部线路重载问题，提高了开环分区方案的质量。
附图说明
图1是简化等效示意图；
图2是500kV变电站组合备用流程图；
图3是39节点系统接线图；
图4是本发明中实际电网等效拓扑图。
具体实施方式
一种考虑区域源-荷均衡的电磁环网开环分区方案生成方法，该方法包括下述步骤：
步骤1:构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型；
步骤2:结合开环电网等效模型G，采取考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，确定500kV变电站组合备用从而获得500kV变电站中心搜索起点集合；
步骤3:提出基于模块度的动态分区原则，以步骤2中确定的500kV变电站中心搜索起点为中心，通过迪杰斯特拉算法搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，生成开环分区方案。
进一步地，所述步骤1中，所述的考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型的构建包括以下步骤：
1)根据拓扑等效的基本原则将实际规划电网等效为加权拓扑图。以实际电网中典型的500/220kV电磁环网结构为例，简化等效过程如图1所示，其具体简化等效原则如下：
A：网络元件等效。将500/220kV变电站简化等效为加权拓扑图中的节点，500/220kV线路简化等效为加权拓扑图中的边。
B：消除悬挂节点。忽略220kV变电站下悬挂的110kV变电站等相关设备，但将与其相连的火电厂、水电站以及负荷的重要信息计入220kV变电站站内。
C：简化网络线路。忽略厂站的站内接线方式，只考虑站间接线并统一简化为单边，但保留线路阻抗、负载容量等重要信息。
D：不计继电保护设备。继电保护装置在开环分区规划中属于次要因素，故可忽略相关信息。
2)提取加权拓扑图中拓扑元件电气特征。实际规划电网等效简化后，为保证加权拓扑图的有效性，需对拓扑元件进行必要信息提取。
电磁环网分区规划的主要目的是在保证供电可靠性的前提下降低系统短路电流，而影响短路电流大小的主要因素是系统短路容量和系统阻抗。因此本发明对线路和500kV变电站、火电厂、水电站和负荷进行电气特征提取。上述等效元件的电气特征表达形式如下：
A:上网电源
火电厂和水电站通过上网接入220kV变电站为电网提供电力支撑，可称作上网电源。加权拓扑图中第i个220kV变电站节点接入的上网电源功率表达式为：
Figure GDA0003689027570000121
式中：Pu,i为第i个220kV变电站节点的接入上网电源的功率；Ps,x为第x个火电厂的额定容量，αi,x为第x个火电厂可接入220kV变电站节点i的上网出力系数(考虑到火电厂旋备控制要求，αi,x通常取80％～90％)；βi,y为第y个水电站可接入220kV变电站节点i的上网出力系数(考虑到水电站丰水期和枯水期，βi,y通常取30％～60％)，PH,y为第y个水电站的额定容量。
B:下网电源
为保证系统供电可靠性，500kV变电站下网功率必须满足N-1安全约束条件(任意一台主变跳闸后所产生的转移功率均不能使剩余主变越限)。假设第j个500kV变电站N-1最坏情况下的下网功率为Pd,j，转移至最小容量主变Tmin的主变转移比为μ，则主变Tmin自身承载的功率加上N-1转移功率不应超出其额定容量，即：
Figure GDA0003689027570000122
式中：Pd,j为第j个500kV变电站节点的下网功率；
Figure GDA0003689027570000123
为第j个500kV变电站内最小容量主变Tmin的额定容量；χmin为最小容量主变的额定容量占500kV变电站总容量的比例，χmax为最大容量主变的额定容量占500kV变电站总容量的比例。
由式(2)可推出，加权拓扑图中第j个500kV变电站节点的最大下网功率Pd,j为：
Figure GDA0003689027570000131
C:线路
线路阻抗是影响系统短路电流大小的重要因素。本发明引入阻抗修正系数，将不同电压等级的线路阻抗反映到同一等级线路上，具体表达式如下：
Figure GDA0003689027570000132
式中：UN为线路的基准电压等级，v、w表示加权拓扑图中所有220kV变电站节点和500kV变电站节点中的任意两个节点，zvw为线路的初始阻抗，Uvw为线路v-w的电压等级。
D:负荷
电力负荷的大小随着季节变化具有一定的波动性。本发明按照常规电力部门统计方式，综合考虑了夏大、冬大方式下的负荷大小。故加权拓扑图中第i个220kV变电站节点的负荷表达式为：
PL,i＝λs·Ps,i+λw·Pw,i (5)
式中：PL,i为第i个220kV变电站节点的负荷大小；Ps,i、Pw,i为分别为夏大、冬大方式下的第i个220kV变电站节点的负荷大小，λs、λw为夏大、冬大方式下的负荷占比因子(通常各取50％)。
3)将经过拓扑等效与电气特征提取获得的具有特定电气属性的加权拓扑图定义为开环电网等效模型G(V,E)，其中V描述加权拓扑图中节点的源-荷特征，可通过对角矩阵表示；E描述加权拓扑图中边的电气距离特征，可通过邻接矩阵表示。假设对图中所有的500kV和220kV变电站节点分别编号为j和i，取值范围分别为[1,M]和[M+1,N]；对角矩阵V和邻接矩阵E的表达形式分别如下：
A:邻接矩阵。邻接矩阵常用于表示节点关联状态，即两节点间存在直接连接，矩阵元素为1，否则为0。本发明的邻接矩阵属于加权邻接矩阵，加权后不仅可以描述节点间的关联状态，而且能够表征节点间的电气距离。为便于2.2节模块度指标计算，本发明以提取的电气特征阻抗的倒数作为矩阵元素的权重，因而邻接矩阵中元素可定义为：
Figure GDA0003689027570000141
式中：v、w表示加权拓扑图中220kV和500kV变电站节点[1,N]中的任意两个节点(即
Figure GDA0003689027570000142
)。
因此，邻接矩阵E为：
Figure GDA0003689027570000143
式中：E为n×n维对称矩阵，可反映加权拓扑图中任意两节点间的电气距离。其中，矩阵对角线元素为零；矩阵上三角[1,M]列所在区域的元素表示500kV变电站节点间的电气距离；上三角[1,M]行和[M+1,N]列所在区域的元素表示500kV与220kV变电站节点间的电气距离；上三角[M+1,N]行和[M+1,N]列所在区域的元素表示220kV变电站节点间的电气距离。
B:对角矩阵V。对角矩阵V中元素由加权拓扑图中500kV和220kV变电站节点功率组成。按照提取的功率特征对加权拓扑图中所有节点进行功率加权。其中，500kV变电站节点功率取决于变电站下网功率Pd,j；因此，对角矩阵V中500kV变电站节点元素vj等于Pd,j。而220kV变电站节点元素是由接入上网电源和负荷共同决定的。因此本发明应用复杂网络理论中节点度的概念并结合基尔霍夫定律，定义上网电源提供功率为220变电站节点的入度，数值为正；负荷消耗功率为220变电站节点的出度，数值为负；220变电站节点功率为两者之和，则第i个220变电站节点元素vi为：
vi＝Pu,i+PL,i (8)
式中：Pu,i表示为第i个220kV变电站节点接入的上网电源功率；PL,i表示为第i个220kV变电站节点接入的负荷功率；vi取值的正、负表征第i个220kV变电站节点的电源、负荷特性。
因此，对角矩阵V为：
Figure GDA0003689027570000151
式中：vj表示500kV变电站节点功率；vi表示220kV变电站节点功率。
由(7)和(9)得到表征边电气距离特征的邻接矩阵E和表征节点源-荷电气特征的对角矩阵V。则开环电网等效模型G(V,E)的数学表达式为：
Figure GDA0003689027570000152
式中：当σ∈ML时，将σ置零，则G＝E；此时G(V,E)提取电气距离信息。当σ∈MP时，将σ置单位矩阵，则G＝V，此时G(V,E)提取节点功率信息。
进一步地，所述步骤2中，通过基于考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略确定500kV变电站中心搜索起点过程如下；
A:计算负荷密度。以单个500kV变电站节点j为中心向外搜索220kV变电站节点i并添加至该500kV变电站所在分区内，直至无孤立220kV变电站节点；则单个500kV变电站周围的负荷密度λj为：
Figure GDA0003689027570000161
式中：γj为第j个500kV变电站节点的搜索半径；∑vj,i为第j个500kV变电站节点的搜索半径γj内的所有220kV变电站节点i的功率之和。
B:确定500kV变电站组合备用。参考《配电网规划设计技术导则》中相关定则，按照负荷密度λj将500kV变电站节点j周围的供电区域分成A、B、C类供电区；然后按照500kV变电站供电能力大小将同一类别供电区细分为[A1,A2,A3…]、[B1,B2,B3…]、[C1,C2,C3…]；接着按照A,B,C的顺序进行“强-弱”备用组合，即A类供电区内的供电能力最大的500kV变电站优先匹配附近A类供电能力最小的500kV变电站，若附近无A类供电区，则按照从小到大原则依次选择B、C类供区内的500kV变电站，以此类推直至遍历所有500kV变电站。若出现剩余单个500kV变电站，判断是否能够独立供带一片分区，若可以则独自供带分区；反之则将其合并至周围供电裕度相对较大的供区。组合备用具体流程如图2所示。
C:输出500kV变电站中心搜索起点。将已组合备用的500kV变电站看作单个500kV变电站中心搜索起点；并且将独立供带分区的500kV变电站也看作单个500kV变电站中心搜索起点，最后输出500kV变电站中心搜索起点集合Vr。
进一步地，所述步骤3的基于模块度的动态分区原则的提出步骤如下：
A：引入能够衡量网络划分质量的经典评估指标——边加权模块度指标Q。然后选择邻接矩阵E中元素evw作为边权重，Q的具体表达式如下：
Figure GDA0003689027570000162
式中：evw表示节点v和节点w之间的边权重；kv表示与节点v相连的所有边的边权重；m表示网络中所有边的边权重。δ(cv,cw)表示节点v和节点w的分区情况，若节点v和节点w在同一分区为1，反之为0。
B：在所构建的考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型基础上，引入源-荷均衡因子对加权模块度指标进行修正，源-荷均衡因子定义如下：
Figure GDA0003689027570000171
式中：分子表示第l个分区内所有站点的功率和的绝对值；分母表示第l个分区内所有站点的功率绝对值的和。η的取值越小表示各分区源-荷功率均衡程度越高，η的取值越大表示各分区功率缺额或超额的程度越严重。
C：定义考虑源-荷均衡的模块度Q’为Q与源-荷均衡因子的比值，在此基础上，提出基于模块度的动态分区原则，利用Q’对开环分区方案进行质量评估，动态搜索Q’最大的开环分区方案。其目标函数为：
Figure GDA0003689027570000172
进一步地，所述步骤3通过迪杰斯特拉算法生成开环分区方案步骤如下：
A：利用步骤2)所述方法确定中心搜索起点集合，利用反映电气距离的邻接矩阵E，搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，搜索直至各分区外无剩余220kV变电站节点，计算第t个开环分区方案的模块度Q’t，并置Q’max＝Q’t。
B：更新节点分区状态。依次调整各分区末端220kV变电站节点的分区位置，置t＝t+1并转至下一步。
C：判断是否满足分区条件。各分区末端220kV变电站节点完成遍历调整，转至步骤D；否则计算第t+1个开环分区方案的模块度Q’t+1并比较Q’t与Q’t+1的大小，若为Q’t+1＞Q’t，则更新Q’max，置Q’max＝Q’t+1并保存第t+1个开环分区方案，转至步骤B；反之，Q’max＝Q’t保持不变。
D：输出方案，输出所对应的开环分区方案。
提供以下实施例，以便本领域技术人员进一步了解和实施；
本发明选择源-荷参数可调的39节点系统作为仿真算例，对比分析两种不同负荷方式下现有技术2与本发明方法的计算结果，从而验证本发明方法面对不同源-荷分布的电磁环网分区问题时的适应性和准确性。开环分区方案生成计算所采用的仿真软件为Matlab2016a，运行环境为配置CPU i5-7500处理器和8G DDR4运行内存的Win7 64bit操作系统；开环分区方案评估指标计算软件为电力系统分析综合程序(PSASP)7.41版。
(1)算例参数
为与现有技术2保持一致，利用本发明算法对新英格兰10机39节点系统进行开环分析，同时假设系统中5，16，26节点为可独立供带一片分区的500kV变电站节点，且不考虑500kV变电站组合备用。与此同时，负荷方式1与现有技术2保持一致，负荷方式2在负荷方式1的基础上调整了节点3和8的负荷大小，相关参数如表1所示。系统母线节点的断路器开关遮断容量为50kA。
(2)仿真结果
现有技术2在负荷方式1、2下所得方案的分区情况如图3中短虚线所示，本文方法在负荷方式1、2下所得方案的分区情况分别如图3中短虚线、长虚线所示，具体开环分区方案如表11所示。
表1现有技术2与本发明方法在不同负荷方式下所得方案
Figure GDA0003689027570000181
由表1可以看出：在负荷方式1下，现有技术2与本发明方法所得开环分区方案一致。在负荷方式2下，采用现有技术2方法得到的是和负荷方式1下一致的开环分区方案分区结果，而本发明方法所得的开环分区方案与负荷方式1下的结果不一致。其原因是，现有技术2基于未考虑源-荷均衡的边加权模块度Q进行求解，求解过程不考虑负荷大小的变化对开环分区方案的影响，因此，现有技术2在不同负荷方式下的求解结果不变；而本发明方法基于考虑源-荷均衡的改进模块度求解，求解过程充分考虑了负荷变化对开环分区方案中区域源-荷均衡程度的影响，因此，本发明方法在不同负荷方式下求解结果有所不同。
(3)对比分析
1)考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型以及基于改进模块度的动态分区原则的有效性分析
首先，将现有技术2与本发明方法所得方案的三相短路电流情况进行对比，计算结果如表2所示。
表2现有技术2与本发明方法所得方案的三相短路电流大小对比表
Figure GDA0003689027570000191
从表2可知，在负荷方式1下，现有技术2与本发明方法所得方案一致，各节点三相短路电流均控制在额定遮断容量50kA以下。在负荷方式2下，现有技术2与本发明方法所得开环分区方案不一致，且不同方案的各节点三相短路电流大小也不一致，但也均控制在50kA以下。
进一步对比分析现有技术2与本发明方法所得开环分区方案的线路负载情况，线路负载大小及方差计算结果如表3、4所示。
表3现有技术2与本发明方法所得方案的线路负载情况对比表
Figure GDA0003689027570000192
Figure GDA0003689027570000201
表4负荷方式2下的现有技术2与本发明方法所得方案中线路
Figure GDA0003689027570000202
从表3、4可知：在负荷方式1下，本发明方法与现有技术2所生成的开环分区方案一致，且此时所有线路均无重载情况，满足区域源-荷分布基本均衡。
在负荷方式2下，现有技术2所得方案中线路26-27负载功率为327MW，超出额定负载容量300MW，出现过载情况；而本发明方法所得方案中线路26-27负载功率为228MW，未出现线路过载情况。出现上述现象的原因是，与负荷方式1相比，负荷方式2下，节点3的负荷增加了200MW，节点8的负荷减小200MW。现有技术2基于传统边加权模块度Q进行求解，其等效模型和决策过程均没有考虑负荷变化以及其与电源的匹配关系，因而其最终得到的开环方案也不会根据两种不同的负荷方式而调整。这就导致在负荷方式2下，节点3的负荷增加后，节点3所在的分区三内的电源支撑能力不足，只能通过线路从其他分区输入功率，从而导致节点3的周围线路26-27上的输送功率达到327MW，超出额定负载容量300MW。与现有技术2不同，本发明方法在构建开环电网等效模型的时候已经将发电厂和负荷等单元的电气特征纳入其中，并采用考虑了源-荷均衡程度的改进模块度求解开环方案。在负荷方式2下所得方案中虽然也将节点3分在分区三内，但同时也将分区一内的电源节点39划入分区三，用以为节点3增大了的负荷需求提供电源支撑，从而满足了分区三的源-荷均衡需求，减轻了分区三内的线路负载压力，使得线路26-27的输送功率只有228MW，在额定负载容量300MW以内。此外，由于负荷方式2中节点8的负荷减少了200MW，所以分区一虽然失去节点39作为电源支撑，但也能够满足源-荷均衡，未出现局部线路重载情况。
进一步分析可知，现有技术2在负荷方式1下所得方案的线路负载率方差为0.15，此时整体线路负载均衡，求解结果有效性较高；但在负荷方式2下所得方案的线路负载率方差上升至0.43，出现线路26-27过载现象，求解结果准确性下降。而本发明方法在负荷方式1和2下所得方案的线路负载率方差分别为0.15和0.12，均未出现局部线路过载现象，求解结果始终保持较高的有效性。
可见，由于本发明方法将发电厂和负荷等单元的电气特征纳入到开环电网等效模型之中，并在此基础上提出了一种基于改进模块度的动态分区原则，确保在面对不同源-荷分布的电磁环网分区问题时，所得的开环分区方案都能够在满足短路电流控制要求的前提下，有效避免局部线路重载情况，最大限度保证开环分区的源-荷均衡状态，提高了开环分区方案的准确性和有效性。
2)迪杰斯特拉算法的计算效率分析
为验证迪杰斯特拉算法的计算效率，下面对现有技术2与本发明方法的计算时间进行对比。其中，现有技术2基于典型GN分裂算法，本发明基于迪杰斯特拉算法，属于凝聚算法。具体计算结果如表5所示。
表5现有技术2与本发明方法的计算时间对比表
Figure GDA0003689027570000211
由表5可知，本发明方法生成开环分区方案的时间远小于现有技术2，计算效率是现有技术2的6.2倍。其原因是本发明方法是基于迪杰斯特拉算法搜索分区，此算法在搜索分区过程中每一步只需求两点之间的最短路径，而方法1中改进GN算法每一步都需计算特征节点集中所有任意两节点的最短路径，这大大增加了内层循环程序的计算量。因此，相较于基于分裂算法的开环分区方法，本发明基于改进迪杰斯特拉算法的开环分区方法计算效率更高。
本发明还提供了一种考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型构建方法，其可以将发电厂和负荷等单元的电气特征纳入等效模型之中，从根源上为提高生成方案的质量，为避免出现源-荷不均衡问题奠定基础。
一种构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型的方法，它包括以下步骤：在构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型时包括以下步骤：
1)将实际电网等效为加权拓扑图；
2)提取加权拓扑图中拓扑元件电气特征；
3)将经过拓扑等效与电气特征提取获得的具有特定电气属性的加权拓扑图定义为开环电网等效模型G(V,E)，其中V描述加权拓扑图中节点的源-荷特征；E描述加权拓扑图中边的电气距离特征。
本发明所提出的开环电网等效模型构建方法，在模型构建构过程中考虑了电源与负荷的电气特征，相比于以传统等效模型为基础求取的电磁环网开环分区方案，可以有效的解决变电站、发电厂等电源的供电能力与其周围的负荷密度不匹配问题，从而避免了系统出现局部线路重载，即所谓源-荷不均衡问题。
基于实际电网算例的技术效果实例验证：
为验证本方法在面对实际工程问题时的正确性和有效性，分别采用以下2种方法对实际算例进行求解，并对其计算结果进行对比分析。
方法1：现有技术3的方法，传统基于迪杰斯特拉算法的开环分区方法；
方法2：在方法1的基础上，构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，在此基础上引入考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略；
(1)实际电网参数
该区域电网规模为10座500kV枢纽变电站，8座火电厂、2座水电站和59座220kV变电站。其中，500kV枢纽变电站内500kV侧母线的断路器开关遮断容量为63kA，220kV侧母线的断路器开关遮断容量为50kA；220kV变电站的220kV母线的断路器开关遮断容量为50kA。已知该地区存在500/220kV电磁环网结构联系紧密和部分短路电流超标问题，需实施开环措施。根据湖南电网公司相关要求，本文对实际电网中的火电厂、变电站等名称做出了相应处理。开环前的实际电网简化等效拓扑图如图4所示。开环前的实际电网中超标站点的短路电流计算结果如表6所示。
表6开环前的实际电网中超标站点的短路电流计算结果
Tab.6 Three phase short circuit current of over standard stationbefore partition
Figure GDA0003689027570000221
Figure GDA0003689027570000231
从表6可以看出：该地区开环前存在14个220kV变电站超标站点，其中7个站点超过60kA，三相短路电流超标问题较为严重。
(2)规划结果
分别采用方法1、2对实际电网算例进行求解，所得开环分区方案如表7所示。
表7方法1、2所得开环分区方案
Tab.7 The open-loop partition scheme by solving methods 1,2
Figure GDA0003689027570000232
从表7可以看出：方法1与方法2所得方案中的500kV变电站组合和开断线路均不同。其原因是方法2构建了考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上采用考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略。
(3)对比分析
构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上采用考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略的有效性分析。
首先，对比分析方法1、2所得方案的三相短路电流情况，计算结果如表8所示。
表8方法1、2所得方案中部分站点的三相短路电流
Tab.8 The three-phase short-circuit current of some stations in theschemes obtained by methods 1 and 2
Figure GDA0003689027570000241
由表8可知，在方法1所得方案中，莲、细和响三个站点的三相短路电流超出额定遮断容量50kA；而在方法2所得方案中，所有站点的三相短路电流均在额定遮断容量50kA以内。这表明：方法2所得方案的三相短路电流抑制效果更好。其原因是，方法1采用的是500kV变电站两两就近备用和剩余500kV变电站就近合并至附近分区的策略。这种策略导致了不满足3台主变的鹤只能与艾-望组合形成如表5所示的艾-望-鹤三站备用的情况，这种备用组合增加了莲、细和响三个220kV站点的三相短路电流的来源，进而导致莲、细和响三个站点的三相短路电流不能有效降至遮断容量50kA以内。与方法1不同，方法2构建了考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上采用考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略。由于此方法综合考虑了区内负荷压力较轻且含有上网电源节点的情况，虽然鹤站只有两台主变，但实际上也具备独供分区的条件，因此，方法2所得方案中的备用方式为艾-望组合，鹤单供，并在此基础上断开学-莲线路，从而切断了莲、细和响三个220kV站点的三相短路电流的来源，降低了莲、细和响三个站点的三相短路电流。
由此可见，与方法1相比，由于方法2构建了考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上提出考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，因而开环分区过程中充分考虑了区内500kV变电站供电能力和负荷压力匹配程度，使得500kV变电站组合备用情况更加合理，从而能够将开环分区方案中三相短路电流有效控制在额定遮断容量以内。
进一步分析方法1、2所得方案的线路负载情况，线路负载大小及方差计算结果如表9、10所示。
表9方法1、2所得方案的线路负载情况
Tab.9 The line load in the scheme obtained by methods 1 and 2
Figure GDA0003689027570000251
表10方法1、2所得方案中浏-集和曹-星的线路负载大小
Tab.10 The line load of Liu-Ji and Cao-Xing in methods 1 and 2
Figure GDA0003689027570000252
由表9、10可知，方法1所得方案的线路负载率方差为0.29，并且所得方案中的过载线路有两条，即曹-星和浏-集线，其负载分别为664.56MW和242.18MW；方法2所得方案的线路负载率方差为0.18，并且所得方案中的过载线路仅为曹-星线路，负载为665.98MW。可见，与方法1所得方案相比，方法2所得方案的过载线路减少了一条，线路重载情况有所改善。
其原因是，方法1采用的是500kV变电站两两就近备用和剩余500kV变电站就近合并至附近分区的做法。这种做法导致了不满足3台主变的浏站只能和沙-鼎组合形成沙-鼎-浏三站备用。由于沙-鼎-浏三站的周围区域的负荷压力都很大，从而造成沙-鼎-浏分区内源-荷不均衡，出现浏-集线路过载现象。而方法2在开环电网等效模型纳入源-荷电气特征，在此基础上采用考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，该策略综合考虑500kV变电站供电能力和负荷压力，将负荷压力较大的浏站与负荷压力较小的云站组合备用，形成了沙-鼎组合备用、浏-云组合备用，从而均衡了浏站分区内的负荷压力，使得浏-集线路负载功率降至额定容量以内，从而改善了局部线路重载水平。这表明，本文构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上采用考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略能够避免让负荷压力较大的500kV变电站组合备用，从而导致分区内线路负载过重的情况，这在一定程度上缓解了开环分区方案中局部线路重载的局面。
综上可知，本文将源-荷电气特征纳入开环电网等效模型中，并在此基础上提出考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，既可以避免因分区500kV变电站过多而导致的短路电流来源增加问题，又可以在一定程度上改善局部线路重载的情况，因而是有效的。
本发明还提供了一种基于模块度的动态分区方法，其可以避免分区搜索的主观性，并保证在开环分区过程中全面考虑源-荷均衡问题。
一种基于模块度的动态分区方法，它包括以下步骤：
A：引入能够衡量网络划分质量的经典评估指标——边加权模块度指标Q，然后选择邻接矩阵E中元素evw作为边权重，Q的具体表达式如下：
Figure GDA0003689027570000261
式中：evw表示节点v和节点w之间的边权重；kv表示与节点v相连的所有边的边权重；m表示网络中所有边的边权重，δ(cv,cw)表示节点v和节点w的分区情况，若节点v和节点w在同一分区为1，反之为0；
B：在所构建的考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型基础上，引入源-荷均衡因子对加权模块度指标进行修正，源-荷均衡因子定义如下：
Figure GDA0003689027570000262
式中：分子表示第l个分区内所有站点的功率和的绝对值；分母表示第l个分区内所有站点的功率绝对值的和，η的取值越小表示各分区源-荷功率均衡程度越高，η的取值越大表示各分区功率缺额或超额的程度越严重；
C：定义考虑源-荷均衡的改进模块度Q’为Q与源-荷均衡因子的比值，在此基础上，提出基于改进模块度的动态分区原则，利用Q’对开环分区方案进行质量评估，动态搜索Q’最大的开环分区方案，其目标函数为：
Figure GDA0003689027570000271
该基于模块度的动态分区方法与传统静态分区方法相比，首先引入边加权模块度指标，利用其表征网络结构质量，同时构建表征源-荷均衡情况的源-荷分布因子对模块度指标进行改进，从而保证在开环分区过程中全面考虑源-荷均衡问题；然后提出基于改进模块度的动态分区原则，避免了分区搜索过程中的主观性。
基于实际电网算例的技术效果实例验证：
为验证本文方法在面对实际工程问题时的正确性和有效性，分别采用以下2种方法对实际算例进行求解，并对其计算结果进行对比分析。
方法1：在现有技术3传统基于迪杰斯特拉算法的开环分区方法基础上，构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并引入考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略；
方法2：在方法1的基础上，提出基于改进模块度的动态分区原则，即本方案基于模块度的动态分区方法；
(1)实际电网参数
该区域电网规模为10座500kV枢纽变电站，8座火电厂、2座水电站和59座220kV变电站。其中，500kV枢纽变电站内500kV侧母线的断路器开关遮断容量为63kA，220kV侧母线的断路器开关遮断容量为50kA；220kV变电站的220kV母线的断路器开关遮断容量为50kA。已知该地区存在500/220kV电磁环网结构联系紧密和部分短路电流超标问题，需实施开环措施。根据湖南电网公司相关要求，本文对实际电网中的火电厂、变电站等名称做出了相应处理。开环前的实际电网简化等效拓扑图如图4所示。开环前的实际电网中超标站点的短路电流计算结果如表11。
表11分区前超标站点的三相短路电流
Tab.11 Three phase short circuit current of over standard stationbefore partition
Figure GDA0003689027570000281
从表11可以看出：该地区开环前存在14个220kV变电站超标站点，其中7个站点超过60kA，三相短路电流超标问题较为严重。
(2)规划结果
分别采用方法1、2对实际电网算例进行求解，所得开环分区方案如表12所示。
表12方法1、2所得开环分区方案
Tab.12 The open-loop partition scheme by solving methods 1,2
Figure GDA0003689027570000282
从表12可以看出：方法1与方法2所得方案的500kV变电站组合备用相同，但开断线路有所不同，其不同之处为方法1所得方案中开断鼎-榔线路，而方法2所得方案中开断曹-榔线路；其原因是方法1、2都构建了考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，并在此基础上采用考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，但两者的搜索分区原则不同；其中方法1采用传统基于电气距离的静态分区原则，而方法2采用基于改进模块度的动态划分原则。
2)基于改进模块度的动态分区原则的必要性和有效性分析
首先，对比分析方法1、2所得方案的三相短路电流情况，计算结果如表13所示。
表13方法1、2所得方案中部分站点的三相短路电流
Tab.3 The three-phase short-circuit current of some stations in theschemes obtained by methods 1 and 2
Figure GDA0003689027570000291
由表13可知，方法1、2所得方案均不存在三相短路电流超标站点，且三相短路电流大小基本一致。可见，方法2在方法1的基础上引入基于改进模块度的动态分区原则，未引起开环分区方案的三相短路电流增加。这表明：在模块度评估指标中考虑源-荷均衡需求，提出基于改进模块度的动态分区原则不会对所得开环方案的三相短路电流抑制效果产生负面影响。
为进一步分析方法2、3所得开环分区方案的线路负载情况，对比线路负载大小及方差计算结果如表14、15所示。
表14方法2、3所得方案的线路负载情况
Tab.14 Line load in the scheme obtained by methods 2 and 3
Figure GDA0003689027570000292
表15方法2和方法3所得方案中曹-星的线路负载情况
Tab.15 The line load of Cao-Xing in methods 2 and 3
Figure GDA0003689027570000301
由表14、15可知，方法1所得方案的线路负载方差为0.18；并且所得方案中的过载线路有一条，即曹-星，负载为665.98MW；方法2所得方案的线路负载方差为0.12，并且所得方案无过载线路。
其原因是：方法1虽然在一定程度上改善分区重载水平，但方法1仍然是仅依靠电气距离边界的静态划分原则搜索分区，故方法1将榔站划入与它电气距离较近的500kV星站分区内，即开断线路鼎-榔。使得榔站的负荷由500kV星站经星-曹和曹-榔输送，从而导致了星-曹线路负载高达665.98MW，超出额定容量639MW。与方法1不同，方法2在方法1的基础上引入基于改进模块度的动态分区原则后，方法2在动态搜索开环分区方案的过程中考虑了各分区源-荷均衡程度，故将榔站划入电气距离远一些的500kV鼎站分区内，开断线路曹-榔。曹-榔开断后，榔站的负荷由500kV鼎站直接输送，进而减小了星-曹线路负载压力，线路负载降至350.72MW，从而彻底避免了开环分区方案中出现过载线路，实现了各分区的源-荷均衡。
由此可见，仅依靠引入考虑源-荷均衡的500kV变电站组合备用策略，虽然可以在一定程度上改善局部线路重载的情况，但不能完全避免出现过载线路。只有进一步的改进不考虑区域源-荷均衡的静态划分原则，引入考虑源-荷均衡的改进模块度指标，才能够在有效降低三相短路电流水平的同时，彻底保证在开环分区过程中实现源-荷均衡，避免出现局部线路重载的情况。这也表明，本方案提出的基于改进模块度的动态分区原则是必要且有效的。
本发明人还提供一种通过迪杰斯特拉算法生成开环分区方案的方法，其可以在保证分区结果客观性和准确性前提下，提高计算效率与求解精度。
一种通过迪杰斯特拉算法生成开环分区方案的方法，它包括以下步骤：
A：确定中心搜索起点集合，利用反映电气距离的邻接矩阵E，搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，搜索直至各分区外无剩余220kV变电站节点，计算第t个开环分区方案的改进模块度Q’t，并置Q’max＝Q’t；
B：更新节点分区状态，依次调整各分区末端220kV变电站节点的分区位置，置t＝t+1并转至下一步；
C：判断是否满足分区条件，各分区末端220kV变电站节点完成遍历调整，转至步骤D；否则计算第t+1个开环分区方案的改进模块度Q’t+1并比较Q’t与Q’t+1的大小，若为Q’t+1＞Q’t，则更新Q’max，置Q’max＝Q’t+1并保存第t+1个开环分区方案，转至步骤B；反之，Q’max＝Q’t保持不变；
D：输出方案，输出所对应的开环分区方案。
该通过迪杰斯特拉算法生成开环分区方案的方法采用迪杰斯特拉算法，提出电气距离Xm的取值原则，将网络中所有站点都归入以中心站点为核心的分区，提高了分区结果的客观性和准确性。并且迪杰斯特拉算法为凝聚算法，相对于传统分区算法中的分裂算法可以有效的提高分区计算效率。
迪杰斯特拉算法的计算效率分析：
(1)算例参数
为与现有技术2保持一致，利用本文算法对新英格兰10机39节点系统进行开环分析，同时假设系统中5，16，26节点为可独立供带一片分区的500kV变电站节点，且不考虑500kV变电站组合备用。与此同时，负荷方式1与现有技术2保持一致，负荷方式2在负荷方式1的基础上调整了节点3和8的负荷大小，相关参数如表11所示。系统母线节点的断路器开关遮断容量为50kA。
(2)仿真结果
现有技术2在负荷方式1、2下所得方案的分区情况如图3中短虚线所示，本文方法在负荷方式1、2下所得方案的分区情况分别如图3中短虚线、长虚线所示，具体开环分区方案如表16所示。
表16现有技术2与本文方法在不同负荷方式下所得方案
Tab.16 Scheme obtained by reference[2]and this paper under differentload modes
Figure GDA0003689027570000321
(3)计算效率验证
为验证迪杰斯特拉算法的计算效率，下面对现有技术2与本文方法的计算时间进行对比。其中，现有技术2基于典型GN分裂算法，本文基于迪杰斯特拉算法，属于凝聚算法。具体计算结果如表12所示。
表17现有技术2与本文方法的计算时间
Tab.17 Running time of by reference[2]and this paper
Figure GDA0003689027570000322
由表17可知，本文方法生成开环分区方案的时间远小于现有技术2，计算效率是现有技术2的6.2倍。其原因是本文方法是基于迪杰斯特拉算法搜索分区，此算法在搜索分区过程中每一步只需求两点之间的最短路径，而方法1中改进GN算法每一步都需计算特征节点集中所有任意两节点的最短路径，这大大增加了内层循环程序的计算量。因此，相较于基于分裂算法的开环分区方法，本文基于改进迪杰斯特拉算法的开环分区方法计算效率更高。
其中：
现有技术1：电力行业电网运行与控制标准化技术委员会.电力系统安全稳定导则：DL755—2001[S].北京：中华人民共和国国家经济贸易委员会：2001；
现有技术2：苏学能，刘天琪，王彪.基于改进GN分裂算法的电磁环网分区及方案评估方法[J].中国电机工程学报，2017，37(06)：1686-1695；
现有技术3：李通，薛峰.基于Dijkstra算法的电网分区方法研究[J].电力系统保护与控制，2018，46(05)：159-165。

Claims (5)

1.一种基于模块度的动态分区方法，其特征在于，以500kv变电站中心搜索起点为中心，通过迪杰斯特拉算法搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，生成开环分区方案；它具体包括以下步骤：
步骤一：引入能够衡量网络划分质量的经典评估指标即边加权模块度指标Q，选择邻接矩阵E中元素evw作为边权重；
步骤二：构建考虑源-荷电气特征的开环电网等效模型，引入源-荷均衡因子对加权模块度指标进行修正；
步骤三：定义考虑源-荷均衡的改进模块度Q′为Q与源-荷均衡因子的比值；
步骤四：利用Q′对开环分区方案进行质量评估，动态搜索Q′最大的开环分区方案；
在步骤二中，源-荷均衡因子定义如下：
Figure FDA0003689027560000011
式中：分子表示第l个分区内所有站点的功率和的绝对值；分母表示第l个分区内所有站点的功率绝对值的和，μ的取值越小表示各分区源-荷功率均衡程度越高，μ的取值越大表示各分区功率缺额或超额的程度越严重；vi、vj分别表示第l个分区内的220kV站点i和500kV站点j的功率；
其中，将经过拓扑等效与电气特征提取获得的具有特定电气属性的加权拓扑图定义为开环电网等效模型G(V,E)；E描述加权拓扑图中边的电气距离特征，可通过邻接矩阵表示。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤一中，Q的具体表达式如下：
Figure FDA0003689027560000012
式中：evw表示节点v和节点w之间的边权重；kv表示与节点v相连的所有边的边权重；m表示网络中所有边的边权重，δ(cv,cw)表示节点v和节点w的分区情况，若节点v和节点w在同一分区为1，反之为0；N表示节点的个数；kw表示与节点w相连的所有边的边权重；cv、cw分别表示节点v和节点w的分区状态。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在步骤四中，动态搜索Q′最大的开环分区方案，其目标函数为：
Figure FDA0003689027560000021
μ表示源-荷均衡因子，m表示网络中所有边的边权重，N表示节点的个数，δ(cv,cw)表示节点v和节点w的分区情况，若节点v和节点w在同一分区为1，反之为0，kv表示与节点v相连的所有边的边权重，kw表示与节点w相连的所有边的边权重，evw表示节点v和节点w之间的边权重，cv、cw分别表示节点v和节点w的分区状态。
4.根据权利要求1至3其中之一所述的方法，其特征在于，所述开环分区方案的生成步骤如下：
步骤一)确定中心搜索起点集合，搜索220kV变电站节点并添加到各个分区，搜索直至各分区外无剩余220kV变电站节点，计算第t个开环分区方案的改进模块度Q′t，并置Q′max＝Q′t；
步骤二)更新节点分区状态，依次调整各分区末端220kV变电站节点的分区位置，置t＝t+1并转至下一步；
步骤三)判断是否满足分区条件；
步骤四)输出方案，输出所对应的开环分区方案。
5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，在步骤三)中，各分区末端220kV变电站节点完成遍历调整，转至步骤四)；否则计算第t+1个开环分区方案的改进模块度Q′t+1并比较Q′t与Q′t+1的大小，若为Q′t+1＞Q′t，则更新Q′max，置Q′max＝Q′t+1并保存第t+1个开环分区方案，转至步骤二)；反之，Q′max＝Q′t保持不变。
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