CN113408860A - 一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法。该方法提供新型故障自愈评估指标，包括自愈恢复率、自愈恢复速度、自愈控制操作复杂度、自愈可持续时间覆盖率，并针对新型故障自愈评估指标提出了具体的自愈能力评估流程。本发明可以预先做出风险评估和自愈反应，对重要负荷的供电更有保障。

Description

一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法

技术领域

本发明属于故障自愈领域，具体涉及一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法。

背景技术

电力系统网络的连通性问题与电能生产、电能输送、电能消费关系密切，反应了网络结构的坚强程度，电力网络连通性越大，抵御破坏的能力就越强，电网的自愈能力越高。因此电网的连通性是评价电网自愈程度的重要指标。

网络的连通性越高，网络越能够在发生故障时灵活改变运行方式实现故障自愈。若故障后的网络是连通的，则说明网络存在自愈路径。因此，该方法可以用于故障自愈策略的启动项，即发生故障并且故障元件被隔离后，先快速判断网络是否存在自愈路径，若不存在则该网络无法实现自愈，必须采取调度员人工调度或者人工检修排除故障的方式实行对失电区的供电；若存在自愈路径，则可以启动自愈策略选出最优方案进行复电。

传统指标

(1)自愈速度指标

电网供电质量波动(包括供电中断与电压骤降)对不同的用电设备影响的程度是不一样的。根据用电设备受供电质量波动影响的严重程度，将电力负荷分为如下三类：

1)普通负荷。即基本不受供电质量波动的影响或者所造成的损失较小的电力负荷。如一般照明设备与家用电器、电加热器、通风机等。

2)敏感负荷。指几个周波的供电质量波动会对其造成影响和危害的电力负荷，如可编程控制器、变频调速装置等。

3)严格负荷。指对供电能质量要求非常严格，出现一周波以上的波动即会对其造成影响和危害的负荷，如集成电路芯片制造流水线、银行与证券中心的计算机系统等。

可见，智能配电网自愈速度的快慢直接关系到对用户的影响，因此，根据自愈速度的快慢来量化描述智能配电网的自愈能力，作为评价智能配电网自愈能力的一项量化指标。综合考虑对用户的影响及其所需要的缓解控制技术，可将自愈速度分为四级：

1)一级自愈速度。也称为毫秒级自愈，指供电质量波动时间在一周波(电网是毫秒)以内的自愈恢复，其作用是让用户没有“感觉”，因此可称为“无缝自愈”。

2)二级自愈速度。也称为周波级自愈，指供电质量波动时间在一周波以上、几十亳秒以内的自愈恢复，对普通负荷和一般敏感负荷基本无影响。

3)三级自愈速度。也称为秒级自愈，指供电质量波动时间在几秒钟内的自愈恢复，对敏感负荷有一定影响，但对普通负荷无影响。

4)四级自愈速度。也称为分钟级自愈，指供电质量波动时间在3分钟内即自愈恢复，虽用户都“感觉”到停电，但短时间得到恢复，会影响敏感负荷的正常运行，但对普通负荷基本无影响。

停电时间超过3分钟的，则认为不自愈，在供电可靠性指标里统计为停电。这样，自愈速度指标就描述了智能配电网对3分钟之内短时停电的自愈恢复能力。当然，自愈速度的选择是一个技术经济问题，自愈速度越快，就意味着电网装备投入越大，因此针对具体的配电网，要从满足用户负荷要求出发，选择适中的自愈速度。自愈速度指标也作为评价智能配电网某一馈线或者某一小区网络的自愈能力指标。

(2)供电自愈率指标

供电自愈率指标，即描述一个区域甚至一个城市的配电网对事故隐患与供电故障的自愈恢复能力。在实际工程中，难以对故障隐患进行准确地的监测与统计，为应用方便起见，这里将供电自愈率指标限定为描述故障自愈恢复能力的指标。第一个供电自愈率指标是供电故障自愈率，其定义为在统计期(如一年)内故障自愈恢复的总用户数与受故障影响的总用户数的百分比值，即：

式中，“每次故障影响的户数”指故障影响范围内线路连接的用户数；而“每次故障自愈的户数”指由于配电网自愈操作供电没受故障影响或经历短暂停电后恢复供电的户数，它是故障影响范围内连接的用户数与实际遭受停电户数之差。故障通过变电站保护与故障录波装置记录到的故障次数来统计，受影响的用户数根据故障时网络运行结构与受影响线路连接的用户数来统计；而实际停电户数可通过配电终端和智能电表记录来统计。

用户平均自愈次数是另一个供电自愈率指标，它是每个用户在统计期年内遭受故障后的自愈成功的平均次数，即：

供电可靠性率与供电自愈密切相关。供电故障自愈指标描述了配电网在减少故障停电方面的自愈能力，自愈能力强的配电网其供电可靠性则高。事实上，自愈速度也是供电自愈的效果的关键指标，自愈速度的快慢直接关系到对敏感用户的影响程度。严格地讲，作为评价整个配电网自愈能力的供电自愈率指标还应考虑这些因素，这有待进一步的研究完善。

综上可见，传统指标没有考虑负荷及分布式发电的时序性和波动性，对恢复控制操作的复杂度，恢复后的可持续支撑能力也没有涉及。因此需要更有效和全面的评价指标。

发明内容

本发明的目的在于提供一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法，该方法可以预先做出风险评估和自愈反应，对重要负荷的供电更有保障。

为实现上述目的，本发明的技术方案是：一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法，提供如下新型故障自愈评估指标：

(1)自愈恢复率

配电网故障后供电恢复过程从故障发生开始，一直持续到故障完全清除并恢复全网正常供电为止，故在该时间段内，对负荷的恢复应在计及负荷重要度等级的前提下考虑负荷恢复总电量，而非故障断面下的瞬时功率恢复值；因此，围绕整个自愈过程中的恢复电量和负荷等级提出自愈恢复率指标SHRR，定义为H_SHRR：

式中：P_I,t、P_II,t、P_III,t，ω₁、ω₂、ω₃分别为I级、II级、III级负荷实际恢复功率与对应的负荷等级权重系数；

为I级、II级、III级各等级负荷在t时刻的原始功率需求；Tc为故障持续时间；

自愈恢复率描述故障发生后，通过自愈控制恢复的带权重的负荷恢复电量占原始失电电量的比重；自愈恢复率反映在故障持续时间内对负荷的电量支撑情况；自愈恢复率越高，对负荷的供电，尤其是重要负荷的供电将越有保障；

(2)自愈恢复速度

为缩短用户侧停电时间，减少负荷停电损失，智能配电网要求发生故障后应尽快使无故障失电区段得到及时的供电恢复；根据受故障影响的无故障区段供电恢复的快慢，定义自愈恢复速度SHRS；故障持续时间主要由4部分构成，分别为故障区段定位时间T1、故障隔离与非故障区段恢复时间T2、故障区段抢修时间T3和全网恢复操作时间T4；

经过故障定位T1和故障隔离与非故障区段恢复时间T2后，非故障区段的负荷自愈操作完成，所有可恢复负荷已经全部恢复完毕，因此，将自愈恢复速度SHRS定义为故障区段定位时间T1与故障隔离和非故障区段恢复时间T2之和，定义为H_SHRS：

H_SHRS＝T₁+T₂

自愈恢复速度能反映出系统对故障的响应速度，直观地反映非故障区段负荷的恢复时间；

(3)自愈控制操作复杂度

自愈控制操作复杂度SHCC通过对开关操作的频繁程度来表征；频繁的开关操作增加自愈恢复过程的复杂程度，故将自愈过程中开关操作次数进行统计，作为一个自愈指标衡量自愈操作的复杂度或成本，而在离网自愈时，孤岛黑启动过程中负荷与DG需要顺次接入孤岛，该过程同样增加自愈控制操作的复杂度，因此，将自愈控制操作复杂度SHCC，定义为H_SHCC：

其中，

式中：

为线路开关在故障恢复过程内的动作次数；S为配网开关集合；Tc为故障持续时间；

为开关s在t时刻的状态，开关闭合时置1，断开时置0；

与

分别为负荷与DG在故障恢复过程内的操作次数；

(4)自愈可持续时间覆盖率

自愈可持续时间覆盖率SHCT用来描述智能配电网故障隔离后，受故障影响的非故障区域通过自愈控制策略实现供电恢复后的可持续供电能力；

自愈可分为并网与离网2种方式，假设并网自愈方式具有足够的负荷支撑能力，但基于孤岛运行的自愈方式需要考虑储能或分布式发电的可持续运行能力；智能配电网内集成智能微网，智能微网可在并网与离网2种方式下运行，当智能微网离网运行时，同样存在可持续时间问题；故障过程持续时间为T1、T2、T3和T4时间之和，孤岛或智能微网在全网恢复供电前通过自愈控制措施最大可增加的供电时间为T3与T4之和；

对于输出功率可控的柴油发电机、燃料电池、微型燃气轮机在离网自愈运行时可优先考虑作为平衡节点；其时序特性由负荷与采用PQ(U)控制策略的DG出力共同决定；当柴油发电机、燃料电池、微型燃气轮机作为平衡节点时，自愈可持续时间T^sus表示如下：

T^sus＝min(T^P,T₃+T₄)

式中：T^P为孤岛最大功率支撑时间；

为孤岛内负荷节点在t时刻的有功需求；

分别为DG和储能在t时刻的可用容量；当负荷需求小于孤岛内电源最大出力即可认为孤岛可持续运行；储能系统作为孤岛的平衡节点时，不仅要满足孤岛最大功率支撑时间还要保证储能荷电状态SOC在预定范围之内；

基于备用联络线路的恢复供电，只要在变压器和线路容量范围内，可持续地供电，故假设通过联络线恢复时并网自愈方式下的自愈可持续时间覆盖率为100％；智能配电网故障后可能形成多个孤岛区域，不同孤岛功率支撑情况不同，从而存在不同的自愈可持续时间；将每个孤岛的平均功率与全部恢复负荷的平均功率的比值定义为孤岛的自愈可持续时间覆盖率权重λ，系统的自愈可持续时间覆盖率SHCT，定义为H_SHCT：

式中：

E_i、

分别为第i个孤岛的自愈可持续时间、自愈可持续时间内恢复的电量与该时间内的平均功率；λ_i为孤岛i对应的自愈可持续时间覆盖率权重；N_sole为全部孤岛集合；

孤岛可支撑时间越长，自愈可持续时间覆盖率越高，当该值为100％时，表示恢复方案可支撑时间涵盖T3与T4，直到故障设备修复为止。

在本发明一实施例中，基于新型故障自愈评估指标，还提出了自愈能力评估方式，具体如下：

1)输入评估区域内包括网络拓扑结构、各区段故障概率、各节点负荷曲线、DG出力曲线的参数；

2)基于每个供电区段故障概率β_i计算各供电区段自愈能力水平的权重r_i，I为供电区段个数：

3)对每个供电区段进行预想故障模拟，仿真分析区段i在t时刻发生故障后自愈过程，计算每个区段故障后在t时刻的自愈能力指标；

4)计算t时刻全系统的自愈能力指标，如下：

5)令t＝t+1，重新执行步骤3)、4)，直至t＝24；

6)基于系统24个时刻的自愈能力评估指标值，对系统进行日整体自愈能力评估计算。

相较于现有技术，本发明具有以下有益效果：本发明方法可以预先做出风险评估和自愈反应，对重要负荷的供电更有保障。

附图说明

图1为本发明自愈能力评估流程示意图。

图2为故障恢复过程示意图。

具体实施方式

下面结合附图，对本发明的技术方案进行具体说明。

本发明提供了一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法，提供如下新型故障自愈评估指标：

(1)自愈恢复率

配电网故障后供电恢复过程从故障发生开始，一直持续到故障完全清除并恢复全网正常供电为止，故在该时间段内，对负荷的恢复应在计及负荷重要度等级的前提下考虑负荷恢复总电量，而非故障断面下的瞬时功率恢复值；因此，围绕整个自愈过程中的恢复电量和负荷等级提出自愈恢复率指标(self-healing recovery ratio，SHRR)，定义为H_SHRR：

式中：P_I,t、P_II,t、P_III,t，ω₁、ω₂、ω₃分别为I级、II级、III级负荷实际恢复功率与对应的负荷等级权重系数；

为I级、II级、III级各等级负荷在t时刻的原始功率需求；Tc为故障持续时间；

自愈恢复率描述故障发生后，通过自愈控制恢复的带权重的负荷恢复电量占原始失电电量的比重；自愈恢复率反映在故障持续时间内对负荷的电量支撑情况；自愈恢复率越高，对负荷的供电，尤其是重要负荷的供电将越有保障；

(2)自愈恢复速度

为缩短用户侧停电时间，减少负荷停电损失，智能配电网要求发生故障后应尽快使无故障失电区段得到及时的供电恢复；根据受故障影响的无故障区段供电恢复的快慢，定义自愈恢复速度(self-healing recovery speed，SHRS)；故障持续时间主要由4部分构成，如图2所示，分别为故障区段定位时间T1、故障隔离与非故障区段恢复时间T2、故障区段抢修时间T3和全网恢复操作时间T4；

经过故障定位T1和故障隔离与非故障区段恢复时间T2后，非故障区段的负荷自愈操作完成，所有可恢复负荷已经全部恢复完毕，因此，将自愈恢复速度SHRS定义为故障区段定位时间T1与故障隔离和非故障区段恢复时间T2之和，定义为H_SHRS：

H_SHRS＝T₁+T₂

自愈恢复速度受配网自动化水平等因素影响较为显著，该指标能反映出系统对故障的响应速度，直观地反映非故障区段负荷的恢复时间。

(3)自愈控制操作复杂度

自愈控制操作复杂度(self-healing control complexity，SHCC)通过对开关操作的频繁程度来表征；频繁的开关操作增加自愈恢复过程的复杂程度，故将自愈过程中开关操作次数进行统计，作为一个自愈指标衡量自愈操作的复杂度或成本，而在离网自愈时，孤岛黑启动过程中负荷与DG需要顺次接入孤岛，该过程同样增加自愈控制操作的复杂度，因此，将自愈控制操作复杂度SHCC，定义为H_SHCC：

其中，

式中：

为线路开关在故障恢复过程内的动作次数；S为配网开关集合；Tc为故障持续时间；

为开关s在t时刻的状态，开关闭合时置1，断开时置0；

与

分别为负荷与DG在故障恢复过程内的操作次数；

(4)自愈可持续时间覆盖率

自愈可持续时间覆盖率(selfhealing coverage time，SHCT)用来描述智能配电网故障隔离后，受故障影响的非故障区域通过自愈控制策略实现供电恢复后的可持续供电能力；

自愈可分为并网与离网2种方式，假设并网自愈方式具有足够的负荷支撑能力，但基于孤岛运行的自愈方式需要考虑储能或分布式发电的可持续运行能力；智能配电网内集成智能微网，智能微网可在并网与离网2种方式下运行，当智能微网离网运行时，同样存在可持续时间问题；故障过程持续时间为T1、T2、T3和T4时间之和，孤岛或智能微网在全网恢复供电前通过自愈控制措施最大可增加的供电时间为T3与T4之和；

对于输出功率可控的柴油发电机、燃料电池、微型燃气轮机在离网自愈运行时可优先考虑作为平衡节点；其时序特性由负荷与采用PQ(U)控制策略的DG出力共同决定；当柴油发电机、燃料电池、微型燃气轮机作为平衡节点时，自愈可持续时间T^sus表示如下：

T^sus＝min(T^P,T₃+T₄)

式中：T^P为孤岛最大功率支撑时间；

为孤岛内负荷节点在t时刻的有功需求；

分别为DG和储能在t时刻的可用容量；当负荷需求小于孤岛内电源最大出力即可认为孤岛可持续运行；储能系统作为孤岛的平衡节点时，不仅要满足孤岛最大功率支撑时间还要保证储能荷电状态(state ofcharge，SOC)在预定范围之内；

基于备用联络线路的恢复供电，只要在变压器和线路容量范围内，可持续地供电，故假设通过联络线恢复时并网自愈方式下的自愈可持续时间覆盖率为100％；智能配电网故障后可能形成多个孤岛区域，不同孤岛功率支撑情况不同，从而存在不同的自愈可持续时间；将每个孤岛的平均功率与全部恢复负荷的平均功率的比值定义为孤岛的自愈可持续时间覆盖率权重λ，系统的自愈可持续时间覆盖率SHCT，定义为H_SHCT：

式中：

E_i、

分别为第i个孤岛的自愈可持续时间、自愈可持续时间内恢复的电量与该时间内的平均功率；λ_i为孤岛i对应的自愈可持续时间覆盖率权重；N_so_le为全部孤岛集合；

孤岛可支撑时间越长，自愈可持续时间覆盖率越高，当该值为100％时，表示恢复方案可支撑时间涵盖T3与T4，直到故障设备修复为止。

孤岛可支撑时间越长，自愈可持续时间覆盖率越高，当该值为100％时，表示恢复方案可支撑时间涵盖了T3与T4，直到故障设备修复为止。由于孤岛内DG与负荷具有较大的随机性与波动性，且储能、燃料电池、柴油发电机等容量约束也导致孤岛支撑时间有限，难以保证孤岛长时间安全运行，故需要考虑自愈可持续时间问题。因此应将SHCT作为智能配电网自愈能力评估的相关指标具有重要的参考价值。

如图1所示，基于新型故障自愈评估指标，还提出了自愈能力评估方式，其具体流程如下：

1)输入评估区域内包括网络拓扑结构、各区段故障概率、各节点负荷曲线、DG出力曲线的参数；

2)基于每个供电区段故障概率β_i计算各供电区段自愈能力水平的权重r_i，I为供电区段个数：

3)对每个供电区段进行预想故障模拟，仿真分析区段i在t时刻发生故障后自愈过程，计算每个区段故障后在t时刻的自愈能力指标；

4)计算t时刻全系统的自愈能力指标，如下：

5)令t＝t+1，重新执行步骤3)、4)，直至t＝24；

6)基于系统24个时刻的自愈能力评估指标值，对系统进行日整体自愈能力评估计算。

以上是本发明的较佳实施例，凡依本发明技术方案所作的改变，所产生的功能作用未超出本发明技术方案的范围时，均属于本发明的保护范围。

Claims (2)

1.一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法，其特征在于，提供如下新型故障自愈评估指标：

(1)自愈恢复率

配电网故障后供电恢复过程从故障发生开始，一直持续到故障完全清除并恢复全网正常供电为止，故在该时间段内，对负荷的恢复应在计及负荷重要度等级的前提下考虑负荷恢复总电量，而非故障断面下的瞬时功率恢复值；因此，围绕整个自愈过程中的恢复电量和负荷等级提出自愈恢复率指标SHRR，定义为H_SHRR：

式中：P_I,t、P_II,t、P_III,t，ω₁、ω₂、ω₃分别为I级、II级、III级负荷实际恢复功率与对应的负荷等级权重系数；

为I级、II级、III级各等级负荷在t时刻的原始功率需求；Tc为故障持续时间；

自愈恢复率描述故障发生后，通过自愈控制恢复的带权重的负荷恢复电量占原始失电电量的比重；自愈恢复率反映在故障持续时间内对负荷的电量支撑情况；自愈恢复率越高，对负荷的供电，尤其是重要负荷的供电将越有保障；

(2)自愈恢复速度

为缩短用户侧停电时间，减少负荷停电损失，智能配电网要求发生故障后应尽快使无故障失电区段得到及时的供电恢复；根据受故障影响的无故障区段供电恢复的快慢，定义自愈恢复速度SHRS；故障持续时间主要由4部分构成，分别为故障区段定位时间T1、故障隔离与非故障区段恢复时间T2、故障区段抢修时间T3和全网恢复操作时间T4；

经过故障定位T1和故障隔离与非故障区段恢复时间T2后，非故障区段的负荷自愈操作完成，所有可恢复负荷已经全部恢复完毕，因此，将自愈恢复速度SHRS定义为故障区段定位时间T1与故障隔离和非故障区段恢复时间T2之和，定义为H_SHRS：

H_SHRS＝T₁+T₂

自愈恢复速度能反映出系统对故障的响应速度，直观地反映非故障区段负荷的恢复时间；

(3)自愈控制操作复杂度

自愈控制操作复杂度SHCC通过对开关操作的频繁程度来表征；频繁的开关操作增加自愈恢复过程的复杂程度，故将自愈过程中开关操作次数进行统计，作为一个自愈指标衡量自愈操作的复杂度或成本，而在离网自愈时，孤岛黑启动过程中负荷与DG需要顺次接入孤岛，该过程同样增加自愈控制操作的复杂度，因此，将自愈控制操作复杂度SHCC，定义为H_SHCC：

其中，

式中：

为线路开关在故障恢复过程内的动作次数；S为配网开关集合；Tc为故障持续时间；

为开关s在t时刻的状态，开关闭合时置1，断开时置0；

与

分别为负荷与DG在故障恢复过程内的操作次数；

(4)自愈可持续时间覆盖率

自愈可持续时间覆盖率SHCT用来描述智能配电网故障隔离后，受故障影响的非故障区域通过自愈控制策略实现供电恢复后的可持续供电能力；

自愈可分为并网与离网2种方式，假设并网自愈方式具有足够的负荷支撑能力，但基于孤岛运行的自愈方式需要考虑储能或分布式发电的可持续运行能力；智能配电网内集成智能微网，智能微网可在并网与离网2种方式下运行，当智能微网离网运行时，同样存在可持续时间问题；故障过程持续时间为T1、T2、T3和T4时间之和，孤岛或智能微网在全网恢复供电前通过自愈控制措施最大可增加的供电时间为T3与T4之和；

对于输出功率可控的柴油发电机、燃料电池、微型燃气轮机在离网自愈运行时可优先考虑作为平衡节点；其时序特性由负荷与采用PQ(U)控制策略的DG出力共同决定；当柴油发电机、燃料电池、微型燃气轮机作为平衡节点时，自愈可持续时间T^sus表示如下：

T^sus＝min(T^P,T₃+T₄)

式中：T^P为孤岛最大功率支撑时间；

为孤岛内负荷节点在t时刻的有功需求；

分别为DG和储能在t时刻的可用容量；当负荷需求小于孤岛内电源最大出力即可认为孤岛可持续运行；储能系统作为孤岛的平衡节点时，不仅要满足孤岛最大功率支撑时间还要保证储能荷电状态SOC在预定范围之内；

基于备用联络线路的恢复供电，只要在变压器和线路容量范围内，可持续地供电，故假设通过联络线恢复时并网自愈方式下的自愈可持续时间覆盖率为100％；智能配电网故障后可能形成多个孤岛区域，不同孤岛功率支撑情况不同，从而存在不同的自愈可持续时间；将每个孤岛的平均功率与全部恢复负荷的平均功率的比值定义为孤岛的自愈可持续时间覆盖率权重λ，系统的自愈可持续时间覆盖率SHCT，定义为H_SHCT：

式中：

E_i、

分别为第i个孤岛的自愈可持续时间、自愈可持续时间内恢复的电量与该时间内的平均功率；λ_i为孤岛i对应的自愈可持续时间覆盖率权重；N_sole为全部孤岛集合；

孤岛可支撑时间越长，自愈可持续时间覆盖率越高，当该值为100％时，表示恢复方案可支撑时间涵盖T3与T4，直到故障设备修复为止。

2.根据权利要求1所述的一种城市综合能源系统的故障自愈评估方法，其特征在于，基于新型故障自愈评估指标，还提出了自愈能力评估方式，具体如下：

1)输入评估区域内包括网络拓扑结构、各区段故障概率、各节点负荷曲线、DG出力曲线的参数；

2)基于每个供电区段故障概率β_i计算各供电区段自愈能力水平的权重r_i，I为供电区段个数：

3)对每个供电区段进行预想故障模拟，仿真分析区段i在t时刻发生故障后自愈过程，计算每个区段故障后在t时刻的自愈能力指标；

4)计算t时刻全系统的自愈能力指标，如下：

5)令t＝t+1，重新执行步骤3)、4)，直至t＝24；

6)基于系统24个时刻的自愈能力评估指标值，对系统进行日整体自愈能力评估计算。

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