CN117134353B - 一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统 - Google Patents

一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统 Download PDF

Info

Publication number
CN117134353B
CN117134353B CN202311397123.9A CN202311397123A CN117134353B CN 117134353 B CN117134353 B CN 117134353B CN 202311397123 A CN202311397123 A CN 202311397123A CN 117134353 B CN117134353 B CN 117134353B
Authority
CN
China
Prior art keywords
node
power
distribution network
power distribution
time
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202311397123.9A
Other languages
English (en)
Other versions
CN117134353A (zh
Inventor
黄国栋
杨晨
郭维嘉
周力
朱俊澎
郦君婷
朱琼
董晓峰
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Hohai University HHU
Suzhou Power Supply Co of State Grid Jiangsu Electric Power Co Ltd
Original Assignee
Hohai University HHU
Suzhou Power Supply Co of State Grid Jiangsu Electric Power Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hohai University HHU, Suzhou Power Supply Co of State Grid Jiangsu Electric Power Co Ltd filed Critical Hohai University HHU
Priority to CN202311397123.9A priority Critical patent/CN117134353B/zh
Publication of CN117134353A publication Critical patent/CN117134353A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN117134353B publication Critical patent/CN117134353B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/007—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/007—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources
    • H02J3/0073—Arrangements for selectively connecting the load or loads to one or several among a plurality of power lines or power sources for providing alternative feeding paths between load and source when the main path fails, e.g. transformers, busbars
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/388—Islanding, i.e. disconnection of local power supply from the network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Abstract

一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法及系统，包括如下步骤：建立网络拓扑模型，并根据网络拓扑模型建立配电网结构约束；根据网络拓扑模型和约束，建立基于各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型；求解建立的模型，获取动态孤岛划分方案，选取虚拟区域中心，以虚拟区域中心支持负荷恢复，形成负荷恢复方案，并求解各发电机的发电规划。本发明考虑联络开关与断路器可以随时间变化的特点，提出网络结构线性化建模方法，建立负荷恢复与发电规划联合的故障恢复线性模型，实现配电网网络结构与分布电源协同配合的恢复效果，从而充分利用大停电后配电网的发电能力，增强配电网弹性，并且能为建设坚强电网的运行控制提供理论支撑。

Description

一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统
技术领域
本发明属于配电网的控制、运行与优化技术领域，更具体地，涉及一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法。
背景技术
利用主动配电网技术，通过变换配电网拓扑结构，可以实现大停电后对关键负荷的持续供电。然而现有孤岛划分方案中，通常依赖图论理论，基于根节点或预处理等方法提出孤岛划分方案，包含有缩小方案可行域的缺陷，导致提出孤岛的方案范围内不存在多个电源，电源间不能协同出力。
专利公开号为CN113036823A提供了一种分布式配电网优化重构方法，所述方法包括：建立无功优化的配电网多目标优化重构模型，获得开关动作次数；在满足开关动作次数约束的前提下对配电网的电源和负荷变化趋势进行动态监测；在满足开关动作次数约束的前提下对配电网的电源和负荷不确定性进行动态监测；通过对配电网的电源和负荷变化趋势及不确定性的动态监测，对配电网的拓扑结构进行动态的调整。通过配电网优化重构方法可以在配电网的优化无功、电压的监测、各线路之间平稳运行、优化电网的拓扑结构和快速定位配电网故障提供指导意见，实现多目标优化的配电网重构，有效保障配电网的供电可靠性。现有技术存在的问题包括：所提供的辐射状网络结构集合不能适应线路损坏的情况，且不能随线路建设实时更新，缩小了方案的可行域。
发明内容
为解决现有技术中存在的不足，本发明提供一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，能够解决大面积停电后不能协同联络开关、断路器与分布式电源负荷快速恢复的问题。
本发明采用如下的技术方案。
一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，包括如下步骤：
步骤1：根据配电网的拓扑结构建立网络拓扑模型，并根据网络拓扑模型建立配电网结构约束；
步骤2：根据步骤1建立的网络拓扑模型和约束，建立基于各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型；
步骤3：求解步骤1和步骤2所建立的模型，获取动态孤岛划分方案，形成故障时间内配电网的负荷恢复方案；
步骤4，根据步骤3获取的负荷恢复方案，在被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，以虚拟区域中心支持负荷恢复，并求解各发电机的发电规划。
优选地，所述步骤1的还包括：
步骤1-1：根据配电网的拓扑结构获取节点连接关系，并建立配电网结构表达式；
步骤1-2，根据配电网拓扑结构建立网络拓扑模型，得到配电网在t时刻各连通分量构成的连通分量矩阵；
步骤1-3，根据网络拓扑模型建立网络结构约束，包括网络损耗与节点状态约束、微网控制器约束和孤岛辐射状约束。
优选地，所述步骤1-1建立配电网结构表达式如下：
(1)
(2)
其中：x i t 表示t时刻i节点所连接的联络线总数，为表示t时刻节点i和节点j关系的0-1变量，表示t时刻节点i和节点j相连，表示t时刻节点i和节点j不相连；为表示节点i和节点j间是否装有分段开关或断路器的联络线的0-1变量，表示节点i和节点j间装有分段开关或断路器的联络线，表示节点i和节点j间没有联络线，节点i和节点j间的联络线故障无法连接时，视作节点i和节点j间无联络线。
优选地，所述步骤1-2中，建立的网络拓扑模型如下：
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
其中表示不超过的最大整数；为表示t时刻各连通分量的集合，表示t时刻i节点和j节点通过开关或节点相连，表示t时刻i节点和j节点不能通过节点或开关相连；是第k次迭代的结果，是由网络结构矩阵求取连通分量矩阵的中间量；为最大迭代次数；为0-1整型变量；为计算的中间量，是[0,1]范围内的连续变量，表示和是否同时为1，时，时和至少有一个为0；N为配电网拓扑结构中节点的总数。
优选地，所述步骤1-3还包括：
建立基于网络拓扑模型的网络损耗与节点状态约束：
(10)
(11)
(12)
(13)
其中：为配电网恢复后预计的网损率；表示在t时刻j节点处机组的最大发电功率；为i节点所属连通分量中j节点处机组的最大发电功率；M和分别为运用大M法时的极大值和极小值；表示i节点在t时刻的状态，表示i节点处负荷在t时刻被恢复，表示i节点处负荷在t时刻未恢复；
建立基于网络拓扑模型的微网控制器约束：
(14)
式中，表示包含微网控制器的节点组成的集合；
建立基于网络拓扑模型的孤岛辐射状约束：
(15)
(16)
(17)
其中：是包含电源的节点集合；
优选地，所述步骤2中，建立负荷恢复线性模型的目标函数表达式如下：
(18)
(19)
其中：为负荷恢复线性模型的目标函数；表示i节点处非黑启动机组的启动时间；表示预计故障时间长度，由调度人员经验设定；为i节点处负荷的权重系数；表示t时刻i节点处的预测有功负荷；是开关操作次数的权重系数；表示配网在未来故障时间内开关的操作次数；t=0表示配电网发生故障瞬间，t=1表示配电网在故障发生后的第一个动作时刻。
优选地，对负荷恢复线性模型求解时需要满足的发电机输出功率限制包括：非黑启动机组最大输出功率限制、风光电源最大输出功率限制、储能装置最大输出功率限制和非电源节点最大输出功率限制；
建立非黑启动机组最大输出功率表达式，非黑启动电源节点i处电源的最大输出功率满足：
(20)
(21)
(22)
(23)
(24)
其中，是包含非黑启动电源的节点集合，节点i为非黑启动电源的节点；都是表示i节点处非黑启动机组在t时刻状态的中间变量；为i节点的非黑启动机组吸收启动功率的耗时；为i节点处机组启动后能发出最大功率的时刻；和为i节点处非黑启动机组出力的中间变量；为i节点的非黑启动机组的启动功率；为i节点处机组的最大上爬坡率；为i节点处电源的最大输出功率；
建立风光电源最大输出功率表达式，t时刻的风光电源最大输出功率满足：
(25)
其中：表示i节点处风光电源在t时刻的预测出力；是包含储能装置的节点集合。该式中的节点i为除非黑启动电源节点和储能装置节点之外的其余含电源节点；
建立储能装置最大输出功率表达式：
(26)
(27)
其中，该式中的节点i为储能装置节点，为i节点处储能装置的容量；表示i节点处储能装置在t时刻状态，时储能装置可以输出功率，时储能装置不能输出功率；表示相邻两个时刻间的时间长度；
建立非电源节点最大输出功率表达式：
(28)
其中，表示非电源节点的最大输出功率，表示配电网中的所有含电源节点的集合。
优选地，所述步骤3中，获取动态孤岛划分方案还包括：
求解模型同时得到各分段开关、断路器在不同时刻的通断状态和各节点处非黑启动机组的启动时间。
优选地，所述步骤4还包括：
建立配电网线性潮流模型，将步骤3获取的动态孤岛划分方案，输入配电网线性潮流模型，应用数学方法求解，从被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，并以虚拟区域中心支持负荷恢复，求解得到各机组的发电规划，包括t时刻节点处的电源出力和t时刻i节点处机组的无功出力，结合动态孤岛划分方案进行故障恢复。
优选地，所述步骤4中，建立的配电网线性潮流模型如下：
(29)
(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
(37)
(38)
(39)
(40)
(41)
(42)
(43)
(44)
(45)
(46)
表示t时刻节点处的电源出力；
是i节点处电源的发电成本；
为i节点处机组的最大下爬坡率；
是t时刻i节点处机组的无功出力；
为t时刻i节点处电压值的平方；
为t时刻从i节点流向j节点的有功功率大小；
为t时刻从i节点流向j节点的无功功率大小；
为i节点和j节点间的线路阻抗；
为i节点和j节点间的容抗；
为额定电压大小的平方；
为i节点电压平方大小的下限；
为i节点电压平方大小上限；
表示t时刻节点处的预测无功负荷；
若S3中被恢复的微网控制器只有1个，将该微网控制器作为虚拟区域中心；若S3中被恢复的微网控制器大于1个，则根据式（38）进行选取虚拟区域中心。
本发明还提供了一种利用所述配电网故障恢复方法的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复系统，包括：采集模块、模型及约束构建模块和计算求解模块；
采集模块能够采集待处理配电网的相关参数，并将其发送至模型及约束构建模块；
模型及约束构建模块根据采集到的参数构建配电网的网络拓扑模型和约束，并建立基于各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型；
计算求解模块通过求解模型及约束构建模块所构建的模型，得到故障时间内待处理配电网的负荷恢复方案，并根据负荷恢复方案，在被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，以虚拟区域中心支持负荷恢复，并求解各发电机的发电规划。
本发明还提供了一种终端，包括处理器及存储介质；
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行所述配电网故障恢复方法的步骤。
本发明还提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现所述配电网故障恢复方法的步骤。
本发明的有益效果在于，与现有技术相比，本发明通过构建网络拓扑结构线性模型并考虑非黑启动机组启动特性，实现了动态调整联络开关、断路器状态与电源输出功率，通过建立联络开关、断路器与电源相互配合的配电网故障的动态恢复线性模型，从而扩展大停电后负荷恢复方案的可行解，充分利用故障后配电网的发电能力，实现大停电后协同联络开关、断路器与分布式电源的负荷快速恢复，统一配电网故障恢复中的孤岛划分与网络重构，提升了配电系统运行的弹性。
附图说明
图1是本发明中配电网故障恢复方法的流程示意图；
图2是本发明实施例采用的电网结构图；
图3是本发明实施例电网结构的简化图；
图4是本发明实施例采用的电网初始结构图；
图5是本发明实施例电网初始结构的简化图；
图6是本发明实施例得到的负荷恢复方案示意图；
图7是本发明实施例故障后各类电源随时间变化的恢复情况示意图；
图8是本发明中配电网故障恢复系统的结构示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明的技术方案进行清楚、完整地描述。本申请所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部实施例。基于本发明精神，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的有所其它实施例，都属于本发明的保护范围。
如图1所示，本发明提供一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，包括如下步骤：
S1，根据配电网的拓扑结构建立网络拓扑模型，并根据网络拓扑模型建立配电网结构约束：
具体的，S1还包括：
S1-1：根据配电网的拓扑结构获取节点连接关系，并建立配电网结构表达式；
具体的，节点连接关系包括：配电网拓扑结构中各节点间是否有联络线以及联络线的数量；
进一步的，根据节点连接关系，建立的配电网结构表达式如下：
(1)
(2)
其中：x i t 表示t时刻i节点所连接的联络线总数，为表示t时刻节点i和节点j关系的0-1变量，且的值为1或0，当t时刻节点i和节点j直接相连时取，节点i和节点j不直接相连时取，为表示节点i和节点j间是否有装有分段开关或断路器的联络线的0-1变量，且的值为1或0，表示节点i和节点j间装有分段开关或断路器的联络线，表示节点i和节点j间无联络线，节点i和节点j间的联络线故障无法连接时，视作节点i和节点j间无联络线。
可以看出，当节点i和节点j间没联络线或联络线故障无法连接时，a ij =0，此时b ij t 只能为0，表示节点i和节点j间不相连；
当节点i和节点j间装有分段开关或断路器的联络线时，a ij =1，此时b ij t 可以是0或1，当分段开关或断路器断开时b ij t =0，当分段开关或断路器闭合时b ij t =1。
S1-2：根据配电网拓扑结构建立网络拓扑模型，得到配电网在t时刻各连通分量构成的连通分量矩阵；
配电网在t时刻各连通分量构成的连通分量矩阵：
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
其中：表示不超过的最大整数；为表示t时刻各连通分量的集合，表示t时刻i节点和j节点通过开关或节点相连，表示t时刻i节点和j节点不能通过节点或开关相连；是第k次迭代的结果，是由网络结构矩阵求取连通分量矩阵的中间量；为最大迭代次数；为0-1整型变量；为计算的中间量，是[0,1]范围内的连续变量，表示和是否同时为1，时，时和至少有一个为0；N为配电网拓扑结构中节点的总数。
为中间量矩阵，作为网络结构矩阵求取连通分量矩阵的中间量；
k表示迭代次数，为最大迭代次数；
表示第一次迭代时的中间量矩阵，
表示t时刻的网络结构矩阵，
表示迭代次数最大时对应的中间量矩阵，
表示第k次迭代结果的第i行第q列，
表示第k次迭代结果的第i行第j列，
表示第k-1次迭代结果的第i行第q列，
表示第k-1次迭代结果的第j行第q列，
表示第k次迭代结果的第j行第q列，
表示第k次迭代结果的第q行第j列，
且、、、、、均为0-1整型变量，其取值为0或1，通过式（8）、（9），根据计算得到；
表示计算的中间量，是[0,1]范围内的连续变量，可以根据中间量矩阵计算得到；
根据网络结构矩阵能够计算得到中间量矩阵，从而计算的值，进一步根据得到，即得到连通分量矩阵。
S1-3：根据网络拓扑模型建立网络结构约束，包括网络损耗与节点状态约束、微网控制器约束和孤岛辐射状约束；
其中，基于网络拓扑模型建立的网络损耗与节点状态约束如下：
(10)
(11)
(12)
(13)
其中：为配电网恢复后预计的网损率；表示在t时刻j节点处发电机机组的最大发电功率；为i节点所属连通分量中j节点处发电机机组的最大发电功率；M和分别为运用大M法时的极大值和极小值；表示i节点在t时刻的状态，表示i节点处负荷在t时刻被恢复，表示i节点处负荷在t时刻未恢复。
基于网络拓扑模型建立的微网控制器约束如下：
(14)
式中，表示包含微网控制器的节点组成的集合；
即如果节点i为包含微网控制器的节点，则将节点i对应的相加，通过上述微网控制器约束式能够确保至少有一个含微网控制器的节点被恢复。
基于网络拓扑模型建立的孤岛辐射状约束如下：
(15)
(16)
(17)
其中：是包含电源的节点集合。
其中，配电网中的电源种类包括：风光电站、储能装置和非黑启动机组。
S2：根据S1建立的网络拓扑模型和约束，建立基于各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型：
其中，建立的负荷恢复线性模型目标函数表达式如下：
(18)
(19)
其中：为负荷恢复线性模型的目标函数；表示i节点处非黑启动机组的启动时间；表示预计故障时间长度，由调度人员经验设定；为i节点处负荷的权重系数；表示t时刻i节点处的预测有功负荷；是开关操作次数的权重系数；表示配网在未来故障时间内开关的操作次数；t=0表示配电网发生故障瞬间，t=1表示配电网在故障发生后的第一个动作时刻。
进一步的，对负荷恢复线性模型求解时需要满足的发电机输出功率限制包括：非黑启动机组最大输出功率限制、风光电源最大输出功率限制、储能装置最大输出功率限制和非电源节点最大输出功率限制；
建立非黑启动机组最大输出功率表达式，非黑启动电源节点i处电源的最大输出功率满足：
(20)
(21)
(22)
(23)
(24)
其中，是包含非黑启动电源的节点集合，节点i为非黑启动电源的节点；都是表示i节点处非黑启动机组在t时刻状态的中间变量；为i节点的非黑启动机组吸收启动功率的耗时；为i节点处机组启动后能发出最大功率的时刻；和为i节点处非黑启动机组出力的中间变量；为i节点的非黑启动机组的启动功率；为i节点处机组的最大上爬坡率；为i节点处电源的最大输出功率。
建立风光电源最大输出功率表达式，t时刻的风光电源最大输出功率满足：
(25)
其中：表示i节点处风光电源在t时刻的预测出力；是包含储能装置的节点集合。该式中的节点i为除非黑启动电源节点和储能装置节点之外的其余含电源节点。
建立储能装置最大输出功率表达式：
(26)
(27)
其中，该式中的节点i为储能装置节点，为i节点处储能装置的容量；表示i节点处储能装置在t时刻状态，时储能装置可以输出功率，时储能装置不能输出功率；表示相邻两个时刻间的时间长度。
建立非电源节点最大输出功率表达式：
(28)
其中，表示非电源节点的最大输出功率，表示配电网中的所有含电源节点集合。
S3，求解步骤S1和S2所建立的模型，获取动态孤岛划分方案，形成故障时间内配电网的负荷恢复方案：
网络拓扑模型是负荷恢复线性模型的一部分，求解负荷恢复线性模型会同时得到各分段开关、断路器在不同时刻的通断状态和各节点处非黑启动机组的启动时间。
在matlab平台上利用yalmip调用cplex求解器求解S1和S2所建立网络拓扑模型和负荷恢复线性模型，求解时网络拓扑模型需满足配电网结构约束，负荷恢复线性模型需满足各类发电机输出功率限制，得到各节点处非黑启动机组的开机时间与各分段开关、断路器在不同时刻的通断状态。
S4：根据S3获取的负荷恢复方案，在被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，以虚拟区域中心支持负荷恢复，并求解各发电机的发电规划：
S4的具体过程如下：
建立配电网线性潮流模型，将步骤S3获取的动态孤岛划分方案，即各节点处非黑启动机组的启动时间和各分段开关、断路器在不同时刻的通断状态，输入配电网线性潮流模型，应用数学方法求解，从被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，并以虚拟区域中心支持负荷恢复，求解得到各机组的发电规划，包括t时刻节点处的电源出力和t时刻i节点处机组的无功出力，结合动态孤岛划分方案进行故障恢复。
S4中建立的配电网线性潮流模型如下：
(29)
(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
(37)
(38)
(39)
(40)
(41)
(42)
(43)
(44)
(45)
(46)
表示t时刻节点处的电源出力；
是i节点处电源的发电成本；
为i节点处机组的最大下爬坡率；
是t时刻i节点处机组的无功出力；
为t时刻i节点处电压值的平方；
为t时刻从i节点流向j节点的有功功率大小；
为t时刻从i节点流向j节点的无功功率大小；
为i节点和j节点间的线路阻抗；
为i节点和j节点间的容抗；
为额定电压大小的平方；
为i节点电压平方大小的下限；
为i节点电压平方大小上限；
表示t时刻节点处的预测无功负荷。
其中，若S3中被恢复的微网控制器只有1个，将该微网控制器作为虚拟区域中心；若S3中被恢复的微网控制器大于1个，则根据式（38）进行选取虚拟区域中心。
基于上述方案，通过具体实施例将上述方法进行应用和分析，具体如下：
本实施例中，选取某地区配电网作为配网算例，分别在节点23、26接入光伏机组，在节点12接入火电机组，在节点37接入储能装置，如图2所示。该系统的参数如表1所示。
在极端事件发生后，配电网通过分段开关/断路器改变配电网结构。因此，如果两节点间未安装分段开关/断路器，那么在孤岛划分过程中，这两节点可以视为同一节点。根据图2中分段开关/断路器的安装位置，合并各节点，该区域配电网可以简化为一个13节点网络，如图3所示。
在极端事件发生后，配电网通过分段开关/断路器改变配电网结构。因此，如果两节点间未安装分段开关/断路器，那么在孤岛划分过程中，这两节点可以视为同一节点。根据图2中分段开关/断路器的安装位置，合并各节点，该区域配电网可以简化为一个13节点网络，如图3所示。网络初始结构如图4所示，初始结构的简化图如图5所示。配电网化简为图3后，各电源接入情况如表2所示。
本实施例中，各负荷权重系数如表3所示，储能装置参数如表4所示，非黑机组参数如表5所示。设定故障时间T=4h，故障时间断面选取上午3：30-7：00，共8个时间断面，=0.5h。
表1 配电网算例参数
表2 各电源接入情况
表3 各电负荷权重系数
表4 储能装置参数
表5 非黑机组参数
根据表2~5的参数，建立考虑各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型，并得到各类电源发电机的输出功率限制。
根据本发明提供的负荷恢复线性模型，在matlab平台上利用yalmip调用cplex求解器求解得到满足约束的可行解，得到的故障时间内配电网的负荷恢复方案结果如图6所示。
进一步的，依据图6负荷恢复方案，可以求解各机组的发电规划，各电源发电成本如表6所示，得到的发电规划结果如图7所示。
表6 各电源发电成本
图6给出的负荷恢复策略显示，从故障后第1时刻到第8时刻都是选定3号节点作为虚拟区域中心。
分析图7知，由于处于夜间，无阳光，因此7号节点和8号节点的光伏装置出力为0，无法帮助负荷恢复。
结合图7分析图6，从故障发生时刻，到故障后第1时刻，配电网只有1、4、5、6、7号节点没被恢复，主要通过储能装恢复负荷以及启动非黑启动机组，非黑启动机组所在的3号节点作为区域中心。故障后第2时刻，1号节点接入孤岛被恢复。从故障后第3时刻开始，非黑启动机组开始输出功率支持配电网恢复，所有节点都被恢复。从故障后第3时刻到第8时刻，由于非黑启动机组的发电成本远低于储能装置供电成本，因此在启动后非黑启动机组一直以最大向上爬坡率提高输出功率，最终导致故障后第8时刻负荷恢复主要由非黑启动机组支持。
如图8所示，本发明还提出了一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复系统，上述基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法能够基于该系统实现，该系统具体包括：采集模块、模型及约束构建模块和计算求解模块；
采集模块能够采集待处理配电网的相关参数，并将其发送至模型及约束构建模块；
模型及约束构建模块根据采集到的参数构建配电网的网络拓扑模型和约束，并建立基于各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型；
计算求解模块通过求解模型及约束构建模块所构建的模型，得到故障时间内待处理配电网的负荷恢复方案，并根据负荷恢复方案，在被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，以虚拟区域中心支持负荷恢复，并求解各发电机的发电规划。
本发明的有益效果在于，与现有技术相比，本发明考虑联络开关与断路器可以随时间变化的特点，提出网络结构线性化建模方法，建立负荷恢复与发电规划联合的故障恢复线性模型，实现配电网网络结构与分布电源协同配合的恢复效果，从而充分利用大停电后配电网的发电能力，增强配电网弹性，并且能为建设坚强电网的运行控制提供理论支撑。
本公开可以是系统、方法和/或计算机程序产品。计算机程序产品可以包括计算机可读存储介质，其上载有用于使处理器实现本公开的各个方面的计算机可读程序指令。
计算机可读存储介质可以是可以保持和存储由指令执行设备使用的指令的有形设备。计算机可读存储介质例如可以是――但不限于――电存储设备、磁存储设备、光存储设备、电磁存储设备、半导体存储设备或者上述的任意合适的组合。计算机可读存储介质的更具体的例子（非穷举的列表）包括：便携式计算机盘、硬盘、随机存取存储器（RAM）、只读存储器（ROM）、可擦式可编程只读存储器（EPROM或闪存）、静态随机存取存储器（SRAM）、便携式压缩盘只读存储器（CD-ROM）、数字多功能盘（DVD）、记忆棒、软盘、机械编码设备、例如其上存储有指令的打孔卡或凹槽内凸起结构、以及上述的任意合适的组合。这里所使用的计算机可读存储介质不被解释为瞬时信号本身，诸如无线电波或者其它自由传播的电磁波、通过波导或其它传输媒介传播的电磁波（例如，通过光纤电缆的光脉冲）、或者通过电线传输的电信号。
这里所描述的计算机可读程序指令可以从计算机可读存储介质下载到各个计算/处理设备，或者通过网络、例如因特网、局域网、广域网和/或无线网下载到外部计算机或外部存储设备。网络可以包括铜传输电缆、光纤传输、无线传输、路由器、防火墙、交换机、网关计算机和/或边缘服务器。每个计算/处理设备中的网络适配卡或者网络接口从网络接收计算机可读程序指令，并转发该计算机可读程序指令，以供存储在各个计算/处理设备中的计算机可读存储介质中。
用于执行本公开操作的计算机程序指令可以是汇编指令、指令集架构（ISA）指令、机器指令、机器相关指令、微代码、固件指令、状态设置数据、或者以一种或多种编程语言的任意组合编写的源代码或目标代码，所述编程语言包括面向对象的编程语言—诸如Smalltalk、C++等，以及常规的过程式编程语言—诸如“C”语言或类似的编程语言。计算机可读程序指令可以完全地在用户计算机上执行、部分地在用户计算机上执行、作为一个独立的软件包执行、部分在用户计算机上部分在远程计算机上执行、或者完全在远程计算机或服务器上执行。在涉及远程计算机的情形中，远程计算机可以通过任意种类的网络—包括局域网(LAN)或广域网(WAN)—连接到用户计算机，或者，可以连接到外部计算机（例如利用因特网服务提供商来通过因特网连接）。在一些实施例中，通过利用计算机可读程序指令的状态信息来个性化定制电子电路，例如可编程逻辑电路、现场可编程门阵列（FPGA）或可编程逻辑阵列（PLA），该电子电路可以执行计算机可读程序指令，从而实现本公开的各个方面。
最后应当说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (10)

1.一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1：根据配电网的拓扑结构建立网络拓扑模型，并根据网络拓扑模型建立配电网结构约束；
所述步骤1包括：
步骤1-1：根据配电网的拓扑结构获取节点连接关系，并建立配电网结构表达式；
所述步骤1-1建立配电网结构表达式如下：
(1)
(2)
其中：x i t 表示t时刻i节点所连接的联络线总数，为表示t时刻节点i和节点j关系的0-1变量，表示t时刻节点i和节点j相连，表示t时刻节点i和节点j不相连；为表示节点i和节点j间是否装有分段开关或断路器的联络线的0-1变量，表示节点i和节点j间装有分段开关或断路器的联络线，表示节点i和节点j间没有联络线，节点i和节点j间的联络线故障无法连接时，视作节点i和节点j间无联络线；
步骤1-2，根据配电网拓扑结构建立网络拓扑模型，得到配电网在t时刻各连通分量构成的连通分量矩阵；
所述步骤1-2中，得到的配电网在t时刻各连通分量构成的连通分量矩阵如下：
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
其中：表示不超过的最大整数；为表示t时刻各连通分量的集合，表示t时刻i节点和j节点通过开关或节点相连，表示t时刻i节点和j节点不能通过节点或开关相连；是第k次迭代的结果，是由网络结构矩阵求取连通分量矩阵的中间量；为最大迭代次数；为0-1整型变量；为计算的中间量，是[0,1]范围内的连续变量，表示和是否同时为1，时，时和至少有一个为0；N为配电网拓扑结构中节点的总数；
步骤2：根据步骤1建立的网络拓扑模型和约束，建立基于各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型；
所述步骤2中，建立负荷恢复线性模型的目标函数表达式如下：
(18)
(19)
其中：为负荷恢复线性模型的目标函数；表示i节点处非黑启动机组的启动时间；表示预计故障时间长度，由调度人员经验设定；为i节点处负荷的权重系数；表示t时刻i节点处的预测有功负荷；是开关操作次数的权重系数；表示配网在未来故障时间内开关的操作次数；t=0表示配电网发生故障瞬间，t=1表示配电网在故障发生后的第一个动作时刻，表示i节点在t时刻的状态；
步骤3：求解步骤1和步骤2所建立的模型，获取动态孤岛划分方案，形成故障时间内配电网的负荷恢复方案；
步骤4，根据步骤3获取的负荷恢复方案，在被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，以虚拟区域中心支持负荷恢复，并求解各发电机的发电规划。
2.根据权利要求1所述的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，其特征在于，
所述步骤1还包括：
步骤1-3，根据网络拓扑模型建立网络结构约束，包括网络损耗与节点状态约束、微网控制器约束和孤岛辐射状约束。
3.根据权利要求2所述的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，其特征在于，
所述步骤1-3还包括：
基于网络拓扑模型建立的网络损耗与节点状态约束如下：
(10)
(11)
(12)
(13)
其中：为配电网恢复后预计的网损率；表示在t时刻j节点处发电机机组的最大发电功率；为i节点所属连通分量中j节点处发电机机组的最大发电功率；M和分别为运用大M法时的极大值和极小值；表示i节点处负荷在t时刻被恢复，表示i节点处负荷在t时刻未恢复；
基于网络拓扑模型建立的微网控制器约束如下：
(14)
式中，表示包含微网控制器的节点组成的集合；
基于网络拓扑模型建立的孤岛辐射状约束如下：
(15)
(16)
(17)
其中：是包含电源的节点集合。
4.根据权利要求1所述的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，其特征在于，
对负荷恢复线性模型求解时需要满足的发电机输出功率限制包括：非黑启动机组最大输出功率限制、风光电源最大输出功率限制、储能装置最大输出功率限制和非电源节点最大输出功率限制；
建立非黑启动机组最大输出功率表达式，非黑启动电源节点i处电源的最大输出功率满足：
(20)
(21)
(22)
(23)
(24)
其中，是包含非黑启动电源的节点集合，节点i为含非黑启动电源的节点；都是表示i节点处非黑启动机组在t时刻状态的中间变量；为i节点的非黑启动机组吸收启动功率的耗时；为i节点处机组启动后能发出最大功率的时刻；和为i节点处非黑启动机组出力的中间变量；为i节点的非黑启动机组的启动功率；为i节点处机组的最大上爬坡率；为i节点处电源的最大输出功率；
建立风光电源最大输出功率表达式，t时刻的风光电源最大输出功率满足：
(25)
其中：表示i节点处风光电源在t时刻的预测出力； 是包含储能装置的节点集合，该式中的节点i为除非黑启动电源节点和储能装置节点之外的其余含电源节点；
建立储能装置最大输出功率表达式：
(26)
(27)
其中，该式中的节点i为储能装置节点，为i节点处储能装置的容量；表示i节点处储能装置在t时刻状态，时储能装置可以输出功率，时储能装置不能输出功率；表示相邻两个时刻间的时间长度；
建立非电源节点最大输出功率表达式：
(28)
其中，表示非电源节点的最大输出功率，是包含电源的节点集合。
5.根据权利要求3所述的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，其特征在于，
所述步骤3中，获取动态孤岛划分方案还包括：
求解模型同时得到各分段开关、断路器在不同时刻的通断状态和各节点处非黑启动机组的启动时间。
6.根据权利要求5所述的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，其特征在于，
所述步骤4还包括：
建立配电网线性潮流模型，将步骤3获取的动态孤岛划分方案，输入配电网线性潮流模型，应用数学方法求解，从被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，并以虚拟区域中心支持负荷恢复，求解得到各机组的发电规划，包括t时刻节点处的电源有功出力和t时刻i节点处机组的无功出力，结合动态孤岛划分方案进行故障恢复。
7.根据权利要求1所述的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法，其特征在于，
所述步骤4中，建立的配电网线性潮流模型如下：
(29)
(30)
(31)
(32)
(33)
(34)
(35)
(36)
(37)
(38)
(39)
(40)
(41)
(42)
(43)
(44)
(45)
(46)
表示t时刻节点处的电源出力；
是i节点处电源的发电成本；
为i节点处机组的最大下爬坡率；
是t时刻i节点处机组的无功出力；
为t时刻i节点处电压值的平方；
为t时刻从i节点流向j节点的有功功率大小；
为t时刻从i节点流向j节点的无功功率大小；
为i节点和j节点间的线路阻抗；
为i节点和j节点间的容抗；
为额定电压大小的平方；
为i节点电压平方大小的下限；
为i节点电压平方大小上限；
表示t时刻节点处的预测无功负荷；
若S3中被恢复的微网控制器只有1个，将该微网控制器作为虚拟区域中心；若S3中被恢复的微网控制器大于1个，则根据式（38）进行选取虚拟区域中心。
8.一种利用权利要求1-7任一项权利要求所述配电网故障恢复方法的基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复系统，其特征在于，包括：采集模块、模型及约束构建模块和计算求解模块；
采集模块能够采集待处理配电网的相关参数，并将其发送至模型及约束构建模块；
模型及约束构建模块根据采集到的参数构建配电网的网络拓扑模型和约束，并建立基于各类发电机输出功率限制的负荷恢复线性模型；
计算求解模块通过求解模型及约束构建模块所构建的模型，得到故障时间内待处理配电网的负荷恢复方案，并根据负荷恢复方案，在被恢复的微网控制器中选取一个作为虚拟区域中心，以虚拟区域中心支持负荷恢复，并求解各发电机的发电规划。
9.一种终端，包括处理器及存储介质；其特征在于：
所述存储介质用于存储指令；
所述处理器用于根据所述指令进行操作以执行根据权利要求1-7任一项所述方法的步骤。
10.计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现权利要求1-7任一项所述方法的步骤。
CN202311397123.9A 2023-10-26 2023-10-26 一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统 Active CN117134353B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202311397123.9A CN117134353B (zh) 2023-10-26 2023-10-26 一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202311397123.9A CN117134353B (zh) 2023-10-26 2023-10-26 一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN117134353A CN117134353A (zh) 2023-11-28
CN117134353B true CN117134353B (zh) 2024-01-23

Family

ID=88858615

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202311397123.9A Active CN117134353B (zh) 2023-10-26 2023-10-26 一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN117134353B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN117394353B (zh) * 2023-12-08 2024-05-14 国网天津市电力公司电力科学研究院 一种配电网负荷转供与恢复方法及装置
CN117878926B (zh) * 2024-03-11 2024-06-18 国网上海市电力公司 一种韧性电网的监测预警和应急处理方法和系统

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106487003A (zh) * 2016-05-10 2017-03-08 国网江苏省电力公司南京供电公司 一种主配网故障恢复优化调度的方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10097240B2 (en) * 2013-02-19 2018-10-09 Astrolink International, Llc System and method for inferring schematic and topological properties of an electrical distribution grid

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106487003A (zh) * 2016-05-10 2017-03-08 国网江苏省电力公司南京供电公司 一种主配网故障恢复优化调度的方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN117134353A (zh) 2023-11-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN117134353B (zh) 一种基于虚拟区域动态切换的配电网故障恢复方法与系统
Zhang et al. Reliability-oriented distribution network reconfiguration considering uncertainties of data by interval analysis
Zou et al. Distribution system restoration with renewable resources for reliability improvement under system uncertainties
Vicente et al. Probabilistic load flow for voltage assessment in radial systems with wind power
CN105826944B (zh) 一种微电网群的功率预测方法和系统
Li et al. Day-ahead scheduling of power system incorporating network topology optimization and dynamic thermal rating
Anteneh et al. Distribution network reliability enhancement and power loss reduction by optimal network reconfiguration
CN113346484B (zh) 一种考虑暂态不确定性的配电网弹性提升方法及系统
CN112910012A (zh) 一种配电系统弹性提升评估方法、存储介质及计算设备
Parizad et al. Optimal distribution systems reconfiguration for short circuit level reduction using PSO algorithm
CN113344280A (zh) 考虑负荷转供的停电计划优化模型约束构建方法及装置
Ansarian et al. Optimum generation dispatching of distributed resources in smart grids
Liu et al. Risk assessment of cascading failure of distribution network with flexible multi-state switch
CN113612191A (zh) 一种配电网的快速恢复供电方法及装置
Sun et al. Determining optimal generator start-up sequence in bulk power system restoration considering uncertainties: A confidence gap decision theory based robust optimization approach
Gao et al. Concepts, structure and developments of high-reliability cyber-physical fusion based coordinated planning for distribution system
Wang et al. Real‐time optimisation of short‐term frequency stability controls for a power system with renewables and multi‐infeed HVDCs
Han et al. A deducing-based reliability optimization for electrical equipment with constant failure rate components duration their mission profile
Singh The role of hosting capacity study in power system advancements: a review
Xie et al. Online optimal power control of an offshore oil-platform power system
Musca et al. Power-Flow studies on the Future Electricity Grid of Sicily: Analysis of 2030 Scenario Cases
Vaagensmith et al. IEEE 13 Bus Benchmark Model for Real-Time Cyber-Physical Control and Power Systems Studies
Liu et al. A resilience enhancement scheme of cyber-physical power system for extreme natural disasters
Khanjani et al. Analysis of Observability Constraint on Optimal Feeder Reconfiguration of an Active Distribution Network with $\mu\mathrm {PMUs} $
CN104732101B (zh) 电网调度操作中系统总有功失负荷值确定方法和系统

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant