基于柔性多状态开关的主动配电网负荷在线紧急转供策略

配电网故障后,传统基于联络线的负荷转供方法存在停电转供、容易引起非故障线路过负荷等诸多问题。近年来出现的一种配电灵活交流输电(DFACTS)设备——智能软开关为上述问题的解决提供了契机。依托其对多条相连线路功率的柔性调节能力,提出了一种兼顾故障馈线残余负荷以及非故障馈线安全运行约束的负荷快速在线转供策略。首先建立了线路末端功率和各节点电压的关系,设置满足配电网正常运行状态的约束条件;在此基础上,以最大负荷转供量为上层目标函数,以电压偏差最小为下层目标函数,在约束范围内进行求解,获取最优潮流分配方法。最后针对上述最优潮流可能影响非故障馈线的安全运行的特殊场景,提出了在保证正常线路安全运行前提下最大程度保全待转供负荷的紧急切负荷策略和实现方案。依托大江东工程实际拓扑结构,搭建了基于PSCAD-MATLAB的联合仿真平台。结果表明,所提出的方案能够实现负荷的不断电在线转供。     

基于联络关系的主变故障负荷转供方案

针对主变故障后负荷转供过程中联络线路容量不足、主变过载等问题,提出了一种基于联络关系的主变故障负荷转供方案。该方案在配电网正常运行情况下,利用简化的网络拓扑关系形成主变联络关系矩阵及负荷转移区域,当主变因故障或检修退出运行时,基于负荷转移小区容载比对故障主变负荷进行"按需分配"。在分配的过程中,充分计及了联络线路及主变容量约束条件,分别设计了次级负荷转供策略及二次转供策略。算例结果表明,该方案有效地提高了配电网设备利用率和负荷转供能力,同时,使负荷转供后配电网中的负荷分布更加均衡。     

基于N-1准则的配电网重构分区评估分析

为解决配电网规划和自动化中的负荷转供问题,结合电网拓扑结构与接线模式,对故障后的配电网重构方案和影响因素进行了分析,提出了配电网重构"N-1"安全准则分区扫描实用评估分析方式,可以对配电网进行完全和逐段两种形式的"N-1"准则校验。同时开发了相应的评估软件,当单馈线无法承担转供负荷时,可以提供多馈线分担转供负荷的方案,并且解决了故障后双电源自动转切负荷对电源馈线容量裕度影响的问题。通过评估软件的分区逐段扫描结果,能够全面、有效地评估配电网的负荷转供能力,并对故障重构的各种方案进行比较。经多个配电网的实际应用,验证了该扫描评估分析方式和软件的效果。     

考虑合环电流约束的主动配电网转供优化模型

配电网合环操作是实现负荷不停电转供的必要手段,但其可能产生较大合环电流并导致负荷转供失败。为充分挖掘分布式发电(DG)在主动配电网的调控潜力,首先分析了含DG配电馈线合环功率分点的主动调整条件,获得含DG配电馈线合环的稳态和暂态电流约束。然后结合配电网功率平衡和辐射型结构约束、变电站转供容量限制,以开关总动作次数最少为目标,建立配电网转供方案优化模型;再考虑合环稳态和暂态电流约束,以DG出力变化量最小为目标,建立合环电流约束校验及DG出力调节优化模型;并将前述模型整合,形成考虑合环电流约束的主动配电网转供优化模型。最后通过实际配电网算例分析,验证了该文模型的有效性。     

基于K折验证的配电网故障转供可靠性评估研究

针对现阶段配网故障后快速、合理地拟定负荷转供措施的要求,介绍了一种基于K折验证的配网故障转供可靠性评估方案.根据配网多种供电方式,按照停电前后的能量平衡方程建立负荷转供效果评估指标.以损失功率最小为前提,考虑在运设备的运行状态、自身特性和外部环境等多因素,构建基于多种因素的故障转供评估模型的等式和不等式约束条件.采用基...     

主变压器低压侧母线失电事故预案快速生成

为降低失电事故损失,研究了主变压器低压侧母线失电事故预案快速生成方法。在获取配电网拓扑结构、设备技术参数与运行数据的基础上,采用基于变量代换的配电网潮流算法获得配电网所有节点的有功功率,将馈线作为一个整体,构建以最低停电损失为优化目标的负荷转供优化模型;采用改进的非支配遗传算法求解模型最优解,确定负荷转供最优路径;依据负荷重要度确定联络开关操作顺序,最终得到主变压器低压侧母线失电事故预案。试验结果表明：生成的主变压器低压侧母线失电事故预案仅切除了部分第三类负荷,预案生成时间短,失电损失低。     

电力负荷优化组合及其在城网改造中的应用

在城网改造中,基于不同类型负荷的特性进行负荷优化组合,可以提高电力设备利用率和降低配电成本。基于不同类型负荷的典型日负荷曲线,建立负荷优化组合模型,进而建立变电站综合负荷优化模型及馈线综合负荷优化模型,通过调整变电站或馈线负荷中某类负荷的供电来源,对不同类型负荷进行优化组合,改变供电的综合负荷特性,提高了配电网整体效益。通过在广东某地区局部配电网改造中的应用,说明研究工作的有效性。     

采用等效负荷简化配电网

提出了一种通过馈线两端电压和流过馈线两端开关的功率反映馈线上的负荷及其分布情况的配电网简化分析方法。这种方法只需对变电站的出线开关、馈线的分段开关和联络开关进行量测，而不必量测馈线上的配电变压器，就能得到满意的分析结果，并论述了简化分析的基本原理，讨论了带有支线的馈线处理方法，采用支路电流法验证了该方法的可行性，并给出了应用实例。     

基于输配全局的城市电网供电能力研究

提出一种基于输配全局的城市电网供电能力分析模型。采用基于直流潮流的线性规划模型对城市电网输电网络供电能力进行求解并将其作为系统上层约束;将传统配电网模型细化至中压馈线,分别构建高、中压配电网供电能力模型;计算N-1安全约束下高压配电线路、中压配电变压器及中压配电线路在不同转供方式下对应的最大供电能力,选取其中最小值作为系统最大供电能力。算例结果表明：基于输配全局的分析方法可以有效量化输电网对城市电网供电能力的影响,同时根据不同转供方式下的供电能力差异能够直观地对变压器故障情况下的负荷转移方式做出选择,验证了所提模型的有效性。     

变电站动态负载安全裕度评估及负荷控制方法

为研究变电站在检修或故障情况下的负载安全裕度,提出一种计及设备动态容量的变电站负载能力计算模型及负荷控制方法。首先,根据负载导则和温升限值构建变电站主设备的动态载流能力计算模型,得到设备的动态容量。其次,考虑站内和站间转供,运用最大流方法,确定变电站系统和各母线段负荷点在当前拓扑接线方式下的供电能力,进而依据当前负荷水平求出负荷安全裕度或超额负荷量。然后,依据负荷情况确定相应负荷控制方法,对不满足供电要求的情况根据负荷优先级确保供电,切除过载的负荷量以保证系统安全运行。最后,算例证明所提方法可以针对各类停运情况提出相应的负荷转供或负荷切除策略,在保证主设备安全的前提下充分挖掘变电站系统的供电能力,提升供电可靠性。     

一种综合考虑馈线和主变约束的配电网主变N-1校验方法

提出了一种可精确地进行配电网主变N-1校验的方法。全面地考虑配电网馈线和主变容量约束、实际运行约束和负荷转移约束,并建立考虑站内转供的网络转供校验模型。该方法适用于配电网各种接线模式,贴近实际网架情况。同时结合实际规划工作,注重实用性。最后通过算例与现有相关研究进行对比,验证所提校验方法的精确性。     

An Optimal N-1 Secure Operation Mode for Medium-voltage Loop Distribution Networks Considering Load Supply Capability and Security Distance

With many uncertainties, such as intermittent distributed generations and time-varying loads, penetrated into distribution networks, the load supply capability operating point has not been sufficient to guide power system operation for no security margin guarantee. To address this fundamental problem, an optimal operation model for interconnected distribution networks is proposed in this paper with the consideration of both security and efficiency of systems. The uncertainty, a feeder or substation transformer N-1 contingency, is taken into account and conductor thermal constraints after feeder or transformer failure are also incorporated into the formulated multi-objective model. The nonlinear optimization model is solved by a hybrid algorithm combining normal boundary intersection and sequential quadratic programming. The optimal load distribution solution on feeders and transformers can be obtained, which provides a trade-off between two defined indices, load supply capability adequacy and variation coefficient of security distance. Compared with conventional distribution loadability, case studies carried out on a test distribution network and a real urban distribution system in China demonstrate the effectiveness of the proposed model and solving method. The N-1 security margin is verified when increasing load demand.     

配电网电源侧故障下大范围负荷转移优化策略及实现方法

配电网电源侧故障下大范围负荷转移优化策略及实现方法是馈线自动化的延伸,对提高配电网供电可靠性具有重要意义。首先定义了母线失压类型,进而把大范围停电问题分解为不同类型的母线失压问题。然后提出了不同类型母线失压的大范围负荷安全转移优化策略,再把母线失压的大范围负荷转移问题转化成了等效馈线故障恢复问题和站内负荷转移问题。最后提出了大范围负荷安全转移方案生成方法,给出了各个模块的实现框图。该研究为配电网电源侧故障大范围负荷转移走向实用化提供方法和技术支撑。     

计及分布式电源的变电站个数及馈线条数概率规划

随着分布式电源渗透率的提高,分布式电源对配电网规划方法和结果的影响研究更具现实意义。采用概率规划方法,建立了涉及分布式电源的变电站个数及馈线条数优化简化模型,模型目标为变电站和中压线路的相关总费用最小,并考虑了线路的容量约束;提出了中压主干线与分支线长度的近似计算模型,并考虑了负荷变化、分布式电源随机性和线路负荷转供率对停电时间和停电费用的影响。基于模型求解获得的变电站优化个数、馈线优化条数和最小总费用,定义了相应的三大类置信变量。算例表明了概率规划对于变电站个数和馈线条数选择的意义以及分布式电源的替代作用。     

分布式光伏对智能配网馈线电压影响灵敏度研究

以配网馈线为研究对象,提出没有光伏和有光伏接入下的馈线节点电压变化灵敏度矩阵,指出不同节点处的功率变化与电压变化之间的关系;并对长距离有分支的辐射型馈线进行仿真,验证灵敏度矩阵的有效性和正确性。灵敏度矩阵可以用来分析分布式光伏接入馈线引起的节点电压变化,特别对于偏远地区供电半径较大的长距离馈线,提前预判馈线节点电压的越限可能性。同样,灵敏度矩阵可以延伸到更多馈线形成的配电网络节点电压的分析、无功补偿和分布式光伏的布点规划,可以作为研究配网功率置信区间判据,判别电压波动裕度,以此作为配网馈线自动化和配网自愈的负荷转移的判据,提高配网电压质量和供电可靠性。     

基于多源数据的馈线谐波频谱估计方法

随着分布式电源和非线性负荷的投运规模不断增加,电网谐波污染愈加严重和复杂,有必要对各馈线谐波电流进行监测。但基于经济性考虑,对变电站所有馈线均进行谐波电流监测并不可行。针对上述问题,提出了基于多源数据的馈线谐波频谱估计方法。该方法基于电网现有电能质量监测系统、调度系统、营销业务应用系统等多源数据,只需对母线谐波电压和进线谐波电流开展监测,即可估计出变电站所有馈线的谐波电流情况。首先,根据馈线谐波电流的相量运算关系和功率关系构建馈线谐波频谱估计的目标函数。其次,基于多源数据利用改进粒子群算法求解目标函数,进而得到各馈线的各次谐波电流含有率及馈线谐波电流间的相角差,实现了各馈线谐波电流频谱的估计。最后,通过仿真算例和实测算例验证了方法的可行性。算例表明该方法仅需在变电站母线处安装一台电能质量监测终端,结合现有业务系统的基本电气数据等信息,可实现馈线谐波频谱的估计,有助于节约变电站监测装置的配置成本。     

中压配电网联络线优化的算法和实现

提出了一个中压配电网联络线优化的算法。在满足变电站以及变压器水平N-1准则前提下, 该方法尽量减少专用联络干线数量以及变压器、线路备用容量,求得使空载联络线固定投资 最小的联络方案,并且易于计算机实现。其核心思想为：每个变电站充分利用所有相邻站为 备用,网络中各馈线树都有可能承担联络功能,故障时馈线树间一对一联络。     

System wide MV distribution network technical losses estimation based on reference feeder and energy flow model

This paper presents an integrated analytical approach to estimate technical losses (TL) of medium voltage (MV) distribution network. The concept of energy flow in a radial MV distribution network is modelled using representative feeders (RF) characterized by feeder peak power demand, feeder length, load distribution, and load factor to develop the generic analytical TL equations. The TL estimation approach is applied to typical utility MV distribution network equipped with energy meters at transmission/distribution interface substation (TDIS) which register monthly inflow energy and peak power demand to the distribution networks. Additional input parameters for the TL estimation are from the feeder ammeters of the outgoing primary and secondary MV feeders. The developed models have been demonstrated through case study performed on a utility MV distribution network supplied from grid source through a TDIS with a registered total maximum demand of 44.9 MW, connected to four (4) 33 kV feeders, four (4) 33/11 kV 30 MVA transformers, and twelve (12) 11 kV feeders. The result shows close agreement with TL provided by the local power utility company. With RF, the approach could be extended and applied to estimate TL of any radial MV distribution network of different sizes and demography.     

Model of distribution system total supply capability considering feeder and substation transformer contingencies

This paper proposes a model for calculating the total supply capability (TSC) for distribution system considering both feeder and substation transformer contingencies. Existing models and methods for TSC only consider substation transformer contingencies and ignore feeder contingencies. However, the feeder contingencies occur much more frequently than substation transformer contingencies in practice. Moreover, some operation state fail the feeder contingencies N − 1 verification even they pass the transformer contingencies N − 1 verification. In this paper, a TSC model is firstly proposed in which feeder and transformer N − 1 contingencies are fully considered. This model is designed in feeder level, which means the topology of interconnection among feeders is accurately modeled. Secondly, a supplementary model for load balancing is set up for a better load distribution solution on feeders and transformers at TSC loading. Finally, the method is tested in a test distribution system and a real partial distribution network and the results are verified by the traditional N − 1 simulation.