考慮主網(wǎng)和孤島的兩階段配電網(wǎng)供電恢復(fù)

楊學(xué)信, 李 諒, 傅 堅, 韓 熠, 李振坤

(1.上海電力大學(xué), 上海 200090; 2.上海電力實業(yè)有限公司, 上海 200001)

故障后的配電網(wǎng)供電恢復(fù)技術(shù)是智能配電網(wǎng)的核心,是提高配電網(wǎng)供電可靠性的重要保證[1]。近年來,隨著可再生能源的大力發(fā)展,大量以風(fēng)能、光能為代表的清潔能源并入配電網(wǎng)是必然趨勢。然而,由于風(fēng)能、光能的波動性和不確定性,以及配電網(wǎng)的復(fù)雜性,所以配電網(wǎng)的供電恢復(fù)面臨著諸多挑戰(zhàn)。因此,如何充分利用清潔分布式電源輸出功率和主網(wǎng)的供電能力,實現(xiàn)最大程度的失電負荷供電,成為了智能配電網(wǎng)研究的重要方向。

目前,許多學(xué)者已經(jīng)針對含可再生能源的配電網(wǎng)供電恢復(fù)策略進行了研究。文獻[2-3]通過對故障時段內(nèi)失電負荷的綜合評估,優(yōu)先保證對恢復(fù)評估系數(shù)較高的失電負荷恢復(fù)供電。文獻[4]針對配電網(wǎng)內(nèi)分布式電源(Distributed Generation,DG)實際輸出功率和負荷需求值與預(yù)測值之間存在誤差的問題,利用模型預(yù)測控制理論進行多時步預(yù)測,提高預(yù)測值的準(zhǔn)確性,并建立魯棒優(yōu)化模型實現(xiàn)配電網(wǎng)的供電恢復(fù)。該方法具有較強的抗參數(shù)擾動能力,但為了減少計算量,控制時步的選擇是關(guān)鍵。文獻[5]綜合考慮了DG輸出功率間隙性和負荷需求波動性問題,建立了基于風(fēng)光荷功率曲線的孤島風(fēng)險評估模型和多時段孤島劃分的方法。文獻[6]對光伏發(fā)電功率進行離散概率建模,較為充分地考慮了光伏發(fā)電的波動性問題,提高了供電恢復(fù)方案的可行性。文獻[7]考慮到負荷的時變性和可控性,利用光儲聯(lián)合系統(tǒng)保證負荷的可靠恢復(fù),通過變異粒子群算法提高求解配電網(wǎng)故障恢復(fù)的速度。上述文獻僅考慮孤島,未考慮到主網(wǎng)對失電負荷恢復(fù)供電作用。文獻[8]綜合考慮主網(wǎng)恢復(fù)能力和DG供電能力,利用二者相結(jié)合的方式恢復(fù)供電,針對失電負荷區(qū)域優(yōu)先考慮進行孤島劃分恢復(fù)供電,再對剩余區(qū)域建立恢復(fù)重構(gòu)模型。文獻[9]建立了配電網(wǎng)孤島劃分和網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)的統(tǒng)一故障恢復(fù)模型。文獻[10]建立孤島和網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)的雙層規(guī)劃模型,在一定程度上解決了孤島與重構(gòu)的配合性問題,但由于僅考慮常規(guī)DG接入的場景且未能考慮負荷需求的不確性問題,故不符合實際配電網(wǎng)運行情況。

以上研究存在以下兩個問題:一是將風(fēng)光輸出功率和負荷需求值等效為恒定值,會導(dǎo)致孤島內(nèi)功率不平衡,進而出現(xiàn)電壓、頻率越限的問題;二是將配電網(wǎng)供電恢復(fù)問題分為孤島劃分和網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)兩個子問題,未考慮到兩者對供電恢復(fù)的關(guān)聯(lián),不能保證實現(xiàn)供電恢復(fù)方案的最優(yōu)性。

本文提出的配電網(wǎng)供電恢復(fù)策略綜合考慮了風(fēng)光荷的時變性,提出了主網(wǎng)與DG聯(lián)合的供電恢復(fù)方案。通過該方案,可以利用DG的發(fā)電能力和主網(wǎng)的供電能力,最大程度地滿足失電負荷需求。另外,該策略的優(yōu)化目標(biāo)包括重要負荷恢復(fù)量最大化和網(wǎng)絡(luò)損耗最小化,以此實現(xiàn)對故障恢復(fù)方案的綜合考慮。

1 源荷模型和可控電源評價系數(shù)

1.1 風(fēng)機輸出功率模型

風(fēng)機的輸出功率受多種因素的影響,其中主要取決于當(dāng)前時刻風(fēng)速的大小[11]。風(fēng)機的輸出功率與風(fēng)速的關(guān)系式為

(1)

式中:Pwt,t——t時刻風(fēng)機的輸出功率;

vt——t時刻的風(fēng)速;

vci,vfi——風(fēng)機的切入風(fēng)速和切出風(fēng)速;

Pr——風(fēng)機的額定功率;

vrate——風(fēng)機的額定風(fēng)速。

1.2 光伏輸出功率模型

光伏的輸出功率主要受當(dāng)前時刻的光照強度和光伏組件面積的影響[12]。光伏機組的輸出功率與光照強度、光伏組件面積的關(guān)系式為

(2)

式中:Ppv,t——t時刻光伏的輸出功率;

A——光伏組件的面積;

Pstd——光伏機組的額定輸出功率;

St,Sstd——實時光照強度、額定光照強度;

kc——特定光照強度,當(dāng)實時光照強度St超過kc后,光伏機組的輸出功率與光照強度的關(guān)系由非線性變?yōu)榫€性關(guān)系。

1.3 常規(guī)DG輸出功率模型

微型燃氣輪機、柴油機等常規(guī)的DG具有獨立的調(diào)頻、調(diào)壓能力,在故障恢復(fù)期間可作為黑啟動電源。這類常規(guī)的DG運行需滿足以下功率約束與爬坡約束[13]條件。

(3)

(4)

(5)

(6)

PDG,i,QDG,i——負荷節(jié)點i上常規(guī)DG的有功、無功功率;

PDG,i(t),QDG,i(t)——負荷節(jié)點i上常規(guī)DG在t時刻的有功、無功功率。

1.4 負荷特性模型

本文從負荷需求的時變性和重要性兩個角度進行分析。

(1) 負荷時變性模型 由于負荷在不同時間段內(nèi)所需求的功率值不同,所以為保證方案的可行性,需考慮負荷時變性。根據(jù)負荷節(jié)點類型,將負荷節(jié)點分為政府和醫(yī)療負荷、商業(yè)負荷、居民負荷。對不同類型的日負荷曲線進行積分[14],得到不同類型負荷隨時間變化的功率需求值。

(7)

式中:Li(t)——負荷節(jié)點i在t時刻的功率需求值;

fi(x)——負荷節(jié)點i的日負荷需求曲線。

(2) 負荷重要性 由于不同負荷的中斷對人身安全、經(jīng)濟損失所造成的影響程度不同,因此將負荷分為3個級別,即一級、二級和三級負荷[15]。其中,一級負荷失去供電將對人身安全和經(jīng)濟造成極大的影響,因此必須保證這類負荷在配電網(wǎng)發(fā)生故障時能夠及時恢復(fù)供電,以保證供電的可靠性。此外,若存在可控負荷,可通過調(diào)節(jié)可控負荷功率,保證對重要負荷的優(yōu)先供電。

1.5 可控電源評價系數(shù)

對于DG孤島運行模式,本文采用較為成熟的主從控制模式。針對一個孤島內(nèi)存在多個可控電源的主電源選取問題,本文通過對可控電源評價,選取可控電源系數(shù)最大的作為孤島的主電源。定義第k個可控DG的評價系數(shù)為

(8)

式中:Kk——第k個可控DG的評價系數(shù);

2 孤島劃分策略

2.1 目標(biāo)函數(shù)及約束條件

在配電網(wǎng)故障時段內(nèi)采用風(fēng)能、光能的實際輸出功率和可控DG的最大輸出功率作為孤島的供電量。為保證重要負荷供電的優(yōu)先性以及盡可能多地恢復(fù)失電負荷[16-17],設(shè)置目標(biāo)函數(shù)為

(9)

式中:FDG——孤島劃分的目標(biāo)函數(shù);

T——故障持續(xù)時間;

D——所有失電負荷節(jié)點集合;

λi——負荷節(jié)點i的權(quán)重值;

yi,t——負荷節(jié)點i在t時刻的通電狀態(tài),取0或1,若為1則表示恢復(fù)供電,為0則表示未恢復(fù)供電;

μ——網(wǎng)損的權(quán)重值;

floss——孤島內(nèi)部的網(wǎng)絡(luò)損耗。

需要滿足的約束條件如下。

孤島內(nèi)功率平衡約束條件為

(10)

式中:m——孤島內(nèi)DG個數(shù);

Pk,t——t時刻第k個DG的實際輸出功率;

I——孤島內(nèi)負荷節(jié)點集合;

Li,t——孤島內(nèi)負荷節(jié)點i在t時刻的功率需求值。

負荷節(jié)點電壓約束條件為

Umin≤Ui,t≤Umax

(11)

式中:Umin,Umax——負荷節(jié)點i電壓幅值的最小值、最大值;

Ui,t——t時刻負荷節(jié)點i的電壓幅值。

網(wǎng)絡(luò)潮流約束條件為

(12)

(13)

式中:Pi,t,Qi,t——t時刻注入負荷節(jié)點i的有功、無功功率;

n——孤島內(nèi)負荷節(jié)點總個數(shù);

Uj,t——t時刻節(jié)負荷節(jié)點j的電壓幅值;

Gij,Bij,δij,t——t時刻節(jié)負荷節(jié)點i、j之間的電導(dǎo)、電納和相角差。

支路功率約束條件為

Pij,t≤Pij,max

(14)

式中:Pij,t——t時刻流過負荷節(jié)點i、j之間支路的有功功率;

Pij,max——負荷節(jié)點i、j之間支路允許流過的最大有功功率。

網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)約束條件為

g∈G

(15)

式中:g——配電網(wǎng)重構(gòu)后的拓撲結(jié)構(gòu);

G——網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)集合。

2.2 孤島最優(yōu)切負荷操作

在進行孤島恢復(fù)時,需要處理孤島內(nèi)風(fēng)光荷波動給孤島電量和功率平衡所帶來的問題。若在故障恢復(fù)時間內(nèi),存在孤島內(nèi)DG輸出功率值小于負荷總需求值時,可通過削減負荷來保證孤島穩(wěn)定運行。為保證孤島切負荷的最優(yōu)性,從兩個方面進行考慮:一是優(yōu)先削減孤島內(nèi)的可控負荷;二是切除孤島內(nèi)的不可控負荷。具體操作步驟如下。

步驟1 將孤島A內(nèi)的可控負荷按照容量由小到大的原則進行排序,并存入孤島A的可控負荷節(jié)點集合DA,load,通過對DA,load各元素求和得到可控負荷總?cè)萘縇DA,load。

步驟2 在不滿足孤島A功率平衡約束時段,計算孤島內(nèi)DG輸出功率之和與負荷總需求的差值dif。

步驟3 對dif和LDA,load進行比較:若dif≤LDA,load,則可通過對可控負荷節(jié)點容量從小到大進行累計,直到累計容量大于dif,然后削減該部分可控負荷,轉(zhuǎn)至步驟7;若dif>LDA,load,則轉(zhuǎn)至步驟4。

步驟4 將孤島A內(nèi)所有可控負荷削減后,再對孤島A的最末端負荷節(jié)點進行標(biāo)記,得到待切負荷節(jié)點集合Cload。根據(jù)待切負荷節(jié)點的權(quán)重等級與功率需求值的積,由小到大進行排序,得到待切負荷順序Mload。

步驟5 根據(jù)待切負荷順序Mload,對孤島A進行切負荷操作,更新待切負荷節(jié)點集合Cload。

步驟6 判斷此時更新后的孤島范圍是否滿足功率平衡約束。若滿足,則轉(zhuǎn)至步驟7,否則轉(zhuǎn)至步驟4。

步驟7 將被切除負荷的節(jié)點標(biāo)記為失電節(jié)點,得到最終孤島A的范圍。

2.3 孤島劃分流程

由于風(fēng)光荷的不確定性,所以要根據(jù)不同故障時段的DG輸出功率和負荷需求值進行動態(tài)孤島劃分,采用廣度和深度優(yōu)先搜索相結(jié)合的方式確定孤島供電范圍。具體操作步驟如下。

步驟1 輸入故障發(fā)生時刻、故障持續(xù)時間、故障位置,以及確定故障時段內(nèi)風(fēng)能和光能輸出功率、失電負荷的功率需求值和各個可控電源評價系數(shù)等。

步驟2 以可控電源所在節(jié)點為根節(jié)點,以故障時刻DG輸出功率值為半徑進行搜索,采用廣度優(yōu)先遍歷確定該DG的功率圓。若功率圓包含其他不可控DG,則更新功率圓半徑,繼續(xù)搜索確定孤島范圍。

步驟3 判斷孤島之間是否存在負荷交叉的情況。若存在,則進行孤島合并,針對孤島合并后主電源的選取問題,根據(jù)可控電源評價系數(shù),選取可控電源評價系數(shù)較大的DG作為孤島合并后的主電源;若不存在,則轉(zhuǎn)至步驟4。

步驟4 判斷是否存在未劃入孤島區(qū)域內(nèi)的一級失電負荷。若存在,則以該一級負荷為根節(jié)點進行深度優(yōu)先搜索,找到最近的孤島區(qū),然后并入到孤島區(qū)域中;否則轉(zhuǎn)至步驟5。

步驟5 判斷孤島是否滿足約束條件。若不滿足,則進行最優(yōu)切負荷操作,直至滿足約束條件。

步驟6 判斷故障時段數(shù)是否大于等于最大故障時段數(shù):若大于等于,則生成最終孤島劃分策略;否則轉(zhuǎn)至步驟5。

3 兩階段規(guī)劃的配電網(wǎng)供電恢復(fù)模型及求解流程

3.1 兩階段規(guī)劃模型

在通過配電網(wǎng)主網(wǎng)和孤島對失電負荷區(qū)域供電恢復(fù)時,兩者恢復(fù)供電的方式是彼此影響的,已有算法將兩者分成兩個問題進行處理,但未能充分體現(xiàn)出兩者之間的配合性。為增加兩者之間供電恢復(fù)的配合性,本文采用兩階段規(guī)劃模型,通過設(shè)置目標(biāo)函數(shù)之間的嵌套,使兩階段的結(jié)果具有關(guān)聯(lián)性,以協(xié)同優(yōu)化主網(wǎng)的故障恢復(fù)和孤島劃分,從而實現(xiàn)全局最優(yōu)的解決方案。

3.1.1 一階段規(guī)劃模型

一階段規(guī)劃模型考慮配電網(wǎng)主網(wǎng)的供電恢復(fù)力,設(shè)定一階段目標(biāo)函數(shù)。

主網(wǎng)恢復(fù)系統(tǒng)失電負荷總量最大化:

(16)

式中:f1——主網(wǎng)恢復(fù)系統(tǒng)失電負荷總量。

系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)損耗最小化:

(17)

式中:f2——系統(tǒng)網(wǎng)絡(luò)損耗;

N——系統(tǒng)支路總數(shù);

kl——支路l的開斷狀態(tài),kl=1表示支路閉合,kl=0表示支路斷開;

Rl——支路l的電阻;

Pi,Qi,Ui——支路l末端負荷節(jié)點i的有功功率、無功功率和電壓值。

綜合考慮以上兩種因素,設(shè)置一階段目標(biāo)函數(shù)為

maxF1=f1-μf2

(18)

式中:F1——一階段目標(biāo)結(jié)果。

上層規(guī)劃需滿足的約束條件為式(11)～式(15)以及開關(guān)動作次數(shù)約束式(19)。

(19)

式中:r——開關(guān)總個數(shù);

St,q——t時刻開關(guān)q的閉合狀態(tài),St,q=1表示開關(guān)閉合,St,q=0表示開關(guān)斷開;

R——最大開關(guān)動作次數(shù)。

3.1.2 二階段規(guī)劃模型

在二階段規(guī)劃中,以一階段主網(wǎng)恢復(fù)結(jié)果為基礎(chǔ),針對一階段未恢復(fù)的失電負荷區(qū)域,通過分布式電源在故障時期內(nèi)形成孤島,以重要負荷恢復(fù)量最大化為目標(biāo),為失電負荷恢復(fù)供電。目標(biāo)函數(shù)為式(20),約束條件為式(10)～式(15)。

maxF2=F1+FDG

(20)

式中:F2——二階段目標(biāo)結(jié)果。

3.2 兩階段規(guī)劃求解流程

兩階段規(guī)劃求解具體操作步驟如下。

步驟1 輸入基礎(chǔ)數(shù)據(jù),包括網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)、DG和負荷數(shù)據(jù),以及故障位置、故障發(fā)生時刻和持續(xù)時間等。

步驟2 采用灰狼優(yōu)化算法[18]求解一階段規(guī)劃,保留M種主網(wǎng)重構(gòu)的供電恢復(fù)方案以及對應(yīng)的甩負荷區(qū)域。

步驟3 在步驟2形成的主網(wǎng)重構(gòu)方案基礎(chǔ)上,針對甩負荷區(qū)域,采用廣度與深度搜索算法相結(jié)合的方式進行孤島劃分。

步驟4 判斷各個孤島與主網(wǎng)重構(gòu)層相連的開關(guān)是否斷開:若是,則保留孤島劃分結(jié)果;否則,將該孤島并入主網(wǎng)重構(gòu)。

步驟5 判斷是否滿足約束條件:若滿足則將該孤島并入主網(wǎng);若不滿足則保留該孤島區(qū)域。

步驟6 計算M種方案的二階段目標(biāo)函數(shù)值,并保留最優(yōu)的供電恢復(fù)方案。

步驟7 判斷t是否大于等于最大故障持續(xù)時間:若是,則輸出最優(yōu)供電恢復(fù)方案;否則,令t+1并轉(zhuǎn)至步驟2。

4 實驗結(jié)果及分析

4.1 算例參數(shù)

為驗證所提方法的可行性,本文采用改進IEEE 33節(jié)點系統(tǒng)為測試算例,具體如圖1所示。

圖1 改進IEEE 33 節(jié)點系統(tǒng)

圖1中,配電網(wǎng)系統(tǒng)額定電壓為12.66 kV,總負荷為3 715+j2 300 kVA。每條支路均裝設(shè)分段開關(guān),虛線表示聯(lián)絡(luò)線路,初始網(wǎng)絡(luò)中聯(lián)絡(luò)開關(guān)均處于斷開狀態(tài),其他開關(guān)為閉合狀態(tài)。節(jié)點7,14,17,24,32,33分別接入DG1～DG6,其中DG1和DG2為光伏電站,DG3和DG6為柴油發(fā)電機,DG4和DG5為風(fēng)機。各DG的具體參數(shù)設(shè)置如表1所示。各個負荷節(jié)點的等級、類型如表2和表3所示。設(shè)置網(wǎng)絡(luò)損耗的權(quán)重為0.1,灰狼算法的最大迭代次數(shù)為50。

表1 DG系統(tǒng)參數(shù)

表2 負荷等級及權(quán)重

表3 負荷類型

4.2 算例結(jié)果分析

4.2.1 不同故障時刻恢復(fù)結(jié)果分析

設(shè)置故障時刻為9:00,13:00,20:00。故障位置在節(jié)點5至節(jié)點6的支路處。當(dāng)故障發(fā)生時,首先將故障點分段開關(guān)斷開,對故障支路進行隔離;然后根據(jù)負荷在故障時段的需求值以及自身的負荷重要程度,優(yōu)先保證對重要負荷的供電。

各故障時刻的恢復(fù)結(jié)果如表4所示。

表4 各故障時刻的恢復(fù)結(jié)果

在9:00發(fā)生故障時,由于此時段各失電負荷功率需求值較小,且風(fēng)能、光能都具有一定的輸出功率值,故通過整體尋優(yōu)可以實現(xiàn)全部負荷恢復(fù)供電。此時段DG2,DG3,DG5,DG6形成一個大孤島區(qū)域,根據(jù)電源評價系數(shù)選取DG6作為孤島的主電源。在13:00發(fā)生故障時,此時段負荷功率需求值明顯增大,導(dǎo)致主網(wǎng)和孤島的聯(lián)合供電區(qū)域縮小,此時孤島區(qū)域為節(jié)點16,17,18,32,33,不再包含DG2,但此時段的一級負荷恢復(fù)率仍為100%。在20:00發(fā)生故障時,此時段內(nèi)光伏發(fā)電不再出力,導(dǎo)致主網(wǎng)并入光伏發(fā)電系統(tǒng)后不能再提供恢復(fù)功率,主網(wǎng)負荷恢復(fù)率有所減少,但此時段內(nèi)風(fēng)機出力較大,當(dāng)風(fēng)機并入孤島時可增加一定的孤島區(qū)域。

4.2.2 不同方案的故障恢復(fù)結(jié)果分析

為進一步驗證本文所提故障恢復(fù)策略的優(yōu)越性,采用4種不同的恢復(fù)方案,對2種配電網(wǎng)故障場景下的供電恢復(fù)結(jié)果進行比較分析。其中:方案1采用本文所提方案,利用主網(wǎng)和孤島之間的兩階段供電恢復(fù)模型,實現(xiàn)主網(wǎng)和孤島聯(lián)合恢復(fù)供電的整體最優(yōu);方案2僅對配電網(wǎng)進行主網(wǎng)重構(gòu),不考慮DG的孤島運行;方案3采用文獻[8]方法,將主網(wǎng)和孤島劃分為兩個獨立的子問題,進行一次性的兩階段供電恢復(fù);方案4采用文獻[19]方法,基于混合整數(shù)二階錐規(guī)劃的配電網(wǎng)供電恢復(fù)。

場景1設(shè)故障發(fā)生時刻為9:00,故障位置為節(jié)點5至節(jié)點6的支路。場景1下不同方案故障恢復(fù)結(jié)果如表5所示。

表5 場景1下不同方案故障恢復(fù)結(jié)果

場景1下,方案1,2,4故障恢復(fù)結(jié)果分別如圖2、圖3、圖4所示。

圖2 場景1下方案1故障恢復(fù)結(jié)果

圖3 場景1下方案2故障恢復(fù)結(jié)果

圖4 場景1下方案4故障恢復(fù)結(jié)果

由表5可知,方案1可恢復(fù)全部負荷的供電,更加優(yōu)于方案2,3,4。方案3將主網(wǎng)和孤島劃分為兩個獨立的子問題進行求解,未考慮兩者之間關(guān)聯(lián)性和配合性問題,方案3的孤島劃分是針對方案2主網(wǎng)最優(yōu)重構(gòu)對應(yīng)的甩負荷區(qū)域,由方案2的主網(wǎng)最優(yōu)重構(gòu)圖3可知,方案2對應(yīng)的甩負荷區(qū)域內(nèi)不存在可控DG,無法形成孤島對失電區(qū)域恢復(fù)供電,因此方案3中的孤島劃分策略也就失去了意義,故此場景下方案2、3的配電網(wǎng)恢復(fù)策略和結(jié)果相同。

由圖4可知,方案4相比方案1故障的恢復(fù)更偏向于孤島對失電負荷支撐能力,因為方案4針對故障恢復(fù)時,優(yōu)先考慮的是孤島最大化的恢復(fù)負荷,然后將孤島作為一個整體參與到主網(wǎng)重構(gòu)之中。從結(jié)果分析中可以得出,方案4能夠?qū)崿F(xiàn)最大化的孤島恢復(fù),但孤島和主網(wǎng)兩者之間的配合性不足,未能充分利用主網(wǎng)的恢復(fù)力,導(dǎo)致負荷節(jié)點10未能恢復(fù)供電。綜合分析表明本文所提的方案1能夠增加主網(wǎng)和孤島聯(lián)合恢復(fù)供電的配合性,實現(xiàn)兩者的整體尋優(yōu)。

場景2設(shè)故障發(fā)生時刻為20:00,故障位置為節(jié)點5至節(jié)點6的支路。場景2下不同方案故障恢復(fù)結(jié)果如表6所示。

表6 場景2下不同方案的故障恢復(fù)結(jié)果

場景2下方案1故障恢復(fù)結(jié)果如圖5所示。

由表6可知,方案1不僅全網(wǎng)恢復(fù)率最高,而且二級、三級負荷恢復(fù)率都要優(yōu)于方案2,3,4。方案3是在方案2的基礎(chǔ)上進行孤島劃分,由于方案2的主網(wǎng)重構(gòu)目標(biāo)是恢復(fù)負荷最大化,使主網(wǎng)盡可能多地恢復(fù)重要負荷,主網(wǎng)重構(gòu)為保證一級負荷節(jié)點14,32能恢復(fù)供電,使重構(gòu)方案向節(jié)點14,32方向蔓延,則導(dǎo)致了第二階段的孤島劃分區(qū)域受到限制,未能夠充分利用孤島內(nèi)DG供電支持力。方案4優(yōu)先考慮孤島,將DG2,DG3,DG5,DG6整合為一個大的孤島區(qū)域,充分發(fā)揮了孤島的供電能力,但也在一定程度上抑制了主網(wǎng)的重要負荷的支撐能力,導(dǎo)致二級負荷節(jié)點27未能恢復(fù)供電。綜合分析可知本文所提的方案1充分利用了孤島和主網(wǎng)聯(lián)合進行失電區(qū)域供電恢復(fù),實現(xiàn)了整體恢復(fù)方案的最優(yōu)性。

5 結(jié) 語

由于主網(wǎng)和DG的輸出功率共同影響配電網(wǎng)的故障恢復(fù)策略,因此本文提出了考慮主網(wǎng)和孤島的兩階段配電網(wǎng)供電恢復(fù)方案。該方案考慮了DG的波動性,建立了動態(tài)的孤島劃分策略和最優(yōu)切負荷操作;然后通過兩階段規(guī)劃模型,建立一階段和二階段相互聯(lián)系的目標(biāo)函數(shù),增加兩者聯(lián)合恢復(fù)供電的配合性。仿真結(jié)果表明,本文所提方法實現(xiàn)了恢復(fù)系統(tǒng)失電負荷最大化,充分利用了主網(wǎng)和孤島對失電區(qū)域的支撐能力。