一种主动配电网静态安全评估方法【专利摘要】本发明涉及一种主动配电网静态安全评估方法，该方法包括：输入网络参数和风光荷数据；针对某一时段某一支路故障进行静态安全评估；进行负荷转供；判断孤岛是否存在可控电源，是则分析孤岛的功率是否平衡；若不平衡则进行负荷平移和切负荷操作；若平衡则进行潮流计算，并分析是否存在越限，若是则进行主动管理，若否则记录参数；判断故障是否修复，若否则进入下一故障时段，返回判断步骤，若是则判断是否已完成所有支路时段的故障计算；若已完成则根据所记录的参数进行安全指标的计算；若未完成则返回继续分析下一个预想事故。与现有技术相比，本发明的特点在于综合了主动配电网的有源性和主动性，考虑了网络运行的时序特性，分析具有全面性。【专利说明】一种主动配电网静态安全评估方法
技术领域：
[0001]本发明涉及配电网的静态安全分析领域，尤其是涉及一种考虑时序特性的主动配电网静态安全分析方法。【
背景技术：
】[0002]人口数量的持续增长、经济社会的持续发展、传统化石能源的不断消耗、环境污染问题的日益严重使得可持续、绿色低碳发展成为当代人类发展的新要求。在当前生态发展的背景下，电力能源领域也必须顺应可持续发展的潮流。为此，可再生能源发电技术受到了广泛关注和重视，分布式电源(DistributedGeneration，DG)被大量接入配电网。但由于风力发电机、光伏阵列等绿色分布式电源具备固有的间歇性和不确定性，使得广泛的DG集成将对配电网的运行造成一系列影响。DG的大量入网将改变网络的潮流和电压分布、使继电保护策略的复杂度加大、引起供电的电能质量问题、增加规划和调度工作的难度、影响配电网可靠性和安全性等。虽然储能技术和电力电子技术的引入，在一定程度上能够克服DG入网的所引起的消极影响，但配电网仍旧存在对间歇性能源消纳不充分、兼容性较差，网络优化运行能力不足，调度方式落后，源-网-荷互动化程度低等问题。对可再生能源的大规模充分利用、配电网内DG的高渗透率集成和能源结构的战略性优化调整仍然面临着许多困难。为此，主动配电网(ActiveDistributionNetwork，ADN)技术应运而生，旨在解决配电网兼容和大规模应用间歇性可再生能源、提升绿色能源利用率、优化调整一次能源结构等问题。根据CIGREC6.11工作组工作报告中给出的定义，主动配电网是可以综合控制分布式能源(DistributedEnergyResources，DER)的配电网，可以使用灵活的网络技术实现潮流的有效管理，分布式能源在其合理的监管环境和接入准则的基础上承担对系统一定的支撑作用。作为未来智能配电网的一种发展模式，主动配电网集成了分布式电源、分布式储能(ElectricalEnergyStorage，ESS)、可控负荷（ControllableLoad，CL)等分布式能源，依托先进的信息通信技术和电力电子技术，对网络中丰富的可控资源进行协调控制和主动管理，实现对可再生能源的高度兼容和高效利用、优化网络的运行状态、提升配电资产的利用效率、延缓配电网的升级改造投资、提高供电质量和安全可靠性。[0003]配电网静态安全分析是对配电网发生预想事故后的稳态运行情况进行分析，对将引发设备过载、电压越限、失负荷等威胁网络安全运行的事故进行警示，进而评估配电网的安全水平，并找出系统运行的薄弱环节。对于配电网静态安全分析和安全评估，已有许多学者做了相关的研究，并取得了一定的成果。文献《配电网安全性指标的研究》和《基于风险理论的配电网静态安全性评估指标研究》建立了配电网静态安全分析的安全评估指标，并应用于实例，文献《基于备用电源自动投入装置的配电网静态安全性分析》考虑了备用电源自动投入的影响，基于N-1+M准则对配电网进行静态安全分析，但上述文献均没有计及分布式电源。文献《基于负荷恢复策略的配电网N-1安全评估》利用网络重构进行故障后的负荷供电恢复，以恢复供电的负荷比例为安全指标，对配电网进行N-1安全评估，但分析结果仅针对网络的某个确定运行状态，没有考虑负荷和风光资源的时序性和波动性。文献《HierarchicalRiskAssessmentofTransmissionSystemConsideringtheInfluenceofActiveDistributionNetwork·》在输电网安全评估中考虑了ADN的影响，但忽略了配电网的潮流约束，且仅仅考虑了ADN的有源性、对主动性考虑不足，同时认为仅存在风机和光伏的孤岛可以运行，实际上间歇性电源不能够单独支撑孤岛供电。文献《SecurityAssessmentinActiveDistributionNetworkswithChangeinWeatherPatterns》计及天气变化对元件故障的影响，提出了一种三状态天气模型，用蒙特卡罗模拟来处理系统运行状态的不确定性，以负荷损失和电量损失来评估ADN的安全性，但在孤岛的功率平衡中没有计及储能，也没有考虑孤岛供电的可持续性。【
发明内容】[0004]本发明的目的是针对上述问题提供一种主动配电网静态安全评估方法。[0005]为实现本发明所述目的，本发明的技术方案如下：[0006]-种主动配电网静态安全评估方法，该方法综合了主动配电网的有源性和主动性，考虑了网络运行的时序特性，首先建立主动配电网静态安全评估的元件时序模型，同时设置主动配电网静态安全评估的安全性评估指标，继而根据上述数据考虑故障发生时段和故障期间网络运行状态两方面的时序性进行预想事故分析，实现了对主动配电网静态安全的评估，该方法包括下列步骤：[0007](1)输入网络参数和风光荷数据；[0008](2)针对第t个时段的第η条支路故障，根据所述网络参数和风光荷数据以及建立的元件时序模型进行静态安全评估，具体为：[0009](a)进行负荷转供:通过联络线恢复负荷供电，对无法恢复的部分执行孤岛运行方式；[0010](b)对故障后形成的孤岛，分析孤岛内是否存在稳定可控电源作为孤岛运行的主电源，若是则进入步骤(C)，若否则进入步骤(e);[0011](c)分析孤岛的功率是否平衡，若是则进入步骤(d)，若否则进行负荷平移和切负荷操作，直至孤岛功率平衡，进入步骤(d);[0012](d)进行主配电网和孤岛的潮流计算，判断是否存在电压越限或功率越限，若是则进行主动管理，直到消除越限，若否则进入步骤(e);[0013](e)记录停电负荷、停电时间和储能剩余电量；[0014](f)判断故障是否修复，若是则进入步骤(3);若否则进入下一个故障时段，返回步骤(b);[0015]其中，七=1，2..，1'，11=1，2，.，，1'为时段总数4为支路总数；[0016](3)判断是否已完成所有支路、所有时段的故障计算，若是则进入步骤(4);若否则对t或η递加操作，返回步骤(2)，继续分析下一个预想事故；[0017](4)根据记录的参数和设置的安全性评估指标进行指标计算和安全评估。[0018]所述主动配电网静态安全评估的元件时序模型包括风机与光伏时序模型、计及可平移负荷的时序负荷模型与储能的时序模型。[0019]所述风机与光伏时序模型中，风机时序模型为：[0020][0021]其中：PwTr为风机的额定有功功率；参数kl=PwTr/(Vr-Vc；i);参数k2=-klVc；i;V为风速;Vcd为切入风速;Vr为额定风速;V。。为切出风速；[0022]光伏时序模型为：[0023]Ppv=rΑη[0024]其中:Ppv为光伏阵列输出的有功功率;r为光强;Α为光伏阵列总面积;η为光电转换效率。[0025]所述计及可平移负荷的时序负荷模型为：[0026]Pt-PForecast,t-Pshiftout,t[0027]其中：Pt为t时段经平移后的负荷值;？^_4*为〖时段的负荷预测值;？5__^为七时段移出的可平移负荷：[0028]ft--i1=?Κ·二.L[0029]其中:Μ为可平移负荷设备类型总数;Xk,t,t为t时段移出的t时段应开始供电的第k类可平移负荷设备数;Pk>1为第k类可平移负荷设备在其持续工作时间内第1个时段的功率；L为各类可平移负荷设备的最大持续工作时间；XM-u为t时段移出的t-Ι时段应开始供电的第k类可平移负荷设备数;Pk,1+1为第k类可平移负荷设备在其持续工作时间内第1+1个时段的工作功率。[0030]所述储能的时序模型为：[0031][0040][0041]其中:CElR,t,nSt时段第η条支路故障的电量损失率指标;λη为第n条支路的故障率；Ln为第η条支路的长度;Τε为评价时间；tD为故障持续的最后一个时段；<i>F,d为d时段的停电负荷集合；Yi为第i个负荷的重要等级因子;Sd,i为d时段第i个负荷的容量;Su,i为d时段第i个负荷含有可移出负荷的容量；ADF,d,i为d时段第i个负荷的停电时间；ΦΜ为d时段的系统负荷集合；ADd为d时段的持续时间；[0042]所述孤岛电量损失率指标，其表达式为：[0043][0044]其中：ClELR,t,n为t时段第η条支路故障的孤岛能量损失率指标；ΦIF,d为d时段的孤岛停电负荷集合；Φι,<ι为d时段的孤岛负荷集合；[0045]所述时段安全性指标，其表达式为：[0046][0047]其中：Cs,t为第t个时段的安全性指标;cn、^为权重系数;N为系统支路数；[0048]所述支路安全性指标，其表达式为：[0049][0050]其中：Cs,n为第η条支路的安全性指标;T为静态安全分析的时段数；[0051]所述的系统综合安全性指标，其表达式为：[0052][0053]其中：Cscs为系统综合安全性指标;&、β2为权重系数。[0054]所述主动管理包括负荷平移、DG有功出力削减和无功出力控制、变压器分接头调节、无功补偿设备控制以及切负荷。[0055]与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：[0056](1)综合了ADN的有源性(含有风光储等分布式能源，故障后可孤岛运行，减少停电负荷)和主动性(具有主动管理能力，能够消除网络的越限危险)进行静态安全评估，评估结果更为准确可靠。[0057](2)计及风光荷的时序波动性，在不同的故障发生时段分别进行静态安全分析，评估更为全面。[0058](3)考虑了故障期间网络运行的时序特性，主要包括网络潮流的动态变化、网络切负荷的动态变化和孤岛供电的可持续性。【附图说明】[0059]图1为本发明的安全评估流程图；[0060]图2为37节点AND测试算例图；[0061]图3为配电网的日负荷曲线图；[0062]图4为配电网的可平移负荷占总负荷比例日曲线图；[0063]图5为联络线允许转供最大负荷的曲线图；[0064]图6为风光资源日曲线图；[0065]图7为时段安全性指标；[0066]图8为支路安全性指标；[0067]图9为时段19各支路故障的电量损失率指标；[0068]图10为各时段支路3故障的电量损失率指标；[0069]图11为不同场景的时段安全性指标；[0070]图12为不同场景的支路安全性指标；[0071]图13为不同分析方法的时段安全性指标；[0072]图14为不同分析方法的支路安全性指标。【具体实施方式】[0073]下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。[0074]本实施例提供一种主动配电网静态安全评估方法，该方法综合了主动配电网的有源性和主动性，考虑了网络运行的时序特性，首先建立主动配电网静态安全评估的元件时序模型，同时设置主动配电网静态安全评估的安全性评估指标，继而根据上述数据考虑故障发生时段和故障期间网络运行状态两方面的时序性进行预想事故分析，实现了对主动配电网静态安全的评估。[0075]1、主动配电网的元件时序模型[0076]ADN包含着丰富的可控资源，考虑风光荷的时序波动性，建立ADN中关键元件的时序模型，是静态安全分析的基础性工作。[0077](1)风机与光伏的时序模型[0078]风力发电机输出的有功功率PWT与风速v的关系可用如下分段函数来表示：[0079]vl)[0080]其中：PWTr为风机的额定有功功率;参数k^PwTrAvr-Vcd);参数1?=-1^^^^为切入风速;Vr为额定风速;V。。为切出风速。[0081]光伏阵列输出的有功功率PPV的简化计算式为：[0082]Ppv=rAn(2)[0083]其中:r为光强;A为光伏阵列总面积;η为光电转换效率。[0084]通过风光资源预测，可得待分析时间段（如一天）的时序风速、光强数据，结合式(1)(2)，即可得出风机和光伏的时序出力数据。[0085](2)计及可平移负荷的时序负荷模型[0086]可平移负荷（ShiftableLoads，SL)是指供电时间可按照计划进行移动调整的负荷。ADN中存在着大量友好可控的可平移负荷，尤其居民负荷中其所占比例较大。负荷平移技术是一种有效的负荷管理控制技术，在静态安全分析中计及负荷平移，有利于提高ADN的安全性。事故发生后，孤岛内电源功率不足或网络存在相关越限危险时，负荷平移可以减少故障持续时间内网络的负荷需求，进而减少切负荷和电量损失、提高网络安全性。[0087]为简化模型、利于分析，本发明假设:ADN的配电自动化程度较高，故障持续时间较短，而可平移负荷的最大允许延迟供电时间（一般取为6小时)大于故障持续时间，故对可平移负荷的移入可在故障恢复后进行，在故障时段内只需考虑可平移负荷的移出；仅在故障发生后，孤岛内电源功率不足或网络存在相关越限危险时，才考虑进行负荷平移；出于提高安全性的目的，一旦进行了负荷平移，则尽可能多的移出可平移负荷设备直至故障修复。[0088]故障时段内计及可平移负荷的时序负荷值算式如下：[0089]Pt=PForecast,t_Pshiftout,t(3)[0090]其中：Pt为t时段经平移后的负荷值;PFcirec；ast,t为t时段的负荷预测值;Pshiftcmt.tSt时段移出的可平移负荷。t时段移出的可平移负荷包括两部分:t时段刚开始移出的可平移负荷和t时段前已经移出但t时段仍在其持续工作时间内的可平移负荷，具体的表达式为：[0091](4):[0092]其中：Μ为可平移负荷设备类型总数;时段移出的t时段应开始供电的第k类可平移负荷设备数;Pk>1为第k类可平移负荷设备在其持续工作时间内第1个时段的功率；L为各类可平移负荷设备的最大持续工作时间；XM-u为t时段移出的t-Ι时段应开始供电的第k类可平移负荷设备数;Pk,1+1为第k类可平移负荷设备在其持续工作时间内第1+1个时段的工作功率。[0093]时序负荷数据可由负荷预测得到，结合可平移负荷预测和故障期间网络的运行情况，由式(3)(4)即可得出计及可平移负荷的时序负荷数据。[0094](3)储能的时序模型[0095]在ADN静态安全分析中，储能是必须考虑的核心元件之一。作为既可充电又可放电的灵活可控电源，储能的引入大大提高了ADN的主动性。[0096]本发明采用蓄电池作为储能装置。考虑到风光等间歇性分布式电源出力具有随机性、不能支撑孤岛的稳定运行，在故障期间，将蓄电池视为孤岛的主电源，主要起到维持孤岛功率平衡的作用，其接入节点视为孤岛的平衡节点，其出力由孤岛内负荷和其他电源出力决定：[0099]其中：PESS,t为t时段蓄电池充放电功率(放电为正，充电为负hPLcmit为t时段孤岛内总负荷;Pdc,t为t时段孤岛内其他电源的总输出功率;nDis为放电效率;ncha为充电效率；[0097][0098]Ssoc,t为t时段蓄电池的荷电状态；△Dt为t时段的持续时间;Eess为蓄电池的额定容量。出于保护蓄电池寿命和运行安全的目的，蓄电池在运行过程中需要满足以下约束：[0100]PESS,t^;PESS,max(7)[0101]Ssoc,min^;Ssoc,tSsoc,max(8)[0102]其中：PESS,max为蓄电池允许的最大充放电功率;Ss〇C,max、Ss〇C,min分别为荷电状态上下限。[0103]另外，为便于问题的分析，本发明对储能模型作出如下假设：当孤岛内存在多个储能时，优选充放电功率最大的一个作为主电源，其余储能依需求对孤岛进行功率支撑;若平衡节点的储能在放电中荷电状态达下限，则孤岛停止运行。[0104]2、主动配电网静态安全分析的安全评估指标[0105]静态安全分析以预想事故发生后网络的电压越限、功率越限和失负荷等情况来评估系统的安全性，对危险事故进行预警，并找出系统的薄弱环节。在ADN环境下，电压越限和功率越限可以通过主动管理来消除，因此故障后网络运行的安全性主要依靠失负荷情况来评估。基于N-1支路故障，综合考虑时序特性，本发明以电量损失为基础，建立了ADN的安全性评估指标。[0106](1)电量损失率指标[0107]电量损失率指标综合考虑了故障率和故障后负荷停电的严重程度，其中负荷停电严重度以系统的电量损失占系统应供电量的比例来表征，指标能够定量评估出某时段发生的某种故障对系统安全供电的影响，指标值越小、安全性越好。该指标考虑了故障发生时段的变化和故障持续时间内负荷的变化，具有时序性。对于t时段发生的第η条支路的故障，电量损失率指标的表达式为：[0108](9)[0109]其中：feR,t,At时段第η条支路故障的电量损失率指标;λη为第n条支路的故障率；Ln为第η条支路的长度;Τε为评价时间；tD为故障持续的最后一个时段；<i>F,d为d时段的停电负荷集合；Yi为第i个负荷的重要等级因子;Sd,i为d时段第i个负荷的容量;Su,i为d时段第i个负荷含有可移出负荷的容量；ADF,d,i为d时段第i个负荷的停电时间；ΦΜ为d时段的系统负荷集合；ADd为d时段的持续时间。[0110](2)孤岛电量损失率指标[0111]类似的，孤岛电量损失率指标以故障期间孤岛内的电量损失占孤岛应供电量的比例来描述孤岛内负荷停电的严重程度，该指标用于定量评估某时段某种故障发生后ADN孤岛的安全运行能力，指标值越小、孤岛安全性越好。对于t时段发生的第η条支路的故障，其孤岛电量损失率指标的表达式为：[0112](10)[0113]其中：CiEi^t，!!为t时段第η条支路故障的孤岛能量损失率指标；ΦiF，d为d时段的孤岛停电负荷集合；ΦI,d为d时段的孤岛负荷集合。[0114](3)时段安全性指标[0115]对于某个时段发生的所有支路故障，计及平均水平和最大水平，以能量损失率和孤岛能量损失率指标为基础，建立了时段安全性指标，能够定量评估出各个时段系统供电的安全性，找出系统运行的薄弱时段。t时段系统运行的安全性指标为：[0116](11)[0117]其中：Cs,t为第t个时段的安全性指标为权重系数(本发明取为〇.7、0.3);N为系统支路数。[0118](4)支路安全性指标[0119]对于所有时段发生的某条支路故障，从平均值和最大值两个角度，综合考虑了能量损失率和孤岛能量损失率指标，建立了支路安全性指标，定量评估出各条支路的安全性，找出系统运行的薄弱支路。第η条支路的安全性指标为：[0120](12)[0121]其中：Cs,n为第η条支路的安全性指标;Τ为静态安全分析的时段数。[0122](5)系统综合安全性指标[0123]系统综合安全性指标结合了时段安全性和支路安全性指标，计及平均水平和最大水平，定量评估出整个配电系统的综合安全性，其表达式为：[0124](13)[0125]其中：Cscs为系统综合安全性指标;&、β2为权重系数(本发明取为0.5、0.5)。[0126]3、主动配电网静态安全评估方法[0127]基于上述模型和指标，本发明主动配电网静态安全评估方法的具体过程如图1所示，具体为：[0128](1)输入网络参数和风光荷数据；[0129](2)针对第t个时段的第η条支路故障，根据所述网络参数和风光荷数据以及建立的元件时序模型进行静态安全评估，具体为：[0130](a)进行负荷转供:通过联络线恢复负荷供电，对无法恢复的部分执行孤岛运行方式；[0131](b)对故障后形成的孤岛，分析孤岛内是否存在稳定可控电源作为孤岛运行的主电源，若是则进入步骤(c)，若否则进入步骤(e);[0132](c)分析孤岛的功率是否平衡，若是则进入步骤(d)，若否则进行负荷平移和切负荷操作，直至孤岛功率平衡，进入步骤(d);[0133](d)进行主配电网和孤岛的潮流计算，判断是否存在电压越限或功率越限，若是则进行主动管理，直到消除越限，若否则进入步骤(e);[0134](e)记录停电负荷、停电时间和储能剩余电量；[0135](f)判断故障是否修复，若是则进入步骤(3);若否则进入下一个故障时段，返回步骤(b);[0136]其中，七二^…"^二^广…^为时段总数小为支路总数；[0137](3)判断是否已完成所有支路、所有时段的故障计算，若是则进入步骤(4);若否则对t或η递加操作，返回步骤(2)，继续分析下一个预想事故；[0138](4)根据记录的参数和设置的安全性评估指标进行指标计算和安全评估。[0139]4、应用实例[0140]本发明建立了37节点辐射式ADN测试算例，如图2所示。网络的电压等级为10kV;0节点为变电站低压母线节点，有载调压变压器（ll〇/l〇kV)分接头为17档，变比可调节范围是±8X1.25%;8节点处接有作为无功补偿设备的SVG，无功可调范围-500kVar至+500kVar〇[0141]负荷包括居民负荷、工业负荷和商业负荷，以居民负荷为主，其中节点1-29为居民负荷，节点30-33为工业负荷，节点34-36为商业负荷。负荷具体参数见表1，其中负荷重要因子越大、负荷越重要。配电网整体的日负荷曲线如图3所示。[0142]表1节点负荷参数[0143][0145]本实例只计及了居民负荷中的可平移负荷，可平移负荷考虑了烘干机、洗碗机、洗衣机三种类型，其具体的用电特性和各时段接入电网的设备数量如表2、表3所示，配电网各时段的可平移负荷占总负荷比例的曲线见图4。[0146]表2可平移负荷设备的用电特性[0147][0148]表3各时段接入电网的可平移负荷设备数量(单位:台）[0149][0150]各支路线路均为电缆，每公里阻抗0.18+]?.09Ω，最大载流量为509A，故障修复时间取4h，故障率为0.04次/a·km，主馈线各支路的线路长度取0.6km，节点16、26所在分支的各支路线路长度取0.4km，节点23、30、34所在分支的各支路线路长度取0.3km。联络开关主要用于节点26所在分支的负荷转供，其允许转供最大负荷的波动曲线如图5所示，18-21时段联络线可转供的负荷较为有限，其余时段均可转移分支内的所有负荷。[0151]选择某地区夏季某天的风速和光照强度数据，生成风光资源日曲线如图6。网络包含若干风机、光伏和储能，风光的总渗透率约为48%。风机的切入风速为2.5m/s，额定风速为12m/s，切出风速为25m/s，节点14、20、35所接入风机的额定容量分别为300kW、400kW、300kW。光伏的光电转换效率为16%，节点14、22、24所接入光伏的总面积分别为1875m2、2500m2、2500m2,额定容量分别为3001^、4001^、4001^。蓄电池的充电效率和放电效率分别为80%和85%，荷电状态上限及下限分别为100%和20%，节点15、22、33所接入蓄电池的最大充放电功率分别为750kW、600kW、400kW，额定容量分别为1500kW·h、1200kW·h、800kW·h。[0152]针对上述算例，考虑时序特性，计及ADN的孤岛运行和主动管理能力，进行ADN静态安全分析，以找到系统运行的薄弱时段和薄弱支路。以孤岛功率平衡和网络潮流约束为准贝ij，进行平移负荷、切负荷等主动管理操作，得到各个时段各条支路故障时的电量损失率和孤岛电量损失率指标，再进行相关的统计计算可得出时段安全性指标(如图7)、支路安全性指标(如图8)和系统综合安全性指标。[0153]系统的综合安全性指标Cscs=0.0069。[0154]由图7可知:时段5-11，网络的安全性较好，其原因在于对这些时段发生的故障，在故障持续时间内负荷未达到峰值、网络中可利用的可平移负荷较多、风机和光伏出力较大，使孤岛内电源相对充足、切负荷量较小;时段18-21，网络的安全性较差，系统最薄弱时段为时段19,其原因是对这些时段发生的故障，故障期间网络的负荷需求很大、可控负荷设备较少、光伏已逐渐不出力、联络线可用容量有限，这些因素使得故障发生后孤岛内存在较大的功率缺额，造成了大量的切负荷，导致系统安全性较弱。针对系统最为薄弱的时段19,作出该时段各条支路故障的电量损失率指标，如图9所示，可见运行人员应特别注意时段19主馈线上游发生的故障。[0155]分析图8可得:支路12-15、19-22、28-29以及32-33的安全性最佳，其中支路28-29的高安全性是由于故障时联络线的负荷转供，其余支路安全性较好是因为这些支路发生故障所形成的孤岛规模较小，内部又有充足的分布式电源和储能，可安全稳定地支撑孤岛的运行，往往能够避免切负荷的发生;主馈线上游支路的安全性较差，系统最薄弱支路为支路3,由于网络呈现辐射状结构，一旦上游支路发生故障，将形成规模较大的孤岛，在分布式电源渗透率并不很高的情形下，孤岛往往只能利用有限的资源运行一段时间，难以维持整个故障持续时间内孤岛的可靠供电，在孤岛储能电量耗尽后，将发生大量的切负荷，导致安全性的下降。针对系统最为薄弱的支路3,作出各个时段该支路故障的电量损失率指标，如图10所示，从中可知，发生在晚间（17-21时段)的支路3故障最为危险，应引起运行人员的特别关注。[0156]ADN的分布式能源包括:分布式电源、分布式储能、可控负荷等，为体现这些元素对ADN静态安全分析的影响，构建了以下四种场景(见表4)分别进行静态安全分析，结果如图11、图12、表5所示。[0157]表4静态安全分析的不同场景[0158][0159]表5不同场景的系统综合安全性指标[0160][0161]比较图11、图12中场景1与场景2、场景3与场景4的曲线，可知对需求侧可平移负荷的控制能够有效提高系统的安全性，且这种提高效果在可平移负荷设备较多的上、中午时段最为显著。相较可平移负荷，分布式电源和储能对系统安全性的提升效果更为可观，比较场景1与场景3、场景2与场景4的曲线，可见分布式电源和储能的接入使得网络具有了孤岛运行能力，故障发生后系统的失电负荷大大减少，安全性大大提高。由表5同样可知，随着分布式能源的入网、系统可利用主动资源的增加，事故发生后系统的失电负荷逐渐减少，配电网总体安全性逐渐增强。上述图表与分析讨论也佐证了本发明提出的ADN静态安全分析之分析方法和评估指标的有效性，另一方面又有力说明了分布式能源接入配电网，对于故障后停电负荷的减少、网络安全性可靠性的提高大有裨益。[0162]为验证ADN静态安全分析中考虑故障期间网络运行时序特性的必要性，以两种不同方法进行安全分析，结果如图13、图14所示。其中时间断面法为传统方法，即只考虑故障发生时刻时间断面的功率平衡和越限情况，得出切负荷静态值和安全指标;全时段法为本发明方法，即全面考虑故障发生到修复整个时段内的功率平衡和越限情况，得出切负荷方法和安全指标;分析场景皆为场景4。[0163]对于系统综合安全性指标，时间断面法的计算结果为0.0036,全时段法的计算结果为0.0069。[0164]由图13可见，若按照时间断面法只关注故障发生时刻时间断面，在净负荷较小的凌晨和白天时段，系统安全性极好，其主要原因是分析中未计及网络运行状态的动态变化、忽略了储能供电的可持续性;另一方面，系统的最薄弱时段变为净负荷最大的21时段，显然这一分析结果较为片面。结合图13、图14和综合安全指标可知，相较于全时段法，时间断面法所得出的指标值更低、系统安全性更好，分析结果过于乐观，其根源在于传统方法没有考虑故障持续时间内风光荷波动引起的网络潮流和切负荷的动态变化，也未计及储能电量耗尽所带来的孤岛停电。上述分析结果和比较讨论，表明了仅考虑故障发生时刻时间断面、忽略时序性的分析方法的不足，同时充分证明ADN静态安全分析中考虑故障期间网络运行时序特性的必要性，也验证了本发明分析方法的科学性。【主权项】1.一种主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，该方法综合了主动配电网的有源性和主动性，考虑了网络运行的时序特性，首先建立主动配电网静态安全评估的元件时序模型，同时设置主动配电网静态安全评估的安全性评估指标，继而根据上述数据考虑故障发生时段和故障期间网络运行状态两方面的时序性进行预想事故分析，实现了对主动配电网静态安全的评估，该方法包括下列步骤：(1)输入网络参数和风光荷数据；(2)针对第t个时段的第η条支路故障，根据所述网络参数和风光荷数据以及建立的元件时序模型进行静态安全评估，具体为：(a)进行负荷转供:通过联络线恢复负荷供电，对无法恢复的部分执行孤岛运行方式；(b)对故障后形成的孤岛，分析孤岛内是否存在稳定可控电源作为孤岛运行的主电源，若是则进入步骤(c)，若否则进入步骤(e);(c)分析孤岛的功率是否平衡，若是则进入步骤(d)，若否则进行负荷平移和切负荷操作，直至孤岛功率平衡，进入步骤(d);(d)进行主配电网和孤岛的潮流计算，判断是否存在电压越限或功率越限，若是则进行主动管理，直到消除越限，若否则进入步骤(e);(e)记录停电负荷、停电时间和储能剩余电量；(f)判断故障是否修复，若是则进入步骤(3);若否则进入下一个故障时段，返回步骤(b)；其中，七二^…^^二^广…^为时段总数小为支路总数；(3)判断是否已完成所有支路、所有时段的故障计算，若是则进入步骤(4);若否则对t或η递加操作，返回步骤(2)，继续分析下一个预想事故；(4)根据记录的参数和设置的安全性评估指标进行指标计算和安全评估。2.如权利要求1所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述主动配电网静态安全评估的元件时序模型包括风机与光伏时序模型、计及可平移负荷的时序负荷模型与储能的时序模型。3.如权利要求2所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述风机与光伏时序模型中，风机时序模型为：其中：PwTr为风机的额定有功功率;参数kl=PwTr/(Vr-Vc；i);参数k2=-klVc；i;V为风速;Vci为切入风速;Vr为额定风速;V。。为切出风速；光伏时序模型为：Ppv=rAq其中：Ppv为光伏阵列输出的有功功率;r为光强;A为光伏阵列总面积;η为光电转换效率。4.如权利要求2所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述计及可平移负荷的时序负荷模型为：Pt-PForecast，t_PShiftout，t其中：Pt为t时段经平移后的负荷值;pFcir_st,t为t时段的负荷预测值;移出的可平移负荷：其中:M为可平移负荷设备类型总数;Xk,t,tSt时段移出的t时段应开始供电的第k类可平移负荷设备数;Pkll为第k类可平移负荷设备在其持续工作时间内第1个时段的功率;L为各类可平移负荷设备的最大持续工作时间;为t时段移出的t-Ι时段应开始供电的第k类可平移负荷设备数;Pk,1+1为第k类可平移负荷设备在其持续工作时间内第1+1个时段的工作功率。5.如权利要求2所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述储能的时序模型为：其中：Pess,t为t时段蓄电池充放电功率，放电为正，充电为负;Puiad,t为t时段孤岛内总负荷;Pdc,t为t时段孤岛内其他电源的总输出功率;IlDis为放电效率;ncha为充电效率;Ssoc,t为t时段蓄电池的荷电状态；ADt为t时段的持续时间;Eess为蓄电池的额定容量;蓄电池在运行过程中满足以下约束：Pess,t^Pess,maxSsOC,min^SsOC,Ss〇C,max其中:PESS,max为蓄电池允许的最大充放电功率;Ss〇C,max、SsC)C,min分别为荷电状态上下限。6.如权利要求1所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述步骤(a)中，进行负荷转供时考虑联络线可用容量的时序变化。7.如权利要求1所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述主动配电网静态安全评估的安全性评估指标包括电量损失率指标、孤岛电量损失率指标、时段安全性指标、支路安全性指标与系统综合安全性指标。8.如权利要求7所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述电量损失率指标表达式为：其中：Ceu^t,"为七时段第η条支路故障的电量损失率指标;λη为第n条支路的故障率;1^为第η条支路的长度;Te为评价时间；tD为故障持续的最后一个时段；ΦΜ为d时段的停电负荷集合；Yi为第i个负荷的重要等级因子;Sd,i为d时段第i个负荷的容量;Ssl,d,i为d时段第i个负荷含有可移出负荷的容量；ADm,i为d时段第i个负荷的停电时间；(i>s,d为d时段的系统负荷集合；△Dd为d时段的持续时间；所述孤岛电量损失蜜指标_I弃饮忒为.-U--I其中：Cielr,t,η为t时段第η条支路故障的孤岛能量损失率指标；Φif,d为d时段的孤岛停电负荷集合；Φι,<ι为d时段的孤岛负荷集合；所述时段安全性指标，其表达式为：其中:Cs,t为第t个时段的安全性指标;Ci1、α2为权重系数;N为系统支路数；所述支路安全件指标，其衷达式为：-\?=1/-\<=1../其中:Cs,η为第η条支路的安全性指标;T为静态安全分析的时段数；所述的系统综合安全性指标，其表达式为：其中：Cscs为系统综合安全性指标;、β2为权重系数。9.如权利要求1所述的主动配电网静态安全评估方法，其特征在于，所述主动管理包括负荷平移、DG有功出力削减和无功出力控制、变压器分接头调节、无功补偿设备控制以及切负荷。【文档编号】G06Q50/06GK105896533SQ201610327236【公开日】2016年8月24日【申请日】2016年5月17日【发明人】符杨,李振坤,廖剑波,繆润利,王永全,陈思宇【申请人】上海电力学院