佘伊伦,汪文达
(深圳供电局有限公司,广东 深圳518000)
自愈技术是一种电网修复方式,在实际运行过程中,能够自动消除电网中存在的故障,保证配电网的正常运行[1-2]。从配电网自愈阶段来看,自愈技术可对配电主站实现事前、事中以及事后三个阶段的控制[3]。
文献[4]在研究关联子图计算方法的基础上,将配电网控制系统的故障辨识区域、故障动作区域的自适应动态调整转化为不同类型关联子图,然后通过保护故障辨识完成自愈决策。文献[5]应用了自抗扰技术,简化了配电设备的运行参数,构建了一种混合整数线性的函数关系。但上述两种自愈方法内数值关系形成的计算量较大,实际抗干扰的能力较弱,导致实际自愈方法的自愈能力较差。
协同度是协同效应中的衍生概念,可划分为外部协同以及内部协同,外部协同是在一个集群当中相互协同共享资源的过程。内部协同则是在不同环节或是不同阶段共用资源而产生的整体效应。为此,本文在主站与就地协同度指标的控制下,设计了一种新的配电主站自愈方法。
以配电网内的电压及频率指标作为组合处理对象,在设定容量约束后,综合主站在整体配电网中的位置,形成一个约束数值关系,可表示为:
(1)
式中:L为约束数值关系;p(i)为主站电荷负荷数值;V为产生电压参数的节点;C为电压数值产生的优先权重。在启发处理过程中,以实际产生最大收益的电网节点作为孤岛顶点[6],计算孤岛区域内节点产生的负荷总量。
(2)
式中:Pt为负荷总量;p(j)为电负荷收益;T为节点周期;Z为电网顶点的临域。在负荷总量数值控制下,划定配电主站孤岛比例:
图1 电力孤岛范围
(3)
式中:w为比例参数;N(i)、N(j)为配网主站的临域函数;B为优先级参数。对应计算得到的孤岛比例数值,形成的孤岛范围如图1所示。
图1中:控制配电主站的电流与并网方向相反时,控制馈线50内形成一个动作修改量[7],在维持一个数值不变的幅值比数值后,计算配电主站与就地协同度。
在计算配电主站与就地协同度时,转换配电站的控制过程,形成一个变换矩阵:
(4)
式中:a、b为基波初相角;Xa、Xb为孤岛范围参数;γ为基波初相角a的转换参数;i为基波初相角b的转换参数。对应上述变化矩阵中产生的电压相角,计算式(4)中的基波初相角,可表示为:
(5)
式中:ig为电压节点的动态变化参数;ug为电网内产生的功率参数;u为静差参数。对应初相角的数值变化,计算电站在不同就地条件内实际产生的灵敏度。数值关系可表示为:
(6)
式中:It为不同就地条件下电站内实际产生的电流数值;kb为就地环境产生的制动量。此时配电主站与就地环境的协同度可用式(7)计算得到。
(7)
式中:β为制动角度;θ为馈线变换角度;Ka为分量相位差。在上述协同度数值的控制下,降维处理电网重构过程[8]。
在计算得到的协同度数值下,构建配电网重构约束条件,任意选定一个指标作为处理对象,采用多目标函数定量处理为一个配电重构过程,数值关系可表示为:
(8)
式中:ki为i个时间段配电网产生的损耗;U1、U2为不同时刻产生的配电电压;Qi为配电支路产生的功率需求。为了控制重构过程产生的较大计算量,采用分段处理的方式,标记形成的区段如图2所示。
图2 标记形成的区段
标记区段范围内对应衍生出的区段范围,采用时间重合变换的方式,计算控制区段内实际产生的增损,如式(9)所示。
(9)
式中:ft为重合标定函数;f(t)为区段切换函数;A为重构优化参数;XM为增损参数。以该数值作为自愈过程的评定参数,当实际得到的增损数值恒小于该参数时,则表示配电主站完成了一次自愈。
设计试验验证上述自愈方法的有效性。
表1 准备的配电站数据集
划定10个配电站主站的区域,在配电区域内设定索引组后,定义区域负荷的性质为普通负荷,形成的配电站数据集如表1所示。
选定额定电压为110 kV的高压电缆,在联络线路设置后,连接一个数值为16 Ω的过渡电阻,形成的试验线路如图3所示。
准备文献[4]方法、文献[5]方法与本文方法进行试验,对比三种自愈方法的性能。
图3 准备的试验线路方案
当配电站中过渡电阻的电流数值为最小时,表示该故障实现了隔离。不断测量试验电路中的电压,对应电路中的电阻数值,统计最小电流所使用的时间。三种自愈方法的故障隔离时间结果如表2所示。
表2 三种自愈方法的故障隔离时间结果 单位:ms
分析表2可知:文献[4]方法所需的隔离时间为57 ms左右;文献[5]方法所需的隔离时间为40 ms左右;而本文方法所需的隔离时间为12 ms左右。与两种传统自愈方法相比,本文设计的自愈方法故障隔离所需的时间最短。
在上述试验环境下,对应试验数据集中的索引标记,不断迭代索引标记中重构配电网算法,固定配电网中动作开关为10次。对应自愈方法下配电网中的损耗数值关系可表示为:
(10)
式中:S为损耗数值;κ为迭代参数;b为配电电站区域负荷;C为迭代次数;R为开关次数。在上述损耗数值关系控制下,三种自愈方法产生的损耗结果如表3所示。
表3 三种自愈方法产生的损耗结果 单位:kW
根据表3所示的试验结果可知:文献[4]方法在线路中产生的损耗为65 kW左右;文献[5]方法实际产生的损耗为37 kW左右;而本文设计的自愈方法产生的损耗为12 kW左右。与两种传统自愈方法相比,本文设计的自愈方法产生的损耗更少。
保持上述试验环境不变,控制图3所示的电路中产生三相短路,假设T2时间段出现故障,定义当电流重新出现波动时则表示配电站故障自愈。三种自愈方法的自愈结果如图4所示。
图4 三种自愈方法的自愈结果
根据图4所示的试验结果可知:三种方法产生的电流波动幅值数值相等,但文献[4]方法在设定的故障时间范围内电流波动区间最大;文献[5]方法在设定的故障时间内实际电流波动的区间较小;而本文方法电流波动的区间最小,使得主站的自愈能力更强,证明本文方法更适合在配电主站自愈过程中运用。
作为智能化控制配电主站的一种,有效设计科学化的自愈方法成为了当下的研究热点。本文以配电主站与就地协同度作为约束,设计了一种配电主站自愈方法,其能够改善传统自愈方法自愈持续时间较长的问题,并为今后研究配电主站自愈方法提供了理论支持。