基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷协调控制方法

摘要

本发明所述的基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷协调控制方法，首先定义电气距离，结合区域划分方法将配电网划分为若干个子区域，并基于事件触发机制建立有源配电网分层分区协调控制架构；其次，建立以用户满意度最大和全网需求响应成本最小为目标函数，考虑子区域内安全运行、空间耦合等约束的有源配电网负荷切除优化模型。为精确求解优化模型，引入改进二阶锥松弛方法将原非线性函数松弛为线性可解形式，并采用混合整数二阶锥规划算法对模型进行高效求解；本发明不仅改善不同渗透率分布式电源接入的电压水平、减少切负荷成本、提高需求响应机制的用户满意度，还节约配电网分层分区协调控制所需通信资源，缓解配电网多层级通信传输压力。

说明书

技术领域

本发明涉及配电网优化调度技术领域，具体是涉及一种基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷协调控制方法。

背景技术

配电网包含大量用户，其运行状况直接影响用户体验和供电可靠性。随着大量分布式电源的接入和先进通信技术的应用，传统配电网正逐步发展为多方协调控制的主动配电网，而源荷双端的不确定性增加了配电网运行风险，当系统发生线路故障或出现功率缺额时需切除部分负荷以保障系统整体安全可靠运行。近两年随着电力、煤炭市场供应持续偏紧，多种不利因素导致大部分地区开展不同程度的“拉闸限电”，甚至出现传统“一刀切”式的切负荷方案，这直接影响社会正常经济发展和用户生活水平，易恶化电力供需双端关系。因此，如何精准实施切负荷操作以确保非故障区域持续供电，同时尽可能考虑需求侧用户满意度与经济损失，是目前亟待解决的难题。

目前，现有的配电网分区切负荷方法，如在电网发生严重故障后对配电网进行分层分区切负荷时，通常是采用“主站-子站”配置，主站接受各配网子站的运行信息并下发切负荷指令；然而，并未考虑配电网分区后各个配网子区域的信息传递与协调控制，未来配电网规模将不断变大，互联思维下负荷控制过程中的信息传递将呈几何倍数增加，传统的周期触发方式受网络传输带宽的限制。事件触发机制能够减少不必要的信息传递，对缓解通信通道压力、节省通信资源有重要意义。

发明内容

本发明提供一种基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷协调控制方法，不仅可以减少切负荷代价和提高用户满意度，还可以缓解配电网各区域之间的通信压力。

本发明所述的基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷协调控制方法，步骤为：

步骤S1、将一个完整的配电网进行分区解耦，形成若干个相对独立的配网子区域；然后在此基础上制定分区协调控制策略，并采用事件触发机制来协调各配网子区域之间的通信；

步骤S2、以切负荷过程中综合考虑需求响应成本和用户满意度，需求响应成本主要包括切除负荷的代价和与主电网的交易，确定目标函数和配电网安全运行约束条件，建立切负荷数学模型；

步骤S3、采用二阶锥规划对上述建立的切负荷数学模型进行优化求解。

进一步的，步骤S1中，将配电网划分为若干区域并建立包含决策层、协调层和设备层的配电网分区协调控制架构，制定基于事件触发机制的分层分区切负荷策略，具体如下：

当某一区域内发生永久性故障时，确定各配网子区域内部的切负荷量；然后基于负荷等级分类以及需求响应技术，利用本区域内等级最低的可中断负荷对支路功率越限、电压越限故障进行调节；当该区域内部的支路功率、电压水平还没有恢复到安全范围内或本区域的可中断负荷切除量已达到极限值却尚未达到计算应切负荷量，则选择与该区域电气距离最近且具有一定调节能力的可中断负荷对其进行跨区域切负荷；若此时仍不满足要求时，则继续选择相对电气距离较小的可中断负荷进行切除。

进一步的，步骤S1中，针对划分后的配网子区域建立配电子站，每个配电子站设置事件触发控制器和事件触发检测器，每个事件触发控制器独立检测邻接子站传递的数据是否满足所设定的触发函数，且触发控制器依据触发函数对子站之间的通信进行一定限制，将满足触发函数的数据才会传输到邻接子站；具体包括：

定义测量误差为：

其中，

配网子站

其中，

事件触发函数：

其中，

事件触发函数逻辑变量：

根据

进一步的，步骤S2中，综合考虑需求响应成本和用户满意度，建立成本最小和用户满意度最大并计及配电网安全运行约束条件的切负荷数学模型，具体如下：

以需求响应成本最小为目标函数1的计算公式如下：

其中，

以用户满意度最大为目标函数2的计算公式如下：

其中，

采用min-max标准化的方法处理上述两个目标函数量纲差异问题，对各问题的目标函数值进行归一化处理，表达式为：

其中，

采用加权和法将多目标优化问题转化为单目标优化问题：

其中，

约束条件计算公式如下：

（1）线路潮流约束：

其中，

（2）节点电压、电流约束：

其中，

（3）储能装置运行约束：

其中，

（4）分布式电源出力约束：

其中，

（5）静止无功补偿约束：

其中，

（6）可中断负荷约束：

其中，

进一步的，步骤S3中，将约束条件中含二次项的线路潮流约束进行变量替换并松弛，采用二阶锥规划对上述建立的切负荷数学模型进行优化求解，具体如下：

再将上式替换上述包含

采用二阶锥松弛技术，将原模型转化为一个MINSOCP问题：

等价变形为标准的二阶锥形式：

本发明所述的有益效果为：当配电网发生功率缺额故障时，利用可中断负荷的可切除特性，并结合负荷等级划分切除部分负荷以达到供需平衡消除故障，本发明基于这一特点，提出计及用户满意度的配电网切负荷算法，综合考虑切负荷代价最小和用户满意度最大，与传统切负荷方案相比，本发明能减少切负荷成本、提高用户参与切负荷控制的满意度；同时，本发明还采用事件触发机制保证各配网子区域传递信息时只传输满足触发函数的数据，能够节约配电网分层分区协调控制所需通信资源，缓解配电网多层级通信传输压力，有利于大规模配电网切负荷操作的在线应用。

附图说明

图1为本发明中建立的配电网分层分区切负荷协调控制框架；

图2为本发明中基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷流程示意图；

图3为本发明中设计的事件触发机制示意图；

图4为本发明中采用的69节点有源配电网系统及分区结果图；

图5为本发明中各子区域事件触发时刻示意图；

图6为本发明中采用周期触发时系统松弛误差散点图；

图7为本发明中采用事件触发时系统松弛误差散点图。

具体实施方式

为了使本发明的内容更容易被清楚地理解，下面根据具体实施例并结合附图，对本发明作进一步详细的说明。

下面结合图1-3，对本发明的技术方案进行具体说明。

本发明的目的在于提供一种基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷协调控制方法，不仅可以减少切负荷代价和提高用户满意度，还可以缓解配电网各区域之间的通信压力。

为实现上述目的，本发明所述的一种基于事件触发机制的配电网分层分区切负荷协调控制方法，包括以下步骤：

步骤S1、将一个完整的配电网进行分区解耦，形成若干个相对独立的配网子区域；然后在此基础上制定分区协调控制策略，并采用事件触发机制来协调各配网子区域之间的通信；

步骤S2、以切负荷过程中综合考虑需求响应成本和用户满意度，需求响应成本主要包括切除负荷的代价和与主电网的交易，确定目标函数和配电网安全运行约束条件，建立切负荷数学模型；

步骤S3、采用二阶锥规划对上述建立的切负荷数学模型进行优化求解。

结合图1、图2，步骤S1中所建立的基于事件触发机制的配电网分区切负荷协调控制策略，具体实现如下：

首先，基于空间区域分布将整个配电网划分为若干个区域，同时建立包含决策层、协调层和设备层的配电网分区协调控制架构；

根据配电网分区协调控制架构，给出切负荷策略：当某一区域内发生永久性故障时，确定各配网子区域内部的切负荷量；然后基于负荷等级分类以及需求响应技术，利用本区域内等级最低的可中断负荷对支路功率越限、电压越限等故障进行调节；当该区域内部的支路功率、电压水平还没有恢复到安全范围内或本区域的可中断负荷切除量已达到极限值却尚未达到计算应切负荷量，则选择与该区域电气距离最近且具有一定调节能力的可中断负荷对其进行跨区域切负荷；若此时仍不满足要求时，则继续选择相对电气距离较小的可中断负荷进行切除；

结合图3，在上述配电网分区切负荷策略中，采用事件触发机制进行信息传递，包括：

定义测量误差为：

其中，

配网子站

其中，

事件触发函数：

其中，

事件触发函数逻辑变量：

根据

在本发明一实施例中，所述步骤S2，具体实现如下：

建立切负荷模型，以需求响应成本最小为目标函数1表示如下：

其中，

以用户满意度最大为目标函数2表示如下：

其中，

采用min-max标准化的方法处理上述两个目标函数量纲差异问题，对各问题的目标函数值进行归一化处理，表达式为：

其中，

采用加权和法将多目标优化问题转化为单目标优化问题：

其中，

确定模型的约束条件，具体如下：

线路潮流约束：

其中，

节点电压、电流约束：

其中，

储能装置运行约束：

其中，

分布式电源出力约束：

其中，

静止无功补偿约束：

其中，

可中断负荷约束：

其中，

在本发明一实施例中，所述步骤S3，具体实现如下：

对线路潮流约束通过变量替换，令：

再将上式替换上述包含

采用二阶锥松弛技术，将原模型转化为一个MINSOCP问题：

等价变形为标准的二阶锥形式：

为了验证本发明所建立切负荷数学模型的准确性，定义松弛误差指标：

其中，

对选定的69节点有源配电网系统进行Matlab仿真验证：

对于本实施例，如图4所示，该配电网络被划分为4个非重叠子区域，其中，子区域①和②以支路3-4为边界，子区域②和③以支路8-9为边界，子区域③和④以支路11-12为边界。该测试系统基准容量为10MVA，基准电压为12.66kV，各节点电压允许范围为0.95-1.05(p.u.)，负荷总有功功率为3802kW，单个负荷的额定功率以及网络支路额定参数详见文献“杨丽君, 曹玉洁, 张子振. 基于博弈思想的主动配电网故障灵活分层恢复策略[J]. 电工技术学报, 2018, 33(6):1410-1421.”。在节点6、21分别接入额定容量为0.5MW的风电机组；在节点54、69分别接入额定容量为0.7MW的光伏电站；在节点4、11、17、28分别接入储能装置，单一装置的具体参数见表1；在节点3、8、12、42分别接入无功补偿装置，单一装置的可调节范围为0.3Mvar。此外，考虑切负荷过程中的需求响应成本，对该测试系统中所有负荷节点按重要程度进行分类，其中节点5、7、9、13、59为第一类负荷；节点19、20、29、36、40、49、50、66、67为第二类负荷；节点22、23、25、30、31、33、34、38、39、41、55、56为第三类负荷，每一类型负荷其具体参数见表2；每一时段用户购电价格和电网公司售电价格如表3所示。

表1储能装置参数

表2可中断负荷约束条件参数

表3主电网发布的分时电价

所有模型与算法均在MatlabR2018b平台进行编程，在主频为2.5GHz、内存为16GB的PC上，内嵌CPLEX12.5求解器。

本发明分别对同一系统进行仿真，对比了场景1下不考虑用户满意度、负荷等级划分和场景2考虑用户满意度、用户满意度的优化结果。通过仿真得到了表4，可以看出，在场景2中，考虑用户满意度降低了切负荷的成本，也一定程度的降低了配电网运行的总成本，同时用户满意度也较高，说明本发明所建立的切负荷数学模型能够不仅能够满足配电网运行的经济性，也能够满足用户满意度的需求。

表4不同场景下切负荷优化结果对比

同时，本发明还在场景2下设定两种触发机制（事件触发与周期触发）仿真时间均为10s，其中：周期触发机制的周期选为0.02s，同时触发参数设为

此外，表5为不同触发机制下各区域触发次数汇总情况，显然，本发明采用的事件触发机制能够大幅度减少各配电子区域之间切负荷信息交互的通信次数，这在一定程度上有利于减小通信网络的数据传输压力，从而提高切负荷过程的效率。

表5各子区域不同触发方式次数对比

为进一步验证本发明的有效性，图6和图7为上述两种触发方式下系统的误差散点图。由图6可知，采用周期触发时，系统松弛误差指标为10

以上所述仅为本发明的优选方案，并非作为对本发明的进一步限定，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的各种等效变化均在本发明的保护范围之内。