主动配电网系统（精选11篇）
主动配电网系统 第1篇
关键词：电力系统,配电网,优化调度技术
近年来, 随着我国城乡电网整体水平的不断进步, 其整体的配电设备自动化水平都得到了很多进步。在我国电力系统运行过程中主动配电网优化调度的进行能够很大程度上重构并且改变电力网络的运行方式, 因此在这一前提下对主动配电网的优化调度进行研究与分析就具有极为重要的经济意义和现实意义。
1 主动配电网优化调度技术的重要性
主动配电网优化调度工作有其自身的重要性, 这主要是通过提升电力系统经济性、提升电网供电质量、增强电网供电可靠性等内容得以体现。以下从几个方面出发, 对主动配电网优化调度的重要性进行了分析。
1.1 提升电力系统经济性
主动配电网优化调度的能够提升电力系统的经济性能够, 因此能够有效缓解长期以来困扰我国电力系统的能耗问题和线损问题, 从而能够促进电力系统经济性的有效提升。除此之外, 主动配电网优化调度工作的进行还可以有效缩小我国电力系统与西方先进国家电力系统之间的差距, 即这一工作的进行能够将我国与西方国家的电力系统的经济性差距从10%缩小到6%-8%, 从而促进我国电力体现经济性的持续提升。
1.2 提升电网供电质量
提升电网供电质量是主动配电网优化调度进行的重要目的之一。众所周知在我国的配电网中的每条馈线均存在不同类型的负荷, 例如商业类配电网和民用类配电网以及工业类配电网都存在不同类型负荷, 这集中体现在不同类型的配电网的日负荷曲线往往存在很大的差距。因此在这一前提下主动配电网优化调度工作的进行可以有效对配电网进行优化并且可以将负荷从重负载或是过负载馈线或者是变压器上, 这种转移不仅有效调节了运行馈线的负荷水平与此同时还有效的消除馈线过载, 最终在改善电压质量的同时促进了我国电网整体水平的有效提升。
1.3 增强电网供电可靠性
供电可靠性对于电网运行的重要性是不言而喻的。通过主动配电网优化调度的进行, 电力系统工作人员可以在配电系统发生故障时通过打开配电系统中的某些分段开关来对故障进行隔离, 与此同时同时通过合上某些联络开关能够将故障线路上的部分或全部负荷转移到其它线路上去, 从而起到快速隔离故障和恢复供电的目的, 最终促进电网供电可靠性的有效提升。
2 主动配电网的优化调度技术分析
主动配电网的优化调度分析是一项系统性的工作, 其主要内容包括了基本思路和原则的确定、遵循相应技术原则、新兴技术的合理应用等内容。以下从几个方面出发, 对主动配电网的优化调度进行了分析。
2.1 基本思路和原则的确定
基本思路和原则的确定是主动配电网的优化调度的基础和前提。众所周知城市的配电网规划往往是在城市经济发展规划的和城市市政规划的基础上进行的。因此这意味着主动配电网的优化调度分析需要遵循以下基本的调动思路和调动原则。例如调动的进行应对根据电网所在地的经济建设水平和实际电力需求, 与此同时还应当根据当地的电力系统发展规划和城市发展计划来进行。除此之外, 在基本思路和原则的确定过程中, 电力系统还应当注重确保以下原则的观察与执行, 例如配电网络的规划应当以电力需求为导向并且能够将配电网建设的社会效益与配电网建设的经济效益兼顾考虑, 与此同时配电网络所安排的建设项目应当有利于当地电力市场的有效开拓并且有利于当地电网的安全稳定运行并且有利于当地供售电量的增长, 最终促进主动配电网的优化调度效率的有效提升。
2.2 遵循相应技术原则
遵循相应技术原则对于主动配电网的优化调度的重要性是不言而喻的。通常来说我国主动配电网优化调动的进行都需要遵循相应的技术原则。其主要目的在于更好地符合我国的电压标准与此同时做到尽可能的简化电压层次, 因此在许多主动配电网的优化调度过程中通常不会考虑35千伏电压等级。因此这意味着高压配电网通常为110千伏而中压配电网电压为10千伏摒弃低压配电网电压为380/220伏。除此之外, 在遵循相应技术原则过程中电力系统应当注重根据当地高压变电站的具体分布情况和供电能力来更好地满足电能质量及安全经济运行指标的范围内, 结合经营配合管理上的方便性和城市功能分区划分成相对独立的分区配电网。另外, 在遵循相应技术原则的过程中, 如果配电网络发生线路故障时, 电力系统工作人员应当注重倒闸操作的有效进行, 从而能够继续向非故障线路路段用户供电并且确保配电线路不过负荷并且不限电, 最终促进我国电网安全性的有效提升。
2.3 新兴技术的合理应用
新兴技术的合理应用是主动配电网的优化调度的重中之重。通常来说中、低压电网规划、建设与改造要积极采用新技术、新设备、新工艺、新材料。设备选择注意小型化、自动化、免维护或少维护。随着城市建设与改造的不断进行, 城市中压配电网应逐步提高绝缘化水平, 在有条件的城区要逐步发展电缆网络和架空绝缘导线, 使规划区内的电缆化率和绝缘化率稳步提高, 并且新建的开发区、住宅区应采用电缆网供电, 最终促进主动配电网的优化调度科学性和可靠性的有效提升。
3 结束语
随着我国国民经济整体水平的不断进步和电力系统发展速度的持续加快, 在我国电力系统中主动配电网的优化调度得到了越来越多的重视。因此在这一前提下我国电力系统工作人员应当对主动配电网优化调度的重要性有着清晰的了解, 从而能够在此基础上通过实践工作的有效进行来促进我国电力系统整体水平的有效提升。
参考文献
[1]尤毅, 刘东, 钟清, 余南.主动配电网优化调度策略研究[J].中华电力系统自动化.2014, 05 (10) :64-66.
[2]高燕.主动配电网计划孤岛与日前调度方法研究[D].中国农业大学, 2013 (09) .
[3]牛焕娜, 杨明皓, 井天军, 李汉成, 鲁籍元.农村主动型配电网优化调度线性模型与算法[J].农业工程学报.2013, 08 (15) :92-94.
配电网故障定位系统的应用论文 第2篇
3.1电缆线路故障自动定位系统的应用
该故障定位系统如图1所示，线路一旦发生故障，故障分支上的故障指示器会被触发，并给出红色指示。与此同时，由于电缆故障指示器及零序CT通过塑料光纤与面板型故障指示器相连，面板显示器通过I/O信号与电缆通信终端连接，最终就能将故障信号传送至通信终端。一般来说，通信终端会安装在电缆系统的开闭所、分支箱、环网柜中，提供13路遥信输入，1路遥信对应3只短路故障检测指示器或1只接地故障检测零序CT，最多可接收6条电缆线路的故障编码信息。故障指示器或零序CT会将动作信号发送给面板显示器或光电转换器，然后再通过转换作为I/O信号输出。
图1电缆线路故障定位系统示意图
某市配电网安装了该系统，投运一年后情况良好，多次帮助维修人员快速准确地找到了故障点，并及时对故障进行了隔离，最终快速恢复供电，提高了供电可靠性，取得了良好的社会效益。
3.2架空线路故障自动定位系统的应用
图2 架空线路故障定位系统示意图
某市在配电网中采用了架空线路故障定位系统，该系统投入使用并持续运行的2年多来，该市配电网的运行可靠性得到了很大提升，该系统在发生故障后能迅速定位故障点并及时加以隔离，还能将故障的相关信息传送给主站和维修人员。维修人员在接收到信息后能立即赶赴故障现场进行排查和维修，在最短的时间内恢复正常供电。与传统的沿线查找故障相比，应用架空线路故障定位系统节省了50%以上的时间，同时也减少了故障巡线人员的投入，节约了成本，对提高工作效率有着明显的促进作用。
4结语
主动配电网系统 第3篇
关键词：主动；配电网；分层能量；能量管理；协调控制
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）14-0075-02
电网系统中主动配电网通过采用灵活的分布式控制技术和网络技术实现对配电网潮流双向有效管理。主动配电网通过预测技术与控制技术，并利用优化算法的方式，实现对电网分布式能源全面有效的控制与管理。
1 主动配电网的分层能量管理与协调控制框架
主动配电网管理控制工作相对于传统配电网有较大的不同，其为一种主动的管理与控制方法。传统配电网在如下几个方面有一定的不足，首先，传统配电网没有形成统一的信息模型，容易在配电网中形成信息孤岛，若出现了信息孤岛则不能实现对配电网的全面有效控制，不能实施全局优化能量管理的功能，当出现大量的量测信息时不能进行有效的处理。而主动配电网通过使用分层能量管理的方法，实现了终端信息与主站系统的有效连接，并采用局部自治和全局优化协调控制原则，实现对间歇式能源的消纳，其总体的框架图，如图1所示。
从图1中可以看出，主动配电网的上层主要实现对配电网络的运行方式优化和能量优化，其为实现对配电网全局集中管理控制的关键单元。
图1中协调控制器的作用为实现对主动配电网络进行自治控制的管理单元。主动配电网采用分层能量管理的方式能够将配电网络通信信息的瓶颈性问题得到有效的解决，从而保证配电网络得到优化自治控制的状态。
在主动配电网的上层通过利用全局优化算法的方式计算出主动配电网的控制优化调整措施，但是因为整个求解的过程中所含的信息量较大，求解过程较为复杂，是一种长时间的集中控制。
其次，在两次主动配电网全局优化控制之间，能够采用协调控制器对自治区进行闭环控制，确保每个自治区域可以在总体的优化目标领域内进行有效运行。
2 主动配电网的控制区域划分
主动配电网所控制的区域为一组完整的拓扑区域，其所包含的最小区域为某一根馈线的分支线，其所包含的最大区域为几个通过联络开关实现连接的馈线群。主动配电网的控制区域为其能量管理构架中最优控制、负荷转移的最小实体区域。通常情况下，主动配电网的控制区域划分的原则如下：
首先以10 kV母线作为配电网出口的总起点，遵照配电网的拓扑进行深度遍历。通过上述原则构建的10 kV主动配电网所形成的一个区域就是主动配电网的一个控制区域。自治区域的划分也是以主动配电网控制区域的划分为基础的，通过划分自治区域，其可作为全局进行自治优化控制的基本单元。
主动配电网内协调控制区域的配置与自治区域的划分有着非常直接的关系。
在进行主动配电网区域的划分能够较好的满足配电网多元化运行方式的特征，也就是将自治区域和控制区域均与联络开关的实际位置的变化而不进行随意的调整，提升了主动配电网的适应性和灵活性。
另外，该种区域划分的方式是以主动配电网自动化配置为基础而开展的，能够有效的将主动配电网自治区域内功率注入值有效的采集，整体的实用性较高。如图1所示，按照上述方法对图1进行划分，则能够得到三个自治区域和一个配电控制区域。
3 主动配电网分层能量管理的信息交互
在对配电网进行能量控制与管理的过程中，不论采用的为对配电网进行全局的控制还是对配电网进行的局部的控制，在具体的实施过程中，都应当采用标准的方式进行配电网的建模，从而更好的保证配电网中所含的信息能够得到最大限度的应用。
图1中的虚线箭头为主动配电网实际的信息流向，在局部自治控制模式下，其内部的协调控制器及相关的测绘控制终端可实现局部信息的交互，达到主动配电网局部自治控制的目的，并将局部自治区域范围内运行状态的信号有效的传送给主动配电网能量管理系统。
此外，配电网在全局控制优化中，应结合其他系统预测的信息，实现全局优化算法的完成，并给协调控制器下发对应的控制指令。
4 主动配电网全局优化
以间歇式发电预测数据和负荷预测数据为基础可以对主动配电网进行全局优化控制，并依据最优算法将主动配电网能够控制的分布资源求解出来，从而更好的响应由于昼夜变化、生产信息变化而带来的主动配电网周期负荷的变化。
因此，在对主动配电网进行全局优化时，首先应当对预测的数据进行全面的分析处理，将预测数据中包含的短时间数据波动和长时间数据波动全面的识别出来。
在进行长周期功率波动数据的分析时，应当以时间为尺度，将尺度设定在10～30 min之间，其对应的频率范围为0.0001～0.001 Hz，因此，其对应的信号最高的频率应为上述赫兹的两倍，这样才能避免出现领域的混叠，所以其采样的频率应在0.002 Hz以上，则采样的周期应为500 s。
主动配电网全局优化控制的具体变量，不仅包含有具备有充电和放电能力的储能单元，还包含有可以控制的分布式发电单元，而将储能单元引入到主动配电网中，由于受到不同时间断面的控制耦合的策略不同，储能功率耦合控制不同，导致上一时刻的储能功率将会对剩余能量带来影响，所以，在进行主动配电网全局优化控制时不可以将某一个时间断面作为自身最优的目标。
5 结 语
综上分析，在进行主动配电网分层能量管理与协调控制的过程中，为一个非常复杂的过程，因此，技术人员在信息交互和控制区的划分时，应当在进行上层优化的过程中将长周期扰动下预测信息使用到其中，并给出对应的调整策略，从而更好的增强系统的经济效益，提升主动配电网在扰动之下的全局优化运行状态，实现主动配电网控制模式的主动切换，更好的提升主动配电网运行的稳定性，以更为稳定的适应不同级别间歇式能源波动，最大程度上消纳间歇式能源。
参考文献：
[1] 刘一兵，吴文传，张伯明，等.基于有功—无功协调优化的主动配电网过 电压预防控制方法[J].电力系统自动化，2014，（9）.
[2] 尤毅，刘东，钟清，等.多时间尺度下基于主动配电网的分布式电源协调 控制[J].电力系统自动化，2014，（9）.
[3] 王健，谢桦，孙健.基于机会约束规划的主动配电网能量优化调度研究 [J].电力系统保护与控制，2014，（13）.
[4] 刘一兵，吴文传，张伯明，等.基于混合整数二阶锥规划的主动配电网有功-无功协调多时段优化运行[J].中国电机工程学报，2014，（16）.
主动配电网系统 第4篇
关键词：主动配电网,电池储能系统,最优充放电策略,等效运行成本,分支定界—原对偶内点法
0 引言
主动配电网是未来配电网的一种主要模式,具有高分布式电源(DG)渗透率及高控制要求的特点[1,2,3]。但是DG的大量接入,其波动性给配电网的运行、控制带来广泛影响。随着储能系统(ESS)技术的发展,造价的逐渐降低,其用于提高DG的消纳以及配电网运行经济性而备受关注[4,5,6]。
根据ESS充放电时间响应特性可以将其分为:①功率型ESS,如超级电容器、飞轮储能等,主要用于平滑可再生能源的输出波动;②能量型ESS,如各种介质的电池储能系统(BESS),主要用于实现削峰填谷以及计划发电[7]。本文以BESS为对象,重点研究主动配电网中BESS的优化运行问题,突出强调BESS在主动配电网优化运行中的作用以及本文所提出的优化模型与算法对ESS充放电策略的优化效果,未考虑可控DG、需求侧响应对其产生的影响。
文献[8]以峰谷电价下风电出力最大化和网络损耗最小化为目标,建立了含风机和BESS的配电网有功/无功最优潮流(OPF)模型。该文基于峰—谷电价单次切换的特点设定每天BESS只进行一次固定时刻的充放电切换。BESS模型中存储电量采用充电效率乘有功功率的一阶差分方程表示,省略了时间量,只适用于时间间隔恰好为1h的情况。由于每天风力发电变化大,文献[8]中BESS充放电时刻固定的方式并不能最大程度发挥BESS作用,在仍设定每天一次切换基础上,文献[9]提出BESS充放电切换时刻通过构造一个上层优化问题求解得到。
文献[10]在文献[8,9]的基础上,计及有功、无功功率的不同电价,以购电成本最小为目标,提出一种允许配电网向主网反送电的有功/无功OPF模型。文献[11]采用电池荷电状态(SOC)来描述ESS能量变化情况。对多并网点配电网,以最小化配电网购电为目标,构建了一个包含固定和不固定出力的DG、需求侧响应、ESS等元素的主动配电网动态OPF模型。对比于文献[8]中对于存储能量的一阶差分方程,该文的SOC表示方法更严谨且简洁。上述文献均未精确计及ESS中电池成本与放电深度之间的关系。文献[12,13]通过采用雨流计数法计算电池放电深度,根据电池放电深度与循环寿命的对应关系,得出电池的等效循环寿命,在考虑电池成本的基础上以ESS年均最小成本为目标进行优化配置。
本文提出一种主动配电网中BESS充放电优化模型。采用SOC描述BESS能量存储状态,以整个配电侧为利益整体,考虑分时电价[8]和售购电价差异,通过计算BESS的循环寿命计及BESS等效运行成本对经济性的影响,以配电网购电成本和运行过程中BESS等效成本之和最小为目标进行优化。上述问题是一个特殊的非线性动态混合整数规划问题。为处理离散变量以及时段间耦合约束,采用分支定界—原对偶内点法[14,15,16]求解,该方法结合了分支定界法准确有效处理离散变量和原对偶内点法[17]高效求解非线性规划的优点,具有很好的鲁棒性和收敛性。并通过广度优先和最优优先相结合的搜索策略提高计算效率。通过对IEEE 33节点算例进行仿真,验证了所提模型和求解方法的有效性和可行性。
1 BESS的模型
BESS中功率调节系统在充电时作为整流器而放电时作为逆变器工作,可快速、独立地调节BESS的有功和无功出力[8]。
图1为BESS充放电模型。图中:Prated为BESS额定有功功率;ηin和ηout分别为BESS充、放电效率;PBESS为BESS的有功出力;SSOCmax和SSOCmin分别为BESS的SOC最大值和最小值。
受限于功率调节系统的物理特性,BESS充放电速率限制可表示为:
式中:PtBESS为t时刻BESS的有功出力,PtBESS≥0;It表示t时刻BESS充放电状态(等于1时表示放电,等于-1时表示充电)。
图2为BESS有功和无功容量图[8]。图中:StBESS为t时刻BESS的视在功率;QtBESS为t时刻BESS的无功出力;SBESS,max为BESS最大视在功率。有功功率为正时BESS为放电状态,为负时BESS为充电状态。
从图中可以看出,BESS无功出力的范围受限于BESS实际的有功功率及其额定的视在功率,而BESS视在功率的限制可表示为:
用电池SOC表示BESS的能量水平。对于Δt时间内的能量变化可以表示为[13]:
式中:ΔStSOC为t至t+1时刻BESS的SOC变化量;Wrated为BESS的额定容量。
时刻t的StSOC可表示为:
式中:S0SOC为BESS初始的SOC值。
2 计及等效运行成本的配电网BESS优化运行模型
2.1 BESS等效运行成本模型
储能设备的寿命不仅与温度、峰值电流等因素有关,还与其运行过程中的放电深度密切相关。一般情况下,放电深度越大,储能设备的循环寿命越短。附录A图A1给出了BESS放电深度DoD与循环寿命Nctf之间的拟合曲线示意图[12]。
为得到放电深度与循环寿命之间的函数关系,可选择不同的函数对其进行拟合,如多项式函数法、幂函数法等。本文以多项式函数为例,DoD与Nctf之间的函数关系为:
式中:ai为i次项对应的系数;N为多项式阶数。
由于式(5)中的DoD是一个与电池充放电状态和有功功率之间存在非线性关系的变量,即DoD=f(It,PtBESS),但其无法给出显式的数学表达式,一般采用雨流计数法计算[12,13]。
电池的成本一般包括固定投资成本和运行维护成本两部分。由于运行维护成本仅与电池的额定功率、额定容量以及运行时间有关[13,18],而与具体的BESS运行情况无关,若计及则为一常数。本文考虑投资成本与循环寿命的关系。设电池的投资成本可以均摊到每一次循环充放电,定义第k号电池第m次循环周期的放电深度为DoD,k,m,则其单次循环的等效运行成本为:
式中:CP和CW分别为BESS单位功率投资成本和单位容量投资成本。
2.2 目标函数
世界各国鼓励DG在满足自己负荷需求的基础上,将剩余电能卖给电网公司,为电网提供有偿服务。而主动配电网的出现为DG更好地参与配电网市场提供了现实条件[19]。因此,基于以上背景,本文考虑以整个配电侧为一个市场参与者与主网进行电能市场交易。当配电网出现DG出力过剩时,可向主网反送电能。此外,国内现行分时电价包括峰谷电价和丰枯电价两种形式。峰谷分时电价是一种通过电价信号来引导用户采取合理的用电结构和用电方式的有效的应对措施,应用广泛[20]。而分时电价下,BESS不仅用于提高配电网DG的消纳,在DG出力大于负荷时充电、小于负荷时放电;同时也可以在主网电价低时进行购电存储,从而降低向主网购电的成本。
基于上述两种情形,本文考虑配电网从主网购电电价高于配电网向主网售电的电价以及购电电价为分时电价的情形。为全面考虑配电网侧经济效益,除配电网侧购电成本外,还考虑了BESS等效运行成本。目标函数可写为:
式中:C+t和C-分别为t时段的配电网购电电价和售电电价,且C+t>C-;PSt为t时刻主网向配电网输送的有功功率;NB为BESS数目;Mk为k号BESS调度周期内总循环周期数;T为调度周期的总时段数。
分时电价模型见附录A图A2,将全天24时段分为T1,T2,T3时段,T1和T3时段对应低电价Ct+,l,T2时段对应高电价Ct+,h。
2.3 约束条件
1)节点潮流平衡方程约束
式中:PtDG,i和QtDG,i分别为t时刻节点i处的DG有功和无功出力;PtS,i和QtS,i分别为t时刻配电网根节点处的有功和无功功率;PtBESS,i和QtBESS,i分别为t时刻节点i处BESS的充放电有功和无功出力;Ptd,i和Qtd,i分别为t时刻节点i处的有功和无功负荷;n为节点数目;Vit和Vjt分别为t时刻节点i和j的电压幅值;Gij和Bij分别为节点i和j之间互导纳的实部和虚部;θtij=θit-θjt,为t时刻i,j两节点电压的相角差。
2)运行约束
式中:Vi,min和Vi,max分别为节点i电压允许的最小、最大值;Slt为t时刻支路l的视在功率;Sl.max为支路l的视在功率最大值;SSOC,i,max和SSOC,i,min分别为节点i处BESS的SOC最大和最小值
3)控制变量约束
其包括第1节中与BESS有关的充放电有功功率约束(式(1))、视在功率约束(式(2))。
考虑到目前大部分以风电光伏为例的DG都通过逆变器并网或者均配有无功补偿设备,因此可向电网提供一定程度的无功支持[21]。本文将DG的无功出力设为控制变量,其上下限为:
式中:QDG,i,max和QDG,i,min分别为节点i处对应DG无功出力的最大、最小值。
4)时段间耦合约束
其包括第1节中BESS能量与功率之间的关系式以及能量平衡方程(式(3)、式(4))。
一般情况下,BESS在调度周期最后时刻剩余的电量应该与初始时刻相同:
3 基于分支定界—原对偶内点法的算法
上述优化问题为一个非线性动态混合整数规划问题,并且考虑到采用雨流计数法计算电池放电深度的特殊性,本文采用分支定界—原对偶内点法求解。分支过程的目标函数为配电网购电成本。本文按时段分支,通过分支定界法,确定各单时段的BESS充放电状态,将原问题分解为一系列仅含连续变量的单时段OPF子问题进行求解,并且可通过BESS充放电状态的变化确定SOC曲线的峰谷点。
3.1 单时段OPF子问题
单时段OPF子问题可描述如下:
式中:C为当前时段的购电和售电电价;g(x)为潮流约束(式(11)和式(12));NDG为DG数目;Nl为支路数;SBESS,i,max为节点i处BESS的最大视在功率。
ηout只有当BESS处于放电状态时才有。单时段OPF子问题仅含连续变量,采用原对偶内点法[17]求解。
3.2 BESS放电深度的计算
如前所述,本文采用雨流计数法计算BESS放电深度,具体流程见文献[12,13],在此不再赘述。
3.3 分支定界法要点
1)分支过程。本文按时段分支,分支前需判断松弛子问题与其父问题是否属于同一时段。常用的搜索策略主要有深度优先搜索、广度优先搜索和最优优先搜索三种[15]。为尽可能提高搜索效率和可行解质量,本文采用广度优先和最优优先相结合的搜索策略。
2)定界过程。本时段的上下界都是由上一时段的上下界加上本时段的最大、最小目标值形成。
3)剪支过程。本文的剪支准则有4条:①该子问题无可行解;②所有离散变量均已取得整数解;③子问题目标值大于或等于上界;④SOC不满足上下限约束。值得注意的是,由于在未确定所有时段BESS调度策略时无法计及BESS等效运行成本,因此,剪支过程中目标值不包含BESS的等效运行成本。其中,第3条剪支准则采用图3所示方法进行判断。
图中,黑色圆点为当前时段所有离散变量已取得整数解的子问题,Zc(t)为1至t时段目标值之和,UB(t)为对应上界,红色圆点为待判断的子问题,Obj(t)为其目标值。按照下式进行剪支判断:
若满足,则进行剪支;若不满足,则将其加入待分支队列(记为RP)。
3.4 本文算法流程
本文基于分支定界—原对偶内点法的含BESS的主动配电网有功优化调度算法流程如下。
步骤1:根据DG出力和负荷的预测结果,得到各时段目标值上界及能量缺额。
步骤2:置时段t=1,求解松弛后的第t时段OPF问题,判断离散变量结果是否为整数,若是,保存结果,转步骤5;否则,将该松弛问题及其目标函数值加入RP,同时将该目标函数作为该时段的下界。
步骤3:依次对RP中的子问题进行分支,采用原对偶内点法求解各松弛子问题,并将其加入下次待分支队列(记为RRP)中。
步骤4:针对子问题所得解,判断该时段所有离散变量是否均取得整数解,若是,则记t=t+1;若不是,则继续该时段的计算。
步骤5:当某一时段结束后,根据前述剪支准则对RRP中所有子问题进行剪支,并更新RP。
步骤6:判断t是否大于其上限T,若是,则结束分支过程计算,转步骤8;若否,则继续。
步骤7:判断待分支队列RP是否为空,若是,求解出错;若否,则转步骤4。
步骤8:对所有满足约束条件的调度方式进行放电深度的计算,然后得到等效运行成本,并加到每种调度方式的目标函数值中,并从中取出目标函数值最小的解作为最优解。
4 算例分析
为验证本文所提模型及算法的有效性,对修改后的IEEE 33节点系统(见图4)进行仿真分析。本文程序采用MATLAB R2013b编写,在Pentium R3.0GHz的CPU,4GB内存的计算机上运行。
图4中0号节点为配电网与主网的连接点,分别在节点10,16,23,31上加装DG,在节点10和16处分别装1号和2号铅酸电池ESS,系统其他参数不变。
综合文献[13]和文献[18],设置相关参数如附录A表A1所示。该型号铅酸电池在不同放电深度下对应的循环寿命见附录A表A2[12],算例中根据放电深度与循环寿命对应关系的特点选用4阶函数进行拟合。
选取某日为例,次日24h负荷及DG有功出力预测曲线如图5所示。可看出,该地区日DG出力波动及负荷变化均较大。本文认为BESS从充电到放电再到充电为一次完整的切换。假设24h负荷的功率因数均为0.85。
为展现是否考虑分时电价下BESS的不同充放电策略,以及是否考虑BESS等效运行成本对经济性的影响,本文设计了以下4种情形进行对比,均采用分支定界—原对偶内点法进行求解:①情形1,不考虑分时电价和BESS等效运行成本;②情形2,不考虑分时电价,考虑BESS等效运行成本;③情形3,考虑分时电价,不考虑BESS等效运行成本;④情形4,考虑分时电价和BESS等效运行成本。对于情形1和2,购电电价统一设为元/(kW·h)。情形1和2的BESS的SOC曲线如图6所示,成本对比如表1所示。
从图6中可以看出,情形1中BESS均为同时充电或者同时放电,而情形2中的调度策略并非全部是这种方式。这是由于某些时刻只需要一台BESS进行充电或者放电就可以平衡DG出力与负荷需求之差,因此不是同时充放电的调度模式,特别的,当两个BESS系统充放电状态不统一时,一个进行正常的充电或放电,另一个处于不充不放的临界状态:如时段10至13,1号BESS放电,2号BESS则为临界状态;时段14和23,2号BESS进行放电,1号BESS则为临界状态。
情形1中的最优解为BESS全天共需要进行6次充放电切换,配电网共需要向主网购电4 380.79kW·h,总成本为3 694.62元。而在考虑BESS等效运行成本后,情形2的最优解为BESS全天共需要进行一次充放电切换,配电网共需要向主网购电5 646.48kW·h,同时会向主网反送3 748.36kW·h的电能,购售电的总成本为4 521.97元。相比而言,情形1中BESS的调度更灵活,可以消纳更多的DG出力以及更充分发挥BESS的作用,而情形2的调度策略在考虑BESS的等效运行成本之后,为了使得总成本最小,在某些时刻需要通过主网与配电网的连接点供电,增加了线路上的损耗,因此情形2中总的购电量要多余情形1。
之所以等效运行成本的计及会产生这种影响是由于BESS的等效运行成本相对于购电成本来说要高很多。以本文算例中所选铅酸电池为例,一台0.4 MW/4MW·h的BESS造价高达460万元,即使当放电深度仅仅为0.1时,平均到这一次切换的等效运行成本也要754.1元左右,占了购电成本的15%多。
对于情形1和2来说,BESS在其中主要起到了DG出力多时,尽可能多地存储多余的DG出力;DG出力少时,平衡负荷与DG出力差额的作用,以此来提高主动配电网运行的经济性。而在情形3和4中,BESS还可以通过在电价低的时候进行购电存储,电价高且负荷大于DG出力的时候进行放电以提高主动配电网的运行经济性。
对于情形3和4则采用分时电价模型,情形3和4下的最优调度策略成本对比如表1所示。情形3下全天24时段储能设备充放电切换4次,共需要向主网购电4 475.8kW·h,其中低电价时段购电1 840kW·h,高电价时段购电2 635.8kW·h,购售电成本共2 869.63元。该策略很好地利用了BESS消纳DG的作用。情形4下BESS共需进行一次充放电切换,共需向主网购电5 734.96kW·h,其中低电价时段购电2 375.38kW·h,高电价时段购电3 359.58kW·h,总购售电成本之和为3 393.57元。与情形1和2不同,由于时段1至5及时段23,24电价较低,所以情形3和4在这些时段内配电网向主网尽可能购电,通过BESS进行存储,而在电价高且DG出力不够的情况下进行放电。
为分析BESS等效运行成本对配电网运行成本的影响,以情形3和情形4为例,情形3中购电量及反送电量远低于情形4,购售电成本之和减少了523.94元,这是由于BESS调度灵活,通过其不断的充放电,尽可能将多余DG存储下来并在负荷高的时候进行释放。但情形3中每台BESS有4个循环周期,放电深度分别为0.55,0.06,0.13,0.08,等效运行成本为11 111.23元,总成本为13 980.86元。而情形4中每台BESS只有一个循环周期,其放电深度为0.6,等效运行成本为7 043.69元,总成本为10 467.29元。对比发现,在计及BESS等效运行成本之后,实际上的总成本降低了3 513.57元。
综合上述4种情形,在不考虑分时电价和BESS等效运行成本的情况下,可充分发挥BESS灵活的充放电特性,更有效地提高主动配电网的经济效益;而在考虑两者且储能设备造价并不低的情况下,算例结果表明不一定BESS越灵活调度,其带来的经济效益会越好;由于情形2和4中的调度方式计及了BESS等效运行成本,虽然购电成本上分别多于情形1和3,但若是对情形1和3中BESS等效运行成本进行计算,其结果分别为15 804.55元和13 980.86元,由此可发现情形2和4的总成本反而更低,验证了计及等效运行成本的必要性。
5 结语
本文在对BESS进行精细化建模的基础上,提出了一种主动配电网中BESS充放电优化模型。考虑购电电价高于售电电价以及购电电价为分时电价的情况,通过计算BESS的循环寿命计及BESS等效运行成本对经济性的影响,以配电网侧总成本最小为目标对BESS进行充放电优化。采用分支定界—原对偶内点法进行求解。通过对含DG和BESS的IEEE 33节点算例进行测试,考虑DG出力与负荷波动不同程度的情形,并通过与遗传算法的对比,验证了本文所提模型及算法的有效性。算例结果表明,BESS能在DG出力大于负荷时充电、小于负荷时放电;在主网电价低时购电存储,电价高时放电平衡负荷,具备削峰填谷及提高运行经济性的能力。同时也验证了计及BESS等效运行成本的必要性。
本文主要侧重于BESS在主动配电网优化运行中所起到的作用,后续研究的重点是,考虑将网络重构、可控DG、需求侧响应等更多主动配电网中可调度资源囊括在优化模型之中,也可研究如何在计及DG出力以及负荷随机性的基础上,对BESS进行优化调度。
浅析电力系统配电网改造措施 第5篇
[关键词]电力系统;电网;改造;措施
一、电力系统配电网运行中存在的问题
1.配电网查找、间隔处置时长较长
现如今，在广大城市配电网中，均运用电缆线路，因其自身所暴露的施工不正规、质量磨损、设备老化等缺陷，出现老化短路、外力损坏等故障的概率较大。当故障产生时，整个线路势必处于终止输送电能的状态，所以需要第一时间尽快指派相应人员及时查明故障点位，并对其养护，这中间必定要耗费较长时间，直接致使供电可靠性及持续性受到削弱，不能更好地为民众生活及社会生产提供一流的用电服务。
2. 配电网新技术手段的运用程度较低
伴随各行各业对电能需求的日益攀升，配电网积极推行批量的改扩建工程，并且使配电网的框架结构出现了深刻的变化。然而，这此工程大都布局在输电网络上，对配电网所投人的资金相对匮乏，直接造成配电网不能合乎经济社会发展的客观需求，更不能使广大用户享受到完善的电能服务，配网可靠性每况愈下然而，由于在相当长的时期内，对配电网建设的资金投人偏少。在个别偏远区域，因配电网维修频率较低，用户供电的质量始终得不到根本性保障。
二、电力系统配网自动化控制系统
1.智能开关
智能开关带有一定的人工智能化特点，当它不与通讯系统连接时，就可以实现设备的自我控制，对线路中存在的问题进行检测，找出线路中现有的故障，并对存在的故障进行隔离，以避免故障范围扩大，保证非故障输电路段供电的平稳性;当智能开关与通讯系统连接时，就可以将工作人员纳入到自动化控制中，一方面保证了电力人员对输电的整体状况有所了解。另一方面也可以有效地弥补设备自身存在的漏洞，智能开关自身会携带监视装置，以备工作人员对开关进行相关的操作，由于电力故障的不确定性，使智能开关的使用存在着部分的缺陷。
2.线路、设备的监控终端
监控终端能够通过系统信号的方式融入到设备和线路中，从而对配网中的电力数据进行采集，并对收集的数据进行初步的加工与处理，然后通过生成工作报告的形式反馈给技术人员，指令的远程收发，方便了工作人员对监控终端设计的领域进行控制。另外，电力人员能够通过监控终端对系统设备的数据进行设置或者修改，其自身所携带的诊断、修复、通信功能是配网自动化所需要的。
3. 通信网络
通信网络主要起到传达指令的作用，应用的主要目的是为了保证用电的可靠性，通过对配网系统做整体的调查，从而将系统分为多个阶段，每个阶段都会安装监控终端，以达到下位与上位的连接。工作时，配网上位也就是电力技术人员会将相应的指令发送到监控终端，然后将上位指令传送到具体承载电力运输的设备上。当然，也可以对下位的数据进行整理，并反馈到上位。
4.SCADA的扩展
值班管理员可以操作计算机对远程的电网功能进行切换，操作的指令不会过于复杂，通常只包括功能的切入与退出。当调度人员想要对定值进行修改时，就需要根据电网运行的实际情况，利用远程微机对设备进行定植。SCADA系统对员工的操作技术有一定的要求，由于其实际应用是依靠这远程遥控的方式实现的，所以按键的顺序需要严格按照操作规范进行团。拓扑网络支持图像的处理工作，通过线路异常参数的检测，对线路中的停电带电、开关的分合以及线路中电压的等级进行着色处理，使电力人员详细地了解线路运行的状况。
三、电力系统配电网改造方案优化实例
1.总体结构
对于相关组件的优化改造可以为电力系统的相关应用软件提供一个动态的运行库，让其在具体的工作中实现对全部改造项目的优化组合，在这其中，基于自适应遗传算法的优化策略是其组件的核心，同时对于其处理对象仅限于全部电力系统配电网的改造项目。
其中各个子模块的主要功能有：优化流程控制子模块，其是优化策略的核心控制者;改造项目信息预处理子模块，可以对改造项目相关信息进行分析、转换并对项目间相互关系的完整性和有效性进行校验;编码、解码子模块，其是对全部改造项目按照其相互关系进行重新排序以确定合理的编码顺序并在此基础上负责染色体和改造方案之间的相互转换;遗传操作子模块，该子模块又可以分为选择、交叉和变异3个次级子模块以完成不同的遗传操作;适应度计算子模块，其是调用辅助接口模块中的相关功能对改造方案的实施效果进行评价和变换等等。
2.标准接口设计
在电力系统配电网改造的工作中，对于相关配电网的改造并不能直接的实现相关电力系统配电网的编辑等功能，所以在这个时候就需要借助相应的接口。在电力系统配电网改造的工作中为了兼容已有的配电网设计，相关的接口应该具有一定的特点，比如定义简单、功能全面等等。也就是说对于相关的接口只定义了必须的功能以及相关的调用格式，而相关的电力系统配电网改造的工作中的应用软件可以根据其自身的实际结构特点来通过采用不同的方式予以实现。
3.项目数据结构设计
在电力系统配电网改造的工作中，对于项目信息的改造是配电网改造方案优化组件最主要的原始数据，所以其结构以及处理速度对相关组件的性能有比较大的影响。其中XML，也就是可扩展标记语言，它所采用的数据格式比较简单，所以在具体的数据表达以及交换方面有比较大的优势。XML在数据描述方面也十分灵活，而且具有良好的结构以及约束机制。数据按照XML标准进行处理之后具有表达方式简单、易读等特点，易于进一步加工和处理。
总之，电力系统改造是社会发展的必然要求，其对于抑制社会用电危机大有帮助。配电网是电力系统比较关键的组成结构，其根据用户应用要求调配现有的电能资源，进而满足用户用电环节的操作要求，这也是电力系统改造与规划近年来在国内外受到广泛关注，成为学术界研究热点的主要原因。
参考文献：
[1]张岑，赵玮.电力系统配电网改造发展趋势研究[J].机电信息，2013，12：17-18.
[2]马衡.电力系统自动化技术分析[J].科技创新与应用，2014，05：159.
主动配电网优化调度策略研究 第6篇
日益严重的环境污染以及传统化石燃料短缺等问题驱使分布式发电技术尤其是可再生能源发电技术迅速发展,未来的配电网势必要满足对分布式可再生能源发电的兼容包并[1,2]。主动配电网作为智能配电网未来的发展趋势,是可以实现分布式电源在配电网中广泛接入及高度渗透的重要技术手段[3,4,5]。根据CIGRE C6.11工作组的工作报告,主动配电网可定义为:可以综合控制分布式资源(例如分布式能源、柔性负载、储能等)的配电网,可以使用灵活的网络调节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基础上承担对系统一定的支撑作用[6]。主动配电网区别于传统配电网的一大显著特征表现在接入的分布式发电单元、储能单元以及微网单元等对于配电网运行人员来说都是可控的,分布式能源将参与网络的运行调度,并非以往简单的连接,这将赋予主动配电网调度运行更加丰富的内容,而不仅仅是传统配电网中联络开关的调整[7]。主动配电网的优化调度策略[8,9]是主动配电网对分布式电源实施主动管理并实现网络安全经济运行的核心技术和重要手段。但是间歇性可再生能源功率输出所固有的不确定性,储能系统受其自身能量限制引起的不同时间断面上的耦合相关性以及配电网中联络开关位置的灵活可变性,使得主动配电网的优化调度策略十分复杂,基于传统最优潮流的优化调度模型及其计算方法对于主动配电网而言已不适用。
主动配电网的优化调度模型与传统电网的优化调度相比不论从控制变量、约束条件以及目标函数都发生了深刻变化。主动配电网优化调度的控制变量不仅包括可控分布式发电单元,例如燃料电池以及柴油发电机等,还有兼具充放电特性的储能系统[10,11]以及配电网中的联络开关,而间歇性可再生发电单元例如风力以及光伏发电等,一般采用最大功率点跟踪(MPPT)控制模式[12],是不可调度单元,不参与主动配电网的优化调度控制,这也是主动配电网对于绿色可再生能源最大化利用的核心价值体现。主动配电网优化调度策略的目标函数不再像传统最优潮流以某一时刻网损最小或发电成本最低为目标[13],而是应该对整个调度周期的运行成本进行优化,这是因为传统电网的发电单元出力上下限是由其设备参数决定的,一直是恒定的,不随时间变化而变化,而主动配电网中接入的储能系统由于其自身的能量有限,不同时刻的出力上下限是实时变化的,当前时刻储能系统的可用能量完全取决于前面时刻的充放电策略,因此采用传统的针对单一时刻最优潮流目标求解的优化调度策略往往会由于违背了储能系统的能量约束而变得毫无意义。此外,主动配电网优化调度过程中的约束条件除了传统的功率平衡约束、潮流约束、节点电压约束、分布式发电功率上下限约束、辐射状拓扑约束之外,还要考虑到储能系统的能量守恒及容量约束。
基于上述背景,本文重点研究了主动配电网的优化调度模型,该模型以一个完整调度周期的运行成本最低为目标函数,综合考虑了不同时段电价以及联络开关调整对于主动配电网运行成本的影响,以可控分布式能源以及联络开关作为控制手段并确保整个调度周期内储能系统的能量守恒及容量限制。针对所研究的主动配电网优化调度模型,提出了基于智能单粒子优化算法(intelligent single particle optimizer,ISPO)[14]的求解方法,通过对粒子的位置表达形式以及粒子位置更新过程的改进,最终得出主动配电网完整调度周期的优化调度策略。
1 主动配电网优化调度模型
主动配电网优化调度的本质是在确保绿色可再生能源最大化利用的前提下,对主动配电网主动管理涉及的所有控制手段进行统筹协调,实现运行成本最低,其控制内容涵盖源、网、荷3个方面:包括可控分布式发电单元(如柴油发电机、燃料电池等)功率调度为代表的电源控制和以联络开关的位置变换为代表的网络控制,以及以储能电池充放电策略为代表的柔性负载控制。因此,主动配电网优化调度的控制向量可以表示为[PDG-1,,PDG-i,,PDG-n,PESS-1,,PESS-j,,PESS-m,O]T。 控制向量的前n个分量是可控分布式发电单元(燃气轮机、燃料电池等)的功率输出,中间m个分量是储能单元的充放电功率,最后1个分量表示的是联络开关的位置方案。
主动配电网优化调度的目标函数可表示如下:
式中:k为完整调度周期可以划分的单位阶段数,对于每个阶段可认为各个分布式发电单元出力、储能单元出力以及负荷大小不变;ΔT为单位阶段的时长;l为整个最优潮流计算涉及的配网供电区域互联的馈线数;Cg(t)和Pg(t)分别为第g条馈线在t时刻的电价成本和第g条馈线出口有功功率;n为分布式发电单元的个数,这里的分布式发电单元是指功率可调节的发电单元,例如燃料电池以及柴油发电机等;Ci(t)和PDG-i(t)则分别为第i个分布式发电单元在t时刻的发电成本和有功出力。
该目标函数从本质上能反映出优化调度分布式可再生能源以及储能充放电策略合理化带来的收益,一般来说,分布式能源发电成本优于电网,在负荷一定的情况下,分布式发电利用率越高,电网输送电能就越少,目标函数的值就越小。此外,储能系统的优化调度可以实现在谷时充电、峰时放电带来的峰谷电价差收益,同样可以使目标函数值变小。
主动配电网优化调度的约束条件除了常规的节点电压约束和支路潮流约束之外,还包括如下约束。其中,式(2)表示的含义是在整个调度周期内馈线的出口功率与该时刻每个分布式电源出力、储能系统的充放电功率以及联络开关的位置有关,即要求时时满足含分布式能源的配网潮流等式约束;式(3)和式(4)是要求分布式电源出力以及储能系统的充放电功率不能超过其上下限,主要受限于分布式发电或储能系统的设备参数及其逆变器容量;式(5)要求联络开关的位置必须保证配电网的辐射状结构;式(6)是由于储能系统容量在一定范围以内才能保持比较高的效率[15],所以必须确保每个储能系统的容量处于合理范围区间;式(7)确保整个调度周期过程中每个储能系统的能量守恒,即储能系统放电的能量等于充电的能量。
式中:PESS-j(t)为第j个储能单元在t时刻的充放电功率;O(t)为t时刻的联络开关位置方案;PminDG-i和PmaxDG-i分别为第i个分布式发电单元的功率下限值和上限值;PminESS-j和PmaxESS-j分别为第j个储能单元的功率下限值和上限值;V(O(t))为配电网联络开关的位置方案;G为配电网的辐射状结构;Ej(t)为第j个储能单元在t时刻的剩余能量;Ejmin和Ejmax分别为第j个储能单元剩余能量的最小允许值和最大允许值。
2 主动配电网优化调度求解策略
根据上节内容可以分析得出主动配电网的优化调度控制既包括诸如分布式发电单元及储能单元等连续型控制变量又包括联络开关等离散型控制变量,本质上是一个混合整数非线性约束规划问题。将内点法[16]直接应用于主动配电网优化调度策略的求解难以获得好的效果,需采用适用性更广、对求解条件要求更加宽松的智能优化算法。
ISPO在传统粒子群优化(PSO)算法的基础上增加了各维度优化方向的分析能力,能得到更接近于全局最优点的优化解,且只需要从单一粒子进化,求解过程简单,通过参数控制可以较好地平衡全局搜索和局部搜索,能够非常有效地用于各种优化问题尤其是非线性优化问题的求解[17]。
2.1 ISPO的粒子位置矢量表达
对于主动配电网优化调度策略的求解而言,粒子的位置矢量表达形式非常重要。由主动配电网的优化调度模型可知,应用于主动配电网优化调度求解的智能单粒子位置可以表达为一个gk阶的矩阵,其中,g=n+m+1。
式中:n为分布式发电单元的个数;m为储能单元的个数;k为完整调度周期包含的阶段数。
矩阵前n行向量中的任一行向量[xj,1,xj,2,,xj,p,,xj,k]表示的是第j个分布式发电单元完整调度周期的控制策略。其中,第p个元素xj,p为第j个分布式发电单元在阶段p的有功出力,并且满足下式:
式中:Pjmin和Pjmax分别为第j个分布式发电单元的有功功率下限值和上限值,也是位置元素xj,p的范围。
矩阵第n+1行至第n+m行向量中的任一行向量[xj,1,xj,2,,xj,p,,xj,k]表示的是第j个储能单元完整调度周期的充放电策略。其中,第p个元素xj,p为第j个储能单元在阶段p的剩余能量,并且满足下式:
式中:Ejmin和Ejmax分别表示第j个储能单元的能量下限值和上限值,也是位置元素xj,p的范围。
根据储能单元特性,第j个储能单元在阶段p的充放电功率近似如式(11)所示:
当阶段p不为k时,其充放电功率为上一阶段的剩余能量减去下一阶段的剩余能量除以阶段的时长,而当p等于k时,其充放电功率等于结束阶段的剩余能量减去开始阶段的剩余能量除以阶段的时长,这是为了确保一个完整调度周期结束后约束式(7)的成立,即完整调度周期过程中储能单元的放电能量等于其充电能量。当Pjp>0时,表示处于放电状态;当Pjp<0时,则表示处于充电状态。将储能单元的剩余能量作为粒子的储能位置变量,可以通过粒子位置的范围限制确保储能能量不越限,因而避免出现直接以充放电功率作为粒子位置变量时由于位置更新导致储能单元能量越限的问题,这也是通过ISPO实现求解主动配电网优化调度策略的关键步骤。
矩阵的最后1行向量[xn+m+1,1,xn+m+1,2,,xn+m+1,p,,xn+m+1,k]表示的是整个调度周期的联络开关位置方案。其中,第p个元素xn+m+1,p为在阶段p的联络开关位置方案,xn+m+1,p的取值以涉及的所有开关的开闭状态组合所对应的状态值表示,将各个开关进行按位编号,以二进制方式取值0或1表示。0表示断开,1表示闭合,其二进制组合对应的十进制数就是该联络开关方案的取值。
为了确保在进行粒子优化的过程中,可以使用统一的速度及位置控制参数,需要对粒子进行归一化处理,处理后新的粒子位置矢量(i,j)的元素值表达为
式中:xij为原粒子位置矢量(i,j)的元素值;xijmax和xijmin分别为原粒子位置矢量(i,j)的元素值的上限值和下限值。
2.2 ISPO的位置更新
一般的粒子群算法在每次迭代时,粒子的位置更新过程基于全体种群,同时改变整个解矢量中各维的数值,虽然通过适应值的求解可以判断解的整体质量,但不能判断部分维向是否向最优方向移动,难以兼顾所有维的优化方向。为解决上述问题,可以采用ISPO对原有的高维粒子进行子矢量划分,再将每个子矢量逐一顺序循环进行更新进化,从而可以确保每个子矢量都向最优方向进化,以获取质量更好的解。
ISPO更加出色的寻优能力依赖于对子矢量的合理划分,将目标函数对于全矢量不同维度的优化方向加以区别,分别优化。根据主动配电网优化调度模型的特征,主动配电网优化调度ISPO的子矢量将从时间和空间2个维度上进行划分,其步骤如下。
步骤1:将智能单粒子位置矩阵按时间分阶段进行划分,对于一个gk阶的矩阵划分为k个子向量,每个子向量对应一个阶段的所有分布式单元及联络开关的控制策略;
步骤2:在步骤1的基础上,将各个子向量按空间位置进行划分,把处于相同分段开关间隔内的所有分布式单元划分为一个子矢量,联络开关位置方案单独划分为一个子矢量。
根据上述步骤,可知同一阶段处于相同分段开关间隔内的分布式发电单元和储能单元组成一个子矢量,同一阶段的联络开关位置方案为一个子矢量。若第一个分布式发电单元和第一个储能单元处于同一分段开关间隔内,对于同一阶段j的列向量则可将其划分为同一个子矢量zj1,以此类推,直至联络开关位置元素单独成为子矢量,则对于式(8)的粒子位置矩阵而言可依次划分出rp个子矢量。
ISPO的位置矢量更新过程是基于子矢量,按先后顺序进行循环更新,在更新第i个子矢量的过程中,将按以下的速度和位置更新公式迭代执行Ni次子迭代。
式中:前一项值代表的是多样性部分,r是取值区间为[-0.5,0.5]的随机矢量;后一项是学习性部分,b为加速度因子;s为收缩因子,有助于搜索迭代过程中动态调整速度,搜索到更优解。其中,x1k+1=[z1,z2,,zik,,zrp];x2k+1=[z1,z2,,zik+vik+1,,zrp];k=0,1,,Ni-1。ISPO的位置进化过程如图2所示。
3 算例分析
本文基于国家能源局智能电网上海研发中心智能配电网实验室的主动配电网算例,来验证所提主动配电网优化调度模型及其解法的有效性。
如图3所示,本文用于主动配电网优化调度的算例是一个包含双电源点,3馈线互联的44节点主动配电网测试系统。该系统包含的分布式发电单元及储能单元总个数为15,其类型及配置参数如表1所示。
注:表中光伏、风力、燃气轮机的参数表示输出峰值功率。
该算例以一天24h为一个完整调度周期,调度间隔为1h,峰时电价为610元/(MWh),谷时电价为310元/(MW h),燃气轮机发电成本为500元/(MWh)。该系统各负荷节点全天的负荷参数以及各间隙性能源(例如风力、光伏等)全天的有功出力详情参见附录A表A1。
为了获得较好的算法稳定性以及较快的收敛速度,参考文献[18],ISPO的参数可设置为:Ni=5,b=2,s=4,Nmax=50。由于对粒子进行了归一化处理,因此粒子各元素的位置范围可设定为[0,1],速度范围可设定为[-1,1]。
经程序计算,测试系统各可控单元全天的最优有功出力以及联络开关位置的最优策略见附录A表A1。表A1的数据表明主动配电网的优化调度不仅给出了每个间隔可调度分布式发电以及储能单元的调度策略,与此同时也求解出每个间隔内的联络开关最优位置,实现了源、网的统筹优化。此时全天运行成本为38 097.27元,较之未采用优化调度时的运行成本39 326.12元,直接经济效益提升了3.15%。算例中总的负荷曲线以及总的分布式发电出力(包括燃气轮机和储能单元)曲线如图4所示。
通过表A1的结果还可以发现:经过优化调度的计算,各个储能单元的充放电策略都得到了合理的分配,在负荷最低谷期间(03:0008:00),各个储能单元基本处于充电状态,在负荷平稳期间(09:0016:00),各储能单元充放电功率为0,这是为了保持能量以应对负荷最高峰期间(17:0021:00)的放电需要。而燃气轮机的出力特性主要是由峰谷电价决定的,在峰时期间电价成本较高,基本都处于满发的状态,而在谷时期电价成本较低,其出力为0。
分布式发电的总出力(包括燃气轮机和储能单元)特性与馈线的负荷特性基本保持一致,当负荷较大时分布式发电的总出力越大,而负荷较小时则其总出力较小,如图4所示。由图4还能发现分布式出力的拐点出现在22:00,这是因为21:00 为负荷最高峰点,各储能单元的能量基本已经到极限状态,为了后面阶段的放电输出,所有的储能单元必须充电。
附录A图A1显示出全天各个储能单元的荷电状态(SOC),始终处于20%到90%的有效区间内,满足式(7)的SOC状态约束,进一步可表明优化调度策略的合理性及可用性。从图A1中各储能单元的SOC状态曲线还能发现各个储能单元的SOC变化趋势不同,各个储能单元的全天充放电策略差异较大,例如A19储能单元采用的快充快放的策略,而B17储能单元则采用比较平稳的充放电策略,这是由ISPO的优化特性决定的,因为每个储能单元处于的子矢量区间不同,因此其维度的优化方向也不同,从而得到不同特性的充放电策略。
此外,为了比对ISPO与一般PSO的优越性,本文分别对基于ISPO和一般PSO的收敛特性进行了比较,为了比较同等参数特性下的优化特性,一般PSO的最大迭代次数也设置为50,粒子数目为迭代次数的一半左右,粒子数目m可设置为20,学习因子c1=c2=2,惯性参数ωmax=1,ωmin=0.2。比较结果最终如图5所示。
图5的结果表明,ISPO的收敛速度与PSO基本一致,但是其寻优能力明显优于PSO,可以找到更接近全局最优解,证明了ISPO的优越性。
4 结语
本文针对主动配电网的技术特征,重点研究了主动配电网的优化调度模型及其求解方法,实现了主动配电网在充分利用绿色可再生能源的基础上优化控制各个可控分布式发电单元、储能单元以及联络开关以达到经济运行的目的。基于ISPO的主动配电网优化调度策略求解算法化简了主动配电网优化调度模型中连续型控制变量和离散型控制变量混合控制带来的复杂度,并解决了储能系统能量引起的不同时间断面的相关度等问题,最终通过算例的结果分析,验证了所提主动配电网优化调度模型及其求解策略的正确性和有效性。但本文所研究的主动配电网优化调度模型的运行成本目标没有考虑储能单元充放电切换对于储能装置的损耗以及联络开关切换对于开关装置的折损费用等,有待进一步研究储能单元充放电过程中自身的损耗特性,以得到更加精确的目标函数。另外,所提的基于ISPO的主动配电网优化调度求解策略要求调度间隔不能过小,以避免引起维数过大的粒子矩阵,使得求解时间较长,后续可考虑使用并行计算方法以快速求解间隔周期短精度要求高的主动配电网优化调度策略。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：主动配电网的优化调度策略是主动配电网实现经济及安全运行的重要保障,也是主动配电网对于分布式能源实施主动管理的核心技术。文中提出了一种考虑主动配电网特性以及分布式能源特性的优化调度模型,该模型以一个完整调度周期的运行成本最低为目标函数,以可控分布式能源以及联络开关作为控制手段,考虑不同时段电价以及联络开关调整对于运行成本的影响,并确保储能系统在整个调度周期的能量守恒以及容量约束。此外,针对所提出的主动配电网优化调度模型,提出了基于智能单粒子优化算法(ISPO)的求解方法,通过对粒子的位置表达形式以及粒子位置更新过程的改进,实现完整调度周期内复杂的主动配电网优化调度策略求解。最后,算例的计算结果验证了主动配电网优化调度模型及其求解算法的有效性。
主动配电网现状与未来发展 第7篇
近年来, 国家电网公司智能电网进入全面建设阶段, 智能配电网的研究与试点工作也在深入推进, 取得了较大的进步。但是, 在配电网领域, 分布式电源 (DG) 接入量不断增大、电动汽车不断增大的普及率以及可控负荷的增多, 使得传统配电网将面临诸多的挑战;尤其在当前分布式光伏相关国家鼓励政策不断出台, 高渗透分布式光伏电源接入配电网所可能导致的电压水平升高、短路电流增大、供电可靠性降低以及电能质量恶化等问题显得尤其突出, 将打破传统配电网潮流单向辐射状供电模式[1]。
为了应对以上问题, 传统配电网已逐渐从被动模式向主动模式转变。国际大电网会议 (CIGRE) C6.11项目组于2008年提出了主动配电网 (active distribution network, ADN) 的概念, 清晰地表明ADN可以通过使用灵活的网络拓扑结构来管理潮流, 以便对局部的DG进行主动控制和主动管理, 得到了广泛的认可[2]。ADN也存在有源配电网一说, 有源配电网与ADN这两个概念既有区别又有联系, 有源配电网主要反映了配电网中接有DG的物理特性, 而ADN则强调了配电网具有主动控制和管理的能力。如:DG发电功率与负荷在时间和空间上的不匹配, 引起的最主要问题是可能出现的功率倒送, 一定程度后可能造成电压升高, 甚至超出国家标准规定范围, 此时需要进行主动控制;由于DG通常经电力电子装置接入, 规模过大相互影响可能会引起配电网的电能质量问题, 甚至超出国家标准, 此时需要进行主动控制。但是, 不同的网架结构接入的DG能力有所不同。当配电网相对较强并且功率与负荷的匹配特性较好时, DG的渗透率可能达到百分之七八十, 甚至更高;当配电网相对较弱并且功率与负荷的匹配特性较差时, DG的渗透率可能只有百分之二三十, 甚至更低。应结合配电网具体情况等条件, 考虑相关国家标准来决定是否进行主动控制。总之, 有源配电网须“主动”, 才能有效集成DG, 而ADN须“有源”, 才能发挥其自身能力。本文在文献[3]的基础上, 进一步探讨ADN相关技术近期的发展情况以及一些热点方向, 为国内的相关研究者提供参考和借鉴。
1 ADN的三种控制方式
在ADN中, DG、负荷及其他设备之间的协调配合对于提高系统的安全性和运行效率来说至关重要, 要实现各种设备之间的相互协作, 就需要设计合理的配电网架构。通常情况下, ADN有三种不同的控制方式, 分别是集中式、分散式及混合分层式。
1.1 集中式
图1为集中式控制的示意图, 由各测量点测得的电压、潮流和设备状态数据均上送到配电网中央控制器 (distribution network central controller, DNCC) , 中央控制器通过对各个DG分配有功和无功指令以及对其他设备发送命令来协调控制配电网络中的所有设备, 并能够将配电网的电压和频率保持在合理的范围内。图中:PEDG表示逆变器接口的DG;PEC表示电力电子变换装置;LC表示本地控制器;ESS表示储能系统。
文献[4]提出了一种优化算法使DG和其他设备 (包括稳压器、并联电容器、并联电抗器、静止无功补偿器等) 之间进行协调配合, 以保持各节点电压稳定。文献[5]提出了一种提高通信效率的方法, 即在DG和电容器处放置一种远程终端单元 (RTU) , 将所在节点的电压信息发送到中央控制器, 中央控制器根据此信息来调整系统中各稳压器的工作状态, 最终将各节点电压稳定在允许范围内。文献[6]提出了一种基于统计学原理的状态估计算法, 用来估算各节点的电压, 并据此设置系统中的继电器和调整DG的出力来控制系统中电压的分布。但是集中式控制方式也有其不足之处, 文献[7]对此进行了分析并总结以下结论: (1) 可靠性较差, 若中央控制器出现故障, 整个网络将会崩溃; (2) 送往中央控制器的数据量较大, 有可能会在短时间内大量增加, 超出控制器的处理能力; (3) 集中控制方式在通信和数据处理方面投资会较高; (4) 若要对控制算法进行调整, 即使是微调也需要进行大量的测试工作; (5) 对中央控制器进行维护时, 需要关停整个系统。
1.2 分散式
为了遵循配电网中DG及负荷本身具有的分散特性, 一些研究者提出了分散式控制方式, 见图2。
在分散控制方式下, 配电网中的设备数量可以不受限制, 本地控制器通过分析本地采集的数据与相邻设备送来的信息发出控制指令[8]。文献[9-10]通过采集本地的电压和频率信息, 控制器通过下垂控制策略调整本地DG和储能设备输出的有功和无功功率, 并可将电压稳定在安全的范围内。文献[11]利用负载抽头转换开关和线路电压降补偿器相互配合, 控制安装了DG的馈线电压, 且控制效果与馈线参数、结构与DG连接点位置有关。文献[12]提出了一种分散控制大型配电网的方法, 即首先根据灵敏度矩阵ε分解法将配电网络分割成许多规模较小的子网络, 然后在每个子网络内, 各个设备相互协调来维持各节点电压在规定范围内。除此之外, 基于多代理技术的分散式控制方式 (agent based management, ABM) 能够使各个“代理”嵌入并控制配电网的软件或硬件, 且各个代理之间能够相互通信[13]。文献[14]提出了一种多代理方法, 可以加强代理监控电压的能力, 从而为实现DG即插即用提供技术支持。文献[15]进一步指出, 在ABM系统中, 由于每个代理只考虑自身的最优化, 最终的结果有可能不是全局最优。文献[16]从配电网允许注入容量和损耗方面对集中控制方式和分散控制方式进行了比较, 结论显示在不引起过压的前提下, 两种方式在提高DG渗透率方面能力不相上下, 且两种方式都会大幅增加线路上的有功损耗。
1.3 混合分层式
相对于集中式和分散式来说, 混合分层式管理 (hybrid hierarchical management, HHM) 是一种更为实用的配电网管理方式, 如图3所示。
HHM采用多层式结构, 包含了集中式和分散式框架的特点, 并包含数个管理控制层, 其中最上层为能量优化管理层, 该层的控制器通过收集下层传递的信息以实现对配电网监控、操作和管理;中间层的控制器则依据上层发布的命令, 结合事先定义的函数, 计算出最优的参数并发布给底层控制器;最后, 底层控制器利用此参数来控制网络中的具体设备, 从而完成对配电网的管理和控制[17,18]。文献[19]提出了一种具有通用性的微网分层控制结构, 从上到下依次为第3层、第2层、第1层和内部层, 这种针对微网的控制结构可以推广到包含有微网的ADN中。
2 ADN重点关注的问题
除了控制方式外, ADN仍有许多需要关注和解决的问题。比如, 在供电侧, 如何用最经济的方式接入DG并利用DG控制网络的电压;在用户侧, 如何解决电动汽车接入等引起的电压和潮流问题;以及如何对ADN进行故障保护等。
2.1 配电网中DG优化规划
要提高DG接入配电网的经济效益, 须重点研究DG的选址和定容问题, 该方面国内外均有较多的研究成果[20,21,22]。文献[23]利用遗传算法计算了DG和ESS的选址和定容容量, 结论表明DG和ESS的接入能够有效地提高配电网的供电可靠性。文献[24]提出了一种考虑到技术和经济约束的粒子群优化算法, 用来对DG和储能系统进行选址。文献[25]提出了采用带惯性权重的粒子群算法进行DG选址和定容的计算方法。文献[26]在遗传算法的基础上, 采用模糊变量表示负荷预测值等不确定量, 加强了规划算法的适应性。
此外, 在DG的规划过程中, 一些学者提出利用多目标优化方法寻求最优方案[27], 其中最常见的优化目标是缓解功率堵塞、延迟系统升级和最小化配电网中的功率损耗[28,29]。文献[30-31]将提高配电网的供电可靠性作为优化目标之一。文献[32]提出了一种包含三个优化目标的多目标混合整数优化方法求解DG的经济调度。
2.2 电压管理
在传统配电网中, 通常DG控制在单位功率因数方式下运行, 甚至不参与无功调节。然而, 随着配电网中DG的渗透率越来越大, 利用DG来提供无功功率并控制配电网电压成为研究热点。相关研究可以划分为两类, 分别为动态控制 (dynamic control) [33,34,35]和稳态调度[36,37]。
利用DG来动态调节配电网电压, 需要利用合适的控制策略来控制DG的接口逆变器。文献[38-39]提出了一种V/Q下垂控制策略, 可以使逆变器自动调节输出无功功率以保持本地电压稳定。文献[40]提出了一种算法, 能够根据系统的状态自动调节控制器的控制参数。对于DG能够输出的无功功率范围, 文献[41]认为|Qmax|0.45Prated的范围比较合理 (其中Qmax为DG输出的无功功率上限, Prated为DG的额定功率) , 不需要对逆变器进行额外的投资。
稳态分析则把此类问题归类为进行电压支撑的无功功率调度问题。文献[41]提出通过DG和稳压器之间的即时通信, 利用一种基于代理的控制程序来实现对DG无功输出的最优化调度方法。在文献[42]中, DG输出的无功功率被视为可控变量, 并与有载分接开关 (OLTC) 和并联电容器相互配合来调节电网电压。为了解决配电网中由DG引起的电压升高问题, 最直接的办法就是减少DG的出力[43,44]。文献[45]提出了一种实时预测算法用来计算配电网中DG有功出力上限。
2.3 电动汽车主动管理
普及电动汽车能够有效减少城市中二氧化碳的排放量, 减轻环保压力, 符合中国节能减排的基本国策。随着相关技术的不断进步, 将会有越来越多的电动汽车接入配电网中, 会对电网产生一些影响[46,47,48]。文献[49]研究了电动汽车充电对比利时配电网的影响, 发现当大量电动汽车同时充电时, 会发生明显的功率缺额和电压跌落;文中同时指出, 如果能够用合适的策略对电动汽车充电进行主动管理, 可避免发生这些问题。文献[50-51]提出了一种对电动汽车充电进行主动管理的策略, 能够转移负荷的峰值, 保证电网安全。
2.4 需求侧管理
需求侧管理能够让用户主动参与到配电网的管理中来, 通过分时电价引导和双向的信息通信技术, 使用户将部分负荷的工作时间从用电高峰转移至用电低谷, 从而达到削峰填谷的目的[52,53,54]。
需求侧管理建模是相关研究的重要基础, 文献[55]提出了一种研究恒温控制设备 (thermostatically controlled appliances, TCA) 负荷对价格的响应模型。文献[56]提出了一种住宅负荷的模型, 并在此基础上设计了一种管理方式, 不仅使负荷峰值保持在安全范围内, 而且最大限度地保证了用户用电的方便性。
需求侧管理能够维持配电网中供用电的平衡, 从而提高DG的渗透率, 而DG渗透率的提高又能够降低负荷的峰值, 从而延缓配电网的升级[57]。另外, 需求侧管理还能够弥补DG发电的间歇性, 文献[58]提出了一种基于需求侧管理模型的负荷预测控制器, 能够结合天气预报和动态电价信息来预测含有高渗透率DG的配电网负荷情况。
2.5 配电网的保护和故障定位
传统配电网中功率都是单向流动的, 而含有DG的配电网中功率可能是双向流动的, 导致传统配电网中故障和保护装置在含有高渗透率DG的ADN中并不适用。因此, 为了保证ADN的安全运行, 需要一些新的故障保护措施。
对于含有DG的配电网保护, 需要面对很多新的问题, 如熔断器和开关之间的配合、自动开关之间的协调、孤岛效应等[59]。当电网发生故障时, DG产生的电流可能会影响继电器正常工作[60,61]。为了解决这个问题, 文献[62]提出了一种新的继电保护策略, 通过实时收集所在线路的信息, 利用微处理器来判断线路的故障情况并控制继电器的动作。
电网故障时, 由DG继续供电而产生的孤岛效应会威胁检修人员的安全, 同时其产生的电压和电流具有不稳定性, 可能会损坏用电设备[63,64]。因此, 孤岛效应也是继电保护中需要重点解决的问题。对于集中式控制策略, 检测孤岛效应依靠数据采集与监控 (SCADA) 系统等先进的监视系统[65,66];对于分散式控制策略, 可以用被动方式实时监视电网的电压、频率和谐波含量等参数[67], 或者用主动方式给电网注入一些微小的扰动并观察其影响, 来判断电网是否在孤岛运行[68], 或者将被动和主动两种方式混合使用[69]。
除此以外, 在ADN发生故障时, 对故障的准确定位也至关重要。对于含高渗透率DG的配电网的故障定位, 目前已经有大量的相关研究[70,71,72,73,74]。文献[75]提出了一种对含有DG的配电网进行故障定位的一般方法, 通过对DG和电网连接点处的电压和电流进行测量, 并观察其同步性来判断是否发生了故障。文献[76]提出一种针对架空配电网且根据故障电流信息的改进故障定位策略, 利用重合闸与DG脱网的配合, 解决含DG架空配电网的故障定位问题。文献[77]提出了一种较简洁的基于矩阵算法的含DG配电网多重故障定位的方法。该算法首先对无关信息排除精简, 然后根据网络描述矩阵形成故障判别矩阵, 最后给出故障定位的统一判据, 并对故障信息畸变的情况给出了解决对策。
3 一些新兴技术对ADN的技术支撑
3.1 先进的电力电子技术
ADN要求对DG进行主动调节和控制, 光伏、风力发电以及储能等单元通常经电力电子变流装置接入配电网。因此, 电力电子变流器是未来ADN中一个非常重要的元件, 也是配电网对DG进行主动管理的基本平台[78,79]。采用适当的控制策略后, 变流器可以协助配电网管理系统进行潮流控制、无功补偿和DG保护等。当上级供电网络发生故障且配电网进入孤岛运行状态时, 通过对变流器的控制能够迅速恢复本地DG对配电网内负载的供电, 提高配电网孤岛运行的能力[80]。
先进电力电子技术的快速发展也促进了配电网中一些传统元件的升级, 例如新型固态变压器 (solid-state transformers, SST) 和新型固态故障限流器 (solid-state fault current limiter, SSFCL) 等。文献[81]介绍了SST的一般特性, 与传统变压器相比具有体积小、重量轻、空载损耗小、不需要绝缘油等优点;不仅具有变压功能, 而且兼具限制故障电流、平衡有功功率、改善电能质量以及为各种设备提供标准化接口等多种功能。此外, 随着配电网供电容量的增大和DG渗透率的不断提高, 常用的限流器越来越无法满足要求, 新型固态限流器得到重视与应用[82]。同时, 有学者进一步提出, 未来通过内置处理器和通信的配合, SST和SSFCL将成为配电网主动管理系统较为重要的一部分[83]。
目前, 先进电力电子技术实现配电网主动管理除了面临诸多技术方面的难题之外, 另一个主要问题就是成本过高, 这需要从硬件 (拓扑和组件) 和软件 (控制和管理) 两方面去努力。一方面, 模块化设计和生产将能有效降低上述新技术实际应用的成本[84,85];另一方面, 需要研究能达到相同控制目标但对硬件要求较低的控制技术, 如通过新的光伏变流器有功管理策略, 能够在不增加变流器容量的前提下实现电压管理和无功支持。
3.2 通信和信息技术
配电网中DG、保护装置、负荷等之间的数据和信息交换是实现ADN管理的基础, 通信和信息技术 (communication and information technology, CIT) 往往被视为ADN管理能否成功实施的决定因素之一。国际电工委员会 (IEC) 针对电力系统中的CIT制定了两项重要标准:IEC 61400-25和IEC 61850[86]。在ADN管理中, CIT技术主要可以分为以下两个部分:高级量测体系 (advanced metering infrastructure, AMI) 和相量测量单元 (phasor measurement units, PMU) 。
AMI是指用于测量、收集、储存、分析和运用用户用电信息的完整网络和系统[87], 它主要包括智能电表、双向通信网络、量测数据管理系统和用户户内网络4个方面的内容[88]。AMI的建立将彻底改变电力流和信息流单方向流动的现状, 为用户和电网的双向全面互动提供平台和技术支持。文献[88]在技术、功能、费用和建设等方面对AMI的建设提出了几点意见。
3.3 智能用电技术
与“负荷”互动是ADN的一大特征, 智能用电技术是其中的一个重要环节, 与传统用电相比, 智能用电的一个重要不同点就是强调电网与用户的互动, 包括信息互动、电能和业务互动。智能用电技术通过对可控负荷[89]、柔性负荷[90]的调节控制, 将用电需求从峰荷期切换至谷荷期, 能有效降低峰谷差。此外, 智能用电技术还可以通过平抑不可调度的DG输出的波动性来提高配电网允许的DG渗透率。
用户侧管理系统是智能用电技术的重要组成部分, 文献[91]提出了基于实时电价的智能用电系统框架, 文献[92]提出了家庭智能用电系统的结构框架, 并开发了一种适用于家庭智能用电的智能控制器。
3.4 虚拟电厂技术
虚拟电厂 (virtual power plant, VPP) 概念的出现将对ADN的发展产生积极的影响, 目前尚无统一的定义。文献[93]将VPP总结为“通信”和“聚合”, 认为VPP是通过先进信息通信技术和软件系统, 实现DG、ESS、可控负荷、电动汽车等聚合和协调优化, 以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。文献[94]根据外部电力市场环境的不同将VPP分为基于技术目标和基于市场目标的两种VPP, 将VPP定义为DG、可控负荷和分布式储能设施有机结合, 通过配套的调控技术、通信技术实现对各类DG进行整合调控的载体。目前VPP的研究和实施主要集中于欧洲和北美, 美国和欧洲已经实施了一系列VPP项目, 可以通过建立VPP使得ADN得到持续的完善。
3.5 储能技术
对于未来新型配电网而言, 将是其不可或缺的一部分, 对于发电侧和用电侧均有重要作用。ESS的加入能给ADN管理带来诸多好处[95,96]: (1) 提高配电网供电的可靠性; (2) 延缓配电网升级投资; (3) 提高配电网所允许的DG渗透率; (4) 改善电能质量等。
大容量蓄电池ESS技术的不断发展使得该技术越来越多地被应用于配电网削峰填谷、备用、改善电能质量和提高新能源供电稳定性等方面[97]。但是, 频繁的大功率充放电和深度放电会造成蓄电池温度升高、正负极板上的活性物质脱落等现象, 严重影响蓄电池的使用寿命。文献[98]提出了超级电容器与蓄电池混合储能的思路, 利用超级电容具有响应速度快、大功率输出能力强、能量转换效率高、循环寿命长的特点, 用于平滑突发的充、放电情景;而蓄电池能量密度高的特点使其被用于长时间持续充放电。文献[99]提出了一种社区能量存储 (community energy storage, CES) 方案, 通过在社区安装分布式小型储能单元实现提供备用、减轻系统波动和整合本地充电式电动车 (PEVs) 和可再生能源 (RES) 的目的, 多个CES的集合甚至可以提供变电站级别的供、用电能力。
4 未来一些新技术发展探讨
随着新技术的不断进步, 结合作者自身的工作, 提出未来一些值得重视的新技术, 如能量存储、用户参与以及虚拟微网 (VMG) 在配电网中的应用, 它们可能对未来推动ADN的发展起到关键的作用。
4.1 电动汽车电池二次回收储能利用
上节已介绍, ESS是未来ADN中不可或缺的一部分, 但是现在ESS大规模应用的瓶颈仍为技术成熟度有待进一步提高和成本需要大幅度下降。随着电动汽车普及率的不断攀升, 电动汽车将是未来配电网的重要组成部分, 会伴随有较多的电动汽车退役电池需要回收处理, 也许这是降低储能应用成本的路径之一。美国桑迪亚国家实验室发表的报告[100]表明, 当电动汽车电池有效容量降低至75%时, 需要更换;但当这些退役的电池通过合理的筛选和成组后, 能够在配电网中承担大规模分布式储能的角色。该报告详细论证了电动汽车退役电池二次回收利用的技术和经济可行性。近期, 一些电动汽车生产厂家均在尝试搭建电动汽车电池二次利用的ESS, 如通用汽车公司与ABB集团合作, 利用退役电池搭建了50kWh的社区ESS[101]。国网浙江省电力公司电力科学研究院也利用杭州大有实业股份有限公司退役的50箱标准电动汽车电池搭建了50kWh的ESS, 为杭州电动出租车大规模退役电池二次回收储能利用提供技术支撑。然而, 退役电池的二次利用尚处于初级阶段, 电池筛选原则、成组成串的标准、基于退役电池的新型变流器设计以及充放电策略均有较多技术上的瓶颈需要解决。
4.2 用户互动
用户互动是实现ADN中需求侧管理的关键, 用户通过智能终端实时了解电网信息, 根据自身情况调整用电方式, 转移部分高峰负荷至低谷时段, 响应电网企业的电价调整或激励措施。由于中国相关政策或措施还比较缺乏, 用户互动的研究与实施都还不很深入, 尤其是居民用户参与用户互动还很少。但是, 随着DG的快速发展, 尤其是居民户用光伏的推广, 加之智能手机的普及, 能够为用户提供有效的信息反馈手段, 将会加快居民参与互动步伐。
然而, 如何体现用户参与互动所能公平地享受其权利和义务将是非常重要的课题。例如, 在DG渗透率较高且发电功率较大时, 为了保证电压在允许范围内, 可能需要切除部分发电功率, 如何保证公平且经济?电动汽车拥有者若有意参与车网互联 (V2G) , 如何保证他的权益?近期, 一些研究者应用合作与共识的思想提出了一些控制策略, 以追求用户能够公平且经济地参与用电互动[102,103]。
4.3 VMG的概念
近些年, 国内外针对微网开展了一系列研究, 微网也被看做可再生能源和电动汽车接入电网的有效平台[104,105,106], 但是基于微网所进行的配电网管理方面的研究非常少。目前普遍认为并网型微网只是原有配电网的一个附属结构, 或者将微网看做配电网的一个延伸。随着微网和ADM的发展, 未来微网在ADM中扮演的角色值得进一步研究。
文献[107]针对ADM提出了VMG的概念。该文献提出了基于馈线结构、保护分区或其他分区重构方式, 可将配电网虚拟地或者物理地分割成多个VMG, 然后按照微网的管理和控制方式对配电网进行管理, 结构如图4所示。图中:PHEV表示插电式混合动力车。图中的DGs分为不可调度的DGs和可调度的DGs;图中的负荷分为不可控负荷和可控负荷。
整个配电网变成至少包含两层结构的分层结构:配电网层和VMG层。大的VMG层可进一步被分割为多个更小的VMG层。在VMG层, 每个VMG控制器负责本层区域内组件和网络的管理, 并负责与上一层进行信息交换和接受来自更高层次控制器的命令。配电网层的控制器则通过对每个VMG的控制实现对整个配电网系统的控制和能量管理。
目前, 利用VMG概念实现配电网的管理仍面临许多挑战, 例如, VMG的具体组成形式或者原配电网如何划分成多个VMG等问题仍亟待研究。此外, 基于VMG概念的VMG建模和控制管理策略也是未来研究的重点。
5 结语
为了适应配电网接纳DG、电动汽车等的规模化发展, 提高配电网的智能化水平, 传统被动式配电网过渡到ADN是未来的发展模式和方向之一。本文对ADN主动控制、重点关注的问题、新兴技术和未来新技术等进行了综述, 提出如下的发展展望以供参考。
1) 随着电动汽车需求的不断增加, 作为新增可控负荷, 对电动汽车进行有序规划和管理可对ADN起到有效帮助。尤其是电动汽车规模化应用后, 对其电池进行二次回收利用作为ESS是可行途径之一。若能有效解决电动汽车电池二次回收梯次利用问题, 推动分布式ESS的规模化应用, 将加速ADN的发展。同时, 有序结合需求侧管理技术, 可进一步发挥ADN的功效和作用。
2) 直流负荷在未来可能将达到相当大的比例, 此外, ESS以及光伏发电等直流单元得到越来越多的应用, 交直流混合配电网将是一个重要发展方向, 交直流混合配电网对于降低电能损耗和负荷用电成本等方面具有明显的经济和效率优势。应大力研究基于交直流混合结构下的ADN协调控制和管理等技术, 推动未来配电网向经济、可靠和灵活的方向发展。
3) 随着DG和微网的发展, 分布式智能微网和配电网的融合交叉将是一种发展模式, 分布式智能微网对于提高供电可靠性和电能质量具有重要作用。应大力研究基于分布式智能微网模式下的ADN协调控制和管理等技术, 尤其是将VGM的应用作为重点发展方向, 为实现坚强的配电网提供有力的支撑。
主动配电网潮流调控技术概述 第8篇
随着大规模间歇式新能源并网运行,传统简单的通过无功补偿来降低网损和提升电压的控制已然不能适应当前的需要,特别是储能装置、可控负荷等新元素的并网,使得配电网中可控单元大大增加。
2008年国际大电网会议(CIGRE)配电与分布式发电专委会(C6)的C6.11项目组在所发表的“主动配电网的运行与发展”研究报告中明确提出了主动配电网(Active Distribution Networks,ADN)的概念[1]。ADN的基本定义是:通过使用灵活的网络拓扑结构来管理潮流,以便对局部的分布式能源进行主动控制和主动管理的配电系统。在这些研究构想下,传统配电网将逐步被动管理的模式向主动管理模式过渡,相比于被动管理模式下的传统配电网,ADN可参与潮流调控的元素与手段更加丰富,其中的可控单元包括分布式电源(distributed generation,DG)、储能装置、无功补偿设备以及可控负荷等等。上述设备的综合优化控制将能够有效调控配电网内的有功无功潮流,对系统运行进行合理的优化[2,3],降低系统的损耗,提高电压质量,从而保证较好的经济性。
本文将先从宏观上分析ADN的能量管理架构,进一步对ADN中的各种可控单元及其运行特性进行梳理与总结,主要包括DG、储能装置、无功补偿设备以及可控负荷等,同时明确各类可控单元在ADN潮流调控中的职能,最后从有功经济调度、无功电压控制以及有功无功协同调控等方面对ADN的潮流调控技术进行了分析。
1主动配电网能量管理
针对配电网的被动管理方式,主动管理[4,5]的概念被提出来,其也是ADN的核心思想,就是在对配电网二次系统参数实时测量的基础上对可控单元进行实时的监测与控制,从而优化潮流分布。而主动管理由于是需要涉及全局信息的采集以及优化,因此需要依赖一个上层的能量管理系统来进行资源整合以及调配,这就是ADN的能量管理系统。
ADN的能量管理系统是主动配电网的大脑中枢,用以得出全局优化的有功功率控制策略和无功功率控制策略,实现ADN全局优化能量管理。能量管理系统的功能包括信号采集、优化分析、调度控制、数据储存等,其主要通过量测单元获取ADN下属各可控单元的实时状态,通过优化分析对全局的有功无功潮流进行优化从而得到各时间断面乃至后续一段时间的优化控制策略,并下放控制指令对各可控单元进行调度与控制。
各可控单元则具有不同层面的主动管理措施,可主动地参与系统的潮流优化。其中DG可以主动调节功率因数以及削减出力,储能装置可以根据运行工况分为充电与放电状态,分组电容器的投切已经动态无功补偿设备的无功出力同样由能量管理系统统一控制,此外计及可控负荷的响应能力,使其同样主动参与系统的调节。
2主动配电网中的可控单元简介
2.1分布式电源
目前发展得较为成熟,且在配电网中应用得比较广泛的DG形式主要有风力发电、光伏发电、小水电、微型燃气轮机等,DG分布式地接入配电网,可以为配电网提供部分的有功,减少配电网由上层电网下送的功率,同时风、光、水等清洁能源的有效利用将对节能减排工作提供助力。
2.2储能装置
储能技术的应用不仅能够解决新能源并网波动的影响,同时给ADN提供了相应的蓄电能力,ADN根据负荷的要求、系统的特性以及要求的技术性能和经济指标不同,可对储能装置实行不同的控制策略[6]。储能装置既可以响应系统的动态变化,也满足负荷调节(调峰),在系统故障的情况下甚至可以局部配电网转孤岛运行,储能做紧急电源使用。
2.3无功补偿
2.3.1分组电容器
分组电容器是传统的配电网无功补偿手段,在ADN中同样需要依赖分组电容器来做基本的无功支撑,仅是从控制的角度进行调整,电容器不再是固定补偿(不控)或是采取单独控制的模式。而是交由ADN联合全网设备进行统一调控。
2.3.2 D-STATCOM
D-STATCOM是输电系统中的STATCOM应用于配电网的形式,以配电系统无功补偿和电能质量控制为主要目标,能够连续动态地调节设备向系统侧注入的无功功率。相比于分组电容器补偿,D-STATCOM具有更灵活的无功调节能力及调节范围,必要时还可以吸收系统侧的无功功率。
2.4可控负荷
可控负荷大部分指温度控制型负荷,如空调、电热水器、电冰箱等,对温度控制型负荷的调度则须在电力用户可以接受的范围内进行,对于居民配电网来说这部分负荷量较大,因此通过调节其响应参与配电网优化运行的潜力很大。此外,电动汽车由于其充电行为也具有一定的灵活性,可以在一定政策下服从电网的有序充电调度,因此也可以认为是可控负荷的一种形式。
3主动配电网潮流调控技术分析
主动配电网的潮流调控就是整合ADN中的全部可控资源,进行全局的潮流优化控制。主要涉及有功经济调度、无功电压控制以及有功无功协同调控这种高级应用形态。
3.1主动配电网有功经济调度
ADN为保证系统运行的经济性,降低系统的有功网损,对可控单元有多种主动管理措施,包括:
3.1.1 DG削减有功出力[7]
当局部配电网负荷较低,且DG出力已超出局部配电网需求的情况下,通过主动削减DG的有功出力可以避免逆向潮流问题,避免额外产生的网损,降低系统运行风险。
其次当DG出力较大引起部分节点的过电压问题时同样可以由能量管理系统进行综合优化,考虑削减DG出力以防范过电压问题。
3.1.2储能充放电策略
通过控制储能的充放电策略一方面能够辅助系统的削峰填谷,其次能够有效响应负荷需求,平衡局部的电能供需。
3.1.3可控负荷的响应
可控负荷工作方式灵活可控、空间分布广泛、时域便利的负荷,由电力公司直接控制或者利用经济措施诱导可以有效调整用户侧的负荷曲线,在系统负荷高峰时降低可控负荷的使用,而反之在低谷状态鼓励可控负荷接入,同样可以起到削峰填谷的作用,增强系统运行的经济性。
3.2主动配电网无功电压控制
主动配电网的无功电压控制是传统无功电压控制问题在ADN中的延伸,主要有以下两方面:
3.2.1无功补偿设备调节
传统配电网无功控制大多仅依赖分组电容,延伸到ADN中则要求离散型与连续型的无功补偿设备均要有效参与系统潮流调控,同时各装置不再单独运行而是由ADN能量管理系统进行统一调控。
3.2.2 DG功率因数调节
通常为了有效利用可再生能源,DG采取纯发有功的模式,而主动管理模式下,要求DG类似主网的发电厂应能做到功率因数可调节且交由能量管理系统进行控制,在必要情况下应主动向配电网提供无功支撑,兼顾配电网的电压控制。
3.3主动配电网的有功无功协同调控
配电网中有功与无功潮流耦合性较强,更高级的潮流调控形态就是基于能量管理系统进行全局的ADN有功无功协同调控,整合各类可控单元在全局优化的基础上进行全局设备控制策略的优化,从而实现降低配电网网损,提高配电网电压质量的目标,实现ADN的经济安全运行。
4结语
ADN可以说是“智能电网”的重要组成部分。AND将使得电力用户能够参与电力市场互动,并可提高能源的利用效率和改善配电网的性能,相比于被动管理模式下的传统配电网,ADN可参与潮流调控的元素与手段更加丰富,通过能量管理系统综合优化控制,可实现ADN的全局优化运行。ADN是未来配电网建设的发展方向。
摘要：主动配电网是实现大规模间歇式新能源并网运行控制、智能配用电、源网荷储友好互动等电网优化运行关健技术的有效解决方案。文中简单介绍了主动配电网的概念及其能量管理模式,详细归纳了主动配电网中可参与潮流调控的单元与运行特性,并进一步对主动配电网的潮流调控技术进行了分析。
关键词：主动配电网,潮流,分布式电源,储能,无功补偿
参考文献
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主动配电网的国内技术进展 第9篇
2008年国际大电网会议(CIGRE)配电与分布式发电专委会(C6)的C6.11项目组在其研究报告中提出了“主动配电网(Active Distribution Networks,ADN)的运行与发展”研究主题,并对主动配电网给出了定义:“是可以综合控制分布式能源(分布式发电、柔性负载和储能)的配电网,可以使用灵活的网络构架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基础上承担对系统一定的支撑作用。”
围绕主动配电网的主要理念、基本理论、关键技术与实际应用分析等方面,国内各高等院校与相关研究机构对此展开了研究,国家电网公司和南方电网公司都在进行试点,已取得初步有成效的成果。
理论研究进展
主动配电网规划方面,中国电力科学研究院范明天教授在其论文中分析说明了分布式能源(DER)接入对传统配电网的影响和主动配电网的发展必要性,比较了传统配电网与主动配电网的差异,并探讨了主动配电网规划设计的技术经济可行性。笔者提出了基于供蓄能力指标的主动配电网储能优化配置方法。
主动配电网运行控制与优化方面,湖南大学曹一家教授对含分布式能源的辐射状配电网最优潮流问题进行了研究,建立了一种在负荷不平衡配电网短期运行中考虑分布式能源预测误差的基于机会约束优化的多目标最优潮流模型。笔者提出了基于馈线控制误差(FCE)的主动配电网协调控制方法以及多时间尺度的主动配电网分层协调控制方法。
主动配电网故障处理方面,陕西电力科学研究院刘健教授、东南大学陆于平教授以及山东理工大学的徐丙垠教授等研究团队研究了含分布式电源配电网的保护问题以及故障定位、隔离与恢复供电问题。对分布式电源的故障电流特性和含分布式电源配电网的短路电流进行了分析,探讨了根据故障电流信息和传统故障定位规则,对含分布式电源配电网进行故障定位的可行性分析,取得进展。
试点示范工程
国内在密切跟踪主动配电网技术前沿的同时也在积极进行试点示范工程建设,2012 年开展了863 项目“主动配电网的间歇式能源消纳及优化技术研究与应用”研究,并在广东电网进行示范。“多源协同的主动配电网运行关键技术研究及示范”也已经获得2014 年度的863 项目立项,将分别在佛山、北京、贵阳、厦门进行示范。
广东电网主动配电网示范工程: 示范点选择佛山市三水区4条馈线线路,建设利用先进的信息、通信以及电力电子技术对规模化接入分布式能源的配电网实施主动管理,能够自主协调控制间歇式新能源与储能装置等分布式发电单元,积极消纳可再生能源并确保网络的安全经济运行,实现电网兼容及应用大规模间歇式可再生能源,提升绿色能源利用率,优化一次能源结构。实现主动配电网在正常工况下以及故障工况下的消纳与协调控制能力的验证,并作为间歇性能源在配网消纳中的示范,保证5.5MWp间歇式能源及1.1MWh储能系统的接入,实现间歇式能源100% 消纳,实现供电可靠率99.99% 以上。
北京电网主动配电网示范工程: 示范点选择北京未来科技城,系统最大负荷不低于200MW,220k V变电站2 座,110k V变电站5座,10k V变电站不少于30座;具有多种清洁能源种类不低于4类:冷热电联产机组不小于250MW、垃圾焚烧发电不小于30MW、垃圾填埋发电不小于54×1.25MW、多点接入光伏发电总量不小于5.68MW、风机不小于1.5MW、电动汽车集中充放电站容量不小于10MW、储能规模不小于500k W/1MWh。全网可再生能源装机不低于总负荷20%。示范工程完成后可实现100% 全额消纳可再生能源,核心区供电可靠率不低于99.999%,并且具备提供无电压暂降和短时中断的高品质电力定制能力。
厦门电网主动配电网示范工程: 示范点选择福建海西厦门岛,系统最大负荷不低于120MW,清洁能源种类不少于3 类:冷热电联产机组不低于150MW、垃圾焚烧发电不低于2MW、多点接入光伏发电总量不低于60k W、电动汽车集中充放电站容量不低于5MW、移动式储能车规模不小于1MW/2MWh。示范工程完成后可实现100% 全额消纳可再生能源,核心区供电可靠率不低于99.99%。
贵州电网主动配电网示范工程: 示范点选择贵州省贵阳市清镇红枫供电区域,建成集水电、风电、光伏、冷热电联供、储能、电动汽车充电设施的主动配电网集成示范工程。示范工程规模:10k V线路不低于5 条,最大负荷容量不低于10MW。电源装机容量:冷热电联供机组不低于500k W、光伏发电总量不低于250k W、储能不小于200k W/400k Wh、水电不低于5 MW、电动汽车充电桩数量不少于4 个。示范区接入主动配电网全局运行决策系统的能源种类不低于4 种,可再生能源种类不低于3 类。主动配电网全局运行决策系统实现示范区内至少8 个分布式电源协调控制和100 个用户用电终端监控管理。示范区核心区域供电可靠率达99.99%。示范区分布式能源渗透率能达到30%。
技术难点
从网架基础来看,目前我国配电网相对比较薄弱,在允许分布式能源较大容量接入的背景下,需要考虑到电网潮流的双向流动带来的接线方式以及运行方式的变化,科学计算电网设备的备用容量,合理规划设计配电网结构,既要满足供电需要又要有效提升电力资产利用率,在保证用户分布式能源接入的同时要实现电网企业效益最大化。
从信息基础来看,目前我国配电自动化建设正处于大发展的建设阶段,自动化覆盖率还不高,信息化程度有待进一步提高。在实现配电网的可观、可控的基础上,要进一步统一信息交互模型与服务,实现配电与用电信息的有效集成与共享,从而为配电网接纳更大规模和更高渗透率条件下的分布式能源提供信息支撑能力。
从运营模式来看,目前我国电力市场在配电环节没有开放,许多在国外通过市场机制调节实现的互动与响应方法,在我国尚难以实现。需要进一步探索适合我国特点的主动配电网可持续发展的运营模式。
发展趋势
主动配电网作为智能配电网的一种高级阶段与技术形态,其理论和实践才刚刚开始,在规划、运行、控制以及市场交易等众多领域都有大量的问题需要深入研究,由于分布式能源的渗透率不断提高,主动配电网同时也孕育了一个全新的市场机遇,不仅对电网公司而且对于电力用户以及能源供应企业都有机会从主动配电网的发展中收获相应的利益。
规划方面主动配电网需要优先解决源网的协同规划以及一次与二次协同规划问题;运行控制方面主动配电网需要优先解决间歇性波动对配电网电压调节以及功率平衡问题;运营方面主动配电网需要优先解决电网与用户的利益协调问题,建立适合的运营模式以保证各方利益均衡发展。
县级配电网调度自动化系统建设分析 第10篇
关键词配电网；调度自动化；系统建设；分析
中图分类号TM文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)021-0174-01
近几年来，随着市场观念的转变和电力发展的需求，配电网的自动化已经作为供电企业十分紧迫的任务。县级电网管理部门，从80年代就意识到配电网的潜在危险并提出了县级配电网在电力系统的重要位置，要求采取性能优良的电力装备，以提高供电能力、保证供电质量。
1配网调度自动化主站系统的设计思路
调度自动化系统作为县供电企业辖区各110kV、35kV变电所设备的数据采集与监控，实现主网的优化运行的系统，通过对这套系统的数据采集、监控范围的扩展及整合，实现对配电网的数据采集、运行方式监控、故障隔离、网络重构的功能。电网配调一体化系统采用"自上而下"的整体设计方法、"自下而上"的实现方式，即整体规划，分步实施，使其按照系统工程的特点分期、分批逐步建设和完善，是适合电网设备相对较少的电网。电力网配调一体化系统控制的实现，理清了调度SCADA系统与配电网GIS系统的工作范围，划清了电力网动态数据控制与静态数据管理的界限。
配调一体化系统功能主要是在原有的调度自动化系统的基础上对开闭所、环网柜、柱上开关等一次设备实现SCADA功能的延伸，即通过通信网络、FTU、配电子站对配网设备进行数据的采集与监控，实现配网的优化运行。配调一体化主站系统采用基于UNIX操作系统的服务器/工作站作为硬件支撑平台，ORACLE数据库作为数据库支撑平台，具有SCADA系统与GIS系统数据、图形相互转换及统一的平台。配调一体化系统中的配电网控制系统软件是基于开放式、一体化设计思想的配电自动化系统软件支撑平台。该层的主站系统由一系列高性能工作站和微机组成，不同的工作站执行不同的任务，共同实现系统的功能。
2配网自动化实施的网络要求
要可靠实现配电网自动化，一方面要规划好主站系统的建设，更重要的要规划和建设好网架结构。可靠、超前、灵活的配电网络结构是实现配电网自动化的基础。配电网的建设，要分一定的层次，农村配电网尽量从可靠性、维护方便的角度考虑网架，城区及开发区用电量较大及供电可靠性要求较高的区域，宜从超前、灵活的角度来布置网架结构。城区可适当超前使用一些大截面的电缆，免维护的环网柜，在接线方式上尽可能地形成网格式供电方式。环网柜要根据城区供电源的布局，统一规划布置，提前做好基础配套工作。开发区等用电量较大的区域，要尽可能以架空网为主，适当采用一些电缆、环网柜、柱上开关等免维护设备来形成一个手拉手形式，并能满足两倍以上容载比的配电网结构。终端型的电缆分接箱、箱式变等设备要选择环网型设备，以尽可能地改善配电网的供电灵活性。
由于县调自动化系统建设的初衷在于提高对电网的运行管理水平，因此，如何进一步提高实用性是我们关注的核心问题。为了提高实用性，一要在采集到的数据的使用潜力上做文章，对数据进行精分析，充分发掘各种数据的价值，不断拓展附加功能，近年来国内的调度自动化高层应用软件已较成熟，除完成SCADA功能外，实现了高级的分析功能，如网络拓扑分析、状态估计、潮流计算、安全分析、经济调度、调度员仿真培训等，以实现电网的安全、可靠和经济运行；另一作用在于提高数据的共享性，与其他系统交流共用，避免重复建设，提高投资效率。
配电自动化系统和调度自动化系统的分界并没有明显的标准，特别是变电所的10kv出线信息的获取对于两大系统都是必要的。对于一个地区的综合管理，配电自动化系统和调度自动化系统两大系统的信息交换，可以采用网络的方式进行实时大数据量的交换。具体可以通过实时网关机作为中间的联络和隔离，采用TCP／IP网络通信方式，对于两个系统共同确定的数据格式进行信息交换，也可以采用路由器的方式，实现数据的相互传送。此外，对于变电站l0kv出线开关的控制，目前一般由调度自动化实现，而对于配网自动化来讲，发生故障时，能够及时的控制10kv出线开关以迅速完成故障的隔离和非故障区域的恢复供电是非常有必要的，如何在保证可靠性的前提下，发挥配网自动化的优势，也值得进一步探讨。随着配网自动化设备和管理水平的不断完善和提高，逐步将10kv控制权转移到配网是合适的，这样既可以使配网调度员更直接、更快捷的处理故障和异常，也可以使主网调度员集中精力考虑主网的安全经济运行间题，实现全电网各级调度之间更协调的配合。
3县级配网自动化系统功能的实现形式
配电网控制系统是在配电网运行数据采集的基础上，实现配网故障的诊断、定位、隔离和恢复处理的功能。配网在运行中发生故障时，配电终端监测到故障电流，形成故障信息报告提交配电子站，配电子站根据一定时间段内多个故障信息报告与网络拓扑分析结构，对故障发生的位置进行定位并根据故障定位结果，对故障两侧的断路器进行分闸操作，把故障区域与非故障区域隔离开来。配电主站主要根据故障的信息及配电子站对故障隔离的情况和各种网络结构，给出最佳的恢复供电的方案实施网络重构或提供几种恢复供电的方案供调度员参考，完成对非故障区域的供电。在整个的故障查找、故障隔离、网络重构的过程中，配电自动化的终端设备主要负责对开闭所、环网柜、柱上开关进行数据采集、监控，将信息上报到子站或主站，并执行上级下发的控制命令。另外，还完成对10kV变压器进行数据采集监测，并可实现无功补偿的功能。
配电自动化系统在完成配电网故障隔离、恢复供电的过程中，配网一次设备环网柜、柱上开关负责配电网故障下的无电隔离和带负荷恢复供电的功能。考虑到配电网环网较复杂、供电半径较短、保护配置困难的客观因素，配电网故障时由变电所的出线断路器切断故障电流，配网一次设备根据配网自动化系统子站下发的控制命令执行故障无电隔离，并按配网自动化系统主站下发的控制命令进行恢复供电。由于配网一次设备不执行故障电流的切除，因此，配网一次设备采用负荷隔离开关，不配置保护的形式。
4结束语
县级配电调度自动化系统是一项较为复杂的、长期的系统工程，县级配电调度自动化的发展宜接关系到整个地区电网的安全、可靠、经济运行。应在统一管理和领导下有计划有步骤的实施，真正发挥系统的重要作用，使其适应将来电网发展形势的需要，又能满足配电网系统的科学管理发展的要求。
参考文献
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主动配电网系统 第11篇
随着分布式电源的大量接入,配电网面临更复杂的运行和控制,同时用户对供电可靠性的要求越来越高, 为了满足这些要求,配电网需要更主动地进行控制。配电自动化的实施可以有效地加快配电网的故障处理速度,提高供电可靠性。
配电网现有的控制技术可分为就地控制、集中控制和分布式控制方式。集中控制方式需要在配电智能终端(smart terminal unit,STU)和主站之间进行数据交互。分布式控制方式不依赖控制主站,现场STU通过互相之间交换测量与控制信息,协作完成控制任务。分布式控制方式由于故障处理速度快,可更好地减少停电时间,近年得到了深入的研究[1]。为实现集中控制和分布式控制方式,需要不同厂家的STU之间、STU与主站之间可以满足互操作要求。
IEC TC57发布的IEC 61850标准使变电站内来自不同厂商的智能电子设备(IED)实现了互操作并已经广泛应用于变电站自动化系统,但目前发布的IEC 61580标准尚未涵盖配电自动化领域。为实现配电自动化设备的互操作和即插即用,文章分析了配电自动化互操作通信的需求,并对IEC 61850应用于主动配电网的关键技术进行了分析。
1配电自动化设备的互操作要求
配电自动化系统由安装在现场的STU、通信网络与位于控制中心的主站三部分构成,主要功能包括数据采集与监控(SCADA)、故障隔离(指故障定位、 自动隔离与非故障区段恢复供电)、电压管理、负荷管理等。
相对于变电站内的远程测控终端(RTU)来说, STU功能丰富,不仅能完成遥测、遥信、遥控、遥调任务,还可以检测故障、记录故障信号,并且能够完成当地自动控制(分段开关顺序重合控制、无功补偿电容投切控制)与分布式智能控制(如基于对等通信的快速故障自愈控制)功能。
STU、通信设备处于变电站外,沿线路安装,点多面广,网络通信基础设施差异较大,需要采用广域网技术、无线通信等技术。此外,由于STU数量多,其安装维护的工作量大。
在配电自动化系统中,STU的硬件配置不是很高, 通信功能的实现还需要充分考虑其对STU的软、硬件资源的占用率。
相对于变电站自动化系统,配电自动化系统的结构、功能、通信要求都有所不同。故IEC 61850应用于配电自动化系统时,在信息模型、通信服务、工程配置等方面都需要进行相应的补充、完善[2]。
2数据模型
目前,还没有建立起完整的面向配电网监控与保护控制应用的信息模型,为此IEC TC57已经启动了将IEC6 1 8 5 0扩展到智能配电网领域的工作 , 正在起草9 0 - 6 (TR),主要解决IEC 61850用于配电自动化系统的数据模型、通信映射和工程配置等技术问题[3]。
现有的IEC 61850第二版定义了170多个逻辑节点(LN),这些LN覆盖了大部分配电自动化应用需求,可以满足基本的数据采集与监控(SCADA)功能,但是在短路故障指示、故障隔离等功能上没有相应的逻辑节点满足其功能要求。文献[4]研究了智能配电终端中的馈线终端(FTU)和变压器终端 (TTU)的信息模型;文献[5]建立了小电流接地故障相关的LN;文献[6]对故障定位、自动隔离与非故障区段恢复供电功能进行了模型扩展,提出了相应的LN;文献[7]研究了分布式能源智能监控终端的信息模型。通过这些研究,对IEC 61850标准中未定义的配电自动化功能逻辑节点逐步进行了补充、完善。
3通信服务映射
通信服务的映射是应用IEC 61850的关键技术之一。对于变电站自动化系统,目前采用的是将IEC61850抽象通信服务接口(ACSI)映射到制造报文规范 (MMS)。MMS能够支持所有的ACSI服务,但实现起来较复杂,对通信网络和STU软硬件资源要求高。 对于配电网监控与保护控制应用,将ACSI映射到IEC60870-5-101/104协议上的方式,则可以较好的满足要求。TC57发布的IEC 61850-80-1定义了该映射,由于IEC 60870-5-101/104协议的限制,该映射不能支持所有的ACSI服务,所以该映射不支持信息模型的传输。为实现信息模型的传输,可以采用Web Service、文件传输或扩展IEC 60870-5-101/104协议,目前的趋势是采用将部分ACSI映射到Web Service的方式,IEC 61850-80-2定义了该映射。
4馈线拓扑信息的表达
对于配电网集中控制方式,STU将测量信息上传主站并由主站进行决策,馈线的拓扑由主站建立、维护和使用,现场STU不需要拓扑信息。而对于分布式控制应用,STU之间通过对等通信交互测量信息后,需要根据相应馈线的拓扑进行决策并发出控制命令。例如,在分布式馈线自动化(FA)的故障定位、隔离中,控制器必须明晰本地开关与哪些开关相邻,据此获取相邻开关的故障检测信息,进而判断故障区间并隔离。其中,开关的相邻关系是配电网拓扑的基本单元,单独或组合使用它,能够获得分布式控制应用所需的拓扑信息。支持分布式控制应用的终端必须使用包含邻域拓扑信息的配置文件,预先配置相邻的一次拓扑及IED接口信息。
4.1邻域拓扑信息
不同的分布式控制应用对馈线拓扑的需求程度不同,不可能依据多样化的功能对一个终端配置多重拓扑信息。对于一条馈线,其一次设备的拓扑模型见图1, 线路可以由断路器、线路、开关等的LN及连接节点进行表达。如果定义从电源侧开始的开关或断路器到下一级的开关连接点为最小的拓扑单元,则整个馈线可以由多个拓扑单元的组合来表示。
对于馈线上安装的IED,其邻域拓扑是指本地IED到邻近的IED之间馈线一次设备的拓扑信息,该信息由一个或多个拓扑单元组成。除了在IED中配置邻域拓扑外,IED中还需要配置相邻IED的名称和通信地址。按此配置后,相邻IED之间通过采用接力查询的机制就可以获得整个馈线的拓扑信息[1]。
4.2配置文件
IEC 61850-6 Ed2.0定义了6种基于SCL模板的文件类型来完成变电站自动化系统配置。1ICD:IED能力描述文件,描述IED的外部可视信息与功能; 2SSD:系统规范描述文件,描述变电站一次主接线单线图;3SCD:系统配置文件,描述全站的配置信息;4CID:IED配置文件,描述IED个体的实例化配置信息;5IID:实例化IED描述文件,描述具体工程的IED预配置信息、实例值变化或数据模型更改信息; 6SED:系统交换文件,描述不同工程之间交换数据的IED接口信息和修改权限。
这6种文件在功能划分上基本能满足配电自动化的配置和维护要求,但在内容和结构上需作调整。IID、 ICD和SED保持不变,SSD和SCD的描述对象由变电站变为馈线,CID要增加邻域拓扑信息。馈线的拓扑描述文件可命名为FSD(feeder specification description),实例配置文件为FCD(feeder configuration description), 邻域配置文件为NCD(neighborhood feeder configuration description)。
参考变电站SSD文件的“Substation”部分,利用现有的设备类型(CBR、DIS、LIN、CAB等)逻辑节点和连接节点(Connectivity Node)完全可以描述馈线拓扑。SCL模板中的“Substation”部分从上到下由“Substation”、“Voltage Level”、“Bay” 和“Equipment”组成,这和馈线的分层结构“馈线”,“馈线间隔”(杆塔、环网柜、开闭所、分支节点等),“设备”不吻合,可将“馈线”映射到“Substation”,将馈线关联的电压等级映射为 “Voltage Level”,“馈线间隔”映射到“Bay”,从而不需要定义新的模板和对象。
C I D文件的U M L模型见图2 , 在现有C I D文件基础上增加了“Substation”部分(可选),以描述实例化的邻域拓扑信息;在“Communication”部分增加相邻IED所属的子网(Sub Network)、访问点 (Connected AP)、名称、地址等通信参数;“IED” 和“Data Type Templates”部分保持不变,该CID文件符合SCL模板且满足邻域拓扑信息的配置要求。
5实时控制信息的快速传输
实时数据的快速传输在IEC 61850变电站中使用GOOSE(generic object oriented substation event)传输机制。为减少通信处理延时,GOOSE将应用层数据包直接映射到数据链路层,从而保证了GOOSE报文传输的实时性。此映射方式下的GOOSE可以在4ms内完成变电站中IED间实时数据交换,但其报文传输需要专用的设备和传输信道、配置复杂,且报文无法跨子网传输。配电网由于点多面广,采用广域网技术,故变电站内采用的GOOSE传输机制不适合在配电网中直接应用。
为解决IEC 61850应用于配电自动化时的实时数据快速传输,文献[9-10]对基于IP(Internet protocol) 网络传输报文的实时性问题进行了研究,OPNET仿真结果表明可以满足配电网快速报文传输速度的要求。基于IP的报文传输方式易于跨网传输、配置简单、通用性好。基于IP的常用的传输层协议有TCP和UDP:TCP传输信息时需要先建立连接,建立连接的3次握手机制所需时间较长、实时性差,且只能实现单播通信方式; UDP不用建立连接可直接传输信息,传输速度快,且能实现广播、多播、单播多种通信方式,特别适合传输数据量小、实时性要求高以及终端数量多的应用场合。
基于UDP的高效性,可将GOOSE报文映射到UDP协议,通过IP网络进行传输,以方便其在配电自动化中的实现,称为GOOSE over UDP,其协议栈见图3。
采用该映射方式的GOOSE可以实现配电网中关键报文的实时传输,但由于UDP是无连接的,不能保证报文传输的可靠性。发布方在发送报文前无法及时获知此时的网络以及订阅方的运行状态,也无法得知订阅方是否正确接收到报文,故需要采用Goose快速重发机制来确保报文的可靠性。采用该映射方式可以使STU之间的快速跳闸命令、状态量变化报文的传输时延小于20ms[10]。
6工程配置方法
变电站内的IEC 61850工程配置方式是基于模型文件的静态配置,其将IED能力描述文件ICD和系统规范描述文件SSD汇总配置后再生成具体的IED配置文件CID并下载到IED,是一种从上到下的配置方式,这符合变电站自动化系统IED数量有限、建设时间集中的特点[2]。
配电自动化系统的IED数量巨大,建设往往是分批、分区、分阶段完成,安装和维护的应用场景多, 所以应用IEC 61850工程配置时不仅需要支持从上到下的配置方式,也应该支持从下到上的配置方式。从下到上的配置方式是指现场安装配置好IED设备后, I E D设备采用自动发现和注册的机制进行自动识别并将配置信息上传给主站的配置方式。为支持分布式控制应用,配电自动化系统IED配置需要增加拓扑信息的配置。配电自动化系统配置和维护流程的参考模型见图4。
7结语
