間歇式能源發(fā)電不確定性下的配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度

間歇式能源發(fā)電不確定性下的配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度

0單一分布式電源并網(wǎng)控制隨著新能源發(fā)電技術的發(fā)展和能源政策和能源市場的進一步開放，未來的配電網(wǎng)絡必須滿足對分布能源發(fā)電的高度適應性。主動配電網(wǎng)(ADN)是實現(xiàn)對大量接入配電網(wǎng)的分布式電源(DG)進行主動管理的有效解決方案,但是分布式電源參與配電網(wǎng)調(diào)度運行的需求以及易受環(huán)境影響的間歇式新能源固有的不確定性給主動配電網(wǎng)的協(xié)調(diào)控制帶來了極大挑戰(zhàn)。目前較為成熟的單一分布式電源并網(wǎng)控制技術包括PQ控制、PV控制以及下垂控制等,顯然不能滿足主動配電網(wǎng)對于分布式電源主動管理的技術需求。與此同時,雖然微網(wǎng)控制作為一種新型能源網(wǎng)絡化供應與管理技術,從系統(tǒng)性的角度出發(fā)將分布式電源、負荷、儲能裝置以及控制裝置等結合起來,形成一個單一可控的單元,同時向用戶提供電能和熱能,是解決分布式可再生能源集中并網(wǎng)供電的一種有效方式,但仍然存在一定的局限性。首先,微網(wǎng)的可控性對于電網(wǎng)而言表現(xiàn)為整體單一可控,整個微網(wǎng)控制區(qū)域必須處于一個相對集中的范圍,不夠靈活;其次,微網(wǎng)控制更多的是強調(diào)控制區(qū)域內(nèi)部的自治控制,其與所接電網(wǎng)的優(yōu)化運行需要更高一級的控制單元去協(xié)調(diào);另外,每個微網(wǎng)系統(tǒng)都需要獨立的能量管理單元,解決大量分布式電源接入配電網(wǎng)的集成應用問題,其成本將會增加?；谏鲜霰尘?本文提出適用于主動配電網(wǎng)正常運行狀態(tài)下的多時間尺度分布式電源協(xié)調(diào)控制框架,通過研究長時間尺度下的主動配電網(wǎng)全局優(yōu)化策略以及短時間尺度下的自治控制策略以實現(xiàn)主動配電網(wǎng)對于分布式電源全局優(yōu)化控制和區(qū)域自治控制相協(xié)調(diào),最后通過算例以及仿真結果對所提的技術方案進行驗證。1主動配電網(wǎng)自治區(qū)域劃分分布式電源大量接入配電網(wǎng)從而引起配電網(wǎng)潮流的雙向變化,這給配電網(wǎng)運行人員對于分布式電源的控制管理帶來了一系列問題,一旦控制不好有可能導致線路上潮流越限以及電壓越限等,從而影響配電網(wǎng)的供電質(zhì)量。文獻提出基于最優(yōu)潮流(OPF)法的全局優(yōu)化控制策略,以解決主動配電網(wǎng)對多個分布式電源的協(xié)調(diào)控制,但如果配電網(wǎng)接入的分布式電源節(jié)點過多,則會導致網(wǎng)絡通信壓力增大,求解過程復雜,無法做到實時響應,只能用于長時間尺度下的協(xié)調(diào)控制。但是由于間歇式能源出力依賴于自然條件(如光伏發(fā)電受日照強度和溫度的影響,風力發(fā)電受風速的影響),變化較為頻繁,只在長時間尺度下進行優(yōu)化控制是無法對環(huán)境以及負荷的變化做出及時響應的,這樣形成的優(yōu)化協(xié)調(diào)控制策略實際上往往并不是最優(yōu)的。針對上述問題,可以設計出一個多時間尺度下的主動配電網(wǎng)分布式電源分層協(xié)調(diào)控制框架,如圖1所示。由圖1可以看出,主動配電網(wǎng)全局能量管理系統(tǒng)通過配電網(wǎng)數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控(DSCADA)系統(tǒng)采集的網(wǎng)絡數(shù)據(jù)以及各分布式電源的狀態(tài)信息后,在對負荷需求以及間歇式能源發(fā)電功率進行預測的基礎上,根據(jù)最優(yōu)化算法計算出長時間尺度下的全局優(yōu)化控制策略,并得出各自治區(qū)域與網(wǎng)絡的功率交換目標值。各區(qū)域根據(jù)該目標值和實際運行狀況,通過區(qū)域自治控制策略實現(xiàn)在長時間尺度優(yōu)化協(xié)調(diào)控制的間隔周期內(nèi)各個分布式電源的實時協(xié)調(diào)控制,以修正實際運行工況與理想優(yōu)化工況的偏差,使得主動配電網(wǎng)整體運行在全局優(yōu)化與區(qū)域自治相協(xié)調(diào)的環(huán)境下,長時間尺度的全局優(yōu)化控制確保網(wǎng)絡運行的經(jīng)濟性,而短時間尺度的區(qū)域自治控制提升系統(tǒng)運行的魯棒性。由圖1還可以分析得出:主動配電網(wǎng)的各個自治區(qū)域可以等效為一個可控的分布式電源,該區(qū)域向饋線注入的功率可以看作該等效可控分布式電源的輸出功率,主動配電網(wǎng)各個自治區(qū)域的自治控制可以認為是該等效分布式電源的輸出功率調(diào)節(jié),因此自治區(qū)域的劃分對于主動配電網(wǎng)的區(qū)域自治協(xié)調(diào)控制十分重要,其關系到主動配電網(wǎng)等效分布式電源的分布以及各個等效分布式電源局部目標的計算結果。主動配電網(wǎng)自治區(qū)域可以依照以下原則進行劃分。原則1:饋線上兩個分段開關間隔內(nèi)如果包含可控分布式電源,則其成為一個獨立的自治區(qū)域。原則2:饋線上從分支界定開關到線路末端,如果包含可控分布式電源,則其是一個獨立的自治區(qū)域。按照上述原則進行主動配電網(wǎng)自治區(qū)域的劃分,可以很好地適應配電網(wǎng)運行方式多變的特點,即自治區(qū)域的范圍不因聯(lián)絡開關位置的調(diào)整而發(fā)生變化,具有很高的靈活適應性。此外,這種自治區(qū)域劃分方式基于配電網(wǎng)自動化配置的實際狀況,可以實時采集到自治區(qū)域向饋線的功率注入值,具有很高的實用性。按照上述原則,主動配電網(wǎng)的自治區(qū)域劃分及其等效示意圖如圖2所示。由圖2可知,自治區(qū)域1是依據(jù)劃分原則1,使主干線路兩個分段開關間隔的區(qū)域形成一個自治區(qū)域;自治區(qū)域2是依據(jù)劃分原則2,使分支開關到線路末端形成一個自治區(qū)域。這兩個自治區(qū)域可以分別等效為一個可控分布式電源,由各自的分層分布控制器控制,各個分層分布控制器根據(jù)全局能量管理系統(tǒng)優(yōu)化的等效分布式電源的功率目標值,通過自治策略實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)部各個可控分布式電源的實時協(xié)調(diào)控制。但是這兩種區(qū)域等效分布式電源的功率輸出計算截然不同:由原則1確定的自治區(qū)域是雙端口區(qū)域,其區(qū)域等效分布式電源的功率輸出等于后流出的分段開關功率減去前流入的分段開關功率,即圖2中的PDG-1=P2-P1;而由原則2確定的區(qū)域是單端口區(qū)域,其區(qū)域等效分布式電源的功率輸出等于流入的分支開關功率的相反值,即圖2中的PDG-2=-P3。2儲能發(fā)電優(yōu)化調(diào)度目標函數(shù)主動配電網(wǎng)的全局優(yōu)化控制策略是以下一調(diào)度周期的負荷預測以及間歇式能源發(fā)電出力預測曲線為基礎,根據(jù)最優(yōu)潮流算法計算出各可控分布式電源的最優(yōu)調(diào)度策略,由于其涉及的信息較多,算法復雜,計算時間較長,因此適用于長時間尺度的全局優(yōu)化控制。本文所提的主動配電網(wǎng)全局優(yōu)化運行的目標函數(shù)以文獻所提的最優(yōu)目標為基礎,擴展如下:式中:k為完整調(diào)度周期可以劃分的單位階段數(shù),對于每個階段可認為各個分布式電源出力、儲能單元出力以及負荷大小保持不變;ΔT為單位階段的時長;Cf(t)和Pf(t)分別為t時刻饋線連接的母線節(jié)點電價成本以及饋線出口有功功率;n為可控分布式電源的個數(shù);Ci(t)和PDG-i(t)分別為第i個可控分布式電源在t時刻的發(fā)電成本以及有功出力。該目標函數(shù)相比較于文獻而言,強調(diào)的是整個調(diào)度周期的運行成本,不僅僅是一個斷面,這樣可以體現(xiàn)出儲能優(yōu)化調(diào)度帶來的經(jīng)濟效益。主動配電網(wǎng)的運行是以綠色可再生能源最大化利用為前提,各個間歇式可再生能源均認為采用最大功率點跟蹤(MPPT)控制模式,因此關于間歇式能源發(fā)電最大功率輸出的假設前提可以省略掉節(jié)能減排收益部分,從而簡化計算。上述目標函數(shù)主要是從整個主動配電網(wǎng)用戶的角度出發(fā),通過優(yōu)化,使得用戶全天的用電成本最低。與此同時,該目標函數(shù)也能使得電網(wǎng)在某些方面的特性得以改善,因為峰時電網(wǎng)電價高于谷時電網(wǎng)電價,從而使得優(yōu)化后的結果在峰時分布式電源的出力更大,而谷時分布式電源的出力更小,這樣可以實現(xiàn)全天變電站母線向饋線注入的功率更加平滑,有利于改善饋線的總體負荷特性,并降低線損,更加平滑的饋線負荷特性對于上級電網(wǎng)也是有利的。主動配電網(wǎng)最優(yōu)潮流約束條件除了滿足常規(guī)的功率上下限約束、節(jié)點電壓約束等之外,還必須確保饋線不向上一級電網(wǎng)反向送電,其約束條件如下:式中:SB為所有節(jié)點集合;SG為所有可控分布式電源集合;SR為所有無功源集合;SL為所有支路集合;PGi為分布式電源i的有功出力,分別為其下限和上限,但是分布式電源類型多樣,不同類型分布式電源有功出力上下限存在較大差別,儲能電池的有功出力上下限不僅受限于并網(wǎng)逆變器的容量,還與儲能電池的選型(功率型或者能量型)以及運行過程中的荷電狀態(tài)(SOC)有關,其他分布式電源如燃氣輪機或燃料電池等有功出力上下限則相對固定;QRi為無功源i的無功出力,分別為其下限和上限;Vi為節(jié)點電壓,分別為其上下限;為支路潮流Ii的上限;V1和Vbus分別為饋線首節(jié)點電壓幅值和變電站母線電壓幅值。式(2)中前兩個式子是滿足功率平衡的等式約束,最后一個不等式約束是確保饋線不向上一級電網(wǎng)反向送電。3有“式”的意義上的理解由于外界環(huán)境和負荷需求經(jīng)常發(fā)生變化,為了應對運行參數(shù)的頻繁變化對全局優(yōu)化策略帶來的干擾,本文提出了主動配電網(wǎng)區(qū)域自治控制策略,使得主動配電網(wǎng)能在短時間尺度內(nèi)對于小幅度的負荷及間歇式功率波動做出實時響應,以修正實際負荷曲線及間歇式能源發(fā)電出力曲線與預測曲線的偏差,緩解功率波動,增強系統(tǒng)運行的魯棒性。假設經(jīng)主動配電網(wǎng)的全局最優(yōu)潮流可求得平衡機組(即變電站母線)向饋線注入的功率目標值Pf*(以流入饋線為正方向),以及第m個自治區(qū)域向饋線注入的功率目標值Pm*(以流入饋線為正方向);Pf表示的是變電站母線向饋線注入的實際功率值,Pm代表第m個自治區(qū)域向饋線實際注入的功率值。用ΔPf表示變電站母線向饋線注入功率的實際值與全局優(yōu)化目標值的偏差,用ΔPm表示自治區(qū)域向饋線注入功率的實際值與全局優(yōu)化目標值的偏差,分別用式(3)和式(4)來表示。根據(jù)式(3)和式(4),短時間尺度下的區(qū)域自治控制策略可以表示為:式中:km是區(qū)域m參與的功率協(xié)調(diào)系數(shù)。顯然對于饋線上所有的自治區(qū)域來說,km按照各個自治區(qū)域所包含分布式電源的旋轉(zhuǎn)備用容量來分配是合理的。在這種控制模式下,當饋線發(fā)生功率擾動(包括負荷或間歇式能源出力變化)時,擾動量將由各個自治區(qū)域與平衡機組(即變電站母線)協(xié)同分擔,而且這種協(xié)同分擔模式對于自治區(qū)域內(nèi)部和非自治區(qū)域的功率擾動表現(xiàn)出來的特性也截然不同。若饋線上的非自治區(qū)域發(fā)生功率擾動ΔP,忽略線損的影響,則可以得出:由式(6)可知,當各區(qū)域自治控制穩(wěn)定后,滿足式(5),有ΔPm=kmΔPf,則可得:假設饋線上的非自治區(qū)域發(fā)生功率擾動ΔP>0,即非自治區(qū)域的負荷增大或間歇式能源出力減小,為了滿足功率平衡,則會引起變電站母線向饋線注入的功率增大ΔP,使得各個自治區(qū)域?qū)氖?5)左邊部分的值大于0,各自治區(qū)域根據(jù)該值增大區(qū)域內(nèi)部各分布式電源的功率輸出,使得各自治區(qū)域向饋線注入的功率ΔPm增大,同時使得ΔPf逐漸減小,直到滿足式(5),最終這部分功率擾動由變電站母線和所有自治區(qū)域協(xié)同分擔。同理,若饋線上的非自治區(qū)域發(fā)生功率擾動ΔP<0,即非自治區(qū)域的負荷減小或間歇式能源出力增大,為了滿足功率平衡,則會引起變電站母線向饋線注入的功率減小ΔP,從而使得各個自治區(qū)域?qū)氖?5)左邊部分的值小于0,各自治區(qū)域因此減小區(qū)域內(nèi)部各分布式電源的功率輸出,使得各自治區(qū)域向饋線注入的功率ΔPm減小,使得ΔPf逐漸增大,直到滿足式(5)。但是,若饋線的功率擾動發(fā)生在自治區(qū)域內(nèi)部,即ΔP=0,則各個自治區(qū)域獨立自治,確保其向饋線注入的功率值保持為優(yōu)化目標值。根據(jù)上述分析,用于實現(xiàn)主動配電網(wǎng)短時間尺度的區(qū)域自治控制原理如圖3所示。圖3中所示的DeadBand是死區(qū)處理模塊,用以屏蔽微小擾動信號,避免控制的頻繁波動,1/(1+sTm)是延遲環(huán)節(jié),是用來模擬采樣電路的信號延遲,K(1+1/(sT))表示的是帶限制的比例—積分控制環(huán)節(jié),用以實現(xiàn)閉環(huán)控制并限制各個自治區(qū)域的功率調(diào)節(jié)量,其上下限值ΔPlimupp和ΔPlimlow可根據(jù)自治區(qū)域內(nèi)部所有可控分布式電源的功率調(diào)節(jié)容量來確定,區(qū)域內(nèi)部功率協(xié)調(diào)是協(xié)調(diào)區(qū)域內(nèi)各分布式電源輸出功率的控制調(diào)節(jié)策略,其輸出ΔPm1,ΔPm2,…,ΔPmn是隸屬于自治區(qū)域i的每個可控分布式電源相對于全局優(yōu)化目標值的功率調(diào)節(jié)量,該策略可以采用優(yōu)先順序法,即對各分布式電源的優(yōu)先級進行排序,對優(yōu)先級高的分布式電源優(yōu)先進行調(diào)節(jié)。4大陸算例仿真本文對文獻的算例進行了部分調(diào)整,用以驗證所提的多時間尺度下主動配電網(wǎng)分布式電源協(xié)調(diào)控制技術的有效性。算例系統(tǒng)如圖4所示。如圖4所示,本文用于主動配電網(wǎng)分布式電源協(xié)調(diào)控制的算例是一條含8個分布式電源的21節(jié)點饋線,各分布式電源的具體參數(shù)配置如表1所示。假設該算例以一天24h為一個完整調(diào)度周期,調(diào)度間隔為1h,母線節(jié)點峰時電價為610元/(MW·h),谷時電價為310元/(MW·h),柴油發(fā)電機成本為500元/(MW·h)。通過全局最優(yōu)潮流的計算,各可再生能源發(fā)電單元均以最大功率輸出,確保了綠色能源的最大化利用,全天的運行成本也降低至18918.68元,較未采用全局最優(yōu)潮流的運行成本19663.06元,經(jīng)濟效益提升了3.79%。此外,饋線全天線損也從0.804MW降低為0.726MW,這說明了前文所述的全局優(yōu)化模型的有效性。饋線全天的負荷需求預測數(shù)據(jù)、間歇性可再生能源的最大功率預測值以及全局優(yōu)化策略參見附錄A至附錄C。為了證明主動配電網(wǎng)區(qū)域自治控制策略的有效性,本文選擇14:00的時間斷面,對饋線上的功率連續(xù)擾動進行了模擬仿真。由第1節(jié)內(nèi)容可知,算例中的饋線可以劃分為4個自治區(qū)域(如圖4所示),自治區(qū)域1的等效分布式電源輸出功率是A7至A8節(jié)點流過的功率減去A3至A4節(jié)點流過的功率,自治區(qū)域2的等效分布式電源輸出功率是A11至A12節(jié)點流過的功率減去A8至A9節(jié)點流過的功率;而自治區(qū)域3的等效分布式電源輸出功率是A11至A12節(jié)點流過功率的相反數(shù),自治區(qū)域4的等效分布式電源輸出功率是A16至A19節(jié)點流過功率的相反數(shù)。由全局優(yōu)化策略可知,在14:00的時間斷面上各個自治區(qū)域向饋線注入功率的目標值以及變電站母線向饋線注入功率的目標值如表2所示,此時除了自治區(qū)域1的A6節(jié)點儲能裝置的充電功率為-9.74kW之外,其余各個自治區(qū)域的儲能裝置輸出功率為0,因此按照旋轉(zhuǎn)備用容量的大小,可以確定自治區(qū)域1的旋轉(zhuǎn)備用容量要略大于其他3個自治區(qū)域。仿真以14:00作為初始時刻,3s時,A17點負荷增大約50%,從0.066MW增大到0.098MW;6s時,A17點負荷減小33.33%,從0.098MW減小到原來的初始狀態(tài)0.066MW。3s時當A17節(jié)點負荷增大,則會引起變電站母線饋線功率增大,使得式(5)左邊部分表示的各個自治區(qū)域的區(qū)域控制目標(即kmΔPf-ΔPm)大于0,因此各自治區(qū)域根據(jù)自治控制策略,自適應增大注入饋線的功率值,直到式(5)左邊部分表示的控制目標值重新為0;同理,6s時負荷減小,則會引起變電站母線饋線功率減小,使得式(5)左邊部分表示的各個自治區(qū)域的區(qū)域控制目標小于0,因此各自治區(qū)域自適應減小注入饋線的功率值,直到式(5)左邊部分表示的控制目標值重新為0。整個控制目標的詳細變化過程如圖5所示。圖6為區(qū)域外負荷擾動時各自治區(qū)域及變電站母線的注入功率變化量。3s時A17節(jié)點負荷增大約0.032MW,其中變電站母線注入功率增大約0.016MW,其他4個自治區(qū)域注入功率增大約0.004MW,基本相等,這是因為4個自治區(qū)域的功率協(xié)調(diào)系數(shù)基本相同,這與式(7)和式(8)相符。6s時,當A17節(jié)點負荷減小為原來的初始值時,各個自治區(qū)域的等效分布式電源注入功率以及變電站母線的注入功率根據(jù)控制目標值自適應減小并恢復到初始狀態(tài)的優(yōu)化目標值,即功率變化量為0。圖7顯示出各個自治區(qū)域內(nèi)部可控分布式電源的輸出功率變化量曲線,其值基本上與各個自治區(qū)域等效分布式電源的注入功率變化量相等。值得注意的是,自治區(qū)域4中含有2個可控分布式電源(A19節(jié)點的儲能裝置和A20節(jié)點的柴油發(fā)電機),但由于A20節(jié)點的柴油發(fā)電機的初始優(yōu)化功率目標值為300kW,已經(jīng)達到了其上限值,因此在此次功率調(diào)節(jié)過程中,其功率值基本沒有發(fā)生變化,如圖7中的紫色線條所示。圖5—圖7的仿真曲線充分說明了主動配電網(wǎng)區(qū)域自治控制可以根據(jù)功率擾動量自適應調(diào)節(jié)各個自治區(qū)域內(nèi)部的可控分布式電源,并與平衡節(jié)點(變電站母線)共同響應功率擾動,以修正實際運行狀態(tài)與預測狀態(tài)的偏差,使得系統(tǒng)的實際運行狀態(tài)在受到擾動后能更趨近于優(yōu)化目標,而且也極大緩解了變電站母線注入饋