邵成成,王錫凡,王秀麗,杜超

(西安交通大學(xué)電力設(shè)備與電氣絕緣國家重點實驗室, 710049, 西安)

主動配電系統(tǒng)與主網(wǎng)的有功協(xié)調(diào)

邵成成,王錫凡,王秀麗,杜超

(西安交通大學(xué)電力設(shè)備與電氣絕緣國家重點實驗室, 710049, 西安)

針對現(xiàn)有主動配電系統(tǒng)優(yōu)化運行研究局限于主動配電網(wǎng)內(nèi)部而忽略了其與主網(wǎng)間聯(lián)系的問題,提出了一種主動配電網(wǎng)與主網(wǎng)的有功協(xié)調(diào)方法。基于奔德斯分解將協(xié)調(diào)調(diào)度問題轉(zhuǎn)化為分層優(yōu)化問題,在上層實施發(fā)電調(diào)度優(yōu)化主網(wǎng)運行,在下層調(diào)度分布式能源優(yōu)化主動配電系統(tǒng)運行。通過上下層協(xié)調(diào)迭代,考慮主動配電系統(tǒng)運行策略對主網(wǎng)運行的影響,實現(xiàn)主動配電系統(tǒng)和主網(wǎng)間的有功協(xié)調(diào)。改編的IEEE-RTS算例表明:主動配電系統(tǒng)的運行策略會對主網(wǎng)運行產(chǎn)生顯著影響,甚至導(dǎo)致主網(wǎng)運行計劃無解,在研究和運行中需要考慮二者的協(xié)調(diào);限制饋線功率波動的策略能保證主網(wǎng)運行計劃有解,但經(jīng)濟性較差;所提的有功協(xié)調(diào)方法可行、有效,能顯著提升全系統(tǒng)的經(jīng)濟性與安全性,可將算例系統(tǒng)的生產(chǎn)成本由638 326.62美元降至626 011.45美元。

主動配電網(wǎng);主網(wǎng);有功協(xié)調(diào);奔德斯分解;分布式能源

分布式電源的廣泛接入和需求側(cè)響應(yīng)是發(fā)展智能電網(wǎng)的重要內(nèi)涵。分布式風(fēng)電、光伏發(fā)電和電動汽車等分布式能源(DER)的廣泛接入將對電力系統(tǒng)各個層次的運行產(chǎn)生深刻影響,而配電網(wǎng)作為并網(wǎng)接口,所受影響最為直接,主動配電網(wǎng)[1-2]的概念應(yīng)運而生。按照CIGRE C6的定義,主動配電網(wǎng)指可以通過靈活的網(wǎng)絡(luò)拓撲結(jié)構(gòu)管理潮流以實現(xiàn)對局部DER主動控制和主動管理的配電系統(tǒng)[1],從功率平衡角度來說,它與傳統(tǒng)配電網(wǎng)的區(qū)別在于:后者被動接受功率、功率單向流動;分布式電源并網(wǎng)提供技術(shù)支持的微網(wǎng),容量規(guī)模較小,強調(diào)功率的自給自足和內(nèi)部自治,與主電網(wǎng)聯(lián)系不夠緊密。

主動配電網(wǎng)作為規(guī)模較大的公共服務(wù)配電網(wǎng),為保證供電可靠性,通過饋線與主網(wǎng)相連,與主網(wǎng)功率聯(lián)系緊密,常態(tài)下不以孤島方式運行(見圖1)。在強調(diào)對DER開展主動控制與主動管理實現(xiàn)多電源雙向供電的同時,主動配電網(wǎng)實質(zhì)上為零散分布的分布式電源以及可控負荷與主電網(wǎng)協(xié)調(diào)運行、參與電力市場提供了接口。隨著DER滲透率提高和電力市場的開放,主動配電網(wǎng)的這種接口管理作用將更加凸顯。

圖1 主動配電系統(tǒng)示意圖

主動配電網(wǎng)通過內(nèi)部能量管理和優(yōu)化運行,協(xié)調(diào)分布式發(fā)電和電動汽車等可控負荷,形成規(guī)模化的發(fā)電或其他形式的系統(tǒng)可調(diào)度資源,由饋線并入主網(wǎng),參與主網(wǎng)和電力市場的運行。作為DER并入主電網(wǎng)的實際接口,饋線上的交換功率集中反映了主動配電網(wǎng)外在的功率特性?？紤]到風(fēng)電、光伏的隨機性,DER規(guī)模較大時,隨機波動的分布式電源出力將無法在主動配電網(wǎng)內(nèi)部平衡、消納,饋線交換功率將在一定范圍內(nèi)波動[3];DER規(guī)模進一步擴大時,也有可能出現(xiàn)文獻[4]中提到的配電網(wǎng)向主網(wǎng)反送功率的情形。交換功率的波動會對主網(wǎng)運行的經(jīng)濟性產(chǎn)生影響,交換功率波動范圍過大時還會超出主網(wǎng)大型發(fā)電機的功率調(diào)節(jié)范圍,使主網(wǎng)運行困難。同時,主動配電網(wǎng)的運行策略還有可能會使主網(wǎng)線路潮流越限,影響主網(wǎng)運行的安全性。

諸多文獻對主動配電網(wǎng)的能量管理和日運行問題制定進行了研究[5-11],部分文獻還引入了長周期和短周期調(diào)整結(jié)合的方式來適應(yīng)可再生能源出力的波動[9],但它們大都以主網(wǎng)電價確定、饋線交換功率可以任意取用為基本假設(shè),忽略了主動配電網(wǎng)運行策略對主網(wǎng)運行經(jīng)濟性和安全性的影響,也忽略了主網(wǎng)對其運行策略的限制。研究多個微電網(wǎng)協(xié)調(diào)運行的文獻[12]和研究主動配電網(wǎng)與下轄微電網(wǎng)的協(xié)調(diào)運行的文獻[11]描述了層面不同但性質(zhì)相近的問題,然而它們尚不能從經(jīng)濟性和安全性兩方面對此類問題進行完整考慮。

本文以饋線交換功率為聯(lián)系變量,考慮主動配電網(wǎng)能量管理策略對主網(wǎng)運行的影響,建立主動配電系統(tǒng)與主網(wǎng)的有功協(xié)調(diào)模型,并基于奔德斯分解設(shè)計了協(xié)調(diào)算法,以提升主網(wǎng)、主動配電網(wǎng)日運行計劃整體的經(jīng)濟性與安全性。

1 有功協(xié)調(diào)模型

受風(fēng)電、光伏等出力隨機波動DER的影響,饋線功率將呈現(xiàn)一定的隨機、波動性,而主網(wǎng)發(fā)電機調(diào)節(jié)速率有限,主網(wǎng)的運行策略將受到影響。隨著DER滲透率的提高和主動配電網(wǎng)技術(shù)的推廣,這種交互影響會更加顯著,因而有必要建立主動配電網(wǎng)和主網(wǎng)的協(xié)調(diào)調(diào)度模型?？紤]到問題的復(fù)雜性和無功功率就地平衡的特點,本文重點關(guān)注二者的有功協(xié)調(diào)問題。

1.1 目標(biāo)函數(shù)

以多場景模型描述主動配電系統(tǒng)中風(fēng)電等可再生能源出力的隨機波動性,根據(jù)日前的概率性出力預(yù)測,通過模擬抽樣和場景削減技術(shù),生成可再生能源出力場景[13],通過不同的場景和相應(yīng)的概率描述可再生能源出力的隨機性。饋線功率的隨機波動本質(zhì)上源于風(fēng)電、光伏出力的隨機波動,因而饋線功率也可通過相應(yīng)的多場景模型描述。

以整個系統(tǒng)生產(chǎn)成本最小為目標(biāo)函數(shù),可得

(1)

式中:s為場景指標(biāo);ps為場景s出現(xiàn)的概率;ug,t、Pg,t,s分別為主網(wǎng)中發(fā)電機組g的開機狀態(tài)和發(fā)電功率;fg為發(fā)電成本函數(shù),通常包括燃料成本和啟停成本;fa為第a個主動配電網(wǎng)的日運行成本,計算如下

(2)

1.2 主網(wǎng)約束

主網(wǎng)約束包括系統(tǒng)潮流約束和主網(wǎng)發(fā)電機約束。本文采用直流潮流計算系統(tǒng)潮流,并考慮線路傳輸容量的限制條件

(3)

(4)

(5)

與機組組合問題類似,主網(wǎng)發(fā)電機需滿足最大、最小出力,最小開停機時間等運行約束,見文獻[14],不再贅述?？紤]到饋線功率的隨機、波動性,還需要考慮主網(wǎng)發(fā)電機功率調(diào)節(jié)速率的約束條件

Pg,t,s1-Pg,t,s2≤ΔPgug,t

(6)

式中:ΔPg表示發(fā)電機的功率調(diào)節(jié)范圍。

1.3 主動配電網(wǎng)約束

主動配電網(wǎng)約束主要包括各DER的運行約束、配網(wǎng)運行約束和饋線容量約束。研究人員對主動配電網(wǎng)日運行問題已有較為深入的研究,建立了風(fēng)電、光伏、儲能、熱電聯(lián)產(chǎn)機組等多種DER的模型[10-12],并考慮了網(wǎng)損、電壓等多種運行因素的影響[8-10]。

在DER建模方面,本文重點考慮電動汽車,出行是電動汽車的首要功能。電動汽車不僅要滿足設(shè)備的技術(shù)約束,還要滿足用戶出行需求,即

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

式(7)、式(8)描述了最大充、放電功率約束;式(9)描述了儲能容量約束;式(10)描述儲能平衡,不僅與充放電過程有關(guān),而且與用戶出行耗能有關(guān);式(9)、式(10)共同保證了用戶出行需求的滿足;式(11)計算了電動汽車實際并網(wǎng)的負荷功率。

(12)

其他類型DER的約束可以參見文獻[10-12],此處不再詳述。

考慮到與主網(wǎng)協(xié)調(diào)調(diào)度問題的復(fù)雜性,在運行約束方面,我們僅考慮有功平衡

(13)

此外,不同場景下饋線功率均應(yīng)滿足傳輸容量約束條件

(14)

2 算法設(shè)計與流程

由于DER種類數(shù)量繁多,而單個DER的容量規(guī)模遠小于主網(wǎng)中的大型發(fā)電機組,從數(shù)學(xué)角度分析,有功協(xié)調(diào)模型是一個變量繁多、約束復(fù)雜的數(shù)學(xué)規(guī)劃問題,難以直接求解。

因此,將有功協(xié)調(diào)模型抽象為如下形式

s.t.:h1(x,y)≤0

h2,a(ya,za)≤0

(15)

式中:x、ya和za分別表示主電網(wǎng)運行變量、主網(wǎng)與第a個主動配電網(wǎng)聯(lián)結(jié)的饋線交換功率和第a個主動配電網(wǎng)內(nèi)部的運行變量。如式(15)所示,有功協(xié)調(diào)問題由主網(wǎng)有功運行問題和Nadn(表示主網(wǎng)接受主網(wǎng)供電的主動配電網(wǎng)數(shù)目)個并行的主動配電網(wǎng)優(yōu)化運行問題組成。這兩類問題相對獨立,通過饋線功率yai相互關(guān)聯(lián)。

采用奔德斯分解法[15]求解上述問題,首先忽略與主動配電網(wǎng)相關(guān)的約束h2,求解上層主問題(即主網(wǎng)問題),即

minf(x)+vsum(β)

s.t.:h1(x,y)≤0

β≥0

(16)

minga(za)

(17)

若式(16)有解,則生成可行割

(18)

作為約束加入式(16)進行下次迭代的求解過程,式中帶星標(biāo)的量表示相應(yīng)優(yōu)化問題的最優(yōu)解。若式(17)無解,則改為求解子問題

vs>0

(19)

式中:vs為約束松弛變量。求解式(19)后,形成不可行割

(20)

作為約束加入式(16)迭代,得

(21)

按式(21)計算收斂間隙,當(dāng)收斂間隙達到預(yù)設(shè)精度時,則認為算法收斂。

圖2給出了本文算法流程。按照圖中流程,迭代達到問題收斂標(biāo)準(zhǔn)后,可以得到考慮有功協(xié)調(diào)時主網(wǎng)和各個主動配電網(wǎng)的日運行計劃和它們之間的功率交換計劃。

圖2 協(xié)調(diào)算法流程圖

需要指出的是,盡管本文在處理主動配電網(wǎng)日運行問題時僅考慮了有功平衡約束,但本文所設(shè)計算法的邏輯結(jié)構(gòu)對不同復(fù)雜程度的主動配電網(wǎng)優(yōu)化子問題均適用?？紤]電壓、線路傳輸容量等復(fù)雜約束只是加重了子問題求解的復(fù)雜性,對主網(wǎng)主問題與主動配電網(wǎng)子問題間的協(xié)調(diào)迭代、算法的主體結(jié)構(gòu)并無顯著影響。

3 算例分析

以改編的IEEE-RTS[14,16]為主網(wǎng)系統(tǒng)進行算例計算。系統(tǒng)常規(guī)負荷最大值為2 850 MW,設(shè)其中35%為配電網(wǎng)負荷,將其中300 MW的水電裝機替換為960 MW的分布式風(fēng)電,風(fēng)電出力數(shù)據(jù)選用我國西北某地實測數(shù)據(jù),考慮20%預(yù)測誤差。假定系統(tǒng)中含有5萬輛電動汽車(以全國8 000萬輛私人汽車,最大用電負荷500 GW進行等比例折算,電動汽車比例約為10%)。電動汽車的類型分布按表1假設(shè),電動汽車出行和出行距離分布參見文獻[17],電動汽車總耗能為956.73 MW·h。

表1 電動汽車類型分布

假設(shè)RTS主網(wǎng)的每一個負荷節(jié)點處有一個主動配電網(wǎng),共17個,各個主動配電網(wǎng)的負荷規(guī)模、分布式發(fā)電裝機以及電動汽車數(shù)量按原系統(tǒng)中各節(jié)點負荷所占比例分配。

3.1 不計有功協(xié)調(diào)

首先就不計主動配電網(wǎng)和主網(wǎng)有功協(xié)調(diào)的情況進行分析。根據(jù)預(yù)測風(fēng)電功率的期望值,進行主系統(tǒng)日運行方式安排(機組組合計算),得出系統(tǒng)節(jié)點電價,以此為基礎(chǔ),以各個主動配電網(wǎng)自身成本最小化為目標(biāo)安排它們的運行計劃。當(dāng)允許的饋線功率波動范圍為0%～20%風(fēng)電出力期望值時,全系統(tǒng)經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)見表2。

當(dāng)饋線功率允許的波動范圍較小時,主動配電網(wǎng)棄風(fēng)量較大;隨著允許波動范圍增加,主動配電網(wǎng)吸納風(fēng)電的能力逐步提升,棄風(fēng)量較小;當(dāng)饋線功率允許的波動范圍較大(20%左右)時,饋線功率波動將超出主網(wǎng)發(fā)電機的調(diào)節(jié)范圍,造成主網(wǎng)運行困難,主網(wǎng)日運行計劃無解。

表2 全系統(tǒng)經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)(不計有功協(xié)調(diào))

值得注意的是,隨著饋線功率允許波動范圍的增加、棄風(fēng)量的減少,系統(tǒng)總生產(chǎn)成本并不單調(diào)減少。圖3給出了允許波動范圍由0%增長至15%時,主網(wǎng)和配電網(wǎng)運行成本的變化情況。隨著允許波動范圍不斷增加,配電網(wǎng)棄風(fēng)量越來越小,運行成本不斷降低,但主網(wǎng)需調(diào)整運行計劃,適應(yīng)饋線功率在一定范圍內(nèi)波動的要求,因而主網(wǎng)運行效率受到影響,主網(wǎng)運行成本提高。比較明顯的體現(xiàn)是:當(dāng)允許波動范圍增長至15%時,主網(wǎng)已需要通過頻繁啟停機組的方式適應(yīng)饋線功率波動、維持系統(tǒng)功率平衡,機組啟停成本顯著增加,機組的使用壽命也會受到影響。

圖3 主網(wǎng)與主動配電網(wǎng)生產(chǎn)成本變化

可見,主動配電網(wǎng)的運行策略會對主網(wǎng)日運行計劃的經(jīng)濟性、安全性產(chǎn)生顯著影響,而主網(wǎng)運行所允許的饋線功率及其波動范圍也會顯著影響主動配電網(wǎng)吸納可再生能源發(fā)電的能力和運行的經(jīng)濟性。

3.2 考慮有功協(xié)調(diào)

采用本文提出的有功協(xié)調(diào)模型,進行主電網(wǎng)和多個主動配電網(wǎng)日運行計劃的協(xié)調(diào)安排,系統(tǒng)的經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)對比如表3所示。方式I、方式II和方式III分別表示固定饋線功率方式、不限制饋線功率波動方式和本文提出的有功協(xié)調(diào)方式。

首先,方式II算例結(jié)果直接表明:當(dāng)DER滲透率較高時,饋線功率波動將超出主網(wǎng)發(fā)電機的功率調(diào)節(jié)能力,現(xiàn)有的不計聯(lián)絡(luò)饋線交換功率波動范圍的主動配電網(wǎng)日運行計劃制定方法將不再適用。相比而言,方式III考慮了饋線功率波動對主系統(tǒng)有功平衡的影響,能避免上述現(xiàn)象的發(fā)生,確保了日運行計劃的可行性。

表3 全系統(tǒng)經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)對比

按方式I運行時,饋線功率不允許波動,所有隨機性DER出力只能在主動配電網(wǎng)內(nèi)部消納。相比而言,方式III更加靈活,當(dāng)DER規(guī)模較大、出力波動性強、主動配電網(wǎng)內(nèi)部平衡困難時,該方式為DER在整個系統(tǒng)內(nèi)全局消納提供了可能。

與固定的饋線功率波動范圍約束(見3.1節(jié))相比,本文提出的方法更加靈活,可以根據(jù)主網(wǎng)運行和可再生能源出力的實際情況,靈活地調(diào)整饋線功率及其波動范圍,協(xié)調(diào)主網(wǎng)和多個主動配電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性,實現(xiàn)系統(tǒng)日運行的全局優(yōu)化。

4 結(jié) 論

主動配電網(wǎng)為分布式風(fēng)電、電動汽車等DER的并網(wǎng)運行和參與市場提供了接口。隨著DER滲透率的提高和主動配電網(wǎng)的推廣發(fā)展,主動配電網(wǎng)對電力系統(tǒng)運行的影響將日趨顯著。本文對隨機的分布式發(fā)電、電動汽車與主動配電網(wǎng)的互動特性進行了建模描述,提出了主動配電網(wǎng)與主網(wǎng)有功協(xié)調(diào)模型,并基于奔德斯分解法進行了算法設(shè)計。改編的IEEE-RTS算例表明:①主動配電網(wǎng)和主網(wǎng)之間存在顯著的相互影響關(guān)系,對饋線功率波動范圍不加控制的運行計劃會造成主網(wǎng)運行困難,日運行計劃的經(jīng)濟性和安全性受到顯著影響;②采用本文提出的有功協(xié)調(diào)方法,可以靈活調(diào)整饋線功率,實現(xiàn)主動配電網(wǎng)和主網(wǎng)的協(xié)調(diào)運行,進而實現(xiàn)整個系統(tǒng)生產(chǎn)的全局優(yōu)化。

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田文龍,宋保維,毛昭勇,等.水下航行器垂直軸海流發(fā)電裝置葉輪特性的數(shù)值仿真.2013,47(11):19-24.[doi:10.7652/xjtuxb201311004]

劉連理,李慶,顧運,等.電力定價策略的多目標(biāo)優(yōu)化模型及其應(yīng)用.2013,47(10):115-120.[doi:10.7652/xjtuxb2013100 20]

閆麗梅,謝一冰,徐建軍,等.改進的前推回代法在含分布式電源配電網(wǎng)計算中的應(yīng)用.2013,47(6):117-123.[doi:10.7652/xjtuxb201306020]

(編輯 趙煒 杜秀杰)

RealPowerCoordinationBetweenActiveDistributionSystemsandMainGrid

SHAO Chengcheng,WANG Xifan,WANG Xiuli,DU Chao

(State Key Laboratory of Electrical Insulation and Power Equipment, Xi’an Jiaotong University, Xi’an 710049, China)

In the existing studies, the operation of the active distribution network (ADN) is optimized within itself and the relation between ADNs and the main grid are neglected.In this paper, a method is proposed to solve this problem and coordinate the real power operation of the main grid and ADNs.By Benders decomposition, the cooperative dispatch is reformed as a bi-level problem.On the upper level the centralized generation is scheduled and the main grid operation is optimized, while on the lower level the distributed energy resource (DER) is dispatched to minimize the ADN operation cost.The influence of ADNs on the main grid is considered and the cooperation between them are realized by the cooperative iterations of the levels.The case studies on the modified the IEEE-RTS have verified the following.Firstly, the ADN operation exerts a great effect on that of the main grid and it is necessary to consider the coordination between them.Secondly, the strategies may heighten the operation cost to constraint the fluctuation range of the feed power.Finally, the proposed method enables to feasibly improve the economics and security of the whole power system, and the operation cost of the modified IEEE-RTS is decreased from 638326.62＄ to 626011.45＄.

active distribution network; main grid; real power coordination; Benders decomposition; distributed energy resource

2014-05-14。

邵成成(1989—),男,博士生;王錫凡(通信作者),男,教授,博士生導(dǎo)師,科學(xué)院院士。

國家電網(wǎng)公司科技資助項目(DZN17201300045)。

時間:2014-08-13

10.7652/xjtuxb201411010

TM 73

:A

:0253-987X(2014)11-0058-06

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