主動配電網“源-荷-儲”協調優(yōu)化控制方法研究

李旭斌，朱永潔，喻琢舟，翁興航，張詩建

（1.韶關市擎能設計有限責任公司，廣東韶關 512026；2.廣東電網公司韶關供電局，廣東韶關 512028；3.廣州市奔流電力科技有限公司，廣州 510640）

0 引言

在能源危機和環(huán)境污染問題日趨嚴峻的背景下，我國出臺許多政策積極推動可再生能源、電動汽車等清潔資源的發(fā)展應用[1]，分布式電源、電動汽車、儲能等清潔資源大量接入配電網已成為重要發(fā)展趨勢[2]。主動配電網具有完備的能量管理系統(tǒng)和主動電壓控制能力，可對多種能源接入下的配電網實行有效的能量管理，實現配電網的優(yōu)化運行，主動配電網運行控制技術成為當前的研究熱點[3-5]。

國內外對于分布式電源、電動汽車、儲能等接入的主動配電網潮流優(yōu)化控制做了大量研究[6-8]。文獻[9]提出了一種計及不確定時滯的有源配電網無功電壓魯棒控制方法，該方法充分利用光伏的無功調節(jié)能力，解決含多種不確定性因素的配電網局部過電壓問題；文獻[10]構建了“集群自律-群間協調-輸配協同”的主動配電網能量管理系統(tǒng)，分析了其中的關鍵技術。文獻[11]提出一種主動配電網集中/就地自適應無功電壓協調控制方法，根據配網控制條件將設備及光伏的控制模式劃分為就地趨優(yōu)控制和集中優(yōu)化控制2個部分，就地控制建立協同功率因數和動態(tài)趨優(yōu)因子指標，兼顧全局需求調節(jié)光伏與設備無功出力；集中控制則根據無功充裕程度選擇電壓越限風險或網損最小為目標，進行無功優(yōu)化。文獻[12]構建了綜合考慮發(fā)電成本、配網峰谷差和網損的兩階段協同優(yōu)化調度模型，實現電動汽車最優(yōu)充電，但沒有協調考慮儲能裝置。文獻[13]提出了一種考慮分布式電源及儲能配合的主動配電網規(guī)劃-運行聯合優(yōu)化模型，但沒有考慮分布式電源和儲能的調度成本。現有研究多從配電網網損的角度出發(fā)，進行分布式電源、電動汽車等的優(yōu)化調度，以實現節(jié)能降損，但未考慮儲能、電動汽車等需求側響應資源的調度費用，模型的準確性和優(yōu)化結果的實用性有待提高。

本文設計了主動配電網源荷儲協調控制架構，提出了一種考慮配電網綜合運行效益的“源-荷-儲”協調優(yōu)化控制方法，考慮電動汽車和儲能的調度費用，以配電網運行的綜合效益最大為目標，以配電網潮流、分布式電源出力、電容器投切、儲能出力、電動汽車出力為約束。采用IEEE33節(jié)點系統(tǒng)驗證所提方法的有效性。

1 “源-荷-儲”協調控制架構

主動配電網源荷儲協調控制框架如圖1所示，包括協調優(yōu)化調度管理主站（包含數據庫系統(tǒng)）、GIS系統(tǒng)（或DSCADA系統(tǒng)）接口模塊、負荷預測模塊、儲能及電動汽車需求管理模塊、協調調度決策模塊等。

圖1 協調優(yōu)化控制系統(tǒng)框架

依托配電網GIS（或DSCADA系統(tǒng)）采集相關數據，在后臺軟件系統(tǒng)中對配電線路進行準確建模后實現優(yōu)化計算，并將計算結果經由調度決策模塊形成控制指令，經由通信系統(tǒng)下發(fā)至各設備，各設備經由自動化控制裝置響應執(zhí)行控制指令。

協調優(yōu)化調度管理主站主要負責源荷儲設備管理、維護與工況管理、事件與告警管理、控制調度決策的執(zhí)行與管理、人機交互、數據管理、控制效果分析等工作。可在電力系統(tǒng)相關部門配置多臺工作站，便于對現場各調控設備的遠程維護。

GIS系統(tǒng)（或DSCADA系統(tǒng)）接口模塊，主要負責與配電自動化系統(tǒng)中已有的地理信息系統(tǒng)（GIS）或配網SCADA系統(tǒng)交互數據，獲取10 kV線路信息、變電站10 kV母線側實時數據等信息，并在需要實時配電自動化系統(tǒng)提供相關數據。

負荷預測模塊，根據來自線路各監(jiān)測點實時的基礎負荷數據信息，結合歷史數據庫，進行未來24 h的負荷預測，并將預測結果輸送至協調調度決策模塊。

儲能及電動汽車管理模塊，實時監(jiān)測儲能裝置的功率輸出、剩余功率狀態(tài)，實時監(jiān)測充電樁的充電功率，接收各充電樁的階段性充電需求、當前充電模式以及參與調度的容量與時間限制。

協調調度決策模塊主要根據來自負荷預測模塊的24 h負荷預測信息，以及來自GIS系統(tǒng)的10 kV線路信息，來自儲能及電動汽車管理模塊的可調整資源信息，利用動態(tài)建模技術和優(yōu)化計算方法，以1 h為優(yōu)化計算間隔，自動生成優(yōu)化結果及調度指令，將指令通過通信工具通過協調優(yōu)化調度管理主站下發(fā)執(zhí)行。

2 “源-荷-儲”協調優(yōu)化控制方法

主動配電網“源-荷-儲”協調優(yōu)化控制，是指利用通信手段在線實時收集全網或局部運行的數據，并結合歷史數據進行日負荷預測，結合實時收集的電動汽車充電需求，通過主站的優(yōu)化計算，對區(qū)域內補償設備、充電樁、儲能進行控制與調度，在保障電壓合格的前提下，實現配電網運行的綜合效益最大化。

在本策略中，對于儲能和電動汽車充電2種靈活資源，若其接收電網統(tǒng)一調度控制，則根據其調度控制功率再給予相應的補償。對于電動汽車，其接收調度前，已告知后臺系統(tǒng)其可接受的充電時間及充電電量需求，以便后臺系統(tǒng)的優(yōu)化調度計劃制定與實施。

2.1優(yōu)化控制模型

源荷儲協調優(yōu)化控制以配電網運行的綜合效益最大為目標，其數學函數進行如下介紹。

2.1.1 目標函數

式中： f為配電網的綜合運行效益，即在階梯電價下，用優(yōu)化調度產生的網損降低效益與設備利用率提升效益之和，減去電動汽車、儲能的調度費用；ΔCploss為因調度產生的網損經濟效益；ΔCrc為因調度產生的電網設備利用率提升效益；ΔCv2g為因調度產生的電動汽車調度費用；ΔCess為因調度產生的儲能調度費用。

調度產生的網損經濟效益ΔCploss，指調度后比調度前優(yōu)化的網損經濟效益，即：

網損造成的經濟損失Cploss可表示為：

式中：T為總運行時段數量；E為線路集合；(i,j)為線路lij；rij為線路lij的電阻；?t,ij為在時段t中線路lij的電流幅值的平方，ηt為綜合售電電價。

因調度產生的電網設備利用效益ΔCrc，指調度控制后，配網設備利用效益有所提升，本文從2個角度進行這部分效益的衡量：其一從負載率角度，調度后比調度前負荷的峰值將會有所削減，這可以帶來延緩配電網擴容升級改造的效益；其二從負荷率角度，調度后設備負荷曲線更加平滑，電網運行更加穩(wěn)定，這部分效益將其作為提升因子納入負載率提升效益中。具體可表示為：

式中：Lri為控制調度后負荷點i的負荷率變化值；為控制調度后負荷點i的峰值負荷大小差值；ci為變電站i的單位容量的投資費用；yi為負荷點i的變電站資金等年值系數；NTS為配電網中的變電站總數。

因調度產生的電動汽車調度費用ΔCv2g，指利用充電費用優(yōu)惠進行電動汽車調度，可用調度后比調度前少收取的電動汽車充電費用進行計算，即：

電動汽車充電費用Cv2g可表示為：

因調度產生的儲能調度費用ΔCess，指調度后比調度前多支付的儲能放電費用與儲能少收取的充電費用之和，可表示為：

儲能充放電費用Cess可表示為：

2.1.2 約束條件

（1）功率平衡約束

式中：N為節(jié)點集合；對于任意(i,j)∈E，線路lij的阻抗為zij=rij+jxij，且有 yij=1 zij=gij-jbij；Iij為由節(jié)點i流向節(jié)點j的線路電流幅值；Vt,i為在時段t中節(jié)點i的電壓幅值；vj,t為在時段t中節(jié)點j的電壓幅值的平方；、和分別為發(fā)電機、負荷和光伏電源的注入有功功率；、和分別為發(fā)電機、負荷和光伏電源的注入無功功率；Sij,t=Pij,t+jQij,t表示在時段t中線路始端節(jié)點的復功率，且由節(jié)點i流向節(jié)點j。

（2）節(jié)點電壓約束

式中：Vi,min和Vi,max分別為節(jié)點i的電壓幅值下界和上界。

（3）分布式電源出力約束

式中：QDG,i為分布式電源i運行時發(fā)出的無功功率；φ為分布式電源運行時的功率因數角。

（4）電容器運行約束

式中：Qcb,i為分組投切電容器組運行時發(fā)出的無功功率；k為分組投切電容器組的組數，取值范圍為0～Ki；為在單位標幺電壓下，分組投切電容器組投運一組電容時發(fā)出的無功功率；ΩCB為含分組投切電容器組的節(jié)點集合。

（5）電動汽車充電限制約束

（6）儲能充放電狀態(tài)約束

在正常運行時，儲能設備通常處于以下3種運行狀態(tài)之一：充電狀態(tài)、放電狀態(tài)和不充放電狀態(tài)。儲能設備的充放電狀態(tài)約束可表示為：

該控制模型的物理含義是，通過對配電網無功補償、儲能、電動汽車等設備資源進行優(yōu)化調度，在配電網及設備運行的約束條件下，實現配電網運行的綜合效益最優(yōu)。

2.2 實現步驟流程

基于上述提出的協調優(yōu)化控制模型，結合主動配電網源荷儲協調控制架構，本文提出的“源-荷-儲”協調優(yōu)化控制流程如圖2所示，具體步驟為：

（1）采集計算區(qū)域當前運行數據，結合歷史數據形成未來24 h預測負荷曲線；

（2）按照10 kV配電線路單線圖及當前的運行方式建立配電線路計算模型；

（3）結合當前儲能剩余容量信息、功率信息及電動汽車充電需求信息、受調度響應信息，形成優(yōu)化計算參數；

（4）構建協調優(yōu)化控制模型，調用成熟工程軟件包的分支定界方法進行求解；

（5）計算得到各個補償點未來24 h、儲能充放電功率及時間、充電樁充放電功率及時間，將第1個小時的計算結果形成為控制指令下發(fā)，1 h后重新執(zhí)行步驟（1），進行循環(huán)優(yōu)化。

圖2 優(yōu)化控制流程

3 算例分析

本文應用IEEE33節(jié)點模型，驗證所提協調控制方法的有效性，線路模型如圖3所示，參數設置如表1所示。

圖3 IEEE33節(jié)點系統(tǒng)示意圖

表1 “源-網-荷-儲”仿真數據設置

選用負荷曲線、光伏出力曲線如圖4所示。分別進行以下2種場景的仿真：（1）采用傳統(tǒng)控制策略，電動汽車根據用戶需求進行恒功率充電，儲能作為應急電源，不參與日常電網調度，無功補償裝置控制補償點補償功率因數在0.90及以上；（2）采用本文提出的協調優(yōu)化策略，調節(jié)儲能充放電、電動汽車接入以及無功補償裝置。仿真結果如圖5、6所示。

圖4 負荷功率及光伏出力曲線

圖5 兩種控制模式下的饋線有功負荷

圖6 兩種控制模式下節(jié)點30的電壓

由圖5、6可以看出，采用協調優(yōu)化策略，根據電網綜合效益指標進行調控，電動汽車以及儲能在保持經濟效益的同時，可以最大限度地削峰填谷，負荷曲線趨于平穩(wěn)，電容器進行協調無功補償，減少了線路無功遠距離傳輸，降低了節(jié)點電壓的波動。而傳統(tǒng)控制策略下，用戶與電網僅滿足自生或并網點的需求，使得負荷曲線有較大的波動。同時在中午時分，由于負荷與光伏出力時序上的不同，造成了有功功率的倒送，光伏并網點以及附近節(jié)點的電壓偏高，而在晚間用電高峰出現了電壓越下限的情況。

如表2所示，相比之下協調優(yōu)化策略能更好地改善電氣指標，具有較好的配電網控制效益，配電網效益提升約6%。

表2 兩種策略下綜合運行效益對比

4 結束語

本文在主動配電網分布式電源、儲能、電動汽車大量接入背景下，設計了主動配電網源荷儲協調控制系統(tǒng)架構，提出了一種考慮配電網綜合運行效益的“源-荷-儲”協調優(yōu)化控制方法，構建源荷儲協調控制模型。運用IEEE33節(jié)點模型進行本文方法與傳統(tǒng)控制方法的仿真對比，結果表明，本文所提方法可以有效地削峰填谷、提升配電網電壓質量、提升配電網綜合運行效益，可為配電網源荷儲運行控制提供重要的參考價值。