主动配电网

主动配电网（通用11篇）

主动配电网 篇1

0 引言

电力需求的持续增长、传统能源的短缺以及电力市场的开放正驱动电网朝着高效、灵活、智能和可持续方式发展,以适应未来的技术需求。可持续性是未来电网的基础特征,其本质表现为分布式电源(DG)尤其是可再生能源的规模化接入与应用[1]。但是DG的大量接入将对配电网造成广泛的影响,主要表现在:改变配电网的电压水平、提高配电网的短路容量、继电保护策略的复杂度加大、影响网络的供电可靠性以及加剧电能质量的恶化等[2,3,4]。目前,虽然微电网(简称微网)技术[5,6]的不断成熟以及虚拟发电厂(virtual power plant,VPP)技术[7]的发展给DG的集成提供了解决方案,但是,由于微网受其容量限制以及其控制目标不同,尚不能完全解决规模化DG尤其是可再生能源发电集成到中压配电网带来的传统被动单向供电配电网向双向供电多电源配电网[8]转变的技术问题。可再生能源发电技术、储能技术的进步以及电力电子技术的同步发展解决了DG在中压配电网的并网运行问题,但电网侧尤其是配电网仍然存在可再生能源消纳能力不足、一次网架薄弱、自动化水平不高、调度方式落后以及用电互动化水平较低等问题,严重制约了可再生能源的高度渗透,不利于能源结构的优化调整。针对这一现状,主动配电网(active distribution network)技术[9]应运而生,旨在解决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

主动配电网是具备组合控制各种分布式能源(DG、可控负荷、储能、需求侧管理等)能力的配电网络,其目的是加大配电网对于可再生能源的接纳能力、提升配电网资产的利用率、延缓配电网的升级投资,以及提高用户的用电质量和供电可靠性。

主动配电网是未来智能配电网的一种发展模式,欧美国家正积极开展相关技术的研究。目前,欧盟已经在丹麦、西班牙以及英国等地深入开展了主动配电网技术研究及示范工程建设。其中最具影响力的是欧盟FP6主导的ADINE(即active distribution network)示范工程,其核心理念是利用自动化、信息、通信,以及电力电子等新技术实现对大规模接入DG的配电网进行主动管理(active network management)[9]。ADINE示范工程通过5个场景在实际环境中实时模拟了接入大量DG的主动配电管理,这5个实例包括反孤岛保护、保护定值自适应整定、基于DG的电压控制、电压协调控制以及基于静止同步补偿器(STATCOM)的电能质量控制。整个项目从2007年10月开始到2010年11月结束。此外,ADINE示范工程还将上述各自的解决方案进行了联合试验,试验演示了主动配电网管理系统是如何与含大规模DG的主动配电网进行交互,从而解决主动配电网中的保护、电压控制、电能质量、故障穿越和孤岛运行等一系列问题。示范工程的实例表明,通过主动配电网管理技术,可以使得DG在配电网的接入更加容易,网络的运行状况也更加优化。

目前中国围绕2012年国家高技术研究发展计划(863计划)课题“主动配电网的间歇式能源消纳及优化技术研究与应用”正在开展主动配电网及其相关技术领域的深入研究。本文将阐述主动配电网的含义及其内在特征,在此基础上系统论述推进与部署主动配电网的相关关键技术,并展望其发展。

1 主动配电网及其特征

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能源(DG、柔性负载和储能)的配电网,可以使用灵活的网络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[10]。从本质上说:主动配电网是利用先进的信息、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DG单元,积极消纳可再生能源并确保网络的安全经济运行。

主动配电网是智能配电网技术发展的高级阶段技术。智能配电网技术的发展是一个长时间的过程,也是能量流和信息流不断融合的过程。智能配电网发展的早期阶段强调能量的价值,随着智能化程度的不断提高,更多地强调信息的价值。智能配电网技术的发展历程如图1所示。

由图1可以看出,微网技术用于解决DG尤其是可再生能源的兼容问题,微网通过公共连接点与电网相连,使用一系列协调控制技术实现微网内部DG的优化运行并满足用户对于电能的高质量需求,微网作为一种自下而上的方法,能集中解决网络正常时的并网运行以及当网络发生扰动时的孤岛运行,是实现DG与本地电网耦合较为合理的技术方案。但微网技术以分布式能源与用户就地应用为主要控制目标,限制了其应用范围。主动配电网在微网对于DG协调控制技术的基础上,注重信息价值的作用,并且采用自上而下的设计理念,同时关注局部区域的自主控制(如微网)和全网的最优协调,是一种可以兼容微网及其他新能源集成技术的开放体系结构,是智能配电网发展的高级阶段。此外,从规模效益来看,主动配电网是在整个配电网层面对可再生能源进行消纳,其对于可再生能源的接入半径更大,可接入的可再生能源容量规模更大,因此对绿色清洁能源的利用也更多。

另外,主动配电网与现阶段含DG的单向供电被动式配电网也有明显区别,其主动控制特征主要表现在以下几个方面。

1)间歇式能源消纳

被动式配电网采用就地消纳间歇式能源模式,若间歇式能源所发电力过剩,配电网本身没有调节能力,无法上送配电网,只能降低其出力运行;而主动配电网具有消纳间歇式能源的调节能力,若间歇式能源所发电力过剩,在满足配电网运行约束的条件下,通过柔性负荷以及多层次电网的分层消纳能力消纳过剩的间歇式能源。

2)DG的调度

被动式配电网中DG用来平衡本地负载,由于功率无法上送至配电网,无法参与配电网的最优潮流运行;而在主动配电网中,通过源网的协调控制系统,将DG作为可控可调度机组参与最优潮流的运行调度。

3)DG的保护

被动式配电网出现故障时,DG退出运行;而在主动配电网中,当配电网出现故障时,允许在主动配电网的管理系统协调控制下,继续给非故障区域的重要负荷供电。

4)DG的监控

被动式配电网中独立建立DG监控系统,无法与配电自动化协调控制;而在主动配电网中,DG监控系统与配电自动化系统实现源网协调的一体化设计,可以协调DG与配电网的控制。

主动配电网是未来大容量DG以及多个微网接入电网运行的主要渠道。

2 主动配电网关键技术

已有配电系统是基于电力潮流从变电站单向流向负荷点这一前提而设计运行的,但DG的广泛接入、储能技术的快速发展以及能源市场的开放都将极大地改变配电网的规划、运行及分析方法。这也赋予了主动配电网的规划、运行及分析以新的内容。主动配电网的实效性依赖于如下几个方面关键技术的突破和应用:综合规划技术;分层分布协调控制技术;全局优化能量管理技术;成本效益分析。

2.1 主动配电网的综合规划技术

传统被动式配电网的规划方法没有考虑DG引入配电网的影响以及主动配电网的灵活控制特性,其规划的网络过于保守,资产利用不充分[11]。主动配电网的规划不仅要考虑传统配电网规划的内容,包括:重新布线、网络重构、安装新的联络开关等,还要考虑安装DG或从能源供应商处购买分布式能源以及需求侧响应等管理手段,这势必带来很大的不确定性,尤其是由可再生能源(风力发电、光伏发电)的间歇性引起的不确定性[12]。

目前,针对主动配电网的规划问题已有部分学者开展了相关的研究,尤其是关于分布式能源的优化配置方面[13],已取得了不少成就。文献[14]提出一种统一的主动配电网动态规划模型。该模型集成了主动配电网规划各个方面的因素,不仅综合考虑了可靠性、线损、从输电网获取的电能以及投资成本等多目标综合最优,而且通过多场景分析方法计及了能源需求以及DG尤其是间歇式可再生能源引起的不确定性,在基于拟动态规划理论的基础上制定了合理的规划方案。文献[15]着重研究了用以降低线损及提升供电可靠性的配电网DG优化配置问题。提出基于分时段负荷模型的动态规划方法,该方法考虑负荷的变化特征,对DG接入带来的降损收益和供电可靠性提升收益进行了阐述。文献[16]提出一种基于模糊理论和进化算法的多阶段规划方法以解决接入DG的中压配电网长期规划问题。该方法利用模糊模型处理规划过程中遇到的一系列不确定因素,例如负荷的增长、DG的出力以及经济因素等。该方法使用2层嵌套进化算法解决长期规划中的动态问题,通过第1层进化算法进行规划的选址、定容等静态优化选择,利用第2层进化算法选择规划选项的最佳时间。该方法在优化过程中兼顾经济性和可靠性。文献[17]着重研究了开放的电力市场环境下配电网的DG优化配置问题,在规划模型中提出了综合考虑DG投资成本、运行维护成本以及系统线损等目标函数,并计及了电力市场环境下的价格变化趋势。其他文献也大都基于进化算法结合多场景分析将不确定因素集成到统一的规划模型中,以解决主动配电网规划的内在问题[18,19,20]。也有部分学者提出用解析法求解DG的优化配置问题,例如基于等效电流注入的灵敏度分析法[21,22]、基于Newton-Raphion潮流算法[23]以及序列二次规划法[24]。但上述解析算法只适用于求解单一或者少数DG的选址定容优化问题,一旦DG数目较多时求解计算量将以几何级数增长,对于分布式能源高度渗透的主动配电网并不适用。

上述研究对于主动配电网的规划奠定了理论基础,但是都忽略了主动配电网对于绿色能源的兼容特性。主动配电网的规划应该是在计及间歇式可再生能源发电、负荷需求增长以及未来能源市场等不确定因素下,综合考虑原有配电网规划内容、DG的优化配置、储能设备的选址定容等选项,以追求能源损耗小、供电可靠率高以及绿色能源利用率高的多目标规划问题。此外,考虑到实现主动配电网的灵活控制和主动管理将引入多种二次智能设备以及建设可靠的通信网络,所以主动配电网的综合规划技术应该将自动化规划及通信规划一并统筹考虑。

2.2 主动配电网的分层分布协调控制技术

主动配电网的一大特征表现在DG单元及储能单元对于配电网运行人员来说是可控的,分布式能源参与网络的运行调度,并非以往简单的连接。虽然目前DG的并网技术已趋于商业化应用,但多个DG的集成需要更复杂的协调控制。文献[25]提出基于多智能体技术的多层控制框架以解决未来配电网运行过程中多分布式能源的协调控制问题。该控制框架有3层体系:第1层是就地控制智能体,其功能是快速就地控制单一DG和其他装置,如有载调压变压器(OLTC)分接头、并联电容器和保护装置等;第2层是基于微网、Cells和VPP概念的区域协调控制智能体,用于协调控制区域内的第1层智能体;第3层是最高等级的配电管理系统,用以实现整体上的全局优化运行。分层控制结构是解决主动配电网多分布式能源及其他可控装置协调运行的有效手段,其优势在于不仅能缓解集中控制结构存在的通信压力大、有延时、计算量大等问题,而且能规避对等控制结构存在的无法实现整体上优化运行的弊端。主动配电网的分层分布协调控制结构见图2。

如图2所示,就地控制是第1层控制,用以实现单一DG、微网单元以及无功补偿装置的快速响应控制。局部区域控制是第2层控制,用以协调局部区域内多个DG以及分布式单元之间的调度运行,以保证区域局部目标的实现并降低它们之间的相互作用及对网络的影响。第3层控制是主动配电网的全局优化管理系统,用以实现全局范围的信息采集,通过智能优化算法作出全局优化控制策略。

2.3 主动配电网的全局优化能量管理技术

主动配电网的核心价值在于对配电网的主动管理,即通过引入DG及其他可控资源(如柔性负载、无功补偿及需求侧响应等)加以灵活有效的协调控制技术和管理手段实现配电网对可再生能源的高度兼容及对已有资产的高效利用。有研究表明:在相同网络基础设施条件下,实施主动管理技术可集成的分布式能源比例是未实施主动管理技术的3倍[26]。

由图2分析可知,主动配电网的全局优化能量管理系统(advanced distribution management system)是最高层次的决策单元,是实施配电网主动管理的关键技术手段,其主要功能包括:潮流管理[27]、电压协调控制、分布式能源协调控制以及快速网络重构。目前欧洲对于主动配电网能量管理技术的研究比较多,但大部分集中于潮流管理和电压控制2个方面。在潮流管理方面,文献[28-30]提出了基于最优潮流(OPF)算法的主动配电网优化运行模型,以找到各种控制选项的最优组合(OLTC、分布式能源、需求侧管理、可控负载、无功补偿),实现配电网运行过程的总成本最小,确保配电网运行人员不仅在网络故障或者发生电气参数越限等紧急情况下给出最佳恢复策略,在正常运行情况下也能给出最佳运行方案以满足各种技术约束条件下的经济运行。文献[31]提出了基于agent技术的主动配电网潮流管理方法以解决由DG引起的双向潮流问题,通过分布式路由算法加快潮流管理过程中的OPF求解效率。在电压协调控制方面,文献[32-34]着重研究主动配电网的电压协调控制技术,文献[32]提出了基于节点注入功率—电压灵敏度指标的电压控制策略,文献[34]着重于通过无功最优潮流的求解获取电压的优化调整方案。

主动配电网的全局优化能量管理系统如图3所示。

由图3分析可知,主动配电网的全局优化能量管理系统收集全网各负荷点的实时运行数据、开关状态信息、网络拓扑信息、DG的运行工况以及储能单元的电荷状态(SOC)状态信息等,通过全局智能优化算法得出满足各项技术约束条件下的有功功率全局优化控制策略和无功功率全局优化控制策略。其中,有功功率优化控制策略是指在满足负荷有功需求的基础上尽可能多地利用可再生能源以及追求经济性最优,必要时可以调整运行方式;而无功功率优化控制策略是指在满足负荷无功需求以及确保电压质量的基础上使得网络上的无功潮流最优,必要时可以调节变电站内的OLTC分接头位置。

2.4 主动配电网的成本效益分析

主动配电网受其实施成本较高的制约离真正部署与应用还有一段距离。目前还缺乏有效的方法对主动配电网技术进行合理的可行性分析[35,36]。主动配电网成本效益分析的难点在于以下2点。

1)由于主动配电网的利益主体追求的目标不一致,在对其进行经济性评估时,难以协调其中的利益关系。例如公益团体关心的是环境保护,倾向于分布式可再生能源的收益,而配电网运行人员关心的则是投资建设以及运行维护成本,这需要多目标优化方法实现[37]。

2)难以对主动配电网细化的每一项具体技术进行准确的成本效益分析,尤其是DG技术,因为各国的能源政策不同,市场开放程度也各异[38]。

主动配电网的技术经济评估步骤如下。

步骤1:计算未采用主动配电网技术时配电网运行的各项重要技术指标。

步骤2:分析采用主动配电网技术时配电网络运行的各项重要技术指标。

步骤3:对步骤1和步骤2计算出的各项重要技术指标进行对比分析,得出实施主动配电网技术后网络运行各项重要技术指标的改进程度。

步骤4:对各项重要技术指标的改进进行经济效益分析及成本分析,从而得出准确的经济性评估结果。

主动配电网技术经济评估方法的精确程度直接影响到主动配电网的规划方案以及运行方式的选择,其各项重要技术指标必须兼顾网络运行成本、环保效益以及资产利用率等。

3 结语

主动配电网的推广应用能极大地提升电网对绿色能源的兼容性以及对已有资产利用的高效性,是未来智能配电网的发展趋势。主动配电网的实施与部署必将引起传统配电网的重大变革,将彻底改变已有配电网的规划、设计以及运行方式,其关键点在于上述主动配电网关键技术的突破和发展。主动配电网的综合规划技术能提供给可再生能源一个更加兼容开放的配电网体系;主动配电网的分层分布协调控制技术用以实现局部自治与全局优化相协调;主动配电网全局优化能量管理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;主动配电网的成本效益分析关系到其规划及运行方案的评估和取舍,是主动配电网未来规划运行的指南。此外,主动配电网能否在未来广泛应用还需要信息及通信技术的创新和进步[39]。不过,为了鼓励多方参与,促进技术创新,电力市场还需要进一步放宽监管、拓展交易机制,在电网管理者、系统运行人员、供电用户以及能源供应商之间找到一个平衡点,使得未来的主动配电网成为一个开放、公平和绿色的配电网。

主动配电网 篇2

随着国民经济的飞速发展，电网为地区经济社会发展做出巨大贡献的同时，也暴露出供电能力不足、网架结构薄弱、可靠性有待提高、电网建设难度大等突出问题，对城市配电网进行科学合理的规划，以保证电网改造建设的合理性和电网运行的安全性和经济性，保证供电质量，是供电企业的重要职责。

配电网规划主要采用科学的方法确定规划区何时何地新建或改造电力设施，使得未来的电网能够满足：（1）符合的发展和各种电网技术的要求，安全可靠地为客户提供所需质量的电能；（2）能够满足城市建设规划的要求；（3）满足环保、美观等其他公众要求。在满足以上约束的基础上为企业谋求最大的经济效益和社会效益。

配电网的规划、改造重点是完善网架结构，并消除设备设施安全隐患，改造应从系统整体出发，综合考虑供电可靠性、电能质量、短路容量、保护配合、无功补偿及经济运行等因素，最大限度地解决实际运行中的问题。

城市配电网应有明确的目标网架，目标网架应结构坚强、经济可靠、合理简洁、行灵活，现状网架应按目标网架的要求进行改造。根据市中心区、市区等不同区域的负荷类型、预计负荷水平、供电可靠性要求和上级电网状况，合理选择适合本地区特点的10kV 配电网目标网架。

10kV 配电网目标网架应满足下列要求：

（1）接线规范合理、运行灵活，具备充足的供电能力、较强的负荷转供能力、以及对上级电网有一定的支撑能力；（2）能够适应各类用电负荷、分布式电源、电动汽车充电设施等新能源的增长与发展，适应负荷接入与业务扩充；（3）设备设施选型、安装安全可靠，具备较强的防护性能，有一定的抵御事故和自然灾害的能力；（4）线路设施及其结构便于开展带电作业；（5）保护配置、保护级数合理可靠；应根据城市发展规划和电网规划，结合分区具体地块的饱和负荷预测结果，预留目标网架的线路走廊路径及通道，以满足预期供电容量的增长。配电网规划的意义：(1)通过配电网的优化规划，可以降低系统的网络损耗，改善电网运行的经济效益；（2）科学合理地确定变电站容量和位置划分变电站供电范围，减少系统跨区交叉供电，有助于提高系统管理和运行效率；（3）配电网络的优化规划，可以大大提高系统的供电可靠性；（4）配电系统的优化规划是提高系统投资效益的最有效途径；（5）配电网络结构的合理性直接影响配电自动化设施的投资效益，配电系统规划是配电自动化实施的基础。规划人员的主要工作：

1、规划基础资料的收集和管理（日常工作）

规划人员与运行班组和专责加强沟通协调，收集运行需求，和线路基础资料(线路基础台账表、线路历年负荷数据表、电缆走向图、一次接线图)，为规划工作的开展提供第一手的资料。同时对线路走廊和通道情况进行常态化监控，掌握线路走廊和通道的使用情况，完善和更新地理接线图。根据地区经济的发展预测负荷发展趋势。针对各个地区的用电特性，组织开展配变台区典型日负荷实测工作，了解重点大用户和典型居民小区用电负荷特性，核实台区过载和低电压情况。

2、围绕优化配网结构和满足运行需求开展规划立项和项目优选排序工作 规划人员通过收集的第一手运行资料，进行重载、轻载线路分析，并形成分析报告，结合新投运的变电站及区域经济发展情况，针对当前存在的问题，召集相关部门、运行人员进行讨论，按照三个目标确定规划方案：一是优化配电网结构，二是平衡重载、轻载线路负荷（即解决正常运行方式下线路重载过载，异常运行方式下重载过载问题，重载过载线路与轻载线路负荷割接调整），三是对线路故障超过3次以上或运行状况恶劣的线路进行改造，对老旧线路及设备综合整治。根据线路问题的轻重缓急和变电站及相关工程的建设时序开展项目优选排序工作，并编制规划项目说明书。

3、按照省公司对城网项目投资的要求，以配电网运行单位在日常积累的丰富实践经验作为项目支撑依据，为项目立项的必要性提供充分的数据和图片等证据，确保90%以上的需求得到了省公司评审通过。（城网建设资金来源）

4、项目分包、可研编制及设计出图

根据项目的内容、地域和线路互联情况，对评审通过的项目进行分包。根据市局统一部署，配合设计单位开展项目的设计查勘工作（设计交底）。联合运行班组对项目涉及到的架空线路走向、电缆路径及通道情况、环网柜位置及间隔剩余情况、配变台区等逐点、逐线进行确认，涉及方案调整的项目，与运行、设计人员沟通、讨论，并提出优化方案。

5、主动作为，积极跟踪协调规划项目实施进度

城网项目实施周期较长，城网项目从规划到项目落地实施周期为1年左右（七个步骤：规划评估-项目优先排序-省公司审核立项-项目可研编制-设计查勘出图-施工招标-项目施工），项目实施过程中的可研、设计阶段是项目的第一个阶段，可研设计工作启动的时间及可研设计质量的好坏，直接影响到城网项目及时性、合理性、经济性、可实施性等等。设计的滞后影响工程项目的按时开展，从而使得项目的后续工作随之延后，无法在规定的时间内取得工程实效。需要规划人员主动作为，积极跟踪协调规划项目实施进度，确保各类项目的规划、可研、建设的一致性，保证项目建设的事实效果与规划目的一致。对运行的要求：

1、资料及时准确（补点需求 低压图纸 线路及设备台账、运行情况、故障分析报告及照片）

2、规范上报数据格式

规划表格内容繁复，填报内容各有需求，搜集表格内容，转换填报格式等耗费大量的人力物力，重复劳动量大。3、4、5、一次图的完善、图纸异动规划人员是否可以参与审核 电缆通道图的完善和更新

用户接入规划与总体网架结构规划冲突。

用户项目是长沙电网建设的主要投资来源之一，应该要服务长沙配电大局，但实际上用户项目存在主要以下问题：一是用户项目外线工程部分线路走向设计不合理，但设计单位是以用户规划方案为准，线路走向设计不能做修改，如修改线路走向需重新调整规划方案并重新走流程来实现；二是公专结合项目用户配变设计不合理，部分用户配变容量设计按照设计手册生搬硬套，配变容量配置不合理，采用800kVA以上大容量配变较多，小户型公寓楼、结构可改变的商住楼等建筑用途不限于居住的建筑物的配变容量配置较小，用户同时率系数取值不合理，造成后期配变过载，设备投运后运维过程中又因公用配电间空间不够造成增容困难。

主动配电系统可行技术研究 篇3

关键词：主动配电系统；可行技术；平衡配电

中图分类号：TM71 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）23-0010-02

传统的配电系统比较简单和常见，是在复杂的网络和庞大的数据之间进行交互，来应对不确定的配电负荷，以保证电力系统的稳定运行。但是，在科学发展的今天，技术爆发和发展势头迅猛，城市的电力需求也相应大，而电能损耗也增加。

而现代技术的进步，配电系统中的分布式能源的渗透率更多的决定和控制着电力负荷，在复杂的配电系统中规划整体的经济利益，影响着电网的分配模式，而配电系统也是整个电力系统的最后一环，直接关系到客户的使用，因此对主动配电系统的管理方式有待改进和革新。

1 主动配电系统的概念和原理

配电系统是由不同的电子配件和相关设施所组成，用来交换电压以及直接向用户分配电能的电力配比系统。而主动配电系统是充分利用配电网络进行管理，进而能够主动对部分分布式能源进行控制和管理的配电系统。

分布式能源在监管环境允许的范围内，按照接入协议的规定，实现系统的全面操控，分布式能源是由分布式储能、分布式发电和可控负荷所组成，其中的可控负荷同时拥有发电作用又具有消耗能力。传统配电系统极少存在用户端的电源，电能主要是由电网系统的电力局分配，电力配电系统的单位进行配送电能和收费。

2 传统配电系统的现状

现如今世界上许多国家的电力公司大多数都已经使用主动配电系统，但相关的机制和体系并不完善，并没有成为主流电力管理系统，其中受到监管和传统配电方式的影响和制约。我国的电力企业长期以来过于注重发电的效率和产量，对电的使用比较轻视，造成了不小的矛盾。国家把大量的金钱和人力、物力集中在大型电力企业和发电设备机组中，对电网中电力的质量和稳定性缺乏关心力度，导致现有的许多配电设施设备不能得到更新和改进，输出的电力可靠性、稳定性和安全性都存在隐患，特别是一些偏远地区，仍然不能够享受到正常的用电生活，与发达国家相比，更是有着很大的差距。

传统的配电系统中，客户端在接受电能和管理服务没有自主性，不能进行选择，电力公司方面在面对系统往往只是采取处理被动反馈以及对设备的维护和故障排除，并一味的追求改建和扩张来满足市场对电力的需求量。

因此，传统配电系统的进展缓慢，任重而道远，这个问题不仅是技术上的手段能解决的，也需要需求方客户的配合与管理，社会和政府再提供一些必要的扶持和政策支持，才能让电力智能化发展成为可能。

3 主动配电系统的技术要求

随着我国电能的消耗量逐年增加，而国内的发电方式主要是火力发电，对环境破坏的影响巨大，节约和合理分配电能被提上了可持续发展的重点项目。传统的配电系统只是电能的搬运工，只起到一个分配和传送的任务，电力系统一直是被动的运行工作。其技术难度较低，操作简单，电力系统网络覆盖面广，辐射状发散于各个方向，多使用自动化电力设备，只能保障故障自动排除和修复，保证供电正常，传统配电对网络系统中的电量配送和管理是没有作用的，这使得许多电能在传输和配送中有重复和浪费。

而要做到可以主动分配和管理就必须使用分布式能源的接入，这种高渗透率的接入方式能在较小的模式下改变局部范围的配电工作，而多个这样的接入点就能形成规模控制，对整个辐射范围电力公司就能整体把控，不仅可以做到传统配电系统所做的被动工作，更能迅速解决电流短路、设备情况和非正常运行状态等问题的解决和反应。

3.1 配电系统的网络规划

按照传统的被动式配电系统所运用的规划，其更注重固定模式，按照网络中的负荷预估最大值的方式，以得出配电系统的最小配电额度，并对可能出现的情况加以分析和规则设计，只要确保正常运行，传统配电系统的设计和运行模式简单。

而主动配电系统技术更加细腻和周详，虽然系统设计要比传统模式复杂和繁琐，但它考虑的因素更加全面，具有整体性和完整性的特点。在分布式能源的主动管理模式接入中，加入侧响应和分布式电源。

3.2 接入分布式能源后需要注意的相关问题

电力配电设备都有额定功率，在正常的电压水平下才能够运行正常，电压的稳定和功率直接关系到其与无功电压控制的模式，在传统的被动式配电系统中无功电压控制模式比较容易实现。而在主动配电系统接入分布式能源后，无功电压控制模式变得更加复杂和波动，这是因为分布式能源的属性存在带有随机性、非线性、间歇性的特征。

从而分布式能源造成有功逆流、无功电流不稳定等问题，引起暂态电压变化，由风电机组导致电压保护误导、畸变和闪变等情况的发生，因此电压质量也可能会出现影响。

3.3 短路电流和应对设备的选择问题

电路出现短路是很正常的现象，在任何电力系统中都可能会发生，所以在解决分布式电源安全接入方面，确保熔断电量不会超压，就要更换电源开关，甚至要更新全套电力设备，运行成本就会增加。

而对于变电所来说，分布式电源的接入同一个配点时可以采用多点式接入法，而不只从一个点入手，当某个点出现短路问题时，也需要更换设备，如果接入点过多就会导致所在区域的供电饱和，无法再接入新的分布式电源接口。

4 主动配电系统的可行性

分布式电源都以直接的方式接入配电网络和设备，也可以采用配合储能组成微电网间接接入。微电网是由分布式电源、储能系统、能量转换装置、监控和保护装置、负荷等组合而成的小型配电系统，该系统集合了发电、配送、使用等运行方式，是一个能够自住控制，以保障和管理电能的智能系统，其有助于合理分配系统中分布的大规模可再生能源的有效接入。

今后配电系统的发展方向必须包括这些分布式电源的能量收集和分配，组成完整的新型电力交互，主动配电系统就是应这种需求而诞生的产品。

4.1 通信技术的可行性

配电系统的运行和管理中，需要使用信息和通信技术，在设备中利用ICT保障配电系统的可靠性和平衡性，大幅度提升电网系统的输送和分配效率，稳定系统的频率，并对电压和电流进行适当的调控，这种信息和通信技术是配电系统的核心部分，ICT技术就是主动配电系统的关键，它可以采用集中、组合以及单一控制进行随意控制。

4.2 主动配电系统的态势感知和预警

主动配电系统的所包含多种复杂和系统的技术，其中有以下几个关键技术：

①主动配电系统的不确定性建模技与分析技术；

②主动配电系统的大数据分析技术；

③主动配电系统的云计算技术与云平台构建；

④主动配电系统的自适应分层分布式智能控制技术；

⑤主动配电系统的互动化服务技术：多微网协同调度技术、用户互动技术、满足用户差异化需求的主动调度技术。

这些技术都保障了主动配电系统的正常和合理运行，在这里就不一一展开阐述，只有实现这些技术的运用和构建，才能使得主动配电系统的建立达到可行。面对不同的用户和地方，就要有相应的应对措施和技术，才能有效的实现电能的配送和使用。

5 结 语

综上所述，在未来的城市用电系统的发展中，主动配电系统的应用范围更加明确和广泛，其所涵盖的层次和内容丰富，主动配电系统更适应时代的发展和智能技术的要求，在秉承服务用户和节约能源的理念下，进一步深化可持续发展的改革。

而主动配电系统也面临着许多的考验，如在信息系统的防护和用户的隐私等实际问题。因此，在国家提供相关的政策、技术和资金的支持上，供需双方共同参与和管理好用电设施，比如对负荷管理、用电能力、发电管控等等，让社会的电力发展在供需双方的努力下不只停留在买卖关系上，更建立起一对双方互惠互利和互相考虑的合作伙伴，营造合理的电力市场环境。

在今后的研究工作中，在重点执行好分布式能源的接入问题，考虑周全并且发挥其作用，为了使配电网系统的安全与稳定，必须要依靠先进技术改进，引进设备，加强对主动配电系统的研发，这也符合目前配电网工程改造的趋势，还要抓住时机突破，促使我国电力系统的高效、合理发展。

参考文献：

[1] 范明天，张祖平，苏傲雪.主动配电系统可行性研究[J].中国电机工程学 报，2013，33（22）：12-18.

[2] 徐丙垠，李天友，薛永端.主动配电网还是有源配电网[J].供用电，2014

主动配电网的前沿与实践 篇4

“主动配电网”概念提出后,国内外在主动配电网规划、运行、控制、能量管理等方向的研究方兴未艾。2014年1月《供用电》期刊曾推出一期“智能化让配电网主动起来”专题,从主动配电网的概念、理论研究和示范工程等多个角度全面展示了主动配电网技术。为了及时跟踪主动配电网的最新进展和实践成果,有幸受《供用电》期刊邀请再次作为特约栏目主编,组织“主动配电网前沿与实践”专题,重点关注主动配电网的技术研发、标准制定、运行管理,以及示范应用等内容。

针对目前主动配电网建设遇到的一些困惑,陈飞博士对主动配电网建设的选址条件进行分析,并结合贵阳主动配电网863项目对示范现场建设及运行的关键技术进行了介绍;刘健教授针对配电网中分布式电源应用若干问题进行了探讨;在主动配电网的示范应用方面,刘俊勇教授结合北京、厦门主动配电网863项目介绍了基于数据挖掘的主动配电网全景信息展示系统研究情况;尤毅博士介绍了广东电网的863项目主动配电网间歇式能源消纳及优化技术示范应用情况;在主动配电网标准研究方面,陆一鸣博士介绍了主动配电网用户服务的信息交互接口标准化工作的技术进展和标准架构,陈羽博士介绍了IEC61850标准在主动配电网中的应用的模型、通信服务及配置方法。专家们在主动配电网领域的最新见解与成果,将为我国主动配电网建设提供有益的借鉴与参考。

衷心感谢国内外专家学者的大力支持,感谢《供用电》对本期专题出版所做的大量、细致的工作。

配电网无功功率优化 篇5

关键词：配电网 有功损耗 无功优化 传统优化算法 人工智能优化算法

中图分类号：TM715 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）11（c）-0081-01

电网无功潮流分布合理、电压质量合格是电网可靠、稳定运行的基础。但由于长期以来受“重输轻配”思想的影响，导致配电网建设投资不足，使其存在无功功率缺乏、日负荷曲线峰谷差大、末端电压不合格等问题。随着配电网发展及区域配电网联系的日趋紧密，电网潮流更加复杂、安全性要求更高，但部分地区无功容量过剩却不能有效补偿其他无功短缺地区，急需配电网无功优化解决此问题。此外，对配电网无功功率进行优化，可改善功率因数、降低网络损耗、节约能源、提高电压水平和运行稳定性。

1 配电网无功优化原则

为既提升配电网电压质量又减少网络有功损耗，配电网无功功率应尽量少流动，避免远距离传输。因此，配电网应按照“就地平衡”与“分级分区补偿”相结合的原则，合理配置无功补偿装置，具体要求如下。

（1）总体与局部相协调。

若无功补偿装置布局不合理，无法使局部无功功率就地平衡，就会出现无功功率流动，增加线路损耗。因此，需以总体平衡为基础，研究各个区域的局部无功补偿方案并进行最后协调优化，方获得最佳补偿效果。

（2）以中、低压配电网补偿为主。

无功补偿设备主要装设在变压站和线路上，对变压器进行无功补偿主要是补偿其运行消耗的无功功率，这种补偿方式并没有对配电网线路无功进行优化。而全网总损耗的70%发生在低压配电网，因此应以低压配电网无功补偿为主、其他方式为辅，有效降低全网有功损耗。

（3）供电方补偿和用户补偿相结合。

为减少无功功率流动、降低网损和提升电压质量，除供电方负责对配电网公共设备进行无功补偿之外，电力用户也应积极主动配合装设无功补偿装置，对消耗无功较多的特殊设备补偿适量无功，或改进设备的功率因数，减少无功消耗。

2 配电网无功优化算法

无功优化问题的状态变量和控制变量既连续又离散，求解过程中会出现误差大以及“维数灾”等问题，难以得到最优结果。多年来已此领域开展众多研究工作，并获得了一些成果。优化算法通常包括经传统优化方法和人工智能优化方法。

2.1 传统优化方法

（1）线性规划法。

无功优化属非线性规划问题，采用泰勒公式把目标函数和约束条件展开后消去高次项，将问题局部线性化处理。该方法进行无功优化计算时，运算速度快且收敛可靠。但在优化过程中将实际非线性问题进行线性化近似，误差难以避免。若迭代步长选取不当，可能导致收敛缓慢或振荡不收敛，优化结果和实际运行情况有差异。

（2）非线性规划法法。

以极坐标形式牛拉法潮流计算为运算机理，采用拉格朗日乘数法对约束等式进行变换，采用库恩塔克法处理约束不等式，以函数值迭代下降最快作为寻优方向，以使函数值尽快达到最小，该方法原理简单、易于编程实现。但对梯度步长和惩罚函数的选择要求很严格，惩罚因子过大发散、过小又不利于消除越界影响。由于前后两次搜索方向垂直，在接近最优点时，收敛速度变慢甚至出现搜索锯齿现象。

牛顿法具有二阶收敛性，利用雅可比矩阵和海森矩阵对目标函数求解，统一对拉格朗日乘子和控制变量作修正处理，大大降低计算复杂性。但有效约束集一般通过试验迭代确定，不易编程。

二次规划法是采用二次多项式近似表达目标函数、线性化不等式来构造二次规划模型，通过逐次近似求解原非线性问题。存在处理复杂、计算量大、编程难实现等问题。

（3）混合整数规划法。

可同时处理连续变量和离散变量，但对整体最优又较大影响。易发生振荡不收敛，计算过程复杂，计算量大，维数的增加会使计算时间急剧增长。

（4）动态规划法。

按时间划分为相互联系的阶段，并对每阶段结果作出评判，从而得到最优解。当状态变量增加时，将会出现“维数灾”问题。

2.2 人工智能优化算法

（1）遗传算法。

利用生物界物竞天择、适者生存的机理来随机搜索。该算法不依赖优化模型，具有并行计算特性、鲁棒性和自适应搜索能力，但其随机搜索寻优，计算和优化速度慢，易过早收敛于局部最优。

（2）免疫算法。

仿效生物免疫系统，将目标函数和约束条件对应免疫系统的抗原，函数可行解对应免疫系统产生的抗体，通过计算抗体与抗原、抗体间的亲和度及浓度得到最优抗体。可避免陷入局部最优，但当求解到一定范围时，易做大量无用冗余迭代，求解效率较低。

（3）蚁群优化算法。

借鉴蚂蚁间通过信息交流和相互协作的现象来求解组合最优问题。蚁群算法易跳出局部最优发现较好的解，具有较强的鲁棒性，在求解离散优化问题方面具有优越性。但在求解过程中易出现停滞，当群体规模变大时，优化时间急剧增加较长。

3 结语

输电网络无功优化问题已进行了大量研究工作，并取得了较多成果成功运用于实践，但配电网无功优化一直没有得到足够的重视，配电网自动化系统也大多侧重于提高供电可靠性。我国配电网存在无功功率不足、电压质量差、线损大等问题，严重影响了用户正常用电，甚至给一些企业造成了很大的经济损失。因此，对配电网进行无功优化，合理调整、补偿无功功率具有重要现实意义。

参考文献

[1]张佩炯，苏宏升.一种改进的云粒子群算法及其应用研究[J].计算机科学，2012，39（11）：249-255.

[2]徐刚刚.基于CAGPSO和ISCO算法的电力系统无功优化研究[D].吉林：东北电力大学，2012：34-46.

[3]曾令全，罗富宝，丁金嫚.禁忌搜索-粒子群算法在无功优化中的应用[J].电网技术，2011，35（7）：129-133

[4]苏玲，赵冬梅，韩静.电力系统无功优化算法综述[J].现代电力，2004（6）：12-16

主动配电网智能设备的研发与实践 篇6

主动配电网的智能设备

硬件设备:电力电子设备(D-STATCOM)、广域信息智能设备(IED)、通信设备、储能系统(ESS)、分布式电源的接入点的协调控制设备等;

软件系统:能量管理系统(EMS)、配电管理系统(DMS)、DER的分布式控制系统、需求侧管理(DSM)系统等。

主动配电网智能设备设计思路

设计主动配电网智能设备需要采用主动控制技术的设计方法,与常规配电网设计方法有很大不同。

常规配电网主要根据配电网单一方向的潮流、短路电流水平选择设备和线路, 并配置IED;根据负荷性质配置无功补偿容量,一切都是固定的,基本上不具备调控能力。

而主动配电网设备的设计是基于电力电子、信息、通信技术和自愈控制的思想,应用广域信息、数据处理、类型辨识技术,实现预测、判断、早期干预、转移负荷,尽量减少防止隐患发展为故障的几率,主动保证系统高可靠的运行;应用D-STATCOM及配电网灵活交流输电技术调整电压、无功,主动实施电压稳定控制;设定分散预防控制和集中全局控制系统级控制策略,就地控制及远程综合控制,处理紧急状态、故障状态、故障后系统恢复状态等一系列控制逻辑,建立主动控制体系。

由于这个思路从电源、负荷、配电网、电力系统全局出发,主动预警与调控,因而我们可以称这种新的调控技术为电力系统主动控制技术,而基于这种控制理论的配电网系统可以满足DER即插即用式接入,可以支撑与用户的双向互动,实现多种类、多形态负荷与电源的互补,利于削峰填谷、提高电力设备的使用率,延缓电力设施的投资与建设。

主动配电网设备的研发与应用现状

D-STATCOM的应用

D-STATCOM是灵活柔性交流输电系统(FACTS)技术和定制电力(CP)技术的重要组成部分。在主动配电网中,STATCOM也起着重要作用。用于配电系统中的STATCOM一般称为D-STATCOM。

D-STATCOM可直接接入400V~35k V电压等级母线,克服传统无功补偿和谐波治理装置存在的不足,为电网或用电负荷提供快速、连续有源动态无功补偿和谐波滤波,可有效提高电网电压稳定性、抑制母线电压闪变、补偿不平衡负荷、滤除负荷谐波及提高负荷功率因数。因此成为新能源微电网接入系统并网点的重要设备,也是定制电力的有力工具。

2000 年以来,在总结国际上若干大停电事故过程中, 考察电网恢复供电时间,发现短的要几个小时, 长的达二十几个小时。纵观恢复供电时间长的重要原因之一,就是电网间同期并列速度慢。为了加快电力系统大面积停电以后配电网系统快速并网的问题,利用D-STATCOM的特性,将低压电力系统常规并网的捕捉同期的常规方式,改变为由电力电子设备调整待并配电网两侧的频率、相位与电压幅值进行主动并网的方法,并已在黑启动过程中发挥了作用,加速了系统恢复的过程。

IED技术的发展

主动配电网的保护、控制、监测设备已经深度融合,单点测量的继电保护、控制设备已不能适应主动配电网的功能需要。

主动配电网IED主要应具备以下功能:

支持网络技术,能采集广域信息;

采用保护、控制逻辑和整定值的多重自适应技术,自动适应电网运行状态,寻求最佳保护灵敏性、快速性和可靠性;

应用主动控制原理设计IED设备:

自适应继电保护

实质上是一个具有反馈的控制系统,它与自愈控制技术相适应,是自愈控制的执行机构。

采用模块化的设计思想, 可根据系统需要实现灵活的逻辑编程进行功能重组,以适应新能源即插即用式接入配电网。

采用图形逻辑编程式软、硬件平台开发的继电保护,支持保护功能的改变,采集广域信息、多重自适应、多点网络保护与控制,这些主动控制技术的内容,或许将成为主动配电网IED设备主流研发、设计理念。

自适应控制设备

远方跳闸、远方备用电源自动投入、远距离负荷调控,高密度新能源接入区域的源、网、荷协调控制设备及监控系统,可以使配电网从一种新的运行状态下,达到最佳运行状态,适应随时接入或变化的新能源,这些是主动配电网控制系统所具备的功能。

主动配电网控制系统已不是一种简单的局部设备去完成局部动作,而是立足全网进行多层次的控制与调度,且需要与一次系统的设备运行状态协调统一、密切配合。

电源接入点(PCC)保护控制装置研发与应用

在国家电网公司近几年立项的示范工程中,微电网接入系统并网点的协调控制设备、网络化继电保护、自愈控制技术高级应用等关键技术和装备,已经开始示范应用,并且在实践中不断得到完善。作为主动配电网主要组成部分,分布式电源接入配电网,引出了源、网、荷协调控制的一系列改变,这些设备的研发工作已经展开。例如,分布式电源接入点或联络线保护控制装置的研发与应用。

随着我国大规模风电、太阳能电站和分布式电源越来越多的接入配电网,国内外学者、研究人员对相关问题进行了广泛、深入的研究,仿真系统和现场实测波形显示,在公共连接点处,短路电流的幅值和形态出现了很多新的特点。图1 为某微电网接入配电网的接线图。在并网点两侧发生故障时,短路电流的性质完全不相同。图2 和3 分别显示了K1 点与K2 点短路时,短路电流波形图。这些新的特点导致某些传统继电保护的判别原理完全失效,某些部分失效,必须研究新原理的适应性继电保护、控制装置。

动作值自适应的双功率方向电流保护

设计PCC点双功率方向电流保护,力图在两个功率方向上均具有可靠性和选择性。图1 所示含储能微电网,当K1 点发生故障,流经PCC的短路电流是由微电网提供的,带有逆变器类电源的故障特性:PCC点短路电流不超过额定电流的1.2~2 倍;而K2 点发生短路,由配电网提供短路电流,具有大电网故障的动态特性。为了在两种条件下满足灵敏度和选择性,并网点继电保护设计了动作值自适应的双功率方向电流保护。

谐波突增作为辅助判据的过电流保护

当K1 点短路,微电网侧输出短路电流,及离网条件下K2 点短路时,在故障瞬间PCC点电流的谐波分量增大,频率也有所变化。因此并网点的过电流保护可以设计谐波突增判据和频率跟踪措施。

设计谐波突增判据,用于拟补电流保护灵敏度不足的问题。当发生短路故障时,微电网提供的短路电流比正常工作电流有所增大,但一般只有1.2~2 倍的额定电流,同时谐波分量也突然增大。按照通常保护整定计算方法,要求保护有一定的灵敏度,1.2~2 倍短路电流很难满足灵敏度的要求,短路电流中谐波分量的突然增加可以作为辅助判据,正确的选择可以拟补电流保护灵敏度不足的问题。电流和谐波动作门槛值根据短路电流水平和谐波分量大小设定,不同制造商生产的逆变器会有差别。设计采取预设门槛值,选用仿真数据作为门槛起始值,随后保护设备记录实际故障电流和谐波分量值,采用自学习的智能方法修正动作门槛值。

电流启动低电压记忆保护功能

与电磁式发电机不同,电力电子设备控制的新能源发电设备,故障电流与传统电力系统的故障特征不同, 没有明显的故障电流,最大电流为2 倍额定电流,且衰减迅速, 100ms内即下降并稳定在1.2~1.1 倍额定电流水平,当储能容量逐渐降低以后,电流将进一步下降。为了保证电流保护可靠动作,在瞬时过流保护中采用基于瞬时值的快速保护算法,在电流明显下降前瞬时段保护出口跳闸。由于电流保护II段和III段需要经延时跳闸,若不采取针对性的措施,传统电流保护的II、III段存在拒动的可能性。采用低电压保持的定时限过流保护可以保证故障被可靠切除。

基于多点信息的网络差动保护

微电网离网运行时的保护配置与常规保护不同,由于微电网离网运行时,短路电流与额定电流水平接近,电流保护和阻抗保护效果都不理想。最理想的保护方式是基于网络信息的分区差动保护。分区域设置差动保护的原则是尽量缩小故障隔离的范围,减小微电网停运的机率,但需要进行相应的技术经济分析, 使保护方案达到较好的性能价格比。

主动配电网智能设备研发方向

配电网的发展趋势是主动配电网,主动配电网智能设备的研究和发展方向如下:

采用更加灵活、可靠、先进、经济的保护、通信和控制终端技术,提高配电网全面的可观测性、可调可控性;

研究智能配电网控制理论和方法,开发高级应用软件、系列智能终端产品,实现配电网自愈;

研究应用电力电子技术,实现电能质量控制、降低损耗,实现电能的灵活分配。全面提高配电网的运行水平。

主动配电网 篇7

未来电网能源的利用是可持续的，主要表现为分布式电源（distributed generator,DG），尤其是可再生能源的大规模并网[1]。传统配电网“被动”的能量管理方式无法对DG规模化接入带来的双向潮流进行有效管控，因此具备组合控制各种分布式能源（可控负荷、储能和需求侧管理等）能力的主动配电网（active distribution network,ADN）应运而生[2,3],ADN的应用大幅提高了配电网对分布式电源的接纳能力[4,5]。

国内外就主动配电网有功控制和无功控制进行了相关研究。文献[6]提出了基于多代理技术的配电网多层控制框架以协调控制多个DG。文献[7]提出了基于三相模型的DG和无功补偿设备的优化控制模型，应对不对称主动配电网的运行要求。完善的监控系统是实现这些控制方法的基础，但系统在设计阶段需要对其逻辑进行验证，在投运前需要对其功能进行测试，因此需要一个测试平台对其进行全面、有效地测试，完善控制策略以及参数设置。

目前，国内外关于测试平台的研究主要集中在配电自动化系统[8]、风机光伏的并网研究[9]和交直流高压输电[10]等方面。文献[11]提出了一种主站和二次同步注入的测试方法，仅在与拟模拟故障有关的配电终端轮换接入少量二次同步注入设备，减少了测试所需测试人员和工作量。文献[12]利用实时数字仿真系统（RTDS）的数模接口建立与外部数字信号处理器（DSP）的通信，实现对最大功率跟踪控制器和并网逆变器控制器的硬件在环测试。实现测试平台的关键在于仿真环境和物理环境的接口设计。文献[13]建立了功率连接型混合仿真系统的接口特性，给出了各种情况下选择接口算法的原则。文献[14]提出了智能电网物理信息安全测试平台的接口实现方式，测试在数据收集、通信和信息共享中的风险。上述文献对配电自动化系统测试的研究主要集中在故障处理方面，而硬件在环仿真的实现大多基于RTDS，由于主动配电网的规模一般较大，如用RTDS实现测试价格十分昂贵。另外，在RTDS中实现各种新能源或柔性负荷的建模工作也较为复杂。在实际应用中主动配电网主站和控制设备的信号多来自配电自动化终端（distribution terminal unit,DTU），但设备间协议种类较多，RTDS自带的输入输出接口进行测试比较困难。所以需要建立一个方便有效、价格较低且可扩展性强的测试平台。

本文主要以主动配电网协调控制技术为例，分析DIgSILENT仿真环境、实际控制设备和主站系统的通信需求，研究主动配电网测试平台的整体架构，提出其接口的实现方式，在不同测试时序和各种典型场景下测试控制设备、主站系统的实际运行性能，并与仿真结果进行对比，验证测试平台的有效性。

1 主动配电网协调控制及其测试需求

主动配电网协调控制在控制区域划分的基础上实现主站系统和终端的信息交互，利用全局优化和区域自治的协调控制，消纳间歇式能源[15]。

主动配电网协调控制方法（见附录A图A1）中，主站是整个配电控制区域的控制中心，全面监测配电网的状态，通过全局优化算法提高长时间运行经济性。分层分布控制器是一个自治区域管理者，接收区域内RTU测量值，利用合理的实时控制策略在2次全局优化的间隙给源网协调控制器发送功率目标值，对区域进行自治管理。源网协调控制器管理同一配电节点（配电房/开闭所/环网柜等）下所有的可控DG以及柔性负荷，接收分层分布控制器的功率目标，并将功率合理分配给可控资源。

单纯的数字仿真仅能对上述控制器的逻辑进行验证，无法完成主站全局优化、负荷预测等高级应用测试以及主站、控制器的联调测试。针对主动配电网协调控制方法，测试平台的需求如下。

1）全面模拟自底向上和自顶向下的信息流。信息流不仅包括开关位置、馈线功率、分布式能源出力等遥信、遥测信息，还包括对可控DG的控制指令和对联络开关的遥控指令，保证数据的多元化。

2）长时间为主站、控制器提供准确稳定的数据，并将控制结果实时反馈。这样能够验证负荷预测、优化程序等高级应用结果的合理性，完善控制器的控制逻辑，对从主站到控制器的整个协调控制过程进行测试。

3）不同的控制器、主站所需信息类型和信息量不同，因此要建立多通道的信息传递路径。每个通道拥有自己的通信协议、信息类型以及数据对应关系，而且控制器和主站的通信配置要与实际现场一致，保证测试可信度。

2 测试平台整体结构设计

结合上述需求，本文建立了基于DIgSILENT的仿真测试平台，整体方案设计如图1所示。测试平台通过接口将仿真信号转换成物理信号，利用以太网传递给主站数据采集与监控（SCADA）系统、分层分布控制器以及源网协调控制器，此过程模拟将DTU、电能质量采集装置和分布式能源通信模块的遥测信息上送，实现对配电网整体运行状态的监视。源网协调控制器、主站的物理控制信息通过接口转换成仿真信号传递给DIgSILENT仿真环境中的可控DG和开关，此过程模拟被控单元的控制过程。

仿真环境、源网协调控制器、分层分布控制器和主站系统构成了一个完整的闭环测试环境，各个组成部分如下。

1)DIgSILENT仿真环境作为实际配电网的替代者，拥有准确的线路和变压器等模型，同时还提供仿真语言（DIgSILENT simulation language,DSL）用于用户自身模型的扩展。对于光伏、储能等分布式能源模型，需要将实际装置抽象成数学模型，利用DSL建立其仿真模型，系统模型参数根据实际系统进行设定，以得到与实际接近的动态响应效果。仿真环境与实际设备通过接口交互量测和控制信息，仿真中的储能根据控制目标进行调节，实现闭环控制，并将储能有功功率、荷电状态（SOC）变化等动态过程绘成曲线供修改完善控制器和主站高级应用。

2）主站系统和控制器是实现主动控制的核心，也是测试平台的主要被测试对象。接口接收遥测信息和发送控制指令，是实现测试平台的关键点，也是连接仿真环境和实际装置的纽带，因此接口的设计尤为重要。

3 测试平台接口设计

从测试平台的整体设计中可以看出，接口是实现DIgSILENT仿真软件、控制器单元和主站系统间的信息交互的关键。DIgSILENT软件提供了过程控制标准（object linking and embedding for process control,OPC）接口用于实时仿真，此时其作为OPC Client与OPC Server相连，因此可设计的接口方式有以下3种。

1）在控制器中建立OPC Server,DIgSILENT作为OPC Client可以直接与其相连，数据交互过程也可直接完成，通信延时为DIgSILENT软件延时、网络延时和OPC Server刷新数据延时。

2）在控制器中建立OPC Client，控制器和DIgSILENT同时作为OPC Client通过第三方的OPC Server进行信息交互。这种方式下DIgSILENT和OPC Server运行在同一台计算机上，他们的通信延时可以忽略。总通信延时即为DIgSILENT软件延时、OPC Server刷新数据延时、网络延时和控制器刷新OPC Client数据延时。

3）在计算机上根据OPC规则，建立一个自定义OPC Client，其与DIgSILENT之间通过OPC Server进行信息交互。通过协议转换将OPC Client数据转换成其他协议类型，实现与控制器通信。这种方式下控制器的通信并没有被OPC接口所束缚，可采用其他通用类型的协议，如IEC 60870-5-104协议（以下简称104协议）和Modbus协议。

一个OPC Server不能直接与另一个OPC Server通信，但一个OPC Server可以与多个OPC Client通信。因此在对多个控制器同时进行测试时，第1种方式无法达到目标。第2种方式可以实现平台对多个控制器的测试，是建立测试平台初期采用的方法。虽然一般主站系统支持OPC采集数据，但控制器是基于嵌入式系统的，在里面建立一个OPC Client的难度很大，且实际现场的控制器并不通过OPC接口进行信息交互，会降低测试可信度。第3种方式具有第2种方式对多个控制器进行测试的优势，且协议转换器可以满足用户对协议进行扩展和修改的需求，其适用性和可扩展性大大提高。值得一提的是，第3种方式可以保证控制器通信模块完全和实际一致，测试的准确度和可信度有了很大提升，因此测试平台采用这种方式。

DIgSILENT,OPC Server,OPC Client以及协议转换器都在同一台计算机上，所以它们之间的通信延时可以忽略。DIgSILENT和OPC Server都可以根据需要定义数据更新速率，这样便可以模拟储能、DTU等实际现场设备的数据更新速率，使平台的测试效果更贴近于实际。

OPC Client与其他协议的转换通过配置文件实现，配置文件要保存OPC Item与104协议信息体地址的对应关系。以104协议和OPC Client间的数据转化为例，配置文件的实现方式如图2所示。

4 测试平台测试实例

4.1 测试算例

将测试平台应用于佛山主动配电网间歇式能源消纳示范工程的萧海线和塘溪线，其中包含峰值功率为2.85MW的光伏发电系统以及由额定容量为0.1MW·h，额定功率为0.5 MW的锂电池（功率型储能）和额定容量为0.75 MW·h，额定功率为0.2MW的铅酸电池（能量型储能）组成的储能系统。算例可以划分为2个自治区域，如图3所示。图中，区域Ⅱ内2个50kW·h的电池定义为功率型1和2,500kW·h的电池定义为能量型。

示范工程中，主站采用智能单粒子优化算法完成全局优化求解[16]，实现全局集中控制。分层分布控制器的区域控制策略采用馈线控制误差（feeder control error,FCE)[17]实现。

式中：Ei为自治区域i的馈线控制误差；ΔPf为变电站母线向馈线注入功率的实际值Pf与全局优化目标值Pf*的偏差；ΔPi为自治区域i等效分布式电源向馈线注入的实际功率值Pi与全局优化目标值Pi*的偏差；ki为自治区域i参与区域自治控制的功率分配系数；j为平衡母线参与协调控制的功率分配系数，一般取0或1。

FCE经过比例—积分（PI）环节得到区域功率调节的目标值，并将这个目标值下发到源网协调控制器。

4.2 测试平台测试时序

主站系统的优化程序每15min滚动优化一次，优化周期可以分为全局优化目标下发阶段和区域自治控制2个阶段，得到的测试平台测试时序如下。

步骤1：主站系统根据当前时刻采集的储能SOC和开关位置信息，结合负荷预测和分布式能源预测结果，计算得到各储能功率的优化目标值，并向控制器下发目标值，此过程所用时间为t1，实际测试发现该过程需要2min。

步骤2：分层分布控制器接收到主站的优化目标后，需先闭锁区域自治控制策略。如不闭锁，新的优化目标与旧的优化目标之间的差异会造成储能功率的振荡，不利于实际运行。闭锁的过程中，分层分布控制器向源网协调控制器下发储能功率目标值，并等待储能调节到目标值。t2为转发目标值的延时。

步骤3：源网协调控制器接收到分层分布控制器的目标值后，下发到被控的储能，储能调节到目标值所用时间为t3。t2+t3即为分层分布控制器需要闭锁的时间长度，测试过程中发现这个值大约为20s。

步骤4:20s闭锁时间到，将区域自治控制策略解锁，分层分布控制器根据实际功率和目标功率之间的偏差进行增量型PI控制，增量的上下限为源网协调控制传回的最大可充放电能力。

步骤5：源网协调控制器根据增量控制储能，并计算储能最大可充放电能力，将其上传。

步骤6：直到下次优化计算启动前，不断重复步骤4和步骤5，实现区域自治闭环调节过程。

测试平台的整体时序如附录A图A2所示。

4.3 单独控制器测试

根据4.1节中FCE的定义，针对馈线协调模式[15]进行测试，Pf*,Pi*以及ki的值如表1所示。

场景1：区域外部负荷和光伏波动。10s时塘溪线其他负荷增大0.15MW,70s时其他负荷减小0.15MW，得到的测试结果和相应的仿真结果如图4所示。

图4中，测试结果和仿真结果的趋势大致相同。10s时负荷突变使萧海线和塘溪线的FCE值都有一个突变，通过FCE进行PI调节各储能出力，使FCE的值降为0，完成一次闭环调节过程。70s时的波动过程正好与之相反。以仿真结果为例，10s时萧海线的储能总出力升高0.055 MW，塘溪线的储能升高0.021 MW，而负荷波动了0.15 MW，所以平衡母线承担了0.074 MW，区域外部的负荷平衡母线承担一半，各区域按功率分配系数承担功率波动，满足FCE的控制逻辑。

从测试结果和仿真结果的对比可得：(1)由于测试平台存在通信延时，闭环控制的时间常数大于仿真，所以测试的曲线滞后于仿真曲线；(2)测试中发现如果协议程序发送控制指令太快，会导致平台丢包率升高，影响平台的正常运作，实际运行中也会出现这种情况，故限制了发送控制指令的频率，而且由于通信的延时，测试的曲线会呈现阶梯式变化；(3)实际控制中设置了±0.01的FCE的调节死区，避免过于频繁地调节储能设备，以此提高储能的使用寿命，因此塘溪线的FCE值、储能值和仿真结果都存在一定的差距。

场景2：不同通信延时下的测试对比。通信延时模拟数字环境和控制器之间的信息交换速率对控制效果的影响，分别对通信延时0.1s,1s和5s做了测试。测试中PI控制环节的参数保持不变。10s时萧海线负荷增大0.225 MW,70s时萧海线负荷减小0.225 MW，得到的测试结果和相应的仿真结果对比如附录A图A3所示。

从不同通信延时对控制效果影响的结果对比可知：(1)随着通信延时加长，曲线的滞后程度越大，每个阶梯的停留时间也相应变长，FCE调整所需的时间就更长；(2)通信延时越长，调整过程中的波动就越大。如果5s通信延时用相同的PI参数，则调节过程不收敛，储能振荡严重，不利于系统稳定和储能寿命。

通过调节测试的通信延时，可以得到一个与实际系统运行环境相近的环境，再根据需要调整PI参数，优化被测设备的运行特性，为设备的投运提供良好条件。修改5s通信延时PI环节参数，令比例系数为0.5，积分常数为0.07，则可以得到一个稳定的调节过程，但储能出力的波动在较短通信延时更大，调整时间更长，如附录A图A4所示。

4.4 主站和控制器联合测试

场景1：测试时序影响对比。

在利用测试平台联合测试的过程中发现控制时序的重要性，并做了相应改进。此场景针对优化目标下发时有无闭锁分层分布控制器的区域自治控制逻辑在测试平台中分别做了测试，测试结果如附录A图A5所示。图中，优化目标下发时，虽然闭锁控制和无闭锁控制控制误差的稳态值基本一致，但闭锁控制的控制误差波动明显小于无闭锁控制。从储能出力来看，无闭锁控制导致了储能充放电状态的改变，而闭锁控制使储能保持充电状态，说明闭锁控制可以大幅度减小储能的出力波动，有效提高储能电池寿命。

场景2：通道障碍测试。

通道障碍测试主要用于分析当主站和分层分布控制器之间、2个控制器之间以及源网协调控制器与仿真环境之间通道出现障碍时协调控制结果受到的影响。由于后2种通道障碍对协调控制影响类似，故本文选取源网协调控制器与仿真环境通信障碍的场景进行测试。测试场景中的负荷、光伏和优化目标的变化均一致，第2次优化结果在第15min下发，令通道在第10min发生障碍，在第16min恢复正常。3种情况的测试结果如图5所示。

将通道障碍测试结果对比可知：(1)源网协调控制器与仿真通道障碍带来的影响最大，导致储能出力在通信恢复后产生一个阶跃变化，接近其最大出力，这是由于通道障碍之后控制器中的PI环节依旧在运行，导致误差不断积累，使PI输出不断增大，故通信恢复时产生较大的波动，在实际运行中可以采用闭锁PI控制的方法避免这种情况发生；(2)主站和分层分布控制器之间通道障碍导致全局优化结果无法下发，在第2个优化目标到来之后，系统依旧按照原优化目标进行控制，当通信恢复后，由于第2个优化目标已存入协议实时库，故该目标能够通过协议正常下发，但当前状态与此优化目标之间存在一定的差距，故引起了一个较小的功率波动；(3)从通信恢复到遥测、遥调指令的正常发送需要一定时间，测试中约为1min，受协议和协议底层协议重新建立连接所需时间影响。

场景3：长时间运行测试。

主站和控制器的长时间运行测试主要针对从主站优化到区域自治的全过程，即负荷长时间变化时，基于预测数据，主站的优化程序计算出相应的计划曲线，下发优化目标值给下层的控制器，在2次优化的间隙，由控制器实现区域的自治控制。

测试场景时长4h，仿真环境的负荷变化采用实际中的某一天负荷变化值。2次优化的间隙为15min，馈线出口功率和区域功率的目标值均由优化计算得到，协调系数由优化前各储能的SOC值决定，调节能力越强的区域相应的协调系数也越大。测试4h的结果如图6所示。

分析图6可得：(1)从FCE曲线可以看出，长时间运行主站和控制器能把FCE控制在-0.01到0.01的死区之间，与控制逻辑相符，而且由于采用4.2节中的控制时序，控制器和主站之间有较好的时序配合，每次功率目标的变化没有引起FCE大的波动；(2)从储能出力来看，每当FCE不在死区内，则通过功率型储能进行调节，所以功率型储能的波动性较大。能量型储能的出力与负荷变化很接近，这是由于算例中负荷线性变化，通过滤波算法，长时间的负荷变化都转移到能量型储能上；(3)无控制的净负荷采自图3中A7点，即负荷和光伏的净负荷变化，控制后的净负荷采自A5点，即负荷、光伏和储能的净负荷变化，对比发现控制之后负荷的波动性降低，4h内的负荷峰谷差也相应减小，验证了分层控制方法是有效的；(4)从储能的SOC来看，SOC值均没有越上下限，说明优化程序对储能的利用是合理的。

5 结语

主动配电网的发展依赖于完善的主动控制系统。为了对主站和控制器进行联合测试，本文从主动配电网协调控制的测试需求出发，提出了一种基于DIgSILENT的测试平台设计方案，详细论述了仿真环境和物理环境的接口实现方法，确定了测试系统的测试时序，有效减小了优化目标切换时的功率波动。基于协议转换的接口设计令测试平台可以适应不同场合的测试需求。

与目前常用的基于RTDS的测试方法相比，本文提出的测试平台以低价格实现了对拥有较多元件的主动配电网的联调测试，并在测试过程中优化了控制器参数，完善了控制策略，为主站和控制器的实际投运做了充分准备。

主动配电网分布式电源规划研究 篇8

主动配电网作为电力网中具备独立分配电能作用的网络, 利用主动服务分布式电源的特殊性质, 为用户提供电网应用服务。对于电网企业来说, 主动配电网的投入可降低电网运营成本, 通过多电源协同的方式解决地区输配电问题, 达到保障电网稳定运行功效;与此同时, 投运主动配电网可实现可再生能源全部消纳, 对智能化电网关键技术具备积极影响。目前, 相关供电部门正在积极投运主动配电网工程项目, 以期满足用户的电力体验需求。

2 试验工程概况

在2015年中期, 上海市某供电公司进行了配网试点运行实验, 涉及了整个城区配电网, 实现城区配网SCADA功能、配网高级应用分析功能、基于地理信息系统的配网管理功能。由于城区配网具备点多、面广等特点, 以原有的695k W高压供电方案为参照标准, 利用JN-6000配网自动化管理系统, 保障分层分级控制, 经由250k W、10k V双路电源运行方式, 完成配网试点安全检测工作, 达到检测主动配电网下的并网情况目的 (采用100k V电缆网) [1]。依据城市主动配电网系统的应用情况, 以城区45台户外开关、15座开闭所为基本考虑对象, 综合设计配电网分布式电源规划方案, 协调电源、电网、负荷内在关系, 满足承担大概率负荷的实际需求, 合理规划配电网络结构, 为地方电网运行整体经济效益提供实际保障。

3 主动配电网分布式电源规划

3.1 引入经济性计算

结合上海市某供电公司主动配网试点运行实验, 针对间歇式能源经济性计算、主动配电网储能配置方式, 综合考虑分布式电源规划所带来的配网效益。在主动配电网的实施范畴中, 间歇式能源经济性计算主要针对运行实验中电源设计、接入系统方案情况, 明确间歇式能源发电成本核算情况, 减少停电损失带来的估算误差, 达到主动配电网经济计算、优化评估目标;而主动配电网储能配置方式则主要通过检测配电网中间歇式、分布式能源接入手段, 从配电网储能容量的优化配置方面入手, 具体依据为经济性最优原则、电网纳入容量等。从试点实验来看, 由于JN-6000配网自动化管理系统的实际要求, 经济性计算需考虑主动配电网储能情况, 按照区域电网某一电压等级来拟定优化方案, 满足经济最优需求。

3.2 结合间歇式能源

在主动配电网分布式电源规划设计中, 由于传统配电网存在缺陷问题, 难以全面保障用电负荷需求, 利用配电系统间歇式能源介入主动配电网, 为其提供路线网络保护功能, 具备可再生能源的安全、可靠性特点。结合本次电网试点运行试验, 为防止失电配电系统电路重新供电现象, 以间歇式能源接入220/380V配电网、T接接入10k V线路为参考依据 (接入容量控制在60MW范围内) , 避免配电网分布式机组故障与电网潮流分配事故。由于主动配电网的线路组成较为复杂, 结合传输数据、通信系统的可靠性设计, 可构建分布式电源和储能系统的优化方案, 在明确一定区域内的分布式电源比例基础上, 依据主动配电网系统供电的运行需求, 为主动配电网提供稳定性能保障。

3.3 注重关键性技术

为维持电网系统的正常运行, 整合试点实验的运行情况, 主动配电网关键技术通过大规模间歇式能源并网发电, 弥补被动配电网分布式能源并网漏洞, 保障配用电的可持续发展效益。通过试点实验的运行情况, 综合设计电源规划内容, 协调电源、电网、负荷内在关系, 在承担大概率负荷的前提条件下, 依据电源设计、接入系统的具体方案, 合理规划配电网络结构, 为电网运行整体经济效益提供实际保障[2]。在《关于促进职能电网发展的指导意见》中, 针对不同地区的配电网发展情况, 提出柔性化、智能化的主动配电网技术, 满足分布式电源规划的大规模接入需求, 成为主动配电网关键技术应用的实际保障。

3.4 体现控制性策略

由于主动配电网并网的外界环境和负荷需求具有变动性, 运行参数的变化对主动配电网也会产生一定影响。为此, 结合本次试点实验的运行情况, 利用主动配电网区域自治控制策略, 小幅度缩减间歇式功率波动、并网负荷影响程度, 并在确保实际负荷曲线及预测曲线偏差的基础上 (间歇式能源发电) , 满足主动配电网的全局最优需求。与此同时, 结合电网功率输出情况, 以配电网分布式能源规划设计的最大化利用率为基本要求, 降低运行成本和符合预测值, 匹配一定的电源输出功率变化曲线 (可控分布式) , 验证电网系统实际运行状态的优化目标 (主动配电网的主动管理、智能管理等实际应用) 。

4 结束语

综上所述, 主动配电网作为未来配电网高度兼容分布式能源的关键依据, 具备智能化管理优势。通过上海市某供电公司的配网试点运行实验的探究活动, 针对正常状态下的主动配电网运行情况, 从经济新计算、间歇式能源、关键性技术、控制性策略等方面来考虑, 为主动配电网的分布式电源规划提供实际保障。

参考文献

[1]陈炯聪, 宋旭东, 余南华.主动配电网及其关键技术研究[J].广东电力, 2014, (10) :79-83+94.

主动配电网 篇9

太阳能是一种重要的可再生能源。然而, 光伏发电系统在配电网中的渗透率达到一定比例后, 将带来反向潮流和电压越限等问题, 这给配电网运行控制增加了新的挑战。

工业实践和科学研究表明有以下几种方式可以解决配电网反向潮流越限及节点电压越限的问题: (1) 在配电网规划设计中控制光伏发电的接入容量。文献[1-2]分别研究了配电网与输电网中光伏接入的极限容量。 (2) 利用储能 (化学电池、电动汽车等) 吸纳光伏发电系统在正午发出的多余有功功率, 并在负荷高峰时段释放能量, 从而既可消除线路潮流阻塞, 又可达到削峰填谷的效果, 提高了供电质量。近年来, 国内外学者对储能进行了大量的研究与建模工作[3,4,5]。同时, 也有不少学者提出了可再生能源与储能的协同调度策略, 如风光储联合调度策略[6,7]。 (3) 利用快速启动机组 (如燃气轮机) 调节出力来适应光伏有功输出的变化, 从而减小光伏出力随机性对电网的冲击[8,9]。除此之外, 常用的辅助方法还包括利用有载调压变压器调节配电网电压, 以及利用光伏发电系统的电力电子逆变器和无功补偿设备进行无功功率的调节[10,11]。

然而, 储能系统目前还受到投资成本以及使用寿命等的约束, 这使得储能系统近期还很难在电网中获得大规模应用。以锂离子电池为例, 目前每千瓦时储能容量的价格约为5 000元, 寿命约为2 000次, 即2.5元/k Wh, 高于目前的上网电价。在此情况下, 让光伏发电系统部分弃光才是更好的选择。而通过快速启动机组来应对光伏出力的变化时, 光伏并网发电系统向电网输送电能是以减少相应机组利用小时数为代价的[12]。

事实上, 在规划时期所确定的是光伏发电系统额定容量[13]。为保证在任何可能的光照强度下配电网都不会发生电压和潮流越限, 规划中所确定的光伏发电系统额定容量通常都留有较大的裕度, 这将大大制约人们对清洁太阳能的使用。目前, 光伏发电系统的出力控制通常采用最大功率点跟踪策略。而会引起配电网电压、潮流越限的光伏出力高峰时段只占全年光伏有效出力时间很小的一部分。若能合理地削减出力高峰时段的光伏功率, 使配电网不至于越限, 则可增加光伏发电系统的接入容量, 从而在非出力高峰时段获得更多的光伏功率。

由于配电网是高电阻网络, 由接入配电网的光伏发电系统所产生的反向有功潮流会显著地提高沿线节点的电压。同时, 过大的反向有功潮流也可能导致线路潮流过载。因此, 对配电网的有功注入量进行主动控制是至关重要的。

基于此, 本研究针对配电网中接入的光伏电站提出一种考虑光伏出力削减的实时控制策略。

1 光伏出力削减模型

1.1 光伏出力最大值计算

光伏发电系统的最大输出功率具有一定的随机性, 其值受到太阳辐照量、外界环境温度以及光伏模块的自身参数等因素的影响。当已知太阳辐照量为s (0<s<1) 时, 光伏发电系统运行在最大功率点的输出功率可以由式 (1~5) 计算所得[15]。

式中:Tcy, TA—光伏模块的温度和环境温度;NOT, Isc, Voc—光伏模块标称运行温度、短路电流以及开路电压;Kv, Ki—电压温度系数和电流温度系数;FF—填充因子;N—光伏发电系统中包含的光伏模块的个数。IMPPT, VMPPT—最大功率点的电流和电压;Ppvmax—当太阳辐照量为s时, 光伏发电系统的最大输出功率。

所以, 在已知光伏模块参数的情况下, 通过实时地测量外界气象条件, 就可以由式 (1~5) 计算得当前光伏发电系统的最大输出功率。

1.2 光伏出力削减模型

根据一天中光照强度的变化规律, 光伏发电系统通常在正午迎来出力高峰时段;而夏季与冬季中某天中的同一时刻, 其光照强度亦相差很大。对于依据最大功率点跟踪 (MPPT) 进行控制的光伏发电系统, 其极限接入容量是按照光伏出力高峰时段 (如夏季正午) 的功率输出量进行安全计算的。而在该光伏渗透率水平下, 非高峰时段的光伏发电系统出力还远未达到引起电网越限的最大有功注入量。由于非高峰时段光伏出力占据光伏有效出力时间的绝大部分, 通过削减光伏出力高峰时段的有功输出, 可以增加光伏发电接入容量。

由于光伏出力的不确定性, 研究人员不能像调度传统发电机那样来调度光伏发电站的出力, 但却可以将光伏的实际出力从一个较大的值 (由式 (1~5) 计算所得的当前光伏发电系统的潜在最大输出功率) 削减至某一合适的出力值。所以, 本研究所指的削减策略, 实际上就是一种为了满足系统安全约束, 将光伏出力向下主动调节的调度策略。

1.2.1 目标函数

本研究为了在配电网不越限的情况下, 充分利用光伏发电, 将目标函数设定为使配电网从主网中吸收的有功功率量最小, 即:

式中:Pi—配电网从主网中吸收的有功功率, 以流入配电网为正。

该目标函数兼顾了减小网损以及尽可能多地利用光伏发出的电能。

1.2.2 约束条件

(1) 节点功率平衡方程:

式中:Vi, Vj—节点i、j的电压幅值;NB—节点个数;Pi, Qi—节点i注入的功率, 取决于该节点上的光伏发电量以及负荷水平;θij—节点i与节点j的电压相角差;Gij, Bij—导纳矩阵对应元素的实部和虚部。

(2) 线路潮流约束:

式中:Ti与Timax—第i条线路上的潮流及线路潮流上限值。NL—支路条数。

(3) 节点电压约束:

式中:Vimax, Vimin—节点i的电压上下限值。

(4) 光伏出力约束:

式中:Ppvi—节点i的光伏有功注入上限值, 是待优化变量。Ppvimax可由式 (1~5) 计算得到。式 (11) 表达了光伏出力削减的思想, 即连接于某个节点上的光伏出力从最大功率点Ppvimax被削减至某一个合适的出力值Ppvi, 从而避免配电网节点电压和线路潮流越限。根据式 (6~11) , 可以通过优化计算得到一个合理的光伏出力削减策略。本研究采用GAMS优化软件建模, 调用KNITRO求解器进行优化计算。

2 通过DC/DC电路削减光伏出力

为了对接入配电网的集中式光伏发电系统进行日内实时优化调度和控制, 配电网能量管理 (调度控制) 中心通过上文所叙述的光伏削减策略, 每隔10 min (符合EN 50160和IEC61000-4-3标准) 计算一次各个节点上光伏发电系统的最大允许出力上限值Ppvi, 并将该值作为指令分别传递到各个光伏发电系统, 如图1所示。在该10 min内, 光照强度可能会略有变化, 但配电网中各个光伏发电系统的出力始终不允许超过Ppvi。若光照强度较强, 光伏发电系统的潜在输出功率大于Ppvi, 则通过主动控制使其出力恒定在Ppvi;若光照强度变弱, 光伏发电系统的潜在输出功率小于Ppvi, 则使光伏发电系统运行在其最大功率点上。到下一个10 min, 配电网调度控制中心重新计算Ppvi, 并将新值传递给各个光伏发电系统。通过上述控制策略, 各个时段的实际光伏出力会等于或略小于计算值Ppvi, 但能保证配电网始终不会发生电压、潮流越限。图2展示了一个典型的两级式并网光伏发电系统的结构, 由光伏电池阵列、DC/DC变换器、DC/AC光伏并网逆变器、控制器、储能电容等组成[16]。通常, DC/DC变换器负责将光伏阵列所产生的直流电压Vpv变换成受控的直流电压VDC供给后一级DC/AC光伏并网逆变器, 同时实现对光伏阵列的最大功率点跟踪功能。而DC/AC变换器负责将直流母线上的直流电逆变成交流电, 为本地负荷提供电能, 并将多余的电能注入配电网。然而, 在光伏出力高峰时段, 多余的光伏功率需要被削减掉, 所以此时对光伏阵列继续进行最大功率点跟踪就不适宜了。

光伏阵列的输出功率与输出电压呈现非线性关系, 且该PV特性曲线会随着外界环境的变化而变化。国内外学者对光伏阵列的最大功率点跟踪已经进行了大量的研究, 其控制策略主要包括定电压跟踪法、扰动观察法、电导增量法等[17,18]。受到最大功率点跟踪的启示, 本研究提出了一种将光伏发电系统输出功率维持在某一给定值的控制策略。根据配电网调度控制中心所给定的指令值Ppvi, DC/DC变换器的控制器通过合理地改变占空比来调节出力, 使光伏发电系统的输出功率降至Ppvi以下, 从而实现光伏出力的主动削减, 避免配电网节点电压和线路潮流越限。

本研究通过基于Simulink的光伏模块来进行仿真计算。对光伏发电系统出力的主动调节是通过控制太阳能电板端电流来实现的, 具体控制逻辑如图3所示。

Ppvi—传递给光伏发电系统的最大允许出力值;Iref, ΔIref—光伏阵列的控制电流和控制电流的增量;P, Pold—本次循环光伏阵列的输出功率值及上一次循环光伏阵列的输出功率

3 算例分析

本研究采用IEEE33节点的配电网系统, 在节点18、25、32上添加了光伏电站, 并以此为基础进行仿真计算。IEEE33节点配电网的基准电压为12.66 k V, 三相功率基准值为10 MVA。采用文献[19]所提供的数据通过式 (1~5) 计算光伏在该条件下的最大出力值。具体参数的数据如表1所示。

正午时分 (光伏发电系统出力高峰时段) , 各个节点上的光伏最大允许出力值如表2所示。文中规定电压上下限值分别为1.05至0.9 (标幺值) 。当没有光伏接入时, 线路1—2上的正向潮流最大, 所以将该值作为所有线路潮流的上限约束。为了使连接主网与配电网的有载调压变压器可以自由调压 (调压范围为0.95~1.05) , 本研究在计算时将节点1上的电压设为1.05。由计算结果可知, 节点18与节点25上的光伏出力需要适当地进行削减, 节点32上的光伏发电系统依旧可以运行在其最大功率点上。节点18、25、32上的原有的有功负荷分别为90 k W、420 k W、210 k W。所以, 此时网络中会产生大量的反向潮流。

IEEE33节点配电网节点电压幅值沿馈线的变化趋势如图4所示。图4中:星形、方块和圆形分别代表了光伏出力高峰时段, 配电网不接入光伏、接入光伏且采用出力削减策略、接入光伏但不采用出力削减策略时的各个节点的电压幅值。由图4可知, 当配电网中无光伏发电系统接入时, 电压幅值从1号节点 (配电网与输电网相连接的节点) 开始沿着馈线逐渐降低。其中, 节点18与节点33电压较低, 对应于配电网中两条馈线上的最末端点。当配电网中接入大量的光伏发电系统后, 若对注入配电网的有功功率不加以控制, 则在光伏出力的高峰时段, 会在配电网中形成较大的反向潮流, 显著抬高系统节点电压, 造成电压越限。通过光伏出力削减策略对注入配电网的有功功率进行主动控制, 则可将所有的节点电压都控制在上限值以下 (如图4中方块所示) 。对于节点1至节点18的馈线, 方形点在节点9对应于最小电压幅值, 表明由节点18上的光伏发电系统所产生的反向潮流到节点9就基本消失了, 即节点18上的光伏发电系统此刻支持了从节点9至节点18的用电负荷。

当调度控制中心给定位于不同节点上的光伏发电系统最大允许出力值Ppvi后, 连接于各个节点上的光伏发电系统就需要根据该指令值主动控制自身的输出功率。本研究假设太阳光照强度从400 W/m2至1 000 W/m2变化, 如图5所示。

在该光照条件下, 本研究假设传递给光伏发电系统控制器的指令是, 输出功率不得大于822 k W。通过图4所给出的电流控制逻辑, 本研究可以将光伏发电系统的出力控制在所规定的功率以下。

控制电流Iref与光伏阵列输出功率随光照强度变化而变化的曲线图如图6所示。图6中:Ppv与Ppv0分别为应用本研究所提出的控制策略与最大功率点跟踪控制策略下光伏模块输出的有功功率。由图6可得, 控制器通过合理地改变控制电流Iref, 达到了削减光伏出力的效果。从0时刻起, 随着光照强度的增加, 控制器通过不断增加Iref来增大光伏发电系统有功功率的输出, 直到监测装置监测到输出功率超过了所给定的最大允许值822 k W。在此之前, 光伏发电系统始终运行在最大功率点。在此之后, 控制电流不再随着光照强度的增加而增加, 光伏发电系统离开其最大功率点运行, 从而维持恒定的有功功率输出。在光照强度较大的时段, 控制电流的曲线有向下凹陷的趋势。尽管太阳光照强度在此后的一段时间里都保持在较高水平, 但光伏发电系统的输出功率始终维持在822 k W附近。当光照强度重新下降到较小的数值时, 控制器能及时减小控制电流的数值, 使得光伏发电系统重新回到最大功率输出状态。

4 结束语

主动配电网 篇10

【关键词】配电线路；电缆线路；电网改造

1.配电线路分析

1.1配电线路电缆化趋势分析

配电线路电缆化呈现以下两个趋势。

（1）最近10a来，电缆线路占配电线路总长的百分比逐年增加，随着经济的快速发展、郊区城市化的加快，配电线路电缆化的趋势在未来几年仍将延续，配电线路中电缆线路占总线路长的百分比也仍会持续上升。

（2）单根配电线路平均长度缩短。以10kV为例，2006年单根电缆线路平均长度仅为0.24km，35kV电缆线路平均长度也仅为1.22km，类比架空线路平均长度数据，随着电缆化程度加深，单根配电线路平均长度将继续缩短，同时随着负荷密度的提高，电缆线路的平均长度在未来几年也将继续缩短。

1.2电缆线路与架空线路的比较

（1）电缆线路的电容远大于架空线路电容。

（2）敷设与架设方式不同。一般电缆线路的敷设方式主要有：直埋敷设、沟槽敷设、排管敷设以及隧道敷设。不同的敷设方式各有其不同的适用范围，由于受城市道路可用通道的限制及地下交叉管网的影响，地下电缆采用排管敷设方式的较多。

（3）故障类型。电缆线路故障的主要类型包括：外力破坏、电缆附件制造质量缺陷、电缆安装质量缺陷和电力电缆本体质量缺陷。如不计外力破坏因素，电缆投入运行后的1一sa内最易发生故障。

（4）供电可靠性。由于电缆线路与架空线路敷设方式不同，电缆受外界因素的影响小，故障率处于相对较低水平。但是，地下电缆的故障是持久性的，由于电缆检测、清除和修复故障需要较长时间，因此电缆故障往往会引起长时停电。

（5）造价。由于材质及工艺的不同，电缆线路的材料、附件、安装设施等总造价远高于架空线路的造价。

2.对配电网接线方式的影响

配电线路电缆化对中压配电网的接线方式有重大影响。由于架空线路与电缆线路的常用接线方式不同，而且架空线路与电缆线路存在着以上所述的很大的差异，这直接影响到配电网在新建电缆线路或进行架空线人地改造时所选择的接线方式。配电线路电缆化对某地中压配网接线方式的影响和分析如下。

（1）某地配网中单电源线辐射接线方式逐年减少，趋近消失。单电源线辐射接线虽然有投资小、新增负荷时连接方便、负荷率较高等优点，但当线路故障时，部分线路段或全线将停电；当电源故障时，将导致整条线路停电。电缆线路发生多为持久性故障且修复时间较长，因此电缆线路相对较少采用此种接线模式。随着对供电可靠性的要求越来越高，配电线路电缆化以及架空线中单电源线路的改造，某地配网中单电源线辐射接线逐年减少接近消失的趋势将延续。

（2）在配电线路电缆化的大背景下，不同母线出线的环式接线（见图1）、不同母线连接开关站接线（见图2）、两联络双n接线（见图3）等接线方式的应用将大大增加。

（3）高负荷密度地区可考虑更多地采用两联络双n接线或不同母线接开关站的接线模式：1）采用环式接线时，考虑到“N-1”的要求，正常运行时，电缆线路的负荷率需要控制在50%，以保证故障情况下的负荷转移，这就造成电缆线路的供电能力不能充分利用。相比之下，两联络双n接线时电缆线路的负荷率可以提高，当其中一条线路故障时，整条线路可以划分为若干部分被其余线路转供，运行较为灵活。但是，这种接线方式对于要求周边电源点丰富、且负荷密度较低的情况，从经济性上考虑，不太适宜采用。因此，一般在城市核心区、繁华地区，以及负荷密度发展到相对较高水平的区域可更多考虑采用。2）不同母线连接开关站接线方式同样可以缓解高负荷地区仓位、通道资源紧缺的问题，且接线方式清晰明确，运行维护、调度操作简单明确，开关站出线间既可采用放射状接线亦可形成小环网，同样具有较好灵活性。

（4）点对点供电方式（电缆专线）的应用。电缆专线方式并不同于单电源线辐射接线。虽然其负荷也不能转移，但由于线路长度短、全地下敷设、点对点供电，所以其故障率极低，同样能保证高可靠性。故障相的过电压，抑制弧光接地过电压，消除谐振过电压和断线过电压，避免使单相接地故障发展成相间故障。

（5）接地容性电流的大小也是中性点接地方式选择的主要依据之一，电力公司制定的《电网若干技术原则的规定》要求：变电站35kV和10kV系统单段供电母线接地容性电流超过I00A时，宜采用小电阻接地方式；接地容性电流在10～100A之间宜采用消弧线圈自动补偿接地方式；接地容性电流小于10A时，可采用不接地系统。因电缆线路的电容远大于架空线路的，随着某地配电线路电缆化的进展，尤其是中心繁华地区、高负荷开发区等区域变电站出线中电缆线路条数和长度所占比例越来越高，接地容性电流也不断提高。考虑以上两方面因素，某地中压配电系统中应更多的考虑中性点经小电阻接地的接地方式。

3.中性点接地方式的选择思路

某供电分公司所辖的变电站中目前有中性点不接地、经消弧线圈接地和经小电阻接地3种接地方式。对于配电线路中电缆线路比例越来越大的情况，中压配电系统中性点接地方式主要考虑以下方面。

以电缆线路为主的中压网络发生单相接地时，故障点的间歇性电弧易造成过电压。采用中性点经小电阻接地可以降低单相接地故障时非。

4.提高了电网规划、调度工作的要求

电网规划工作中，采用电缆线路需要考虑因素较多：为避免导致将来反复开挖乃至排管电缆的废弃等后果，规划过程中需要更慎重选择电缆线路的路径、排管的孔数等，由此，接线模式的评估选择工作也更为重要。由于电缆线路的散热条件较差，电缆线路承受长时过负荷的能力较小，因此对负荷预测的准确度也提出了更高要求。电网调度工作中，架空线电缆混合网使调度人员面对着一个接线方式繁多的配电网络，而且电缆故障定位的难度较高，这对电网调度人员的故障处理能力提出了更高的要求。由此，调度人员要面对更多的部门，如何更合理地安排操作人员的送电顺序，协调好不同部门的工作，对调度人员的协调决策能力提出了更高的要求。

5.结语

随着城市建设的发展，供电可靠性要求的提高，配电网电缆化是城市电网改造的发展趋势。由于架空线与电缆线路在多方面存在很大的差异，配电线路电缆化的进展对中压配电网的接线方式、中性点接地方式、继电保护和配电自动化等多方面产生了较大影响，同时也对电网规划工作和电网调度工作提出了新的要求。 [科]

【参考文献】

[1]夏喜山.浅谈农村供电所农电安全管理[J].今日科苑，2008.

主动配电网的分叉与电压稳定研究 篇11

主动配电网是我国智能配电网的一种发展模式[1]。依据C主动IGREC6.11工作组工作报告, 主动配电网定义为:“可以综合控制分布式能源 (DG、柔性负载和储能) 的配电网, 可以使用灵活的网络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”。是为了加大配电网对于可再生能源的接纳能力、提升配电网资产的利用率、延缓配电网的升级投资, 优化一次能源结构, 以及提高用户的用电质量和供电可靠性。主动配电网虽然具备组合控制各种分布式能源的能力, 但随之分布式能源的大量接入, 主动配电网已接近临界运行状态, 无功平衡与电压控制成为主动配电网的首要问题。

分叉理论是研究因系统变量变化而引发的系统结构和稳定性变化过程, 是分析非线性动态系统结构和稳定性的有效工具。主动配电网中参数在规定的变化范围内时, 则参数对应的状态变量会在一个稳定的域内变化;当参数趋于规定的域边界时, 主动配电网动态系统结构将濒临分叉;当参数超过域边界时, 主动配电网会发生分叉。有的分叉会引发电压失稳, 系统的静态稳定性恶化。实践表明, 无功功率合理分配 (无功优化) 是保障电压稳定最有效的方法[2]。基于分叉理论建立主动配电网微分代数方程, 研究主动配电网的动态特性, 对无功优化和电压控制有着重要的意义。

1 主动配电网常见的分叉类型及特点

主动配电网是一个由多链接的分布式电源、储能电源设备和动态负荷组成, 是一个运行在临界状态的非线性系统, 其特征可以用式 (1) 和式 (2) 微分代数方程组描述。其中, λ是描述主动配电网中风力发电机和负载等动态变化的微分方程;g是主动配电网中节点的有功功率和无功功率平衡方程;x是主动配电网状态变量;y是主动配电网代数状态变量;μ是主动配电网控制变量。

在分叉点 (x0, y0) 处对 (1) 式进行微分变换, 得主动配电网动态特性微分方程组 (2) 式。式中,

系统的动态特征可以由雅克比矩阵J的特征值描述。主动配电网运行中会产生各种形式的分叉, 但电压失稳分叉动态特征有不同形式。一般有鞍结分叉和霍普夫分叉两种形式。研究者可以依据雅克比矩阵J的特征值随控制变量μ的变化, 判别不同的分叉类型。

(1) 鞍结分叉。若式 (1) 描述的系统满足下列方程时, 主动配电网系统结构将在点 (x0, y0) 处产生一个鞍点和一个结点, 这种分叉现象称为鞍结分叉[3]。

鞍结分叉是主动配电网常见的局部静态分叉现象, 是一种因相量场的平衡点消失而产生的分叉, 在相量场的平衡点处, 其线性行列式矩阵为零。对主动配电网进行事故分析时, 发现大多数电压失稳与鞍结分叉现象有着密切直接关联性。发生鞍结分叉时, 反应主动配电网系统结构的雅克比矩阵J有一个零特征根。

(2) 霍普夫分叉。当μ=μ0时, 系统出现非双曲平衡点 (x0, y0) , 对应的雅克比矩阵J具有零实部特征根;若主动配电网受到一个小扰动, 会使电网结构的稳定性发生变化, 则在平衡点 (x0, y0) 产生动态分叉。当式 (1) 描述的主动配电网满足下列方程时, 分叉点 (x0, y0) 称为霍普夫分叉。

霍普夫分叉时, 在平衡点处雅克比矩阵J的特征值有一对共扼纯虚根。当系统的结构产生超临界霍普夫分叉时, 在分岔点处会产生一个稳定的临界环, 使一个平衡点变成不稳定的分叉点, 使配电网发生震荡, 并被一个稳定的临界环吸引;当系统的结构产生亚临界霍普夫分叉时, 一个不稳定临界环收缩, 在分岔点处与一个稳定的平衡点结合, 振荡会消失。系统的结构分岔后, 平衡点变成不稳定的分叉点, 会引发系统的振荡。所以, 霍普夫分叉与主动配电网的振荡失稳有密切关联。

2 分叉仿真研究

主动配电网系统模型如图1所示[4]。该模型由两个发电机和一个风电场组成, G1为无穷等效大电源, G2为经典火力发电机组, G3为风力发电机组, 动态负荷 (等值的异步发电机) , SVC为静止无功发生器。本研究采用式 (1) 动态微分方程组来描述主动配电网模型系统。

(1) 鞍结分叉。控制变量μ=11.29, 计算初始条件x, y= (δ, ω, θ, μ) = (0.28, 0., 0.18, 0.92) 。从仿真结果如图2和图3所示。

从仿真图2中可知, 搜索到该系统的鞍结分岔点LP, 系统的平衡点 (分叉点) 参数为 (0.298, 0, 0.118, 1.089) 。如图3所示, 在上述鞍结分岔点, 当t=0, 无功功率从1.251p.u提高到1.526p.u, 风场母线电压U瞬间下降, 下降至0.821p.u;受到小的扰动时, 风场一旦发生鞍结分岔, 母线电压会迅速下降。当风场系统重载运行时, 由于在鞍结分岔点处的注入有功功率小, 则风场承载负荷变化和维持电压稳定的能力弱。为避免配电网重载运行时, 发生鞍结分岔的现象, 用SVC替代并联电容器进行异步发电机机端无功补偿。

(2) 霍普夫分叉。控制变量μ=10.38, 计算初始条件x y= (δ, ω, θ, μ) = (0.2, 0.45, 0.12, 0.9) , 系统的平衡点 (分叉点) 为 (0.301, 0, 0.121, 1.141) 。

图4 (a) 为无静止无功发生器SVC时, 风场母线电压V随无功功率Q变化而发生分岔的曲线。当异步风力发电机输出的有功功率逐渐增加时, 其吸收的无功功率Q会同步增加。由图4 (a) 可见, 无功功率的增加会导致风场母线电压V下降, 当系统接近于临界点LP时, 即μ=1.4时, 风场母线电压V=0.892, 则风场产生了霍普夫分岔现象。依据给出的算法, 求出风电系统特征根为一对共轭虚根λ=±j6.882。由分岔理论可知, 此时系统发生亚临界分岔。当风电系统发生亚临界霍普夫分岔时, 在分岔点附近, 系统会由渐近稳定, 跃变到不稳定的非线性振荡。所以, 风场吸收的无功功率将影响配电网的电压稳定。

图4 (b) 为配电网中有静止无功发生器SVC参与无功补偿, 风场母线电压的霍普夫分岔曲线。由图4 (b) 可见, 加装SVG后, 提高了风场系统的电压水平, 增加了发生霍普夫分岔对应的H1点的无功功率 (Q=11.53) , 使H1点更逼近LP点。所以, 静止无功补偿器SVC通过补偿风场所吸收的无功功率, 延迟了霍普夫分岔的发生, 有效地提高了配电网的电压稳定运行性。但SVC不能避免霍普夫分岔现象, 会使配电网安全运行在临界点前。

3 结论

仿真结果表明, 当发生鞍结分岔, 风场受到微小的扰动时, 其母线电压将会迅速发生幅度较大的单调下降。风场发生亚临界霍普夫分岔时, 在分岔点附近, 将会由渐近稳定性跳变到不稳定的非线性振荡。风场吸收的无功功率将影响电力系统的电压稳定;通过静止无功补偿器SVC补偿风电场所吸收的无功功率, 延迟了霍普夫分岔点, 有效提高了系统的电压稳定运行域, 但SVC不能消除霍普夫分岔点, 使系统安全运行在极限点前。

摘要：分析了主动配电网常见的分叉类型;针对主动配电网风场系统模型, 改变其负荷模型无功功率参数, 基于分叉理论研究无功功率对电压稳定的影响。计算了含静止无功补偿器风电系统的霍普夫分岔点, 并通过解析算法判断霍普夫分岔, 分析了无功功率及静止无功补偿器对风电系统电压稳定性的影响。结果表明, 风电场系统无功功率增加, 将导致系统出现霍普夫分岔, 通过静止无功补偿器进行无功补偿, 会延迟霍普夫分岔, 提高了主动配电网的电压稳定性。

关键词：分叉理论,主动配电网,电压稳定

参考文献

[1]尤毅, 刘东, 于文鹏等.主动配电网技术及其进展[M].电力系统自动化, 2012, 36 (18) :10—16.

[2]李圣清, 曾黎琳, 罗晓东等.基于多目标决策协调进化算法的电力系统无功优化[J].低压电器, 2013 (04) :45—49.

[3]周双喜.电力系统电压稳定及其控制[M].北京:中国电力出版社, 2004.