负荷侧控制（精选6篇）
负荷侧控制 篇1
摘要：本文就从电力负荷控制系统的原理和功能展开相关的探究, 对电力负荷控制系统在需求侧管理的优点进行了具体分析, 最终总结了一些电力负荷控制系统在需求侧管理中的应用成效。
关键词：电力负荷控制系统,需求侧管理,电力资源
1 电力负荷控制系统的原理和功能
电力负荷控制系统其主要采用无线、有线及载波等通信方式, 交由安放于用户端的信号采集装置, 最终将相应所采集到的用电数据情况, 汇总于电力企业的整体综合分析系统之中, 进而加以相应的处理、总结, 进而将其应用于相应的电力负荷控制系统当中。电力负荷控制系统当中包含了遥感、测量、控制等多种功能特点。其能够远距离监测电力用户的各类用电数据, 并且能够智能完成电表查抄、信号收集、数据分析、负荷控制等多项操作。并且一旦出现不正常状况, 此控制系统能够进行自动报警, 同时相应的远程端控制人员可以实时查看具体的用户用电情况, 并作以全程的记录以及分析相应的电力改变情况。
2 电力负荷控制系统在需求侧管理的优点
2.1 显著提升电力能源利用效率
对于电力负荷控制系统进行需求侧管理其本质目的, 即为确保电力系统的供应端同用户端之间的均衡问题, 从而实现最大程度上的利用率优化效果, 降低电力浪费情况的发生, 节约电力能源。此系统作为一种自动化程度较高的控制系统, 在实际的操作当中便对于人力资源以及相应的时间资源的需求会更低, 从而有效的实现成本的节约。同时本系统在数据的采集精度方面也更为精确, 且能够智能化的对所采集的数据进行自动分析, 其能够将所采集的数据经过处理整合为电力电网系统的整体负荷变化数据图, 从而显著的提升对电力电网系统负荷真实情况的了解程度, 确保了负荷控制工作的高效运行。最终采取科学、高效的负荷分配方式, 实现电力能源利用率的最大化。
2.2 检测范围更广泛, 管理成本更低廉
当前对于电力电网系统实行负荷控制的系统大致可分为两类, 其一为常规的电力负荷控制系统, 其二即为无线电电力负荷控制系统。常规的电力负荷控制系统通常采取预先留存的电缆来实现对负荷的精确检测以及后期的分析、处理工作。而采用无线电负荷控制系统则主要依靠于无线电波来实现上述工作内容。因此通过对以上两种电力负荷控制系统的对比, 我们能够明显的发现采用无线电控制的方式, 其所检测到的范围通常更为广泛, 同时相对于常规的电力负荷控制系统而言此两种方式均有较大的进步, 均能够有效的实现对电力负荷情况的监控, 因此各地应当依据自身实际情况的不同进而采取相应的电力负荷控制系统。依据相关的研究结果显示, 同传统的负荷控制系统相对比而言, 这两种方式在成本的控制上均有了明显的降低, 同时在对于电力负荷数据情况的监测, 以及准确性方面均有了显著的提升, 有效地确保了电力负荷控制管理工作的顺利实施, 同时也为相应的电力部门提供了详细的电力控制参考意见。
2.3 减少事故发生率, 降低维修成本
由于传统的电力负荷控制系统需要大量的人工参与, 因而维护工作的开展十分困难, 同时也因其自动化程度的低下, 也需要增加大量的维护员工, 因此就直接导致了在电力负荷控制工作的开展当中的事故发生率显著升高。而目前我国所采用的电力负荷控制系统其自动化水平有了极大的提升, 因而所需要用到的人力资源也就相对较少, 人工参与的程度大大降低相应的事故发生率也显著降低, 同时由于自动化程度的增强, 在事故发生后相应的排查工作也能够较为顺利的开展, 对于及时解决电力供应故障具有极大的实际价值, 电力负荷控制系统的维修成本也有了明显的减少。
2.4 有利于环境保护
同传统的电力负荷控制系统相比较而言, 目前我国所采用的电力负荷控制系统对于资源的利用率更为高效, 而且若采用无线电方式的电力负荷控制系统, 其所需用到的电缆数量、线路架设等也更少, 因而对环境所产生的影响也显著降低。同时对电力负荷系统采用了相应的控制手段之后, 提高了电力能源的利用率, 在一定程度上也就降低了相应建设的成本投入, 从这一方面而言, 也变相的降低了对环境的损毁, 实现了对环境的保护作用。
3 电力负荷控制系统在需求侧管理中的应用成效
增强电力负荷控制系统在需求侧当中的管理应用是十分重要的, 对于相应的需求侧进行管理必须要建立在一定的设备、软件以及系统的条件之上, 也就必须要建立于电力负荷控制系统之上。从长久发展的角度来看, 对于电力负荷实行相应的控制手段其本质目的, 即为实现电力能源的科学、高效的配置及利用, 其与需求侧管理的目的是具有一致性的。
3.1 保证了运转的高效率
在需求侧的管理模式当中重点突出了管理的效率问题, 其对于管理的目标要求为用最低的成本实现最大的需求满足。在电力负荷控制系统之中这两者是相同的, 其也完全的表明了需求侧管理的本质目的, 电力负荷控制系统能够对电力用户的各项用电数据情况进行确切分数据分析, 其能够广泛的覆盖于整个电力电网系统之中, 具有覆盖范围广、自动化程度高、维护成本地等显著优点。依据相关的统计调查资料表明, 本系统对于电力电网当中用户用电数据的采集率达到了97%, 因而此种具有极高效率的电力负荷控制系统, 应当在我国的电力企业当中进行大力的推广。
3.2 成本较低, 回报率高
当前伴随着我国社会整体用电需求的日益激增, 我国各电力企业对于电力能源的开发工作也在急速的扩张当中, 其在有效增加我国总体电力能源供应量的同时, 也反映除了我国电力能源所能够利用的发展空间也在持续的缩减。基于电力供应总量有限的前提条件, 对于电力能源实行负荷系统控制, 使其配置能够更加科学、合理, 对于提升电力能源的整体利用率, 具有极强的实际价值意义。同时这也是为解决我国电力企业的电力能源供应与日益增长的居民用电需求矛盾的一个十分重要的方法。同时其通过合理配置一方面在提高能源利用率的同时, 另一方面也能够降低电力能源生产的成本投入, 降低对环境的损毁情况, 从而在相当大的程度上改善当前的电力供需矛盾。综合来看其所需的成本投入从极高的回报率角度来看则相对较低。
3.3 满足了环境保护要求
人类在生产生活当中所进行的各种经济活动, 其必然会对周围的环境产生一定的损毁性影响, 在需求侧的管理内容当中其要求将对环境的破坏减小到最低, 这同我国当前所实行的电力负荷控制系统的相关内容是具有一致性的。在此控制系统当中由于其自动化程度的提升所需用到的人力、物力成本投入也相对较低, 减少了对自然资源的需求, 因而对于环境的损毁程度也就更低, 从而变相的也就起到了保护环境的目的。
4 结论
本文对电力负荷控制系统在需求侧管理中的应用问题展开了相关的分析, 首先对电力负荷控制系统的原理和功能进行了阐述, 进而指出了其在在需求侧管理当中的优点其中主要包括了显著提升电力能源利用效率;检测范围更广泛, 管理成本更低廉;减少事故发生率, 降低维修成本;有利于环境保护等。电力负荷控制系统在需求侧管理中的应用成效主要有, 保证了运转的高效率、成本投入较低, 回报率高、满足了环境保护要求等。最终希望通过本次研究能够为电力负荷控制系统在需求侧管理当中的应用, 提供以一些借鉴和参考。
参考文献
[1]包贵义.电力负荷控制的原理分析及控制策略[J].科技与企业, 2014 (23) .
[2]黄程程.电力负荷控制在新形势下的应用探析[J].时代经贸, 2014 (4) .
负荷侧控制 篇2
关键词：需求侧管理,负荷,预测方法
一、负荷特性指标
具体而言, 负荷特性指标包括以下几个:
第一, 最大负荷利用小时数, 即报告期内电量与最高负荷的比值, 其表达式为T=W/Pzg, 其中T为最大负荷利用小时数, W为报告期内电量, Pzg为最高负荷。该指标体现的是设备利用的程度以及用户负荷的稳定性。第二, 同时率, 该指标是综合最高负荷与各组成单位绝对最高负荷之和的比值, 其表达式为k=Pzg/ (ΣPzg.i, 其中k为同时率, Pzg.i为各组成单位绝对最高负荷之和, 同时率反映的是多个用户同时出现最大负荷与用户自身最大负荷之和的关系, 用户负荷性质不同, 其负荷组合后体现出的负荷特性也存在差异。第三, 典型日最大或最小负荷, 即典型日中有记录的最大的负荷数值, 通常选择最大负荷日作为典型日, 或者选择最大峰谷差日, 也可以按照实际情况选择不同季节中的某个代表日, 记录时间选择瞬时、十五分钟、半小时或者一小时均可, 典型日最大或最小负荷表达式为Ppj=W/t, 其中Ppj为平均负荷, 是指报告期内瞬时负荷的平均值, 即负荷时间数列时序的平均值。第四, 负荷率, 即平均负荷与最高负荷的比值, 表达式为f=Ppj/Pzg, Ppj为报告期内瞬时负荷的平均值, Pzg为最高负荷。第五, 平均日负荷率, 即报告期每日的负荷率和与日数的比值, 表达式为fpj= (Σfn) /N, 其中fpj为平均日负荷率, fn为报告期内每日负荷率, N为天数。第六, 峰谷差率, 即报告期内峰谷差最大值与当日最高负荷的比, 表达式为r=max (Pf-Pg) /Pzg, 式中r为峰谷差率, max (Pf-Pg) 为报告期内峰谷差最大值, Pzg当日最高负荷。
二、负荷预测的划分与影响因素
(一) 负荷预测的划分
电力系统的负荷预测可以按照预测期限的长短分为长期、中期以及短期三种, 目前具体的划分界限还没有一个统一的说法, 有些观点认为长期预测期可达三十年, 中期预测则为五年, 短期则指几个月、几周甚至几天或者几个小时等。另外一种观点则认为长期预测即为年度预测, 预测内容包括年度电量或者年度电力等指标, 以年作为预测时段;中期预测的主要内容包括月度电量或者月度电力等指标, 以月作为预测时段;相应的短期预测的主要内容即为逐日的负荷曲线, 以小时作为预测时段。不过不管采用哪种划分方法, 制订电力系统的发展计划均离不开一年以上的负荷预测, 而负荷预测也是规划工作必不可少的重要内容。做出准确的年度负荷预测可以为电源的合理安排、电网的科学建设提供宏观决策依据;而对于电力公司的实际情况与要求而言, 月度预测与日度预测也是非常必要的。
根据预测内容不同, 负荷预测可以分为电量预测与电力预测, 其中电量预测包括全社会总电量、网供电量、各行业的电量以及各产业的电量;而电力预测则包括最大电力、最小电力、峰谷差、负荷率以及负荷曲线。
(二) 负荷预测的影响因素
具体而言, 对负荷预测精度产生影响的主要因素包括以下几个方面:第一, 目前并没有一种足够完善的理论方法适用于所有的负荷预测;第二, 负荷预测过程中预测人员自身的判断能力与经验均会对预测结果产生影响。第三, 电力系统体现出复杂性的特点, 因此对其负荷曲线产生影响的因素包括周内不同时间的影响、节日的影响、大型用户生产安排调整影响、天气因素、特殊事件等等, 对于负荷而言, 气候与气温的影响作用最明显, 环境温度发生变化后负荷也会发生变化, 如果以负荷的历史记录作为负荷预测的唯一资料, 其实负荷的历史记录中已经体现出了负荷的影响。
三、基于需求侧管理的负荷预测方法
(一) 模型参数修改负荷预测法
1电量预测法
具体而言, 基于需求侧管理的电量预测法步骤如下:第一, 获取预测年份的最大负荷利用小时数。由于最大负荷利用小时数受二产、三产的影响相对较大, 因此可以利用含二产、三产的回归模型获取预测年份的最大负荷利用小时数;第二, 获取预测年份电量, 可以分析电量与GDP之间的关系获取预测年份的电量;第三, 获取预测年份的负荷还原值;第四, 按照修下系数获取预测年份的负荷值。具体的订算模型表达如下式:
上式中:A0, A1为根据历年数据回归获得的系数;
lnGDP3, lnGDP2为三产增加值与二产增加值的对数值;
W为年度用电量预测值;
T为预测的最大负荷利用小时数;
P’为还原负荷预测值;
P为负荷预测值
µ为修正系数, 即需求侧管理效果率。
2负荷密度预测法
该方法是基于需求侧管理方法对负荷密度特性的影响对正负荷密度预测法的模型做出修改, 修正预测表达如下式:
上式中:k为同时率;
S为预测区域的面积;
D为预测区域的负荷密度。
3业扩量对比法
利用工询与业扩数据对下年度的最大负荷做出预测, 以此为基础利用业扩量对比法通过一个修正系数对需求侧管理的影响进行计算, 表达如下式:
上式中:P’为预测年份忽略需求侧管理影响因素条件下的最大负荷;
P为预测年份考虑需求侧管理影响因素条件下的最大负荷;
4自然增长加大用户法
该方法是以还原负荷数据为基础, 将需求侧管理方法的影响因素考虑进来, 具体的修正模型表达如下式:
上式中:P为负荷预测值;
P″为预测年份前年度的负荷还原值
P1为预测的自然增长负荷;
P2为根据业扩和工询容量数据合理选取的净增负荷值。
(二) 考虑需求侧管理的负荷预测直接法
因为需求侧管理对负荷的发展有着直接的影响, 因此在预测负荷过程中可以将需求侧管理量作为直接输入的变量来进行, 建模求解的方法也有多种, 比如多元线性回归、人工神经网络以及支持向量基等, 在这些方法中建立输入输出的映射关系, 利用这些关系求解负荷预测值。下文以多元线性回归法为例进行介绍。
多元回归预测法需要考虑多种相关因素, 属于电力要预测过程中的基本预测法, 假设有p个可控变量与负荷y有相关关系, p>1, 即x1, x2, …xp, 结合以往的历史资料对变量y与变量x1, x2, …, xp之间的依赖关系:
此外所采用的多元回归预测法中, 需求侧管理对负荷的影响为可控变量, 并将国内生产况值的影响因素考虑进来, 再利用最小二乘法原理做多元回归负荷预测。首先选择某一已知年份相应的参数值, 对下列模型中变量y与变量DSM、GDP做标幺化, 再将标幺值作为输入变量做回归预测:
y=f (DSM, GDP)
or
y=f (DSM, GDP, GDP2, GDP3)
参考文献
[1]胡兆光.需求侧管理理论体系初探[J].电力需求侧管理, 2008 (3) .
[2]康重庆.电力系统负荷预测[M].北京:中国电力出版社, 2007.
负荷侧控制 篇3
1 市场环境下的负荷管理
市场环境下对电能的需求量越来越大,而且需求的类型也越来越多,因此应该根据需求量以及类型对电能进行负荷以及需求侧管理,以此保证电能在市场环境下供应平衡,不影响人民群众的正常生活。负荷管理作为电力市场管理的重要方面,其重要意义不言而喻,接下来就对其进行详细的介绍。
计划经济时代,我国电能的管理模式并不科学,但是因为电能比较紧缺,采取拉闸限电的方式也是无奈的选择。在计划经济时期,我国也曾引入先进的电能负荷管理模式,但是这些先进的模式并不符合我国电能需求的实际情况,因此其应用效果并不明显,甚至有些模式并没有应用其中。目前我国负荷管理机制比较简单,但是需要电网与用户双方都能够接受,其中比较常见的是根据重要程度来进行管理。
负荷管理所要达到的要求就是既能达到节电的作用,又能够让用户没有停电的感觉,其主要采取的方法如下 :
1.1 降低电压减轻荷载
电压的变化引起了功率的变化,因为两者之间存在平方的关系,电网在不出现任何异常的情况下,对电压变化有一定的约束条件,通常只要电压额定值在符合要求的范围之间就能够有实现降低电压而减轻荷载的可能。经过大量的研究表明,如果能够降低1% 的,其负荷也会相应的减轻1%。但是这种方式并不简单,它需要与电压遥测有机融合,这里所说的电压遥测主要位于馈线末端。之所以要将两者融合起来,主要是对电压进行有效的控制,使其不能小于允许的最小值。降低电压减轻负荷的方式不需要限电处理,因此并不影响用户正常的用电,而且投资渠道比较多。
1.2 中断负荷的周期控制
这主要是针对用户而言,用户可以通过控制负荷的方式来实现负荷管理,用电用户家庭中,有很多电器负荷可以控制,比如热水器、空调等,这种负荷管理方式非常简单,而且效果也比较突出,但是这种负荷管理方式需要选择一个负控终端,而且该终端要符合要求,一般情况下,要达到双向通信的要求,与此同时,灵址也达到200万点以上的范围。
1.3 切除用户可中断负荷
这种负荷管理的措施,非常简单操作起来也不困难,通常情况下,由单向通信就可完成上述任务。这种管理措施应用方法多样,可以采取跳闸以及合闸的放肆,还可以利用负荷周期控制的方法。如果选择后者,只要将其当作是用户管理的一种特殊情况即可。之后制定好减负荷间隔时间以及周期程度,一般情况下,减负荷间隔通常保持在1小时,而周期程度要达到100%。设定结束之后,每1小时都会发出控制命令,并且能够让负荷处于稳定的状态中,一直持续下去,知道负荷满足要求即可。
上述介绍的三种负荷管理模式,通常情况下,管理人员在调查用户具体需求情况之后,将其有效融合起来,其负荷管理效果更加。但是符合管理需要做好两项内容 :第一,编组,将可以控制的负荷编组,每组都是负荷点的结合,只有具有相同特征的负荷点才能集合起来,其中最关键的相似点是控制方式,这样即使使用的负控终端不相同,也能够进行控制 ;第二,制定管理方案,将负荷组中的各种信息都调查清楚,包括控制方式以及具体的操作人员等,这样才能保证该负荷控制方式由效果。
2 市场环境下需求侧管理
这是电力市场中对电能的又一项重要的管理内容,该项管理内容具体明确,其主要是对用电方进行管理,而在其管理过程中,电能需求的以防要主动配合,这样电能提供方与需求方才能够达到平衡,达到公平合理。这种管理与上文提及的负荷管理有一定的差别,其差别的重点是 :需求侧管理属于宏观工程,可以将其看作是系统工程,其管理的所有的内容都应该被纳入到国家宏观调控中,并且这种管理方式需要市场激励机制为前提条件,而负荷管理只是对供电与用电双方行为的一种管理,其主要利用的方式就是削峰填谷,其控制的重点内容是可以中断的负荷。从这个角度来说,负荷管理也是需求侧管理的重要内容,需求侧管理除对负荷管理的主要内容进行管理外,还兼有推广节能设备的职能。其做好需求侧管理方法如下 :
2.1 行政措施
行政措施的主要内容是通过法规条例,达到推动节能、约束浪费、保护环境等目的。在我国,国家发改委、电监会发布了《《加强电力需求侧管理工作的指导意见》,要求充分运用价格杠杆,依照法规进行调度管理。合理引导电力消费,作到有序供电、合理限电。控制高能耗产业发展,优先保证居民生活和重要用户的电力供应,确保电网安全运行等。为此,国内各地正在制定工业开发能耗的控制指标,大力开展相应的负荷管理和需求侧管理工作。
2.2 财政措施
财政措施的主要内容是通过电力市场的运营来推行各种激励 / 抑制电价。如 :分时电价、季节电价、地区电价、论质电价、可中断电价、需量电价等。此外,还可推行折让鼓励、节电设备租赁鼓励等。事实上,我国早已开始运用价格杠杆来作为削峰措施,如要求享受优惠电价的高能耗用户在用电高峰季节安排设备检修,否则将取消优惠等。随着电力市场的开展,必将逐步建立有利于推行需求侧管理的各种电价机制。
3 结语
综上所述,可知对市场经济环境下,对负荷管理以及需求侧管理进行探讨非常必要,尤其是在电能资源比较紧张的今天,对其进行探讨具有非常重要的现实意义。但是要想这管理电能管理方式都能够发挥作用,其管理人员的责任要落实清楚,其管理水平也要负荷要求,有很多方式能够做好这两项管理工作,具体选择哪种措施,则需要视具体情况而定。
摘要：在市场经济环境中,负荷管理以及需求侧管理都是电能管理不可分割的重要方面,但是从管理的范围来讲,需求侧管理的范围更大,其不仅要对负荷管理中的内容进行管理,还具有改善高耗能企业以及推广使用节能设备的职责。而相比而言,负荷管理内容比较具体,其主要的是针对的可控负荷进行管理。本文分别介绍了市场环境下,负荷管理以及需求侧管理,仅此提供借鉴。
负荷侧控制 篇4
电力行业作为化石燃料消耗的主要行业之一, 占全球能源相关碳排放总量的40% 左右[1]。在低碳发展的大背景下,电力行业也需要寻找适合自身行业特点的低碳化道路[2,3,4]。直观而言,电力系统中只有发电环节存在直接的碳排放,所以,目前电力系统中低碳相关的研究也就比较偏重于在发电侧进行分析[5,6]。因此,相应的碳排放责任量(即统计时间内全系统的碳排放总量,下同)也一般只考虑在发电机组或发电商之间进行分摊。然而,被施加到发电侧的碳排放责任量会通过各种市场或政策机制转移到负荷侧,最终也就是在负荷侧进行了间接的碳排放责任量的分摊。该间接过程往往较为复杂也缺乏透明性,且容易涉及市场动态、复杂的管理流程以及各类竞争性博弈行为。故文献[7]就指出碳交易机制(carbon emission trade)本质上是市场导向的,它的全局效果直接取决于参与成员的市场行为。此外,虽然负荷侧并没有直接产生碳排放,但电力生产是为了满足负荷的电力需求,因而负荷侧间接造成了电力系统的碳排放。因此,直接在负荷侧尽可能公平地进行碳排放责任分摊是必要且合理可行的。
从基于电力消费以及合作博弈的角度考虑,发电机组和传输线路均可视为可供选择的公用资源, 而对应的全系统碳排放量则是负荷成员需共同承担的成本。那么,该问题则转化为经典的成本分摊问题。由于合作博弈理 论中经典 解的概念 (solution concepts)综合考虑了公平性、有效性和稳定性,被广泛运用于电力系统的成本分摊问题中,如输电费用分摊[8]、网损分摊[9]等。其中,Shapley值和广义核仁(prenucleolus)的解存在且唯一,又由于两者较好的解的性质,可以视为两种可行的方法来处理负荷侧碳排放责任分摊问题。
现有的两类节点碳强度评估方法也可以应用于负荷侧碳排放责任的直接分摊问题:节点碳迹强度 (footprint carbon intensity,FCI)和节点边 际碳强度(marginal carbon intensity,MCI)。前者是基于碳排放流理论,采用潮流和碳流追踪方法,分析节点上流经潮流的能源组成并考虑网损对应的碳排放的影响,从而得到系统网络的FCI分布情况,进而确定各负荷成员所在节点的碳排放强度[10,11,12,13];后者则是基于节点电价体系,通过灵敏度分析来确定节点上负荷变化对于系统总碳排放的边际影响,从而得到各节点的MCI分布情况[14]。这两类方法分别从总量追踪和边际分析两个角度考察了负荷与系统碳排放的关联关系,并强调了负荷节点在网架结构中的位置因素对于系统碳排放的影响。
针对负荷侧碳排放责任分摊问题,在经典分摊公理的基础上,总结了相关的公理。并结合实际问题的特点,分析了相关公理作为评判标准的适用性和优先级。据此,对比分析了这4种负荷侧碳排放责任分摊 方法:Shapley值、广义核仁、FCI以及MCI。
1合作博弈的角度
基于电力消费的观点,可以将所有的发电机组和输电网络视为公用资源,而负荷成员则在保证电力系统运行安全的前提下选择使用这些公共资源。 此时系统中所有负荷用N表示,用c(N)表示当所有负荷同时存在时所对应的系统碳排放量。用S表示N的一个非零真子集,那么c(S)表示当系统中有且只有那些属于S的负荷时所对应的系统碳排放量。 那么有然而,所有负荷单独存在时对应的系统碳排放量之和并不等于所有负荷同时存在对应的系统碳排放量,即有。而具体的大小关系取决于很多因素,如系统的能源结构、电力网络特征、系统运行模式等。因此,负荷之间所对应的系统碳排放是相互影响的,而这种相互影响就类似于成本分摊问题中的公共成本部分。因此,负荷侧碳排放责任分摊问题可视为一个典型的成本分摊问题,而合作博弈正是处理成本分摊的经典方法之一。
从合作博弈的角度出发,系统中的所有负荷可看作各个参与成员,所有负荷成员N在系统同时存在时可以视为全联盟,而系统同时只存在一部分负荷成员时,则视为各个子联盟。各联盟实际造成的碳排放量c(·)则为该合作博弈问题的特征函数。 因此,负荷侧碳排放责任分摊问题转化为了典型的合作博弈问题(N,c),而求解则可采用满足唯一性的经典解的概念:Shapley值和广义核仁[15]。
1.1基于Shapley值的分摊方法
Shapley值满足存在性和 唯一性,由Lloyd S. Shapley于1953年提出[16]。不同于其他解的概念, Shapley值并不偏重于分析参与成员之间的策略互动,而是强调各个成员对于不同联盟的边际作用。 根据Shapley值的定义,每个负荷成员所分得的碳排放责任应为它所有的边际作用的平均值,可表示如下:
式中:xi为负荷成员i所分摊的碳排放责任量;S为排序在负荷成员i之前的负荷成员组成的子联盟, 可以为任意不包含负荷成员i的子联盟;P(S)为该子联盟S发生的概率;S∪{i}为将负荷成员i并入子联盟S中形成的新的联盟;c(S∪{i})-c(S)表示负荷成员i并入子联盟S的边际作用。
当所有负荷成员进行随机排序时,子联盟恰由那些排在负荷成员之前的负荷成员组成的概率为:
式中:nN为全联盟N中负荷成员的数量;nN！为全部负荷成员N可能形成的所有排列情况;nS为子联盟S中负荷成员的数量。
因此,依据Shapley值进行负荷成员的碳排放责任分摊可依据式(1)和式(2)进行计算。由于各个负荷成员出现在排序各位置的可能性相等,故排序的影响被消除了,负荷成员之间的公平性得到了保证。
1.2基于广义核仁的分摊方法
核仁(nucleolus)也同时满足存在性和唯一性, 由David Schmeidler于1969年提出[16],若不考虑 个体理性的约束,相应概念则称为广义核仁。其中的核心概念就是剩余(excess),可以表示如下:
式中:x = (x1,x2,…,xn)表示一个 有效分摊 解; e(S,x)为联盟S关于该有效分摊解x的剩余,也称不满意度;x(S)为根据有效分摊解x,联盟S中的成员所分摊的碳排放责任量之和,即表示合作博弈问题(N,c)的所有有效分摊解(x(N)=c(N),其中,的集合。
相比于内核(kernel)的定义(让最大剩余尽可能小),广义核仁更进一步去最小化第二大、第三大的剩余,直至确定唯一分摊解[16]。计算步骤如下:
1)最小化最大剩余
最小化所有联盟中最大不满意度可表述为:
求解该线性规划问题,所得目标函数最优值用 θ1表示,相应解集为:
这些解集对应的联盟为:
若所得解集X1唯一,它就是该问题的广义核仁。若解集X1不唯一,那么需要继续最小化第二大剩余。
2)最小化第二大剩余
此时问题可以表述如下:
求解所得的目标函数最优值和相应解集分别用 θ2和X2表示。如果解集X2唯一,那么广义核仁确定。若不唯一,则继续最小化第三大剩余,直至对应解集唯一,求得该问题的广义核仁。根据上述步骤, 可求得基于广义核仁的负荷侧碳排放责任分摊方案。
2节点碳强度分析的角度
节点碳强度的分摊方法则是通过总量追踪或边际分析来确定该负荷节点上单位负荷所对应的系统碳排放量,然后用所得的节点碳强度乘以负荷量即可得到该负荷的碳排放责任量。
2.1基于FCI的分摊方法
碳排放流,也称碳流,是一种人为定义的虚拟网络流。相比于电力潮流,碳流更像是在电力网络传输的电能上添加了相应的“碳标签”,从而建立了系统各成员在碳排放问题上的关联关系[10,11,12]。
文献[10]最早提出电力网络中碳排放流的概念。文献[11]通过结合网络分析技术,提出了碳排放流分析理论的初步架构。本文中的FCI也就等价于碳排放流理论体系中“节点碳势”的概念[9]。文献[12]认为基于电力潮流追踪的碳流追踪,可以用于评估负荷侧碳排放强度。而文献[13]则进一步采用了考虑网损的复功率追踪来建立碳流追踪模型。 由于电网长距离输送的基本为有功功率,无功功率一般就地平衡。并且,相比于有功出力而言,产生无功功率对应的碳排放也较小。所以目前普遍采用追踪有功潮流的形式来进行碳流分析。并且由于已知数据多为宏观统计获得的机组出力和碳排放系数, 故一般采用潮流追踪方法中的逆流追踪来进行碳流的分析[17]。
若考虑网络损耗所对应的额外碳排放,应当选取各支路的首端有功功率(即首端节点流入该支路的有功功率)来计算逆流分布矩阵,那么系统碳流关系为:
式中:Cgross fn为节点流经总碳流矢量;CfG为节点碳流注入矢量;Agross u为考虑网损的逆流分布矩阵[17]。其中,矩阵Agross u中的元素可以表示为:
式中:Pmn为节点n流入支路mn的首端有功功率; Pn为节点n的流经功率(等于注入或流出功率之和);Γ_(m)为节点m的进线集。
系统的FCI矢量可表示为:
式中:Pn为节点流经功率矢量。
相应的,分摊给各负荷成员的碳排放责任量为:
式中:PDi为负荷成员i的有功消耗功率;Ff(i)表示负荷成员i所在节点的FCI。
2.2基于MCI的分摊方法
文献 [14]中最早提 出基于节 点电价体 系的MCI概念,用以描述该节点上的用电行为对于全系统碳排放的影响。MCI可定义为:
式中:Mn为系统节点n上的MCI;C为全系统的碳排放总量;PDn为该节点上的负荷量。
在低碳经济环境下,发电商将碳价格计入其机组报价之中。那么机组报价的矢量λG可表示为:
式中:c为机组报价中的非碳价部分;λC为碳排放价格;σ 为各机组碳排放系数的列向量。
任意节点上负荷的微小变化都是由调节系统的边际机组来满足的。因此,节点n上的节点边际电价λpn为系统当前边际机组报价的线性组合,可表示为:
式中:αn为对应的线性组合系数列向量,各系数可正可负但满足eTαn=1。那么,该节点的MCI为Mn=αnTσ。
若不计及线路网损,系统的节点边际电价也可表述为λp=λe+TTμ[18]。因此,系统的MCI可以有如下形式:
式中:λp为系统节点电价矢量;λC为碳价格;λ 为对应系统功率平衡约束的拉格朗日乘子;T为由起作用的线路约束所组成的功率传输矩阵;μ为对应系统线路约束的拉格朗日乘子矢量。
相应的,分摊到各负荷成员的碳排放责任量为:
式中:Mf(i)表示负荷成员i所在节点的MCI。若考虑线路容量的约束,则可能存在的线路阻塞情况会使得系统中存在多台边际机组(不同机组有不同的碳排放系数)。各节点的边际碳强度,其实也就是这些边际机组的碳排放系数的线性组合(组合系数可正可负,且之和为1),它的数值可能大于所有机组中最大的碳排放系数,甚至为负。例如低排放低报价的机组附近线路阻塞且周围还存在高排放机组时,则该范围内负荷节点的MCI则可能高于该高排放机组的碳排放系数。
3公理化标准及比较
并不存在一种理想的方法可以满足所有的公理,如保持总量守恒、平等对待所有成员、能给予参与成员适当激励、在成员之间存在博弈行为时保持结果稳定等[19]。然而,针对一个实际的分摊问题, 由于其自身的特性以及成员的不同偏好,使得可以通过分析不同方法对于相关公理的满足情况来确定该问题的最佳分摊方法。换言之,需要结合问题的实际特 点对于相 关公理分 析并进行 一定的取 舍[8,9,20,21]。本节结合负荷侧碳排放责任分摊 问题的实际特点,具体阐述了相关的基本公理,并且分析了这些公理作为衡量标准的适用性和优先级。为保持一致性,本文沿用了经典文献分析一般分摊问题所采用的公理名称[15,16]。
3.1相关公理
1)有效性(efficiency)
依据该分摊方法,所有负荷成员所分得的碳排放责任量之和应当等于系统的碳排放总量,满足碳排放总量守恒,即x(N)=c(N)。
2)对称性(symmetry)
若两个负荷成员对于任意子联盟的边际作用都相等(c(S∪{i})=c(S∪{j}),S∈N),那么可将其视为该合作博弈问题中的对称成员。它们分得的碳排放责任量应该相等(xi(N,c)=xj(N,c))。
3)匿名性(anonymity)
当负荷成员的编号发生改变时,每个负荷成员所分得的碳排放责任量应保持不变,即:
式中:π为新的编号规则;(π(N),π(c))为依据该编号规则所新形成的合作博弈问题。
4)虚拟性(null player)
任意添加虚拟负荷成员,应不影响原分摊结果。 其中,虚拟负荷成员定义为:对所有联盟的边际作用都为0的成员
5)等同性(balanced contributions)
任意两个负荷成员之间的相互影响应当是相同的。否则,将存在对于负荷间相互影响的不同衡量, 从而导致矛盾的分摊结果。换言之,其中某一负荷成员退出系统对于另一负荷成员所分得的碳排放责任量的影响,与另一负荷成员退出对此负荷成员碳排放责任量所产生影响相同,即:
式中:xi(N{j},cN{j})为在不存在负荷成员j的情况下,负荷成员i所分得的碳排放责任量。
6)个体理性(individual rationality)
个体理性要求:每个负荷成员的碳排放责任量, 不应大于系统中只存在该负荷时所对应的碳排放量 (xi≤c({i})),否则该负 荷成员倾 向于脱离 联盟。 但是,从系统运行的时间尺度来看,负荷成员并不能轻易地脱离系统。并且,负荷侧碳排放责任分摊是一种事后责任分摊,而并非基于事前议价的过程。 所以,个体理性并不适用于该问题的实际情况。因此,本文采用广义核仁,而不是核仁作为负荷侧碳排放责任分摊问题的一种方法进行对比分析。
7)群体理性(coalitional rationality)
群体理性要求每个子联盟中负荷成员所分得的碳排放责任量之和,不应大于系统只存在这些负荷时所对应的碳排放量类似于个体理性,该公理也并不适用于该问题。
8)合理性(reasonability)
任意负荷成员分得的碳排放责任量应在一定的合理范围之内:既不大于该负荷成员边际作用的最大值(max(c(S∪{i})-c(S))),也不小于其边际作用的最小值(min(c(S∪{i})-c(S)))。
3.2标准优先级分析
在负荷侧进行直接的碳排放责任分摊,是一种事后的成本分摊。其目的并不是为了优化某个目 标,而是寻求一种对所有负荷成员都公平的分摊方案。前文列出的8项公理中,有效性、对称性、匿名性和虚拟性都是分摊机制必须满足的基本要求,可以视为必要条件,本文认为其优先级最高。其他标准都是为了满足某一方面的需求,如等同性和合理性是为了保证方法所得结果的一致性,而个体理性和群体理性则是为了保证形成联盟的稳定性。但是,本问题中成本并不满足次加性(即两者合作的成本可能大于各自分开的成本之和),而负荷成员短时间内又无法轻易脱离联盟。故个体理性和群体理性难以作为有效的衡量标准,其优先级是最低的。
3.3公理化标准下四种方法的对比
基于前文总结的相关公理,比较了Shapley值、 广义核仁、FCI和MCI这四种负荷侧碳排放责任分摊方法。相关结果如表1所示(关于表中内容详细说明和证明请见附录)。只有Shapley值和广义核仁的方法满足所有高优先级的公理性标准。这也体现出总量追踪方法缺乏考虑负荷的位置因素,而边际方法难以总量守恒的弊端。其中,Shapley值对应的分摊方法可以满足所有中等优先级的公理化标准,尤其是等同性使其在该问题中优于广义核仁的方法。 这些中等 和高等优 先级的性 质,使得Shapley的方法具有更好的公平性和一致性。
注:高表示分摊机制的必要条件,高优先级;中表示符合该问题的实际情况,中等优先级;低表示不符合该问题 实 情况,低优先级;√表示方法满足该公理性标准,×则表示。
4算例
本节采用PJM-5节点系统为例,来分析比较这4种负荷侧碳排放责任分摊方法。具体网络结构如图1所示,整个PJM-5节点系统包括:一共有5台机组、6条输电线路和3个负荷。其中,机组的基本信息如表2所示,其他具体数据(负荷信息、线路参数等)可参考文献[22]。
系统中共存在容量分别为300 MW,300 MW和400MW的3个负荷成员,它们分别位于节点B、 节点C和节点D上,并将其分别称为负荷成员B、 负荷成员C和负荷成员D。这3个负荷同时存在系统中时,认为是全联盟,用N={B,C,D}表示。全联盟中存在6个非空子 联盟:{B},{C},{D},{B, C},{B,D},{C,D}。所有联盟对应的全系统碳排放量和各机组出力情况如表3所示。其中值得注意的是:子联盟{B},{C}和{D}对应的系统碳排放量之和为337.16,小于全联盟{B,C,D}所对应的系统碳排放量519.97;此外,子联盟{B,C}和{B,D}虽然负荷总量相同,但由于线路约束的作用,它们所对应的系统碳排放量并不相同。依据合理性标准,负荷成员B,C和D所分得的碳排放责任量的合理范围分别为:82.34≤xB≤273.74,82.41≤xC≤273.81, 163.82≤xD≤347.63。
Shapley值、广义核仁、FCI和MCI分别对应的分摊结果如表4所示。并将按负荷容量进行比例分摊所得的结果也列出作为参照。
基于广义核仁的方法,由于子联盟{B}和{C}的剩余(不满意度)过大,使得其余子联盟(如{B,C}、 {B,D})的剩余在广义核仁的计算中未起到作用,故负荷成员B和C虽然位置因素不同却分得相同的碳排放责任量。而基于FCI的方法,负荷成员位置因素的影响得到了充分体现,但是负荷成员之间关于系统碳排放的相互影响却未能体现。因此,负荷成员D因为较其他负荷成员更加靠近高排放率的机组5,就造成其所分得的碳排放责任量较大。而容量比例分摊则考虑了负荷成员之间的相互影响, 但却未考虑负荷成员位置因素的影响。如负荷成员B和C的负荷大小相同,但所处位置不同,按容量比例分摊,两者却分 得相同的 碳排放责 任量。而MCI所对应的分摊结果,不满足有效性(负荷成员分得碳排放责任量之和与系统碳排放总量不相等) 和合理性(负荷成员D分得的碳 排放责任 量为负值)。
基于Shapley值的分摊结果中,负荷成员的位置因素得 到了体现。 分析系统 的功率传 输系数 (PTDF),有rPTDF(E-D,E-B)<rPTDF(E-D,E-C),意味着当 线路E-D阻塞时,节点E上机组5的功率传输到节点C比传输到节点B更受约束。因此,对于联盟{C, D}而言,虽然负荷总量与联盟{B,D}相同,但是由于线路E-D阻塞,使得具有低碳排放率的机组3的出力增加,该联盟{C,D}对应的系统碳排放量就随之减少。所以,负荷成员C分得的碳排放责任量比成员B要少。而且,Shapley值的方法综合考虑了负荷成员的位置因素和负荷成员之间关于系统碳排放的相 互作用。 对于负荷 成员D而言,依据Shapley值所分得的碳排放责任量,在两种偏重于单一因素的方法(FCI的方法和容量比例分摊)所得结果之间。
5结语
相比于当前发电侧碳排放责任分摊的方法,在负荷侧直接进行碳排放责任分摊避免了责任转移及相应的不透明的中间过程。本文涉及的4种直接分摊方法或基于合作博弈理论,或基于节点碳强度评估方法,从不同的角度分析了该问题并给出了相应的分摊结果。相比而言,基于Shapley值的分摊方法能够更加合理且平衡地考察各项相关因素,使得相应的分摊结果能够反映出各负荷成员在全系统碳排放问题上的实际贡献,从而最终实现较为公平、合理且稳定的负荷侧碳排放责任分摊。但是,由于联盟数目随成员个数的增加呈指数增长,随之带来的计算复杂度问题使得Shapley值难以和节点碳强度方法一样实现实时计算。故为了实现效率和公平的统一,可以考虑将合作博弈思想和碳排放流理论进行分层结合。
附录见本 刊网络版 (http://www.aeps-info. com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：为了电力系统碳排放责任分摊机制的有效性和透明性,可以考虑从基于电力消费的角度出发在负荷侧直接进行碳排放责任分摊。由于负荷成员在碳排放责任分摊问题上的相互联系,该分摊问题可从合作博弈的角度出发,应用经典的解的概念如Shapley值和广义核仁进行求解。结合该问题的实际特点,分别阐述了基于Shapley值、广义核仁、节点碳迹强度和节点边际碳强度的四种分摊方法的基本原理和计算方法,并总结了相关公理作为衡量标准来对比分析这四种方法。其中,基于Shapley值的分摊方法更能综合评估负荷的位置、负荷成员间的相互影响等相关因素的作用,从而准确地反映出各个负荷成员对于全系统碳排放的实际贡献。最后采用一个PJM-5节点系统算例验证该分摊方法的公平性、合理性和可行性。
负荷侧控制 篇5
大力发展可再生能源是减少环境污染、阻止全球变暖、解决未来能源危机的根本途径。从长远看,人类必将过渡到使用以可再生能源为主的可持续的清洁能源系统。目前,世界各主要国家都在大力发展可再生能源。太阳能光伏发电由于具有安全可靠、使用寿命长、运行费用少、维护简单、没有活动部件、无噪声、受安装场地限制小等优点,发展十分迅速,被认为是最有前途的新能源。单相或三相光伏并网系统主要以分布式电源形式从配电网侧接入电网。随着配电网侧光伏发电的急剧增加,对电力系统的电压稳定、暂态稳定、可靠性将产生重大影响[1,2,3]。文献[4,5]指出配电网侧有地方小电源接入后,传统的负荷模型不能很好地描述区域负荷特性。文献[6]提出含有分布式电源的广义负荷模型结构需要在综合负荷模型的虚拟母线上增加分布式电源的模型,但并没有研究具体的分布式电源的动态模型。含有光伏并网系统的配电网的广义负荷结构与参数辨识方法具有重要的理论研究与实际应用价值。
含有光伏发电的广义负荷建模需要回答以下问题:①当配电网侧含有大量的光伏发电时,如何建立合适的广义负荷模型结构以反映光伏发电对系统仿真的影响?②含有光伏发电的广义负荷模型势必比传统的综合负荷模型更加复杂,待辨识参数数量增加较多,而且光伏发电与光照强度几乎成比例变化,光伏系统的参数具有较强的时变性,因此,参数辨识的难度增加。如何通过有效的参数辨识策略得到负荷模型的所有参数?③建立的广义负荷模型是否具有较强的描述能力、泛化能力?参数辨识结果的稳定性如何? 这方面研究较少,是本文的研究内容。
本文认为要解决以上3个问题,需要分别研究光伏并网系统的外特性(即光伏并网系统的动态模型),可行、有效的参数辨识策略,所建立模型的描述能力、泛化能力以及参数辨识的稳定性。
本文首先研究了光伏阵列的模型,指出其有功功率—电压特性由3个参数决定,然后研究了三相单级光伏并网系统的结构,建立了其控制系统的信号流程框图,在此基础上描述了整个三相单级光伏并网系统的外特性;指出了含有三相单级光伏并网系统的配电网的广义负荷模型结构及参数辨识策略,通过算例验证了本文所提出的模型结构的适应性及参数辨识策略的有效性。
1 三相单级光伏并网系统的模型
1.1 光伏电池阵列的模型
光伏阵列的模型是一个电流受电压控制的受控电流源,其电流—电压特性方程如下[7,8]:
式中:ipv为光伏阵列的输出电流;np为光伏阵列中并联的太阳能电池单元个数;Irs为PN节的反向饱和电流;q为电子电荷量,等于1.602×10-19 C;k为玻尔兹曼常数,等于1.38×10-23 J/K;T为PN节的温度,单位为K;A为理想因子;vdc为光伏阵列的端电压;ns为光伏阵列中串联的太阳能电池单元个数;Iph为单个电池单元的短路电流,其与光照强度及PN节温度的关系如下[7,8]:
Iscr为单个太阳能电池单元在参考温度与参考光照强度下的短路电流值;kT为温度系数;Tr为参考温度;S为光照水平。
将式(2)代入式(1)可以得到:
npIrsexp
n1-n2exp(n3vdc) (3)
式中:
由式(3)可知,光伏阵列的特性由n1,n2,n3这3个参数决定。光伏阵列发出的有功功率Ppv为:
Ppv=f(vdc,S,T)=vdcipv=n1vdc-n2vdcexp(n3vdc) (4)
光伏阵列的有功功率—电压特性曲线见图1。
由图1可以看出:在不同的光照强度下,光伏阵列最大功率点所对应的电压是不同的,其值可由下式得到:
为了使光伏阵列发出最大功率,通常通过最大功率点跟踪(MPPT)来动态控制光伏阵列的电压,使其稳定在不同光照水平下最大功率点所对应的电压。
1.2 三相单级光伏并网控制系统的模型
三相单级光伏并网系统的控制系统模型及其信号流程框图的详细推导过程见文献[9,10,11,12,13,14],本文只列出主要结果。三相单级光伏并网系统示意图如图2所示,其控制系统的信号流程如图3所示。其控制系统主要由MPPT、一个电压外环控制器以及一个电流内环控制器组成。
MPPT主要用于输出电容器的参考电压vref。vref的值只受光照强度S以及PN节的温度T影响,其值由式(5)解出。在系统侧发生扰动时,由于暂态时间很短,光照强度S以及PN节的温度T保持不变。因此,暂态过程中vref保持不变;电压外环用于控制电容器的电压;电流内环是一个一阶惯性环节,其时间常数为τi,为了保证电流内环的快速性,τi非常小(约为几毫秒)[8]。因此,可以忽略此惯性环节的存在,近似认为:
1.3 三相单级光伏并网系统的外特性
由图3可得到下式成立:
由式(7)可以得到:
由式(6)、式(8)可以得到:
将式(9)代入式(10)可以得到:
在稳态时有下式成立:
式中:P0为稳态时光伏系统发出的有功功率。
暂态时,三相单级光伏并网系统发出的有功功率为:
式(9)、式(11)～式(14)即为三相单级光伏并网系统的外特性方程组。使网侧电源电压下降50%,采用改进欧拉法,根据式(9)、式(11)～式(14)在MATLAB中编写程序解微分方程计算得到的有功响应与在MATLAB/Simulink中对用元器件搭出的系统仿真得到的有功响应如图4所示,图中有功功率为标幺值。可以看出两者吻合较好,因此外特性方程组可以描述光伏并网系统的外特性。
2 广义负荷模型结构及参数辨识策略
含有三相单级光伏并网系统的广义负荷模型结构只需在综合负荷模型的虚拟母线下增加一个可变有功功率源。在稳态过程中,该功率源发出恒定大小的有功功率,发出的无功功率为0。在暂态过程中该功率源发出的有功功率按照式(9)、式(11)～式(14)随系统电压变化而变化;待辨识参数除了综合负荷模型中的16个参数外,还需要增加光伏阵列的3个特性参数n1,n2,n3,与光伏阵列并联电容器的电容C,光伏发电相对纯负荷的比例Kg以及电压控制器的比例和积分放大倍数KP和KI,共增加7个参数,总共有23个参数需要辨识。这么多的参数显然是不可辨识的。在实际的负荷建模工程实践中,可以先通过统计调查数据采用聚合算法,得到聚合后的广义负荷参数,但是由于统计调查通常只能是抽样调查,很难保证调查数据的全面性与同时性,而且很难考虑负荷的时变性,聚合出来的模型参数的精确性难以保证,但是精确的模型参数应该就在聚合参数附近。可行的方法是:低灵敏度参数可以固定为聚合参数;对于高灵敏度参数,可以在聚合后的参数附近采用遗传算法辨识。这样既可以保证广义负荷模型参数的可辨识性和模型参数的精度,又可以提高辨识算法的收敛速度,而且可以考虑负荷的时变性。
在本文的仿真算例中将只辨识电动机定子电抗Xs、电动机比例Kpm、电动机初始负载率Mlf、电动机惯性时间常数H以及与三相单级光伏并网系统相关的7个参数,总共11个参数,采用遗传算法进行辨识,其他参数固定为聚合出来的值。
值得指出的是:通过对光伏系统的动态数学模型进行标幺化后发现,光伏系统的时间常数取决于缓冲电容器充放电时间常数,一般为几十毫秒,而电动机的惯性时间常数通常为秒级,把光伏系统的参数与电动机的参数放在一起辨识要求降低积分步长。在笔者编写程序进行参数辨识时发现,当积分步长为0.000 1 s时可以满足辨识要求。
3 仿真验证
图5为仿真系统的电气接线图,虚线框内为三相单级光伏并网系统、3台感应电动机与静态负荷组成的综合负荷。G为无穷大电源,负荷建模的数据样本在B1处测得。先通过聚合算法得到3台电动机的聚合参数以及配电网的阻抗聚合参数。只辨识第2节的11个参数,剩余12个参数中,静态负荷参数固定为真实值,其他参数固定为聚合值。
光伏系统7个待辨识参数的真实值与电动机4个待辨识参数的聚合值见附录A表A1。
3.1 含有三相单级光伏并网系统的广义负荷模型参数辨识结果
用Ppv,PIM,PZIP分别表示三相单级光伏并网系统发出的有功功率、3台感应电动机负荷总的有功功率和静态负荷有功功率;系统供给负荷有功功率为Psys。上述各负荷有功功率的参考方向定义见附录A图A1。在母线B1上使电压依次下降10%,20%,30%,40%,50%,对附录A表A2中所列出的3种光照水平按图5所示仿真系统进行仿真实验以获取模拟实测数据样本,用第2节的广义负荷模型结构进行参数辨识,辨识结果如表1所示。
3种光照水平下,参数辨识的拟合效果简述如下。
1)第1种光照水平:Ppv≥PIM+PZIP
此时,光伏系统发出的功率能完全满足总的负荷吸收的功率,而且向系统注入功率。辨识所得模型参数见表1。电压下降50%时的数据样本拟合结果如图6所示。
2)第2种光照水平:PZIP≤Ppv≤PIM+PZIP
此时,光伏系统发出的功率能完全满足静态负荷吸收的功率,但是不能完全满足总负荷功率,辨识所得模型参数见表1。电压下降50%时的数据样本拟合效果见附录A图A2。
3)第3种光照水平:Ppv≤PZIP
此时,光伏系统发出的功率很小,不能满足静态负荷吸收的功率。电动机与静态负荷的功率主要由外部系统供给。辨识所得模型参数见表1,电压下降50%时的数据样本拟合效果见附录A图A3。
3.2 辨识结果分析
3.2.1 模型的描述能力
由各种光照条件下的拟合结果可以看出,用辨识结果计算出来的曲线与数据样本曲线拟合较好。由表1最后一列残差Er也可看出残差较小。因此,模型的描述能力较好。
3.2.2 模型的泛化能力
针对3种光照强度,分别对30%电压扰动下的数据样本辨识得到的广义负荷模型参数来拟合10%和20%电压扰动下的数据样本(内插能力验证)以及40%和50%电压扰动下的数据样本(外推能力验证)。
表2分别给出了3种光照水平下的内插、外推能力验证的残差。由表2可以看出,虽然电压扰动的幅度相差较大,但是辨识结果对内插、外推样本的拟合残差较小。因此,广义综合负荷模型结构的泛化能力较好。
注:10%,20%,40%,50%表示电压下降百分比。
3.2.3 模型辨识结果的稳定性
由表1可以看出:对于3种光照强度下电动机的定子电抗Xs的辨识结果稳定性最好;Kpm,Mlf,H,Kg,n1,n3的辨识稳定性次之;n2,C,KP,KI的辨识稳定性最差。总的来说,辨识结果存在一定的分散性,尤其是辨识稳定性最差的4个参数分散性较大。这可能是这4个参数的灵敏度较低的缘故。
这同时也说明:不同的参数都能够很好地描述广义负荷模型,在不同的电压扰动幅度下,其输出曲线相差很小,因此它们都可以视为真实的模型参数。
为了模型使用的方便,人们习惯于用1套而不是多套参数。因此,后续工作可以通过灵敏度分析分辨出与三相单级光伏并网系统相关的11个参数中的低灵敏度参数与高灵敏度参数,固定低灵敏度参数,只辨识高灵敏度参数。
4 结语
辨识结果发现:n2,C,KP,KI这4个参数的分散性较大。后续研究应该包括对三相单级光伏并网系统的7个参数的灵敏度分析,以确定低灵敏度参数与高灵敏度参数,在此基础上可以固定低灵敏度参数,只辨识高灵敏度参数以进一步提高辨识速度与精度。
值得指出的是,本文所做的辨识是在光照强度和电池结温已知且恒定的条件下进行的光伏发电比重和控制参数的辨识,即针对某一时间断面的建模。光伏系统建模实用化最大的问题在于光伏电池功率几乎随光照强度线性变化,而一个固定地点的光照强度则会随着云的飘移而剧烈变化,使电池功率呈现分钟级的大幅随机波动。由于光照强度变化的不可预测性,对这种随机功率波动的建模和预测是模型实用化的难点。对这种随机功率波动的建模和预测是值得下一步研究的问题。另外,虽然电压外环控制、电流内环控制方法是三相单级光伏并网系统最常用的控制方法,但是实际中还存在其他的控制方法。其他控制方法的三相单级光伏并网系统的外特性以及模型结构及其参数辨识策略也是值得研究的课题。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
负荷侧控制 篇6
随着我国国民经济的高速发展, 城市电力负荷增长速度日益加快, 负荷密度越来越大, 城市供电变电站的容载比逐年下降。特别在负荷密集的中心城区, 土地资源紧张, 变电站选址越来越困难。为节省占地, 提高供电能力, 采用大容量变压器、高电压等级直降带负荷运行已经成为电网发展的趋势。
220千伏变电站10千伏侧带负荷运行能够降低重复降压带来的电网网损、缩短10千伏供电半径、减少变电站布点、充分利用变电容量、降低电网建设投资、节省宝贵的土地资源, 是解决城市供电的有效途径。220千伏变电站10千伏侧带负荷运行, 目前还存在着若干技术问题。10千伏侧系统有其自身特点, 例如, 馈线相对较多, 馈线中可能同时包含架空线和电缆线路, 故障几率大, 10千伏故障若不能及时切除可能会直接波及220千伏电网, 影响面大。220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时, 因为系统短路容量大, 10千伏侧开关遮断容量可能不满足要求, 所以通常采用高阻抗变压器和变压器10千伏侧加装限流电抗器的方法来限制10千伏侧短路容量, 由此又造成主变后备保护灵敏度不足等问题。这些问题的存在, 对电网的安全运行构成了一定威胁, 因此目前电网企业对220千伏变电站选用10千伏侧带负荷运行慎之又慎, 在一定程度上限制了这种供电方式的发展。因此, 解决220千伏变电站10千伏侧带负荷运行的有关技术难题, 最终实现220千伏变电站10千伏侧带负荷安全稳定运行, 具有十分显著的经济效益和社会效益。
本文以典型220千伏变电站为研究对象, 对220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时的保护配置方案进行了系统的研究, 解决了220千伏变电站10千伏侧带负荷运行保护的选择性和快速性的重大问题, 提出的220千伏变电站10千伏侧采用简易母线保护, 缩短了10千伏母线故障保护的动作时间, 有效地防止了由于10千伏系统故障波及220千伏电网, 引起大面积停电等恶性电网事故。
1 220千伏变电站10千伏侧保护配置概况
目前, 国内变电站的10千伏母线一般不配置专用的母线保护, 主变压器低压侧后备保护 (一般为时限过流保护) 承担着低压母线主保护及低压出线后备保护的双重任务。而主变高压侧及中压侧后备保护要作为低压侧的后备。实际上, 由于低压侧限流电抗器的采用, 高压侧及中压侧后备保护的范围达不到低压侧母线, 使低压侧母线仅有简单的时限过流保护作唯一保护, 一旦该保护拒动, 故障无法自动切除, 将引起事故扩大。
如图一所示, 在220千伏变电站10千伏母线的K1点发生故障时, 要靠变压器10千伏侧复合电压闭锁过电流保护动作切除。因变压器后备保护动作时间需要和10千伏侧出线保护配合, 一般整定为1.5~2.5s, 切除故障时间较长, 会引起设备绝缘破坏和设备损坏。若变压器后备保护拒动, 引发上一级电压等级保护越级跳闸, 将造成大面积停电。
在山西某变电站事例中, 主变压器10千伏侧过流保护正确动作跳开主变压器10千伏侧断路器, 只是由于断路器开断失败, 造成事故的扩大。而在玉林某变电站事例中, 10千伏开关柜绝大部分被烧毁。保护拒动的原因究竟是由CT损坏还是二次回路烧损或是保护装置本身引起, 曾引起一定的争论。但变电站主变压器10千伏侧后备保护实际是10千伏母线的唯一保护, 切除故障时间过长是一重要原因。总之, 中低压母线发生故障几率较高, 延时切除故障损失巨大, 装设快速、灵敏、可靠的专用母线保护十分必要。
2 10千伏母线保护方案
目前, 适用于220千伏变电站10千伏母线的保护包括:传统电流差动保护和简易母线保护。
2.1 传统的电流差动保护
传统的完全电流差动保护如图二所示。其是将母线上所有连接元件的电流互感器全部差接后接入差动继电器, 为防止各种可能的原因引起正常运行的母线保护发生误动作, 装设电压闭锁元件。
因常规的10千伏开关柜内的电流互感器只有两个二次线圈, 一个用于测量, 一个用于出线保护, 要实现母线差动保护, 需要再增加一组电流互感器。这样就需要采用特殊的开关柜, 占用空间较大, 且10千伏出线回路数较多, 所有间隔接入差动回路, 需要增加的二次线缆较多, 增加了母差保护由于二次回路故障误动的几率。
2.2 简易母线保护
2.2.1 保护原理
对于只有单相潮流的10千伏开关, 采用反向闭锁式母线保护, 线路故障时, 10千伏馈线开关通过出线保护的辅助节点向主变10千伏侧过流保护发闭锁信号, 由线路保护切除故障;母线故障时, 线路保护不动作, 过流保护切除母线故障。
简易母线保护原理是如故障发生在母线之外, 则保护发出闭锁信号, 这样进线保护 (或分段保护) 被可靠闭锁, 如图三所示。
如果故障发生在母线上, 则进线保护接收不到闭锁信号, 经一短延时 (该延时主要是为躲开暂态过程, 提高保护可靠性, 一般小于100毫秒) 后出口跳闸。在母线区域内发生故障时, 将快速切除进线断路器, 在用分段断路器带母线运行时, 保护将快速切除分段断路器。该方案的构成如图四所示。
2.2.2 实施方案
简易母线保护根据10千伏母线在区内、区外故障时短路电流分布不同的原理, 由配出线路的故障电流作为区外故障的判据, 由主变电流增大和母线电压降低作为区内故障的保护动作条件, 形成保护逻辑电流。图五表示电流闭锁式母线保护装置的逻辑原理, 该保护作用于主变低压侧和10千伏母联开关。
设计中, 采取每台主变配置独立的保护装置, 每套对应于一台主变、二次主开关及其配出间隔。当两段母线分裂运行时, 两套母线保护分别独立运行。
当两台主变并列运行时, 如果区内故障, 快速保护在第一时限跳开母联开关, 非故障段母线保护返回, 故障段母线的保护装置的第二时限内切除主变低压侧开关。如果区外故障, 通过线路、母联闭锁回路将两段保护闭锁。
简易母线保护可以在目前的主变10千伏后备保护基础上进行改造。保护回路是这样的:利用主变10千伏开关合位继电器的两付常开接点串在一个回路, 判断该开关的位置;同时串接10千伏馈线保护时间继电器瞬动接点形成一母、二母闭锁回路;另外10千伏分段合位继电器连接两段母线的闭锁回路, 与一次设备位置相对应。上述改进回路仅列出的是一段母线改造方案, 对于二段母线与此类似。
因为配电线路故障的概率大, 10千伏快速母线保护的可靠性非常重要, 要求闭锁措施完善可靠, 不至于造成误动。
电压闭锁功能有效防止整套保护的误动;借鉴“三取二”闭锁原理, 采集的主变间隔的三相电流只有两相电流都有变化才开放启动元件, 避免由于元件损坏造成保护的误动。
装置的闭锁措施还应该有电源异常的闭锁、上电延时的闭锁和装置故障的闭锁等。当装置任一元件故障时, 经15s后装置闭锁, 并给出警报, 经手动后复归。
考虑到和变电站备用电源自动投入装置的配合, 在装置背板应设备用空节点, 当10千伏快速保护动作后, 可以将备用电源自动投入装置闭锁。
2.3 几种变压器10千伏侧母线保护的综合比较
传统专用的完全母线保护, 需更换电流互感器 (或增加电流互感器线圈) , 增加的二次电缆较多, 施工难度大, 运行维护困难, 易发生误动。
采用简易母线保护, 实现简单, 缺点是依赖于进线保护 (或分段保护) , 保护装置本身在物理上不独立, 每条馈线保护都和母线保护相联系, 存在着误动的因素, 但相对于传统的母线保护而言简单、易行。
随着智能变电站的建设使用, 继电保护具备了数字化、网络化的特征, 有利于10千伏母线保护的实现, 且光缆取代了二次线缆, 减少了误动的可能。但传统原理的完全母差保护应用于10千伏母线, 仍存在回路多、数字信号同步等问题, 采用简易母线保护仍是一种有效的解决方案。
3 结束语
通过对以上两种变电站10千伏母线保护的分析, 220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时, 采用简易母线保护等技术措施, 能够缩短10千伏母线故障、主变后备保护的动作时间, 有效地解决了由于10千伏系统故障影响高电压系统安全问题, 能够保障220千伏变电站10千伏侧带负荷安全稳定运行。
摘要：本文以典型220千伏变电站为研究对象, 对220千伏变电站10千伏侧带负荷运行时的继电保护配置方案进行了系统的研究, 解决了220千伏变电站10千伏侧带负荷运行保护的选择性和速动性的重大问题, 提出采用10千伏简易母线保护克服了传统完全差动保护的缺陷, 解决了低压母线故障无速动保护的问题, 有效地防止了由于10千伏系统故障波及220千伏电网, 引起大面积停电等恶性电网事故, 使220千伏变电站10千伏侧带负荷能够安全稳定运行。