智能配電網優(yōu)化調度在南京的應用

首次提出了智能配電網優(yōu)化調度模式理論，建立了多時間尺度遞進式調度策略，并構建了優(yōu)化調度體系結構。研究成果在南京智能電網示范區(qū)進行了成功應用，有效降低了區(qū)內負荷峰谷差和電網損耗，保證了電網的高效運行，為智能配電網建設提供了理論和實踐依據。0

引言智能配電網是智能電網的重要組成部分，它以靈活、可靠、高效的配電網網架結構和高可靠性、高安全性的通信網絡為基礎，支持靈活自適應的故障處理和自愈，可滿足高滲透率的分布式電源和儲能元件接入的要求，滿足用戶提高電能質量的要求。目前，配電網距離智能配電網的要求還有一定差距，主要體現(xiàn)在：1）配電網規(guī)劃缺乏系統(tǒng)性，對資產利用率和經濟性關注不足；2）智能配電技術處于起步階段，智能化水平較低，管理手段相對落后；3）配電自動化系統(tǒng)覆蓋范圍很低，遠遠低于先進國家水平；4）互動化應用缺乏信息化、自動化支撐。配電網調度作為配電網運行的指揮協(xié)調中心，長期以來未被重視，在一定程度上阻礙了智能配電網的建設進程。近年來隨著智能電網的發(fā)展，國內外學者才開始將研究的關注點轉移到配電網調度。當前，由于配電網量測信息少、信息質量不高，配電網調控和運行方式調整大多，仍需依靠調控員的經驗開展，配電網調控基本處于“盲調”狀態(tài)，特別是面對規(guī)模龐大、設備眾多的復雜電網，難以兼顧電網運行的安全性和經濟性。為了從根本上解決這一問題，國網南京供電公司牽頭承擔了國家863計劃項目“智能配電網優(yōu)化調度關鍵技術研究”。該項目依托南京配電自動化一、二期試點工程，以包含分布式電源的智能配電網為研究對象，在構建高效運行評估體系的基礎上，系統(tǒng)地提出了智能配電網優(yōu)化調度模式理論，研制了優(yōu)化調度關鍵設備，極大提升了配電網調控的精細化管理水平和優(yōu)化資源配置的能力，全面實現(xiàn)了智能配電網高效運行，項目成果成功應用于南京智能電網示范區(qū)。1

智能配電網優(yōu)化調度總體框架智能配電網優(yōu)化調度總體框架如圖1所示。運行評估是智能配電網優(yōu)化調度的基礎，通過設計安全性、可靠性、經濟性、優(yōu)質性和智能性等多項指標，構建完整的智能配電網評估體系，全面反映電網狀況，評估結果將為電網調度決策提供重要依據。智能配電網優(yōu)化調度模式是優(yōu)化調度的核心，在明確調度的范圍、調度目標、調度對象和調度機制的前提下，建立相應的調度原則和策略，同時實現(xiàn)不同時段配電網、分布式電源，以及負荷的統(tǒng)一協(xié)調優(yōu)化。關鍵設備是智能配電網優(yōu)化調度的支撐和實現(xiàn)手段，在豐富調控手段的同時，提高了控制的精準化和實時化水平，最大限度地避免了人工操作過程中出現(xiàn)失誤、危險等隱患。下面將重點針對智能配電網優(yōu)化調度技術及調度模式開展論述。圖1智能配電網優(yōu)化調度總體框架2

智能配電網優(yōu)化調度模式研究智能配電網優(yōu)化調度的對象包括配電網絡、分布式電源/微電網、負荷。為了通過優(yōu)化調度實現(xiàn)智能配電網的高效運行，需要多個部門在不同時間采用多種調度控制方法，而各種調度方法所需獲取的配電網信息均有所差別，并且信息的來源也具有不確定性，因此配電網優(yōu)化調度信息和方法具有時間相關性。圖2智能配電網優(yōu)化調度模式層次結構2.1

多時間尺度遞進式優(yōu)化調度策略5個調度階段的調度模式、相互之間的關系如圖3所示。

圖3多時間尺度遞進式優(yōu)化調度模式2.1.1長期優(yōu)化調度策略長期優(yōu)化調度重點考慮規(guī)劃與調度的協(xié)調關系，利用網、源、荷三側資源的協(xié)調調度降低負荷峰谷差、減少尖峰負荷；以風險評估為基礎，采用非保守優(yōu)化規(guī)劃方法進行規(guī)劃與調度的協(xié)調；優(yōu)化饋線聯(lián)絡點的分布、分布式電源、電動汽車充放電設施、可中斷負荷等規(guī)劃，實現(xiàn)網、源、荷的協(xié)調發(fā)展。具體調度策略為：1）以夏季和冬季負荷側的最大用電需量和電源側的電力供應量及其可調度量為邊界條件進行優(yōu)化。2）優(yōu)化的首要目標是重要負荷的安全可靠供電和削減高峰負荷；對于供電能力十分充足的電網，降低峰谷差不作為主要任務；當不能保證所有負荷供電時，允許甩掉不重要的負荷。3）具有太陽能光伏發(fā)電的電網，夏季時需優(yōu)先利用太陽能光伏發(fā)電為高峰負荷供電。4）具有風力發(fā)電的電網，冬季時需充分利用風力發(fā)電為負荷供電。2.1.2中長期優(yōu)化調度策略中長期優(yōu)化調度重點針對工作日和節(jié)假日負荷用電差異較大、配電網中存在較多的臨時供電需求，以及進行計劃檢修的需求，制定智能配電網月度常態(tài)調度方案，獲得電源和負荷資源的可調度量，形成變常態(tài)的網絡運行方式。具體調度策略為：1）以月度負荷的最大用電需量和電源側的電力供應量及其可調度量為邊界條件進行優(yōu)化。2）優(yōu)化的首要目標是重要負荷的安全可靠供電和削減高峰負荷；當不能保證所有負荷供電時，允許甩掉不重要的負荷。3）充分利用不同性質用戶負荷之間的差異性和互補性。4）當存在檢修計劃時，考慮停電需求制定常態(tài)運行方式；當存在臨時供電負荷時，考慮制定臨時供電需求常態(tài)運行方式。2.1.3短期優(yōu)化調度策略短期優(yōu)化調度主要針對太陽能光伏發(fā)電、電動汽車充放電、以及其他不同性質的負荷用電特性具有明顯的規(guī)律，負荷用電具有錯時特性，以及臨時檢修和保電需求制定智能配電網次日的多時段調度方案，獲得電源和負荷資源的可調度量，形成多時段網絡運行方式。具體調度策略為：1）以次日負荷側的用電需量和電源側的電力供應量及其可調度量為邊界條件進行優(yōu)化。2）日前優(yōu)化調度方案主要考慮實現(xiàn)經濟運行和提高電壓質量，并且以滿足電壓質量為基本條件，實現(xiàn)智能配電網的經濟運行。3）具有太陽能光伏發(fā)電的電網，利用太陽能光伏發(fā)電出力與負荷用電需求的一致性平衡能量。4）以避免設備頻繁動作為前提條件進行優(yōu)化。5）當存在臨時檢修時，需要考慮臨時停電需求制定日前優(yōu)化運行方式；當存在臨時保電時，需要考慮臨時保電需求制定日前優(yōu)化運行方式。2.1.4超短期/實時優(yōu)化調度策略超短期/實時優(yōu)化調度主要針對配電饋線中隨時會出現(xiàn)各種形式的功率波動，分布式電源出力間歇性變化，驗證次日多時段網絡運行方式，制定多時段調度計劃的調整方案，并形成可控電源和負荷的控制方案。同時當配電網中發(fā)生故障時，為健全區(qū)域恢復供電提供調度方案。具體調度策略為：1）利用可控分布式電源和儲能裝置進行配合實現(xiàn)能量的平衡。2）當不能保證所有負荷都獲得供電時，可以甩掉部分不重要的負荷以滿足能量平衡需求。3）優(yōu)先采用可控電源為失電負荷供電。4）為提高可靠性，可以轉移重要程度較低的負荷到其他饋線，以釋放饋線容量和保障重要負荷的供電可靠性。2.2智能配電網優(yōu)化調度層次結構模型為實現(xiàn)整個智能配電網的優(yōu)化調度，本文制定了“局部平衡—分區(qū)協(xié)調—整體吸納”層級調度機制。局部平衡，以不改變或少改變配電網運行方式為原則，在局部配電網內進行儲能、分布式電源、負荷間的統(tǒng)籌互濟，減少分布式電源出力對配電網的影響；分區(qū)協(xié)調，在局部無法平衡消納分布式電源情況下，通過分區(qū)負荷轉供消納，減少對上級電網的沖擊；整體吸納，針對性地優(yōu)化配電網網絡結構，制定各分區(qū)分布式電源發(fā)展規(guī)劃，實現(xiàn)網源荷協(xié)調發(fā)展。在此基礎上構建了配電網優(yōu)化調度層次結構模型，包括微電網層、饋線分區(qū)層、配電網層，各層對象內部協(xié)調進行能量平衡，如圖4所示。

圖4智能配電網優(yōu)化調度層次結構模型微電網層的主要任務是對本饋線的單相接地和設備絕緣下降等故障發(fā)展情況進行預測，實現(xiàn)相應的預防性控制，當故障發(fā)生時實現(xiàn)快速故障處理。將電壓、電流信號、單相接地信號、絕緣下降信號、保護控制裝置動作情況、動作前后開關的狀態(tài)等內容傳送給饋線連通系層和變電站連通系層，同時接收并執(zhí)行控制命令。饋線分區(qū)層的主要任務是根據接收到的信號確定失電母線、故障區(qū)段和需要鎖定的開關，依據失電母線所對應的應急預案觸發(fā)相關繼電器，分合相應開關，執(zhí)行接收重構操作命令。配電網層根據負荷和分布式電源出力的變化趨勢，確定優(yōu)化運行方式及無功補償方式，并將開關分合閘操作及順序傳送給饋線連通系層，獲得恢復供電負荷多和備用容量大的運行方式。2.3基于多時段運行方式的配電網絡優(yōu)化調度基于多時段運行方式的配電網絡優(yōu)化調度考慮日前的負荷分布，對日前網絡優(yōu)化調度進行時間、區(qū)間的劃分，根據每個時間斷面的配電網運行方式的不同，使配電網實時在最優(yōu)網絡拓撲結構下運行。日前網絡優(yōu)化調度是指在滿足開關操作次數約束的前提下，考慮調度周期內（24h）負荷的動態(tài)變化，對配電網的拓撲結構進行動態(tài)的調整，使得配電網在一段時間內達到最優(yōu)運行狀態(tài)。本文采用動態(tài)重構方法對多時段的配電網運行方式優(yōu)化調度目標進行求解。動態(tài)重構方法的具體思路：分析負荷特性及其分布特性建立負荷分布變化度指標，利用負荷分布變化度指標，按時間、區(qū)間劃分得到優(yōu)化的時間區(qū)間數，同時采用多時段編碼方式解決了各時間區(qū)間開關狀態(tài)之間的協(xié)調，最后利用多目標粒子群算法進行動態(tài)重構。該方法選取合理的時間區(qū)間數，使得整個時間周期內總網絡損耗在滿足靜態(tài)約束和開關動作次數約束下最小。2.4基于儲能系統(tǒng)的分布式電源優(yōu)化調度分布式電源的優(yōu)化調度方案如圖5所示，具體執(zhí)行方案如下：1）將分散式分布式電源帶有波動性的輸出功率波形進行離散傅里葉展開。2）將展開后的輸出功率波形分為高頻段和中低頻段，其中，中低頻段代表希望輸出功率，高頻段為期望平抑的毛刺功率。3）對高頻段輸出功率波形進行復刻，控制儲能子系統(tǒng)按照與其相反的波形進行充放電，以平抑該部分毛刺功率。由于分布式發(fā)電通常配備儲能系統(tǒng)（EnergyStorageSystem，ESS）具有可充可放的運行特性，能夠有效克服和改善分布式發(fā)電輸出的間歇性與波動性。從而實現(xiàn)分散式分布式電源的友好接入，達到優(yōu)化調度的效果。

圖5基于儲能系統(tǒng)的分布式電源優(yōu)化調度方案3

智能配電網綜合優(yōu)化系統(tǒng)智能配電網綜合優(yōu)化系統(tǒng)是優(yōu)化調度高級應用的實現(xiàn)。該系統(tǒng)按照IEC61970的標準進行配電網信息建模，遵從IEC61968的交互規(guī)范并實現(xiàn)與外部系統(tǒng)（上級調度系統(tǒng)、營銷管理系統(tǒng)、配電網生產管理系統(tǒng)等）的互聯(lián)，可以實時顯示并計算電網的運行狀態(tài)指標。智能配電網綜合優(yōu)化系統(tǒng)由基礎支撐層、應用層和高級應用層組成三層軟件框架?；A支撐層完成配電網的建模及模型拼接、拓撲、潮流計算等功能；應用層由智能配電網新能源優(yōu)化調度模塊、網絡優(yōu)化調度模塊、多樣性負荷優(yōu)化調度模塊和電網運行狀態(tài)評估模塊組成；高級應用層完成配電網的分布式電源—配電網絡—負荷的協(xié)調調度功能。根據調度模式所確定的調度目標分解為新電源、網絡和負荷的子調度目標，下發(fā)給應用層的對應模塊。應用層的3個模塊根據調度目標給出具體的調度策略，下發(fā)調度執(zhí)行層完成對相應對象的調度，由評估模塊對電網的運行狀態(tài)進行實時評估，并對調度后配電網絡的改善水平給出量化評估。智能配電網綜合優(yōu)化系統(tǒng)軟件模塊關系如圖6所示。

圖6智能配電網綜合優(yōu)化系統(tǒng)軟件模塊關系4

示范應用課題組選擇南京智能電網示范區(qū)對研究成果進行示范應用。南京智能電網示范區(qū)南京金融、商務、商貿、會展、文體五大功能為主的新城市中心。示范區(qū)面積約11km2，區(qū)域內最大負荷功率約為76萬kW，涵蓋220kV變電站2座，110kV變電站6座，饋線132條。2015年迎峰度夏期間，通過選取示范區(qū)內典型饋線進行實際操作，證明由于負荷的分布具有時變性，在不同負荷分布情況下，對應的配電網優(yōu)化的運行方式具有差異，通過配電網絡的調度可改變每條饋線的負荷峰谷差，從而改變潮流分布，改變電能損耗，通過優(yōu)化可以提高供配電的效率。4.1基于運行方式優(yōu)化的網絡優(yōu)化調度實際應用以示范區(qū)內的10kV香堤線與塞上線為例，2條線路聯(lián)絡處的電網簡化圖如圖7所示。開關動作情況：1）2015年7月24日18∶00合上賽上線5號環(huán)網柜102開關，斷開香堤線3號環(huán)網柜101開關，（從所街變香堤線轉移約3850kVA居民負荷至沙洲變塞上線）；2）2015年7月25日上午8∶00合上香堤線3號環(huán)網柜101開關，斷開賽上線5號環(huán)網柜102開關。香堤線、塞上線負荷轉移前后的潮流對比如圖8、9所示。由圖8可知，香堤線負荷轉移前后，峰谷差有了明顯的降低，約降低18.7%；由圖9可知，塞上線負荷轉移前后峰谷差基本保持不變。圖7線路聯(lián)絡處電網簡化圖圖8香堤線負荷轉移前后對比圖圖9塞上線負荷轉移前后對比圖注：圖8、圖9中紅色曲線為負荷轉移后曲線，藍色曲線為開關操作前的曲線，灰色曲線為開關操作后的曲線。4.2基于負荷需求彈性的負荷優(yōu)化調度實際應用對示范區(qū)內的負荷進行可降負荷預估，根據變電站各類負荷所占比例及各類負荷所具有的調節(jié)特性進行分類計算，得到示范區(qū)內各變電站可降負荷的預估值在9%～10%，可降比例為9.25%?？山档呢摵扇萘款A估為12.42MW。計算結果是在理想情況下進行得出的，在用戶完全參與的情況下，峰谷差可降低10%～20%左右。如果通過引導合理用電進行負荷調度，可大大降低負荷峰谷差，降低電力高峰負荷需求，延緩和減少電力設備投資。示范區(qū)內2014年最大負荷753.21MW，如果按峰谷差占最高負荷比例平均降低10%來計算，則通過對負荷進行優(yōu)化調度可降低75.32MW的高峰負荷電力需求，按照南京供電公司“十二五”期間110kV及以下單位投資增供負荷0.0003kW/元進行測算，可降低示范區(qū)內110kV及以下發(fā)輸電設備的電網建設投資2.51億元。5

結語本文在分析傳統(tǒng)配電網調度存在問題的基礎上，結合承擔的國家863計劃項目，確立了智能配電網優(yōu)化調度總體框架，重點針對調度技術和模式進行闡述，首次提出了智能配電網優(yōu)化調度模式理論，構建了優(yōu)化調度體系結構，并將規(guī)劃到運行分為長期、