虛擬電廠供電可靠性管理策略研究及評估

陶若冰，徐紅麗

（1. 西南交通大學(xué) 電氣工程學(xué)院，成都 610031；2. 中國鐵路成都局集團有限公司，成都 610057）

0 引言

環(huán)境問題迫使電力行業(yè)向清潔能源轉(zhuǎn)型，和傳統(tǒng)能源相比，可再生能源如風(fēng)能、太陽能等在地域上呈分散性，在供能上呈波動性，這些特點給電網(wǎng)運維帶來了很大的挑戰(zhàn)。為了實現(xiàn)大量分布式能源（distributed energy resources，DERs）可靠并網(wǎng)，需建立更高效的管理平臺，加強對系統(tǒng)的實時監(jiān)控。虛擬電廠（virtual power plant，VPP）依賴軟件和通信技術(shù)實時對多個DERs 進(jìn)行協(xié)同調(diào)度，一方面平抑可再生能源的間歇波動性，另一方面使系統(tǒng)更靈活高效運行，是目前最具潛力的DERs管理平臺之一。

DERs 協(xié)同控制是提升供電可靠性最有效的方法之一。但目前對DERs提高供電可靠性的研究主要針對單一類型的DERs，比如文獻(xiàn)［1］、文獻(xiàn)［2］研究提升供電可靠性的儲能控制策略，文獻(xiàn)［3］分析電動汽車充放電模式對可靠性的影響，文獻(xiàn)［4］、文獻(xiàn)［5］分析不同需求響應(yīng)策略和可靠性的關(guān)系，文獻(xiàn)［6］研究風(fēng)-光-儲協(xié)調(diào)的微網(wǎng)可靠性問題，但是對DERs綜合管理平臺如VPP，對配電網(wǎng)供電可靠性的影響還鮮有研究。

由于配電網(wǎng)故障導(dǎo)致網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)發(fā)生變化，VPP 原有調(diào)度策略將不再適用，目前還沒有針對配電網(wǎng)故障時VPP 如何響應(yīng)，以確保系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的研究。因此本文提出VPP 的可靠性管理策略，包括：①VPP 的運營管理流程，即進(jìn)行可靠性管理時和其他子系統(tǒng)（如配電管理系統(tǒng)）的信息交換過程；②DERs分組協(xié)同優(yōu)化模型，故障使配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)變化，DERs也因此被分割，對不同部分的DERs分別制定優(yōu)化策略，以提高供電可靠性并減少由故障引起的經(jīng)濟損失。

同時，為了分析所提出管理策略對供電可靠性的影響，設(shè)計了可靠性評估框架。一方面基于已有DERs 對供電可靠性影響的研究，將VPP 對DERs 的協(xié)同調(diào)度策略納入可靠性評估中；另一方面，由于VPP 運行高度依賴信息系統(tǒng)，基于已有信息系統(tǒng)可靠性模型，分析信息系統(tǒng)故障對VPP 運行的影響，進(jìn)而對供電可靠性的影響；最后，利用序貫蒙特卡洛法實現(xiàn)可靠性指標(biāo)計算。

1 VPP可靠性管理策略

本章基于VPP 結(jié)構(gòu)和功能的介紹，給出配電網(wǎng)故障時VPP管理流程及對DER的協(xié)同策略。

1.1 VPP結(jié)構(gòu)與運行方式

VPP利用軟件平臺和通信技術(shù)，協(xié)調(diào)容量小、地理位置分散的DERs，使他們和傳統(tǒng)發(fā)電廠一樣參與電力市場交易并支持電網(wǎng)穩(wěn)定運行。其中VPP管理的DERs主要包括可再生能源（風(fēng)電和光伏）、儲能、傳統(tǒng)能源（火電和燃?xì)鈾C組）以及需求響應(yīng)管理。

VPP參與電力市場以及與配電管理系統(tǒng)的協(xié)調(diào)運行一般可分為兩個階段［7］：

（1）日前調(diào)度：VPP根據(jù)DERs提供的歷史及預(yù)測數(shù)據(jù)，制定次日的交易方案并提交至日前電力市場，電力市場確定并下發(fā)VPP最終交易方案；

（2）實時調(diào)度：VPP 根據(jù)實時DERs、配電網(wǎng)以及市場信息，判斷日前調(diào)度方案是否需要調(diào)整，如需調(diào)整將通過參與實時電力市場對日前調(diào)度方案進(jìn)行調(diào)整，并在通過配電管理系統(tǒng)安全審核后發(fā)送給DERs執(zhí)行。

1.2 VPP可靠性管理流程和方案

配電網(wǎng)發(fā)生故障時，VPP所管理的DERs從物理連接上被隔離成兩組如圖1 所示。由于這兩組DERs 之間不能協(xié)同，VPP 對DERs 的原有優(yōu)化模型將不再適用，因此VPP需切換運行模式。

圖1 物理系統(tǒng)故障時DERs分組Fig.1 Grouping of DERs during physical system faults

本文定義配電網(wǎng)故障時VPP 的運行模式為可靠性管理模式，切換流程以及信息交換如下：

步驟1：配電管理系統(tǒng)收集并向VPP 發(fā)送故障信息和可靠性管理請求；

步驟2：VPP 切換至可靠性管理模式，根據(jù)故障信息對DERs 進(jìn)行分組優(yōu)化（輻射狀網(wǎng)絡(luò)中故障通常將DERs分成故障上游組和下游組），如圖1所示，優(yōu)化模型見下文；

步驟3：VPP提交更新的DERs調(diào)度方案給配電管理系統(tǒng)進(jìn)行安全審核，如果審核通過則執(zhí)行步驟5，如果不通過則執(zhí)行步驟4;

步驟4：VPP 根據(jù)配電網(wǎng)反饋的線路電壓或容量越限信息，重新調(diào)整DERs 出力，重復(fù)步驟3 直至通過配電網(wǎng)安全審核；

步驟5：VPP將調(diào)度方案發(fā)送給DERs執(zhí)行。

1.2.1 故障上游DER組

配電網(wǎng)故障上游系統(tǒng)在故障隔離后可恢復(fù)正常供電，VPP 可協(xié)調(diào)這部分DERs 參與實時電力市場，從而消納故障的影響。因此VPP 獲取故障上游DERs 信息后，對這部分DERs 建立最大收益優(yōu)化目標(biāo)如下

式中：Pl,cap為饋線l的容量；Vn,max和Vn,min分別為節(jié)點n處的允許最大和最小電壓。

2 考慮VPP的配電網(wǎng)可靠性評估方法

本章首先量化了所提出的可靠性管理策略對供電可靠性影響，其次也分析了信息系統(tǒng)故障對VPP運行以及供電可靠性的影響。

2.1 VPP可靠性管理策略影響分析

大量文獻(xiàn)已經(jīng)建立了DER 的出力模型以及其在上游系統(tǒng)故障時的孤島運行策略，但考慮VPP時，可靠性評估未應(yīng)量化VPP 協(xié)同調(diào)度策略對供電可靠性的影響。由1.2節(jié)可知，VPP獲取故障信息后重新制定調(diào)度方案，在可靠性評估中流程如下：

步驟1：根據(jù)故障位置，將DERs 以及負(fù)荷點分為故障上游以及故障下游組；

步驟2：利用文獻(xiàn)［10］中模型，確定故障時段的DERs出力、負(fù)荷需求以及市場電價等信息；

步驟3：利用1.2 節(jié)中優(yōu)化模型確定調(diào)度方案，根據(jù)切負(fù)荷信息計算負(fù)荷點可靠性指標(biāo)，負(fù)荷點n的可靠性指標(biāo)如下

2.2 信息系統(tǒng)故障影響分析

對于信息系統(tǒng)本身可靠性已有較多研究，通常用兩種狀態(tài)模型描述設(shè)備故障，用可達(dá)性矩陣描述拓?fù)渎?lián)通性，通過求取傳輸時長的概率分布，計算通信時延狀態(tài)。圖2所示為信息系統(tǒng)故障模式?；谝延醒芯?，本文分析了不同信息子系統(tǒng)（Z1、Z2和Z3）故障對VPP運行的影響，以及對供電可靠性的影響。

圖2 信息系統(tǒng)故障模式Fig.2 Information system failure mode

圖2中Z1包含系統(tǒng)主要實現(xiàn)故障定位、隔離和恢復(fù)過程的信息傳遞。物理系統(tǒng)故障時，如果信息故障使故障定位和隔離有誤，最終將導(dǎo)致停電區(qū)域擴大［10］。由1.2節(jié)知，如果配電管理系統(tǒng)向VPP發(fā)送不準(zhǔn)確的故障信息，VPP據(jù)此對DERs的調(diào)度結(jié)果將導(dǎo)致系統(tǒng)不穩(wěn)定運行。例如圖3中，若VPP根據(jù)錯誤的故障位置信息，將故障上游的DERs劃分至故障下游組，則所計算調(diào)度策略將不能滿足系統(tǒng)約束條件式（14）—式（17），最終造成連鎖故障。因此在可靠性指標(biāo)計算中，VPP管理的DERs均按照停運計入。

圖2 中Z2 系統(tǒng)主要實現(xiàn)DERs 調(diào)度方案制定，如果配電管理系統(tǒng)與VPP 控制中心通信失效，故障信息將不能傳遞給VPP，VPP 將按原有方案運行。由于故障時拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)變化會導(dǎo)致原調(diào)度方案不能滿足系統(tǒng)實際約束條件式（14）—式（17），進(jìn)而不穩(wěn)定運行，因此可靠性評估中DER亦按停運計入。

如果VPP 控制中心與DER 控制器之間通信失效，即圖2 中Z3 區(qū)域故障，VPP 不能獲取該DER 的信息，同時該DER 也無法接受VPP 的指令，VPP 將隔離該DER，繼續(xù)對剩余DERs 進(jìn)行管理。因此Z3區(qū)域信息故障不影響VPP 正常運營管理，但可能影響運行方案的經(jīng)濟性。

2.3 可靠性評估流程

上述VPP 管理策略和信息系統(tǒng)故障對可靠性的影響過程均具動態(tài)時序性，因此采用序貫蒙特卡洛法進(jìn)行供電可靠性評估，算法流程如圖3所示。

圖3 基于蒙特卡洛法的可靠性評估流程Fig.3 Reliability assessment flow based on Monte Carlo method

3 算例分析

基于IEEE 33 節(jié)點搭建算例，結(jié)構(gòu)如圖4 所示。VPP共管理8個DERs，其中D1（400 kW）、D5（400 kW）為風(fēng)電，D2（1 000 kW）為火力發(fā)電，D3（200 kW）、D7（150 kW）和D8（250 kW）為燃?xì)廨啓C，D4（528 kW+200 kWh）為帶儲能的光伏，D6（225 kW）為光伏。風(fēng)電運行成本為0.34元/kWh，光伏運行成本為0.43元/kWh，燃?xì)廨啓C運行成本為0.45 元/kWh，儲能的充放電成本忽略不計，火力發(fā)電成本為0.56 元/kWh。VPP供應(yīng)本地負(fù)荷電價恒定為0.51 元/kWh，正常工作時每個負(fù)荷點均有10%的可切負(fù)荷，切負(fù)荷成本為0.57 元/kWh。負(fù)荷需求、風(fēng)電和光伏數(shù)據(jù)詳見文獻(xiàn)［12］。

圖4 基于IEEE 33節(jié)點的算例示意Fig.4 Schematic of case study based on IEEE 33 bus

3.1 VPP可靠性管理策略結(jié)果分析

通過以下兩個場景對本文提出的VPP 可靠性管理策略進(jìn)行分析：

場景1：物理系統(tǒng)故障發(fā)生在母線4與母線5之間，故障發(fā)生時段為12：00—15：00；

場景2：物理系統(tǒng)故障發(fā)生在母線4與母線5之間，故障發(fā)生時段為18：00—21：00。

對應(yīng)時段的市場電價及負(fù)荷需求見表1，VPP可靠性管理策略對DERs的調(diào)度結(jié)果見表2和表3。為進(jìn)一步說明本文提出的可靠性管理策略的經(jīng)濟性，將本文調(diào)度方案與不考慮VPP管理數(shù)據(jù)的方案進(jìn)行對比（表2、表3中括號內(nèi)為不考慮VPP的數(shù)據(jù)）。

在圖4中，母線4和母線5之間發(fā)生故障時，D1、D5和D8屬于故障上游DERs組，D2—D6屬于故障下游DERs組。場景1中當(dāng)故障發(fā)生在12：00—15：00，負(fù)荷需求處于低谷。表2 中對故障上游DERs 組，12：00—15：00 風(fēng)速較低，風(fēng)電D1 與D5 出力很少。由表1 知市場電價在12：00—15：00 大于VPP 的本地電價，為避免從電力市場購入更多電量，打開燃?xì)廨啓CD8 并使其額定出力。此外由于切負(fù)荷成本在12：00—13：00時段小于市場電價，因此可以通過切負(fù)荷操作來提高運行策略的經(jīng)濟性，但在13：00—15：00 時段切負(fù)荷成本大于市場電價，因此盡量避免切負(fù)荷。故障下游部分該時段光照充裕且光伏發(fā)電成本最低，光伏D4與D6均為最大出力，燃?xì)廨啓CD3和D7也額定功率運行。最后由于切負(fù)荷成本比本地電價高，且為用電低谷時段，因此無切負(fù)荷操作。

表1 電價和負(fù)荷需求Table 1 Electricity and load demand

表2 場景1下VPP管理策略Table 2 VPP schedule of scenario 1 kW

場景2 故障發(fā)生時段為用電高峰期，如表3 所示。對于故障上游DER 組，風(fēng)電D1和D5出力依然全部利用，燃?xì)廨啓CD8 額定出力，剩余負(fù)荷需求從電力市場購入，由于此時電力市場電價遠(yuǎn)高于切負(fù)荷成本，因此通過切負(fù)荷（最大允許為10%）避免從電力市場購入更多電能；對于故障下游DERs 組，D2、D3和D7均額定功率運行，但此時光伏D4、D6出力很少，由于此時為用電高峰，上述協(xié)同策略仍不能完全滿足其他負(fù)荷需求，因此會導(dǎo)致部分負(fù)荷停電。

表3 場景2下VPP管理策略Table 3 VPP schedule of scenario 2 kW

對于故障下游，如果不考慮VPP 的優(yōu)化策略，DERs 按照靜態(tài)孤島范圍恢復(fù)供電。本文根據(jù)文獻(xiàn)［10］孤島劃分原則，D2 孤島供電范圍為負(fù)荷點25—30，D3 和D4 對應(yīng)負(fù)荷點31—32，D6 孤島包括負(fù)荷點7—8，D7 包含負(fù)荷點10—12，它們在故障期間不同時段的出力見表2和表3括號。由于靜態(tài)孤島劃分，沒有DERs 之間的協(xié)調(diào)，因此DERs 的發(fā)電策略將會導(dǎo)致更高的運行成本和更多的負(fù)荷停電，兩種場景中運行成本與本文VPP 優(yōu)化管理策略的運行成本對比見表4，可知通過VPP優(yōu)化控制，尤其在負(fù)荷低谷期（場景1）可避免下游負(fù)荷更多停電，實現(xiàn)更經(jīng)濟的供電可靠性管理。

表4 故障時段運行成本Table 4 Cost during the fault元

3.2 計及VPP管理的可靠性評估結(jié)果分析

利用圖3 流程對上述算例進(jìn)行可靠性指標(biāo)計算，其中物理系統(tǒng)可靠性參數(shù)采用文獻(xiàn)［11］中數(shù)據(jù)。序貫蒙特卡洛的仿真時長設(shè)置為1 000 a，通過以下3個場景分析VPP可靠性管理策略及信息系統(tǒng)故障對供電可靠性的影響。

場景1：不考慮VPP，利用文獻(xiàn)［11］提出可靠性評估方法；

場景2：本文提出的可靠性評估方法；

場景3：本文提出的可靠性評估方法，但信息系統(tǒng)100%可靠。

利用基于蒙特卡洛的可靠性評估算法對上述3個場景進(jìn)行可靠性指標(biāo)計算，計算結(jié)果見圖5。場景1不考慮VPP，當(dāng)系統(tǒng)發(fā)生故障時，故障下游負(fù)荷會因為故障隔離而停電，下游DERs切換至孤島運行模式，恢復(fù)部分負(fù)荷供電。本文采用文獻(xiàn)［10］中方法進(jìn)行可靠性指標(biāo)計算。場景2為本文研究場景，即系統(tǒng)發(fā)生故障時，故障下游DERs通過VPP協(xié)調(diào)運行，利用圖3所示算法對可靠性指標(biāo)進(jìn)行計算。和場景1相比，場景2中通過VPP協(xié)調(diào)平抑可再生能源的間歇波動性，使故障下游供電恢復(fù)更加穩(wěn)定，此外通過VPP對DERs出力和負(fù)荷需求之間的協(xié)調(diào)，增大故障期間有效恢復(fù)供電的范圍。因此，場景2 相比場景1 系統(tǒng)平均停電次數(shù)（SAIFI）減少11%，系統(tǒng)平均停電時間（SAIDI）和用戶平均停電時間（CAIDI）分別減少26%和16%。

圖5 供電可靠性指標(biāo)計算結(jié)果Fig.5 Results of power supply reliability

場景3中由于不考慮信息系統(tǒng)故障，即每次物理系統(tǒng)故障，VPP都能協(xié)調(diào)DERs達(dá)到最優(yōu)故障下游恢復(fù)供電，因此，場景3和場景2相比有更高的供電可靠性。圖5 中系統(tǒng)SAIDI 減少11%，SAIFI 減少5%，說明在信息物理高度融合的系統(tǒng)中，信息系統(tǒng)對供電可靠性有顯著影響。另一方面也表明，確保信息系統(tǒng)可靠是未來提高供電可靠性的重要手段之一。

4 結(jié)束語

本文結(jié)合VPP運行特性，提出在高比例DERs接入的配電網(wǎng)中物理系統(tǒng)故障時VPP的可靠性管理策略，并在可靠性評估中量化該管理策略對供電可靠性的影響，分析了信息系統(tǒng)故障對VPP運行以及供電可靠性的影響。算例分析可知，本文提出可靠性管理策略能有效減少由故障造成的經(jīng)濟損失，并提高非故障區(qū)域的供電可靠性。因此未來對DER綜合管理平臺的研究方向之一應(yīng)為多工況下DER的協(xié)同優(yōu)化能力。此外，VPP使信息物理系統(tǒng)耦合加深，信息故障將對物理系統(tǒng)造成更嚴(yán)重的影響，未來需要建立更精細(xì)化地信息系統(tǒng)可靠性模型。D