基于儲能的電力系統(tǒng)潮流協(xié)調(diào)優(yōu)化控制策略

李美妍,吳俊玲,陸潤釗,秦曉輝,張 健

(1．東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院,吉林 吉林 132012;2．中國電力科學(xué)研究院有限公司,北京 100192)

0 引 言

在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的背景下,風(fēng)電、光伏等新能源的裝機(jī)占比不斷增高,以輸送新能源為主的跨區(qū)直流輸電支路容量也不斷增加。一方面,新能源發(fā)電具有隨機(jī)性和波動性等特點,使得新能源富集地區(qū)送出通道發(fā)生短時受阻;另一方面,大容量直流接入的送、受端電網(wǎng)在發(fā)生交、直流故障后,都將會引發(fā)大規(guī)模潮流轉(zhuǎn)移,導(dǎo)致正常運行支路發(fā)生短時過載等問題,成為制約新能源發(fā)展和限制交直流輸電能力的重要因素[1-4]。

為應(yīng)對上述風(fēng)險,規(guī)劃和運行中采取的措施通常包括建設(shè)新的輸變電設(shè)備、限制新能源的最大接入容量以及預(yù)控直流的輸送功率等預(yù)防性措施或切負(fù)荷等緊急控制措施[5]。這些措施一方面制約了新能源的開發(fā)規(guī)?；蚪档碗娋W(wǎng)設(shè)施的利用率,另一方面也對故障后運行方式的調(diào)整提出了更高的要求。在高比例新能源電網(wǎng)中,儲能設(shè)備將大量接入[6-7],基于變流器控制的現(xiàn)代儲能具有快速的雙向功率吞吐能力,全功率響應(yīng)時間小于100 ms,且目前大容量電力儲能的時長可以達(dá)到數(shù)小時。因此,通過采用定制化的控制策略,電網(wǎng)中的儲能設(shè)備不僅能參與系統(tǒng)全局的功率平衡,同時也能參與到局部電網(wǎng)的潮流控制中,解決新能源集中外送地區(qū)輸送功率短時受阻或故障后局部斷面短時過載等問題,對高比例新能源交直流混聯(lián)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行和發(fā)展具有重要的實際意義。

目前,利用儲能進(jìn)行潮流控制的研究和應(yīng)用較少。在傳統(tǒng)的潮流控制方面,被廣泛認(rèn)可的控制算法主要有靈敏度法[8-11]和優(yōu)化規(guī)劃法[12-16]。其中,靈敏度法存儲量小,計算簡單且速度快,但需要多輪調(diào)整,并且在調(diào)整過程中可能會產(chǎn)生新的過載問題。優(yōu)化規(guī)劃法通過對數(shù)學(xué)模型的構(gòu)建和求解,得到控制方案,最終消除支路潮流越限問題。文獻(xiàn)[12]構(gòu)建雙目標(biāo)模型,并通過遺傳算法進(jìn)行求解,確定控制方案。但缺少對控制設(shè)備的預(yù)處理,所需設(shè)備涉及系統(tǒng)所有可控機(jī)組。

本文為最大化的發(fā)揮儲能的作用,以儲能作為主要的潮流越限控制措施,將靈敏度法與優(yōu)化規(guī)劃法相結(jié)合,提出一種儲能和發(fā)電機(jī)組合控制的潮流越限分散協(xié)調(diào)優(yōu)化方法。首先,根據(jù)綜合控制靈敏度優(yōu)選可控儲能點,同時考慮了儲能可用功率和待調(diào)整支路的負(fù)載程度;其次,以總控制代價最小為目標(biāo),建立系統(tǒng)總調(diào)整量最少和總控制節(jié)點數(shù)最少的優(yōu)化模型,并采用大M法進(jìn)行線性化處理;最后,基于改進(jìn)的IEEE RTS24節(jié)點系統(tǒng)進(jìn)行仿真驗證,驗證所提措施的有效性以及方法的合理性。

1 待調(diào)整支路和可控儲能節(jié)點的確定方法

1.1 待調(diào)整支路集

待調(diào)整支路集指由網(wǎng)絡(luò)中各支路出現(xiàn)重載或過載情況的支路所構(gòu)成的集合。本文通過計算網(wǎng)絡(luò)中各支路的負(fù)載率,確定待調(diào)整支路集。負(fù)載率指標(biāo)為

(1)

設(shè)支路安全監(jiān)測閾值為γ,根據(jù)公式(1),通過此時的潮流分布,計算各支路的負(fù)載情況,確定過載支路集合SL1和重載支路集合SL0。

(2)

其中,γ的取值決定了對重載支路的監(jiān)測范圍,通過設(shè)定γ值的大小,適當(dāng)擴(kuò)大對重載支路的監(jiān)測范圍,能夠盡可能的減少在控制過程中支路發(fā)生新的過載問題,有助于優(yōu)化計算收斂;待調(diào)整支路集合為SL=SL1∪SL0。

1.2 可控儲能節(jié)點集

雖然系統(tǒng)中每一個可控儲能節(jié)點都可以對支路潮流進(jìn)行控制,但是針對于某一特定支路,不同節(jié)點的控制效果不同。因此,應(yīng)選擇控制效果較好的可控儲能和發(fā)電機(jī)節(jié)點進(jìn)行控制,既降低了控制策略的復(fù)雜性,也提高了計算效率。

在電力系統(tǒng)中,當(dāng)控制節(jié)點的功率調(diào)整量為單位功率時,電網(wǎng)中各支路的有功功率變化量即為控制節(jié)點對各支路的功率控制靈敏度。功率控制靈敏度計算公式如公式(3)所示。

(3)

公式中:SL,i為控制節(jié)點對支路L的功率靈敏度;ΔPi為控制節(jié)點的出力調(diào)整量,ΔPL為被控支路功率變化量。

節(jié)點對支路的控制效果不僅與功率控制靈敏度有關(guān),還與該節(jié)點的可用功率有關(guān)。當(dāng)節(jié)點注入功率增加時,將各支路感受到的功率變化量定義為支路所受到的沖擊。記各可控儲能節(jié)點對支路的沖擊能量為

(4)

公式中:i為儲能節(jié)點;ΔPi_C_max為儲能節(jié)點i的最大可調(diào)充電功率;ΔPi_DC_max為儲能節(jié)點i的最大可調(diào)放電功率;SLk,i為儲能節(jié)點i對支路k的功率控制靈敏度。由CLk,i可知,儲能i的可調(diào)功率越大,支路k感受到的沖擊能量就越大。

在實際電網(wǎng)中,由于系統(tǒng)規(guī)模龐大,儲能電站與網(wǎng)絡(luò)支路數(shù)量眾多,有必要根據(jù)控制效果對參與潮流控制的儲能設(shè)備進(jìn)行初步篩選。為此本文基于上述沖擊能量的概念提出儲能對各待調(diào)整支路的綜合控制靈敏度的計算方法。

根據(jù)待調(diào)整支路集合中各支路的重載程度計算各支路的權(quán)重系數(shù),如公式(5)所示。

(5)

則綜合控制靈敏度表達(dá)式為

XLk,i=CLk,iHLk

(6)

即節(jié)點i的綜合控制靈敏度記為

(7)

為了優(yōu)化控制節(jié)點數(shù),可以根據(jù)綜合控制靈敏度的大小對控制效果較弱的節(jié)點進(jìn)行剔除。

2 基于儲能的電網(wǎng)潮流控制優(yōu)化模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

基于儲能的支路潮流優(yōu)化控制目標(biāo)是在各控制措施中選擇使系統(tǒng)穩(wěn)定且控制代價最小的控制組合[17-19]。潮流控制采取儲能的有功功率出力調(diào)節(jié),發(fā)電機(jī)機(jī)組平衡出力,最終實現(xiàn)系統(tǒng)功率平衡,進(jìn)而阻斷支路潮流越限。采用大M法[20-22]轉(zhuǎn)化后的多目標(biāo)線性優(yōu)化模型為

(8)

其中,

(9)

(10)

公式中:F為過載控制的總控制代價;n和m分別為參與控制的儲能電站數(shù)和發(fā)電機(jī)機(jī)組數(shù);CS為儲能單位容量控制成本;CG為發(fā)電機(jī)單位容量控制成本;ΔPSi為儲能節(jié)點i參與控制的調(diào)整量;ΔPGj為發(fā)電機(jī)節(jié)點j參與控制的調(diào)整量;Δt為儲能參與控制的時間,可根據(jù)潮流越限的場景需要確定;Ii和Ij為狀態(tài)變量,分別表示儲能和發(fā)電機(jī)的啟停狀態(tài);M為發(fā)電機(jī)參與控制的懲罰系數(shù),當(dāng)M為一個極大的正數(shù)時,儲能出力的優(yōu)先級高于發(fā)電機(jī)出力的優(yōu)先級。

其中,CSk表示為儲能參與控制的懲罰系數(shù),代表了調(diào)用儲能電站的通信成本、壽命損耗以及運行維護(hù)成本、回收價值等,懲罰系數(shù)的大小制約了參與控制的儲能電站的數(shù)量。

2.2 約束條件

為了避免在調(diào)節(jié)過程中可控節(jié)點控制量不足、產(chǎn)生新的支路越限等情況,優(yōu)化規(guī)劃需要考慮保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行的各類約束條件。

2.2.1 節(jié)點注入功率約束

儲能的充放電約束

-Pess_i_max≤Pess_i≤Pess_i_max

(11)

(12)

(13)

公式中:Pess_i為儲能機(jī)組i的功率值;Pess_i_max為儲能機(jī)組i的最大充放電功率;SOC0為儲能初始荷電狀態(tài);Δt為持續(xù)時間;E為儲能存儲的總能量;SOCmin一般取0.1～0.2,SOCmax一般取0.8～0.9。

發(fā)電機(jī)出力約束

PGj_min-PGj<ΔPGj

(14)

公式中:PGj為發(fā)電機(jī)j當(dāng)前的有功功率出力值;PGj_max為發(fā)電機(jī)j的最大有功功率出力值;PGj_min為發(fā)電機(jī)j的最小有功功率出力值;

2.2.2 支路最大傳輸功率約束

對于系統(tǒng)中的任意支路L,滿足約束

PL+ΔPL≤ηPLmax

(15)

公式中:PL為支路L的有功功率初始值;ΔPL為控制后支路L有功功率的變化量;η為支路安全閾值。

2.2.3 系統(tǒng)功率平衡約束

儲能放電時的功率平衡約束:

(16)

儲能充電時的功率平衡約束:

(17)

公式中:PG,i為節(jié)點i處電源的有功功率;PS,i為節(jié)點i處儲能充放電功率;PL,i為節(jié)點i的有功負(fù)荷;θ為節(jié)點電壓相位角;Bij為支路導(dǎo)納矩陣的虛部。

2.2.4 節(jié)點電壓和相角約束

節(jié)點電壓幅值約束

Ui_min≤Ui≤Ui_max

(18)

公式中:Ui為節(jié)點i的電壓值;Ui_max和Ui_min分別為節(jié)點i允許的最大和最小電壓值;

支路首末兩端相角約束

(19)

公式中:θij為支路兩端的初始相角差;Δθij為越限控制后支路相角差的變化量;θij_max為允許支路兩端相角差的最大差值;

3 算例分析

為驗證本文方法的有效性,采用仿真工具M(jìn)ATLAB基于改進(jìn)的IEEE RTS24節(jié)點系統(tǒng)進(jìn)行仿真分析,接線圖如圖2所示。該系統(tǒng)共有6個儲能電站,分別接入節(jié)點14、16、17、19、13和23;6臺發(fā)電機(jī),分別接入節(jié)點1、2、7、15、21和22。根據(jù)前文所提方法和模型,對系統(tǒng)支路潮流越限進(jìn)行控制,并對結(jié)果進(jìn)行分析。以電池儲能為例,儲能的單位功率成本(CS)為0.52元/kW·h,發(fā)電機(jī)單位功率成本(CG)為0.26元/kW·h,懲罰系數(shù)M和CSk分別取1 000和2 000。儲能和發(fā)電機(jī)節(jié)點的初始狀態(tài),如表1和表2所示。

圖1 改進(jìn)的IEEE RTS24節(jié)點系統(tǒng)

表1 儲能節(jié)點的功率

表2 發(fā)電機(jī)節(jié)點的功率

系統(tǒng)中支路15-21因故障從系統(tǒng)切除后,將使系統(tǒng)潮流重新分布,導(dǎo)致支路17-16和16-14出現(xiàn)不同程度的越限。根據(jù)公式(1)計算潮流轉(zhuǎn)移后各支路的負(fù)載率,結(jié)合公式(2)確定待調(diào)整支路集合,表3為待調(diào)整支路集信息,其中,安全監(jiān)測閾值取0.9,安全閾值取0.95。根據(jù)公式(3)計算各儲能對待調(diào)整支路的功率靈敏度如表4所示。

表3 待調(diào)整支路集的信息

表4 待調(diào)整支路的靈敏度

為了驗證所提綜合控制靈敏度方法的合理性,將該方法確定的控制節(jié)點集與優(yōu)化所確定的控制節(jié)點集合進(jìn)行對比分析。根據(jù)公式(6)計算綜合控制靈敏度,以剔除總控制節(jié)點的40%為例,將綜合控制靈敏度較小的儲能節(jié)點進(jìn)行剔除,確定儲能節(jié)點的最優(yōu)控制集。如表2所示,剔除綜合控制靈敏度較小的儲能節(jié)點為13和23,因此,確定最優(yōu)控制節(jié)點集合為[17 14 16 19]。

根據(jù)公式(7)給出的優(yōu)化模型,求解得到支路潮流越限調(diào)整方案以及調(diào)整效果,如表5和表6所示。算例系統(tǒng)所示場景為故障后潮流短時越限的場景,儲能參與控制時間取30 min。由表5可知優(yōu)化確定的控制儲能節(jié)點集合為[17 14 19],因此,優(yōu)化確定的可控儲能節(jié)點集為綜合控制靈敏度法所確定可控儲能節(jié)點集的子集合。同時,剔除控制效果較弱的儲能節(jié)點后,優(yōu)化時間較未剔除節(jié)點的優(yōu)化時間提高了12.2%,說明該方法的優(yōu)化策略是合理的。

表5 調(diào)整方案

表6 調(diào)整效果

表6所示的調(diào)整結(jié)果驗證了本文所提控制措施的有效性。越限支路17-16和16-14的負(fù)載率分別由1.028和1.041降至0.95,且重載支路負(fù)載率均在安全監(jiān)測閾值內(nèi)。

為了說明本文所提方法的優(yōu)勢,將前文所提目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化(A)與單一目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化(A1:總控制調(diào)整量最小)進(jìn)行對比分析,表7和表8分別給出了以A1為優(yōu)化目標(biāo)的調(diào)整方案和調(diào)整效果。由表8可知以A1為目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化控制仍可解決支路潮流越限問題,但將兩種目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化結(jié)果進(jìn)行對比如表9所示,以A為目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化控制經(jīng)濟(jì)性更高。根據(jù)表9可知,如果以A1為目標(biāo)函數(shù),總控制調(diào)整量較以A為目標(biāo)函數(shù)的控制調(diào)整量僅降低了0.519 MW,但是以增加兩臺儲能參與控制為代價,且部分儲能的調(diào)整量很小,降低了經(jīng)濟(jì)性。與單一目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化控制相比,本文所提目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化控制能在實現(xiàn)控制調(diào)整量最小的同時使參與調(diào)整的節(jié)點數(shù)最少。

表7 調(diào)整方案

表8 調(diào)整效果

表9 不同目標(biāo)的結(jié)果對比

由上述分析可知,在綜合控制靈敏度的指導(dǎo)下可使得參與控制的設(shè)備控制效果較好且設(shè)備數(shù)最優(yōu),便于實際應(yīng)用。所提儲能的優(yōu)化控制在模型有解的前提下,能解決系統(tǒng)潮流越限問題的同時不會產(chǎn)生新的過載問題。

4 結(jié) 語

本文針對高比例新能源電力系統(tǒng)因源荷波動或元件故障引起的局部輸變電設(shè)備短時潮流越限問題,以儲能作為主要的潮流控制手段,提出一種基于規(guī)?；瘍δ芎桶l(fā)電機(jī)相結(jié)合的潮流越限控制分散協(xié)調(diào)優(yōu)化方法,并基于改進(jìn)的IEEE RTS24節(jié)點系統(tǒng)對所提方法進(jìn)行驗證。主要創(chuàng)新工作如下:

1)將靈敏度法與優(yōu)化規(guī)劃法相結(jié)合,構(gòu)建了兼顧調(diào)控功率總量和參與調(diào)控的設(shè)備數(shù)量的多目標(biāo)動態(tài)優(yōu)化模型,并采用大M法進(jìn)行線性化處理,能夠在保證潮流控制效果的同時限制參與控制的設(shè)備數(shù)量,提升控制策略的實用性。

2)優(yōu)選儲能節(jié)點集不僅考慮了儲能的可用功率,同時考慮了待調(diào)整支路的負(fù)載程度。根據(jù)綜合控制靈敏度的大小,剔除對待調(diào)整支路控制效果較弱的儲能節(jié)點,避免了調(diào)整設(shè)備全部參與控制的弊端,提高了優(yōu)化效率。