基于新能源發(fā)電不確定性配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度研究

摘要：本文主要探究基于新能源發(fā)電不確定性的智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度方法。以風(fēng)電、光伏發(fā)電為例，分析風(fēng)電和光點不確定性；基于多代理系統(tǒng)，構(gòu)建配電管理系統(tǒng)、區(qū)域型代理與單元型代理；設(shè)計目標(biāo)函數(shù)，結(jié)合約束條件，求解實時優(yōu)化調(diào)度算法，建立智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型。結(jié)果表明，該算法能夠通過微型燃?xì)廨啓C、風(fēng)電調(diào)度達(dá)到系統(tǒng)平衡，可解決供電工序矛盾。

關(guān)鍵詞：新能源發(fā)電；不確定性；智能配電網(wǎng)；優(yōu)化調(diào)度

中圖分類號：TM73""""""""" 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

新能源接入為電網(wǎng)注入新活力，可有效緩解化石能源依賴性，避免燃燒過多傳統(tǒng)燃料進(jìn)而污染環(huán)境，并增加整體發(fā)電量。由于風(fēng)能、太陽能等資源豐富、可再生且無污染，因此受到廣泛關(guān)注，需要逐步提高新能源在配電網(wǎng)中的占比。特別是我國國家發(fā)展和改革委員會提出必須加強風(fēng)能、太陽能等新能源的利用開發(fā)。但是，新能源發(fā)電易受氣候、環(huán)境影響，存在不確定性，波動頻率無固定規(guī)律，傳統(tǒng)配電網(wǎng)能量管理、調(diào)度模式落后，制約了新能源的有效利用，因此智能電網(wǎng)應(yīng)運而生，需要采取智能化手段并根據(jù)新能源發(fā)電不確定性對其進(jìn)行優(yōu)化調(diào)度，提高電網(wǎng)資源利用率。

1新能源發(fā)電不確定性

1.1風(fēng)電不確定性

風(fēng)力發(fā)電的本質(zhì)是風(fēng)能，受氣象因素影響，盡管一段時間能夠總結(jié)基本風(fēng)速規(guī)律，但每時每刻風(fēng)速強度均有變化，除了年度變化，短期內(nèi)也存在無規(guī)律脈動變化，具有隨機性與波動性[1]。進(jìn)行智能配電網(wǎng)優(yōu)化時，風(fēng)力發(fā)電不確定性主要包括預(yù)測功率誤差，即風(fēng)電數(shù)據(jù)是基于歷史數(shù)據(jù)、環(huán)境變化預(yù)測的，每種預(yù)測模型均有誤差，無法對數(shù)據(jù)進(jìn)行準(zhǔn)確測量?，F(xiàn)階段，風(fēng)電功率預(yù)測誤差為25%～40%，比光電誤差更大。配電網(wǎng)運行影響如下所示。1）電能質(zhì)量。大風(fēng)擾動會對系統(tǒng)頻率造成影響，導(dǎo)致功率輸出不平穩(wěn)，電壓出現(xiàn)偏差。2）電力系統(tǒng)調(diào)峰對風(fēng)電接入有所影響，風(fēng)電具備反調(diào)峰特性。3）繼電保護(hù)。連接分布式電源后，保護(hù)范圍受拓?fù)渥兓?，可能出現(xiàn)拒動或誤動情況。4）電力市場交易改變了市場工序曲線，無法準(zhǔn)確將電力信息申報至市場[2]。

1.2光電不確定性

在光伏發(fā)電中，受溫度、風(fēng)速和光照強度等影響，光伏發(fā)電具有不確定性，并存在計算誤差和預(yù)測模型局限性，導(dǎo)致實際光伏發(fā)電功率和預(yù)測功率存在誤差[3]。在配電網(wǎng)中，光伏發(fā)電是分散式并網(wǎng)，如圖1所示，電量優(yōu)先分配至臨近負(fù)荷，發(fā)電量如果低于需求量，就吸收電網(wǎng)電量，反之則剩余電量傳輸至電網(wǎng)。該發(fā)電并網(wǎng)影響類似于風(fēng)力發(fā)電，對電能質(zhì)量、符合平衡率、網(wǎng)損和繼電保護(hù)均有影響。

2基于新能源發(fā)電不確定性的智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型

2.1需求側(cè)管理

在法規(guī)與政策支持下，電力需求側(cè)管理利用激勵、引導(dǎo)等方法，統(tǒng)籌產(chǎn)品供應(yīng)商、電網(wǎng)公司和發(fā)電公司等群體，以提高用電效率，轉(zhuǎn)變用電模式。與傳統(tǒng)配電網(wǎng)相比，智能配電網(wǎng)優(yōu)化系統(tǒng)能夠掌握用戶信息，了解實時電價，利用用戶與電網(wǎng)的雙向互動，制定更復(fù)雜、靈活的需求側(cè)管理方法。具體要求如下。

第一，智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度集成量測與傳感技術(shù)，采集用戶智能表信息，實時監(jiān)測電網(wǎng)運行，獲得用戶用電規(guī)律，保證預(yù)測負(fù)荷準(zhǔn)確性，并制定合理調(diào)度方案。將需求側(cè)管理融入電器設(shè)計中，以監(jiān)測、感應(yīng)和遙控方式追蹤，提高調(diào)度質(zhì)量。

第二，新能源是需求側(cè)管理的一部分，受限于光伏、風(fēng)電能源不確定性，其調(diào)度能力較低，特別是風(fēng)電，與用電負(fù)荷相比存在反調(diào)峰特性，加劇了峰谷差，增加了配電網(wǎng)運行難度。需要以需求側(cè)管理方式，并基于新能源不確定度，對負(fù)荷進(jìn)行轉(zhuǎn)移、延遲和消減等調(diào)度，跟蹤新能源，加強出力平衡，提高新能源利用率。

第三，智能配電網(wǎng)需求側(cè)資源較豐富，包括樓宇微電網(wǎng)、智能家居和電動汽車等，從傳統(tǒng)負(fù)荷向生產(chǎn)型負(fù)荷轉(zhuǎn)變，需要優(yōu)化調(diào)度，為電網(wǎng)提供支持。

2.2多代理系統(tǒng)

代理是具備反應(yīng)性、自治性的實體，能夠根據(jù)自身學(xué)習(xí)與周圍環(huán)境決定行為，通過其他代理交換信息。多代理系統(tǒng)則是多個代理構(gòu)成的松散、自主的聯(lián)合體系，物理上、邏輯上各代理互相分散，通過協(xié)同互動、互相服務(wù)共同完成任務(wù)[4]。各代理不受其他干擾，以協(xié)商、競爭方法協(xié)調(diào)矛盾，達(dá)成目標(biāo)。多代理系統(tǒng)的智能配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖如圖2所示。

以多代理技術(shù)管控智能配電網(wǎng)的本質(zhì)是下放配電管理系統(tǒng)控制權(quán)，使各單元系統(tǒng)能夠自我控制，利用代理間制約、聯(lián)系關(guān)系，實現(xiàn)多層次智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度目標(biāo)?；诙啻硐到y(tǒng)的管理結(jié)構(gòu)主要如下。1）配電管理系統(tǒng)。該系統(tǒng)是控制中心，可收集各個區(qū)域代理人運行情況，結(jié)合負(fù)荷預(yù)測和光伏/風(fēng)電出力預(yù)測情況，并基于系統(tǒng)區(qū)域內(nèi)上級系統(tǒng)和競價數(shù)據(jù)，保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行并調(diào)度各區(qū)域發(fā)電。該系統(tǒng)可結(jié)合實際觀測整體系統(tǒng)，利用區(qū)域性代理控制、調(diào)度智能配電網(wǎng)。2）區(qū)域型代理。該代理比配電中心控制范圍更小，介于代理人與配電管理系統(tǒng)間，負(fù)責(zé)根據(jù)區(qū)域天氣，預(yù)測發(fā)電單元電力消費和處理情況，結(jié)合上層配電系統(tǒng)和下層代理人協(xié)調(diào)互通，制定區(qū)域新能源出力計劃、調(diào)控負(fù)荷計劃，公布上網(wǎng)電價與網(wǎng)內(nèi)電價[5]。3）單元型代理。該代理包括風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電等代理單元，能夠自我管控，利用通信

系統(tǒng)將荷電狀態(tài)、運行狀況和調(diào)用負(fù)荷情況等進(jìn)行上報，確定負(fù)荷調(diào)用補償電價和發(fā)電成本，受區(qū)域型代理人控制，可通過通信系統(tǒng)運作協(xié)調(diào)。

智能配電網(wǎng)多代理系統(tǒng)接入新能源，能夠為能源間交換能量提供支持，具備高效、兼容特點。對拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)來說，饋線上分段開關(guān)間或分段開關(guān)至線路末端節(jié)點的發(fā)電單元均可劃分成區(qū)域代理人?；诖?，每個區(qū)域可等效成一個生產(chǎn)型負(fù)荷，輸出功率超出負(fù)荷需求即可視為可控性新能源，相饋線注入功率即為新能源輸出功率，自治控制即為新能源輸出功率調(diào)節(jié)，如圖3所示。

2.3目標(biāo)函數(shù)

根據(jù)多代理系統(tǒng)進(jìn)行智能配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度時，需要構(gòu)建優(yōu)化調(diào)度模型，鑒于運營人員與區(qū)域代理人利益一致，設(shè)計目標(biāo)函數(shù)minF，如公式（1）所示。

式中：T為調(diào)度周期各階段數(shù)量；？T為各階段持續(xù)時間，進(jìn)行優(yōu)化調(diào)度時通常設(shè)計24h為一個周期，調(diào)度每階段為1h，認(rèn)為1h內(nèi)新能源輸出功率、系統(tǒng)負(fù)荷、負(fù)荷調(diào)控以及儲能交換功率不變[6]；ΩADG與Ωz分別為智能電網(wǎng)中獨立新能源總數(shù)和自治區(qū)域總數(shù)；PjNDG（t）為第j可控新能源t時段輸出功率；λjNDG（t）和CiADG（t）分別為第j和i可控新能源t時段運行成本。

CiADG（t）如公式（2）所示。

CiADG（t）=CiBESS+CiDC（t）+CiCL（t） （2）

式中：CiBESS為t時段i區(qū)域運行蓄電池成本；CiDC（t）為t時段i區(qū)域運行可控新能源成本；CiCL（t）為t時段i區(qū)域調(diào)用可控負(fù)荷成本。

智能配電網(wǎng)以新能源最大化利用為目標(biāo)，對風(fēng)電、光伏均采取最大功率點跟蹤方式。假設(shè)間歇式能源發(fā)電省略排放成本，其成本CiDC（t）如公式（3）所示。

（3）

式中：PgDC（t）為g節(jié)點t時段并網(wǎng)可控新能源發(fā)電電價；ΩDGi為i區(qū)域新能源接入節(jié)點集合；λgDG（t）為g節(jié)點t時段并網(wǎng)可控新能源有功功率。

2.4約束條件

功率平衡約束如公式（4）所示。

Pi（t）=Ui（t）∑j∈iUj（t）（Gijcosθij（t）+Bijsinθij（t））

Qi（t）=Ui（t）∑j∈iUj（t）（Gijsinθij（t）+Bijcosθij（t）） （4）

式中：Qi（t）和Pi（t）分別為i節(jié)點t時段注入的無功和有功功率；Bij和Gij分別為i、j支路電納與電導(dǎo)數(shù)值；Ui和Uj分別為i、j節(jié)點t時段電壓幅值；θij（t）為i、j節(jié)點t時段相角差。

節(jié)點電壓約束如公式（5）所示。

Vi，min≤Vi（t）≤Vi，max（5）

式中：Vi，max和Vi，min為i節(jié)點最大、最小電壓值；Vi（t）為i節(jié)點t時段電壓。

支路載流量約束如公式（6）所示。

IL，ij，max≥IL，ij（t）（6）

式中：IL，ij，max為支路電流最大值；IL，ij（t）為i、j支路t時段電流幅值。

新能源出力約束如公式（7）所示。

式中：ΔPgDG（t）和QgDG（t）分別為g節(jié)點i時段并網(wǎng)新能源可控有功和無功功率；QDGmin，g和QDGmax，g分別為新能源無功可調(diào)最小和最大值；PDGmin，g和PDGmax，g分別為新能源有功可調(diào)最小和最大值。

在負(fù)荷調(diào)控約束中，縮減部分不能超出節(jié)點可縮減負(fù)荷總量，可轉(zhuǎn)移負(fù)荷最大量需要低于全部用于參與可轉(zhuǎn)移量。在整體優(yōu)化調(diào)度周期內(nèi)，保持接受負(fù)荷轉(zhuǎn)移量不變且轉(zhuǎn)移時間在一定限度范圍內(nèi)，否則會對用戶生活造成破壞。開始轉(zhuǎn)移負(fù)荷時，節(jié)點處起始調(diào)用可轉(zhuǎn)移負(fù)荷是1或0，完成負(fù)荷恢復(fù)時段與之相反。

2.5實時優(yōu)化調(diào)度

在智能配電網(wǎng)中，系統(tǒng)實時運行擾動主要是新能源電力波動、負(fù)荷波動造成的功率擾動。為減輕實時調(diào)度負(fù)擔(dān)，可采取物理解耦模式，對于區(qū)域功率擾動，利用區(qū)域代理人控制新能源達(dá)成平衡；對于區(qū)域外功率擾動，利用變電站低壓母線達(dá)成平衡。在自治區(qū)域內(nèi)，新能源提供的旋轉(zhuǎn)備用難以抵消系統(tǒng)功率波動，要求上級變電站低壓側(cè)母線平衡波動，目標(biāo)函數(shù)minf如公式（8）所示。

式中：ΔPiADG（t）為i區(qū)域?qū)崟r調(diào)度向系統(tǒng)饋線注入功率波動；PiADG（t）為預(yù)測短期功率/負(fù)荷，是i區(qū)域預(yù)測短期注入系統(tǒng)饋線功率/負(fù)荷；PiADG（t）為i區(qū)域?qū)嶋H注入系統(tǒng)饋線功率。

通過優(yōu)化各區(qū)域獲得總功率波動？PADG（t），如公式（9）所示。

在實時調(diào)度中，還需要考慮區(qū)域供需平衡約束，如公式（10）所示。

式中：ΩL，i為i區(qū)域負(fù)荷集合；ΩDG，i為i區(qū)域間歇式電源集合；ΔDi'（t）為i區(qū)域l'負(fù)荷實測出力和預(yù)測出力差值；ΔgPDG（t）為i區(qū)域g節(jié)點分布式電源預(yù)測出力和實時出力差值；Δg'PDG（t）為i區(qū)域g'節(jié)點分布式電源預(yù)測出力和實時出力差值。

2.6算法求解

智能配電網(wǎng)調(diào)控新能源時，基于多代理系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度建模，并采取微分進(jìn)化算法對其進(jìn)行求解，步驟如下。1）輸入智能配電網(wǎng)網(wǎng)架參數(shù)和系統(tǒng)光伏、風(fēng)電新能源裝機容量基本參數(shù)，編碼處理，引入24h光伏、風(fēng)電和負(fù)荷預(yù)測信息，種群信息初始化。2）種群個體的約束違反懲罰值，與目標(biāo)函數(shù)值進(jìn)行計算，構(gòu)成適應(yīng)度函數(shù)值。3）根據(jù)微分進(jìn)化算法，采用交叉、變異操作生成新個體，對其適應(yīng)度函數(shù)值進(jìn)行計算，比較原有適應(yīng)度函數(shù)值，如果優(yōu)于原參數(shù)，就以新個體代替原個體。4）多次迭代，保證達(dá)到收斂條件，輸出優(yōu)化調(diào)度結(jié)果。

3算例分析

3.1系統(tǒng)概況

采用配電網(wǎng)節(jié)點配送系統(tǒng)，電壓等級12.66V。結(jié)合上述分區(qū)方法，劃分4個自治區(qū)，利用區(qū)域代理人加以控制。負(fù)荷節(jié)點包括居民用戶、商業(yè)用戶與工業(yè)用戶。系統(tǒng)新能源和儲能裝置、并網(wǎng)節(jié)點見表1。

光照度與風(fēng)速采取廣東中山典型日實測數(shù)據(jù)，構(gòu)成風(fēng)電系統(tǒng)輸出功率與光伏系統(tǒng)輸出功率。

3.2日前優(yōu)化調(diào)度

在日前優(yōu)化模型下計算獲得24h風(fēng)電系統(tǒng)、光伏系統(tǒng)、儲能設(shè)備以及微型燃?xì)廨啓C出力情況。由于燃?xì)廨啓C出力較穩(wěn)定，因此功率峰值在2：00—4：00、11：00—18：00這2個時間段?？紤]風(fēng)電2：00—4：00短時間缺額，增加微型燃?xì)廨啓C出力，維持功率平衡。而在11：00—18：00，風(fēng)電功率處于谷值節(jié)點，屬于負(fù)荷峰值階段，應(yīng)對其反調(diào)峰特性，增加微型燃?xì)廨啓C輸出功率。蓄電池儲能時，2：00—7：00以充電為主，處于負(fù)荷谷值節(jié)點，風(fēng)電出力較高；10：00—18：00是蓄電池放電階段和負(fù)荷峰值階段，風(fēng)電出力低谷。18：00—23：00調(diào)用不顯著，盡管處于負(fù)荷峰值階段，但風(fēng)電也是峰值功率階段，可通過微型燃?xì)廨啓C、風(fēng)電調(diào)度取得系統(tǒng)平衡。各區(qū)域內(nèi)日前調(diào)度注入饋線功率，分布式電源容量較大，以外送功率為主，可實現(xiàn)供需平衡。

4結(jié)論

綜上所述，石油、煤炭等化石能源儲量衰竭，增加了世界能源壓力。面對環(huán)保和能源枯竭的雙重挑戰(zhàn)，必須合理利用風(fēng)力、光伏等新能源進(jìn)行發(fā)電，以分布式電源方式實現(xiàn)配電網(wǎng)并網(wǎng)，緩解能源和環(huán)境問題。但是新能源具有不確定性，可立足于多代理系統(tǒng)模式構(gòu)建智能配電網(wǎng)，實時調(diào)控各區(qū)域、各單元新能源負(fù)荷，從而滿足用戶電力需求，維持電力系統(tǒng)運行穩(wěn)定性。

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