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計及DG與負荷時序特性的直流配電網(wǎng)規(guī)劃

2018-10-25 01:18李光宏張永超吳萬祿
現(xiàn)代電力 2018年5期
關鍵詞:換流站出力直流

李光宏,韋 鋼,張永超,吳萬祿

(1.上海電力學院電氣工程學院,上海 200090;2.國網(wǎng)山東電力德州供電公司,山東德州 253008;3.國網(wǎng)上海電力松江供電公司,上海 201699)

0 引 言

近年來分布式電源(distributed generation, DG)和電動汽車(electric vehicle, EV)在電網(wǎng)中滲透率不斷提高,負荷逐漸多樣化、直流負荷比例提高,現(xiàn)有交流配電網(wǎng)在供電容量和新能源接納等領域面臨一系列挑戰(zhàn)。新材料不斷出現(xiàn)和電力電子技術不斷進步,使得直流配電的應用成為可能,發(fā)揮其獨立控制潮流、減少負荷與DG接入配電網(wǎng)的換流環(huán)節(jié)和提高線路傳輸容量等方面的優(yōu)勢。作為直流配電應用的重要環(huán)節(jié),直流配電網(wǎng)規(guī)劃值得研究。

國內(nèi)外直流配電網(wǎng)領域研究尚處于起步階段,現(xiàn)有文獻集中在直流配電技術的可行性分析與發(fā)展展望[1]、直流配電網(wǎng)控制策略[2]和關鍵器件的研發(fā)[3]等方面。直流配電網(wǎng)規(guī)劃內(nèi)容極少,研究大多限于單一設備層面,尚未有完整的規(guī)劃方案。有關學者就直流配電網(wǎng)的拓撲結構提出了輻射狀、兩端供電型和環(huán)型等結構[1],就直流配電網(wǎng)的母線結構提出了單母線、雙母線和分層母線等結構[4],就直流系統(tǒng)極性提出了單極和雙極[5]等形式,還就交流線纜的直流改造[6-7]、直流配電電壓等級設定[8-10]和具體應用場景[8]等方面提出設計構想。直流配電網(wǎng)網(wǎng)架結構中,輻射狀和兩端配電系統(tǒng)結構簡單,方便現(xiàn)有交流配電網(wǎng)直流改造,但是供電可靠性較差;環(huán)狀結構供電可靠性較高,消納新能源的能力強,但網(wǎng)絡拓撲復雜,增大了保護控制的難度。

含DG的配電網(wǎng)規(guī)劃研究有一定進展,常用模糊模型[11]、概率模型[12]描述DG出力與負荷的不確定性,這些處理方法無法體現(xiàn)負荷大小、DG出力隨時間、季節(jié)變化的情況,也難以體現(xiàn)不同類型DG和多樣負荷個體之間的差異。部分文獻根據(jù)用戶類型[13-14]將負荷分為商業(yè)負荷、工業(yè)負荷和居民生活負荷,難以體現(xiàn)電動汽車和數(shù)據(jù)中心等新型負荷的特點。以上研究的對象為交流配電網(wǎng),或僅進行網(wǎng)架構建[13],或僅進行DG的選址定容[14],因此有必要進行直流配電網(wǎng)的網(wǎng)架和DG協(xié)調(diào)規(guī)劃。

本文研究直流配電網(wǎng)規(guī)劃問題,計及DG與負荷的時序特性與接入配電網(wǎng)的換流損耗,確定了直流配電網(wǎng)最優(yōu)網(wǎng)架,并對接入直流配電網(wǎng)的DG進行選址定容。提出了基于直流配電網(wǎng)年等效費用最小的規(guī)劃模型,并利用自適應遺傳算法交替迭代求解。最后給出算例驗證了規(guī)劃模型的有效性。

1 DG與負荷的時序模型

1.1 DG與負荷的時序特性

DG中選取風機與光伏為研究對象,新型負荷中選取軌道交通負荷、數(shù)據(jù)中心負荷和電動汽車為研究對象,根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)或者通過軟件模擬的方法,得到典型DG和負荷的時序特性,如圖1、2所示。每個季度取一個典型日,以該日24小時DG出力和負荷大小的變化情況代表對應季度特點一年四季共96個時段。對DG出力和負荷大小建模時,計及了交直流變換的換流損耗。

圖1 典型DG出力時序特性Fig.1 Typical timing characteristic of various DGs

如圖1所示,風機冬季出力大而夏季出力最小,光伏夏季出力大而冬季出力小,春秋兩季出力接近;風電傍晚達到最大,而光伏出力集中在白天,中午達到最大。光伏和風機出力具有一定的互補性。

圖2 典型負荷大小時序特性Fig.2 Typical timing characteristic of various loads

軌道交通[15]負荷類型多樣、交直流混合,其中最重要、容量最大的交通牽引負荷為直流負荷。負荷集中在通勤早高峰和晚高峰,直流電能主要用于牽引機車行駛,夜間負荷小,僅有少量照明負荷;冬夏兩季為空調(diào)季,負荷大于春秋兩季。

數(shù)據(jù)中心負荷[16]以直流類型為主,數(shù)據(jù)中心負荷集中在白天,全天波動?。幌募緶囟雀?、冷負荷最大,總負荷最高。電動汽車充放電負荷[17]為直流負荷,負荷大小受用戶駕駛習慣、電動汽車荷電狀態(tài)和季節(jié)氣溫等因素影響。夏季電動汽車充電功率大于冬季,電動汽車充電高峰集中在傍晚,夏季略晚于冬季。

分析以上典型DG出力和負荷大小的時序特性,可以發(fā)現(xiàn):有些DG出力具有互補關系,如光伏出力集中在白天而風機夜間仍輸出功率,有些DG出力和負荷大小波動規(guī)律相似,如風機傍晚時輸出功率最大,與電動汽車充電需求一致。

1.2 DG與負荷的數(shù)學模型

直流DG、直流負荷直接接入直流配電網(wǎng),交流DG、交流負荷經(jīng)整流器和逆變器接入直流配電網(wǎng)。計及換流損耗,節(jié)點i處h時段的DG出力和負荷大小為

PDGi(h)=ηrecPDGi,AC(h)+PDGi,DC(h)

(1)

(2)

式中:PLDi(h)為節(jié)點i處h時段負荷大??;PDGi(h)為節(jié)點i處h時刻DG輸出功率;下標AC、DC和分別表示交流、直流類型;ηrec和ηinv分別表示AC-DC整流環(huán)節(jié)和DC-AC逆變環(huán)節(jié)的轉換效率。

2 直流配電網(wǎng)規(guī)劃模型

配電公司作為直流配電網(wǎng)的投資主體,出資建設線路、安裝DG和換流設備,并負責運營。規(guī)劃模型以最小化直流配電網(wǎng)年費用作為優(yōu)化目標,具體如下:

minC=Cl+CDG+Ccon+Cb-Ce

(3)

式中:Cl為線路的年費用;CDG為分布式電源的年費用;Ccon為換流裝置年費用;Cb為直流配電網(wǎng)年購電費用;Ce為加入DG后的環(huán)境效益。

2.1 線路的年費用

線路的年費用包括建設費用及網(wǎng)損,公式如下:

Cl=αlCIl+COl

(4)

式中:

(5)

(6)

(7)

式中:CIl是線路投資建設費用;COl為線路網(wǎng)損;αl為線路的年費用系數(shù);nl為線路的經(jīng)濟使用年限;r0為貼現(xiàn)率;c0為電網(wǎng)單位電價;線路造價與線路的長度l、截面積D和直流系統(tǒng)極對數(shù)p有關;xl為0-1決策變量,取1表示投建該線路,取0則不投建;Nl為線路集合;R為線路電阻;I為流經(jīng)線路電流大小;每季度有Ts天,每天分為24個時段。

2.2 分布式電源的年費用

DG的年費用包括DG的安裝費用及運行維護費用,公式如下:

CDG=αDGCIDG+CODG

(8)

(9)

CODG=βCIDG

(10)

式中:PDGik為節(jié)點i處安裝的第k種DG容量,共NDG種DG,Nn個節(jié)點;cDGk為第k種DG的單位容量投資安裝成本;αDG見式(5);xDG為0-1決策變量,1表示安裝DG,0表示不安裝;DG的運行成本包括設備日常的維護保養(yǎng)和后期的報廢等一系列費用,認為正比于投資安裝成本。

2.3 換流設備的年費用

換流設備包括換流站和換流器,換流器又分為整流器和逆變器。直流配電網(wǎng)經(jīng)換流站與上級交流電網(wǎng)連接;交流DG和交流負荷經(jīng)整流器和逆變器接入直流配電網(wǎng),直流DG和電動汽車等直流負荷直接接入,電動汽車、不同交直流類型的DG與負荷接入直流配電網(wǎng)結構如圖3。

圖3 直流配電網(wǎng)一般結構Fig.3 General structure of DC distribution network

換流器投資成本正比于交流負荷大小和交流DG容量;換流站造價取決于換流容量,此外還有土地征用等固定費用。

αsta(Pvsccsta,v+csta,f)

(11)

式中:cinv和crec分別是逆變器和整流器單位容量成本;PDG,AC和PLD,AC分別表示節(jié)點i交流DG安裝容量和交流負荷最大值,按最大值安裝;csta,v和csta,f表示換流站的可變費用與固定費用;αcon和αsta為換流器和換流站的年費用系數(shù)。

2.4 直流配電網(wǎng)購電費用

分布式電源僅能滿足用戶部分用電需求,配電公司須向上級電網(wǎng)購電。分布式電源發(fā)電成本較高,政府加以補貼,配電公司購電成本如下:

Cb=c0Psta+(c0DG-c0b)PDG

(12)

(13)

(14)

式中:Psta(h)為換流站h時段輸出功率;ηsta為換流站轉換效率;Psta為換流站年換流功率;PDGi(h)為節(jié)點i處h時段DG發(fā)電量;PDG為DG年發(fā)電量,配電網(wǎng)共Nn個節(jié)點,每季度Ts天,每天分為24個時段;c0為電網(wǎng)單位電價;c0DG表示DG發(fā)電的單位燃料成本;c0b政府補貼的單位電價。

2.5 DG的環(huán)境效益

風機和光伏為清潔能源,接入配電網(wǎng)代替常規(guī)能源,可以減少污染。將產(chǎn)生的環(huán)境效益計入目標函數(shù):

(15)

式中:PDG為DG年發(fā)電量,見式(13);wu為單位容量常規(guī)能源發(fā)電產(chǎn)生的第u種污染物排放量;wDGu為單位容量DG發(fā)電產(chǎn)生的第u種污染物排放量;ceu為第u種污染物的單位排放治理成本,共Nw種污染物。

2.6 約束條件

① 線路輸送功率約束

Pij≤Pijmax

(16)

② 節(jié)點電壓約束

Uimin≤Ui≤Uimax

(17)

③ 節(jié)點功率平衡約束

(18)

④ 分布式電源滲透率約束

(19)

⑤ 換流器換流功率約束

PDGi≤Sconi

(20)

PLDi≤Sconi

(21)

⑥ 網(wǎng)架結構約束

網(wǎng)架結構應滿足一定的約束,輻射狀網(wǎng)絡約束為

Nn≤Nb+1

(22)

式中:Pij為流過線路ij的有功功率;Pijmax為線路的最大傳輸容量;gij為線路ij的導納。Ui和Uj為節(jié)點i和節(jié)點j的電壓幅值,共有Nn個節(jié)點,Uimax、Uimin分別表示為節(jié)點i的電壓上下限;Nb條支路與節(jié)點i相連;PDGi和PLDi為節(jié)點i處負荷大小和DG接入容量,參考式(12)和式(13);Sconi是節(jié)點i處換流器額定功率;σ為DG的最大滲透率。

3 規(guī)劃模型的求解

采用改進的自適應遺傳算法求解規(guī)劃模型,蒙特卡洛模擬DG和負荷出力,前推回代法求解直流隨機潮流。直流配電網(wǎng)僅有P節(jié)點和V節(jié)點,V節(jié)點類似平衡節(jié)點,換流站所在節(jié)點為V節(jié)點,剩余節(jié)點為P節(jié)點。

3.1 變量編碼方式

同時涉及DG的選址定容和網(wǎng)架的優(yōu)化規(guī)劃,若采用混合編碼的方法,編碼信息長,求解的問題維度高,變異操作結構易受破壞、出現(xiàn)不可行的解。網(wǎng)架生成和DG的選址定容相對獨立,編碼規(guī)則如下:

X=[L1,L2,…,Lx|K1,K2,…,Kx]

(23)

Y=[B1,B2,…,BDG|M1,M2,…,MDG]

(24)

式中:Lx代表第x條待建線路是否建設;Kx為對應線路線纜型號;DG信息采用整數(shù)編碼;BDG為DG類型信息,取0表示節(jié)點i處無DG接入,取其他自然數(shù)表示接入不同類型DG;MDG為DG容量信息,安裝容量為M×100kVA。

3.2 自適應遺傳算法

在遺傳操作中,交叉和變異概率的選擇是算法搜索的關鍵因素,具體取值常需要多次實驗得到。自適應遺傳算法的交叉概率及變異概率會隨適應度改變。本文算法采用的交叉概率和變異概率公式如下:

(25)

(26)

式中:Pc和Pm分別為交叉和變異概率;fmax為種群最大適應值;favg為平均適應值;f為父本與母本中較大適應值;f′為要變異個體的適應度值;k1、k2、k3、k4均為常數(shù)。

本文對網(wǎng)架、DG獨立編碼,交替迭代:先確定網(wǎng)架結構Xi,在此基礎上自適應遺傳算法進行DG的選址定容Yi,求出第一次迭代總成本C(Xi,Yi);在Yi基礎上,自適應遺傳算法確定網(wǎng)架結構Xi+1,求出第二次結果C(Xi+1,Yi);第三次迭代得到C(Xi+1,Yi+1)。依此類推,每次迭代均在前一次基礎上優(yōu)化,結果較之前更優(yōu)。迭代次數(shù)達到設定值,或者結果收斂,即可判斷結束并輸出最終結果。算法具體求解流程如圖4所示。

4 算例分析

4.1 算例參數(shù)

采用圖5的13節(jié)點算例,電壓等級10kV,電壓幅值上下限5%。規(guī)劃初期選擇建設單極、輻射狀直流配電網(wǎng)。

圖4 交替自適應遺傳算法流程圖Fig.4 Flow chart of adaptive genetic algorithm

圖5 初始網(wǎng)架Fig.5 Initial distribution configuration structure

節(jié)點1與上級電網(wǎng)相連,建設換流站。已建線路以實線表示,待建線路以虛線表示,線纜有LGJ-150、LGJ-120和LGJ-95三種待選。線路投資回收周期取30年,折現(xiàn)率取0.1,運行成本系數(shù)β取0.05,單極系統(tǒng)極對數(shù)p取1。

線路參數(shù)參見文獻[11],直流線路無電抗。直流配電網(wǎng)只傳輸有功功率,各節(jié)點無功負荷由換流設備就地平衡,具體預測值見表1。

設節(jié)點4-13為DG備選接入點,有風機和光伏兩種選擇,投資DG的折現(xiàn)率取0.1,nDG取20年,DG接入容量限制為30%。電網(wǎng)采用分時電價,峰時段為6時至22時,單位電價取1元/kWh;谷時段為22時至次日6時,取0.5元/kWh。風機單位容量造價為0.8萬元/kW,補貼為0.15元/kWh;光伏單位容量造價為1萬元/kW,補貼為0.42元/kWh。換流器單位容量造價取800元/kW,換流站單位容量造價取1 000元/kW,固定費用為300萬元,換流效率ηrec取0.93,ηinv取0.95,ηsta取0.98,折現(xiàn)率取0.1,經(jīng)濟使用年限取20a。設定負荷功率因數(shù)取0.8,直流負荷占比50%,工業(yè)、農(nóng)業(yè)和商業(yè)負荷時序特性見文獻[12];。火力發(fā)電行業(yè)污染物排放率與環(huán)境成本參見文獻[18]。遺傳算法求解時具體參數(shù)為:初始種群規(guī)模為100,交叉算子k1=0.5,k2=0.9,變異算子k3=0.02,k4=0.05,終止代數(shù)為100。

表1 各節(jié)點負荷預測值

4.2 規(guī)劃方案與結果分析

方案1采用本文提出的方法,考慮DG和負荷時序特性,規(guī)劃建設單極直流配電網(wǎng)。設置方案2和方案3,進一步對比分析,結果如表2。

表2 配電網(wǎng)規(guī)劃方案對比

方案2是考慮時序特性的交流配電網(wǎng)規(guī)劃,探究直流配電技術的有效性與合理性。直流負荷和光伏經(jīng)DC-AC換流接入交流配電網(wǎng),交流負荷直接接入交流配電網(wǎng),風機經(jīng)過AC-DC-AC兩次換流接入交流配電網(wǎng)。

方案3是不考慮時序特性的直流配電網(wǎng)規(guī)劃,討論時序模型對結果影響。規(guī)劃結果見圖6和表3。

圖6 配電網(wǎng)規(guī)劃結果Fig.6 Planning results of different schemes

方案1方案2方案3配網(wǎng)形式直流配電網(wǎng) 交流配電網(wǎng)直流配電網(wǎng)總成本/(萬元/a)1 254.131 503.561 576.03線路建設費用/(萬元/a)11.3717.1712.53線路運行成本/(萬元/a)167.23 191.92 216.25DG安裝費用/(萬元/a)237.35 195.05 253.71DG運行成本/(萬元/a) 11.87 9.7512.81換流器費用/(萬元/a)換流站費用/(萬元/a)66.97144.1583.86069.77161.23年購電費用/(萬元/a)1 567.341 798.041 690.69環(huán)境效益/(萬元/a)952.16792.89866.57新建線路3-9、4-5、5-6、6-8、6-11、7-10、8-12、11-133-9、4-5、5-6、7-8、7-10、8-11、8-12、11-133-9、4-5、6-7、6-8、6-11、7-10、8-12、9-13DG分布及容量節(jié)點6(風機200 kVA)、節(jié)點8(風機300 kVA,光伏100 kVA)、節(jié)點10(300 kVA)、節(jié)點11(風機300 kVA)、節(jié)點12(光伏500 kVA,風機400 kVA)、節(jié)點13(風機400 kVA)節(jié)點6(風機200kVA)、節(jié)點8(風機200kVA)、節(jié)點10(風機300kVA)、節(jié)點12(光伏300kVA,風機400kVA)、節(jié)點13(風機600kVA)節(jié)點6(風機300kVA)、節(jié)點8(4風機100kVA)、節(jié)點10(風機200kVA)、節(jié)點11(風機400kVA)、節(jié)點12(光伏400kVA,風機400kVA)、節(jié)點13(風機500kVA)匯總風機共1 900kVA,光伏共500kVA 風機共1 700kVA,光伏共300kVA 風機共2 200kVA,光伏共400kVA

對比分析方案1和方案2:①直流方案線路建設費用和運行成本均低于交流方案,原因是單極直流線路需要兩根導體,三相交流需要三根導體;直流線路無電抗,不傳輸無功功率,線路傳輸容量大而且線損低。②直流方案DG年費用更高,接入的DG容量更大, 更多地實現(xiàn)負荷就地平衡。③換流設備方面,直流方案換流器投資成本節(jié)約24萬元,說明直流配電可以減少DG與負荷接入配電網(wǎng)的換流環(huán)節(jié)。但是,換流站目前造價較高,直流方案總換流成本更高,暫時制約直流配電網(wǎng)發(fā)展。④直流方案購電費用節(jié)約231萬元。原因是直流方案DG發(fā)電量更大,而且網(wǎng)損、換流損耗更小。⑤直流方案環(huán)境效益更優(yōu),這是因為直流方案接入DG容量更大,運行損耗低。

這表明,在控制線路投資成本與網(wǎng)損、接納分布式能源、減少換流環(huán)節(jié)和提高環(huán)境效益等方面,直流配電技術優(yōu)于傳統(tǒng)的交流配電技術。

對比分析方案1和方案3:計及時序特性,線路、換流器投資略有下降,DG年費用和線路網(wǎng)損下降明顯。原因是線路和換流設備按負荷的峰值規(guī)劃,兩方案峰值相同,方案1時序模型中接入風機較少,故換流設備投資略低;DG按照負荷實際需求配置,而非最大值,減少了過剩電能向配電網(wǎng)倒送,降低網(wǎng)損。兩個方案均是接入的風機較多,原因是光伏造價高于風電造價,且光伏年總出力少;方案1計及時序特性,節(jié)點8處光伏多接入100kVA,光伏出力集中在白天,與該節(jié)點的商業(yè)負荷用電需求匹配;數(shù)據(jù)中心位于節(jié)點12處,光伏與風機同時接入,實現(xiàn)了出力互補。說明本方法可以實現(xiàn)DG出力與負荷用電需求匹配。

這表明,規(guī)劃時應考慮時序特性,可以使規(guī)劃結果更經(jīng)濟,并反映不同DG與多樣負荷的各自特點,實現(xiàn)“源-荷”的匹配。

進一步討論直流負荷對規(guī)劃影響,在方案1基礎上保持其他參數(shù)不變,改變直流負荷比例并將規(guī)劃結果記入表4。本算例中,直流負荷比例的變化不影響網(wǎng)架構建和DG選址定容的結果,相應線路投資建設成本、DG的建設運行成本不變。換流站按直流配電網(wǎng)與上級電網(wǎng)傳輸最大功率考慮,改變直流負荷比例沒有影響傳輸?shù)淖畲蠊β?,換流站成本保持不變。直流負荷比例增大,換流設備造價明顯降低,說明DG和負荷接入配電網(wǎng)的換流環(huán)節(jié)減少,同時線路網(wǎng)損、年購電費用略有下降,環(huán)境效益有所提高。

表4 不同直流負荷比例下直流配電網(wǎng)規(guī)劃結果對比表

5 結束語

本文引入了電動汽車、數(shù)據(jù)中心等新增負荷的時序模型,建立了計及不同DG、負荷時序特性的新型直流配電網(wǎng)規(guī)劃模型,用自適應遺傳算法進行網(wǎng)架規(guī)劃和DG選址定容,交替迭代,進行了網(wǎng)架與DG協(xié)調(diào)規(guī)劃。結果表明:

①直流配電網(wǎng)可以節(jié)省線路投資,降低網(wǎng)絡損耗,減少負荷和DG接入配電網(wǎng)的換流環(huán)節(jié),接納更多分布式能源,控制配電公司向上級電網(wǎng)的購電成本。直流配電目前受制于換流站高昂造價,隨著技術不斷進步,電力電子設備成本下降,直流配電網(wǎng)經(jīng)濟性更優(yōu)。②采用時序模型的規(guī)劃方案更貼近真實情況,體現(xiàn)了新增負荷特點和DG出力隨時間季節(jié)變化,實現(xiàn)了不同DG出力和多樣負荷用電的匹配,規(guī)劃結果更經(jīng)濟。③直流負荷比例提高使得換流成本降低。未來負荷多樣,直流負荷比例進一步提高,直流配電優(yōu)勢將更加顯著。

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