CN104578402A - 用于控制电力网络的方法和系统 - Google Patents

Abstract

提供一种用于控制电力网络(14)的方法(300)和系统(30)。所述系统包含经配置以确定用于耦合到所述网络的慢动态机电装置(418，422)和快动态DER装置(426)优化参数的集成Volt-VAr控制(IVVC)部件(310)。所述慢动态装置是通过所述电力网络的当前状态以及电压升高表或基于功率流的完全优化例程来进行控制，其中所述电压升高表是使用命令输出来实时地自适应更新，所述基于功率流的完全优化例程为传统的可控资产(404，406，418，422)和至少一些所述快动态DER装置(426)产生最佳设定点。所述快动态装置是使用控制算法来在本地进行控制，所述控制算法使用基于IVVC设置、基于光伏(PV)电厂有功功率变化、基于功率因数或基于局部电力网络电压的无功功率贡献。

Description

用于控制电力网络的方法和系统

技术领域

本文中描述的实施例总体涉及电力产生和输送系统，尤其涉及用于在包含可变发电系统的电力网络中使用分布式能源(DER)的系统和方法。

背景技术

由发电实体产生的电力通常经由输电电路和配电电路组成的电力网络或电网递送给客户。通过电网控制系统密切地监测和控制电力产生和传输系统，所述电网控制系统包含大量的单独子系统，所述子系统也可以包含多个部件。通常，将信息从许多所述子系统/部件传输到控制系统以用来控制电网的操作。例如，一些发电实体利用能源管理系统或控制中心。

已知的能源管理系统包含与中央管理系统通信并且可以通过中央管理系统控制的多个部件和子系统，所述中央管理系统通常位于发电实体处。所述部件和子系统可以分布在电力网络的各个点处以方便电力传输。至少部分由于能源管理系统的大尺度以及可能被包含的单独部件/子系统的数量，在对发电和输电的集中式管理中用到的管理系统处的信息一般是繁多且复杂的。

传统上，对于配电系统，已执行电压和无功功率(Volt-VAr)控制以通过所述系统中存在的可控无功功率源来克服过压和欠压异常二者。通过控制所述系统中存在的无功功率的产生、吸收和流动，Volt-VAr控制可以将电压分布维持在可接受极限内并且减少配电系统损耗。传统的Volt-VAr控制通过重新配置可控装置来实现，例如用于电压控制的电压调整器和变压器有载分接开关(LTC)以及用于VAr控制的并联电抗器和并联电容器。

然而，馈线电压和无功功率流是紧密相关且独立的变量，对于所述变量，改变所述变量中的一个变量的控制动作可以导致改变另一个变量的相反控制动作。例如，使用变电站变压器LTC升高电压可以产生电压升高，所述电压升高可以致使电容器组控制使电容器组停止服务，从而降低电压。类似地，将电容器组投入服务可以致使LTC降低变电站处的电压。

虽然此类相冲突的控制动作一般不会对馈线产生不可接受的电条件，但是它们确实是产生了不那么有效率的条件。需要对电压和无功功率进行协调控制以确定并且执行真正是最佳的volt-VAR控制动作。

此外，基于已知配电管理系统(DMS)的VVC解决方案不是高度可伸缩的并且具有高的实施和操作成本，这不利于发电实体采用。常规的本地volt-var控制技术不能够进行电压整平、CVR、无功功率减少和单位功率因数，致使无法提高系统的效率。

一般来说，大部分的客户(即，负载)位于配电电路处。电力公司希望监测和控制沿配电电路分布的部件。为此，一些电力公司利用被称作“智能电网”的事物。至少一些已知智能电网包含与中央管理系统通信并且可以通过中央管理系统控制的多个部件和子系统，所述中央管理系统通常位于发电实体处。所述部件和子系统可以分布在发电实体的配电网络中的各个点处以方便电力配送给客户。至少部分由于智能电网的大尺度以及智能电网中可能包含的单独部件/子系统的数量，在对智能电网的集中式管理中用到的管理系统处的信息一般是繁多且复杂的。

电力网络中的配电馈线上的电力损失是配电系统工程师的一个关注问题。配电馈线上传输的电力中有约百分之三到约百分之八损失掉。电力损失包含欧姆损失、由无功功率流导致的损失以及由于由系统的非线性负荷产生的谐波电流所致的损失。目前，有时使用各种电压/Var控制方案来减少传输损失。在至少一个已知方案中，通过使用电容器组来实施Var补偿，所述电容器组放置在电力网络系统的关键总线上以供应无功功率从而支持并且尝试优化系统的电压分布。在某种程度上可以通过切换电容器组来实施实时控制动作。然而，此类电容器组，包含切换电容器组，仅放置在电力网络的离散点处并且注入离散电平的无功功率。此外，对切换电容器组的控制一般是基于特定切换电容器组本地的信息。

在增添了快动态分布式能源(DER)的情况下，需要额外的控制以处理来自DER的估计控制输入。例如，许多慢动态机电装置能够在相对较长的时段内控制电网上的电压。此类旧式装置能够处理大体上具有明显特征的日常负荷变化，例如由于重电力负荷增加(由于工厂在早上开工)和负荷减少(由于工厂和其它大型负载在晚上停工)所致的负荷变化。然而，DER的功率、无功功率和电压支持能力可能会在非常短的时间间隔内发生变化。光伏设备可能会被经过收集场的云影响，或者风电场可能会被不定风影响。

发明内容

在一个实施例中，一种用于控制电力网络的系统包含耦合到所述电力网络的多个慢动态机电装置和多个快动态DER装置。所述系统包含经配置以确定用于所述多个慢动态机电装置和所述多个快动态DER装置的一个或多个优化参数的集成Volt-VAr控制(IVVC)部件。所述慢动态装置是通过所述电力网络的当前状态以及电压升高表和基于功率流的完全优化例程中的至少一项来进行控制，其中所述电压升高表是使用命令输出来实时地自适应更新，所述基于功率流的完全优化例程用于为传统的可控资产和至少一些所述快动态DER装置产生最佳设定点。所述快动态装置是在远程控制更新之间使用以下各项中的至少一项来在本地进行控制：1).使用基于IVVC设置的分布式能源(DER)无功功率贡献的控制算法，2).使用基于可变发电电厂有功功率变化的DER无功功率贡献的控制算法，3).使用基于功率因数的DER无功功率贡献的控制算法，以及4).使用基于本地电力网络的电压的DER无功功率贡献的控制算法。

在另一实施例中，一种控制电力网络的方法包含a).对所述电力网络进行建模以确定对第一电力网络状态，即，与所述电力网络的部件的第一配置有关的状态的预期电压响应，b).确定所述电力网络的第二状态，所述第二状态是在第一状态之后的预定时间发生，c).接收所述电力网络的历史状态数据，所述历史状态是在第一状态发生之前发生，d).基于所述模型、第二网络状态和历史网络状态数据来确定所述电力网络的部件的第二配置，e).向所述部件传输命令以实现所述第二配置，以及f).在预定时段之后重新执行步骤a)至e)。

在又一实施例中，一种电力网络控制系统包含：网络模型部件，所述网络模型部件包括电耦合以形成输电和配电网络的电部件的模型；测量部件，所述测量部件经配置以从多个传感器接收与所述网络的所测量参数有关的数据并且经配置以确定所述电力网络的当前状态；记事器(historian)部件，所述记事器部件经配置以接收所述传感器数据并且存储所述传感器数据中的至少一些传感器数据；估计器部件，所述估计器部件经配置以使用所述传感器数据中的所述至少一些传感器数据来确定所述电力网络上的系统负荷的估计值和耦合到所述电力网络的可再生源的发电量的估计值；集成Volt-VAr控制(IVVC)部件，所述集成Volt-VAr控制(IVVC)部件经配置以确定用于耦合到所述电力网络的慢动态装置和快动态装置的一个或多个优化参数，其中所述慢动态装置经配置以在一时段内能够以所述一个或多个优化参数中的单个值来操作，所述时段相较于所述快动态装置能够以所述一个或多个优化参数中的单个值操作的相对较短的时段来说较长；以及调配命令部件，所述调配命令部件经配置以：接收所述优化参数；确定电容器组装置的最佳承担额、分布式能源(DER)无功功率基线值以及电压调整器和有载分接开关(LTC)的分接设置中的至少一项；以及将调配消息发出给连接到所述电力网络的所述装置。

附图说明

图1到图10示出了本文中描述的方法和系统的示例实施例。

图1是示例性电力产生和递送系统的框图。

图2是图1中所示的管理系统的示例框图。

图3是结合到IVVC优化控制中的本地DER控制的过程的流程图。

图4是简单地图示了图1中所示的较复杂系统的总线系统的示意性单线图。

图5是用作PV发电量的日常预报的PV分布的图，该图包含在从(例如)11点到16点的五小时时段内PV的较快速变化。

图6A是在没有用于电压调整的DER PV的情况下系统的平均电压分布的图。

图6B是在没有用于电压调整的DER PV的情况下系统的平均电压分布的图。

图7A是在与2000kVA PV电厂相关联的逆变器参与到通过IVVC整平馈线网络上的电压时所述逆变器的无功功率输出的图。

图7B是在与1500kVA PV电厂相关联的逆变器参与到通过IVVC整平馈线网络上的电压时所述逆变器的无功功率输出的图。

图8A是针对单级IVVC优化的平均电压分布的图。

图8B是针对双级IVVC优化的平均电压分布的图。

图9A是针对双级IVVC优化的逆变器无功功率输出的图。

图9B是针对单级IVVC优化的逆变器无功功率输出的图。

图10是针对用于本地DER控制的四种方法中的每一者来说的配电网络内的对比平均电压的图。

虽然各种实施例的特定特征可能在一些图式中示出而未在其它图式中示出，但是这只是为了方便起见。任一图式中的任一特征都可以与任一其它图式中的任一特征一起被提及和/或主张权利。

除非另有指示，否则本文中提供的图式意在图示本公开的实施例的特征。这些特征被认为是可应用于包括本公开的一个或多个实施例的各种各样的系统中。因而，图式不打算包含本领域的普通技术人员所知的实践本文中公开的实施例需要用到的所有常规特征。

具体实施方式

以下详细描述说明了管理配电网络的实施例，所述配电网络包含跨越广大地理区域分散的多个发电源、电负载以及快和慢动态无功部件。

以下公开描述了在协调volt-var控制(CVVC)中提供对电压升高表的自主实时更新的自适应逻辑。所述方法通过将动态、快速作用的分布式能源(DER)包含在内而改进了使用相对较缓慢作用的旧式机电装置的当前CVVC方法。自适应逻辑使协调volt-var控制能够处置日常负荷变化、最佳馈线重新配置以及由拓扑改变(归因于故障、FDIR操作)和分布式发电导致的电网中的动态改变。

如本文中描述的自适应CVVC包含以离线电压升高查找表开始的闭环，所述查找表是基于当前系统数据(例如，电容器组电网位置和值)以及对当日的电网配置和负载的离线模拟。在改变电网配置或负载的控制动作之后，反馈SCADA测量结果以将经更新的系统信息提供给自适应逻辑。另外，自适应逻辑功能接收最近更新的volt-var控制动作。给定这两个输入，它又实时地更新馈线的电压升高表。通过稀疏地填充电压升高表矩阵和进行内插以找到将来的可控var资产所处的间隙的电压值，在以后的日期里随着电网增长，新电容器组或其它VAR可控资产的纳入可以被处理。类似地，通过使得新的无功资产能够填到已内插了之前的值的经稀疏充填的矩阵的空间中，来自逆变器的可控无功产生的增添可以在电压升高表内表示。

以下描述关于附图，其中在没有相反陈述的情况下，不同图式中的相同编号表示类似元件。

以下详细描述以举例而非限制的方式说明了本公开的示例实施例。可设想到，本公开一般应用于管理工业、商业和居住应用中的地理上分布较广的各种电力资产的操作和维护的分析性的和有条理的实施例。

图1是示例性电力产生和递送系统10的框图。在示例性实施例中，电力产生和递送系统10包含发电实体12、电网14和多个客户或能量用户位置16。此外，电力从发电实体12经由电网14递送给客户或能量用户位置16。更具体来说，电网14包含多根输电线18、多个变电站20以及实现电力配送的多根配电线22。虽然输电线18和配电线22被图示为单根线，但是每一输电线18和配电线22都可以包含一根或多根线，其各自载运单相电、二相电或三相电。

此外，在示例实施例中，发电实体12包含向电网14供应电力的发电系统24。发电系统24可以包含由(例如)燃气涡轮发动机、水电涡轮机、风力涡轮机、一个或多个太阳能电池板和/或另一合适的发电系统驱动的发电机。在示例实施例中，系统10包含多个分布式能源26。分布式能源26可以包含由(例如)燃气涡轮发动机、水电涡轮机、风力涡轮机、一个或多个太阳能电池板、一个或多个电池或电池组和/或另一合适的发电系统驱动的发电机。分布式能源26可以属于发电实体12(例如，被发电实体12拥有或者是发电实体12的一部分)、可以属于不同的发电实体、或者可以属于发电实体的客户。虽然在示例实施例中示出了四个分布式能源26，但是电力产生和递送系统10可以包含分布在电网14各处的任何数目的分布式能源26。

发电实体12还包含方便控制能量产生和/或递送的配电控制中心变电站28。配电控制中心变电站28如图所示被包含在发电实体12内，然而，配电控制中心变电站28可以在发电实体12外部(例如，位于发电实体12远处等等)并且与发电实体12通信，或者它可以位于一个发电实体变电站20中。此外，无论是位于分布式能源26内部还是外部，配电控制中心变电站28都可以与分布式能源26通信。

配电控制中心变电站28包含管理系统30，所述管理系统提供了用于管理从发电系统24递送的和/或配送到电网14中的电力的操作员控制。管理系统30可以控制到变电站20、客户或能量用户位置16和/或电网14内的其它合适的点的配电。管理系统30可以用来检测电网14中的操作条件、更改电网14的配置、和/或与电网14和/或发电系统24相关联的其它操作。具体来说，在示例实施例中，管理系统30耦合到分布在系统10各处的多个可切换资产32。

在一个实例中，可使用管理系统30来快速地响应于断电/故障状况以经由一个或多个可切换资产32(本文中有时被称作开关32)来重新配置电网14，以期限制潜在的安全问题、控制配电、和/或限制对电网14造成的/由电网14造成的损害。在另一实例中，为了实现对设备的安装或者对现有设备的更换，可以提供切换计划以在执行该项工作之前安全地断开导体的一部分。管理系统30可以确定切换计划并且创建与所述切换计划相关联的计划断电次序。管理系统30还可以经配置以模拟切换计划以便确保切换计划的准确性、安全性和有效性。执行所希望的维护/修理所必需的工作人员和工具的可用性也可以由管理系统30协调。具体来说，管理系统30可以由调度员或网络操作员用来将工作人员和工具调配到适当位置、和/或协调切换计划以最小化对电网14的操作的影响。

在至少一个实施例中，管理系统30可以包含监视控制与数据采集(SCADA)部件，例如市面上购自通用电气公司的SCADA能量管理系统。具体来说，管理系统30可以包含使得用户(例如，调度员、网络操作员、发电实体工程师、系统工程师、输电工程师等等)能够管理电网14的用户界面。

在示例实施例中，系统10包含高级计量体系(AMI)子系统，所述子系统包含AMI电表34。AMI电表34测量和/或检测接收到的和/或提供给耦合到AMI电表34的一个或多个负载(例如能量用户位置16等)的电量。电表34将数据(例如电力测量数据)传输给系统10和/或AMI子系统内的其它装置或系统(包含管理系统30)和/或从系统10和/或AMI子系统内的其它装置或系统(包含管理系统30)接收数据。系统10可以包含任何合适数目的AMI电表34。在示例实施例中，AMI电表34经由通信网络(例如因特网、蜂窝式网络等等)上的无线通信来与其它装置和系统通信。在其它实施例中，AMI电表34可以经由有线和/或无线通信与其它装置和系统通信。此外，AMI电表34可以与其它装置和系统直接或间接通信。

传感器36分布在电网14各处。传感器36可以包含在AMI电表34内和/或可以是分离的独立传感器36。每一传感器36监测所述传感器位置处的传输经过电网14的电力的一个或多个参数。所述参数可以包含但不限于电压幅值、电流幅值、电压相位、电流相位等等。在示例实施例中，传感器36可通信地耦合到管理系统30。因此，管理系统30可以从分布在电网14各处的传感器36接收电流状态数据。传感器36可以直接或间接地耦合到管理系统30。此外，传感器36可以通过有线连接和/或无线连接而耦合到管理系统。

图2是管理系统30的示例框图。在示例实施例中，管理系统30包含计算组件100。计算组件100可以包含个人计算机、工作站、服务器、网络计算机、移动计算机、便携式数字助理(PDA)、智能电话、或其它合适装置。如所示，计算组件100包含显示装置108、存储装置102以及与显示装置108和存储装置102通信的处理器104。显示装置108可以包含但不限于阴极射线管(CRT)显示器、液晶显示器(LCD)、有机发光二极管(OLED)显示器、或用于向用户(未图示)呈现信息的其它合适装置。

存储装置102是可以用于存储和/或检索信息(例如可执行指令和/或数据)的任何合适装置。存储装置102可以包含任何计算机可读媒质，例如硬盘存储装置、光盘驱动器/磁盘存储装置、可卸除式磁盘存储装置、快闪存储器、随机存取存储器(RAM)等等。虽然存储装置102在图2中被图示为单个元件，但是应了解，存储装置102可以包含位于一起或彼此远离的一个或多个分离的存储装置。

处理器104可以包含一个或多个处理单元(例如，采取多核配置)。如本文中使用，术语处理器是指中央处理单元、微处理器、微控制器、精简指令集电路(RISC)、专用集成电路(ASIC)、逻辑电路和能够执行指令的任何其它电路或处理器。处理器104可经编程以单独地或结合执行本文中描述的过程、方法或功能中的任一者或多者。

计算组件100包含用于接收来自用户的输入装置106。输入装置106可以包含但不限于键盘、指点装置、鼠标、触笔、触敏面板(例如，触摸板或触摸屏)、陀螺仪、加速计、位置检测器和/或音频输入装置。单个部件，例如触摸屏，可以起到显示装置108和输入装置106二者的作用。另外，图2中的特定示例实施例，计算组件100包含网络接口110。网络接口110可以在计算组件100与电网14和/或一个或多个公共网络112(例如，因特网、内联网、局域网(LAN)、蜂窝式网络、广域网(WAN)等等)之间提供通信。

如上所述，可以使用管理系统30，例如通过使用可切换资产32，来配置和/或重新配置电网14。此外，可以使用管理系统30来控制分布式能源26和/或将分布式能源26切换入和/或切换出电网14。通过控制分布式能源26，管理系统30可以积极地减少电网14中的配电损失。

图3是结合到IVVC优化控制中的本地DER控制的过程的流程图。在电力产生和递送系统10中，负荷和电压电平的波动是相对较小的，并且在一天和一年之内平均负荷的明显改变相对较慢地发生并且是以可预测的方式来发生。然而，在高等级的DER渗透下，例如PV，系统10经历了相对较快速的变化。例如，在PV的情况中，云瞬变可以导致在特定位置处大约每秒15％的PV发电量的缓升。

在此种情形中，现有的缓慢作用的控制装置(例如限定在操作频率的LTC、分级电压调整器和并联电容器)无法确保配电系统上的恰当电压调整。即便用以按较短的时间标度来响应，然而，抵挡由于天气条件所致的变化性将需要的数目增加的操作还将会大大缩短开关和分接开关的寿命。

本公开的实施例将IVVC优化公式为动态程序，所述动态程序导致如图3中所示的并联电容器或电容器组(CB)、LTC和DER发电机和逆变器处的VAR控制的最佳设置。获得针对每一小时的这些设置，对于负荷变化的慢时间标度来说，这些设置在整个小时内保持恒定。对于快时间标度(小时内变化)，基于IVVC优化设置的DER的本地控制进行接管。所述解决方法是基于求解不同子问题并且将子问题的解组合以求得总体解的动态编程(DP)算法。

在各种实施例中，用于本地DER控制的四种不同方法与如本文中所述的IVVC优化公式相结合。

在一个实施例中，用于确定用于系统10的调配命令的计算机实施的方法300包含使用来自多个传感器的信息、与网络的所测量参数有关的数据和电力网络的所确定当前状态来初始化302计算组件100。方法300还包含使用经初始化的值来执行304配电网络(图4中所示)的功率流、确定306当前状态测量值、获取308系统负荷和可再生或可变发电量的预报数据。使用来自在(例如)计算组件100上运行的IVVC引擎的优化参数和模型预测控制算法来确定电压调整器和有载分接开关的电容器组承担额、DER Q基线和分接设置。IVVC引擎与慢动态部件和快动态部件一起工作以针对慢动态部件产生310针对相对较长的时段的设定点以及针对快动态部件产生310针对相对较短的时段的设定点。发出312调配命令。

使用估计来获得基于历史数据的在给定时段(例如，24小时或更长)内的负荷预报。因为最佳电容器组承担额和分接设置是基于负荷预报，所以预报越准确，Volt/VAr优化算法的性能就越好。即便计算是每隔t分钟进行的，但是在一些情况中，每隔3到4个小时运行负荷预报算法可能是更适当的。类似地，对于电容器组承担额和VR/LTC分接设置算法，每隔15到30分钟运行所述算法可能是更切合实际的。

图4是简单地图示了较复杂系统10(图1中所示)的配电网络400的示意性单线图。在示例实施例中，配电网络400说明了具有以下特性的配电馈线402：

对于4.16kV馈线，相对较短且负荷较高，

包含星形(wye)连接的三个单相单元的变电站电压调整器404，

有载分接开关变压器或自耦变压器406，

不平衡点和分布式负载408、410、412、414、416，

总线420处的600kVAr三相电容器组418，

总线424处的处于相位C的100kVAr单相电容器组422，

总线428处的具有1500kVA定额逆变器的PV电厂(DER)426，以及

总线432处的具有2000kVA定额逆变器的PV电厂(DER)430。

电厂(DER)426和430，在这种情况中是PV电厂，可以是任何类型的电厂或能源(例如风力涡轮机)、被假定具有过多的功率容量以允许在以近最大实际功率操作时进行无功功率产生和消耗。确定此额外容量的适当大小是个重要的未解决的问题，并且其取决于协调逆变器对电压和功率流的改变的响应的控制方案。本文中描述了利用PV逆变器无功功率产生的集中式最佳和分布式次佳控制的用于电压调整(电压整平)的四种本地DER控制方法。

图5是用作DER发电量的日常预报的DER分布500的图，该图包含在从(例如)11点到16点的五小时时段内DER的较快速变化。在分析高级IVVC与DER的集成时可以考虑DER分布500。对DER分布500进行正规化并且将其作为负负载应用于1500kVA PV电厂426的总线428处以及2000kVA PV电厂430的总线432处。关于DER的初始情形在下文中论述。虽然被描述为DER分布，但是分布500可以特定地与任何可变发电源有关，包含但不限于风、太阳能、水、潮汐和/或泵抽资源。

图6A是在没有用于电压调整的DER PV的情况下配电网络400的平均电压分布的图600。图6B是在具有用于电压调整的DER PV的情况下配电网络400的平均电压分布的图602。

1.没有DER参与到IVVC

虽然DER电厂在到馈线的相应连接点(POC)处将实际功率输入提供到配电馈线中；但是它们是以单位功率因数来操作。这意味着它们的无功功率注入是零并且因此没有促成馈线上的电压调整。因此，在IVVC优化公式期间，DER逆变器没有被视为控制装置。

2.DER参与到IVVC

具有可变无功功率输出的DER被视为优化问题内的额外控制装置。图6B示出了网络上的电压分布比图6A中的电压分布平整。电压变化的改变速率也展现出很大的改进。

图7A是在与2000kVA PV电厂430相关联的逆变器参与到通过IVVC整平馈线网络上的电压时所述逆变器的无功功率输出的图700。图7B是在与1500kVA PV电厂426相关联的逆变器参与到通过IVVC整平馈线网络上的电压时所述逆变器的无功功率输出的图702。

图8A是针对单级IVVC优化的平均电压分布的图800。图8B是针对双级IVVC优化的平均电压分布的图802。如图8A和图8B中所示，双级优化(图8B)在与使用单级IVVC(图8A)的情况相比时具有较高的电压变化。

图9A是针对双级IVVC优化的逆变器无功功率输出的图900。图9B是针对单级IVVC优化的逆变器无功功率输出的图902。并且，如图9A中所示，双级优化导致逆变器的较高无功功率输出，从而导致跨越馈线测试系统网络上的较高电压。图9B示出了包含DER控制的单级优化导致比单独完成时要好的电压分布。

在本部分中，描述用于DER的四种不同的本地电压控制方法。这些方法用于对可变发电电厂逆变器进行本地控制(归因于DER实际功率输出的快速变化)。本文中描述的DER通常是PV电厂，然而，相同原理适用于风电场、水力以及其它可变发电源。快速变化是可变发电系统中的小时内变化并且因此要求对逆变器响应的本地控制。

本文中描述的四种本地电压控制方法考虑将每一第i小时内通过优化提供的IVVC设置用作基线设置以获得针对小时内变化的逆变器的无功功率响应。DER基于以下本地控制方法来提供无功功率：

-方法1：IVVC设置。

-方法2：基于PV有功功率变化。

-方法3：恒定功率因数。

-方法4：恒定电压。

DER本地控制-方法1

这种方法的DER无功功率贡献是基于从问题阐述的单级优化获得的基线IVVC设置。这用以下三步过程来描述：

第1步：IVVC优化提供每一第i小时内无功功率输出的DER设置，如以下方程式所描述：

${\mathrm{PVpos}}_{{\mathrm{ref}}^i}=\±\left(\frac{1...n}{n}\right),$ 其中   (1)

n是逆变器响应的步数。

第2步：按下式计算在第i小时的开头的基线无功功率输出：

第3步：对于下一个小时内的小时内可变DER变化，按以下方程式来获得DER的无功功率贡献：

$Q_{{\mathrm{pv}}^c}={\mathrm{PVpos}}_{{\mathrm{ref}}^i}X\sqrt{({\mathrm{KVA}}^2-P_{{\mathrm{pv}}^{c^2}})},$ 其中    (4)

是PV电厂的当前有功功率。

DER本地控制-方法2

方法2的DER无功功率贡献是基于PV电厂有功功率变化。这也使用方法1中的通过问题阐述的单级优化获得的基线IVVC设置。

表1提供了所述方法所依据的控制理念。DER的无功功率贡献是基于以下事实，即，假如将每一小时时的有功功率输入视为基线，那么POC处功率注入的任何进一步增加或减小都将导致POC总线电压的增加或减小。因此，为了将总线处的电压分布拉回，将必须减小或增加无功功率。

表1：由于实际功率注入所致的POC电压变化

第一步.优化提供每一第i小时内的无功功率输出的DER设置：

${\mathrm{PVpos}}_{{\mathrm{ref}}^i}=\±\left(\frac{1...n}{n}\right),$ 其中    (5)

n是逆变器响应的步数。

第2步：将基线无功功率输出和第i小时开头的有功功率输出选为整个小时内的参考值。

$Q_{{\mathrm{ref}}^i}={\mathrm{PVpos}}_{{\mathrm{ref}}^i}X\sqrt{({\mathrm{KVA}}^2-P_{\mathrm{pVi}}2)}---\left(6\right)$

第3步.对于下一个小时内的小时内DER变化，按以下方程式来获得DER的无功功率贡献：

$Q_{{\mathrm{PV}}^c}=Q_{{\mathrm{ref}}^{\mathrm{ix}}}(1-(P_{{\mathrm{PV}}^C}-P_{{\mathrm{PV}}^i}/P_{{\mathrm{PV}}_{\max }})),$ 其中，    (7)

PV是DER的当前有功功率并且是可变发电电厂的最大功率输出。

DER本地控制-方法3

这种方法的DER无功功率贡献是基于每一小时的恒定功率因数。这也使用通过问题阐述的单级优化获得的基线IVVC设置来获得每一小时的功率因数。

方法3用以下三步过程来描述：

第1步：IVVC优化提供每一第i小时内的无功功率输出的DER设置，如以下方程式所描述：

${\mathrm{PVpos}}_{{\mathrm{ref}}^i}=\±\left(\frac{1...n}{n}\right),$ 其中    (8)

n是逆变器响应的步数。

第2步.基于基线无功功率输出Qrefi和第i小时开头的有功功率输出P_PVi，来计算DER功率因数pf_i：

$Q_{{\mathrm{ref}}^i}={\mathrm{PVpos}}_{{\mathrm{ref}}^i}x\sqrt{({\mathrm{KVA}}^2-P_{\mathrm{PV}}{i}^2)}---\left(9\right)$

${\mathrm{pf}}_i=\cos \left({\tan }^{-1}(Q_{{\mathrm{ref}}^i}/P_{{\mathrm{PV}}^i})\right)---\left(10\right)$

第3步.对于下一个小时内的DER输出的小时内变化，明确地说对于PV和风力发电量，因此通过所获得的功率因数来确定无功功率贡献为：

$Q_{{\mathrm{PV}}^c}=P_{{\mathrm{PV}}^c}x\sqrt{1-{\mathrm{pfi}}^2}/\mathrm{pfi},,$ 其中    (11)

是PV电厂的当前有功功率。

DER本地控制-方法4

基于通过IVVC提供的电压设定点的DER无功功率贡献。

第1步.运行IVVC优化以确定连接上PV电厂的POI处的每一第i小时内的电压。

第k总线的是在第i小时时从IVVC获得，

表示电压设定点，其中每小时的缓慢电网变化通过电容器组、电压调整器和分接开关来补偿。

第2步.接着将用作PV逆变器的参考电压调整设定点以作用于DER注入的高频波动。

这表示每隔一小时设定的并且不会抵触传统的电压调整装置的设定点电压控制。

图10是针对用于本地DER控制的四种方法中的每一者来说的配电网络400内的对比平均电压的图1000。图1000包含以时间单位为刻度的x轴1002和以单位电压(pu)单位为刻度的y轴1004。轨迹1006说明了使用方法1的平均电压。轨迹1008说明了使用方法2的平均电压。轨迹1010说明了使用方法3的平均电压。轨迹1012说明了使用方法4的平均电压。

用于小时内快速变化的四种DER本地控制方法导致从IVVC优化获得的类似LTC和电容器组位置。图8和图9示出了用于本地DER控制的三种方法的比较。基于有功功率(以红色示出)的变化的方法2导致在与其它两种方法比较时较平滑的电压分布。这在DER的无功功率响应中也观测到。这表示逆变器以正确的次序起作用，使得DER自我补偿它自己造成的电压变化而不是取决于预定义的补偿方案，例如不考虑当前系统条件的恒定功率因数。

增加分布式能源(DER)的渗透率会引入配电系统供应的快速、大型和随机的波动。这些波动由一天中PV系统正在发电的多个时段期间移过空中的云引入到(例如)PV系统中。在风力资源的情况中，风和阵风的正常变化往往产生可变发电量。随着可再生渗透率增加，将需要较快速的控制器，例如逆变器和同步发电机励磁控制，以通过控制电路中的无功功率流来提供电压调整。DER通过其逆变器或发电机来充当实现此类目的的可控无功功率源。逆变器式发电机相对于常规逐步电路控制器(例如但不限于有载分接开关、电容器组和其组合)的优点在于它们相对较快速、可以使所供应的无功功率连续地变化、以及具有低的操作成本。目前，逆变器通常是以单位功率因数来操作并且不参与到VAR控制中。使用逆变器控制无功功率要求系统实时地确定从每一逆变器或发电机调配多少无功功率、何时对它进行调配以及将在哪里和如何产生控制信号。上文描述了集成DER以提供额外无功功率的方法，从而增强集成Volt-VAr控制(IVVC)但又不会损害到总体IVVC目标并且同时满足实际功率输出的目标。本说明书中还描述了使用所确定的运行时间、电压异常的次数、变电站处的单位功率因数以及装置操作的数目来提高性能的软件算法方法。使用用于解决Volt-VAr控制(VVC)优化问题的两种方法：1)动态编程(DP)和2)基于背包问题阐述的分支和界限(BB)。

本文中描述的系统的实施例一般可用于控制电力网络，其中所述电力网络包含多个慢动态机电装置，例如传统或旧式有载分接开关变压器、分级电压调整器和切换电容器组，和多个快动态DER装置，例如同步发电机、光伏发电机、电池储能装置、静态同步补偿器(STATCOM)、灵活交流输电系统(FACTS)装置和静态VAR补偿器(SVC)，它们都耦合到电力网络。

慢和快动态装置必定要使用独立的但也是相互依赖的控制方案来控制。例如，慢动态装置往往是可能对系统电压和效率具有相对较大的影响，并且传统上被控制到在较长时段内进行调整的设定点的传统装置。快动态装置往往是较新的DER和可再生式装置，其通常对系统电压和效率具有相对较小的但更可变的影响，并且如本文中所描述被控制到在本地确定并且在较短的时段内进行调整的设定点。

所述系统包含集成Volt-VAr控制(IVVC)部件，其经配置以确定用于多个慢动态机电装置和多个快动态DER装置的一个或多个优化参数。

慢动态装置是通过中央控制器使用电力网络的当前状态以及电压升高表和基于功率流的完全优化例程中的至少一项来远程控制，其中电压升高表是使用命令输出来实时地自适应更新，基于功率流的完全优化例程为传统的可控资产和至少一些快动态DER装置产生最佳设定点。

快动态装置是在远程控制更新之间通过本地设定点控制器使用以下四种本地控制方法中的一种来在本地进行控制，1).使用基于IVVC设置的分布式能源(DER)无功功率贡献的控制算法，2).使用基于DER有功功率变化的DER无功功率贡献的控制算法，3).使用基于功率因数的DER无功功率贡献的控制算法，以及4).使用基于本地电力网络的电压的DER无功功率贡献的控制算法。

基于前述说明，本公开的上述实施例可以使用计算机编程或工程技术来实施，包含计算机软件、固件、硬件或其任何组合或子集。任何此类所得程序(具有计算机可读和/或计算机可执行指令)可以具体实现或提供在一个或多个计算机可读媒质内，由此制作根据本公开的所论述实施例的计算机程序产品，即，制品。计算机可读媒质可以是(例如)固定(硬)盘、磁盘、光盘、磁带、例如只读存储器(ROM)或快闪存储器等半导体存储器、或例如因特网或其它通信网络或链路等任何发射/接收媒质。可以通过从一个媒质直接执行指令、通过将代码从一个媒质复制到另一媒质或者通过经由网络传输代码来制作和/或使用含有计算机代码的制品。

如本文中使用，术语“软件”和“固件”是可以互换的，并且包含存储在存储器中以供处理器104执行的任何计算机程序，包含RAM存储器、ROM存储器、EPROM存储器、EEPROM存储器和非易失性RAM(NVRAM)存储器。上述存储器类型只是实例，并且因此不限制可用于存储计算机程序的存储器的类型。

本文中描述的方法和系统的示例实施例涉及电力产生和递送系统，并且更明确地说，涉及用于在电力网络中使用分布式能源(DER)的系统和方法。本文中描述的方法和系统可以使用计算机编程或工程技术来实施，包含计算机软件、固件、硬件或其任何组合或子集，其中技术效果可以包含以下各项中的至少一项：a).对电力网络进行建模以确定对第一电力网络状态，即，与电力网络的部件的第一配置有关的状态的预期电压响应，b).确定电力网络的第二状态，第二状态是在第一状态之后的预定时间发生，c).接收电力网络的历史状态数据，历史状态是在第一状态发生之前发生，d).基于模型、第二网络状态和历史网络状态数据来确定电力网络的部件的第二配置，和e).向部件传输命令以实现第二配置。

任何此类所得程序(具有计算机可读代码装置)可以具体实现或提供在一个或多个计算机可读媒质内，由此制作根据本公开的所论述实施例的计算机程序产品，即，制品。计算机可读媒质可以是(例如)但不限于固定(硬)盘、磁盘、光盘、磁带、例如只读存储器(ROM)等半导体存储器、和/或例如因特网或其它通信网络或链路等任何发射/接收媒质。可以通过从一个媒质直接执行代码、通过将代码从一个媒质复制到另一媒质或者通过经由网络传输代码来制作和/或使用含有计算机代码的制品。

已将本说明书中描述的许多功能单元标记为模块，以便更明确地强调它们实施的独立性。例如，模块可以实施为硬件电路，包括定制超大规模集成(“VLSI”)电路或门阵列、例如逻辑芯片、晶体管等现成的半导体、或其它离散部件。模块也可以实施为可编程硬件装置，例如现场可编程门阵列(FPGA)、可编程阵列逻辑、可编程逻辑装置(PLD)或其类似者。

模块还可以实施为软件以供各种类型的处理器执行。可执行代码的经识别模块可以(例如)包括计算机指令的一个或多个物理或逻辑块，这些块可以(例如)被组织成对象、程序或函数。不过，经识别模块的可执行文件不需要在物理上放在一起，而是可以包括存储在不同位置中的分散指令，所述指令在逻辑上结合到一起时包括所述模块并且实现所述模块的既定目的。

实际上，可执行代码的模块可以是单个指令、或多个指令，并且甚至可以分布在几个不同代码段内、分布在不同程序中、以及分布在几个存储装置上。类似地，操作数据在本文中可以在模块内被识别和被说明，并且可以具体实现为任何合适的形式并且组织在任何合适类型的数据结构内。操作数据可以聚集为单个数据集，或者可以分布在不同位置处，包含分布在不同的存储装置上，并且可以至少部分地仅以电信号形式存在于系统或网络上。

用于控制配电系统上的电压的方法和系统的上述实施例提供了确定将DER的无功能力用于IVVC的集成DER-IVVC配电配置的成本合算且可靠的手段。更具体来说，本文中描述的方法和系统便于确定DER的相对较短时段的电压设定点，同时又维持对旧式或慢动态部件的相对较长时段的设定点控制。因此，本文中描述的方法和系统便于以成本合算且可靠的方式来管理配电网络。

本书面描述使用实例来描述了本公开的实施例(包含最佳实施方式)，并且还使得本领域的技术人员能够实践本公开，包含制作和使用任何装置或系统以及执行任何合并的方法。本公开的可专利范围由权利要求书限定，并且可以包含本领域的技术人员想到的其它实例。此类其它实例意欲属于权利要求书的范围内，只要它们具有与权利要求书的文字语言无异的结构元件，或者只要它们包含与权利要求书的文字语言没有实质差异的等效结构元件。

Claims (10)

1.一种用于控制电力网络(14)的系统(30)，所述系统包括配置用于无功功率输出的相对较快速且连续的动态变化的多个慢动态机电装置(418)和多个快动态分布式能源(DER)装置(426)，所述系统包括集成Volt-VAr控制(IVVC)部件(310)，其配置用于确定所述多个慢动态机电装置和所述多个快动态DER装置的一个或多个优化参数，所述慢动态装置配置通过所述电力网络的当前状态以及电压升高表和基于功率流的完全优化例程中的至少一项来进行控制，其中所述电压升高表是使用命令输出中实时地自适应更新，所述基于功率流的完全优化例程用于为所述慢动态装置和至少一些所述快动态DER装置产生理想设定点，所述快动态装置经配置以在远程控制更新之间使用以下控制算法中的至少一种来在本地进行控制：使用基于IVVC设置的DER无功功率贡献的控制算法、使用基于可变发电DER有功功率变化的DER无功功率贡献的控制算法、使用基于功率因数的DER无功功率贡献的控制算法以及使用基于本地电力网络的电压的DER无功功率贡献的控制算法。

2.根据权利要求1所述的系统，其中所述慢动态机电装置包含有载分接开关变压器(406)或自耦变压器(406)、分级电压调整器和切换电容器组(418，422)中的至少一者。

3.根据权利要求1所述的系统，其中快动态DER装置包含光伏发电机(426)、同步发电机、电池储能装置、静态同步补偿器(STATCOM)、灵活交流输电系统(FACTS)装置和静态VAR补偿器(SVC)中的至少一者。

4.根据权利要求1所述的系统，其中所述快速作用动态DER的所述无功功率输出被离散化成多个线性步阶以包含在基于查找表的方法或基于功率流的优化例程中。

5.根据权利要求1所述的系统，其中所述使用基于IVVC设置的DER无功功率贡献的本地控制算法直接基于多个时段中的下一个时段内通过IVVC优化提供的可变发电DER设置来确定无功功率设置。

6.根据权利要求1所述的系统，其中所述使用基于可变发电DER有功功率变化的DER无功功率贡献的控制算法基于多个时段中的下一个时段内将由所述DER产生的实际功率估计值的误差来确定无功功率设置。

7.根据权利要求1所述的系统，其中所述使用基于功率因数的DER无功功率贡献的控制算法基于多个时段中的下一个时段内所述DER的功率因数估计值的改变来确定无功功率设置。

8.根据权利要求1所述的系统，其中所述使用基于本地电力网络的电压的DER无功功率贡献的控制算法基于多个时段中的下一个时段内所述DER的电压估计值的误差来确定无功功率设置。

9.一种电力网络控制系统(30)，包括：

网络模型部件(304)，所述网络模型部件包括电耦合以形成输电和配电网络(14)的电部件的模型；

测量部件(306)，所述测量部件经配置以从多个传感器接收与所述网络的所测量参数有关的数据并且配置用于确定所述电力网络的当前状态；

记事器部件，所述记事器部件经配置以接收所述传感器数据并且存储所述传感器数据中的至少一些传感器数据；

估计器部件(308)，所述估计器部件经配置以使用所述传感器数据中的所述至少一些传感器数据来确定所述电力网络上的系统负荷的估计值和耦合到所述电力网络的可再生源的发电量的估计值；

集成Volt-VAr控制(IVVC)部件(310)，所述集成Volt-VAr控制(IVVC)部件经配置以确定用于耦合到所述电力网络的慢动态装置和快动态装置的一个或多个优化参数，其中所述慢动态装置经配置以在一时段内能够以所述一个或多个优化参数中的单个值来操作，所述时段相较于所述快动态装置能够以所述一个或多个优化参数中的单个值操作的相对较短的时段来说较长；以及

调配命令部件(312)，所述调配命令部件经配置以：

接收所述优化参数；

确定电容器组装置(418，422)的最佳承担额、分布式能源(DER)无功功率基线值以及电压调整器和有载分接开关(LTC)(406)的分接设置中的至少一项，以及

将调配消息(312)发出给连接到所述电力网络(14)的所述装置。

10.根据权利要求9所述的系统，其中所述IVVC部件进一步包括自适应闭环电压升高表更新器，所述自适应闭环电压升高表更新器经配置以：

接收所述发出的调配消息和当前电力网络状态信息；以及

产生用于所述电力网络的经修订的电压升高表。