CN109149555A - 考虑供电模式的配电网广义电源变电可信容量评价方法 - Google Patents

Abstract

随着分布式电源、储能及需求侧响应资源渗透率的不断提高，其可作为配电网中的电源代替变电容量承担部分负荷，配电网中的分布式能源统称为广义电源，评估配电网中广义电源替代变电容量的容量价值可以为变电站规划提供重要支撑。本发明首先提出了变电可信容量的定义，是指在高压配电网层面，考虑主变压器和110kV线路及断路器等元件故障的情况下，满足等可靠性原则前提下，配电网中接入的广义电源能够等效的变电容量的大小。进而以配电区域为对象，在规划水平年广义电源渗透率预测值一定，且分散分布情况下，建立广义电源出力模型，根据等可靠性原则，基于序贯蒙特卡洛的评估框架，提出了一种考虑供电模式的配电网广义电源变电可信容量评价方法，通过仿真验证了本发明所建模型和方法的有效性。

Description

考虑供电模式的配电网广义电源变电可信容量评价方法

技术领域

本发明属于配电网变电站容量规划领域，涉及一种在配电网中不同接线模式下广义电源变电可信容量的评价方法。

背景技术

随着分布式电源、储能及需求侧响应资源渗透率的不断提高，其可作为配电网中的电源代替变电容量承担部分负荷，因此将配电网中的分布式能源统称为广义电源(Generalized Power Source，GPS)；评估配电网中广义电源替代变电容量的容量价值，不仅可以为主动配电网中变电站规划提供支撑，从而提高电网资产设备利用率，而且可以有效评估广义电源对电力系统的贡献，为市场机制和电价政策的制定提供决策支持；如何能在变电容量规划阶段考虑到分布式电源的替代容量，根据扣除后的变电站容量进行选址和定容将会适应更大规模分布式能源并网的规划场景，其中可信容量的求解技术方法具有重要研究意义；

近年来，国内外针对用可信容量来评估间歇性能源对系统容量充裕度所做贡献的研究取得了一定的成果，但仍存在以下问题：

（1）目前已有的研究大多是在大电网层面考察间歇性能源替代常规发电机组的有效容量，可靠性不变是指发电系统充裕性不变，缺乏对可信容量在配电网层面的研究；

（2）目前针对配电网层面，在一个变电站供电范围内，分布式能源能够替代的变电容量的研究方法是把容载比作为可靠性指标，分布式能源接入后，在容载比不变的情况下，将能够多增加的负荷量定义为可信容量，并在变电站容量中扣除可信容量；不足之处在于会导致同一区域内的变电站规模不同，不利于故障下的负荷转移，且未考虑高压配网结构。

发明内容

本发明首先提出了变电可信容量的定义，是指在高压配电网层面，考虑主变压器和110kV线路及断路器等元件故障的情况下，根据等可靠性原则，配电网中接入的广义电源能够等效的变电容量的大小；进而以配电区域为对象，在规划水平年广义电源渗透率预测值一定，且分散分布情况下，考虑广义电源的不确定性和控制策略，提出一种考虑供电模式的配电网广义电源变电可信容量评价方法，本发明可以为后续变电站选址定容提供参考；

其特征在于它包括以下几个步骤：

步骤1：建立广义电源出力模型，以独立控制为例，分别设定风电、光伏、储能系统和可控负荷模型；

步骤2：计及供电模式的高压配电网可靠性计算

（1）高压配电网接线模式包括以下四种：直接接线、单侧电源T型接线、双电源T型接线、双电源π型接线；

（2）可靠性评估方法基于序贯蒙特卡罗模拟法，在考虑上述四种不同供电模式的基础上，建立配电网可靠性计算时序模型，可靠性评价指标选用年期望缺供电量；

步骤3：提出配电网广义电源变电可信容量评估方法，通过该方法的计算结果评估不同接线模式下广义电源变电可信容量。

附图说明

1.图1是广义电源变电可信容量计算流程图。

2.图2是供电分区示意图。

3.图3是直接供电方式电气接线图。

4.图4是单侧电源T型电气接线图。

5.图5是双电源T型电气接线图。

6.图6是双电源π型电气接线图。

7.图7是变电站地理位置示意图。

8.图8是不同供电模式下的变电可信容量结果对比图。

9.图9是不同广义电源渗透率下四种供电模式变电可信容量数据（MW）。

具体实施方式

步骤1：建立广义电源出力模型，以独立控制策略分别设定分布式电源模型（风电和光伏）、储能系统模型以及可控负荷模型。图2为供电分区内一个变电站的局部示意图，表明GPS在站内的位置；

(1)分布式电源建模

风电机组出力与风速之间的关系表示如下：

(1)

式中：v _ci ，v _r ，v _co 及P _r 分别为风电机组的切入风速、额定风速、切出风速及风电机组的额定功率，f(v)是风速在v _ci 和v _co 之间时，风电机组风速与风电功率之间的函数关系；

光伏发电系统有功出力与太阳光辐射强度之间的关系：

(2)

式中：S为光伏电池板的有效面积，I(t)为t时刻电池板接收到的光强，η _c 为太阳能电源板的转换效率；K _c为阈值常数；

(2)储能系统建模

储能充放电功率如下：

(3)

式中，与 分别表示 t 时刻储能电池的充电功率与放电功率，p _ex为负荷需求与DG出力的差值定义为净交换功率，η _c、η _d分别为储能系统的充放电效率，S _nom为额定容量；

与系统正常运行状态时不同的是，故障时停电区域内的净交换功率p _ex需考虑转供负荷量，如式(4)所示：

(4)

式中，p _load.t ，p _loss.t ，p _DG.i.t 分别为t时刻停电区域内的总负荷功率，网损功率以及第i组DG的上网功率；p _T.t 为停电区域可转供的负荷量；N _DG 为停电区域内DG的总数量；

故障时储能系统的充放电功率由式(3)和式(4)共同决定；

储能系统充放电功率及荷电状态应满足如下式(5)约束；

(5)

(3)可控负荷建模

假设同一个变压器下的负荷属于一个分区，当故障出现停电时对同一供电分区内的可控负荷具有直接控制能力，能够及时削减；优先保证DG供电，其次考虑可转供的负荷大小，当该两项措施仍无法满足故障区域的全部负荷用电时，储能执行故障运行策略，计算系统需削减的可控负荷总量如式(6)：

(6)

式中，T _out 为停电时间。当该区域的可控负荷总量大于p _IL.t时，不会造成负荷停电；反之，当该区域可控负荷总量小于p _IL.t时，即所有可控负荷实施直接负荷控制削减负荷后将仍存在部分负荷失电，系统停电负荷为：

(7)

式中，N _D为停电区域内可控负荷的总组数，p _D.i.t 为t时刻可控负荷i可以削减的负荷总量，设系统中各负荷点的时变规律与负荷总量相同，由时变负荷模型确定：

(8)

式中，L _y 是年峰荷，P _wk 是52周的平均峰荷，P _d 是日平均峰荷占周峰荷百分比，P _h (t)为运行天24小时平均峰荷占日峰荷百分比；

步骤2：计及供电模式的高压配电网可靠性计算

（1）高压配电网典型供电模式

高压配电网接线模式包括以下四种：直接接线、单侧电源T型接线、双电源T型接线、双电源π型接线，电气接线图分别见图3到图6；当高压配电网发生故障造成负荷失电时，失电负荷首先由高压配电网转供；转供线路故障或转供负荷越限时，通过中压侧站间联络转供；高压转供与中压转供共同决定了系统的可靠性水平；

（2）计及高压网架的配电网可靠性计算

可靠性评估方法基于序贯蒙特卡罗模拟法，在考虑上述四种不同供电模式的基础上，建立配电网可靠性计算时序模型，可靠性评价指标选用年期望缺供电量：

(9)

式中，N代表总模拟年数；E _ns 代表一次故障状态下的缺供电量；q和p分别为电源元件故障状态模拟次数和非电源元件故障状态模拟次数。具体计算步骤如下：

①生成时序变化序列；根据风电和光伏出力模型，在模拟总时长T范围内，生成风电和光伏的时序变化序列；并根据储能正常运行状态下的运行策略，生成储能系统荷电状态的时序变化序列，规定负荷序列恒定；

②生成故障状态序列；对系统中的电源元件和非电源元件同时进行序贯模拟，不考虑双重及以上故障，当非电源元件故障状态出现时，进行步骤③故障评估时选择（a），p加1；当电源元件故障状态出现时，步骤③故障评估时选择（b），q加1；

③故障评估；根据故障元件不同，有两种方式，其中：

（a）根据非电源元件故障情况，查询故障模式分析表库，确定失负荷区域，进而根据步骤①所得DG出力序列，确定失负荷区域内DG在系统故障期间的出力情况；确定需转供的负荷大小及转供路径；无法完成转供时，失负荷区域内的储能实施故障运行策略，供给部分负荷；仍无法满足所有负荷用电时，确定需削减用电的可控负荷量；实施了上述所有措施后仍无法实现供电的负荷即为此次故障的失电负荷，记录该次故障状态的缺供电量E _ns.n ；

（b）根据电源元件故障情况，确定故障区域，除去故障电源，根据步骤①所得DG出力序列，确定故障区域剩余DG在故障过程中的出力情况；其余处理过程同（a）；

④指标评价。将电源元件及非电源元件故障状态计算指标统一，如式(9)，求得广义电源接入后的系统可靠性指标；

步骤3：提出配电网广义电源变电可信容量评估方法，通过该方法的计算结果评估不同接线模式下广义电源变电可信容量。具体步骤如下：

（1） 输入系统高压配电网网架结构及变电站站间联络约束，由线性最优规划求得该接线结构下系统的最大安全负荷。通过计算机自动遍历，建立所有非电源元件的故障模式影响分析表库并确定转供方式；

（2） 计算未配置广义电源时原始系统中的可靠性水平R₀；

（3） 采用蒙特卡洛模拟法计算含广义电源的配电网可靠性水平R_G，即步骤2（2）所述；

（4） 利用弦截法，不断调整负荷大小（初始负荷为最大安全负荷），使得广义电源加入后系统的可靠性水平R_G等于原始系统可靠性水平R₀，此时系统增加的负荷大小ΔL即为该区域内广义电源的变电可信容量。

实例分析

选取规划占地面积为8.41km²的开发区，将其划分为4个小区进行负荷预测，每个小区年负荷峰值定为25.0MW；假设该区域110kV/10kV变电站的容量均为2*40MVA，负荷在四个小区平均分配；站内联络约束为40MVA，站间联络约束为10MVA。站内转供若采用备自投，转供时间可忽略不计，站间转供时间设置为1小时；四个实例分别对应四种典型供电接线模式：直接接线、单侧电源T型接线、双电源T型接线、双电源π型接线；各实例中，220kV和110kV共计四座变电站按照图7的地理位置进行线路连接，以保证每个实例的线路长度基本相等；

规划本区域光伏发电额定装机容量为100MW，风力发电机数量为358台，额定容量均为335kW；风力发电机的切入风速、额定风速、切出风速分别为：2，12，25m/s，平均风速为13.75km/h。非电源元件分为四类，110kV架空线、10kV断路器、110kV断路器、110/10kV变压器，其故障率分别设定为0.01/次·(a·km)^-1、0.005次·(a·台)^-1、0.02次·(a·台)^-1、0.005次·(a·台)^-1；其故障后修复时间分别为12、4、7.5、48小时；

设定各实例计算中，以实例二在不含GPS，负荷为25MW时的可靠性指标R₀为基准，计算不同GPS渗透率下，各实例对应的可信容量变化情况；同时，风电、光伏、储能，每种电源渗透率迭代计算的步长均为5%；可控负荷为定值10%，不计入总渗透率；四个实例在不同GPS渗透率下的可信容量仿真结果对比如图8，以30%为间隔，取上图中GPS渗透率分别为0%、30%、60%、90%、120%、150%、180%、210%、240%、270%时，得到四种供电模式可信容量的数据对比，见图9；可见，需要考虑不同供电模式对配电网中广义电源的变电可信容量的影响作用；

本发明提出的考虑不同供电模式的变电可信容量评估方法可用于评估配电网中广义电源替代变电容量的价值，为广义电源接入配电网的变电容量规划提供参考。

Claims (4)

1.考虑供电模式的配电网广义电源变电可信容量评价方法，其特征在于所述方法，包括以下三个步骤：

步骤1：建立广义电源出力模型，分别设定风电、光伏、储能系统和可控负荷模型；

步骤2：计及供电模式的高压配电网可靠性计算；

步骤3：提出配电网广义电源变电可信容量评估方法，通过该方法的计算结果评估不同接线模式下广义电源变电可信容量。

2.根据权利1中步骤1的方法，其主要特征是以独立控制策略分别设定分布式电源（风电、光伏）模型、储能系统模型以及可控负荷模型；

（1）风电模型用风电机组出力与风速之间的关系表示，光伏模型以光伏发电系统有功出力与太阳光辐射强度之间的关系表示；储能系统模型用充放电功率及荷电状态表示，系统故障时停电区域内的净交换功率p _ex需考虑转供负荷量；

（2）假设同一个变压器下的负荷属于一个分区，当故障出现停电时对同一供电分区内的可控负荷具有直接控制能力，能够及时削减；优先保证DG供电，其次考虑可转供的负荷大小，当该两项措施仍无法满足故障区域的全部负荷用电时，储能执行故障运行策略，此时计算系统需削减的可控负荷总量指标。

3.根据权利1中步骤2的方法，其主要特征是计及供电模式的高压配电网可靠性计算；

（1）高压配电网接线模式包括以下四种：直接接线、单侧电源T型接线、双电源T型接线、双电源π型接线；

当高压配电网发生故障造成负荷失电时，失电负荷首先由高压配电网转供；转供线路故障或转供负荷越限时，通过中压侧站间联络转供；

高压转供与中压转供共同决定了系统的可靠性水平；

（2）可靠性评估方法基于序贯蒙特卡罗模拟法，可靠性评价指标选用年期望缺供电量；先生成时序变化序列，然后生成故障状态序列，根据故障元件的不同选用对应的评估方式，最后将电源元件及非电源元件故障状态计算指标统一，求得广义电源接入后的系统可靠性指标。

4.根据权利1中步骤3的方法，其主要特征是提出一种配电网广义电源变电可信容量评估方法，通过该方法的计算结果评估不同接线模式下广义电源变电可信容量。