CN113300412A - 一种配电网分布式光伏优化调度方法及装置 - Google Patents

一种配电网分布式光伏优化调度方法及装置 Download PDF

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CN113300412A CN202110508254.4A CN202110508254A CN113300412A CN 113300412 A CN113300412 A CN 113300412A CN 202110508254 A CN202110508254 A CN 202110508254A CN 113300412 A CN113300412 A CN 113300412A
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方嵩
洪毅文
李宾
潘斌
陈旗展
杨涌新
贺怡
叶建国
余俊杰
阮志杰
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Abstract

本申请公开了一种配电网分布式光伏优化调度方法及装置，包括：以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；确定电力系统凸优化模型的约束条件；对约束条件进行等价变换；将经过等价变换后的约束条件代入到电力系统凸优化模型中，得到电力系统凸优化模型的最终目标函数；迭代求解电力系统凸优化模型，得到最优的调度方案。本申请可以有效地提高配电网分布式光伏接入配电网后电力系统运行的安全稳定性，提高分布式光伏的有效利用率。

Description

一种配电网分布式光伏优化调度方法及装置
技术领域
本申请涉及配电网分布式能源调度技术领域，尤其涉及一种配电网分布式光伏优化调度方法及装置。
背景技术
配电网分布式光伏具有经济环保、接入灵活和可提高能源利用率等优点，能够按需就近接入配电网，可有效降低远距离输送损失和输配电系统投资，是配电网发展的重要方向之一。与此同时，配电网分布式光伏接入也给配电网带来一定的不确定性和安全性问题。如何对分布式光伏对配电网运行影响进行分析，是优化调度配电网分布式光伏的关键。
发明内容
本申请实施例提供了一种配电网分布式光伏优化调度方法及装置，使得可以有效地提高配电网分布式光伏接入配电网后电力系统运行的安全稳定性，提高分布式光伏的有效利用率
有鉴于此，本申请第一方面提供了一种配电网分布式光伏优化调度方法，所述方法包括：
以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；
确定所述电力系统凸优化模型的约束条件；
对所述约束条件进行等价变换；
将经过等价变换后的所述约束条件代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数；
迭代求解所述电力系统凸优化模型，得到最优的调度方案。
可选的，所述电力系统凸优化模型的目标函数为：
Figure RE-GDA0003184379540000011
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000021
表示电力系统中与节点i连接的发电机的有功功率，
Figure RE-GDA0003184379540000022
为一个以
Figure RE-GDA0003184379540000023
为变量组成的凸函数，该凸函数代表电力系统中与节点i 连接的发电机组的发电成本，上标g代表发电机。
可选的，所述约束条件包括：支路潮流方程的约束条件，节点注入功率的平衡约束条件，发电机的功率约束条件，支路ij的相角差值的约束条件，支路ij的功率约束条件以及节点i的电压幅值约束条件；
所述支路潮流方程的约束条件包括：
pij＝GijVi 2-GijViVjcosθij-BijViVjsinθij
qij＝-BijVi 2+BijViVjcosθij-GijViVjsinθij
θij＝θi-θj
其中，ij表示节点i与相邻节点j之间的支路；pij和qij分别为电力系统中支路ij首端的三相有功功率和三相无功功率，Vi和Vj分别为电力系统中节点i和节点j的电压幅值，θi和θj分别为电力系统中节点 i和节点j的电压相角，θij为电力系统中支路ij的首端和末端节点电压相角之间的差值，Gij和Bij分别为电力系统中支路ij的电导和电纳；
所述节点注入功率的平衡约束条件为：
Figure RE-GDA0003184379540000024
Figure RE-GDA0003184379540000025
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000026
表示电力系统中与节点i连接的发电机的无功功率，
Figure RE-GDA0003184379540000027
和
Figure RE-GDA0003184379540000028
分别为电力系统中与节点i连接的负荷的有功功率和无功功率， Gsh,i和Bsh,i分别为电力系统中节点i的接地电导和电纳，Ф(i)表示电力系统中与节点i相连的所有节点组成的节点集，上标d代表负荷，下标 sh代表接地。
可选的，所述对所述约束条件进行等价变换，包括：
引入变量Kij代替ViVjcosθij，Lij代替ViVjsinθij，Ui代替Vi 2，Uj代替
Figure RE-GDA00031843795400000210
， sij代替sinθij，cij代替cosθij，则支路潮流方程的约束条件等价转换为：
pij＝GijUi-GijKij-BijLij
qij＝-BijUi+BijKij-GijLij
Figure RE-GDA0003184379540000029
sij＝sinθij
cij＝cosθij
Figure RE-GDA0003184379540000031
sijKij＝cijLij。
可选的，所述将经过等价变换后的所述约束条件代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数，包括：
将替换后的变量代入到所述电力系统凸优化模型中；
定义函数：
fij,1(x)＝(Ui+Uj)2
fij,2(x)＝1
fij,3(x)＝(sij+Kij)2+(cij-Lij)2
gij,1(x)＝(2Kij)2+(2Lij)2+(Ui-Uj)2
Figure RE-GDA0003184379540000032
gij,3(x)＝(sij-Kij)2+(cij+Lij)2
其中，x表示一个由电力系统中所有节点的变量Ui以及所有支路的所有变量sij、cij、Kij、Lij组成的向量，将定义后的函数转化为：
gij,n(x)-fij,n(x)≤0,n＝1,2
gij,3(x)-fij,3(x)≤0
fij,m(x)-gij,m(x)≤0,m＝1,2,3
将转化后的函数代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数。
可选的，所述迭代求解所述电力系统凸优化模型，包括：
设定迭代次数，惩罚系数以及惩罚系数的增长率的初值，并计算所述电力系统凸优化模型在最优支路潮流方程下的所有支路变量的向量x；
对转化后的函数进行线性化，得到线性化函数：
Figure RE-GDA0003184379540000033
Figure RE-GDA0003184379540000034
其中，上标k代表第k次迭代，
Figure RE-GDA0003184379540000035
和
Figure RE-GDA0003184379540000036
分别为转化后函数线性化向量x到x(k)迭代的梯度；
根据所述线性化函数，重新建立所述电力系统凸优化模型：
Figure RE-GDA0003184379540000041
则重建后所述电力系统凸优化模型的约束条件为：
Figure RE-GDA0003184379540000042
Figure RE-GDA0003184379540000043
Figure RE-GDA0003184379540000044
Figure RE-GDA0003184379540000045
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000046
和
Figure RE-GDA0003184379540000047
表示分别表示第k次迭代中电力系统中支路ij的第1、2、3个优化变量和第4个优化变量；
计算变量
Figure RE-GDA0003184379540000048
设定一个迭代误差阈值ε，若e>ε则将重建后的所述电力系统凸优化模型的解赋值给电力系统变量向量 x(k+1)，并设定惩罚系数τ(k+1)为μτ(k)和τmax中的较小值，设定迭代次数 k＝k+1，其中μ为惩罚系数τ的增长率；若e≤ε，则结束计算并作为可行解。
本申请第二方面提供一种配电网分布式光伏优化调度装置，所述装置包括：
模型建立单元，用于以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；
约束条件设置单元，用于确定所述电力系统凸优化模型的约束条件；
等价变换单元，用于对所述约束条件进行等价变换；
重建单元，用于将经过等价变换后的所述约束条件代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数；
求解单元，用于迭代求解所述电力系统凸优化模型，得到最优的调度方案。
可选的，所述约束条件设置单元具体用于设置支路潮流方程的约束条件节点注入功率的平衡约束条件，发电机的功率约束条件，支路ij 的相角差值的约束条件，支路ij的功率约束条件以及节点i的电压幅值约束条件；
所述支路潮流方程的约束条件包括：
pij＝GijVi 2-GijViVjcosθij-BijViVjsinθij
qij＝-BijVi 2+BijViVjcosθij-GijViVjsinθij
θij＝θi-θj
其中，ij表示节点i与相邻节点j之间的支路；pij和qij分别为电力系统中支路ij首端的三相有功功率和三相无功功率，Vi和Vj分别为电力系统中节点i和节点j的电压幅值，θi和θj分别为电力系统中节点 i和节点j的电压相角，θij为电力系统中支路ij的首端和末端节点电压相角之间的差值，Gij和Bij分别为电力系统中支路ij的电导和电纳；
所述节点注入功率的平衡约束条件为：
Figure RE-GDA0003184379540000051
Figure RE-GDA0003184379540000052
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000053
表示电力系统中与节点i连接的发电机的无功功率，
Figure RE-GDA0003184379540000054
和
Figure RE-GDA0003184379540000055
分别为电力系统中与节点i连接的负荷的有功功率和无功功率， Gsh,i和Bsh,i分别为电力系统中节点i的接地电导和电纳，Ф(i)表示电力系统中与节点i相连的所有节点组成的节点集，上标d代表负荷，下标 sh代表接地。
可选的，所述等价变换单元具体用于引入变量Kij代替ViVjcosθij，Lij代替ViVjsinθij，Ui代替Vi 2，Uj代替
Figure RE-GDA0003184379540000056
sij代替sinθij，cij代替cosθij，则支路潮流方程的约束条件等价转换为：
pij＝GijUi-GijKij-BijLij
qij＝-BijUi+BijKij-GijLij
Figure RE-GDA0003184379540000057
sij＝sinθij
cij＝cosθij
Figure RE-GDA0003184379540000058
sijKij＝cijLij。
可选的，所述重建单元具体用于将替换后的变量代入到所述电力系统凸优化模型中；
定义函数：
fij,1(x)＝(Ui+Uj)2
fij,2(x)＝1
fij,3(x)＝(sij+Kij)2+(cij-Lij)2
gij,1(x)＝(2Kij)2+(2Lij)2+(Ui-Uj)2
Figure RE-GDA0003184379540000061
gij,3(x)＝(sij-Kij)2+(cij+Lij)2
其中，x表示一个由电力系统中所有节点的变量Ui以及所有支路的所有变量sij、cij、Kij、Lij组成的向量，将定义后的函数转化为：
gij,n(x)-fij,n(x)≤0,n＝1,2
gij,3(x)-fij,3(x)≤0
fij,m(x)-gij,m(x)≤0,m＝1,2,3
将转化后的函数代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数。
从以上技术方案可以看出，本申请具有以下优点：
本申请实施例中，提供了一种配电网分布式光伏优化调度方法，包括：以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；确定电力系统凸优化模型的约束条件；对约束条件进行等价变换；将经过等价变换后的约束条件代入到电力系统凸优化模型中，得到电力系统凸优化模型的最终目标函数；迭代求解电力系统凸优化模型，得到最优的调度方案。
本申请通过建立电力系统凸优化模型，并对模型进行一定变换，并采用迭代求解的方法进行求解，使得可以有效地提高配电网分布式光伏接入配电网后电力系统运行的安全稳定性，提高分布式光伏的有效利用率，减少化石能源消耗。
附图说明
图1为本申请一种配电网分布式光伏优化调度方法的一个实施例的方法流程图；
图2为本申请一种配电网分布式光伏优化调度装置的一个实施例的装置结构图；
图3为本申请一种具体实施方式中典型380V台区接线图；
图4为本申请一种具体实施方式中典型380V台区各个时刻的分布式光伏的出力曲线图；
图5为本申请一种具体实施方式中配电网台区分布式光伏的实际出力曲线图；
图6为本申请一种具体实施方式中典型380V台区网损的变化曲线图；
图7为本申请一种具体实施方式中典型380V台区最高节点电压曲线图；
图8为本申请一种具体实施方式中典型380V台区最低节点电压曲线图；
图9为本申请一种具体实施方式中典型10kV馈线接入图；
图10为本申请一种具体实施方式中分布式光伏实际出力曲线图；
图11为本申请一种具体实施方式中10kV配电网网损的变化曲线图；
图12为本申请一种具体实施方式中节点电压对分布式光伏实际功率的影响曲线图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
图1为本申请一种配电网分布式光伏优化调度方法的一个实施例的方法流程图，如图1所示，图1中包括：
101、以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；
需要说明的是，目标函数为发电机发电成本：
Figure RE-GDA0003184379540000081
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000082
表示电力系统中与节点i连接的发电机的有功功率，
Figure RE-GDA0003184379540000083
为一个以
Figure RE-GDA0003184379540000084
为变量组成的凸函数，该凸函数代表电力系统中与节点i 连接的发电机组的发电成本，上标g代表发电机。
102、确定电力系统凸优化模型的约束条件；
需要说明的是，对电力系统最优潮流凸优化模型进行各项条件约束，约束条件包括：支路潮流方程的约束条件，节点注入功率的平衡约束条件，发电机的功率约束条件，支路ij的相角差值的约束条件，支路ij的功率约束条件以及节点i的电压幅值约束条件，具体包括：
1021、支路潮流方程的约束条件，节点i与相邻节点j之间的支路 ij的潮流方程为：
pij＝GijVi 2-GijViVjcosθij-BijViVjsinθij
qij＝-BijVi 2+BijViVjcosθij-GijViVjsinθij
θij＝θi-θj
其中，节点i与节点j在电力系统中相邻，pij和qij分别为电力系统中支路首端的三相有功功率和三相无功功率，Vi和Vj分别为电力系统中节点i和节点j的电压幅值，θi和θj分别为电力系统中节点i和节点j的电压相角，θij为电力系统中支路ij的首端和末端节点电压相角之间的差值，Gij和Bij分别为电力系统中支路ij的电导和电纳。
1022、节点注入功率的平衡约束条件为：
Figure RE-GDA0003184379540000085
Figure RE-GDA0003184379540000086
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000087
表示电力系统中与节点i连接的发电机的无功功率，
Figure RE-GDA0003184379540000088
和
Figure RE-GDA0003184379540000089
分别为电力系统中与节点i连接的负荷的有功功率和无功功率， Gsh,i和Bsh,i分别为电力系统中节点i的接地电导和电纳，Ф(i)表示电力系统中与节点i相连的所有节点组成的节点集，上标d代表负荷，下标 sh代表接地。
1023、发电机的功率约束条件为
Figure RE-GDA00031843795400000810
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000091
和
Figure RE-GDA0003184379540000092
分别为电力系统中节点i所连接的发电机发出的有功功率的下限和上限，
Figure RE-GDA0003184379540000093
分别为电力系统中节点i所连接的发电机发出的无功功率的下限和上限，上标u代表上限，上标l代表下限。
1024、支路ij的相角差值的约束条件为-θu≤θij≤θu，其中，θu为电力系统中各支路首端和末端节点电压的相角差值的上限，θu取值为 10°。
1025、支路ij的功率约束条件
Figure RE-GDA0003184379540000094
Su为电力系统中各支路视在功率的上限，支路视在功率的上限由电力系统根据安全运行的标准设定，与支路的型号有关。
1026、节点i的电压幅值约束条件Vl≤Vi≤Vu，Vl和Vu分别为电力系统中各节点的电压幅值的下限和上限，电压幅值的下限和上限根据电力系统安全运行的标准设定，Vu的取值范围为1.05～1.1p.u.，Vl的取值范围为0.9～0.95p.u.，其中p.u.表示电力系统的标么值。
103、对约束条件进行等价变换；
需要说明的是，可以引入变量Kij代替ViVjcosθij，Lij代替ViVjsinθij， Ui代替Vi 2，Uj代替
Figure RE-GDA0003184379540000095
sij代替sinθij，cij代替cosθij将支路潮流方程的约束条件等价转换为：
pij＝GijUi-GijKij-BijLij
qij＝-BijUi+BijKij-GijLij
Figure RE-GDA0003184379540000096
sij＝sinθij
cij＝cosθij
Figure RE-GDA0003184379540000097
sijKij＝cijLij
104、将经过等价变换后的约束条件代入到电力系统凸优化模型中，得到电力系统凸优化模型的最终目标函数；
需要说明的是，可以将替换后的变量代入到凸优化模型中，具体的，可以定义函数fij,1(x)、fij,2(x)、fij,3(x)、gij,1(x)、gij,2(x)和gij,3(x)并转换为相减的形式：
fij,1(x)＝(Ui+Uj)2
fij,2(x)＝1
fij,3(x)＝(sij+Kij)2+(cij-Lij)2
gij,1(x)＝(2Kij)2+(2Lij)2+(Ui-Uj)2
Figure RE-GDA0003184379540000101
gij,3(x)＝(sij-Kij)2+(cij+Lij)2
其中，x表示一个由电力系统中所有节点的变量Ui以及所有支路的所有变量sij、cij、Kij、Lij组成的向量，分别进行转化：
gij,n(x)-fij,n(x)≤0,n＝1,2
gij,3(x)-fij,3(x)≤0
fij,m(x)-gij,m(x)≤0,m＝1,2,3
还需要说明的是，由于电力系统中支路ij首端和末端节点电压的相角差θij通常小于10°，所以可将上述约束条件中的sij＝sinθij等价为 sij＝θij，根据上述步骤104中公式的转换形式，最终得到电力系统凸优化模型的目标函数
Figure RE-GDA0003184379540000102
105、迭代求解电力系统凸优化模型，得到最优的调度方案；
需要说明的是，迭代求解的步骤可以包括：
1051、初始化设定迭代次数k＝0，设定惩罚系数τ的初值τ(0)，设定惩罚系数τ的最大值τmax，设定惩罚系数τ的增长率μ，求解电力系统最优潮流的凸优化模型，并将得到的解赋值给上述步骤中的电力系统变量向量x的初值x(0)；
1052、在x(k)处，对转化后的函数进行线性化，得到如下线性化函数：
Figure RE-GDA0003184379540000103
Figure RE-GDA0003184379540000104
其中，上标k代表第k次迭代，
Figure RE-GDA0003184379540000105
和
Figure RE-GDA0003184379540000106
分别为转化后函数线性化向量x到x(k)迭代的梯度；
1053、根据得到的线性化函数，重新建立一个电力系统最优潮流的凸优化模型
Figure RE-GDA0003184379540000107
该模型约束条件包括：
Figure RE-GDA0003184379540000108
Figure RE-GDA0003184379540000111
Figure RE-GDA0003184379540000112
Figure RE-GDA0003184379540000113
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000114
和
Figure RE-GDA0003184379540000115
表示分别表示第k次迭代中电力系统中支路ij的第1、2、3个优化变量和第4个优化变量，通过在约束条件
Figure RE-GDA0003184379540000116
和约束条件
Figure RE-GDA0003184379540000117
中增加优化变量，保证上述电力系统最优潮流的凸优化模型可以求解。
优化配电网分布式光伏实际功率，并核对分布式光伏具体参数，做校核计算，完成优化调度。
需要说明的是，根据引入的计算变量
Figure RE-GDA0003184379540000118
设定一个迭代误差阈值ε，若e>ε则将上述电力系统最优潮流的凸优化模型的解赋值给电力系统变量向量x(k+1)，并设定惩罚系数τ(k+1)为μτ(k)和τmax中的较小值，设定迭代次数k＝k+1，其中μ为惩罚系数τ的增长率；若e≤ε，则结束计算并作为可行解。
本申请通过建立电力系统凸优化模型，并对模型进行一定变换，并采用迭代求解的方法进行求解，使得可以有效地提高配电网分布式光伏接入配电网后电力系统运行的安全稳定性，提高分布式光伏的有效利用率，减少化石能源消耗。
本申请在上述方法的基础上还提供了一种实际的应用例，具体为：本申请可以将上述方法用于对典型配电网380kV台区模型算例分析，如图3所示，将分布式光伏接入典型380V台区，共有6个分布式光伏和19个负荷。升压变压器额定功率为0.2MVA，380V负荷支路的安全电流为179A。
对配电网台区分布式光伏的出力控制进行分析，380V台区各个时刻的分布式光伏的出力如图4所示。各个时刻主要受限于配电网分布式光伏的额定功率，当单个DG额定功率为30kW时，在时刻t＝11-15 时，配电网分布式光伏出力主要受限于380V台区支路的安全电流约束。在时刻t＝13时，台区内配电网分布式光伏总出力为168.506kW，因此取全天各时刻配电网分布式光伏出力为168.506kW。
配电网台区分布式光伏的实际出力曲线如图5。在时刻t＝0-5和 t＝19-23时，由于配电网分布式光伏的光照条件较低，则实际出力较低，在这些时刻出力主要受限于配电网分布式光伏的额定功率；在时刻 t＝6-18时，光伏的光照条件增强，实际出力增加，当单个DG额定功率为30kW时，配电网分布式光伏在t＝13时刻出力达到最大。
如图6所示的配电网台区分布式光伏对网损的影响以及不同出力下的网损变化。无DG接入时全天所有时刻台区的网损为0.04749kWh；单个DG额定功率为10kW时，全天所有时刻配电网网损为 0.02062kWh，降低56.58％；单个DG额定功率为20kW时，全天所有时刻配电网网损为0.02745kWh，降低42.20％；单个DG额定功率为 30kW时，全天所有时刻配电网网损为0.0633kWh，增加33.29％。因此，无DG接入时负荷较小使得网损较低，而随着配电网分布式光伏的不同出力接入，网损降低后又因潮流反向而网损增加。
结合图6，在此算例提供的三种不同额定功率的分布式光伏模型可得出结论为，当单个DG额定功率控制在20kW时，网损降低最为显著。
配电网台区分布式光伏对节点电压的影响可参考图7和图8。具体的，配电网分布式光伏在不同出力下，380V台区的最高电压和最低电压分别如图7和图8所示。台区内无DG接入时，台区内所有母线节点的电压均小于电压标幺值1.0p.u.；当DG接入后，随着DG实际出力的增加，在时刻t＝5-20台区内的节点电压升高。
由上述具体实施方式对配电网台区电压的分析可知，当单个DG 容量为30kW时，对电压改善最为明显。
根据本申请的求解方法解得方程对典型配电网10kV馈线分布式光伏算例分析，如图9包含2回10kV线路和4个380V台区，共有92 个负荷点(其中10kV负荷53个，380V负荷39个)，38个分布式光伏(其中10kV接入分布式光伏2个，380V接入分布式光伏36个)。其中10kV负荷所在支路的安全电流上限为179A，即对应每一相最大的支路功率约为1.085MW；母线节点电压的波动允许上下限为1.05p.u. 和0.95p.u.；380V台区经0.4/10kV升压变压器接入10kV馈线中，每个台区的升压变压器额定功率为0.2MVA，380V台区负荷所在支路的安全电流上限为179A，即对应每一相最大的支路功率约为0.0413MW。
配电网10kV馈线分布式光伏功率分析如图10。可以看出，在时刻t＝0-5和t＝19-23时，由于光伏的光照条件较低，光伏的实际出力较低，在这些时刻主要受限于分布式光伏的额定功率；在时刻t＝6-18时，分布式光伏的光照条件增强，分布式光伏的实际出力增加，在这些时刻随着单个分布式光伏额定功率的上升，则受限于10kV支路的安全电流约束，潮流反向后向配电网输送的电功率仍应满足支路的安全电流约束。
配电网10kV馈线侧分布式光伏网损分析如图11。单个分布式光伏额定功率为1000kW时，全天所有时刻配电网网损为148.158kWh，降低47.45％；单个分布式光伏额定功率为2000kW时，全天所有时刻配电网网损为264.99kWh，降低6.02％；单个分布式光伏额定功率为 3000kW时，全天所有时刻配电网网损为357.55kWh，增加26.81％。因此，10kV馈线中控制额定功率时可有效降低配电网的网损，同时当分布式光伏额定功率超过一定范围造成支路潮流反向，分布式光伏出力越大会导致配电网网损增加。
基于此算例模型得出结论，当单个DG为1000kW的时候，对降低配电网网损效果最为明显和有效。
配电网10kV馈线分布式光伏节点电压分析，分布式光伏总功率为 2MW(单个分布式光伏为1000kW时)，各时刻节点电压情况如表1。可以看出，在时刻t＝12-15，随着分布式光伏出力的增加形成支路潮流反向，节点电压最高值位于节点116处，即2号箱变侧分布式光伏的接入点；在时刻t＝7-17时，节点电压最低值由10kV馈线I末端147# 接入点转移至10kV馈线II的C台区接入点处。
表1各个时刻分布式光伏功率对配电网电压的影响
Figure RE-GDA0003184379540000131
Figure RE-GDA0003184379540000141
由此算例模型可知，将配电网母线节点电压的上下限表示为(1.0 ±Δu％)p.u.，其中±Δu％表示母线节点电压允许的波动值。因此对不同母线节点电压波动值对分布式光伏功率的影响进行分析。若单个 DG的额定功率足够大，不同支路安全电流条件下配电网节点电压对分布式光伏实际功率的影响如图12。当支路安全电流为179A时，分布式光伏实际功率受限于支路安全电流，并未触及节点电压上下限；当支路安全电流为358A时，Δu％在区间[0.02,0.03]内，分布式光伏实际功率受限于母线节点电压的约束，随着Δu％的升高，分布式光伏实际功率转为受限于支路安全电流的约束，为7.0277MW；当支路安全电流为537A时，Δu％在区间[0.02,0.05]内，分布式光伏实际功率受限于母线节点电压的约束。随着Δu％的升高，Δu％在区间[0.05,0.11]内分布式光伏实际功率转为受限于支路安全电流的约束，为10.231MW。
以上是本申请的一种配电网分布式光伏优化调度方法的实施例，本申请还提供了一种配电网分布式光伏优化调度装置的实施例，如图2 所示，图2中包括：
模型建立单元201，用于以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；
约束条件设置单元202，用于确定电力系统凸优化模型的约束条件；
等价变换单元203，用于对约束条件进行等价变换；
重建单元204，用于将经过等价变换后的约束条件代入到电力系统凸优化模型中，得到电力系统凸优化模型的最终目标函数；
求解单元205，用于迭代求解电力系统凸优化模型。
约束条件设置单元202具体用于设置支路潮流方程的约束条件，节点注入功率的平衡约束条件，发电机的功率约束条件，支路ij的相角差值的约束条件，支路ij的功率约束条件以及节点i的电压幅值约束条件；
支路潮流方程的约束条件包括：
pij＝GijVi 2-GijViVjcosθij-BijViVjsinθij
qij＝-BijVi 2+BijViVjcosθij-GijViVjsinθij
θij＝θi-θj
其中，ij表示节点i与相邻节点j之间的支路；pij和qij分别为电力系统中支路ij首端的三相有功功率和三相无功功率，Vi和Vj分别为电力系统中节点i和节点j的电压幅值，θi和θj分别为电力系统中节点 i和节点j的电压相角，θij为电力系统中支路ij的首端和末端节点电压相角之间的差值，Gij和Bij分别为电力系统中支路ij的电导和电纳；
节点注入功率的平衡约束条件为：
Figure RE-GDA0003184379540000151
Figure RE-GDA0003184379540000152
其中，
Figure RE-GDA0003184379540000153
表示电力系统中与节点i连接的发电机的无功功率，
Figure RE-GDA0003184379540000161
和
Figure RE-GDA0003184379540000162
分别为电力系统中与节点i连接的负荷的有功功率和无功功率， Gsh,i和Bsh,i分别为电力系统中节点i的接地电导和电纳，Ф(i)表示电力系统中与节点i相连的所有节点组成的节点集，上标d代表负荷，下标 sh代表接地。
等价变换单元203具体用于引入变量Kij代替ViVjcosθij，Lij代替 ViVjsinθij，Ui代替Vi 2，Uj代替
Figure RE-GDA0003184379540000163
sij代替sinθij，cij代替cosθij，则支路潮流方程的约束条件等价转换为：
pij＝GijUi-GijKij-BijLij
qij＝-BijUi+BijKij-GijLij
Figure RE-GDA0003184379540000164
sij＝sinθij
cij＝cosθij
Figure RE-GDA0003184379540000165
sijKij＝cijLij。
重建单元204具体用于将替换后的变量代入到所述电力系统凸优化模型中；
定义函数：
fij,1(x)＝(Ui+Uj)2
fij,2(x)＝1
fij,3(x)＝(sij+Kij)2+(cij-Lij)2
gij,1(x)＝(2Kij)2+(2Lij)2+(Ui-Uj)2
Figure RE-GDA0003184379540000166
gij,3(x)＝(sij-Kij)2+(cij+Lij)2
其中，x表示一个由电力系统中所有节点的变量Ui以及所有支路的所有变量sij、cij、Kij、Lij组成的向量，将定义后的函数转化为：
gij,n(x)-fij,n(x)≤0,n＝1,2
gij,3(x)-fij,3(x)≤0
fij,m(x)-gij,m(x)≤0,m＝1,2,3
将转化后的函数代入到电力系统凸优化模型中，得到电力系统凸优化模型的最终目标函数。
所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统，装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。
本申请的说明书及上述附图中的术语“第一”、“第二”、“第三”、“第四”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本申请的实施例例如能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
应当理解，在本申请中，“至少一个(项)”是指一个或者多个，“多个”是指两个或两个以上。“和/或”，用于描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，“A和/或B”可以表示：只存在A，只存在B以及同时存在A和B三种情况，其中A，B可以是单数或者复数。字符“/”一般表示前后关联对象是一种“或”的关系。“以下至少一项(个)”或其类似表达，是指这些项中的任意组合，包括单项(个)或复数项 (个)的任意组合。例如，a，b或c中的至少一项(个)，可以表示： a，b，c，“a和b”，“a和c”，“b和c”，或“a和b和c”，其中a，b，c 可以是单个，也可以是多个。
在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。
所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。
另外，在本申请各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。
以上所述，以上实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (10)

1.一种配电网分布式光伏优化调度方法，其特征在于，包括：
以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；
确定所述电力系统凸优化模型的约束条件；
对所述约束条件进行等价变换；
将经过等价变换后的所述约束条件代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数；
迭代求解所述电力系统凸优化模型，得到最优的调度方案。
2.根据权利要求1所述的配电网分布式光伏优化调度方法，其特征在于，所述电力系统凸优化模型的目标函数为：
Figure 571476DEST_PATH_IMAGE001
其中，
Figure 473573DEST_PATH_IMAGE002
表示电力系统中与节点i连接的发电机的有功功率，
Figure 954233DEST_PATH_IMAGE003
为一个以
Figure 325302DEST_PATH_IMAGE002
为变量组成的凸函数，该凸函数代表电力系统中与节点i连接的发电机组的发电成本，上标g代表发电机。
3.根据权利要求1所述的配电网分布式光伏优化调度方法，其特征在于，所述约束条件包括：支路潮流方程的约束条件，节点注入功率的平衡约束条件，发电机的功率约束条件，支路ij的相角差值的约束条件，支路ij的功率约束条件以及节点i的电压幅值约束条件；
所述支路潮流方程的约束条件包括：
Figure DEST_PATH_IMAGE004
其中，ij表示节点i与相邻节点j之间的支路；
Figure 979137DEST_PATH_IMAGE005
和
Figure 752052DEST_PATH_IMAGE006
分别为电力系统中支路ij首端的三相有功功率和三相无功功率，
Figure 403614DEST_PATH_IMAGE007
和
Figure 245668DEST_PATH_IMAGE008
分别为电力系统中节点i和节点j的电压幅值，
Figure 640877DEST_PATH_IMAGE009
和
Figure 268299DEST_PATH_IMAGE010
分别为电力系统中节点i和节点j的电压相角，
Figure 153078DEST_PATH_IMAGE011
为电力系统中支路ij的首端和末端节点电压相角之间的差值，
Figure 420111DEST_PATH_IMAGE012
和
Figure 432061DEST_PATH_IMAGE013
分别为电力系统中支路ij的电导和电纳；
所述节点注入功率的平衡约束条件为：
Figure 100939DEST_PATH_IMAGE014
Figure 156620DEST_PATH_IMAGE015
其中，
Figure 910950DEST_PATH_IMAGE016
表示电力系统中与节点i连接的发电机的无功功率，
Figure 726590DEST_PATH_IMAGE017
分别为电力系统中与节点i连接的负荷的有功功率和无功功率，
Figure 312292DEST_PATH_IMAGE018
分别为电力系统中节点i的接地电导和电纳，Ф（i）表示电力系统中与节点i相连的所有节点组成的节点集，上标d代表负荷，下标sh代表接地。
4.根据权利要求3所述的配电网分布式光伏优化调度方法，其特征在于，所述对所述约束条件进行等价变换，包括：
引入变量
Figure 476557DEST_PATH_IMAGE019
代替
Figure 531232DEST_PATH_IMAGE020
，
Figure 71935DEST_PATH_IMAGE021
代替
Figure 512143DEST_PATH_IMAGE022
，
Figure 112889DEST_PATH_IMAGE023
代替
Figure 389281DEST_PATH_IMAGE024
，
Figure 795991DEST_PATH_IMAGE025
代替
Figure 28389DEST_PATH_IMAGE026
，
Figure 613086DEST_PATH_IMAGE027
代替
Figure 563724DEST_PATH_IMAGE028
，
Figure 508546DEST_PATH_IMAGE029
代替
Figure 861030DEST_PATH_IMAGE030
，则支路潮流方程的约束条件等价转换为：
Figure 628347DEST_PATH_IMAGE031
。
5.根据权利要求4所述的配电网分布式光伏优化调度方法，其特征在于，所述将经过等价变换后的所述约束条件代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数，包括：
将替换后的变量代入到所述电力系统凸优化模型中；
定义函数：
Figure 128598DEST_PATH_IMAGE032
其中，x表示一个由电力系统中所有节点的变量
Figure 814794DEST_PATH_IMAGE023
以及所有支路的所有变量
Figure DEST_PATH_IMAGE033
组成的向量，将定义后的函数转化为：
Figure 897151DEST_PATH_IMAGE034
Figure 10600DEST_PATH_IMAGE035
将转化后的函数代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数。
6.根据权利要求5所述的配电网分布式光伏优化调度方法，其特征在于，所述迭代求解所述电力系统凸优化模型，包括：
设定迭代次数，惩罚系数以及惩罚系数的增长率的初值，并计算所述电力系统凸优化模型在最优支路潮流方程下的所有支路变量的向量x；
对转化后的函数进行线性化，得到线性化函数：
Figure DEST_PATH_IMAGE036
其中，上标k代表第k次迭代，
Figure 748880DEST_PATH_IMAGE037
分别为转化后函数线性化向量x到
Figure 35505DEST_PATH_IMAGE038
迭代的梯度；
根据所述线性化函数，重新建立所述电力系统凸优化模型：
Figure DEST_PATH_IMAGE039
则重建后所述电力系统凸优化模型的约束条件为：
Figure 175631DEST_PATH_IMAGE040
其中，
Figure 256719DEST_PATH_IMAGE041
和
Figure 669246DEST_PATH_IMAGE042
表示分别表示第k次迭代中电力系统中支路ij的第1、2、3个优化变量和第4个优化变量；
计算变量
Figure DEST_PATH_IMAGE043
，设定一个迭代误差阈值ε，若e>ε则将重建后的所述电力系统凸优化模型的解赋值给电力系统变量向量
Figure 510294DEST_PATH_IMAGE044
，并设定惩罚系数
Figure DEST_PATH_IMAGE045
中的较小值，设定迭代次数k=k+1，其中μ为惩罚系数τ的增长率；若
Figure 754194DEST_PATH_IMAGE047
，则结束计算并作为可行解。
7.一种配电网分布式光伏优化调度装置，其特征在于，包括：
模型建立单元，用于以最小发电机发电成本为优化目标建立电力系统凸优化模型；
约束条件设置单元，用于确定所述电力系统凸优化模型的约束条件；
等价变换单元，用于对所述约束条件进行等价变换；
重建单元，用于将经过等价变换后的所述约束条件代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数；
求解单元，用于迭代求解所述电力系统凸优化模型，得到最优的调度方案。
8.根据权利要求7所述配电网分布式光伏优化调度装置，其特征在于，所述约束条件设置单元具体用于设置支路潮流方程的约束条件，节点注入功率的平衡约束条件，发电机的功率约束条件，支路ij的相角差值的约束条件，支路ij的功率约束条件以及节点i的电压幅值约束条件；
所述支路潮流方程的约束条件包括：
Figure 22495DEST_PATH_IMAGE048
Figure 719056DEST_PATH_IMAGE013
分别为电力系统中支路ij的电导和电纳；
所述节点注入功率的平衡约束条件为：
统中支路ij首端的三相有功功率和三相无功功率，
Figure 285166DEST_PATH_IMAGE007
和
Figure 399884DEST_PATH_IMAGE008
分别为电力系统中节点i和节点j的电压幅值，
Figure 26037DEST_PATH_IMAGE009
和
Figure 209894DEST_PATH_IMAGE010
分别为电力系统中节点i和节点j的电压相角，
Figure 392745DEST_PATH_IMAGE011
为电力系统中支路ij的首端和末端节点电压相角之间的差值，
Figure 548920DEST_PATH_IMAGE012
和
Figure 408291DEST_PATH_IMAGE013
分别为电力系统中支路ij的电导和电纳；
所述节点注入功率的平衡约束条件为：
Figure 17127DEST_PATH_IMAGE049
其中，
Figure 738090DEST_PATH_IMAGE050
表示电力系统中与节点i连接的发电机的无功功率，
Figure 748771DEST_PATH_IMAGE051
分别为电力系统中与节点i连接的负荷的有功功率和无功功率，
Figure DEST_PATH_IMAGE052
分别为电力系统中节点i的接地电导和电纳，Ф（i）表示电力系统中与节点i相连的所有节点组成的节点集，上标d代表负荷，下标sh代表接地。
9.根据权利要求8所述配电网分布式光伏优化调度装置，其特征在于，所述等价变换单元具体用于引入变量
Figure 592093DEST_PATH_IMAGE053
代替
Figure DEST_PATH_IMAGE054
，
Figure 750542DEST_PATH_IMAGE055
代替
Figure 275195DEST_PATH_IMAGE022
，
Figure 140383DEST_PATH_IMAGE023
代替
Figure 341557DEST_PATH_IMAGE056
，
Figure 924985DEST_PATH_IMAGE025
代替
Figure 253330DEST_PATH_IMAGE026
，
Figure 35341DEST_PATH_IMAGE027
代替
Figure 345100DEST_PATH_IMAGE028
，
Figure 228873DEST_PATH_IMAGE029
代替
Figure 282280DEST_PATH_IMAGE030
，则支路潮流方程的约束条件等价转换为：
Figure 184377DEST_PATH_IMAGE057
。
10.根据权利要求9所述配电网分布式光伏优化调度装置，其特征在于，所述重建单元具体用于将替换后的变量代入到所述电力系统凸优化模型中；
定义函数：
Figure 478086DEST_PATH_IMAGE058
其中，x表示一个由电力系统中所有节点的变量Ui以及所有支路的所有变量
Figure 98423DEST_PATH_IMAGE033
组成的向量，将定义后的函数转化为：
Figure 689941DEST_PATH_IMAGE059
将转化后的函数代入到所述电力系统凸优化模型中，得到所述电力系统凸优化模型的最终目标函数。
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