CN115149534A - 一种多层级的配电网调控方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种多层级的配电网调控方法。为了克服现有技术缺少层级间调配，调配不够灵活的问题；本发明包括以下步骤：S1：构建多层级控制框架，构成配电网区域‑网格‑台区三层控制架构；S2：采集整合各区域级的用电供需平衡水平，根据用电供需平衡水平与阈值比较判断结果进入步骤S3或步骤S5；S3：台区自治；S4：网格互济；结算统计第二预设时间段内网格剩余用电供需量，与相邻网格协同互济；S5：区域优化；在主网安全约束条件下，调节区域内电力资源。形成立体互联的网络形态，为潮流的灵活、多向、柔性控制提供物理载体，提高配电网灵活性和可靠性。

Description

一种多层级的配电网调控方法

技术领域

本发明涉及一种电网控制领域，尤其涉及一种多层级的配电网调控方法。

背景技术

随着分布式发电技术的逐渐成熟以及光伏建设的深入推进，在可再生能源资源丰富的地区，发展以多源融合、灵活互动、协同互济为主要特征的新型配电网将是未来配电网发展的重要方向。

例如，一种在中国专利文献上公开的“面向电网调控应用的可调度负荷资源分类建模方法及系统”，其公告号CN113962537A，包括以下步骤：获取可调度负荷资源的分类规则，根据所述分类规则对所述可调度负荷资源进行分类，得到所述可调度负荷资源的类别；基于所述可调度负荷资源的类别，建立所述可调度负荷资源的分层级模型；根据电网调控需求和所述分层级模型，确定满足电网服务需求的可调度负荷资源。

该方案实现对可调负荷资源的合理分类和分层级建模，得到标准化信息模型以保证其在电网调控中模型的一致性，但是缺少了各层级之间的调配，调配不够灵活。

发明内容

本发明主要解决现有技术缺少层级间调配，调配不够灵活的问题；提供一种多层级的配电网调控方法，构成配电网区域-网格-台区三层控制架构，台区自治、网格互济、区域优化，形成立体互联的网络形态，为潮流的灵活、多向、柔性控制提供物理载体，提高配电网灵活性和可靠性。

本发明的上述技术问题主要是通过下述技术方案得以解决的：

一种多层级的配电网调控方法，包括以下步骤：

S1：构建多层级控制框架，构成配电网区域-网格-台区三层控制架构；

S2：采集整合各区域级的用电供需平衡水平，根据用电供需平衡水平与阈值比较判断结果进入步骤S3或步骤S5；

S3：台区自治；

遍历各台区，根据历史数据预估第一时间段内用电需求量与基础供电量的关系，根据台区内用供电供需关系，调用分布式资源平衡台区用电供需；

S4：网格互济；

结算统计第二预设时间段内网格剩余用电供需量，与相邻网格协同互济；

S5：区域优化；

在主网安全约束条件下，调节区域内电力资源。

构建立体互联的物理形态。在微电网集聚发展的基础上，相邻微电网之间、微电网与区域配网之间、相邻区域配网之间、配网与上级大电网之间广泛互联，形成立体互联的网络形态，区域之间、层级之间互联互济，为潮流的灵活、多向、柔性控制提供物理载体，提高配电网灵活性和可靠性。构建统筹精细的调控策略。物理信息深度融合，对运行状态精准感知，对立体断面趋势精准分析、系统可调能力精准量化，充分调动源网荷储调节能力，实现海量分布式资源接入的配电网全域统筹优化管理和对局部实时精细调控。

作为优选，所述的多层级控制框架由高到低依次包括区域级控制层、网格级控制层和台区级控制层；

所述的台区级控制层中，包括若干配变；配变中设置有分布式源荷储资源；

所述的网格级控制层中，将若干台区组成微网；

所述的台区级控制层中，由高压变电站调配区域内的若干微网资源。

构成配电网区域-网格-台区三层控制架构，实现台区自治、网格互济和区域优化。充分调动源网荷储调节能力，实现海量分布式资源接入的配电网全域统筹优化管理和对局部实时精细调控。

作为优选，所述的步骤S2具体包括以下过程：

S201：分别采集整合各区域的用电需求量和供电量，并绘制时间-用电量曲线；

S202：判断是否存在供电量小于用电需求量的时刻；若是，则进入步骤S3；若否，则进入步骤S203；

S203：以日为最小单位，分别计算用电需求量曲线与时间轴之间的需求量面积以及供电量曲线与时间轴之间的供给量面积；

S204：判断需求量面积与供给量面积之比是否小于预设的供需阈值；若是，则进入步骤S5；若否，则进入步骤S3。

对各区域级进行整体的供需平衡判断，若区域级用电量整体供需平衡，则直接进行区域优化，若区域级用电存在供需的偏差，则进行台区自治以及网格互济实现供需平衡。

作为优选，所述的步骤S3具体包括以下步骤：

S301：根据台区的同期历史用电数据预估该台区的日均用电需求量；根据台区的发电数据计算该台区的基础供电量；

S302：以时间为X轴，以用电量为Y轴，建立台区时间-用电量坐标系；绘制日均用电需求量曲线和基础供电量曲线；

S303：判断是否存在日均用电需求量大于基础供电量的时刻；若是，则利用台区内的分布式资源进行台区自治；否则，返回步骤S301对一下台区进行判断，直至遍历所有台区。

以稳定的电源（如该台区分配的由发电厂提供的电能）作为基础供电的计算；当基础供电不足以满足台区用电需求时，利用台区中的分布式电源进行供给（如分布式光伏等），对新能源就地消纳，保障高质量供电和新能源高效消纳。

作为优选，所述的步骤S4包括以下步骤：

S401：判断第二预设时间段内是否网格内所有台区均供需平衡；若是，则结算网格供电量余量；若否，则进行网格内的台区间调节，完成后结算网格用电供需量；

S402：网格正常状态下，根据相邻网格以额定供电量计算的用电供需量进行网格间互济调节；

S403：网格故障状态下，根据相邻网格以最大供电量计算的用电供需量进行网格间互济调节。

对运行状态精准感知，对立体断面趋势精准分析、系统可调能力精准量化，充分调动源网荷储调节能力，实现海量分布式资源接入的配电网全域统筹优化管理和对局部实时精细调控。

作为优选，所述的第二时间段包含若干个第一时间段。网格用电供需平衡计算的时间跨度长于台区用电供需平衡的计算时间跨度；减少网格间的调节频次低，保证电网区域的相对稳定性。

作为优选，所述的网格内台区间调节包括以下过程：

1）确定调节时间段，根据各时刻的用电需求量和供电量的关系，判断该时刻所处的第一时间段是否为调节时间段；

2）预估对应调节时间段的可调节电量，根据第二时间段内的环境因素变化，预估在对应的调节时间段内各台区的最大供电量；以最大供电量减去对应时刻的用电需求量为该台区的可调节电量；

3）依次检验在第二时间段内，台区间调节完成后，各台区在调节时间段后的各时间段的用电需求量和供电量的关系，返回步骤1）判断。

在保证网格内所有台区用电供需平衡后进行网格间的互济。

作为优选，网格正常状态下的网格间互济过程为：

1>选取需要调节的网格；遍历相邻网格，判断各相邻网格的用电状态为可互济状态或需互济状态；

2>向相邻的可互济状态的网格发送互济请求，相邻可互济状态的网格的互济标志位加1；

3>遍历所有网格后，判断各网格的互济标志位；网格根据互济标志位，由小到大进行电力资源的互济。

互济标志为代表该网格周围的电力资源需求量，优先调配需求量小的，提高网格互济的效率。

作为优选，当网格用电需求量小于最大供电量的90%时，判断该网格的用电状态为可互济状态；

当网格用电需求量大于最大供电量的时，判断该网格的用电状态为需互济状态；

当网格用电需求量大于等于最大供电量的90%且等于最大供电量时，判断该网格的用电状态为待定状态。

以最大供电量的90%作为额定供电量，用于网格自身的应急使用。

作为优选，网格故障状态下的网格间互济过程为：

①计算故障网格内保障性用电需求量。保障性用电包括学校、医院等用电等级较高的场所用电的需求；

②相邻网格以其最大供电量减去用电需求量计算可调配用电量；

③获取剩余网格正常状态下的各网格的互济标志位；

④判断故障网格的保障性用电需求量是否小于等于相邻网格的可调配供用电量总和；若是，则按照相邻网格互济标志为由小到大的顺序为故障网格提供电力资源；若否，则将相邻网格所有可调配用电量调配至故障网格；

⑤执行网格正常状态下的网格间互济，直至所有网格互济结束。

优先执行网格间的故障协同处理。

本发明的有益效果是：

构建立体互联的物理形态。在微电网集聚发展的基础上，相邻微电网之间、微电网与区域配网之间、相邻区域配网之间、配网与上级大电网之间广泛互联，形成立体互联的网络形态，区域之间、层级之间互联互济，为潮流的灵活、多向、柔性控制提供物理载体，提高配电网灵活性和可靠性。构建统筹精细的调控策略。物理信息深度融合，对运行状态精准感知，对立体断面趋势精准分析、系统可调能力精准量化，充分调动源网荷储调节能力，实现海量分布式资源接入的配电网全域统筹优化管理和对局部实时精细调控。

附图说明

图1是本发明的一种多层级的配电网调控方法流程图。

具体实施方式

下面通过实施例，并结合附图，对本发明的技术方案作进一步具体的说明。

实施例：

本实施例的一种多层级的配电网调控方法，如图1所示，包括以下步骤：

S1：构建多层级控制框架，构成配电网区域-网格-台区三层控制架构。

多层级控制框架由高到低依次包括区域级控制层、网格级控制层和台区级控制层。

台区级控制层中，包括若干配变；配变中设置有分布式源荷储资源。

网格级控制层中，将若干台区组成微网。

微网为蜂巢状配网。相邻微电网之间、微电网与区域配网之间、相邻区域配网之间、配网与上级大电网之间广泛互联，形成立体互联的网络形态，区域之间、层级之间互联互济，为潮流的灵活、多向、柔性控制提供物理载体，提高配电网灵活性和可靠性。

在本实施例中，配变构成10kV环网柜、开闭所；环网柜之间通过10kV线路连接。微网通过集中式新能源发电和储能电站供电。

台区级控制层中，由高压变电站调配区域内的若干微网资源。相同区域内的若干微网构成电压变电站，高压变电站之间通过高压线路连接。

构成配电网区域-网格-台区三层控制架构，实现台区自治、网格互济和区域优化。充分调动源网荷储调节能力，实现海量分布式资源接入的配电网全域统筹优化管理和对局部实时精细调控。

S2：采集整合各区域级的用电供需平衡水平，根据用电供需平衡水平与阈值比较判断结果进入步骤S3或步骤S5。

步骤S2具体包括以下过程：

S201：分别采集整合各区域的用电需求量和供电量，并绘制时间-用电量曲线。

以时间为X轴，以用电量（功率）为Y轴，构成坐标系，在坐标系中分别绘制用电需求量和供电量随时间变化的曲线。

S202：判断是否存在供电量小于用电需求量的时刻；若是，则进入步骤S3；若否，则进入步骤S203。

S203：以日为最小单位，分别计算用电需求量曲线与时间轴之间的需求量面积以及供电量曲线与时间轴之间的供给量面积。

S204：判断需求量面积与供给量面积之比是否小于预设的供需阈值；若是，则进入步骤S5；若否，则进入步骤S3。

在本实施例中，供需阈值为80%，当需求量面积占供给量面积超过80%时，需要进行逐层的电力资源调配，否则，仅需要整体区域的资源优化。

对各区域级进行整体的供需平衡判断，若区域级用电量整体供需平衡，则直接进行区域优化，若区域级用电存在供需的偏差，则进行台区自治以及网格互济实现供需平衡。

S3：台区自治。

遍历各台区，根据历史数据预估第一时间段内用电需求量与基础供电量的关系，根据台区内用供电供需关系，调用分布式资源平衡台区用电供需。

步骤S3具体包括以下步骤：

S301：根据台区的同期历史用电数据预估该台区的日均用电需求量；根据台区的发电数据计算该台区的基础供电量。

以日为计算单位，计算历年同一季节时段下各台区的日均用电量。以稳定的电源，如该台区分配的由发电厂提供的电能，作为基础供电的计算。

S302：以时间为X轴，以用电量为Y轴，建立台区时间-用电量坐标系；绘制日均用电需求量曲线和基础供电量曲线。

S303：判断是否存在日均用电需求量大于基础供电量的时刻；若是，则利用台区内的分布式资源进行台区自治；否则，返回步骤S301对一下台区进行判断，直至遍历所有台区。

当基础供电不足以满足台区用电需求时，利用台区中的分布式电源进行供给（如分布式光伏等），对新能源就地消纳，保障高质量供电和新能源高效消纳。

由于分布式光伏等新能源供电受环境因素影响大，故此以此作为调节用的能源，不做基础供电量计算。

S4：网格互济。

结算统计第二预设时间段内网格剩余用电供需量，与相邻网格协同互济。

第二时间段包含若干个第一时间段。在本实施例中，第一时间段为日，第二时间段为周。

网格用电供需平衡计算的时间跨度长于台区用电供需平衡的计算时间跨度；减少网格间的调节频次低，保证电网区域的相对稳定性。

步骤S4包括以下步骤：

S401：判断第二预设时间段内是否网格内所有台区均供需平衡；若是，则结算网格供电量余量；若否，则进行网格内的台区间调节，完成后结算网格用电供需量。

网格内台区间调节包括以下过程：

1）确定调节时间段，根据各时刻的用电需求量和供电量的关系，判断该时刻所处的第一时间段是否为调节时间段。

当用电需求量大于供电量是，判断该时刻处于调节时间段。

2）预估对应调节时间段的可调节电量，根据第二时间段内的环境因素变化，预估在对应的调节时间段内各台区的最大供电量；以最大供电量减去对应时刻的用电需求量为该台区的可调节电量。

由于分布式光伏等能源受环境因素（如天气、光照正对面积等）大，根据环境因素的变化预估最大供电量。

3）依次检验在第二时间段内，台区间调节完成后，各台区在调节时间段后的各时间段的用电需求量和供电量的关系，返回步骤1）判断。

前一时间段的储能变化，会影响后一时间段的供电能力，以此来判断前一时间段的调节是否会对后一时间段存在影响。在保证网格内所有台区用电供需平衡后进行网格间的互济。

S402：网格正常状态下，根据相邻网格以额定供电量计算的用电供需量进行网格间互济调节。

网格正常状态下的网格间互济过程为：

1>选取需要调节的网格；遍历相邻网格，判断各相邻网格的用电状态；

当网格用电需求量小于最大供电量的90%时，判断该网格的用电状态为可互济状态；

当网格用电需求量大于最大供电量的时，判断该网格的用电状态为需互济状态；

当网格用电需求量大于等于最大供电量的90%且等于最大供电量时，判断该网格的用电状态为待定状态。

2>向相邻的可互济状态的网格发送互济请求，相邻可互济状态的网格的互济标志位加1。

3>遍历所有网格后，判断各网格的互济标志位；网格根据互济标志位，由小到大进行电力资源的互济。

互济标志为代表该网格周围的电力资源需求量，优先调配需求量小的，提高网格互济的效率。

S403：网格故障状态下，根据相邻网格以最大供电量计算的用电供需量进行网格间互济调节。

网格故障状态下的网格间互济过程为：

①计算故障网格内保障性用电需求量。保障性用电包括学校、医院等用电等级较高的场所用电的需求。

②相邻网格以其最大供电量减去用电需求量计算可调配用电量。

③获取剩余网格正常状态下的各网格的互济标志位。

④判断故障网格的保障性用电需求量是否小于等于相邻网格的可调配供用电量总和；若是，则按照相邻网格互济标志为由小到大的顺序为故障网格提供电力资源；若否，则将相邻网格所有可调配用电量调配至故障网格。

⑤执行网格正常状态下的网格间互济，直至所有网格互济结束。

对运行状态精准感知，对立体断面趋势精准分析、系统可调能力精准量化，充分调动源网荷储调节能力，实现海量分布式资源接入的配电网全域统筹优化管理和对局部实时精细调控。

S5：区域优化。在主网安全约束条件下，调节区域内电力资源。

安全约束条件为用电上限阈值。整体调整区域内的电力资源配置。

构建立体互联的物理形态。在微电网集聚发展的基础上，相邻微电网之间、微电网与区域配网之间、相邻区域配网之间、配网与上级大电网之间广泛互联，形成立体互联的网络形态，区域之间、层级之间互联互济，为潮流的灵活、多向、柔性控制提供物理载体，提高配电网灵活性和可靠性。

构建动态构网的运行方式。在正常运行态下，通过主动构网实现潮流最优分布，保障高质量供电和新能源高效消纳。在紧急和故障运行态下，发挥“构网型”分布式资源的电压和频率支撑能力，实现故障穿越、重构电网结构、并离网无缝切换，保障配电网安全可靠运行。

构建统筹精细的调控策略。物理信息深度融合，对运行状态精准感知，对立体断面趋势精准分析、系统可调能力精准量化，充分调动源网荷储调节能力，实现海量分布式资源接入的配电网全域统筹优化管理和对局部实时精细调控。

应理解，实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。此外应理解，在阅读了本发明讲授的内容之后，本领域技术人员可以对本发明作各种改动或修改，这些等价形式同样落于本申请所附权利要求书所限定的范围。

Claims (10)

1.一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：构建多层级控制框架，构成配电网区域-网格-台区三层控制架构；

S2：采集整合各区域级的用电供需平衡水平，根据用电供需平衡水平与供需阈值比较判断结果进入步骤S3或步骤S5；

S3：台区自治；

遍历各台区，根据历史数据预估第一时间段内用电需求量与基础供电量的关系，根据台区内用供电供需关系，调用分布式资源平衡台区用电供需；

S4：网格互济；

结算统计第二预设时间段内网格剩余用电供需量，与相邻网格协同互济；

S5：区域优化；

在主网安全约束条件下，调节区域内电力资源。

2.根据权利要求1所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，所述的多层级控制框架由高到低依次包括区域级控制层、网格级控制层和台区级控制层；

所述的台区级控制层中，包括若干配变；配变中设置有分布式源荷储资源；

所述的网格级控制层中，将若干台区组成微网；

所述的台区级控制层中，由高压变电站调配区域内的若干微网资源。

3.根据权利要求1或2所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，所述的步骤S2具体包括以下过程：

S201：分别采集整合各区域的用电需求量和供电量，并绘制时间-用电量曲线；

S202：判断是否存在供电量小于用电需求量的时刻；若是，则进入步骤S3；若否，则进入步骤S203；

S203：以日为最小单位，分别计算用电需求量曲线与时间轴之间的需求量面积以及供电量曲线与时间轴之间的供给量面积；

S204：判断需求量面积与供给量面积之比是否小于预设的供需阈值；若是，则进入步骤S5；若否，则进入步骤S3。

4.根据权利要求3所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，所述的步骤S3具体包括以下步骤：

S301：根据台区的同期历史用电数据预估该台区的日均用电需求量；根据台区的发电数据计算该台区的基础供电量；

S302：以时间为X轴，以用电量为Y轴，建立台区时间-用电量坐标系；绘制日均用电需求量曲线和基础供电量曲线；

S303：判断是否存在日均用电需求量大于基础供电量的时刻；若是，则利用台区内的分布式资源进行台区自治；否则，返回步骤S301对一下台区进行判断，直至遍历所有台区。

5.根据权利要求1或4所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，所述的步骤S4包括以下步骤：

S401：判断第二预设时间段内是否网格内所有台区均供需平衡；若是，则结算网格供电量余量；若否，则进行网格内的台区间调节，完成后结算网格用电供需量；

S402：网格正常状态下，根据相邻网格以额定供电量计算的用电供需量进行网格间互济调节；

S403：网格故障状态下，根据相邻网格以最大供电量计算的用电供需量进行网格间互济调节。

6.根据权利要求5所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，所述的第二时间段包含若干个第一时间段。

7.根据权利要求6所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，所述的网格内台区间调节包括以下过程：

1）确定调节时间段，根据各时刻的用电需求量和供电量的关系，判断该时刻所处的第一时间段是否为调节时间段；

2）预估对应调节时间段的可调节电量，根据第二时间段内的环境因素变化，预估在对应的调节时间段内各台区的最大供电量；以最大供电量减去对应时刻的用电需求量为该台区的可调节电量；

3）依次检验在第二时间段内，台区间调节完成后，各台区在调节时间段后的各时间段的用电需求量和供电量的关系，返回步骤1）判断。

8.根据权利要求5所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，网格正常状态下的网格间互济过程为：

1>选取需要调节的网格；遍历相邻网格，判断各相邻网格的用电状态为可互济状态或需互济状态；

2>向相邻的可互济状态的网格发送互济请求，相邻可互济状态的网格的互济标志位加1；

3>遍历所有网格后，判断各网格的互济标志位；网格根据互济标志位，由小到大进行电力资源的互济。

9.根据权利要求1所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，当网格用电需求量小于最大供电量的90%时，判断该网格的用电状态为可互济状态；

当网格用电需求量大于最大供电量的时，判断该网格的用电状态为需互济状态；

当网格用电需求量大于等于最大供电量的90%且等于最大供电量时，判断该网格的用电状态为待定状态。

10.根据权利要求8或9所述的一种多层级的配电网调控方法，其特征在于，网格故障状态下的网格间互济过程为：

①计算故障网格内保障性用电需求量；

②相邻网格以其最大供电量减去用电需求量计算可调配用电量；

③获取剩余网格正常状态下的各网格的互济标志位；

④判断故障网格的保障性用电需求量是否小于等于相邻网格的可调配供用电量总和；若是，则按照相邻网格互济标志为由小到大的顺序为故障网格提供电力资源；若否，则将相邻网格所有可调配用电量调配至故障网格；

⑤执行网格正常状态下的网格间互济，直至所有网格互济结束。

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