一种配电网双层调压方法

1.本发明涉及智能电网技术领域，具体地说是一种配电网双层调压方法。


背景技术：

2.随着技术的成熟和能源转型的要求，配电网中接入了越来越多光伏电站。光伏出力受环境因素影响具有较强的波动性，这使得光伏并网点及附近电压会有相应的波动。另外光伏出力与负荷峰谷特性不一，潮流倒送打破了原配电网辐射状的潮流分布，进而会带来相应的电压越限问题，因此给配电网的电压稳定带来极大挑战，传统的调压装置及方法无法适应大规模光伏并网下的调压需求。
3.光伏电站和储能电站通过对逆变器进行pwm控制，可以实现有功无功输出解耦，输出可控无功进而对电网电压进行支撑。然而目前小型的分布式光伏和分布式储能并大多数不具备参与电网集中调度的能力。


技术实现要素：

4.本发明的目的是针对现有技术存在的问题，提供一种配电网双层调压方法，以使得传统调压装置与光伏电站和储能电站配合，另外充分挖掘不可参与电网集中调度的小型分布式光伏和储能的无功能力，从而改善大规模光伏并网后的电压越限问题。
5.本发明的目的是通过以下技术方案解决的：
6.一种配电网双层调压方法，其特征在于：该双层调压方法包括基于新能源电站上报的新能源出力预测数据以及储能电站的充放电调度计划进行上层的日前调度优化调节、基于日内的负荷数据和新能源出力数据进行下层的日内事后调节，具体步骤包括：
7.a、基于对应配电网的导线信息，构建该配电网的拓扑模型；
8.b、计算配电网内各个节点的无功电压灵敏度，并用k-means聚类法以电气距离为聚类指标对配电网进行分区；
9.c、日前以降低网损为目标确定有载调压变压器和可投切电容器组的档位计划、以优化电压为目标确定svg和光伏电站及储能电站的无功出力计划，下达上层的日前调度优化调节指令、日内各设备执行；
10.d、日内根据分区内节点间的无功电压灵敏度、分布式光伏设备和分布式储能设备的无功可调裕度，确定分布式光伏设备和分布式储能设备参与调压的优先级顺序；
11.e、日内根据电压越限节点所属分区和越限值，计算应调无功量，对配电网电压进行事后调节。
12.所述步骤a中的导线信息包括导线型号、线路长度、回路数以及各个节点间的阻抗和对地导纳。
13.所述步骤b中的无功电压灵敏度的计算方法如下：节点i在自然潮流下的稳态电压为ui，对节点j施加无功扰动量δqj，计算稳态下的节点i的电压为ui′
，则节点i和节点j间的
无功电压灵敏度即为：根据所得节点i和节点j间的无功电压灵敏度，计算节点i和节点j间的电气距离d
ij
，公式如下：
14.所述步骤b中的分区方法为：
15.b21、随机选取k个节点作为k个电网分区的聚类中心；
16.b22、比较剩余各个节点到聚类中心的电气距离，以电气距离最小为标准将剩余节点归入到对应的聚类中心所属类别；
17.b23、然后计算各个类别内所属各个节点到类内其他节点的电气距离和，选取电气距离和最小的节点作为新的聚类中心；
18.b24、对比聚类中心是否发生更改，若聚类中心发生变化，则重复步骤b22-b23；若聚类中心未发生更改则满足分区要求，最后所得聚类结果即为配电网最终分区结果。
19.所述步骤c中的以降低网损为目标调节有载调压变压器和可投切电容器组的档位的具体方法为：基于新能源电站上报的功率预测数据以及储能电站的充放电调度计划，以小时为调度周期、以全网网损和最小为目标，考虑档位约束和调节次数约束，利用遗传算法作为优化方法确定配电网内的有载调压变压器和可投切电容器组的档位；
20.全网网损和最小为目标的函数模型为：
[0021][0022]
其中，rk为支路k的电阻值，ik为流经支路k的电流值，m为网络中所有支路的集合；有载调压变压器和可投切电容器组的档位约束模型为：
[0023][0024]
其中，c
i,t
为第i个可投切电容器在周期t的投入组数，c
imax
是第i个可投切电容器的电容组数；t
i,t
是有载调压变压器分接头的档位，t
imin
和t
imax
表示第i个有载调压变压器分接头的最低档位和最高档位；
[0025]
有载调压变压器和可投切电容器组的档位约束模型为：
[0026][0027]
其中，n
c,imax
为第i个可投切电容器一天内最大可投切次数，n
t,imax
为有载调压变压器分接头一天内最大可调节次数。
[0028]
所述步骤c中的以优化电压为目标调节svg和光伏电站及储能电站的无功出力的具体方法为：基于新能源电站上报的功率预测数据以及储能电站的充放电调度计划，以分钟为调度周期，以节点电压偏差最小为目标，考虑机组无功出力约束，利用遗传算法作为优化方法，确定配电网内svg、光伏电站和储能电站的无功出力值；
[0029]
节点电压偏差最小为目标函数模型为：
[0030][0031]
其中u
l
为节点i的稳态电压；u
lim
为节点的电压限值，当电压偏高时取电压上限值、偏低时取下限值；nk为节点集合；
[0032]
svg、光伏电站和储能电站的出力约束模型如下：
[0033][0034]
其中，q
svg,t
为t时刻svg无功功率、q
svg,min
和q
svg,max
分别为svg无功功率最小和最大限值；p
e,t
为储能电站在t时刻的充放电功率，正表示放电、负表示充电；q
e,t
为储能电站在t时刻的无功功率；s
n,e
为储能变流器的额定容量；p
npv
为光伏额定有功出力；q
pv,t
为光伏电站在t时刻的无功出力；为其功率因数，取0.95。
[0035]
所述步骤d中的优先级顺序确定方法为：根据分区结果，基于分区k，对分区k内节点间的灵敏度取绝对值，得到矩阵mk：
[0036][0037]
进而得到分区k内的调压选择矩阵ak：
[0038][0039]
其中，bk为分区k内的调节资源可用矩阵，若节点i有调节设备接入且调节设备具备调节裕度则bk中的第i个元素bi取1，否则取0；
[0040]
若节点i的电压发生越限，根据所得分区k内的调压选择矩阵ak中第i行的元素，选择绝对值最大的元素对应的节点作为第一次序调节对象，绝对值次之的作为第二次序对象，以此类推。
[0041]
所述步骤e的事后调节的具体流程为：日内根据各个节点的实时电压信息，若某分区发生电压越限，计算电压越限最严重的节点的电压越限值和应调无功量，根据越限值及无功电压灵敏度按次序调节；包括以下步骤：
[0042]
e1、若分区k内的节点电压发生电压越限，在各个调压设备参与上层日前计划动作的基础上，以分区内电压越限最严重的节点i为调节对象，按照步骤d中的优先级顺序确定
方法确定分区内各个可调设备的调压优先级顺序；
[0043]
e2、计算节点i的电压偏移程度：δui＝u
i-u
lim
；根据节点i的电压偏移程度δui和节点i与第一次序节点j间的无功灵敏度，计算对应调节设备的所需无功功率整定值δqj：
[0044]
e3、判断该无功功率整定值δqj是否超出节点j的调节设备的当前可调无功限值q
jmax
，若未超过、则按照该无功功率整定值发出或吸收响应无功，若超过、则进行下一步；
[0045]
e4、根据节点i与第二次序对应节点z间的无功电压灵敏度，计算第二次序调节设备的无功功率整定值δqz：
[0046]
e5、判断该无功功率整定值δqz是都超出节点z的调节设备的当前可调无功限值q
zmax
，若未超出、则按无功功率整定值动作j节点和z节点设备，若超过则以此类推。
[0047]
本发明相比现有技术有如下优点：
[0048]
本发明的双层调压方法首先上层基于日前的负荷及新能源的出力预测值进行日前优化，包括：以小时为周期调节配电网内的有载调压变压器、可投切电容器组以降低全网网损，以分钟为周期调节大型储能电站和光伏电站的无功优化节点电压；然后下层基于日内实际负荷及新能源出力，利用无功电压灵敏度调节条件不佳的分布式光伏设备及分布式储能设备，挖掘不可参与日前优化调度的光储设备的调节潜力，对配电网电压进行进一步调节；该调压策略在日前调度优化和日内事后调节两层配合，协调传统调压设备之余、挖掘不能参与优化调度的分布式光储设备对电压的支撑能力，实现对电网改善电网电压越限、降低网损的效果。
附图说明
[0049]
附图1为本发明的双层调压方法的流程图；
[0050]
附图2为本发明的实施例采用的配电网的拓扑模型；
[0051]
附图3为基于附图2的配电网拓扑模型采用不同调压方法得出的配电网电压分布图。
具体实施方式
[0052]
下面结合附图与实施例对本发明作进一步的说明。
[0053]
如图1所示：本发明提供了一种配电网双层调压方法，该双层调压方法包括：
[0054]
a、基于对应区域配电网的导线型号、线路长度、回路数，计算各个节点间的阻抗和对地导纳，构建配电网的拓扑模型。
[0055]
b、计算配电网内各个节点的无功电压灵敏度，并用k-means聚类法以电气距离为聚类指标对配电网进行分区；
[0056]
其中无功电压灵敏度的计算方法如下：
[0057]
节点i在自然潮流下的稳态电压为ui，对节点j施加无功扰动量δqj，计算稳态下的节点i的电压为ui′
，则节点i和节点j间的无功电压灵敏度即为：
[0058][0059]
根据所得节点i和节点j间的无功电压灵敏度，计算节点i和节点j间的电气距离d
ij
，公式如下：
[0060][0061]
用k-means聚类法以电气距离为聚类指标对配电网进行分区的方法为：
[0062]
b21、随机选取k个节点作为k个电网分区的聚类中心；
[0063]
b22、比较剩余各个节点到聚类中心的电气距离，以电气距离最小为标准将剩余节点归入到对应的聚类中心所属类别；
[0064]
b23、然后计算各个类别内所属各个节点到类内其他节点的电气距离和，选取电气距离和最小的节点作为新的聚类中心；
[0065]
b24、对比聚类中心是否发生更改，若聚类中心发生变化，则重复步骤b22-b23；若聚类中心未发生更改则满足分区要求，最后所得聚类结果即为配电网最终分区结果。
[0066]
c、基于新能源电站上报的功率预测数据数据以及储能电站的充放电调度计划，以小时为调度周期、以全网网损和最小为目标，考虑档位约束和调节次数约束，利用遗传算法作为优化方法调节配电网内的有载调压变压器和可投切电容器组的档位，使得全网的有功损耗最小；
[0067]
可选地，全网网损和最小为目标的函数模型为：
[0068][0069]
其中，rk为支路k的电阻值，ik为流经支路k的电流值，m为网络中所有支路的集合；可选地，有载调压变压器和可投切电容器组的档位约束模型为：
[0070][0071]
其中，c
i,t
为第i个可投切电容器在t时刻的投入组数，c
imax
是第i个可投切电容器的电容组数；t
i,t
是有载调压变压器分接头的档位，t
imin
和t
imax
表示第i个有载调压变压器分接头的最低档位和最高档位；
[0072]
可选地，有载调压变压器和可投切电容器组的档位约束模型为：
[0073][0074]
其中，n
c,imax
为第i个可投切电容器一天内最大可投切次数，n
t,imax
为有载调压变压器分接头一天内最大可调节次数；
[0075]
基于日前的新能源电站上报的功率预测数据以及储能电站的充放电调度计划，以十分钟为一个调度周期，利用遗传算法，以节点电压偏差最小为目标，考虑机组无功出力约束，利用遗传算法作为优化方法，调节配电网内svg、光伏电站和储能电站的无功出力值；
[0076]
可选地，节点电压偏差最小为目标函数模型为：
[0077][0078]
其中u
l
为节点i的稳态电压；u
lim
为节点的电压限值，当电压偏高时取电压上限值、偏低时取下限值；nk为节点集合；
[0079]
可选地，svg、光伏电站和储能电站的出力约束模型如下：
[0080][0081]
其中，q
svg,t
为t时刻svg无功功率、q
svg,min
和q
svg,max
分别为svg无功功率最小和最大限值；p
e,t
为储能电站在t时刻的充放电功率，正表示放电、负表示充电；q
e,t
为储能电站在t时刻的无功功率；s
n,e
为储能变流器的额定容量；p
npv
为光伏额定有功出力；q
pv,t
为光伏电站在t时刻的无功出力；为其功率因数，取0.95。
[0082]
根据有载调压变压器、可投切电容器组的所需档位以及svg、光伏电站和储能电站的所需输出无功，下达日前上层调度动作指令，优化配电网潮流，改善配电网的电压越限情况。
[0083]
d、日内根据分区内节点间的无功电压灵敏度、分布式光伏设备和分布式储能设备的无功可调裕度，确定分布式光伏设备和分布式储能设备参与调压的优先级顺序；包括以下步骤：
[0084]
根据分区结果，以分区k为例，对分区k内节点间的灵敏度取绝对值，得到矩阵mk：
[0085][0086]
进而得到分区k内的调压选择矩阵ak：
[0087][0088]
其中，bk为分区k内的调节资源可用矩阵，若节点i有调节设备接入且调节设备具备调节裕度则bk中的第i个元素bi取1，否则取0；
[0089]
若节点i的电压发生越限，根据所得分区内调压选择矩阵ak中第i行的元素，选择绝对值最大的元素对应的节点作为第一次序调节对象，绝对值次之的作为第二次序对象，
以此类推。
[0090]
e、日内根据各个节点的实时电压信息，若某分区发生电压越限，计算电压越限最严重的节点的电压越限值，根据越限值及无功电压灵敏度按次序调节；
[0091]
日内每分钟监测各个节点的电压，若无电压越限则各个参与调压设备执行上层的动作指令，各个分布式光伏设备和分布式储能设备除正常发电或充放电外不发出或吸收无功；
[0092]
若分区k内的节点电压发生电压越限，在各个调压设备参与上层日前计划动作的基础上，以分区内电压越限最严重的节点i为调节对象，按照步骤d中的优先级顺序确定方法确定分区内各个可调设备的调压优先级顺序；
[0093]
计算节点i的电压偏移程度：
[0094]
δui＝u
i-u
lim
；
[0095]
根据节点i的电压偏移程度δui和节点i与第一次序节点j间的无功灵敏度，计算对应调节设备的所需无功功率整定值δqj：
[0096][0097]
判断该无功功率整定值δqj是否超出节点j的调节设备的当前可调无功限值q
jmax
，若未超过、则按照该无功功率整定值发出或吸收响应无功，若超过、则进行下一步；
[0098]
根据节点i与第二次序对应节点z间的无功电压灵敏度，计算第二次序调节设备的无功功率整定值δqz：
[0099][0100]
判断该无功功率整定值δqz是都超出节点z的调节设备的当前可调无功限值q
zmax
，若未超出、则按无功功率整定值动作j节点和z节点设备，若超过则以此类推。
[0101]
实施例
[0102]
如图2所示的配电网拓扑模型，该配电网拓扑模型中接入了4个光伏电站及1个储能电站、8个分布式光伏设备及3个分布式储能设备、4个并联电容器、1个svg。
[0103]
未实施本发明调压方法(情景1)、仅实施本发明上层调压方法(情景2)和实施本发明调压方法(情景3)后配电网的电压分布如图3所示，情景2的电压分布情况较情景1有较好的改善，电压越上限和下限的问题得到缓解(上限和下限分别为图3中的电压1.00上下方的两条横向短虚线)，情景3在情景2的基础上，电压的变化更加平缓，波动程度减小，这说明本发明所提的调压方法对光伏并网后的配电网电压频繁波动越限问题有改善效果。
[0104]
以上实施例仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明保护范围之内；本发明未涉及的技术均可通过现有技术加以实现。

技术特征：
1.一种配电网双层调压方法，其特征在于：该双层调压方法包括基于新能源电站上报的功率预测数据以及储能电站的充放电调度计划进行上层的日前调度优化调节、基于日内的负荷数据和新能源出力实时数据进行下层的日内事后调节，具体步骤包括：a、基于对应配电网的导线信息，构建该配电网的拓扑模型；b、计算配电网内各个节点的无功电压灵敏度，并用k-means聚类法以电气距离为聚类指标对配电网进行分区；c、日前以降低网损为目标确定有载调压变压器和可投切电容器组的档位计划、以优化电压为目标确定svg和光伏电站及储能电站的无功出力计划，下达上层的日前调度优化调节指令、日内各设备执行；d、日内根据分区内节点间的无功电压灵敏度、分布式光伏设备和分布式储能设备的无功可调裕度，确定分布式光伏设备和分布式储能设备参与调压的优先级顺序；e、日内根据电压越限节点所属分区和越限值，计算应调无功量，对配电网电压进行事后调节。2.根据权利要求1所述的配电网双层调压方法，其特征在于：所述步骤a中的导线信息包括导线型号、线路长度、回路数以及各个节点间的阻抗和对地导纳。3.根据权利要求1所述的配电网双层调压方法，其特征在于：所述步骤b中的无功电压灵敏度的计算方法如下：节点i在自然潮流下的稳态电压为u
i
，对节点j施加无功扰动量δq
j
，计算稳态下的节点i的电压为u
i
′
，则节点i和节点j间的无功电压灵敏度即为：根据所得节点i和节点j间的无功电压灵敏度，计算节点i和节点j间的电气距离d
ij
，公式如下：4.根据权利要求1所述的配电网双层调压方法，其特征在于：所述步骤b中的分区方法为：b21、随机选取k个节点作为k个电网分区的聚类中心；b22、比较剩余各个节点到聚类中心的电气距离，以电气距离最小为标准将剩余节点归入到对应的聚类中心所属类别；b23、然后计算各个类别内所属各个节点到类内其他节点的电气距离和，选取电气距离和最小的节点作为新的聚类中心；b24、对比聚类中心是否发生更改，若聚类中心发生变化，则重复步骤b22-b23；若聚类中心未发生更改则满足分区要求，最后所得聚类结果即为配电网最终分区结果。5.根据权利要求1所述的配电网双层调压方法，其特征在于：所述步骤c中的日前以降低网损为目标确定有载调压变压器和可投切电容器组的档位的具体方法为：基于新能源电站上报的功率预测数据以及储能电站的充放电调度计划，以小时为调度周期、以全网网损和最小为目标，考虑档位约束和调节次数约束，利用遗传算法作为优化方法确定配电网内的有载调压变压器和可投切电容器组的档位；全网网损和最小为目标的函数模型为：
其中，r
k
为支路k的电阻值，i
k
为流经支路k的电流值，m为网络中所有支路的集合；有载调压变压器和可投切电容器组的档位约束模型为：其中，c
i,t
为第i个可投切电容器在周期t的投入组数，c
imax
是第i个可投切电容器的电容组数；t
i,t
是有载调压变压器分接头的档位，t
imin
和t
imax
表示第i个有载调压变压器分接头的最低档位和最高档位；有载调压变压器和可投切电容器组的档位约束模型为：其中，n
c,imax
为第i个可投切电容器一天内最大可投切次数，n
t,imax
为有载调压变压器分接头一天内最大可调节次数。6.根据权利要求1所述的配电网双层调压方法，其特征在于：所述步骤c中的以优化电压为目标确定svg和光伏电站及储能电站的无功出力计划的具体方法为：基于新能源电站上报的功率预测数据以及储能电站的充放电调度计划，以分钟为调度周期，以节点电压偏差最小为目标，考虑机组无功出力约束，利用遗传算法作为优化方法，确定配电网内svg、光伏电站和储能电站的无功出力值；节点电压偏差最小为目标函数模型为：其中u
l
为节点i的稳态电压；u
lim
为节点的电压限值，当电压偏高时取电压上限值、偏低时取下限值；n为节点集合；svg、光伏电站和储能电站的出力约束模型如下：其中，q
svg,t
为t时刻svg无功功率、q
svg,min
和q
svg,max
分别为svg无功功率最小和最大限值；p
e,t
为储能电站在t时刻的充放电功率，正表示放电、负表示充电；q
e,t
为储能电站在t时刻的无功功率；s
n,e
为储能变流器的额定容量；p
npv
为光伏额定有功出力；q
pv,t
为光伏电站在t时刻的无功出力；为其功率因数，取0.95。7.根据权利要求1所述的配电网双层调压方法，其特征在于：所述步骤d中的优先级顺序确定方法为：根据分区结果，基于分区k，对分区k内节点间的灵敏度取绝对值，得到矩阵m
k
：
进而得到分区k内的调压选择矩阵a
k
：其中，b
k
为分区k内的调节资源可用矩阵，若节点i有调节设备接入且调节设备具备调节裕度则b
k
中的第i个值b
i
取1，否则取0；若节点i的电压发生越限，根据所得分区k内的调压选择矩阵a
k
中第i行的元素，选择绝对值最大的元素对应的节点作为第一次序调节对象，绝对值次之的作为第二次序对象，以此类推。8.根据权利要求1或7所述的配电网双层调压方法，其特征在于：所述步骤e的事后调节的具体流程为：日内根据各个节点的实时电压信息，若某分区发生电压越限，计算电压越限最严重的节点的电压越限值和应调无功量，根据越限值及无功电压灵敏度按次序调节；包括以下步骤：e1、若分区k内的节点电压发生电压越限，在各个调压设备参与上层日前计划动作的基础上，以分区内电压越限最严重的节点i为调节对象，按照步骤d中的优先级顺序确定方法确定分区内各个可调设备的调压优先级顺序；e2、计算节点i的电压偏移程度：δu
i
＝u
i-u
lim
；根据节点i的电压偏移程度δu
i
和节点i与第一次序节点j间的无功灵敏度，计算对应调节设备的所需无功功率整定值δq
j
：e3、判断该无功功率整定值δq
j
是否超出节点j的调节设备的当前可调无功限值q
jmax
，若未超过、则按照该无功功率整定值发出或吸收响应无功，若超过、则进行下一步；e4、根据节点i与第二次序对应节点z间的无功电压灵敏度，计算第二次序调节设备的无功功率整定值δq
z
：e5、判断该无功功率整定值δq
z
是否超出节点z的调节设备的当前可调无功限值q
zmax
，若未超出则按照无功功率整定值动作j节点和z节点设备，若超过则以此类推。

技术总结
本发明公开了一种配电网双层调压方法，该双层调压方法的具体步骤包括：A、基于对应配电网的导线信息，构建该配电网的拓扑模型；B、计算节点的无功电压灵敏度、对配电网进行分区；C、日前以降低网损为目标确定有载调压变压器和可投切电容器组的档位计划、以优化电压为目标确定SVG和光伏电站及储能电站的无功出力计划；D、日内确定分布式光伏设备和分布式储能设备参与调压的优先级顺序；E、根据电压越限节点所属分区和越限值，对配电网电压进行事后调节。本发明的调压策略在日前调度优化和日内事后调节两层配合，协调传统调压设备之余、挖掘不能参与优化调度的分布式光储设备对电压的支撑能力，实现对电网改善电网电压越限、降低网损的效果。网损的效果。网损的效果。


技术研发人员：柳昂 陈文进 甘雯 陈菁伟 沈诚亮 林承钱 顾伟康 孙龙祥 吴鸣鸣 吴夕纯 胡瑞 王阳英夫 李仁忠 杨萌 熊晨宇 商洁 张认 刘震 赵琳 王健 刘皓明
受保护的技术使用者：河海大学
技术研发日：2022.03.30
技术公布日：2022/5/25