故障场景下含多微网的配电网主动协同控制策略

2021-10-28杨剑峰张旭阳任核权张建浩

电力系统及其自动化学报 2021年10期

杨剑峰，张长，董杰，张旭阳，任核权，张建浩

（国网绍兴供电公司经济技术研究所，绍兴 312000）

近年来，随着化石燃料的日益枯竭和环境污染的日益严重，大力发展可再生能源、实现能源可持续发展已经成为世界各国政府和各国际组织的共识[1]。分布式发电DG（distributed generation）是一种主要的可再生能源利用技术，具有投资小、建设周期短、调控灵活等优势，得到了越来越多的重视和推广应用。然而，风、光等分布式发电主要的一次能源具有较强的随机波动性，其大量接入将大大增强电网运行的不确定性和调控的复杂性。因此，为减小DG给电网带来的不利影响，微网应运而生[2]。

微网通过联络线与配电网进行功率交互，一方面会对配电网的运行产生一定影响，如售电功率变化、电能质量影响等[3]；另一方面，微网灵活柔性的响应能力可以在不同运行场景下辅助配电网的运行优化，如优化系统运行特性[4-5]以及故障态下的快速自组网[6-7]等。随着微网在配电网中的数量不断增加，深入研究区域多微网接入对配电网的交互影响，实现区域配电网与多微网间的协同优化，具有重要的现实意义。

目前，含多微网的配电网控制策略主要包含对各可控单元进行直接控制的微源级控制策略，以及通过各独立微网对可控单元进行控制的两级控制策略[8]。文献[9]提出了一种含多微网配电网双层控制策略，上层控制中心从配电网层面对各微网的运行状况进行监测，防止其危及配电网的安全性。当配电网内部发生故障时，上级控制中心将控制各微网从配电网退出，以孤岛模式实现微网内部负荷的供电；下层控制中心接收上层控制指令调度微网内各可控设备出力，以实现整个配电网的优化运行。文献[10]提出了一种含多微网的配电网多时间尺度控制策略，在小时级尺度上综合考虑光伏、储能和负荷特性，通过组合方案决策实现全局资源配置最优；在分钟级尺度上通过各微网协调互济，最大程度保证光伏消纳和负荷稳定；在秒级尺度上保证各微网内部源荷储平衡稳定运行。文献[11]考虑各微网控制目标不同提出了一种分层控制策略，微网控制层负责微网内部经济调度和故障处置，协调控制层仅负责协调各子微网出力，并在故障时保证微网运行模式过渡平稳。文献[12]提出了含多微网配电网两层嵌套模型，内层以配电网功率和电压波动最小为目标，致力于保障系统安全可靠运行；外层在内层调度结果的约束下，以微网成本和环境惩罚费用最小为目标，实现经济和环保效益优化。

目前针对含多微网的配电网优化调度的相关研究，大多是面向正常运行方式的。本文面向配电网故障场景，提出了一种含多微网的配电网分层分布式主动协同运行优化策略。该策略针对故障上游区段和下游区段，分别建立了以经济效益最大和削减负荷量最小为目标的配电网运行优化模型。同时，针对独立微网，建立了以经济效益最大为目标的微网运行优化模型。通过两者间的主动协同来实现故障后不同区段的有序供电。

1 含多微网的配电网优化运行策略

目前的含多微网的配电网系统控制策略主要有两种，一种是基于集中式思想的含多微网的配电网分层集中式协同运行控制策略，另一种是基于分布式思想的含多微网的配电网分层分布式协同运行控制策略。

1.1 含多微网的配电网分层集中式协同运行

含多微网的配电网分层集中式协同运行控制策略[13]，即微源级控制策略，其控制体系如图1所示。

图1 含多微网的配电网分层集中式协同运行控制体系Fig.1 Hierarchical centralized collaborative operation and control system of distribution network with multi-microgrid

含多微网的配电网分层集中式协同控制策略，可以分为上层配电网能量管理系统DEMS（distribu⁃tion energy management system）与下层可控单元两部分。

（1）上层DEMS收集配电网的所有相关信息，包括所有可再生能源发电预测值和负荷预测值以及负荷参与需求响应的计划，在此基础上对配电网内部所有可控设备进行优化调度，并将调度指令下发给相应的微网，以实现整体的经济运行。

（2）下层微网能量管理系统MEMS（microgrid energy management system）接收上层DEMS下达的内部各可控设备调度指令，并依据上级指令调整其所辖可控设备的输出功率，来保证微网与配电网间的交换功率符合的交换功率计划。

集中式控制策略能够使DEMS全面获取配电网运行信息以实现全局优化控制，且优化控制相对简单。但在含多微网的配电网系统中，各微网与配电网可能归属于不同的利益主体，集中式全局优化难以有效保护各微网的隐私以及保障各微网的利益。

1.2 含多微网的配电网分层分布式协同运行

含多微网的配电网分层分布式协同运行控制体系[14]如图2所示。

图2 含多微网的配电网分层分布式协同运行控制体系Fig.2 Hierarchical distributed collaborative operation and control system of distribution network with multi-microgrid

含多微网的配电网分层分布式协同控制策略，可以分为上层配电网与下层可控单元之间的交互，以及可控单元内部的协调两部分。

（1）各MEMS根据自身负荷需求，参考配电网提供的购售电电价等信息，制定自身的优化运行策略，并将生成的电力交易计划发送给DEMS；DEMS结合配网内其他发电和负荷预测信息，形成自身的调度计划，并将与各微网的购售电计划下发至各MEMS。

（2）各MEMS根据内部各分布式电源出力的上下限约束、发电成本、出力预测数据及负荷需求等数据，对内部的可控单元进行实时控制以完成与配电网的购售电计划。

在含多微网的配电网分层分布式协同运行控制策略中，上层DEMS无需获取各微网内部设备和用户的产能、用能状况，只对各MEMS下达调度指令。这样既能保护各微网的隐私，也能保证微网所有者的利益。

2 故障场景下含多微网的配电网主动协同控制策略

含多微网的配电网主动协同控制策略是指当配电网发生故障时，DEMS主动调整包括各微网在内的可控单元，以保证配电网的安全运行和用户的可靠供电。

实现配电网-多微网协同运行的机制有很多，本文将只探讨通过电价激励机制来实现配电网和微网间的协同运行。

2.1 故障场景下主动协同控制策略

故障场景下含多微网的配电网主动协同控制策略如下：

（1）当配电网内部发生故障时，DEMS首先判断故障上游区段会不会出现运行安全问题。若有问题，则调整故障上游区段内的调度计划，并将新的调度指令和激励电价传达给故障上游区段内的各MEMS（记为上游MEMS）。在生成新的调度指令时，除上游MEMS外，DEMS还可以调整与上级电网的购售电计划。

（2）若某上游MEMS不能执行新下达的调度指令，则将自己可接收的电力交易计划值上传给DEMS。DEMS收到各MEMS反馈信息后，若未满足运行安全要求，则对还有调整能力和意愿的MEMS下达新一轮的调度指令和激励电价，直至运行安全问题得到解决。

（3）当故障上游区段安全性问题得到解决后，DEMS判断故障下游区段是否存在微网。若故障下游区段内存在微网，DEMS向故障下游区段内微网的MEMS（记为下游MEMS）传达新的调度指令和激励电价。

（4）若故障下游区段微网不能承担故障区域所有负荷的供电，需要对故障下游区段的负荷进行部分切除。故障下游区段负荷切除顺序为：故障下游区段非重要负荷→微网内部非重要负荷→故障下游区段重要负荷→微网内部重要负荷→故障下游区段特别重要负荷。

具体的协同控制策略流程如图3所示。

图3 配电网故障场景下主动协同控制流程Fig.3 Flow chart of active collaborative control of distribution network in fault scenario

2.2 故障场景下配电网主动协同优化运行模型

1）优化变量

配电网主动协同运行优化模型的优化变量ZDis为配电网与上级电网和各微网的电力交易计划值。

式中：PGrid为配电网与上级电网电力交易功率，为正表示从上级电网购电，为负表示向上级电网售电；为配电网与故障上游区段微网i的电力交易功率，为正表示从微网i购电，为负表示向微网i售电；为配电网与故障下游区段微网i的电力交易功率，为正表示从微网i购电，为负表示向微网i售电。

2）目标函数

针对故障上游区段和下游区段，配电网主动协同优化运行模型各有一个优化目标函数。

对于故障上游区段，假设上级电网的电力供应始终充足，因此其优化目标为故障上游区段供电的经济效益最大。具体表达式如下：

2.3 故障场景下微网主动协同优化运行模型

1）优化变量

微网主动协同运行优化模型的优化变量ZMG为内部各种可控发电和储能设备的有功出力，即

式中，PES,i为微网内部第i个储能装置的充放电功率；PMT,i为微网内第i个微型燃气轮机的放电功率。

2）目标函数

与配电网主动协同优化运行模型类似，微网主动协同优化运行模型的目标函数也分为故障上游区段和下游区段。

对于故障上游区段的微网，其优化目标为微网自身的收益最大。具体表达式为

3 算例分析

为验证所提策略的有效性，本文在IEEE 33节点配电系统上添加3个微网，来构建算例系统。修改后的IEEE 33节点配电系统如图4所示。其中，空心节点为重要负荷，实心节点为非重要负荷，微网I、II、III重要负荷占比分别为55%、50%、60%，无特别重要负荷，3个微网的设备参数如表1所示。

图4 改造后的IEEE 33节点配电系统模型Fig.4 Model of modified IEEE 33-node distribution network

表1 微网设备参数Tab.1 Equipment parameters of microgrids

3个微网与上级配电网在日前阶段制定的调度计划分别如图5～图7所示。

图5 微网1日前调度计划Fig.5 Day-ahead dispatching plan for Microgrid 1

图6 微网2日前调度计划Fig.6 Day-ahead dispatching plan for Microgrid 2

图7 微网3日前调度计划Fig.7 Day-ahead dispatching plan for Microgrid 3

假设在t=16时刻，线路9-10和6-7分别因故障退出运行。由于故障上游区段微网的日前调度计划并未对配电网故障上游区段的安全性构成威胁，因此，上层DEMS不对故障上游MEMS下达新的控制指令。

故障下游区段内存在微网3，DEMS向微网3的MEMS下达新的调度指令，以故障下游区段失电负荷量最小为目标，从微网3购电为故障下游区段的负荷进行供电。

3.1 线路9-10因故障退出运行

当线路9-10因故障退出运行时，根据本文所提的优化调度策略，DEMS要求微网3调整其内部设备的出力计划。新的调度结果如表2所示。

表2 线路9-10故障后的微网3调度结果Tab.2 Dispatching result of Microgrid 3 under branch 9-10 contingency

可以看出，由于在日前经济调度阶段追求经济利益最大，微网3的微燃机已经处于满发的状态（如图7所示）。所以当线路9-10因故障退出运行时，微网3无法承担故障下游区段全部535.935 kW负荷。此时，需要配电网和微网3根据预先设定的顺序依次切掉配网的非重要负荷和微网3内部的部分非重要负荷。

最终，配电网总共切除了303.75 kW的非重要负荷，全部115.714 kW重要负荷均保持供电。微网3切除了12.239 kW的非重要负荷，总共有104.232 kW的重要及非重要负荷保持供电。故障下游区段各节点的负荷切除情况如图8所示。

图8 线路9-10故障下游区段各节点负荷切除情况Fig.8 Load shedding at nodes in the downstream section under branch 9-10 contingency

3.2 线路6-7因故障退出运行

当线路6-7因故障退出运行时，微网3的新调度结果如表3所示。

表3 线路6-7故障后的微网3调度结果Tab.3 Dispatching result of Microgrid 3 under branch 6-7 contingency

可以看出，当线路9-10因故障退出运行时，故障下游区段负荷有显著增加，达到了844.506 kW。此时，为了保证对故障下游区段的供电，微网III切掉了自己全部的46.588 kW·h非重要负荷。配电网切掉577.972 kW·h的负荷，其中非重要负荷为419.464 kW·h，重要负荷为158.508 kW·h，仅有150.064 kW的重要负荷保持供电。故障下游区段各节点的负荷切除情况如图9所示。