曹昉，鄭金釗，鄭怡馨

（華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院，北京 102206）

0 引言

近年來，伴隨著我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和清潔能源政策的不斷推出，部分區(qū)域低壓配電網(wǎng)中分布式光伏（distributed photovoltaic generation，DPVG）和以充電樁為首的直流負(fù)荷比例不斷上升，使得配電臺區(qū)的源、荷特性更加復(fù)雜多變。在此背景下，傳統(tǒng)交流配網(wǎng)的臺區(qū)鏈?zhǔn)姜毩⑦\行方式逐漸顯現(xiàn)出不適應(yīng)。一方面，配電臺區(qū)的分布式電源與負(fù)荷水平的運行特性差異較大，部分臺區(qū)日內(nèi)過剩光伏出力需要經(jīng)變壓器倒送至上級電網(wǎng)，再傳輸至其他臺區(qū)消納，給配電系統(tǒng)的安全性和靈活性提出了更高的要求，同時也會增加配電網(wǎng)的運行網(wǎng)損［1-5］；另一方面，電動汽車充電高峰期與常規(guī)負(fù)荷高峰期重疊，使得臺區(qū)變壓器更容易出現(xiàn)瞬時重載/過載現(xiàn)象，不利于臺區(qū)的安全經(jīng)濟運行［6-7］。

針對上述問題，目前常規(guī)解決方法可分為配網(wǎng)升級改造和儲能配置［8-10］兩類。由于低壓配電臺區(qū)的DPVG出力倒送和變壓器重載總體呈現(xiàn)出“短時、小功率”特性，為此進(jìn)行配網(wǎng)規(guī)模化一、二次設(shè)備升級改造和變壓器容量升級會產(chǎn)生大量額外成本，并且升級后的設(shè)備利用率也較低。此外，儲能投資成本較高，多數(shù)地區(qū)的峰平谷電價尚無法支持儲能成本回收和獲利［11-12］，以配電臺區(qū)為單位配置儲能的經(jīng)濟性和可操作性較差?；诖耍墨I(xiàn)［13-15］提出了低壓配電臺區(qū)柔性互聯(lián)概念和方法，旨在借助柔性電力電子器件實現(xiàn)臺區(qū)的交直流分區(qū)運行，并通過臺區(qū)之間的功率交互有效實現(xiàn)DPVG 跨臺區(qū)消納和瞬時重載負(fù)荷的轉(zhuǎn)移。其中，基于電力電子變壓器（power electronic transformer，PET）的臺區(qū)柔性互聯(lián)方法建設(shè)成本較高，更適合新建區(qū)域配網(wǎng)，而基于換流器的臺區(qū)柔性互聯(lián)方法建設(shè)成本較低，更適合已有配電臺區(qū)。

目前，關(guān)于臺區(qū)柔性互聯(lián)的控制方式和優(yōu)化運行已經(jīng)有相關(guān)研究。在控制技術(shù)方面，PET 和換流器可通過端口電壓控制和功率控制策略的組合實現(xiàn)交直流分區(qū)的能量協(xié)調(diào)互動［17-18］，其運行穩(wěn)定性可通過下垂控制、分層控制、主從控制等方式進(jìn)行控制［19-21］；文獻(xiàn)［22-24］著重研究柔性互聯(lián)系統(tǒng)的經(jīng)濟調(diào)度策略，分析其在提升臺區(qū)運行經(jīng)濟性和均衡變壓器負(fù)載率等方面的作用。而當(dāng)前關(guān)于如何判斷區(qū)域配網(wǎng)中臺區(qū)的可聯(lián)性、確定柔性互聯(lián)方案的研究則相對較少。

因此，本文首先分析了基于電壓源換流器（voltage source converter，VSC）的臺區(qū)柔性互聯(lián)模式下DPVG 的消納方式與臺區(qū)間的負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力，并建立互聯(lián)臺區(qū)的功率流動數(shù)學(xué)模型。之后，根據(jù)臺區(qū)互聯(lián)需求提出區(qū)域配網(wǎng)的臺區(qū)可聯(lián)性分析方法，在此基礎(chǔ)上建立了配電臺區(qū)柔性互聯(lián)方案及互聯(lián)裝置的雙層規(guī)劃模型：上層以區(qū)域配電網(wǎng)年綜合費用最小為目標(biāo)，規(guī)劃柔性互聯(lián)方案以及對應(yīng)臺區(qū)的VSC 容量；下層以包含10 kV 配網(wǎng)運行線損費用在內(nèi)的從上級電網(wǎng)購電總費用最小為目標(biāo)，優(yōu)化互聯(lián)臺區(qū)的交換功率以及VSC端口的有功功率和無功功率，采用基于模擬退火—錐規(guī)劃混合優(yōu)化算法求解。最后，以40 節(jié)點的區(qū)域配電網(wǎng)為例進(jìn)行柔性互聯(lián)規(guī)劃，分析規(guī)劃前后區(qū)域配網(wǎng)的運行成本、光伏消納率以及臺區(qū)變壓器負(fù)載率情況，驗證了本文所提互聯(lián)規(guī)劃方案的經(jīng)濟性和有效性。

1 基于VSC的配電臺區(qū)柔性互聯(lián)系統(tǒng)

1.1 臺區(qū)柔性互聯(lián)結(jié)構(gòu)及運行模式

現(xiàn)階段，交流配電變壓器不具備PET 的交直流電壓等級轉(zhuǎn)換、多端口潮流調(diào)節(jié)功能，無法直接實現(xiàn)功率的跨臺區(qū)交流互濟，考慮到臺區(qū)內(nèi)存在的直流負(fù)荷需求，借助AC/DC 換流器和聯(lián)絡(luò)線來實現(xiàn)臺區(qū)間的柔性互聯(lián)不失為一個較好的解決方案。其中，換流器用于區(qū)分臺區(qū)內(nèi)的交、直流負(fù)荷，并實現(xiàn)兩個區(qū)域間的功率交換；聯(lián)絡(luò)線則通過直流線路將臨近配電臺區(qū)連接起來，實現(xiàn)臺區(qū)之間的功率互濟，減小上級變壓器的反向功率。在換流器的選擇上，電壓源型換流器VSC具有低系統(tǒng)成本、雙向功率流動的優(yōu)勢，能夠?qū)崿F(xiàn)潮流的四象限瞬時靈活控制，符合臺區(qū)柔性互聯(lián)的需求，故本文選擇VSC作為臺區(qū)柔性互聯(lián)裝置。

為提高功率傳輸效率和控制系統(tǒng)的可靠性，實現(xiàn)電能在更大范圍內(nèi)的優(yōu)化配置，本文采用圖1 所示的直流母線分段鏈?zhǔn)浇Y(jié)構(gòu)進(jìn)行臺區(qū)互聯(lián)。互聯(lián)系統(tǒng)中，各配電臺區(qū)通過變壓器從10 kV 電網(wǎng)取電，VSC 接在380 V 低壓交流母線上，借助其交直流轉(zhuǎn)換功能，將原本的全交流臺區(qū)劃分出部分直流區(qū)域。此模式下，臺區(qū)交流負(fù)荷仍接入低壓交流母線，而臺區(qū)中的直流充電樁、DPVG 和儲能則直接接在VSC的直流側(cè)母線上，大幅減少了直流設(shè)備接入傳統(tǒng)交流臺區(qū)所需的AC/DC 換流器及其帶來的功率損耗，提升了臺區(qū)的運行效率。與基于智能軟開關(guān)的柔性互聯(lián)模式相比，圖1 所示的柔性互聯(lián)模式下VSC 獨立運行，功率交互策略更加靈活多變，并且因為在臺區(qū)中劃分出了直流區(qū)域，更能夠適應(yīng)大量DPVG 和充電樁等直流源、荷接入低壓配電臺區(qū)的趨勢及運行需求。

圖1 基于VSC的臺區(qū)柔性互聯(lián)模式Fig. 1 VSC based flexible interconnection mode of distribution station area

為滿足不同場景下的源、荷接入需求，直流母線電壓采用±375 V。互聯(lián)臺區(qū)之間通過直流聯(lián)絡(luò)線相連，配合VSC進(jìn)行臺區(qū)間的功率交換。多臺區(qū)互聯(lián)運行情景下，一端VSC 采用Q-Vdc控制維持直流母線的電壓穩(wěn)定，其余端則采用P-Q控制，以便實現(xiàn)臺區(qū)內(nèi)交直流區(qū)域的四象限功率交互。

互聯(lián)運行模式下，DPVG 由“點消納”擴展成“面消納”，當(dāng)臺區(qū)DPVG 出力大于臺區(qū)直流負(fù)荷需求時，剩余電量可以通過VSC流入交流區(qū)域，由交流負(fù)荷進(jìn)行消納，或是經(jīng)直流聯(lián)絡(luò)線傳輸至相連臺區(qū)，由該臺區(qū)的負(fù)荷進(jìn)行消納，避免了經(jīng)臺區(qū)變的電能倒送，同時提高DPVG 消納率；當(dāng)某臺區(qū)變壓器出現(xiàn)瞬時重載、過載情況時，系統(tǒng)中的其他臺區(qū)還可以通過直流聯(lián)絡(luò)線對其進(jìn)行功率支援，達(dá)到提升配網(wǎng)運行安全性、降低配網(wǎng)運行線損的目的。

1.2 互聯(lián)運行臺區(qū)的功率流動模型

柔性互聯(lián)裝置中的VSC充當(dāng)著能量轉(zhuǎn)換器的角色，承擔(dān)臺區(qū)內(nèi)以及臺區(qū)間的功率交換職責(zé)。以圖2 所示的端口功率流通圖為例，t時刻VSC 端口功率需滿足式（1）的平衡約束。

圖2 VSC端口功率流動模型Fig. 2 Port power flow of VSC

式中：PVSCi，ACi(t)、PVSCi，ACo(t)分別為t時刻流入和流出VSC 交流端口的有功功率；PVSCi，DCi(t)、PVSCi，DCo(t)分別為t時刻流入和流出VSC 直流端口的有功功率；KVSC為VSC 的傳輸損耗系數(shù)。需要注意的是，根據(jù)功率流動特性，在t時刻PVSCi，ACi(t)和PVSCi，ACo(t)中總有一個為0，對應(yīng)的PVSCi，DCi(t)、PVSCi，DCo(t)也總有一個為0。此外，VSC 端口還需滿足傳輸容量約束為：

式中：QVSCi，AC(t)為臺區(qū)i在t時刻流入VSC 交流端口的無功功率；Si，VSC為臺區(qū)i配置的VSC容量。

在上述基礎(chǔ)上，以圖1 所示的互聯(lián)臺區(qū)為例，運行時各臺區(qū)的低壓交、直流分區(qū)需滿足以下約束。

1）交流分區(qū)功率平衡約束

式中：PLi，T(t)和QLi，T(t)分別為t時刻臺區(qū)i變壓器低壓側(cè)的有功功率和無功功率；Ploadi，AC(t)、Qloadi，AC(t)分別為t時刻臺區(qū)i交流負(fù)荷有功功率和無功功率；PT0、PTk、IT0和UTk為分別為臺區(qū)i變壓器的空載損耗、額定負(fù)載損耗、空載電流百分比和短路電壓百分比；PHi，T(t)和QHi，T(t)分別為t時刻臺區(qū)i變壓器高壓側(cè)的有功功率和無功功率；βi(t)、Si，T分別為臺區(qū)i變壓器低壓側(cè)負(fù)載率以及變壓器容量。

2）直流分區(qū)功率平衡約束

式中：Pi，PV(t)為t時刻臺區(qū)i的DPVG 實際出力；Pi，DC(t)為t時刻臺區(qū)i的直流負(fù)荷；Plineij(t)為t時刻臺區(qū)i經(jīng)聯(lián)絡(luò)線流向臺區(qū)j的功率；π（i）為與臺區(qū)i相連的所有臺區(qū)的集合。

3）聯(lián)絡(luò)線功率約束

功率在直流聯(lián)絡(luò)線上傳輸會產(chǎn)生一定損耗，該損耗與直流母線電壓以及傳輸功率等有關(guān)。由于直流母線電壓與互聯(lián)運行時臺區(qū)VSC選擇的控制方式有很大關(guān)聯(lián)，規(guī)劃過程中難以精確表示，為方便模型求解，本文借助損耗率來表示該傳輸損耗。在此基礎(chǔ)上，相連臺區(qū)i和j之間的功率交換滿足以下約束。

式中：Pmaxline為直流聯(lián)絡(luò)線允許的最大傳輸功率；Kline為傳輸損耗系數(shù)。

4）其他運行約束

本文中DPVG 功率因數(shù)設(shè)為1，即只向系統(tǒng)注入有功功率，其運行約束為：

式中Pmaxi，PV(t)為t時刻臺區(qū)i中DPVG最大出力。

臺區(qū)柔性互聯(lián)后，DPVG 出力盡可能在本臺區(qū)以及互聯(lián)臺區(qū)中消納，避免因變壓器倒送電引發(fā)的安全運行等問題。此外，互聯(lián)臺區(qū)之間能通過功率轉(zhuǎn)供避免臺區(qū)變壓器重載運行。因此，互聯(lián)運行時臺區(qū)還需滿足以下約束條件。

2 配電臺區(qū)可聯(lián)性分析

進(jìn)行柔性互聯(lián)規(guī)劃之前，有必要對區(qū)域配網(wǎng)的臺區(qū)進(jìn)行互聯(lián)需分析以及可聯(lián)性判斷，從而確定待互聯(lián)臺區(qū)集合，以降低后續(xù)互聯(lián)裝置容量及互聯(lián)方案的規(guī)劃難度。

對于區(qū)域配網(wǎng)而言，具備柔性互聯(lián)需求的配電臺區(qū)包含兩類：1）臺區(qū)變壓器在運行過程中出現(xiàn)瞬時重載或者過載，需要通過臺區(qū)互聯(lián)進(jìn)行負(fù)荷轉(zhuǎn)供；2）臺區(qū)DPVG 接入量與其消納能力不匹配，大發(fā)時段光伏出力過剩，需要通過臺區(qū)互聯(lián)實現(xiàn)DPVG 跨臺區(qū)消納。因此，本文提出兩個互聯(lián)需求指標(biāo)，用于判斷臺區(qū)的互聯(lián)需求并輔助臺區(qū)分類，具體如式（9）—（10）所示。

式中：Tloadi和Ppurei分別為臺區(qū)變壓器最大凈負(fù)載率和臺區(qū)最小凈負(fù)荷，分別反映臺區(qū)i的變壓器負(fù)載以及源、荷匹配情況；Ploadi(t)和Qloadi(t)分別為臺區(qū)i在t時刻的總負(fù)荷有功功率和無功功率；Pmaxi，PV(t)為臺區(qū)i分布式光伏在t時刻的最大出力；Si，T為臺區(qū)i的變壓器容量。

以上述指標(biāo)為基礎(chǔ)，區(qū)域配網(wǎng)的臺區(qū)可聯(lián)性分析包含以下步驟。

1）統(tǒng)計各臺區(qū)的源、荷特性曲線、變壓器數(shù)據(jù)以及臺區(qū)間距離；

2）計算臺區(qū)的Tloadi。Tloadi＞0.8說明臺區(qū)i存在變壓器重載情況，歸入集合Фf1，否則歸入集合Фt1；

3）計算臺區(qū)的Ppurei。Ppurei＜0說明臺區(qū)i存在光伏出力過剩情況，歸入集合Фf2，否則歸入集合Фt2；

4）分別將Фf1與Фt1、Фf2與Фt2中的臺區(qū)進(jìn)行配對，篩選出滿足臺區(qū)聯(lián)絡(luò)距離約束的可聯(lián)組合，構(gòu)成配網(wǎng)的臺區(qū)可聯(lián)組合集合Ω。

集合Ω包含了滿足臺區(qū)互聯(lián)需求以及互聯(lián)距離約束的所有臺區(qū)可聯(lián)組合，后續(xù)互聯(lián)規(guī)劃模型可在此集合的基礎(chǔ)上，用0-1 變量表示各可聯(lián)組合中臺區(qū)的實際互聯(lián)狀態(tài)，組合得到的0-1 數(shù)組則代表待規(guī)劃配網(wǎng)的臺區(qū)互聯(lián)方案。

3 臺區(qū)柔性互聯(lián)雙層規(guī)劃模型

配電臺區(qū)柔性互聯(lián)規(guī)劃的目的是通過臺區(qū)間的功率交互實現(xiàn)DPVG 跨臺區(qū)消納以及重載變壓器的負(fù)載轉(zhuǎn)移，進(jìn)而實現(xiàn)區(qū)域配網(wǎng)的優(yōu)化運行。由于該規(guī)劃問題涉及規(guī)劃和運行兩個層面，且兩者的優(yōu)化時間尺度以及決策變量數(shù)量級存在較大差異，因此本文采用分層的思想建立臺區(qū)柔性互聯(lián)規(guī)劃模型。其中，上層模型實現(xiàn)柔性互聯(lián)方案及互聯(lián)裝置容量的優(yōu)化規(guī)劃，目標(biāo)函數(shù)為配電網(wǎng)年綜合費用最小；下層模型實現(xiàn)柔性互聯(lián)配電系統(tǒng)的優(yōu)化運行，目標(biāo)函數(shù)為配網(wǎng)從上級主網(wǎng)的總購電費用最小。在求解時，上層決策臺區(qū)VSC容量以及柔性互聯(lián)方案為下層提供優(yōu)化運行的初始條件，下層則將優(yōu)化運行得到的包含線損在內(nèi)的購電費用反饋給上層，作為上層目標(biāo)函數(shù)的一部分參與尋優(yōu)計算。

3.1 上層模型決策互聯(lián)規(guī)劃方案

互聯(lián)規(guī)劃模型從經(jīng)濟性角度出發(fā)，目標(biāo)函數(shù)為整個柔性互聯(lián)配電系統(tǒng)的年綜合費用最小，數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

式中：CI為柔性互聯(lián)裝置的年化投資費用；COM為互聯(lián)裝置的年運行維護(hù)費用；Cbuy為柔性互聯(lián)配電系統(tǒng)從上級主網(wǎng)購電的費用。

1）互聯(lián)裝置的年化投資費用

式中：Si，VSC和CVSCI分別為臺區(qū)i安裝的VSC 容量及單位容量投資成本；N為區(qū)域配網(wǎng)的配電臺區(qū)總數(shù)；Ω為配網(wǎng)進(jìn)行可聯(lián)性分析后得出的臺區(qū)可聯(lián)組合集合；xh為0-1變量，表示集合Ω中第h個組合的臺區(qū)是否相連，1 表示該組合中的臺區(qū)相連，0 表示該組合中的臺區(qū)不相連；lh為第h個組合中兩個臺區(qū)之間的距離；ClineI為單位長度直流聯(lián)絡(luò)線路投資安裝成本；yVSC、yline分別為VSC 和直流線路的經(jīng)濟使用年限；r為貼現(xiàn)率。

2）互聯(lián)裝置的年運行維護(hù)費用

互聯(lián)裝置中直流聯(lián)絡(luò)線的運行電壓等級低、聯(lián)絡(luò)距離短，其維護(hù)費用基本可以忽略，因此年互聯(lián)裝置的年運行維護(hù)費用主要為VSC的運行維護(hù)費用。

式中CVSCOU為VSC單位容量的年運行維護(hù)成本。

3）互聯(lián)配電系統(tǒng)從上級主網(wǎng)購電的費用

互聯(lián)配電系統(tǒng)從上級主網(wǎng)購電的費用主要包括臺區(qū)從主網(wǎng)購電的費用以及配網(wǎng)10 kV線損費用兩類。

式中：CTbuy為全年所有配電臺區(qū)從主網(wǎng)購電的費用；Closs為全年配電系統(tǒng)10 kV線損費用。

上層規(guī)劃模型的約束條件為臺區(qū)VSC的接入容量約束為：

式中Smaxi，VSC為臺區(qū)i的VSC最大可安裝容量。

3.2 下層模型實現(xiàn)系統(tǒng)優(yōu)化運行

下層優(yōu)化運行模型以上層決策的規(guī)劃方案為基礎(chǔ)，通過優(yōu)化臺區(qū)VSC 端口的有功功率及無功功率，進(jìn)而優(yōu)化臺區(qū)接入10 kV 配網(wǎng)節(jié)點的等效凈負(fù)荷，在滿足各類約束條件的前提下實現(xiàn)互聯(lián)配電系統(tǒng)從上級主網(wǎng)購電的費用最小，考慮到光伏出力和負(fù)荷水平的季節(jié)性差異，模型中的全年費用由各季節(jié)的費用疊加得到。

式中：Ds為季節(jié)s包含的天數(shù)；N為配網(wǎng)包含的配電臺區(qū)總數(shù)；T為運行周期；Nbus為配網(wǎng)包含的10 kV 節(jié)點總數(shù)；c(t)為t時刻電價；Pi(t)為t時刻注入節(jié)點i的有功功率。

除互聯(lián)臺區(qū)運行約束式（1）—（8）外，下層優(yōu)化模型還需考慮配電網(wǎng)運行相關(guān)約束。其中，配網(wǎng)潮流約束、節(jié)點電壓約束如式（17）—（19）所示。

式中：Ui（t）、Uj（t）和θij分別為t時刻節(jié)點i、j的電壓幅值和相角差；Qi（t）為t時刻注入節(jié)點i的無功功率；δ（i）為與節(jié)點i相連的節(jié)點集合；Gij、Bij、Gii、Bii分別為節(jié)點i、j的互電導(dǎo)、互電納、自電導(dǎo)和自電納；Umaxi和Umini分別為節(jié)點i電壓幅值的上下限。對于柔性互聯(lián)配電系統(tǒng)中的非上級主網(wǎng)聯(lián)絡(luò)節(jié)點，存在：

3.3 規(guī)劃模型求解

本文基于交互迭代嵌套思想，綜合考慮上下層模型的變量類型以及優(yōu)化需求，采用基于模擬退火和錐規(guī)劃的混合優(yōu)化算法進(jìn)行規(guī)劃模型求解［25］。其中，模擬退火算法作為規(guī)劃模型的整體優(yōu)化框架，用于尋求配網(wǎng)的最優(yōu)臺區(qū)互聯(lián)方案以及互聯(lián)裝置容量；錐規(guī)劃算法嵌入模擬退火算法的目標(biāo)函數(shù)求解環(huán)節(jié)中，用于求解系統(tǒng)在給定規(guī)劃方案下規(guī)劃期內(nèi)的最優(yōu)運行方式，并輔助模擬退火算法計算單次迭代過程中的目標(biāo)函數(shù)值。

由于下層模型包含關(guān)于節(jié)點電壓幅值和相角差的非線性函數(shù)，不滿足錐規(guī)劃算法對線性目標(biāo)函數(shù)和可行域的嚴(yán)格要求，因此使用錐規(guī)劃算法前需要對部分約束進(jìn)行線性化處理［26-27］。

在t時刻，通過式（21）引入變量Xi（t）、Yij（t）、Zij（t），用于替代原模型中的Ui（t）、Uj（t）和θij（t），將包含電壓和相角的非線性約束式（17）—（19）轉(zhuǎn)化為線性約束。

之后，將互聯(lián)模式下臺區(qū)變壓器以及VSC的非線性運行約束式（2）、式（8）轉(zhuǎn)換為旋轉(zhuǎn)錐約束。

針對含有絕對值項|Plineij(t)|的式（5）引入輔助變量Mlineij(t)進(jìn)行線性化。

此外，為使優(yōu)化模型在凸錐的約束范圍內(nèi)，引入非線性二階旋轉(zhuǎn)錐約束條件對式（21）引入的變量進(jìn)行約束［28］，如式（27）所示。

經(jīng)過錐轉(zhuǎn)化，式（1）—（8）、式（20）、式（21）—（27）構(gòu)成下層配電網(wǎng)優(yōu)化運行的優(yōu)化模型。

以單次迭代過程為例，上層規(guī)劃模型以臺區(qū)互聯(lián)方案和互聯(lián)臺區(qū)VSC容量為決策變量，利用模擬退火算法生成符合約束條件的規(guī)劃方案。下層規(guī)劃模型則在該規(guī)劃方案基礎(chǔ)上，利用錐規(guī)劃算法求解最優(yōu)運行方式并將優(yōu)化結(jié)果返回給上層，用于模擬退火算法當(dāng)前目標(biāo)函數(shù)值的計算。之后，對模型和結(jié)果進(jìn)行收斂性分析，決定是否進(jìn)入下一次迭代。具體的算法流程如圖3所示。

圖3 規(guī)劃模型求解流程圖Fig. 3 Solution flowchart of planning model

4 算例分析

4.1 算例基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

算例采用的10 kV 配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)如圖4 所示，圖中節(jié)點1 為與上級電網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)節(jié)點，其余節(jié)點為臺區(qū)變壓器高壓側(cè)的接入節(jié)點，各支路參數(shù)見附錄表A1?？紤]負(fù)荷水平和光伏出力的季節(jié)性差異，算例中的臺區(qū)負(fù)荷采用季節(jié)性時序負(fù)荷曲線，具體做法為：將配電網(wǎng)中所有節(jié)點（臺區(qū)）負(fù)荷劃分成5 種類型，各節(jié)點（臺區(qū)）的交、直流負(fù)荷、DPVG 容量、所屬負(fù)荷類型見附錄表A2；臺區(qū)變壓器容量見附錄表A3；不同季節(jié)各類負(fù)荷的時序特性曲線和光伏出力曲線見附錄圖A1—A7。求解時，不同時刻臺區(qū)的實際負(fù)荷由臺區(qū)交、直流最大負(fù)荷乘以負(fù)荷率后疊加而成。

圖4 10 kV配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖Fig. 4 Structure diagram of 10 kV distribution network

表A1 10 kV配電網(wǎng)線路阻抗Tab. A1 10 kV distribution network line impedance

表A2 配電臺區(qū)分布式光伏、負(fù)荷相關(guān)參數(shù)Tab. A2 DPVG and load related parameters of distribution station areas

表A3 配電臺區(qū)變壓器容量Tab. A3 Transformer capacity of distribution station area

圖A1 負(fù)荷類型1的時序特性曲線Fig. A1 Temporal characteristic curves of load type 1

圖A2 負(fù)荷類型1的時序特性曲線Fig. A2 Temporal characteristic curves of load type 2

圖A3 負(fù)荷類型3的時序特性曲線Fig. A3 Temporal characteristic curves of load type 3

圖A4 負(fù)荷類型4的時序特性曲線Fig. A4 Temporal characteristic curves of load type 4

圖A5 負(fù)荷類型5的時序特性曲線Fig. A5 Temporal characteristic curves of load type 5

圖A6 直流負(fù)荷時序特性曲線Fig. A6 Temporal characteristic curve of DC load

圖A7 光伏出力時序特性曲線Fig. A7 Temporal characteristic curves of DPVG

VSC 和聯(lián)絡(luò)線的投資安裝及運維費用、分時電價、經(jīng)濟使用年限等成本參數(shù)見附錄表A4—A5。配電系統(tǒng)額定電壓UN=10 kV，電壓允許波動范圍為0.95UN～1.05UN， 功 率 基 準(zhǔn) 值SB=100 MVA，VSC 功率損耗系數(shù)和直流功率傳輸損耗率取0.02，交流負(fù)荷功率因數(shù)取0.9，變壓器重載率設(shè)為0.8。

表A4 成本參數(shù)Tab. A4 Cost parameters

表A5 分時電價Tab. A5 TOU electricity price

4.2 算例結(jié)果分析

4.2.1 配網(wǎng)可聯(lián)性分析及互聯(lián)規(guī)劃結(jié)果

對區(qū)域配網(wǎng)的所有臺區(qū)進(jìn)行不同季節(jié)下的需求指標(biāo)計算，得出具有柔性互聯(lián)需求的臺區(qū)如表1所示。

表1 配電臺區(qū)互聯(lián)需求Tab. 1 Interconnection demand of distribution station areas

之后，將其與符合互聯(lián)距離范圍的臺區(qū)進(jìn)行匹配，得到區(qū)域配網(wǎng)的臺區(qū)可互聯(lián)組合集合Ω=｛（3，4）、（4，5）、（4，19）、（5，6）、（7，8）、（8，9）、（8，22）、（12，13）、（13，31）、（17，18）、（18，33）、（7，22）、（21，22）、（24，25）、（25，26）、（27，28）、（28，29）、（9，28）、（36，37）、（37，38）、（37，39）、（36，39）、（39，40）｝。在此基礎(chǔ)上，采用本文所提規(guī)劃模型對區(qū)域配網(wǎng)進(jìn)行柔性互聯(lián)規(guī)劃，得到臺區(qū)柔性互聯(lián)方案及互聯(lián)臺區(qū)的VSC 容量配置如圖5、表2所示。

表2 臺區(qū)VSC容量配置Tab. 2 Installation capacity of VSC in distribution station areas

圖5 臺區(qū)互聯(lián)方案Fig. 5 Interconnection scheme of distribution station areas

4.2.2 系統(tǒng)成本及臺區(qū)運行效率

表3 為互聯(lián)規(guī)劃前后區(qū)域配網(wǎng)的年綜合成本及其構(gòu)成。從表3 看出，柔性互聯(lián)配電系統(tǒng)的年綜合成本相較于規(guī)劃前減少了23.54 萬元，其中10 kV網(wǎng)損費用減少了6.09 萬元，降低了29.43%，說明臺區(qū)柔性互聯(lián)能夠有效提高整個區(qū)域配網(wǎng)運行的經(jīng)濟性。除此之外，臺區(qū)互聯(lián)運行實現(xiàn)了分布式光伏的跨臺區(qū)消納以及瞬時重載變壓器的負(fù)載轉(zhuǎn)移，既避免了配電系統(tǒng)因臺區(qū)功率倒送需求而產(chǎn)生的一次、二次設(shè)備改造費用，也在一定程度上延緩了臺區(qū)變壓器的容量升級改造。

表3 配電系統(tǒng)年綜合成本Tab. 3 Annual comprehensive cost of distribution system萬元

針對表1 所示的各種互聯(lián)需求類型，分別選擇代表性互聯(lián)臺區(qū)進(jìn)行互聯(lián)運行分析。

根據(jù)規(guī)劃所得互聯(lián)方案，在互聯(lián)距離范圍內(nèi)，單獨存在DPVG 出力過剩問題的臺區(qū)更傾向于和單獨存在變壓器重載問題的臺區(qū)互聯(lián)，如臺區(qū)4 和臺區(qū)5、臺區(qū)13 和臺區(qū)31、臺區(qū)37 和臺區(qū)39。此種組合下光伏跨區(qū)消納與臺區(qū)負(fù)荷轉(zhuǎn)供共用一條直流聯(lián)絡(luò)通道，既能提升臺區(qū)柔性互聯(lián)裝置的利用率，同時降低了裝置的投資及運維費用。以互聯(lián)臺區(qū)4、5 為例，不同季節(jié)下臺區(qū)間的日內(nèi)交換功率以及重載臺區(qū)變壓器的負(fù)載率情況如圖6所示。

圖6 不同季節(jié)臺區(qū)4、5的交換功率以及變壓器負(fù)載率Fig. 6 Exchange powers and transformer loads rates of distribution station area 4 and 5 in different seasons

不同季節(jié)下，光伏大發(fā)時段臺區(qū)5 光伏出力均過剩，為避免棄光或者電力倒送現(xiàn)象，臺區(qū)5 經(jīng)聯(lián)絡(luò)線將光伏出力余量傳輸至臺區(qū)4 消納；在午高峰或晚高峰時段，常規(guī)負(fù)荷與充電樁負(fù)荷疊加，臺區(qū)4 變壓器出現(xiàn)不同程度的重載甚至過載現(xiàn)象，臺區(qū)5 繼續(xù)通過聯(lián)絡(luò)線對臺區(qū)4 進(jìn)行負(fù)荷功率支撐，配合VSC 的無功補償能力，將臺區(qū)4 的變壓器最大負(fù)載率控制在0.8及以下。

此外，由于不同季節(jié)光伏出力和負(fù)荷水平不同，臺區(qū)間的功率交換也存在季節(jié)性差異。其中，春、秋兩季光資源較好，臺區(qū)光伏出力水平高且負(fù)荷水平低，故日內(nèi)臺區(qū)5 向臺區(qū)4 傳輸?shù)墓夥隽τ嗔枯^多，而晚高峰時段對臺區(qū)4 的負(fù)荷功率支撐較少；受高溫對光伏組件的影響，夏季光伏出力不及春、秋兩季，并且負(fù)荷水平處于高位，故日內(nèi)臺區(qū)5 向臺區(qū)4 傳輸?shù)墓夥隽τ嗔肯噍^于春、秋季有所下降，但在午高峰和晚高峰時段對臺區(qū)4 的負(fù)荷功率支撐大幅上升；冬季光伏出力最低且負(fù)荷水平偏高，故臺區(qū)5 向臺區(qū)4 傳輸?shù)墓夥隽τ嗔孔钌?，而其在晚高峰時段對臺區(qū)4 的負(fù)荷功率支撐水平處于春秋季和夏季之間。

對于僅存在光伏過剩問題的臺區(qū)28 和臺區(qū)18，由于在互聯(lián)距離范圍內(nèi)沒有僅存在變壓器重載的問題的臺區(qū)與之匹配，優(yōu)化規(guī)劃后分別與正常運行的臺區(qū)29 和臺區(qū)31 互聯(lián)。互聯(lián)臺區(qū)間的功率交換以消納過剩光伏功率為目的，交換量也隨著臺區(qū)負(fù)荷和光伏出力的季節(jié)性波動而變化，呈現(xiàn)春秋多，夏季次之，冬季最少的特點。

對于同時存在光伏出力過剩和變壓器重載問題的臺區(qū)，以互聯(lián)臺區(qū)7、8 和22 為代表進(jìn)行分析。不同季節(jié)下臺區(qū)間的日內(nèi)交換功率以及變壓器負(fù)載率如圖7所示。

圖7 不同季節(jié)臺區(qū)7、8、22的交換功率及變壓器負(fù)載率Fig. 7 Exchange powers and transformer load rates of distribution station area 7, 8 and 22 in different seasons

不同季節(jié)下，光伏大發(fā)時段臺區(qū)8 光伏出力均過剩，光伏發(fā)電余量經(jīng)聯(lián)絡(luò)線傳輸至臺區(qū)7，并通過臺區(qū)7和22的聯(lián)絡(luò)線一部分傳輸至臺區(qū)22，由臺區(qū)7和臺區(qū)22共同消納，不僅起到縮小互聯(lián)臺區(qū)變壓器負(fù)載差異的效果，同時能夠解決夏季臺區(qū)22變壓器在午高峰時段的重載運行問題，如圖7（b）所示。而在負(fù)荷晚高峰時段，常規(guī)負(fù)荷與充電樁負(fù)荷疊加，各季節(jié)下臺區(qū)8和臺區(qū)22的變壓器均出現(xiàn)不同程度的重載或過載現(xiàn)象，此時臺區(qū)7 經(jīng)由直流聯(lián)絡(luò)線分別對臺區(qū)8 和臺區(qū)22 進(jìn)行功率支撐，加上VSC 的無功補償作用，將兩個臺區(qū)的變壓器最大負(fù)載率控制在0.8 及以下。同時，臺區(qū)間的功率交換也存在季節(jié)性差異：春、秋兩季臺區(qū)8 向臺區(qū)7 傳輸?shù)墓夥l(fā)電量最大，夏季次之，冬季最少；而臺區(qū)7 對臺區(qū)8 和臺區(qū)22 的負(fù)荷功率支撐在夏季最多，冬季次之，春、秋季最少。

總體來說，規(guī)劃前存在瞬時重載/過載的臺區(qū)配電變壓器負(fù)載率在柔性互聯(lián)后均降至0.8 及以下，并且在不允許臺區(qū)倒送電的前提下，互聯(lián)規(guī)劃后區(qū)域配電網(wǎng)全年的DPVG 消納率從94.09%提升至99.98%，說明臺區(qū)柔性互聯(lián)規(guī)劃能夠有效提升配電系統(tǒng)對分布式光伏的接納能力，并保障臺區(qū)變壓器的安全運行。

5 結(jié)論

本文針對主動配電網(wǎng)中臺區(qū)源、荷特性差異引起的DPVG消納以及臺區(qū)變壓器重載/過載問題，提出了區(qū)域配網(wǎng)的臺區(qū)可聯(lián)性分析方法，并在此基礎(chǔ)上建立基于VSC的配電臺區(qū)柔性互聯(lián)雙層規(guī)劃模型。模型采用基于模擬退火和錐規(guī)劃的混合優(yōu)化算法求解，并在40節(jié)點的配電系統(tǒng)上進(jìn)行驗證，結(jié)果表明：

1）基于VSC的柔性互聯(lián)裝置具有功率空間轉(zhuǎn)移能力，通過對臺區(qū)VSC端口和聯(lián)絡(luò)線的功率協(xié)調(diào)控制，能夠有效實現(xiàn)DPVG 的跨臺區(qū)消納和臺區(qū)間功率互濟。

2）本文所提柔性互聯(lián)規(guī)劃方法基于配電臺區(qū)的實際互聯(lián)需求，通過規(guī)劃能夠有效提升區(qū)域配網(wǎng)的DPVG 消納率和運行經(jīng)濟性，同時保證互聯(lián)系統(tǒng)配電臺區(qū)的安全運行。