基于D5000的源网荷储系统多元协调调度功能建设方案

刘 星，甄 庆，牛浩楠，孙 菲，王慎杰

国网天津市电力公司滨海供电分公司，天津 300450

0 引言

随着新能源的大规模并网发电，进一步增加了新能源功率、电价等的不确定性，使电网的安全稳定运行面临更大的挑战[1-3]。文章在天津滨海公司现有的智能电网调度技术支持系统（D5000系统）的基础上，全面建成基于D5000的源网荷储系统多元协调调度功能。通过提升分布式电源、储能、电动汽车等新型能源和用能设备采集和感知能力，开展全局优化和协调控制，提升分布式电源柔性消纳、发电与负荷精准控制，促进清洁能源消纳，提升电网安全稳定运行水平。

1 系统体系架构

该系统从上到下分三个层级，即决策层、微网协调控制层、设备层。每个层级面向不同的对象，支持多种设备灵活接入、即插即用。系统总体架构可实现安全可靠供电、能源互动、柔性消纳等目标，如图1所示。

图1 系统总体架构

决策层：获取微网协调控制层各个控制对象设备运行数据，对区域内可再生能源出力及负荷需求开展预测；完成调峰调频及备用容量协调控制与电力交易安全校核，对各个控制对象开展日前及日内协同优化调度，向微网协调控制层下达控制目标。

微网协调控制层：实现微网内部的设备运行数据上传决策层；实现微网内部协调控制与经济调度；分解决策层控制指令并下达至设备层。

设备层：采集风电、光伏、储能、柔性负荷等设备运行数据上传微网协调控制层；执行微网协调控制层给出的控制指令；支撑紧急情况下设备孤岛运行。

2 系统软件功能

该系统软件功能均部署于系统架构中的决策层，基于D5000系统进行功能拓展。

2.1 新能源模块

（1）数据采集。接入示范区域新型供用能设备相关数据，其中10 kV以地上电网、集中式新能源场站数据源于滨海D5000系统一区，10 kV配电网数据源于滨海地调配电自动化系统一区（经滨海D5000系统一区转发），分布式光伏发电、负荷电力数据及特性参数来源于用电信息采集系统，低压台区及部分电动汽车充电桩数据来源于配电四区主站系统。

（2）模型扩展。主要包括集中式储能、分布式储能、10 kV集中式电源、低压分布式电源、虚拟电厂、柔性负荷等源、网、荷、储一体化协同优化模型。可调度负荷建模：根据滨海D5000系统接入可调度负荷的运行特性及应对的业务场景，在调控云平台建立可调度负荷模型，包括直接控制负荷、快速需求响应负荷及自主响应负荷，建立各种类型参控负荷设备的模型属性，满足电网运行控制的应用需求。一体化协同优化模型建模：研究示范区域接入的源、荷、储多种资源的运行规律及其与电网的互动机制，基于滨海地调全网模型和数据资源以及接入的源、荷、储元件模型，生成多时间尺度的一体化协同优化模型。

2.2 负荷预测功能升级

负荷预测模块主要服务于发电计划功能。该项目将对滨海地调原有D5000系统负荷预测模块进行改造，接入第三方精准负荷预测结果，在接入方式上，第三方精准负荷预测模块采用E文件格式数据提供负荷预测数据，调度计划数据接口程序实现对数据文件的接入和入库。

2.3 新能源发电功率预测

应具备调度端结合数值天气预报等外部数据，对滨海地区全部集中式及分布式新能源场站发电功率预测功能，生成滨海地区电网新能源功率预测数据文件。新能源发电功率预测功能具备获取和展示数值天气预报、网格化功率预测、站点功率预测、功率预测对比展示、预测结果统计分析等功能。

2.4 发电计划

发电计划编制的业务流程主要包括启动、数据获取、初始计划编制、安全约束计划编制和计划下发等5个环节，如图2所示。

图2 发电计划业务流程图

2.5 AGC

该项目将AGC升级为协调优化控制，其核心功能是针对全元素泛在控制策略中每个控制对象的策略，分别计算实时控制偏差，并按照相应的分配原则将偏差分配到每个控制区的各个调节对象，实现负荷跟踪或配电网安全运行控制目标。AGC省地协调控制，是将参与AGC调节的地调调管设备数据在地调层面汇集并与天津市调AGC模块进行数据交互，并根据需求优化天津市调AGC程序控制策略，其交互示意图如图3所示。

图3 AGC省地协调控制数据交互示意图

3 系统硬件配置

为了满足项目所需功能，升级改造滨海地调D5000调度自动化系统，主站新增硬件部分仅为二区硬件设备，包括2台发电计划服务器，2台二区纵向加密认证装置，安装于滨海公司调控机房，机房现状具备硬件安装空间，UPS负载率也满足要求。

4 源网荷储多元协调模式下的优化模型

基于优化模型及鲁棒协调控制算法，生成多元协调优化调度策略及方案。在满足网络安全要求基础上，按照电网运行需求完成多时间尺度精准响应，远期参与区域电网或本省调峰及调频辅助服务市场，实现与“地市级—省级—区域级”电网多级协同控制。滨海源网荷储日前计划优化目标为购电费用最低，计算公式如下：

式中：T为系统调度期间的时段数；I为系统机组数；p(i,t)为机组i在t时的有功功率；ρi[p(i,t)]为机组i在t时的购电价格。

系统购电成本最低目标要求在满足系统和机组约束的前提下，以系统购电成本最低为目标，优化日发电计划。各计划单元成本或报价曲线采用凸的分段线性模型。

负荷平衡约束计算公式如下：

式中：pd(t)为t时的系统发电口径净负荷，该负荷根据实际情况，事先做扣减外部输入功率、网损修正、厂用电修正，将原始负荷预测数据、换算为调管区域的发电负荷预测。

旋转备用约束计算公式如下：

调节AGC备用约束计算公式如下：

5 结束语

文章提出了基于D5000的源网荷储系统多元协调调度功能建设方案，并详细地介绍了该系统的体系架构、软件功能、硬件配置以及源网荷储多元协调模式下的优化模型，通过全时间尺度下的优化协调控制，实现各类电源、负荷与电网的智能互动，整体提升电力系统的安全稳定运行能力、资源优化配置能力以及清洁能源消纳能力，为其他需进行源网荷储建设的地区提供了参考。