一种面向集中-分布式配电网的源荷协同预测方法与流程

1.本发明涉及电力系统领域，具体地，涉及一种面向集中-分布式配电网的源荷协同预测方法。


背景技术：

2.当前电力行业二氧化碳排放约占中国能源活动二氧化碳排放的40％，推进电力部门脱碳、加速终端能源的电气化是推动能源系统低碳转型和长期温室气体减排的主要手段。
3.近年来，伴随风电、光伏等新能源大量替代常规机组，电动汽车、分布式能源、储能等交互式用能设备广泛应用，电力系统呈现高比例可再生能源、高比例电力电子设备的“双高”特征。与此同时，用电需求呈现冬、夏“双峰”特征，峰谷差不断扩大。为适应“双高”“双峰”形势下新能源并网和消纳，亟需推动电力系统转型升级。
4.面向双碳目标的实现，大量新能源电源将为发电主体，导致当前配电网存在诸多问题：1)增加电力负荷预测、规划和运行等不确定性因素；2)配电网双向潮流，对传统配电网调压和继电保护带来影响；3)增加运营管理难度，包括电压调整、无功平衡、继电保护在内的综合性问题将影响系统的运行；4)新能源电源接入引起的配电网运行稳定问题。
5.针对于上述问题，有学者提出一种集中-分布式配电网形态架构，在这种架构下传统配电网规划中负荷预测已无法适用，因此本专利提出一种面向集中-分布式配电网的源荷协同预测方法。


技术实现要素：

6.针对现有技术中的缺陷，本发明的目的是提供一种面向集中-分布式配电网的源荷协同预测方法。通过将源荷协同预测替代传统电网的负荷预测方法，为电网规划中净负荷预测和分布式电源定容提供指导。
7.双碳目标下集中-分布式配电网是基于复杂系统控制理论，满足集中—分布式运行管理要求的集中-分布式配电网形态，主要包括：
8.集中层：集中层是集中—分布式形态的最上层结构，一般对应输电网到配电网的220kv变电站。
9.协调层：协调层是连接集中层和分布层之间的结构，一个集中层下可能有一个或多个协调层。
10.分布层：分布层是集中-分布式形态的基础结构，承担着配电网环节末端功能，一般为110kv变电站及与变电站出线端相连的电网部分。
11.本发明是通过以下技术方案实现的。本发明包括以下步骤：
12.(1)负荷预测
13.面向配电网的新形态，负荷预测方法将不再是传统的负荷密度法等，而需要采用充分考虑不确定性因素的概率建模法、神经网络法、蒙特卡洛模拟法等方法。
14.(2)分布式电源容量规划预测
15.采用模拟退火法、改进粒子群法、神经网络法等进行预测。
16.(3)源荷协同预测
17.互相作为输入和输出，负荷预测向电源容量规划预测提供边界条件，电源规划容量向负荷预测提供计算净负荷所需参数，二者共同作用。
18.与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
19.1.充分考虑到众多灵活性资源所带来的不确定性，优化网络结构，有助于构建可靠运行的配电网；
20.2.区域源荷平衡提升了系统运行经济性，可再生能源就地消纳，减少倒送情况；
21.3.源荷灵活互动，合理削峰填谷，减少电网投资成本。
附图说明
22.通过阅读参照以下附图对非限制性实施例所作的详细描述，本发明的其它特征、目的和优点将会变得更明显：
23.图1为源荷协同预测方法流程。
具体实施方式
24.下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。以下实施例将有助于本领域的技术人员进一步理解本发明，但不以任何形式限制本发明。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变化和改进。这些都属于本发明的保护范围。
25.一种面向集中-分布式配电网的源荷协同预测方法：
26.(1)负荷预测。不再是传统的负荷密度法等，而需要采用充分考虑不确定性因素的概率建模法、神经网络法、蒙特卡洛模拟法等方法。
27.(2)分布式电源容量规划预测。采用模拟退火法、改进粒子群法、神经网络法等。
28.(3)源荷协同预测。考虑到负荷预测和分布式电源容量规划预测相结合，需要构建分层预测方法，负荷预测和分布式电源容量规划预测互相作为输入和输出，负荷预测向分布式电源容量规划预测提供边界条件，分布式电源规划容量向负荷预测提供计算净负荷所需参数，二者共同作用。
29.基于上述分层预测可根据规划区净负荷的数据基础和实际需要，综合选用三种及以上适宜的方法进行预测，并相互校核。其中，分布层电网进行空间净负荷预测时，以地块(或用户区块)为预测单位，根据其发电/用电特性、出力/消耗特性将其分为以下几种类型：
[0030][0031][0032]
以某地区实际负荷情况为例，介绍如何在实际中应用本发明提出的双碳目标下集中-分布式源荷协同预测方法。
[0033]
根据城市规划设计院提供数据资料，考虑集中-分布式配电网中分布式能源渗透率达40％～60％，进行净负荷边界值预测；接着根据净负荷现状对净负荷边界值进行校核分析。
[0034]
1.净负荷预测边界值
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对于本次规划单元整体净负荷边界值划定如下表1所示：
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表1各单元整体净负荷边界值划定
[0037][0038]
结合上表，本次4个规划单元近期总体净负荷边界值为159.9129mw，远景年
[0039]
总体负荷边界值为169.31772mw。
[0040]
2.边界值校核分析
[0041]
(1)现状负荷统计
[0042]
根据调研收资数据，结合每条线路在区域负荷高峰时刻线路负载情况对规划区域负荷进行统计，本次4个规划单元现状负荷约为225.13mw。
[0043]
对单元1现状各地块装接配变容量统计,配变容量达到246.7mva，至远景年现有配变平均负载率达到26.48％，对照各地块远景年配变负载率，单元1多数地块配变按照终期规模配置，满足远景年负荷需求，但是仍存在部分地块由于现状正在建设中、用户未全部入住等原因，当前配变容量与远景年负荷不匹配，存在局部供电能力不足的情况。
[0044]
对单元2现状各地块装接配变容量统计,配变容量达到219.63mva，至远景年现有配变平均负载率达到15.17％，对照各地块远景年配变负载率，单元2多数地块配变按照终
期规模配置，满足远景年负荷需求，但是仍存在部分地块由于现状正在建设中、用户未全部入住等原因，当前配变容量与远景年负荷不匹配，存在局部供电能力不足的情况。
[0045]
对单元3现状各地块装接配变容量统计,配变容量达到196.62mva，至远景年现有配变平均负载率达到35.92％，对照各地块远景年配变负载率，多数地块配变容量不能匹配远景负荷需求，至远景年多处地块配变存在供电能力不足的问题。
[0046]
对单元4现状各地块装接配变容量统计,配变容量达到110.35mva，至远景年现有配变平均负载率达到45.14％，对照各地块远景年配变负载率，单元4现有配变容量由于现状正在建设中、用户未全部入住等原因，至远景年还需新增配变满足其容量需求。
[0047]
(2)净负荷饱和成熟度分析
[0048]
根据远景年负荷预测结果，各单元现状总负荷与远景年负荷结果对比如下表所示：
[0049]
表2各单元净负荷饱和度分析
[0050]
规划单元现状净负荷(mw)远景年预测净负荷(mw)净负荷饱和度182.8637.0095223.89％261.5636.5871168.26％378.4255.1397142.22％450.8438.5539131.87％
[0051]
根据空间负荷密度指标法对本次规划单元1、2、3、4进行远期净负荷预测，其远期预测结果分别为：87.52mw、55.44mw、83.53mw、58.42mw。根据饱和年净负荷预测结果，该地区最大净负荷为145.52mw，负荷密度为10.15mw//km2。近中期净负荷预测采用已建成区块自然增长加新建成地块新增负荷法，至2022年规划区内4个单元总净负荷约为140.24mw，2022年至2030 年净负荷年均增长率为0.48％。
[0052]
以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变化或修改，这并不影响本发明的实质内容。在不冲突的情况下，本技术的实施例和实施例中的特征可以任意相互组合。