考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法与流程

1.本发明涉及变电站领域，尤其涉及一种考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法。


背景技术：

2.两部制电价是将用户电费分为两部分收取，其中一部分为与用户的最大需用量或者变压器容量成正比的固定基本电费，另一部分则与用户所使用的电能电量有关的电度电费。两部制电价具有灵活的基本电费收取方式，且每个自然月均可进行变更一次，有利于引导用户科学用电，削减负荷高峰，降低用能成本，提高变压器利用率。两部制电价的峰谷电价差通常比单一制电价的峰谷电价差要大，更有利于激励用户利用峰谷电价差调节自身用能习惯，减小系统峰谷差值。随着光伏组件的原料降价以及光伏补贴力度的不断增大，光伏发电系统的成本得以降低，民用小型光伏发电系统得到广泛应用。同时，为了抑制光伏出力的波动性，通常配备一定容量的储能系统。储能系统除了能够配合光伏发电系统完成新能源消纳外，还能利用峰谷电价差异进行“低储高发”，起到调峰、减少电度电费、提升变压器利用率的作用。
3.全埋变全称为全地埋式变电站，是一种把传统箱变变压器、半地埋箱变变压器完全埋入地下的变电站，全埋变上方的地面使用不受影响。全埋变具有环保、节能、防盗、无噪音、无辐射、密封性好、提高土地利用率、降低基建投资、提升人居环境、美化城市等优点，有效解决供电、土地与环境之间的矛盾。
4.然而，对于拥有超大用电负荷的工业用户来说，光伏发电系统依然存在负荷不够的问题，这时候用户需要通过变电站从大电网购电，增加了变电站寿命损失成本，用户的用能成本也随之增加。


技术实现要素：

5.本发明实施例提供一种考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法，能够以优化周期内用户的用能成本最小为优化目标，以分布式电源的出力约束和全埋变的寿命损失约束为约束条件，根据两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，并通过两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，输出全埋变负荷用能总成本及用能计划，以在最小化用户的用能成本的同时降低全埋变的寿命损失时间。
6.第一方面，本发明实施例提供一种考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法，包括：
7.获取优化周期内用户的用能成本，所述用能成本包括用户的购电成本、分布式电源的购置维护成本、全埋变的寿命损失成本和新能源发电补贴；
8.以优化周期内用户的用能成本最小为优化目标，以分布式电源的出力约束和全埋变的寿命损失约束为约束条件，根据两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型；
9.通过所述两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，输出全埋变负荷用能总成本及用能计划。
10.本发明实施例中，获取优化周期内用户的用能成本，所述用能成本包括用户的购
电成本、分布式电源的购置维护成本、全埋变的寿命损失成本和新能源发电补贴；以优化周期内用户的用能成本最小为优化目标，以分布式电源的出力约束和全埋变的寿命损失约束为约束条件，根据两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型；通过所述两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，输出全埋变负荷用能总成本及用能计划。本发明能够以优化周期内用户的用能成本最小为优化目标，以分布式电源的出力约束和全埋变的寿命损失约束为约束条件，根据两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，并通过两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，输出全埋变负荷用能总成本及用能计划，以在最小化用户的用能成本的同时降低全埋变的寿命损失时间。
附图说明
11.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
12.图1是本发明实施例提供的一种全埋变负荷管理系统的架构图；
13.图2是本发明实施例提供的一种考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法的流程图；
14.图3是本发明实施例提供的一种传统地上变压器热路模型的示意图；
15.图4是本发明实施例提供的一种考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型的示意图；
16.图5是本发明实施例提供的一种热点温度范围在40℃～200℃所对应的老化加速因子曲线图；
17.图6是本发明实施例提供的一种热点温度范围在40℃～120℃所对应的老化加速因子曲线图。
具体实施方式
18.下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
19.请参见图1，图1是本发明实施例提供的一种全埋变负荷管理系统的架构图，考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法运行于上述全埋变负荷管理系统，如图1所示，全埋变负荷管理系统包括：电网101、全埋变(也可以称为全埋变)102、新能源发电系统103、储能系统104以及负荷端105，其中，上述电网101与上述全埋变102电连接，上述全埋变102与上述储能系统104电连接，上述新能源发电系统103与上述储能系统104电连接，上述储能系统104与上述负荷端105电连接，上述全埋变102、新能源发电系统103、储能系统104共同组成能源聚合商。上述全埋变102用于从电网购电，上述储能系统104用于配合新能源发电系统103完成新能源消纳外，还能利用峰谷电价差异进行“低储高发”，起到调峰、减少电度电费、提升变压器利用率的作用。
20.在本发明实施例中，上述新能源发电系统103可以是光伏发电系统或生物工程发电系统。上述两部制电价是将用户电费分为两部分收取，其中一部分为与用户的最大需用量或者变压器容量成正比的固定基本电费，另一部分则与用户所使用的电能电量有关的电度电费。
21.在本发明实施例中，上述考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法，是在两部制电价制度下，能源聚合商通过控制新能源发电系统和储能系统的出力实现变电站的负荷管理优化，以用户的用能成本最小为优化目标。
22.请参见图2，图2是本发明实施例提供的一种考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法的流程图，考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法运行于图1实施例提供的全埋变负荷管理系统之上，如图2所示，考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法包括以下步骤：
23.201、获取优化周期内用户的用能成本。
24.在本发明实施例中，上述用能成本包括用户的购电成本、分布式电源的购置维护成本、全埋变的寿命损失成本和新能源发电补贴。
25.可选的，上述用户的购电成本包括：基本电费和第一电度电费，或者所述用户的购电成本包括：第二电度电费。具体来说，当用户选择两部制电价制度时，除第一电度电价对应的第一电度电费之外，还将额外收取基本电费；当用户选择单一制电价制度时，则只包括第二电度电价对应的第二电度电费，不需要缴纳基本电费。
26.分布式电源的购置维护成本包括：光伏发电系统的一次购置及运维费用以及储能系统的充放电损耗和运维费用。光伏发电系统的一次购置及运维费用与其额定容量有关，储能系统的充放电损耗和运维费用与储能系统放电量有关。
27.全埋变的寿命损失成本与全埋变从电网购买的功率(购电功率)有关。
28.新能源发电补贴与地方或国家的光伏发电补贴政策有关。
29.202、以优化周期内用户的用能成本最小为优化目标，以分布式电源的出力约束和全埋变的寿命损失约束为约束条件，根据两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型。
30.在本发明实施例中，上述优化周期包括多个优化时间段，上述多个优化时间段包括电价峰时段、电价平时段、电价谷时段，不同的优化时间段对应的电价不同。
31.上述全埋变负荷管理优化模型包括目标函数与约束条件，其中上述目标函数以优化周期内用户的用能成本最小为优化目标，上述目标函数包括用户的购电成本、分布式电源的购置维护成本、全埋变的寿命损失成本和新能源发电政府补贴，具体如下述式(1)所示：
[0032][0033]
在式(1)中，c
ele
为优化周期内用户的用能总成本；t
end
为优化时间段总数；c
basic,t
为在第t个时段的基本电费；c
bill,t
为在第t个时段的电度电费；c
pvlol,t
为在第t个时段光伏的一次购置及运维费用；c
esslol,t
为在第t个时段储能系统的充放电损耗和运维费用；c
dbtslol,t
为在第t个时段的全埋变寿命损失费用；c
pvbt,t
为在第t个时段的光伏发电补贴费用。
[0034]
在式(1)中，当用户选择单一制电价制度时，则只包括电度电价对应的电度电费(第二电度电费)c
bill,t
，不需要缴纳基本电费c
basic,t
；当用户选择两部制电价制度时，除电
度电价对应的电度电费(第一电度电费)c
bill,t
之外，还将额外收取基本电费c
basic,t
。基本电费c
basic,t
分别是按照变压器容量计费和按照用户每月最大需量计费，分别如式(2)和式(3)所示：
[0035][0036][0037]
在式(2)和式(3)中，t
cyc
为优化周期，单位为天；t
month
为优化所在月份的天数，单位为天；s
n
为变压器的额定容量，单位为kw；λ
cap
为按变压器容量计费的单位基本电价，单位为元/kva
·
月；p
need,max
为用户的最大需量，单位为kw；λ
need
为按用户最大需量计费的单位基本电价，单位为元/kw
·
月。
[0038]
在本发明实施例中，为了利用储能系统低储高发来提高变压器利用率以及不破坏用户的用能舒适性，本发明两部制电价中的基本电费采用按变压器容量计费。
[0039]
上述电度电费c
bill,t
是根据用户使用电能度数来收取的费用，通过累加各优化时段用户所消耗电能与各优化时段所对应的电度电价的乘积即可获得，具体如下述式(4)所示：
[0040]
c
bill,t
＝q
bill,t
λ
bill,t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0041]
在式(4)中，q
bill,t
为在第t个时段所消耗的电能，单位为kwh；λ
bill,t
为在第t个时段的单位电价。
[0042]
上述分布式电源的购置维护成本包括：光伏发电系统的一次购置及运维费用以及储能系统的充放电损耗和运维费用。具体的，上述光伏发电系统的一次购置及运维费用与其额定容量有关，因此光伏发电系统的一次购置及运维费用可以如下述式(5)所示：
[0043][0044]
在式(5)中，c
pv,op
为光伏发电系统的一次购置成本，单位为元；c
pv,op
为光伏发电系统的单位运维成本，单位为元/(千瓦
·
年)；t
pv,exp
为光伏发电系统的预期使用寿命，单位为年；p
pv,n
为光伏发电系统的安装额定功率，单位为kw；δt
t
为第t个时段所对应的时间，单位为天；t
year
为每年对应天数，单位为天。
[0045]
上述储能系统的充放电损耗和运维费用与储能系统放电量有关，因此，储能系统的运维损耗成本可以如下述式(6)所示：
[0046][0047]
在式(6)中，c
ess,op
为储能系统的一次购置成本，单位为元；c
ess,op
为储能系统的单位运维成本，单位为元/(千瓦时
·
年)；t
ess,exp
为储能系统的预期使用寿命，单位为年；s
ess,n
为储能系统额定容量，单位为kwh。
[0048]
光伏发电补贴费用是由光伏所发电能总量决定的，根据各省发改委文件，各地区光伏发电自用部分的补贴费用可以由国家补贴和省内补贴两部分组成，以湖南省为例，其
中国家度电补贴单价为0.42元/千瓦时，而湖南省度电补贴单价为0.2元/千瓦时。因此，光伏发电补贴费用可以如下述式(7)所示：
[0049]
c
pvbt,t
＝q
pv,t
(λ
sta
+λ
pro
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0050]
在式(7)中，q
pv,t
为在第t个时段光伏所发的电能总量，单位为kwh；λ
sta
为国家光伏度电补贴单价，单位为元/千瓦时；λ
pro
为省内光伏度电补贴单价，单位为元/千瓦时。
[0051]
上述约束条件包括分布式电源的出力约束和全埋变的寿命损失约束为约束条件。其中，上述分布式电源的出力约束包括储能系统的荷电状态约束、储能系统的充放电功率约束以及光伏发电系统的出力约束。
[0052]
需要说明的是，将储能系统的剩余容量与最大容量的比值定义为荷电状态(state of charge，soc)。
[0053]
进一步的，在本发明实施例中，为了提高储能系统的使用寿命，储能系统在充放电过程不能“深充深放”，充放电过程中需要满足荷电状态处于规定的上下限范围内。同时在充放电过程应满足最大充放电功率约束条件。此外，为了保证系统运行的可持续性，在每次调度优化周期始末应该保持相同的荷电状态。上述储能系统的荷电状态约束、储能系统的充放电功率约束也可以称为储能系统在充放电过程中的自身约束，因此储能系统在充放电过程中需要满足如下述式(8)到式(15)的约束：
[0054][0055]
soc
min
≤soc
t
≤soc
max
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(9)
[0056]
soc
ini
＝soc
end
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(10)
[0057]
0≤p
esscha,t
≤p
esscha,max
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(11)
[0058]
0≤p
esssid,t
≤p
essdis,max
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(12)
[0059][0060]
q
esscha,t
＝p
esscha,t
η
ess
δt
t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(14)
[0061][0062]
在式(8)到式(15)中，soc
t
为第t个时段所对应的荷电状态；s
rest,t
为第t个时段储能系统的剩余容量；s
ess,n
为储能系统的额定容量；soc
min
为储能系统荷电状态的最小值、soc
max
为储能系统荷电状态的最大值；soc
ini
为储能系统优化周期开始时的荷电状态、soc
end
为储能系统优化周期结束时的荷电状态；p
esscha,t
为储能系统在第t个时段的充电功率、p
essdis,t
为储能系统在第t个时段的放电功率；p
esscha,max
为最大充电功率、p
essdis,max
为最大放电功率；soc
t+1
为第t+1个时段所对应的荷电状态；q
ess,t
为第t个时段的充电量；η
ess
为储能系统的充放电效率。
[0063]
上述光伏发电系统的出力约束也可以称为光伏发电系统自身约束，上述光伏发电系统的出力约束通过光伏发电系统的发电功率决定，上述光伏发电系统的发电功率主要取决于光照强度和环境温度，工程上通常将发电功率计算简化为下述式(16)：
[0064]
p
pv,t
＝η
pv
s
pv
f
pv,t
(1
‑
0.005(t
env,t
+25))
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(16)
[0065]
在式(16)中，p
pv,t
为第t个时段光伏发电系统的发电功率，单位为kw；η
pv
为光伏发电系统的转换效率，通常将其设置为常数；s
pv
为所采用的光伏板总面积，单位为m2；f
pv,t
为第t个时段的光照强度，单位为kw/m2；t
env,t
为第t个时段的周围环境温度，单位为℃。
[0066]
在一种可能的实施例中，除了满足上述光伏发电系统、储能系统自身约束条件之外，全埋变负荷管理系统还应该满足自身功率约束条件。需要说明的是，本发明实施例中光伏发电系统所产电能优先供应用电负荷，剩余电能用于储能系统充电。为了提高整个系统的经济性，储能系统设置为纯充电纯放电模式，即储能系统无法进行边充边放。因此，全埋变负荷管理系统的功率平衡约束如下述式(17)所示：
[0067][0068]
式(17)中，p
grid,t
为第t个时段通过全埋变向电网购买电能的功率；p
load,t
为第t个时段的用电负荷。
[0069]
上述全埋变的寿命损失约束包括：全埋变的变压器绕组热点温度约束。具体的，储能系统通过全埋变从电网吸收电能时，有可能导致变压器在某一时刻的负载率过高导致绕组热点温度越限。绕组热点温度越限后，将使得老化加速因子急剧增加，导致绕组寿命损失骤增。因此，绕组热点温度应该被限制在一定范围内，具体如下述式(18)所示：
[0070]
θ
hs
≤θ
hs,ref
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(18)
[0071]
式(18)中，θ
hs
为绕组热点温度，单位为℃；θ
hs,ref
为参考热点温度，单位为℃。
[0072]
通过上述目标函数与约束条件，构建得到两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型。
[0073]
可选的，全埋变的寿命损失成本的计算包括：获取用户的购电功率；根据考虑地坑热量累积效应的全埋变寿命损失评估方法，确定购电功率对应的全埋变的寿命损失成本。
[0074]
具体的，上述根据考虑地坑热量累积效应的全埋变寿命损失评估方法，确定上述购电功率对应的全埋变的寿命损失成本的步骤具体包括：根据全埋变的站外环境和站内环境，建立考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型，上述考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型用于计算上述购电功率对应的上述全埋变的绕组热点温度；根据上述全埋变的绕组热点温度，对上述全埋变的寿命损失进行估计，得到全埋变的寿命损失成本。
[0075]
进一步的，上述站内环境主要是全埋变的变压器内热容和变压器内热阻，全埋变的站内环境热容和站内环境热阻，上述的站外环境主要是全埋变的站外环境热容和站外环境热阻。上述全埋变的站外环境热容主要是靠近全埋变的土壤热容，上述全埋变的站外环境热阻主要是靠近全埋变的土壤热阻。
[0076]
上述热路模型是一种类比模型，具体来说，热的传递发生在物体之间或者同一物体的不同部分之间，只要传递对象间存在温度差，就能够持续自主发生热传递直到温度相同为止。而在一个能形成回路的非超导体电路中，如果存在电压差，电路中的自由电荷就能够自主产生定向移动。根据欧姆定律和傅里叶定律就可以写出式(19)和式(20)如下：
[0077]
[0078][0079]
其中，上述式(19)和式(20)中，i和φ分别为电流和热量，δu和为δt分别为电压差和温度差，r
el
和r
th
分别为电阻和热阻。从上述式(19)和式(20)可以看出，式(19)和式(20)具有一定相似性。因此，热的传递就可以用电领域的知识进行类比，即热
‑
电类比可以定义为将电路中的电学原理应用到热路中。
[0080]
根据上述热
‑
电类比，通过表1将热路中温度、热量、热容和热阻类比到电路中的电压、电流、电容和电阻。表1为热
‑
电类比表，具体表1如下：
[0081]
表1
[0082][0083][0084]
其中，上述热容可以定义为传热介质存储能量能力，热阻表示传热介质抵抗传热的能力。在表1中，交叉变量指的是一种可以通过热路或电路中的某个元件两端测量值作差得到的变量，通过变量指的是一种通过热路或电路中的某个元件传输的变量。
[0085]
需要说明的是，根据热
‑
电类比，susa等人提出了一种典型的传统地上变压器热路模型如图3所示，在图3中，传统地上变压器热路模型包括两部分：热点温度(hot
‑
spot temperature，hst)模型和油顶温度(top
‑
oil temperature，tot)模型，hst模型中由油顶温度θ
oil
表示的理想电压源可以由tot模型中求得，而tot模型中的理想电压源可以表示为地上变压器周边环境温度θ
amb
。此外，由电流源表示的热路模型中的主要热源可由q
fe
、q
cu
表示，它们分别代表由涡流损耗和磁滞损耗引起的变压器铁耗热量和由变压器线圈电阻损耗所引起的变压器铜耗热量，q
tot
则表示为铜耗和铁耗之和。r
hs
‑
oil
、c
wnd
分别为绕组热点到变压器油的等效热阻和等效热容。r
oil
、c
oil
为变压器油到周围环境的等效热阻和等效热容。
[0086]
在本发明实施例中，由于地坑热量累积效应的影响，传统地上变压器热路模型不再适用于全埋变。因此，本发明实施例提供一种考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型，具体的，该模型考虑了参与热传递过程的地下土壤的热容和热阻，能够更准确地测算绕组热点温度，进而获得更精确的全埋变寿命损失评估。更具体的，在考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型中，将最外层环境温度设为未参与散热的土壤平均温度，通过分析全埋变的变压器绕组、铁芯、全埋变的变压器外壳、冷却油、中压柜、低压柜、全埋变内部的冷却空气、全埋变内的其他设备、全埋变外壳和全埋变周围土壤之间的能量平衡，可以获得考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型如图4所示。在图4中，hst模型与传统地上变压器的hst模型是相同的，q
sta
为全埋变的变低压柜和中压柜发出的总热量，q
tot
为全埋变
的变压器内铁损和铜损散热至站内环境的热量和中压柜、低压柜发出的热量之和，θ
sta
为站内空气温度，r
in
、c
in
分别为站内空气环境到全埋变外壳的等效热阻和等效热容。r
earth
、c
earth
为变电站外壳到站外周围土壤环境的等效热阻和等效热容，即r
earth
为土壤热阻，c
earth
为土壤热容。
[0087]
在图4中，tot模型的虚线左侧为传统地上变压器部分，tot模型的虚线右侧为考虑了地坑环境参与散热的部分，也即考虑地坑热量累积效应的部分，这里的热源包括全埋变的内部变压器的功率损耗和配电柜产生的热量。热量同地上变压器一样从铁芯和绕组散发到冷却油中，从冷却油散发到全埋变的站内空气环境中，最后再从全埋变的站内空气散发到站外土壤环境中。对于图4中的tot模型，全埋变产生的热量可以看作是理想的电流源，全埋变内产生的热量一部分被变压器绕组、冷却油、站内空气环境和站外土壤环境的热容所吸收，另一部分作为热源，通过全埋变的变压器绕组、冷却油、站内空气环境和站外土壤环境的热阻使各部分的温度升高。此外，最远端未参与散热的外层土壤环境温度可视为理想的电压源。由于杂散电容所引起的杂散损耗过小，因此在本发明实施例中不予考虑。
[0088]
可选的，由于本发明实施例是针对全埋变，因此，上述站外环境也可以称为站外土壤环境，上述站内环境包括站内空气环境与站内设备环境。上述站外环境主要包括全埋变的站外环境热容和站外环境热阻，具体来说，上述站外土壤环境主要包括参与散热的土壤热阻和参与散热的土壤热容。站内空气环境主要包括全埋变的站内环境热容和站内环境热阻，上述站内设备环境主要包括全埋变的变压器内热容和变压器内热阻。
[0089]
进一步的，上述根据全埋变的站外环境和站内环境，建立考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型的步骤具体包括：获取上述全埋变的变压器内热容和变压器内热阻；以及获取上述全埋变的站内环境热容和站内环境热阻；以及获取上述全埋变的站外环境热容和站外环境热阻；根据上述变压器内热容和变压器内热阻、上述站内环境热容和站内环境热阻以及上述站外环境热容和站外环境热阻，建立考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型。
[0090]
在本发明实施例中，上述全埋变的变压器为油浸式变压器，上述获取上述全埋变的变压器内热容和变压器内热阻的步骤具体包括：根据油顶温度相对变电站内环境的温度上升值、冷却油的传热系数以及冷却油的有效散热面积，计算上述全埋变的变压器内热阻；以及根据铁芯和线圈组件的质量、全埋变压器配件和箱体的质量以及冷却油的质量，计算上述全埋变的变压器内热容。
[0091]
具体的，对于油浸式变压器，在根据油顶温度相对变电站内环境的温度上升值、冷却油的传热系数以及冷却油的有效散热面积，计算上述全埋变的变压器内热阻的步骤中，冷却油的热阻计算式为式(21)，式(21)可以通过式(20)变换得到，式(21)如下所示：
[0092][0093]
在式(21)中，δθ
oil
表示油顶温度相对变电站内环境的温度上升值，单位为k；h
oil
为冷却油的传热系数，单位为w/(m2·
k)；a为冷却油的有效散热面积，单位为m2。
[0094]
进一步的，在本发明实施例中，由于考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型中的热阻与电学中的电阻存在细微的差别，热阻值不是恒定不变的，因此可通过定义传热系数来衡量热阻。由格拉肖夫数(gr)、雷诺数(re)、普朗特数(pr)可推导出关于传热系数
h
oil
的表达式为式(22)：
[0095][0096]
式中，d为油道特征长度，单位为m；g为重力常数，单位为m/s；koil、γ
oil
、ε
oil
、ρ
oil
、β
oil
均为与温度有关的冷却油热参数，其与温度的关系见表2，表2为冷却油热参数表；b1、b2为取决于油循环是层流还是紊流的经验值，b1、b2的值见表3，表3为b1和b2经验值表。
[0097]
具体的，上述表2如下所示：
[0098]
表2
[0099][0100][0101]
具体的，上述表3如下所示：
[0102]
表3
[0103][0104]
在本发明实施例中，由于油粘度系数随温度的变化远大于其它热参数的变化，因此将除油粘度系数意外的其它热参数以常数代替，结合上述表2和表3，可以得到冷却油的传热系数表达式如式(23)和式(24)，具体的，式(23)和式(24)如下所示：
[0105][0106][0107]
可选的，本发明实施例油浸式变压器可以选择油浸自冷式变压器或油浸风冷式变压器，在根据铁芯和线圈组件的质量、全埋变的变压器配件和箱体的质量以及冷却油的质
量，计算上述全埋变的变压器内热容的步骤中，油浸自冷式变压器、油浸风冷式变压器冷却油的热容可分别表示为式(25)和式(26)，式(25)和式(26)如下所示：
[0108]
c
oil
＝0.1323m
c
+0.0882m
t,f
+0.400m
oil
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(25)
[0109]
c
oil
＝0.1323(m
c
+m
t,f
)+0.580m
oil
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(26)
[0110]
在式(25)和式(26)中，m
c
为铁芯和线圈组件的质量，单位为kg；m
t,f
为全埋变的变压器配件和箱体的质量，单位为kg；m
oil
为冷却油的质量，单位为kg。
[0111]
进一步的，从变压器绕组热点到冷却油的非线性热阻由绕组、绝缘层、冷却油三部分的热阻组成，可由式(27)求得，式(27)如下所示：
[0112]
r
hs
‑
oil
＝r
wnd
+r
insul
+r
oil
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(27)
[0113]
在式(27)中，r
hs
‑
oil
为非线性热阻，r
wnd
为绕组的热阻，r
insul
为绝缘层的热阻，r
oil
为冷却油的热阻。
[0114]
其中，上述冷却油的热阻r
oil
远远大于绕组的热阻r
wnd
，上述冷却油的热阻r
oil
远远大于绝缘层的热阻r
insul
。具体表达式如式(28)所示，式(28)如下所示：
[0115][0116]
更进一步的，结合式(28)，上述的式(27)可以被简化为式(11)，式(28)如下所示：
[0117][0118]
更进一步的，变压器绕组热点到冷却油的传热系数h
hs
‑
oil
对应的式(29)与式(23)相似，因此，式(29)可以被表达为式(30)，式(30)如下所示：
[0119][0120]
需要说明的是，在式(30)中，油粘度系数ε
oil
(θ)需要用油顶温度重新计算，此时的δθ
hs
为绕组热点到冷却油油顶的温升，绕组的热容可由式(31)得到，式(31)如下所示：
[0121]
c
wnd
＝0.132m
wnd
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(31)
[0122]
在式(31)中，c
wnd
为绕组的热容，m
wnd
为绕组的质量，单位为kg。
[0123]
在本发明实施例中，获取上述全埋变的站内环境热容和站内环境热阻的步骤具体包括：根据全埋变进风口面积和出风口面积、经自然通风散热的热量、经自然通风散热过程的流体热阻、全埋变压器中高点到出风口底部距离以及全埋变出风口与进风口之间空气温升，计算上述全埋变的站内环境热阻；以及根据全埋变的变压器外壳热容、抽水泵热容、风机热容、中压柜热容和低压柜热容，计算上述全埋变的站内环境热容。
[0124]
需要说明的是，全埋变的站内环境热阻指的是其阻碍热量从全埋变的站内设备(全埋变的变压器、中压柜、低压柜等)外表面传递到全埋变外壳的能力。其中，全埋变的站内空气环境主要通过与外部空气环境之间压差形成的自然通风进行冷却。
[0125]
具体的，全埋变的站内环境热阻可由式(32)进行表达，式(32)是基于hoppner公式得到的，具体式(32)如下所示：
[0126][0127]
在式(32)中，s表示全埋变进风口和出风口的面积，在本发明实施例中，假设全埋变进风口和出风口的面积为一致的，单位为m2；p表示经自然通风散热的热量，单位为kw；r
hyd
表示经自然通风散热的散热过程中的流体热阻，单位为pa
·
s；h
cabin
表示全埋变的变压器中高点到出风口底部距离，单位为m；θ
ex
表示全埋变出风口与进风口之间空气温升。
[0128]
进一步的，以p为待求解量，可将式(32)转换成式(33)和式(34)，式(33)和式(34)如下所示：
[0129][0130][0131]
进一步的，通过全埋变的站内环境热阻和出风口与进风口之间空气温升的关系式θ
ex
＝r
in
×
p可将式(33)改写为式(35)，式(35)如下所示：
[0132][0133]
在式(35)中，值可由经验公式对应的式(36)得到，式(36)如下所示：
[0134][0135]
通过上述式(32)至式(36)，可以求解全埋变的站内环境热阻r
in
。
[0136]
在本发明实施例中，全埋变的站内环境热容主要由变压器外壳、抽水泵、风机、中压和低压柜的热容组成，每一部分的热容可以由质量和比热之积获得，比例系数由经验可设为0.22，具体如下述式(37)所示：
[0137]
c
in
＝c
tank
+c
fan
+c
pump
+c
cabin
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(37)
[0138]
在式(37)中，c
in
为全埋变的站内环境热容，c
tank
为全埋变中的变压器外壳热容，c
fan
为全埋变的抽水泵热容，为全埋变的风机热容c
pump
，c
cabin
为全埋变的中压柜和低压柜热容。
[0139]
在本发明实施例中，上述获取上述全埋变的站外环境热容和站外环境热阻的步骤具体包括：根据参与散热的土壤热阻、参与散热的土壤厚度、饱和土壤的导热系数以及干燥土壤的导热系数，计算上述全埋变的站外环境热阻；以及根据参与散热的土壤热容，计算上述全埋变的站外环境热容。
[0140]
需要说明的是，土壤的散热能力主要体现在其热阻上，即土壤的导热性。它受土壤成分、孔隙度、湿度、矿物成分和温度等因素的影响。
[0141]
具体的，根据参与散热的土壤热阻、参与散热的土壤厚度、饱和土壤的导热系数以及干燥土壤的导热系数，计算上述全埋变的站外环境热阻的步骤主要采用johansen模型，将热导率归一化(即kersten数)，根据饱和土壤的导热系数和干燥土壤的导热系数建立全埋变周围非饱和土壤的热阻表达式，具体如下述式(38)所示：
[0142][0143]
在式(38)中，r
earth
为参与散热的土壤热阻，l
earth
为参与散热的土壤厚度，单位为m；λ
sat
和λ
dry
分别为饱和土壤的导热系数和干燥土壤的导热系数，w/(m
·
k)；k
e
是kersten数，k
e
可由下述式(39)得到：
[0144][0145]
进一步的，利用水的导热系数和土壤固体的有效导热系数的几何平均方程可以确定饱和土壤的导热系数，饱和土壤的导热系数如下述式(40)所示：
[0146][0147]
在式(40)中，δ为与土壤质地有关的参数，δ对于砂土、壤土和黏土分别取值1.05、0.9、0.58；ω为土壤含水率；λ
s
为土壤固体的有效导热系数，单位为w/(m
·
k)；λ
w
为水的有效导热系数，单位为w/(m
·
k)；η为土壤孔隙度。
[0148]
在本发明实施例中，由于干燥土壤不含有水分，所以它的有效导热系数与水的导热系数无关，主要取决于土壤的孔隙度，根据经验公式可以由下述式(41)获得：
[0149]
λ
dry
＝
‑
0.56η+0.51
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(41)
[0150]
在本发明实施例中，可以将根据参与散热的土壤热容c
earth
作为上述全埋变的站外环境热容。
[0151]
在本发明实施例中，在根据上述变压器内热容和变压器内热阻、上述站内环境热容和站内环境热阻以及上述站外环境热容和站外环境热阻，建立考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型的步骤之后，上述考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法还包括：每隔预设时间，对上述全埋变的站外环境进行参数校准，得到站外环境的实测校准参数；利用非线性最小二乘方法，根据上述站外环境的实测校准参数，对上述站外环境热容和站外环境热阻进行校正，得到校正后的站外环境热容和站外环境热阻；根据上述校正后的站外环境热容和站外环境热阻，对上述考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型进行参数整定。
[0152]
需要说明的是，在式(24)到式(41)中的一些系数，会随周围环境和自身物理特性变化而变化。例如，土壤的热容和热阻受土壤湿度和温度的影响，而变压器冷却油的热阻则会受油顶温升的影响。与传统地上变压器的周围环境空气相比，由于全埋变周围土壤环境的热容量是空气的1500多倍且土壤的导热率是空气的几十倍，包括温度、湿度等土壤特性变化缓慢，因此全埋变的站外环境的实测校准参数具有更少的不确定性。因此，考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型中的参数需要根据现场实验测量结果每月重新校准一次。
[0153]
在本发明实施例中，可以利用非线性最小二乘方法，根据站外环境的实测校准参数，对不同负载率下全埋变压器周围的土壤热容和热阻进行了校正。测量值(x
j
，θ
hs,j
)和观测方程之间的函数关系式以及误差平方和的定义如下述式(42)和式(43)：
[0154]
[0155][0156]
在式(42)和式(43)中，x
j
为由实际测量得到的拓展全埋变热路模型输入矩阵；θ
hs,j
为对应第j个输入数据的绕组热点温度测量值；在第α次迭代时绕组热点温度的估计值；μ
j
为第j个绕组热点温度计算样本的误差向量；为绕组热点温度计算误差的平方和；j
total
为选取的样本总数。
[0157]
进一步的，通过高斯
‑
牛顿算法将观测方程进行在当前估计值周围泰勒级数展开，并近似取至一阶泰勒级数如式(44)所示：
[0158][0159]
在本发明实施例中，为方便表达，将泰勒级数展开一阶导数用变量表示，如式(45)所示：
[0160][0161]
进一步的，结合式(45)，则上述式(43)可以简化为式(46)的线性最小二乘问题，式(46)如下所示：
[0162][0163]
进一步的，下一次迭代的热点温度估计参数可由下述式(47)得到：
[0164][0165]
在本发明实施例中，需要说明的是，由式(47)所得到的的值在下一次迭代中即为然后，重复计算式(44)至式(46)以获得新的直到β的变化低于规定值为止，本发明实施例中规定值为10
‑8。
[0166]
在本发明实施例中，上述考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型用于计算上述全埋变的绕组热点温度。具体的，变压器绕组热点温度可由外部土壤温度、全埋变的站内空气相对变电站周围最外层土壤温升、变压器油顶相对全埋变的站内空气温升、绕组热点相对变压器油顶温升之和计算得出。本发明实施例中提出一种考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型的微分形式可表示为式(48)、式(49)和式(50)三部分:
[0167][0168]
[0169][0170]
在式(48)、式(49)和式(50)中，1/u、1/v和1/w是反映温升与热阻之间的非线性关系，通常取0.8。变压器铁耗和铜耗可通过变压器出厂试验或运行数据进行估算。
[0171]
本发明实施例中，在输入环境温度和全埋变运行数据后，联立式(48)～(50)求解可得到冷却油和绕组热点的温升。因此，本发明还可以通过绕组热点温升进一步求解绕组热点温度，以确定地下变压器温升是否能满足安全运行的要求。如果不能，则应该采取相应的负荷管理。
[0172]
在本发明实施例中，可以根据上述全埋变的绕组热点温度，计算全埋变的变压器的老化加速因子；根据上述全埋变的变压器的老化加速因子，计算全埋变的寿命损失百分比和全埋变的预期寿命；根据上述全埋变的寿命损失百分比和全埋变的预期寿命，计算全埋变的寿命损失成本。
[0173]
需要说明的是，绕组温度被认为是影响变压器绝缘老化最重要的因素，过载温度会导致绝缘材料产生气泡，甚至可能导致不可逆的绝缘故障。另一方面，由于多相变压器绕组的温度分布不均匀，通常用最热点温度来评价变压器的绝缘老化情况。根据arrhenius反应速率理论，老化加速因子f
aa
可表示为下述式(51)：
[0174][0175]
在式(33)中，θ
hs,ref
定义为全埋变的变压器在整个正常寿命周期内能够持续工作的热点温度，即参考热点温度，基于全埋变使用的标准正常寿命180000小时，结合所提供的全埋变的变压器寿命测试结果，本文将参考热点温度值设置为110℃；θ
hs
为绕组最热点的温度(也可以称为绕组热点温度)；e为老化加速因子斜率常数，受全埋变的变压器的抗内压断裂强度、抗拉强度、断裂伸长率等力学性能影响，其值通常设为15000。
[0176]
请参考图5和图6，图5是本发明实施例提供的一种热点温度范围在40℃～200℃所对应的老化加速因子曲线图，图6是本发明实施例提供的一种热点温度范围在40℃～120℃所对应的老化加速因子曲线图。根据式(33)，在标准正常寿命为180000小时、参考热点温度为110℃的条件下，如图5和图6分别给出了热点温度范围在40℃～200℃、40℃～120℃所对应的老化加速因子曲线。
[0177]
具体的，由图5可知，当变压器过载时，老化加速因子将呈现急剧增加。例如，当热点温度达到160摄氏度时，老化加速因子将是在参考热点温度下的92倍。而当热点温度达到200摄氏度时，老化加速因子将是在参考热点温度下的1723倍，严重威胁到了变压器绝缘寿命。由图6可知，当热点温度值超过所设定的参考热点温度110℃时，老化加速因子的值将大于1。相反地，当热点温度值低于所设定的参考热点温度110℃时，老化加速因子的值将小于1。当热点温度值比额定值低7时，即103℃，此时的寿命损失将减半。当热点温度下降至89℃时，此时的老化加速率仅为参考热点温度条件下的十分之一。而当热点温度下降至70℃时，此时的老化加速率仅为参考热点温度条件下的千分之一，此时的变电站寿命损失时间很小，在长时间尺度计算中可以忽略不计。当热点温度短时越限时，例如在热点温度达到120℃时，老化加速因子虽然超过正常值，但仅为正常值的2.7倍，仍处于可接受范围内。因此，
变压器在轻度过载条件下仍可短时间进行可靠运行。
[0178]
需要说明的是，在gb/t1094.7
‑
2008《电力变压器第7部分：油浸式电力变压器负载导则》中指出，当热点温度超过140℃时，绕组绝缘层将产生气泡，导致绝缘强度出现明显下降。因此，绕组热点温度应该严格控制在140℃以下，以免产生气泡对绝缘造成不可逆损伤。
[0179]
在本发明实施例中，通过绕组热点温度计算得到老化加速因子后，可以由每个时间段内的老化加速因子计算得到寿命损失时间t
lol
，由寿命损失时间可以计算寿命损失百分比和预期寿命，具体如下述式(52)、式(53)和式(54)所示：
[0180][0181][0182][0183]
在式(52)、式(53)和式(54)中，t
lol
为寿命损失时间；f
aa,i
为第i时间段的老化加速因子；δt
i
为第i时间段；％lol为寿命损失百分比，在热点参考温度为110℃，正常寿命为180000小时的条件下，变压器一天的正常寿命损失百分比为0.0133％；t
normal
为变压器的正常预期寿命，设为180000h；t
exp
为由所提出模型计算得到的全埋变预期寿命；t
lol,ieee
为由ieee导则计算得到的寿命损失时间。
[0184]
在本发明实施例中，需要说明的是，电能供应在电力需求和其自身性质上都是随时间变化的。因此，变压器过载往往发生在用电高峰时期。但长期过载将严重影响变压器绕组绝缘寿命，变压器寿命损失百分比应严格控制在一定范围内，ieee负载导则中规定的0.0133％每24h。
[0185]
在本发明实施例中，在输入全埋变负载率、变压器参数、环境温度和正常寿命损失百分比等数据后，利用图4所提出的考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型可动态计算全埋变的热点温度。然后，根据所得到的热点温度可确定寿命损失百分比。在动态负载能力评估阶段，需要同时考虑ti时刻的寿命损失百分比和前几个运行时段的寿命损失百分比来确定负荷的增减。因此，需要反复增加或减少变压器负载，以确定全埋变的最大负载能力。在每个时间周期结束时，需要导出当前周期内的寿命损失百分比、变压器负载率和热点温度等输出数据以作为下一个迭代时间周期的输入数据。
[0186]
在本发明实施例中，全埋变的寿命损失成本是将变压器在正常运行过程中造成的绕组绝缘寿命损失折算成具体金钱数额，用来衡量变压器在某具体时间段内承受的实际负载所引起的成本费用。主要的衡量方法为将在该时间段内造成的寿命损失时间与变压器的预期寿命相除得到寿命损失百分比，再乘以重新更换地埋变所需的投资成本。其中，寿命损失时间可以通过各时间段的老化加速因子与时间的乘积之和得到，老化加速因子又与变压器绕组的热点温度有关，而热点温度可以通过考虑地坑热量累积效应的全埋变拓展热路模型得到，具体如下述式(55)至式(58)所示：
[0187]
c
lol
＝％lol
·
c
tz
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(55)
[0188][0189][0190][0191]
在式(55)至式(58)中，％lol为寿命损失百分比，变压器一天的正常寿命损失百分比为0.0133％；t
lol
为寿命损失时间；tnormal为变压器的正常预期寿命，设为180000h；n为总时间段数量；f
aa,i
为第i时间段的老化加速因子；δt
i
为第i时间段；θ
hs,ref
为参考热点温度，设为110℃；θ
hs
为绕组热点温度。
[0192]
203、通过两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，输出全埋变负荷用能总成本及用能计划。
[0193]
在本发明实施例中，可以通过上述式(1)至式(17)的两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，输出全埋变负荷用能总成本及用能计划，对全埋变负荷管理进行优化，以使用户的用能成本最低，同时进一步降低变压器的寿命损失时间。
[0194]
本发明能够以优化周期内用户的用能成本最小为优化目标，以分布式电源的出力约束和全埋变的寿命损失约束为约束条件，根据两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，并通过两部制电价机制建立全埋变负荷管理优化模型，输出全埋变负荷用能总成本及用能计划，以在最小化用户的用能成本的同时降低全埋变的寿命损失时间。
[0195]
在一种可能的实施例中，考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法还包括以下步骤：第一步，确定需要进行负荷管理优化的用户的用电负荷，输入当地的光照强度和环境温度，输入光伏发电系统和储能系统的一次购置费用单价、年运维费用单价，输入两部制电价峰时段、平时段、谷时段所对应的电价信息；第二步，初始化迭代步数为0，确定终止迭代步数；第三步，能源聚合商整合用户和各设备(光伏发电系统、储能系统、全埋变)自身的约束条件以及互相之间的功率平衡约束条件，根据两部制电价机制搭建全埋变负荷管理优化模型；第四步，使用优化求解工具yalmip，调用求解器cplex对全埋变负荷管理优化模型对应的线性规划问题进行求解，获得各部分成本信息以及用户从电网购电功率；第五步，根据本发明实施例中所提出的考虑地坑热量累积效应的全埋变寿命损失评估方法确定当前购电功率对应的全埋变寿命损失成本数值；第六步，在全埋变负荷管理优化模型的目标函数中加入全埋变寿命损失成本数值，更新目标函数值；第七步，判断迭代次数是否满足设定次数，若满足则进行第八步，反之则返回第三步继续寻找是否有更优解；第八步，输出全埋变负荷用能总成本及各设备的运行计划。
[0196]
实施本发明实施例所提出的考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法相比采用传统的单一制电价方式且无负荷管理措施的用电方式，可以减少20.14％的用能成本；实施本发明实施例所提出的考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法可以确定光伏发电系统出力以及利用峰谷电价差、峰平电价差合理安排储能系统低储高发，可以减小9.18％的峰谷差；在夏季典型工作日负荷条件下，实施本发明所提出的考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法可进一步降低变压器的寿命损失时间，可以由原来的162分钟降低至74.92分钟，在全天
周期内绕组热点温度由原来的短时越限改善至无越限；实施本发明实施例所提出的考虑两部制电价的全埋变负荷管理方法，储能系统通过在电价谷时段和平时段充电，在电价峰时段进行放电供给用户，可提高1.4％的变压器利用率。
[0197]
以上所揭露的仅为本发明较佳实施例而已，当然不能以此来限定本发明之权利范围，因此依本发明权利要求所作的等同变化，仍属本发明所涵盖的范围。