通过电压优化实现需求侧管理

技术人员检查变电站的电压调节器控制设备

如果通过调整系统电压就可以增加收入，那么电力公司该怎么做？

2010年，Kootenai Electric Cooperative Inc.（KEC）公司的管理团队在经历了由于费率变化导致电力批发成本大幅增加的情况后，提出了上述问题。他们发现通过降低电压实现需求响应（DR-by-VR）将降低这些成本。该系统在前四个月的运营中，为KEC减少了18万美元的电力批发账单。作为一个非营利的电力合作社，KEC将这些节约费用以更低电价的形式回馈给用户。

由于太平洋西北地区在2010年以前批发需量电费（demand charge）较低，该地区需求侧管理计划的实施落后于美国其他地区。2010年后，由于需量电费增加，KEC试验了热水器和家用加热恒温控制，但发现这些系统实施昂贵并且没有足够高的投资回报。并且由于用户的参与也需要大量的人力资源。

节能有助于降低公共电力公司的整体需量，但也降低了电力公司的电力销售收入，并导致其需要提高电费以维持经营利润。这将最终形成电力销售恶化和电价上升的恶性循环。由于这些原因，KEC寻求其它既可以帮助减少其批发电费也不会影响其电力销售收入的方式，KEC考虑电压优化。

电价驱动

KEC在美国爱达荷州的Coeur d’Alene地区为2.5万名客户提供服务，年高峰负荷高达110MW。KEC从Bonneville电力管理局（BPA）购买大部分电能。 2010年以前，由于BPA的水电容量过剩，KEC的批发需量电费收入低于3美元/千瓦。然而，2010年的情况发生了变化，Bonneville电力管理局的电力容量不再过剩。

BPA改变了其批发电价和容量电价的结构，实施了电能和容量的阶梯电价方案。在新的阶梯费率结构下，每个客户都按比例分配了BPA电费。如果某电力公司的需量超过其在一个月份的配额，则该公司的实际需量费用会显著高于其配额需量费用。

在这种结构下，KEC现在面临多种类型的需量电费。 BPA的PF16需量电费与电力公司每月固定配额以外的电量直接相关。 BPA的NT16输电容量电费与用户在输电高峰期使用了BPA输电容量直接相关。

BPA的每月需量费率从6.20美元/kW到11.47美元kW不等，其中秋冬季节费率最高。 BPA的输电容量费率为2.04美元/kW。结果是总体需量费率为每月8.24美元/kW到最大13.51美元/kW。 BPA每两年审查一次费率并做相应调整，总体来说会升高。

在下午1点至2点之间电压控制的测试结果

电压控制

基于电压的需求响应系统已在美国中西部和东海岸很多城市实施多年，主要是在人口密集的短距离配电区域。可以控制的负荷根据馈线变化，并且与每条馈线上的负载统计特征、馈线的长度和导体类型有关。杜克能源公司和阿拉巴马电力公司都实施了降压控制系统，发现它们可以将其峰值需量降低1.6％至2.7％，同时保持在美国国家标准协会（ANSI）C84.1规定的使用电压范围内。根据现有文献，电力公司公司可以实现1％至5％的需量下降。

由于长距离配电线路带来的挑战，电力公司一直以来都避免使用基于电压控制的需求响应系统。在农村地区，在一条从变电站下行的配电馈线上装有两个中间调压器组并不罕见。直到最近，在每个调压器组之间建立通讯系统依然是件相当昂贵的事情。然而，近来蜂窝网络覆盖领域的持续进展极大地降低了设备之间的通讯成本，例如位于偏远地区的调压器组。

同样，通过在居民电表安装处来监测线路终端电压以确保服务电压停留在ANSI C84.1规定范围内也曾是一项昂贵的挑战。现有自动抄表系统已经改变了这种情况，降低了成本，类似于使用蜂窝通信降低下行调压器的控制成本。

测试电压控制对Julia街变电站负荷的影响结果

商业模式

由于不确定实施需求响应系统的财务影响，KEC开发了一个财务模型来分析DR-by-VR对其批发电力账单的影响。该模型可使公司能够根据实现的需量降低百分比来确定每年批发电费将节省多少。该模型模拟了电力公司的需量削减1％到5％的影响，并计算了净财务影响。模型考虑了所有BPA的分层需量费率结构，以获得削减KEC的高峰需量的总净效应。

出于分析目的，假定需求响应系统均使用平峰和填谷策略。系统只能在系统需求峰值期间降低配电系统电压，并在一天的需求低谷期提高系统电压，抵消由于平峰造成的电力销售损失。该型还假定KEC将其服务电压维持在监管限制之内。

KEC可以节约的需量电费可以为电力公司节约一大笔钱，即使是只有2%的需量减少。可以按不同的需求减少百分比获得的年需量电费意味着即使是2％的需求减少也可以节省大量的批发电力费用。根据财务模型，KEC可以预期使用电压优化（通过电压控制进行平峰和削谷）节约的需量电费从104,963美元（需量降低1%）至475,790美元（需量下降5％）。

Kootenai电气工程师Phillip Evander在变电站电压需求响应控制器上工作

现场测试

为了看看KEC可以预期获得的实际峰值需求下降，该电力公司公司在其具有短距离城市馈线的Julia Street变电站进行了现场测试。通过在120V的基础上将电压降至116V，需量下降了5.2％。其结果足以促使KEC的管理层实施需求响应系统。

KEC已经在其13个变电站中各安装了一套SCADA系统，用于其电压控制系统。该合作社还利用其基于PLC载波通讯的AclaraTWACS AMI系统，获取每条馈线上每家用户的终端电压读数。虽然许多电力公司只在变电站母线层面上实现电压控制系统，但为了从系统中获取最大利益，KEC认为还需要控制线路中间的调压器。

为了控制线路中间调节器，公司采用安装了蜂窝通讯模块和微处理控制器的调压器架构。通过从电表获取终端电压读数并返回至DR-by-VR系统建立了一个反馈回路。然后，DR-by-VR控制软件通过改变调压器的设定点，以便沿着每条馈线部分实现必要的电压降低，同时将用户最低电压水平保持在允许的极限内。

KEC与其SCADA集成商SCADA Nexus合作，为变电站和线间电压调节器提供DR-by-VR数据采集和控制系统。 SCADA Nexus还为系统开发了一个反馈控制软件插件，开发了和Aclara TWACS AMI系统的软件接口。AMI系统通过安装在居民户内的特定电表来按需发起电压读取。KEC已经建立了100多个控制区，每个区域内平均每相装有3块电表。

该系统使KEC能够跟踪在降压事件期间电能销售损失总量，并通过实施平谷的方式重新填补损失的电能销售。这是通过在系统非高峰运行期间将电压提高至ANSI C84.1范围A上限来实现的。

由于KEC是一个非营利组织，因此确保平谷过程中只弥补降压事件期间损失的电能销售至关重要。该软件开发了一个净零账户，用于在平谷过程中自动运行以完成此目标。 KEC希望确保系统的运行不直接影响客户每月电费账单。相反，客户将受益，因为KEC节约的批发电力费用将以较低电费的形式回馈给他们。

KEC工程师和技术人员检查现场的中线电压调节器需求响应控制器的运行状态

系统测试

DRbyVR系统于2016年9月15日进行了第一次全系统测试。测试期间，该系统被用于降低电网系统峰值需量，并在当日轻载时平滑其负荷曲线。

在降压模式下，系统电压在120V基准上降至114V。在平谷模式下，系统电压提高到126V，以恢复能耗损失。

迄今为止，KEC在25,000名计量用户中仅收到三次电压投诉事件。经调查后，其中两起投诉与电机驱动器所有者有关，他们将跳闸定值设定高于规定允许的最低工作电压范围值。第三个投诉来自于电台谈话节目主持人，他在家里设一个广播工作室。通过向客户解释关于ANSI C84.1规定的电压服务范围，所有这三个投诉得到圆满解决。电机驱动器的所有者更改了电机控制的跳闸设置，无线电谈话节目主持人很高兴他的电力服务公司正在努力控制成本。

在三个月的测试期间，KEC发现，由于系统倾向于在恢复电网电压至允许范围之前超调下限，系统的一些调整需要保持在ANSI C84.1下限范围内，因为系统在校正并使系统电压回到允许范围之前倾向于超过下限。为了补偿这一点，初始的下限设定值被提高几伏至116V，而不是在初始控制调整期间直接下降到114V。

从2016年9月15日起全系统负载控制测试结果

自动运行

经过三个月的手动测试，DR-by-VR系统被切换到自动模式并主动管理KEC的高峰需求。在运营前四个月（从2016年12月至2017年3月），DR-by-VR电压优化系统为KEC节省了批发电费账单18万。按照这个速度，该系统可在不到两年的时间内收回成本。基于电压的需求响应系统实现的节约超过了KEC管理层的期望，并将通过帮助合作社降低电费来惠及客户，

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Shawn Dolan是位于爱达荷州海登的Kootenai Electric Cooperative的工程经理。他拥有蒙大拿州博兹曼蒙大拿州立大学的BSEE和MSEE学位，是俄勒冈州，华盛顿州，爱达荷州和蒙大纳州的注册专业工程师。他在电力行业拥有28年的经验，其中为KEC工作了18年。

Scott Hamilton是位于华盛顿州斯波坎的Resource Associates International Inc.的创始人兼总裁。他拥有爱达荷大学的学士学位，是华盛顿州注册的专业工程师。毕业后，他在斯波坎加入了华盛顿电力公司（现在的Avista公司），担任工程师，曾在各种设计和中级管理岗位工作。在华盛顿电力公司，他设计了SCADA系统升级，新的变电站系统和发电厂的控制系统。

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