考虑储能的变电站优化规划

考虑储能的变电站优化规划陈浩;孙春顺;余志勇涨媛;李杏【摘要】Energystorageinthepowersystemhasgreatapplicationprospects.Theeffectofenergystorageontheoptimalplanningofsubstationisstudied.Firstly,thesubstationplanningmodelwithenergystorageisestablishedonthebasisofenergystoragecontrolstrategy.Then,twomethodsareadoptedtogettheinitiallocationsintermsoftheexistenceofsubstations.OneistheordinaryVoronoidiagrammethodandtheotheristhecriterionofminimumloadmoment.Finally,accordingtotheplanningregionwhetheritcontainsenergystorage,asubstationoptimizationmethodbasedontheweightedVoronoidiagramisproposedtothenewsubstationplanning.%基于储能在电网的巨大应用前景，主要研究了储能对变电站优化规划的影响。在确定了储能控制策略的基础上，建立了考虑储能的变电站规划模型。再根据是否含有已建变电站，分别利用常规Voronoi图和结合专家经验的负荷矩最小方法产生初始站址。最后通过作加权Voronoi图的方法，根据规划地区内是否受到储能的调节，分别对新建变电站进行优化规划。【期刊名称】《电气传动自动化》【年(卷)，期】2015(000)004【总页数】6页(P22-26,30)【关键词】储能;变电站;加权Voronoi图;优化规划【作者】陈浩;孙春顺;余志勇涨媛;李杏【作者单位】长沙理工大学电气与信息工程学院，湖南长沙410114;长沙理工大学电气与信息工程学院，湖南长沙410114;长沙理工大学电气与信息工程学院，湖南长沙410114;长沙理工大学电气与信息工程学院，湖南长沙410114;广东电网公司湛江供电局，广东湛江524000【正文语种】中文【中图分类】TM715变电站的选址规划关系到电网的电源配置与网架布置，是电网经济稳定运行的重要影响因素［1］。变电站的选址优化是在满足负荷需求、线路容量和城市规划要求的前提下，选择合适的新建变电站位置，使得建设与运行费用最小。变电站选址规划时需要考虑的因素很多，比如负荷预测准确性［2］、地理空间信息［3］等。变电站的选址原则有很多，而靠近负荷中心应该是这些选址原则里比较重要的一条。储能接入电网后，能够调节负荷峰谷差，平滑负荷曲线，改变区域负荷密度［4］。随着储能在电力系统中的比例增大，对负荷峰谷差的调节作用也将加大。因此，变电站的优化规划应当越来越重视储能因素所带来的影响。文献［5］考虑了分布式电源对变电站综合优化规划的影响，其中储能技术用来平衡风力发电的输出功率。文献［6］探讨了储能装置在延缓配电网升级方面的价值，并分析了储能应用于配电网延缓升级方面需要注意的问题。文献［7］在含有可再生能源发电的典型配电网中，比较了变电站扩容建设方案与接入储能装置两种方案的优劣。以上研究主要集中在储能装置与可再生能源发电相配合对变电站扩容建设的影响，或者是将接入储能装置直接作为变电站扩容的替代方案，对于储能系统接入电网后，对新建变电站规划的影响这方面的研究很少。本文研究了储能在电网中的控制策略，利用作加权Voronoi图［8］的方法，对含储能的地区进行新建变电站优化规划。储能系统最大的特点在于能够储存电能和释放电能，这实现了电能在时间和空间上的转移，从而能够调节负荷的峰谷差，调节作用的效果与储能系统的充放电策略有关。本文中储能系统采用功率差控制方式，即根据储能装置的容量和负荷曲线设置充放电功率的阀值，然后根据负荷曲线与阀值的功率差，确定每个时段的充放电功率。计算公式如下：式中：Pdt和Pct分别为单位时段的放电功率和充电功率；Pf为放电的最小功率阀值；Pb为充电的最大功率阀值；Z为单位时长；t1和t2分别为放电和充电的起始时间点；T1和T2分别为放电和充电的总时长；W为储能系统容量；Pmax和Pmin为负荷的峰值和谷值；Pav为平均功率。该式表示：储能系统的充电总量应大于或等于放电总量，两者均小于储能系统的容量。当系统为完全补偿时，Pav=Pb=Pf。合理的变电站优化规划遵循的主要原则包括靠近负荷中心，网架布局合理，供电半径合理以及变压器容量满足容载比要求。储能接入电网后，能够减小接入点负荷最大电能需求量，改变区域负荷密度。储能系统对目标负荷调节量的大小与储能系统的控制方式有关。具体的数学描述如下：式中：f（Si）和u（Si）分别为第i个新建变电站的投资费用和年运行费用；n为新建变电站的个数；N为新建变电站的总数；Si为第i个变电站的容量；r0为贴现率；ms为变电站的使用年限；lij和lih为变电站i分别与普通负荷j和受储能调节的负荷h之间线路的长度；Wj和Wh分别为普通负荷点j和受储能调节的负荷点h的有功负荷；Jp和Jh分别为变电站所供普通负荷与受储能调节负荷的集合；a为单位长度的线路投资费用；B为线路网损的折算系数。假设在用电高峰期，储能对负荷的输出功率按照负荷占Jh总负荷的比例分配，该比例用nh表示，Ph表示受储能调节点的实际负荷，Pz表示集合Jh的总负荷，Pdt-max表示储能装置的额定功率。变电站与负荷点不是直线相通的，为此设定曲折系数P；Dij和Dih表示变电站分别与负荷点j和h之间的直线距离。约束条件：式中：e（Si）为第i个变电站的负载率；cos中为功率因数；Ri为第i个变电站供电半径的限值。4.1加权Voronoi图作为常规Voronoi图的一种扩展形式，加权Voronoi图可定义为：设二维空间上—个控制点集P=（P1,P2，…，Pn）,3<n<8,给定n个正实数入"i=1,2，…，n）,则任意点的加权Voronoi图可定义为：式中：d（Pi,Pj）表示Pi和Pj之间的欧氏距离，Pi町，母j,i,j{1,2，…，n}°x为平面上任意点。通过V（Pi,入i）将平面分割成n部分，入i即点Pi的权重（图1中各点附近的数字即该点的权重）。常规Voronoi图就是权重相等的加权Voronoi图，如图1所示。根据常规V图的空圆特性，半径最大的最大空圆即为理论上最适合新建变电站的区域，对应的结点即为新建变电站的最佳站址。加权V图通过对发生元附加权重，能够反映出负荷分布不均匀，各变电站的额定容量和负载率不同对变电站供电范围的影响。4.2计算流程首先，根据目标年的负荷总量、储能电站的总额定功率、已建变电站容量以及可建变电站容量类型来确定新建变电站的个数范围；运用整数规划的优化技术得到新建变电站的最佳容量组合；根据规划区域是否含有已建变电站两种情况，分别采用不同的方法产生新建变电站初始站址；然后，结合加权Voronoi图和交替定位分配算法确定新建站建址及其供电范围；最后，以年费用最小的方案作为最终规划方案。4.3确定新建站个数根据预测的目标年负荷总量，预计的储能电站容量以及已有变电站容量，可以求出目标年的供电需求。在根据给定的变电站容量类型集合，就可以得出需要新建的变电站个数的最大值nmax和最小值nmin，则新建变电站个数n[nmax,nmin]。4.4确定新建站容量组合根据目标年的供电需求和给定的新建变电站容量类型，在新建变电站个数范围内，可以确定m组新建站容量组合。针对这一问题，建立数学模型如下：式中：k为变电站容量类型个数；Ti为第i种变电站的投资费用；Ui为第i种变电站的运行费用；xi为第i种变电站的数量；Si为考虑负载率后第i种变电站的容量;Sexist为考虑负载率后已建变电站的总容量；Senergy为虑充放电效率后储能电站的总容量；W为标年总负荷。该容量组合问题的规模不大，因此，采用整数规划的优化技术来解决。4.5新建变电站选址4.5.1选择初始站址变电站选址的首要原则就是要靠近负荷中心。储能系统接入到配电网后，将会减小负荷的峰值，改变区域负荷密度，负荷分布将趋向均匀化，负荷中心也将偏移。4.5.1.1确定无已建站的初始站址针对变电站应靠近负荷中心的原则，在没有建变电站的区域，以负荷矩最小[9]为准则求出初始新建站址，再结合专家意见，确定新建变电站初始站址。新建站址公式如下：式中：JA=JpUJh,负荷点包括普通负荷与受到储能调节的负荷；（）为变电站i在第t+1次迭代的横、纵坐标；（xj,yj）为负荷点j的坐标；Wj为JA集合中负荷点的负荷值；。4.5.1.2确定已有变电站的初始站址Voronoi图的空心圆特性能够找出区域内变电站供电的空白区，而且半径最大的空心圆对应的结点即可认为是建设新变电站的最佳位置。储能系统接入配电网后，将改变部分区域的负荷密度。该区域如果包括已有变电站的供电区域，则已建变电站站址将偏离负荷中心。因此，为了使得新建变电站更接近于负荷中心，初始站址的选取步骤如下：步骤一：以已建变电站为顶点，产生Voronoi图。步骤二：对于受到储能调节而改变负荷中心的区域，假设已建变电站迁址至新负荷中心，并以新形成的已建变电站站址为顶点，重新产生Voronoi图。负荷中心按下式求取：式中：（X，Y）为负荷中心坐标；（Xi，Yi）为负荷点i（受到储能调节区域内的任意负荷）的坐标；Pi为负荷点i的负荷值。步骤三：求出新Voronoi图各结点对应的最大空心圆。步骤四：由目标年负荷分布情况及负荷密度确定变电站站间距离的最小容许值£,并比较两个结点间的距离，若小于£，则删去最大空心圆半径较小的结点。步骤五：如果新建变电站个数为n，选取最大空心圆半径较大的n个结点作为初始站址。4.5.2确定新建站址及供电范围在确定了新建变电站的初始站址后，结合加权Voronoi图和交替定位分配算法确定新建变电站的站址及其供电范围。具体步骤如下：步骤一：以已建变电站站址和新建变电站初始站址为发生元构造Voronoi图。步骤二：在新建变电站对应的V曲边形中，以4.5.1.1节所提的负荷矩最小为准则，优化新建变电站站址。步骤三：以优化得到的新建变电站站址和已建变电站站址构造加权Voronoi图。其中，权重为变电站的供电半径与区域负荷的等价半径之比，计算公式为：式中：3(i)为权重；W(i)为分区总负荷；e(i)为分区实际负荷；P(i)为分区内受储能调节的实际负荷；S(i)为变电站的额定容量；y为变电站根据主变“N-1”原则得到的最高负载率。通过以上三个步骤迭代进行，直至变电站的站址变动小于阀值，最终得到新建变电站的站址。5.1无已建站的变电站规划以某高新科技园部分区域110kV变电站规划为例。该区域总面积10.5km2，可划分为127个小区，预测目标年总负荷为256MW。预计储能电站的总容量为60MW，总额定功率为16MW，充放电效率取0.9。有80个小区与储能电站相连，总体最大负荷为145MW，最小负荷为80MW。规划区域内没有建变电站。如图2所示为与储能相连小区的典型负荷曲线。根据负荷曲线和储能总额定功率，设定放电的最小功率阀值为130MW，充电的最大功率阀值为100MW。再根据负荷曲线与阀值的功率差，得到储能的平均充放电功率为：1：30-3:30充电功率为7.5MW,3:30-5:30充电功率为15MW,5:30-7:30充电功率为7.5MW；10:0012:00放电功率为10MW,15:00-17:00放电功率为10MW,20:00-22:00放电功率为10MW。该规划区域内没有建变电站，目标年需用电量为241MW，按照容载比为1.8计算，新建变电站的数量及容量为：3座2x40MW和1座2x50MW。采用文献［8］方法和本文考虑储能的规划方法计算结果如图3、图4和表1所示。5.2含已建站的变电站规划规划区域面积为65km2，共划分为243个小区，其目标年预测总负荷为725MW,预计投入运行的储能总容量为80MW，总额定功率为20MW，转换效率为0.9。储能调节的小区为126个，最大负荷为450MW，最小负荷为200MW。如图5所示为受储能调节负荷的典型日负荷曲线。根据负荷曲线和储能总额定功率，设定放电的最小功率阀值为430MW，充电的最大功率阀值为180MW。根据负荷曲线和阀值的功率差，得到每时段的平均充放电功率为：2:00-4:00的充电功率为11MW，4:00-6:00的充电功率为18MW，6:00-8:00的充电功率为11MW；14:00-16:00放电功率为4MW，16:00-18:00放电功率为14MW，18:00-20:00放电功率为18MW，20:00-22:00放电功率为4MW。该规划区已有2座2x50MVA的110kV变电站。容载比为1.8，则新建变电站的数量及容量为：4座3x40MVA和3座3x50MVA。分别按照考虑储能和不考虑储能两种情况，对7座新建变电站进行选址和供电区域划分，计算所得规划结果如图6、图7和表2所示。从图5-7的规划结果可以看出，无论规划区域内是否含有已建变电站，储能接入电网后，都将使得区域内的负荷分布更均匀，负荷中心向未连接储能装置的区域方向偏移。同时，由于区域负荷密度的改变，新建变电站在加权Voronoi图中的权重有改变，供电范围内受储能调节的负荷越大，权重越小。从表1和表2可以看出，由于储能对负荷峰谷差的调节作用，减少了线路的网络损耗费用。本文主要考虑储能接入电网后对变电站规划的影响，建立了考虑储能的变电站综合规划模型，运用作加权Voronoi图的方法，对于是否考虑储能的变电站规划做了比较。比较结果表明，储能接入电网后，将使得负荷中心向未连储能的方向偏移，新建变电站的站址也会随之偏移，供电范围随之改变；同时，储能系统能够调节负荷的峰谷差，减少电网