基于時序特性含儲能裝置的分布式電源規(guī)劃

蘇海鋒，胡夢錦，梁志瑞

（華北電力大學(xué) 新能源電力系統(tǒng)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河北 保定 071003）

0 引言

隨著我國電力需求的迅速增長，煤、石油的過度使用，造成了越來越嚴(yán)重的環(huán)境污染問題。因此，在節(jié)能減排的政策下，能滿足用戶需求、保證電網(wǎng)清潔性的分布式電源DG（Distributed Generation）以高效、便捷、經(jīng)濟(jì)的發(fā)電方式在配電網(wǎng)中得到越來越多的應(yīng)用。但由于部分DG（如光伏、風(fēng)力發(fā)電等）出力具有隨機(jī)波動性［1-2］，需要配電網(wǎng)提供較多的備用容量來彌補(bǔ)其出力的不確定性，無論從安全方面還是經(jīng)濟(jì)方面都限制了配電網(wǎng)對DG的接納能力［3-4］。安裝適量的儲能設(shè)備，利用儲能、DG和負(fù)荷需求之間的時序互補(bǔ)特性，能顯著抑制DG出力的波動性，減少配電網(wǎng)備用容量，提高規(guī)劃方案的經(jīng)濟(jì)性。因此，如何將負(fù)荷、DG和儲能裝置的時序互補(bǔ)特性，應(yīng)用到DG選址定容的規(guī)劃中，來解決DG在配電網(wǎng)中滲透低的問題，成為國內(nèi)外學(xué)者研究的熱點(diǎn)之一。

文獻(xiàn)［5-6］在設(shè)定好負(fù)荷需求水平、讓DG按照額定容量發(fā)電的前提下，對DG進(jìn)行選址規(guī)劃，并沒有考慮DG出力和負(fù)荷的時序特性；文獻(xiàn)［7］中DG的選址定容規(guī)劃要求儲能的安裝容量至少要為風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的安裝容量之和，這樣規(guī)劃會造成安裝多余的儲能裝置，使規(guī)劃方案經(jīng)濟(jì)性差；文獻(xiàn)［8］雖然考慮了負(fù)荷和DG出力的時序特性，也提及了儲能裝置，但并沒有根據(jù)儲能與DG、負(fù)荷的時序特性，對三者進(jìn)行協(xié)調(diào)優(yōu)化；文獻(xiàn)［9］以獨(dú)立發(fā)電商收益最大為目標(biāo)函數(shù)，建立了DG的選址定容規(guī)劃模型，但模型中只考慮了風(fēng)力發(fā)電的時序特性，并未考慮負(fù)荷需求的時序特性；文獻(xiàn)［10］對獨(dú)立運(yùn)行的微網(wǎng)系統(tǒng)容量進(jìn)行優(yōu)化配置，在規(guī)劃中儲能裝置的充放電狀態(tài)完全取決于DG的輸出功率與負(fù)載的大小關(guān)系，并沒有將平抑節(jié)點(diǎn)負(fù)荷的波動性列入考慮之中。

針對上述文獻(xiàn)的不足，本文以風(fēng)力發(fā)電機(jī)WG（Wind turbine Generator）、光伏發(fā)電 PV（PhotoVoltaic）和鈉硫蓄電池儲能BS（Battery Storage）作為主要研究對象。在含DG的配電網(wǎng)規(guī)劃中充分考慮負(fù)荷、DG與儲能裝置時序互補(bǔ)特性，以配電網(wǎng)年度的綜合成本（投資成本、維護(hù)成本、購電費(fèi)用、可靠性成本和環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用）最小為目標(biāo)函數(shù)，建立風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和儲能裝置選址定容的規(guī)劃模型。

1 時序特性

1.1 負(fù)荷和DG的時序特性

（1）負(fù)荷的時序特性。

本文參照繪制電力負(fù)荷曲線的方法，繪制了5類典型用戶負(fù)荷［8］的負(fù)荷曲線，分別為Ⅰ工業(yè)負(fù)荷、Ⅱ商業(yè)負(fù)荷、Ⅲ市政生活、Ⅳ農(nóng)業(yè)（灌溉期）、Ⅴ農(nóng)業(yè)（非灌溉期）。這5類負(fù)荷的特點(diǎn)不同，變化規(guī)律也不相同。圖1（圖中負(fù)荷需求為標(biāo)幺值）比較了5類負(fù)荷的標(biāo)幺值，顯示了5類負(fù)荷不同的變化規(guī)律（不同類型負(fù)荷大小不具有相關(guān)性）。

圖1 電力負(fù)荷時序特性曲線Fig.1 Timing characteristic curves of power loads

由圖1可見：工業(yè)負(fù)荷率較高，幾乎不受外來因素的影響，均在0.8 p.u.以上；商業(yè)負(fù)荷用電時段集中在 07∶00—17∶00之間，其他時間負(fù)荷率較低；市政生活負(fù)荷曲線峰谷差較大，負(fù)荷率較低，每日用電主要集中在16∶00—21∶00之間；農(nóng)業(yè)負(fù)荷曲線則隨著排灌、秋收和農(nóng)閑呈現(xiàn)明顯的季節(jié)性，春秋灌溉期負(fù)荷率明顯大于冬夏非灌溉期負(fù)荷率。

（2）DG出力的時序特性。

盡管風(fēng)力、光伏等具有間歇特性的DG出力不穩(wěn)定，但仍具有一定的規(guī)律性。其輸出功率的時序特性與季節(jié)密切相關(guān)，具有明顯的季節(jié)性特點(diǎn)。本文在春、夏、秋、冬4個季節(jié)中分別選取典型日，對分布式發(fā)電的時序特性進(jìn)行研究，風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電出力時序特性曲線分別如圖2、圖3所示（圖中功率輸出為標(biāo)幺值）。風(fēng)力發(fā)電春季出力最大，夏季出力最??；光伏發(fā)電夏季出力最大，冬季出力最小。

圖2 WG出力時序特性曲線Fig.2 Timing characteristic curves of WG output

圖3 PV出力時序特性曲線Fig.3 Timing characteristic curves of PV output

1.2 節(jié)點(diǎn)等效負(fù)荷的時序特性

DG出力的變化和負(fù)荷需求的變化共同決定了DG接入后給配電網(wǎng)帶來的波動性。節(jié)點(diǎn)i在t時刻的等效負(fù)荷 Pei（t）表示為：

其中，PLi（t）為節(jié)點(diǎn) i在 t時刻負(fù)荷的有功值；PDGi（t）為節(jié)點(diǎn)i的DG在t時刻的有功輸出。

節(jié)點(diǎn)等效負(fù)荷Pei（t）的大小能體現(xiàn)節(jié)點(diǎn)i的負(fù)荷需求的波動情況。

2 基于時序特性的數(shù)學(xué)模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

在充分考慮負(fù)荷、DG與儲能裝置時序互補(bǔ)特性的基礎(chǔ)上，以配電網(wǎng)年度的綜合成本（投資成本、維護(hù)成本、購電費(fèi)用、可靠性成本和環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用）最小為目標(biāo)函數(shù)，建立風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和儲能裝置選址定容的規(guī)劃模型如式（2）所示。

其中，Cinvest為DG、儲能及配電網(wǎng)網(wǎng)架線路的投資費(fèi)用；p1=r（r+1）y／［（1+r）y-1］為等年值折算系數(shù)，r為折現(xiàn)率，取為 0.08，y 為配電網(wǎng)壽命周期（a）；Co為 DG、儲能及線路每年的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用；Cbuy為配電網(wǎng)每年購電費(fèi)用；CEENS為配電網(wǎng)每年可靠性成本；Ce為配電網(wǎng)的年度環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用。

2.1.1 投資費(fèi)用

投資費(fèi)用主要包括DG投資費(fèi)用CDG、儲能裝置投資費(fèi)用CBS和配電網(wǎng)網(wǎng)架的投資費(fèi)用Cl。

2.1.2 年度運(yùn)行維護(hù)成本

年度運(yùn)行維護(hù)成本Co主要包括每年網(wǎng)絡(luò)損耗成本Closs和配電網(wǎng)線路、DG、儲能的維護(hù)費(fèi)用Cm。

2.1.1和2.1.2節(jié)各成本計(jì)算用到的相關(guān)參數(shù)取值如表1所示。

表1 各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)成本參數(shù)表Table 1 Parameters of economic costs

2.1.3 全年購電費(fèi)用

其中，Etotal為基于各類負(fù)荷時序特性求得的電網(wǎng)全年用電量；Edg為基于DG四季時序特性求得的DG全年可利用的發(fā)電量。

2.1.4 供電可靠性成本

每年的供電可靠性成本采用缺電損失成本進(jìn)行間接估算［11-12］。

其中，Ti為負(fù)荷節(jié)點(diǎn)i的故障平均停電持續(xù)時間；CRi為節(jié)點(diǎn)i每kW負(fù)荷單位停電時間對應(yīng)的停電損失費(fèi)用，各類用戶停電損失［13］如表 2所示；PLi為負(fù)荷節(jié)點(diǎn)i的負(fù)荷大小。

表2 停電損失費(fèi)用參數(shù)Table 2 Parameters of outage cost

假設(shè)每條支路都安裝可靠性為100%的熔斷器保護(hù)，保證發(fā)生故障負(fù)荷節(jié)點(diǎn)不影響其他負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的正常運(yùn)行。由式（7）可得到節(jié)點(diǎn)i的故障時間。

其中，λj和γj分別為第j段線路的故障率和故障平均停電時間；λDGi和γDGi分別為節(jié)點(diǎn)i處DG的故障率和故障平均停電時間；γ=min（γj，γDGi）表示含 DG節(jié)點(diǎn)的故障恢復(fù)時間；Aij為任意節(jié)點(diǎn)i從電網(wǎng)獲取電能所經(jīng)過的支路j構(gòu)成的矩陣A中第i行第j列元素，由0、1表示節(jié)點(diǎn)i與支路j的關(guān)聯(lián)性；Ω為含有DG的負(fù)荷節(jié)點(diǎn)集。

2.1.5 年度環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用

環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用一般包括以下兩方面的費(fèi)用：①環(huán)境的損失費(fèi)用，包括由于污染所引起的環(huán)境質(zhì)量下降和過分消耗自然資源所引起的生態(tài)環(huán)境破壞產(chǎn)生的費(fèi)用；②排放污染物所受到的罰款。

其中，M為傳統(tǒng)發(fā)電排放污染氣體的種類數(shù)；Kk為傳統(tǒng)火電廠單位電量產(chǎn)生第k種污染物的排放強(qiáng)度（kg／（MW·h））；Vk為第 k 種污染氣體環(huán)境價(jià)值折價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（元／kg）；Rk為第k種污染氣體排放征收價(jià)格（元 ／kg）。

各參數(shù)具體取值見表3。

表3 環(huán)境污染補(bǔ)償成本參數(shù)表Table 3 Parameters of environmental pollution compensation costs

2.2 約束條件

a.功率約束：

b.電壓約束：

c.DG安裝容量約束：

d.荷電狀態(tài)約束：

其中，PLi和QLi分別為節(jié)點(diǎn)i的有功和無功負(fù)荷；PDGi和QDGi分別為節(jié)點(diǎn)i的DG的有功和無功出力；Ui、Uj分別為節(jié)點(diǎn) i、j的電壓幅值；Gij和 Bij為網(wǎng)絡(luò)導(dǎo)納；θij為節(jié)點(diǎn)i和j的電壓相角差；分別為節(jié)點(diǎn)i的最高和最低電壓；SWGimax、SPVimax分別為在節(jié)點(diǎn)i處風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電的最大安裝容量；SOCmax=1、SOCmin=0分別表示儲能荷電狀態(tài)的上、下限值。

3 基于時序特性的規(guī)劃優(yōu)化策略與算法求解

3.1 等效負(fù)荷與儲能裝置協(xié)調(diào)優(yōu)化策略

本文假設(shè)風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的輸出功率在1 h內(nèi)恒定，將一年8760 h分為春夏秋冬四季，在4個季節(jié)中分別選取典型日，以24 h為一周期進(jìn)行研究。根據(jù)式（1）計(jì)算節(jié)點(diǎn)i在t時刻的節(jié)點(diǎn)等效負(fù)荷Pei（t）。其中，PWG（t）、PPV（t）分別為單位容量的風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電在t時刻的輸出功率；Pip（t）為節(jié)點(diǎn)i等效負(fù)荷的平均值。

等效負(fù)荷Pei（t）與儲能裝置協(xié)調(diào)優(yōu)化，當(dāng)?shù)刃ж?fù)荷曲線瞬時減少時，儲能裝置存儲多余的能量；當(dāng)?shù)刃ж?fù)荷瞬時增加時，儲能裝置釋放能量。儲能裝置一要保證配電網(wǎng)潮流的單向流通，二要平抑DG接入配電網(wǎng)后負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的波動性。節(jié)點(diǎn)i的等效負(fù)荷與儲能裝置的協(xié)調(diào)優(yōu)化策略如下。

（1）保證配電網(wǎng)的單向潮流。

Pei（t）＜0時，負(fù)荷需求小于 DG 出力，蓄電池需要存儲多余電能，蓄電池充電。

（2）平抑負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的波動性。

Pei（t）＞0時，負(fù)荷需求大于 DG 出力，蓄電池根據(jù)判據(jù)①—④判斷充放電狀態(tài)。

①若 Pei（t）遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于等效負(fù)荷平均值 Pip（t），即Pei（t）處于低谷階段，此時蓄電池需存儲電能，以備在負(fù)荷高峰時釋放。 若滿足 Pei（t）+Pc≤Pip（t），則蓄電池充電，Pc為蓄電池的充電功率。

②若 Pei（t）稍小于等效負(fù)荷平均值 Pip（t），此時蓄電池是否充電取決于蓄電池充電后，是否有利于平抑等效負(fù)荷的波動性。 若滿足，則蓄電池充電，表示Pei（t）在其平均值的波動范圍系數(shù)。

③若 Pei（t）遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于等效負(fù)荷平均值 Pip（t），即Pei（t）處于用電高峰階段，此時蓄電池釋放電能。若滿足 Pei（t）-Pf≥Pip（t），則蓄電池放電，Pf為蓄電池的放電功率。

④若 Pei（t）稍大于等效負(fù)荷平均值 Pip（t），此時蓄電池是否放電取決于蓄電池放電后，是否有利于平抑等效負(fù)荷的波動性。 若滿足，則蓄電池放電。

（3）由上述步聚得到春夏秋冬的儲能充放電功率，確定儲能充放電設(shè)備的功率 PBS=max［Pcx，Pfx］，Pcx、Pfx的下標(biāo) x 取 1、2、3、4 分別表示蓄電池在春、夏、秋、冬的充、放電功率。

（4）儲能蓄電池容量 SBS=max（Pcxtcx，Pfxtfx），其中，tcx、tfx分別為蓄電池每天的充、放電小時數(shù)。

3.2 粒子群優(yōu)化算法求解

本文基于3.1節(jié)負(fù)荷、DG、儲能的協(xié)調(diào)優(yōu)化策略，建立了含有風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電及蓄電池儲能裝置的并網(wǎng)接入位置和容量的規(guī)劃模型。模型采用粒子群優(yōu)化算法進(jìn)行求解。

a.粒子群優(yōu)化算法的速度更新和位置更新公式如下：

其中，下標(biāo)d表示粒子維數(shù)；ω為慣性權(quán)重；r1、r2為均勻分布在［0，1］區(qū)間的隨機(jī)數(shù)；c1、c2為學(xué)習(xí)因子，通常取為粒子i第t次迭代所經(jīng)歷的最好位置；為所有粒子所經(jīng)歷的最好位置；分別為粒子 i第 t次迭代的速度、位置，［-vmax，vmax］、［xmin，xmax］分別為速度和位置更新的范圍。

b.選址定容模型采用粒子群算法求解的步驟如下。

Step 1：輸入氣象資料、季節(jié)天數(shù)和配電網(wǎng)原始數(shù)據(jù)。

Step 2：設(shè)定粒子群迭代次數(shù)和粒子數(shù)，并初始化粒子群。

Step 3：根據(jù)3.1節(jié)儲能規(guī)劃研究的方法，計(jì)算各節(jié)點(diǎn)4個季節(jié)典型日各時刻的等效負(fù)荷值，并求解蓄電池在不同季節(jié)各時段的最佳運(yùn)行方式。

Step 4：將含有DG的節(jié)點(diǎn)模型等效成PV節(jié)點(diǎn)，采用前推回代法進(jìn)行潮流計(jì)算。計(jì)算適應(yīng)度函數(shù)，采用罰函數(shù)法處理不滿足約束條件的解。

Step 5：進(jìn)行個體尋優(yōu)，粒子本次目標(biāo)函數(shù)最小值所對應(yīng)的位置向量為最優(yōu)解，與上次目標(biāo)函數(shù)值比較，兩者較小者對應(yīng)的解為當(dāng)前個體最優(yōu)解。

Step 6：速度更新、位置更新。

Step 7：進(jìn)行全局尋優(yōu)。本次循環(huán)最優(yōu)解與當(dāng)前最優(yōu)解進(jìn)行比較，兩者較小為最新全局最優(yōu)解。

Step 8：若滿足搜索終止條件或達(dá)到最大搜索次數(shù)，輸出最優(yōu)結(jié)果；否則，繼續(xù)Step 2進(jìn)行循環(huán)，同時搜索迭代次數(shù)加1。

4 算例分析

本文對含有14個節(jié)點(diǎn)、13條支路的10 kV輻射型網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行DG、儲能的選址定容規(guī)劃。拓?fù)鋱D如圖4所示，參數(shù)如表4所示。節(jié)點(diǎn)0處為35 kV／10 kV變電站10 kV側(cè)的出線?？蛇x擇支路線型1為LGJ-50，線型2為LGJ-70，線路建造費(fèi)用分別為5.5萬元／km和7.2萬元／km。規(guī)劃方案壽命周期取20 a。設(shè)備可靠性參數(shù)［14］如表5所示。本文基于時序特性含儲能裝置的DG規(guī)劃有6種規(guī)劃方案，如表6所示。

由圖4得到該配電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)與支路的可靠性關(guān)聯(lián)矩陣A。

圖4 IEEE 13節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)拓?fù)鋱DFig.4 Topology of IEEE 13-bus distribution network

表4 節(jié)點(diǎn)及線路數(shù)據(jù)Table 4 Parameters of nodes and lines

表5 設(shè)備可靠性參數(shù)Table 5 Parameters of equipment reliability

表6 規(guī)劃方案Table 6 Planning schemes

A為14行13列的矩陣，矩陣中若第i行中第j列為1表示節(jié)點(diǎn)i-1從電網(wǎng)獲取電能經(jīng)過支路j，若為0則表示不經(jīng)過。例如，A的第9行表示，節(jié)點(diǎn)8獲取電能需要經(jīng)過的支路號為1、2、8。即支路1、2、8影響節(jié)點(diǎn)8的供電可靠性。

4.1 各方案選址定容結(jié)果和各項(xiàng)成本的情況

采用本文提出的負(fù)荷、DG、儲能協(xié)調(diào)優(yōu)化的策略，通過粒子群優(yōu)化算法，對表6中6種方案進(jìn)行DG、儲能選址定容規(guī)劃。得到各方案的規(guī)劃結(jié)果如表7所示，線型選擇如表8所示，對應(yīng)方案的各項(xiàng)成本的情況如表9所示。

表7 安裝位置及容量Table 7 Location and capacity of DGs and BSs

表8 考慮時序特性的支路線型Table 8 Branch types when timing characteristics are considered

表9 規(guī)劃方案費(fèi)用Table 9 Costs of planning schemes

表9中，方案3的CBS（790.72萬元）包括564.81萬元蓄電池的構(gòu)建費(fèi)用和225.91萬元的充放電設(shè)備的構(gòu)建費(fèi)用。方案6的CBS（493.85萬元）包括343.24萬元蓄電池的構(gòu)建費(fèi)用和150.61萬元充放電設(shè)備的構(gòu)建費(fèi)用。

4.2 結(jié)果分析

4.2.1 考慮時序特性與不考慮時序特性的方案比較

方案1和4、方案2和5、方案3和6，兩兩之間具有相同的DG和儲能規(guī)劃要求，方案1、2、3不考慮時序特性，方案4、5、6考慮時序特性。

①由表9可以看出，考慮時序特性的方案4、5、6的網(wǎng)絡(luò)損耗費(fèi)用Closs、購電費(fèi)用Cbuy、環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用Ce明顯對應(yīng)小于不考慮時序特性的方案1、2、3。原因是在不考慮負(fù)荷時序特性時，負(fù)荷需求按最大負(fù)荷計(jì)算，用電量比較大，造成方案1、2、3的購電費(fèi)用和環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用以及網(wǎng)絡(luò)損耗費(fèi)用比較大。由此可見，考慮時序特性的規(guī)劃方案更具有經(jīng)濟(jì)性。

②由表7和表9可以看出，方案3儲能的充放電設(shè)備的功率（0.45MW）、安裝費(fèi)用 CBS（790.72 萬元）明顯高于方案6儲能的充放電設(shè)備的功率（0.3 MW）、安裝費(fèi)用CBS（493.8萬元），這是因?yàn)榉桨?是在充分考慮了DG、負(fù)荷的時序特性的基礎(chǔ)上，通過對等效負(fù)荷和儲能裝置進(jìn)行協(xié)調(diào)優(yōu)化，確定儲能裝置的充放電設(shè)備的功率及蓄電池的容量。因此方案6可以在不過多安裝儲能及保證配電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性的前提下，達(dá)到最好的優(yōu)化效果。由此可見，考慮時序特性對儲能裝置優(yōu)化配置規(guī)劃的重要性。

綜合上述①和②，不考慮DG和負(fù)荷的時序特性的規(guī)劃方案1、2、3不僅與真實(shí)運(yùn)行情況不相符而且規(guī)劃結(jié)果經(jīng)濟(jì)性差。因此最優(yōu)方案應(yīng)該在考慮時序特性的方案4、5、6中選取。

4.2.2 在考慮時序特性的方案中選取最優(yōu)方案

①比較表9中方案5和方案6的DG可利用的發(fā)電量Edg，可以得到方案5的DG出力滲透率為（4 844.68÷21675.1）×100%≈22.35%，方案 6的DG出力滲透率為（5954.05÷21675.1）×100%≈27.47%，方案6比方案5提高了約5%。這表明儲能和等效負(fù)荷（負(fù)荷、DG出力）的協(xié)調(diào)優(yōu)化，減小了負(fù)荷曲線的波動性（見圖5），提高了DG出力的滲透率。同時，DG滲透率越大，環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用和購電費(fèi)用就越少。由此可見，儲能裝置和DG、負(fù)荷協(xié)調(diào)優(yōu)化不僅可以提高DG出力在配電網(wǎng)中的滲透率，也可以提高配電網(wǎng)規(guī)劃的經(jīng)濟(jì)性。

由圖5不難看出，方案6的節(jié)點(diǎn)等效負(fù)荷曲線的波動性明顯減小。由此可見負(fù)荷、DG及儲能裝置協(xié)調(diào)優(yōu)化的有效性。

圖5 方案6春季儲能優(yōu)化前后時序特性曲線Fig.5 Timing characteristic curves of Scheme 6，before and after storage optimization in spring

②比較表9中方案4、5、6的可靠性成本 CEENS可以看出，含有DG的方案5和6的可靠性成本明顯低于方案4，這是因?yàn)镈G和儲能接入配電網(wǎng)可以減少負(fù)荷節(jié)點(diǎn)的故障停電時間和降低停電損失的電量，所以DG、儲能可以提高配電網(wǎng)的供電可靠性。

綜上所述，方案6雖然增加了儲能的投資成本，但儲能與負(fù)荷、DG的協(xié)調(diào)優(yōu)化，提高了DG發(fā)電的滲透率，降低了購電成本、可靠性成本、環(huán)境污染補(bǔ)償成本，使配電網(wǎng)每年的綜合成本達(dá)到最小。因此最終選取方案6作為最優(yōu)方案。

5 結(jié)論

本文基于DG和負(fù)荷的時序特性，考慮配電網(wǎng)的投資成本、運(yùn)行成本、購電費(fèi)用、可靠性成本和環(huán)境污染補(bǔ)償費(fèi)用的綜合成本等年值，對負(fù)荷和儲能裝置進(jìn)行協(xié)調(diào)優(yōu)化，建立了DG和儲能選址定容的規(guī)劃模型，并采用粒子群優(yōu)化算法進(jìn)行求解得到最優(yōu)的規(guī)劃方案。主要結(jié)論如下：

a.考慮時序特性的規(guī)劃方案更符合負(fù)荷和DG的實(shí)際運(yùn)行情況，且充分考慮負(fù)荷、DG的時序特性，更有利于規(guī)劃安裝的儲能裝置得到充分的利用；

b.負(fù)荷與儲能裝置的協(xié)調(diào)優(yōu)化可以有效地減緩節(jié)點(diǎn)等效負(fù)荷的波動性，是提高DG出力滲透率、含DG的配電網(wǎng)規(guī)劃方案的經(jīng)濟(jì)性的有效措施。

本文提出的負(fù)荷與儲能裝置協(xié)調(diào)優(yōu)化的策略實(shí)現(xiàn)了負(fù)荷、DG、儲能時序上的良好互補(bǔ)；將其應(yīng)用到DG和儲能裝置的選址定容的規(guī)劃模型中，得到了配電網(wǎng)綜合成本等年值最優(yōu)的規(guī)劃方案；充分驗(yàn)證了規(guī)劃模型和計(jì)算方法的正確性和有效性。

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