緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃優(yōu)化方法

龔賢夫，盧洵，劉新苗，周姝燦，陳鴻琳，程鑫

(1. 廣東電網(wǎng)有限責任公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心，廣州510620；2. 廣東電網(wǎng)有限責任公司，廣州510620)

0 引言

隨著社會經(jīng)濟的發(fā)展和城市化水平的提高，對電力的安全可靠供應(yīng)要求也越來越高。然而受制于土地資源、環(huán)境保護等因素，負荷中心地區(qū)電網(wǎng)工程的建設(shè)往往存在投資造價高、施工難度大等問題，導致部分規(guī)劃項目難以落地，產(chǎn)生網(wǎng)絡(luò)阻塞問題。所謂網(wǎng)絡(luò)阻塞是指由于電力網(wǎng)絡(luò)本身容量的限制，不能滿足所希望的供電計劃的狀態(tài)，主要是指系統(tǒng)在正常運行和事故狀態(tài)下的線路或主變的有功越限情況[1]。儲能的“移峰填谷”能力可將間歇式能源發(fā)電時在棄電時段的電能進行時空平移到非棄電時段，同時安裝位置靈活[2 - 4]，因此在理論上具備解決原有輸配電線路或者變電站重過載的技術(shù)能力，降低電網(wǎng)工程建設(shè)困難和供電安全可靠要求之間的矛盾，從而起到緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的作用[5]。

2017年，國家發(fā)改委、國家能源局等五部門聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》[6]，明確了儲能是提升傳統(tǒng)電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性和安全性的重要手段，要著力推進儲能提升能源電力系統(tǒng)靈活性穩(wěn)定性應(yīng)用示范。此后，江蘇、河南、湖南等一批百兆瓦級儲能電站相繼建成投產(chǎn)[7]。然而，目前電網(wǎng)側(cè)儲能仍存在應(yīng)用價值難以量化評估、投資回報率低等一系列問題，隨著《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》[8]的出臺，要求儲能設(shè)施不能納入輸配電價定價成本，電網(wǎng)側(cè)儲能項目由爆發(fā)式增長進入暫緩建設(shè)期。2019年，國家發(fā)改委、科技部等四部門進一步印發(fā)《貫徹落實<關(guān)于促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見>2019—2020年行動計劃》[9]，強調(diào)要明確電網(wǎng)側(cè)儲能規(guī)劃建設(shè)原則，規(guī)范引導電力系統(tǒng)儲能健康有序發(fā)展?！半娏ㄔO(shè)，規(guī)劃先行”，開展緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能的規(guī)劃方法研究具有現(xiàn)實意義。

關(guān)于儲能應(yīng)用規(guī)劃問題，國內(nèi)外研究機構(gòu)已經(jīng)取得了一定的成果。文獻[10 - 13]針對大規(guī)模新能源的快速發(fā)展，提出了考慮儲能的分層優(yōu)化規(guī)劃方法，將儲能系統(tǒng)的規(guī)劃問題和運行問題進行了有機結(jié)合，具有很好的啟發(fā)性；另外，文獻[14 - 16]針對配網(wǎng)和微電網(wǎng)的分布式光伏配置儲能的配置、規(guī)劃及風光儲協(xié)同優(yōu)化配置進行了研究并給出規(guī)劃模型。文獻[17]為彈性配電網(wǎng)規(guī)劃了可移動式儲能并進行優(yōu)化。文獻[18 - 19]針對臺風等極端自然災(zāi)害對電力系統(tǒng)造成的危害，從提高電網(wǎng)抵御故障能力出發(fā)，研究了保證災(zāi)害中重要負荷不間斷供電的配電網(wǎng)儲能規(guī)劃方法。文獻[20]針對傳統(tǒng)變電站擴建方式導致主變利用效率較低的問題，提出了一種緩解變電站擴建的儲能運行方法，主要側(cè)重于建立儲能的經(jīng)濟運行模型。文獻[21]以儲能緩解電網(wǎng)負荷波動為背景，建立了儲能的多目標優(yōu)化模型。文獻[22]針對區(qū)域供電線路故障會使部分線路出現(xiàn)短時擁塞導致的切機切負荷問題，研究了多功能復(fù)合儲能優(yōu)化配置方法，從功率需求和能量需求兩方面進行了有益嘗試?？梢钥闯?，目前的成果大多仍側(cè)重于系統(tǒng)運行優(yōu)化，如何將儲能作為傳統(tǒng)電網(wǎng)投資的替代方案，形成緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃優(yōu)化方法這一方面的研究還相對較少。

基于此，本文對緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃優(yōu)化方法進行了研究。首先根據(jù)負荷中心地區(qū)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，按照“縱向梳理、橫向整合”的方式將網(wǎng)絡(luò)進行斷面劃分，針對各斷面依次開展儲能規(guī)劃優(yōu)化。其次，提出了緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃優(yōu)化模型，采用粒子群算法對模型進行求解，并制定了規(guī)劃優(yōu)化流程。最后，通過對粵港澳大灣區(qū)某負荷中心地區(qū)實際系統(tǒng)開展算例分析，與采用傳統(tǒng)電網(wǎng)規(guī)劃方案的效益進行對比，驗證了本文所提方法的有效性，可為儲能系統(tǒng)規(guī)劃提供參考，并作為電網(wǎng)規(guī)劃的補充和完善。

1 網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)及斷面劃分

電網(wǎng)規(guī)劃應(yīng)遵循分層分區(qū)的原則，以確定網(wǎng)絡(luò)的薄弱環(huán)節(jié)，避免投資的重疊和交錯[23 - 24]。緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃也應(yīng)當堅持這一原則，明確投資方向，對癥下藥。根據(jù)各級電網(wǎng)存在的問題宜由本級電網(wǎng)規(guī)劃解決的思路，有必要按照“縱向梳理、橫向整合”對網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)進行斷面劃分。

縱向梳理：即按照電壓等級將網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)“自下而上”進行斷面劃分，以實現(xiàn)上下電網(wǎng)儲能優(yōu)化的解耦。

橫向整合：即將影響同一電壓等級電網(wǎng)規(guī)劃的影響因素進行整合，然后針對本級斷面存在的問題進行儲能規(guī)劃優(yōu)化研究。

以圖1來簡化表示負荷網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)及斷面劃分方式。其中：A1為區(qū)域主供的500 kV變電站，A2為相鄰供電區(qū)的500 kV變電站；B1、B2為區(qū)域主供的220 kV變電站，正常方式下合環(huán)運行，并通過A2—B2線路提供事故備用；C1為區(qū)域主供的110 kV變電站，正常方式下與C2開環(huán)運行，并通過線路C2—C1提供事故備用；D1為向用戶供電的10 kV臺區(qū)。圖1所示的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)可分為3個斷面：斷面S1由C1變電站經(jīng)過10 kV主干線路直接供電負荷中心地區(qū)D1；斷面S2由B1變電站向主供斷面S1的變電站C1提供電源；斷面S3由A1變電站向主供斷面S2的環(huán)網(wǎng)A1—B1—B2—A1提供電源。

圖1 網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)及斷面劃分簡化示意圖Fig.1 Simplified schematic diagram of network structure and power flow interfaces

按照“縱向梳理、橫向整合”的規(guī)劃思路，先針對斷面S1進行研究，以確定是否需要以及需要配置何等規(guī)模的儲能以緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞；然后針對斷面S2進行研究，并將斷面S1的規(guī)劃成果作為邊界條件進行更新，以確定斷面S2需要配置的儲能方案；依次類推，直至完成所有斷面的儲能規(guī)劃優(yōu)化配置。

2 緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃優(yōu)化模型

2.1 優(yōu)化目標函數(shù)

從緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的角度出發(fā)，為達到希望的供電計劃，儲能規(guī)劃優(yōu)化配置既要滿足電力供應(yīng)的安全性和可靠性，同時還應(yīng)具備一定的經(jīng)濟性，否則采用傳統(tǒng)的電網(wǎng)規(guī)劃方法增加變電容量或線路輸送能力以獲取更高的效益。從不同角度出發(fā)儲能的收益成本模式會有差異，為便于問題的研究，本文從全社會效益出發(fā)，綜合現(xiàn)有研究思路，提出緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃優(yōu)化目標函數(shù)為：

(1)

式中：CES(X)為儲能的投資與維護成本；CLoss(X)為系統(tǒng)阻塞成本；BES(X)為儲能的充放電收益；G(X)為等式約束集；H(X)為不等式約束集。

為表述簡便、清晰，本節(jié)所有目標函數(shù)及約束條件的相關(guān)變量及表述僅示意本級斷面的內(nèi)容，與上、下級斷面在表述上不再區(qū)分。

X為儲能規(guī)劃優(yōu)化模型的決策變量，有：

X=[pes,1,pes,2,…,pes,t,…,pes,T],?t∈T

(2)

式中：pes,t為負荷高峰或低谷t時段儲能充放電功率；T為時間周期。

上述目標函數(shù)中，儲能的投資與維護成本與儲能容量優(yōu)化相關(guān)，屬于規(guī)劃問題；系統(tǒng)阻塞成本、充放電收益與儲能充放電策略相關(guān)，屬于運行問題。研究表明儲能的規(guī)劃與運行是相互影響的，統(tǒng)籌儲能規(guī)劃是為了保證系統(tǒng)正常運行，而儲能運行過程中又可以影響到下一步儲能設(shè)備的規(guī)劃方面。

為統(tǒng)一時間尺度，根據(jù)儲能的使用壽命計算CES(X)的年平均成本，此時決策變量X主要由負荷在高峰或低谷時段儲能充放電功率pes,t所決定，放電時pes,t取正值、充電時pes,t取負值，模型中以年負荷時間曲線來計算儲能的全壽命周期費用，進一步分析得到儲能配置經(jīng)濟性優(yōu)化結(jié)果。

儲能的日投資與維護成本可表示為：

(3)

(4)

式中：EES(X)為優(yōu)化的儲能額定容量；PES(X)為優(yōu)化的儲能額定功率，根據(jù)儲能充放電功率決策變量X求取，并作為規(guī)劃優(yōu)化模型的結(jié)果輸出；γ為貼現(xiàn)率；n為儲能使用壽命，a；Td為儲能年運行天數(shù)；Cy為第y年儲能固定投資成本；c1為儲能系統(tǒng)單位容量成本，元/kWh；c2為儲能系統(tǒng)運維成本，元/(kWh·a)；c3為儲能系統(tǒng)單位功率成本，元/kW。

系統(tǒng)阻塞成本可表示為：

(5)

(6)

式中：PL(X)為由儲能充放電功率決策變量X計算得到的斷面潮流；Pload,t、PG,t、Ploss,t分別為t時刻斷面內(nèi)負荷需求、電源出力和網(wǎng)損；Plim為斷面潮流限值；m為時間周期T內(nèi)斷面潮流PL(X)>αPlim的窗口總數(shù)；Lj為第j個時間窗口單位停電損失費用；α為預(yù)控負荷比例(即調(diào)度運行允許線路或者主變控制的最高負載率)，且α≤1。根據(jù)控制指標α來確定發(fā)生網(wǎng)絡(luò)阻塞時，儲能系統(tǒng)將斷面潮流控制在多少負載以內(nèi)。當儲能規(guī)劃優(yōu)化目標函數(shù)與傳統(tǒng)的電網(wǎng)規(guī)劃方法計算結(jié)果相同時，可得到臨界條件下的儲能規(guī)劃優(yōu)化方案。

儲能的充放電收益可表示為：

(7)

(8)

2.2 約束條件

等式約束集G(X)主要包括儲能功率與容量約束、儲能荷電狀態(tài)遞推約束、系統(tǒng)潮流約束等。其中儲能功率與容量約束、儲能荷電狀態(tài)遞推約束為：

(9)

PES(X)=max(pes,t),?t∈T

(10)

(11)

式中：SSOCM、SSOCm分別為儲能最大允許荷電狀態(tài)、最小允許荷電狀態(tài)；ΔT為1個放電(充電)周期的計算時段；Δt為計算時段時間間隔；Et為在t時刻的儲能剩余容量。系統(tǒng)潮流約束屬于常規(guī)約束條件，在此不再贅述。

不等式約束集H(X)主要包括儲能充放電功率約束、儲能荷電狀態(tài)約束、節(jié)點電壓約束、電源出力約束等。

-PES(X)≤pes,t≤PES(X),?t∈T

(12)

SSOCm×EES(X)≤Et≤SSOCM×EES(X),?t∈T

(13)

Uk,min≤Uk,t≤Uk,max,?t∈T

(14)

Pg,min≤Pg,t≤Pg,max,?t∈T

(15)

Qg,min≤Qg,t≤Qg,max,?t∈T

(16)

0≤Pw,t≤Pw,t,pr+ΔPw,t,pr,?t∈T

(17)

0≤Pv,t≤Pv,t,pr+ΔPv,t,pr,?t∈T

(18)

式中：Uk,t、Uk,min、Uk,max分別為節(jié)點k在t時刻節(jié)點電壓、電壓下限、電壓上限；Pg,t、Pg,min、Pg,max分別為發(fā)電機g在t時刻有功功率的出力、下限和上限；Qg,t、Qg,min、Qg,max分別為發(fā)電機g在t時刻無功功率的出力、下限和上限；Pw,t、Pw,t,pr、 ΔPw,t,pr分別為風電w在t時刻有功功率的出力、預(yù)測值和預(yù)測誤差值；Pv,t、Pv,t,pr、 ΔPv,t,pr分別為光伏v在t時刻有功功率的出力、預(yù)測值和預(yù)測誤差值。

2.3 臨界儲能規(guī)劃優(yōu)化方案的確定

在實際的電網(wǎng)規(guī)劃過程中，決策者往往還希望知道在何種條件下，利用儲能緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞和采用傳統(tǒng)的電網(wǎng)規(guī)劃方法增加變電容量或線路輸送能力可以獲得相同的目標函數(shù)，因此計算臨界的儲能規(guī)劃優(yōu)化方案具有現(xiàn)實意義。

以解決系統(tǒng)阻塞問題為導向，則系統(tǒng)阻塞成本是目標函數(shù)的主導因素，從式(5)—(6)可以看出，在不同預(yù)控負荷比例α下可得到不同的儲能規(guī)劃優(yōu)化結(jié)果。α越小，阻塞潮流計算的起始點越低，優(yōu)化得到的儲能額定功率和額定容量越大；反之，則阻塞潮流計算的起始點越高，優(yōu)化得到的儲能額定功率和額定容量越小。根據(jù)這一條件，采用固定步長調(diào)整α進行數(shù)值計算，記傳統(tǒng)的電網(wǎng)規(guī)劃方法目標函數(shù)為ftrad，當ftrad處于相鄰的α1和α2計算得到的儲能規(guī)劃優(yōu)化目標函數(shù)值f(α1)、f(α2)之間時，即：

(19)

此時可用差值法近似計算臨界預(yù)控負荷比例αcr。

(20)

然后再將αcr代入式(1)即可計算得到臨界儲能規(guī)劃優(yōu)化方案。需要注意的是，當取任一α時均有ftrad

3 模型求解方法及規(guī)劃流程

如前所述，以式(1)為優(yōu)化目標，并考慮相關(guān)約束條件后，本文所構(gòu)建的儲能規(guī)劃優(yōu)化模型利用儲能“高放低充”特性，使得斷面潮流限制在預(yù)控負荷內(nèi)，解決網(wǎng)絡(luò)阻塞的多決策變量經(jīng)典優(yōu)化問題。本文選擇在電力系統(tǒng)優(yōu)化過程中被廣泛使用的粒子群算法[25]進行求解。

具體的規(guī)劃流程如圖2所示，步驟如下。

步驟1：按照負荷中心地區(qū)網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，自下而上劃分N個斷面，并令i=1。

步驟2：給定預(yù)控負荷比例α，設(shè)置阻塞潮流計算起始值；給定粒子群算法參數(shù)，初始化粒子群的位置和速度，根據(jù)粒子信息生成儲能規(guī)劃優(yōu)化決策變量；更新潮流計算數(shù)據(jù)。

步驟3：計算各粒子目標函數(shù)值，更新個體最優(yōu)解和群體最優(yōu)解，更新粒子位置和速度；判斷是否滿足粒子群算法終止條件，若是執(zhí)行下一步，若否則重復(fù)步驟3。

步驟4：生成儲能規(guī)劃最優(yōu)決策變量，計算對應(yīng)預(yù)控負荷比例下的儲能規(guī)劃優(yōu)化方案；判斷是否完成所有預(yù)控負荷比例下的儲能規(guī)劃優(yōu)化，若是執(zhí)行下一步，若否則調(diào)整預(yù)控負荷比例后執(zhí)行步驟2。

步驟5：比較各預(yù)控負荷比例下的儲能規(guī)劃優(yōu)化目標函數(shù)f(α)與傳統(tǒng)的電網(wǎng)規(guī)劃方法目標函數(shù)ftrad，判斷是否存在f(α)

步驟6：若i

圖2 模型求解方法及流程Fig.2 Solving method and process of the model

4 算例分析

采用粵港澳大灣區(qū)某負荷中心地區(qū)電網(wǎng)進行算例分析。為增強算例的適應(yīng)性，對網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)進行了簡化和假定，如圖3所示。該地區(qū)負荷發(fā)展成熟，峰谷差較大，傳統(tǒng)基建項目實施較困難，同時已有變電站內(nèi)具備布置儲能系統(tǒng)的地理條件。按照自下而上進行斷面劃分的思路，共劃分為3個斷面。

1) 斷面1主要由110 kV站HZ-C2經(jīng)10 kV F13支線供電(含1號變壓器、2號變壓器、3號變壓器、4號變壓器等)。根據(jù)電力需求預(yù)測，典型工作日高峰負荷為6.8 MW，區(qū)內(nèi)無電源布局，該斷面潮流限值為6.39 MW。

2) 斷面2由220 kV站HZ-B3經(jīng)同塔雙回線路向C1-C2供電區(qū)供電，其中HZ-C1站為T接方式。HZ-C3—HZ-C2線路為HZ-C2站提供事故備用。根據(jù)電力需求預(yù)測，典型工作日高峰負荷為181.8 MW(含斷面1負荷)，區(qū)內(nèi)含1座額定功率50 MW的熱電廠HZ-S，該斷面潮流限值為125 MW。

3) 斷面3主要由500 kV站HZ-A1經(jīng)HZ-A1—HZ-B3—HZ-B2—HZ-B1—HZ-A1環(huán)網(wǎng)供電，其中220 kV站HZ-B3通過HZ-B4—HZ-B3線路由相鄰的500 kV站HZ-A2提供事故備用。根據(jù)電力需求預(yù)測，典型工作日高峰負荷為901.8 MW(含斷面1、斷面2負荷)，區(qū)內(nèi)主要電源為接入斷面2的熱電廠HZ-S，該斷面潮流限值為1 180 MW。

圖3 某負荷中心地區(qū)簡化電網(wǎng)結(jié)構(gòu)圖Fig.3 Simplified grid structure of a load center

4.1 斷面1儲能規(guī)劃優(yōu)化方案

根據(jù)第3節(jié)緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃流程，按照自下而上的方法，算例系統(tǒng)首先對斷面1進行儲能規(guī)劃優(yōu)化。搭建地區(qū)電力系統(tǒng)潮流計算模型，根據(jù)典型工作日電力需求數(shù)據(jù)以及電源出力數(shù)據(jù)，得到各時段斷面1潮流曲線如圖4所示。從圖中可以看出，在14：00—17：00、19：00—21：00時段斷面潮流均超過熱穩(wěn)極限。

圖4 典型工作日斷面1潮流曲線Fig.4 Power flow of interface 1 at typical workday

表1給出了算例使用的鋰電池系統(tǒng)參數(shù)，表2給出了不同時間窗口下的停電損失費用[26]。

表1 電池儲能參數(shù)Tab.1 Parameters of the battery energy storage

表2 單位停電損失費用Tab.2 Unit loss cost caused by power failure

峰谷電價的執(zhí)行標準為：1)高峰電價為1.040 3元/kWh，高峰時段為14：00—17：00、19：00—22：00；2)平段電價為0.630 5元/kWh，平段時段為08：00—14：00、17：00—19：00、22：00—24：00；3)低谷電價為0.315 3元/kWh，低谷時段為00：00—08：00。優(yōu)化過程中設(shè)置粒子數(shù)為20個，最大迭代次數(shù)為400次，取α為95%～100%時，得到斷面1的儲能規(guī)劃優(yōu)化方案及其目標函數(shù)如表3所示。每個α值下重復(fù)5次以上的尋優(yōu)操作，結(jié)果均能穩(wěn)定準確地收斂到表3結(jié)果附近，說明粒子群算法對本文所提模型具有良好的適用性。

表3 不同α值下儲能規(guī)劃優(yōu)化結(jié)果Tab.3 Optimization results of energy storage planning under different α

從表3的優(yōu)化結(jié)果來看，當α最小時，阻塞潮流計算的起始點為6.07 MW，此時阻塞潮流計算的起始點較低，為降低系統(tǒng)阻塞成本，儲能優(yōu)化的結(jié)果傾向于配置更高規(guī)模的功率和容量，因此其目標函數(shù)最大；當α為1時，阻塞潮流計算的起始點即為斷面極限6.39 MW，儲能配置結(jié)果較小，此時系統(tǒng)按照100%的潮流控制斷面，儲能優(yōu)化的結(jié)果傾向于配置相對較低規(guī)模的功率和容量，因此其目標函數(shù)最小。

根據(jù)地市供電局電網(wǎng)規(guī)劃的成果，由于該斷面屬于城市中心成熟居民和商業(yè)區(qū)域，新建架空線路難度很大。據(jù)測算新建設(shè)一回長度為5.9 km、截面積為300 mm2的10 kV電纜線路投資總額約693萬元，按照25 a運行期并考慮年2.5%的運維成本后，投資等年值約73.3萬元/a，據(jù)此傳統(tǒng)電網(wǎng)規(guī)劃方案目標函數(shù)為ftrad=2 538.9元/d。

利用式(19)—(20)，取α1=97%和α2=96%進行計算，得到αcr=96.6%。并將αcr值重新代入式(1)進行優(yōu)化，得到臨界規(guī)劃優(yōu)化方案，其中儲能額定功率為0.93 MW、額定容量為4.30 MWh，目標函數(shù)為2 536.2元/d，與傳統(tǒng)電網(wǎng)規(guī)劃方案基本一致，說明采用差值法近似計算在工程上可行。臨界儲能規(guī)劃優(yōu)化方案下的斷面1潮流和儲能充放電功率曲線如圖5所示，粒子群算法收斂曲線如圖6所示。

從圖5—6可知，斷面1配置儲能緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的最小規(guī)模為0.74 MW/2.64 MWh，臨界規(guī)模為0.93 MW/4.30 MWh。

圖5 臨界方案下潮流優(yōu)化曲線及儲能充放電功率Fig.5 Power flow and charging and discharging power of energy storage under critical scheme

圖6 算法收斂曲線Fig.6 Convergence curve of the algorithm

4.2 斷面2儲能規(guī)劃優(yōu)化方案

根據(jù)儲能規(guī)劃流程，對斷面2進行儲能規(guī)劃優(yōu)化配置時，需將斷面1的儲能規(guī)劃優(yōu)化配置方案作為邊界條件。此處以臨界儲能規(guī)劃優(yōu)化方案進行潮流數(shù)據(jù)更新，由此得到典型工作日各時段斷面2潮流曲線如圖7所示。在09：00—12：00、14：00—18：00兩個時段斷面潮流超過熱穩(wěn)極限。

圖7 典型工作日斷面2潮流曲線Fig.7 Power flow of interface 2 on typical workday

利用4.1節(jié)相關(guān)參數(shù)，取α為100%時，對斷面2的儲能規(guī)劃方案進行優(yōu)化，得到儲能額定功率為16.8 MW、額定容量為77.8 MWh，目標函數(shù)為55 674.4元/d。如采用傳統(tǒng)電網(wǎng)規(guī)劃的方式，新建一回長度為12 km、截面積為630 mm2的110 kV電纜線路，按照粵港澳大灣區(qū)電纜造價控制線，則投資總額約6 864萬元，按照25年運行期并考慮每年2.5%的運維成本后，投資等年值約為726萬元/a，據(jù)此可得傳統(tǒng)電網(wǎng)規(guī)劃方案目標函數(shù)為ftrad=34 622.7元/d。

根據(jù)上節(jié)的優(yōu)化結(jié)果分析，當α<100%時目標函數(shù)值均大于55 674元/d，即取任一α時均有ftrad

4.3 斷面3儲能規(guī)劃優(yōu)化方案

與4.2節(jié)類似，對斷面3進行儲能規(guī)劃優(yōu)化配置時，需將斷面1、斷面2的規(guī)劃優(yōu)化方案作為邊界條件更新潮流計算數(shù)據(jù)，從而得到典型工作日斷面3各時段的潮流曲線，如圖8所示。從圖中可以看出，斷面3供電能力較強，高峰負荷時刻仍存在一定的裕度，因此暫無需對斷面3進行儲能規(guī)劃優(yōu)化配置。

圖8 典型工作日斷面3潮流曲線Fig.8 Power flow curve of interface 3 on typical workday

綜合以上分析，算例系統(tǒng)用于緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的的規(guī)劃方案對比結(jié)果如表4所示。建議斷面1內(nèi)配置容量為0.74 MW/2.64 MWh～0.93 MW/4.30 MWh的儲能，斷面2、斷面3則不建議配置儲能。

表4 算例系統(tǒng)緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的規(guī)劃方案對比Tab.4 Comparison of the planning schemes to alleviate network congestion in different cases

5 結(jié)論

本文提出了緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能規(guī)劃優(yōu)化方法，通過對粵港澳大灣區(qū)某負荷中心實際系統(tǒng)的算例分析，得到以下結(jié)論。

1)為確定網(wǎng)絡(luò)的薄弱環(huán)節(jié)，避免投資的重疊和交錯，應(yīng)堅持電網(wǎng)分層分區(qū)的原則，采用“縱向梳理、橫向整合”的方式進行斷面劃分，并逐步研究各斷面儲能緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的規(guī)劃優(yōu)化方案。

2)構(gòu)建的儲能規(guī)劃優(yōu)化模型綜合考慮了儲能的投資與維護成本、系統(tǒng)阻塞成本以及儲能充放電收益，將規(guī)劃問題和運行問題運行了整合。應(yīng)用粒子群算法進行了求解，結(jié)果表明算法可對本文所提模型進行有效優(yōu)化。

3)現(xiàn)有投資造價情況下，利用儲能緩解網(wǎng)絡(luò)阻塞的效益相對偏低。對于中低壓配網(wǎng)，當阻塞潮流設(shè)置點較高時，可以考慮建設(shè)儲能系統(tǒng)；對于高壓配電網(wǎng)及輸電網(wǎng)，則優(yōu)先考慮建設(shè)傳統(tǒng)電網(wǎng)項目。建議現(xiàn)階段優(yōu)先以中低壓配電網(wǎng)為主開展示范應(yīng)用研究。