計(jì)及需求響應(yīng)和儲(chǔ)能技術(shù)發(fā)展的未來區(qū)間電力流規(guī)模分析

唐 健，李浩志，謝小榮

（1.國(guó)網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司，內(nèi)蒙古呼和浩特 010010；2.電力系統(tǒng)及發(fā)電設(shè)備控制與仿真國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（清華大學(xué)電機(jī)系），北京 100084）

0 引言

隨著我國(guó)電力工業(yè)的快速發(fā)展，我國(guó)已逐漸形成了7 大區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)、全球規(guī)模第一的電力系統(tǒng)。能源資源和電力負(fù)荷的地域分布不均決定了西電東送是我國(guó)能源運(yùn)輸?shù)幕靖窬諿1-2]。自21 世紀(jì)初將西電東送列入“十五”規(guī)劃以來，我國(guó)區(qū)間輸電通道容量迅速增長(zhǎng)，區(qū)域電網(wǎng)之間的聯(lián)系不斷加強(qiáng)。西電東送戰(zhàn)略為東部負(fù)荷密集區(qū)域的經(jīng)濟(jì)發(fā)展提供了電力保障，實(shí)現(xiàn)了能源資源的優(yōu)化配置[3]。由于近年來我國(guó)西部地區(qū)用電需求增速已高于東部，東部地區(qū)分布式能源不斷發(fā)展，東西部源-荷逆向分布未來有緩解趨勢(shì)。同時(shí)，西部地區(qū)新增大量風(fēng)電和光伏等可再生能源發(fā)電?？稍偕茉春拓?fù)荷的不確定性降低了通道利用率和可再生能源消納率[4-5]，增加了系統(tǒng)安全穩(wěn)定性投資。西北地區(qū)部分可再生能源發(fā)電基地的建設(shè)進(jìn)一步增大了西電東送的輸電距離，將影響西部向東部送電的經(jīng)濟(jì)性[6]。因此，應(yīng)當(dāng)充分考慮可再生能源比例升高的影響，分析區(qū)間電力流規(guī)模的發(fā)展趨勢(shì)，保障電力供應(yīng)并提高電網(wǎng)建設(shè)的經(jīng)濟(jì)性。

對(duì)電網(wǎng)和電力流進(jìn)行科學(xué)規(guī)劃是高效利用電力的前提，目前有很多相關(guān)研究提出了有效的規(guī)劃方法。文獻(xiàn)[7]依照我國(guó)的能源開發(fā)現(xiàn)狀和儲(chǔ)量，對(duì)送端富裕資源和受端缺額分別進(jìn)行匹配，以成本最低為優(yōu)化目標(biāo)得到電力流和電源布局。文獻(xiàn)[8]考慮了可再生能源并網(wǎng)的技術(shù)約束，用博弈論和遺傳算法計(jì)算風(fēng)光火打捆輸送的電源規(guī)劃。文獻(xiàn)[9]基于負(fù)荷和出力時(shí)序曲線，建立了全球能源互聯(lián)網(wǎng)的電力流優(yōu)化模型。但部分現(xiàn)有的電力流規(guī)劃采用確定性模型，僅考慮最大裝機(jī)容量和最大負(fù)荷的匹配，忽略了可再生能源出力和負(fù)荷波動(dòng)的不確定性[10]。為考慮其影響，本文提出的模型采用了負(fù)荷和可再生能源的典型曲線。目前關(guān)于電力系統(tǒng)未來發(fā)展的研究中，很多文獻(xiàn)著重考慮了可再生能源、儲(chǔ)能和需求響應(yīng)的影響。比如文獻(xiàn)[11]對(duì)儲(chǔ)能、需求響應(yīng)和超導(dǎo)技術(shù)進(jìn)行了建模，分析電力系統(tǒng)演化的結(jié)果。在分區(qū)域的負(fù)荷和能源數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上，依次對(duì)電源和電網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)化。文獻(xiàn)[12]對(duì)高比例可再生能源下的電力系統(tǒng)靈活性進(jìn)行了定義和評(píng)估，除了傳統(tǒng)的電源裝機(jī)、需求響應(yīng)和儲(chǔ)能技術(shù)也是重要的靈活性資源。文獻(xiàn)[13]綜合考慮了需求響應(yīng)和儲(chǔ)能技術(shù)的作用，建立了聯(lián)合優(yōu)化模型，驗(yàn)證了需求響應(yīng)和儲(chǔ)能技術(shù)對(duì)于風(fēng)電消納的促進(jìn)作用。但是在區(qū)間電力流的分析中，相關(guān)研究較少考慮需求響應(yīng)和儲(chǔ)能的影響。本文對(duì)區(qū)間電力流的未來規(guī)模進(jìn)行研究，考慮需求響應(yīng)和儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)展，并基于區(qū)域電網(wǎng)的預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析。

本文在已有研究基礎(chǔ)上，構(gòu)建了區(qū)間電力流優(yōu)化模型。將該模型應(yīng)用于6 個(gè)區(qū)域電網(wǎng)的算例分析，結(jié)果表明在合理配置電力流、考慮可再生能源、儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)的條件下，能有效削減2035年我國(guó)新增區(qū)間輸電通道容量需求。該研究對(duì)優(yōu)化輸電通道建設(shè)，促進(jìn)我國(guó)電網(wǎng)未來發(fā)展的安全性和經(jīng)濟(jì)性有一定的指導(dǎo)意義。

1 區(qū)間電力流的發(fā)展歷程及建模

1.1 我國(guó)區(qū)間電力流的發(fā)展歷程及現(xiàn)狀

我國(guó)區(qū)間電力流整體表現(xiàn)為西電東送，20 世紀(jì)90 年代西電東送初步形成北、中、南通道雛形，進(jìn)入21 世紀(jì)后正式列入“十五”規(guī)劃，確定了從北到南的三通道架構(gòu)[1-2]。其中北通道主要為山西、蒙西送電京津冀，還有黃河上游水電、陜西、寧夏送華北和華東；中通道主要為川渝地區(qū)水電送往華中華東地區(qū)，西北地區(qū)向華中、江浙送電；南通道主要為云南、貴州向廣東送電。西電東送工程的建設(shè)及特高壓技術(shù)的發(fā)展進(jìn)一步擴(kuò)大了跨區(qū)跨省輸電通道容量，增強(qiáng)了區(qū)域電網(wǎng)之間的聯(lián)系。截至2020 年，已經(jīng)形成了額定容量約為7 000 ×104kW 的北通道，16 000×104kW 的中通道，4 000×104kW 的南通道，全年跨省跨區(qū)送電量約2.1×108kWh。西電東送輸電通道容量變化趨勢(shì)如圖1 所示。然而，據(jù)統(tǒng)計(jì)，部分區(qū)間聯(lián)網(wǎng)通道利用小時(shí)數(shù)和最大電力交換占額定容量的比例尚有較大提升空間。

圖1 西電東送工程1999—2020年容量變化Fig.1 Transmission capacity from West to East in 1999-2020

1.2 多區(qū)域互聯(lián)電網(wǎng)模型

區(qū)域電網(wǎng)的互聯(lián)關(guān)系可用圖2 描述。

圖2 區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)關(guān)系Fig.2 Interconnections of regional power grids

圖2 中D1，……，Dn表示各區(qū)域電網(wǎng)，Pij為區(qū)域Di向Dj之間的交換功率，單向箭頭代表送端、受端電網(wǎng)之間的潮流方向，雙向箭頭代表通過背靠背直流連接的雙向電力流動(dòng)。根據(jù)功率流入流出關(guān)系可將區(qū)域電網(wǎng)可大致分為3 類：只有電力送出的為送端；既有電力送入也有電力送出的為送受端；僅有電力送入的為受端。在各區(qū)域電力平衡和現(xiàn)有連接關(guān)系的基礎(chǔ)上，對(duì)區(qū)間輸電通道的新增容量進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算。

2 基于現(xiàn)有容量和電源預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)的未來電力流優(yōu)化模型與求解

2.1 目標(biāo)函數(shù)

為了提高輸電通道的運(yùn)行效率和電網(wǎng)建設(shè)的經(jīng)濟(jì)性，應(yīng)合理規(guī)劃新增輸電通道的容量。新增輸電通道容量決定于各區(qū)域間輸送電力需求的最大值。因此以新增區(qū)間輸電通道容量最小為目標(biāo)，建立目標(biāo)函數(shù)：

式中：t為時(shí)段編號(hào)，每個(gè)時(shí)段15 min，1 d 可劃分為96 個(gè)時(shí)段；Pij（t）為t時(shí)刻區(qū)域Di向Dj送電的功率；Pij0為區(qū)域Di向Dj送電的已有通道容量；Sij為區(qū)域Di向Dj送電通道的新增容量；Pijn（t）為t時(shí)刻通過新增通道交換的功率。

2.2 約束條件

在前期研究中，對(duì)最大負(fù)荷和電源的空間布局進(jìn)行了預(yù)測(cè)。結(jié)合各區(qū)域的資源和用電現(xiàn)狀，設(shè)置負(fù)荷、風(fēng)電和光伏的每日時(shí)間序列曲線為既定約束，然后添加以下4 類約束條件。

1）電力平衡

電力系統(tǒng)內(nèi)發(fā)電功率和負(fù)荷功率需要實(shí)時(shí)平衡，區(qū)域電網(wǎng)的發(fā)電功率由兩部分組成，即區(qū)內(nèi)發(fā)電和區(qū)外凈送入電力[13]。圖2 中單個(gè)區(qū)域電網(wǎng)Di的平衡方程為：

式中：Pload（t）為負(fù)荷功率；Ploss（t）為損耗功率，包含網(wǎng)損、棄風(fēng)和棄光功率，棄風(fēng)、棄光功率僅在送端區(qū)域考慮；Pgen（t）為區(qū)內(nèi)電網(wǎng)的發(fā)電功率；Pgrid（t）為區(qū)外凈送入功率（正值為送入，負(fù)值則為送出）。

區(qū)內(nèi)發(fā)電和區(qū)外送入功率為：

式中：Pc（t）為火電機(jī)組發(fā)電功率；Ph（t）為水電機(jī)組發(fā)電功率；Pw（t）為風(fēng)電機(jī)組發(fā)電功率；Ps（t）為光伏機(jī)組發(fā)電功率；Pb（t）為儲(chǔ)能技術(shù)功率；Pdr（t）為需求響應(yīng)技術(shù)功率；∑[Pji(t)+Pjin(t)]為區(qū)域Di總受電功率；∑[Pik(t)+Pikn(t)]為區(qū)域Di總送電功率。

棄風(fēng)、棄光功率為：

式中：Pwloss（t）為棄風(fēng)功率；Psloss（t）為棄光功率；ηw為棄風(fēng)率；ηs為棄光率。

2）常規(guī)機(jī)組

水電、火電和核電機(jī)組為常規(guī)機(jī)組，運(yùn)行約束包括出力上下限約束、爬坡約束，其數(shù)學(xué)表達(dá)式為：

式中：Pc,min和Ph,min為火電和水電機(jī)組出力下限；Pc,max和Ph,max為火電和水電機(jī)組出力上限；ΔPc,min和ΔPh,min為火電和水電機(jī)組的最大下調(diào)量；ΔPc,max和ΔPh,max為火電和水電機(jī)組的最大上調(diào)量；Δt為時(shí)間間隔。

3）儲(chǔ)能

儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)均能起到削峰填谷的作用，促進(jìn)對(duì)可再生能源的消納，增強(qiáng)本地電網(wǎng)的平衡能力[14-16]。儲(chǔ)能主要起到對(duì)部分負(fù)荷進(jìn)行平移的作用。目前大規(guī)模應(yīng)用前景較好的是抽水蓄能和電池儲(chǔ)能設(shè)備，均滿足能量存儲(chǔ)上下限約束，充放電功率上限約束，平衡約束。

能量?jī)?chǔ)存上下限約束如式（6）所示：

式中：Wb(t)為儲(chǔ)能設(shè)備儲(chǔ)存的能量，不超過其上限Wb,max。

功率約束如式（7）所示：

式中：Pbi,max和Pbo,max為儲(chǔ)能設(shè)備充電功率上限和放電功率上限。

充放電過程中能量平衡和首末時(shí)刻能量變化約束如式（8）和式（9）所示：

式中：Wb0和Wbt分別為首末時(shí)段儲(chǔ)存的能量。

4）需求響應(yīng)

電力系統(tǒng)的負(fù)荷可以分為可轉(zhuǎn)移負(fù)荷、可中斷負(fù)荷和可平移負(fù)荷[17]，利用需求響應(yīng)技術(shù)對(duì)負(fù)荷資源進(jìn)行管理，可以直接改變負(fù)荷曲線，減少區(qū)外電力需求[18]。激勵(lì)型需求響應(yīng)通過經(jīng)濟(jì)補(bǔ)貼對(duì)用戶進(jìn)行激勵(lì)，通常包括直接負(fù)荷控制、可中斷負(fù)荷和緊急需求響應(yīng)[19-20]。本文模型中將需求響應(yīng)的作用分別考慮為削減負(fù)荷和平移負(fù)荷。

式中：Pdrs(t)為平移負(fù)荷的部分；Pdrc(t)為削減負(fù)荷的部分。

調(diào)節(jié)上下限約束、平移型需求響應(yīng)的平衡約束為：

式中：Pdrc,min和Pdrc,max為削減負(fù)荷的功率下限和上限；Pdrs,min和Pdrs,max為平移負(fù)荷的功率下限和上限。

2.3 優(yōu)化模型

以新增通道容量最小為目標(biāo)函數(shù)，添加電力平衡、常規(guī)機(jī)組約束、儲(chǔ)能和需求響應(yīng)等約束條件，建立區(qū)間聯(lián)網(wǎng)規(guī)模最優(yōu)模型：

2.4 模型求解

由于Sij是區(qū)域間交換電力功率的最大值，引入松弛變量Sn，使得

將式（14）中的優(yōu)化計(jì)算簡(jiǎn)化為線性規(guī)劃問題。借助MATLAB 的Yalmip 工具箱和Gurobi 軟件可以實(shí)現(xiàn)對(duì)優(yōu)化模型的快速求解，求解采用的求解算法為對(duì)偶單純形方法。然后比較有無需求響應(yīng)和儲(chǔ)能技術(shù)的結(jié)果，并對(duì)需求響應(yīng)規(guī)模、儲(chǔ)能容量和可再生能源比例變動(dòng)進(jìn)行分析。

3 算例分析

為了驗(yàn)證式（14）的優(yōu)化模型，算例采用國(guó)家電網(wǎng)6 個(gè)區(qū)域電網(wǎng)的2035 年預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)，6 個(gè)區(qū)域分別是華東、華北、華中、西北、西南和東北地區(qū)，數(shù)據(jù)主要包括2035 年、2050 年區(qū)域最大負(fù)荷和各類型裝機(jī)容量，2020 年區(qū)域電網(wǎng)間聯(lián)網(wǎng)通道容量，輸入數(shù)據(jù)詳見表1—表3。

表1 預(yù)測(cè)的國(guó)家電網(wǎng)2035年裝機(jī)容量及最大負(fù)荷Table 1 Predicted generation capacity and maximum load of power grids in 2035 ×104 kW

表2 預(yù)測(cè)的國(guó)家電網(wǎng)2035年儲(chǔ)能設(shè)備裝機(jī)容量Table 2 Predicted energy storage capacity of power grids in 2035 ×104 kW

表3 國(guó)網(wǎng)經(jīng)營(yíng)區(qū)2020年區(qū)間聯(lián)網(wǎng)通道容量Table 3 Capacity of interconnected chanels runned by State Grid Corp.in 2020 ×104 kW

3.1 新增通道容量需求優(yōu)化計(jì)算結(jié)果

對(duì)6 個(gè)區(qū)域2020—2035 年新增通道容量需求進(jìn)行求解，結(jié)果如表4 所示。

表4 2035年新增通道容量需求（無儲(chǔ)能、需求響應(yīng)）Table 4 Capacity increment of power transmission in 2035（without demand response and energy storage）×104 kW

2035 年各區(qū)域間新增輸電通道容量需求總計(jì)為7 428×104kW，2035 年通道容量相較2020 年增加30%。其中送端區(qū)域典型日棄風(fēng)率為1.07%，棄光率為6.89%。輸入數(shù)據(jù)中，華北地區(qū)2035 年本地裝機(jī)比較充足，電源裝機(jī)容量為最大負(fù)荷的156%，因此通道容量需求較低；新增通道容量送端集中在西北、西南地區(qū)。

3.2 儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)的影響

在2035 年模型中添加儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)后進(jìn)行優(yōu)化求解，其中儲(chǔ)能設(shè)備容量采用2035 年預(yù)測(cè)結(jié)果，削減型需求響應(yīng)比例為峰值負(fù)荷的1%，平移型為峰值負(fù)荷的3%。

結(jié)果表明，2035 年僅有西南-華中通道存在新增容量需求150×104kW，其它區(qū)域無新增，總量降低為未應(yīng)用儲(chǔ)能和需求響應(yīng)時(shí)的2%，大幅削減了通道容量需求，使得2020—2035 年通道容量增長(zhǎng)相對(duì)放緩。根據(jù)輸入數(shù)據(jù)，2035 年總裝機(jī)的38%為風(fēng)電和光伏。在儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)作用下，典型日棄風(fēng)棄光率下降為0.91%和3.15%，明顯促進(jìn)了送端區(qū)域的可再生能源消納。在當(dāng)前場(chǎng)景下，圖3（a）和圖3（b）分別表示抽水蓄能和電池儲(chǔ)能設(shè)備的能量曲線，可以根據(jù)前后時(shí)刻的能量判斷充放電狀態(tài)。其中，抽水蓄能設(shè)備較好地表現(xiàn)出削峰填谷的特性；電池儲(chǔ)能設(shè)備由于存儲(chǔ)容量相對(duì)較小、調(diào)節(jié)速度快，在負(fù)荷高峰時(shí)段出力在充放電狀態(tài)之間較為頻繁地切換。

圖3 華東地區(qū)儲(chǔ)能設(shè)備能量曲線Fig.3 Energy curve of energy storage devices in East China

需求響應(yīng)對(duì)負(fù)荷曲線的作用效果見圖4。l1-l3依次為原負(fù)荷曲線，削峰后的負(fù)荷曲線，平移負(fù)荷后的曲線。l1-l2 反映了對(duì)可中斷負(fù)荷的處理效果，對(duì)峰值負(fù)荷進(jìn)行了削減，l2-l3 反映了對(duì)可平移負(fù)荷的處理效果，平移了部分峰值時(shí)段負(fù)荷到低谷時(shí)段。

圖4 應(yīng)用需求響應(yīng)后的負(fù)荷曲線Fig.4 Load curve with the demand response applied

進(jìn)一步分析儲(chǔ)能和需求響應(yīng)對(duì)單個(gè)區(qū)域電網(wǎng)的區(qū)外電力需求峰值的影響。計(jì)算華中、華東和華北地區(qū)的Pgrid（t）最大值，結(jié)果如表5 所示。未應(yīng)用儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)時(shí)，華中、華東和華北地區(qū)區(qū)外電力需求峰值之和為21 137×104kW，原因在于負(fù)荷高峰時(shí)段的光伏、風(fēng)電出力相對(duì)較低；應(yīng)用儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)后，區(qū)外電力需求峰值縮減為13 123×104kW，為應(yīng)用前的48.5%，峰值明顯下降。

表5 區(qū)域電網(wǎng)的區(qū)外電力需求峰值Table 5 Maximum external power demand of regional power grid ×104 kW

3.3 不同場(chǎng)景下新增通道容量的優(yōu)化結(jié)果

以3.1 節(jié)輸入數(shù)據(jù)為中等場(chǎng)景，在無儲(chǔ)能和需求響應(yīng)的情況下，分析最大負(fù)荷變動(dòng)對(duì)新增通道容量需求的影響，結(jié)果如表6 所示。

表6 最大負(fù)荷變化的新增通道容量需求Table 6 Increased channel capcuity demand with maximum load variation

當(dāng)最大負(fù)荷全部下降5%，新增通道容量需求降低為1 932×104kW，降為中等場(chǎng)景的26%；最大負(fù)荷增加5%，新增通道容量需求變?yōu)?3 370×104kW，增加了中等場(chǎng)景的80%。因此最大負(fù)荷對(duì)新增通道容量需求影響顯著，考慮儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)削減峰荷的作用，可以降低新增通道容量需求。

然后對(duì)儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)應(yīng)用情況變動(dòng)分別進(jìn)行分析?；鶞?zhǔn)場(chǎng)景設(shè)置為：表2 中的儲(chǔ)能設(shè)備預(yù)測(cè)值，削減負(fù)荷比例為1%，平移負(fù)荷比例為3%；基準(zhǔn)場(chǎng)景即為表7 中的中等場(chǎng)景。分別改變需求響應(yīng)中削減、平移負(fù)荷的比例和儲(chǔ)能設(shè)備中抽水蓄能、電池儲(chǔ)能設(shè)備的容量，與中等場(chǎng)景的結(jié)果對(duì)比。

表7 不同場(chǎng)景下的新增通道容量需求Table 7 Increased channel capacity demand under different scenarios

在儲(chǔ)能高速發(fā)展場(chǎng)景或高需求響應(yīng)比例的情況下均能實(shí)現(xiàn)2020—2035 年通道容量無新增需求。即使需求響應(yīng)和儲(chǔ)能容量發(fā)展不足預(yù)期，相較于未應(yīng)用時(shí)依然能大幅降低區(qū)間通道容量需求。因此在規(guī)劃2020—2035 年電網(wǎng)建設(shè)時(shí)，應(yīng)當(dāng)充分考慮應(yīng)用儲(chǔ)能和需求響應(yīng)的影響，明確技術(shù)路線，在考慮安全冗余的情況下避免未來可能出現(xiàn)的輸電通道閑置。

其它類型電源不變，改變風(fēng)電和光伏裝機(jī)容量，求得可再生能源比例變化時(shí)的新增通道容量需求結(jié)果如表8。低比例場(chǎng)景比中等場(chǎng)景增加需求61×104kW，中等場(chǎng)景比高比例場(chǎng)景減少150×104kW。提高可再生能源比例，可再生能源裝機(jī)容量增加，大幅減少了區(qū)外來電，縮減了新增通道容量需求。因此，在靈活性電源配置充足情況下，增加可再生能源裝機(jī)容量有利于降低中、東部地區(qū)的區(qū)外來電需求，儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)可以促進(jìn)較高比例的可再生能源消納，提高對(duì)可再生能源的利用率[21]。

表8 可再生能源比例變化的新增通道容量需求Table 8 Increased channel capacity demand under different renewable energy

3.4 成本分析

當(dāng)電源規(guī)模確定的情況下，為分析儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性，可以對(duì)西部地區(qū)發(fā)輸電成本與東部地區(qū)儲(chǔ)能、需求響應(yīng)的成本進(jìn)行比較。激勵(lì)型需求響應(yīng)的成本主要包括提供給電力用戶的價(jià)格補(bǔ)償，如浙江省約定削峰價(jià)格約為2 元/kWh[22]；儲(chǔ)能設(shè)備和輸電通道的成本主要包括項(xiàng)目初始投資和運(yùn)行維護(hù)成本。文獻(xiàn)[6]中考慮光伏發(fā)電、升降壓和直流輸電線路全周期成本的度電成本為1.13 元/kWh。抽水蓄能成本約為0.25 元/kWh[23]，鋰電池儲(chǔ)能成本約為1.25 元/kWh[24]。當(dāng)前僅抽水蓄能有明顯的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)，但隨著電力需求響應(yīng)市場(chǎng)化的發(fā)展和儲(chǔ)能材料的進(jìn)步，遠(yuǎn)期到2035 年，儲(chǔ)能和需求響應(yīng)成本都有較大下降空間[25]，相較于建設(shè)輸電通道具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié)論

為研究未來區(qū)間電力流的發(fā)展趨勢(shì)，本文在回顧西電東送發(fā)展趨勢(shì)的基礎(chǔ)上提出了以新增區(qū)間輸電通道容量最小為目標(biāo)的優(yōu)化模型；最后輸入預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)求解了我國(guó)區(qū)域電網(wǎng)的實(shí)際算例，結(jié)果表明：可再生能源和負(fù)荷波動(dòng)對(duì)區(qū)域電網(wǎng)的區(qū)外電力需求有顯著影響；需求響應(yīng)和儲(chǔ)能技術(shù)能夠適當(dāng)減小新增輸電通道容量需求，避免過度建設(shè)；還可以促進(jìn)可再生能源消納，在高比例可再生能源場(chǎng)景下滿足電力平衡要求，建議發(fā)展可再生能源發(fā)電的同時(shí)適當(dāng)加大對(duì)儲(chǔ)能和需求響應(yīng)技術(shù)的投入。本文所建模型考慮了未來電源、負(fù)荷和新技術(shù)的發(fā)展，望能為跨區(qū)輸電通道規(guī)劃和投資提供參考。