計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的城市配網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)規(guī)劃調(diào)度

王 勇, 劉夢晨, 王 輝, 師 文, 岳園園, 羅 璇, 秦博宇

(1. 國網(wǎng)陜西省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院, 陜西 西安 710065; 2. 西安交通大學電氣工程學院, 陜西 西安 710049)

1 引言

“雙碳”目標對我國能源結(jié)構(gòu)和消費體系轉(zhuǎn)型升級提出了迫切要求[1]。電網(wǎng)作為能源轉(zhuǎn)型的核心組成部分,具有重大的減排責任[2]。在供能側(cè),大力發(fā)展太陽能、風能等新能源能夠有效降低化石能源等高碳排放能源占比;在用能側(cè),隨著制造業(yè)、交通、建筑等行業(yè)的電氣化水平不斷提高,不同種類的終端碳排放需求逐漸向電力行業(yè)轉(zhuǎn)移和匯聚[3]。配電網(wǎng)具備直面用戶的屬性,不僅在電能生產(chǎn)方面需要實現(xiàn)碳中和目標,而且提供高質(zhì)量電力服務(wù),能夠在推動用戶側(cè)能源消費升級和碳資產(chǎn)管理等方面發(fā)揮重要作用[4]。城市具備人口、經(jīng)濟高密度特性,城市配電網(wǎng)的低碳轉(zhuǎn)型需求迫切。

分布式新能源的大量接入將對配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定經(jīng)濟運行帶來挑戰(zhàn)[5]。分布式光伏、風電等由于自身發(fā)電機理限制,其出力隨著地理、氣候與時間等條件的改變而呈現(xiàn)波動性與隨機性,從而導致配電網(wǎng)中的電力潮流變化[6]。電力潮流的雙向流動使得配電網(wǎng)中“電源”與“負荷”之間的界限模糊化,較大程度地增加了配電網(wǎng)的復雜度[7]。由此,當分布式發(fā)電機組在配電網(wǎng)中接入的容量和位置不夠合理時,一方面會影響分布式機組接入點附近的用戶負荷,另一方面會對配電網(wǎng)的安全經(jīng)濟可靠運行產(chǎn)生威脅[8]。同時,由于自身發(fā)電出力的波動性與隨機性,分布式發(fā)電機組所發(fā)電能難以被有效利用,常被視為“垃圾電”,棄風棄光問題突出[9,10]。

儲能憑借自身雙向靈活功率特性,能夠有效解決分布式發(fā)電接入配電網(wǎng)帶來的安全穩(wěn)定運行問題[11]。文獻[12]提出了一種新的兩階段優(yōu)化框架,用于確定配電網(wǎng)中可調(diào)度分布式發(fā)電的最優(yōu)混合集成,從而同時達到技術(shù)、經(jīng)濟以及社會效益最大化。文獻[13]考慮較長時間內(nèi)光伏發(fā)電波動性與隨機性,構(gòu)建了用戶側(cè)分布式光儲規(guī)劃模型。文獻[14]提出了一種基于源-網(wǎng)-負荷協(xié)同的控制框架,以提高低碳能源高度滲透的有源配電網(wǎng)的電能質(zhì)量。文獻[15]提出了一種集成儲能系統(tǒng)的協(xié)調(diào)電壓控制方案,用于未來具有大型集群式低碳技術(shù)分布的配電網(wǎng),包括饋線和相位位置。文獻[16]討論了在低壓配電網(wǎng)中控制分布式存儲設(shè)備以防止過電壓和欠電壓的問題。但以上研究缺乏綜合考慮城市配電網(wǎng)低碳轉(zhuǎn)型需求,尚未系統(tǒng)分析城市配電網(wǎng)涉及變壓器重滿載等問題的儲能系統(tǒng)規(guī)劃調(diào)度。

本文基于對城市配電網(wǎng)低碳轉(zhuǎn)型需求、儲能系統(tǒng)功能定位分析,研究計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的城市配網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)規(guī)劃調(diào)度問題。首先,以“雙碳”目標為驅(qū)動,以促進城市配電網(wǎng)低碳轉(zhuǎn)型為核心,提出計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的儲能系統(tǒng)框架。其次,考慮儲能各類成本,構(gòu)建儲能容量優(yōu)化模型,以滿足源網(wǎng)荷儲的協(xié)同運行需求。再次,計及系統(tǒng)中儲能約束、配網(wǎng)潮流約束等條件,目標為系統(tǒng)綜合成本最低,構(gòu)建系統(tǒng)運行模型。然后,建立規(guī)劃-運行雙層模型并進行求解,為破除分布式新能源接入城市配網(wǎng)側(cè)產(chǎn)生的供電可靠性降低、網(wǎng)絡(luò)波動等問題提供一體化解決方案。最后,通過算例驗證本文所提優(yōu)化配置方案的有效性,并分析系統(tǒng)的經(jīng)濟效益。

2 計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的城市配網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)框架

構(gòu)建綠色低碳的新型電力系統(tǒng)目標的提出將促使配網(wǎng)中分布式電源的大規(guī)模接入。截至2021年底,我國分布式光伏累計裝機10 751萬kW,分布式風電累計裝機996萬kW,我國主要分布式能源裝機同比增長19.99%,分布式新能源裝機規(guī)模持續(xù)擴大[17]。然而,高比例分布式新能源滲透為配電網(wǎng)發(fā)展帶來新的挑戰(zhàn)。一方面,分布式新能源的廣泛接入將威脅配電網(wǎng)的安全和穩(wěn)定;另一方面,配電網(wǎng)的新能源消納能力弱,存在明顯棄風棄光現(xiàn)象。為創(chuàng)新高比例分布式新能源接入下配電網(wǎng)的低碳發(fā)展模式,結(jié)合城市配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)特點,提出計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的配網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)框架,系統(tǒng)框架示意圖如圖1所示。

圖1 計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的配網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)框架Fig.1 Framework of energy storage system for urban distribution network considering cooperative operation of generation, grid, load, and storage

從圖1可以看出,計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的配網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)主要包含儲能系統(tǒng)、分布式新能源、配電網(wǎng)、配電網(wǎng)負荷四個主體。分布式新能源發(fā)出的電能經(jīng)由城市配電網(wǎng)就近供給負荷,儲能系統(tǒng)憑借其靈活的雙向調(diào)節(jié)功率特性平滑新能源出力,同時提高配電網(wǎng)供電系統(tǒng)的可靠性。城市受限于人口與房屋建筑的高度密集,其新能源主要以分布式光伏發(fā)電為主,較少考慮風力發(fā)電機組的接入。將電化學儲能、儲熱、儲氣等多類型儲能系統(tǒng)配置于城市配電網(wǎng)側(cè),不僅能夠?qū)崿F(xiàn)新能源的大規(guī)模高效消納、推動配電網(wǎng)的源荷匹配;還能為配電網(wǎng)提供調(diào)頻調(diào)峰支撐,提升配電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行能力,推動配電網(wǎng)的低碳轉(zhuǎn)型,助力提升配電網(wǎng)綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟效益、社會效益。目前,儲氣、儲熱等技術(shù)受地理條件等因素限制,尚未在城市有規(guī)?；痉稇?yīng)用項目[18],因此選擇受地理位置限制小、成熟度高[19]的電化學儲能為儲能系統(tǒng)的主要研究對象,并開展儲能容量配置、優(yōu)化調(diào)度等相關(guān)研究。

3 計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的儲能系統(tǒng)容量配置雙層優(yōu)化模型

3.1 儲能系統(tǒng)容量優(yōu)化配置模型

3.1.1 優(yōu)化配置目標

城市配網(wǎng)側(cè)儲能配置目標為城市配電網(wǎng)系統(tǒng)的年綜合成本C最低,即:

minC=Cpur+Cbui+Cop+Com-Cre

(1)

式中,Cpur為儲能年等效購置成本;Cbui為儲能年等效建設(shè)成本;Cop為城市配電網(wǎng)系統(tǒng)的年等效運行成本;Com為儲能年維護成本;Cre為儲能年等效殘值費用。

(1)儲能年等效購置成本

儲能購置成本包括首次購置成本及更換成本:

Cpur=Cinit+Crep

(2)

式中,Cinit為儲能首次購置成本;Crep為儲能更換成本。

Cinit=(keiEr+kpiPr)r

(3)

式中,kei為儲能單位容量購置成本;kpi為儲能單位功率購置成本;Er為儲能容量;Pr為儲能功率;r為資金回收系數(shù),計算式為:

(4)

式中,α為資金折現(xiàn)率;Y為規(guī)劃運營年限。

(5)

式中,β為儲能更換次數(shù)序號;X為規(guī)劃運營期內(nèi)儲能更換次數(shù)總計。

(2)儲能年等效建設(shè)成本

施工建設(shè)成本主要分為儲能容量建設(shè)成本及功率建設(shè)成本:

Cbui=(kebEr+kpbPr)r

(6)

式中,keb為儲能單位容量建設(shè)成本;kpb為儲能單位功率建設(shè)成本。

(3)城市配電網(wǎng)系統(tǒng)年運行成本

由調(diào)度結(jié)果得系統(tǒng)日運行成本,則系統(tǒng)年運行成本為:

(7)

式中,Cop,d為系統(tǒng)日運行成本。

(4)儲能年維護成本

儲能系統(tǒng)的維護成本包括檢修、人力和維修等費用,即:

Com=komPr

(8)

式中,kom為儲能的單位功率年維護成本。

(5)儲能年等效殘值費用

儲能殘值費用由殘值率和購置成本決定,可表示為:

(9)

式中,μ為儲能殘值率。

3.1.2 優(yōu)化配置約束條件

儲能優(yōu)化配置涉及容量和功率約束。即:

(10)

3.2 計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的儲能系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型

計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的儲能系統(tǒng)調(diào)度需計及分布式光伏出力、配電網(wǎng)各節(jié)點負荷,考慮配電網(wǎng)系統(tǒng)運行各項成本,建立系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型,采用系統(tǒng)分析方法及最優(yōu)化技術(shù),在儲能容量固定的前提下確定儲能各時段出力功率。

3.2.1 優(yōu)化調(diào)度目標

為了充分提高新能源的消納利用率,減少配電網(wǎng)運行成本,以基于儲能的城市光儲配電網(wǎng)系統(tǒng)日運行成本Cop,d最小為優(yōu)化調(diào)度目標。即目標函數(shù):

minCop,d=Cbuy+Cab+Cenv-Csale

(11)

式中,Cbuy為系統(tǒng)購電成本;Cab為系統(tǒng)的棄光懲罰;Cenv為碳排放懲罰成本;Csale為配電網(wǎng)向負荷售電收益。

(1)系統(tǒng)購電成本

光伏發(fā)電出力受到天氣、太陽輻照等眾多環(huán)境因素的影響,具有隨機性、間歇性、不確定性等特點,同時隨著電力電子設(shè)備的高比例運用,配電網(wǎng)負荷變化也日趨靈活,其不確定性導致分布式新能源出力與負荷之間存在不平衡電量,這部分電量可通過儲能系統(tǒng)以及外部電網(wǎng)供給。系統(tǒng)的購電成本可表示為:

(12)

式中,N為運行調(diào)度時段總數(shù)量;Δt為最小的調(diào)度時間,Δt=24/N,假設(shè)每個Δt內(nèi)各主體功率均不變;Ptra,0(n)為第n時段同上級電網(wǎng)的交換功率,Ptra,0(n)為正時需向上級電網(wǎng)購入電力;kbuy,n為第n時段的電價。

(2)系統(tǒng)棄光懲罰

引入棄光懲罰因子從而提高光資源的利用率。棄光懲罰成本為:

(13)

式中,kab為棄光懲罰因子;Pab,i(n)為第i臺光伏機組在第n時段的棄光功率;I為分布式光伏機組個數(shù)。

(3)碳排放懲罰成本

碳排放懲罰成本為系統(tǒng)購入電量中的碳排放成本,即:

(14)

式中,kenv為電網(wǎng)單位電量碳排成本。

(4)配電網(wǎng)售電收益

配電網(wǎng)各支路節(jié)點向負荷用戶售電會獲得售電收益,即:

(15)

式中,ksale,n為第n時段配電網(wǎng)向負荷售電的分時電價;PL,i(n)為第i號節(jié)點在n時段的負荷功率;Nd為配電網(wǎng)節(jié)點數(shù)。

3.2.2 優(yōu)化調(diào)度約束條件

(1)功率平衡約束

考慮新能源出力、負荷預測值和儲能出力后得:

(16)

式中,Ppv,i(n)為第i臺光伏在n時段的預測出力;Pbat,s(n)為第s節(jié)點儲能在n時段出力,Pbat,s(n)為正值時儲能放電。同時有棄光功率約束:

Pab,i(n)≥0

(17)

(2)儲能系統(tǒng)運行約束

儲能充放電功率極限為:

-Pli≤Pbat,s(n)≤Pli

(18)

式中,Pli為儲能充放電功率上限值。

儲能荷電狀態(tài)(State Of Charge,SOC)由剩余電量S(n)、配置容量Er決定,即:

(19)

則有儲能容量約束:

(20)

為確保儲能循環(huán)工作,有:

S(0)=S(N)

(21)

式中,S(0)為調(diào)度初始儲能電量;S(N)為調(diào)度結(jié)束儲能電量。

儲能電量S(n)計算式為:

(22)

式中,ξC為儲能充電效率;ξD為儲能放電效率。

(3)緩解重滿載線路約束

為針對部分線路的重滿載問題,考慮將重滿載線路直接配置部分規(guī)模儲能,緩解該節(jié)點的重滿載問題,根據(jù)要求:

PL,a(n)≤0.8Pmax

(23)

式中,PL,a(n)為第a號重滿載節(jié)點在n時段的負荷功率;Pmax為變壓器允許的最大負荷。

(4)電網(wǎng)潮流安全約束

計及聯(lián)絡(luò)線運行限值,設(shè)置聯(lián)絡(luò)線功率約束:

-Ptra,up≤Pline,i(n)≤Ptra,down

(24)

式中,Pline,i(n)為第i條支路在n時段的功率;Ptra,up為聯(lián)絡(luò)線向上級電網(wǎng)的最大輸送功率;Ptra,down為聯(lián)絡(luò)線向配電網(wǎng)的最大傳輸功率。

3.3 計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的儲能系統(tǒng)規(guī)劃運行雙層優(yōu)化

3.3.1 計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的儲能系統(tǒng)雙層優(yōu)化模型

同時考慮儲能系統(tǒng)容量優(yōu)化配置問題與風儲系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度問題,構(gòu)建了規(guī)劃-運行雙層優(yōu)化模型。如式(25)所示,外層為規(guī)劃層,決策變量為儲能系統(tǒng)配置容量和配置功率,目標函數(shù)為儲能綜合成本最低,考慮了儲能系統(tǒng)購置建設(shè)、系統(tǒng)運行維護以及回收殘值等費用,約束條件為儲能的配置容量和配置功率限制。內(nèi)層為運行層,決策變量為儲能系統(tǒng)輸出功率、分布式新能源功率、儲能系統(tǒng)剩余電量以及配電網(wǎng)支路潮流,目標為配網(wǎng)運行成本最低,考慮了系統(tǒng)購電、棄風和環(huán)境成本,約束條件為功率平衡、儲能運行及潮流安全約束。

(25)

3.3.2 雙層模型轉(zhuǎn)換方法

上述雙層模型分別對規(guī)劃層及運行層進行了建模。然而這種通過在迭代過程中傳遞上、下層參數(shù)的方法降低了求解效率。因此,需要關(guān)聯(lián)統(tǒng)一模型的上、下層,從而轉(zhuǎn)為單層模型,操作如下:

規(guī)劃層運行成本關(guān)聯(lián)表示為:

(26)

同時,運行層儲能荷電狀態(tài)由剩余電量與規(guī)劃層配置容量決定,儲能功率限值由規(guī)劃層配置功率決定,即:

(27)

由此,單層模型可表示為:

(28)

本文構(gòu)建的配網(wǎng)側(cè)儲能系統(tǒng)優(yōu)化配置模型屬于混合整數(shù)線性規(guī)劃問題,可在Matlab中使用Gurobi求解器求解。

4 算例分析

4.1 算例設(shè)置

以IEEE33系統(tǒng)為例,將三臺額定容量為600 kW、300 kW、300 kW的光伏機組置于30節(jié)點、14節(jié)點以及17節(jié)點,儲能位于1號節(jié)點,布置于上級聯(lián)絡(luò)節(jié)點變壓器的10 kV電壓側(cè),節(jié)點1與外部電網(wǎng)相連,32節(jié)點變壓器存在重滿載問題,在該位置與下級電網(wǎng)相連的變壓器位置布置儲能,緩解變壓器的重滿載問題。其基本結(jié)構(gòu)如圖2所示,系統(tǒng)基準功率10 MW,基準電壓12.66 kV,網(wǎng)絡(luò)總有功功率5 084.26 kW。

圖2 IEEE 33節(jié)點配電系統(tǒng)Fig.2 IEEE 33-node power distribution system

系統(tǒng)聯(lián)絡(luò)線波動懲罰成本系數(shù)、棄風懲罰成本系數(shù)采用文獻取值[20-25]。儲能系統(tǒng)各項具體參數(shù)見表1[26-29],分時電價選取見表2。

表1 系統(tǒng)參數(shù)Tab.1 Parameters of system

表2 峰谷分時電價Tab.2 Peak-valley time-of-use price

考慮到配電系統(tǒng)覆蓋區(qū)域面積不大,且為了方便分析,所有的光伏機組全都采用相同的出力曲線,所有節(jié)點負荷也采用同一曲線,典型日各光伏機組及總負荷出力曲線如圖3所示。

圖3 典型日分布式電源及節(jié)點總負荷24小時出力曲線Fig.3 24 hour output curve of typical daily distributed power supply and total node load

4.2 計及源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行的儲能系統(tǒng)容量優(yōu)化配置方案

設(shè)置運行周期為30 年,折現(xiàn)率為4%,得到儲能配置結(jié)果:1號節(jié)點配置1.95 MW/10.19 MW·h儲能系統(tǒng),32號節(jié)點配置0.18 MW/1.27 MW·h儲能系統(tǒng)年平均運行成本最低,年平均成本為1 554.64萬元。配置儲能系統(tǒng)前后,系統(tǒng)重滿載線路功率波動情況如圖4所示。

圖4 配置儲能系統(tǒng)前后重滿載線路負荷變化Fig.4 Load change of heavy load line before and after configuration of energy storage system

根據(jù)圖4中數(shù)據(jù)可知,通過在32節(jié)點配置一定規(guī)模的儲能系統(tǒng),該節(jié)點負荷最大功率由將近1 MW降低為0.8 MW,有效緩解該線路重滿載問題,且平抑節(jié)點負荷一日內(nèi)波動,增強配電網(wǎng)系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力。1號節(jié)點配置儲能系統(tǒng)運行功率與上級聯(lián)絡(luò)功率如圖5和圖6所示。

圖5 典型日儲能充放電功率及荷電狀態(tài)Fig.5 Typical daily charging and discharging power and state of energy storage of energy storage system

圖6 配置儲能后典型日上級電網(wǎng)出力功率Fig.6 Power output of upper power grid with energy storage in 24 hours on a typical day

由圖5、圖6可知,儲能系統(tǒng)響應(yīng)電網(wǎng)的分時電價,平滑配電網(wǎng)與上級聯(lián)絡(luò)節(jié)點功率,實現(xiàn)削峰填谷。0∶00～6∶00時段為電價低谷,儲能系統(tǒng)充電,外部電網(wǎng)與分布式新能源同時為負荷以及儲能系統(tǒng)供電;儲能系統(tǒng)在6∶00～9∶00放電以及在10∶00～14∶00充電,從而保證聯(lián)絡(luò)線功率穩(wěn)定,降低聯(lián)絡(luò)線波動,考慮安全性;15∶00～23∶00時段電價位于平段和高峰期,配電網(wǎng)系統(tǒng)不再通過外部電網(wǎng)充電,由儲能系統(tǒng)和分布式新能源為配電網(wǎng)負荷供電,在23∶00～24∶00,此時充電不再經(jīng)濟,儲能系統(tǒng)不再充電,配電網(wǎng)負荷由外部電網(wǎng)供電。

4.3 系統(tǒng)經(jīng)濟效益分析

系統(tǒng)未配置儲能時,IEEE標準系統(tǒng)與上級電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)節(jié)點24 h出力功率如圖7所示。

未配置儲能系統(tǒng)時,配電網(wǎng)系統(tǒng)負荷高于新能源出力,由圖7可知,在9∶00～12∶00、17∶00～21∶00時段電價高峰期,由于光伏出力主要集中在正午,第一個電價高峰期間負荷水平并不高,但在負荷的第二高峰期,新能源出力降低,凈負荷達到峰值,系統(tǒng)將向上級電網(wǎng)大量購電,經(jīng)濟成本顯著增加。未配置儲能系統(tǒng)的配電網(wǎng)系統(tǒng)年均運行成本見表3。

表3 未配置儲能系統(tǒng)的配電網(wǎng)系統(tǒng)年均運行成本Tab.3 Annual operating cost of distribution system without energy storage

可以看到,未配置儲能時,配電網(wǎng)系統(tǒng)年均運行成本達到1 846.63 萬元,其中購電成本為1 486.48萬元,年聯(lián)絡(luò)線波動懲罰成本為288.61 萬元,由于電價高峰與負荷高峰雙峰重疊,配電網(wǎng)購電成本占比大,由于光伏出力在白天,導致配電網(wǎng)晝夜波動大,給配電網(wǎng)運行經(jīng)濟成本帶來沉重負擔。

配置儲能后,由4.2節(jié)可知,配置儲能規(guī)模為1.95 MW/10.19 MW·h以及0.18 MW/1.27 MW·h時,配電網(wǎng)系統(tǒng)年均運行成本最低,在此規(guī)模下,儲能系統(tǒng)建設(shè)投資成本見表4。

表4 儲能系統(tǒng)初始建設(shè)投資成本Tab.4 Initial construction investment cost of energy storage system

根據(jù)表4中數(shù)據(jù)可以得知,儲能系統(tǒng)初始投資成本占比最大的部分為購置成本,同時由于儲能,需要進行大型基坑開挖、支護等施工過程,建筑成本也在投資成本中占據(jù)較大比例。

配置儲能系統(tǒng)后,年運行成本可通過系統(tǒng)與上級電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)節(jié)點的購電成本以及環(huán)境成本測算,其成本見表5。

表5 配置儲能系統(tǒng)后配電網(wǎng)系統(tǒng)年均運行成本Tab.5 Annual operating cost of distribution system with energy storage

根據(jù)表3、表5中數(shù)據(jù)對比可以得知,配置儲能系統(tǒng)后,系統(tǒng)年購電成本由1 486.48萬元降低至1 419.32萬元,年聯(lián)絡(luò)線波動懲罰成本由288.61萬元降低至55.35萬元,而新增儲能年維護成本則僅為7.33萬元,經(jīng)濟效益得到明顯提高。配置儲能系統(tǒng)后系統(tǒng)年總運行成本降低291.86萬元,結(jié)合儲能購置成本,配置儲能系統(tǒng)預計6.9 年收回成本。由于儲能電池組運行壽命可達15～20年,因此額外配置儲能具備顯著的經(jīng)濟效益。

5 結(jié)論

本文提出一種考慮儲能系統(tǒng)容量優(yōu)化配置問題與源網(wǎng)荷儲協(xié)同運行系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度問題的規(guī)劃-運行雙層優(yōu)化模型,通過IEEE標準節(jié)點算例驗證本文所提優(yōu)化配置方案的經(jīng)濟性和有效性。主要得到以下結(jié)論:

(1)配置儲能后能夠有效緩解節(jié)點的重滿載問題,使該節(jié)點最大功率由1 MW降至0.8 MW,重載率降至80%,有效緩解線路重載問題。

(2)配置儲能能夠平抑配電網(wǎng)向上級電網(wǎng)的功率波動,降低上級電網(wǎng)的最大負荷,儲能系統(tǒng)響應(yīng)聯(lián)絡(luò)線波動懲罰成本,通過移峰填谷降低聯(lián)絡(luò)線功率波動,聯(lián)絡(luò)線最大功率由4.8 MW降至3.3 MW,峰谷差由4.1 MW降至0.8 MW,緩解效果顯著。

(3)配置儲能系統(tǒng)具備良好的經(jīng)濟效益,配置儲能系統(tǒng)后,配電網(wǎng)年平均運行成本從1 846.6 萬元降至1 554.634 萬元,購置儲能預計7 年左右收回成本,有效提高配電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性。