陳剛，黃楊，丁理杰，柳維衡，魏巍，曾宇，劉友波

(1.國網(wǎng)四川省電力公司電力科學(xué)研究院, 成都市 610041；2．國網(wǎng)成都供電公司，成都市 610041；3．四川大學(xué)電氣工程學(xué)院，成都市 610065)

0 引 言

近年來，隨著我國城市化進(jìn)程的不斷加快，造成了用電負(fù)荷的快速增長與電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差逐步增大，由于城市電網(wǎng)(urban power grid, UPG)于城市發(fā)展而言相對滯后，受制于城市有限的通道資源、落點(diǎn)缺乏、工期受阻等原因，以及輸變電容量不足或負(fù)載分布不均導(dǎo)致的部分城市電網(wǎng)運(yùn)行資源裕度嚴(yán)重受限，在應(yīng)對調(diào)峰期間復(fù)雜的運(yùn)行工況時(shí)難以保證負(fù)荷支撐的安全裕度。UPG局部阻塞狀況頻繁發(fā)生，電網(wǎng)調(diào)度與負(fù)荷轉(zhuǎn)供難度愈來愈大。

高壓配電網(wǎng)(high voltage distribution network, HVDN)作為連接輸電網(wǎng)與中低壓配電網(wǎng)的橋梁，對于提高城市電網(wǎng)的靈活性與可靠性發(fā)揮著至關(guān)重要的作用。由于高壓配電網(wǎng)站間聯(lián)絡(luò)豐富，網(wǎng)架結(jié)構(gòu)相對靈活，具有高度重構(gòu)性，因此，地區(qū)調(diào)度員往往通過對HVDN的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)進(jìn)行重新配置，調(diào)整負(fù)荷分布，以達(dá)到消除UPG擁塞的目的[1]。當(dāng)前，高壓配電網(wǎng)最大轉(zhuǎn)供能力已成為衡量城市電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的重要指標(biāo)，已有眾多學(xué)者對此展開了一定的研究。文獻(xiàn)[2-3]通過比對中高壓配網(wǎng)的拓?fù)涮卣?，提出基?10 kV網(wǎng)絡(luò)簡化的“源”“荷”變電單元概念的優(yōu)化轉(zhuǎn)供模型，有效解決城市電網(wǎng)220 kV斷面阻塞問題；文獻(xiàn)[4]針對高壓配電網(wǎng)不同接線模式，建立計(jì)及高壓配電線路N-1校驗(yàn)的供電能力計(jì)算模型，從而最大程度挖掘配電網(wǎng)絡(luò)的潛在供電能力。上述研究利用HVDN拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)的靈活性雖能夠確保城市電網(wǎng)在一定安全裕度下運(yùn)行，但卻忽略通過頻繁的倒閘操作配合負(fù)荷削減實(shí)現(xiàn)阻塞管理，既增加安全風(fēng)險(xiǎn)又降低供電可靠性。

隨著當(dāng)前儲(chǔ)能技術(shù)日趨成熟，多個(gè)網(wǎng)省公司已在城市電網(wǎng)各片區(qū)內(nèi)開展電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站的規(guī)劃和建設(shè)[5]。文獻(xiàn)[6]通過建立儲(chǔ)能選址定容的雙層規(guī)劃模型以實(shí)現(xiàn)風(fēng)電的最大消納，然而當(dāng)發(fā)生電力阻塞時(shí)僅通過引入較大容量和功率的儲(chǔ)能電站進(jìn)行阻塞舒緩以減少棄風(fēng)難以達(dá)到經(jīng)濟(jì)最優(yōu)；文獻(xiàn)[7]針對配電網(wǎng)風(fēng)電消納問題，提出儲(chǔ)能管控和網(wǎng)絡(luò)重構(gòu)聯(lián)合消納策略并制定相應(yīng)的聯(lián)合優(yōu)化模型，但卻忽略了儲(chǔ)能系統(tǒng)安裝位置與容量對配電網(wǎng)重構(gòu)的影響；文獻(xiàn)[8-9]利用儲(chǔ)能系統(tǒng)在配電網(wǎng)運(yùn)行中降損及削峰填谷的特性，建立儲(chǔ)能系統(tǒng)容量配置模型及制定相應(yīng)控制策略，以滿足高峰負(fù)荷用電需求。但配置過程卻未考慮配電網(wǎng)重構(gòu)能力對疏導(dǎo)供電阻塞、平滑負(fù)荷空間分布差異的積極作用，且研究范圍僅針對中低壓配電網(wǎng)。

由上可知，由于當(dāng)前城市空間資源受限，城市電網(wǎng)面對阻塞時(shí)缺少調(diào)控手段，僅通過HVDN重構(gòu)的阻塞調(diào)控方式難以應(yīng)對負(fù)荷在時(shí)間和空間維度上的快速變化，控制精度較低且響應(yīng)速度較慢。因此，在現(xiàn)有研究基礎(chǔ)上，為突破傳統(tǒng)阻塞管理壁壘，提升電網(wǎng)靜態(tài)容量的動(dòng)態(tài)調(diào)控能力，建立計(jì)及高壓配電網(wǎng)轉(zhuǎn)供能力的儲(chǔ)能電站雙層規(guī)劃模型，利用儲(chǔ)能協(xié)同HVDN重構(gòu)制定城市電網(wǎng)阻塞管控策略。本文的主要貢獻(xiàn)如下：

1)利用儲(chǔ)能快速響應(yīng)的能力，結(jié)合HVDN重構(gòu)協(xié)同進(jìn)行阻塞管控，在指導(dǎo)調(diào)度員進(jìn)行阻塞管控、降低電網(wǎng)調(diào)度與負(fù)荷轉(zhuǎn)供難度的同時(shí)，避免傳統(tǒng)HVDN重構(gòu)阻塞管控方式帶來的頻繁轉(zhuǎn)供及棄負(fù)荷現(xiàn)象，實(shí)現(xiàn)城市電網(wǎng)運(yùn)行效益最大化；

2)利用儲(chǔ)能可靈活配置、分布式的調(diào)控方式，結(jié)合HVDN重構(gòu)，在有效解決城市電網(wǎng)峰時(shí)阻塞管理的同時(shí)，降低儲(chǔ)能配置成本，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能資源的優(yōu)化配置；

3)計(jì)及高壓配電網(wǎng)動(dòng)態(tài)重構(gòu)與儲(chǔ)能配置之間存在相互制約的關(guān)系，模型采用具有雙層遞階結(jié)構(gòu)的雙層優(yōu)化模型進(jìn)行求解，實(shí)現(xiàn)兩者間復(fù)雜問題的有效求解。

1 城市高壓配電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)抽象提取

城市電網(wǎng)是由220 kV電壓等級的輸電網(wǎng)及110 kV高壓配電網(wǎng)及以下電壓等級的配電網(wǎng)所組成的電力系統(tǒng)[2]。對城市電網(wǎng)結(jié)構(gòu)進(jìn)行梳理不難發(fā)現(xiàn)，城市高壓配電網(wǎng)重構(gòu)的過程實(shí)質(zhì)上是對“源”220 kV變電站與“荷”110 kV變電站間的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)進(jìn)行調(diào)控的過程。

針對高壓配電網(wǎng)拓?fù)涮攸c(diǎn)進(jìn)行建模，對其進(jìn)行適度聚合以簡化網(wǎng)絡(luò)，將110 kV網(wǎng)絡(luò)中高壓側(cè)斷路器、110 kV主變及低壓側(cè)斷路器整體抽象定義為變電單元，如圖1中的U所示。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步提出將站內(nèi)接線設(shè)備按在運(yùn)行中的功能細(xì)分為2類變電單元配電容量單元(distribution capacity unit, DCU)與實(shí)際負(fù)載單元(actual load unit, ALU)[10]，如圖1中的DCU及ALU所示。圖2即為對某城市實(shí)際高壓電網(wǎng)系統(tǒng)按照上述簡化規(guī)則進(jìn)行抽象提取的簡化網(wǎng)架(其中S表示220 kV電源點(diǎn))。

圖1 基本變電單元Fig.1 Basic substation unit

圖2 110 kV網(wǎng)架拓?fù)銯ig.2 Topology of 110 kV network

2 儲(chǔ)能電站雙層規(guī)劃模型

2.1 外層規(guī)劃模型

外層規(guī)劃模型針對規(guī)劃配置時(shí)間尺度，在儲(chǔ)能電站運(yùn)行策略的基礎(chǔ)上，確定儲(chǔ)能電站容量及功率的合理配置，并實(shí)現(xiàn)對儲(chǔ)能電站的合理選址。

2.1.1目標(biāo)函數(shù)

minF(x)=C1+C2-C3-C4

(1)

式中：考慮儲(chǔ)能電站的全壽命周期成本，包括固定投資成本及運(yùn)行維護(hù)成本，C1為儲(chǔ)能電站固定投資成本；C2為儲(chǔ)能電站運(yùn)行維護(hù)成本；C3為儲(chǔ)能電站調(diào)峰輔助收益；C4為儲(chǔ)能電站延緩電網(wǎng)升級擴(kuò)建收益。

1) 固定投資成本，包括功率成本和容量成本[12]。

(2)

式中：NESS為接入儲(chǔ)能電站的節(jié)點(diǎn)集合；xn表示n節(jié)點(diǎn)是否投入儲(chǔ)能電站的0/1變量，0表示該節(jié)點(diǎn)不投建，1表示該節(jié)點(diǎn)投建；γc為儲(chǔ)能電站單位容量造價(jià)；En為儲(chǔ)能電站容量；γp為儲(chǔ)能電站單位功率造價(jià)；Pn為儲(chǔ)能電站功率；dr為貼現(xiàn)率；w為儲(chǔ)能電站的建設(shè)年限。

2) 運(yùn)行維護(hù)成本，主要與儲(chǔ)能電池功率有關(guān)[13]。

(3)

式中：λm為儲(chǔ)能電站單位功率年維護(hù)費(fèi)用；ir為通貨膨脹率；τ為儲(chǔ)能電站使用年份；T為儲(chǔ)能電站壽命。

3)調(diào)峰輔助收益[14]。

利用儲(chǔ)能調(diào)峰將增強(qiáng)城市電網(wǎng)的可靠性，必然將減少用戶停電次數(shù)及頻率，因此將儲(chǔ)能接入前后全網(wǎng)的切負(fù)荷損失差值，作為儲(chǔ)能的調(diào)峰輔助收益，其數(shù)學(xué)模型如下：

(4)

4) 延緩電網(wǎng)升級擴(kuò)建收益。

對于HVDN而言，安裝儲(chǔ)能電站可以產(chǎn)生相應(yīng)間接應(yīng)用價(jià)值，其中延緩電網(wǎng)設(shè)備升級改造是儲(chǔ)能建設(shè)在HVDN的主要間接收益來源，主要分為延緩輸電線路改造收益及延緩變壓器動(dòng)態(tài)擴(kuò)容收益，其數(shù)學(xué)模型如下：

C4=Cline+Ctran

(5)

式中：Cline為延緩輸電線路改造收益；Ctran為延緩變壓器動(dòng)態(tài)擴(kuò)容收益。

(1)延緩輸電線路改造收益[15]。

(6)

式中：Cr為城市電網(wǎng)輸配電線路單位容量造價(jià)；η為ESPS充放電效率。

(2)延緩變壓器動(dòng)態(tài)擴(kuò)容收益[16]。

通過降低變電站峰值負(fù)荷從而延緩變電站主變增容擴(kuò)建改造，保證變電站的安全運(yùn)行。

(7)

(8)

式中：α為變壓器安裝費(fèi)用占設(shè)備造價(jià)比率；Ktran為電網(wǎng)側(cè)變壓器單位造價(jià)；K為變壓器的負(fù)載率；cosφ為功率系數(shù)；Ttran為變壓器壽命周期；Ts為電池壽命。

2.1.2約束條件

1) 儲(chǔ)能電站的容量及充放電約束。

0≤En≤Emax

(9)

0≤Pn≤Pmax

(10)

式中：Emax、Pmax為允許安裝的儲(chǔ)能電站最大容量及最大充/放電功率。

2) 儲(chǔ)能電站安裝數(shù)量及位置約束。

(11)

xn∈Xcap

(12)

式中：Xmax為該HVDN中儲(chǔ)能最大安裝數(shù)量；Xcap為計(jì)劃安裝儲(chǔ)能電站的節(jié)點(diǎn)集合。

2.2 內(nèi)層運(yùn)行模型

內(nèi)層優(yōu)化模型針對運(yùn)行控制時(shí)間尺度，采用系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)切負(fù)荷量的期望值最小為優(yōu)化目標(biāo)，以開關(guān)動(dòng)作及儲(chǔ)能電站充放電功率為優(yōu)化變量。

2.2.1目標(biāo)函數(shù)

(13)

2.2.2約束條件

1) 功率平衡約束：包括220 kV電源供需平衡及系統(tǒng)潮流平衡。其中220 kV電源供需平衡等式如下：

(14)

(15)

(16)

直流潮流約束如下：

(17)

2) 線路負(fù)載約束。

(18)

3) 儲(chǔ)能荷電狀態(tài)(SOC)約束[16]。

(19)

Smin≤Si,h(t)≤Smax

(20)

Si,h(0)=Si,h(T)

(21)

式中：Si,h(t)為當(dāng)前時(shí)刻儲(chǔ)能荷電狀態(tài)；ηch、ηdis分別為儲(chǔ)能充放電時(shí)能量轉(zhuǎn)換效率；Smax、Smin分別為儲(chǔ)能荷電狀態(tài)上下限；Δt取1 h。

4) 儲(chǔ)能充放電功率限制約束

(22)

式中：xdis、xch為儲(chǔ)能電站充放電狀態(tài)，為0/1變量，保證儲(chǔ)能充放不同時(shí)進(jìn)行。

5) 儲(chǔ)能效應(yīng)約束：即通過儲(chǔ)能電站的充放電，系統(tǒng)等效負(fù)荷應(yīng)不大于削峰后的負(fù)荷峰值，以滿足負(fù)荷高峰時(shí)期調(diào)峰需求[13]。

(23)

6) 高壓配電網(wǎng)拓?fù)浼s束。

為保證配網(wǎng)內(nèi)不存在環(huán)網(wǎng)以及電力孤點(diǎn)，考慮高壓配電網(wǎng)輻射狀約束，每個(gè)節(jié)點(diǎn)有且僅有一個(gè)父節(jié)點(diǎn)，存在如下等式約束。

(24)

式中：Ψ表示單位對角矩陣；H表示節(jié)點(diǎn)與支路功率方向關(guān)系矩陣，功率方向取流入節(jié)點(diǎn)為正，流出節(jié)點(diǎn)為負(fù)；HZ矩陣表示H矩陣中只考慮流入節(jié)點(diǎn)功率的關(guān)系矩陣；HΩ表示H矩陣中只考慮流出節(jié)點(diǎn)功率的關(guān)系矩陣。

(25)

同時(shí)，對轉(zhuǎn)供中的開關(guān)動(dòng)作次數(shù)加以限制,以保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行及經(jīng)濟(jì)性，建模如下：

(26)

式中：Nac為開關(guān)動(dòng)作次數(shù)上限。

3 雙層規(guī)劃模型求解

3.1 外層規(guī)劃模型求解

外層模型屬于配電網(wǎng)規(guī)劃配置模型，以儲(chǔ)能電站在壽命周期內(nèi)凈收益最大為目標(biāo)函數(shù)，式(1)—(12)構(gòu)成儲(chǔ)能電站配置的優(yōu)化方法，其數(shù)學(xué)表達(dá)式如下：

(27)

3.2 內(nèi)層運(yùn)行模型求解

內(nèi)層模型屬于配電網(wǎng)運(yùn)行控制模型，以系統(tǒng)切負(fù)荷成本最小為目標(biāo)函數(shù)，式(13)—(26)構(gòu)成其優(yōu)化方法，其數(shù)學(xué)表達(dá)式如下：

(28)

3.3 內(nèi)外層模型耦合關(guān)系

圖3 雙層優(yōu)化求解流程Fig.3 Flow chart of the two-layer optimization

4 算例仿真和分析

4.1 不確定性場景生成

本文采用如圖4所示的高壓配電網(wǎng)作為規(guī)劃區(qū)域?？紤]到城市電網(wǎng)中輸電堵塞通常具有暫時(shí)性和局部性，當(dāng)發(fā)生輸電擁塞時(shí)，城市電網(wǎng)中沒有可以方便調(diào)節(jié)的可控因素來緩解擁塞，導(dǎo)致負(fù)荷峰谷差較大、輸電阻塞、切負(fù)荷現(xiàn)象嚴(yán)重。因此，儲(chǔ)能電站的容量配置需要考慮最極端的情況作為邊界條件，為突出不同邊界條件下對城市電網(wǎng)中儲(chǔ)能電站規(guī)劃的影響，針對負(fù)荷波動(dòng)的時(shí)序不確定性，采用拉丁超立方抽樣的場景生成技術(shù)[17]，建立春夏秋冬四季的不確定時(shí)序場景集。

為簡化場景數(shù)，假設(shè)在城市電網(wǎng)局部區(qū)域，每個(gè)變電站負(fù)荷分別具有相同的時(shí)序特性。在此基礎(chǔ)上，在一定程度上等價(jià)為極限場景的端點(diǎn)場景進(jìn)行篩選，采用基于同步回代法的場景削減技術(shù)[17]，從而確定典型場景。

4.2 算例描述

以某地市電網(wǎng)為例，選取其中部分系統(tǒng)作為本研究算例。該算例系統(tǒng)峰值負(fù)荷為287 MW，220 kV輸電系統(tǒng)包括6個(gè)220 kV變電站和7條220 kV線路，每個(gè)變電站有2～3個(gè)與110 kV高壓配電網(wǎng)相連的節(jié)點(diǎn)。110 kV高壓配電系統(tǒng)由7個(gè)110 kV變電站組成，可表示為15個(gè)110 kV主變(即變電單元數(shù))和20條110 kV線路。儲(chǔ)能電站配置選址節(jié)點(diǎn)為110 kV變壓器中壓側(cè)母線(即白點(diǎn)處)。由于鈉硫電池具有能量密度大、效率高、容量成本低的優(yōu)點(diǎn)，可存儲(chǔ)大量電能，適用于調(diào)峰等輔助服務(wù)，且對安裝場地要求相對較低，其總體特性適合城市電網(wǎng)內(nèi)大容量需求的應(yīng)用場合，是當(dāng)前最具潛力的儲(chǔ)能技術(shù)之一[18]，因此儲(chǔ)能電站選用鈉硫電池，電池的相關(guān)參數(shù)如表1所示[19]。其他參數(shù)如下：儲(chǔ)能電站建設(shè)年限為2 a，使用年限為15 a，其一年中利用天數(shù)為280 d，貼現(xiàn)率取8%，通貨膨脹率取1.5%。

4.3 算例結(jié)果及案例對比分析

為驗(yàn)證所提模型的可行性，降低求解規(guī)模，通過上述場景生成技術(shù)，在統(tǒng)計(jì)各場景各時(shí)段值為極限值的端點(diǎn)數(shù)目的基礎(chǔ)上，通過迭代削減的方式進(jìn)行場景削減，并選取4個(gè)目標(biāo)場景數(shù)用于后續(xù)儲(chǔ)能配置。其中，各場景的負(fù)荷特性曲線如圖5所示。

4.3.1規(guī)劃方案

在外層規(guī)劃中，粒子群算法參數(shù)為：c1、c2均取0.9，最大迭代次數(shù)Ner取100，慣性權(quán)重ω取0.8，種群規(guī)模Np取30。為了突出儲(chǔ)能電站在阻塞管理方面的優(yōu)勢，突出所提分層規(guī)劃策略的優(yōu)越性，本文構(gòu)建了以下2種調(diào)節(jié)方案。

圖4 某城市電網(wǎng)結(jié)構(gòu)Fig.4 Grid structure of a city

表1 鈉硫電池性能參數(shù)Table 1 Performance parameters of sodium sulfur batteries

圖5 典型負(fù)荷特性曲線Fig.5 Typical load characteristic curve

方案1:采用雙層規(guī)劃模型；外層以變電單元為基本單元，對接入到各變電單元處儲(chǔ)能電站選址、容量、功率進(jìn)行規(guī)劃；選址點(diǎn)考慮為白點(diǎn)處，即110 kV變壓器高壓側(cè)母線。內(nèi)層計(jì)及負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力，考慮儲(chǔ)能電站的運(yùn)行策略進(jìn)行阻塞管理的方式。

方案2:對高壓配電網(wǎng)進(jìn)行變電單元?jiǎng)澐?，僅通過負(fù)荷轉(zhuǎn)供進(jìn)行阻塞管理的方式，未考慮儲(chǔ)能電站接入。

4.3.2外層規(guī)劃結(jié)果分析

城市電網(wǎng)配置儲(chǔ)能后，每個(gè)場景下儲(chǔ)能的選址定容優(yōu)化結(jié)果見表2，不同場景下儲(chǔ)能全壽命周期配置成本及效益見圖6，不同配置策略下儲(chǔ)能規(guī)劃結(jié)果對比見表3。

表2 儲(chǔ)能電站配置方案Table 2 Configuration scheme of the energy-storage power Station

圖6 不同場景下ESS全壽命周期配置成本及效益Fig.6 Configuration costs and benefits of energy-storage power station under different scenarios

1)從表2可以看出，隨著負(fù)荷不確定性增大，由于城市電網(wǎng)調(diào)峰需求加劇，僅依靠轉(zhuǎn)供進(jìn)行阻塞管理能力有限，儲(chǔ)能總配置容量逐漸增加，與場景不確定性程度近似成正比，以應(yīng)對電網(wǎng)日益增長的調(diào)峰壓力。

2)從圖6可以看出，在不同場景下城市電網(wǎng)配置儲(chǔ)能站后，在儲(chǔ)能全壽命周期內(nèi)系統(tǒng)的凈收益均為正。從各盈利主體的收益情況來看，延緩電網(wǎng)改造收益最為明顯，是由于城市電網(wǎng)內(nèi)新建輸電線路的成本較高，通過新建儲(chǔ)能電站承擔(dān)極大方式下短時(shí)調(diào)峰負(fù)荷，有效節(jié)省輸變電設(shè)備建設(shè)成本。這表明電網(wǎng)公司在城市電網(wǎng)內(nèi)進(jìn)行儲(chǔ)能投資可為自身帶來較為不錯(cuò)的經(jīng)濟(jì)效益。

3)從表3可以看出，在運(yùn)行內(nèi)層不考慮HVDN轉(zhuǎn)供能力下進(jìn)行儲(chǔ)能規(guī)劃，不僅需要投入較大成本，且凈收益相對方案2明顯降低，表明利用儲(chǔ)能可靈活配置、分布式的調(diào)控方式，結(jié)合HVDN重構(gòu)，在有效解決城市電網(wǎng)峰時(shí)阻塞管理的同時(shí)，降低儲(chǔ)能配置成本，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能資源的優(yōu)化配置。

表3 不同配置策略下ESS規(guī)劃結(jié)果Table 3 Costs and benefits of the energy-storage power station under different scenarios

4.3.3內(nèi)層運(yùn)行結(jié)果分析

內(nèi)層模型在MATLAB 2016a環(huán)境下YALMIP平臺(tái)內(nèi)調(diào)用CPLEX工具包求解，以場景1為例。不同阻塞管理方案下系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)見圖7，在高峰10:00—19:00時(shí)段系統(tǒng)轉(zhuǎn)供策略對比見表4。

由圖7可以看出方案1相對于方案2，在考慮負(fù)荷轉(zhuǎn)供一種調(diào)節(jié)方式的作用下，配置儲(chǔ)能電站加以管控的方式，作用比單獨(dú)考慮負(fù)荷轉(zhuǎn)供一種優(yōu)化策略時(shí)優(yōu)化效果更明顯。從圖7點(diǎn)線圖所示僅通過方案1的轉(zhuǎn)供策略后220 kV線路最大負(fù)載率在3至6、9、12、17 h仍均接近或超過所定閾值，且在12：00—15：00仍存在較大負(fù)荷削減量，究其原因，是由于城市電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)陳舊，當(dāng)負(fù)荷高峰到來時(shí)，負(fù)荷轉(zhuǎn)供能力有限，為保證電網(wǎng)安全可靠運(yùn)行，采用負(fù)荷削減手段不可避免。

圖7 不同阻塞管理方案對比Fig.7 Comparison of different blocking schemes

采用方案2在該時(shí)段經(jīng)過協(xié)調(diào)阻塞管理后，220 kV線路負(fù)載率有明顯下降，且不存在負(fù)荷削減的情況，主要是由于儲(chǔ)能電站具備靈活的充放電功率調(diào)節(jié)和供蓄能力，靈活性強(qiáng)。而負(fù)荷轉(zhuǎn)供主要考慮受到開關(guān)動(dòng)作次數(shù)限制和網(wǎng)絡(luò)運(yùn)行安全等限制，靈活性稍差。2種調(diào)節(jié)方式互為補(bǔ)充，利用重構(gòu)實(shí)現(xiàn)大范圍粗粒度潮流轉(zhuǎn)移，儲(chǔ)能進(jìn)行小范圍細(xì)粒度的潮流控制，可大幅提高負(fù)荷高峰時(shí)段的供電能力，保證連續(xù)斷面下各個(gè)局部都留有充足的供電裕度，從而降低系統(tǒng)的切負(fù)荷水平，在保證系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的前提下滿足經(jīng)濟(jì)性能要求。

由表4可知，輸電網(wǎng)在負(fù)荷高峰時(shí)段由于負(fù)荷量激增等原因造成線路與變電站重載時(shí)，在不考慮儲(chǔ)能參與城市電網(wǎng)阻塞管理，僅依靠傳統(tǒng)的負(fù)荷轉(zhuǎn)供手段解決阻塞問題的情況下城市電網(wǎng)負(fù)荷削減量為16.58 MW。基于本文所提的協(xié)同優(yōu)化模型，可將負(fù)荷削減量降低至0，阻塞問題得到解決。且從表中可知，在考慮儲(chǔ)能協(xié)同阻塞管理的方案下，相對于傳統(tǒng)僅依靠轉(zhuǎn)供進(jìn)行阻塞管理的方法，開關(guān)頻繁動(dòng)作的問題也得到了較好的解決。

綜上所述，在城市電網(wǎng)負(fù)荷高峰時(shí)期，利用儲(chǔ)能快速響應(yīng)的能力，結(jié)合傳統(tǒng)負(fù)荷轉(zhuǎn)供協(xié)同進(jìn)行阻塞管控，在降低電網(wǎng)調(diào)度與負(fù)荷轉(zhuǎn)供難度的同時(shí)，避免傳統(tǒng)HVDN重構(gòu)阻塞管控方式帶來的頻繁轉(zhuǎn)供及棄負(fù)荷現(xiàn)象，實(shí)現(xiàn)城市電網(wǎng)運(yùn)行效益最大化。

場景1中各節(jié)點(diǎn)所配置儲(chǔ)能電站的某天充放電策略及其能量曲線如圖8、9所示，功率為正表示放電，為負(fù)表示充電。

表4 不同阻塞管理方案轉(zhuǎn)供結(jié)果對比Table 4 Comparison of forwarding results of different blocking schemes

圖8 儲(chǔ)能電站實(shí)時(shí)充放電功率Fig.8 Real-time charging and discharging power of the energy storage station

從圖8、9可知，10—19時(shí)段為一天中負(fù)荷的用電高峰，儲(chǔ)能電站基本處于放電狀態(tài)，從圖可以看出，當(dāng)負(fù)荷處于高峰期時(shí)，利用儲(chǔ)能電站平滑負(fù)荷在時(shí)間分布上的差異，其作為電源將會(huì)釋放一部分能量，承擔(dān)起部分負(fù)荷的用電需求，將負(fù)荷峰值削減至約束內(nèi)。從圖中可以看出，儲(chǔ)能電站沒有出現(xiàn)長期閑置或過度充放電的情況，所配置容量均得到了有效利用，證明本文考慮城市高壓配電網(wǎng)轉(zhuǎn)供能力的運(yùn)行與儲(chǔ)能規(guī)劃相結(jié)合的配置方法既能有效彌補(bǔ)重構(gòu)所帶來的運(yùn)行誤差，同時(shí)也能提高儲(chǔ)能運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。同時(shí)從16—19時(shí)段可看出，當(dāng)度過運(yùn)行高峰期，考慮到負(fù)荷在空間分布上的差異性，仍存在局部阻塞的可能，此時(shí)依靠轉(zhuǎn)供完全有能力保證系統(tǒng)的穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，利用重構(gòu)對負(fù)荷在空間分布上的差異進(jìn)行平滑，進(jìn)一步降低局部阻塞的風(fēng)險(xiǎn)。儲(chǔ)能電站開始進(jìn)行充電為下一次運(yùn)行高峰期做準(zhǔn)備。

圖9 儲(chǔ)能電站SOCFig.9 SOC of the energy-storage station

為了驗(yàn)證場景1中儲(chǔ)能配置方案的優(yōu)越性，選取以下4種配置方案進(jìn)行對比，以一天內(nèi)10—19時(shí)段為例，不同配置方案下220 kV線路平均負(fù)載率、開關(guān)轉(zhuǎn)供動(dòng)作次數(shù)、負(fù)荷削減量對比結(jié)果分別如圖10、11、12所示。

圖10 不同配置方案下220 kV線路平均負(fù)載率Fig.10 Average load rate of the 220 kV line under different configuration schemes

1)從圖10可知，以13：00為例，方案1—4在該負(fù)荷高峰時(shí)刻線路平均負(fù)載率分別為54.76%、52.99%、53.29%、60.44%，而本文配置方案則為36.89%，該方案對緩解線路重載更具優(yōu)勢。

圖11 不同配置方案下開關(guān)轉(zhuǎn)供動(dòng)作次數(shù)Fig.11 Switching times of the switch under different configuration schemes

2)從圖11可知，方案1—4在10—19時(shí)段總共轉(zhuǎn)供開關(guān)量分別為17、16、27、23次，可知不同儲(chǔ)能配置方案會(huì)對系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行產(chǎn)生較大影響，而本文配置方案則為14次，說明該方案可較大程度地減少系統(tǒng)重構(gòu)過程動(dòng)作開關(guān)次數(shù)，通過延長斷路器的使用壽命從而提高系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益。

3)從圖12可知，方案1—4在10—19時(shí)段總負(fù)荷削減量分別為1.72、3.8、1.61、11.28 MW，而本文配置方案則為0。

圖12 不同配置方案下負(fù)荷削減量Fig.12 Load reduction under different configuration schemes

綜上所述，本文所配置方案無論是在緩解阻塞、降低切負(fù)荷總量，亦是在減少系統(tǒng)重構(gòu)過程中動(dòng)作開關(guān)數(shù)目，相對于其他方案都具有一定優(yōu)勢，在實(shí)際工程應(yīng)用中具有普遍意義。

5 結(jié) 論

隨著城市電網(wǎng)負(fù)荷的迅猛發(fā)展，受限于當(dāng)前城市空間資源，城市電網(wǎng)面對阻塞時(shí)缺少調(diào)控手段，使得城市電網(wǎng)內(nèi)局部阻塞狀況日益頻繁，僅依靠HVDN重構(gòu)配合負(fù)荷削減的阻塞調(diào)控方式將會(huì)導(dǎo)致網(wǎng)絡(luò)頻繁重構(gòu)、棄負(fù)荷現(xiàn)象嚴(yán)重，以上因素都將影響系統(tǒng)安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。因此，本文提出考慮負(fù)荷轉(zhuǎn)供策略的儲(chǔ)能電站雙層規(guī)劃模型，利用儲(chǔ)能可靈活配置、分布式的調(diào)控手段，結(jié)合HVDN重構(gòu)，為城市電網(wǎng)提供精細(xì)化的管理手段，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能資源的優(yōu)化配置。通過算例分析，得到以下結(jié)論：

1) 通過多點(diǎn)儲(chǔ)能電站配合HVDN供電路徑的動(dòng)態(tài)重構(gòu)，2種調(diào)節(jié)方式互為補(bǔ)充，可有效指導(dǎo)調(diào)度員進(jìn)行阻塞管控，一方面避免負(fù)荷高峰時(shí)期網(wǎng)絡(luò)頻繁重構(gòu)問題，降低管控風(fēng)險(xiǎn)，另一方面也降低儲(chǔ)能充放電次數(shù)，提高儲(chǔ)能使用壽命。

2) 利用儲(chǔ)能可靈活配置、分布式的調(diào)控方式，結(jié)合HVDN重構(gòu)，在有效解決城市電網(wǎng)峰時(shí)阻塞管理的同時(shí)，降低儲(chǔ)能配置成本，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)能資源的優(yōu)化配置。

在未來分布式能源大量并網(wǎng)、變電站負(fù)荷預(yù)測精度提高的背景下，后續(xù)工作將就如何有效制定重構(gòu)與儲(chǔ)能充放的配合調(diào)控策略進(jìn)行研究，確定重構(gòu)粗調(diào)和儲(chǔ)能微調(diào)相結(jié)合的精細(xì)化優(yōu)化方法。