考虑多元调节资源的源网荷储分层分级经济适配方法与流程

1.本发明属于配电系统网格平衡技术领域，具体涉及考虑多元调节资源的源网荷储分层分级经济适配方法。


背景技术：

2.随着分布式发电渗透率的不断提高，电力系统综合运行效率不高、“源网荷储”各环节协调不够、各类电源互补互济不足等问题逐步显现，“源随荷动”的传统电力平衡模式将向以区域配电系统或微电网为核心的“荷随源控”的分区就地平衡模式转变。在采用储能单一措施进行调节时，随着新能源装机规模提升，储能调节空间逐步缩小，导致区域电网与公共电网互动功率波动区间大，自我平衡能力低，造成配电系统中的潮流倒送，不利于调度运行管理，需提高对大电网调峰和备用容量的需求，增加了系统投资，不利于整体效益的提升。


技术实现要素：

3.本发明的目的是为了克服现有技术的不足，而提供考虑多元调节资源的源网荷储分层分级经济适配方法，能够对多元化灵活调节资源进行协调控制，提高自我平衡能力，充分发挥负荷侧调节能力，经济效益高。
4.本发明采用的技术方案为：考虑多元调节资源的源网荷储分层分级经济适配方法，包括如下步骤：构建区域电网分层分级平衡模型，包括从低到高的供电单元、供电网格和供电区域三个网格层级，所述供电单元是多元化用电需求的最小管理单元，所述供电网格是线路接入变电站母线的管理单元，所述供电区域是高压配电网变电站布点和网架结构的管理单元；
5.将区域电网中供电单元与公共电网的网络边界定义为联络接口，包括网供最大负荷、网购备用容量和发电最大出力需求三个参数，所述上网最大功率为发电最大出力减去最小常规负荷的剩余值；
6.所述供电单元包括馈电线路和母线，所述母线包括分布式电源，对分布式电源的接入方式进行优化。
7.具体的，所述网供最大负荷和网购备用容量的不大于公共电网的最大供电能力。
8.具体的，所述供电单元的网供最大负荷表示如下：
[0009][0010]
所述供电单元的网购备用容量表示如下：
[0011][0012]
所述供电单元的发电最大出力需求表示如下：
[0013]
[0014]
其中，分别为供电单元i的网供最大负荷、网购备用容量、发电最大出力需求的控制值。
[0015]
具体的，所述供电单元的馈电线路的约束方程表示如下：
[0016][0017][0018]
所述供电单元的母线的约束方程表示如下：
[0019][0020]
其中，n
l
为馈电线路包含的供电单元数量，分别为馈电线路中供电单元i的网供最大负荷、网购备用容量和发电最大出力需求的边界接口值，p
lmax
为馈电线路的最大供电能力限制值。
[0021]
具体的，所述供电网格的网供最大负荷表示如下：
[0022][0023]
所述供电网格的网购备用容量表示如下：
[0024][0025]
所述供电网格的发电最大出力需求表示如下：
[0026][0027]
其中，mk为供电网格k包含的供电单元数量，分别为供电网格k中供电单元j的网供最大负荷、网购备用容量、发电最大出力需求的边界接口值。
[0028]
具体的，所述供电网格的变电站母线的约束条件是，当p
kg
大于0时，当前供电网格不能实现对间歇性可再生能源发电的本地消纳，应通过35kv及以上电源专线接入变电站高压侧母线。
[0029]
具体的，所述供电区域的网供最大负荷表示如下：
[0030][0031]
所述供电区域的网购备用容量表示如下：
[0032]
[0033]
所述供电区域的发电最大出力需求表示如下：
[0034][0035]
其中，ra为供电区域a包含的供电网格数量，分别为供电区域a中供电网格q的网供最大负荷、网购备用容量、发电最大出力需求的边界接口值。
[0036]
具体的，所述供电区域的约束条件是，确保所述供电区域与公共电网的联络接口的交换功率波动性最小。
[0037]
具体的，对分布式电源的接入方式进行优化具体为：
[0038]
确定分布式电源的接入方式，包括通过电源专线和负荷线路两种，优化分布式电源接入负荷线路的分段位置，以实现分布式电源和负荷线路的分段平衡；
[0039]
确定馈电线路接入母线分段的位置，确定分布式电源接入母线分段的位置，以实现母线分段上电源与负荷的平衡与优化，当母线无法实现对间歇性可再生能源发电的本地消纳时，提高分布式电源的接入电压等级。
[0040]
本发明的有益效果：本发明通过区分不同类型负荷的差异化供电可靠性需求，对包括风、光、生物质等分布式电源及储能、规上企业、充电桩、居民空调等多元化灵活调节资源进行协调控制，能够实现“源网荷储”的分层分级平衡，对多元化灵活调节资源进行协调控制，提高自我平衡能力，充分发挥负荷侧调节能力，经济效益高。
附图说明
[0041]
图1为本发明区域电网分层分级平衡模型的整体架构图；
[0042]
图2为本发明区域电网与公共电网的互动示意图；
[0043]
图3为本发明区域电网分层分级平衡模型的示意图；
[0044]
图4为本发明春季小负荷日区域电网平衡曲线图；
[0045]
图5为本发明夏季大负荷日区域电网平衡曲线图；
[0046]
图6为本发明秋季小负荷日区域电网平衡曲线图；
[0047]
图7为本发明冬季大负荷日区域电网平衡曲线图；
[0048]
图8为本发明新能源最大出力日区域电网平衡曲线图。
具体实施方式
[0049]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围，以下结合实施例具体说明。
[0050]
本发明包括如下步骤：构建区域电网分层分级平衡模型，包括从低到高的供电单元、供电网格和供电区域三个网格层级，其架构图如图1所示，所述供电单元是多元化用电需求的最小管理单元，所述供电网格是线路接入变电站母线的管理单元，所述供电区域是高压配电网变电站布点和网架结构的管理单元；
[0051]
将区域电网中供电单元与公共电网的网络边界定义为联络接口，如图2所示，包括网供最大负荷、网购备用容量和上网最大功率三个参数，所述网供最大负荷和网购备用容
量的不大于公共电网的最大供电能力，最大、最小常规负荷分别取春秋季节无空调负荷时节的白天最大、最小负荷值；分布式电源总体上可分为间歇性电源(风、光等)、可调控电源(燃气、水等)及储能系统3种类型，风、光等间歇性电源的出力是不稳定的，最小出力为0，燃气、水等可调控电源的出力是稳定且可控的，最大出力为其设计能力，储能系统出力是基本稳定的，最大出力为设计能力，但受容量约束放电时间限制。因此，发电最大出力为间歇性电源、可调控电源、储能系统3者最大出力之和，而发电最小出力则为可调控电源的最大出力。上网功率，表征区域电网余电上网的能力，由间歇性电源(风、光等)、可调控电源(垃圾发电、生物质发电等)等分布式电源发电出力，常规负荷，储能、多元调节负荷调节能力构成，上网最大功率是发电最大出力减去常规最小负荷的剩余值。网供负荷，表征区域电网对公共电网的负荷需求，网供最大负荷是常规最大负荷加上可控最大限制负荷，减去发电最小出力的值，可控最大限制负荷是根据可实际采取的用电需求侧响应措施而计算得到的可调控类负荷分量的最大值。网购备用容量，指在公共电网安全运行范围内，在网供最大负荷之外，用户可从公共电网获得的额外供电能力，为用户内部电源日常维护或故障停运而提供的临时性供电服务。
[0052]
所述供电单元的网供最大负荷表示如下：
[0053][0054]
所述供电单元的网购备用容量表示如下：
[0055][0056]
所述供电单元的发电最大出力需求表示如下：
[0057][0058]
其中，分别为供电单元i的网供最大负荷、网购备用容量、发电最大出力需求的控制值。
[0059]
区域电网分层分级平衡模型的示意图如图3所示，所述供电单元包括馈电线路和母线，所述母线包括分布式电源，对分布式电源的接入方式进行优化。
[0060]
所述供电单元的馈电线路的约束方程表示如下：
[0061][0062][0063]
所述供电单元的母线的约束方程表示如下：
[0064][0065]
其中，n
l
为馈电线路包含的供电单元数量，分别为馈电线路中供电单元i的网供最大负荷、网购备用容量和发电最大出力需求的边界接口值，p
lmax
为馈电线路的最大供电能力限制值。
[0066]
在本实施例中，馈电线路电压选择10kv，由式(4)-(6)可知，10kv馈电线路的网供最大负荷及网购备用容量之和，应小于该线路的最大供电能力；上网最大出力应小于或等于0，满足馈线单向潮流约束。
[0067]
在中低压配电网规划时，所确定的分布式电源接入方案应能确保供电单元对间歇性可再生能源发电的本地消纳，且配变10kv开关侧潮流不倒送，当大于0时，应采用10kv接入方式。
[0068]
在设计优化内容时，首先确定分布式电源的接入方式，包括通过电源专线和负荷线路两种，优化分布式电源接入负荷线路的分段位置，以实现分布式电源和负荷线路的分段平衡。
[0069]
所述供电网格的网供最大负荷表示如下：
[0070][0071]
所述供电网格的网购备用容量表示如下：
[0072][0073]
所述供电网格的发电最大出力需求表示如下：
[0074][0075]
其中，mk为供电网格k包含的供电单元数量，分别为供电网格k中供电单元j的网供最大负荷、网购备用容量、发电最大出力需求的边界接口值。
[0076]
由式(7)-(9)可知，供电网格的边界接口值等于其包含的供电单元对应值之和，在本实施例中，供电网格的变电站母线电压为10kv。
[0077]
所述供电网格的变电站母线的约束条件是，分布式电源接入方案要确保间歇性可再生能源发电能本地消纳以及主变10kv侧开关潮流不倒送，当p
kg
大于0时，当前供电网格不能实现对间歇性可再生能源发电的本地消纳，应通过35kv及以上电源专线接入变电站高压侧母线。
[0078]
在设计优化内容时，首先确定10kv馈电线路接入母线分段的位置，确定分布式电源接入母线分段的位置，以实现母线分段上电源与负荷的平衡与优化，当10kv母线无法实现对间歇性可再生能源发电的本地消纳时，提高分布式电源的接入电压等级。
[0079]
所述供电区域的网供最大负荷表示如下：
[0080][0081]
所述供电区域的网购备用容量表示如下：
[0082]
[0083]
所述供电区域的发电最大出力需求表示如下：
[0084][0085]
其中，ra为供电区域a包含的供电网格数量，分别为供电区域a中供电网格q的网供最大负荷、网购备用容量、发电最大出力需求的边界接口值。
[0086]
由式(10)-(12)可知，供电区域的边界接口值等于其包含的供电网格对应值之和；所述供电区域的约束条件是，确保所述供电区域与公共电网的联络接口的交换功率波动性最小，从而改善系统负荷特性、提高线路负载率、降低电网投资规模，实现源网荷储各环节协调发展，提升系统运行安全和经济性。
[0087]
以兰考县域电网分层分级平衡方案为例：
[0088]
兰考县供电区域供划分为10个供电网格、25个供电单元，含居住、工业、商业、科研、医院、文体等多类型负荷，其中可调控负荷主要为规上企业用电负荷、充电桩用电负荷及居民空调负荷。
[0089]
对电网新能源消纳情况分析：
[0090]
2021年度夏期间，全社会最大负荷出现在7月14日15:55，最大负荷达42.22万千瓦；2020-2021年度冬期间，全社会最大负荷出现在1月7日19:20，最大负荷达41.7万千瓦；2021年5月26日11:05兰考电网新能源出力最大，总出力约为57.7万千瓦。
[0091]
截至2021年9月，兰考县新能源总装机85万千瓦，其中风电55.8万千瓦、光伏26.6万千瓦、生物质3.9万千瓦。2020年兰考县11.25亿千瓦时新能源发电量中，就地消纳电量9.75亿千瓦时，占发电量比重为86.7％，具体如表1所示。2021年以来兰考消纳新能源电量占比持续提升，1-9月份全县12.68亿千瓦新能源发电量中，就地消纳电量9.57亿千瓦时，占发电量比重为75.5％，具体如表2所示。
[0092]
表1兰考县2020年新能源本地消纳情况表
[0093]
单位：万千瓦时
[0094]
表2兰考县2021年1-9月新能源本地消纳情况表
[0095]
单位：万千瓦时
[0096]
根据兰考县统计局数据，兰考目前共有规上工业241家，报装容量为23.98万千伏安，2020年用电量3.38亿千瓦时，全年用电负荷曲线整体较为平稳，冬、夏两季叠加取暖、降温负荷稍高于春秋两季，年平均用电负荷为5.79万千瓦，最大用电负荷为14.39万千瓦，预期按照规上工业最大用电负荷的5％参与需求响应。
[0097]
兰考共建设投运公共充电桩112个，充电容量为0.59万千伏安，2020年最大充电负荷为0.47万千瓦。预期通过调节20％充电功率参与需求响应。
[0098]
居民空调负荷(夏季负荷与春秋季负荷差值)约占居民用电负荷的40％，2020年夏季约为12万千瓦，居民可通过提高空调设定温度参与需求响应。预期按照用户参与调控的响应度30％参与需求响应。
[0099]
2020年，兰考分布式电源装机78.4万千瓦，其中间歇性电源74.5万千瓦包括风电47.9万千瓦、光伏26.6万千瓦、可调控电源3.9万千瓦，包括秸秆发电2.4万千瓦、垃圾发电
1.5万千瓦。
[0100]
预期按照15万千瓦/30万千瓦时储能设施进行配置，储能能量转换效率约为90％，按照80％dod深度进行循环充放。
[0101]
以下对典型日平衡作具体分析：
[0102]
1.春季小负荷日
[0103]
春季小负荷日区域电网平衡曲线图如图4所示，春季负荷曲线整体呈现“双峰”态势，最小负荷出现在凌晨夜间，日间最小负荷一般出现在午后，最大负荷出现在晚间，日峰谷差率为47.9％。午间由于风电、光伏出力叠加导致10-15时调峰出现困难。夜间由于负荷水平较低、风电大发导致夜间0-5时调峰出现困难。
[0104]
优化前，联络接口互动功率在[-12.20万千瓦,14.68万千瓦]，波动区间为26.88万千瓦。
[0105]
优化后，考虑配置15万千瓦/30万千瓦时储能，依据负荷特性进行“两充两放”参与系统调节；5％规上工业用电负荷、20％充电功率参与需求响应；联络接口互动功率在[0万千瓦,7.62万千瓦]，波动区间降低71.65％。
[0106]
2.夏季大负荷日
[0107]
夏季大负荷日区域电网平衡曲线图如图5所示，夏季负荷曲线整体平稳，最小负荷出现在凌晨夜间，日间负荷持续高位，日峰谷差率为37.6％。夜间由于负荷水平较低、风电大发导致夜间0-7时、23-24时调峰出现困难。
[0108]
优化前，联络接口互动功率在[-12.88万千瓦,25.27万千瓦]，波动区间为38.15万千瓦。
[0109]
优化后，储能依据负荷特性进行“一充一放”参与系统调节；5％规上工业用电负荷、20％充电功率、30％居民空调负荷参与需求响应；联络接口互动功率在[-4.33万千瓦,8.84万千瓦]，波动区间为13.17万千瓦，波动区间降低65.48％。
[0110]
3.秋季小负荷日
[0111]
秋季小负荷日区域电网平衡曲线图如图6所示，秋季负荷曲线整体呈现“早晚双峰”态势，最小负荷出现在凌晨夜间，日间最小负荷一般出现在午后，最大负荷出现在晚间，日峰谷差率为44.6％。凌晨由于负荷水平较低、风电大发导致4-10时调峰出现困难。
[0112]
优化前，联络接口互动功率在[-9.73万千瓦,10.90万千瓦]，波动区间为20.63万千瓦。
[0113]
优化后，储能依据负荷特性进行“一充一放”参与系统调节；5％规上工业用电负荷、20％充电功率参与需求响应；联络接口互动功率在[-1.25万千瓦,3.68万千瓦]，波动区间为4.93万千瓦，波动区间降低76.10％。
[0114]
4.冬季大负荷日
[0115]
冬季大负荷日区域电网平衡曲线图如图7所示，冬季负荷曲线整体呈现“双峰”态势，最小负荷出现在凌晨夜间，最大负荷出现在晚间，日峰谷差率为46.6％。夜间由于负荷水平较低、风电大发导致夜间0-3时调峰出现困难。
[0116]
优化前，联络接口互动功率在[-10.75万千瓦,36.85万千瓦]，波动区间为47.6万千瓦。
[0117]
优化后，储能依据负荷特性进行“一充一放”参与系统调节；5％规上工业用电负
荷、20％充电功率、15％居民空调负荷参与需求响应；联络接口互动功率在[0万千瓦,27.39万千瓦]，波动区间降低42.46％。
[0118]
5.新能源最大出力日
[0119]
新能源最大出力日区域电网平衡曲线图如图8所示，新能源最大出力日负荷曲线整体平稳，日峰谷差率为28.17％。全天绝大部分时段新能源出力远大于负荷水平，0-19时调峰困难。
[0120]
优化前，联络接口互动功率在[-42.53万千瓦,9.36万千瓦]，波动区间为51.89万千瓦。
[0121]
优化后，储能依据负荷特性进行“一充一放”参与系统调节；5％规上工业用电负荷、20％充电功率参与需求响应；联络接口互动功率在[-31.56万千瓦,0万千瓦]，波动区间降低39.18％。
[0122]
上述分析归纳为表3所示，通过四个典型日及新能源最大出力日分析可以看出，兰考县域电网典型日的上网功率均为正值，分布式发电的穿透力较高，不能完全实现对间歇性可再生能源发电的本地消纳，且春季消纳率最小，调峰压力最大。在采用储能单一措施进行调节时，仅春季可实现“两充两放”，但随着新能源装机规模提升，储能调节空间逐步缩小，兰考电网逐步转变为送端电网，在采用“储能+多元调节负荷”联合优化后，兰考电网与公共电网互动功率波动区间明显降低，经济性更高，春、秋季优化效果优于夏、冬两季。
[0123]
表3兰考区域电网分层分级平衡分析
[0124][0125]
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的得同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。