一种考虑供电能力的低压配电网柔性互联规划方法与流程

本发明属于低压配电网柔性互联规划，具体涉及一种考虑供电能力的低压配电网柔性互联规划方法。

背景技术：

1、现阶段低压配电网供电能力主要受配电变压器负载率、新能源消纳能力以及配电网供电电压三大要素的影响。在配电变压器负载率方面常表现为空间与时间的二维差异化，这可能导致在负荷高峰期，部分配电网中配电变压器处于重载状态时某些配电变压器却长时间处于轻载状态。现有技术存在以下两点不足：

2、(1)现有技术通过配置或规划配电网资源解决配电变压器负载不均、新能源消纳能力不足或低压配电网末端低电压问题，但均只考虑了单一问题，而现阶段直流充电站、储能以及光伏的装机容量逐年提高，可能导致上述各类问题频繁同时出现，配电网柔性互联则可将直流充电站、光储电站等直流源荷储设施配置于直流配电网中，在减少换流装置投资与换流损耗、提升配电网对于直流源荷储设施承载能力的同时，提升低压配电网供电能力。

3、(2)传统单主体规划运行只需要考虑单一主体的不确定性，因而只需采用同一种方法对不确定性进行建模。而考虑到多主体规划运行模型，一方面各规划主体均包含独立的不确定性因素，另一方面各不确定性因素又具有各自的特征，此时需针对各主体特性采用不同的不确定性方法进行不确定性的建模。

4、因此，在配电网规划中利用配电网柔性互联技术提升配电网供电能力具有很重要的研究意义。

技术实现思路

1、本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种考虑供电能力的低压配电网柔性互联规划方法，可实现利用配电网柔性互联技术提升配电网供电能力。

2、本发明解决其技术问题是通过以下技术方案实现的：

3、一种考虑供电能力的低压配电网柔性互联规划方法，所述规划方法的步骤为：

4、步骤1考虑供电能力提升的低压配电网柔性互联规划框架；

5、步骤2考虑供电能力提升的低压配电网柔性互联规划模型构建；

6、步骤3多主体不确定性精细化建模。

7、而且，所述步骤1的考虑供电能力提升的低压配电网柔性互联规划框架的具体过程为：将现阶段影响低压配电网供电能力的主要场景抽象为a、b、c三类配电网，在低压配电网a中配置直流充电站，在低压配电网b中配置储能电站，在低压配电网c中配置光储电站，并采用分布式低压配电网柔性互联结构。

8、而且，所述步骤2的考虑供电能力提升的低压配电网柔性互联规划模型构建具体过程为：

9、1)光储联合电站模型构建：

10、a.目标函数：对光储联合电站而言，目标函数为：

11、

12、其中，cpvss rev为电站中光伏机组及其配套的储能设备带来的收益，cbessrev为独立的储能设备带来的收益，cpv invest为光伏机组及其配套的储能设备的投资成本，cbess invest为独立的储能设备的投资成本；

13、

14、其中，csell,t pvss为t时刻光储联合电站中光储系统(光伏机组及其配套的储能设备)向电网公司售电的售电电价，

15、cbuy,t pvss为t时刻光储联合电站中光储系统(光伏机组及其配套的储能设备)从电网公司购电的购电电价，

16、csell,t bess为t时刻光储联合电站中独立的储能设备向电网公司售电的售电电价，

17、cbuy,t bess为t时刻光储联合电站中独立的储能设备从电网公司购电的购电电价，

18、pt pvss为t时刻光储系统的实时出力，

19、pt,input pvess为t时刻配套的储能设备的输入功率，

20、ηpvess为配套的储能设备的运行损耗折算系数，

21、pt,output bess和pt,input bess为t时刻独立的储能设备的输出与输入功率，

22、ηbess为独立的储能设备的运行损耗折算系数，

23、αpv为光伏机组的投资折算系数，βi pv为型号为i的光伏机组的单位投资成本，

24、si pv为型号为i的光伏机组的投资数量，

25、αpvess为配套的储能设备的投资折算系数，

26、βi pvess为型号为i的配套的储能机组的单位投资成本，

27、si pvess为型号为i的配套的储能机组的投资数量，

28、αbess为独立的储能设备的投资折算系数，

29、βi bess为型号为i的独立的储能机组的单位投资成本，

30、si bess为型号为i的独立的储能机组的投资数量。

31、b.约束条件：

32、a.投资约束

33、

34、其中，smax pv与smin pv分别为光伏机组投资数量的上下限，

35、smax pvess与smin pvess分别为配套的储能机组投资数量的上下限，

36、smax bess与smin bess分别为独立的储能机组投资数量的上下限、值得注意的是当光伏机组及其配套的储能电站的投资数量为0时，该电站将成为储能电站；而当储能机组的投资容量为0时，该电站将成为光伏电站、由此，该模型可对光伏电站、储能电站以及光储电站三类设备进行规划；

37、b.储能运行约束

38、考虑到光储电站中配套的储能电站与独立的储能电站具有相同的运行机理，因此这里以独立的储能电站为例进行阐述。

39、储能充放电约束：

40、

41、其中pmax,output bess和pmax,input bess为储能机组的输出与输入功率的上限值；

42、

43、

44、储能的soc约束：

45、其中ct soc为t时刻储能的soc水平，

46、cmax soc与cmin soc分别为储能soc水平的上下限，

47、cinitial soc与cend soc分别为一个调度周期的开始与结束阶段储能的soc水平；

48、c.光储系统出力约束：

49、光储电站中光伏机组及其配套的储能设备组成的光储系统的出力约束

50、

51、该约束限制在光伏机组出力时，在各时段h内光储系统具有恒定的运行状态(以恒定速率增加出力、以恒定速率减少出力、以恒定功率平稳出力；

52、2)直流充电站模型构建：

53、a.直流充电站目标函数：对直流充电站(dc charging station，dccs)而言，目标函数为：

54、

55、其中，cdccs rev为直流充电站提供充电服务的收益，

56、cdccs invest为直流充电站的投资成本；

57、

58、其中，csell,t dccs为直流充电站发布的充电电价，

59、cbuy,t dccs为电网公司对直流充电站的售电电价，

60、ηdccs为直流充电站的运行损耗折算系数，

61、pt dccs为t时刻充电站的实时出力，

62、αdccs为直流充电桩的投资折算系数，βi dccs为型号为i的直流充电桩的单位投资成本，

63、si dccs为型号为i的直流充电桩的投资数量：

64、b.直流充电站约束条件

65、

66、其中，smax dccs与smin dccs分别为直流充电桩投资数量的上下限；

67、3)电网公司模型构建：

68、a.电网公司目标函数：对电网公司而言，目标函数如下：

69、

70、其中，cpvss rep为配置光储电站给电网公司带来的效益，

71、cdccs rep为配置直流充电站给电网公司带来的效益，

72、cinvest为电网公司的投资总成本，

73、cvsc inout为vsc自身向电网中注入/吸收无功功率的成本，

74、cdifferent loss为进行低压配电网柔性互联规划前后电网中网损变化量；

75、

76、其中，ct pp为电网公司发布的分时电价，

77、αvsc为vsc机组的投资折算系数，

78、βi vsc为型号为i的vsc机组的投资成本，

79、xi vsc为型号为i的vsc机组的0-1投资变量，

80、αline为低压配电网间联络线的投资折算系数，

81、βi line为型号为i的低压配电网间联络线的投资成本，

82、βi line为型号为i的低压配电网间联络线的0-1投资变量，

83、γvsc inout为vsc自身向电网中注入/吸收无功功率的单位成本，

84、qvsc t,inout为t时刻vsc自身向电网中注入/吸收的实时无功功率；

85、b.电网公司约束条件

86、a.电网公司潮流约束：本方法采用distflow模型描述配电网潮流；

87、b.电网公司安全约束：

88、

89、其中，m为交流节点集合，

90、n为直流节点集合，

91、umax ac与umin ac、umax dc与umin dc分别为交流节点与直流节点的电压上下限，

92、imax ac与imin ac、imax dc与imin dc分别为流经交流节点与直流节点的电流上下限，

93、pt,trans为低压配电网配变在t时刻的实时功率，

94、νtrans为配变安全运行折算系数，

95、strans为低压配电网配变的额定容量。

96、c.电网公司投资约束

97、

98、

99、其中，si vsc为型号为i的vsc机组容量，

100、smax vsc与smin vsc分别为vsc投资容量的上下限；

101、d.vsc运行约束

102、

103、其中，pt,j vsc,ac与pt,j vsc,dc分别代表t时刻下节点j处由vsc的交流端传递有功功率和直流端注入的有功功率，

104、ηvsc为vsc的转换效率，

105、pmax vsc,ac和pmin vsc,ac分别为vsc传递的有功上下限，

106、qmax vsc,ac和qmin vsc,ac分别为vsc发出无功功率的上下限。

107、而且，所述步骤3的多主体不确定性的精细化建模：

108、1)多主体不确定性的表征：

109、对于光伏出力的不确定性与电动汽车充电负荷的不确定性，本方法采用盒式不确定性集合进行表征，对于电网负荷的不确定性则通过建立基于wasserstein距离的不确定集合进行表征，具体有：

110、

111、其中，γpv、γev、ψload分别为光伏出力、电动汽车充电负荷以及电网负荷的实际值，pv、ev分别为光伏出力和电动汽车充电负荷的预测值，

112、γpv、γev分别为光伏出力和电动汽车充电负荷的不确定系数，

113、w(p0，p)为电网负荷的场景概率基准集合，

114、p0与电网负荷的场景概率集合p间的wasserstein距离，

115、e为以场景概率基准集合p0为球心的wasserstein球的半径；

116、2)多主体不确定性的精细化建模：

117、考虑到极端天气概率不断增加会对光储联合电站带来一定的风险因此光储联合电站采用的风险规避策略模型可表示为：

118、

119、其中cpvss为光储联合电站的预期收益值，σpv为光储联合电站的期望收益偏差系数；

120、电动汽车保有量的增加会带来更高的电动汽车充电需求，进而为直流充电站带来更高的收益，因此直流充电站采用的投机套利策略可表示为：

121、

122、其中cdccs为直流充电站的预期收益值，σev为直流充电站的期望收益偏差系数；

123、考虑到电网负荷的年增长率较为固定且电网公司有较为详尽的历史数据，因此采用基于wasserstein距离的分布鲁棒方法加以处理；

124、

125、本发明的优点和有益效果为：

126、1.本发明的考虑供电能力的低压配电网柔性互联规划方法，能够有效解决低压配电网配电变压器负载不均、新能源消纳能力不足以及配电网末端低电压三大问题，有效提升低压配电网供电能力。

127、2.本发明的考虑供电能力的低压配电网柔性互联规划方法，首先构建影响低压配电网供电能力的主要场景，根据各场景现状及需求确定规划对象，建立考虑供电能力提升的低压配电网柔性互联规划框架。其次，建立了考虑供电能力提升的低压配电网柔性互联规划模型，其中光储联合电站和直流充电站以第三方投资商的获利最大为目标，电网公司则以进行低压配电网柔性互联规划的获利最大为目标。

128、3.本发明的考虑供电能力的低压配电网柔性互联规划方法，能够有效处理同时考虑的光储电站、直流充电站以及电网公司的多主体规划运行问题；在多主体不确定性的精细化建模的参数选取方面，igdt方法的期望收益偏差系数选取对规划结构影响较大，实际中应根据相关历史数据信息并结合当地实际需求确定，基于wasserstein距离的分布鲁棒方法的wasserstein球半径越大，候选概率分布也就越恶劣，电网公司规划收益也就越低；在方法对比方面，相较于其它方法，本文采用的igdt+分布鲁棒方法能够兼顾规划的经济性与保守性。