考慮儲能的變電站優化規劃

陳 浩，孫春順，余志勇，張 媛，李 杏

（1.長沙理工大學電氣與信息工程學院，湖南長沙410114；2.廣東電網公司湛江供電局，廣東湛江524000）

1 引言

變電站的選址規劃關系到電網的電源配置與網架布置，是電網經濟穩定運行的重要影響因素［1］。變電站的選址優化是在滿足負荷需求、線路容量和城市規劃要求的前提下，選擇合適的新建變電站位置，使得建設與運行費用最小。變電站選址規劃時需要考慮的因素很多，比如負荷預測準確性［2］、地理空間信息［3］等。變電站的選址原則有很多，而靠近負荷中心應該是這些選址原則里比較重要的一條。儲能接入電網后，能夠調節負荷峰谷差，平滑負荷曲線，改變區域負荷密度［4］。隨著儲能在電力系統中的比例增大，對負荷峰谷差的調節作用也將加大。因此，變電站的優化規劃應當越來越重視儲能因素所帶來的影響。

文獻［5］考慮了分布式電源對變電站綜合優化規劃的影響，其中儲能技術用來平衡風力發電的輸出功率。文獻［6］探討了儲能裝置在延緩配電網升級方面的價值，并分析了儲能應用于配電網延緩升級方面需要注意的問題。文獻［7］在含有可再生能源發電的典型配電網中，比較了變電站擴容建設方案與接入儲能裝置兩種方案的優劣。以上研究主要集中在儲能裝置與可再生能源發電相配合對變電站擴容建設的影響，或者是將接入儲能裝置直接作為變電站擴容的替代方案，對于儲能系統接入電網后，對新建變電站規劃的影響這方面的研究很少。

本文研究了儲能在電網中的控制策略，利用作加權Voronoi圖［8］的方法，對含儲能的地區進行新建變電站優化規劃。

2 儲能系統的控制方式

儲能系統最大的特點在于能夠儲存電能和釋放電能，這實現了電能在時間和空間上的轉移，從而能夠調節負荷的峰谷差，調節作用的效果與儲能系統的充放電策略有關。

本文中儲能系統采用功率差控制方式，即根據儲能裝置的容量和負荷曲線設置充放電功率的閥值，然后根據負荷曲線與閥值的功率差，確定每個時段的充放電功率。計算公式如下：

式中：Pdt和Pct分別為單位時段的放電功率和充電功率；Pf為放電的最小功率閥值；Pb為充電的最大功率閥值；Δt為單位時長；t1和t2分別為放電和充電的起始時間點；T1和T2分別為放電和充電的總時長；W為儲能系統容量；Pmax和Pmin為負荷的峰值和谷值；Pav為平均功率。該式表示：儲能系統的充電總量應大于或等于放電總量，兩者均小于儲能系統的容量。當系統為完全補償時，Pav＝Pb＝Pf。

3 變電站優化規劃的數學模型

合理的變電站優化規劃遵循的主要原則包括靠近負荷中心，網架布局合理，供電半徑合理以及變壓器容量滿足容載比要求。儲能接入電網后，能夠減小接入點負荷最大電能需求量，改變區域負荷密度。儲能系統對目標負荷調節量的大小與儲能系統的控制方式有關。具體的數學描述如下：

式中：f（Si）和u（Si）分別為第i個新建變電站的投資費用和年運行費用；n為新建變電站的個數；N為新建變電站的總數；Si為第i個變電站的容量；r0為貼現率；ms為變電站的使用年限；lij和lih為變電站i分別與普通負荷j和受儲能調節的負荷h之間線路的長度；Wj和Wh分別為普通負荷點j和受儲能調節的負荷點h的有功負荷；Jp和Jh分別為變電站所供普通負荷與受儲能調節負荷的集合；α 為單位長度的線路投資費用；β 為線路網損的折算系數。

假設在用電高峰期，儲能對負荷的輸出功率按照負荷占Jh總負荷的比例分配，該比例用ηh表示，Ph表示受儲能調節點的實際負荷，Pz表示集合Jh的總負荷，Pdt·max表示儲能裝置的額定功率。

變電站與負荷點不是直線相通的，為此設定曲折系數P；Dij和Dih表示變電站分別與負荷點j和h之間的直線距離。

約束條件：

式中：e（Si）為第i個變電站的負載率；cosφ為功率因數；Ri為第i個變電站供電半徑的限值。

4 基于加權Voronoi圖的變電站選址

4.1 加權Voronoi圖

作為常規Voronoi圖的一種擴展形式，加權Voronoi圖可定義為：設二維空間上一個控制點集P＝（P1，P2，…，Pn），3≤n＜∞，給定n個正實數λi（i＝1，2，…，n），則任意點的加權Voronoi圖可定義為：

式中：d（Pi，Pj）表示Pi和Pj之間的歐氏距離，Pi≠Pj，i≠j，i，j∈｛1，2，…，n｝。x為平面上任意點。通過V（Pi，λi）將平面分割成n部分，λi即點Pi的權重（圖1中各點附近的數字即該點的權重）。常規Voronoi圖就是權重相等的加權Voronoi圖，如圖1所示。

圖1 加權Voronoi圖

根據常規V圖的空圓特性，半徑最大的最大空圓即為理論上最適合新建變電站的區域，對應的結點即為新建變電站的最佳站址。

加權V圖通過對發生元附加權重，能夠反映出負荷分布不均勻，各變電站的額定容量和負載率不同對變電站供電范圍的影響。

4.2 計算流程

首先，根據目標年的負荷總量、儲能電站的總額定功率、已建變電站容量以及可建變電站容量類型來確定新建變電站的個數范圍；運用整數規劃的優化技術得到新建變電站的最佳容量組合；根據規劃區域是否含有已建變電站兩種情況，分別采用不同的方法產生新建變電站初始站址；然后，結合加權Voronoi圖和交替定位分配算法確定新建站建址及其供電范圍；最后，以年費用最小的方案作為最終規劃方案。

4.3 確定新建站個數

根據預測的目標年負荷總量，預計的儲能電站容量以及已有變電站容量，可以求出目標年的供電需求。在根據給定的變電站容量類型集合，就可以得出需要新建的變電站個數的最大值nmax和最小值nmin，則新建變電站個數n∈［nmax，nmin］。

4.4 確定新建站容量組合

根據目標年的供電需求和給定的新建變電站容量類型，在新建變電站個數范圍內，可以確定m組新建站容量組合。針對這一問題，建立數學模型如下：

式中：k為變電站容量類型個數；Ti為第i種變電站的投資費用；Ui為第i種變電站的運行費用；xi為第i種變電站的數量；Si為考慮負載率后第i種變電站的容量；Sexist為考慮負載率后已建變電站的總容量；Senergy為慮充放電效率后儲能電站的總容量；W為標年總負荷。

該容量組合問題的規模不大，因此，采用整數規劃的優化技術來解決。

4.5 新建變電站選址

4.5.1 選擇初始站址

變電站選址的首要原則就是要靠近負荷中心。儲能系統接入到配電網后，將會減小負荷的峰值，改變區域負荷密度，負荷分布將趨向均勻化，負荷中心也將偏移。

4.5.1.1 確定無已建站的初始站址

針對變電站應靠近負荷中心的原則，在沒有建變電站的區域，以負荷矩最小［9］為準則求出初始新建站址，再結合專家意見，確定新建變電站初始站址。新建站址公式如下：

式中：JA＝Jp∪Jh，負荷點包括普通負荷與受到儲能調節的負荷；（uti＋1，vti＋1）為變電站i在第t+1次迭代的橫、縱坐標；（xj，yj）為負荷點j的坐標；Wj為JA集合中負荷點的負荷值

4.5.1.2 確定已有變電站的初始站址

Voronoi圖的空心圓特性能夠找出區域內變電站供電的空白區，而且半徑最大的空心圓對應的結點即可認為是建設新變電站的最佳位置。儲能系統接入配電網后，將改變部分區域的負荷密度。該區域如果包括已有變電站的供電區域，則已建變電站站址將偏離負荷中心。因此，為了使得新建變電站更接近于負荷中心，初始站址的選取步驟如下：

步驟一：以已建變電站為頂點，產生Voronoi圖。

步驟二：對于受到儲能調節而改變負荷中心的區域，假設已建變電站遷址至新負荷中心，并以新形成的已建變電站站址為頂點，重新產生Voronoi圖。負荷中心按下式求取：

式中：（X，Y）為負荷中心坐標；（Xi，Yi）為負荷點i（受到儲能調節區域內的任意負荷）的坐標；Pi為負荷點i的負荷值。

步驟三：求出新Voronoi圖各結點對應的最大空心圓。

步驟四：由目標年負荷分布情況及負荷密度確定變電站站間距離的最小容許值ε，并比較兩個結點間的距離，若小于ε，則刪去最大空心圓半徑較小的結點。

步驟五：如果新建變電站個數為n，選取最大空心圓半徑較大的n個結點作為初始站址。

4.5.2 確定新建站址及供電范圍

在確定了新建變電站的初始站址后，結合加權Voronoi圖和交替定位分配算法確定新建變電站的站址及其供電范圍。具體步驟如下：

步驟一：以已建變電站站址和新建變電站初始站址為發生元構造Voronoi圖。

步驟二：在新建變電站對應的V曲邊形中，以

4.5.1.1 節所提的負荷矩最小為準則，優化新建變電站站址。

步驟三：以優化得到的新建變電站站址和已建變電站站址構造加權Voronoi圖。其中，權重為變電站的供電半徑與區域負荷的等價半徑之比，計算公式為：

式中：ω（i）為權重；W（i）為分區總負荷；e（i）為分區實際負荷；P（i）為分區內受儲能調節的實際負荷；S（i）為變電站的額定容量；γ為變電站根據主變“N-1”原則得到的最高負載率。

通過以上三個步驟迭代進行，直至變電站的站址變動小于閥值，最終得到新建變電站的站址。

5 算例分析

5.1 無已建站的變電站規劃

以某高新科技園部分區域110kV變電站規劃為例。該區域總面積10.5km2，可劃分為127個小區，預測目標年總負荷為256MW。預計儲能電站的總容量為60MW，總額定功率為16MW，充放電效率取0.9。有80個小區與儲能電站相連，總體最大負荷為145MW，最小負荷為80MW。規劃區域內沒有建變電站。

圖2 與儲能相連小區的典型負荷曲線

如圖2所示為與儲能相連小區的典型負荷曲線。根據負荷曲線和儲能總額定功率，設定放電的最小功率閥值為130MW，充電的最大功率閥值為100MW。再根據負荷曲線與閥值的功率差，得到儲能的平均充放電功率為：1:30-3:30充電功率為7.5MW，3:30-5:30充電功率為15MW，5:30-7:30充電功率為7.5MW；10:00-12:00放電功率為10MW，15:00-17:00放電功率為10MW，20：00-22:00放電功率為10MW。

該規劃區域內沒有建變電站，目標年需用電量為241MW，按照容載比為1.8計算，新建變電站的數量及容量為：3座2×40MW和1座2×50MW。

采用文獻［8］方法和本文考慮儲能的規劃方法計算結果如圖3、圖4和表1所示。

圖3 基于加權Voronoi圖方法規劃結果

圖4 考慮儲能的變電站規劃結果（灰色點為儲能調節小區的負荷）

表1 是否考慮儲能的規劃結果比較

5.2 含已建站的變電站規劃

規劃區域面積為65km2，共劃分為243個小區，其目標年預測總負荷為725MW，預計投入運行的儲能總容量為80MW，總額定功率為20MW，轉換效率為0.9。儲能調節的小區為126個，最大負荷為450MW，最小負荷為200MW。

圖5 受儲能調節負荷的典型日負荷曲線

如圖5所示為受儲能調節負荷的典型日負荷曲線。根據負荷曲線和儲能總額定功率，設定放電的最小功率閥值為430MW，充電的最大功率閥值為180MW。根據負荷曲線和閥值的功率差，得到每時段的平均充放電功率為：2:00-4:00的充電功率為11MW，4:00-6:00的充電功率為18MW，6:00-8:00的充電功率為11MW；14:00-16:00放電功率為4MW，16:00-18:00放電功率為14MW，18:00-20:00放電功率為18MW，20:00-22:00放電功率為4MW。

該規劃區已有2座2×50MVA的110kV變電站。容載比為1.8，則新建變電站的數量及容量為：4座3×40MVA和3座3×50MVA。分別按照考慮儲能和不考慮儲能兩種情況，對7座新建變電站進行選址和供電區域劃分，計算所得規劃結果如圖6、圖7和表2所示。

圖6 基于加權Voronoi圖方法規劃結果

圖7 考慮儲能的變電站規劃結果（灰色點為儲能調節小區的負荷）

表2 兩種不同情況的規劃結果比較

從圖5－7的規劃結果可以看出，無論規劃區域內是否含有已建變電站，儲能接入電網后，都將使得區域內的負荷分布更均勻，負荷中心向未連接儲能裝置的區域方向偏移。同時，由于區域負荷密度的改變，新建變電站在加權Voronoi圖中的權重有改變，供電范圍內受儲能調節的負荷越大，權重越小。

從表1和表2可以看出，由于儲能對負荷峰谷差的調節作用，減少了線路的網絡損耗費用。

6 結束語

本文主要考慮儲能接入電網后對變電站規劃的影響，建立了考慮儲能的變電站綜合規劃模型，運用作加權Voronoi圖的方法，對于是否考慮儲能的變電站規劃做了比較。比較結果表明，儲能接入電網后，將使得負荷中心向未連儲能的方向偏移，新建變電站的站址也會隨之偏移，供電范圍隨之改變；同時，儲能系統能夠調節負荷的峰谷差，減少電網損耗費用。

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