復(fù)雜交直流電網(wǎng)系統(tǒng)級新型儲能協(xié)調(diào)規(guī)劃布局方法

盧洵，張東輝，周姝燦，龔賢夫，張海波，薛熙臻，吳云蕓，徐蕓霞

（1. 廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司，廣州 510620；2. 清華四川能源互聯(lián)網(wǎng)研究院，成都 610000；3. 廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司電網(wǎng)規(guī)劃研究中心，廣州 510620；4. 華北電力大學(xué)，北京 102206；5. 華中科技大學(xué)，武漢 430074）

0 引言

目前我國正在構(gòu)建新能源占比逐漸提高的新型電力系統(tǒng)［1-2］，新型儲能作為儲能技術(shù)中的重要方向，應(yīng)用需求也隨著新能源比例快速提升而急劇上升［3-4］。新型儲能的快速規(guī)?；瘧?yīng)用，面臨著投資回收和政策機(jī)制問題［5-7］，同時建設(shè)規(guī)模及選點(diǎn)布局優(yōu)化等規(guī)劃技術(shù)難題［8-10］仍未完全解決。如何統(tǒng)籌考慮新型儲能復(fù)合功能及應(yīng)用場景，從系統(tǒng)全局角度論證儲能規(guī)劃配置［11］，包括總體規(guī)模以及協(xié)調(diào)布局是當(dāng)前面臨的重要技術(shù)問題。

近年來，已有學(xué)者在儲能規(guī)劃配置方法方面開展了一些研究。在促進(jìn)新能源消納配置儲能方面，文獻(xiàn)［12］提出了一種高風(fēng)電滲透率下考慮電網(wǎng)頻率支撐需求的儲能系統(tǒng)配置方法，主要聚焦在儲能系統(tǒng)對保持電網(wǎng)頻率穩(wěn)定所需要提供的有功功率調(diào)節(jié)量配置上。文獻(xiàn)［13］提出了一種基于混合整數(shù)規(guī)劃的儲能與可再生能源聯(lián)合優(yōu)化的量化模型與方法，實現(xiàn)對系統(tǒng)多時間尺度儲能需求的統(tǒng)籌優(yōu)化。在用戶側(cè)配置儲能方面，文獻(xiàn)［14］從提高用戶側(cè)電池儲能投資與運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，降低用戶用電成本的角度，提出了用戶側(cè)電池儲能配置優(yōu)化及運(yùn)行調(diào)度滾動優(yōu)化方法。在電網(wǎng)側(cè)儲能配置方面，文獻(xiàn)［15］提出了保障電網(wǎng)安全場景、輸配電功能及降低網(wǎng)損場景等電網(wǎng)側(cè)儲能的應(yīng)用價值。儲能同時具備調(diào)峰調(diào)頻、平滑波動、削峰填谷、提升電網(wǎng)安全能力等復(fù)合功能［16-20］，已有論文大部分聚焦于某個具體場景的儲能規(guī)劃配置，對考慮儲能多重復(fù)用功能的系統(tǒng)整體儲能規(guī)劃規(guī)模論證較少，同時也缺乏儲能規(guī)劃布局優(yōu)化方法研究。

本文統(tǒng)籌考慮新型儲能復(fù)合功能及應(yīng)用場景，從系統(tǒng)全局角度論證儲能規(guī)劃配置規(guī)模以及協(xié)調(diào)布局，提出了系統(tǒng)級新型儲能布局規(guī)劃兩階段法，給出了規(guī)劃方法的相關(guān)模型和流程，并以某省級2025年規(guī)劃電網(wǎng)為基礎(chǔ)，對復(fù)合場景下儲能配置規(guī)模及布局開展案例論證，驗證了模型和方法的有效性。

1 儲能規(guī)劃分析主要計算方法

目前常見的電力電量平衡評估方法主要包括3種：典型日法、隨機(jī)生產(chǎn)模擬法、時序生產(chǎn)模擬法［21］?；诘湫腿辗ǖ碾娏ζ胶?，是一種基于典型日高峰負(fù)荷時刻系統(tǒng)內(nèi)機(jī)組確定性開機(jī)邊界處理方法［22］。傳統(tǒng)系統(tǒng)中新能源比例較小，該類方法對結(jié)果影響不大。但是在高比例新能源場景下，僅以新能源某一出力值作為輸入邊界條件，難以客觀反映電力系統(tǒng)運(yùn)行實際情況，可能存在高峰時期電源頂峰能力評估保守，而低谷時段新能源反調(diào)峰能力評估不足導(dǎo)致系統(tǒng)實際棄電率偏高的情況［23］。隨機(jī)生產(chǎn)模擬法是一種基于概率生產(chǎn)仿真和啟發(fā)式的實用評估算法，該方法計算速度較快［24-25］，但由于無法模擬機(jī)組組合情況，也難以考慮機(jī)組爬坡性能、調(diào)峰能力等因素，對于系統(tǒng)電力及調(diào)峰平衡評估具有一定的局限性。時序生產(chǎn)模擬法是一種精細(xì)化電力平衡分析方法，采用新能源和負(fù)荷的時序數(shù)據(jù)，通?？筛鶕?jù)需要對負(fù)荷特性和新能源出力特性進(jìn)行不同時間尺度模擬，同時詳細(xì)考慮機(jī)組開機(jī)組合、調(diào)峰能力等制約性因素，逐時段模擬電力系統(tǒng)供電能力和消納新能源的情況［26-27］。

在高比例新能源系統(tǒng)中，典型日法主要用來開展常規(guī)電源投資決策規(guī)劃分析，并初步評估系統(tǒng)運(yùn)行可靠性和充裕度。時序生產(chǎn)模擬法可詳細(xì)評估不同電源類型、開機(jī)組合、儲能充放電策略等對新能源消納的影響，但對于系統(tǒng)充裕度評估相對樂觀，建議結(jié)合實際應(yīng)用場景，充分取長補(bǔ)短，交叉配合選取，本文主要采用時序生產(chǎn)模擬法開展有關(guān)工作。

2 系統(tǒng)級新型儲能規(guī)劃兩階段法

儲能規(guī)劃是當(dāng)前新型電力系統(tǒng)建設(shè)中的熱點(diǎn)和難點(diǎn)問題，已有學(xué)者在開展大量研究［12-20］，但是現(xiàn)有研究大部分聚焦于某個具體場景的儲能規(guī)劃配置，缺少考慮多場景儲能協(xié)調(diào)規(guī)劃優(yōu)化方法研究，同時對儲能優(yōu)化布局問題涉及較少。本文提出大規(guī)模新能源并網(wǎng)背景下，統(tǒng)籌考慮多場景新型儲能協(xié)調(diào)規(guī)劃兩階段法，介紹如下。

第一階段主要明確系統(tǒng)級儲能整體配置規(guī)模，本文在確保系統(tǒng)規(guī)劃投資和運(yùn)行綜合成本較低，合理控制新能源棄電水平為前提，以提升系統(tǒng)新能源消納能力及系統(tǒng)安全可靠性為主要優(yōu)化目標(biāo)。

第二階段在初步確定儲能配置需求基礎(chǔ)之上，統(tǒng)籌考慮解決新能源消納及外送、負(fù)荷密集地區(qū)網(wǎng)絡(luò)阻塞、暫態(tài)穩(wěn)定問題等，優(yōu)化新型儲能安裝位置及布點(diǎn)規(guī)模。

兩階段法整體規(guī)劃流程如圖1所示。

圖1 新型儲能系統(tǒng)規(guī)劃布局的兩階段法流程圖Fig. 1 Flow chart of two-stage method for planning and layout of new energy storage

第一階段采用雙層規(guī)劃模型框架，上層目標(biāo)函數(shù)主要為系統(tǒng)規(guī)劃投資和運(yùn)行綜合成本最低，主要包含系統(tǒng)投資綜合評價指標(biāo)Cinv和運(yùn)行成本Coper，約束變量為控制新能源棄電率在約定水平、評估復(fù)雜交直流電網(wǎng)的潮流、電壓及多直流相互影響的指標(biāo)約束；下層考慮系統(tǒng)運(yùn)行及儲能控制策略優(yōu)化以及風(fēng)光出力隨機(jī)特性，在一定的規(guī)劃方案下對具體場景運(yùn)行綜合成本進(jìn)行優(yōu)化，目標(biāo)函數(shù)為運(yùn)行綜合成本最優(yōu)，決策變量為各類靈活性資源綜合運(yùn)行策略（以新型儲能運(yùn)行策略優(yōu)化為主）。主要表達(dá)式如式（1）所示。

式中：F(·)、f(·)分別為上、下層優(yōu)化目標(biāo)函數(shù)；G(·)、H(·)為上層投資約束，包含儲能投資約束和安裝數(shù)量等；g(·)和h(·)為下層運(yùn)行約束，包含功率平衡約束、電流約束、電壓約束以及系統(tǒng)內(nèi)多回路直流間的相互作用約束等；xinv為投資決策變量；xoper為運(yùn)行變量；ζ為不確定性參數(shù)，主要集中在下層運(yùn)行過程中，應(yīng)用生成的不確定時序場景集描述系統(tǒng)的不確定性波動。

第二階段主要考慮新能源匯集地區(qū)220 kV 及以上輸電網(wǎng)外送斷面能力，以及負(fù)荷中心地區(qū)500 kV 主網(wǎng)架受電能力約束，同時考慮多直流饋入地區(qū)有效短路比等指標(biāo)約束情況，對第一階段儲能需求做規(guī)劃布局優(yōu)化，并將優(yōu)化后的儲能布局進(jìn)一步驗證第一階段的儲能規(guī)劃規(guī)模，直到規(guī)劃規(guī)模及布局最優(yōu)為止。

3 系統(tǒng)級儲能協(xié)調(diào)規(guī)劃布局的模型建立

3.1 第一階段：上層規(guī)劃層模型

1） 目標(biāo)函數(shù)

規(guī)劃層模型目標(biāo)函數(shù)為系統(tǒng)投資綜合評價指標(biāo)和運(yùn)行成本最低，系統(tǒng)投資綜合評價指標(biāo)包含系統(tǒng)投資成本（含電源、網(wǎng)架和儲能建設(shè)投資等），以及電網(wǎng)運(yùn)行風(fēng)險和降低新能源棄電率、提升電網(wǎng)重要節(jié)點(diǎn)削峰填谷能力、減少多直流饋入地區(qū)安全穩(wěn)定風(fēng)險等綜合評估指標(biāo)，運(yùn)行成本在下層中單獨(dú)優(yōu)化，決策變量為儲能布局和額定功率容量，表示如下。

其中儲能投資成本包括以下部分。

其中，儲能壽命周期TN指的是將下層運(yùn)行模型中各次不同深度的放電循環(huán)折算為100%放電深度下的等效全循環(huán)次數(shù)，計算如下。

式中：Neq為電池儲能的日累計等效循環(huán)次數(shù)；N0為電池以100%放電深度充放電，達(dá)到壽命終點(diǎn)時的循環(huán)次數(shù)；為電池儲能在t時刻的放電深度；kp為曲線擬合參數(shù)；St為電池儲能在t時刻的荷電狀態(tài)。

考慮到實際問題的復(fù)雜性，優(yōu)化的相關(guān)變量和函數(shù)可以根據(jù)優(yōu)化重點(diǎn)有所選擇和簡化，例如為聚焦問題，規(guī)劃系統(tǒng)靈活性評估指標(biāo)可以省略。另外，對于復(fù)雜交直流電網(wǎng)來說，多直流集中饋入導(dǎo)致的電網(wǎng)直流多重?fù)Q相失敗以及直流換相失敗后嚴(yán)重?zé)o功沖擊導(dǎo)致的電壓失穩(wěn)風(fēng)險是復(fù)雜交直流電網(wǎng)規(guī)劃的重大風(fēng)險因素，因此引入指標(biāo)反映多直流饋入電網(wǎng)運(yùn)行風(fēng)險，具體為儲能優(yōu)化布局并采用科學(xué)的控制策略后降低各回直流間的多饋入相互作用因子（multi-infeed interaction factor，MIIF），減少直流發(fā)生換相失敗風(fēng)險，構(gòu)建多直流饋入系統(tǒng)電網(wǎng)風(fēng)險指標(biāo)如下。

式中：Ndc為直流線路總數(shù)；為配置儲能后直流e對直流f的MIIF；we為直流e的換相失敗權(quán)重，權(quán)重越大，該直流發(fā)生換相失敗對其余直流的影響越大，總體風(fēng)險初步判斷也會較大，儲能應(yīng)優(yōu)先降低此直流與其他直流間的MIIF（采用考慮儲能動作后電壓比值進(jìn)行計算）。該指標(biāo)也可以根據(jù)實際情況，采用電網(wǎng)穩(wěn)定極限、多直流短路比等指標(biāo)代替。

2） 約束條件

（1）節(jié)點(diǎn)允許安裝儲能額定功率和容量約束

為避免儲能資源的投資浪費(fèi)，安裝的儲能功率和容量需根據(jù)布局位置的負(fù)荷密度進(jìn)行約束，即對系統(tǒng)削峰填谷進(jìn)行優(yōu)化。

（2）系統(tǒng)新能源棄電約束

系統(tǒng)新能源棄電率應(yīng)控制在限值以內(nèi)，如式（10）所示。

3.2 第一階段：下層運(yùn)行層模型

1） 目標(biāo)函數(shù)

下層模型為具體場景的系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化子問題，在上層模型輸出的一定規(guī)劃方案下，考慮系統(tǒng)運(yùn)行、儲能控制策略優(yōu)化以及風(fēng)光出力隨機(jī)特性等，將目標(biāo)函數(shù)設(shè)為運(yùn)行綜合成本最小，決策變量為儲能規(guī)模布局及各類靈活性資源綜合運(yùn)行策略（以新型儲能運(yùn)行策略優(yōu)化為主），即：

式中：s、S分別為系統(tǒng)運(yùn)行場景的維度和場景集；ρs為第s個運(yùn)行場景發(fā)生的概率；分別為t時刻的系統(tǒng)綜合運(yùn)行成本、系統(tǒng)發(fā)電成本、靈活性資源調(diào)用成本、儲能運(yùn)行成本、新能源棄電懲罰成本、電力供應(yīng)受限懲罰成本和系統(tǒng)可靠性懲罰成本；T為統(tǒng)計周期；Δt為時間尺度。

其中，系統(tǒng)發(fā)電成本為：

各類非儲能靈活性資源調(diào)用成本為：

儲能運(yùn)行成本為：

式中：NBS為系統(tǒng)內(nèi)儲能系統(tǒng)總數(shù)；分別為t時刻儲能系統(tǒng)bs的放電功率與充電功率；分別為t時刻儲能系統(tǒng)bs的單位放電成本與充電成本。

新能源棄電懲罰成本為：

電力供應(yīng)受限懲罰成本為：

系統(tǒng)可靠性懲罰成本如式（18）所示。

2）約束條件

（1）功率平衡約束

式中：PG(t)為系統(tǒng)常規(guī)電源出力；PPV(t)為系統(tǒng)光伏出力；PW(t)為系統(tǒng)風(fēng)電出力；PESS，DIS(t)、PESS，CH(t)分別為儲能系統(tǒng)放電功率、充電功率；PSEC(t)為與外部網(wǎng)絡(luò)通過聯(lián)絡(luò)線交換的功率，送入為正，送出為負(fù)；PLOAD(t)為系統(tǒng)負(fù)荷。

（2）局部靈活性約束

要求線路負(fù)荷承受度在系統(tǒng)運(yùn)行過程中不能為負(fù)數(shù)，即系統(tǒng)各時刻需滿足線路潮流約束，包含最大傳輸容量約束和角度極限約束。

（3）常規(guī)機(jī)組約束

（4）儲能系統(tǒng)運(yùn)行約束

儲能充放電功率約束為：

儲能荷電狀態(tài)約束為：

儲能壽命約束為：

式中：TN為儲能實際的循環(huán)壽命；Tfit為儲能固定的服務(wù)壽命年限。

（5）靈活性資源響應(yīng)時間約束

各靈活性資源在達(dá)到各自的響應(yīng)時間之前，出力保持不變。

一般電化學(xué)儲能響應(yīng)時間很短，故在火電和抽水蓄能響應(yīng)前，主要通過電化學(xué)儲能調(diào)節(jié)功率缺額；在其他調(diào)節(jié)資源響應(yīng)后，火電、抽水蓄能和電化學(xué)儲能共同參與調(diào)節(jié)功率缺額。

3.3 模型求解

本文采用多目標(biāo)遺傳算法NSGA-II 求解上層模型，得到系統(tǒng)整體的儲能配置規(guī)模和初步布局，在此基礎(chǔ)上，下層模型采用MATLAB 平臺調(diào)用Gurobi進(jìn)行求解，優(yōu)化以新型儲為主的各類靈活性資源在不同場景下的運(yùn)行策略，并將其返回給上層模型。通過交替迭代求解方法，直到滿足迭代結(jié)束要求，輸出最終儲能配置策略，具體求解流程如圖2所示。

圖2 雙層規(guī)模模型求解算法流程Fig. 2 The flow chart of the solution algorithm of the two-level programming model

3.4 第二階段：場景約束下的儲能規(guī)劃優(yōu)化方法

1） 新能源匯集區(qū)域送出斷面約束

新能源匯集區(qū)域通常在遠(yuǎn)離負(fù)荷中心的偏遠(yuǎn)地區(qū)，需經(jīng)過外送通道匯集后并入電網(wǎng)進(jìn)行消納，但通常由于新能源裝機(jī)規(guī)模擴(kuò)張迅速，電網(wǎng)傳輸線路建設(shè)或改造速度滯后，導(dǎo)致因外送通道傳輸能力限制而產(chǎn)生棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象。本文考慮新能源匯集地區(qū)220 kV 及以上輸電網(wǎng)外送斷面能力約束，總結(jié)該場景下儲能配置的具體方法包括以下內(nèi)容。

（1）阻塞外送線路識別：根據(jù)系統(tǒng)時序生產(chǎn)模擬，分析220 kV 及以上線路的利用小時數(shù)和阻塞時間，識別數(shù)出系統(tǒng)內(nèi)新能源外送通道阻塞嚴(yán)重的輸電線路。

（2）棄電嚴(yán)重的新能源場站識別：通過不同地區(qū)新能源全年棄電量對比，識別出棄電量超過目標(biāo)限值的新能源站點(diǎn)。

（3）消納薄弱環(huán)節(jié)儲能容量配置：將上述線路和風(fēng)電場站確定為新能源消納的薄弱環(huán)節(jié)，設(shè)置新能源消納目標(biāo)值約束，考慮儲能技術(shù)經(jīng)濟(jì)特性，以系統(tǒng)投資綜合評價指標(biāo)和運(yùn)行成本最小為目標(biāo)，采用粒子群優(yōu)化方法迭代求解薄弱環(huán)節(jié)的儲能配置容量。

2） 負(fù)荷中心主網(wǎng)架受電約束

對于負(fù)荷密集區(qū)，通常會因為電網(wǎng)本身容量的限制，導(dǎo)致系統(tǒng)在尖峰負(fù)荷下出現(xiàn)線路或主變有功越限的情況，因此，考慮在距離負(fù)荷密集區(qū)較近和潮流越限的線路附近配置儲能來緩解阻塞情況，具體的配置方法如下。

（1）運(yùn)行場景模擬：選取實際電網(wǎng)中負(fù)荷曲線歷史數(shù)據(jù)，通過K-means 進(jìn)行場景削減，篩選出典型場景下的負(fù)荷曲線。

（2）重載線路識別：對篩選出的場景進(jìn)行潮流計算，根據(jù)系統(tǒng)中負(fù)荷密集程度進(jìn)行片區(qū)劃分，并根據(jù)潮流計算結(jié)果，對線路負(fù)載率進(jìn)行排序，篩選出排序靠前的重載線路。

（3）儲能配置：在距離負(fù)荷密集區(qū)較近和潮流越限的線路附近配置儲能，并估算系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。

3） 多直流饋入?yún)^(qū)電網(wǎng)運(yùn)行風(fēng)險約束

對于多直流饋入?yún)^(qū)域，隨著直流饋入的增多和地區(qū)電網(wǎng)負(fù)荷密度的增加，多直流饋入電網(wǎng)電壓穩(wěn)定風(fēng)險加大，直流換相失敗后帶來的風(fēng)險加大。儲能系統(tǒng)響應(yīng)速度可達(dá)毫秒級，故障發(fā)生時通過快速有功無功功率支撐，有效提升暫態(tài)穩(wěn)定性。該場景下儲能配置方法內(nèi)容如下。

（1）換相失敗薄弱區(qū)域識別：通過故障掃描方式識別發(fā)生短路故障會引發(fā)各回直流發(fā)生換相失敗的節(jié)點(diǎn)，將引起兩回以上直流發(fā)生換相失敗的節(jié)點(diǎn)作為薄弱節(jié)點(diǎn)，薄弱節(jié)點(diǎn)構(gòu)成區(qū)域作為換相失敗薄弱區(qū)域。

（2）儲能選址確定：設(shè)置儲能電站預(yù)選集節(jié)點(diǎn)數(shù)NB，遍歷薄弱區(qū)域中所有節(jié)點(diǎn)依次安裝相同容量的儲能電站，計算MIIF 降低效果指標(biāo)并進(jìn)行排序，選取效果最佳的節(jié)點(diǎn)進(jìn)入預(yù)選集，在此處安裝儲能電站，然后將已安裝儲能電站的節(jié)點(diǎn)從遍歷節(jié)點(diǎn)中剔除，重復(fù)以上過程，直到預(yù)選集中節(jié)點(diǎn)個數(shù)滿足所設(shè)目標(biāo)NB。

（3）考慮風(fēng)險指標(biāo)的儲能配置容量優(yōu)化：在儲能選址確定的基礎(chǔ)上，通過多目標(biāo)遺傳算法NSGAII 與Gurobi 求解器相結(jié)合的優(yōu)化算法求解多直流饋入系統(tǒng)的電網(wǎng)風(fēng)險指標(biāo)，迭代優(yōu)化儲能配置容量。

4 案例分析

本文以2025 年某省級規(guī)劃電網(wǎng)作為案例，對上述兩階段新型儲能規(guī)劃布局方法和流程進(jìn)行驗證。

4.1 案例邊界條件介紹

案例關(guān)鍵邊界計算條件如下。

1）系統(tǒng)規(guī)模：系統(tǒng)最大負(fù)荷為165 GW，系統(tǒng)裝機(jī)約為228 GW，區(qū)外電送入規(guī)模約為42.8 GW。其中，海上風(fēng)電約為18 GW，陸上風(fēng)電約為7.1 GW，光伏約為45 GW，抽水蓄能為9.7 GW。

2）電源出力特性：風(fēng)電、光伏、外區(qū)送電和核電參考?xì)v年8 760 h 歷史出力曲線，結(jié)合規(guī)劃電源裝機(jī)規(guī)模等比例放大計算。

3）儲能運(yùn)行參數(shù)：考慮系統(tǒng)內(nèi)用于調(diào)峰的儲能類型主要為抽水蓄能和鋰離子電池類型的新型儲能。其中，抽水蓄能考慮充電時間按4 h 計算，抽水蓄能的高壓側(cè)充放電效率取75%，新型儲能的交-交高壓側(cè)充放電效率取85%。

4.2 儲能協(xié)調(diào)規(guī)劃布局優(yōu)化結(jié)果

該省級電網(wǎng)2025 年未經(jīng)優(yōu)化的初始儲能配置方案為：按照新型儲能占系統(tǒng)規(guī)模5%左右配置，其中電源側(cè)儲能按占新能源裝機(jī)容量一定比例配置，即光伏、陸上風(fēng)電按裝機(jī)容量的10%配置儲能，充放電時長1 h；海上風(fēng)電按裝機(jī)容量的20%配置儲能，充放電時長1 h。剩余為電網(wǎng)側(cè)儲能。按照這一原則，系統(tǒng)總體配置充放電時長1 h 儲能8.82 GW，其中3.53 GW 布局在電網(wǎng)側(cè)，5.29 GW布局在電源側(cè)。經(jīng)計算，相比不配置新型儲能，系統(tǒng)新能源棄電量從67.23 億kWh 下降到58.24 億kWh，棄電率由6.4%下降至5.54%。

1） 第一階段：初步優(yōu)化總體配置規(guī)模及布局

按照本文所提的兩階段儲能規(guī)劃方法，首先以新能源棄電率低于5%為主要目標(biāo)，將其納入第一階段儲能規(guī)劃中，儲能配置容量需增大至14.96 GW。表1 為不同的系統(tǒng)整體新型儲能配置規(guī)模和系統(tǒng)新能源棄電情況。

表1 系統(tǒng)整體新型儲能配置規(guī)模和系統(tǒng)新能源棄電情況Tab. 1 The overall scale of the new energy storage configuration and the curtailment of new energy of the system

2） 第二階段：儲能配置規(guī)模驗證及布局優(yōu)化

第二階段儲能布局優(yōu)化，綜合考慮新能源匯集地區(qū)輸電網(wǎng)外送斷面能力、緩解電網(wǎng)核心網(wǎng)絡(luò)阻塞情況、支撐多直流饋入電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行能力的綜合復(fù)合功能，優(yōu)化系統(tǒng)儲能布點(diǎn)，可有效降低新型儲能配置規(guī)模和控制新能源棄電量。

經(jīng)過第二階段規(guī)劃優(yōu)化，總的儲能配置規(guī)模優(yōu)化后降為10.02 GW，其中5.29 GW 配置在新能源側(cè)，主要布局在新能源電力外送受限嚴(yán)重區(qū)域。剩余4.73 GW 布局在電網(wǎng)側(cè)，新能源棄電率控制在5%。為發(fā)揮儲能復(fù)合作用和綜合效益，考慮0.98 GW 電網(wǎng)側(cè)儲能以緩解負(fù)荷中心電網(wǎng)阻塞，配置2.65 GW 電網(wǎng)側(cè)儲能以降低系統(tǒng)多直流換相失敗風(fēng)險效益，實際配置規(guī)模還需要綜合工程實際情況及投資回收效益等制約性因素統(tǒng)籌考慮。具體論證情況如下。

（1） 考慮新能源匯集地區(qū)輸電網(wǎng)外送斷面能力優(yōu)化

考慮新能源匯集地區(qū)220 kV 及以上輸電網(wǎng)外送斷面能力約束，根據(jù)時序運(yùn)行模擬，分析線路的利用小時數(shù)和阻塞時間，識別數(shù)出系統(tǒng)內(nèi)新能源外送通道阻塞嚴(yán)重的輸電線路。通過不同地區(qū)新能源全年棄電量對比，識別出超過1.5 億kWh 的風(fēng)電場站點(diǎn)，將其作為全系統(tǒng)棄風(fēng)嚴(yán)重的風(fēng)電場站。將上述線路和風(fēng)電場站確定為新能源消納的薄弱環(huán)節(jié)，采用粒子群優(yōu)化方法迭代求解薄弱環(huán)節(jié)的儲能配置容量。由表1 仿真結(jié)果可見，當(dāng)系統(tǒng)總體配置儲能容量為10.02 GW 時，總體新能源棄電率可降至5%，通過兩階段規(guī)劃方案優(yōu)化，儲能投資配置容量減少4.94 GW。

(2) 考慮緩解電網(wǎng)核心網(wǎng)絡(luò)阻塞以及降低切負(fù)荷風(fēng)險優(yōu)化

綜合考慮負(fù)荷中心地區(qū)電網(wǎng)阻塞情況，對電網(wǎng)側(cè)儲能布局優(yōu)化。選取實際電網(wǎng)中負(fù)荷曲線歷史數(shù)據(jù)通過K-means 進(jìn)行場景削減，參考功率為1 000 MW，最終保留4 個負(fù)荷曲線如圖3 所示，切負(fù)荷風(fēng)險系數(shù)暫定為2 730 元/MWh。

圖3 經(jīng)K-means削減后的負(fù)荷場景曲線Fig. 3 Load scenario curves after K-means reduction

在距離負(fù)荷密集區(qū)較近和潮流越限的線路附近，配置儲能ESS1—ESS5，該場景下儲能總體所需額定功率為984 MW，額定容量為1 291 MWh，緩解電網(wǎng)核心網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能配置方案如表2所示。

表2 緩解電網(wǎng)核心網(wǎng)絡(luò)阻塞的儲能配置優(yōu)化方案Tab. 2 Optimization scheme for energy storage configuration to alleviate congestion in the core network

圖4 為實際電網(wǎng)算例的規(guī)劃優(yōu)化結(jié)果，其中，紅色、綠色和藍(lán)色區(qū)域均為城市電網(wǎng)并且密集程度逐漸降低，紅色區(qū)域已明顯出現(xiàn)線路重載、片區(qū)電壓低等情形?？梢钥吹剑谪?fù)荷密集的紅色和綠色區(qū)域配置儲能后，電網(wǎng)中的重載線路從9 條減少為0條。

圖4 配置儲能前后的負(fù)荷密集區(qū)核心網(wǎng)絡(luò)阻塞效果對比Fig. 4 Comparison of the congestion effects of the core network in the load-intensive area with and without energy storages

經(jīng)濟(jì)性方面，配置儲能前后系統(tǒng)的各項成本指標(biāo)如表3 所示。配置儲能前，系統(tǒng)的電力供應(yīng)受限懲罰成本達(dá)8.39 億元，進(jìn)一步考慮系統(tǒng)發(fā)電成本、調(diào)用靈活性資源參與調(diào)峰成本等，總運(yùn)行成本達(dá)到587.34 億元。配置儲能后，系統(tǒng)供電可靠性提升，雖增加了儲能投資成本和運(yùn)行成本，但電力供應(yīng)受限懲罰成本、新能源棄電成本及系統(tǒng)可靠性成本等均得以降低，總運(yùn)行成本為490.36 億元，減少96.98 億元，說明配置適當(dāng)規(guī)模儲能更具有經(jīng)濟(jì)性。

表3 配置儲能前后的系統(tǒng)成本指標(biāo)對比Tab. 3 Comparison of system cost metrics with and without energy storages

(3) 考慮支撐多直流饋入系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行優(yōu)化

以某實際交直流復(fù)雜受端電網(wǎng)為例，其中含6回直流線路。經(jīng)過計算各換流站間的MIIF，其中SG 直流與YG 直流、GGⅡ直流與DXB 直流之間交互影響嚴(yán)重。因此，將以上4 回直流線路的受端落點(diǎn)區(qū)域劃分為薄弱區(qū)域，圖5為薄弱區(qū)域500 kV 網(wǎng)絡(luò)，其中SG 直流落點(diǎn)于35 節(jié)點(diǎn)，YG 直流落點(diǎn)于32 節(jié)點(diǎn)，GGII 直流落點(diǎn)于10，DXB 直流落點(diǎn)于12節(jié)點(diǎn)。

圖5 支撐多直流饋入系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的儲能布局方案Fig. 5 Energy storage layout scheme to support the stable operation of multi-HVDC infeed system

采用最優(yōu)方案選擇策略選取儲能的配置方案如表4 所示，具體儲能配置位置如圖5 所示。通過預(yù)處理程序從52 個節(jié)點(diǎn)中挑選出10 個預(yù)選址點(diǎn)，單個站址儲能配置額定功率限制在1 000 MW（1 h）。通過多目標(biāo)遺傳算法NSGA-II與Gurobi求解器相結(jié)合的優(yōu)化算法求解，以公式（8）所提多直流饋入系統(tǒng)電網(wǎng)風(fēng)險指標(biāo)為優(yōu)化目標(biāo)，種群數(shù)量設(shè)置為20，進(jìn)化代數(shù)20，程序運(yùn)行pareto前沿解如圖6所示。

表4 支撐多直流饋入系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的儲能配置優(yōu)化方案Tab. 4 Optimization scheme for energy storage configuration supporting stable operation of multi-HVDC infeed system

圖6 電網(wǎng)等值保留系統(tǒng)pareto前沿解Fig. 6 Pareto frontier solution of power grid equivalent reservation system

進(jìn)一步計算配置儲能前后相應(yīng)的各換流間的MIIF 如圖7 所示。這類場景儲能配置規(guī)模約2.65 GW，配置儲能電站后直流間的MIIF 均有不同程度的降低，整體多直流饋入電網(wǎng)的風(fēng)險指標(biāo)CRISKinv由3.854降為3.381，降低了12.3%。

圖7 配置儲能前后直流MIIF對比Fig. 7 MIIF comparison of HVDCs with and without configuring energy storage

5 結(jié)論

為統(tǒng)籌考慮新型儲能復(fù)合功能及應(yīng)用場景，本文提出了系統(tǒng)級新型儲能協(xié)調(diào)規(guī)劃布局兩階段法，具體結(jié)論如下。

1） 新型儲能的主要功能為提升大規(guī)模新能源并網(wǎng)后的系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，降低新能源棄電量。與此同時，可充分利用其緩解電網(wǎng)阻塞和支撐電網(wǎng)安全穩(wěn)定等輔助功能。通過兩階段法的研究論證可知，儲能布點(diǎn)不宜均勻分布，有必要結(jié)合電網(wǎng)輸電能力及網(wǎng)絡(luò)阻塞情況，對儲能布局開展優(yōu)化工作，可較好地控制新型儲能總體配置需求，提升系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性。

2） 本文提出的兩階段法能夠較好地解決和回答復(fù)雜交直流電網(wǎng)優(yōu)化新型儲能安裝位置及布點(diǎn)規(guī)模問題，但具體的儲能規(guī)劃布局還需結(jié)合電網(wǎng)需求、建設(shè)場地和工程實際情況進(jìn)一步統(tǒng)籌論證，后續(xù)計劃深入開展該部分研究工作。