CN109711706B - 考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法 - Google Patents

Abstract

一种考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，综合考虑分布式电源和需求响应对网供负荷特性进行分析，并为满足待规划区域内的负荷需求，以各变电站的带负荷能力为约束条件，以变电站的年投资及运行费用、低压侧线路的年投资及网络损耗费用以及需求响应年费用三者之和最小为目标建立主动配电网的变电站优化规划模型，进而运用改进的加权Voronoi图算法对变电站规划模型进行求解。本发明能够实现变电站规划方案中建设成本与需求响应成本的有效协调，进一步提高变电站规划方案的经济性，并促进主动配电网建设结构与规划技术的合理发展。

Description

考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法

技术领域

本发明涉及一种主动配电网变电站规划方法。特别是涉及一种适用于公共机构城市配电网变电站规划工作的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法。

背景技术

针对日益严重的能源危机和环境污染问题，世界各国均在积极寻求清洁能源的发展，随之而来的是大量分布式电源接入配电网，其出力的随机性与波动性必然会对配电网规划造成重大影响。此外，用户需求响应也将在时序上对网供负荷特性的改善以及规划方案经济性的提升起到重要作用。作为配电网规划的重要组成部分，变电站规划包括选址、定容以及供电范围划分，其结果直接影响未来配电网结构、供电可靠性和运行经济性。因此，如何综合考虑分布式电源时序出力与用户需求响应进行主动配电网变电站优化规划中显得尤为重要。

目前，配电网变电站规划的计算方法主要分为两种，即传统配电网的变电站规划方法和考虑分布式电源接入后有源配电网的变电站规划方法。在传统的配电网变电站规划中，首先根据N-1原则确定变电站的负载率，建立负荷与变电站负载能力间的不等式约束，然后运用传统加权Voronoi图算法进行各变电站供电范围划分；考虑大量分布式电源接入配电网后，配电网的负荷由变电站和分布式电源共同承担，为此，以分布式电源接入配电网前后系统可靠性不变为原则，计算分布式电源的置信容量，在此基础上采用层次性和方向性改进的加权Voronoi图算法进行变电站供电范围划分。

然而，随着负荷与电网之间互动性的增强，用户需求响应一方面会网供负荷峰值减小，另一方面也会对变电站供电范围划分过程中所使用的负荷产生影响，从而对变电站供电范围划分的过程产生影响，因而，研究考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，可以有效适应可再生能源接入与负荷需求响应带来的变化，为主动配电网精益化规划提供科学的技术手段。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，提供一种能够实现变电站规划方案中建设成本与需求响应成本的有效协调的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法。

本发明所采用的技术方案是：一种考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，包括如下步骤：

1)基于待规划区域内的综合负荷曲线，生成负荷削减比例与需求响应成本之间的对应关系，按从小到大的负荷削减比例确定需求响应成本顺序；

2)分别确定负荷削减比例最大值n_max、负荷削减比例最小值n_min以及负荷削减比例搜索步长d＝2％，并令负荷削减比例n＝n_min；

3)在负荷削减比例n下，根据目标年负荷大小以及待选容量类型确定新建变电站个数及所有容量组合方案；

4)针对所有容量组合方案中的任一方案，采用传统Voronoi图算法划分各变电站供电范围，确定各变电站的初始站址；

5)以系统可靠性水平不变为原则计算各变电站供电范围内的分布式电源置信容量，并利用改进加权Voronoi图算法进行供电范围划分，得到新的各变电站站址和各个变电站供电范围；

6)以负荷矩最小为原则优化站址，返回步骤5)，直至各变电站站址移动距离及容量比满足设定的精度要求为止，得到所述任一方案下变电站规划的最终结果，并计算所需投入的费用；

7)依次遍历所有容量组合方案，比较各容量组合方案下进行变电站规划所需投入的费用，把投入费用最小的容量组合方案下的变电站规划结果作为负荷削减比例n下的变电站规划结果；

8)令负荷削减比例n＝n+d，返回步骤3)，直至n＝n_max，对比所有负荷削减比例下变电站规划结果的投入费用，以投入费用最小的负荷削减比例下变电站规划结果作为整个待规划区域的变电站规划结果。

步骤1)所述负荷削减比例与需求响应成本之间的对应关系是基于激励型需求响应模型获得，所述的激励型需求响应模型如下：

maxY＝S-C₁-C₂-F  (1)

式中：Y表示用户参与需求响应最终的总获利；S表示需求响应收益；C₁表示用户需求响应成本；C₂表示用户所需缴纳的电费；F表示未完成供电公司规定响应目标所受到的惩罚；其中：

C₁＝(K₁ΔL_t ²+K₂ΔL_t-K₂ΔL_tu)  (3)

0≤ΔL_t≤nL_t  (6)

式中：ΔL_g表示供电公司规定的负荷平移量；ΔL_t表示用户实际的负荷平移量；B为单位负荷量的响应补偿；u表示用户停电意愿，范围在0到1之间；K₁和K₂为常数；p_t为配电网峰值时刻t的电价；L_t配电网峰值时刻t的负荷；β表示用户按供电公司规定的削减比例n削减后的电价折扣；p_f表示未完成供电公司规定削减量时，用户单位差额负荷量所受到的惩罚；

所述需求响应成本包括两部分，一部分是配电网峰值时刻供电公司支付给用户的需求响应费用C_F；另一部分是网供负荷高于需求响应后峰值负荷时供电公司所需支付的负荷平移费用C_Q；需求响应成本C_Dr如下：

C_Dr＝C_F+C_Q  (7)

C_F＝S-F  (8)

式中：t表示配电网峰值时刻；δ表示平移单位负荷量所需的费用；ΔX_h表示h时刻网供负荷的实际平移量。

步骤4)是按如下公式划分各变电站供电范围：

V(i，ω_i)＝{x∈V(i，ω_i)|ω_id(x，ω_i)≤ω_jd(x，ω_j)}  (10)

式中，V(i,ω_i)表示变电站i的供电范围；ω_i表示变电站i的权重，

P_i表示变电站i所带的负荷量，S_i表示变电站i的容量；x表示规划区域内的任意一点；ω_id(x，ω_i)、ω_j d(x，ω_j)分别表示规划区域内x点到变电站i和变电站j加权距离。

步骤5)所述的利用改进加权Voronoi图算法进行供电范围划分公式如下：

V(i，η_i)＝{x∈V(i，η_i)|ω_id(x，η_i)≤ω_jd(x，η_j)}  (11)

式中，V(i,η_i)表示变电站i的供电范围；x表示规划区域内的任意一点；η_id(x，η_i)、η_jd(x，η_j)分别表示规划区域内x点到变电站i和变电站j加权距离；η_i表示改进后变电站i的权重，由下式得到：

式中：α、σ表示距离限制比例；η_i(m，k)表示变电站i在第m次迭代中第k步划分的权重值；P_i(m，k)表示变电站i第m次迭代第k步划分后所带的负荷量。

步骤6)所述计算所需投入的费用公式如下：

式中：C_Station表示折算到每年的变电站投资及维修年费用；C_Feeder表示折算到每年的低压侧线路投资费用；C_Ws表示低压侧线路的年网损费用；C_Dr表示需求响应成本；J_i、S_i、P_τ分别表示第i个变电站的负荷集合、第i个变电站的容量、考虑DG和需求响应后网供负荷峰值时刻对应的第τ个负荷节点的负荷量；l(i，τ)表示变电站i与所供负荷τ间的直线距离；N₁表示新建变电站的个数；e_i表示第i个变电站的负载率；

表示功率因素；R_i表示变电站i在容量及供电范围内负荷密度共同限制下的最大供电半径；其中，

式中：f(S_i)表示第i个新建变电站的投资费用；ν(S_i)表示第i个新建变电站的年运行费用；N₂表示已有变电站和新建变电站的个数；S_i表示第i个变电站的容量；M₁、M₂分别表示为变电站折旧年限和变电站低压侧线路的折旧年限；ζ表示单位长度线路的投资费用；γ表示线路的网络折算系数，具体表达式如下：

式中：H₁表示低压侧线路单位长度电阻；H₂表示规划地区的电价；H₃表示低压侧线路的年损耗小时数；U表示低压侧线路的电压。

本发明的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，能够综合考虑分布式电源和需求响应对网供负荷特性进行分析，并为满足待规划区域内的负荷需求，以各变电站的带负荷能力为约束条件，以变电站的年投资及运行费用、低压侧线路的年投资及网络损耗费用以及需求响应年费用三者之和最小为目标建立主动配电网的变电站优化规划模型，进而运用改进的加权Voronoi图算法对变电站规划模型进行求解。本发明能够基于分布式电源时序出力和负荷特性曲线建立配电网选址定容模型，采用了激励型需求响应对负荷进行了主动管理，并在变电站规划模型中考虑需求响应费用，在实现变电站规划方案中建设成本与需求响应成本的有效协调的基础上，使得规划结果中各变电站综合负荷特性波动性减小，变电站投资及运行费用降低，各变电站DG的空间分布更加合理，并且能够有效减小变电站容量配置、降低电网规划建设和运行费用，同时使电网运行风险限制在可控范围内，使电网规划方案更加合理。采用考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法进一步提高了变电站规划方案的经济性，并促进主动配电网建设结构与规划技术的合理发展。

附图说明

图1是本发明考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法的流程图；

图2是本发明中需求响应效果分析图；

图3是本发明中含分布式电源与需求响应的网供负荷特性分析图。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法做出详细说明。

如图1所示，本发明的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，包括如下步骤：

1)基于待规划区域内的综合负荷曲线，生成负荷削减比例与需求响应成本之间的对应关系，按从小到大的负荷削减比例确定需求响应成本顺序；

所述负荷削减比例与需求响应成本之间的对应关系是基于激励型需求响应模型获得，所述的激励型需求响应模型如下：

maxY＝S-C₁-C₂-F  (1)

式中：Y表示用户参与需求响应最终的总获利；S表示需求响应收益；C₁表示用户需求响应成本；C₂表示用户所需缴纳的电费；F表示未完成供电公司规定响应目标所受到的惩罚；其中：

C₁＝(K₁ΔL_t ²+K₂ΔL_t-K₂ΔL_tu)  (3)

0≤ΔL_t≤nL_t  (6)

式中：ΔL_g表示供电公司规定的负荷平移量；ΔL_t表示用户实际的负荷平移量；B为单位负荷量的响应补偿；u表示用户停电意愿，范围在0到1之间；K₁和K₂为常数；p_t为配电网峰值时刻t的电价；L_i配电网峰值时刻i的负荷；β表示用户按供电公司规定的削减比例n削减后的电价折扣；p_f表示未完成供电公司规定削减量时，用户单位差额负荷量所受到的惩罚；

所述需求响应成本包括两部分，一部分是配电网峰值时刻供电公司支付给用户的需求响应费用C_F；另一部分是网供负荷高于需求响应后峰值负荷时供电公司所需支付的负荷平移费用C_Q；需求响应成本C_Dr如下：

C_Dr＝C_F+C_Q  (7)

C_F＝S-F  (8)

式中：t表示配电网峰值时刻；δ表示平移单位负荷量所需的费用；ΔX_h表示h时刻网供负荷的实际平移量。

根据激励型需求响应模型和需求响应成本表达式，可以得到需求响应成本与网供负荷峰值时刻负荷削减量之间的关系曲线图，如图2所示：

由图2可以分析出，随着需求响应成本的增加，峰值负荷的削减量会逐渐增加，但是增加单位需求响应成本所导致的负荷削减量会减小。例如当峰值负荷的削减量相同时，即L₄-L₃＝L₂-L₁，所需的需求响应成本需增加，即C₄-C₃>C₂-C₁。

因此，在考虑需求响应进行变电站优化规划时，随着配电网峰值负荷削减量的增加，需求响应费用也会增加，那么分析需求响应下配电网峰值负荷的削减而导致变电站建设和运行费用的减小是否多于供电公司所付出的需求响应费用显得至关重要，也就是确定配电网峰值负荷在需求响应策略下削减到水平可以使得主动配电网变电站优化规划的总投入最小。

以某地区典型24小时负荷曲线图为例，进行含DG和需求响应的网供负荷特性分析。由图3可知，当考虑大量分布式电源接入配电网后，配电网实际所供负荷曲线的峰值减小，即待规划区域内的网供负荷特性曲线的峰值减小；在此基础上考进一步虑负荷需求响应时，可以看出待规划区域内网供负荷曲线的峰值会进一步减小。

变电站优化规划问题关注的正是网供负荷峰值的大小。网供负荷峰值越大，为满足规划区域内的负荷需求，在进行变电站规划时所需新建站的个数就会越多，所需的变电站规划的投入费用就会越多，因此在变电站优化规划中研究含DG和需求响应的时序网供负荷特性并找出配电网实际所供负荷的峰值具有重要意义。

2)分别确定负荷削减比例最大值n_max、负荷削减比例最小值n_min以及负荷削减比例搜索步长d＝2％，并令负荷削减比例n＝n_min；

3)在负荷削减比例n下，根据目标年负荷大小以及待选容量类型确定新建变电站个数及所有容量组合方案；

4)针对所有容量组合方案中的任一方案，采用传统Voronoi图算法划分各变电站供电范围，确定各变电站的初始站址；是按如下公式划分各变电站供电范围：

V(i，ω_i)＝{x∈V(i，ω_i)|ω_id(x，ω_i)≤ω_jd(x，ω_j)}  (10)

式中，V(i,ω_i)表示变电站i的供电范围；ω_i表示变电站i的权重，

P_i表示变电站i所带的负荷量，S_i表示变电站i的容量；x表示规划区域内的任意一点；ω_id(x，ω_i)、ω_j d(x，ω_j)分别表示规划区域内x点到变电站i和变电站j加权距离。

5)以系统可靠性水平不变为原则计算各变电站供电范围内的分布式电源置信容量，并利用改进加权Voronoi图算法进行供电范围划分，得到新的各变电站站址和各个变电站供电范围；所述的利用改进加权Voronoi图算法进行供电范围划分公式如下：

V(i，η_i)＝{x∈V(i，η_i)|ω_id(x，η_i)≤ω_jd(x，η_j)}  (11)

式中，V(i,η_i)表示变电站i的供电范围；x表示规划区域内的任意一点；η_id(x，η_i)、η_jd(x，η_j)分别表示规划区域内x点到变电站i和变电站j加权距离；η_i表示改进后变电站i的权重，由下式得到：

式中：α、σ表示距离限制比例；η_i(m，k)表示变电站i在第m次迭代中第k步划分的权重值；P_i(m，k)表示变电站i第m次迭代第k步划分后所带的负荷量。

6)以负荷矩最小为原则优化站址，返回步骤5)，直至各变电站站址移动距离及容量比满足设定的精度要求为止，得到所述任一方案下变电站规划的最终结果，并计算所需投入的费用；所述计算所需投入的费用公式如下：

式中：C_Station表示折算到每年的变电站投资及维修年费用；C_Feeder表示折算到每年的低压侧线路投资费用；C_Ws表示低压侧线路的年网损费用；C_Dr表示需求响应成本；J_i、S_i、P_τ分别表示第i个变电站的负荷集合、第i个变电站的容量、考虑DG和需求响应后网供负荷峰值时刻对应的第τ个负荷节点的负荷量；l(i，τ)表示变电站i与所供负荷τ间的直线距离；N表示新建变电站的个数；e_i表示第i个变电站的负载率；

表示功率因素；R_i表示变电站i在容量及供电范围内负荷密度共同限制下的最大供电半径；其中，

式中：f(S_i)表示第i个新建变电站的投资费用；ν(S_i)表示第i个新建变电站的年运行费用；N₂表示已有变电站和新建变电站的个数；S_i表示第i个变电站的容量；M₁、M₂分别表示为变电站折旧年限和变电站低压侧线路的折旧年限；ζ表示单位长度线路的投资费用；γ表示线路的网络折算系数，具体表达式如下：

式中：H₁表示低压侧线路单位长度电阻；H₂表示规划地区的电价；H₃表示低压侧线路的年损耗小时数；U表示低压侧线路的电压。

7)依次遍历所有容量组合方案，比较各容量组合方案下进行变电站规划所需投入的费用，把投入费用最小的容量组合方案下的变电站规划结果作为负荷削减比例n下的变电站规划结果；

8)令负荷削减比例n＝n+d，返回步骤3)，直至n＝n_max，对比所有负荷削减比例下变电站规划结果的投入费用，以投入费用最小的负荷削减比例下变电站规划结果作为整个待规划区域的变电站规划结果。

Claims (4)

1.一种考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，其特征在于，包括如下步骤：

1)基于待规划区域内的综合负荷曲线，生成负荷削减比例与需求响应成本之间的对应关系，按从小到大的负荷削减比例确定需求响应成本顺序；

所述负荷削减比例与需求响应成本之间的对应关系是基于激励型需求响应模型获得，所述的激励型需求响应模型如下：

maxY＝S-C₁-C₂-F  (1)

式中：Y表示用户参与需求响应最终的总获利；S表示需求响应收益；C₁表示用户需求响应成本；C₂表示用户所需缴纳的电费；F表示未完成供电公司规定响应目标所受到的惩罚；其中：

C₁＝(K₁ΔL_t ²+K₂ΔL_t-K₂ΔL_tu)  (3)

0≤ΔL_t≤nL_t  (6)

式中：ΔL_g表示供电公司规定的负荷平移量；ΔL_t表示用户实际的负荷平移量；B为单位负荷量的响应补偿；u表示用户停电意愿，范围在0到1之间；K₁和K₂为常数；p_t为配电网峰值时刻t的电价；L_t配电网峰值时刻t的负荷；β表示用户按供电公司规定的削减比例n削减后的电价折扣；p_f表示未完成供电公司规定削减量时，用户单位差额负荷量所受到的惩罚；

所述需求响应成本包括两部分，一部分是配电网峰值时刻供电公司支付给用户的需求响应费用C_F；另一部分是网供负荷高于需求响应后峰值负荷时供电公司所需支付的负荷平移费用C_Q；需求响应成本C_Dr如下：

C_Dr＝C_F+C_Q  (7)

C_F＝S-F  (8)

式中：t表示配电网峰值时刻；δ表示平移单位负荷量所需的费用；ΔX_h表示h时刻网供负荷的实际平移量

2)分别确定负荷削减比例最大值n_max、负荷削减比例最小值n_min以及负荷削减比例搜索步长d＝2％，并令负荷削减比例n＝n_min；

3)在负荷削减比例n下，根据目标年负荷大小以及待选容量类型确定新建变电站个数及所有容量组合方案；

4)针对所有容量组合方案中的任一方案，采用传统Voronoi图算法划分各变电站供电范围，确定各变电站的初始站址；

5)以系统可靠性水平不变为原则计算各变电站供电范围内的分布式电源置信容量，并利用改进加权Voronoi图算法进行供电范围划分，得到新的各变电站站址和各个变电站供电范围；

6)以负荷矩最小为原则优化站址，返回步骤5)，直至各变电站站址移动距离及容量比满足设定的精度要求为止，得到所述任一方案下变电站规划的最终结果，并计算所需投入的费用；

7)依次遍历所有容量组合方案，比较各容量组合方案下进行变电站规划所需投入的费用，把投入费用最小的容量组合方案下的变电站规划结果作为负荷削减比例n下的变电站规划结果；

8)令负荷削减比例n＝n+d，返回步骤3)，直至n＝n_max，对比所有负荷削减比例下变电站规划结果的投入费用，以投入费用最小的负荷削减比例下变电站规划结果作为整个待规划区域的变电站规划结果。

2.根据权利要求1所述的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，其特征在于，步骤4)是按如下公式划分各变电站供电范围：

V(i，ω_i)＝{x∈V(i，ω_i)|ω_id(x，ω_i)≤ω_jd(x，ω_j)}  (10)

式中，V(i,ω_i)表示变电站i的供电范围；ω_i表示变电站i的权重，

P_i表示变电站i所带的负荷量，S_i表示变电站i的容量；x表示规划区域内的任意一点；ω_id(x，ω_i)、ω_jd(x，ω_j)分别表示规划区域内x点到变电站i和变电站j加权距离。

3.根据权利要求1所述的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，其特征在于，步骤5)所述的利用改进加权Voronoi图算法进行供电范围划分公式如下：

V(i，η_i)＝{x∈V(i，η_i)|ω_id(x，η_i)≤ω_jd(x，η_j)}  (11)

式中，V(i,η_i)表示变电站i的供电范围；x表示规划区域内的任意一点；η_id(x，η_i)、η_j d(x，η_j)分别表示规划区域内x点到变电站i和变电站j加权距离；η_i表示改进后变电站i的权重，由下式得到：

式中：α、σ表示距离限制比例；η_i(m，k)表示变电站i在第m次迭代中第k步划分的权重值；P_i(m，k)表示变电站i第m次迭代第k步划分后所带的负荷量。

4.根据权利要求1所述的考虑分布式电源和需求响应的主动配电网变电站规划方法，其特征在于，步骤6)所述计算所需投入的费用公式如下：

式中：C_Station表示折算到每年的变电站投资及维修年费用；C_Feeder表示折算到每年的低压侧线路投资费用；C_Ws表示低压侧线路的年网损费用；C_Dr表示需求响应成本；J_i、S_i、P_τ分别表示第i个变电站的负荷集合、第i个变电站的容量、考虑DG和需求响应后网供负荷峰值时刻对应的第τ个负荷节点的负荷量；l(i，τ)表示变电站i与所供负荷τ间的直线距离；N₁表示新建变电站的个数；e_i表示第i个变电站的负载率；

表示功率因素；R_i表示变电站i在容量及供电范围内负荷密度共同限制下的最大供电半径；其中，

式中：f(S_i)表示第i个新建变电站的投资费用；ν(S_i)表示第i个新建变电站的年运行费用；N₂表示已有变电站和新建变电站的个数；S_i表示第i个变电站的容量；M₁、M₂分别表示为变电站折旧年限和变电站低压侧线路的折旧年限；ζ表示单位长度线路的投资费用；γ表示线路的网络折算系数，具体表达式如下：

式中：H₁表示低压侧线路单位长度电阻；H₂表示规划地区的电价；H₃表示低压侧线路的年损耗小时数；U表示低压侧线路的电压。

Images