CN111723974B - 一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，包括以下步骤：绘制分布式电源四季典型日出力曲线；计算现状年供电区域用户需求响应减负荷值；预测供电区域规划年负荷曲线；计算考虑需求响应减负荷及分布式电源出力的电力紧平衡，同时计算不考虑两者的电力松平衡，求得各自电网规模及投资；累加支付成本与节省投资成本对比，支付成本大于投资成本，则该年度需要新增供电能力投资，否则继续累加；逐规划年度循环计算，直到规划终止年为止。
Description
技术领域
本发明涉及电网规划技术领域，具体来说，涉及一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法。
背景技术
根据国家新能源的战略决策部署，分布式电源将大量接入配电网。分布式电源DG(distributed generator)是指在用户附近配置较小的发电机组（小于50MW），以满足特定用户的用电需求或支持现存配电网的经济运行。分布式电源接入配电网带来提高供电可靠性、利于平衡负荷、提高电网防灾害水平、减小主网投资等一系列积极的影响，同样也会带来电压调整问题、继电保护问题、重合闸成功率、短路电流水平、电网规划设计等一些技术问题。如何利用户侧平抑负荷的主动响应机制，协调分布式电源出力波动性、随机性，实现主动配电网的全局优化规划是面临的主要问题。
但是，传统主动配电网规划没有考虑分布式电源及用户侧主动响应参与电力平衡，导致设备利用效率低、投入产出不高。
针对上述技术问题，目前并未提出有效的解决方案。
发明内容
针对相关技术中的上述技术问题，本发明提出一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，能够解决传统主动配电网规划导致的设备利用效率低、投入产出不高等问题。
为实现上述技术目的，本发明的技术方案是这样实现的：
一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，包括如下步骤：
S1：收集连续多年各类分布式电源出力数据，对多年四季典型日出力曲线进行聚类，形成四季典型日置信出力曲线；
S2：收集现状电网供电区域内参与避峰、调峰、移峰的用户数量及对应负荷，绘制四季需求响应可减负荷曲线；
S3：预测供电区域规划起始年至终止年的典型日负荷曲线，选择规划第i年为计算年，i初始值设置为1；
S4：进行不考虑需求侧响应参与的电力松平衡计算，计算所需新增供电能力、新增电网规模及对应投资金额；
S5：进行考虑需求侧响应参与的电力紧平衡计算，计算所需新增供电能力、新增电网规模及投资金额；
S6：设置初始值j=i，累加规划第i年至第j年的支付成本与节省投资成本；
S7：判断支付成本是否大于节省成本，若是，则进行步骤S9，若否，则进行步骤S8；
S8：设置j=j+1，判断第j年是否为规划终止年，若是，则进行步骤S10，若否，则重新进行步骤S6；
S9：对应该计算年的负荷需求，需要在第j年新增供电能力，则新增供电能力量值为松平衡计算结果；
S10:设置i=i+1，判断第i年是否大于规划终止年，若是，则返回步骤S4继续后续年份电力平衡计算，若否，则结束。
进一步的，所述步骤S1中，形成四季典型日置信出力曲线的步骤为：
S11：收集多年各类分布式电源出力数据后，将置信值设置为90%，聚类形成四季各类分布式电源置信出力曲线；
S12：将各时间点出力数据进行归一化处理，计算公式为：
某时间点该类分布式电源出力归一值=该时间点出力值/该日出力最大值；
S13：通过步骤S12中得到的出力归一值，绘制四季典型日置信出力曲线。
其中，所述步骤S11中，所涉及的聚类方法包括K-Means聚类法、均值偏移聚类法。
进一步的，在所述步骤S3中，预测供电区域规划起始年至终止年的典型日负荷曲线的步骤为：
S31：整理历史多年各类负荷的日负荷值数据，聚类计算典型日各时点负荷值，进行归一化计算，形成典型日负荷曲线；
S32：根据供电区域各地块的市政规划信息，采用空间负荷密度法，预测不同类型地块饱和负荷值；
S33：采用负荷增长率法，预测过渡年的最大负荷，基于各类负荷典型负荷曲线，计算各时点日负荷值，计算公式为：
各时点负荷值=预测的最大负荷值*该时点归一值；
S34：将四季各类负荷曲线叠加，考虑0.9的同时系数，即可得到全区域四季负荷曲线。
进一步的，所述步骤S4中，不考虑需求侧响应参与的电力松平衡计算步骤为：
S41：计算现状年变电站及10kV馈线供电能力，进而评估区域电网现状供电能力，根据电网供电安全标准要求，变电站供电能力应为任一台主变故障时不损失负荷的供电能力，计算公式为：
变电站供电能力=该变电站变电容量-容量最大的一台主变容量；
10kV馈线供电能力为所属馈线组中任一条馈线失电情况下不损失负荷，计算公式为：
10kV馈线供电能力=现状功率因数×（馈线组馈线最大输送容量总和-单条最大的输送容量）/馈线组条数；
S42：计算需新增110kV变电容量，计算公式为：
需新增110kV变电容量=（规划年110kV网供负荷预测值-规划年35kV及以下上网稳定电源出力-规划年110kV及以上专线用户负荷-现状年110kV变电站供电能力）×容载比；
S43：计算需新增110kV变电站座数，计算公式为：
需新增110kV变电站座数=需新增110kV变电容量最大值/单座110kV变电站容量标准配置值；
S44：计算需新增10kV馈线条数，计算公式为：
需新增10kV馈线条数=（规划年10kV网供负荷预测值-规划年低压上网稳定电源出力-规划年10kV专线用户负荷-现状年10kV馈线供电能力）×单条馈线N-1安全输送容量；
S45：根据计算得到的110kV变电站座数、10kV馈线条数，计算电网投资成本，计算公式为：
投资成本=四季需新增110kV变电站座数最大值×单座110kV变电站标配投资+四季新增10k馈线条数最大值×现状年平均供电半径×单位长度10kV线路标配投资。
进一步的，所述步骤S5中，考虑需求侧响应参与的电力紧平衡计算的步骤为：
S51：计算现状年变电站及10kV馈线供电能力，计算过程如步骤S41；
S52：计算需新增110kV变电容量，计算公式为：
需新增110kV变电容量=[规划年110kV网供负荷预测值-（110kV及以下用户需求响应可减负荷-35kV及以下上网分布式电源置信出力）-规划年35kV及以下上网稳定电源出力-35kV及以下上网分布式电源置信出力-规划年110kV及以上专线用户负荷-现状年110kV变电站供电能力] ×容载比；
S53：计算需新增110kV变电站座数，计算公式如步骤S43；
S54：计算需新增10kV馈线条数，计算公式为：
需新增10kV馈线条数=[规划年10kV网供负荷预测值-（10kV及以下用户需求响应可减负荷-低压上网分布式电源置信出力）-规划年低压上网稳定电源出力-低压上网分布式电源置信出力-规划年10kV专线用户负荷-现状年10kV馈线供电能力] ×单条馈线N-1安全输送容量；
S55：根据计算得到的110kV变电站座数、10kV馈线条数，计算电网投资成本，计算公式如步骤S45。
进一步的，所述步骤S6中，累加规划第i年至第j年的支付成本与节省投资成本的步骤为：
S61：计算第i年至第j年的支付成本总额，计算公式为：
支付成本总额=（j-i+1）×用户可减电量×单位电量补偿费用；
S62：计算第i年至第j年的节省成本总额，计算公式为：
节省成本总额=节省投资总额+节省运维费用总额，
其中，节省投资总额的计算公式为：
节省投资总额=松平衡投资总额-紧平衡投资总额；
节省运维费用总额的计算公式为：
节省运维费用总额=（j-i+1）×节省投资总额*现状年运维费用/现状年固定资产总额。
本发明的有益效果：本发明通过提出一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，开展了考虑用户侧需求响应减负荷及分布式电源置信出力的电力平衡计算，并以支付成本小于节省投资效益作为约束条件，进行基于用户侧主动响应的主动配电网优化规划，能够提升设备利用效率、极大的延缓投资、提高投入产出比，实现电网精准投资。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是根据本发明实施例所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法的流程图；
图2是根据本发明实施例所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法的四季典型日置信出力特征曲线图；
图3是根据本发明实施例所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法的四季需求响应可减负荷曲线图；
图4是根据本发明实施例所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法的典型日负荷特征曲线图；
图5是根据本发明实施例所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法的四季典型负荷特征曲线图。
具体实施方式
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，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，根据本发明实施例所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，包括如下步骤：
S1：收集连续多年各类分布式电源出力数据，对多年四季典型日出力曲线进行聚类，形成四季典型日置信出力曲线；
S2：收集现状电网供电区域内参与避峰、调峰、移峰的用户数量及对应负荷，绘制四季需求响应可减负荷曲线；
S3：预测供电区域规划起始年至终止年的典型日负荷曲线，选择规划第i年为计算年，i初始值设置为1；
S4：进行不考虑需求侧响应参与的电力松平衡计算，计算所需新增供电能力、新增电网规模及对应投资金额；
S5：进行考虑需求侧响应参与的电力紧平衡计算，计算所需新增供电能力、新增电网规模及投资金额；
S6：设置初始值j=i，累加规划第i年至第j年的支付成本与节省投资成本；
S7：判断支付成本是否大于节省成本，若是，则进行步骤S9，若否，则进行步骤S8；
S8：设置j=j+1，判断第j年是否为规划终止年，若是，则进行步骤S10，若否，则重新进行步骤S6；
S9：对应该计算年的负荷需求，需要在第j年新增供电能力，则新增供电能力量值为松平衡计算结果；
S10:设置i=i+1，判断第i年是否大于规划终止年，若是，则返回步骤S4继续后续年份电力平衡计算，若否，则结束。
在一具体实施例中，步骤S1中，形成四季典型日置信出力曲线的步骤为：
S11：收集多年各类分布式电源出力数据后，将置信值设置为90%，聚类形成四季各类分布式电源置信出力曲线；
S12：将各时间点出力数据进行归一化处理，计算公式为：
某时间点该类分布式电源出力归一值=该时间点出力值/该日出力最大值；
S13：通过步骤S12中得到的出力归一值，绘制出四季典型日置信出力特征曲线，如图2所示。
优选的，步骤S11中，所涉及的聚类方法包括K-Means聚类法、均值偏移聚类法。
在一具体实施例中，在步骤S2中，绘制四季需求响应可减负荷曲线的具体方法为，收集现状年已签署协议的可进行需求侧响应的用户信息，累加所有用户的四季可减负荷值，形成110kV、10kV四季需求响应可减负荷特征曲线，如图3所示。
在一具体实施例中，步骤S3中，预测供电区域规划起始年至终止年的典型日负荷曲线的步骤为：
S31：整理历史多年各类负荷的日负荷值数据，聚类计算典型日各时点负荷值，进行归一化计算，形成典型日负荷特征曲线，如图4所示；
S32：根据供电区域各地块的市政规划信息，采用空间负荷密度法，预测不同类型地块饱和负荷值；
S33：采用负荷增长率法，预测过渡年的最大负荷，基于各类负荷典型负荷曲线，计算各时点日负荷值，计算公式为：
各时点负荷值=预测的最大负荷值×该时点归一值；
S34：将四季各类负荷曲线叠加，考虑0.9的同时系数，即可得到全区域四季典型负荷特征曲线，如图5所示。
在一具体实施例中，步骤S4中，不考虑需求侧响应参与的电力松平衡计算步骤为：
S41：计算现状年变电站及10kV馈线供电能力，进而评估区域电网现状供电能力，根据电网供电安全标准要求，变电站供电能力应为任一台主变故障时不损失负荷的供电能力，计算公式为：
变电站供电能力=该变电站变电容量-容量最大的一台主变容量；
10kV馈线供电能力为所属馈线组中任一条馈线失电情况下不损失负荷，计算公式为：
10kV馈线供电能力=现状功率因数×（馈线组馈线最大输送容量总和-单条最大的输送容量）/馈线组条数；
S42：计算需新增110kV变电容量，计算公式为：
需新增110kV变电容量=（规划年110kV网供负荷预测值-规划年35kV及以下上网稳定电源出力-规划年110kV及以上专线用户负荷-现状年110kV变电站供电能力）×容载比；
S43：计算需新增110kV变电站座数，计算公式为：
需新增110kV变电站座数=需新增110kV变电容量最大值/单座110kV变电站容量标准配置值；
S44：计算需新增10kV馈线条数，计算公式为：
需新增10kV馈线条数=（规划年10kV网供负荷预测值-规划年低压上网稳定电源出力-规划年10kV专线用户负荷-现状年10kV馈线供电能力）×单条馈线N-1安全输送容量；
S45：根据计算得到的110kV变电站座数、10kV馈线条数，计算电网投资成本，计算公式为：
投资成本=四季需新增110kV变电站座数最大值×单座110kV变电站标配投资+四季新增10k馈线条数最大值×现状年平均供电半径×单位长度10kV线路标配投资。
优选的，步骤S42中，根据《配电网规划设计技术导则》DL/T 5729-2016，容载比为1.8-2.1。
优选的，步骤S43中，单座110kV变电站容量标准配置值为2*50MVA，且选取四季需新增110kV变电站座数最大值。
优选的，步骤S44中，按照典型线路配置LGJ-240导线计算，安全输送电流为800A，计算满足N-1的安全输送容量为1.732*10*800*0.95/2=5MW，且选择四季新增10k馈线条数最大值。
在一具体实施例中，步骤S5中，考虑需求侧响应参与的电力紧平衡计算的步骤为：
S51：计算现状年变电站及10kV馈线供电能力，计算过程如步骤S41；
S52：计算需新增110kV变电容量，计算公式为：
需新增110kV变电容量=[规划年110kV网供负荷预测值-（110kV及以下用户需求响应可减负荷-35kV及以下上网分布式电源置信出力）-规划年35kV及以下上网稳定电源出力-35kV及以下上网分布式电源置信出力-规划年110kV及以上专线用户负荷-现状年110kV变电站供电能力] ×容载比；
S53：计算需新增110kV变电站座数，计算公式如步骤S43；
S54：计算需新增10kV馈线条数，计算公式为：
需新增10kV馈线条数=[规划年10kV网供负荷预测值-（10kV及以下用户需求响应可减负荷-低压上网分布式电源置信出力）-规划年低压上网稳定电源出力-低压上网分布式电源置信出力-规划年10kV专线用户负荷-现状年10kV馈线供电能力] ×单条馈线N-1安全输送容量；
S55：根据计算得到的110kV变电站座数、10kV馈线条数，计算电网投资成本，计算公式如步骤S45。
在一具体实施例中，紧平衡与松平衡最大的差别在，用户需求响应、分布式电源置信出力参与到电力平衡中。
在一具体实施例中，步骤S6中，累加规划第i年至第j年的支付成本与节省投资成本的步骤为：
S61：计算第i年至第j年的支付成本总额，计算公式为：
支付成本总额=（j-i+1）×用户可减电量×单位电量补偿费用；
S62：计算第i年至第j年的节省成本总额，计算公式为：
节省成本总额=节省投资总额+节省运维费用总额，
其中，节省投资总额的计算公式为：
节省投资总额=松平衡投资总额-紧平衡投资总额；
节省运维费用总额的计算公式为：
节省运维费用总额=（j-i+1）×节省投资总额*现状年运维费用/现状年固定资产总额。
优选的，步骤S61中，单位电量补偿费用取自签订的用户协议。
为了方便理解本发明的上述技术方案，以下通过具体使用方式上对本发明的上述技术方案进行详细说明。
根据本发明所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，首先收集连续多年各类分布式电源出力数据，形成四季典型日24小时置信出力曲线；然后收集现状电网供电区域内可参与避峰、调峰、移峰的用户信息，绘制四季需求响应可减负荷曲线；再预测供电区域规划起始年至终止年的典型日负荷曲线，选择需要的计算年，分别进行不考虑需求侧响应参与的电力松平衡计算和考虑需求侧响应参与的电力紧平衡计算，均计算所需新增供电能力、新增电网规模及对应投资金额；累加规划年的支付成本总额与节省成本总额；若支付成本总额大于节省成本总额，则对应该计算的负荷需求，并新增供电能力，新增供电能力为该年松平衡计算结果，若支付成本总额小于节省成本总额，且当前规划年为非规划终止年，则继续累加规划年的支付成本总额与节省成本总额，直至支付成本总额大于节省成本总额；逐规划年度循环计算，直到为规划终止年为止。
综上所述，本发明开展了考虑用户侧需求响应减负荷及分布式电源置信出力的电力平衡计算，并以支付成本小于节省投资效益作为约束条件，进行基于用户侧主动响应的主动配电网优化规划，解决了传统主动配电网规划没有考虑分布式电源及用户侧主动响应参与电力平衡，导致设备利用效率低、投入产出不高等问题，能够大幅提升设备利用效率，能够极大的延缓投资、提高投入产出比，实现电网精准投资。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1：收集连续多年各类分布式电源出力数据，对多年四季典型日出力曲线进行聚类，形成四季典型日置信出力曲线；
S2：收集现状电网供电区域内参与避峰、调峰、移峰的用户数量及对应负荷，绘制四季需求响应可减负荷曲线；
S3：预测供电区域规划起始年至终止年的典型日负荷曲线，选择规划第i年为计算年，i初始值设置为1；
S4：进行不考虑需求侧响应参与的电力松平衡计算，计算所需新增供电能力、新增电网规模及对应投资金额；
S41：计算现状年变电站及10kV馈线供电能力，进而评估区域电网现状供电能力，根据电网供电安全标准要求，变电站供电能力应为任一台主变故障时不损失负荷的供电能力，计算公式为：
变电站供电能力=该变电站变电容量-容量最大的一台主变容量；
10kV馈线供电能力为所属馈线组中任一条馈线失电情况下不损失负荷，计算公式为：
10kV馈线供电能力=现状功率因数×（馈线组馈线最大输送容量总和-单条最大的输送容量）/馈线组条数；
S42：计算需新增110kV变电容量，计算公式为：
需新增110kV变电容量=（规划年110kV网供负荷预测值-规划年35kV及以下上网稳定电源出力-规划年110kV及以上专线用户负荷-现状年110kV变电站供电能力）×容载比；
S43：计算需新增110kV变电站座数，计算公式为：
需新增110kV变电站座数=需新增110kV变电容量最大值/单座110kV变电站容量标准配置值；
S44：计算需新增10kV馈线条数，计算公式为：
需新增10kV馈线条数=（规划年10kV网供负荷预测值-规划年低压上网稳定电源出力-规划年10kV专线用户负荷-现状年10kV馈线供电能力）×单条馈线N-1安全输送容量；
S45：根据计算得到的110kV变电站座数、10kV馈线条数，计算电网投资成本，计算公式为：
投资成本=四季需新增110kV变电站座数最大值×单座110kV变电站标配投资+四季新增10k馈线条数最大值×现状年平均供电半径×单位长度10kV线路标配投资；
S5：进行考虑需求侧响应参与的电力紧平衡计算，计算所需新增供电能力、新增电网规模及投资金额；
S6：设置初始值j=i，累加规划第i年至第j年的支付成本与节省投资成本；
S7：判断支付成本是否大于节省成本，若是，则进行步骤S9，若否，则进行步骤S8；
S8：设置j=j+1，判断第j年是否为规划终止年，若是，则进行步骤S10，若否，则重新进行步骤S6；
S9：对应该计算年的负荷需求，需要在第j年新增供电能力，则新增供电能力量值为松平衡计算结果；
S10:设置i=i+1，判断第i年是否大于规划终止年，若是，则返回步骤S4继续后续年份电力平衡计算，若否，则结束。
2.根据权利要求1所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，其特征在于，所述步骤S1中，形成四季典型日置信出力曲线的步骤为：
S11：收集多年各类分布式电源出力数据后，将置信值设置为90%，聚类形成四季各类分布式电源置信出力曲线；
S12：将各时间点出力数据进行归一化处理，计算公式为：
某时间点该类分布式电源出力归一值=该时间点出力值/该日出力最大值；
S13：通过步骤S12中得到的出力归一值，绘制四季典型日置信出力曲线。
3.根据权利要求2所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，其特征在于，所述步骤S11中，所涉及的聚类方法包括K-Means聚类法、均值偏移聚类法。
4.根据权利要求1所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，其特征在于，在所述步骤S3中，预测供电区域规划起始年至终止年的典型日负荷曲线的步骤为：
S31：整理历史多年各类负荷的日负荷值数据，聚类计算典型日各时点负荷值，进行归一化计算，形成典型日负荷曲线；
S32：根据供电区域各地块的市政规划信息，采用空间负荷密度法，预测不同类型地块饱和负荷值；
S33：采用负荷增长率法，预测过渡年的最大负荷，基于各类负荷典型负荷曲线，计算各时点日负荷值，计算公式为：
各时点负荷值=预测的最大负荷值*该时点归一值；
S34：将四季各类负荷曲线叠加，考虑0.9的同时系数，即可得到全区域四季负荷曲线。
5.根据权利要求1所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，其特征在于，所述步骤S5中，考虑需求侧响应参与的电力紧平衡计算的步骤为：
S51：计算现状年变电站及10kV馈线供电能力，计算过程如步骤S41；
S52：计算需新增110kV变电容量，计算公式为：
需新增110kV变电容量=[规划年110kV网供负荷预测值-（110kV及以下用户需求响应可减负荷-35kV及以下上网分布式电源置信出力）-规划年35kV及以下上网稳定电源出力-35kV及以下上网分布式电源置信出力-规划年110kV及以上专线用户负荷-现状年110kV变电站供电能力] ×容载比；
S53：计算需新增110kV变电站座数，计算公式如步骤S43；
S54：计算需新增10kV馈线条数，计算公式为：
需新增10kV馈线条数=[规划年10kV网供负荷预测值-（10kV及以下用户需求响应可减负荷-低压上网分布式电源置信出力）-规划年低压上网稳定电源出力-低压上网分布式电源置信出力-规划年10kV专线用户负荷-现状年10kV馈线供电能力] ×单条馈线N-1安全输送容量；
S55：根据计算得到的110kV变电站座数、10kV馈线条数，计算电网投资成本，计算公式如步骤S45。
6.根据权利要求1所述的一种基于电力紧平衡的主动配电网规划方法，其特征在于，所述步骤S6中，累加规划第i年至第j年的支付成本与节省投资成本的步骤为：
S61：计算第i年至第j年的支付成本总额，计算公式为：
支付成本总额=（j-i+1）×用户可减电量×单位电量补偿费用；
S62：计算第i年至第j年的节省成本总额，计算公式为：
节省成本总额=节省投资总额+节省运维费用总额，
其中，节省投资总额的计算公式为：
节省投资总额=松平衡投资总额-紧平衡投资总额；
节省运维费用总额的计算公式为：
节省运维费用总额=（j-i+1）×节省投资总额*现状年运维费用/现状年固定资产总额。
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