基于单元划分的配电网稳定性及投资方案确定方法与流程

1.本发明涉及配电网技术领域，尤其涉及一种基于单元划分的配电网稳定性及投资方案确定方法。


背景技术：

2.随着我国经济快速高质量发展，对配电网的准确投资要求也提高，不同单元格区域内负荷情况也不同，而且在配电网发电侧不同种类新能源日益复杂，并且负荷侧负荷对电压波动及功率要求越来越高。现有配电网的稳定性判定方法存在区域大、范围广、投资目的不明确的问题，虽然达到整体配电网趋于稳定，但整体区域中一些单元格区域的配电网系统并没有达到完全稳定，进而出现投资精准性差，大量投资浪费的现象。


技术实现要素：

3.本发明要解决的技术问题是针对上述现有技术的不足，提供一种基于单元划分的配电网稳定性及投资方案确定方法，确定配电网的稳定性和投资方案。
4.为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案是：
5.一方面，本发明提供一种基于单元划分的配电网稳定性确定方法，包括以下步骤：
6.步骤1：配电网单元区域划分；
7.将配电网区域划分为n个单元格区域，每个单元格区域的面积计算公式为：
[0008][0009]
式中：sn表示配电网中第n个单元格区域面积；为第n个单元格区域内第k
l
个配电网输电线路的功率；为第n个单元格区域内第kf个配电网负荷的功率；为第n个单元格区域内第k
t
个配电网变压器的损耗；为第n个单元格区域内第k
l
个配电网输电线路的损耗；n
l
、nf、n
t
分别表示第n个单元网格区域内的配电网输电线路的总数、配电网负荷的总数和配电网变压器的总数；ρn为n个单元格区域用地性质负荷密度指标；
[0010]
步骤2：确定各单元格区域的功率密度影响因子；
[0011]
确定各配电网单元格区域内注入有功功率和无功功率；
[0012]
确定各单元格区域内的电压模值以及单元格区域内电压的相位差；
[0013]
确定配电网同步系数λs、有功控制系数λ
p
和无功控制系数λq；
[0014]
进而计算得到配电网单元格区域的功率密度影响因子，如下公式所示：
[0015][0016]
式中，为第n个单元格区域的功率密度影响因子，vn为第n个单元格区域内的电压模值，p
n*
为单元格区域内注入有功功率的标幺值，q
n*
为单元格区域内注入无功功率的标幺值，为单元格区域内电压相位差的标幺值，为单元格面积的标幺值；
[0017]
以上单元格区域的功率密度影响因子的计算公式中各参数标幺值的计算如下公式所示：
[0018]018]018]018][0019]
式中，pn、qn、δn分别为第n个单元格区域内注入有功功率、无功功率和电压的相位差；pn′
为第n个单元格区域内有功功率的基准值，qn′
为第n个单元格区域内无功功率的基准值，δ
e,n
为第n个单元格区域内电压相位差的基准值，s
e,n
为第n个单元格面积的基准值；
[0020]
步骤3：根据单元格区域的功率密度影响因子判断划分的配电网单元格区域内配电网系统是否稳定，进而完成配电网的稳定性判断；
[0021]
当单元格区域的功率密度影响因子时，配电网单元格区域内配电网系统处于稳定状态，配电网可以正常运行；
[0022]
当单元格区域的功率密度影响因子满足时，配电网单元格区域内配电网系统处于临界稳定状态；
[0023]
当单元格区域的功率密度影响因子满足时，配电网单元格区域内配电网系统处于不稳定状态；
[0024]
当单元格区域的功率密度影响因子时，配电网单元格区域内配电网系统处于停机状态。
[0025]
另一方面，本发明还提供一种基于单元划分的配电网投资方案确定方法，该方法在基于单元划分的配电网稳定性确定方法中确定的单元格区域的功率密度影响因子的基础上，确定不同单元格区域需要的投资方案，具体为：
[0026]
(1)当单元格区域的功率密度影响因子时，需要投资该配电网单元格区域内的储能系统、变电站和输电线路；
[0027]
(2)当单元格区域的功率密度影响因子满足时，功率密度影响因子小于系统稳定的临界值，需要投资该配电网单元格区域内的变电站和输电线路；
[0028]
(3)当单元格区域的功率密度影响因子满足时，功率密度影响因子小于稳定值，需要投资该配电网单元格区域内的输电线路；
[0029]
其中，投资储能系统需要花费的资金f
inv,r
计算如下公式所示：
[0030][0031][0032][0032][0032][0032][0033]
式中：πr表示单元格内储能出力出现的概率；l
n,r
表示资金回收系数；dr表示折现率；ms表示储能系统中储能电池的寿命年限；c
pinv
，c
einv
分别表示储能系统单位充电功率成本和单位放电功率成本；分别表示储能系统充放电功率的标幺值和储能系统额定容量的标幺值；c
op,i
表示第i年储能系统单位功率运行维护成本；nr表示储能系统运行年限；ir表示通货膨胀率；e
sub
表示单位储能充电电量的政府补贴值；表示t时段储能系统充电总量的标幺值；p
t,r
表示t时段日前市场购电价格；表示t时段购电量的标幺值；p
e,r
为单元格区域内储能系统充放电功率的基准值；e
e,r
为单元格区域内储能系统额定容量的基准值；q
e,tr
为t时段单元格区域内储能充电总量的基准值；p
e,tr
为t时段日前市场购电量的基准值；t为储能系统充电时间；
[0034]
投资变电站需要花费的资金f
t
计算如下：
[0035][0036]
式中：j＝1,
···
,m，m表示配电网单元格内新建设变电站的数目；f
sj
表示第j座变电站的一次性总建设所需资金；mg为建造变电站的费用的折旧年限；u
sj
表示第j座变电站一年运行维护所花费的资金；δj表示第j座变电站是否已经建立，取值为0或1，用δj＝0表示第j座变电站还未建成，用δj＝1表示第j座变电站已经建成投运；
[0037]
投资输电线路需要花费的资金f
l
计算如下：
[0038][0039][0039][0040]
式中：f为变电站出线到负荷点的单位长度建设费用；mr为输电线路建设费用折旧年限；m表示单元格区域内变压器的个数，k表示单元格区域内负荷点的个数；(xj,yj)为变电站在单元格区域的坐标位置，(xk,yk)为负荷在单元格区域内的坐标位置；l
j,k
表示第j座变电站对第k个负荷点是否存在供电关系，它是一个0或1的整数变量，用l
j,k
＝1表示第j座变
电站对第k个负荷点供电，用l
j,k
＝0表示第j座变电站对第k个负荷点不存在供电关系；为第j座变电站对第k个负荷点的传输功率的标幺值；τ表示供电小时数的模值，γ表示电价，r
*
表示输电线路单位电阻的标幺值；vj表示配电网输电线路的电压模值；p
e,jk
为单位长度输电线路传输功率的基准值，r
′
为单元格区域内输电线路单位电阻的基准值。
[0041]
采用上述技术方案所产生的有益效果在于：本发明提供的基于单元划分的配电网稳定性及投资方案确定方法，将配电网划分为多个单元格，并计算每个单元格区域的功率密度影响因子，进而判断各单元格区域内配电网系统的稳定性，进而实现对配电网的稳定性进行准确判断；同时，该方法根据各单元格区域内配电网系统的稳定性进行配电网投资，可以提高配电网单元格区域投资的精准性，有效指导配电网建设的经济效益最大化，实现电网投资从粗放到精准的过程控制，使配电网电力系统更加稳定，提高电网质量。
附图说明
[0042]
图1为本发明实施例提供的一种基于单元划分的配电网稳定性确定方法的流程图。
具体实施方式
[0043]
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
[0044]
本实施例以某地区配电网为例，采用本发明的基于单元划分的配电网稳定性及投资方案确定方法确定该配电网的稳定性和投资方案。
[0045]
本实施例中，一种基于单元划分的配电网稳定性确定方法，如图1所示，包括以下步骤：
[0046]
步骤1：配电网单元区域划分；
[0047]
将配电网区域划分为n个单元格区域，每个单元格区域的面积计算公式为：
[0048][0049]
式中：sn表示配电网中第n个单元格区域面积，单位为km2；为第n个单元格区域内第k
l
个配电网输电线路的功率；为第n个单元格区域内第kf个配电网负荷的功率；为第n个单元格区域内第k
t
个配电网变压器的损耗；为第n个单元格区域内第k
l
个配电网输电线路的损耗；n
l
、nf、n
t
分别表示第n个单元网格区域内的配电网输电线路的总数，配电网负荷的总数，配电网变压器的总数；ρn为第n个单元格区域用地性质负荷密度指标，单位mw/km2；
[0050]
本实施例中，将该配电网区划分为100个单元格，采集影响参数，其中第n个单元格配电网内的输电线路总功率为p
l
＝7548mw、负荷总功率为pf＝9476mw、变压器总损耗p
t
＝2653mw、输电线路总损耗为δp
l
＝1335mw；第n个单元格区域用地性质负荷密度指标为ρn＝1.65mw/km2。
[0051]
计算得到的第n个单元格区域面积sn＝127.345km2；
[0052]
步骤2：确定各单元格区域的功率密度影响因子；
[0053]
在配电网划分的n个单元格区域，为了保证保持每个单元格区域系统稳定，首先需要确定单元格区域功率密度影响因子；确定各配电网单元格区域内注入有功功率和无功功率；
[0054]
确定各单元格区域内的电压模值以及单元格区域内电压的相位差；
[0055]
确定配电网同步系数λs、有功控制系数λ
p
和无功控制系数λq；
[0056]
进而计算得到配电网单元格区域的功率密度影响因子，如下公式所示：
[0057][0058]
式中，为第n个单元格区域的功率密度影响因子，vn为第n个单元格区域内的电压模值，p
n*
为第n个单元格区域内注入有功功率的标幺值，q
n*
为第n个单元格区域内注入无功功率的标幺值，为单元格区域内电压相位差的标幺值，为单元格面积的标幺值；
[0059]
以上单元格区域的功率密度影响因子的计算公式中各参数标幺值的计算如下公式所示：
[0060][0060][0060][0060][0061]
式中，pn、qn、δn分别为第n个单元格区域内注入有功功率、无功功率和电压的相位差；pn′
为第n个单元格区域内有功功率的基准值，qn′
为第n个单元格区域内无功功率的基准值，δ
e,n
为第n个单元格区域内电压相位差的基准值，s
e,n
为第n个单元格面积的基准值；
[0062]
本实施例中，第n个单元格配电网区域内注入有功功率pn＝896mw和无功功率qn＝746mvar，第n个单元格区域内注入有功功率的基准值为pn′
＝1000mw和注入无功功率的基准值为qn′
＝1000mvar；第n个单元格区域的面积为sn＝127.345km2，第n个单元格面积的基准值为s
e,n
＝150km2；单元格区域内的电压模值vn＝220；单元格区域内电压的相位差为电压的相位差的基准值为δ
e,n
＝45
°
；电网同步系数λs＝1.128；有功控制系数λ
p
＝0.976，无功控制系数λq＝0.875。
[0063]
通过这些参数，计算得到第n个单元格配电网单元格区域内功率密度的影响因子
[0064]
步骤3：根据单元格区域的功率密度影响因子判断划分的配电网单元格区域内配电网系统是否稳定，进而完成配电网的稳定性判断；
[0065]
当单元格区域的功率密度影响因子时，配电网单元格区域内配电网系统处于稳定状态，配电网可以正常运行；
[0066]
当单元格区域的功率密度影响因子满足时，配电网单元格区域内配电网系统处于临界稳定状态；
[0067]
当单元格区域的功率密度影响因子满足时，配电网单元格区域内
配电网系统处于不稳定状态；
[0068]
当单元格区域的功率密度影响因子时，配电网单元格区域内配电网系统处于停机状态。
[0069]
本实施例中，计算得到第n个单元格配电网单元格区域内功率密度的影响因子小于0.63，因此，该配电网单元格区域内配电网系统处于停机状态。
[0070]
一种基于单元划分的配电网投资方案确定方法，该方法在基于单元划分的配电网稳定性确定方法中确定的单元格区域的功率密度影响因子的基础上，确定不同单元格区域需要的投资方案，具体为：
[0071]
(1)当单元格区域的功率密度影响因子时，配电网单元格区域内注入的能量远远不够供应负荷，就会出现电力系统停机现象，需要投资该配电网单元格区域内的储能系统、变电站和输电线路，储能系统提供更多的电能，利用变电站和输电线路合理分配电能；
[0072]
(2)当单元格区域的功率密度影响因子满足时，功率密度影响因子小于系统稳定的临界值，划分的配电网单元格区域内负荷大于所提供的功率，容易出现跳闸现象，需要投资该配电网单元格区域内的变电站和输电线路，为配电网单元格区域内提供更多电能供应点，能更好的分配电能和减少损耗；
[0073]
(3)当单元格区域的功率密度影响因子满足时，功率密度影响因子小于稳定值，是因为划分的单元格区域内的配电网负荷率大于配电网提供的功率，对于划分的单元格区域内的配电网系统出现跳闸几率很小，需要增加输电线路增强配电的稳定性，需要投资该配电网单元格区域内的输电线路；
[0074]
其中，投资储能系统需要花费的资金f
inv,r
计算如下公式所示：
[0075][0076][0077][0077][0077][0077][0078]
式中：πr表示单元格内储能出力出现的概率；l
n,r
表示资金回收系数；dr表示折现率；ms表示储能系统中储能电池的寿命年限；c
pinv
，c
einv
分别表示储能系统单位充电功率成本和单位放电功率成本；分别表示储能系统充放电功率的标幺值和储能系统额定容量的标幺值；c
op,i
表示第i年储能系统单位功率运行维护成本，nr表示储能系统运行年限；ir表示通货膨胀率；e
sub
表示单位储能充电电量的政府补贴值；表示t时段储能系统充电总量的标幺值；p
t,r
表示t时段日前市场购电价格；表示t时段购电量的标幺值；p
e,r
为单元格区域内储能系统充放电功率的基准值；e
e,r
为单元格区域内储能系统额定容量的
基准值；q
e,tr
为t时段单元格区域内储能充电总量的基准值；p
e,tr
为t时段日前市场购电量的基准值，t为储能系统充电时间；
[0079]
本实施例中，单元格内储能出力出现的概率πr＝0.69；折现率dr＝0.08；储能电池的寿命年限ms＝15；储能系统单位充放电功率成本c
pinv
＝0.35元，c
einv
＝0.32元；储能系统充放电功率pr＝548mw，储能系统充放电功率基准值p
e,r
＝1000mw；储能系统额定容量为e
rate,r
＝4000ah，储能系统额定容量的基准值为e
e,r
＝1ah；c
op,3
表示第1-3年单位功率运行维护成本c
op,3
＝0.38元，c
op,8
表示第4-8年单位功率运行维护成本c
op,8
＝0.53元，c
op,12
表示第9-12年单位功率运行维护成本c
op,12
＝0.67元，c
op,15
表示第13-15年单位功率运行维护成本c
op,15
＝0.97元；通货膨胀率ir＝0.05；单位储能充电电量政府补贴e
sub
＝500元；12个小时内每小时储能充电量q
t,r
＝120万kwh，12个小时内每小时储能充电量的基准值为q
e,tr
＝1万kwh；t时段日前市场购电价格元；t时段日前购电量p
t,r
＝280kwh，日前购电量的基准值为p
e,tr
＝1kwh。
[0080]
因此，投资储能系统时，l
n,r
＝0.117，f
inv,r
＝86929.482元。
[0081]
投资变电站需要花费的资金f
t
计算如下：
[0082][0083]
式中：j＝1,
···
,m，m表示配电网单元格内新建设变电站的数目；f
sj
表示第j座变电站的一次性总建设所需资金，本模型的变电站建设包含变压器费用，默认新建站都至少包含一台变压器费用，每座变电站初始建设费用也至少包括一台变压器费用；mg为建造变电站的费用的折旧年限；u
sj
表示第j座变电站一年运行维护所花费的资金；δj表示第j座变电站是否已经建立，取值为0或1，用δj＝0表示第j座变电站还未建成，用δj＝1表示第j座变电站已经建成投运；
[0084]
本实施例中，单元格内新建设变电站的数目m＝5；1座变电站的一次性总建设所需资金f
s1
＝100万元；建造变电站的费用的折旧年限mg＝35；1座变电站一年运行维护所花费的资金u
s1
＝4万元；δj＝1表示第j座变电站已经建成投运，最终计算得到的投资变电站需要花费的资金f
t
＝20.896万元。
[0085]
投资输电线路需要花费的资金f
l
计算如下：
[0086][0087][0087][0088]
式中：f为变电站出线到负荷点的单位长度建设费用；mr为输电线路建设费用折旧年限；m表示单元格区域内变压器的个数，k表示单元格区域内负荷点的个数；(xj,yj)为变电站在单元格区域的坐标位置，(xk,yk)为负荷在单元格区域内的坐标位置；l
j,k
表示第j座变电站对第k个负荷点是否存在供电关系，它是一个0或1的整数变量，用l
j,k
＝1表示第j座变
电站对第k个负荷点供电，用l
j,k
＝0表示第j座变电站对第k个负荷点不存在供电关系；为第j座变电站对第k个负荷点的传输功率的标幺值；τ表示供电小时数的模值，γ表示电价，r
*
表示输电线路单位电阻的标幺值；vj表示配电网输电线路的电压模值；变电站到负荷的供电线路的建设费用，变电站站址坐标与负荷位置的距离远近直接决定了线路建设的费用；p
e,jk
为单位长度输电线路传输功率的基准值，r
′
为单元格区域内输电线路单位电阻的基准值。
[0089]
本实施例中，变电站出线到负荷点的单位长度建设费用f＝300元；线路建设费用折旧年限mr＝20；单元格区域内变压器的个数m＝1，单元格区域内负荷点的个数k＝5；(x1＝15,y1＝36)为变电站在单元格区域的坐标位置，(x1＝54,y1＝27)、(x2＝66,y2＝54)、(x2＝76,y2＝83)、(x4＝124,y4＝167)、(x5＝89,y5＝163)为负荷在单元格区域内的坐标位置；l
1,1
＝1、l
1,2
＝1、l
1,3
＝0、l
1,4
＝1、l
1,5
＝0表示第1座变电站对第1、2、4负荷点存在供电关系；变电站到负荷传输功率p
j,k
＝651mw，变电站到负荷传输功率的基准值为p
e,jk
＝1000mw；供电小时数τ＝486，电价γ＝0.725元；线路单位电阻r＝0.66ω，线路单位电阻的基准值r
′
＝1ω；配电网输电线路的电压模值vj＝220。变电站到负荷的供电线路的建设费用，变电站站址坐标与负荷位置的距离远近直接决定了线路建设的费用；本实施例最终计算得到的投资输电线路需要花费的资金f
l
＝81886.258元。
[0090]
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明权利要求所限定的范围。