计及需求响应和储能技术发展的未来区间电力流规模分析

唐 健，李浩志，谢小荣

（1.国网内蒙古东部电力有限公司，内蒙古呼和浩特 010010；2.电力系统及发电设备控制与仿真国家重点实验室（清华大学电机系），北京 100084）

0 引言

随着我国电力工业的快速发展，我国已逐渐形成了7 大区域电网互联、全球规模第一的电力系统。能源资源和电力负荷的地域分布不均决定了西电东送是我国能源运输的基本格局[1-2]。自21 世纪初将西电东送列入“十五”规划以来，我国区间输电通道容量迅速增长，区域电网之间的联系不断加强。西电东送战略为东部负荷密集区域的经济发展提供了电力保障，实现了能源资源的优化配置[3]。由于近年来我国西部地区用电需求增速已高于东部，东部地区分布式能源不断发展，东西部源-荷逆向分布未来有缓解趋势。同时，西部地区新增大量风电和光伏等可再生能源发电。可再生能源和负荷的不确定性降低了通道利用率和可再生能源消纳率[4-5]，增加了系统安全稳定性投资。西北地区部分可再生能源发电基地的建设进一步增大了西电东送的输电距离，将影响西部向东部送电的经济性[6]。因此，应当充分考虑可再生能源比例升高的影响，分析区间电力流规模的发展趋势，保障电力供应并提高电网建设的经济性。

对电网和电力流进行科学规划是高效利用电力的前提，目前有很多相关研究提出了有效的规划方法。文献[7]依照我国的能源开发现状和储量，对送端富裕资源和受端缺额分别进行匹配，以成本最低为优化目标得到电力流和电源布局。文献[8]考虑了可再生能源并网的技术约束，用博弈论和遗传算法计算风光火打捆输送的电源规划。文献[9]基于负荷和出力时序曲线，建立了全球能源互联网的电力流优化模型。但部分现有的电力流规划采用确定性模型，仅考虑最大装机容量和最大负荷的匹配，忽略了可再生能源出力和负荷波动的不确定性[10]。为考虑其影响，本文提出的模型采用了负荷和可再生能源的典型曲线。目前关于电力系统未来发展的研究中，很多文献着重考虑了可再生能源、储能和需求响应的影响。比如文献[11]对储能、需求响应和超导技术进行了建模，分析电力系统演化的结果。在分区域的负荷和能源数据基础上，依次对电源和电网进行优化。文献[12]对高比例可再生能源下的电力系统灵活性进行了定义和评估，除了传统的电源装机、需求响应和储能技术也是重要的灵活性资源。文献[13]综合考虑了需求响应和储能技术的作用，建立了联合优化模型，验证了需求响应和储能技术对于风电消纳的促进作用。但是在区间电力流的分析中，相关研究较少考虑需求响应和储能的影响。本文对区间电力流的未来规模进行研究，考虑需求响应和储能技术的发展，并基于区域电网的预测数据进行分析。

本文在已有研究基础上，构建了区间电力流优化模型。将该模型应用于6 个区域电网的算例分析，结果表明在合理配置电力流、考虑可再生能源、储能和需求响应技术的条件下，能有效削减2035年我国新增区间输电通道容量需求。该研究对优化输电通道建设，促进我国电网未来发展的安全性和经济性有一定的指导意义。

1 区间电力流的发展历程及建模

1.1 我国区间电力流的发展历程及现状

我国区间电力流整体表现为西电东送，20 世纪90 年代西电东送初步形成北、中、南通道雏形，进入21 世纪后正式列入“十五”规划，确定了从北到南的三通道架构[1-2]。其中北通道主要为山西、蒙西送电京津冀，还有黄河上游水电、陕西、宁夏送华北和华东；中通道主要为川渝地区水电送往华中华东地区，西北地区向华中、江浙送电；南通道主要为云南、贵州向广东送电。西电东送工程的建设及特高压技术的发展进一步扩大了跨区跨省输电通道容量，增强了区域电网之间的联系。截至2020 年，已经形成了额定容量约为7 000 ×104kW 的北通道，16 000×104kW 的中通道，4 000×104kW 的南通道，全年跨省跨区送电量约2.1×108kWh。西电东送输电通道容量变化趋势如图1 所示。然而，据统计，部分区间联网通道利用小时数和最大电力交换占额定容量的比例尚有较大提升空间。

图1 西电东送工程1999—2020年容量变化Fig.1 Transmission capacity from West to East in 1999-2020

1.2 多区域互联电网模型

区域电网的互联关系可用图2 描述。

图2 区域电网互联关系Fig.2 Interconnections of regional power grids

图2 中D1，……，Dn表示各区域电网，Pij为区域Di向Dj之间的交换功率，单向箭头代表送端、受端电网之间的潮流方向，双向箭头代表通过背靠背直流连接的双向电力流动。根据功率流入流出关系可将区域电网可大致分为3 类：只有电力送出的为送端；既有电力送入也有电力送出的为送受端；仅有电力送入的为受端。在各区域电力平衡和现有连接关系的基础上，对区间输电通道的新增容量进行优化计算。

2 基于现有容量和电源预测数据的未来电力流优化模型与求解

2.1 目标函数

为了提高输电通道的运行效率和电网建设的经济性，应合理规划新增输电通道的容量。新增输电通道容量决定于各区域间输送电力需求的最大值。因此以新增区间输电通道容量最小为目标，建立目标函数：

式中：t为时段编号，每个时段15 min，1 d 可划分为96 个时段；Pij（t）为t时刻区域Di向Dj送电的功率；Pij0为区域Di向Dj送电的已有通道容量；Sij为区域Di向Dj送电通道的新增容量；Pijn（t）为t时刻通过新增通道交换的功率。

2.2 约束条件

在前期研究中，对最大负荷和电源的空间布局进行了预测。结合各区域的资源和用电现状，设置负荷、风电和光伏的每日时间序列曲线为既定约束，然后添加以下4 类约束条件。

1）电力平衡

电力系统内发电功率和负荷功率需要实时平衡，区域电网的发电功率由两部分组成，即区内发电和区外净送入电力[13]。图2 中单个区域电网Di的平衡方程为：

式中：Pload（t）为负荷功率；Ploss（t）为损耗功率，包含网损、弃风和弃光功率，弃风、弃光功率仅在送端区域考虑；Pgen（t）为区内电网的发电功率；Pgrid（t）为区外净送入功率（正值为送入，负值则为送出）。

区内发电和区外送入功率为：

式中：Pc（t）为火电机组发电功率；Ph（t）为水电机组发电功率；Pw（t）为风电机组发电功率；Ps（t）为光伏机组发电功率；Pb（t）为储能技术功率；Pdr（t）为需求响应技术功率；∑[Pji(t)+Pjin(t)]为区域Di总受电功率；∑[Pik(t)+Pikn(t)]为区域Di总送电功率。

弃风、弃光功率为：

式中：Pwloss（t）为弃风功率；Psloss（t）为弃光功率；ηw为弃风率；ηs为弃光率。

2）常规机组

水电、火电和核电机组为常规机组，运行约束包括出力上下限约束、爬坡约束，其数学表达式为：

式中：Pc,min和Ph,min为火电和水电机组出力下限；Pc,max和Ph,max为火电和水电机组出力上限；ΔPc,min和ΔPh,min为火电和水电机组的最大下调量；ΔPc,max和ΔPh,max为火电和水电机组的最大上调量；Δt为时间间隔。

3）储能

储能和需求响应技术均能起到削峰填谷的作用，促进对可再生能源的消纳，增强本地电网的平衡能力[14-16]。储能主要起到对部分负荷进行平移的作用。目前大规模应用前景较好的是抽水蓄能和电池储能设备，均满足能量存储上下限约束，充放电功率上限约束，平衡约束。

能量储存上下限约束如式（6）所示：

式中：Wb(t)为储能设备储存的能量，不超过其上限Wb,max。

功率约束如式（7）所示：

式中：Pbi,max和Pbo,max为储能设备充电功率上限和放电功率上限。

充放电过程中能量平衡和首末时刻能量变化约束如式（8）和式（9）所示：

式中：Wb0和Wbt分别为首末时段储存的能量。

4）需求响应

电力系统的负荷可以分为可转移负荷、可中断负荷和可平移负荷[17]，利用需求响应技术对负荷资源进行管理，可以直接改变负荷曲线，减少区外电力需求[18]。激励型需求响应通过经济补贴对用户进行激励，通常包括直接负荷控制、可中断负荷和紧急需求响应[19-20]。本文模型中将需求响应的作用分别考虑为削减负荷和平移负荷。

式中：Pdrs(t)为平移负荷的部分；Pdrc(t)为削减负荷的部分。

调节上下限约束、平移型需求响应的平衡约束为：

式中：Pdrc,min和Pdrc,max为削减负荷的功率下限和上限；Pdrs,min和Pdrs,max为平移负荷的功率下限和上限。

2.3 优化模型

以新增通道容量最小为目标函数，添加电力平衡、常规机组约束、储能和需求响应等约束条件，建立区间联网规模最优模型：

2.4 模型求解

由于Sij是区域间交换电力功率的最大值，引入松弛变量Sn，使得

将式（14）中的优化计算简化为线性规划问题。借助MATLAB 的Yalmip 工具箱和Gurobi 软件可以实现对优化模型的快速求解，求解采用的求解算法为对偶单纯形方法。然后比较有无需求响应和储能技术的结果，并对需求响应规模、储能容量和可再生能源比例变动进行分析。

3 算例分析

为了验证式（14）的优化模型，算例采用国家电网6 个区域电网的2035 年预测数据，6 个区域分别是华东、华北、华中、西北、西南和东北地区，数据主要包括2035 年、2050 年区域最大负荷和各类型装机容量，2020 年区域电网间联网通道容量，输入数据详见表1—表3。

表1 预测的国家电网2035年装机容量及最大负荷Table 1 Predicted generation capacity and maximum load of power grids in 2035 ×104 kW

表2 预测的国家电网2035年储能设备装机容量Table 2 Predicted energy storage capacity of power grids in 2035 ×104 kW

表3 国网经营区2020年区间联网通道容量Table 3 Capacity of interconnected chanels runned by State Grid Corp.in 2020 ×104 kW

3.1 新增通道容量需求优化计算结果

对6 个区域2020—2035 年新增通道容量需求进行求解，结果如表4 所示。

表4 2035年新增通道容量需求（无储能、需求响应）Table 4 Capacity increment of power transmission in 2035（without demand response and energy storage）×104 kW

2035 年各区域间新增输电通道容量需求总计为7 428×104kW，2035 年通道容量相较2020 年增加30%。其中送端区域典型日弃风率为1.07%，弃光率为6.89%。输入数据中，华北地区2035 年本地装机比较充足，电源装机容量为最大负荷的156%，因此通道容量需求较低；新增通道容量送端集中在西北、西南地区。

3.2 储能和需求响应技术的影响

在2035 年模型中添加储能和需求响应技术后进行优化求解，其中储能设备容量采用2035 年预测结果，削减型需求响应比例为峰值负荷的1%，平移型为峰值负荷的3%。

结果表明，2035 年仅有西南-华中通道存在新增容量需求150×104kW，其它区域无新增，总量降低为未应用储能和需求响应时的2%，大幅削减了通道容量需求，使得2020—2035 年通道容量增长相对放缓。根据输入数据，2035 年总装机的38%为风电和光伏。在储能和需求响应技术作用下，典型日弃风弃光率下降为0.91%和3.15%，明显促进了送端区域的可再生能源消纳。在当前场景下，图3（a）和图3（b）分别表示抽水蓄能和电池储能设备的能量曲线，可以根据前后时刻的能量判断充放电状态。其中，抽水蓄能设备较好地表现出削峰填谷的特性；电池储能设备由于存储容量相对较小、调节速度快，在负荷高峰时段出力在充放电状态之间较为频繁地切换。

图3 华东地区储能设备能量曲线Fig.3 Energy curve of energy storage devices in East China

需求响应对负荷曲线的作用效果见图4。l1-l3依次为原负荷曲线，削峰后的负荷曲线，平移负荷后的曲线。l1-l2 反映了对可中断负荷的处理效果，对峰值负荷进行了削减，l2-l3 反映了对可平移负荷的处理效果，平移了部分峰值时段负荷到低谷时段。

图4 应用需求响应后的负荷曲线Fig.4 Load curve with the demand response applied

进一步分析储能和需求响应对单个区域电网的区外电力需求峰值的影响。计算华中、华东和华北地区的Pgrid（t）最大值，结果如表5 所示。未应用储能和需求响应技术时，华中、华东和华北地区区外电力需求峰值之和为21 137×104kW，原因在于负荷高峰时段的光伏、风电出力相对较低；应用储能和需求响应技术后，区外电力需求峰值缩减为13 123×104kW，为应用前的48.5%，峰值明显下降。

表5 区域电网的区外电力需求峰值Table 5 Maximum external power demand of regional power grid ×104 kW

3.3 不同场景下新增通道容量的优化结果

以3.1 节输入数据为中等场景，在无储能和需求响应的情况下，分析最大负荷变动对新增通道容量需求的影响，结果如表6 所示。

表6 最大负荷变化的新增通道容量需求Table 6 Increased channel capcuity demand with maximum load variation

当最大负荷全部下降5%，新增通道容量需求降低为1 932×104kW，降为中等场景的26%；最大负荷增加5%，新增通道容量需求变为13 370×104kW，增加了中等场景的80%。因此最大负荷对新增通道容量需求影响显著，考虑储能和需求响应技术削减峰荷的作用，可以降低新增通道容量需求。

然后对储能和需求响应技术应用情况变动分别进行分析。基准场景设置为：表2 中的储能设备预测值，削减负荷比例为1%，平移负荷比例为3%；基准场景即为表7 中的中等场景。分别改变需求响应中削减、平移负荷的比例和储能设备中抽水蓄能、电池储能设备的容量，与中等场景的结果对比。

表7 不同场景下的新增通道容量需求Table 7 Increased channel capacity demand under different scenarios

在储能高速发展场景或高需求响应比例的情况下均能实现2020—2035 年通道容量无新增需求。即使需求响应和储能容量发展不足预期，相较于未应用时依然能大幅降低区间通道容量需求。因此在规划2020—2035 年电网建设时，应当充分考虑应用储能和需求响应的影响，明确技术路线，在考虑安全冗余的情况下避免未来可能出现的输电通道闲置。

其它类型电源不变，改变风电和光伏装机容量，求得可再生能源比例变化时的新增通道容量需求结果如表8。低比例场景比中等场景增加需求61×104kW，中等场景比高比例场景减少150×104kW。提高可再生能源比例，可再生能源装机容量增加，大幅减少了区外来电，缩减了新增通道容量需求。因此，在灵活性电源配置充足情况下，增加可再生能源装机容量有利于降低中、东部地区的区外来电需求，储能和需求响应技术可以促进较高比例的可再生能源消纳，提高对可再生能源的利用率[21]。

表8 可再生能源比例变化的新增通道容量需求Table 8 Increased channel capacity demand under different renewable energy

3.4 成本分析

当电源规模确定的情况下，为分析储能和需求响应技术的经济性，可以对西部地区发输电成本与东部地区储能、需求响应的成本进行比较。激励型需求响应的成本主要包括提供给电力用户的价格补偿，如浙江省约定削峰价格约为2 元/kWh[22]；储能设备和输电通道的成本主要包括项目初始投资和运行维护成本。文献[6]中考虑光伏发电、升降压和直流输电线路全周期成本的度电成本为1.13 元/kWh。抽水蓄能成本约为0.25 元/kWh[23]，锂电池储能成本约为1.25 元/kWh[24]。当前仅抽水蓄能有明显的经济优势，但随着电力需求响应市场化的发展和储能材料的进步，远期到2035 年，储能和需求响应成本都有较大下降空间[25]，相较于建设输电通道具有较好的经济性。

4 结论

为研究未来区间电力流的发展趋势，本文在回顾西电东送发展趋势的基础上提出了以新增区间输电通道容量最小为目标的优化模型；最后输入预测数据求解了我国区域电网的实际算例，结果表明：可再生能源和负荷波动对区域电网的区外电力需求有显著影响；需求响应和储能技术能够适当减小新增输电通道容量需求，避免过度建设；还可以促进可再生能源消纳，在高比例可再生能源场景下满足电力平衡要求，建议发展可再生能源发电的同时适当加大对储能和需求响应技术的投入。本文所建模型考虑了未来电源、负荷和新技术的发展，望能为跨区输电通道规划和投资提供参考。