智能配电网规划与运行协同决策的思路及实践

提高可再生能源（RES）发电量占比的关键是解决局部电网阻塞和实现DG安全接入的问题，而这需要电网规划和运行的协同决策。文章在第23届国际供电会议（CIRED2015）圆桌会议3（RT3）讨论内容的基础上，系统地介绍了基于主动配电网管理思路实现规划与运行协同决策的思路和方法，以及欧洲各国在此方面有代表性的措施和案例，为中国智能配电网研究人员在制定集成大规模RES电网规划和运行策略时提供借鉴与参考。

为了满足环保和市场开放的要求，切实提高系统整体效率、供电安全和供电质量，未来配电网建设的发展趋势必然是接入越来越多的可再生能源（RES）。一般而言，网络容量是按最大负荷需求并考虑一定安全裕度设计的，因为RES发电具有最大利用小时数低和间歇性的特点，为了提高RES发电量占比，其接入容量往往设计为负荷的2—4倍。这样接入的高占比分布式发电（DG）机组运行时可能会造成网络阻塞（约束越限），传统上可以采取诸如增加电缆截面、升级主变电站的变压器容量等网络增强改造方案（网络解），这不仅成本高昂而且会延缓RES的接入时机。一个经济可行的替代方案是基于主动配电网管理（activenetworkmanagement，ANM）模型充分利用各种灵活性资源（非网络解），如动态削减RES出力或调整负荷需求，参见2015年本刊“欧洲配电网智能化”专题连载文章。

为了实现基于ANM合理配置和使用灵活性资源，首先，在配电层级必须对灵活性措施进行有效地规划配置；其次，在运行时必须能够调度灵活性资源；第三，调度人员必须能够接收到市场的价格信号。

由于规划和运行的时间尺度跨度很大，规划期限通常为年和月，而运行通常以日、小时和分钟为时间单位，而ANM涉及的时间跨度则在5—15min之间，从而能主动地解决DG接入时引起的潮流越限和电压越限问题。因此，在ANM中规划与运行两者必须协同决策，这一过程是极其复杂的，因为无论是对规划还是对运行而言，都不仅增加了分析变量，而且还缩短了处理时间。

国际供电会议（CIRED）致力于展示和推广供电技术与管理方面先进的技术和理念，包括网络元件、电能质量、运行控制和保护、分布式能源、配电系统规划和DSO监管等6个研究分会。其中，配电系统规划分会（S5分会）包含风险管理和资产管理、网络发展、配电规划、方法及工具等4个议题。

圆桌会议（RT）是CIRED讨论导向性问题的重要环节。本刊围绕CIREDS5分会及圆桌会议已经推出了5篇系列文章，分别介绍了配电网消纳高占比可再生能源的风险管控方法，配电网的技术发展方向，智能配电网规划的关键技术，配电网规划的创新性方法模型和工具，以及实现灵活高效智能配电网的思路与实践；其中文献［13］和［15］均与灵活性资源的使用和配置有关，但前者侧重于规划，后者侧重于提高系统效率。作为系列文章之六，本文根据CIRED2015圆桌会议3（CIRED2015-RT3）的讨论内容，重点介绍如何利用灵活性资源实现智能配电网规划与运行的协同决策。

本文首先介绍了规划与运行协同决策的总体思路，其次展示了一种ANM系统及其实际应用案例，最后给出了一些欧洲国家在提高RES发电量占比方面的实际策略和案例。

1规划与运行协同决策的思路和建议

法国配电公司和葡萄牙配电公司针对提高可再生能源发电量占比，提出了结合本国实际情况的规划与运行协同决策的思路和建议。

1.1 法国配电公司的思路和建议

有关如何将运行和规划相结合，法国配电公司（ERDF）从可再生能源侧、网络侧和负荷侧3个角度提出了一些可供参考的思路。

1）动态调整可接入可再生能源DG容量。ERDF认为规划出的配电网应集成90%（而不是100%）的RES发电容量，即在极端事件发生时可以停运RES，但这需要输、配电网之间有良好的配合。该思路已付诸实践，其最大优势是可以对所有发电机组制定运行计划。

2）动态设置电网容量。当前的做法是根据季节变化确定电网容量，若采用动态设置线路容量（DLR）和实时计算容量的方法，则允许接入更多的RES容量，但这需要投资新的设备（包括硬件和软件）。

3）动态调整需求侧。ERDF认为可能需要改进现有的“N-1规则”；一般而言，一些工业场所可以提供需求侧管理的服务，住宅场所是否可行正在调查中；另外，电动汽车将会在此领域中扮演重要角色。

1.2 葡萄牙配电公司的思路和建议

葡萄牙配电公司（EDP）根据其可再生能源发展现状提出了一些规划和运行协同决策的思路和建议。在2000—2014年间，葡萄牙可再生能源（包括风电、不超过10MW的小水电、热电联产等）装机容量的平均增长率为11％。截至2014年，葡萄牙RES装机容量占比为69%、发电量占比60%，配电网消纳了所有RES发电量的70％。葡萄牙电网的特点是负荷密度高度不对称，沿海和南部地区的负荷密度远大于内陆地区，但RES接入容量在全国基本均匀分布，因此造成在负荷密度大的地区RES发电量与其需求量相比微不足道，而在负荷密度小的地区RES发电量则远大于需求量，从而引发网络阻塞、电压越限等运行问题。为此，EDP提出了以下两种思路和方法。

1.2.1 基于ANM且考虑RES波动性的决策方法

现代电力系统的规划和运行方式与传统电力系统的差别很大，其重心已逐渐转移到低压（LV）网络以及提高运行主动性和产销者与电网之间的交互性上。由于DG的不断接入，发电模式既有波动性又有不确定性，这些新特征必须在规划和运行决策中予以考虑，EDP就此对传统规划和未来规划特点进行了比较（参见表1），并提出了一种基于ANM的决策思路，如图1所示。随着运行变量不断增加，新的运行模式必须考虑配电自动化的广泛程度和分散程度，涵盖对网络的监测与控制，因此必须进行更为主动的网络管理，如要考虑电压控制、考虑天气对分布式发电的影响，以及要更加合理地管理阻塞，并集成所有信息，在合理的时间内做出更好的决策。

1.2.2 规划与运行协调决策的思路和方法

EDP对规划和运行的决策过程进行了比较（见表2）。首先，需要协调决策时间和决策变量。与过去相比，规划和运行决策所需的时间均缩短了，但二者所涉及的变量数都大大增加，从而使决策过程更加复杂。其次，需要协调场景设置。对于多场景设置而言，在运行中通常预设事故场景，在规划中则因某个场景影响长远而要对其进行严格的筛选，但由于未来电网发展状况越来越不确定，每次都要完全考虑所有影响因素将越来越困难。再次，需要协调风险变量。运行决策和规划决策都应遵循一定的分析流程，并且要考虑风险，一方面运行决策会引发风险，另一方面规划决策倾向于减轻风险，所以在考虑运行的规划中必须允许一定程度的风险存在。

EDP的结论是，未来电网的规划和运行将越来越复杂。为了提高效率和效益，在决策过程中必须同时考虑来自规划和运行两方面的分析变量。另外，为了满足严格的运行响应时间，需要进一步实现自动化、分散控制以及对各种内、外部数据源的集成。整个规划周期将缩短，而风险将是未来决策中必须考虑的因素。