廣義電源高壓配網(wǎng)替代容量的評估方法

劉譯聰，劉文霞，劉宗歧，郭 靜，胡 平，韓璟琳

(1.新能源電力系統(tǒng)國家重點(diǎn)實驗室(華北電力大學(xué))，北京 102206；2.國網(wǎng)山西省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，山西太原 030001；3.國網(wǎng)河北省電力公司，河北石家莊 050000)

0 引 言

主動配電網(wǎng)憑借智能化的調(diào)度和運(yùn)行手段，能夠有效整合需求側(cè)響應(yīng)(demand response，DR)負(fù)荷、分布式電源(distribution generation，DG)及儲能系統(tǒng)等分布式能源，顯著提升電網(wǎng)對綠色能源的接納能力及對已有資產(chǎn)的利用水平[1]。隨著分布式電源、儲能及需求側(cè)響應(yīng)資源滲透率的不斷提高，其可作為配電網(wǎng)中的電源代替高壓配網(wǎng)承擔(dān)部分負(fù)荷，因此將主動配電網(wǎng)中的分布式能源統(tǒng)稱之為廣義電源(generalized power source，GPS)。評估配電網(wǎng)中廣義電源對高壓配網(wǎng)的容量替代價值，不僅可以為主動配電網(wǎng)中變電站規(guī)劃提供支撐,而且可以有效評估廣義電源對電力系統(tǒng)的貢獻(xiàn)，為市場機(jī)制和電價政策的制定提供決策支持。

在變電站規(guī)劃中，傳統(tǒng)處理DG的接入對變電站選址定容影響的等效模型主要有兩種。一種把DG看作一個功率消耗為負(fù)的動態(tài)負(fù)荷，將其出力乘以一定系數(shù)后計入總裝機(jī)容量[2]。雖然該種方法可計及DG出力的貢獻(xiàn)，有效降低變電站的規(guī)劃容量，但未考慮DG出力的波動性和故障的隨機(jī)性。另一類僅計及DG的最小出力[3]，該種方法計算結(jié)果較為保守，不能全面計及DG的容量價值。文獻(xiàn)[4]提出了一種考慮DG容量價值的變電站規(guī)劃方法：在變電站規(guī)劃中間環(huán)節(jié)，一個變電站供電范圍內(nèi)，將電力不足期望作為考察指標(biāo)，在等發(fā)電可靠性前提下，考察分布式能源接入后能夠多增加的負(fù)荷量，將其定義為置信容量，并在變電站容量中扣除置信容量。

目前，國內(nèi)外學(xué)者采用可信容量來評估間歇性能源對系統(tǒng)容量充裕度所做的貢獻(xiàn)[5]，已經(jīng)取得了部分研究成果。文獻(xiàn)[6]指出風(fēng)電可信容量是指等可靠性前提下，風(fēng)電機(jī)組可以替代的常規(guī)機(jī)組容量的大小，并綜述了風(fēng)電容量可信度的定義與主要計算方法。文獻(xiàn)[7]提出一種基于序列運(yùn)算的風(fēng)電可信容量計算方法。文獻(xiàn)[8]提出一種風(fēng)光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的可信容量計算方法。上述研究均是在輸電網(wǎng)層面考察間歇性能源替代常規(guī)發(fā)電機(jī)組的有效容量，可靠性不變是指發(fā)電系統(tǒng)充裕性不變。文獻(xiàn)[4,9]首次將可信容量的概念擴(kuò)展到配電網(wǎng)層面，研究了變電站供電范圍內(nèi)DG能夠替代的容量，并在此基礎(chǔ)上提出了一種僅計及DG的新型有源配電網(wǎng)變電站的選址定容方法。目前，在對高壓配網(wǎng)進(jìn)行規(guī)劃時，通常已知該地區(qū)的負(fù)荷密度和高壓接線模式，而在不同高壓接線模式下，單位變電容量對可靠性的貢獻(xiàn)是有差異的。為此，實際規(guī)劃中廣義電源能夠整體替代多少變電容量不僅與變電站分區(qū)下的用戶分布有關(guān)，還與高壓配網(wǎng)的結(jié)構(gòu)密切相關(guān)。

為此，本文首先給出配電網(wǎng)中廣義電源的可信容量的定義，以配電區(qū)域為研究對象，在規(guī)劃水平年GPS滲透率預(yù)測值一定且分散分布情況下，考慮GPS的不確定性和內(nèi)部控制策略，研究其能夠替代高壓配網(wǎng)容量的計算方法，為后續(xù)一定高壓接線模式下變電站選址定容奠定基礎(chǔ)。

1 廣義電源可信容量定義

主動配電網(wǎng)的主動性體現(xiàn)在對分布式能源的主動調(diào)節(jié)，傳統(tǒng)的對分布式能源的處理是即發(fā)即用，而主動配電網(wǎng)可通過加入儲能消納環(huán)節(jié)、改變功率因數(shù)，從而實現(xiàn)大量分布式電源接入、增加配電系統(tǒng)的電源容量、提高系統(tǒng)的可靠性的目的[10]，因此可在一定程度上替代上級電源負(fù)擔(dān)部分負(fù)荷，由于間歇性DG具有較強(qiáng)的隨機(jī)性和波動性，難以進(jìn)行有效控制，因此等容量的DG遠(yuǎn)小于上級電源所帶負(fù)荷量。儲能系統(tǒng)通過設(shè)定合理的運(yùn)行策略能夠平抑間歇性DG出力的波動性，可在一定程度上提高DG的載荷能力；需求側(cè)響應(yīng)資源是主動配電網(wǎng)的重要組成部分，可根據(jù)電網(wǎng)運(yùn)行需求靈活改變負(fù)荷用電。

綜上，DG、儲能系統(tǒng)及需求側(cè)響應(yīng)負(fù)荷的接入提高了系統(tǒng)的可靠性，可替代高壓配網(wǎng)承擔(dān)部分負(fù)荷，統(tǒng)一稱為配電網(wǎng)中的廣義電源(generalized power source，GPS)。為評估廣義電源在配電網(wǎng)中的容量價值，沿用可信容量的概念，將主動配電網(wǎng)中廣義電源對高壓配網(wǎng)產(chǎn)生容量替代作用的可信容量定義為：在高壓配電網(wǎng)層面，根據(jù)等可靠性原則，配電網(wǎng)中接入的廣義電源能夠等效的容量的大小，可應(yīng)用于一定接線模式下變電站容量的整體規(guī)劃。

本文采用一定負(fù)荷水平下的有效載荷能力(effective load carrying capability，ELCC)指標(biāo)評估GPS的高壓配網(wǎng)可信容量。此時的可靠性是指考慮110kV線路和變壓器隨機(jī)故障下，高壓配網(wǎng)對10kV供電的可靠性。由于高壓配網(wǎng)的開環(huán)運(yùn)行，可靠性計算中需考慮站內(nèi)轉(zhuǎn)接和站間轉(zhuǎn)接時拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)變化和線路過載問題。高壓配網(wǎng)可信容量與發(fā)電可信容量計算的不同之處在于，變電站的上級電源和GPS都可能對新增負(fù)荷產(chǎn)生貢獻(xiàn)，當(dāng)變壓器負(fù)載率不同時，GPS的可信容量也將不同[4]。本文計算中把變電站基礎(chǔ)負(fù)荷設(shè)為滿足N-1安全準(zhǔn)則下的最大值，并將負(fù)荷和廣義電源都等效到10kV母線。

目前，國內(nèi)電網(wǎng)根據(jù)負(fù)荷密度劃分為6類供電分區(qū)，每類分區(qū)均規(guī)定了可用接線模式，圖1為廣義電源等效接入變電站的示意圖。

圖1 廣義電源等效接入示意圖Fig.1 Generalized power source equivalent access diagram

綜上，主動配電網(wǎng)中GPS的可信容量表達(dá)式如下：

R(CT,L0)=R(CT,CGPS,L0+ΔL)

(1)

式中:R(·)為高壓配電網(wǎng)可靠性估算函數(shù)，其可靠性指標(biāo)可以取系統(tǒng)平均停電頻率SAIFI、系統(tǒng)平均停電持續(xù)時間SAIDI或電量不足期望值EENS；CT、CGPS分別為一定接線模式下變電站容量、廣義電源接入容量；L0、ΔL分別為供電分區(qū)內(nèi)各變電站10kV原始負(fù)荷總和與新增負(fù)荷總和。當(dāng)式(1)成立時，對應(yīng)的ΔL，即為供電分區(qū)內(nèi)各變電站廣義電源CGPS的高壓配網(wǎng)可信容量。

2 廣義電源出力模型與控制策略

配電網(wǎng)中廣義電源的運(yùn)行策略與各電源出力和電價機(jī)制密切相關(guān)。主動配電網(wǎng)調(diào)動廣義電源的運(yùn)行控制策略大體分為兩類：集中控制決策和分散控制決策。集中控制決策中，配電網(wǎng)根據(jù)采集和預(yù)測的信息對廣義電源的時序出力進(jìn)行控制，控制目標(biāo)包括網(wǎng)損最小、電壓偏差小、分布式能源出力最大等，控制范圍有單條饋線、多條饋線和變電站幾種；分散控制是單個分布式資源根據(jù)預(yù)先設(shè)定的控制策略和并網(wǎng)點(diǎn)檢測信息，決策各自的有功和無功出力，也可以通過選擇重要的廣義電源(對其他點(diǎn)電壓敏感)，對其進(jìn)行控制以實現(xiàn)對整體區(qū)域運(yùn)行狀態(tài)的控制，該種方式可有效節(jié)省電網(wǎng)通信和自動化的投資。本文采用分散式控制策略，考慮現(xiàn)階段國家采用各種分布式資源單獨(dú)定價的方式，廣義隨機(jī)電源的出力為滿足約束下的最大出力，儲能的出力則依賴其在配網(wǎng)中的功能定位[11]。

2.1 分布式電源建模

風(fēng)力發(fā)電(wind turbine generator，WTG)和光伏發(fā)電(photovoltaic，PV)是現(xiàn)有新能源發(fā)電中應(yīng)用最為廣泛的兩類，文中不對這兩類隨機(jī)電源進(jìn)行控制，其時序出力模型參見文獻(xiàn)[12-13]，不再贅述。

2.2 儲能系統(tǒng)建模

儲能系統(tǒng)的出力模型與其運(yùn)行策略有關(guān)。本文中儲能配置在饋線首端，其主要任務(wù)是盡可能實現(xiàn)就地消納，減少損耗，并提高供電可靠性。文中將負(fù)荷需求與DG出力的差值定義為凈交換功率pex，儲能系統(tǒng)正常運(yùn)行狀態(tài)時的運(yùn)行策略設(shè)定為：當(dāng)pex小于0時，儲能放電；當(dāng)pex大于等于0時，則過剩的出力為儲能系統(tǒng)充電，儲能充放電功率可由下式計算：

(2)

式中:pc,BES,t、pd,BES,t分別為t時刻儲能電池的充放電功率；ηc、ηd分別為儲能系統(tǒng)的充放電效率；γc、γd分別為單位時間內(nèi)充、放電的最大功率與儲能電池額定容量Snom的比值。

為兼顧儲能系統(tǒng)保持較高的荷電狀態(tài)為系統(tǒng)故障時備用，同時減少充放電之間頻繁的狀態(tài)改變以保障儲能系統(tǒng)的運(yùn)行壽命，本文規(guī)定正常運(yùn)行狀態(tài)下，儲能系統(tǒng)一旦開始充電，即需充至某一規(guī)定的荷電水平。

與系統(tǒng)正常運(yùn)行狀態(tài)時不同，故障時停電區(qū)域內(nèi)的凈交換功率pex需考慮轉(zhuǎn)供負(fù)荷量，如式(3)所示。

(3)

式中:pload,t、ploss,t、pDG,i,t分別為t時刻停電負(fù)荷點(diǎn)的功率，網(wǎng)損功率以及第i組DG的上網(wǎng)功率；pT,t為停電負(fù)荷點(diǎn)可轉(zhuǎn)供的負(fù)荷功率；NDG為停電區(qū)域內(nèi)DG的總數(shù)量。

故障時儲能系統(tǒng)的充放電功率由式(2)和式(3)共同決定。

此外，儲能系統(tǒng)充放電功率及荷電狀態(tài)應(yīng)滿足式(4)約束[14]。

(4)

2.3 可控負(fù)荷建模

一般而言，需求響應(yīng)存在兩種基本形式：基于價格的需求響應(yīng)和基于激勵的需求響應(yīng)?；趦r格的需求響應(yīng)是指用戶為響應(yīng)電價變化而做出的避峰就谷等用電行為；基于激勵的需求響應(yīng)是指用戶愿意以中斷電力使用換取經(jīng)濟(jì)激勵的行為，這一般是電網(wǎng)運(yùn)行者為了維持系統(tǒng)可靠性而實施的中斷供電行為，在系統(tǒng)運(yùn)行備用缺乏時，也稱為緊急需求響應(yīng)[15]?；诩畹男枨髠?cè)響應(yīng)主要有：直接負(fù)荷控制、可中斷負(fù)荷、需求側(cè)競價、緊急需求響應(yīng)和容量/輔助服務(wù)計劃。其中，關(guān)于負(fù)荷控制的模型主要為前兩種。本文的可控負(fù)荷為可中斷負(fù)荷，指在系統(tǒng)高峰時段由負(fù)荷控制執(zhí)行機(jī)構(gòu)通過遠(yuǎn)端控制裝置關(guān)閉或者循環(huán)控制用戶的用電設(shè)備，提前通知時間一般在15min以內(nèi)。假設(shè)同一個變壓器下的負(fù)荷屬于一個分區(qū)，當(dāng)故障出現(xiàn)停電時對同一供電分區(qū)內(nèi)的可控負(fù)荷具有直接控制能力，能夠及時削減。

本文設(shè)定系統(tǒng)中單個負(fù)荷點(diǎn)的可控負(fù)荷的最大可用量與該點(diǎn)負(fù)荷功率成比例關(guān)系，如下式：

pD,i,t=α×pload,i,t

(5)

式中：pD，i，t為t時刻負(fù)荷點(diǎn)i可以削減的可控負(fù)荷功率；α為該點(diǎn)可控負(fù)荷與該點(diǎn)負(fù)荷功率的比例；pload，i，t為負(fù)荷點(diǎn)i在t時刻的負(fù)荷功率。

故障恢復(fù)機(jī)制決定了故障過程中的供電次序，并可確定故障過程的負(fù)荷缺供電量：優(yōu)先保證DG供電，其次考慮可轉(zhuǎn)供的負(fù)荷大小，當(dāng)該兩項措施仍無法滿足故障區(qū)域的全部負(fù)荷用電時，儲能執(zhí)行上文公式(3)故障運(yùn)行策略。計算系統(tǒng)需削減的可控負(fù)荷總量pIL，t具體如下：

(6)

式中：Tout為停電時間。

當(dāng)該區(qū)域的可控負(fù)荷總量大于pIL,t時，不會造成負(fù)荷停電，即系統(tǒng)停電負(fù)荷pout,t=0；反之，當(dāng)該區(qū)域可控負(fù)荷總量小于pIL,t時，即所有可控負(fù)荷實施負(fù)荷控制削減負(fù)荷后將仍存在部分負(fù)荷失電，系統(tǒng)停電負(fù)荷為

(7)

式中:ND為停電負(fù)荷點(diǎn)可控負(fù)荷的總組數(shù)；pD,i.t為t時刻可控負(fù)荷i可以削減的負(fù)荷總量。

3 可靠性評估方法

由于單個變壓器下的供電負(fù)荷屬于同一供電分區(qū)，根據(jù)國網(wǎng)公司《城市電力網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計導(dǎo)則》，當(dāng)高壓配電網(wǎng)發(fā)生故障造成負(fù)荷失電時，失電負(fù)荷首先由高壓配電網(wǎng)轉(zhuǎn)供；轉(zhuǎn)供線路故障或轉(zhuǎn)供負(fù)荷越限時，通過中壓側(cè)站間聯(lián)絡(luò)轉(zhuǎn)供。高壓轉(zhuǎn)供與中壓轉(zhuǎn)供共同決定了系統(tǒng)的可靠性水平。下面舉例分析高壓配網(wǎng)在正常運(yùn)行情況下的運(yùn)行方式及故障時的負(fù)荷轉(zhuǎn)供方式。

3.1 高壓配電網(wǎng)典型接線模式及轉(zhuǎn)供方式分析

高壓配電網(wǎng)主要有以下幾種接線模式：直接接線、單側(cè)電源T型接線、雙電源T型接線、雙電源π型接線。其中，圖2以單側(cè)電源T型的電氣接線圖為例對正常運(yùn)行方式以及故障后的處理方式進(jìn)行說明，其他3種模式的電氣接線圖見文獻(xiàn)[16]。每個變壓器負(fù)責(zé)供給一個負(fù)荷分區(qū)。

圖2 單側(cè)電源T型接線Fig.2 T-type connection mode of single-side power supply

實際中變電站站內(nèi)高壓側(cè)接線模式主要有線變組接線、橋型接線和T型接線，低壓側(cè)接線模式主要有環(huán)入環(huán)出、單母線分段等，根據(jù)《配電網(wǎng)規(guī)劃設(shè)計技術(shù)導(dǎo)則及編制說明》，本文站內(nèi)高壓側(cè)采用進(jìn)線與主變的連接中省去母線的線路變壓器組接線方式，低壓側(cè)采用單母線分段接線方式。在不考慮短時超負(fù)荷情況下，假定變壓器容量為40MW，每個變壓器最大可帶負(fù)載25MW，站內(nèi)聯(lián)絡(luò)線的轉(zhuǎn)供上限為40MW，站間聯(lián)絡(luò)線的轉(zhuǎn)供上限為10MW。由于線路極限輸送容量一般大于變電分區(qū)內(nèi)的最大安全負(fù)荷總和，因此，不考慮線路容量對轉(zhuǎn)供負(fù)荷的限制。

圖2中，正常運(yùn)行時，干線I為A、B兩變電站的2#變壓器下負(fù)荷供電，干線Ⅱ為A、B兩變電站的1#變壓器下負(fù)荷供電。如果干線I上110kV斷路器發(fā)生故障，110kV變電站A和B的2#變壓器所接分區(qū)失電且無法從高壓線路側(cè)轉(zhuǎn)供，負(fù)荷可通過兩個途徑轉(zhuǎn)移：站內(nèi)轉(zhuǎn)供和中壓側(cè)站間轉(zhuǎn)供。本文僅考慮單元接線方式內(nèi)部之間有聯(lián)絡(luò)，即站間聯(lián)絡(luò)僅考慮A站與B站之間存在聯(lián)絡(luò)，受限于變壓器的容量，50MW的失電負(fù)荷中，有30MW的負(fù)荷能通過站內(nèi)另一個無故障變壓器的低壓側(cè)轉(zhuǎn)供恢復(fù)供電，該停電時間為轉(zhuǎn)供時間，剩余20MW的負(fù)荷通常一部分或全部可通過中壓轉(zhuǎn)移，鑒于本文研究的是高壓配電網(wǎng)的可靠性，此時可視高壓對10kV負(fù)荷的服務(wù)中斷，其停電時間視為故障時間。

由此可見，不同的接線模式在元件故障后的負(fù)荷轉(zhuǎn)移有差異，導(dǎo)致可靠性各不相同。

3.2 計及高壓網(wǎng)架的配電網(wǎng)可靠性評估

目前配電網(wǎng)可靠性評估方法主要有解析法和模擬法2種。在考慮光伏的時序性和儲能的時序控制特征，以及高壓線路和變壓器隨機(jī)故障情況下，本文采用基于狀態(tài)轉(zhuǎn)移抽樣的序貫蒙特卡洛可靠性評估方法，建立了包含廣義電源的高壓配網(wǎng)可靠性計算時序模型。選用年期望缺供電量作為可靠性評估指標(biāo)[17]，對系統(tǒng)中的電源元件和非電源元件同時進(jìn)行抽樣模擬，將電源元件和非電源元件的故障缺供電量指標(biāo)統(tǒng)一，其表達(dá)式為

(8)

式中:RG為年期望缺供電量；N代表總模擬年數(shù)；Ens代表一次故障狀態(tài)下的缺供電量；q為電源元件故障狀態(tài)模擬次數(shù)；p為非電源元件故障狀態(tài)模擬次數(shù)。

具體計算步驟如下：

步驟1：生成時序變化序列。根據(jù)WTG及PV出力模型，在模擬總時長T范圍內(nèi)，生成WTG、PV的時序變化序列。并根據(jù)儲能正常運(yùn)行狀態(tài)下的運(yùn)行策略，生成儲能系統(tǒng)SOC的時序變化序列。負(fù)荷序列恒定，設(shè)定恒為最大安全負(fù)荷。

步驟2：生成故障狀態(tài)序列。對系統(tǒng)中的電源元件和非電源元件同時進(jìn)行序貫?zāi)M，不考慮雙重及以上故障，當(dāng)非電源元件故障狀態(tài)出現(xiàn)時，進(jìn)行步驟3故障評估時選擇(a)，p加1；當(dāng)電源元件故障狀態(tài)出現(xiàn)時，步驟3故障評估時選擇(b)，q加1。

步驟3：故障評估。根據(jù)故障元件不同，有兩種方式，其中：

a.根據(jù)非電源元件故障情況，查詢故障模式分析表庫，確定失負(fù)荷區(qū)域，進(jìn)而根據(jù)步驟1所得DG出力序列，確定失負(fù)荷區(qū)域內(nèi)DG在系統(tǒng)故障期間的出力情況。確定需轉(zhuǎn)供的負(fù)荷大小及轉(zhuǎn)供路徑；無法完成轉(zhuǎn)供時，失負(fù)荷區(qū)域內(nèi)的儲能實施故障運(yùn)行策略，供給部分負(fù)荷；仍無法滿足所有負(fù)荷用電時，確定需削減用電的可控負(fù)荷量。實施了上述所有措施后仍無法實現(xiàn)供電的負(fù)荷即為此次故障的失電負(fù)荷，記錄該次故障狀態(tài)的缺供電量Ens,n。

b.根據(jù)電源元件故障情況，確定故障區(qū)域，除去故障電源，根據(jù)步驟1所得DG出力序列，確定故障區(qū)域剩余DG在故障過程中的出力情況。其余處理過程同a。

步驟4：指標(biāo)評估。將電源元件及非電源元件故障狀態(tài)計算指標(biāo)統(tǒng)一，如式(8)，求得廣義電源接入后的系統(tǒng)可靠性指標(biāo)。

4 廣義電源可信容量評估方法

目前，可信容量評估方法主要有中點(diǎn)分割法[18-19]、牛頓法[6]和弦截法[20]等，文獻(xiàn)[7]利用中點(diǎn)分割法調(diào)節(jié)機(jī)組容量，使實際系統(tǒng)與等效系統(tǒng)可靠性指標(biāo)相差在一定誤差范圍內(nèi)，這時機(jī)組容量即為風(fēng)電機(jī)組的可信容量，但此種方法效率較低。因無具體解析式，不能求導(dǎo)，因此本文也無法采用牛頓迭代法。本文采用弦截法，弦截法是牛頓迭代法的一種變形，無需求導(dǎo)，是一個數(shù)值計算求根問題，計算速度較快。任取兩個負(fù)荷值L1、L2，分別求得對應(yīng)可靠性水平R1、R2，若R1與R2同時大于或小于R0，重新選取，直到R1與R2一個大于R0，一個小于R0。連接(L1,R1)與(L2,R2)，形成一條直線，與縱坐標(biāo)為R0的平行于橫軸的直線相交于一點(diǎn)L，求得對應(yīng)的可靠性水平R，若R比R0大，則L為新的L1，再將新的(L1,R1)與(L2,R2)連接，如此循環(huán)。

在此基礎(chǔ)上，求解主動配電網(wǎng)中廣義電源可信容量的具體步驟如下：

步驟1：輸入系統(tǒng)高壓配電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)及變電站站間聯(lián)絡(luò)約束，設(shè)定變電站最大安全負(fù)荷。通過計算機(jī)自動遍歷，建立所有非電源元件的故障模式影響分析表庫并確定轉(zhuǎn)供方式。

步驟2：計算未配置廣義電源時原始系統(tǒng)中的可靠性水平R0。

步驟3：采用蒙特卡洛模擬法計算配置廣義電源后的配電網(wǎng)可靠性水平RG，即3.2小節(jié)所述。

步驟4：利用弦截法，不斷調(diào)整負(fù)荷大小，使得配置了廣義電源后系統(tǒng)的可靠性水平RG等于原始系統(tǒng)可靠性水平R0，求得此時的最大安全負(fù)荷Lp與初始最大安全負(fù)荷L0兩者的差值即系統(tǒng)增加的負(fù)荷大小ΔL，根據(jù)前文ELCC的指標(biāo)定義，ΔL即為廣義電源對高壓網(wǎng)起到容量替代作用的可信容量。

5 算例分析

5.1 數(shù)據(jù)說明

本文以位于青海格爾木地區(qū)的開發(fā)區(qū)為例，規(guī)劃占地面積為8.41km2，將其劃分為4個小區(qū)進(jìn)行負(fù)荷預(yù)測。假設(shè)該區(qū)域110kV/10kV變電站的容量均為2×40MVA，負(fù)荷在4個小區(qū)平均分配。站內(nèi)聯(lián)絡(luò)約束為40MVA，站間聯(lián)絡(luò)約束為10MVA。按配電網(wǎng)最大安全負(fù)荷的定義，一個變電分區(qū)的最大供電負(fù)荷為50MVA。正常運(yùn)行情況下，每臺變壓器所帶負(fù)荷峰值為25MVA。故設(shè)定初始年負(fù)荷峰值為25MVA。站內(nèi)轉(zhuǎn)供若采用備自投，則轉(zhuǎn)供時間可忽略不計。受限于計算精度，為使計算結(jié)果更具可觀性，將站間轉(zhuǎn)供時間設(shè)置為1h。

本文算例對比分析4種接線模式的可信容量：模式一為直接接線、模式二為單側(cè)電源T型接線、模式三為雙電源T型接線、模式四為雙電源π型接線。4種接線模式中，220kV和110kV共計4座變電站按照圖3的地理位置進(jìn)行線路連接，以保證每個接線模式的線路長度基本相等。110kV線路選用型號為LGJ-120/20的架空線。

圖3 變電站地理位置示意圖Fig.3 Substation location diagram

規(guī)劃本區(qū)域光伏發(fā)電額定裝機(jī)容量為100MW，風(fēng)力發(fā)電機(jī)數(shù)量為358臺，額定容量均為335kW。風(fēng)力發(fā)電機(jī)的切入風(fēng)速、額定風(fēng)速、切出風(fēng)速分別為：2、12、25m/s；根據(jù)氣象局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，青海格爾木地區(qū)的平均風(fēng)速為13.75km/h。儲能系統(tǒng)以新興的鈉硫電池為例，其特點(diǎn)為能量密度高、循環(huán)效率高且環(huán)保[1]，儲能電池的初始額定容量Snom為配套負(fù)荷的10%，充放電效率為90%，儲能系統(tǒng)物理允許的荷電狀態(tài)上下限分別為0.9和0.2，最大充放電功率為1MW。另外，下述GPS的滲透率，均以負(fù)荷25MW為基準(zhǔn)。

非電源元件分為4類：110kV架空線、10kV斷路器、110kV斷路器、110/10kV變壓器，其故障率分別設(shè)定為0.01次·(a·km)-1、0.005次·(a·臺)-1、0.02次·(a·臺)-1、0.005次·(a·臺)-1；其故障后修復(fù)時間分別為12、4、7.5、48h。

5.2 廣義電源可信容量評估結(jié)果

首先在負(fù)荷水平變化情況下，初步對比分析無GPS接入(R0)和有GPS接入(RG)兩種情況下，配電網(wǎng)可靠性指標(biāo)EENS隨負(fù)荷大小變化的趨勢結(jié)果，如圖4所示。

圖4 不同載荷水平下R0和 RG對比示意圖Fig.4 Comparison diagram of R0 and RG under different load levels

可見，GPS的接入可減少系統(tǒng)的缺供電量，提高系統(tǒng)的可靠性，且隨負(fù)荷增加，GPS接入前后的可靠性差距增大，說明GPS的可信容量隨負(fù)荷的增加呈現(xiàn)上升趨勢。當(dāng)負(fù)荷小于25MW時，隨負(fù)荷增加，R0和RG雖有上升趨勢但變化幅度不大，這是由于此時負(fù)荷未達(dá)到系統(tǒng)最大安全負(fù)荷，增加的負(fù)荷可由系統(tǒng)線路容量裕度和變電容量裕度分擔(dān)，因此缺供電量基本不變。將計算R0的初始負(fù)荷容量設(shè)定為此時該配電網(wǎng)滿足N-1約束的最大容量，應(yīng)用提出的方法，評估廣義電源可信容量，結(jié)果如下所述。

5.3 不同高壓配網(wǎng)接線模式的可信容量結(jié)果

以模式二單側(cè)電源T型接線在不含GPS，負(fù)荷為25MW時的可靠性指標(biāo)R0為基準(zhǔn)，計算不同GPS滲透率下，各模式對應(yīng)的可信容量變化情況。同時，風(fēng)電、光伏、儲能，每種電源滲透率迭代計算的步長均為0.5%。本文中GPS滲透率的定義為風(fēng)電、光伏、儲能額定容量之和占系統(tǒng)最大負(fù)荷的比例，考慮到可控負(fù)荷的影響較大，且現(xiàn)實生活中占比較小，故取可控負(fù)荷為定值2%，不計入總滲透率。

圖5 4種接線模式的可信容量對比Fig.5 The credit capacity comparison of four connection modes

4種接線模式在不同GPS滲透率下的可信容量仿真結(jié)果對比如圖5所示。列表對比如表1。

表1 4種模式在不同GPS滲透率下可信容量的大小

根據(jù)表1和圖5顯示結(jié)果可知，廣義電源對高壓配網(wǎng)有容量替代作用且不同的接線模式對應(yīng)的GPS可信容量曲線不同。其中，模式二的單側(cè)電源T型接線對應(yīng)的GPS可信容量最大，廣義電源能夠替代高壓配網(wǎng)承擔(dān)容量的能力大；模式四中的雙側(cè)電源π型接線對應(yīng)的GPS可信容量最小，這證明了接線模式會對可信容量的結(jié)果產(chǎn)生影響，而且高壓側(cè)轉(zhuǎn)移能力越強(qiáng)，對中壓及廣義電源的依賴就越小。此外，隨著GPS滲透率的進(jìn)一步提高，4種接線模式的可信容量差距變小，增長趨勢變緩，說明GPS容量增加至一定水平時，對系統(tǒng)容量的提高作用趨于飽和。

5.4 廣義電源類型對可信容量結(jié)果的影響

為進(jìn)一步分析不同類型的廣義電源對可信容量的影響，現(xiàn)于其他參數(shù)不變的基礎(chǔ)上，分別單獨(dú)改變間歇性DG(風(fēng)電和光伏)、儲能和需求側(cè)響應(yīng)負(fù)荷的滲透率，不同場景下對應(yīng)的可信容量如圖6所示。

圖6 不同類型廣義電源滲透率變化下的可信容量Fig.6 Credit capacities under different types of GPS penetration

如圖6所示，在只考慮單一廣義電源滲透率增長的情況下，可控負(fù)荷滲透率的增大對可信容量的貢獻(xiàn)最為明顯。儲能系統(tǒng)較可控負(fù)荷的影響小，且隨著滲透率的增大，其對應(yīng)的可信容量趨于不變。

圖7 風(fēng)電或光伏滲透率單獨(dú)變化時對應(yīng)的可信容量Fig.7 The corresponding credit capacity when the wind power or photovoltaic penetration changes independently

在圖中還可見，單獨(dú)改變風(fēng)電和光伏的滲透率時，所對應(yīng)的可信容量變化幅度較小，為放大顯示風(fēng)電和光伏滲透率對可信容量的影響，在圖7中對僅有風(fēng)電和光伏滲透率變化數(shù)據(jù)進(jìn)行二次函數(shù)擬合，可見，隨風(fēng)電和光伏滲透率的增大，GPS的可信容量總體呈現(xiàn)上升趨勢，對于提高可信容量的效果，風(fēng)電比光伏作用顯著，但由于可再生能源固有的間歇性和波動性，僅裝配間歇性DG機(jī)組，對電網(wǎng)可靠性的提高影響依舊較小，因此，GPS可信容量變化不大。

綜上所述，可控負(fù)荷和儲能系統(tǒng)滲透率的增大將顯著提高系統(tǒng)的可靠性，GPS的可信容量也將提高。而風(fēng)電和光伏由于其本身的間歇性和波動性，單獨(dú)接入對系統(tǒng)的可靠性提高效果不甚明顯，需要有儲能系統(tǒng)的配合，才能最大程度提高配網(wǎng)的可靠性，提高GPS的可信容量。

6 結(jié) 論

本文把主動配電網(wǎng)中風(fēng)電、光伏、儲能以及可控負(fù)荷統(tǒng)稱為廣義電源，提出了計及高壓接線模式的廣義電源高壓配網(wǎng)可信容量的計算方法，通過仿真分析得出以下結(jié)論：

① 配電網(wǎng)中廣義電源的接入能夠降低系統(tǒng)的缺供電量，提高系統(tǒng)的可靠性和設(shè)備利用率，具有一定的變電容量替代價值。

② 在不同高壓接線模式下，相同廣義電源的替代容量具有差異性，高壓轉(zhuǎn)移能力差的網(wǎng)架對其依賴性更強(qiáng)。

③ 可控負(fù)荷對可信容量的貢獻(xiàn)最為明顯，儲能系統(tǒng)較可控負(fù)荷的影響略小，光伏和風(fēng)電由于其間歇性和波動性，需要有儲能系統(tǒng)的配合，才能最大程度提高廣義電源的可信容量。