提高可再生能源（RES）發電量占比的關鍵是解決局部電網阻塞和實現DG安全接入的問題，而這需要電網規劃和運行的協同決策。本文在第23屆國際供電會議（CIRED2015）圓桌會議3（RT3）討論內容的基礎上，系統地介紹了基于主動配電網管理思路實現規劃與運行協同決策的思路和方法，以及歐洲各國在此方面有代表性的措施和案例，為中國智能配電網研究人員在制定集成大規模RES電網規劃和運行策略時提供借鑒與參考。
0 引言
為了滿足環保和市場開放的要求，切實提高系統整體效率、供電安全和供電質量，未來配電網建設的發展趨勢必然是接入越來越多的可再生能源（RES）。一般而言，網絡容量是按最大負荷需求并考慮一定安全裕度設計的，因為RES發電具有最大利用小時數低和間歇性的特點，為了提高RES發電量占比，其接入容量往往設計為負荷的2—4倍。這樣接入的高占比分布式發電（DG）機組運行時可能會造成網絡阻塞（約束越限），傳統上可以采取諸如增加電纜截面、升級主變電站的變壓器容量等網絡增強改造方案（網絡解），這不僅成本高昂而且會延緩RES的接入時機。一個經濟可行的替代方案是基于主動配電網管理（activenetworkmanagement，ANM）模型充分利用各種靈活性資源（非網絡解），如動態削減RES出力或調整負荷需求，參見2015年本刊“歐洲配電網智能化”專題連載文章。
為了實現基于ANM合理配置和使用靈活性資源，首先，在配電層級必須對靈活性措施進行有效地規劃配置；其次，在運行時必須能夠調度靈活性資源；第三，調度人員必須能夠接收到市場的價格信號。
由于規劃和運行的時間尺度跨度很大，規劃期限通常為年和月，而運行通常以日、小時和分鐘為時間單位，而ANM涉及的時間跨度則在5—15min之間，從而能主動地解決DG接入時引起的潮流越限和電壓越限問題。因此，在ANM中規劃與運行兩者必須協同決策，這一過程是極其復雜的，因為無論是對規劃還是對運行而言，都不僅增加了分析變量，而且還縮短了處理時間。
國際供電會議（CIRED）致力于展示和推廣供電技術與管理方面先進的技術和理念，包括網絡元件、電能質量、運行控制和保護、分布式能源、配電系統規劃和DSO監管等6個研究分會。其中，配電系統規劃分會（S5分會）包含風險管理和資產管理、網絡發展、配電規劃、方法及工具等4個議題。
圓桌會議（RT）是CIRED討論導向性問題的重要環節。本刊圍繞CIREDS5分會及圓桌會議已經推出了5篇系列文章，分別介紹了配電網消納高占比可再生能源的風險管控方法，配電網的技術發展方向，智能配電網規劃的關鍵技術，配電網規劃的創新性方法模型和工具，以及實現靈活高效智能配電網的思路與實踐；其中文獻［13］和［15］均與靈活性資源的使用和配置有關，但前者側重于規劃，后者側重于提高系統效率。作為系列文章之六，本文根據CIRED2015圓桌會議3（CIRED2015-RT3）的討論內容，重點介紹如何利用靈活性資源實現智能配電網規劃與運行的協同決策。
本文首先介紹了規劃與運行協同決策的總體思路，其次展示了一種ANM系統及其實際應用案例，最后給出了一些歐洲國家在提高RES發電量占比方面的實際策略和案例。
1 規劃與運行協同決策的思路和建議
法國配電公司和葡萄牙配電公司針對提高可再生能源發電量占比，提出了結合本國實際情況的規劃與運行協同決策的思路和建議。
1.1?法國配電公司的思路和建議
有關如何將運行和規劃相結合，法國配電公司（ERDF）從可再生能源側、網絡側和負荷側3個角度提出了一些可供參考的思路。
1）動態調整可接入可再生能源DG容量。ERDF認為規劃出的配電網應集成90%（而不是100%）的RES發電容量，即在極端事件發生時可以停運RES，但這需要輸、配電網之間有良好的配合。該思路已付諸實踐，其最大優勢是可以對所有發電機組制定運行計劃。
2）動態設置電網容量。當前的做法是根據季節變化確定電網容量，若采用動態設置線路容量（DLR）和實時計算容量的方法，則允許接入更多的RES容量，但這需要投資新的設備（包括硬件和軟件）。
3）動態調整需求側。ERDF認為可能需要改進現有的“N-1規則”；一般而言，一些工業場所可以提供需求側管理的服務，住宅場所是否可行正在調查中；另外，電動汽車將會在此領域中扮演重要角色。
1.2?葡萄牙配電公司的思路和建議
葡萄牙配電公司（EDP）根據其可再生能源發展現狀提出了一些規劃和運行協同決策的思路和建議。在2000—2014年間，葡萄牙可再生能源（包括風電、不超過10MW的小水電、熱電聯產等）裝機容量的平均增長率為11％。截至2014年，葡萄牙RES裝機容量占比為69%、發電量占比60%，配電網消納了所有RES發電量的70％。葡萄牙電網的特點是負荷密度高度不對稱，沿海和南部地區的負荷密度遠大于內陸地區，但RES接入容量在全國基本均勻分布，因此造成在負荷密度大的地區RES發電量與其需求量相比微不足道，而在負荷密度小的地區RES發電量則遠大于需求量，從而引發網絡阻塞、電壓越限等運行問題。為此，EDP提出了以下兩種思路和方法。
1.2.1?基于ANM且考慮RES波動性的決策方法
現代電力系統的規劃和運行方式與傳統電力系統的差別很大，其重心已逐漸轉移到低壓（LV）網絡以及提高運行主動性和產銷者與電網之間的交互性上。由于DG的不斷接入，發電模式既有波動性又有不確定性，這些新特征必須在規劃和運行決策中予以考慮，EDP就此對傳統規劃和未來規劃特點進行了比較（參見表1），并提出了一種基于ANM的決策思路，如圖1所示。隨著運行變量不斷增加，新的運行模式必須考慮配電自動化的廣泛程度和分散程度，涵蓋對網絡的監測與控制，因此必須進行更為主動的網絡管理，如要考慮電壓控制、考慮天氣對分布式發電的影響，以及要更加合理地管理阻塞，并集成所有信息，在合理的時間內做出更好的決策。
1.2.2?規劃與運行協調決策的思路和方法
EDP對規劃和運行的決策過程進行了比較（見表2）。首先，需要協調決策時間和決策變量。與過去相比，規劃和運行決策所需的時間均縮短了，但二者所涉及的變量數都大大增加，從而使決策過程更加復雜。其次，需要協調場景設置。對于多場景設置而言，在運行中通常預設事故場景，在規劃中則因某個場景影響長遠而要對其進行嚴格的篩選，但由于未來電網發展狀況越來越不確定，每次都要完全考慮所有影響因素將越來越困難。再次，需要協調風險變量。運行決策和規劃決策都應遵循一定的分析流程，并且要考慮風險，一方面運行決策會引發風險，另一方面規劃決策傾向于減輕風險，所以在考慮運行的規劃中必須允許一定程度的風險存在。
EDP的結論是，未來電網的規劃和運行將越來越復雜。為了提高效率和效益，在決策過程中必須同時考慮來自規劃和運行兩方面的分析變量。另外，為了滿足嚴格的運行響應時間，需要進一步實現自動化、分散控制以及對各種內、外部數據源的集成。整個規劃周期將縮短，而風險將是未來決策中必須考慮的因素。
2 基于ANM的規劃與運行協同決策
2.1?主動網絡管理系統的概念
ANM系統是進行局部電網的集中控制與局部電網分布式控制的軟件系統，既不同于SCADA系統和DMS（全局電網的集中控制），也不同于變電站自動化系統（SA）和配電自動化系統（DA）。ANM系統是管理分布式資源（DER）部分的控制技術，提供實時的自動確定性控制信息，以保證可重復性并滿足控制信號的延時條件，包括有功和無功潮流控制、能量平衡控制。
新開發的ANM控制器根據與現有SCADA/EMS/DMS系統交換的信息，要對安裝在各種DER（ES、DG等）上的智能裝置發送控制信息，并滿足控制條件。
英國電網介紹了一種基于ANM模型來解決智能配電網運行問題的方法。ANM對局部電網進行集中和分散控制，其管理對象主要是各種分布式能源（儲能、DG等），基本理念如圖2所示。在配電網關鍵點安裝ANM控制元件，該元件向安裝在各種RES上的智能裝置發送實時的控制信息（如潮流、能量平衡），從而實現對這些關鍵點運行狀態的主動控制和管理。
2.2?ANM管理潮流的示例（見圖3）
2.3?ANM系統的主要功能和工具
ANM涉及的主要分析功能是評估DG和負荷的削減量，其目的是在典型研究時幀內模擬ANM的運行特性，輸出結果是整個研究期內所削減的估計值（MWh）。根據研究結果可知某個ANM行為對發電機影響的頻率和嚴重程度，從而使得網絡規劃人員和DG開發商能夠了解ANM接入方案對系統的影響。
評估方法包括基于電子表單的分析法和環網潮流分析法兩種：前者允許對削減量進行適度的近似，可以直接檢查和驗證錯誤，比較適合輻射網結構以及考慮熱穩定約束的情況；后者采用全交流潮流計算，所以可計及無功的影響和分析電壓，對約束條件的估計也更具代表性，所用的腳本可以自動進行電力系統仿真，創建腳本和驗證結果可能會比較復雜。
ANM的主要工具是DG接入分析，輸入數據為：所有可調發電機/負荷的時序出力/需求曲線和各種約束條件，由靜態限值和動態限值組成，前者包括線路限值（大?。⒐濣c電壓限值（大?。?、變壓器反向潮流（大小和方向），后者包括季節性容載比和線路動態容載比。
2.4?協同決策的實際案例及其經驗
英國電網針對某實際網絡評估了ANM系統應用于協調決策的可行性。輸入數據為每半小時的負荷和發電數據，研究周期為2.5年。該網絡由38個節點、9臺發電機、7個負荷、43條支路組成，最大負荷43MW，DG裝機容量168MW，即DG容量約為負荷的4倍。案例分析結果表明，通過ANM削減DG出力能夠有效緩解網絡阻塞，從而提高RES發電量占比。英國ANM削減發電的結果比較見表3。
英國電網對ANM系統的運行與控制經驗進行了總結：①在接入RES的規劃階段，利益相關者的反應對于規劃過程和控制方案很重要；②網絡規劃人員要考慮ANM控制方式對規劃更廣泛的潛在影響；③ANM控制方式中的發電機運行經驗可以反過來驗證和調整規劃的模型和工具。
3?實現規劃與運行協同決策的具體措施
3.1?基于DG運行靈活性規劃DG的接入容量
對于可再生能源發電量占比，德國政府的目標是2013年達到25%，2050年達到80%；而德國EWE配網公司的這一比例領先了德國政府計劃數10年，在2012年就已達到63%，2013年底則為94%。預計到2032年，EWE的RES發電裝機容量將上升到9?200MW，超過其峰值功率需求（2?428MW）的380％（接近于4倍）。
為了在不進行網絡擴建的條件下安全快捷地增加配電層級的RES接入容量，EWE于2013年提出利用RES靈活性的方法，即動態削減DG發電量的原則。通過概率潮流計算，得出了動態削減RES年發電量與增加RES接入容量的關系。如圖4所示，動態削減5％的RES發電量可以使RES的接入容量增加一倍，該曲線成立的邊界條件為RES容量大于負荷。
EWE比較了靜態削減方法和動態削減方法，如圖5所示。需要說明的是，動態削減的總量按照電量執行，而實際運行操作時削減的是功率。若削減量均為年發電量的5%，則從年持續負荷曲線和日負荷曲線可以看出這兩種方法的區別。靜態方法的削減量固定在400—500MW之間，而動態方法的削減量則在0—600MW區間內變化；顯然，靜態方式缺乏靈活性，因此不適于中壓等級的負荷。
EWE自2014年11月開始對動態削減5%RES發電量方法進行現場測試，其原理如圖6所示。根據變電站、開關、配變站所有設備的電流和電壓測量值，可利用代理技術對MV網絡的所有發電機組出力進行遠程控制。EWE的試驗結論以及對配網規劃和運行協同決策的建議如下：
1）動態削減方法比靜態削減負荷的方法更加有效，動態削減5%的發電量可使長期可再生能源并網容量增加1倍；EWE已開發出相應的代理技術和算法，此方法的技術可行性已在EWE的現場測試中得到驗證。
2）為了實現動態削減，配網運營商必須能夠直接通過談判與RES發電機組簽約，并且在任何時間都可以控制電流和RES發電機的電壓，以便最大限度地提高網絡運行效率。
3）EWE一年掛網試驗的結果證明了這一結論的有效性。因此，該結論已被作為德國經濟法修正案的依據。德國經濟部還委托3個研究機構對此結論進行了驗證，其中亞琛工業大學證明其適用于德國70%的配電網。
目前德國能源產業法已要求相關企業基于EWE提出的動態削減方法對規劃結果進行修正，未來將進一步發展輸、配電網之間的交互計劃。
3.2?基于需求側靈活性規劃DG的接入容量
愛爾蘭配電公司（ESBN）利用在規劃時配置需求側靈活性資源的方法，解決了高占比RES造成配網阻塞的問題。每個需求側單元（demandsideunits，DSU）包含若干需求點（individualdemandsites，IDS），其中IDS代表與ESBN有入網協議的用戶。當收到一個DSU請求時，可通過減少IDS需求量（相當于增加本地RES發電量）給予響應。DSU在電力市場中作為集總負荷（負值）出現，與ESBN沒有合同關系，但與輸電網運營商或市場運營商有合同關系。
從上述模式可知，配電系統運行人員應能實時調度DSU資源，確定IDS是否越限；如果越限，配網運行人員要向輸電網運行人員發布一系列指令，明確哪些IDS不在被調度之列，而這些指令將隨著時間推移間隔越來越長。
由于RES接入容量為變電站主變容量與其所帶負荷之和，所以為了最大化RES接入容量，必須考慮變電站的最小負荷。利用DSU靈活性帶來的問題是，如果一個給定負荷點的實際負荷小于預先假定的最小負荷，就會使變壓器等網絡元件中有更多計劃外的有功潮流通過，從而可能造成網絡阻塞。目前，阻塞管理問題已經受到監管機構的重視，但政策制定者們并沒有區分阻塞是由市場行為所引起的，還是由靈活性資源運行（為延緩投資）而引起的。區分這兩者的必要性尚有待商榷。
ESBN列出了一些阻塞管理措施，包括入網控制、網絡擴展、實時干涉、優化無功配置、有計劃的網絡改造等，或者上述措施的綜合應用。未來可能采用的阻塞管理模式參見表4。
4?結語
提高智能配電網中可再生能源發電的占比可以采用網絡增強改造（網絡解）或主動配電網管理（非網絡解）兩種方法，后者更具經濟成本效益，但需要電網規劃與運行的協同決策。
本文根據CIRED2015圓桌會議3的討論內容，介紹了歐洲各國在此方面具有代表性的思路和實踐案例。由于RES發電的波動性和不確定性越來越強、未來電網越來越復雜，在協同決策過程中必須全面考慮來自規劃、運行的各種變量以及風險因素，規劃周期也將越來越短?；贏NM的規劃和運行協同決策思路主要是利用動態削減DG出力和需求側管理等靈活性資源，以及采用如動態設置線路容量和實時計算容量等方法來增加RES的接入容量并緩解網絡阻塞。在整個決策過程中，利益相關者的反應非常重要，尤其是在接入RES的規劃階段；另外，運行經驗可以反過來對規劃模型和工具進行驗證和調整。目前的技術導則一般是充分考慮設備運行時相關參數越限的風險，而今后在規劃時則往往需要設定一定的風險程度，并制定相應的解決方案（例如在一定的時限內削減DG出力或負荷）予以規避。
本文所介紹的各國經驗值得借鑒。例如，從宏觀的總裝機容量來看，德國規劃可再生能源的裝機容量高于負荷峰值的4倍，英國電網的數據也符合這一規律，但這些經驗是否適用于中國還需根據配網實際情況進行具體分析。首先，規劃與運行協同決策意味著具備可靠的信息量測、SCADA、EMS和DMS等系統，較高的配電自動化水平，以及豐富的主動配電網管理系統開發人力資源。其次，需要針對不同的系統規模和邊界條件分析靈活性資源，并針對傳統配電網升壓改造方案和主動配電網投資費用方案進行成本效益分析。