計及風(fēng)險評估的含分布式發(fā)電并網(wǎng)的主動配電網(wǎng)規(guī)劃方法

王 健， 盧仁軍， 汪 洋

（1.國網(wǎng)泰州供電公司， 江蘇 泰州 550002； 2.江蘇大學(xué) 電氣信息工程學(xué)院， 江蘇 鎮(zhèn)江 212000）

0 引言

分布式發(fā)電 （Distributed Generation， DG）作為人類應(yīng)對能源問題的重要措施， 近年來得到越來越多的研究和重視[1]～[3]。 大型清潔能源替代傳統(tǒng)化石能源發(fā)電是解決能源以及環(huán)境問題的根本方案， 其管理與運行模型的建立已成為一門重要的研究方向[4]。 主動配電網(wǎng)技術(shù)將不同形式的清潔能源發(fā)電進(jìn)行集成管理，對于提升清潔能源發(fā)電消納水平以及系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性有著重要的意義[5]。

主動配電網(wǎng)規(guī)劃方法作為主動配電網(wǎng)的關(guān)鍵技術(shù)之一，已經(jīng)得到了廣泛深入的研究。 文獻(xiàn)[6]通過逐步分析法得到既定位置下分布式發(fā)電的最優(yōu)配置容量。 文獻(xiàn)[7]以系統(tǒng)節(jié)點電壓波動、負(fù)荷波動以及儲能系統(tǒng)總?cè)萘繛槟繕?biāo)， 建立了儲能選址定容優(yōu)化模型。 文獻(xiàn)[8]建立了考慮系統(tǒng)不同形式的多樣成本的配電網(wǎng)規(guī)劃配置模型。

在配電網(wǎng)風(fēng)險評估方面，文獻(xiàn)[9]，[10]將可信度理論引入到配電網(wǎng)風(fēng)險評估模型， 取得了良好的效果。 文獻(xiàn)[11]采用隨機(jī)模擬方法對系統(tǒng)中發(fā)輸電組合進(jìn)行了系統(tǒng)層面的可靠性評估。 文獻(xiàn)[12]基于狀態(tài)采樣法和系統(tǒng)狀態(tài)轉(zhuǎn)移采樣法進(jìn)行了評估模型建模。 文獻(xiàn)[13]采用狀態(tài)枚舉法列舉了地區(qū)配電網(wǎng)運行的不同狀態(tài)， 充分計及了地區(qū)電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和拓?fù)渚W(wǎng)絡(luò)的復(fù)雜性。 文獻(xiàn)[14]運用枚舉法計算系統(tǒng)風(fēng)險指標(biāo)， 實現(xiàn)了對當(dāng)前電網(wǎng)實時運行狀態(tài)的安全評估。然而，目前還很少有文獻(xiàn)針對主動配電網(wǎng)的運行風(fēng)險評估建立模型，并將其計及到主動配電網(wǎng)規(guī)劃模型中。

本文針對包含不確定分布式電源和可控微電源并網(wǎng)的主動配電網(wǎng)規(guī)劃問題， 計及系統(tǒng)運行的風(fēng)險指標(biāo)建立規(guī)劃模型。 以設(shè)備配置臺數(shù)為控制變量， 計及系統(tǒng)綜合規(guī)劃成本和運行風(fēng)險指標(biāo)構(gòu)建了模型目標(biāo)函數(shù)， 計及功率平衡約束等必要約束條件建立了風(fēng)險評估的主動配電網(wǎng)規(guī)劃模型。

1 設(shè)備基本數(shù)學(xué)模型

1.1 不可控微源模型

主動配電網(wǎng)規(guī)劃中計及多種不確定微電源以及可控微電源的容量配置， 其中不確定微電源包含風(fēng)電和光伏發(fā)電。 風(fēng)電機(jī)的發(fā)電功率Pwind與風(fēng)速v 的變化關(guān)系如下：

式中：vci為切入風(fēng)速；vr為額定風(fēng)速；vco為切出風(fēng)速；Pr為額定功率；a 和b 為常數(shù)。

1.2 可控微源模型

可控微電源包括微燃機(jī) （MT） 和燃料電池（FC）。 其中MT 的燃料成本函數(shù)fMT（t）為

2 主動配電網(wǎng)風(fēng)險評估模型

2.1 失電負(fù)荷風(fēng)險指標(biāo)

主動配電網(wǎng)發(fā)生故障時最直接的危害表現(xiàn)形式之一就是發(fā)生失負(fù)荷現(xiàn)象， 因此主動配電網(wǎng)運行的風(fēng)險指標(biāo)需要采用失負(fù)荷風(fēng)險進(jìn)行評估。 產(chǎn)生失負(fù)荷的原因總體上有兩種： 節(jié)點電壓越限和支路容量越限。

假設(shè)主動配電網(wǎng)第k 種狀態(tài)為Xk，系統(tǒng)總共有K 種運行狀態(tài)（故障情況和非故障情況），那么主動配電網(wǎng)運行的失負(fù)荷風(fēng)險指標(biāo)Rload為

式中：Pk為第k 種狀態(tài)的發(fā)生概率；Lu，Lb分別為第k 種狀態(tài)下產(chǎn)生的節(jié)點電壓越限失負(fù)荷、 支路容量越限失負(fù)荷。

當(dāng)?shù)趉 種狀態(tài)為非故障狀態(tài)或者故障狀態(tài)而沒有超出主動配電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力時，Lu=Lb=0。 其中，Lu和Lb的計算式分別為

式中：nk為Xk下發(fā)生節(jié)點電壓越限并且進(jìn)行切負(fù)荷處理的節(jié)點數(shù)目；Li為第i 個電壓越限節(jié)點的負(fù)荷水平；wi為第i 個電壓越限節(jié)點的負(fù)荷重要等級，對于政府、學(xué)校、醫(yī)院、監(jiān)獄等重要負(fù)荷取wi=2，對于一般商業(yè)和居民負(fù)荷取wi=1.5，對于大部分工業(yè)負(fù)荷取wi=1；lk為Xk下發(fā)生支路容量越限的支路數(shù)目；Li為Xk下第i 條支路的傳輸容量；Li，max為第i 條支路容量的傳輸上限。

2.2 故障設(shè)備損壞風(fēng)險指標(biāo)

盡管失負(fù)荷指標(biāo)較好地衡量了主動配電網(wǎng)在發(fā)生故障時產(chǎn)生的負(fù)荷失電指標(biāo)， 但是僅僅采用該指標(biāo)對主動配電網(wǎng)運行風(fēng)險進(jìn)行評估是有一定局限性的。這是因為在實際運行中，雖然設(shè)備存在運行容量上限， 但在一定情況下是允許設(shè)備短時間超限額運行的。綜合以上分析，本文設(shè)定故障設(shè)備損壞風(fēng)險指標(biāo)Rdam為

2.3 主動配電網(wǎng)運行綜合風(fēng)險指標(biāo)

本文建立的主動配電網(wǎng)運行綜合風(fēng)險指標(biāo)為

式中：α，β分別為失電負(fù)荷風(fēng)險指標(biāo)、故障設(shè)備損壞風(fēng)險指標(biāo)的權(quán)重系數(shù)。

3 計及風(fēng)險評估的主動配電網(wǎng)規(guī)劃模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

主動配電網(wǎng)規(guī)劃模型的控制變量S 為設(shè)備的配置數(shù)量，即儲能設(shè)備（SB）、光伏發(fā)電板（PV）、風(fēng)力發(fā)電機(jī)組（WT）、MT 以及FC 的臺數(shù)之和。

本文以運行綜合風(fēng)險指標(biāo)最小以及綜合規(guī)劃成本最小作為主動配電網(wǎng)規(guī)劃的目標(biāo)函數(shù)，其中，子目標(biāo)一運行綜合風(fēng)險指標(biāo)最小、 子目標(biāo)二綜合規(guī)劃成本最小分別為[15]

式中：Cin為初始投資成本；Cfuel為燃料成本；Cen為環(huán)境折算成本；Com為運維成本；Cgrid為購售電成本。

基于多目標(biāo)規(guī)劃的最短距離法， 通過加權(quán)系數(shù)構(gòu)造多目標(biāo)規(guī)劃的綜合滿意度指標(biāo)， 從而將多個子目標(biāo)轉(zhuǎn)化為單目標(biāo)形式為

式中：λ1和λ2分別為兩個子目標(biāo)的加權(quán)系數(shù)，由于模型將經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)和風(fēng)險指標(biāo)視作同樣重要，λ1=λ2=0.5；f1，min為多目標(biāo)規(guī)劃只以子目標(biāo)一為目標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化時得到的最優(yōu)值；f2，min為多目標(biāo)規(guī)劃只以子目標(biāo)二為目標(biāo)進(jìn)行優(yōu)化時得到的最優(yōu)值，通過加權(quán)系數(shù)法將量綱不同的兩個子目標(biāo)采用偏差的形式進(jìn)行加權(quán)。

3.2 約束條件

①主動配電網(wǎng)功率平衡約束

式中：Pgrid，t為t 時段主動配電網(wǎng)與外網(wǎng)交換功率；PMT，t，PFC，t分 別 為t 時 段MT，F(xiàn)C 的 出 力；PWT，t，PPV，t分別為t 時段風(fēng)電出力、光伏出力；PCUT，t為t 時段中斷負(fù)荷功率；PSB，t為t 時段儲能充放電功率，大于零時為放電；PL，t為t 時段系統(tǒng)負(fù)荷；Ploss，t為t 時段微電網(wǎng)運行的功率損耗。

式 中：NSB，max，NPV，max，NWT，max，NMT，max，NFC，max分 別 為SB，PV，WT，MT，F(xiàn)C 的數(shù)量限值，由實際規(guī)劃條件限制。

3.3 模型求解流程

本文采用混沌粒子群算法對已經(jīng)建立的主動配電網(wǎng)規(guī)劃模型進(jìn)行求解，求解流程如下：

①輸入待選址定容的配電網(wǎng)負(fù)荷節(jié)點數(shù)目、混沌粒子群算法的基本參數(shù)以及模型最大迭代次數(shù)；

②初始化混沌粒子群算法的種群， 以配電網(wǎng)各個節(jié)點的儲能電站配置容量為粒子位置進(jìn)行初始化，輸入種群規(guī)模、初始速度；

③針對每個粒子對應(yīng)下的主動配電網(wǎng)規(guī)劃初始方案的綜合規(guī)劃成本， 計算各個粒子的適應(yīng)度函數(shù)；

⑤判斷算法是否達(dá)到最大迭代次數(shù)， 如果達(dá)到，則直接輸出結(jié)果，否則進(jìn)入下一步；

⑥判斷全局最優(yōu)解是否收斂，如果收斂，則輸出最優(yōu)粒子對應(yīng)的位置， 將其作為主動配電網(wǎng)的規(guī)劃方案。

4 主動配電網(wǎng)規(guī)劃算例

為了驗證本文所建立模型的正確性和有效性， 針對某地區(qū)待建設(shè)的典型主動配電網(wǎng)進(jìn)行規(guī)劃。 主動配電網(wǎng)典型運行日下1 d 總有功負(fù)荷為1 715 kW，儲能自放電系數(shù)為0.03，儲能充放電效率為0.95。 改進(jìn)粒子群算法中， 粒子種群數(shù)目為60，最大迭代次數(shù)為150，混沌搜索代數(shù)為25，學(xué)習(xí)系數(shù)為2，粒子慣性權(quán)重為0.75。 光照強(qiáng)度隨機(jī)分布中， 假設(shè)主動配電網(wǎng)所在地區(qū)天氣類型分為不良天氣和良好天氣兩類，按照氣象數(shù)據(jù)統(tǒng)計，該地區(qū)1 a 不良天氣比例r1為0.14， 良好天氣比例r2為0.86， 則令不良天氣概率和良好天氣概率分布分別為0.14 和0.86，不良天氣故障率修正系數(shù)為2， 良好天氣故障率修正系數(shù)為0.83。 模型中MT 和FC 的燃料成本曲線如圖1 所示，外網(wǎng)分時電價水平如表1 所示，微電源參數(shù)如表2 所示。

圖1 MT 和FC 的燃料成本曲線Fig.1 Fuel cost curve of micro gas turbine and fuel cell

表1 外網(wǎng)分時電價水平Table 1 Time sharing price level of external network

表2 可控微電源和不確定微電源的規(guī)劃參數(shù)Table 2 Planning parameters of controllable micro power supply and uncertain micro power supply

續(xù)表2

主動配電網(wǎng)所在地區(qū)的典型運行日中， 光照強(qiáng)度、 風(fēng)速曲線和負(fù)荷水平分別如圖2～4 所示。以上曲線衡量了該地區(qū)負(fù)荷水平以及風(fēng)光資源的形狀參數(shù)， 同時全年的風(fēng)速和光照變化情況參照文獻(xiàn)[6]，[16]，[17]。

圖2 主動配電網(wǎng)所在地區(qū)典型運行日下1 d 風(fēng)速變化Fig.2 Wind speed change of typical operation day in the area where the active distribution network is located

圖3 主動配電網(wǎng)所在地區(qū)典型運行日下1 d 光照強(qiáng)度變化Fig.3 Light intensity change of typical operation day in the area where the active distribution network is located

圖4 主動配電網(wǎng)全年日最大負(fù)荷曲線Fig.4 Annual daily maximum load curve of active distribution network

算例中設(shè)置兩種優(yōu)化配置方式： 方式一為主動配電網(wǎng)運行在離網(wǎng)模式下， 該方式適用于主動配電網(wǎng)配置于偏遠(yuǎn)地區(qū)、海島等地域的情況；方式二為主動配電網(wǎng)運行在并網(wǎng)模式下， 該方式也是主動配電網(wǎng)較為普遍的運行方式， 適用于微電網(wǎng)建設(shè)在能夠具備并網(wǎng)條件的地區(qū)。 在兩種方式下分別得到系統(tǒng)中各個設(shè)備的規(guī)劃結(jié)果， 如表3 所示。

表3 離網(wǎng)模式下和并網(wǎng)模式下主動配電網(wǎng)規(guī)劃結(jié)果Table 3 Planning results of active distribution network in off grid mode and grid connected mode

從表3 中可以看出，相比于離網(wǎng)模式，并網(wǎng)模式下主動配電網(wǎng)配置的設(shè)備數(shù)量較少。 在并網(wǎng)模式下，系統(tǒng)能夠通過與外網(wǎng)的交換功率增加供電方式的靈活性，節(jié)省了設(shè)備投資，因此，方式二相比于方式一節(jié)省了2 臺MT，5 臺FC，20 組PV以及2 臺SB。 在方式一下，系統(tǒng)配置成本為1 152.73 萬元，預(yù)期運營收益為2 281.25 萬元，工程周期凈收益達(dá)到了1 128.52 萬元。 而方式二下系統(tǒng)的社會經(jīng)濟(jì)效益更優(yōu)， 一方面是由于并網(wǎng)模式下將設(shè)備投資成本降低到了812.65 萬元，另一方面， 主動配電網(wǎng)在并網(wǎng)模式下運營也具備更優(yōu)的經(jīng)濟(jì)性， 將預(yù)期運營收益提升到了2 643.57 萬元。在工程周期凈收益指標(biāo)上，并網(wǎng)模式下相比于離網(wǎng)模式下提升了62.24%。在綜合運行風(fēng)險指標(biāo)方面，盡管并網(wǎng)模式下投資的設(shè)備規(guī)模更小，然而系統(tǒng)的綜合運行風(fēng)險指標(biāo)達(dá)到了1.569，低于離網(wǎng)模式下的1.754。 綜上所述，在并網(wǎng)模式下主動配電網(wǎng)運行的社會經(jīng)濟(jì)效益更加顯著， 同時系統(tǒng)的綜合運行風(fēng)險指標(biāo)更低。

本文針對主動配電網(wǎng)離網(wǎng)運行模式和并網(wǎng)運行模式， 分別選取不同的外網(wǎng)分時電價綜合水平運行所建立的模型， 得到優(yōu)化配置綜合滿意度指標(biāo)對該參數(shù)的靈敏度關(guān)系，如圖5 所示。

圖5 優(yōu)化配置綜合滿意度指標(biāo)對外網(wǎng)分時電價綜合水平的靈敏度Fig.5 Sensitivity of comprehensive level of time share price of external network with comprehensive satisfaction index of optimized configuration

從圖5 中可以看出，在離網(wǎng)運行模式下，由于系統(tǒng)無法與外網(wǎng)進(jìn)行功率交換， 外網(wǎng)分時電價綜合水平對系統(tǒng)的優(yōu)化配置綜合滿意度指標(biāo)沒有影響。而在并網(wǎng)運行模式下，隨著外網(wǎng)分時電價綜合水平的升高， 系統(tǒng)需要配置更大容量的分布式發(fā)電設(shè)備來降低向外網(wǎng)購電的需求， 因此優(yōu)化配置綜合滿意度指標(biāo)不斷下降。

本文針對主動配電網(wǎng)離網(wǎng)運行模式和并網(wǎng)運行模式， 分別選取不同的設(shè)備故障停運率運行所建立的模型， 得到優(yōu)化配置綜合滿意度指標(biāo)對該參數(shù)的靈敏度關(guān)系，如圖6 所示。

圖6 優(yōu)化配置綜合滿意度指標(biāo)對設(shè)備故障停運率的靈敏度Fig.6 Sensitivity of comprehensive satisfaction index of optimized configuration to equipment failure outage rate

從圖6 中可以看出， 無論是在離網(wǎng)運行模式還是并網(wǎng)運行模式下， 隨著設(shè)備故障停運率的升高， 主動配電網(wǎng)優(yōu)化配置綜合滿意度指標(biāo)不斷下降。當(dāng)設(shè)備故障停運率上升時，系統(tǒng)需要配置更大容量的分布式發(fā)電設(shè)備應(yīng)對故障停運帶來的功率緊張，這導(dǎo)致配置成本上升。 同時，故障停運率本身也使得系統(tǒng)運行風(fēng)險增大， 從而降低了綜合滿意度指標(biāo)。并網(wǎng)運行模式相比于離網(wǎng)運行模式，綜合滿意度指標(biāo)受到故障停運率的影響要小得多，說明主動配電網(wǎng)運行在并網(wǎng)運行模式下的優(yōu)勢。

5 結(jié)論

①本文通過所建立的模型制定的主動配電網(wǎng)規(guī)劃方案， 能夠計及分布式發(fā)電對主動配電網(wǎng)帶來的風(fēng)險評估指標(biāo)并將其計及到系統(tǒng)規(guī)劃模型中，使得模型更加客觀。

②主動配電網(wǎng)在離網(wǎng)運行模式下的綜合規(guī)劃成本以及運行風(fēng)險指標(biāo)均要高于并網(wǎng)運行模式下的， 這主要是因為離網(wǎng)運行模式下需要配置更大容量的分布式發(fā)電。