主動配電網規劃方法研究

顧水福，張媛，陳西穎

（1．國網無錫供電公司，江蘇省 無錫市 214000；2．天地電研(北京)科技有限公司，北京市 昌平區 102206；3．中國電力科學研究院有限公司，北京市 海淀區 100192）

0 引言

分布式發電(distributed generator，DG)是指在用戶附近配置較小的發電機組(小于50 MW)，以滿足特定用戶的用電需求或支持現存配電網的經濟運行。這些小機組包括燃料電池、微型燃氣輪機、光伏電站、屋頂光伏、風力發電等。根據國家對新能源領域的戰略決策部署，在可預見的未來將會有大量分布式電源接入配電網，分布式電源接入配電網帶來了提高供電可靠性、利于平衡負荷、提高電網防災害水平、減小主網投資等一系列積極的影響，同時也會帶來電壓調整問題、繼電保護問題、重合閘成功率、短路電流水平等一些技術問題。傳統配電網規劃方法無法滿足分布式電源接入的規劃需求。

根據2009年國際大電網會議CIGRE定義，主動配電網(active distribution network，ADN)實現綜合控制分布式能源(分布式發電、柔性負荷和儲能)，能夠靈活運用網絡實現潮流的有效管理。目前國內對主動配電網控制關鍵技術[1-2]開展了大量的研究，但是較為詳盡的、具備可操作性的主動配電網規劃技術鮮有研究。因此，從規劃層面實現主動配電網的頂層設計，為規劃技術人員及企業管理人員提供決策依據變得非常迫切。

本文制定主動配電網規劃設計體系結構，研究主動配電網規劃設計方法，包括主動配電網現狀、負荷預測、源網荷一體化平衡的方法等方面，并重點研究網荷協同性規劃方案的制定，最后給出主動配電網電氣校驗方法，驗證方案制定的合理性問題。

1 構建主動配電網規劃體系結構

主動配電網規劃不再僅僅以滿足負荷需求作為電網需求分析的唯一標準，即不僅僅基于最大負荷水平下的電網規劃，而是需要考慮不同負荷水平、不同分布式電源出力下的概率性配電網規劃。

本文根據主動配電網的特點，將主動配電網規劃體系劃分為現狀分析、負荷預測、網荷協調規劃等內容，如圖1所示。

圖1 主動配電網規劃體系結構圖Fig. 1 Diagram of ADN planning system stucture

2 主動配電網現狀分析

在傳統電網現狀分析基礎上，主動配電網規劃需要增加分布式電源、儲能系統的分析，還需要增加分布式電源接入瓶頸的分析。

2.1 分布式電源現狀分析

在設備方面，分析各類型分布式電源接入電壓等級、裝機容量是否合理；分布式電源保護裝置是否按照標準配置，如是否配置高/低電壓保護、高/低頻率保護、防孤島保護、恢復并網保護、過流與短路保護及事故解列裝置等。

在運行方面，從發電情況、日有功曲線及電壓質量分析運行情況[3]。發電情況需說明分布式電源的年發電量及發電量曲線，重點應分析分布式電源滲透率。日有功曲線分析需分析典型日發電功率曲線，計算分布式電源的出力負載率。通過配電網接入分布式電源后饋線各負荷節點處的電壓質量分析分布式電源接入后的電壓質量情況。

2.2 分布式電源接入瓶頸分析

面對大量分布式電源的接入需求，應分析現狀電網的分布式電源接入瓶頸[4]，為電網建設改造需求提供先決條件。分布式電源接入配電網的容量主要受到變電站和線路2個方面的約束，其中，變電站對分布式電源接入的限制條件主要包括變電站最大負荷與變電站剩余間隔等，線路對分布式電源接入的限制條件包括線路輸送容量與電壓偏差等[5]。

3 主動配電網負荷預測

3.1 負荷分類

根據負荷參與到電網調度程度的不同，可將負荷分為可控負荷、不可控負荷及可調負荷。可控負荷為主動參與電網調度，為完全可控負荷；不可控負荷為剛性負荷；可調負荷為部分程度上可以參與調度的負荷。

3.2 負荷預測

友好負荷是主動配網的完全受控負荷[6]，具有較強的引導特性，對需求側響應具有較強的配合度。主動配電網中友好負荷變現為友好互動的關鍵要素，主動配電網負荷預測需要在總負荷預測結果的基礎上考慮友好負荷，求得主動配電網峰值負荷，即

式中：PML為主動配電網峰值負荷；PL為最大負荷；PfL為友好負荷。

3.3 分布式電源出力預測

不同時間段光伏出力具有一定規律性，白天時段光伏出力近似服從正態分布[7-8]，夜間則不出力。基于光伏企業發電出力數據積累，繪制典型日光強時序曲線，如圖2所示，Ia為對應于某風險度下的可信光強。

基于光伏發電模型，光伏出力與光照強度近似為一元線性關系，累積光伏全天出力數據，形成光伏系統日出力分布曲線，如圖3所示。

圖2 典型日光強時序曲線及可信光強曲線Fig. 2 Diagram of typical solar intensity time series curve and credible intensity curve

圖3 光伏系統日出力累積分布函數曲線Fig. 3 Cumulative distribution function curve of daily output of photovoltaic system

光伏出力的累積分布函數為

式中：F(P)為光伏出力的累積分布函數；α為光伏出力風險度。

結合地區分布式電源總裝機容量和單位容量可信出力值，可計算出遠景年分布式電源可信出力預測模型為

式中：Pzα為規劃區遠景年分布式電源可信出力；Pz為規劃區遠景年分布式電源裝機總容量；Pα為單位裝機容量可信出力；P為單位DG裝機容量。

4 主動配電網網荷協同性規劃

隨著DG大規模接入及滲透率不斷提升，較傳統規劃方法相比，制定配電網規劃方案時，需考慮DG出力不穩定性的影響因素，使規劃場景變得更為復雜，下面分別簡要介紹分布式電源接入、變電站、中壓網架方案及電氣計算。

4.1 分布式電源接入

根據《配電網規劃設計導則》的相關要求，分布式電源接入電壓等級與其容量規模有關，接入電壓層級見表1。

表1 分布式電源接入電壓等級表Tab. 1 Distributed power generator connected voltage level table

4.2 變電站方案制定

4.2.1 變電站總容量計算

在規劃區域負荷預測基礎上，扣減上級及下級直供大用戶負荷，考慮向區外供電負荷及區外對本區域供電負荷，同時分布式電源的10%風險概率出力區間參與平衡[9-10]，變電站容量平衡公式為

式中：RS為所需變電站容量；PL1為負荷預測值；PuL為上級電網直供用戶負荷；Pdl為本級電網直供用戶負荷；PW為由外部電網供帶的下級電網負荷；PDG為下級電網分布式電源 10%風險概率下的出力值；σ為規劃容載比；R0為規劃區現狀變電容量。

4.2.2 變電站座數計算

對于 A+、A類區域單臺主變容量宜選用63 MV·A，3，4臺配置；B 類區域宜采用 63，50 MV·A，2，3臺配置；C、D 類區域宜采用50 MV·A，2，3臺配置。可根據地市公司的實際情況，配置單座變電站容量，將所需總容量除單座變電站容量，為所需變電站數。

4.3 中壓電網方案制定

4.3.1 劃分網格

根據國家電網公司對電網規劃精細化的要求，越來越多的供電企業采用網格化規劃。主動配電網規劃也應在網格化規劃的基礎上開展。網格的劃分應結合城市總體規劃空間布局，以地塊為基本單元，考慮道路、山脈及河流的自然因素，同時與市域總體規劃進行有效銜接。

4.3.2 確定饋線規模

采用空間負荷預測法，以街區為單位計算地塊負荷，考慮需用系數及地塊間同時率系數，累加求得網格的負荷。去除380/220 V低壓上網分布式電源的10%風險概率下的出力值，計算中壓饋線條數。

式中：RF為網格單元所需10 kV饋線總容量；PWL為網格單元負荷預測值；P380-DG為380 V及以下分布式單元10%風險概率下的出力值；Kt為饋線負載率，一般地，工業用戶為0.4～0.6、商業用戶為 0.3～0.5、居民用戶為 0.2～0.4。

4.3.3 接線模式

對于電纜網采用雙環式、單環式，架空網B、C類區域采用多分段適度聯絡、D類區域采用多分段單聯絡或輻射狀接線。

4.4 電氣計算

為了能夠保證配電網安全、穩定、可靠的運行，需要進行潮流計算。主動配電網潮流計算是考慮在傳統潮流分布基礎上增加隨機注入量，使得單一流向改變為雙側互動方式。分別計算最大負荷最小出力、最小負荷最大出力等多種情況下的潮流分布，判斷是否有功率越限、節點電壓越限的情況。同時也應計算各分布式電源接入點在出力大幅度變電時的電壓閃變、電壓偏差等。

5 算例

選取某新建經濟開發區開展算例應用，開發區面積為11.56 km2，用地性質以高端產業、科技研發、商務居住為主。該區域分布式電源主要為光伏發電，10 kV電網接入。

5.1 網現狀

以下重點給出與主動配電網電力平衡相關的分布式電源現狀分析。

1）分布式電源滲透率。

2017年 1月至 9月開發區光伏總發電量為604萬kW·h，系統總耗電量為13 908萬kW·h，滲透率達到4.3%。

2）發電量。

光伏電站發電最大利用小時數為491 h，總上網電量為86萬kW·h，總上網電量占總發電量的14.2%。從電量和占比分析可以得到如下結論：1）8月份發電量最大，是光伏發電最佳時期；2）5月份上網電量最大，是光伏上網高峰期。8月是用電高峰期，光伏用戶對光伏發電的消耗較大，余量上網有限，4—6月份上網電量水平高于7—9月份上網水平。

3）日有功曲線。

2017年8月3日，開發區內最大負荷日。以彩旗實業為例，見圖3，從8月3日的有功曲線可以看出，發電時段為早 6:00至晚 7:00，12:00達到峰值。

圖4 彩旗實業光伏8月3日發電功率曲線Fig. 4 Power generation power curve diagram of Caiqi industry in August 3rd

收集該光伏企業第3季度的日負荷曲線，得出早高峰、午高峰、晚高峰的10%風險度的分布式電源置信出力與裝機容量占比為45%，50%，0。

5.2 源規劃

開發區光伏可利用屋頂面積為606 920 m2(含已利用屋頂面積)，屋頂面積利用系數為 0.5，單位面積光伏裝機容量取155 W/m2，光伏板安裝傾斜角為18°。計算得出至2020年，示范區光伏裝機總容量達到48.73 MW。

5.3 荷預測

2017年，示范區內典型日最大負荷為114.93 MW，其中10 kV網供負荷為42.46 MW，110 kV電網直供負荷(110 kV晶科變)為72.47 MW。2018年，10 kV網供負荷預計為 46.71 MW。至2020年，10 kV網供負荷為65.32 MW，總負荷為141.49 MW，負荷密度約為14 MW/km2。

5.4 中壓饋線規劃

基于10%風險度的分布式電源置信出力，進行10 kV線路的電力平衡，如表2所示。

表2 開發區10 kV線路平衡結果Tab. 2 Power balance table of 10 kV line inDevelopment Zone

5.5 規劃效果分析

1）工程實施完成，2018年線路供電半徑縮小為2.62 km，線路平均分段數提高至3.19段，環網率提升至100%，“N-1”通過率達到100%，光伏出力時的線路平均負載率降為 39%(現狀為50%)。

2）與傳統規劃相比，節省2條線路，節省投資20%。

3）2018—2020年示范區光伏發電可被完全消納，滲透率達30%。

6 結論

1）網現狀研究。在傳統現狀分析的基礎上，增加分布式電源接納能力分析。

2）荷預測研究。研究多元負荷及分布式電源出力預測方法，結合地區分布式電源總裝機和單位分布式電源置信出力研究分布式電源出力模型。

3）網荷協同性規劃研究。研究基于風險度分布式電源置信出力的電力平衡方法，給出高壓變電容量、中壓線路回路數的規劃模型。

4）以某新建經濟開發區為算例應用，基于現狀分布式電源出力特性，負荷預測結果，進行電網規劃方案的制定。

本文研究制定的主動配電網規劃設計方法，考慮分布式電源接入的影響，最大限度發揮分布式電源的作用，實現源、網資產效率最優，為配電網規劃設計人員提供規劃設計參考。

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