含高渗透率间歇性电源的电力网络规划评价体系初探

黄裕春, 文福拴, 杨甲甲, 刘卫东, 俞敏, 曾平良

(1. 浙江大学电气工程学院,杭州市 310027; 2. 广州供电局有限公司,广州市 510310;3. 文莱科技大学电机与电子工程系, 斯里巴加湾市 BE1410;4. 国网浙江省电力公司经济技术研究院,杭州市 310008; 5. 中国电力科学研究院, 北京市 100192)



含高渗透率间歇性电源的电力网络规划评价体系初探

黄裕春1,2, 文福拴1,3, 杨甲甲1, 刘卫东4, 俞敏4, 曾平良5

(1. 浙江大学电气工程学院,杭州市 310027; 2. 广州供电局有限公司,广州市 510310;3. 文莱科技大学电机与电子工程系, 斯里巴加湾市 BE1410;4. 国网浙江省电力公司经济技术研究院,杭州市 310008; 5. 中国电力科学研究院, 北京市 100192)

首先概述了在风电和光电方面发展比较领先的国家在电力系统规划评价方面已取得的成果和经验。然后, 分析了高渗透率间歇性电源并网与电力网络规划之间的相互影响, 并在此基础上对含高渗透率间歇性电源的电力网络规划综合评价指标体系做了初步探索。以传统指标体系为基础,引入了风险评估、接纳间歇性电源最大能力、输电能力、间歇性电源可置信容量及污染物减排量等指标, 来评估间歇性可再生能源规模化并网后的网络规划方案的经济性、供电质量、灵活性、环保性等。最后, 针对巴西南部46节点系统的2个备选网络规划方案对所提评价指标体系做了说明。分析结果表明,间歇性电源接入电力系统的适应程度对电力系统接纳间歇性电源的能力和运行风险具有重要影响, 因此在确定电力网络规划方案时需要在经济性与对间歇性电源并网的适应性方面适当折衷。

间歇性可再生电源; 高渗透率; 电力网络规划; 综合评价; 指标体系

0 引 言

以煤为代表的一次能源逐步衰竭以及环境问题趋于恶化促进了风力和光伏发电等可再生能源发电技术的发展和应用。截至2010年底, 我国可再生能源总装机容量达263 GW, 占总装机容量的26%, 担负着超过9%的最终电能消费[1]。就风电而言, 2011年内我国风电新增装机容量达20 GW; 累计总装机容量已达62.364 GW, 位居世界第一。根据欧洲风能协会预测, 到2020年中国的风力发电装机容量占全国总装机容量的百分比将达到20%。

间歇性电源的容量渗透率一般定义为风电、光伏发电等间歇性电源的装机容量与电力系统负荷峰值的比率[2]。高速发展的风、光等可再生能源发电的并网正在促使传统电力系统中的间歇性电源的渗透率趋于上升。通常, 间歇性电源渗透率达到或超过20%就可认为达到高渗透率的水平[3]。不过, 到目前为止, 对于高渗透率的定义, 国内外学术界和工业界还有很多争议。在本文中, 高渗透率泛指这样一种状态: 电力系统中间歇性电源的容量对电力系统的规划和运行具有明显的影响, 在规划过程中必须适当考虑。

高渗透率的间歇性电源并网对电力系统规划提出了新的要求和挑战。由于具有强不确定性的风电、光伏发电等出力基本不可控,会引起系统潮流频繁波动, 甚至潮流方向经常发生变化。因此, 高渗透率的间歇性电源并网对电力系统运行的灵活性提出了更高的要求。风、光等自然能源依赖自然气候条件的变化，已有研究表明, 地区气象条件一般遵循某种概率分布规律[4]。这意味着可再生能源发电不像传统发电机组如火电机组、核电机组等能够长时间运行, 其出力水平具有一定的变化规律。另一方面, 电力网络投资和规划时一般要求网络设备使用寿命很长, 如何综合评价电力网络的利用率, 提高运行效率, 是评价电力网络规划方案的一个重要方面。现有电力网络规划的评价指标和方法鲜有考虑电源出力的间歇性和波动性等因素, 也没能量化表征由此引起的系统经济性、供电质量和灵活性等。根据北美电力可靠性协会(North American electric reliability corporation, NERC)规划委员会的要求, 规划人员必须充分考虑间歇性电源对电力系统的影响, 在进行系统规划时需要设计和制定必要的章程和方法, 以保证电力系统的可靠性[5]。因此, 有必要研究适应高渗透率间歇性电源接入电力系统的综合规划评价指标和方法, 建立一套合适的评价体系。

到目前为止, 国内外尚未形成比较成熟的针对高渗透率间歇性电源并网的电力系统规划综合评价指标体系和方法。已有研究考虑的不够全面和系统。从总体上讲, 国外对电力系统安全稳定运行比较重视, 对间歇性电源并网后的影响主要关注其对系统可靠性方面的影响[5-7]。就笔者所知, 国内在这方面的研究刚刚起步。文献[2]提出了电力网络评估时需要计及故障前发电系统状态的电网全过程风险, 并将稳定设施费用和停电风险损失计入电网规划方案的综合年费用中。文献[8]提出了评估智能电网低碳性能的指标体系, 但没有涉及系统运行的安全性和经济性。文献[9]讨论了含高渗透率间歇性电源的电力网络规划方案优选方法, 提出了由电压稳定性、频率稳定性、充裕性、安全稳定性、间歇性电源接入容量和经济性等指标构成的评价指标体系。

综上所述, 有些电力系统规划评价方面的研究已经初步考虑了高渗透率间歇性电源并网后的新特点与要求。与传统电力系统相比，含高渗透率间歇性电源的电力系统一般具有不确定性因素数量多、程度强、潮流方向多变、不同电压等级多点集中与分布式分散接入并存等特征。在对含高渗透率间歇性电源的电力网络规划方案进行评价时, 需要研究如下问题: 间歇性电源的不确定性影响涉及电力系统规划与运行的哪些方面， 如何对这些影响进行量化表征， 如何综合评价规划方案的优劣等。本文就这些问题进行探讨, 并初步构建针对含高渗透率间歇性电源的电力网络规划综合评价指标体系。

1 国际经验

间歇性电源大量接入电力系统后, 其发电出力的间歇性与波动性会对电力系统运行的安全性和经济性带来明显的影响。为此, 一些国家结合自身特点在系统规划、运行调度、稳定控制、防灾预警等领域做了探索和研究。下面介绍在风电和光伏发电方面发展比较领先的一些国家和地区就电力系统规划评价指标方面所做的工作。

得益于政府对间歇性能源研究与开发的重视, 美国的风电和光伏发电产业在全球领先。为应对大量并网间歇性电源出力的不确定性对电力系统带来的冲击, 美国的电力网络规划主要围绕系统可靠性和经济性展开[10-12]。其中, 网络规划目标、可靠性和经济性的协调、网络输电能力、电力系统规划模型和设备老化风险评估这几个方面是侧重点。面对间歇性电源并网渗透率的逐步提高, 电力网络规划工作需要做相应的调整。考虑到间歇性电源出力的不确定性, 在系统规划时考虑必要的灵活性被认为是关键的解决办法之一[5]。为此, 文献[5]提出了一些描述系统灵活性的指标, 如表1所示。如何将上述灵活性指标落实到电力网络规划工作之中是值得关注的问题。

表1 电力系统灵活性指标

Table 1 Flexibility indices of power system

欧洲各国电力系统的典型特点是跨度小、输电线路短、稳定裕度大、电力市场相对成熟[13]。随着间歇性电源的持续发展, 以前建成的电力网络越来越无法适应。根据欧盟TradeWind项目发布的《风电并网——为大规模风电并网发展欧洲电力市场》(integrating wind-developing European power market for the large-scale integration of wind power)[6], 制约欧洲消纳大规模间歇性电源能力的关键在于各国电力系统的互联不够强壮和欧洲电力市场的僵化与分散。增强欧洲跨境电力系统的互联和增加彼此间的电能交换以充分利用间歇性电源在地域上的互补性, 成为保证含高渗透率间歇性能源的欧洲电力系统安全稳定运行的最好办法。因此, 欧洲在跨境电力网络规划中主要考虑跨境输电容量 (cross-border transmission capacity)、系统的经济性与可靠性、市场效率等方面。跨境输电能力即为考虑系统安全约束后相关联络线的最大输电能力。对系统规划方案的经济性分析通常采用成本-收益评估方法。成本主要为运行成本, 一般包括燃料费、废气排放费、运行维护费等。收益则主要为因电力网络扩建而减少的运行费用的下降, 如网损下降、备用成本减少等。系统安全约束主要考虑“N-1”安全性问题。市场效率则主要考虑网络输电能力能否满足市场的资源配置需要。

澳大利亚致力于到2020年实现全国20%电能来自太阳能、风能等可再生能源的目标[14], 这样就需要努力解决如何消纳间歇性可再生能源发电的问题。澳洲可再生能源发电富裕的地区多数远离负荷中心, 这样随着可再生能源发电的发展, 区域电力系统间互联线路的负载呈现持续加重的趋势。为此, 澳大利亚在进行电力网络规划时除了考虑传统因素如年度规划、项目评估、可靠性标准、收入测定、资产管理、服务激励计划、用户接入系统及投资约束等因素外[7], 还将努力提高各区域电力系统间的互联强度作为重点考虑因素。

上述国家在应对消纳间歇性电源、潮流波动频繁、运行风险增加及安全稳定控制压力加大等问题时体现了以下几点共性思路。

(1) 更加注重风险管理意识。在具有强不确定性的间歇性电源并网后, 由于间歇性电源的出力难以准确预测, 电力系统安全和经济运行的风险加大。尤其是在电力市场环境下, 电价波动与需求变化情况更加复杂, 若决策不慎, 就可能导致经济损失。上述情况是否会频繁出现, 与系统规划密切相关。因此, 在系统规划阶段, 就需要进行风险管理, 适当考虑系统运行的灵活性。

(2) 更加注重源-网间协调发展与电力网络的实际输电能力。间歇性电源的建设工期一般比电力网络的建设工期短, 源和网的建设不同步可能导致间歇性电源出力就地消纳或电能外送困难。很多国家对源-网间建设的协调发展非常重视, 这个问题在电力市场环境下尤为重要。我国虽然还没有真正意义上的电力市场, 但厂网分开后, 如何对源-网建设进行协调也是一个值得重视的问题。中国国家电力监管委员会在《2012重点区域风电消纳监管报告》中提及, 风电发展规划与输电系统规划、风电电源建设与输电系统建设应该保持一致性, 需要落实风力发电的跨区消纳输送通道的建设工作[15]。

(3) 更加注重供电可靠性与供电质量。大量间歇性电源接入电力系统, 对实时调度与控制、发输电备用容量等方面提出了更高的要求。在发电出力具有强不确定性的情况下, 系统安全性与可靠性面临严峻考验, 这与用户侧对供电可靠性要求的不断提高相背离。为此, 需要对高渗透率间歇性电源并网后的供电可靠性给予充分重视。另一方面, 伴随间歇性电源而来的大量用于控制、保护、监测等环节的电力电子器件容易引起供电质量问题, 譬如电压波动与畸变等。在制定间歇性电源入网条件时, 很多国家都采用了严格的电能质量标准。

(4)注重财务分析和经济性分析。电力网络规划涉及的时间跨度很大。在高渗透率间歇性电源并网的背景下, 电力网络建设项目是否具有资本回收能力、是否值得投建等问题, 对间歇性电源和电力系统的长期发展具有重要影响。因此, 在电力系统规划阶段就非常重视对工程项目的财务与经济分析, 一般都是针对项目的整个生命周期运用成本-收益分析法对规划方案进行详尽的分析, 力求发掘电力设备的最大经济价值。

(5)环保成本意识逐渐提升。由于间歇性可再生电源是清洁无污染的, 因而在很多国家受到重视。为提高间歇性可再生电源在电力市场中的竞争力, 不少国家在电力规划评估中引入环保性指标。法国在进行电力网络规划时考虑环保成本[16]。澳大利亚则在对电力系统进行评估时考察风电场置信容量的相关指标, 旨在评估风电场真正参与发电的比重[7]。

2 综合评价指标体系

基于前面介绍的国际经验和共性思路, 在对计及间歇性电源高渗透接入的电力网络规划方案进行评价时, 有必要在传统的规划方案评价体系[17]的基础上, 增加能够反映运营风险、源-网协调、供电质量、系统灵活性以及环保性等方面的评估指标, 为政府主管机构确定最终的规划方案提供技术支持。

通过对含高渗透率间歇性电源的电力系统特性进行分析, 可将综合评价指标分为4个一级指标,10个二级指标以及13个三级指标, 如图1所示。

图1 电力网络规划综合评价指标Fig.1 Evaluation index system for power network planning

图1所示的4个一级指标分别从不同方面表征电力网络规划项目的特点: (1) 经济性主要从是否具有资本回收能力即经济上是否可行的角度来表征规划项目, 与传统电力系统相比, 在对含高渗透率间歇性电源的电力网络进行规划时需要更加谨慎考虑其成本-收益和运营风险; (2)供电质量指标用于考察具有高渗透率间歇性电源情况下电力系统的供电质量水平, 间歇性电源由于能源间歇变化、采用电力电子器件进行功率控制等原因难以避免恶化供电质量, 该项指标旨在描述不同的规划方案在含有高渗透率间歇性电源时所引起的系统供电质量差异; (3)灵活性用于表征电力网络应对间歇性电源功率波动变化的能力; (4)环保性指标则用于描述电力网络规划方案在环保方面的贡献程度, 通过设置间歇性电源可置信容量以及污染物减排量2个二级指标, 从环保角度表征间歇性电源发电的消纳量和减排贡献。整个指标体系分别从规划方案的全生命周期经济性、实施后的供电质量情况、未来可接纳间歇性电源的能力以及在环境保护方面的贡献4个方面来表征, 较为全面地反映了规划人员对含高渗透率间歇性电源的电力网络规划方案的评价需求。

3 指标含义与计算

3.1 经济性属性指标

电力网络规划作为整个电力系统规划的一个重要组成部分, 其经济性分析是必不可少的。围绕待建电力网络项目从成本、收益、风险等各个方面开展经济性分析, 从而有效实现对规划项目的经济风险控制。这里给出的经济性指标包括全寿命周期成本(CLCC)、投资收益(PII)和运营风险(ROR)3个方面。

(1)全寿命周期成本。全寿命周期内所发生的总费用主要包括: 系统一次投资成本CIC、系统运行成本COC、故障引起的缺供电损失成本CFC、设备报废成本CDC。系统全寿命周期成本计算如式(1)所示。

CLCC=CIC+COC+CFC+CDC

(1)

CIC指在输电规划项目建设、改造和调试期间内、正式投运前付出的一次性成本, 包括系统运行期间更换设备的投入成本。可按式(2)计算。

(2)

式中:An为待选电力设备集合;μk为设备k的投资建设成本;Zk为k的0-l决策变量, 若k加入网络, 则Zk=l, 否则Zk=0;M为系统寿命年限;p为综合资本成本率, 指考虑了银行利率、涨价因素、筹资风险等因素的全部长期资本的成本率。

COC主要包括能耗费、人工费、环境费、维护保养费等, 其计算方法如式(3)所示。

(3)

式中:υk为设备k的运行维护成本;a为平均售电价;W为系统有功损耗;T为系统年平均供电时间。

CFC指系统中设备、元件发生随机停运造成电力中断供应所引起的赔偿成本, 可按式(4)计算。

(4)

式中:ωk为设备k发生故障时的赔偿单价;Rk和Tk分别为设备k发生故障引起的停电功率期望和停电时间期望;i为故障统计年份。

CDC指设备寿命周期结束后, 为处理该设备所需支付的费用, 可按式(5)计算。

(5)

式中dk为设备k的报废成本。

(2)投资收益。投资收益指标主要考察规划项目的投资回收能力和盈利能力。这里采用规划项目的投资回收期Pt和净现值VNPV2个子指标的综合指标PII, 计算方法如式(6)所示, 细节可参照文献[18]。

(6)

(3)运营风险。间歇性可再生电源出力的不确定性使得电力网络规划时所需考虑的风险因素增多、程度加大。间歇性可再生电源依赖的自然气象条件复杂多变, 其发电控制技术尚未成熟, 发电成本又相对较高而在电力市场中没有竞争优势, 这些因素要求电力网络规划人员考虑规划项目可能遇到的各种风险。最典型的风险包括停电风险、市场风险和政策风险。多种不确定性因素一起作用对电力系统的可靠性会产生很负面的影响, 停电风险会较传统电力系统明显增大。另外, 由于激励政策变化或市场情况变化等因素可能导致间歇性可再生能源发电规模萎缩, 从而造成规划建设项目的利用率过低,经济性大幅下降。在本文中, 将运营风险ROR定义为停电风险指数RF、市场风险指数RM及政策风险指数RP的综合, 用式(7)表示:

ROR=RF⊕RM⊕RP

(7)

RF描述电力网络故障引起的停电事故的可能性。已经有不少评估停电风险的方法, 例如基于风险价值 (value at risk, VaR)和条件风险价值(conditional value at risk, CVaR)的评估方法[19]。这里采用基于对电力系统可靠性指标进行统计和分析, 进而采用1～9标度法[20]的方式进行综合评估, 具体细节如表2所示。

表2 停电风险指数等级划分

Table 2 Classifications of outage risk indices

RM描述电力网络规划方案在未来市场上由于电能供需变化导致效用降低的可能性。电力网络作为电能传输媒介, 发电紧缺或电力需求萎缩都会使得电力网络利用率下降, 拉低其运营效益。以风电和光电为主的间歇性可再生能源开发技术成熟度差别较大, 尚未进入商业化大规模开发阶段, 发电成本相对高昂, 面对传统化石能源发电技术时竞争力不足。另外, 间歇性能源开发规划相对较小, 气象条件限制下发电场选址定容的灵活性大。为此, 在对电力网络进行长期规划时必须考虑规划方案的市场风险。一般难以建立准确的数学模型来描述市场风险, 可采用标度法进行评估，如表3所示。

表3 市场风险指数等级划分

Table 3 Classifications of market risk indices

RP描述电力网络规划方案对未来激励政策变动引起效用减低的可能性。目前, 间歇性可再生能源发电的快速发展在很大程度上是由于国家激励政策的作用, 譬如节能降耗、投资补贴政策等。随着间歇性可再生能源发电技术的发展, 预期这些激励性政策会慢慢淡出, 届时间歇性可再生能源发电只能通过自身优势获得持续发展。服务于高渗透率间歇性能源发电并网的电力网络规划方案不得不考虑政策动态变化可能带来的影响。对政策风险指数的评估同样可采取标度法, 细节见表4。

表4 政策风险指数等级划分

Table 4 Classifications of policy risk indices

3.2 供电质量属性指标

电力网络供电质量指向受电端提供合格、可靠电能的能力和程度, 一般包括供电可靠性和电能质量2个主要方面。供电可靠性指系统稳定运行时, 在输变电元件容量、母线电压和系统频率等处于允许范围内, 考虑元件计划停运以及合理的非计划停运条件下, 向用户提供全部所需电力和电量的能力。高渗透率间歇性能源发电会对电能质量产生不良影响, 其出力的波动性与不确定性对电流和电压的影响尤甚。因此, 本文在考虑供电质量指标设置时, 兼顾了供电可靠性与电能质量, 从时间、概率、质量多方面进行考核。定义了持续供电能力、电能质量、输电充裕度3个二级指标, 以及7个相应的三级指标, 具体如图1所示。供电质量指标类所包括的各项指标的含义及计算方法可参见标准定义[21], 这里不再赘述。

3.3 灵活性属性指标

电力网络的主要功能是按调度计划实现电力输送。 电力网络是否具有灵活性, 归根到底取决于其能否实现电能灵活输送。电力网络应对功率输送变化的能力越强, 可接纳间歇性电源的能力就越大, 电力网络的灵活性则越高。文献[10]认为电力系统中的“灵活资源”能够增加电力网络的灵活性, 这些“灵活资源”包括常规机组备用、联络线输电能力、储能能力以及需求侧响应等多个方面。文献[22]则把灵活性定义为系统响应净负荷 (净负荷指由非间歇性电源供电的负荷) 变化的调配资源能力; 在评估时同样把文献[10]所描述的“灵活资源”纳入考虑范围。文献[10]和[22]对灵活性的定义虽然不完全一致, 但在评估灵活性时所考虑的内容则非常相似。因此, 这里把灵活性指标具体化为接纳间歇性电源能力、灵活响应能力这2个二级指标。

用于表征长期灵活性程度的接纳间歇性电源最大能力指标是针对间歇性可再生电源大规模并网而提出的新指标, 目前尚无明确定义, 也没有权威部门认可的标准计算方法。根据现有对接纳间歇性电源能力的相关研究[23-25], 这里将接纳间歇性电源的最大能力定义为常规机组备用、联络线输送能力、需求侧管理能力、其他调峰能力如储能系统应用的总和, 可按如式(8)计算。

γALL=γR+γT+γD+γO

(8)

式中γALL,γR,γT,γD,γO分别为系统最大调峰裕度、机组备用容量、联络线最大输送能力、最大需求侧管理容量和其他调峰能力。

针对间歇性电源输出功率短时波动频繁的特点, 采用灵活响应能力指标来表征电力系统在短时通过快速输送电力来达到平抑功率波动的能力。为进一步表征这种能力, 本文设置了15min响应资源不足概率等三级指标。文献[26-27]中以爬坡资源不足期望(insufficient ramping resource expectation, IRRE)作为评估灵活性的主要指标之一, 且主要以发电机组的爬坡能力作为灵活资源的主要来源。在实际电力系统中, 灵活资源有多种可能的来源[10,22]。15min响应资源不仅涵盖了文献[26]述及的灵活资源, 还包括了其他灵活资源 (如需求侧响应资源等), 并将时间尺度定为15 min。可以基于可用灵活性概率分布计算IRRE[27], 这种方法需要预先计算系统中每种灵活性资源的概率分布函数, 通过临界点计算不同时间尺度、不同方向和灵活性资源下的爬坡资源不足期望。计算每种灵活资源的方法较为复杂, 且未考虑电力系统生产的时序特性等。本文提出一种基于生产序列的方法来计算响应资源不足概率, 细节如下所述。

假设在某一时间尺度t下的生产序列为Nt, 可计算出系统在时刻i的全部可用灵活响应资源At,i, 若此时系统所需的灵活响应资源容量为Yt,i, 则在时刻i系统响应资源不足评估值Ft,i可用式(9)计算。

(9)

然后, 统计尺度t下的生成序列Nt在每一时段的系统响应资源不足评估值, 可得到t下的系统响应资源不足概率ρt为

(10)

3.4 环保性属性指标

间歇性可再生电源大量并网引起的环保效益应该作为评价电力网络规划方案的一个重要方面。在不同的电力网络拓扑结构下, 系统能够消纳的间歇性可再生电源规模也会有差异; 而且, 间歇性电源出力的时效不同所产生的环保效益也就不同。在对电力网络规划方案进行综合评价时, 可将间歇性电源可置信容量和污染物减排量作为主要评估指标。

间歇性电源可置信容量指标描述间歇性电源等效为常规电源时的装机容量, 可反映间歇性电源的年均利用率。间歇性电源可置信容量愈大, 说明清洁能源的贡献率愈大, 环保效益愈加显著。对于可置信容量, 现有文献中有多种定义, 例如可采用基于有效载荷能力(effectiveloadcarryingcapability,ELCC)[28](即间歇性电源接入系统后承载负荷的能力)进行计算, 具体如式(11)所示。

Gcc=GELCC=ΔL

(11)

式中:Gcc和GELCC分别为间歇性电源的可置信容量和有效载荷能力; ΔL为接入该间歇性电源后系统承载的新增负荷。采用这种方法可直接描述间歇性电源发电效用[28]。

所谓的污染物指化石燃料燃烧发电时所产生的硫化物、碳化物或氮化物等对环境产生不良影响的排放物。污染物减排量可采用年均减少排放量的统计数据, 这里采用式(12)进行计算。

Pu=κQ

(12)

式中:Pu为等效污染物排放量;κ表示单位发电量排放的污染物数量;Q表示发电总量。

含高渗透率间歇性可再生能源发电的电力网络规划综合评价指标体系包括多维度、多种类指标。评估过程主要分为2步: 首先对已满足基本技术经济要求的候选方案集进行指标评估计算; 然后由决策专家根据其专业知识和经验给出各指标权重, 然后加权计算得出各方案的综合评价值并排序, 进而得到最优方案。

在可预见的未来, 随着间歇性可再生能源发电技术的进步与电能消费结构的调整, 含高渗透率间歇性可再生能源发电的电力系统将趋于增多。本文所发展的针对含高渗透率间歇性可再生电源的电力网络规划综合评价体系, 考虑了高渗透率、多不确定性、高风险等特点, 能够量化表征候选规划方案在经济性、供电质量、灵活性、环保性等方面的优劣程度, 旨在比较全面地评估规划方案应对规模化间歇性可再生能源发电并网的综合能力, 从而指导规划方案的综合评估与决策。

4 算 例

基于文献[29]中针对巴西南部46节点系统制定的2个电力网络规划方案(详见表5)，来说明所提出的指标和方法。从表5可以看出，这2个备选规划方案是在考虑增加2个容量较大风电场节点的背景下，运用不同的规划方法得到的。方案I是在考虑了风险控制策略的情形下得到的，其充裕度较高，支路潮流越限概率小，但投资成本较高。方案II是在仅以投资成本最小为目标时得到的，其投资成本小，网络容量充裕度较低，支路潮流越限概率较大。

本文所采用的规划评价原始数据参见附录。对备选规划方案的初步评价结果如表6所示。

本文旨在探索电力网络规划评价体系, 为此算例中主要说明了该评价体系能够计算并区别不同规划方案的各方面特征和优劣, 以便为决策者提供进行方案优选的相关数据。算例中并未指出应该最终选择那个方案, 这是由于没有把各类指标最终归纳为一个综合指标。由于各类不同指标的特征和量纲不同, 如何形成一个综合性指标仍然是一个很有争议的问题, 尽管已经提出了多种方法。一个比较认同的做法是把各类指标的评价结果交给决策者综合权衡, 由其确定最终的方案。

决策者可根据实际需要和决策偏好等因素, 对表6中所提供的评价数据进行综合考虑, 从中选取最优方案。为说明所提出的评价体系能够表现并区别不同规划方案的多方面特征的优劣, 下面对所得到的评价结果进行说明和分析。

(1) 风险评估。在文献[29]中, 方案I的初始投资成本为4.63亿美元, 高于方案II的初始投资成本4.15亿美元约11.6%; 但是,通过对方案经济效益的综合评估后发现, 方案I由于其高可靠性和有功线损率低的特点使得年均运行成本及故障引起的缺供电损失成本大大降低, 最终导致全寿命周期成本反而比方案II低。另外, 较高的可靠性水平有助于保证稳定的供售电总量, 因此方案I在年均效益方面优于方案II, 且其净现值也高于方案II。该评估结果与文献[29]是一致的。

在运营风险方面, 在用式(7)计算时, 选取运营风险指标等于3个子项指标乘积的立方根。其中, 3个子项指标是由专家根据其专业知识和运行经验给出的 (在这里作为给定值)。所得到的方案I和方案II的运营风险分别为3.915和4.160, 可见这2个规划方案在运营风险指标方面的差别并不明显。得益于较低的停电风险, 方案I的总体运营风险比方案II略低。可根据实际情况对3个子项指标分别乘以相应的权重系数, 以反映规划评价人员对3个子项指标的相对偏好程度。

表5 46节点系统的2个电力网络规划方案

Table 5 Two alternative planning schemes of 46-bus system

(2)供电质量与输电能力充裕度。在供电质量类别的评价指标方面, 方案I和方案II的电压水平指标值比较接近, 但在其余指标方面有较明显的差别。

在对持续供电能力这一项的评价中, 方案I的失负荷概率 (LOLP) 比方案II的略大, 这是由于方案I比方案II消纳了更多间歇性发电功率, 间歇性发电出力波动性的负面影响导致了方案I的失负荷概率增加。但在电量不足期望和切负荷平均时间方面, 方案I的指标值都比方案II的小, 电量不足期望和切负荷平均时间这2个指标说明了方案I发生失负荷事件的严重程度比方案II的小, 事故后恢复的速度也相对较快。

在输电能力充裕度这一项的评价中, 从3个三级指标的对比可以明显看出方案I的输电能力充裕度较方案II更高, 这与投建线路的多寡密切相关。

(3)灵活性。在灵活性方面, 从长期来看, 方案I接纳间歇性可再生能源发电出力的最大能力比方案II的高出216.41 MW (这约占方案II最大接纳能力的20%), 这主要是因为方案I投建的线路多于方案II, 因而输电灵活性更高; 但方案I的15 min响应资源不足概率指标值比方案II的高, 这是因为受限于系统的15 min灵活响应能力, 方案I中输电灵活性提升幅度不足以满足接纳更多可再生能源发电功率时的增量波动, 为此方案I在接纳比方案II更多的可再生能源发电出力时, 出现15min响应资源不足现象的概率更大。决策者可以根据实际需要对候选方案的长期和短时灵活性进行充分权衡后, 对方案的灵活性指标进行综合评估。

(4)环保性。在环保性方面, 方案I中风力发电发挥的作用较方案II更大; 方案I中风力发电年均可置信容量达228.94 MW, 约占风电总装机容量的13%, 年均发电量为2.00×106MW·h, 减排污染物约3万t。

5 结 语

如何对含高渗透率间歇性可再生能源发电的电力网络规划方案进行适当评价事关电力工业的可持续发展, 是一个值得研究的重要问题。本文首先概述了在风电和光电方面发展比较领先的国家在电力系统规划评价方面的研究情况, 然后构造了包括经济性、供电质量、灵活性和环保性的评价架构, 并提出了包括风险评估、接纳间歇性电源出力能力、灵活响应能力、输电能力充裕度、间歇性电源可置信容量等相关的评价指标。最后, 采用包含大型风电场的、修改的巴西南部46节点系统的2个规划方案对所发展的评价指标体系进行了分析。计算结果表明, 不同规划方案对间歇性可再生电源接入电力系统的适应能力不同, 系统运行风险也就不同, 因此在确定电力网络规划方案时需要在经济性与对间歇性电源并网的适应性方面适当折衷。

需要指出, 本文只是做了些探索性的、初步的研究工作, 尚有很多问题有待研究或进一步深入研究。

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黄裕春 (1987), 女, 硕士, 主要从事电力系统可靠性评估、新能源并网规划方面的研究；

文福拴 (1965), 男, 通信作者, 教授, 博士生导师, 主要从事电力系统故障诊断与系统恢复、电力经济与电力市场、智能电网与电动汽车等方面的研究工作；

杨甲甲 (1989), 男, 硕士, 主要从事新能源参与电力市场、计及新能源接入影响的电力系统规划方面的研究；

刘卫东 (1975), 男, 博士研究生, 高级工程师, 主要从事电网规划和技术经济研究；

俞敏 (1968), 女, 高级工程师, 造价工程师, 主要从事电网工程技术经济研究；

曾平良 (1962), 男, 博士, 国家“千人计划”专家, 主要从事电力系统分析与规划、新能源和电动汽车接入、电力系统可靠性方面研究。

(编辑： 张小飞)

附 录

1 经济性数据

假设新投建设备的寿命均为20年, 综合资本成本率为7 %, 平均售电价格为53元/( MW·h)。其他经济数据如表A1所示。其中, 年均维护成本率和折旧率2项指标由专家根据其专业知识、运行经验等方面给出; 有功损耗是根据电力系统潮流仿真计算得到的; 年均综合效益是对备选方案进行模拟运营的仿真计算所得到的。

表A1 2个备选规划方案的经济数据

Table A1 Economic data of the two alternative planning schemes

注: 年均维护成本率为每年维护成本与初始投资成本的占比; 折旧率与之类同。

2 可靠性数据

假设该系统的年最大负荷预测值为6 880 MW, 负荷波动的标准差取为最大负荷预测值的2%, 某时间段的负荷需求曲线如图A1所示。发电机组的可靠性数据以国家电力监管委员会发布的发电设备可靠性指标[30]为主要依据。假设线路平均无故障运行时间为8 450 h/a, 平均修复时间为25 h。

图A1 某时间段的负荷需求曲线Fig. A1 The load demand curve in a time period

3 其他数据

假设单位发电量排放的污染物为14.5 kg/( MW·h)。风电场参数与文献[29]中一致。图A2显示了风速变化及风电场出力的部分曲线。

A Preliminary Investigation on Power Network Planning Evaluation System with High-Penetration Intermittent Generation

HUANG Yuchun1,2, WEN Fushuan1,3, YANG Jiajia1,LIU Weidong4, YU Min4, ZENG Pingliang5

(1. School of Electrical Engineering, Zhejiang University, Hangzhou 310027, China;2. Guangzhou Power Supply Bureau Co., Ltd., Guangzhou 510310, China;3. Department of Electrical & Electronic Engineering, Institut Teknologi Brunei, Bandar Seri Begawan BE1410, Brunei;4. State Grid Zhejiang Electric Power Corporation Economic Research institute, Hangzhou 310008, China;5. China Electric Power Research Institute, Beijing 100192, China)

This paper firstly summarized the achievements and experiences of power system planning evaluation in countries with leading development in wind power and photovoltaic power. Then, the interactions between grid-connected intermittent generations(IGs) with high penetration and power network planning were analyzed, and on this basis, the comprehensive evaluation index system of power network planning was preliminarily studied, which could characterize large-scale IGs after grid-connected. Based on traditional index system, some indicators such as the risk assessment, the maximum integration capacity of IGs, the transmission capability, the credible capacity of IGs, and the pollutants emission reduction, were used to evaluate the power network planning schemes of IGs after large-scale grid-connected from aspects of economics, power supply quality, flexibility, environmental friendliness, etc. Finally, two alternative power network planning schemes in southern Brazil 46-node system were applied to demonstrate the proposed evaluation index system. The analysis results show that the adaptability degree of IGs integrations into a power system has significant impact on the IGs accommodation capability and operation risk of the power system. Therefore, during determining power network planning scheme, it is necessary to make a compromise between the economics and adaptability of grid-connected IGs.

intermittent renewable generation; high penetration; power network planning; comprehensive evaluation; index system

图A2 风速变化及风电场出力曲线Fig. A2 The curves of wind speed variation and wind farm output

国家自然科学基金项目(51477151, 51361130152); 国网浙江省电力公司科技项目(5211DS14000X)。

TM 715

A

1000-7229(2015)10-0144-10

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.10.022

2015-06-11

2015-08-22

Project supported by National Natural Science Foundation of China (51477151, 51361130152); State Grid Zhejiang Electric Power Corporation Project (5211DS14000X).