ABSTRACT: To apply the probabilistic method to the evaluation of generation planning, a software to analysis of economy and reliability in multi-region interconnected system is designed by combining the probabilistic production simulation with reliability analysis. This software is applied to generation planning of a certain provincial power network to help the power system planner to make the reliability and economics evaluation of system.
KEY WORDS: Generation planning； Reliability；Economy；Probabilistic production simulation
摘 要：将概率方法应用于电源规划的评价，把随机生产模拟与可靠性分析结合起来，设计了一套多区域互联系统可靠性与经济性分析软件。该软件可用于电网的电源规划工作，为规划人员提供定量的可靠性与经济性分析工具。
关键词：电源规划；可靠性；经济性；随机生产模拟
1 引言
发电系统规划是现代电力系统规划中的重要步骤之一，这一阶段所做的决策及许诺对系统建设的各个阶段都有巨大的影响。许多年来，涉及电力供应的决策大都建立在工程经验的基础上，但当网络和元件越来越复杂、电力用户对供电的质量要求越来越高时，就需要用科学的可靠性理论来进行定量的研究。特别是在电力市场环境下，经济性成为市场各方关注的焦点，而传统的电源规划方法却对经济性考虑得不够充分，一般仅考虑投资费用。
本文将随机生产模拟与可靠性分析结合起来，设计了一套多区域互联系统可靠性与经济性分析软件。该软件在运用可靠性评估理论的同时，还考虑了我国电力系统在设计运行上的各种实际问题，提供了丰富的技术经济指标，可为电力市场环境下电源规划的概率评估提供有效的分析
工具。
2 软件的总体设计
软件算法以半不变量法为主，包含递推法运算。软件可分析任意互联线结线方式的多区域互联发电系统可靠性，能对规划部门制定的近期、中期、长期发展规划进行可靠性与经济性评估。根据给定的风险标准，可以制定出整个互联系统和各子系统的装机扩建方案，选择系统的合理单机容量。整个算法流程中主要包括机组检修安排、随机生产模拟、网流计算和可靠性指标计算、备用分配、单机容量选择等模块。各模块之间的关系如图1所示。
在自动制定装机方案时，软件可提供两种不同的装机方案以供决策人员选用：①装机方案1：在给定互联系统中各区域电网的风险约束的情况下，分别制定各区域逐年装机方案、选择单机容量；②装机方案2：在给定整个互联系统的风险约束的情况下，确定整个系统每年应增装的机组容量，进而确定这些新增容量在各区域的合理分布，并选择单机容量。
3 主要模块简介
3.1 检修计划模块
发电机组检修计划的数学模型求解方法可以分为启发式方法和数学优化方法两大类[1]。启发式算法的优点是形象直观，运算速度快，但是所得的解不一定是最优解而是近优解。数学优化方法的优点是简单易行，但由于模型不够精确，影响了解的最优性[2,3]。本软件采用启发式方法中的等风险度法来制定全年的检修计划，以使研究周期各时段的系统风险度相近。
在运用等风险度法时，结合我国电力部门的相关规程，本软件可以根据给定的约束条件，安排每台发电机组的全年大、小修计划，一台机组一年可以安排一次大修、一次小修或两次小修，且两次检修之间的间隔不少于15周，各类机组的检修时间可随机组容量和检修力量的不同而不同。供选择的约束条件有：①一个电厂不能同时检修两台及以上机组；②水电机组在汛期不安排检修；③火电机组在防凌期不安排检修。
3.2 随机生产模拟模块
随机生产模拟描述了电力系统的生产过程，使生产成本的估算更加合理准确。本软件采用的基于半不变量法[4]的随机生产模拟计算，具有计算速度快、占用储存容量小等特点，特别适用于大型电力系统。为了更加全面地反映电源规划的可靠性水平，在软件中使用了递推法，共计得到八个不同的可靠性指标，它们分别从不同的角度描述了电力系统的可靠性特性。这些指标是：
（1）缺电时间期望天数LOLE（d/年）：反映在峰荷期间，系统发生容量缺额的平均天数。这一指标广泛用作规划判据；
（2）缺电时间期望小时数HLOLE（h/年）：反映全年系统的停电小时期望值；
（3）电量不足期望值EENS（MWh/年）：反映全年系统的停电电量期望值；
（4）停电频率FREQ（次/年）：反映全年系统的停电次数期望值；
（5）停电持续时间DUR（h/次）：反映全年系统的每次停电的平均停电持续时间期望值；
（6）百分能量损失PEL（%）：反映全年系统的停电电量期望值占负荷总电量的百分比；
（7）电力不足期望值XLOL（MW／次）：反映全年系统的均次停电电力期望值；
（8）装机备用RESERV（%）：反映系统总装机容量中的备用容量占全年年峰荷的百分比。
3.3 互联电力系统规划部分
多区域规划部分包括以下3个主要的子模块：
（1）随机网络流计算模块。利用随机网络流算法[4]，可以计算、分析任意结构形式的互联系统，且网络拓扑结构和互联线容量可在计算过程中根据需要改变，增强了程序的适应性，克服了以往部分软件只能分析辐射形互联系统的限制。该模块可以确定各区域从外部获得的支援容量及其概率、频率分布。
（2）备用分配模块。模块可根据给定的风险约束确定互联系统应增装的总容量，并按各区域风险微增率相等的原则在各区域合理分布新增容量。
（3）单机容量选择模块。根据投资费用和可靠性效益的比较，可以选择要建设的合理的单机容量和台数、投运年份。
4 实际工程因素的考虑
在软件设计时，根据我国当前电力系统的发展情况，考虑了下述工程因素：
（1）系统运行方针
随着电力市场的发展，互联系统中的各区域之间会根据签订的协议来制定运行策略，实用中主要有两类运行方针：①“区域自保”方针：各区域仅当本身的负荷完全得到满足后，有余额才向缺电区域提供支援；②“共同分担电力不足”方针：当一个区域发生故障而电力不足时，只要输电容量允许，其它区域便有可能共同分担其电力不足部分。
这两种方针将对各区域和整个互联系统的可靠性产生不同影响，利用本软件可以对它们进行综合评估。
（2）受阻容量的处理
除计划检修外，系统中的水电机组可能因水头不足导致出力降低；火电机组也可能因机组老化、燃料受限而使出力长期受限，这类受阻容量可在负荷模型中予以修正。
5 算例分析
5.1 可靠性分析
利用本软件完成了安徽电网的电源可靠性评估工作，以下是安徽电网2005年电源规划研究的主要结果。
（1）计算条件
根据安徽省电力设计院提供的负荷数据、各类机组的技术参数及可靠性参数、燃料价格等，通过对大量方案进行分析, 研究了系统可靠性指标的变化情况。这些原始数据均来源于当前安徽电网实际规划工作中所采用的、已得到相关部门认同的现有资料。
主要计算条件为：①假设安徽省网与华东电网之间的联络线不会出现故障停运，能确定全天24h联络线交换功率的规律。根据华东电网规划，采用正常运行方式下，2005年典型日安徽电网与华东电网每小时的交换功率作为可靠性分析中区域交换功率的原始数据。②根据安徽省统计年报有关数据，2000年安徽省每千瓦时对应的GDP（国内生产总值）为8.94元／kWh，与之相应，2005年停电损失费用近似取 9元／kWh。
（2）计算方案设计
对2005年安徽电网的规划工作设计了11种典型方案进行规划研究。
1）为分析安徽电网与华东电网交换功率的敏感性，设计了：
方案1：在正常方式下，安徽电网与华东电网的交换功率按规划安排和分配的容量计算；
方案2：向华东加大送经销电。
2）为分析发电装机的敏感性，在其它计算条件不变、与华东交换功率按正常方式下运行，设计了：
方案3：淮北电厂8＃机不投产；
方案4：淮北电厂8＃机不投产，且安庆电厂第2台300MW机组（原计划2005年投运）不投产；
方案5：淮北电厂8＃机不投产，且安庆电厂2台300MW机组均不投产；
方案6：安庆电厂2台300MW机组不投产；
3）为分析负荷的敏感性，在其它计算条件不变、与华东交换功率按正常方式下运行，设计了：
方案7：年峰荷是原规划值的95%；
方案8：年峰荷是原规划值的90%；
方案9：年峰荷是原规划值的80%；
方案10：年峰荷是原规划值的105%；
方案11：年峰荷是原规划值的110%。
（3）可靠性计算结果分析
在CPU为赛扬533的PC机上进行一个规划方案分析的运算时间约为1min左右。各方案的主要可靠性指标结果如表1所示，发电电量期望值如表2所示。
从计算结果中可以得到以下结论：
（1）比较方案1、2可见，如果进一步加大“十五”期间安徽省对华东的送电力度，在送电量增加的同时也会带来风险度的增加，这就需要兼顾经济利益和风险两个方面。关键问题是伴随着收益的增加，系统是否能够承受相应的风险。从方案1与方案2的可靠性指标可知，发电量（收益部分）增加4332.02GWh的同时，停电电量（风险部分）会增加2700MWh。只要向华东送电所获得的收益大于停电损失，送电才有经济效益，其平衡点如式(1)所示
式中 Cincome为每kWh电量的收益；△GE 为送电增加量；Closs 为每kWh电量的停电损失；△EENS 为停电量增量。
（2）观察方案3至方案6的可靠性指标并对比方案1的可靠性指标可知，除了停电持续时间DUR较方案1有所改善（这是由于相对于方案1，方案3到方案6停电次数FREQ的增长幅度大于停电时间期望HLOLE的增长幅度，DUR=HLOLE/FREO），其它可靠性指标均比方案1差。这说明当淮北、安庆电厂的机组投入后，安徽系统应付计划外负荷增长的能力增强。
（3）观察方案7至方案9，并对比方案1可知，当负荷减小后，安徽电网可靠性有所提高。进一步的灵敏度分析表明，在3台机组共80kW容量不投运的假设条件下，现有机组仍能满足2005年预测负荷的95%而系统可靠性不至于明显下降。
（4）对比方案11和方案2的可靠性指标可知，安徽省年峰荷增长10%比向华东增加售电量对可靠性指标的影响更大，安徽电网的可靠性指标明显恶化，前者的HLOLE和EENS均是后者的两倍以上，所以对安徽省内的长期负荷预测应给予足够重视。
5.2 可靠性与经济性综合评估
对于电力系统电源建设而言，可靠性与经济性是应当兼顾的两个重要方面。系统备用容量越大，则投资费用越大，而可靠性会越好，两者之间既有相关性又有相对性。在电力市场的背景下，系统的可靠性并非越高越好，电源投资商需要考虑合理的投资回报，国家也应对电源建设有合理的调控。另一方面，停电带来的经济损失也不容忽视。但合理装机备用与许多因素有关，且随着系统内电源结构的变化而异。
在安徽电网目前的实际工作中，现已收集到的、并且已得到相关部门认同的数据对于可靠性与经济性分析来讲仍显不足。以停电损失为例，在实际规划设计时，参考每万千瓦时对应的GDP给出停电损失费用的方法还比较粗略。对于停电损失估算，文[5]较为全面地介绍了各国停电损失的估算方法；文[6]中提出我国在全面竞争开放电力市场的环境下，停电的成本应包括在用户成本之中；文[7]认为虽然停电损失费用本身促进电力公司改善系统可靠性的作用不一定很大，但是其社会效益是相当大的，类似于保险机制；文[8]提出应当对用户进行分类（每类用户的停电损失是不相同的），然后结合各类用户不同的可靠性要求来进行可靠性与经济性分析。如何切合电网的实际情况，采用适当的方法来进行停电损失的估算，还需要进一步研究。
笔者利用本软件进一步进行了安徽省2005年电源建设的可靠性与经济性综合评估，重点分析的是机组投资年费用和停电损失费用的数值变化对电源规划工作的影响，为安徽省的电源发展提供了参考意见。
当装机备用容量满足式(2)要求时会带来效益
式中 Cbenefit 为带来的效益；Cinvestment 为由于减少装机所节约的投资；C△EENS 为减少装机后增加的停电损失费用。
当这一效益达到最大值时，所对应的装机备用为系统最佳备用。最佳备用是贴现率、机组寿命、停电电量、停电损失费和单位千瓦投资等的函数。在备用相同的情况下，停电电量还与水火电构成、单机容量、机组强迫停运率等有关，关系极其复杂。机组投资年费用已包含了贴现率，机组寿命和机组单位千瓦投资的信息，可直接用机组投资年费用进行分析。利用本软件经过大量计算，算出了在不同机组单位千瓦投资年费用Cunit 和停电费用Coutage 条件下，相应的2005年安
徽电网最佳装机备用（即备用容量占年峰荷的百分比，%），部分结果如表3所示。
从表3中可以看出：①在机组投资相同的条件下，停电费用越高（每列从上到下），系统需要的合理备用越大；②在停电费用相同的条件下，机组投资年费用越高（每行从左到右），系统需要合理备用越小。决策人员可借助此类表格来进行可靠性与经济性的定量分析；③进一步开展停电损失费用估算等经济性与可靠性数据的研究工作，对于电源规划工作是相当有益的。
6 结语
笔者设计了一套电源规划概率评估软件，其部分功能已用于对安徽省电源规划的可靠性与经济性评估。计算表明，该程序在实用性、灵活性、功能及运算速度方面均令人满意，对电力系统的规划有一定指导意义。今后需要进一步进行的工作，除了上文中已提及的部分，还包括：①提供更为友好的人机交互界面，并为商用数据库提供接口；②与电力设计部门合作，更加全面地收集整理相关数据，充分利用本软件中的其它功能。例如在后续的研究工作中，可进一步收集华东电网的原始数据，利用本软件对华东电网的可靠性等值和详细模拟问题进行研究；③对于省级系统而言，各地区的一、二、三产业相差较大，停电损失也相差较大，发电机安装在不同的地区带来的经济效益也有所差别。本文是将安徽电网作为一个区来进行研究。在后续研究中，可以根据停电损失和发电效益的不同，采用适当的方法将安徽省分为若干个区，将各个区的发电、负荷、停电损失等相关数据进行收集后作为原始数据输入，利用本软件的多区域分析功能来进行进一步的可靠性与经济性分析。
参考文献
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