目前欧洲大多数称之为“智能电网”的项目实际上与电网问题本身关系不大，而本文介绍配电网智能化发展过程中的规划技术，与其他技术不同，规划技术是系统性的技术，而且是与网络结构及一次设备关系密切的技术，强调的是规划方案本身的灵活性和适应性，从而可以应对长期负荷预测和各种新技术发展的不确定性。新的监管政策和电力市场的发展会改变电力系统传统逻辑，即从发电顺应需求到整合需求以优化发电的改变，从而达到节省和利用资源的目的。
为了确定配电网所需的技术经济能力，传统规划一般是基于长期负荷预测，由此确定不同运行条件下和情况下的峰值功率(峰荷)，由于负荷结果有很大的不确定性，而负荷的预测结果对投资会造成很大的影响，如果现在未能科学合理地规划建设电网，则电网企业到2050年还不得不继续使用现在没有合理规划建设的电网。智能化发展过程中的电网规划技术就是要求电网规划本身也应该产生一个能够适应发展变化的计划，且在获得更为准确的负荷数据时和在必要时可以修改该计划。
配电网规划的任务就是规划一个可靠且经济的配电网，而配电网运行的任务是在满足技术和经济监管条例下对电网进行有效的监测和控制，因此配电网规划与配电网运行之间存在相互协调的问题，这也是主动配电网规划需要解决的问题。
1 能源政策对电网规划的影响
一个公认的观点和目标是，配电网给用电和分布式电源提供了灵活的市场。该市场必须在技术上是可靠的、在经济上是可持续发展的，而且不能阻碍各种社会目标的实现，例如需求侧响应、小型分布式发电并网，各种电力交易的功能以及各种节能措施等。
配电网运行商(DSO)的运行任务是，在满足技术和经济监管条例下对网络进行密集的监测和控制。当前各种能源政策方面的目标对配电网的发展提出了各种新的挑战：例如各种智能电网技术和措施可迅速地降低电网上传输的电量，然而并不显著影响峰值功率，而后者在电网规划和容量设计中起决定性的作用。配电网的发展必须尽可能地经济高效，同时还必须确保电网能够顺利地适应电力市场的变化。特别值得注意的是，电网元件的技术经济寿命较长给电网的规划和发展带来了极大的挑战，因为目前所设计的电网至少在一定程度上在未来的40～50年仍将可使用。
至于DSO在电力市场中应该承担何种角色以及用户网关的负荷控制问题，对网络所承担的载荷水平有着显著的影响。DSO似乎已不可能执行相关需求响应和负荷控制方面的控制行为。如果DSO要控制电力终端用户的负荷，这将会对电力零售商的平衡造成进一步的影响，进而导致零售商在竞争激烈的市场操作中的成本，从而间接增加电力用户的成本。因此，作为其他各方行为的一个结果，DSO必须适应负荷动态变化的运行环境。这给电网发展带来了相当大的挑战。管理动态变化发展的一个解决方案是，形成以容量为基础的电价。这类电价作为控制参数，将对负载控制的实施产生影响，而不论该控制是由零售商还是由终端用户执行。
除了技术和经济方面的问题，配电网发展(电网规划)还必须考虑经济法规和其他法规以及指令所设定的各种目标和限制条件。不同国家之间的经济调控方法显然是不同的。在一些国家，监管鼓励电网的投资，而在另外一些国家，则严格地控制和限制电网的投资。供电可靠性指标，如SAIFI、SAIDI、MAIFI和停电成本，也因国家的不同而有所不同。能源效率法规控制DSO的能源效率，在实践中即控制电网损耗。许多新的智能电网概念(如分布式发电、储能、需求响应、智能用户网关等)所造成的影响仍不是很清楚。
社会越来越依赖于使用不中断的电力，由此导致逐渐无法接受持续时间较长的停电。例如，瑞典通过法律，要求单一的停电持续最多不得超过24h;芬兰正在起草一个新的立法，限制最大停电持续时间，在城市地区为6h和24h，或在农村地区为36h。相对传统的网络技术而言，在追求上述目标时，与智能电网概念相关的技术和功能正发挥着关键性的作用。
2 智能电网技术对长期负荷预测的影响
2.1 用户网关技术
用户连接网络和市场的一种方式，称之为用户网关技术。用户网关技术的发展十分迅速，它不仅是电网和终端用户之间的一种接口技术，而且成为电力市场中电力用户与各方之间在线通信的一种连接方式。在用户网关技术发展的初始阶段，一般是基于先进表计(AMR)技术，用户网关已在许多国家(如意大利、芬兰)几乎所有的电力用户处安装使用。除了电量和功率的计量数据外，其他各种数据均可通过用户网关发送，如停电信息、电压质量以及低压电网的扰动信息(如中性线断线)。此外，用户网关也可以实现对负荷的控制功能。负荷控制使得可将用电负荷转移到低费用时段、电力零售商可进行功率平衡管理，以及在电力系统正常和扰动条件下可通过转移负荷进行功率平衡管理(此方案可作备用)。
用户网关的一项新功能就是有助于快速增加用户侧的电源。目前太阳能电池板的数量不断增长，并在未来有迅速增加的趋势。太阳能电池板的功率范围从几千瓦(独立住宅)到几百千瓦(工业建筑的屋顶光伏)，甚至可达兆瓦(农场光伏)。太阳能电池板的峰值工作时间取决于地理和区域位置，约为每年800～1200h。在北欧，太阳能电池板的发电量也显著增加，如在芬兰，每年的太阳辐射量几乎与德国北部相当。小型风电的发展一直较为缓慢，而且由于小型风电的发电量低(峰值工作时间仅为百分之几)，以及技术方面的一些挑战(如部件需要维修、单独安装风电塔筒等)，其发展前景相对一般。
单个电力用户的用户网关以及所连接的配电网见图1，其中用户的部分负荷是可控的。例如在斯堪的纳维亚国家，自20世纪70年代以来，在限制峰荷的目标下，DSO可对电加热负荷进行控制;在欧洲南部国家，在限制峰荷方面，主要指的是限制空调功率。
图1智能电网概念下用户连接网络(用户网关)的一种方式
目前，连接在用户网关上的新型负荷是电动汽车。电动汽车消耗的电量不大，但其充电功率很大。此外，电动汽车是移动的负荷，电动汽车在某些地区充电时，其充电功率的大小有可能影响所接入电网的容量，例如住所、工作场所、景点或度假村等地方。如果对电动汽车的充电不加任何控制，可能会对电网造成显著的影响，而通过用户网关的智能控制，基本上就可以减少这些影响。图2所示为不同充电方案对乡村地区电网的目标峰荷所产生的影响。在最坏的情况下，电动汽车充电可能使电网峰荷增加3倍，而在理论优化案例中，可在满足电动汽车电量需求的同时而不增加电网的峰荷。
图2不同充电方案对中亚馈线峰荷的影响示意图
随着储能技术特别是储能电池技术的发展，该项技术更具有经济性，目前正在从理论逐步转变到实践应用。在最初的发展阶段，电动汽车的储能电池是单向的，即不可能将其电池的电量从电池释放到电网中去，虽然该项技术理论上可以实现，但成本较高，因为反复充放电会降低其电池的使用寿命。同时从电网负荷控制的角度来看，所投入的成本过高。
2.2 各种用电行为
本文1中所描述的在配电网智能化过程中发生的各种变化情况，对负荷预测带来了许多新的挑战。例如，2030年的电动汽车数量、储能电池市场竞争力和分布式电源对电网容量需求的影响等，都是很难回答的问题，要得出相关的结论具有很大的不确定性。应该提醒的是，现在规划建设的电网在2050年仍将使用。因此，配电网规划方案应该具有灵活性，以便在获得较为准确的负荷数据的条件下必要时可以修改该规划方案。
与传统运行方式相比，智能电网环境条件下的各种运行方式都会对配电网所传输的功率和电量产生不同的影响(见图3)，其中多数运行方式会减少电网峰荷的运行时间。例如，某个用户的自发电(见图中的K点)可能会降低电网传输的电量，但一般不会减少电网的峰荷。在负荷低谷时段，当太阳能电池板的供电功率超过的峰荷时，该用户的自发电甚至可能会增加电网的峰荷。另外，值得指出的是，与普通电力相比，分布式电源出力的随机性会造成有时其发电很不均匀，例如某些地区在晴朗中午时的所有太阳能电池板都会同时产生最大功率，这样的实际案例在德国已有报道。
图3不同运行方式对配电网功率和电量的影响
3 配电网规划的目标、任务及其相互关系
3.1 规划的任务、目标和费用
配电网规划包括以下几类任务：战略规划、长期规划、目标规划(网络设计)、现场规划、电网结构规划以及工作计划等。其中，网络设计的时间跨度可达数十年，例如新建一条110kV线路，其建设区域在20～30年前就要规划预留，而具体实施可能要到今年才开始执行。
在所有的规划阶段，规划目标就是找到技术上可行的解决方案，使得规划期限内总成本最小化。规划目标可表征为现值的最小化，现值包括规划期内发生的投资费用、损耗费用、停电损失费用和运维费用，目标函数用式(1)表示，代表规划期内年成本现值的总和。
式中：Kinv为规划期年的投资费用;Kloss为规划期年的损耗费用;Kout为规划期T年的停电损失费用;Kmain为规划期年的维护费用;T为规划期年限。
3.2 规划的边界条件
规划就需要制定边界条件，在此边界条件内使得规划的总费用最小。典型的边界条件为：
①电压降不得超过允许的限制条件;
②导线温度不得超过其承受能力;
③导线流过的故障电流不得超过一定的限值;
④必须满足保护(如接地故障保护)规定的功能;
⑤必须满足电气安全法规，如接地电压的要求。
电网规划方案需要解决以下问题：配电网投资的原因、具体实施地点、时间以及实施内容。
电网规划的基础条件可分为4类：电网的容量需求、可靠性需求、电网设备的机械强度和设备的老化程度，具体内容如下。
1)电网的容量需求。配电网规划的关键内容是负荷预测。负荷具备电量、功率和时间特性等特征，其中包括很多变量，如能效、分布式电源和需求侧响应等。电网的容量需求主要由峰荷确定。通过主动的负荷控制，即对负荷进行直接控制或根据价格进行控制，会影响峰荷的大小。对负荷进行直接控制时，关键的问题在于是由DSO、零售商、终端用户或综合系统信息服务商中的哪方来控制负荷，如果是由电力零售商控制负荷，则从电网的角度来看，可能存在负面影响。类似地，如果由DSO控制负荷，对用户负荷也可能产生一定的负面影响。
2)电网的可靠性需求。电网的可靠性由社会需求、电力用户、发电商，以及分布式电源和储能技术的发展趋势所决定。配电网的发展趋势之一是建设能够抵御自然灾害的配电网，包括农村地区配电网。建设能够抵御自然灾害的电网，其目的是在极恶劣的天气条件(风暴、冰灾、洪水等)下也能保证不间断地供电。在未来，包括传统的网络技术，以及本地发电、储能和切断非重要负荷等手段，将成为在确保不间断供电中起着关键性作用的手段。
3)设备的机械强度与老化程度。设备的机械强度与老化程度，可能是多数电网启动改造的关键因素。对电网进行改造，这既是一项挑战，也是一次对电网进行更新改造的机会。如果电网必须改造，这就为更新电网、实现电网新目标提供了一个经济有效的机会。在这种情况下，电力电子、直流技术和储能的应用，可为满足未来电网发展的需求而提供一种灵活的手段。
3.3 规划过程各种任务的相互作用
电网发展和规划之间的相互作用见图4。电网的发展存在诸多挑战，战略规划在其中发挥的重要性不容忽视。如果在电网不同的发展阶段中增加很多新兴技术，则战略规划方案也会相应发生改变，如在电网规划和运行模型中可行的电网优化技术、电网拓扑结构以及参数配置等。在不同的规划方案中，例如分布式电源的规模、电动汽车的数量，制热方法的变化范围(如热泵等)和监管方法的内容等均有多种待选参数。通过战略规划，可得到适用于智能电网发展的各种待选规划方案。在战略规划过程中，关键是要保证规划方案的灵活性，即能快速地适应电网发展变化新情况的能力。
图4电网发展过程中的规划流程
4 新技术对未来规划的影响
配电网一次设备的技术经济寿命通常较长，约为30～50年;保护及自动化设备的寿命相对较短，但也高达10～20年。然而，基本的电网技术不会发生巨大变化。最具有发展前景的技术是与通信技术结合的电网自动化技术，以及在配电网中大规模利用电力电子和储能技术。如果储能电池的技术及价格发展仍能保持过去几年的发展趋势，储能电池将会成为配电系统的一部分，该技术具有潜在的巨大技术经济前景。
目前电力电子产品价格的市场竞争力正朝着有利的方向发展。例如，LVDC技术改进的性能、能效及具有竞争力的价格，提升了其在配电系统中应用的机会。在未来，有些电网用户(如数据中心)将可能以直流电方式直接并网，同时不仅是小规模的电源、也包括所有终端用户的电网接口(AC/AC和DC/AC)，将采用电力电子和储能设备，通过这些技术的使用，可以在任何场景下优化用户的电能质量(AC和DC)，可以消除所有的终端用户的短时停电，因而可极大地降低配电系统的成本。
4.1 LVDC技术
图5所示为一种LVDC系统的典型结构。分布式电源通过交直流转换单元接入，其电压变化范围为1500V到±750V。随着电力电子器件的发展，电力电子设备的能效将大为提高，从而可提高整个配电系统的能效。芬兰已有一批关于LVDC系统的试点项目在实施，图6为在芬兰某地配电网中安装LVDC的实例示意图。系统中DC电压为±750V，3个用户通过DC/AC换流器连接到直流电源。直流侧电容器的充电容量足以消除快速自动重合闸对用户的影响。在不久的将来，储能(电池)和小规模电源(如太阳能电池板)也将连接到直流电网中。
图5基于LVDC技术的配电系统
图6基于LDVC技术的配电系统示意图(芬兰Suur-Savon案例)
4.2 储能技术
在未来，预计储能电池技术的市场价格竞争力会朝向更有利的方向发展。目前，储能电池的采购价格很高，约为800～1000/kW，且设备寿命周期有限，充电周期最多为2000～3000次，仅在某些特殊情况下(如负荷削峰需求较少时)，储能电池在经济上是可行的，这时储能电池可作为配电系统的一部分，可用于削减峰荷，并可作为备用电源。一块储能电池的单位能量价格(充电或放电一次)平均为20cent/kWh，见图7。目前储能电池的单位能量价格最低能达到10cent/kWh。假设储能电池的能量单位价格可以降到2～4cent/kWh，则意味着电池投资价格为200/kW时，充电次数可达到5000～10000次;如果电池的投资价格为400～500/kW时，充电次数则可达到15000次，那么在未来配电网中储能电池的应用前景将是非常显著的。
图7单位充放电电量(SNT/kWh)为电池生命周期(充放电次数)的函数时电池(30kW)的价格
用户电池技术的进步可为电力预测的风险管理提供一个解决方案，因为电力预测涉及大量的不确定性。例如，如果电动汽车数量显著增加，同时电池价格的发展是正面的，这样就给DSO提供了管理功率的机会，或者通过DSO自己的网络管理或者通过安装在用户处的储能设备。
4.3 自动化技术
大规模电网自动化通过自动断开、接入备用设备和应用分布式电源(如自愈电网、微电网等)，几乎可以达到不间断地供电。通过有效地采用电网自动化，使得电网即使在具有挑战性的情况下也能最大限度地利用配电系统容量，从而减少了电网的投资需求和投资费用。因此，对电网自动化的发展趋势进行评估，是网络战略规划的关键措施之一。
4.4 电缆化技术
虽然农村地区负荷密度较低，但为了消除在极端天气条件下的长期停电现象，越来越多地采用地下电缆。大型使用电缆给电网规划带来很大的挑战，其关键问题在于：
1)选择适合于智能电网环境下的网络拓扑结构难度较大;
2)未来电网的传输容量有限;
3)需要研究中性点不接地的中压电网故障管理方法;
4)需要设计具有成本效益的设备安装方法(而不是直接挖掘电缆沟道)等。
4.5 储能配置规划案例
以一个用户住宅区采用电加热(直接电加热、储水式加热和余热回收)的案例为例，进行储能配置规划，以此说明在低压电网的住宅用户处安装储能电池的经济性。该用户的典型年度和日负荷曲线见图8。
从图8(a)年度负荷曲线可知，年最大负荷出现在冬季，这在北欧国家属于典型情况。从配电变压器冷却的角度来看，冬季的高峰负荷比夏季的较易处理。图8(b)表明峰荷发生在晚上的22～23时，该时段内电加热会自动接通。
图8住宅区用户负荷曲线(储水式电热器)
平均边际成本(€/kW)与输电容量或配电容量相关，可用于估计投资的经济性影响程度以及所需或可延迟的投资大小。平均边际成本的计算一般基于网络的改造费用和年最大负荷，可表示配电公司每千瓦高峰负荷的电网容量成本。公式(2)定义了电网改造费用的估算方法：
电网改造费用=平均边际成本×负荷增量（2）
例如，如果某网络的改造费用为100万€，该电网的送电能力是1MW，则平均边际成本为1€/W或1000€/kW。需要注意的是，平均边际成本一般可用于支撑大规模电网的分析，但不适用于特定目标的成本分析。在这种情况下，应重点分析低压电网。
在本案例中，根据网络改造费用和今年的年峰荷，由公式(2)可得出其平均边际成本为320€/kW。电量的变化会影响其配电费用(cent/kWh)，即最终可能由用户支付额外的电网投资费用。通过分析该电网年改造费用(€/a)与年供电量之间的比值，由公式(3)可以确定其用户是否需要支付额外的费用。
电网单位供电量费用=改造费用/年供电量（3）
储能电池在电网低负荷时段充电，高峰负荷时刻放电，电池的投资成本见图7。在图9中，图9(a)表示在电网经济限值(边际成本)下电网可削减的峰荷大小;图9(b)显示当储能电池容量较小时，电网改造费用和电池费用之间的差值较小。在图9(b)中的盈亏平衡点处，电网避免或延迟投资所节省的费用与增加电池所增加的投资费用相等，此时，用于削峰的电池容量为1.75MWh/a，可削减峰荷为19kW[见图9(a)]。如果需要削减的峰荷大于盈亏平衡点处需要的电池容量值，则电池将会被损坏而缩短电池寿命，使得电池成本高于通过节省电网容量所获得的效益。
图9削减峰荷需要的电量以及削减峰荷的经济限值曲线图
图10所示为采用不同的储能电池容量时所节省的电网改造的费用，从中可以看出，当削减的峰荷为10.9kW时，节省的电网改造费用最大，为136€/a，此时需要储能电池的充放电量为0.342MWh/a。
图10采用储能节省的电网改造费用
5 供电可靠性监督条件变化时对规划的影响
配电网的可靠性标准在不断提高。在许多国家，可靠性指标SAIFI、SAIDI、MAIFI以及停电成本均包含在配电网的监管范围内，例如立法规定，暴风雨期间的停电持续时间上限必须在24h以内，这些指标对DSO允许的投资回收期将产生显著的影响。
智能电网的运行环境对电网的可靠性需求带来了新的挑战。一方面，越来越多的分布式电源接入电网，需要将它们的电力可靠地输送至电网。另一方面，用户的自主发电以及可能接入的储能设备将会增加，这使得在电网受到干扰时至少能够自行维持一定的电力。在某种程度上，用电要求也会因此而提高，这时可能会采用对用电可靠性要求不高的微电网方案。一般来说，将要求电网企业缩短可接受的长期停电时间(h)，因为用户自己的供电方案将能够自行消除短时停电。
在电压质量方面，所面临的挑战是双重的：
1)一方面，电网中负荷数量不断增加，所产生的谐波会造成配电网的电压畸变。因此，电网阻抗尽量要小。
2)另一方面，电压质量可采用电力电子技术进行改进。如果在电力终端用户连接点处可以普遍应用电力电子技术，则可以显著改善电压质量，从而满足客户网关的电压质量要求，在允许的条件下，也可容许电网出现较大的电压波动及谐波。如果电网出现较短时间的峰荷，则可利用电力电子技术在用户连接点处经济地调节电压水平，而不会降低整个配电系统的能效(包括增加的损耗)。
6 结语
本文总结了欧洲配电网智能化过程中配电网规划需要考虑的因素及需要应对的挑战，其中包括能源政策对电网规划的影响;智能化技术对长期负荷预测的影响;规划应考虑的目标、任务、费用、基础条件和边界条件;规划过程中应处理的各种任务的相互关系;各种新技术对未来规划的影响以及应考虑的问题;规划中要考虑的可靠性监管条件的变化等，具体要点总结如下：
1)能源政策对电网的运行、规划、经济性和可靠性都将产生极大的影响。许多新的智能电网概念(如分布式发电、储能、需求响应、智能用户网关等)所造成的影响仍不是很清楚。有些情况未能显著地减少对配电网设备的容量需求，从而有可能降低配电网设备的利用率。要形成以容量为基础的电价，这类电价作为控制参数，将对负载控制的实施产生影响，而不论该控制是否由电网还是由最终用户执行。
2)智能电网新技术使得负荷预测更加复杂。今后的负荷预测将包括更多的变量以及更复杂的不确定性。负荷预测需要考虑各种因素，例如能源效率、分布式发电、需求侧响应等。用户网关技术可以主动控制、监测和优化用户的发电与负荷，另外还有电动汽车和储能等都对长期负荷预测有较大的影响。
3)长期负荷预测和新技术发展的不确定性要求规划方案应该有较强的适应性。电网的发展存在诸多挑战，战略规划在其中发挥的重要性不容忽视。如果在电网不同的发展阶段中增加很多新兴技术，则战略规划方案也会相应发生改变，如在电网规划和运行模型中可行的电网优化技术、电网拓扑结构以及参数配置等。
4)可靠性监管规则将改变规划的重点。由于智能电网新技术使得重要用户有能力能够自行应对短期停电，为此，政府需要修订供电可靠性监管规则，以实现从关注短期停电(数分钟)向关注长期停电(数小时)的转变，今后电网企业在电网规划方面应更多地关注如何应对用户的长期停电问题。
