电网综合资源协调规划（精选5篇）
电网综合资源协调规划 篇1
加强电网的规划对于电力系统的发展起到至关重要的作用, 同时也是促进电网长足发展的基础和关键。电网在进行规划的过程中, 保证电网的负荷量是前提, 同时还要结合现如今社会的发展现状来进行。资源短缺, 而且人们对于节能环保的推崇等都可以改变传统电网规划的基本模式。近年来, 国家对电力企业的发展较为重视, 因此, 建立健全节能机制, 开展服务业务等都是保证电网顺利发展的关键因素。但是驱使电网运行朝着商业化的方向发展, 确实和电网的收益向背而行。因此, 保证电网的扩容量和电网规划决策相容是重中之重。
1 电网综合资源规划
所谓的电网综合资源规划主要是在以节能服务为基础, 在充分考虑到各类需求的前提下提出的一种方法, 这种方式的运用打破了传统的电网扩容等规划方式, 并对能效计划和需求的相应等作为重点, 并且纳入规划决策中。从这一举措上来看, 形成了一种新的决策规划角度。建立了电网主体和下属ESCO的主从关系, 可以随时保持联系, 但是分别具有不同的决策条件的限制。需要对二者之间的逻辑关系进行综合考虑。为了使得电网的电能供应量实现最大化, 可以是电网规划由单层转向双层。
2 综合资源规划的几个阶段
2.1 规划前期阶段。
从电网综合规划的准备工作上来说, 其工作主体主要是政府, 根据电网的执行和运行情况, 同时严格遵守国家的宏观经济发展规律, 确定一个可行的目标, 最后, 电力企业需要根据制定的目标来进行工作的开展。
2.2 规划过程阶段。
从整个规划工作上来看, 规划的过程是较为重要的一个环节。政府要对相应的指导问题件进行发布, 同时电网公司要对有价值的信息和数据进行收集和整理, 通过这些数据来对电力需求量进行预测和估计。这些规划, 需要努力满足用电客户的基本需求。这一阶段的工作主要是电网公司和政府相互合作, 共同完成。其中, 政府的作用是进行指导, 同时还要工作人员积极参与。电网公司的管理人员和技术人员需要根据电网发展的目标来进行具体的规划, 进而对电网资源进行整理和汇总。
2.3 规划形成阶段。
在规划形成阶段, 需要政府部门、电力企业以及其他的电网规划领导人员等要最后对规划和决策进行确定, 形成综合资源规划和方案的形成, 然后根据电网综合资员的运行特征进行控制, 最后进行具体的实施。
2.4 规划实施与修订阶段。
在规划制定完成之后, 需要按照规划方案来进行实施, 同时加强对供电项目以及需求进行审核, 还要对外部环境的变化做出分析, 减少影响规划实施的因素。如果规划中具有不符合社会发展或者是电网公司发展的部分, 需要及时对其进行改进和优化。确保最终确定的方案具有一定的可行性和可操作性。
2.5 后期的监督和评估。
在方案实施之后一定时间里, 需要加强监督和管理工作, 主要是做好监督和评估。通常情况下, 电网公司都根据电网运行的特点来制定相应的计划, 计划最好具有一定的周期性。
3 电力供需综合资源的全过程协调管理
3.1 在电力供需综合资源的规划阶段。
具体来讲, 综合资源规划方法, 指的是在资源规划时, 将供应侧的资源和需求侧的资源作为一个整体来进行, 这种规划思路有机的结合了发电和供电, 在开发的同时, 注意节约, 同时将供应和需求作为同样的方面来进行考虑, 在电力规划过程中, 将供应方以及需求方的资源同时考虑进来, 然后对供电方案以及节电方案的成本效益进行科学研究, 选择最为合适的那一种方案, 保证可以最大限度的扩大社会效益、电力公司的效益, 用户也可以因此而受益, 同时, 不需要较高的投资成本, 能源服务可以得到有效的满足。总之, 在进行综合资源规划的过程中, 需要将资源、效益及环保等三个方面作为关键内容。
另外, 在电力规划过程中, 除了要统一规划之外, 还需要合理进行布局, 按照有序推进的原则, 不能够仅仅考虑眼前利益, 需要保证规划方案能够适度超前, 有机的结合长期规划和短期规划, 注意开发的同时, 实现资源节约的目的。要大力开发新型能源, 对传统的电源结构进行优化, 并且优化目前的电力网架, 引导和开发电力需求侧资源, 并且要平衡和协调电力供应侧以及需求侧资源, 这样电力规划才可以不仅仅适应于现今这个短期阶段。社会的用电需求是不断增长的, 那么就需要保证设置一定的备用容量。另外, 在电力规划的过程中, 还需要预见可能出现的不确定因素, 然后对电力供需资源平衡的安全级别进行制定, , 以此来更好的平衡电力供需资源。
3.2 电力供需综合资源的运行阶段。
通过实践研究我们可以得知, 电力供需运行阶段的实时平衡会在很大程度上受到电力供需综合资源规划质量的影响。因此, 就需要产生足够的重视。要想保证电力供应, 非常重要和基础的一个方法就是对电力供应侧管理进行强化, 不仅需要管理电力供应资源, 还需要管理网架资源。通常采用的方法是大力建设一批电源, 改造机组的现有技术, 大力进行区外购电, 提前应对可能出现的一系列问题。要大力建设电网重大基础设施, 对工程进行技术改造, 对网络结构进行优化, 对系统重要输送通道产生足够的重视, 对它的电力外送和输送能力进行强化。此外, 需要大力调整系统的运行方式, 将电网安全稳定控制装置科学的实施下去, 实现重要通道输送能力提高的目的。要定时经常的检修设备, 制定相关的计划, 结合实际情况来对电网运行方式进行适当调整, 大力维护机炉设备以及其他的重要设施, 降低故障发生的频率, 保证电力资源的供应。
4 结论
综上所述, 电网的规划工作是现代电网运行中较为重要的一个工作内容, 应该顺应社会发展的需要, 打破传统的电网规划模式。从目前电网工作的中心来看, 积极引入节能环保和服务的要求, 为提高资源的利用率打下了坚实的基础, 使得电网从投资中获得最大的利益, 这也是提高电网公司获得经济效益和社会效益的基本途径。
摘要：从目前我国电网的发展现状上来看, 要想实现电网综合资源协调规划工作, 需要在保证电网运行经济性和节能化的基础上, 将节能服务的环境和背景融入到电网发展中来。传统的电网规划中, 对于电网的扩容建设没有加强重视, 以致于电网的负荷量严重增加, 不仅不利于电网的长足发展, 同时也产生了一定的电力故障。现如今, 通过采用先进的技术和手段, 电网扩容建设得到了高的发展, 最大限度地扩大了投资的成效。因此, 本文主要对电网综合资源细条规划的方法进行分析和阐述, 希望能够给电网规划的工作人员提供借鉴和参考。
关键词：节能服务,综合资源规划,协调
参考文献
[1]张建华, 曾博, 董军.环境友好型城网规划双层决策模型及其协调局势算法[J].中国电机工程学报, 2012 (10) .
[2]曾博, 董军, 张建华, 曾鸣.节能服务环境下的电网综合资源协调规划新方法[J].电力系统自动化, 2013 (9) .
[3]储琳琳, 张亮, 倪群辉, 高赐威, 李扬.当前电力体制下考虑需求侧管理的电网规划新思路[J].电力需求侧管理, 2010 (5) .
电网综合资源协调规划 篇2
随着经济的快速发展, 各行各业的竞争在逐渐加剧, 电力企业要想在激烈的竞争中保持有效的顺利的发展, 必须对电网的长远发展进行规划。近几年, 一种被称为EPC的运营模式被逐步建立, 所谓EPC, 是Energy Performance Contracting的缩写, 翻译成中文就是合同能源管理。这种运营模式与刚建立起的需求侧节能效益分享机制进行了结合, 使各级电力企业都逐渐成立了节能服务公司, 而这些节能服务公司的主要业务就是终端用户的节能服务。在这样的节能服务环境下, 电网的规划将受到很大程度的影响, 其优势在于能够打破电网规划的传统模式, 给规划提供新的方向和思路, 而缺点在于节能服务公司将会对售电的收益产生影响, 影响了电力企业的盈利。因此, 如何在二者之间找到一个平衡点来满足电力企业顺利发展的要求, 是一项相当重要的课题。
2 电网的综合资源协调规划
2.1 电网综合资源协调规划的提出
这一规划是以电网的科学规划为初衷, 综合考虑了节能服务环境下各类需求侧资源在电网发展中的作用, 从而提出了电网综合资源协调规划这一个新方法, 即Grid-side Integrated Resource Planning, 英文缩写为GIRP。这项规划的决策当中包括了传统电网的扩容建设、能效计划、需求响应等电网的综合资源, 并综合考虑了能效计划与需求响应之间存在的交互作用, 能够从协调性的角度出发, 使电网和电力企业的下属节能服务公司实现“双赢”。
2.2 电网综合资源协调规划的框架
在电网综合资源协调规划的框架中, 涉及到了电网的主体以及下属的节能服务公司这两个参与者, 二者之间相互独立。
在引入了各类需求侧资源之后, 在很大程度上扩充了电网综合资源协调规划的决策内容, 从而形成了新的规划角度。其中, 电网的主体主要负责电网的规划决策, 与此同时还拥有可中断负荷的调用权;而下属的节能服务公司则通过提供节能服务也就是能效计划来获得盈利, 并负责对可中断负荷进行开发和配置。从逻辑角度分析二者的关系, 电网的主体对下属的节能服务公司进行管理并为其提供所需要的资金, 对下属节能服务公司的业务收益存在影响;而下属的节能服务公司虽然是电网主体的从属部分, 但仍然独立, 能够进行自主地运营, 它的决策情况会在一定程度上改变原负荷增长的趋势, 并掌握可中断负荷所具备的可用容量的决定权, 因此反过来会对电网主体的投资和收益产生影响。
通过分析我们可以得知, 电网的主体和下属的节能服务公司之间是主从关系, 但同时又拥有不同的约束条件, 具备不同的决策变量, 在联系中又存在着矛盾。更重要的是, 引入了下属的节能服务公司之后电网的规划就能够从传统的单层优化规划“升级”成为双层的协调规划, 使电力系统中电能的供应和使用有了实现最大化的可能。
3 各类需求侧资源的成本分析
3.1 需求响应
需求响应的实施项目的形式多样, 较为重要的是激励型和价格型。其中激励型是目前最为成熟且应用最为广泛的项目, 可中断负荷就属于其中的一种。其项目成本包括了前期设备和断负荷的调用:前期设备的投入资金与可中断负荷的可用容量有着正相关的关系;而断负荷的调用成本将根据用户的调用功率、用户类型和调用所需时间来进行决定。
3.2 能效计划
该计划的实施能够提高用电的效率, 并降低电量的损耗。实施的方式主要是通过先进节能设备如高效的电机、绿色照明等的配置来实现。能效计划与能效电厂之间存在着一定的联系。能效电厂其实是一个虚拟的电厂, 并不能直接为我们生产电能, 但能效电厂的有效输出功率其实就是能效计划实施之后实时降低的负荷需求。
4 电网综合资源的双层主从协调的规划模型
该模型是由两个部分构成的, 包括了电网主体扩展规划的子模型和下层的节能服务公司优化节能服务的子模型。其中前者将会对电网的扩建进行合理地优化, 并对调用中断负荷进行合理的安排, 从而实现电网主体综合净收益的最大化;后者将会在一定的资金范围之内优化各类需求侧资源的投资, 从而实现下属节能服务公司净盈利的最大化。值得注意的是, 前者在进行子模型的扩展规划时受到了一定的约束, 比如线路容量、变电站容量、功率的平衡、节点电压、架线的回数等的约束, 尤其是可中断负荷中断的持续时间以及中断时间的间隔的约束值得特别注意。
5 结束语
综上所述, 随着经济的快速发展, 人民的生活水平在逐步提高, 资源也出现了紧缺, 在环保的要求下必须进行传统电网的重新规划。节能服务的新环境能够在电网规划时有效利用各类需求侧资源, 并打破传统的规划模式, 电网综合资源协调规划的新方法能够在电网的扩容建设上兼顾节能服务, 使电网的运营实现高效和经济, 从而保证电力企业的健康顺利发展。
参考文献
[1]曾博, 董军, 张建华等.节能服务环境下的电网综合资源协调规划新方法[J].电力系统自动化, 2013 (9) :34-40, 96.
[2]程哲鹏.节能服务环境下的电网综合资源协调规划新方法分析[J].科技传播, 2013 (20) :90-91.
[3]吴建国.基于节能服务的电网综合资源协调规划方法研究[J].企业技术开发 (下半月) , 2013 (15) :126-127.
电网综合资源协调规划 篇3
本文所研究的某区是广州市中心区域。经过改革开放以来的快速发展, 该区已形成以第三产业占绝对主导地位的产业结构, 商业十分发达。根据广州市“三旧”改造工作部署, 该区拟全面开展“三旧”改造工作, “三旧”改造工作完成后, 容积率将有大幅度的提高, 而且随着写字楼、酒店等高端服务业的进驻, 势必带动区域供电负荷的放量增长, 加大该区的电力供需矛盾。因此有必要结合“三旧”改造同步配套建设对该区电网做出整体规划。
2 电网规划与城市规划的关系
城市的发展和规划要求应有与之相配套的城市电网支持, 而城市电网建设也离不开城市规划的建设规模、发展速度等方面的资料数据, 也需要城市规划为其安排必要的变配电设施和供配线路建设的用地和空间。两个规划互为基础条件又互相服务。
但是根据广州市近些年电网建设经验, 由于没有将电力专项纳入城市规划中, 给城市发展和电网建设带来诸多问题, 首先由于在城市规划之初没有将变电站站址和线路走廊落实下来, 新建电力工程建设周期大大延长;其次由于没有将变电站站址用地和线路走廊纳入城市控制性详细规划, 致使广州供电局在输变电工程建设中面临巨大的拆迁赔偿。同时电力工程建设时需要开挖和修复道路, 造成了投资浪费。
因此, 城市的发展和规划应该建立与之相配套的城市电网规划, 而城市电网建设也要结合城市规划的建设规模、性质、形态、发展速度等方面的资料数据, 为其安排必要的变配电设施和供配线路建设的用地和空间。
3 广州市某区“三旧”改造配套电网规划
3.1 广州市某区三旧改造简介。
该区“三旧”改造的工作目标是大力发展成为总部经济区和品牌零售商业、文化休闲娱乐中心, 以商业服务环境品质的提升带动地区经济发展。
预计全区“三旧”项目共计98个, 用地面积约9.56 km2, 改造后建筑面积约17.7 km2, 增加建筑面积8.4 km2。其中:旧城改造项目共61个, 用地面积约4.69 km2;旧村庄改造项目共5个, 用地面积约4.62 km2;旧厂房改造项目共32个, 用地面积约0.25 km2。
3.2 负荷预测。
3.2.1负荷预测方法。根据该区规划建设用地、容积率并结合不同性质地块的负荷密度, 采用负荷密度法进行预测, 计算公式如下:L=∑Si×Ri×Pi。其中:L为规划区域总体预测负荷值;Si为区域各地块的规划用地面积;Ri为区域各地块的建筑容积率;Pi为区域各地块的负荷密度。“三旧”改造区域各类主要用地负荷密度参照《广州市城市规划管理技术标准与准则 (市政规划篇) 》的建议取值。
3.2.2负荷预测结果。根据3.2.1的负荷预测方法, 得到该区的整体负荷预测结果, “三旧”改造为该区带来的负荷增长效应比较显著, 至2020年该区“三旧”改造区域负荷达到30.34万千瓦, 带动该区总体负荷达到160.75万千瓦, 相比2013增加了64.15万千瓦。
3.3 电力平衡。
3.3.1平衡原则。根据上述负荷预测结果, 对该区110k V电网及以上的变电容量进行平衡, 平衡原则如下:a.选择夏季高峰负荷进行平衡;b.负荷为供电负荷;c.电力平衡按《广州电网规划设计技术原则》要求的容载比进行, 220k V电网容载比取2.0, 110k V电网容载比取2.1。3.3.2该区电网220k V变电容量平衡。2020年该区电网220k V变电容量平衡详见表1。3.3.3该区电网110k V变电容量平衡。2020年该区电网110k V变电容量平衡详见表2。
3.4 规划站点。
3.4.1 220k V站点。根据3.3.2节2020年该区电网220k V变电容量平衡结果可以看出, 2020年该区220k V变电容量缺口将达到2316MVA, 还需再新建4座220k V站点才能满足电网安全可靠供电的要求。
3.4.2 110k V站点。根据3.3.3节2020年该区电网110k V变电容量平衡结果可以看出, 2020年该区110k V变电容量缺口将达到1401MVA, 需再新建10座110k V站点才能满足电网安全可靠供电的要求。.
4 规划结果评价
本节根据前文对该区的负荷预测和相应站点规划, 对该区的站点分别进行规划前和规划后负载率的预测, 通过对比来评估规划效果。
2013年该区容载比为1.8, 变电容量存在较大缺额, 共有7座变电站不满足“N-1”要求 (按两台变负载率≥60%, 三台变负载率≥75%计) , 占变电站总数的46.7%;重载运行的变电站共有4座 (按全站负载率≥80%计) , 占变电站总数的20%。
若不对该区进行规划, 即无新增变电站投产, 则2020年该区容载比仅为1.1, 变电容量严重不足, 共有12座变电站不满足“N-1”要求, 占变电站总数的80%;重载运行的变电站共有12座, 占变电站总数的80%;过载运行的变电站共有7座 (按全站负载率≥100%计) , 占变电站总数的46.7%。
对该区进行规划后, 即新增4座220k V变电站, 10座110k V变电站, 则2020年该区容载比为2.1, 变电容量较为充裕, 共有4座变电站不满足“N-1”要求, 占变电站总数的13.8%;无重载和过载运行的变电站。
因此, 对该区进行“三旧”改造配套电网规划, 有利于增加该区的变电容量, 提高供电能力, 显著改善该区的电网现状。
5 结论
广州市某区近年来仅靠有限的站点支撑快速发展的负荷, 导致近年来众多的大用户报装负荷得不到解决, 给该区的经济发展建设带来了较大阻力, 本文结合“三旧”改造的契机, 对该区电网进行了规划, 通过对规划结果进行评估可知:对该区进行“三旧”改造配套的电网规划后, 该区的容载比得到了较大幅度的提高, 同时变电站的负载情况也到了改善, 供电能力得到显著提升。因此牢牢把握“三旧”改造契机, 解决该区电网布点难、建设难等问题, 有效提高该区电网供电能力是十分必要的。
随着城市化进程的加快, 城市规划也在不断调整, 规模不断拓展。城市土地资源日趋紧张, 变电站站址、线路走廊的保留和落实越来越困难, 已成为制约城市电网发展的重要因素。城市电网作为城市的一项基础设施, 应作为城市规划的组成部分统一考虑, 实现与城市发展总体规划“无缝对接”。
参考文献
[1]陈绍杰.电网规划与城市规划的关系[J].农村电气化, 2006 (5) .
考虑风电接入的电源电网协调规划 篇4
关键词：风电并网,电网规划,电源规划,协调规划,调节机组
0 引言
随着风电的大规模发展,风电具有的随机性、波动性、间歇性、反调峰性、可控性差、可预测性弱等特点,使得风电并网问题不仅体现在电网规划方面,还体现在对系统调峰、调频能力的需求方面,因此,风电并网往往包含了电源规划和电网规划2个方面因素的考虑。
当前有关含风电的网源规划研究很多,但是一般将电源与电网规划分割考虑,对于相互间的协调考虑不够。电源规划方面,文献[1]详细介绍了国内风能资源的分布状况,以及风电规划面临的一系列问题。例如:风电发展迅猛但相对比较集中,多在东北、西北、华北和东部沿海地区,系统调峰压力极大,可接纳的风电有限。因此,需要建设一定规模的调峰电源,也可以采用风火电“打捆”方式实现风电远距离、大容量输送。文献[1]还比较了各种能源在优化电源结构中的不同作用,并分析了采用抽水蓄能电站来改善风电消纳的情况。文献[2]给出了计入风电场后,系统调峰能力的计算方法,通过将风电看成一个负的负荷,来修正电网的负荷特性,计算出电网可为风电提供的调峰能力。文献[3]提出可以在风电场的同一地点建设抽水蓄能电站,即以水电作为调节机组,组合成为一个风水电站,这样风电可以得到有效的应用,并且可以保证电网的可靠性。文献[4]对风电调节能力进行了分析,并提出了多种储能技术来保证风电的有效应用,如液流电池、钠硫电池、锂离子电池、压缩空气、超导、超级电容器和变速恒频抽水储能等。文献[5]从经济性的角度,以最小费用法进行了电源规划。在考虑风电接入后的电网规划方面,文献[6]提出了多种电网规划模型,包括传统的确定性规划模型、考虑风电随机性的规划模型、考虑风电随机性的机会约束规划模型,以及满足风电利用指标的规划模型。文献[7]综合考虑了风电接入后电网建设的可靠性及经济性,以可靠性成本效益作为规划目标进行电网规划,其目标函数包含了线路建设成本、维护成本以及用户停电损失这3项费用。文献[8]在传统的确定性电网规划基础上,针对风电的特殊性建立了机会约束规划模型。
但是这种仅从电源或者电网单一方面进行考虑的规划方法本身存在着局限性。事实上,风电接入对系统的调频、调峰能力提出了更高的要求,电源规划方案的不同也会影响到电网建设的成本等。因此,本文综合考虑了风电系统的电源及电网规划,寻求两者协调下的综合最优方案。
1 风电接入的电源电网协调规划模型
由于风电出力的波动性特点,在实际运行中对系统的调峰、调频能力要求更高。因此,首先必须考虑电源规划问题,形成调节机组的配置方案;其次,要考虑风电场的并网问题,即电网规划问题,针对风电的不确定性,提出相应的随机规划模型;最后,建立风电接入的电源电网协调规划模型,获得最佳规划方案。
1.1 风电接入的调节机组配置方法
风电并网运行之前,电网的调峰调频任务主要是在满足必要的安全裕度的前提下,应对系统负荷波动。系统在风电大规模并网后,一般情况下须加强调频、调峰能力。如果并网风电超过电网可为风电提供的调峰极限,电网将难以平衡风电出力,从而造成频率越限,严重时将导致电网解列[2]。因此,风电并网运行时,必须由常规电源为其有功出力提供补偿,即需要配置相应的调节机组,以平衡风电出力对电网的影响,保证对负荷的安全可靠供电。这种对风电有功出力的补偿调节可看做是对负的负荷波动的跟踪,即对风电“调峰”[2]。
本文中的调节机组,类似于运行层面中的调频机组,但是它是一个规划层面的概念。其主要作用是与风电构成互补系统,跟踪风电出力的变化而改变其出力,以保证整个系统的有功平衡,它需要拥有较强的爬坡能力,以适应风电出力的快速变化。
为充分考虑风电对电网负荷的影响,在考虑系统的调峰能力时,可把风电视为负的负荷,将系统负荷曲线与风电出力曲线相减,获得修正的系统负荷曲线。分析该曲线的最大、最小值与波动规律,并结合相关的发电机组出力数据及其爬坡能力的影响,确定调节机组配置方案。
1.1.1 调节机组容量的确定
风电接入后,经风电出力修正后的系统负荷的最大、最小值必须满足如下条件(1个机组组合周期中,如24h):
式中:Pmax和Pmin分别为经风电出力修正后的系统负荷最大值与最小值;Pimax为机组i的最大出力限制;Pimin为机组i的最小出力限制。
若无法满足式(1)中的要求,理论上则需要配置相应的调节机组ΔP,其机组出力n要求如下:
式中:ΔPmax和ΔPmin分别为调节机组的最大出力与最小出力。
在规划层面首先必须满足最大负荷约束,在此基础上再考虑最小负荷约束,必须注意到如果峰谷差过大,机组的最大和最小出力限制有时候会出现无法同时满足的情况。在实际计算时,如最大出力限制未起作用,则可尝试减少开机台数以满足最小出力约束。如仍不可行则只能通过考虑改善负荷特性来解决该问题。
1.1.2 调节机组爬坡能力的要求
系统的调峰能力往往受到发电机组爬坡能力的限制,经风电出力修正后的系统负荷增减速率应在发电机组爬坡能力的限制范围内,即
式中:ΔPumax和ΔPdmax分别为经风电出力修正后的系统负荷在10 min内的最大增量和最大降幅;Riu和Rid分别为机组i的上坡速率限值和下坡速率限值(以小时为单位)。
如果不能满足机组爬坡速率的约束,即式(3)中的不等式条件,则需要增加拥有较大爬坡能力的调节机组,其上、下坡限值需要满足:
式中:ΔRu和ΔRd分别为调节机组的10 min上坡限值和下坡限值。
1.1.3 调节机组类型的选择
调节机组配置电源可以是储能单元(蓄电池)、火电机组、燃气轮机组、水电机组、抽水蓄能机组等。蓄电池储能技术目前还不太成熟,其成本高、蓄电池容量不大,无法满足国内当前风电装机容量的要求。火电机组环保压力较大,调节速度受限,但技术较成熟,相对可靠性高、灵活性强、受地区限制小。燃气调节在欧美国家有所应用,国内燃气资源相对较少,但其跟踪负荷变化的速度比火电机组好,也不像水电机组那样会受到水源地的限制。水电机组出力调整范围大、速度快,运行成本低,环境污染少[2],在自然条件许可的地区,抽水蓄能也是常用的功率平衡调节方式。
不同类型的调节机组配置电源各有其特点,需要根据系统对调节能力的具体需求以及区域条件的限制来选择合适的调节机组参与风电系统的调节。
1.2含调节机组配置的风电系统电源电网协调规划模型
确定调节机组容量和类型后,可将调节机组的选址问题与电网新建线路结合起来,进行协调规划,获得的最优化结果会同时给出调节机组最佳接入地点以及相应电网最佳新建线路的综合信息。在进行电源电网协调规划时,以最小化成本为优化目标,线路负荷裕度与风电利用比率作为约束条件进行考虑。与文献[6]相似,建立如下随机规划模型:
式中:x为决策变量,代表规划方案,其中包含了调节机组规划分量和线路规划分量,文献[6]中仅包含线路规划分量;ξ为风电场出力,是一个服从Weibull分布的随机变量,与文献[6]相似,具体模型求解时将切入风速和切出风速之间分为多个区间,区间的间隔足够小(如小于0.1m/s)时,用区间均值求出对应风电场出力F以及风速在各区间内出现的概率P,在此基础上获得规划方案对应于该区间的评价值及该方案的综合概率评价值;Q为风电利用指标,等于风电场实际提供给负荷的出力数据与风电场的可出力数据间的比值。
目标函数min f(x,ξ)表示最小化成本;约束条件gj(x,ξ)≤0表示线路的过负荷约束;约束条件Q=1表示风电场出力不受网络限制能被全部输送出去。
电源电网协调规划模型中,考虑的成本f(x,ξ)由建设成本和运行维护成本2个主要部分组成,风电的随机性体现在约束条件中。建设成本包括调节机组建设成本以及线路建设成本,假设调节机组的建设成本正比于其容量,其容量已由1.1.1节确定,因此可不出现在规划的目标函数当中,但其容量及选址将通过潮流约束影响线路规划。维护成本可设定为一定百分比的建设成本,作为固定成本的一部分,如设为5%[9],具体如下式:
式中:Ci为待选线路i的建设费用;Zi取值为1或0,代表是否需要建设第i条待选线路;l为待选线路总数。
1.3 本文方法计算流程
本文方法的计算流程如图1所示。首先获得考虑风电和负荷的综合曲线,然后分析现有的电网负荷调节能力是否足够,如果充足则进行常规电网计算,如果不够则计算调节机组容量,再与电网规划的线路选址一起进行调节电源的选址。
2 算例测试
本文采用改进的IEEE-RTS算例系统[10],对建立的电源电网协调规划模型进行测试,并应用遗传算法进行求解[11,12]。
2.1 测试系统基本情况
该系统原为一个24节点系统,新增的节点25为风电节点,修改后的系统中共含有10个发电节点、17个负荷节点、38回输电线路、5组变压器,其中火电机组均为一日仅可启停一次,如图2所示。
为风电接入而配置的调节机组共有7个待选的接入地址,分别为:风电节点25,以及其附近的节点1至节点5和节点9,没有其余适合调节机组接入的新节点。本文为保证风电接入后不会对系统的有功平衡造成较大影响,调整了部分节点的发电机组出力。修改后系统各发电节点的发电机组出力及爬坡能力见附录A表A1。系统中共有17回待选线路,具体见附录A表A2。
2.2 调节机组的配置
1)根据某系统春夏秋冬4个典型日24h负荷数据绘制出系统的负荷曲线,见附录A图A1,其中系统的最大负荷PLmax为2 850 MW,最小负荷PLmin为1 596 MW。
2)需要根据系统的风电出力数据绘制系统中春夏秋冬4个典型日的风电出力曲线,见附录A图A2,风电机组容量可选择为240 MW,320 MW,480 MW。
3)以风电机组容量为320 MW为例进行分析。可将附录A图A1与图A2中的曲线相减,获得经风电修正后4个典型日的系统负荷曲线,见附录A图A3。综合分析4个典型日的数据可得,经风电修正的系统负荷最大值Pmax为2 850 MW(典型日2的13:50与典型日3的10:00),最小值Pmin为1 276 MW(典型日2的3:00—4:00);系统负荷在10min内的最大增量ΔPumax为320 MW(典型日2的13:40—13:50),最大降幅ΔPdmax为334 MW(典型日2的14:40—14:50)。因此,由式(2)可得调节机组的出力限制为:ΔPmax≥195 MW,ΔPmin≤226 MW。由式(4)可得调节机组的10min爬坡约束为:ΔRu≥180 MW,ΔRd≥194 MW。因此,应选择容量至少为195 MW,10 min爬坡能力至少为194 MW的调节机组。
本算例中,系统的最小负荷PLmin为1 596MW,而除风电外,其余发电机组的最小出力限制为1 050MW,根据式(1),可得风电接入容量的极限为546 MW。
由于在本算例中须补充新机组才能满足最大负荷,因此,风电接入的容量受限于所有火电机组的最小出力限制,即风电接入容量的极限为546 MW。当风电容量为240MW,480MW或546MW时,可对系统负荷以及风电出力数据作出类似于风电容量为320 MW时的分析,获得相应的调节机组配置方案。
将以上4种风电容量下的调节机组配置方案进行比较,如表1所示。由于本例中风电未能起到降低高峰期负荷的作用,风电渗透率的变化对于综合负荷的最大值没有影响,因此最大出力约束保持不变。
当风电容量为320 MW时,风电渗透率为11%,此时,调节机组的容量选择(195 MW)是由最大出力限制所决定的,但所配置的调节机组10min内的爬坡能力(194 MW)已经与机组的容量相当,即要求机组出力可以在10min内由0升至最大,或由最大降至0。
若降低风电渗透率,使风电容量小于320 MW,所配置调节机组的容量仍需为195 MW,只是对机组爬坡能力的要求有所下降。
若提高风电渗透率,使风电容量大于320 MW,则风电的波动程度将远超出系统原有机组的调峰能力水平,调节机组的容量就必须由爬坡约束决定,需要在电网中配置较大容量的调节机组,随风电的波动而迅速反应,以保证系统的平稳性与可控性。
本文采用根据历史数据,选择其中的典型日数据的方法,来绘制系统负荷曲线以及风电出力曲线。由于风电出力以及负荷需求的随机性,典型日数据并不一定能完全代表全部情况,导致配置的调节机组不能完全满足风电出力的变化需求,从而无法避免弃风现象的产生;但从另一个角度来说,典型日的选取本身就反映了大多数的情形,对于少数的极端情况可不予考虑,在现实中可通过弃风或削负荷来解决,这也是符合经济效益的做法。另外,也可应用统计学规律来表征风电和负荷的综合曲线,在此基础上量化极端情况占比从而确定规划的基础数据,由于这不是本文的重点,此处从略。
2.3 调节机组选址对电网规划的影响
本文建立的模型中,将调节机组选址问题与电网线路建设问题结合起来进行规划,获得了综合最优方案。下文将以风电机组容量为320 MW为例,分析调节机组不同位置对电网规划成本的影响,如表2所示。
由于单位长度线路建设费用相同,因此,电网线路建设成本与电网线路建设长度呈正比。根据表2,当调节机组接在节点9时,电网规划方案的建设成本最低,故该电网规划方案为综合最优方案。可见,将电源与电网进行协调规划具有其实际的意义。
注:Li-j(n)表示在节点i与节点j之间新建n回线路。
2.4 电源电网协调规划
确定调节机组的相关参数后,可根据1.2节中提出的电源电网规划模型求解出调节机组选址与线路建设的综合最优方案。本算例中,单位长度线路建设成本相同,故以规划方案中线路建设长度替代建设成本,作为最优化目标。
将4种风电容量情况下的电源电网协调规划方案进行比较,如表3所示。
注:Li-j(n)表示在节点i与节点j之间新建n回线路。
上文已分析得出,当风电容量不大于320 MW时,调节机组的容量均为195 MW,这表明仅由于负荷的波动性造成的调节机组容量需求为195 MW,在此情况下还可接入风电容量320MW。而当风电容量大于320 MW时,随着风电容量的增加,调节机组的容量及其成本也将随之增加。风电容量320 MW将成为因风电接入造成调节机组成本增加的临界点。
观察表3,当风电容量由240 MW增至320 MW(增幅33%)时,电网线路建设长度有了小幅增长,从248km增加到280km(增幅13%)。而当风电容量由320 MW增至480 MW(增幅50%)时,电网建设长度猛增,由280km增至523km(增幅87%),远超风电容量的增加比例。当风电容量由480 MW增至546 MW(增幅14%)时,电网线路建设长度有了相应比例的增长,从523km增至623km(增幅19%)。而单位长度线路建设费用相同,因此,线路建设成本与线路建设长度呈正比。不难发现,风电容量320 MW也是线路建设成本大幅增加的临界点。附录A图A4体现了调节机组容量、电网线路建设长度与风电容量之间的关系。
3 结语
本文在分析国内外有关风电的电源电网规划研究成果的基础上,建立了风电场相关的数学模型,并根据风电随机性的特点,对风电接入后电源电网协调规划问题进行建模,提出了调节机组配置方案,得到以下结论。
1)风能与常规能源不同,由于风速的随机性,风电出力波动也非常明显。在规划的过程中,不仅要考虑线路接入,还需考虑系统的调频、调峰能力及相关容量规划。
2)通过风电和负荷的波动性分析获得所需调节机组的容量后,可建立电源电网协调规划模型,将调节机组的选址作为优化变量之一,最优化线路规划,并获得综合最优方案。
附录见本刊网络版(http://aeps.sgepri.sgcc.com.cn/aeps/ch/index.aspx)。
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电网综合资源协调规划 篇5
随着社会经济的快速发展, 资源紧缺的问题得到了各国的普遍关注, 为了满足生产与生活的需求, 可再生能源开发及利用得到了迅猛的发展。光伏电源属于可再生能源的一种, 其具有波动性与间歇性, 在接入电网后会使功率发生波动。为了保证光伏发电接入的高效性、安全性与稳定性, 应对电源电网进行系统的、科学的协调规划, 在此基础上, 光伏电源的作用才能够得到充分的发挥, 进而并网的效益才能够更加显著。
1 光伏发电接入电源电网的概况
1.1 特点
光伏电源是典型的清洁、可再生能源, 但光伏发电受诸多因素的影响, 如:地理位置、规模大小、天气变化及环境状况等, 其输出功率具有明显的波动性、随机性与间歇性, 此特点直接影响着光伏发电接入, 在电源电网协调规划过程中受不确定因素的影响, 增加了电网协调规划的难度, 为了充分利用光伏电源, 应关注其接入的特点, 并考虑其中可能出现的问题。
光伏发电系统是由以下设备构成的, 分别为太阳能电池方阵、蓄电池、控制器、直流配电箱、逆变器与交流配电箱等, 如图1所示。
1.2 问题
对于传统电源结构而言, 占据主导地位的为化石能源发电, 此时的电源具有可调度性, 其协调规划主要是为了促进电能集中生产、集中调度、合理配置等。而光伏电源作为开再生能源, 其自身具有波动性、随机性、间隙性等, 使光伏发电接入会造成电网功率波动。随着光伏发电接入规模的扩大, 它直接影响着电网功率的平衡, 降低了供电的稳定性与可靠性。同时, 光伏发电接入增加了电网协调规划的复杂性。为了维持功率平衡, 控制接入成本, 保证协调规划的科学性与合理性, 应评估光伏的功率波动特性, 利用评估体系, 为电网协调规划提供可靠的保障, 应转变电网规划及运行调度的方式, 使其适应新的能源结构, 充分发挥不同能源的作用, 抑制电网功率波动[1]。
同时, 光伏发电接入过程中, 应考虑其接入的形式, 具体形式分为两种: (1) 集中式; (2) 分散式, 如图2~3所示。
2 光伏发电接入的电源电网协调规划研究
2.1 研究概述
随着我国电网建设的快速发展, 电力资源的配置更加合理, 为了满足跨区域配置的需求, 并充分发挥开再生能源的作用, 应对影响电源电网协调规划的各个因素进行全方位的考虑。新时期, 电源电网协调规划面对诸多不确定的因素, 增加了协调规划的复杂性, 为了适应光伏发电接入的需求, 应优化电源电网规划方案, 利用规划协调模型, 指导光伏发电接入工作有序开展。
关于电源电网协调规划问题, 国内外诸多学者均给予了高度的关注, 其作为研究热点, 通过研究与实践, 提出了三个基本思路: (1) 在电源方面, 协调规划过程中应注重电网扩容的影响; (2) 在电网方面, 协调规划过程中应分析其中存在的主要矛盾, 并结合电源规划中的不确定因素; (3) 在多目标方面, 的协调规划模型包括电源、电网两个子目标, 通过对其中各因子的设计, 进而达到协调规划的目标。
根据相关文献报道可知, 关于可再生能源发电接入的电源电网协调规划模型有:基于输电线路容量约束的发电规划模型, 在电力市场环境下, 构建了兼顾市场、计划的电源规划模型;利用发电容量适应性指标, 构建了多目标输电网规划模型;考虑经济性、环保性及可靠性等因素, 构建了多目标风能发电接入的电源电网规划模型;结合传统规划模型、可再生能源随机性规划模型及机会约束规划模型等, 提出了多种电网规划模型。
本文在研究过程中, 考虑了光伏发电接入的具体情况, 结合了我国社会经济发展的实际需求, 在协调规划模型中关注了电源规划问题、电网规划问题, 并为其提供了不同的处理对策, 进而有效解决了光伏发电接入的随机性、波动性、间隙性等问题, 同时保证了电源电网规划的合理性、经济性与安全性。
2.2 规划模型
对于光伏发电接入来说, 其波动性、随机性与间隙性等特点均十分明显, 在实际运行过程中, 极易造成功率波动, 为了保证运行的安全性、稳定性与可靠性, 对系统的调度能力有着较高的要求。因此, 在协调规划过程中, 应关注电源规划的相关问题, 为调节机组提供不同的方案;同时, 要结合光伏电场的并网问题, 在电网规划过程中, 应注重光伏的不确定性, 为此提供随机规划模型;最后, 构建光伏发电接入的电源电网协调规划模型, 在此基础上, 此模型才能够具有高效性与最优化特点。
2.2.1 光伏发电接入的电源规划
光伏发电接入前, 电网调峰调频的主要任务便是应对系统负荷的波动问题, 但在光伏发电接入规模日渐扩大的背景下, 对电网的调峰、调频能力有着更高的要求, 一旦并网光伏发电过多, 超出电网的调峰极限, 在此情况下, 电网便会出现失衡的现象, 严重情况下, 会出现频率越限, 甚至会造成电网解列。
光伏发电接入过程中, 应由常规电源为其提供补偿, 即:为电源规划提供适合的调节机组, 以此保证电网的平衡, 使其供电更加可靠与安全。此时, 关光伏发电的补偿调节, 实现了对负荷波动的跟踪, 即:光伏发电“调峰”。
本文提供的调节机组, 其作为光伏发电的互补系统, 跟踪与改变光伏发电出力情况, 以此保证系统的有功平衡。它具备较强的爬坡能力, 适应了光伏发电出力的变化需求。同时, 根据光伏发电对电网负荷的影响与系统的调峰能力, 将光伏发电作为负的负荷, 此后, 利用系统负荷曲线减去光伏发电出力曲线, 进而获得了系统负荷曲线。通过对此曲线的分析可知波动规律及相关的数据, 并且利用发电机组的处理数据、爬坡能力等, 进而明确了调节机组的配置方案[2]。
在明确调节机组容量及其爬坡能力的前提下, 要选择适合的调节机组类型。通常情况下, 调节借组配置电源可以为蓄电池、火电机组、水电机组及燃气轮机组等。目前, 蓄电池技术尚不成熟, 其成本偏高, 容量较小, 未能满足光伏发电的需求;火电机组技术较为成熟、具有一定的可靠性、灵活性, 但其未能满足环保要求, 并受限于调节速度;水电机组具有较快的速度、较低的成本, 并且对环境的污染相对较小。对于不同的调节机组配置电源来说, 均存在优点与不足, 在实际选择过程中, 应结合实际情况与具体需求。
2.2.2 光伏发电接入的电网规划
在电源规划后, 应与电网线路进行有机的结合, 通过协调规划, 保证调节机组的最佳接入, 促进电网线路信息的充分利用。同时, 协调规划过程中应考虑经济因素, 此时的成本是由建设成本、运行维护成本构成的, 前者具体为调节借组建设成本、线路建设成本, 后者具体为运行成本、维护成本, 其具有固定性[3]。
3 总结
综上所述, 随着可再生能源应用的日渐广泛, 光伏电源的重要性日渐显著, 为了充分发挥其作用, 光伏发电接入的电源电网协调规划得到了普遍关注, 应明确光伏发电接入电源电网的特点及问题, 并掌握二者协调规划的模型, 在此基础上, 光伏电源并网才能够具有稳定、可靠性与高效性。
参考文献
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