大容量电力电子技术（精选9篇）
大容量电力电子技术 篇1
半波长交流输电技术 (half-wave-length alternating current transmission, HWACT) (简称半波长输电) 是指输电的电气距离接近一个工频半波, 即3 000km (50Hz) 或2 500km (60Hz) 的超远距离的三相交流输电技术。特高压半波长交流输电系统的稳态特性和暂态稳定研究是特高压半波长交流输电技术可行性应用研究的基础。发表在2011年第31期《中国电机工程学报》上, 在郑健超院士的带领下, 中国电力科学研究院秦晓辉、张志强等撰写的论文《基于准稳态模型的特高压半波长交流输电系统稳态特性与暂态稳定研究》对此相关问题进行了系统的研究。
在半波长条件下, 交流输电系统主要有以下优点:联系阻抗极小, 电气距离很短, 单回线输电能力较高;全线无功自平衡, 无需无功补偿设备;输变电设备大幅减少, 且基于交流输电的自然特性, 无控制设备, 简单可靠;经济性较好, 在超长距离输电领域, 可与大容量直流输电相比;可应用线路抽能技术向沿途贫困地区分流一部分电力, 帮助该地区脱贫致富, 这是当前直流技术难以办到的。
半波输电技术作为一种远距离、大容量的交流输电方式, 具有很强的吸引力和前瞻性, 近年来许多国家对此都展开了积极的研究。例如:巴西为把亚马逊流域的大水电送到负荷中心, 把半波输电技术作为十分有竞争力的备选方案进行了研究;韩国也研究通过使用半波输电技术把西伯利亚的水电送至本国。
由于我国能源资源与负荷呈逆向分布, 所以在我国电力发展战略中, 远距离、大容量的输电方式不可避免。例如:一些西部的能源基地到沿海负荷中心距离约为3 000km, 输电距离恰好接近半波输电要求的工频半波长范围, 因此可以考虑将半波输电技术作为这些大容量电力送出的一种方案进行可行性研究。我国特高压试验示范工程的成功也为特高压半波长交流输电的工程应用创造了条件。完善特高压半波长输电技术的理论研究, 不仅对我国电力系统的规划和运行具有十分重大的意义, 而且定将在世界范围内具有重要的影响。
国家电网公司立项, 组织中国电力科学研究院、国网电力科学研究院、国网经济技术研究院、华北电力大学等单位, 在郑健超院士的带领下, 对特高压半波长交流输电的一系列关键技术问题进行了系统的专题研究。
《基于准稳态模型的特高压半波长交流输电系统稳态特性与暂态稳定研究》一文, 推导出可用于潮流和稳定工程计算的特高压半波长交流线路的准稳态模型;首次对半波长线路的特殊电压分布特性从理论角度进行了深入分析, 给出了科学合理的解释, 有助于进一步深刻理解交流输电技术的本质;首次发现了半波长输电线路的最严重故障点在距首端75%~90%之间, 并首次研究了最严重故障点和频率变化对系统暂态稳定极限的影响;在大量暂态稳定工程计算的基础上, 首次提出了特高压半波长交流输电系统的暂态稳定极限和输电能力 (点对网单回线可达5600~5700MW) 。
该研究成果对于进一步加深对交流输电技术本质的认识有深远的意义, 并对特高压半波长交流输电系统的可行性研究和未来试验工程的实施提供了有力的技术支撑。
未来如果能够结合西部能源基地的电力送出, 在我国适时建成这种超长距离的大容量交流输电工程, 将是世界电网发展历程中的又一个重要里程碑。
大容量电力电子技术 篇2
“规划中的晋电外送将给山西的电力企业带来机会。”一位山西能源专家表示,晋电外送将是中国能源输送方式转变的起点,除山西外,陕西、宁夏、内蒙、新疆等能源基地都将推进煤电一体化,实行输煤输电并举。对于山西大量的坑口电厂而言,如果大规模外送成行,过去的“窝电”局面将得到改善,守在“煤堆”边的电厂却缺煤的情况也将被改变。晋电外送取代单一输煤
输煤还是输电？这个长期困扰中国能源供应的问题在未来五年将有一个明确的答案——山西省省长王君在能源博览会期间透露,山西将大力实施晋电外送战略,加快建设一批大容量高参数热电联产和煤矸石发电项目,变输煤为输电。
长期以来,我国电力工业发展以分省平衡、区域平衡为主,过度依赖输煤,在东部地区大量发展火电,输煤、输电比例严重失衡。据专家介绍,山西省2007年、2008年、2009年输煤、输电比例分别为26:
1、23:1和16:1,输电比重虽有所提高,但在整个能源运输体系中的比重依然很低。
2008年,晋、陕、蒙、宁地区煤炭产量13.8亿吨,调出煤炭7.5～8亿吨,煤电运紧张局面反复出现,当年全国缺煤停机达4000万千瓦,电力的安全可靠供应受到严重影响。
同时,我国电力使用集中区域仍将存在着巨大的电力缺口。据中国电力工程顾问集团公司规划研究中心主任徐小东介绍,华东地区和华中地区均属能源资源大量调入地区,预计2020年,京、津、冀、鲁电煤缺口约3.7亿吨标煤;华东电煤缺口约3.7亿吨标煤;中东部四省电煤缺口约2.2亿吨标煤。
根据预测,到2030年,晋、陕、蒙、宁地区煤炭产量24～26亿吨,净调出量15～16.5亿吨,将比2007年增加1倍多。中国社科院财贸所副所长史丹表示,我国这种能源运输格局,若不加以调整,随着东部能源需求量不断增长,煤炭产运矛盾还要加剧。
不仅如此,单一输煤方式的经济性也不断受到质疑。史丹就认为,长距离的煤炭运输,不仅对铁路、公路和水路运输造成较高的压力,而且还要耗费油、气等优质能源,对一个每年需进口大量石油的国家而言是极不经济的。
国家电网公司副总经理舒印彪指出,由于输煤环节多、成本高等原因,秦皇岛到达浙江、江西等地的煤炭最高价格已超过1000元/吨,东西部地区平均上网电价差已达到0.15～0.2元/度。而据山西大学商务学院副院长容和平测算,按照当前煤价水平,特高压输电到达受端电网的落地电价,比输送煤炭在受端发电的上网电价低0.03～0.10元/千瓦时,输送电力的经济性明显好于输送煤炭。
徐小东透露,受山西省政府、山西省发改委委托,中国电力工程顾问集团公司正在负责制订山西电力外送规划。容和平也透露,山西省计划在“十二五”期间,通过特高压电网,向外输送3000万千瓦的电力负荷,每年可实现就地转化原煤5000万吨。山西电力投资前景看好
正是看到大规模晋电外送可能带来的机遇,此次能源博览会期间,华能、国电、大唐、华电、中电投五大电力集团及华润集团纷纷与山西省签订投资框架协议,其中五大集团的签约额均为1000亿元,华润集团的签约额高达1500亿元。“十二五”期间,还有更多的央企将在山西投资电源建设项目,既包括传统的火电、水电,也包括风电、光伏等新能源电站。
山西虽然是煤炭大省,但省内的火电企业效益却并不理想。据山西一家电力企业的人士介绍,由于历史原因,山西火电厂的上网电价过去都是按“低煤价、低电价”来核定的,因而上网电价一直比较低;而在煤价放开以后,省内煤价也出现上涨,但电价调整却没有跟上,使得山西一直是火电亏损的重灾区。
据了解,在煤炭紧张的时候,山西当地的火电企业常常是守在坑口却用不上煤,而省内火电企业用高价煤发低价电的现象也很普遍,加之外送负荷较低,山西电厂还常常面临“窝电”的困境。
“规模化晋电外送替代单一的煤炭外运,有望缓解这些矛盾。”长期关注山西能源产业的一位专家表示,如果山西电力外送规划落实,电价政策也应该相应调整。据中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕介绍,晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机规模约1亿千瓦。目前开展前期工作的电源项目规模7520万千瓦,山西煤电基地除满足本省用电需要外,富裕电力可送电华北、华中、华东负荷中心。
电力集团显然也对晋电外送政策的前景感到乐观。华润集团副董事长王帅廷表示,华润集团将基于山西的煤炭产业优势与山西省政府开展合作,走煤电一体化道路。而根据与山西省政府签订的框架协议,国电集团将按照有关规划投资建设晋北煤电循环经济产业群、晋东南煤电外送产业基地、晋南煤电联营产业基地。中电投集团也将按照有关规划投资建设晋北、晋东南煤电外送基地。据了解,在“十二五”和“十三五”期间,山西电源规划开工规模分别为1600万千瓦和2600万千瓦,投产规模为1200万千瓦和1900万千瓦。
为了保证晋电顺利实现规模化外送,国家电网也将加大配套电网的建设。据悉,“十二五”期间规划建设晋东南、晋北、晋中三座特高压站汇集山西煤电基地电力,并建成晋北～石家庄～济南～潍坊、晋中～晋东南～南阳～荆门～长沙、晋中～豫北～徐州等三个特高压交流外送通道。
舒印彪建议,将“晋电外送”和晋北、晋中、晋东三大煤电基地纳入国家能源战略和“十二五”电力规划,将一批特高压外送工程纳入国家“十二五”重点建设项目。环境容量是“短板”
据欧阳昌裕介绍,加快建设大煤电基地,控制东部煤电建设,将是今后我国优化发展煤电的重要内容。国家将加快山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆等煤炭资源丰富地区的大型煤电基地建设,在煤电基地推行煤电一体化开发,在矿区因地制宜发展煤矸石综合利用项目,并有效控制东部地区煤电装机规模,坚持输煤输电并举。
大规模对外输电的基础是拥有大量的电源,尽管电力央企巨资投资山西电源建设,但也有专家对山西能源发展的新模式表示了担忧,其中最重要的就是环境制约。
根据徐小东的研究,山西的煤炭产能、水资源条件分别能够支撑12135万千瓦和11900万千瓦的电力装机容量,电力的最大开发能力为12550万千瓦,而环境容量能够支撑的装机容量仅为6460万千瓦。
显然,环境容量成为制约山西电源建设的“短板”。而据了解,目前山西省发电装机总容量已经达到4500万千瓦左右,2011年电力装机计划将达5500万千瓦。如果不顾及环境的承载能力,未来5年高达数千亿的投资将成为环境的最大威胁。
事实上,这个问题并不是山西才存在。我国水资源和煤炭资源呈逆向分布,煤炭资源丰富的地区往往水资源缺乏,生态环境脆弱,对环保的要求较高。而根据欧阳昌裕提供的资料,“十二五”和“十三五”期间,我国煤电基地分别将开工电源建设1.94亿千瓦和1.63亿千瓦,到2020年煤电装机预计达到11.6亿千瓦。
环境和能源供应,也并非鱼与熊掌。早已有专家呼吁煤炭清洁利用,华能集团成立了华能绿色煤电有限公司,专门从事绿色煤电开发。
低容量及超低容量喷雾技术 篇3
低容量喷雾 低容量喷雾是对高容量喷雾相对而言的，主要区别在于喷雾时所采用的喷孔直径大小不同。一般所谓的高容量喷雾，系指喷雾器的喷孔直径为1.3毫米，低容量喷雾则是单位喷液量低于常量的喷雾方法，即将喷雾器上喷片的孔径由0.9～1.6毫米改为0.6～0.7毫米，在压力恒定时，喷孔改小，雾滴变细，覆盖面积增加，单位面积喷液用量由常规喷雾每亩100～200升，降到每亩10～14升。这种低容量喷雾方法的主要优点：一是效率高。使用手动喷雾器采用低容量喷雾，每人每天可喷15～30亩，比常规高容量喷雾提高工效8～10倍；如使用弥雾喷粉机进行低容量喷雾，可提高工效50倍以上。二是用药少。一般常规高容量喷雾亩用药液量10～60千克，而低容量喷雾每亩仅用药液1～10千克，因此成本低。三是防治效果好。低容量喷雾可使雾滴直径缩小一半，雾滴个数增加8倍，从而有效增加了覆盖面积。采用低容量喷雾防治病虫害时，应注意以下几点：
1. 往药箱或药瓶中加药液时，要用滤网或带滤网的漏斗进行过滤，以免喷药时发生堵塞现象。喷雾时不要使喷头置于操作者身体背风处，否则人体背风处会产生空气涡流，使人体沾染药雾过多造成中毒。
2. 喷雾作业时，行走速度不要忽快忽慢，喷头也不能任意左右或上下摆动，以免作物着药过多或过少影响防治效果，甚至出现药害。操作人员要随时注意机器及齿盘的转速，如果转速降低应立即停止喷药，洗净喷头并进行检查维修。喷药时还要注意风速与风向的变化，以便根据风向来改变喷向。风大时则应停喷。还应掌握好喷雾量与喷雾速度的关系，即亩喷液量2～3千克，行走速度为1米/秒；亩喷量3～4千克，行走速度为0.6～0.7米/秒；亩喷液量4～5千克，行走速度为0.4米/秒。
3. 直接喷施不加水的油剂农药时，由于农药含量高，浓度大，必须采取防护措施。即操作人员一定要穿工作服，戴口罩、风镜、手套和帽子，作业时不准吸烟或吃东西；要备有脸盆、肥皂、毛巾，作业完毕要立即洗净手和脸；工作服要勤洗常换。
超低容量喷雾 超低容量喷雾法是农药使用技术的新发展，它对药剂不需要特殊加工处理，只要在原药（原油）中加入极少量的溶剂，以解决因药剂黏滞性过大而影响喷雾质量即可。应利用特殊设备（如东方红18型机动喷雾器加上超低容量喷头喷雾）喷洒，使药液的雾点直径达到80~120微米或更细。它不仅可以用来防治作物病虫害，也可以用来消灭杂草，尤其在使用灭生性除草剂的场合更适用。例如垦殖前荒地、公路铁道两侧和茶园、果园行间的除草等，非常适用。
采用超低容量喷雾，主要有以下特点：一是工效高。人行喷雾速度每秒钟可达0.5～1米，这对防治暴发性的病虫害十分有利；二是用药量少。每亩一般用几十毫升至几百毫升药液，就能均匀喷到1亩作物上。三是原药一般不需要经过加工，就能直接使用，这对节省溶剂、乳化剂、填充剂、包装材料和运输量等都是很有利的，因而可以大大节约使用成本。四是浓度高，药效长。药剂有效成分可达80%以上，因此残效期相应延长，防治适期也可以适当延长。五是作物附着的药液接近原药，其挥发性浓度高，熏杀作用大，药剂接触到害虫与病菌时，能很快地向害虫、病原体内侵入或渗透，可大大提高防治效果。常规喷雾法的雾点粗而不匀，最大雾点体积是最小雾点的8000倍。而超低容量喷雾法雾点细匀，不易流失，可使作物（包括叶片具有纤毛和蜡质的作物）的茎叶充分淋湿，既可极大地降低浪费的农药数量，又可在使用相同数量化学药剂的情况下，大幅度增加雾点的覆盖面积，且小雾点飘移时间长，大都沉积在垂直面上，因此，具有良好的防效。六是喷药时药剂因雾点很细，黏附在作物上的比例相应大些，因而流失量减少，对大气、河流等的污染也大大减轻。
超低容量喷雾法因使用的是高浓度农药，不可按常规喷雾法的比例来配制。其配制比例一般是：防治病害的药水比为1∶3.33～20，每亩用药量25～150克（或毫升），每亩用水量500～750毫升；防治虫害的药水比为1∶1～20，每亩用药量20～200毫克（或毫升），每亩用水量200～800毫升；防治农田杂草的药水比为1∶3～8.57，每亩用药量35～250克（或毫升），每亩用水量300～1250毫升。当然，实际使用时，应依不同的病、虫害和杂草，选择适宜的用药量和药水比，方可有效。雾点的选择，一般根据不同机具的功能（如调节雾化盘的转速等），可对雾点大小进行调控与选择。如棉花等宽叶作物要求雾点稍大，稻麦等窄叶作物要求雾点稍小。内吸性杀虫剂，由于药剂被植物吸收才能达到杀虫的目的，所以要求雾点略粗些；而杀菌剂则要求雾点细些，使药液产生更大的覆盖面积，从而能有效地控制病害。在高温天气条件下施药，若是油剂或乳剂，雾点可细些；水剂农药则要求雾点粗些。
超低容量喷雾法确有很多优点，但并不是所有的农药品种都可以作为超低容量喷洒使用。它既对药剂有一定的要求，又对自然气候条件有较高的要求，主要体现在以下几个方面：一是药剂的毒性要低，致死量一般要小于100毫克/千克，因如毒性大在使用时容易发生中毒事故。二是药剂要具有较强的内吸作用。由于喷雾速度快，且用药量又少，作物体表上不可能每个部位都能黏到药剂，而病虫在作物体上的为害可能在每个部位都有，所以如果药剂没有较强的内吸作用，势必造成“漏网之鱼”，致使喷到药的效果好，未喷上药的效果差。三是对溶剂的要求很高，即溶剂溶解度要大，挥发性要强，沸点要低，对作物要安全无害。四是对鱼类和蜜蜂及天敌等的毒性要低。五是大风和无风天气不能喷，一般要求在有2～3级风的晴天或阴天喷洒。此外，高温天气也不宜施用，否则会增加药剂的挥发，缩短残效期，降低防治效果。六是应重视稀释药液的水质。水的硬度、碱度和混浊度对药效有很大的影响，当水中含钙盐、镁盐过量时也可使离子型乳化剂所配成的乳液和悬液的稳定性受到破坏。
大容量电力电子技术 篇4
在现行的电价策略体系下, 对于此类客户的电价策略主要有两部制电价、峰谷分时电价、季节性电价和功率因数调整电价, 等等, 这些电价策略分别从不同角度兼顾了客户和电力企业的利益。随着电力市场的不断发展, 电价策略应随着市场变化不断完善。
1. 现行电价策略分析
(1) 电价策略的概念。
所谓电价策略, 是指电力企业为达到特定的电力营销目标制定的相应的计价方式。制定合理的电价策略决定着电力企业与电力客户能否在供求关系上达到真正的平衡, 从而使双方都能获得较好的经济效益。
(2) 电价策略分析。
(1) 两部制电价策略。
现行电价的计价方式分为单一制电价和两部制电价。单一制电价是指客户所消耗的电量直接按相应电价计算电费。中小量客户均以单一制电价出账。两部制电价主要用于容量在100k W及以上的大容量电力客户 (医院、学校、政府机关、基建等除外) 。两部制电价是将电价分为基本电价和电度电价两部分。电力企业分别对客户收取基本电费和电度电费, 其中电度电费与客户使用的电量有关;基本电费与客户使用的设备容量有关。具体收取方式为:实行两部制电价的高压用户, 基本电费按不低于所使用设备容量的40%计收;低压用户的基本电费最少按50k W计收。目前基本电费的电价为40.5元/k W.h。
实行两部制电价的优点:有利于电力客户合理配置设备, 提高设备利用率;有利于电力企业降低电能损耗, 提高负荷利用率;有利于合理负担电能使用费用, 保证电力企业的正常运营。
(2) 峰谷分时电价策略。
峰谷分时电价策略是依据日负荷变化, 将一天24h分为低谷时段、高峰时段、平时段, 再根据不同的时段制定相应的电价。对低谷时段用电客户, 给予价格优惠, 并鼓励其在低谷时用电;对高峰时段用电客户, 电能电价则明显高于平时段的电价, 以便限制高峰时段用电。这样可以平衡电力系统的负荷, 发挥电价的经济杠杆作用。关于峰谷时段的划分, 不同的电网可根据日负荷特点进行划分。通常高峰在上午和晚上, 低谷在后半夜。目前上海高峰时段为8:00-11:00和18:00-21:00两个时段, 低谷时段为22:00至次日6:00。其余时间为平时段, 平时段分为平1段和平2段。平2段时间为下午13:00-15:00, 电力企业可视情况相应调整电价。
(3) 季节性电价策略。
随着上海经济快速发展, 人民生活水平不断提高, 近几年的用电需求量不断攀升。面对高峰负荷大于供电能力的矛盾, 电力企业实行了季节性电价策略, 即根据当年的用电情况, 调整相应的电价, 以缓解季节性、时段性的用电难题。
2006年以来, 上海采取7月、8月、9月平2时段按高峰时段电价出账的方式。夏季季节性电价的执行对缓解高峰用电起到一定的控制作用, 在一定程度上缓解了供需矛盾。
(4) 功率因数调整电价策略。
A.功率因数的基本概念。
电力系统的负荷分为有功负荷和无功负荷。有功负荷主要是指供给能量转换中的有效消耗。无功负荷主要是指供给电气设备及供电设备的电感负载交变磁场的消耗。
所谓功率因数也称为力率, 是有功功率与视在功率的比值, 用cosΦ表示。计算公式如下:cosΦ=P/S
式中cosΦ:功率因数;P:有功功率;S:视在功率;Φ:功率因数角。
B.功率因数的基本规定。
现行《功率因数调整电费方法》是根据各类客户不同的用电性质及功率因数可能达到的程度而制定的。在高峰负荷时的功率因数, 客户至少要达到下列水平:100k VA及以上高压供电客户的功率因数为0.90;其他电力客户和大、中型电力排灌站的功率因数为0.85;农业用电的功率因数为0.80。
C.功率因数调整电价策略。
功率因数调整电价策略是指根据计算的客户实际功率因数, 当实际功率因数高于或低于规定的标准功率因数时, 应按照《功率因数调整电费表》对客户按规定计算的电费进行调整, 实行相应的奖惩制度, 从而可以督促电力客户及时调整用电设备的无功输出, 保证系统的负荷利用率。
2. 电价策略探讨
通过对目前供电公司的电价策略分析可以看出, 合理定价必须综合考虑多种因素和情况。电力企业既有社会公益性事业性质, 又有市场经济条件下自负盈亏的企业性质, 要保证电力企业长足稳固地发展, 必须实行电价弹性管理, 根据客户用电负荷特性, 用电时间差异等情况, 不断探索和完善电价机制, 以确保供电企业适应市场的竞争。
(1) 推进两部制电价策略。
大多数的大容量电力客户均已采用了两部制电价, 有效地保证了电力成本的合理回收。但部分客户, 如医院、学校、政府机关、基建等却未能执行该项策略, 主要考虑到此类客户具有公益事业性质或临时用电性质。但从另一个角度来看, 则影响了大用户计价方式的统一性。如果可以考虑设定相关类型的售电电价, 或是降低此类客户的电价, 以保证两部制电价策略在大用户中的全面推行, 不但可以简化公司在电费计算管理上的诸多不便, 对大用户本身收费而言也较易理解, 不易产生混淆。
(2) 建立科学合理的用电奖励机制。
目前, 电力企业对实行两部制电价的用户实行了功率因数调整电价的策略, 这在一定程度上改善和提高了这类客户科学用电意识。除此之外, 电力企业还应积极探索和开展其他奖励机制。
(1) 峰谷用电奖励机制。
目前, 执行两部制电价的客户按分时电价出账, 夏季用电高峰期以平2时段按峰电价出账的方式一定程度缓解了用电紧张的形势。此外, 还可参考2004年的电价调整方略, 电价峰谷比从3.6:1扩大到4.5:1。除居民生活和农副业动力生产等特殊用电外, 其余用电客户的用电价格, 高峰时段和平时段都相应提高, 谷时段则降低。或者设置一定的峰谷电量比, 如谷电量与峰电量的比值大于1的情况适当给予奖励, 方法可参考《功率因数调整电费方法》, 按区段提高奖励的比例, 这样可更大程度地鼓励晚间用电, 使客户主动错峰避峰, 不需要相关部门强制实行限电或拉电措施。
(2) 耗电大户实行折扣电价策略。
上海市电力公司市区供电公司排名前10位耗电大户的售电量接近公司总售电量的10%以上。做好这些客户的电力销售工作无疑对公司的售电收入起着举足轻重的作用。除用电高峰期外, 若客户一定时间内累计消耗电量达到相应的量额, 可考虑在次月给予一定的电价折扣, 刺激此类客户在非用电高峰期, 如春、秋两季用电。
(3) 合理推销使用绿色电力。
绿色电力如今已被越来越多的人所关注, 虽然太阳能、风能、水能等自然能源发出的电能更加环保, 但相对高昂的价格却使其陷入乏人问津的窘境。事实上, 价格是影响电力使用的主要因素。尤其在目前绿色地球、环保风行的大环境下, 绿色电力的使用是大趋势, 但走上绿色电力之路还很漫长。电力企业除了应大力宣传使用绿色电力的环保性以外, 还应通过开设针对使用绿色电力客户的其他优质服务, 弥补客户在电价方面的额外支出。例如, 对有能力或有意愿使用绿色电力的客户实行VIP客户制, 配备专人为这类客户提供用电受理服务, 或及时发布供用电及电价信息等。只有让客户得到实惠, 看到便利, 才能产生社会效应, 促使更多的普通单位和居民愿意认购绿色电力。此举力在当下功在千秋, 是一件很有意义的事, 不但有助于树立企业形象, 树立公司品牌效应, 同时对生存环境改善发挥很大的作用。
3. 结语
一个企业要长足发展就要不断地变革。电价策略作为电力营销活动的重要环节, 是一个需要长期探讨和不断完善的课题。相信完善的电价策略不但能使企业获得较好的经济收益, 同时也能得到广大电力客户的认同和肯定。
摘要：电价策略是指电力企业为达到特定的电力营销目标, 制定的相应的计价方式。文章介绍了几种主要的大容量电力客户的电价策略, 并有针对性地进行探讨, 务求使现行的电价策略得到进一步地改善, 以适应当下市场竞争的需要。
关键词：电价,两部制,峰谷分时,季节性,功率因数调整
参考文献
电力线路最大输送容量的研究计算 篇5
如图1所示, 设, 设已知和波阻抗CZ, 则线路首端电压的表达式为【1】
上式表明, 当负荷阻抗等于线路波阻抗时, 线路上各点电压、电流只有相位差而无幅值差。如果线路首端电压为额定电压UN时, 沿线各点电压均为UN, 这时输电线路传输的功率称为自然功率Pn, 即
不同电压等级线路的自然功率如表1所示
根据 (2) 式和表1, 可算出线路的波阻抗如表2所示。
(二) 电力线路最大输送功率的四个限制条件
式中, Pn——线路的自然功率, δ——输电线路的允许传输角δ=25o～30o, β=6o/100km, l为线路长度。
当取δ=30o时, 得输电线路的静稳极限功率
2. 电力线路的经济输送容量
式中, Imax为线路最大负荷电流, J为线路的经济电流密度, 对于铝导线, 当最大负荷利用小时Tmax≤3000h时, J=1.65 (A⋅mm2) , Tmax=3000～5000h时, J=.115 (A⋅mm2) , Tmax=≥5000h时, J=09. (A⋅mm2) 。由和 (5) 式, 可得线路的经济输送容量公式如下:
式中, A为导线标称截面, J为经济电流密度。
3.10%电压损失限制的最大输送容量
由文献[2]和[3]中可查得相应电压级, 电压损失在ΔU%=10%UN时的负荷距M=P⋅L (MW⋅km) , 则得线路电压损失不超过10%的最大允许输送功率
式中, M——负荷距 (MW⋅km) , L——线路长度 (km) 。
4. 导线容许发热条件限制的最大输送容量
查文献[3]可得铝导线在25oC时的安全电流Ial, 实际环境温度下的修正系数Kθ, 则实际允许电流为KθIal按发热条件确定的导线最大允许输送容量为
(三) 算例
例一, 某500kv线路, 最高气温θ=45°C, 采用导线LGJQ—300×4, 线路长l=1000km, Tmax=6000h, cosϕ=.099试求其最大输送容量。
解: (1) 经济输送容量
(2) 静稳极限功率
(3) 发热条件限制的最大输送容量
查文献[3]得Kθ=0.74, Ial=690×4 (A) , 所以
结论:采用4×LGJQ—300的四分裂500kv线路, 当输送距离1000km时, 决定其输送容量的是静稳极限功率, 仅为519MW, 小于线路的经济输送容量935MW, 应采用串联电容补偿来缩短电气距离或设置线路中点电源, 把长线分成短线, 以提高线路的输送功率。
例二, 某220kv线路, l=300km, Tmax=5500h, cosϕ=09., 采用LGJ—240导线, 求其最大允许输送容量。
解: (1) 10%电压损失限制的最大输送容量
查文献[3]得M=14680 (MW.km) , 则
(2) 经济输送容量
(3) 静稳极限功率
(4) 导线安全电流允许的最大输送容量
查文献[3]得, 安全电流Ial=610A, θ=45°C, Kθ=.074则
结论:220kv线路输送距离达300 km时, 决定其最大输送容量的是10%电压损失限制条件。
例三, 某100 km的110kv线路, Tamx=5500h, cosϕ=.09, θ=40°C, 采用LGJ—120导线, 求其最大允许输送容量。
解: (1) 10%电压损耗限制的最大输送容量
查文献[3]得, LGJ—120导线的负荷距M=2545 (MW.km) , 则
(2) 经济输送容量, Tmax=5500h时, J= (9.0A⋅mm 2) , 所以
(3) 静稳极限功率
(4) 导线安全电流允许的最大输送容量
查文献[3]得, θ=40°C时, Kθ=0.81, LGJ—120的Ial=380A, 所以
结论:100 km长的110kv线路, 采用LGJ—120导线时, 线路的经济输送容量为20MW, 最大允许输送容量为25MVA。
例四, 某35kv线路, 线路长30公里, cosϕ=0.85, 采用LMJ—95导线, 负荷距M=PL=212 (MW.km) , 求其最大允许输送容量。 (已知Tmax=4500h, J=1.15A⋅mm2)
解: (1) 10%电压损失限制的最大输送容量
(2) 经济输送容量
(3) 静稳极限功率
(4) 导线安全电流允许的最大输送容量
查文献[3]得, Ial=380A, Kθ=.081, 则
结论:30公里长的35kv线路, 采用LMJ—95导线时, 经济输送容量为6.6MW, 最大允许输送功率为7MW。
例五, 某10kv线路, 线路长度10km, cosϕ=0.85, θ=40°C, 采用LMJ—50导线, 负荷距M=PL=11600 (kw.km) , 求其最大允许输送功率。 (已知Tmax=4000h, J=1.15A⋅mm 2)
解: (1) 10%电压损失限制的最大输送功率
(2) 经济输送容量
(3) 静稳极限功率
(4) 导线安全电流允许的最大输送容量
查文献[3]得, LMJ—50导线的Ial=220A, Kθ=.081, θ=40°C, 则
结论:10公里长的10 km线路, 采用LMJ—50导线时, 线路经济输送功率为995 kw, 最大允许输送功率为1160 kw。
(四) 结束语
综上所述, 可得出以下结论:
(1) 电力线路最大输送功率的四个限制条件是: (1) 静稳极限功率; (2) 线路经济输送容量; (3) 10%电压损失的负荷距给定的最大输送功率; (4) 导线容许极限的最大输送容量。
(2) 影响500kv远距离输电线路输送容量的限制因素主要是静稳极限功率和经济容量。
(3) 影响220kv、110kv线路输送容量的主要因素是10%电压损失限制和经济容量。
(4) 影响35kv、10kv线路输送容量的主要因素也是10%电压损失限制和经济容量。
参考文献
[1]杜文学.电力系统[M].北京:中国电力出版社, 2007.
[2]电力工业部电力规划设计总院.电力系统设计手册[M].北京:中国电力出版社, 1998.
大容量电力电子技术 篇6
电力系统旋转事故备用是指所有投入运行的发电机组可能发出的最大功率之和与全系统发电负荷之差[1]。为了维持电力系统可靠运行, 电力系统必须配置一定容量的旋转事故备用以保证一次调频的正常运作, 满足各种事故情况下的系统有功需求[2]。旋转事故备用容量过小, 则事故时频率偏移过大, 对用户、发电厂乃至电力系统本身将造成不利影响[3];反之, 则系统运行成本高, 经济性差。合理的旋转事故备用容量配置方案, 应该是满足基本安全水平的最低 (最经济) 备用容量要求。
目前, 国内各电网公司在旋转事故备用容量选取方面的规定沿袭了《电力系统技术导则》的要求, 即按最大发电负荷固定比例 (经验值为4%~5%) 选取[4]。随着系统规模的扩大及电力装备水平和控制技术的进步, 上述经验值缺乏足够的理论依据, 难以计及各电力系统的特点和差异, 已与系统实际最低旋转事故备用要求不符, 影响电力系统运行经济性。
目前关于旋转事故备用容量配置 (即事故备用中的旋转备用要求) 的系统性研究分析较少, 多侧重于旋转事故备用容量在机组间分配的优化, 对电网规划、运行工作指导意义较小:文献[5-6]对比综述了目前国内外的旋转事故备用容量评估方法, 指出了国内现行确定性方案的不足。关于旋转事故备用容量水平优化的研究主要围绕运行经济性与安全性展开:文献[7-11]评估了旋转事故备用容量配置方案的运行经济性, 以运行成本 (包括发电成本、备用成本与停运成本) 最小为目标函数, 以系统稳定运行参数为约束进行优化求解;文献[12-14]根据故障下系统的暂态频率指标对旋转事故备用容量配置方案进行评估, 从调频能力量化分析旋转事故备用容量充裕度, 为备用在机组间的分配提供参考。
本文对中国、北美与欧洲等各个国家或地区的旋转事故备用容量配置标准进行系统梳理与分析;提出了确定最低旋转事故备用容量要求的最大频率波动、最大稳态频率波动、故障扰动恢复时间以及参考事件指标;研究了指标的取值原则及计算方法;分析了旋转事故备用配置过程需考虑的模型参数。研究成果对未来完善国内相关标准具有参考价值。
1 国内外旋转事故备用容量标准概述
1.1 国内旋转事故备用容量标准
国内各电网在旋转事故备用容量选取方面遵循《电力系统技术导则》的要求, 现行规定包括国家电网的《电网运行备用容量调度管理规定 (暂行) 》和南方电网的《中国南方电网运行备用管理规定》。规定内容基本一致, 具体如下。
电力系统备用容量包括负荷备用、事故备用和检修备用。其中事故备用是指能在规定时间内有效投入运行的容量, 其大小不小于单一事故中可能失去的发电容量, 根据经验规定为最大发电负荷的8%~10%, 其中50%是在频率偏离正常范围时能自动投入工作的旋转事故备用容量, 即旋转事故备用容量取为最大发电负荷的4%~5%。
目前国内各省电网旋转事故备用实际承担着一次调频与故障扰动恢复的任务[15]:一次调频备用由区域电网共享, 各省按照一定比例进行分配;各省事故备用遵循不低于本省内最大单一故障容量的原则, 根据最大发电负荷固定比例确定, 其中旋转事故备用与其他电网通过网间联络线可提供的事故支援功率之和不小于最大单一故障容量[16]。
1.2 国外旋转事故备用容量标准
目前各国电力系统的特点和市场机制各不相同, 对旋转事故备用部分的职能与容量要求也各有差异, 下面对北美及欧洲地区的相关标准进行梳理总结。
1) 北美旋转事故备用容量标准介绍
北美电力系统从可靠性标准角度对旋转事故备用容量标准进行规定。北美电力系统可靠性标准由上至下可分为4级标准:NERC (北美电力可靠性公司) 标准、RRO (区域可靠性) 标准、ISO (独立系统运行机构) 标准和PTO (发电公司) 标准, 其中前3类标准对备用容量参考价值较大, 以下进行简单介绍[17]。
NERC可靠性标准是标准体系的核心, 辖区内所有电力机构制定的标准必须遵从NERC可靠性标准要求。NERC可靠性标准以频率偏差控制为基础, 要求各互联电网和备用共享区域电网提供足够的备用以满足扰动控制标准 (DCS) , 即事故备用应满足系统大部分单一故障下的备用容量要求, 且故障后15min内各区域需实现扰动功率的完全恢复。
RRO标准尽可能保持与NERC标准在体系上的一致性, 考虑到区域差异性, 其旋转事故备用标准可以规定更严格的条款。以NPCC (东北电力协调委员会) 为例, 其事故备用容量要求不低于最大单一故障容量, 其中旋转事故备用容量的要求根据区域内故障扰动恢复情况进行调整, 但不低于事故备用容量的25%[18]。
北美各ISO遵循NERC及RRO的规定, 根据电网特点制定旋转事故备用容量标准。运营商将事故备用分为10min备用与30 min备用, 用于满足扰动控制标准;事故备用中旋转事故备用占比等具体参数由电网运行特点确定, 典型旋转事故备用占比为25%~100%不等。
北美旋转事故备用配置标准对暂态频率指标仅进行区域上简单的界定, 规定了各区域的最大频率波动限值, 对最大稳态频率波动没有相关要求。各区域参考事件的选择方式互不相同:东部区域选取近十年最严重故障容量作为参考事件容量;西部区域和德克萨斯州则根据N-2原则进行确定[19]。具体标准如表1所示。
2) 欧洲旋转事故备用容量标准介绍
目前欧洲覆盖面积最广的输电系统组织为ENTSO-e (European Network of Transmission System Operators for Electricity) , 其旋转事故备用容量标准主要沿用了UCTE (欧洲联合电力系统) 的规程[20]。
根据UCTE的规程以及欧洲其他国家区域电网的情况, ENTSO-e将备用分为频率遏制备用、频率恢复备用和替代备用, 分别对应一次控制、二次控制和三次控制, 其中旋转事故备用由频率遏制备用和在线的频率恢复备用构成。UCTE通过参考事件下系统频率指标确定了对频率遏制备用的要求, 并采用概率性方法对参考事件的选择进行了校验;各子区域根据15min内恢复扰动功率的要求, 通过评估备用调用速度, 确定对频率恢复备用中在线机组容量的要求。
在参考事件方面, UCTE采用同时失去两台最大单机容量 (3 000 MW) , 并通过概率性方法对N-2原则进行校验:首先采用蒙特卡洛法对发电机状态进行充分抽样, 计算由于发电机组故障停运所需的一次控制备用容量概率分布;利用统计值拟合计算对应负荷波动的一次控制备用的概率分布;最后将两组备用容量概率分布进行卷积, 得到完整的系统频率遏制备用概率分布[21]。算法中通过108次蒙特卡洛模拟证实, UCTE区域内最大功率不平衡量为2 910 MW, 按照N-2原则确定频率遏制备用是完全充足的。
在频率指标方面, UCTE规定了最大频率波动、最大稳态频率波动等频率质量参数, 要求在参考事件下系统频率满足频率质量要求。通过对系统低谷负荷、负荷频率特性系数低等保守条件下的故障暂态仿真, 验证频率遏制备用的充裕性。
受到不同规模电网系统惯量、机组大小以及高压直流输电联网系统等因素的影响, 不同区域的标准参数往往不同, ENTSO-e各区域具体旋转事故备用标准、暂态指标要求的对比如表1所示。
1.3 国内外旋转事故备用容量标准对比
比较中国、北美地区和欧洲地区的旋转事故备用容量标准, 可以得到如下的启示。
1) 暂态安全性
北美、欧洲均对暂态频率指标作出了明确要求, 而中国的相关标准尚不完备。暂态频率特性直接关系到系统的设备安全与运行稳定, 应将暂态频率指标作为评估旋转事故备用的判据之一。
2) 故障扰动恢复要求
北美、欧洲结合现代互联电力系统负荷频率控制的实际, 提出了明确的扰动恢复时间的要求。配置旋转事故备用容量不仅需要完成遏制频率跌落的任务, 还应为故障后有功功率缺额恢复提供支撑。以扰动恢复时间为切入点, 结合旋转事故备用分配情况及机组爬坡能力可对旋转事故备用适用性进行评估。
3) 参考事件要求
设置旋转事故备用的最直接目的在于维持事故状态下电网的频率水平, 正常运行方式下, 系统中任一元件故障时, 不应发生由于功率缺额引起的频率崩溃, 这一点在中国、北美和欧洲的规定中都有体现。引入可信的典型故障作为参考事件, 应作为评估旋转事故备用容量水平的基本判据。
2 旋转事故备用容量配置建议
综合比较分析国内外旋转事故备用容量配置标准的研究现状与现行规程, 本文从合理配置旋转事故备用容量的角度出发, 提出基于指标选取、取值原则以及计算方法的研究方案, 为制定规范、安全、经济的旋转事故备用容量配置方案提供参考。
2.1 基本配置原则
合理的旋转事故备用容量配置方案, 应该提出满足可接受的安全水平的尽可能经济的旋转事故备用容量要求。可接受的安全水平是指旋转事故备用容量规模应满足《电力系统安全稳定导则》 (以下简称“导则”) 的要求, 即发生最大单一故障时, 系统应保持频率稳定, 电力设备安全, 且不导致低频减载。机组承担旋转备用时, 由于热效率降低、设备损耗等因素, 需产生一定的成本。旋转事故备用容量越高, 经济性越差。因此, 以满足导则的最低旋转事故备用容量要求, 作为旋转事故备用容量配置的基本原则。
2.2 评估指标选取
从频率控制与故障恢复的角度出发, 本研究提出了4个旋转事故备用容量评估指标:最大频率波动值、最大稳态频率波动值、故障扰动恢复时间与参考事件容量。两个频率指标是对系统暂态安全性的直接描述, 充分考虑了暂态频率特性对系统设备安全与运行稳定的影响[22];故障扰动恢复时间从有功功率缺额快速恢复的角度对旋转事故备用容量提出要求;参考事件容量反映了系统对可信故障事件的估计, 体现了旋转事故备用容量评估对故障风险的评估。
2.3 评估指标取值原则
1) 暂态频率指标
国内现行的正常频率偏差允许值为±0.2Hz[23], 对暂态过程中最大频率波动与最大稳态频率波动指标尚未进行明确规定。以下从系统安全、发电设备安全和用电设备安全3个方面, 研究提出建议的暂态频率限值。
系统安全方面:导则要求, 电力系统应能保持正常供电不切负荷[24]。《电力系统自动低频减负荷技术规定》中要求充分利用系统旋转备用容量, 当发生使系统稳态频率只下降到不低于49.5Hz的有功功率缺额时, 自动减负荷装置不应动作[25], 即切负荷频率上限为49.5 Hz, 对应不切负荷暂态频率偏移限值为±0.5Hz。
发电设备安全方面:汽轮机、水轮机、燃气轮机、抽水蓄能机组等均对频率运行范围有特定要求。汽轮发电机组要求在48.5~50.5Hz的频率范围内能够连续运行[26];水轮发电机组要求频率偏差不超过±1%时, 机组可按额定容量运行[27];燃气轮机对频率的要求因机组制造方而异, 以三菱/东方电机厂制造的QFR-400-2-20型号为例, 其要求发电机允许长期运行在±2%的频率范围内;抽水蓄能可逆式发电电动机则要求频率满足旋转电机的国家标准, 要求发电机能够连续运行在±2%的频率范围内[28,29]。考虑各类型发电设备的频率要求, 对应暂态频率偏移限值为±0.5Hz (±1%) 。
用电设备安全方面:国家电网公司供电服务质量标准规定, 在电力系统非正常状况下, 用电设备频率允许偏差不应超过±1%[30];IEEE 446—1995《工业和商业用的应急和备用电力系统》中规定, 在北美60Hz的工频条件下, 大多数电动机设备允许的频率偏差为±0.5Hz[31];BS EN 50160《公共配电系统的电压特性》中规定, 英国供电允许的频率偏差为±1% (±0.5Hz) [32]。考虑用电设备对频率的要求, 对应暂态频率偏移限值为±0.5Hz。
从系统安全、发电设备安全、用电设备安全角度综合分析, 最大频率波动限值应同时满足3个方面的需求, 规定为±0.5 Hz。最大稳态频率波动为暂态稳定值, 一次调频作用已经投入, 建议规定保持为频率偏差标准±0.2Hz。
2) 故障扰动恢复时间
根据中国对运行备用的管理规程, 事故备用要求在10min或15min内实现故障功率的恢复[16];NERC与ENTSO-e对区域控制偏差 (ACE) 恢复时间的要求均为15min[33,34], 这一要求与系统调度运行的时间尺度相匹配, 并得到了相关机构的认可, 是具有普遍意义的时间要求。因此, 综合考虑各项规定, 故障扰动恢复时间参考值为15min。
3) 参考事件容量
根据导则的要求, 事故备用至少应能应对单一事故中可能失去的发电容量, 具体至旋转事故备用容量配置原则, 应对单一故障为其最低要求, 因此, 按照N-1原则选择系统最大单一机组容量, 或者直流双极闭锁等可信的严重故障容量作为参考事件容量。
2.4 评估指标计算方法
1) 暂态频率指标
暂态安全性指标主要通过电力系统分析软件计算获得, 计算模型应当包含发电机、调速器、原动机等系统元件模型, 并且考虑暂态过程中自动装置的投入。计算过程中仿真周期的选取对计算结果影响很大, 步长取得较小时, 仿真结果较为准确, 但是仿真时间较长, 综合考虑计算精度与时间, 计算步长取0.5周期即可。
2) 故障扰动恢复时间
针对峰荷故障的极端情况, 考虑系统的旋转事故备用容量分配情况, 结合机组的爬坡速度以及系统的快速启动备用调用速度情况, 计算旋转事故备用理想调用状态下, 故障有功功率缺额的恢复时间。
3) 参考事件容量
除选择一阶或二阶故障最大损失容量作为参考事件容量外, 还可参考ENTSO-e的频率遏制备用容量概率性计算方法, 校验参考事件发生的可能性。
3 算例分析
以国内某省电网远景规划数据为例, 对本文提出的旋转事故备用容量配置建议方案进行仿真算例分析。算例电网采取直流背靠背的互联形式, 独立性强, 考虑一次调频作用时, 可作为区域电网考虑 (不考虑一次调频备用分配的问题) ;考虑故障扰动恢复时, 按照本省内参考事件进行分析。
将旋转事故备用容量配置建议方案的计算结果与原标准进行暂态仿真结果比较, 并分析负荷频率特性、电动机负荷比例及一次调频投入率参数对仿真结果的影响。
3.1 备用容量配置建议方案
系统最高负荷87 867 MW, 参考事件为5 000 MW的直流双极闭锁故障。以300 MW为步长, 对序列旋转事故备用容量配置方案在理想旋转事故备用投入率情况下的暂态频率指标进行仿真计算, 结果如表2所示。
其中最大频率波动与最大稳态频率波动 (分别对应表中下冲频率与暂态稳定频率的偏移量) 均在2 700~3 000MW旋转事故备用段跨过各自的建议限值, 计算其交点可得, 最大稳态频率波动对应旋转事故备用容量结果较大, 为保证两个指标同时满足频率限值要求, 主要考虑最大稳态频率波动指标对旋转事故备用容量结果的影响。
根据仿真结果可以得到如图1所示的参考事件故障下, 系统最大稳态频率波动与旋转事故备用容量的关系曲线。该曲线是关于旋转事故备用容量的单调曲线, 随着旋转事故备用容量的增大, 最大稳态频率波动值逐渐减小。通过寻找±0.2 Hz稳定频率波动限值与关系曲线的交点, 可以求取满足最大稳态频率波动要求的最小旋转事故备用容量, 可求得最小旋转事故备用容量需求为2 987 MW。
理想运行方式下, 2 987 MW旋转事故备用由所有在线机组共同均摊, 具体到本例, 扣除直流送入容量与核电机组容量 (核电不参与一次调频) 后, 系统在线机组装机为52 667 MW, 旋转事故备用占比达到5.67%。根据仿真中的调速器参数, 火电机组一次调频最大调整量为额定负荷的10%, 水电机组为20%~30%, 旋转事故备用占比远低于设置参数值, 因此, 2 987 MW为旋转事故备用完全调用情况下的评估结果。图2所示为区域内某1 000MW煤电机组的旋转事故备用调用情况。
旋转事故备用由部分在线机组承担的情况下, 由于单机一次调频最大调整量的限制, 旋转事故备用可能无法完全调用, 得到的旋转事故备用容量评估结果将高于2 987 MW。系统实际运行时, 需结合旋转事故备用分配情况, 以及一次调频调整量的相关规定具体分析故障扰动恢复性能[35]。由于该运行方式下系统中配置有2 400MW抽水蓄能形式的冷备用, 综合在线机组的爬坡速度和抽水蓄能机组的启动、带负荷速度, 该运行方式下系统的旋转事故备用配置能够满足15 min故障扰动恢复时间的要求。
由于算例电网直流背靠背的互联特殊性, 该评估方法较适用于不考虑一次调频备用分配的情况, 即适用于评估区域电网的旋转事故备用, 实际规划时可在此基础上分配至下属各省;对于孤网形式的省份, 该方法同样适用。此外, 对于国内的大部分省份, 抽水蓄能机组的主要作用是调峰, 无法作为固有的非旋转备用资源, 电网应结合快速启动备用的具体配置情况进行评估, 不足的情况需要额外配置旋转事故备用。
3.2 方案比较
根据原国家标准对旋转事故备用容量配置的规定, 按照最大负荷的固定比例进行旋转事故备用规划, 易得算例中电网的旋转事故备用容量配置标准为4 393 MW。利用该标准对电网进行旋转事故备用配置, 并与本文提出的建议方案进行比较, 可得两种方案下暂态频率指标的对比结果, 如表3所示。
与原国家标准相比, 本文所提出的旋转事故备用配置方案在参考事件下的最大频率波动指标与最大稳态频率波动指标, 均在暂态频率偏差建议限值范围内, 且与国家标准基本持平。比较结果表明, 本文提出的配置建议方案能满足导则要求, 且更为经济。
3.3 敏感性分析
制定合理的旋转事故备用容量配置方案, 不仅需要关注旋转事故备用容量水平, 还应考虑调速器死区、调差系数、机组构成等模型参数对系统暂态频率特性的影响[36,37], 其中负荷特性与负荷模型构成尤为重要。算例中改变电网负荷频率特性参数KL与电动机负荷比例MP, 分析其对系统频率特性与旋转事故备用配置结果的影响。
1) 负荷频率特性
图3所示为不同负荷频率特性参数下, 电网的最大稳态频率波动指标关系曲线与相应的旋转事故备用配置结果。
仿真结果表明, 随着KL的增大, 负荷在频率下降过程中从系统吸收的有功功率减少得更快, 有利于系统的功率平衡和频率快速恢复, 系统频率恢复能力的增强, 导致最大稳态频率波动关系曲线整体上移, 满足频率波动要求的最小旋转事故备用容量降低;反之, 当负荷频率特性参数减小时, 最小旋转事故备用容量提高。因此, 负荷频率特性参数KL越大, 对系统频率恢复越有利, 所需的旋转事故备用配置容量越低。
2) 电动机负荷比例
图4所示为旋转事故备用配置容量为2 987 MW时, 最大稳态频率波动与电动机负荷比例的关系曲线。
仿真结果表明, 最大稳态频率波动关于电动机负荷比例呈单调关系, 在 (0, 0.7]比例区间内, 随着电动机负荷比例的增大, 暂态稳定频率单调递增, 最大稳态频率波动递减, 最小旋转事故备用容量需求降低。
与静态负荷相比, 电动机负荷出力受频率影响较大, 如果电动机所带机械力矩与转速无关, 则电动机出力与频率成正比例关系。系统发生有功功率缺额故障时, 系统频率的降低导致电动机负荷的下降[38], 间接形成对有功功率缺额的补偿, 相对静态负荷, 电动机负荷更有利于电网频率的恢复。因此, 电动机负荷比例越大, 最小旋转事故备用容量需求越低。
上述算例分析表明, 本文提出的旋转事故备用容量的配置建议方案能够保证单一故障下暂态频率指标满足运行要求, 在规定时间内恢复有功功率缺额, 降低旋转事故备用配置投入。模型参数的敏感性分析模拟了电网中各种非理想的运行状况, 规划中可结合电网实际的负荷频率特性参数KL、电动机负荷比例MP, 以及一次调频投入率进行分析, 为制定适合电网的旋转事故备用容量配置方案奠定基础。
4 结语
目前国内电力系统的旋转事故备用容量配置标准存在较大的改进空间。本文从指标、原则、方法3个方向对国内、北美与欧洲地区的旋转事故备用容量配置标准进行了系统性分析与梳理, 揭示了参考事件容量、暂态频率与故障扰动恢复时间等影响旋转事故备用配置的关键指标, 研究提出了一种基于绩效的旋转事故备用容量确定方法, 并通过算例与现行标准进行比较分析, 验证了所述方法的适用性。本文提出的旋转事故备用容量配置原则与计算方法, 填补了国内旋转事故备用容量研究的空白, 对电力系统运行具有较大的参考价值。
摘要：合理安排旋转事故备用容量是保证电力系统安全、经济运行的重要措施。随着电力系统的发展和电力技术的进步, 现行的旋转事故备用容量配置原则亟须改进。文中对国内外旋转事故备用容量配置标准进行了系统梳理与分析, 从系统频率响应对备用容量的需求出发, 提出了旋转事故备用容量配置方案的设计原则、评价指标及评估方法, 给出了建议的指标取值范围。最后, 以某省规划网架为算例, 仿真验证了研究方法的合理性。研究成果对完善电力系统规划、运行标准具有参考价值。
大容量电力电子技术 篇7
随着风力发电规模化开发利用, 风电装机容量不断增加[1]。 由于风电固有的波动特性及不可控性会改变原系统的潮流分布及总惯量, 对系统频率造成影响。 特别是对于风电渗透率较高时, 频率变化严重时会危机电网安全。 因此风电接入对电网频率稳定性的影响及解决措施已成为许多高比例风电国家开始重视的问题。
目前的研究大都倾向于大规模风电出力对系统频率影响的分析[2], 对高比例风电接入下电力系统调频容量需求评估方法的研究还为成熟。 本文重在基于实测数据基础上, 对电网的调频特性加以分析, 针对风电功率波动引起频率偏差极限, 考察为保证频率不越限的风电可行域区间, 进而定量估算出系统调频所需消纳风电出力。
2 风电并网对电网调频影响的分析
在电力系统分析综合程序 ( PSASP) 仿真平台上, 定量分析特定运行方式下电网的一次调频响应能力, 具体操作步骤如下:
2.1 考察选取电网的系统运行方式, 风电出力波动对系统频率的影响程度不同。
2.2 选择扰动点为风力机并网点, 观测点选择系统中PCC ( Point of Common Coupling) 处。
2.3 规定频率越限判断标准。 本文选定扰动后电网观测点越限频率最大偏差为±0.2Hz[3]。
2.4 利用切机方式在测试点设置有效频率扰动模拟风电波动量, 观察系统频率动态响应过程。 进而计算出电网所能承受的风电出力波动量极限值。
3 高比例风电并网对系统一次调频容量需求的评估方法
3.1 风功率波动对系统调频影响评估指标。 考察电网本身是否能承受风电功率在较短时间内突变, 主要是看电网本身一次调频能力是否满足在风电功率波动极限下仍保持系统频率偏差在规定范围内[4]。 本文采用对同一时间尺度不同波动量范围下的曲线进行采样后以系统最大频率偏差平均值为指标, 更加准确找出波动量与最大频率偏差的对应关系, 定义如下:
其中:△fmean为N个样本中波动量引起的系统最大频率偏差的平均值; △fmax- i为第i个样本中波动量引起的系统最大频率偏差值;N为抽样数据样本数。
3.2 风电接入后系统调频需求分析方法。 首先按上述方式考察电网实际调频能力, 仿真出风电功率对系统频率影响的大小, 利用频率约束条件找出特定系统下风电功率波动量最大值。 其次基于实测数据分析高比例风电接入特定电网环境下, 风电功率波动量是否超过电力系统调频范围。 若此时风电渗透率导致频率越限, 则将原有风电可行域扩大到可导致频率越限时实际电网可接入风电规模, 及导致频率越限的实际风电可行域。 这样便可以减少弃风损失, 降低调频需求容量。 接着将风电实际出力曲线与实际风电可行域对比, 求得系统调频实际弃风损失, 进而分析出频率越限时系统所需的调频容量。 最后验证按照该方法进行调频, 是否满足电网调频要求。
4 算例分析
4.1 算例系统概述。 以我国吉林地区电网冬季最大运行方式为例, 算例系统中总装机容量为37517.2MW, 该算例中风电装机容量为600MW, 装机容量约为1.6%, 风功率为某年冬季30d实测数据, 采样时间为5min。
4.2 风电功率波动对系统频率的影响。 通过t分布[5]刻画风电功率波动的概率分布特性时, 可计算出5min尺度下风电功率波动量最大分布区间为[- 0.256, +0.256]。 对5min尺度下波动范围在±0.256pu间的实测数据进行了50 次样本抽样, 计算出该区间内对应系统最大频率偏差均值为0.186Hz, 表明当前渗透率下最严重情况不会引起系统频率越限。利用PSASP仿真软件对算例系统观测点进行频率测量, 仿真出此算例系统当风电功率波动量约为450MW时, 频率波动达到极限值0.2Hz。对于当前电网, 风电装机容量600MW下 ( 渗透率为1.6%) 15min时间尺度的风电功率波动为0.75pu时将会引起系统频率越限, 即风电功率波动量超过该值则需要系统进行相应调频。
4.3 高比例风电接入下系统调频容量需求分析。 选取08 年某日吉林省总用电负荷及火电出力实测数据 ( 采样时间5min/s) 。 以3h为一个调度时段计算出火电机组出力下限。 进而从系统角度可以确定出风电可行域上限, 如图1 (a) 所示。由图1 (a) 可看出此时虚拟风电波动量超出风电可行域上限, 需对系统进行调频处理。 图1 (b) 从频率越限角度确定风电调度实际入网规模。 倘若系统需要弃风调频, 可计算超过调频限额的弃风量为1882.9MW.h, 即为保证频率不越线, 则需要风电提供31.4MW.min的调频容量。
5 结论与展望
本文以东北某高风电渗透率电网为背景, 对其风电波动特性加以分析, 以该地区电网冬季最大运行方式, 通过仿真分析了风电波动量超过频限值时的电网调频需求, 结论如下:
5.1 时间尺度下, 风电相对波动容量均随时间尺度增大而增大;空间尺度下, 风电相对波动容量随容量增大而减小, 这归因于大规模风电并网的集群效应。
5.2 当风电渗透率为1.6%时风电出力波动极限值为0.288pu, 并不会引起系统频率越限。
5.3针对此运行方式下, 对该电网系统进行调频容量需求分析, 求得为使系统不越限需要电网系统提供调频容量需消纳风能为约为31.4MW.min。
参考文献
[1]李俊峰.2014中国风电发展报告[M].北京:中国环境科学出版社, 2014.
[2]孙黎, 尚教会, 林铬.大区域电网动态频率空间分布特性分析[J].东北电力大学, 2013, 33 (3) :38-42.
[3]于洋, 吴浩.电力系统频率稳定及其统计特性的研究[J].浙江大学学报:工学版, 2010, 44 (3) :550-556.
[4]于达仁, 郭钰锋.电网一次调频能力的在线估计[J].中国电机工程学报, 2004, 24 (3) :72-76.
大容量电力电子技术 篇8
随着国际社会对环境保护和可持续发展要求的日益提高,风力发电逐步受到重视。中国风能资源比较丰富,近年来风力发电得到快速发展,越来越多的大型风电场将直接接入220 kV及以上电压等级的电力系统,与之相关的研究工作也逐步受到重视。
可用输电容量(available transfer capability,ATC)[1]是反映电力系统安全和经济运行的重要参数。风电机组出力具有随机性、间歇性和相当程度的不可控性。大规模风电接入电力系统后,将对系统ATC产生明显影响[2,3,4,5,6]。因此,如何合理考虑风电机组出力不确定性所产生的影响,是ATC决策需要解决的关键问题。
ATC决策本质上是在满足各种系统运行约束的前提下,寻求能够最大化利用发电和输电资源的系统运行方案的过程。在这一过程中,必须保证电力系统在不确定环境下所面临的风险在可接受的范围内。传统上,一般在求得的最大输电容量基础上扣除一定百分比,或在计算最大输电容量时直接将网络元件的额定值降低一定比率等确定性原则来近似确定ATC。随着大规模风电的接入,系统运行的不确定性因素增多,ATC决策面临的风险也更为复杂。主要有2种方式定义风险:①不期望状态出现的不确定性,即在一定条件下发生行为主体遭受损失状态的可能性。该定义主要强调风险状态发生的可能性,而该意义上的风险控制主要是以规避这些风险状态或将风险状态发生的可能性控制在可接受范围内。②由于各种可能结果发生的不确定性而导致行为主体遭受损失的量和损失发生的可能性程度。这主要强调损失大小的不确定性,而该意义上的风险控制主要是将损失控制在可接受的范围内。
考虑到电力系统事件发生的代价往往很难准确量化,且在现有的电力系统安全准则中仍是以边界约束为主。因此,本文采用了上述第1种风险定义。运行人员在ATC决策时所面临的风险可描述为:
1)系统运行违反安全约束的风险。风电机组出力的不确定性会造成系统潮流的波动,有可能导致违背系统运行安全限值。文献[2,3,4]采用蒙特卡洛仿真(MCS)得到了ATC的概率指标,以反映风电机组出力等不确定性因素对ATC的影响。MCS能计及多种随机因素,方法简单,但若要满足一定的精度则需要进行大量抽样和重复运算。
2)系统购电成本越限的风险。如果风电机组出力无法达到预期发电出力水平,那么为了维持既定的ATC水平,调度机构就需要购买额外的备用,这将导致购电成本增加。随着风电装机容量所占比例的逐步增大,其对购电成本的影响也会越来越明显。因此,在ATC决策中就需要考虑由于风电出力不确定而引起的发电成本波动,避免由于ATC估计过高而导致过高的经济风险。
在上述背景下,以文献[7]中的研究工作为基础,本文首先引入了以控制风险发生可能性为目标的风险控制策略。然后,通过联合采用半不变量和Gram-Charlier级数展开理论得到了含风电场的电力系统潮流和购电成本的概率分布。最后,用IEEE 118节点系统对所发展的模型和方法进行了测试,验证了发展的模型、方法的可行性和有效性。
1 ATC决策中的风险控制
1.1 系统潮流不越限概率
前已述及,在不确定环境下电力系统存在潮流越限和购电成本越限的风险。为了将这2个方面的风险发生的可能性限制在可接受范围内,这里在ATC决策中通过引入概率约束来控制风险发生的可能性。不同的概率约束表示在ATC决策中对不同风险成分的控制策略和程度。
大量风电机组接入系统后,由于其出力具有明显的间歇性和波动性,会造成节点电压和支路潮流的波动,甚至超出允许的安全范围。这样,就需要将这种安全风险限制在一定的范围内。
1)支路传输功率不越限概率
支路l的实际潮流Pl不越限的概率rl可以描述为:
rl=Pr
式中:
对支路潮流越限风险的控制策略为其越限概率小于给定的允许概率值:
rl≥αl (2)
式中:αl为给定的可接受的支路l潮流不越限概率的下限值。
2)节点电压不越限概率
节点n的实际电压幅值不越限概率rn可以描述为:
rn=Pr{V
式中:V
对节点电压幅值越限风险的控制策略为其越限概率小于给定的允许概率值:
rn≥αn (4)
式中:αn为给定的可接受的节点n电压幅值不越限概率的下限值。
1.2 购电成本不越限概率
风电机组出力具有间歇性和波动性,当风电机组无法提供预期的发电出力时,系统运行人员需要购买额外的备用以维持ATC水平,导致购电成本增加。购电成本Ftotal可表示为[8]:
式中:Pe为ATC决策方案中所有风电机组期望出力的总和;NG和NW分别为系统中传统机组和风电机组的台数;PG,i和PW,j分别为第i台传统机组和第j台风电机组的实际出力;NL为系统中无法达到期望出力的风力发电单元的数目,每个单元可以为单台或数台风电机组,也可以为一个风电场;cu,k为风力发电单元k的单位功率高估惩罚费用或购买相应备用的单位价格;Pe,k和PC,k分别为风力发电单元的期望出力和实际出力;cG,i和cW,j 分别为第i台传统机组和第j台风电机组的上网电价。
如前所述,本文中引入以控制风险发生可能性为目的的风险控制策略[9]作为ATC决策问题的约束。
这样,系统购电成本不越限概率γf可描述为:
γf=Pr
式中:
购电成本越限概率的风险控制策略为其越限概率小于给定的允许概率值:
rn≥αf (7)
式中:αf为给定的可接受的购电成本不越限概率的下限值。
2 ATC决策模型
这里采用多目标规划对多个区域间的输电容量进行协调决策[7]。目标函数可表示为:
max[f1(X),f2(X),…,fq(X),…,fm(X)] (8)
式中:m为参与ATC决策的给定发电/受电组合数目;fq(X)为第q个发电/受电组合对应的区域间联络线传输功率之和;X为决策向量。
ATC决策中的约束条件包括潮流约束和发电机出力上下限约束等。在决策模型中引入风险控制策略,将给定的支路潮流不越限下限值αl、节点电压幅值不越限下限值αn和购电成本不越限概率下限值αf作为约束条件,如式(2)、式(4)和式(7)所示,则ATC决策最终可描述为机会约束规划问题。
3 求解ATC决策问题的方法
引入风险控制后,ATC决策模型中就包含了概率约束,这样就成了机会约束规划问题[10,11,12]。求解这类问题的关键在于对概率约束的处理。传统方法是将其转化为一系列确定性等效类子问题求解,但该方法对问题的模型结构和决策变量类型有严格限制。通用的方法是直接计算待检验变量的概率分布,进而确定机会约束是否成立。这里采用联合半不变量法和Gram-Charlier级数来确定待检验随机变量的分布。
半不变量法将求取概率密度函数的卷积计算简化为半不变量的代数运算,这样可以大大减小计算量。然后,根据Gram-Charlier级数展开理论,利用已求得的半不变量经过简单线性计算就可以得到待检验变量 (本文中为支路潮流、节点电压和购电成本)的概率密度函数和分布函数。
3.1 风电机组出力的概率模型
对风速的大量实测数据表明,绝大多数地区的年平均风速符合Weibull分布。这样,风速v的概率密度函数fv(v)和概率分布函数Fv(v)可分别描述为:
式中:s为形状系数;c为尺度参数。
通过风电机组出力与风速间的关系,可导出风电机组出力的概率分布函数fw:
式中:Pw为风电机组实际出力;Pr为风电机组额定有功功率;vci,vr,vco分别为风力机的切入、额定和切出风速。
这里采用文献[13]中介绍的离散化方法求解风电机组有功和无功出力的各阶半不变量。
3.2 潮流机会约束的检验
将节点潮流方程和支路潮流方程在基准运行点处线性化可得:
式中:J0为收敛点处的雅可比矩阵;G0为支路潮流对节点电压幅值和相角的灵敏度矩阵;T0为支路潮流对节点注入功率的灵敏度矩阵;ΔY为节点注入功率的扰动,这里用以表示风电机组出力的波动;ΔX和ΔZ分别为节点电压和支路潮流对ΔY的响应。
当已知ΔY的各阶半不变量时,根据半不变量的性质,通过式(11)可直接求得ΔX和ΔZ的相应阶半不变量。最后,通过Gram-Charlier级数计算节点电压和支路潮流的分布,进而对式(2)和式(4)所表示的约束条件进行检验。
3.3 购电成本机会约束的检验
约束条件(式(7))可表达为:
各待检验分变量 (即式(13)中各事件的成立概率) 均为风电机组出力的线性函数。同样,可根据半不变量的性质及Gram-Charlier级数计算得到γf,进而对式(7)所表示的约束条件进行检验。
3.4 算法
采用多目标进化差异算法对所发展的优化模型进行求解,具体见文献[7,14,15]。
4 算例
采用IEEE 118节点系统进行仿真计算,并把该系统分为区域A、区域B和区域C这3个子系统[7]。在节点40,59,69处分别接有额定容量为240 MW,600 MW和180 MW的风电场。为论述方便,假设各风电场内风电机组额定功率均为3 MW,参数相同。基于Visual Studio 2005平台编写计算程序,采用CPU为Intel Core2 Duo、内存为1 GB的计算机求解。
为了说明风电接入对系统ATC的影响,分以下3种场景进行分析。
1)场景1:不考虑风电机组出力的不确定性。
2)场景2:考虑风电机组出力不确定性引起的安全风险,风险控制目标为支路潮流不过载和节点电压不越限的概率不低于0.85。
3)场景3:考虑风电机组出力不确定性所引起的安全和经济风险。安全风险控制目标为支路潮流不过载和节点电压不越限的概率不低于0.85;经济风险控制目标为购电成本不越限的概率为0.85。这里,购电成本上限值采用了不考虑风电机组出力不确定性时购电成本的1.2倍。
为了说明各种风险控制策略对系统ATC的影响,以“区域B至A的ATC与区域B至C的ATC总和最大”[7]的决策原则从各个场景下获得Pareto前沿并从中挑选出ATC的最终决策方案,详细情况如表1所示。
4.1 安全风险控制对系统ATC决策的影响
如表1所示,当计及风电机组接入所引起的系统安全风险后,区域B至A与区域B至C的ATC总和下降了14.37%。
为进一步说明安全风险控制对含风电的电力系统ATC的影响,分以下3种情况进行仿真计算。
1)情况1:仅考虑接入节点59的风电场出力不确定性所导致的安全风险,潮流不越限允许的概率下限分别取为0.80,0.85和0.90。
2)情况2:考虑接入节点40和节点59的风电场出力不确定性所导致的安全风险,潮流不越限允许的概率下限分别取为0.80,0.85和0.90。
3)情况3:同时考虑以上3座风电场出力不确定性所导致的安全风险,潮流不越限允许的概率下限分别取为0.80,0.85和0.90。
3种情况下得到的仿真结果如图1所示。
由图1可知,潮流不越限允许的概率下限给定得越高,系统ATC就越小。实际上,概率下限反映了系统运行人员对安全风险的接受能力,给定的概率下限越大,对系统的可靠性越重视,对运行风险越厌恶。因此,要求保留的输电可靠性裕度越大, ATC越小。
同时,由图1还可以看出,在系统总装机容量不变的情况下,风电装机容量所占比例越高,由此导致的安全风险就越突出。因此,在相同的安全风险控制目标下,系统ATC也就越小。这就从另一个角度说明必须根据系统实际情况确定合理的风电容量接入上限,避免由于接入过量的风电引起ATC水平恶化,进而导致较大的安全运行风险。
4.2 经济风险控制对系统ATC决策的影响
如表1所示,当同时考虑风电机组接入所引起的安全风险和经济风险后,系统ATC下降了23.7%。
为进一步说明经济风险控制对含风电的电力系统ATC的影响,分以下3种情况进行仿真计算。
1)给定高估惩罚系数为145 美元/MW,购电成本不越限允许的概率下限分别取为0.80,0.85和0.90。
2)给定高估惩罚系数为150 美元/MW,购电成本不越限允许的概率下限分别取为0.80,0.85和0.90。
3)给定高估惩罚系数为155 美元/MW,购电成本不越限允许的概率下限分别取为0.80,0.85和0.90。
3种情况下得到的仿真结果如图2所示。
由图2可知,购电成本不越限允许的概率下限越大,系统ATC越小。由于风电出力的不确定性,购电成本也就具有一定程度的不确定性。为避免由于ATC估计过高而引起的附加经济代价,需要对购电成本实施风险控制。
同时,由图2还可以看出,高估惩罚系数的取值越大,系统ATC越小。当风电机组出力不足(即无法满足在计算ATC水平时所假定的风电机组出力)时,调度机构获得其他备用所需付出的代价就越大,相应地,所需承受的经济风险也就越大。为了规避由此引起的经济风险,在确定ATC时就要留有一定的裕度。
5 结语
由于风电机组出力具有显著的间歇性和波动性,在计算含风电机组的系统ATC时,需要考虑其对各种风险成分的控制。本文系统分析了风电接入可能导致的安全风险和经济风险,并在ATC决策过程中引入了相应的风险控制策略。
1)通过对系统潮流不越限概率的约束,可以确保所得出的ATC决策方案对风电机组出力波动具有一定程度的适应性,降低不确定环境下的系统运行安全风险。
2)通过对购电成本不越限概率的约束,可以有效规避由于风电机组出力不足而引起购电成本明显上升的风险。
对IEEE 118节点系统的仿真计算证明了所提出的模型、方法的可行性和有效性,并说明了含风电机组的系统ATC的特点。
大容量电力电子技术 篇9
电力系统主要分为发电系统和电网系统,从生产环节上主要分为发电、输变电、配用电三大部分。通常,电力企业的物流系统非常复杂,电力商品从生产到消费需要涉及五类主体:电力原料及设备供应伙伴、发电企业、输配电企业、供电企业和电力用户。
电力行业供应链可以分为四大类,详见表1。
与其他行业高度市场化有所不同,电力行业是一个相对封闭的系统,自成体系。作为大型集团化系统,近年来出于对加强资源有效配置、降低成本、增加效益的考虑,电力行业开始产生改善物流管理和运作的需求。
多年来,电力行业的物流管理一直是按自己的模式运行,在上世纪90年代中期,部分电力企业的物流管理部门划分到“三产”,成立单独核算的子公司。但是这种模式下的公司,其主要收入来源在于电力企业的成本,即买进、加价、再卖给主业,随着电力体制改革的深入,竞价上网的实施,这类公司的生存出现危机。
电力企业生产管理的核心是设备管理,物流管理的关键对象是备品备件。电力行业物流需求既有大型电力设备及装备的大件物流,也有各类电能计量为核心的仪器仪表和智能电表的中小件物流。总体上,电力行业物流系统集成项目主要集中在中小件物流方面。随着中国加大智能电网的建设力度,将主要涉及大量的智能仪器仪表和智能电表的更新改造,必然会带来电力行业物流系统需求的大幅上升。
电力行业的物流系统需求容量及发展趋势
电力行业物流系统需求主要集中在电力公司,电力行业开展自动化物流系统项目建设较晚,自动化物流系统保有量不多,但市场空间很大,目前市场需求和项目建设均较多。随着今后国家对电网改造的投入,物流自动化仓储系统的市场需求会稳定增加。
此外,物联网概念是推动电力行业物流管理走上新台阶的重要因素。根据《2010年中国物联网与现代物流业研究报告》,2015年,我国物联网在电力行业的投入约1100亿元。“十二五”期间,物联网重点投资智能电网、智能交通、智能物流等十大领域,其中智能电网的总投资预计达2万亿元,居十大领域之首。自2009年至2020年,我国“坚强智能电网”将分为三个阶段发展,从初期的规划试点阶段到“十二五”期间的全面建设阶段、“十三五”时期的引领提升阶段,智能电网建设总投资规模约4万亿元。2011～2015年为规划的全面建设阶段,此阶段投资约2万亿元,2016～2020年智能电网基本建成阶段的投资约1.7万亿元。预计到2015年,将建成50个面向物联网应用的示范工程,5～10个示范城市,形成核心技术的产业规模2000亿元,其中传感器100亿元,系统和试验检测700亿元,芯片、中间件和集成模块及设备产业的产业规模600亿元,工程实施、服务开发系统和运维600亿元。物联网在电力行业的应用结构如图1所示。
智能电网是物联网的重要组成部分,智能电网的发展,是对整个电力系统信息流和物流的整体升级和智能化改造。以IT技术、互联网、物流系统集成等技术和装备为基础的现代物流管理方式,将迎来巨大的市场需求和发展空间。
在物联网发展背景下,电力行业的物流系统集成市场分为电网公司和发电企业两部分,其中,电网公司的物流系统集成应用又占主要方面。电网企业的物流又分内部物流和外部物流,并以智能化仓储管理(立体仓库)为主要节点和表现形式,通过应用物流系统集成方案,联系电网企业的内、外部物流。
电网公司的内部物流系统集成应用节点包括电能计量中心、超高压局、试验所、营销及配电工程处等细分领域,采购及物资管理部门通过各细分领域的实际需求进行内外部的物资管理。其中,电能计量中心率先进入了智能化仓储管理的阶段,是电力行业中应用物流系统集成产品、技术和服务较为成熟的部分,也是目前电力行业物流现代化的重点部分。其市场容量及仓储管理方面的经验正是在物联网大背景下电力行业应用物流系统集成的重要体现。
据不完全统计,目前电力行业中电网企业物流系统处于初期建设阶段,每年建设的自动化仓储系统大约在15～20个,总投资金额不到1亿元,其中绝大部分集中在电能计量部分。
展望未来,国家电网公司在2010年提出的以“三集五大”为核心转变国家电网公司发展方式的总规划,为电能计量中心物流系统集成未来五年的发展定下了基调。“三集五大”是指人力资源、财务、物资集约化管理;大规划、大建设、大运行、大生产、大营销体系。按照国家电网的规划,实施“三集”管理,要力争用1～2年时间,在全公司推行统一的管理模式、管理标准、业务流程,建设统一的信息平台,不断加大资源重组整合和集约调控力度,提高人、财、物核心资源的集中度和调控力,最大限度发挥规模效益。构建“五大”体系,要力争用3～5年时间,围绕公司规划、建设、运行、生产、营销等主要业务领域,全面推进管理体制和工作机制创新,变革组织架构、创新管理方式、优化业务流程,实现企业管理由条块分割向协同统一、分散粗放向集中精益方式的根本性转变。根据国网公司“十二五”期间“三集五大”的规划,结合电能计量中心在电力系统内部率先开始集约化管理的现状,可以预计,“十二五”期间,全国电能计量中心将全面推广物流系统集成技术,完成物流系统智能化改造。
目前,我国电能计量中心一般以网省公司电能计量中心和地市电力公司电能计量中心为单位进行建设。如摒弃各地区对设备的要求、财务预算的较大差异,地市电力公司电能计量中心一般投入为200万～400万元,平均为300万元左右,网省公司电能计量中心一般投入在1000万元以上。依此标准,我国有283个地级市,电能计量中心的总投入将达8.49亿元;我国有32个省、自治区、直辖市,电能计量中心投入为3.2亿元;合计约为11.69亿元。这也是电力行业在配用电领域应用物流系统集成产品的大约市场规模。
由于我国电力行业应用物流系统集成才刚刚开始,截至2010年,只有不足1亿元的市场规模,因此,随着“十二五”物联网和智能电网政策的实施,作为其中亮点的“智能化仓库”将在未来几年迎来高速发展,带动电力行业物流系统集成产品的应用。
从审慎的角度,预计未来5年物流系统集成在电力行业的主要应用领域仍然是电能计量中心,并对电力行业物流系统集成市场规模做出如下预估:电力行业中电能计量中心的物流系统集成市场规模在2010年约为6000万元,随着“十二五”规划的实施,“十二五”前半段应会有较快的增长速度,2011～2013年预计将达到1.22亿、2亿、2.43亿,之后增长速度放缓,但仍维持较高增长,2014～2015年预计将达到2.64亿和2.8亿元。若考虑电力行业其他子领域也将逐步引入自动化物流系统,电力行业物流系统集成的未来应用空间将会更大。
链接
中国物流技术协会信息中心的成立得到了国内外权威物流专家的大力支持,并由中国物流界泰斗吴清一教授担任总顾问,中国物流技术协会副理事长王继祥担任主任,在推进中国物流信息化建设等方面做出重要成绩。
2010年,中国物流技术协会信息中心加强了行业调研工作,推出了《2010年中国物联网与现代物流研究报告》、《中国物流系统技术与装备调研报告》等权威报告。与华夏物联网合作,组织编辑了“欧盟系列物联网白皮书”等权威资料。