太阳城集团

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一种区域电网风电发展的规划方法.pdf

摘要
申请专利号:

太阳城集团CN201410139069.2

申请日:

2014.04.09

公开号:

太阳城集团CN103955862A

公开日:

2014.07.30

当前法律状态:

驳回

有效性:

无权

法律详情: 发明专利申请公布后的驳回IPC(主分类):G06Q 50/06申请公布日:20140730|||实质审查的生效IPC(主分类):G06Q 50/06申请日:20140409|||公开
IPC分类号: G06Q50/06(2012.01)I 主分类号: G06Q50/06
申请人: 国家电网公司; 中国电力科学研究院; 中电普瑞张北风电研究检测有限公司; 中国循环经济协会; 国网黑龙江省电力有限公司; 江苏省电力公司
发明人: 李琰; 迟永宁; 李俊峰; 张佐岩; 魏林君; 李建锋; 吕鸣镝; 耿丹; 赵琳; 胡开元; 唐文倩; 王真; 张占奎; 白宏; 苏媛媛
地址: 100031 北京市西城区西长安街86号
优先权:
专利代理机构: 北京安博达知识产权代理有限公司 11271 代理人: 徐国文
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法律状态
申请(专利)号:

CN201410139069.2

授权太阳城集团号:

||||||

法律状态太阳城集团日:

2018.04.17|||2014.08.27|||2014.07.30

法律状态类型:

发明专利申请公布后的驳回|||实质审查的生效|||公开

摘要

本发明提供一种区域电网风电发展的规划方法,包括以下步骤:建立多时空尺度的常规机组出力模型;建立常规机组出力特性表征方程;建立风电机组出力模型;建立基于多时空尺度的生产模拟计算模型;校核区域电网稳定性。本发明提供的区域电网风电发展的规划方法,建立基于电力系统生产模拟的区域风电规划模型,建立风电消纳水平衡量指标。通过分析大规模风电并网后电力系统发、输、用各个环节运行情况,分析地区风电出力与负荷的相关性和区域常规电源在不同季节的调峰能力,优化考虑安全约束的常规电源开机组合,开展电力系统生产模拟研究,在连续太阳城集团序列上分析了风电电量消纳情况及常规电源运行情况。

权利要求书

权利要求书
1.  一种区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述方法包括以下步骤:
步骤1:建立多时空尺度的常规机组出力模型;
步骤2:建立常规机组出力特性表征方程;
步骤3:建立风电机组出力模型;
步骤4:建立基于多时空尺度的生产模拟计算模型;
步骤5:校核区域电网稳定性。

2.  根据权利要求1所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述步骤1中,根据区域内电源类型及装机情况,分析不同季节不同接入点的发电机组的发电能力和运行特性,建立多时空尺度的常规机组出力模型;所述常规机组出力模型包括火电机组出力模型和水电机组出力模型。

3.  根据权利要求2所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述火电机组出力模型中,火力发电厂的供热式火电机组包括背压式热电机组和抽气式热电机组;
(1)背压式热电机组工作特性如下:
Pi,tTHbp=Hi,tTHbp·CbiTHbp---(1)]]>
其中,和分别为第i台背压式热电机组在t时段的发电功率和热功率,为第i台背压式热电机组的电-热出力比值;
(2)抽气式热电机组工作特性如下:
Hi,tTHex·CbiTHexPi,tTHexPi,tTHex-Hi,tTHex·CviTHex---(2)]]>
其中,和分别为第i台抽气式热电机组每增加一单位热功率时相应的最低电功率增加值和最高电功率降低值,和为第i台抽气式热电机组在t时段的发电功率和热功率。

4.  根据权利要求2所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述水电机组出力模型中,水电厂的水电机组包括径流式水电机组和水库式水电机组;
(1)径流式水电机组的工作特性如下:
Pi,trSr·FLHr·Pi,trhΣi,t(Pi,trh·1)---(3)]]>
其中,为第i台径流式水电机组在t时段的发电功率,Sr为径流式水电机组的装机容 量,FLHr为水电满发利用小时数,为第i台径流式水电机组在t时段的发电功率平均值,为第i台径流式水电机组在t时段的发电量;
(2)水库式水电机组的工作特性如下:
Ws+Win-ΣtPtresr≥Ws+1WminWsWmax---(4)]]>
其中,Ws为水库式水电机组本周初始可发电量,Win为水库式水电机组本周流入的可发电量,为水库式水电机组本周实际发电量,Ws+1为水库式水电机组下周初始可发电量,Wmax和Wmin为水库式水电机组的可发电量上下限。

5.  根据权利要求1所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述2中,常规机组出力特性包括发电功率和启停太阳城集团;常规机组出力特性表征方程如下:
(1)发电功率表征方程为:
Pimin≤Pi≤Pimax                               (5)
其中,Pi为第i台发电机组的发电功率,和分别为第i台发电机组的发电功率上下限;
(2)启停太阳城集团表征方程为:
Ton≥Tminon,Toff≥Tminoff                         (6)
其中,Ton和Toff分别为发电机组启动和停止太阳城集团,Tminon和Tminoff分别为发电机组启动和停止太阳城集团下限值。

6.  根据权利要求1所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述步骤3中,分析区域风资源、风电历史出力特性、风电运行季节性特性和地域性特性,建立风电机组出力模型。

7.  根据权利要求6所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述风电机组出力模型如下:
Pi,twindSwind·FLHw·Pi,twhΣi,t(Pi,twh·1)---(7)]]>
其中,为第i台风电机组在t时段的发电功率,Swind为风电机组的装机容量,FLHw 为风电满发利用小时数,表示第i台风电机组在t时段的发电功率平均值,所以为第i台径流式水电机组在t时段的发电量。

8.  根据权利要求1所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述步骤4中,建立包含大规模风电的多时空尺度的生产模拟计算模型,过程如下:
生产模拟计算模型的目标函数是最大风电消纳空间,有
max(Σt∈TΣi∈If(Pi,tG,Qi,tG,PtLoss,PtTrans,Pi,tLoad,Qi,tLoad))---(8)]]>
其中,T为总太阳城集团长度,I为区域电网元件总数,和分别为第i台发电机组在t时段的出力和调节能力,为第i个有损耗元器件在t时段的损耗,为t时段区域电网的外送功率,和分别为第i个负荷在t时段的有功功率和负荷调节特性;
且满足
Σi∈IPi,t-Σi∈IPi,tLoss=Σi∈IPi,tLoad+PtTrans---(9)]]>
其中,为t时段区域电网内所有发电机组的发电功率之和,为区域电网的网损,为t时段区域电网内的总负荷。

9.  根据权利要求1所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述步骤5包括以下步骤:
步骤5-1:通过分析所述生产模拟计算模型,得到运行指标;所述运行指标包括常规机组运行指标、风电机组运行指标和区域电网运行经济性指标;
所述常规机组运行指标包括火电机组利用小时数、火电机组启停次数和费用和火电发电量;所述风电机组运行指标包括风电发电量、风电利用小时数和风电受阻电量,所述区域电网运行经济性指标包括常规机组参与调峰补偿费用、风电机组不同装机容量对风电和火电运行的影响;
步骤5-2:通过所述生产模拟计算模型,进行风力发电可接纳容量的计算;
步骤5-3:根据电网网架约束判断各项运行指标是否合理,若合理,则计算结束,表明该区域电网具有稳定性,否则调整风电发展规划后,重新进行区域电网生产模拟计算;
其中电网网架约束包括发电功率约束、潮流约束和电压约束。

10.  根据权利要求9所述的区域电网风电发展的规划方法,其特征在于:所述步骤5-2中,风力发电可接纳容量由电网调峰容量决定,t时段的风力发电可接纳容量的表达式如下:
PtWbal=PtSbal-PReserve-=PtG.real-PtG.low-PSpin-                 (10)
其中,为t时刻风力发电可接纳容量,为t时刻区域电网的调峰容量,PReserve-为区域电网负的总备用容量,为t时刻区域电网发电负荷,为区域电网发电功率下限,PSpin-为区域电网负的负荷备用容量;
且有
PtSbal=PtG.real-PG.low                             (11)
PtG.real=PtLoad+PtTrans+PtLoss+KG×PG.open                   (12)
PReserve+=PSpin++PCont                            (13)
PReserve-=PSpin-                              (14)
PG.open=PG.max+PReserve+                          (15)
其中,为t时段区域电网的用电负荷,为区域电网的外送功率,为t时段区域电网的网损,KG为平均厂用电率,PG.open为区域电网的开机容量,PReserve+为区域电网正的总备用容量,PSpin+为区域电网正的负荷备用容量,PCont为区域电网事故备用容量,PG.max为区域电网的最大发电负荷。

说明书

说明书一种区域电网风电发展的规划方法
技术领域
本发明属于电力系统规划领域,具体涉及一种区域电网风电发展的规划方法。
背景技术
我国政府高度重视风电发展,把加快发展风电作为优化能源结构、推动能源生产方式变革,构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系的重大战略举措,“十一五”以来实施了《可再生能源法》,制定了鼓励风电发展的区域电价、费用分摊、优先并网等一系列支持政策和配套措施,推动了我国风电高速度、大规模、高水平发展,取得举世瞩目的成就。
2012年底,我国并网风电达到6083万千瓦,超过美国跃居世界第一,其中内蒙东部、内蒙西部、甘肃酒泉、河北北部4个地区风电装机占比均超过20%,与德国17%、西班牙21%的水平相当。蒙东、蒙西、甘肃风电日发电量占用电量的比例最高分别达到72%、28%、26%,达到世界先进水平。2006年以来,全国新增风电装机5800多万千瓦,实现了风电从200万千瓦到6000万千瓦的巨大跨越,用5年半太阳城集团走过了美国、欧洲15年的风电发展历程。
另一方面,按照国家风电发展规划,2015年我国风电规模将达到1亿千瓦,建设河北、蒙东、蒙西、吉林、甘肃、山东、江苏、新疆和黑龙江等风电基地,到2020年全国风电装机超过2亿千瓦,80%以上集中在远离负荷中心、消纳风电能力十分有限的“三北”地区,这意味着我国不能像美国、西班牙等风电资源分散的国家那样,通过接入10千伏及以下配电系统就地消纳风电来实现风电大规模发展。
针对我国风电发展相对集中的特点,考虑风电出力随机性、间歇性和不可控性等固有特性的影响,采用典型运行方式分析断面电力平衡的传统规划方法,无法有效反映风电出力的实时波动性对系统的影响,迫切需要研究实现风电与电网统一协调发展的风电并网分析方法为风电与电网运行和规划提供技术支撑。
发明内容
为了克服上述现有技术的不足,本发明提供一种区域电网风电发展的规划方法,建立基于电力系统生产模拟的区域风电规划模型,建立风电消纳水平衡量指标。通过分析大规模风电并网后电力系统发、输、用各个环节运行情况,分析地区风电出力与负荷的相关性和区域 常规电源在不同季节的调峰能力,优化考虑安全约束的常规电源开机组合,开展电力系统生产模拟研究,在连续太阳城集团序列上分析了风电电量消纳情况及常规电源运行情况。
为了实现上述发明目的,本发明采取如下技术方案:
本发明提供一种区域电网风电发展的规划方法,所述方法包括以下步骤:
步骤1:建立多时空尺度的常规机组出力模型;
步骤2:建立常规机组出力特性表征方程;
步骤3:建立风电机组出力模型;
步骤4:建立基于多时空尺度的生产模拟计算模型;
步骤5:校核区域电网稳定性。
所述步骤1中,根据区域内电源类型及装机情况,分析不同季节不同接入点的发电机组的发电能力和运行特性,建立多时空尺度的常规机组出力模型;所述常规机组出力模型包括火电机组出力模型和水电机组出力模型。
所述火电机组出力模型中,火力发电厂的供热式火电机组包括背压式热电机组和抽气式热电机组;
(1)背压式热电机组工作特性如下:
Pi,tTHbp=Hi,tTHbp·CbiTHbp---(1)]]>
其中,和分别为第i台背压式热电机组在t时段的发电功率和热功率,为第i台背压式热电机组的电-热出力比值;
(2)抽气式热电机组工作特性如下:
Hi,tTHex·CbiTHexPi,tTHexPi,tTHex-Hi,tTHex·CviTHex---(2)]]>
其中,和分别为第i台抽气式热电机组每增加一单位热功率时相应的最低电功率增加值和最高电功率降低值,和为第i台抽气式热电机组在t时段的发电功率和热功率。
所述水电机组出力模型中,水电厂的水电机组包括径流式水电机组和水库式水电机组;
(1)径流式水电机组的工作特性如下:
Pi,trSr·FLHr·Pi,trhΣi,t(Pi,trh·1)---(3)]]>
其中,为第i台径流式水电机组在t时段的发电功率,Sr为径流式水电机组的装机容 量,FLHr为水电满发利用小时数,为第i台径流式水电机组在t时段的发电功率平均值,为第i台径流式水电机组在t时段的发电量;
(2)水库式水电机组的工作特性如下:
Ws+Win-ΣtPtresr≥Ws+1WminWsWmax---(4)]]>
其中,Ws为水库式水电机组本周初始可发电量,Win为水库式水电机组本周流入的可发电量,为水库式水电机组本周实际发电量,Ws+1为水库式水电机组下周初始可发电量,Wmax和Wmin为水库式水电机组的可发电量上下限。
所述2中,常规机组出力特性包括发电功率和启停太阳城集团;常规机组出力特性表征方程如下:
(1)发电功率表征方程为:
Pimin≤Pi≤Pimax                               (5)
其中,Pi为第i台发电机组的发电功率,和分别为第i台发电机组的发电功率上下限;
(2)启停太阳城集团表征方程为:
Ton≥Tminon,Toff≥Tminoff                         (6)
其中,Ton和Toff分别为发电机组启动和停止太阳城集团,Tminon和Tminoff分别为发电机组启动和停止太阳城集团下限值。
所述步骤3中,分析区域风资源、风电历史出力特性、风电运行季节性特性和地域性特性,建立风电机组出力模型。
所述风电机组出力模型如下:
Pi,twindSwind·FLHw·Pi,twhΣi,t(Pi,twh·1)---(7)]]>
其中,为第i台风电机组在t时段的发电功率,Swind为风电机组的装机容量,FLHw为风电满发利用小时数,表示第i台风电机组在t时段的发电功率平均值,所以为第i台径流式水电机组在t时段的发电量。
所述步骤4中,建立包含大规模风电的多时空尺度的生产模拟计算模型,过程如下:
生产模拟计算模型的目标函数是最大风电消纳空间,有
max(Σt∈TΣi∈If(Pi,tG,Qi,tG,PtLoss,PtTrans,Pi,tLoad,Qi,tLoad))---(8)]]>
其中,T为总太阳城集团长度,I为区域电网元件总数,和分别为第i台发电机组在t时段的出力和调节能力,为第i个有损耗元器件在t时段的损耗,为t时段区域电网的外送功率,和分别为第i个负荷在t时段的有功功率和负荷调节特性;
且满足
Σi∈IPi,t-Σi∈IPi,tLoss=Σi∈IPi,tLoad+PtTrans---(9)]]>
其中,为t时段区域电网内所有发电机组的发电功率之和,为区域电网的网损,为t时段区域电网内的总负荷。
所述步骤5包括以下步骤:
步骤5-1:通过分析所述生产模拟计算模型,得到运行指标;所述运行指标包括常规机组运行指标、风电机组运行指标和区域电网运行经济性指标;
所述常规机组运行指标包括火电机组利用小时数、火电机组启停次数和费用和火电发电量;所述风电机组运行指标包括风电发电量、风电利用小时数和风电受阻电量,所述区域电网运行经济性指标包括常规机组参与调峰补偿费用、风电机组不同装机容量对风电和火电运行的影响;
步骤5-2:通过所述生产模拟计算模型,进行风力发电可接纳容量的计算;
步骤5-3:根据电网网架约束判断各项运行指标是否合理,若合理,则计算结束,表明该区域电网具有稳定性,否则调整风电发展规划后,重新进行区域电网生产模拟计算;
其中电网网架约束包括发电功率约束、潮流约束和电压约束。
所述步骤5-2中,风力发电可接纳容量由电网调峰容量决定,t时段的风力发电可接纳容量的表达式如下:
PtWbal=PtSbal-PReserve-=PtG.real-PtG.low-PSpin-                 (10)
其中,为t时刻风力发电可接纳容量,为t时刻区域电网的调峰容量,PReserve-为区域电网负的总备用容量,为t时刻区域电网发电负荷,为区域电网发电功率 下限,PSpin-为区域电网负的负荷备用容量;
且有
PtSbal=PtG.real-PG.low                             (11)
PtG.real=PtLoad+PtTrans+PtLoss+KG×PG.open                   (12)
PReserve+=PSpin++PCont                            (13)
PReserve-=PSpin-                              (14)
PG.open=PG.max+PReserve+                          (15)
其中,为t时段区域电网的用电负荷,为区域电网的外送功率,为t时段区域电网的网损,KG为平均厂用电率,PG.open为区域电网的开机容量,PReserve+为区域电网正的总备用容量,PSpin+为区域电网正的负荷备用容量,PCont为区域电网事故备用容量,PG.max为区域电网的最大发电负荷。
与现有技术相比,本发明的有益效果在于:
1.通过分析大规模风电并网后电力系统发、输、用各个环节运行情况,分析地区风电出力与负荷的相关性和区域常规电源在不同季节的调峰能力,优化考虑安全约束的常规电源开机组合,开展电力系统生产模拟研究,在连续太阳城集团序列上分析了风电电量消纳情况及常规电源运行情况;
2.有效地反映风电出力的实时波动性对系统功率平衡的影响,是一种实现风电与电网统一协调发展的风电并网规划方法,可为风电与电网运行和规划提供技术支撑。
附图说明
图1是区域电网风电发展的规划方法流程图;
图2是凝气式热电机组的电-热出力关系曲线曲线图;
图3是背压式热电机组的电-热出力关系曲线图;
图4是抽气式热电机组的电-热处理关系曲线图;
图5是风电出力与负荷相关性曲线图;
图6是用于调峰容量计算的区域电网简化示意图;
图7是风电理论出力与可接纳空间示意图;
图8是风电实际接纳容量与受限容量示意图;
图9是本发明实施例中仿真示意图;
图10是本发明实施例中电源类型示意图;
图11是本发明实施例中电源结构示意图;
图12是本发明实施例中月实际等效运行小时数和月弃风小时数示意图;
图13是本发明实施例中风电利用小时数随风电装机容量的变化示意图;
图14是本发明实施例中风电发电量随风电装机容量的变化示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
如图1,本发明提供一种区域电网风电发展的规划方法,所述方法包括以下步骤:
步骤1:建立多时空尺度的常规机组出力模型;
步骤2:建立常规机组出力特性表征方程;
步骤3:建立风电机组出力模型;
步骤4:建立基于多时空尺度的生产模拟计算模型;
步骤5:校核区域电网稳定性。
所述步骤1中,根据区域内电源类型及装机情况,分析不同季节不同接入点的发电机组的发电能力和运行特性,建立多时空尺度的常规机组出力模型;所述常规机组出力模型包括火电机组出力模型和水电机组出力模型。
所述火电机组出力模型中,火力发电厂的风电机组包括专供发电的凝气式热电机组和兼供热的火电机组,兼供热的火电机组包括背压式热电机组和抽气式热电机组;
凝气式热电机组的电-热出力关系曲线如图2;背压式热电机组的电-热出力关系和抽气式热电机组的电-热处理关系如图3和图4;
(1)背压式热电机组工作特性如下:
Pi,tTHbp=Hi,tTHbp·CbiTHbp---(1)]]>
其中,和分别为第i台背压式热电机组在t时段的发电功率和热功率,为第i台背压式热电机组的电-热出力比值;
(2)抽气式热电机组工作特性如下:
Hi,tTHex·CbiTHexPi,tTHexPi,tTHex-Hi,tTHex·CviTHex---(2)]]>
其中,和分别为第i台抽气式热电机组每增加一单位热功率时相应的最低电功率增加值和最高电功率降低值,和为第i台抽气式热电机组在t时段的发电功率和热功率。
所述水电机组出力模型中,水电厂的水电机组包括径流式水电机组和水库式水电机组;
(1)径流式水电机组的工作特性如下:
Pi,trSr·FLHr·Pi,trhΣi,t(Pi,trh·1)---(3)]]>
其中,为第i台径流式水电机组在t时段的发电功率,Sr为径流式水电机组的装机容量,FLHr为水电满发利用小时数,为第i台径流式水电机组在t时段的发电功率平均值,为第i台径流式水电机组在t时段的发电量;
(2)水库式水电机组的工作特性如下:
Ws+Win-ΣtPtresr≥Ws+1WminWsWmax---(4)]]>
其中,Ws为水库式水电机组本周初始可发电量,Win为水库式水电机组本周流入的可发电量,为水库式水电机组本周实际发电量,Ws+1为水库式水电机组下周初始可发电量,Wmax和Wmin为水库式水电机组的可发电量上下限。
所述2中,常规机组出力特性包括发电功率和启停太阳城集团;常规机组出力特性表征方程如下:
(1)发电功率表征方程为:
Pimin≤Pi≤Pimax                               (5)
其中,Pi为第i台发电机组的发电功率,Pimax和Pimin分别为第i台发电机组的发电功率上下限;
(2)启停太阳城集团表征方程为:
Ton≥Tminon,Toff≥Tminoff                         (6)
其中,Ton和Toff分别为发电机组启动和停止太阳城集团,Tminon和Tminoff分别为发电机组启动和停止太阳城集团下限值。
所述步骤3中,分析区域风资源、风电历史出力特性、风电运行季节性特性和地域性特性,建立风电机组出力模型。风电出力与负荷相关性曲线如图5所示。
所述风电机组出力模型如下:
Pi,twindSwind·FLHw·Pi,twhΣi,t(Pi,twh·1)---(7)]]>
其中,为第i台风电机组在t时段的发电功率,Swind为风电机组的装机容量,FLHw为风电满发利用小时数,表示第i台风电机组在t时段的发电功率平均值,所以为第i台径流式水电机组在t时段的发电量。
所述步骤4中,如图7和图8,建立包含大规模风电的多时空尺度的生产模拟计算模型,过程如下:
生产模拟计算模型的目标函数是最大风电消纳空间,有
max(Σt∈TΣi∈If(Pi,tG,Qi,tG,PtLoss,PtTrans,Pi,tLoad,Qi,tLoad))---(8)]]>
其中,T为总太阳城集团长度,I为区域电网元件总数,和分别为第i台发电机组在t时段的出力和调节能力,为第i个有损耗元器件在t时段的损耗,为t时段区域电网的外送功率,和分别为第i个负荷在t时段的有功功率和负荷调节特性;
且满足
Σi∈IPi,t-Σi∈IPi,tLoss=Σi∈IPi,tLoad+PtTrans---(9)]]>
其中,为t时段区域电网内所有发电机组的发电功率之和,为区域电网的网损,为t时段区域电网内的总负荷。
所述步骤5包括以下步骤:
步骤5-1:通过分析所述生产模拟计算模型,得到运行指标;所述运行指标包括常规机组运行指标、风电机组运行指标和区域电网运行经济性指标;
所述常规机组运行指标包括火电机组利用小时数、火电机组启停次数和费用和火电发电量;所述风电机组运行指标包括风电发电量、风电利用小时数和风电受阻电量,所述区域电网运行经济性指标包括常规机组参与调峰补偿费用、风电机组不同装机容量对风电和火电运行的影响;
步骤5-2:通过所述生产模拟计算模型,进行风力发电可接纳容量的计算;
步骤5-3:根据电网网架约束判断各项运行指标是否合理,若合理,则计算结束,表明该区域电网具有稳定性,否则调整风电发展规划后,重新进行区域电网生产模拟计算;
其中电网网架约束包括发电功率约束、潮流约束和电压约束。
所述步骤5-2中,用于调峰容量计算的区域电网简化示意图如图6,风力发电可接纳容量由电网调峰容量决定,t时段的风力发电可接纳容量的表达式如下:
PtWbal=PtSbal-PReserve-=PtG.real-PtG.low-PSpin-                 (10)
其中,为t时刻风力发电可接纳容量,为t时刻区域电网的调峰容量,PReserve-为区域电网负的总备用容量,为t时刻区域电网发电负荷,为区域电网发电功率下限,PSpin-为区域电网负的负荷备用容量;
且有
PtSbal=PtG.real-PG.low                             (11)
PtG.real=PtLoad+PtTrans+PtLoss+KG×PG.open                   (12)
PReserve+=PSpin++PCont                            (13)
PReserve-=PSpin-                              (14)
PG.open=PG.max+PReserve+                          (15)
其中,为t时段区域电网的用电负荷,为区域电网的外送功率,为t时段区域电网的网损,KG为平均厂用电率,PG.open为区域电网的开机容量,PReserve+为区域电网正的总备用容量,PSpin+为区域电网正的负荷备用容量,PCont为区域电网事故备用容量,PG.max为区域电网的最大发电负荷。
下面结合一个优选实施案例对本发明实现的技术方案做进一步说明。
仿真算例系统(如图9-图11)中电源包括风电场、传统火电机组、小水电和自备电网,研究中设定整个研究系统的需要主网支持的潮流固定。
在对算例电网全年的风电典型日接纳能力进行分析的基础上,对风电在各月的理论等效运行小时数和弃风小时数进行计算,风电规划装机100MW的基础上,计算结果如附图12所示。其中,横坐标为月份,纵坐标为小时数。深色柱状图为风电在各月的实际等效运行小时 数;浅色柱状图为考虑系统的风电可用调峰能力后各月的等效弃风小时数。
可以看出,风电在各月的实际等效运行小时数均超过了130h;尤其是2月至6月这5个月,风电的月等效运行小时数均超过了155h;而7月至10月的风速相对较低,这几个月的风电等效运行小时数均不超过135h。同时,由于电网中的传统电源以火电机组为主,且小水电无法进行调节,存在弃风现象,由于风电装机不大,系统基本可以消纳,每个月最大弃风等效小时数不超过10h。
至给出了100MW风电接入后,非供暖季和供暖季典型周内的电网各类电源的发电情况。其中纵坐标为功率(MW),横坐标为太阳城集团间隔数(15分钟一点)。从图中可以看出,当处于供暖季时,网内可调电源容量变少,大量风电运行受阻。
图13和图14给出了随着风电装机容量的增大(从50MW增长到500MW),风电年等效弃风小时数以及电量情况。从图中可以看出,当风电装机180MW的时候,弃风电量将超过5%;由于存在弃风,当风电装机为500MW的时候,实际接纳的电量为理论电量的70%。
电网接纳风电能力受到电网结构、负荷水平、联络线输送能力、网内常规机组最低出力以及系统备用容量的制约。本发明使用电力生产模拟的方法来分析研究水平年的电网对风电消纳的适应性,建立了电力系统生产模拟的模型,通过模拟研究水平年内的8760个小时的风电消纳情况,即根据负荷曲线制定开机计划得出每个太阳城集团阶段的风电消纳空间,结合风电规划给出的理论风电出力得出研究水平年在规划风电容量下所发的电量和弃风电量,为电力系统风电规划提供技术支撑。
本发明提出基于多时空尺度的生产模拟方法,建立基于电力系统生产模拟的区域风电规划模型,建立风电消纳水平衡量指标。通过分析大规模风电并网后电力系统发、输、用各个环节运行情况,分析地区风电出力与负荷的相关性和区域常规电源在不同季节的调峰能力,优化考虑安全约束的常规电源开机组合,开展电力系统生产模拟研究,在连续太阳城集团序列上分析了风电电量消纳情况及常规电源运行情况。
太阳城集团最后应当说明的是:以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制,尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换,而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换,其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

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