大规模水电站群月度跨省外送能力分析

水电跨省外送能力与送端水电装机规模、调节性能、天然来水、输电通道容量等复杂因素相关。针对此问题,本文提出大规模水电站群跨省外送能力分析模型。该模型首先利用流域丰枯评价方法得到不同月份丰平枯来水过程;其次利用发电量最大模型评估不同来水频率下水电系统月度最大发电能力;然后对全网进行电力电量平衡分析,若系统每日发电量扣除省内和送国外负荷后剩余电量大于跨省直流输电通道总容量,则表明当前输电通道不能够满足跨省外送需求,需要新增更多的输电通道以避免弃水。云南电网实例结果表明,提出的方法能够定量分析不同来水情况下大规模水电站群跨省外送能力及潜力,对提升清洁能源消纳能力及新增输电通道规划建设具有重要理论与现实意义。     

“十二五”期间云南季节性水电的消纳方案

"十二五"期间云南水电比重较大,负荷特性与水电特性不匹配使得云南电网丰水期存在大量的水电季节性电量,若不能充分利用将产生大量的弃水。测算了云南季节性电能规模,研究了云南季节性电能的可外送规模和消纳方案,提出了通过在西电东送协议基础上,丰水期云南增送广东季节性电力与电量,贵州相应减送广东同样规模电力与电量的方法,实现云南季节性电能在贵州的消纳。研究结果表明,云南2014年可以外送贵州3 GW季节性电能,外送弃水电量约4.8 TWh;2015年可以外送贵州2 GW季节性电能,外送弃水电量约4.4 TWh;由此能够产生约12.6亿元的经济效益。     

云贵互联通道对消纳云南富余水电作用研究

"十二五"末以来,云南电力供大于求的矛盾不断凸显,水电弃水压力不断恶化。受"十三五"末期澜沧江上游水电和乌东德电站集中投产、云南水电调节能力较差等因素影响,未来较长时间云南丰期电力过剩矛盾仍将持续。本文对云南中长期富余水电规模进行了测算,并通过挖掘云南外送通道潜力和西电东送受端市场消纳能力,分析了云南中长期弃水规模及特性,并以此为基础,分析了不同云贵互联通道建设规模对消纳云南富余水电的作用,为中长期云南富余水电消纳和云贵互联通道建设规模选择、送电曲线拟定提供参考。     

“十三五”云南风电消纳能力分析

根据云南"十三五"骨干电源前期筹备建设情况、电力需求预测和电力电量平衡计算结果,在云南新增主要水电投产时序确定的情况下,对云南风电消纳能力进行分析,提出风电规划不是独立的规划,是电力规划的组成部分之一,风电的消纳能力直接受其它电源规划的影响,建议国家能源主管部门统一开展"十三五"电力规划,统筹常规电源和风电等电源规划,协调好各类电源的规划规模和建设时序。     

小水电与大中型水电分区输电限制优化调度模型

针对小水电大规模接入条件下与大中型水电的协调调度问题,在小水电负荷率与大中型水电区间流量相关分析基础上,以可消纳电量最大为优化目标,考虑输电能力限制条件,建立小水电与大中型水电分区输电限制优化调度模型,并提出基于优化模型的可识别输电瓶颈的水电消纳量随输电能力提高增长率的指标分析方法。云南德宏地区的实例研究表明,所提方法能充分考虑输电能力对水电消纳的限制,有效提高水电消纳电量,提高大小水电协调调度效益。同时有效利用大水电调节能力和小水电长期发电能力特性,为输电线路扩容的效益分析提供指导。     

大规模风电接入吉林电网风电消纳能力分析

针对风电大规模并入电网后,消纳风电能力受制约问题,基于吉林电网的电源负荷特性及峰谷差情况分析,在充分考虑尖峰电源备用、低谷火电机组深度调峰的情况下,提出了考虑电力平衡的最大风电消纳能力的计算方法,计算得出了2014年、2016年吉林电网最大风电可接纳容量,并分析了制约风电消纳能力的主要因素,最后提出了加快风电外送通道和加强抽水蓄能电站建设、推广电能替代工作、提高风电储能技术的实用化水平以及健全火电调峰补偿机制具体建议。     

电网动态极限约束条件下的新能源实时消纳裕度计算评估方法

为了给新能源消纳工作提供量化的决策参考依据,提出了电网动态极限约束条件下新能源消纳裕度的计算方法,并建设了电网实时平衡能力监视系统,对新能源消纳状态进行实时计算与评估。首先针对新能源消纳状态评估指标,建立了电网新能源可用发电电力,电网下调节能力,跨省、跨区通道消纳裕度,直流受端可消纳富余电力等4项量化指标。然后建设了电网实时平衡能力监视系统,并通过其完成省级、区级电网新能源调峰受阻、全网火电下调节能力等数据的计算,通过国调和分中心监视系统进行送受端省级、区级的数据交互,完成跨省、跨区通道裕度和直流受端可消纳富余电力的计算及安全校核。最后电网实时平衡能力监视系统基于以上数据和相关判据对新能源消纳状态进行动态评估。     

酒泉风电跨区消纳模式及其外送方案

随着大规模风电基地的开发利用,电力、电量消纳市场成为制约风电发展的首要问题,没有成熟的解决方案可循。文中就酒泉风电跨省跨区消纳的必要性、酒泉风电的消纳能力、风电接入的辅助服务需求、甘肃风电外送模式、甘肃风电外送功率调节方式、酒泉风电基地外送负荷特性和能源基地直送类型外送成本等基本观点进行了探讨,论证了在多种约束条件下,风电、光电、水电、火电联合打捆外送是近期酒泉风电外送的最可行的选择,最后提出了促进大规模风电输送及消纳的政策性建议。     

全力建好观音岩水电站送出工程

正金沙江观音岩水电站送出工程包括:观音岩水电站过渡期500千伏交流送出工程、观音岩直流送出工程(永仁换流站、富宁换流站、永仁一富宁直流线路)、观音岩受端500千伏交流送出工程、观音岩送端500千伏配套交流工程。随着云南大型水电的陆续投产,云南近期富余电力外送非常有必要,与云南相邻的广西是缺能省份,具有一定消纳云南水电能力,在满足云南本省用电需求的基础上,观音岩电站丰期最大送点广西3000兆瓦是合适的。为兼顾云南省文山地区枯水期     

实用化水火风光系统时序电力电量平衡方法

新型电力系统背景下,新能源占比逐步提高。新能源的随机性、波动性和反调峰特性使电力系统调节困难,电力电量平衡分析面临新的挑战。本文结合能源转型战略需求,首先提出了新型电力系统电力电量平衡模式,给出了电力电量平衡关键流程;接着对火电、水电、抽水蓄能/储能电源进行精细化建模,建立时序电力电量平衡模型;最后基于实际电网数据的算例分析验证所提方法的准确性和效率。结果表明,该方法能够准确反映水、火和储能机组的出力特性,给出新能源消纳情况,支撑提升措施研究,显著提升科学规划水平。     

云南“十二五”西部水电消纳研究

以＂十二五＂期间云南滇西六市州电网规划为基础,结合＂桥头堡＂政策、区域内工业规划布局、滇西现有及规划网架输送电能力,以中小水电立足于就地消纳,就近平衡,兼顾外送为原则,从载能负荷培育、电网规划建设、调整调度及营销策略、电价机制等角度,深挖滇西六市州电能市场消纳潜力,提出了消纳滇西汛期富余水电电能的具体措施及建议。     

新型电力系统电力电量平衡调度问题的思考

随着新能源渗透率的不断加大,电力系统的电力电量平衡特性、分析方法和应对策略都将发生重大改变。有效应对新能源出力的不确定性,保证电力可靠供应与清洁能源最大限度消纳的难度显著增加。基于新能源出力预测精度与电力调度保供应、保消纳决策目标期望均随时间尺度的缩短而逐渐提高的特点,提出一种按时间尺度逐层分解、递进优化的电力电量平衡分析方法与调度优化策略。通过分层递进与目标解耦,可在新能源高占比场景中实现以电力可靠供应与清洁能源最大限度消纳为目标的高效求解。以某电网的新能源高占比规划场景为例,对该系统中的电力电量平衡分析与调度策略优化问题进行年、月、周、日等各时间尺度上的全过程研究,揭示新能源高占比场景中调度机构开展电力电量平衡工作面临的新问题与新挑战,提出调节资源协同配置、发电机组检修策略调整、送受电策略调整及配套电力市场机制建设等建议措施。     

风电弃风电量的计算方法与模型

在深入分析影响风电弃风因素的基础上,从调度运行层面上提出了基于逐小时电力平衡的计算方法。综合考虑火电、水电和风电的发电技术特性,电力和热力平衡、以及输电容量等约束,以系统运行成本最低为目标,建立了弃风电量的计算模型。以我国某风电大省为实际算例,计算2011年该省在接入不同风电容量下的弃风电量比例,验证了文中提出的计算方法和模型的优越性。     

四川电力发展对新能源建设规模影响分析

根据"十三五"中后期四川未来电力需求负荷预测、电源装机规模、电网规划等电力发展状况,研究分析未来2020年四川新能源合理的规划建设规模容量。一方面根据四川全网电力电量平衡计算分析新能源电力建设市场空间,以及新能源建设对四川省水电丰期弃水以及火电利用小时数影响;另一方面,结合川西水电送出通道以及川电出口外送通道的电网建设规划,分析电网建设与电网输电能力对未来四川新能源规模及电力顺利送出的影响。     

化解云南电力结构性矛盾促进水电消纳研究

水电是宝贵的清洁能源,水电的消纳是社会关注的焦点。为推动新时代能源发展,水电的充分消纳是需要着重解决的重点问题之一。云南省是我国的水电大省,水电装机占比达到70%以上。长期以来,云南水电出力与负荷特性不匹配的结构性矛盾是云南能源高质量发展的制约因素。在深入剖析云南电力结构性矛盾问题的基础上,结合云南电力发展形势,研究提出具有针对性的促进水电消纳的措施。     

基于多状态概率模型的新能源消纳能力分析

新能源发电装机规模日益增加,客观评价电网消纳新能源的能力是提高新能源渗透率又保证系统安全稳定运行的重要条件。本文基于新能源联合出力多状态概率模型,考虑系统调峰容量约束,利用新能源装机规模、损失电量及消纳电量在无约束情况下新能源理论可发电量中的占比等指标来综合评估电网的新能源消纳能力,进而提出一种基于多状态概率模型的新能源消纳能力分析方法。对某省2020水平年规划电网新能源消纳能力进行了实例分析,统计历史年新能源出力概率分布,并依据该统计结果求取了风电、光伏联合出力概率分布,利用该省电源、负荷等规划数据测算了系统剩余调峰容量,进而评估了新能源消纳能力,分析了状态数选择对分析结果的影响,验证了所提出方法的正确性和有效性。     

基于四川水电调峰外送情景下的受端电网接纳空间分析

当前有关四川水电跨省消纳研究多以水电外送电量最大化为目标而忽视了受端电网调峰压力问题,实际上若受电区调峰形势严峻,则难以实现水电跨省最大化消纳的真正落地。鉴于此,为缓解四川水电跨区消纳与受电区调峰压力之间的矛盾,文中在考虑受电区本地清洁能源消纳和电力系统可调容量基础上,以外送水电负荷追踪能力最大化为目标,构建了四川水电调峰外送方式下的受端电网接纳空间测算模型,以重庆电网为算例,设置汛期高负荷水平日、中等负荷水平日和低负荷水平日3种场景,计算了重庆电网接纳空间水平,然后与四川水电常规外送方式进行比较,结果表明：四川水电调峰外送方式下,3种场景中重庆电网可在其调峰能力之内接纳四川水电54 525 MW·h、31 340 MW·h和22 082 MW·h;四川水电调峰外送情境下,主要承担重庆尖端负荷,削减了电网负荷峰谷差,3种场景中受电区调峰压力分别降低了20%、14%和9%;与四川水电常规外送方式相比,四川水电调峰外送方式有效降低了重庆调峰运行成本,缓和了受电区调峰压力,更有利于电力系统安全经济运行。     

西南水电外送规模及流向

我国水电资源丰富,主要蕴藏在西部地区,约占全国水电经济可开发量的59%,其中:云南、西川2省集中了近2亿kW的待开发水电,是我国未来"西电东送"的重要水电基地.为合理利用西南水电资源,通过对水电基地开发容量及受电地区电力市场情况的分析,提出西南水电的外送方案,涉及外送规模、受电市场容量及送电方向等,可供电力规划参考.     

考虑弃水电量成本的短期电力电量平衡模型

为提高汛期水电消纳能力,本文在已有成本最小模型中引入弃水惩罚成本,建立了考虑弃水电量成本的短期电力电量平衡模型;针对模型求解过程中难以有效获取满足大规模复杂约束的可行解的不足,避免算法过早收敛和陷入局部最优,提出了基于滚动修正策略的改进粒子群算法。云南省滇中区域电网计算结果表明,相较于成本最小模型,虽然其它能源成本增加了142万元,但汛期弃水电量减少了714万kWh,系统总成本降低了7.04%;相较于弃水电量成本最小模型,虽然弃水电量增加了285万kWh,但火电成本降低了1795万元,系统总成本降低了21.65%;在缺乏调峰容量的时段内,适度安排其他电站进行调峰能够有效减小弃水电量和总成本。     

西藏水电外送电量达3.3亿千瓦时

<正>11月5日,西北电力交易分中心传来消息,今年西藏水电累计外送电量达3.3亿千瓦时,最大外送电力24万千瓦,相当于减少受电地区煤炭消耗11万吨,减排二氧化碳30万吨。日前,柴拉直流西藏送出功率逐步降低至零,今年西藏水电外送消纳计划圆满完成。今年以来,西藏最大的水电开发项目藏木水电站机组陆续投产,西藏水电装机容量快速增长,电力供需形势首次由全年缺电转变为"丰余枯缺"。为做好西藏水电外送和消纳工