新疆与西北联网后电力交易及转运网损补偿机制研究

新疆电网是西北送端电网的重要组成部分,参与西北电网跨区、跨省交易,才能发挥联网工程的电量效益。结合西北电网跨区、跨省交易现状,分析了现阶段疆电东送的目标市场,提出了转运网损补偿方案,对新疆电力交易工作具有参考意义。     

西北750kV电网发展规划若干问题探讨

介绍了“十一五”前后至2015年西北750kV电网发展的主要目标：建设覆盖五省（区）的750kV主干网架、实现新疆与陕甘青宁750kV同步联网、实现西北电网与西藏联网、不断推进西北外送电通道建设并扩大外送电规模,以及750kV电网“十二五”规划最新进展。探讨了西北电力外送、西北与新疆联网、风电大规模送出、甘肃至宁夏和甘肃至青海第二回输电通道规划、电磁环网解环以及规划与运行校核标准不统一等当前西北电网发展规划中的重点、难点问题,并提出了相关建议。     

大容量SVC在750 kV电网中的应用

针对目前新疆-西北主网750kV输电通道存在的电压失稳的风险以及输电容量较低的现状,提出在新疆-西北主网750kV输电第二通道中的沙卅1750kV变电站装设大容量SVC来提升新疆火电基地、甘肃风电基地向外的输电能力,并有效抑制甘肃风电基地大规模接入系统引起的电压波动。对SVC的配置方案进行了详细的比较,提出了适合工程实施且投资较省的方案,并通过系统仿真,对SVC抑制系统电压波动的性能进行了验证。结果表明,提出的SVC配置方案可行,沙州750kV变电站SVC的投人将有效地减弱甘肃酒泉风电基地对西北主网的冲击,且具有较强的抑制电压波能的能力,能明显提升新疆电网外送输电通道的输送容量,可应用于工程实践。     

国家发改委核准750kV永登—哈密输变电工程

为满足甘肃河西地区风电送出的需要,实现新疆同西北电网联网,2010年3月5日,国家发改委以发改能源[2010]383号《国家发展改革委关于西北永登至哈密750kV输变电工程及酒泉风电一期配套送出330kV输变电工     

我国风电大规模外送协同运行方式研究

由于风力发电具有随机性、间歇性和不可控性等特点,大规模接入后对电网运行将会产生较大影响,目前风电与电网的适应性和配套问题已成为限制风电发展和使用的瓶颈。基于风电出力特性,结合大规模风电外送时存在的问题,研究分析了风电外送协同运行方式,提出了风电大规模外送协同运行方式结构框架,并结合实例进行了应用分析。结果表明,在送端配置相应配套电源及调整风电并网容量等措施后,可有效解决风电外送电力瞬变、随机间隔等问题,并能促使风电外送电力过程相对平稳,降低风电弃风率、增加输送有效容量、提高输变电利用小时数。     

西北电网将投资2000亿元打造送端电网

"十二五"期间,西北电网将投资2000亿元打造世界一流750kV坚强智能送端电网。到2015年,西北750kV电网规模将实现翻番",网对网"电力外送能力将达到5500余万kW,是当前外送规模的9.1倍,西北电网将在全国能源输送和市场配置中发挥更加重要的作用。     

电网技术资讯

“十二五”期间．西北电网将投资2000亿元打造世界一流750kV坚强智能送端电网。到2015年,西北750kV电网规模将实现翻番．“网对网”电力外送能力将达到5500余万kW,是当前外送规模的9．1倍,西北电网将在全国能源输送和市场配置中发挥更加重要的作用。     

西北750 kV电网规划新进展及重大问题探讨

提出了"十一五"期间,西北750kV电网发展的主要目标:建设覆盖五省(区)的750kV主干网架、推进外送电通道建设及扩大西电东送规模、实现新疆与陕甘青宁750kV同步联网、实现西北电网与西藏联网。论述了西北750kV电网规划的重点:建设坚强的750kV主干网架,保障大型电源满发送出及各负荷中心电网可靠供电;加强主要潮流断面及送电通道建设,不断满足区域内省(区)际间电力电量交换大幅度增长的需求,不断提高西北电网的外送电能力。探讨了大电网的安全稳定、高低压电磁环网、高低电压等级电网协调发展、外送电市场空间的落实及外送通道建设的推进、主力电源接入系统和750kV与1000kV电网的衔接等问题。     

西北750kV电网规划新进展及重大问题探讨

提出了“十一五”期间，西北750kV电网发展的主要目标：建设覆盖五省（区）750kV主干网架、推进外送电通道建设及扩大西电东送规模、实现新疆与陕甘青宁750kV同步联网、实现西北电网与西藏联网。论述了西北750kV电网规划的重点.建设坚强的750kV主干网架．保障大型电源满发送出及各负荷中心电网可靠供电.加强主要潮流断面及送电通道建设。不断满足区域内省（区）际间电力电量交换大幅度增长的需求，不断提高西北电网的外送电能力。探讨了大电网的安全稳定、高低压电磁环网、高低电压等级电网协调发展、外送电市场空间的落实及外送通道建设的推进、主力电源接入系统和750kV与1000kV电网的衔接等问题。     

建设坚强送端电网 推动清洁能源发展

阐述了当前西北外向型、送出型、规模型“三型”电网发展的特征,分析了我国能源资源分布、电力消费现状和风电等清洁能源发展给电网提出的种种挑战,提出建设并依托西北坚强送端电网实现风电“流域化”开发、统一调度和优化配置,以坚强电网推动能源发展。     

西北电网外送暨宁东—山东±660 kV高压直流联网示范工程浅议

分析了西北与华北电网宁东-山东±660kV高压直流输电工程中的近10项“世界第一”技术创新特点．从系统联网角度阐述了该工程建设的经济和社会效益。根据国家“西电东送”战略要求,通过国家电网的统一规划、建设和调配,西北750kV骨干电网作为“三华”送端电网的格局已经形成,该直流联网示范工程将西北黄河上游水电、宁东火电打捆外送,对于西北地区煤电、水电、风电等能源大规模外送具有显著的示范作用,将实现更大范围的能源资源优化配置与利用。     

西北区域电力外送市场运营综合绩效分析

西北区域在电力外送市场运营中,采用"电量库"交易机制,实施部分外送电量市场化交易模式。为客观、定量地反映西北外送电力市场运营绩效的发展和变化趋势,采用主成分分析方法对西北区域电力外送市场的运营进行综合绩效评价,并通过实证检验发现,通过近几年的不断发展和完善,西北区域开展电力市场化运营后,绩效是逐步增加的,西北外送电量在不断满足跨区电量需求的同时,也为自身的电力外送市场发展奠定了良好的基础。     

基于比例潮流追踪的输电分摊计算方法

大电网经济效益计算中关键是对输电价的计算,输电价计算的核心是输电分摊,也就是把电网的成本按照合理的输电分摊方法分摊至各受电节点,从而形成该节点的输电价,以进一步计算输电经济效益。比例潮流追踪是在根据网络功率流动分布规律的基础上,依据节点功率比例分摊的原理计算输电分摊。通过比例潮流追踪解决如何计算到网电价,对交流输电网来说,也就是计算各受电端节点的到网节点电价。该方法能非常具体地计算每个输电受电节点对特高压输电网的使用情况,从而提高输电分摊计算的精确性、科学性以及电网经济效益分析的准确性。     

机遇与挑战并存的酒泉风电基地

本文分析了酒泉风电基地资源与市场逆向分布、出力时空分布等特点,研究了大规模风电集中并网面临的送出、消纳、调峰、系统稳定和运行控制等方面的挑战,结合大规模风电基地的运行实际,提出了应对措施及规范发展的建议。     

西北电网风电调度运行管理研究

介绍了西北电网的风电场现状、规划容量及接入情况．阐述了大规模风电场接入对西北电网调频、调峰、稳定性及无功调节等各方面安全运行带来的影响,分析研究了大量风电场集中投运对发电计划编制、调度运行控制、电力市场交易模式、并网运行管理所提出的新要求,最后提出了加快750骨干网架建设、提高对风电的监控能力及调度技术支撑手段、探索电量交易模式及消纳机制、加强风电并网运行管理等解决方案和应对策略,确保西北风电与电网实现协调、有序的发展。     

西北电力系统如何应对大规模风电开发与利用

分析了我国风电大规模开发面临的主要问题,并指出要解决风电并网的调峰和电力系统稳定等难题,必须依靠和建设统一坚强智能电网,坚定不移的实施“一特四大”战略,在坚持电网电源统一规划的基础上,实施风电与火电配套建设和打捆外送,实现区域问能源资源优化配置,建立风能全国消纳平台,促进新能源、常规电源与电网科学有序协调发展。     

含CSP电站的风光火储联合外送系统优化配置

为解决中国西北地区的新能源消纳问题,提出一种含CSP电站的风光火储联合外送系统优化配置方法。首先,根据风光火储的互补特性建立含CSP电站的风光火储联合外送系统的典型架构,并分析其工作机制;其次,结合拉丁超立方抽样以及基于时序自相关和互相关的时序重构、时序组合和场景择优,生成考虑时序自相关和互相关性的随机场景集;接着,以计及碳排放成本的系统收益和系统新能源消纳能力最优为多目标,构建含CSP电站的风光火储联合外送系统多目标优化配置模型,并通过增广ε-约束法结合商用软件CPLEX进行求解;最后,以西北某地区2025年电网规划数据构造的算例进行仿真,验证了该配置方法能有效提高系统收益,促进风光消纳,提高系统电力送出能力。     

新形势下电网企业输配电固定资产投资优化配置的系统动力学仿真应用

结合新一轮电力体制改革对电网公司在市场化环境的经营管理要求,通过挖掘业务驱动关系,建立了指标间的因果关系,梳理了电网公司经营目标的优化逻辑,以系统动力学为基础,通过VENSIM工具构建了电网公司输配电固定资产投资的多目标优化仿真模型。实例应用结果表明,该模型考虑了企业经营的动态复杂性,实现了动态的闭环反馈测算,为管理决策提供了有效的分析工具,提高了资源配置测算的准确性和效率。     

Electricity transmission tariffs for large-scale wind power consumption in western Gansu province,China

Large-scale wind power transmission presents the power system with several challenges. The determination of the transmission tariff and the cost-sharing issue are potential obstacles which may influence the development of wind power. This paper analyses the incremental cost to the power system for long-distance transmission of wind power, considers the fixed and variable properties of the incremental cost and the risk of fluctuations in the cost, and establishes a comprehensive risk-based pricing model for long-distance transmission of large-scale wind power electricity. Gansu Province in China has abundant wind resources, so we use the Jiuquan wind power integration and the ±800 kV Gansu-Zhuzhou direct current (DC) power transmission as examples to test the validity of the model. The conclusions are as follows: the allowances for access grid connection cost should be separately estimated for the large-scale wind power base and long-distance transmission; and the long-distance transmission pricing of large-scale wind power should apply a two-part electricity transmission pricing system, in order to eliminate the volatility risk inherent in each simple allocation method, and the fixed and variable characteristics of the transmission cost. The transmission price must include compensation for depreciation, operation and maintenance costs, and also a reasonable return on investment, in order to offer an effective incentive and guidance mechanism for enterprises’ business development.