CN110445128A - 基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法 - Google Patents

基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，包括以下步骤：获取电网运行数据、提取地区关键输电断面、构建主变与关键输电断面灵敏度、计算主变最大下调幅度、电网热稳定校验和新能源实时消纳能力统计，本发明公开了基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，对地区电网新能源消纳能力做到精准掌握、心中有数，以合理安排新能源全消纳。解决了当前对某一区域新能耗消纳无法准确判断的问题。

Description

基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法
技术领域
本发明涉及电网新能源技术领域，尤其涉及基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法。
背景技术
近几年，随着光伏等新能源大规模并网，电网面临各电压等级多电源点和新能源消纳问题，新能源一般接入110千伏及以下电网，以全消纳方式运行，由于110千伏及以下电网是开环网络，呈树形结构，在新能源规划设计时接入点容量满足全消纳是不存在问题的，故在当前电网运行中出现110千伏及以下变压器上送现象普遍存在。这一现象改变了原有电网由高到低电压等级输电模式，导致220千伏变压器普遍存在上送情况，进而引起220千伏及以上电网送出受阻，多个设备过载、火电窝电现象频发，新能源消纳是个全局电网运行问题，新能源消纳问题突显。
目前，新能源建设依然处于高速发展阶段，由于地域不同，各地区电网新能源发展呈现不均匀特点，某些地区新能源装机占到地区总负荷40％以上，电网调度压力大，亟需对地区电网新能源消纳能力做到精准掌握、心中有数，以提前通过调整运行方式和机组开机方式，合理安排新能源全消纳。
发明内容
针对上述问题，本发明提供了一种基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法。
本发明是通过以下技术方案实现：
基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，包括以下步骤：
步骤一：获取电网运行数据。
从省级电网电力调度自动化系统中获取任意时刻地区新能源总出力、线路、主变、机组设备有功、无功实测数据，以及电网设备台账信息、电网拓扑关系。
步骤二：提取地区关键输电断面。
从电力调度运行管理系统中获取设备及稳定限额、输电断面及稳定限额电网稳控数据，基于电网设备通用命名规范，根据步骤一中电网设备台账和实测数据，与稳控数据建立映射关系，并将限额值与设备实测数据进行比较，计算出各设备、输电断面的负载率，根据负载率大小，按地区归类提取出负载较大设备及输电断面统一作为该地区的关键输电断面。
步骤三：构建主变与关键输电断面灵敏度。
基于电力系统仿真软件BPA程序潮流计算功能，将步骤一中电网实测数据写入潮流计算模型中，通过调整地区各主变负荷，计算出关键输电断面潮流变化情况，与各主变负荷调整幅度进行比较，从而计算出地区内各主变与关键输电断面的灵敏度系数，以关键断面为对象，统计出与其呈反相关即灵敏度系数小于零的所有主变设备和呈正相关所有主变设备。
步骤四：计算主变最大下调幅度。
根据步骤三中关键断面与主变呈反相关灵敏度系数，将关键断面潮流上调整至额定限额的85％～95％，根据调整幅度计算出与该断面呈反相关的所有主变需要下调幅度，以此计算出所有关键断面对应的各自主变需要下调幅度，以主变为单位，进而从每台主变所有下调幅度中提取需要下调最小幅度作为该主变能够下调最大幅度ΔP主max，并与当前主变实测值与主变额定功率的75％～84％的负值即最大上送值的差值ΔP进行比较，即主变最大下调幅度ΔP主max＝if(ΔP主max>ΔP)？ΔP:ΔP主max。
步骤五：电网热稳定校验。
根据基于电力系统仿真软件BPA程序潮流计算功能，将步骤四中的主变最大下调幅度值写入潮流计算模型中，计算出关键断面潮流情况，通过与步骤二中的电网稳控数据比较，如果出现关键断面潮流超过限额的85％～95％以上，优先降低与其呈正相关的主变负荷，同时确保不会造成其他断面过限额，如果不能完全调节潮流过限额，升高与其呈反相关的主变负荷，同时确保不会造成其他断面过限额，然后再将调整后值带入计算模型中，依次循环，直至无断面超限额为止。
步骤六：新能源实时消纳能力统计。
将步骤五中调整后主变负荷进行累加，与原始主变实测负荷之和求差值即为可增加新能源消纳欲度P可增加消纳欲度＝Z主变初始负荷-Z主变调整后，整个地区新能源消纳能力为可增加新能源消纳欲度与步骤一中获取地区新能源总出力之和。
进一步的，在步骤四中，将关键断面潮流上调整至额定限额的90％，且每台主变所有下调幅度中提取需要下调最小幅度作为该主变能够下调最大幅度ΔP主max，并与当前主变实测值与主变额定功率的80％的负值即最大上送值的差值ΔP进行比较。
进一步的，在步骤五中，通过与步骤二中的电网稳控数据比较，如果出现关键断面潮流超过限额的90％以上，优先降低与其呈正相关的主变负荷。
与现有的技术相比，本发明的有益效果是：
本发明公开了基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，对地区电网新能源消纳能力做到精准掌握、心中有数，以合理安排新能源全消纳。解决了当前对某一区域新能耗消纳无法准确判断的问题。
附图说明
图1为本发明基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法的主流程图；
图2为本发明基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法中的电网热稳定校验流程图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
请一并参阅图1和图2，其中图1为本发明基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法的主流程图；图2为本发明基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法中的电网热稳定校验流程图。
基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，包括以下步骤：
步骤一：获取电网运行数据。
从省级电网电力调度自动化系统中获取任意时刻地区新能源总出力、线路、主变、机组设备有功、无功实测数据，以及电网设备台账信息、电网拓扑关系。
步骤二：提取地区关键输电断面。
从电力调度运行管理系统中获取设备及稳定限额、输电断面及稳定限额电网稳控数据，基于电网设备通用命名规范，根据步骤一中电网设备台账和实测数据，与稳控数据建立映射关系，并将限额值与设备实测数据进行比较，计算出各设备、输电断面的负载率，根据负载率大小，按地区归类提取出负载较大设备及输电断面统一作为该地区的关键输电断面。
步骤三：构建主变与关键输电断面灵敏度。
基于电力系统仿真软件BPA程序潮流计算功能，将步骤一中电网实测数据写入潮流计算模型中，通过调整地区各主变负荷，计算出关键输电断面潮流变化情况，与各主变负荷调整幅度进行比较，从而计算出地区内各主变与关键输电断面的灵敏度系数，以关键断面为对象，统计出与其呈反相关即灵敏度系数小于零的所有主变设备和呈正相关所有主变设备。
步骤四：计算主变最大下调幅度。
根据步骤三中关键断面与主变呈反相关灵敏度系数，将关键断面潮流上调整至额定限额的90％，根据调整幅度计算出与该断面呈反相关的所有主变需要下调幅度，以此计算出所有关键断面对应的各自主变需要下调幅度，以主变为单位，进而从每台主变所有下调幅度中提取需要下调最小幅度作为该主变能够下调最大幅度ΔP主max，并与当前主变实测值与主变额定功率的80％的负值即最大上送值的差值ΔP进行比较，即主变最大下调幅度ΔP主max＝if(ΔP主max>ΔP)？ΔP:ΔP主max。
以某一断面为例，ΔS断面＝if(S断面-X限额*0.9)>0)？(S断面-X限额*0.9):0，其中S断面为该断面某一时刻潮流，X限额为该断面限额值，ΔS断面大于>0，说明该断面存在可调空间，若小于0，则该断面需要下调；ΔS断面＝a*ΔP主变i，a为灵敏度系数，ΔP主变i为某一台主变需要下调整幅；ΔP主max＝min(ΔP主变i)。
步骤五：电网热稳定校验。
根据基于电力系统仿真软件BPA程序潮流计算功能，将步骤四中的主变最大下调幅度值写入潮流计算模型中，计算出关键断面潮流情况，通过与步骤二中的电网稳控数据比较，如果出现关键断面潮流超过限额的90％以上，优先降低与其呈正相关的主变负荷，同时确保不会造成其他断面过限额，如果不能完全调节潮流过限额，升高与其呈反相关的主变负荷，同时确保不会造成其他断面过限额，然后再将调整后值带入计算模型中，依次循环，直至无断面超限额为止。
步骤六：新能源实时消纳能力统计。
将步骤五中调整后主变负荷进行累加，与原始主变实测负荷之和求差值即为可增加新能源消纳欲度P可增加消纳欲度＝Z主变初始负荷-Z主变调整后，整个地区新能源消纳能力为可增加新能源消纳欲度与步骤一中获取地区新能源总出力之和。
与现有的技术相比，本发明的有益效果是：
本发明公开了基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，对地区电网新能源消纳能力做到精准掌握、心中有数，以合理安排新能源全消纳。解决了当前对某一区域新能耗消纳无法准确判断的问题。
以上显示和描述了本发明的基本原理、主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的仅为本发明的优选例，并不用来限制本发明，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等效物界定。

Claims (3)

1.基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一：获取电网运行数据；
从省级电网电力调度自动化系统中获取任意时刻地区新能源总出力、线路、主变、机组设备有功、无功实测数据，以及电网设备台账信息、电网拓扑关系；
步骤二：提取地区关键输电断面；
从电力调度运行管理系统中获取设备及稳定限额、输电断面及稳定限额电网稳控数据，基于电网设备通用命名规范，根据步骤一中电网设备台账和实测数据，与稳控数据建立映射关系，并将限额值与设备实测数据进行比较，计算出各设备、输电断面的负载率，根据负载率大小，按地区归类提取出负载较大设备及输电断面统一作为该地区的关键输电断面；
步骤三：构建主变与关键输电断面灵敏度；
基于电力系统仿真软件BPA程序潮流计算功能，将步骤一中电网实测数据写入潮流计算模型中，通过调整地区各主变负荷，计算出关键输电断面潮流变化情况，与各主变负荷调整幅度进行比较，从而计算出地区内各主变与关键输电断面的灵敏度系数，以关键断面为对象，统计出与其呈反相关即灵敏度系数小于零的所有主变设备和呈正相关所有主变设备；
步骤四：计算主变最大下调幅度；
根据步骤三中关键断面与主变呈反相关灵敏度系数，将关键断面潮流上调整至额定限额的85％～95％，根据调整幅度计算出与该断面呈反相关的所有主变需要下调幅度，以此计算出所有关键断面对应的各自主变需要下调幅度，以主变为单位，进而从每台主变所有下调幅度中提取需要下调最小幅度作为该主变能够下调最大幅度ΔP主max，并与当前主变实测值与主变额定功率的75％～84％的负值即最大上送值的差值ΔP进行比较，即主变最大下调幅度ΔP主max＝if(ΔP主max>ΔP)？ΔP:ΔP主max；
步骤五：电网热稳定校验；
根据基于电力系统仿真软件BPA程序潮流计算功能，将步骤四中的主变最大下调幅度值写入潮流计算模型中，计算出关键断面潮流情况，通过与步骤二中的电网稳控数据比较，如果出现关键断面潮流超过限额的85％～95％以上，优先降低与其呈正相关的主变负荷，同时确保不会造成其他断面过限额，如果不能完全调节潮流过限额，升高与其呈反相关的主变负荷，同时确保不会造成其他断面过限额，然后再将调整后值带入计算模型中，依次循环，直至无断面超限额为止；
步骤六：新能源实时消纳能力统计；
将步骤五中调整后主变负荷进行累加，与原始主变实测负荷之和求差值即为可增加新能源消纳欲度P可增加消纳欲度＝Z主变初始负荷-Z主变调整后，整个地区新能源消纳能力为可增加新能源消纳欲度与步骤一中获取地区新能源总出力之和。
2.根据权利要求1所述的基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，其特征在于，在步骤四中，将关键断面潮流上调整至额定限额的90％，且每台主变所有下调幅度中提取需要下调最小幅度作为该主变能够下调最大幅度ΔP主max，并与当前主变实测值与主变额定功率的80％的负值即最大上送值的差值ΔP进行比较。
3.根据权利要求2所述的基于灵敏度的地区电网新能源消纳能力实时评估方法，其特征在于，在步骤五中，通过与步骤二中的电网稳控数据比较，如果出现关键断面潮流超过限额的90％以上，优先降低与其呈正相关的主变负荷。
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