CN112184016A - 复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法。包括下述步骤:S1，分析或收集水电站和光伏电站各典型年的逐时出力过程；S2，收集并分析水电站的送出通道规模；S3，结合水电及送出通道归入水光互补情况，拟定“水电归入互补比例”方案，据此计算出互补水电和用于互补的通道容量；S4，计算弃光率；S5，基于水电归入互补比例和弃光率,计算出对于不同规模光伏装机规模方案，在不同水电归入互补比例情况下的光伏吸纳率，直至得到最优解。本发明针对复杂电力系统大规模光伏并网消纳时，因分析资料多、目标函数多样和约束条件复杂，难以快速判断光伏规模是否合理的情况，提出一种能够快速判断水光互补一体化光伏规模是否合适的方法。

Description

复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法

技术领域

本发明涉及水光互补一体化研究技术领域，特别涉及一种复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法。

背景技术

随着全球能源危机和环境污染问题的日益严峻，大规模开发和利用清洁可再生能源是实现人类社会可持续发展的重要手段。太阳能资源具有清洁、可再生、分布广、蕴藏量大的特点，被认为是化石能源理想的替代品。我国太阳能等新能源资源丰富，光伏发电具有很大的发展前景，目前我国是世界上光伏发电装机容量最大的国家，但是光伏出力过程具有“随机性、间歇性和波动性”的特点，这限制了光伏发电的并网消纳，严重限制了光伏发电在电力系统中的渗透率。随着光伏发电的快速发展，提高光伏的消纳能力是一个亟待解决的大问题。

在复杂电网运行中，通常有多种能源品种和变化的电力负荷，当大规模的光伏电站并网时，原则上应由电网中的所有具备调节能力的电源共同承担电网负荷及平滑光伏电力，水电、火电等与光伏发电可相互补充、协调配合。但从资源、环保和经济性等角度考虑，水电是一种传统的清洁可再生能源，调度灵活、运行费低，便于进行电力调峰。水力发电可以利用其快速调节的性能来平滑光伏出力，因此利用水电和光伏发电相互补充、协调配合，实施水光互补一体化协调运行，将光伏电站接入水电站，与水电站公用水电站的送出线路，可不改变电网布局、简化电网调度、提高光伏并网能力及可靠性、提高送出通道利用率，成为一种快速开发光伏的新途径。

对于水光互补一体化协调运行的水电站，其配置光伏规模越大，则需要水电站的调节性能越好，而调节性能越好的水电站在电网中承担的调峰、调频和备用等功能就越强，在电力系统中的位置就越重要，电网调度也更复杂。

复杂电网条件，不仅有发电调度平衡的复杂性，水电站还常有水电梯级间水力补偿、防洪、航运、生态基流、供水、灌溉等任务。参与水光互补的水电站，在光伏接入后，在一定程度上会影响原有的调度运行。

如何满足电力系统调度要求，又能基本保持水电站原有功能及在电网工作位置，且“一体化”经济可性，这些一直是大家关心的问题。但不同的目标函数和诸多约束条件，致使在确定水光互补一体化合理的光伏规模时，需要收集大量的资料，设定大量的参数和运行方式，进行反复的分析和计算，这就给发电企业和电网公司多方决策带来了时间上、标准上的判断困惑，因此，需要寻找一种能够方便迅速判断水光互补一体化光伏规模的方法。

发明内容

本发明的目的在于针对在复杂电力系统中，大规模光伏并网消纳条件下，现有方法分析水光互补一体化规模时，分析资料多、目标函数多样和约束条件复杂，难以快速判断光伏规模是否合理的实际情况，提出一种能够快速判断水光互补一体化光伏规模是否合适的解决方法，为发电企业和电网提供决策依据。

本发明的技术方案：复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，包括下述步骤:

S1，分析或收集水电站和光伏电站各典型年的逐时出力过程；

S2，收集并分析水电站的送出通道规模；

S3，结合水电及送出通道归入水光互补情况，拟定“水电归入互补比例”方案，据此计算出互补水电和用于互补的通道容量；

S4，计算弃光率；

S5，基于水电归入互补比例和弃光率,计算出对于不同规模光伏装机规模方案，在不同水电归入互补比例情况下的光伏吸纳率，直至得到最优解。

前述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法所述的步骤S1中，水电站各典型年的逐时出力过程的分析或收集如下：

选择水电站近3～5年年实际逐时出力过程，或选择水电站接近平水年来水量的典型年逐时出力过程，或两者均分析。

前述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法所述的步骤S1中，光伏电站各典型年的逐时出力过程的分析或收集如下：

根据收集的光伏电站的逐时出力过程，并分析阴天、晴天和多云天气日出力作为光伏电站的典型日出力过程。

前述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法中，当无法收集光伏电站的逐时出力过程时，选择典型出力过程为代表。

前述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法所述的步骤S2中，水电站的送出通道规模根据分析水电站送出通道现状和建设情况得到。

前述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法所述的步骤S3中，水电及送出通道归入水光互补情况，根据下述方法得到：

根据水电站实际出力资料，结合下游生态流量、航运和防洪因素，分析水电站在系统中承担的调峰容量和备用容量功能，得到水电及送出通道归入水光互补情况。

前述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法所述的步骤S3中，“水电归入互补比例”按下述公式计算：

b＝(N_s-N_sb-N_st)/N_s (1)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，N_s、N_sb、N_st分别为水光互补水电站的装机容量、其在电力系统中承担的调峰容量和备用容量。

前述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法所述的步骤S4中，弃光率按下述方法计算：

计算可用于调节光伏的水电站的补光前出力过程，其公式为

P_bst＝b×P_st (2)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，P_bst、P_st分别为水光互补的水电站用于补光的水电站出力过程和全部出力过程，t为时刻，单位是小时，1≤t≤24；

计算用于调节光伏的送出通道容量N_GL，其公式为

N_GL＝b×N_SL (3)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，N_GL、N_SL分别为水光互补的水电站调节光伏的送出通道容量和水电站送出通道容量；

计算超出N_GL的光伏出力过程对应的年弃光电量E_QG1，公式如下：

E_QG1i是超出N_GL的日光伏出力过程对应的日弃光电量；P_Gt是光伏原始日出力过程；

计算水电无法调节的光伏出力过程对应的年弃光电量E_QG2，公式如下：

式中，E_Y为水电站日预想出力，通常预想出力可取值为水电站装机容量；E_QG2i是通过水电无法调节的光伏出力过程对应的日弃光电量；

计算年弃光电量和年弃光率，公式为

E_QG＝E_QG1+E_QG2 (9)

γ＝E_QG1/E_G (10)

式中，γ为年弃光率；E_QG、E_G为光伏的年弃光电量和光伏原始年电量，E_QG1是超出N_GL的光伏出力过程对应的年弃光电量，E_QG2是通过水电无法调节的光伏出力过程对应的年弃光电量。

有益效果：与现有技术相比，本发明具有如下有益效果：

(1)本发明考虑了水电站在电力系统中承担的功能和作用，提出了水电站及送出通道水光互补比例，便于发电企业理解和电网区分水电站的原有功能和用于调节光伏的功能的改变程度，利于发电企业和电网决策者宏观把控水光互补水电站用于调节光伏的程度。

(2)本发明利用“水电归入水光互补比例”，将水电站出力过程和送出通道，按此比例进行分配，使得发电企业和电网等决策者能够根据水电站在系统中的功能快速的判断水电站配置水光互补的光伏电站的容量是否符合实际情况，从而可以保证可再生能源的充分消纳。此外，本发明根据“水电站归入水光互补比例”，通过收集水电站近几年的实际出力过程和光伏发电出力过程，结合新能源消纳指标，便可快速判断水电站水光互补一体化光伏规模的合理性；其方法简单、便捷。

(3)本发明通过简单的指标，可使复杂问题清晰化、数量化。本发明考虑了水光互补一体化水电站在电网系统中承担的功能和作用，通过“水电站归入水光互补比例”，便于发电企业理解和电网区分水电站的原有功能和用于调节光伏的功能的改变程度，利于发电企业和电网决策者宏观把控水光互补水电站用于调节光伏的程度。

(4)本发明适用范围广、效果显著。光伏是可再生、清洁、经济的重要能源，涉及国家能源安全、能源结构，快速判断并决策“水光一体化”规模，其意义重大、效果显而易见、通用性强、适用面广。本发明尤其适合在复杂电网系统下，缺乏电网相关资料和无法开展复杂的建模计算情况下对水光互补一体化光伏规模的快速、准确地判断。

(5)本发明克服了一般方法的复杂而不准确的计算；计算操作相对简便、快捷，指标概念明确、易懂、实用。具体地，本发明计算原理简单，易于理解，需收集分析的数据量少，便于发电企业和电网自己开展水光互补一体化光伏规模的初步分析和判断。此外，本发明避免了复杂的数学模型建模和大规模的数值计算，只需利用常规的office办公软件便可分析计算水光互补一体化中光伏的发电量和光伏吸纳率，并以此绘制水电站在实施水光互补一体化前后的日发电量变化图，快捷、准确、直观。

(6)本发明实用性好，已在工程中实现。具体地，已在贵州的洪家渡、光照、马马崖、董箐等水电站的水光一体化实施中采用。

附图说明

图1是本发明的流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的说明，但并不作为对本发明限制的依据。

实施例。一种复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，参见图1，包括下述步骤：

S1，分析或收集水电站和光伏电站各典型年的逐时出力过程；

S2，收集并分析水电站的送出通道规模；

S3，结合水电及送出通道归入水光互补情况，拟定“水电归入互补比例”方案，据此计算出互补水电和用于互补的通道容量；即，分析水电及送出通道归入水光互补的比例，分析水电站用于水光互补的出力过程和用于互补的通道容量；

S4，计算弃光率；

S5，基于水电归入互补比例和弃光率,计算出对于不同规模光伏装机规模方案，在不同水电归入互补比例情况下的光伏吸纳率，直至得到最优解。

大规模光伏的消纳为满足电力系统稳定要求，需在系统中调节电源与其进行互补和协调运行。水电站除了在电力系统中承担调峰、调频、备用等功能以外，还需协同电网中的风电、光伏的补偿运行。当采用光伏接入水电站时，水电站的能力没增加，但调节具体光伏的任务，从电网共同作用调整为本电站的单独任务；相应地，原来在电网中的任务或分项目任务大小也需相应转换调整。因此，从任务及管理归属上，可以将水电站的“原综合任务0”理解成“负荷任务1”+“电网风光补偿任务1”；当光伏一体化单独接入水电站时，则进一步理解成“负荷任务2”+“电网风光补偿任务2”+“一体化光伏互补任务2”。总体来说，电站的总能力是相对稳定的，将用于调节光伏那部分电量和容量(即“一体化光伏互补任务2”)与“原综合任务0”的比例定义为“水电归入互补比例”。通过“水电归入互补比例”，能够反映电站任务的转换及比例关系，也是电网和发电企业都关心的指标。光伏吸纳率，是衡量新能源开发与利用的重要指标。为此，测算不同光伏规模、不同“水电归入互补比例”对应的弃光率，在相关测量方案的基础上，电网和发电企业对“水光一体化的光伏规模”就可作出快速判别。

具体地，前述的步骤S1中，水电站各典型年的逐时出力过程的分析或收集如下：

选择水电站近3～5年年实际逐时出力过程，或选择水电站接近平水年来水量的典型年逐时出力过程，或两者均分析。具体地，分析水电站年内出力特性、日出力特性，分析选择水电站平水年逐时出力过程。

前述的步骤S1中，光伏电站各典型年的逐时出力过程的分析或收集如下：

根据收集的光伏电站的逐时出力过程，并分析阴天、晴天和多云天气日出力作为光伏电站的典型日出力过程。具体地，分析光伏电站年内出力特性、阴天、晴天和多云天气日出力特性，分析选择光伏电站阴天、晴天和多云天气日出力作为光伏电站的典型日出力过程。

前述的当无法收集光伏电站的逐时出力过程时，选择典型出力过程为代表。

前述的步骤S2中，水电站的送出通道规模根据分析水电站送出通道现状和建设情况得到。

水电站送出通道现状利用率为水电站逐时出力与水电站送出通道容量的比值，水电站送出通道现状利用率越小，说明水电站实施水光互补的条件越好。

通常情况下，为了对水电站实施水光互补，将光伏电站与水电站打捆外送，为了提高光伏的吸纳率和送出效率，电网建设规划时对水电站原送出通道进行改扩建，因此需确定水电站送出通道建设情况，为水电站水光互补分析奠定基础。

前述的步骤S3中，水电及送出通道归入水光互补情况，根据下述方法得到：

根据水电站实际出力资料，结合下游生态流量、航运和防洪因素，分析水电站在系统中承担的调峰容量和备用容量等功能，得到水电及送出通道归入水光互补情况。

前述的步骤S3中，“水电归入互补比例”按下述公式计算：

b＝(N_s-N_sb-N_st)/N_s (1)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，N_s、N_sb、N_st分别为水光互补水电站的装机容量、其在电力系统中承担的调峰容量和备用容量。

前述的步骤S4中，弃光率按下述方法计算：

计算可用于调节光伏的水电站的补光前出力过程，其公式为

P_bst＝b×P_st (2)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，P_bst、P_st分别为水光互补的水电站用于补光的水电站出力过程和全部出力过程，t为时刻，单位是小时，1≤t≤24；

计算用于调节光伏的送出通道容量N_GL，其公式为

N_GL＝b×N_SL (3)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，N_GL、N_SL分别为水光互补的水电站调节光伏的送出通道容量和水电站送出通道容量；

计算超出N_GL的光伏出力过程对应的年弃光电量E_QG1，公式如下：

E_QG1i是超出N_GL的日光伏出力过程对应的日弃光电量；P_Gt是光伏原始日出力过程；

计算水电无法调节的光伏出力过程对应的年弃光电量E_QG2，公式如下：

式中，E_Y为水电站日预想出力，通常预想出力可取值为水电站装机容量；E_QG2i是通过水电无法调节的光伏出力过程对应的日弃光电量；

计算年弃光电量和年弃光率，公式为

E_QG＝E_QG1+E_QG2 (9)

γ＝E_QG1/E_G (10)

式中，γ为年弃光率；E_QG、E_G为光伏的年弃光电量和光伏原始年电量，E_QG1是超出N_GL的光伏出力过程对应的年弃光电量，E_QG2是通过水电无法调节的光伏出力过程对应的年弃光电量。

判断水光互补一体化光伏规模合理性

根据目前相关能源政策，光伏装机规模的合理与否与弃光率和水电归入互补比例直接相关：若光伏的弃光率超过5％，则光伏的装机规模偏大，需增加水电归入互补比例或压缩光伏的装机规模。

Claims (8)

1.一种复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：包括下述步骤:

S1，分析或收集水电站和光伏电站各典型年的逐时出力过程；

S2，收集并分析水电站的送出通道规模；

S3，结合水电及送出通道归入水光互补情况，拟定“水电归入互补比例”方案，据此计算出互补水电和用于互补的通道容量；

S4，计算弃光率；

S5，基于水电归入互补比例和弃光率,计算出对于不同规模光伏装机规模方案，在不同水电归入互补比例情况下的光伏吸纳率，直至得到最优解。

2.根据权利要求1所述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：步骤S1中，水电站各典型年的逐时出力过程的分析或收集如下：

选择水电站近3～5年年实际逐时出力过程，或选择水电站接近平水年来水量的典型年逐时出力过程，或两者均分析。

3.根据权利要求1所述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：步骤S1中，光伏电站各典型年的逐时出力过程的分析或收集如下：

根据收集的光伏电站的逐时出力过程，并分析阴天、晴天和多云天气日出力作为光伏电站的典型日出力过程。

4.根据权利要求3所述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：当无法收集光伏电站的逐时出力过程时，选择典型出力过程为代表。

5.根据权利要求1所述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：步骤S2中，水电站的送出通道规模根据分析水电站送出通道现状和建设情况得到。

6.根据权利要求1所述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：步骤S3中，水电及送出通道归入水光互补情况，根据下述方法得到：

根据水电站实际出力资料，结合下游生态流量、航运和防洪因素，分析水电站在系统中承担的调峰容量和备用容量功能，得到水电及送出通道归入水光互补情况。

7.根据权利要求1所述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：步骤S3中，“水电归入互补比例”按下述公式计算：

b＝(N_s-N_sb-N_st)/N_s (1)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，N_s、N_sb、N_st分别为水光互补水电站的装机容量、其在电力系统中承担的调峰容量和备用容量。

8.根据权利要求1所述的复杂电网下便捷判断水光互补一体化光伏规模的方法，其特征在于：步骤S4中，弃光率按下述方法计算：

计算可用于调节光伏的水电站的补光前出力过程，其公式为

P_bst＝b×P_st (2)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，P_bst、P_st分别为水光互补的水电站用于补光的水电站出力过程和全部出力过程，t为时刻，单位是小时，1≤t≤24；

计算用于调节光伏的送出通道容量N_GL，其公式为

N_GL＝b×N_SL (3)

式中，b为水电及送出通道归入水光互补比例，N_GL、N_SL分别为水光互补的水电站调节光伏的送出通道容量和水电站送出通道容量；

计算超出N_GL的光伏出力过程对应的年弃光电量E_QG1，公式如下：

E_QG1i是超出N_GL的日光伏出力过程对应的日弃光电量；P_Gt是光伏原始日出力过程；

计算水电无法调节的光伏出力过程对应的年弃光电量E_QG2，公式如下：

式中，E_Y为水电站日预想出力，通常预想出力可取值为水电站装机容量；E_QG2i是通过水电无法调节的光伏出力过程对应的日弃光电量；

计算年弃光电量和年弃光率，公式为

E_QG＝E_QG1+E_QG2 (9)

γ＝E_QG1/E_G (10)

式中，γ为年弃光率；E_QG、E_G为光伏的年弃光电量和光伏原始年电量，E_QG1是超出N_GL的光伏出力过程对应的年弃光电量，E_QG2是通过水电无法调节的光伏出力过程对应的年弃光电量。

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