CN116436020A - 新能源上网汇集站的需求判定方法及系统 - Google Patents

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CN116436020A CN202310494125.3A CN202310494125A CN116436020A CN 116436020 A CN116436020 A CN 116436020A CN 202310494125 A CN202310494125 A CN 202310494125A CN 116436020 A CN116436020 A CN 116436020A
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Abstract

本发明公开了一种新能源上网汇集站的需求判定方法，包括获取目标区域的电网数据信息；预计目标地区的新能源出力值；初步判定汇集站需求；确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别；计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N‑1情况下安全裕度指标；判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限；判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求；构建目标函数进行最终的新能源上网汇集站的需求判定。本发明还公开了一种实现所述新能源上网汇集站的需求判定方法的系统。本发明能够准确测算和判定目标区域的新能源上网需求，判定新能源汇集站建设需求，而且可靠性高、精确性好且客观科学。

Description

新能源上网汇集站的需求判定方法及系统
技术领域
本发明属于电气自动化领域，具体涉及一种新能源上网汇集站的需求判定方法及系统。
背景技术
随着经济技术的发展和人们生活水平的提高，电能已经成为了人们生产和生活中必不可少的二次能源，给人们的生产和生活带来了无尽的便利。因此，保障电能的稳定可靠供应，就成为了电力系统最重要的任务之一。
新能源上网汇集需求是电网规划中需要重点测算的内容；新能源上网汇集需求通常是指在新能源出力较大但负荷较小的情况下，新能源电力无法就地消纳时，需要通过上一电压等级送出的电力需求。不同区域因新能源开发规模、负荷大小以及其他电源出力的不同，存在不同的上送需求。而上送需求的大小对于汇集站接入方案、变电站主变压器容量选取以及电网网架建设方案选取等工作，均具有重要的指导意义。
随着环境问题的日益严重和新能源发电系统的大规模接入，受地形、资源差异等因素限制，新能源项目单体规模主要在5万千瓦～10万千瓦左右；大规模新能源项目通常通过110千伏及以下电压等级接入电网，且部分地区新能源资源区域与水电和火电资源区域的高度重合，导致电网出现220千伏主变上送容量不足的问题。
但是，目前尚没有针对新能源上网汇集站的需求判定方案，这使得目前的新能源大规模接入导致的大量公网主变容量不足及通道受阻问题得不到解决，进而影响了电力系统的安全稳定运行。
发明内容
本发明的目的之一在于提供一种可靠性高、精确性好且客观科学的新能源上网汇集站的需求判定方法。
本发明的目的之二在于提供一种实现所述新能源上网汇集站的需求判定方法的系统。
本发明提供的这种新能源上网汇集站的需求判定方法，包括如下步骤：
S1.获取目标区域的电网数据信息；
S2.根据步骤S1获取的数据信息，预计目标地区的新能源出力值；
S3.计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，从而对汇集站的需求进行初步判定；
S4.根据步骤S1获取的数据新型，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别；
S5.对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标；
S6.判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限；
S7.基于以上计算数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求；
S8.基于以上计算数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定。
步骤S2所述的根据步骤S1获取的数据信息，预计目标地区的新能源出力值，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到目标区域风电在对应负荷时段出力Pwind：
Pwind＝λWSwind
式中λW为风电在对应负荷时段的出力最大同时率；Swind为目标区域考虑存量风电项目的风电装机容量；
采用如下算式计算得到目标区域光伏在对应负荷时段出力PPV：
PPV＝λPSPV
式中λP为光伏在对应负荷时段的出力最大同时率；SPV为目标区域考虑存量光伏项目的风电装机容量；
其中，所述的负荷时段包括新能源的最小负荷时段和设定的午间时段。
步骤S3所述的计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，从而对汇集站的需求进行初步判定，具体包括如下步骤：
在目标区域在考虑存量新能源项目前提下，计算得到220kV变电站的最大上网负载率ηup和最大下网负载率ηdown：
Figure BDA0004211302630000031
Figure BDA0004211302630000032
式中Pup,load为220kV变电站上网最大负荷；Pdown,load为220kV变电站下网最大负荷；Ptran为220kV变电站的变压器额定容量；
计算得到最大上网负载率和最大下网负载率的比值μ为
Figure BDA0004211302630000033
若μ大于1且ηup与1的差值在设定范围内，则表示目标区域需要优先考虑建设汇集站；
若μ小于1且ηup小于第一设定值，则表示目标区域应优先考虑新能源接入该220kV变电站以及增加220kV变电站的容量，以满足下网负荷需求。
步骤S4所述的根据步骤S1获取的数据新型，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别，具体包括如下步骤：
基于各220千伏变电站地理位置及区域新能源出力特性，统计分析得到目标区域在目标年设定的晚间低谷负荷时段和设定的午间新能源最大上送时段内，110千伏及以下电压等级允许接入容量，确定各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别：
新能源项目可接入装机容量×同时率＝午间剩余容量；
风电可接入装机容量×风电在对应负荷时段的出力最大同时率λW＝min(晚间剩余容量，午间剩余容量)；
光伏可接入装机容量×光伏在对应负荷时段的出力最大同时率λP＝新能源项目可接入容量-风电项目可接入容量；
风电可接入装机容量能够等效置换为的光伏可接入装机容量。
步骤S5所述的对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标，具体包括如下步骤：
对于目标区域内已有220kV变电站，计算变电站中最大容量主变压器N-1情况下剩余变压器的负载率ηN-1：
Figure BDA0004211302630000041
式中Pload为变电站负荷；Ptran,N-1为N-1情况下变电站额定容量；
负载率ηN-1应该不大于阈值α，α为根据变电站负荷与新能源出力叠加后最大上网容量的持续时间确定；
采用如下算式计算得到变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标δ：
Figure BDA0004211302630000051
式中η为变电站主变压器N-1之前的负载率。
步骤S6所述的判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到目标区域新能源外送通道断面负载率β：
Figure BDA0004211302630000052
式中Pload,line为新能源外送通道最大实时功率；Pload,line,N为新能源外送断面控制功率；
针对多回路线路，考虑最大截面导线N-1时截面面积小于设定值的导线过载判断：若正常方式的负载率不大于设定值且N-1不过载，则判定为未越限；
判别线路排序时，若给定设定容量的电源接入，影响的断面越少越好；容量分布对已有的容量受限线路的影响越小越好；
最后，基于目标区域新能源外送通道断面负载率β，计算得到关键外送通道功率控制裕度为1-β。
步骤S7所述的基于以上计算数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求，具体包括如下步骤：
场景一：
若建设方案新能源项目容量≤新能源可接入容量且建设方案为风电项目容量≤新能源可接入容量，此时建设方案不需要建设汇集站；
场景二：
建设方案新能源项目容量>新能源可接入容量，则再次进行判断：
若新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量＞24万千瓦、主变及断面均受限且无对应解决措施，则优先考虑建设汇集站；
若0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦、新能源功率送出断面输送功率不受限且具备220千伏主变扩建条件，则论证110千伏及以下电压等级接入方案，并扩建目标区域220千伏主变并配置设定容量的储能；
若0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦且断面送出受限，则论证110千伏及以下电压等级接入方案，能够配置设定容量储能解决；若断面无规划，则优先考虑建设汇集站。
步骤S8所述的基于以上计算数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定，具体包括如下步骤：
采用如下算式构建目标函数F：
Figure BDA0004211302630000061
式中ΔSRES为新能源项目建设方案规模与新能源可接入容量的差值；δ为变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标；β为关键外送通道功率控制裕度；
若F＜0或δ＜0或β＞1，则判定需要建立汇集站；
若F≥240，则判定需要建立汇集站；
否则，判定不需要建立汇集站。
本发明还公开了一种实现所述新能源上网汇集站的需求判定方法的系统，包括数据获取模块、出力值计算模块、初步判定模块、可接入总容量及类别计算模块、安全裕度指标计算模块、越限判定模块、汇集站需求判定模块和最终判定模块；数据获取模块、出力值计算模块、初步判定模块、可接入总容量及类别计算模块、安全裕度指标计算模块、越限判定模块、汇集站需求判定模块和最终判定模块依次串接；数据获取模块用于获取目标区域的电网数据信息，并将数据上传出力值计算模块；出力值计算模块用于根据接收的数据，预计目标地区的新能源出力值，并将数据上传初步判定模块；初步判定模块用于根据接收的数据，计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，对汇集站的需求进行初步判定，并将数据上传可接入总容量及类别计算模块；可接入总容量及类别计算模块用于根据接收的数据，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别，并将数据上传安全裕度指标计算模块；安全裕度指标计算模块用于根据接收的数据，对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标，并将数据上传越限判定模块；越限判定模块用于根据接收的数据，判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限，并将数据上传汇集站需求判定模块；汇集站需求判定模块用于根据接收的数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求，并将数据上传最终判定模块；最终判定模块用于根据接收的数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定。
本发明提供的这种新能源上网汇集站的需求判定方法及系统，首先通过分析区域新能源出力特性、区域已取得指标尚未投产的新能源项目分布情况等内容，得出该区域新能源在目标年的最大上送功率需求；然后分析区域中220千伏变电站的上网压力，以及晚间低谷负荷和午间新能源最大上送时段110千伏及以下电压等级可接入容量，并基于新能源建设方案规模与可接入容量规模的差值，提出3种汇集站需求场景；考虑变电站最大容量变压器N-1情况下剩余变压器负载率安全裕度以及新能源主要外送通道功率控制裕度，分析得出新能源汇集站建设需求及接入区间；因此本发明能够准确测算和判定目标区域的新能源上网需求，进而明确地区新能源汇集站建设需求，而且本发明的可靠性高、精确性好且客观科学。
附图说明
图1为本发明方法的方法流程示意图。
图2为本发明方法实施例的2025年午间新能源最大上送时段YZ南部区域潮流示意图。
图3为本发明方法实施例的2025年午间新能源最大上送时段YZ南部区域(ZX～YD双回N-1)潮流示意图。
图4为本发明方法实施例的2025年午间新能源最大上送时段YZ南部区域(JHB投产)潮流示意图。
图5为本发明方法实施例的2025年午间新能源最大上送时段QD于YZ交界处(光伏基地接入QYX，GN～WX III线N-1)潮流示意图。
图6为本发明方法实施例的2025年午间新能源最大上送时段QD于YZ交界处(光伏基地接入CS，GN～WX III线N-1)潮流示意图。
图7为本发明系统的功能模块示意图。
具体实施方式
如图1所示为本发明方法的方法流程示意图：本发明提供的这种新能源上网汇集站的需求判定方法，包括如下步骤：
S1.获取目标区域的电网数据信息；
S2.根据步骤S1获取的数据信息，预计目标地区的新能源出力值；具体包括如下步骤：
基于新能源富集地区已取得指标尚未投产的新能源项目分布情况和新能源装机现状及新能源出力特性，分析该地区各220千伏变电站在目标年最小负荷时段(主要考虑风电大出力时段)和正午时段新能源(考虑光伏大出力时段)最大上送功率值；采用如下算式计算得到目标区域风电在对应负荷时段出力Pwind：
Pwind＝λWSwind
式中λW为风电在对应负荷时段的出力最大同时率；Swind为目标区域考虑存量风电项目的风电装机容量；
采用如下算式计算得到目标区域光伏在对应负荷时段出力PPV：
PPV＝λPSPV
式中λP为光伏在对应负荷时段的出力最大同时率；SPV为目标区域考虑存量光伏项目的风电装机容量；
其中，所述的负荷时段包括新能源的最小负荷时段和设定的午间时段；
S3.计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，从而对汇集站的需求进行初步判定；具体包括如下步骤：
在目标区域在考虑存量新能源项目前提下，计算得到220kV变电站的最大上网负载率ηup和最大下网负载率ηdown：
Figure BDA0004211302630000091
Figure BDA0004211302630000092
式中Pup,load为220kV变电站上网最大负荷；Pdown,load为220kV变电站下网最大负荷；Ptran为220kV变电站的变压器额定容量；
计算得到最大上网负载率和最大下网负载率的比值μ为
Figure BDA0004211302630000101
若μ大于1且ηup与1的差值在设定范围内，表明该变电站上网压力更大，在新增新能源达到一定规模时，目标区域需要优先考虑建设汇集站；
若μ小于1且ηup小于第一设定值(优选为0.8)，表明该变电站下网功率更大，则表示目标区域应优先考虑新能源接入该220kV变电站以及增加220kV变电站的容量，以满足下网负荷需求；
S4.根据步骤S1获取的数据新型，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别；具体包括如下步骤：
基于各220千伏变电站地理位置及区域新能源出力特性，统计分析得到目标区域在目标年设定的晚间低谷负荷时段和设定的午间新能源最大上送时段内，110千伏及以下电压等级允许接入容量，统筹区域通道、主变上网最大负载水平及时段，确定各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别：
新能源项目可接入装机容量×同时率＝午间剩余容量；
风电可接入装机容量×风电在对应负荷时段的出力最大同时率λW＝min(晚间剩余容量，午间剩余容量)；
光伏可接入装机容量×光伏在对应负荷时段的出力最大同时率λP＝新能源项目可接入容量-风电项目可接入容量；
风电可接入装机容量能够等效置换为的光伏可接入装机容量，新能源出力等于新能源装机容量间乘以出力同时率系数，只是用于不同地区的出力同时率系数不一样，比如新能源出力较大地区风电同时出力系数可以达到0.7左右，但同一220千伏变电站下接入的风电项目可达90％左右，同一风电场可达100％；
S5.对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标；具体包括如下步骤：
对于目标区域内已有220kV变电站，计算变电站中最大容量主变压器N-1情况下剩余变压器的负载率ηN-1：
Figure BDA0004211302630000111
式中Pload为变电站负荷；Ptran,N-1为N-1情况下变电站额定容量；
负载率ηN-1应该不大于阈值α，α为根据变电站负荷与新能源出力叠加后最大上网容量的持续时间确定；对于220千伏变电站，在实际电网运行分析时α取1；
采用如下算式计算得到变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标δ：
Figure BDA0004211302630000112
式中η为变电站主变压器N-1之前的负载率；
S6.判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限；具体包括如下步骤：
对于仅有1台变压器的220kV变电站，其最大负荷承载能力考虑正常方式下不出现过载情况，即负载率小于或等于100％；
采用如下算式计算得到目标区域新能源外送通道断面负载率β：
Figure BDA0004211302630000113
式中Pload,line为新能源外送通道最大实时功率；Pload,line,N为新能源外送断面控制功率；
针对多回路线路，考虑最大截面导线N-1时截面面积小于设定值的导线过载判断：若正常方式的负载率不大于设定值且N-1不过载，则判定为未越限；
判别线路排序时，若给定设定容量的电源接入，影响的断面越少越好；容量分布对已有的容量受限线路的影响越小越好；
最后，基于目标区域新能源外送通道断面负载率β，计算得到关键外送通道功率控制裕度为1-β；
S7.基于以上计算数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求；具体包括如下步骤：
场景一：
若建设方案新能源项目容量≤新能源可接入容量且建设方案为风电项目容量≤新能源可接入容量，此时建设方案不需要建设汇集站；
具体实施时，新能源项目可接入容量≥10万千瓦(主变及断面)，风电可接入装机容量≥10万千瓦，如规划期内新增新能源规模＜10万千瓦(一般区域新能源中期发展规模)且全部为风电，则建设方案不需建设汇集站送出。如规划期内新增新能源规模>10万千瓦，配置储能及调整建设年限满足要求的亦不建设汇集站；
场景二：
建设方案新能源项目容量>新能源可接入容量，则再次进行判断：
若新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量＞24万千瓦、主变及断面均受限且无对应解决措施，则优先考虑建设汇集站；
若0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦、新能源功率送出断面输送功率不受限且具备220千伏主变扩建条件，则论证110千伏及以下电压等级接入方案，并扩建目标区域220千伏主变并配置设定容量的储能；
若0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦且断面送出受限，则论证110千伏及以下电压等级接入方案，能够配置设定容量储能解决；若断面无规划，则优先考虑建设汇集站；
具体实施时，新能源项目可接入容量≤10万千瓦(主变及断面)，风电可接入装机容量≤10万千瓦，若规划期内新增新能源规模>10万千瓦，主变容量受限(即负载率不满足约束条件或N-1情况下出现负载率大于100％)：
1)新能源项目建设方案规模(考虑区域新能源中远期发展规模)－新能源可接入容量＞24万千瓦(为单台220千伏变电站变压器常规容量值)，主变及断面均受限且无有效措施解决的，宜优先考虑汇集站送出方案；
2)0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦，新能源功率送出断面输送功率不受限，且具备220千伏主变扩建条件的，可因地制宜重点论证110千伏及以下电压等级接入方案，并考虑适时扩建该区县220千伏主变并配置一定容量储能；
3)0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦，断面送出受限，如断面规划有建设项目可以解决的，可因地制宜重点论证110千伏及以下电压等级接入方案，初期通过配置一定容量储能解决；断面无规划的，宜优先考虑汇集站送出方案；
S8.基于以上计算数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定；具体包括如下步骤：
采用如下算式构建目标函数F：
Figure BDA0004211302630000131
式中ΔSRES为新能源项目建设方案规模与新能源可接入容量的差值；δ为变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标；β为关键外送通道功率控制裕度；目标函数中考虑了变电站最大容量变压器N-1情况下剩余变压器负载率、新能源富集地区新能源外送主要通道潮流承载能力是否越限和在目标年晚间和午间110千伏及以下电压等级剩余可接入容量；
因为关键外送通道可能存在多条输电线路，，因此，目标函数F中分母的计算项min(1-β)的意义在于：找出所有外送通道中，裕度最小的线路；因为，这条线路在区域电网新能源增加后会先出现过载的情况；
由目标函数可以看出，当新能源建设规模与新能源可接入容量差值较大，且变电站最大容量变压器N-1情况下剩余变压器负载率安全裕度以及新能源主要外送通道功率控制裕度较小时，当得到的目标函数值小于0时，表示该地区若要满足新建大规模新能源消纳和送出需求，即当F＜0或δ＜0或β＞1时，需要考虑通过建立汇集站来解决。考虑主变压器N-1理想情况下δ≤1，同时考虑线路不出现重载情况，因此β≤0.2。当目标函数值F≥240时，需要考虑通过建立汇集站解决新能源消纳和送出需求；否则，判定不需要建立汇集站。
以下通过实施例，对本发明方法进行进一步说明：
以某省级电网中新能源富集地区的区域电网为例进行分析，具体分析如下：
一、算例A
根据历史数据分析，YZ南部地区在午间时段出力的风电最大同时率λW为55％，光伏最大同时率λP约为70％，该地区此时的潮流图如图2所示。YZ南部的NS、LX、YD和SW4座220千伏变电站供区目前共接入风电项目约122万千瓦，暂无光伏项目，其中NS供区接入风电40万千瓦。2025年规划新增风电项目45万千瓦，光伏项目20万千瓦。根据新能源资源分布，该片区资源主要分布在NS变附近，则目标年NS供区新能源出力Pwind为46.8万千瓦，PPV为14万千瓦。
NS、LX、YD和SW的主变容量分别为2×18、12+18、2×18、2×18万千伏安，上一年最大上网负载率ηup分别为92％、93％、78％、61％，最大下网负载率ηdown分别为68％、55％、69％、65％。计算可知，NS、LX、YD的μ均大于1，上网压力大，在新增新能源达到一定规模时，应优先考虑建设汇集站。
统筹考虑负荷预测结果、新能源出力同时率等，2025年午间新能源最大上送时段NS变110千伏及以下可接入容量规模为0，即使考虑NS变在2025年扩建一台24万千瓦规模的主变，若考虑新增规划项目均接入NS变，NS变上网将达到52.8万千瓦，主变重载，ηN-1为1.46，超过变压器过负荷能力，无法满足N-1要求。
同时，结合潮流计算结果可知，ZX 500千伏变电站至YD 220千伏变电站变双回线路导线截面均为2×300，输送功率极限Pload,line,N为43万千瓦，该断面任一线路N-1后，另一条线路负载率β达105％，过载5％，这种情况下的地区电网潮流图如图3所示。
因此，根据场景2，NS供区建设方案新能源项目容量>新能源可接入容量，且新能源项目建设方案规模(考虑区域新能源中远期发展规模)－新能源可接入容量＞24万千瓦，主变及断面均受限且无有效措施解决，需要通过新建JHB 220千伏汇集站工程，既可以解决NS220千伏变电站上网容量不足问题，也可解决ZX～YD双回断面N-1过载问题。新建JHB220千伏汇集站工程后的地区电网潮流图如图4所示。
二、算例B
再以新能源密集的QD地区为例，QD地区与YZ地区接壤，在两个地区的交界处新能源资源丰富，该地区已投产风电10万千瓦，光伏42万千瓦。根据项目前期工作开展情况，规划新增光伏70万千瓦，包括单体规模为50万千瓦的光伏基地，以及10万千瓦风电。根据历史数据分析，QD地区在丰水期午间时段出力的光伏最大同时率λP约为84％，风电最大同时率λW为40％。目标年QD地区新能源出力PPV为42万千瓦，Pwind为4万千瓦。
基地附近的SL、BDS、QYX、WX、GN的主变容量分别为1×18、1×18、1×24、2×12、2×12万千伏安，由于QYX为规划站点，SL、BDS、WX、GN上一年午间最大上网负载率ηup分别为2％、5％、42％、22％，最小负荷时段最大上网负载率分别为2％、5％、22％、11％，最大下网负载率ηdown分别为68％、55％、65％、89％。计算可知，SL、BDS、WX、GN的μ均小于1，此时应优先考虑新能源接入该区域220千伏变电站。
统筹考虑负荷预测结果、规划变电站投产后供区变化、新能源出力同时率，2025年午间新能源最大上送时段SL、BDS、QYX、WX、GN变110千伏及以下剩余可接入容量规模分别为26、22、24、13、12；2025年最小负荷时段SL、BDS、QYX、WX、GN变110千伏及以下剩余可接入容量规模(即风电可接入容量规模)分别为26、22、24、25、22。根据场景1，各个变电站新能源项目可接入容量≥10万千瓦(主变及断面)，风电可接入装机容量≥10万千瓦，该地区新增的10万千瓦风电和20万千瓦光伏可以通过110千伏分散接入，不需建设汇集站送出。根据场景2，考虑除基地外的光伏20万千瓦和10万千瓦风电分散接入后，2025年午间新能源最大上送时段SL、BDS、QYX、WX、GN变110千伏及以下剩余可接入容量规模分别为26、14、24、9、4。光伏基地50万千瓦装机规模远大于可接入容量，虽然对于SL和QYX变，0＜光伏基地规模-新能源可接入容量≤24万千瓦，但由于两者均为单主变，主变扩建后仍然不满足N-1要求。若以110千伏电压等级接入，SL、BDS、QYX、WX、GN变上网将分别达34、46、42、39、50万千瓦，正常方式下均已过载，、WX、GN变ηN-1分别为3.25、4.12，远超变电站过载能力。此外，110千伏送出导线截面难以满足基地需求，需要采用多回送出，既浪费电网间隔资源，也增加项目投资，因此，该项目应采用220千伏电压等级汇集后接入。根据剩余间隔情况，周边的220千伏接入点有QYX、BDS和SL 220千伏变电站，以及ZY、CS 500千伏变电站。根据潮流计算结果可知，2025年午间时段YZ地区新能源和水电同时大发时，潮流流向整体为由南向北，ZY至CS 500千伏变电站之间的220千伏断面潮流较重。受限于ZY～WX I线、GN～WX I线和GN～CS线(导线截面均含有LGJ-400部分)，若光伏基地接入该断面中任一220千伏站点，将加重该断面的潮流，导致相关线路不满足N-1校核。以接入QYX 220千伏变电站为例，若GN～WX III线N-1，GN～WX I线输送潮流达23.8万千瓦，满载，地区电网潮流图如图5所示。若考虑直接接入CS 500千伏变电站，可跨过该受限断面，地区电网潮流图如图6所示。因此为满足光伏基地送出，建议光伏基地接入CS 500千伏变电站。
通过以上实施例可以知道，本发明能够分析评估方法考虑地区负荷增长、调整新能源项目建设时序等因素，可以准确测算并分析得出区域新能源上网需求。然后对新能源送出线路和220千伏变电站主变N-1情况进行校核，进而确认地区新能源汇集站建设需求。
如图7所示为本发明系统的功能模块示意图：本发明公开的这种实现所述新能源上网汇集站的需求判定方法的系统，包括数据获取模块、出力值计算模块、初步判定模块、可接入总容量及类别计算模块、安全裕度指标计算模块、越限判定模块、汇集站需求判定模块和最终判定模块；数据获取模块、出力值计算模块、初步判定模块、可接入总容量及类别计算模块、安全裕度指标计算模块、越限判定模块、汇集站需求判定模块和最终判定模块依次串接；数据获取模块用于获取目标区域的电网数据信息，并将数据上传出力值计算模块；出力值计算模块用于根据接收的数据，预计目标地区的新能源出力值，并将数据上传初步判定模块；初步判定模块用于根据接收的数据，计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，对汇集站的需求进行初步判定，并将数据上传可接入总容量及类别计算模块；可接入总容量及类别计算模块用于根据接收的数据，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别，并将数据上传安全裕度指标计算模块；安全裕度指标计算模块用于根据接收的数据，对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标，并将数据上传越限判定模块；越限判定模块用于根据接收的数据，判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限，并将数据上传汇集站需求判定模块；汇集站需求判定模块用于根据接收的数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求，并将数据上传最终判定模块；最终判定模块用于根据接收的数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定。

Claims (9)

1.一种新能源上网汇集站的需求判定方法，包括如下步骤：
S1.获取目标区域的电网数据信息；
S2.根据步骤S1获取的数据信息，预计目标地区的新能源出力值；
S3.计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，从而对汇集站的需求进行初步判定；
S4.根据步骤S1获取的数据新型，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别；
S5.对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标；
S6.判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限；
S7.基于以上计算数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求；
S8.基于以上计算数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定。
2.根据权利要求1所述的新能源上网汇集站的需求判定方法，其特征在于步骤S2所述的根据步骤S1获取的数据信息，预计目标地区的新能源出力值，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到目标区域风电在对应负荷时段出力Pwind：
Pwind＝λWSwind
式中λW为风电在对应负荷时段的出力最大同时率；Swind为目标区域考虑存量风电项目的风电装机容量；
采用如下算式计算得到目标区域光伏在对应负荷时段出力PPV：
PPV＝λPSPV
式中λP为光伏在对应负荷时段的出力最大同时率；SPV为目标区域考虑存量光伏项目的风电装机容量；
其中，所述的负荷时段包括新能源的最小负荷时段和设定的午间时段。
3.根据权利要求2所述的新能源上网汇集站的需求判定方法，其特征在于步骤S3所述的计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，从而对汇集站的需求进行初步判定，具体包括如下步骤：
在目标区域在考虑存量新能源项目前提下，计算得到220kV变电站的最大上网负载率ηup和最大下网负载率ηdown：
Figure FDA0004211302610000021
Figure FDA0004211302610000022
式中Pup,load为220kV变电站上网最大负荷；Pdown,load为220kV变电站下网最大负荷；Ptran为220kV变电站的变压器额定容量；
计算得到最大上网负载率和最大下网负载率的比值μ为
Figure FDA0004211302610000023
若μ大于1且ηup与1的差值在设定范围内，则表示目标区域需要优先考虑建设汇集站；
若μ小于1且ηup小于第一设定值，则表示目标区域应优先考虑新能源接入该220kV变电站以及增加220kV变电站的容量，以满足下网负荷需求。
4.根据权利要求3所述的新能源上网汇集站的需求判定方法，其特征在于步骤S4所述的根据步骤S1获取的数据新型，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别，具体包括如下步骤：
基于各220千伏变电站地理位置及区域新能源出力特性，统计分析得到目标区域在目标年设定的晚间低谷负荷时段和设定的午间新能源最大上送时段内，110千伏及以下电压等级允许接入容量，确定各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别：
新能源项目可接入装机容量×同时率＝午间剩余容量；
风电可接入装机容量×风电在对应负荷时段的出力最大同时率λW＝min(晚间剩余容量，午间剩余容量)；
光伏可接入装机容量×光伏在对应负荷时段的出力最大同时率λP＝新能源项目可接入容量-风电项目可接入容量；
风电可接入装机容量能够等效置换为的光伏可接入装机容量。
5.根据权利要求4所述的新能源上网汇集站的需求判定方法，其特征在于步骤S5所述的对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标，具体包括如下步骤：
对于目标区域内已有220kV变电站，计算变电站中最大容量主变压器N-1情况下剩余变压器的负载率ηN-1：
Figure FDA0004211302610000031
式中Pload为变电站负荷；Ptran,N-1为N-1情况下变电站额定容量；
负载率ηN-1应该不大于阈值α，α为根据变电站负荷与新能源出力叠加后最大上网容量的持续时间确定；
采用如下算式计算得到变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标δ：
Figure FDA0004211302610000032
式中η为变电站主变压器N-1之前的负载率。
6.根据权利要求5所述的新能源上网汇集站的需求判定方法，其特征在于步骤S6所述的判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限，具体包括如下步骤：
采用如下算式计算得到目标区域新能源外送通道断面负载率β：
Figure FDA0004211302610000041
式中Pload,line为新能源外送通道最大实时功率；Pload,line,N为新能源外送断面控制功率；
针对多回路线路，考虑最大截面导线N-1时截面面积小于设定值的导线过载判断：若正常方式的负载率不大于设定值且N-1不过载，则判定为未越限；
判别线路排序时，若给定设定容量的电源接入，影响的断面越少越好；容量分布对已有的容量受限线路的影响越小越好；
最后，基于目标区域新能源外送通道断面负载率β，计算得到关键外送通道功率控制裕度为1-β。
7.根据权利要求6所述的新能源上网汇集站的需求判定方法，其特征在于步骤S7所述的基于以上计算数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求，具体包括如下步骤：
场景一：
若建设方案新能源项目容量≤新能源可接入容量且建设方案为风电项目容量≤新能源可接入容量，此时建设方案不需要建设汇集站；
场景二：
建设方案新能源项目容量>新能源可接入容量，则再次进行判断：
若新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量＞24万千瓦、主变及断面均受限且无对应解决措施，则优先考虑建设汇集站；
若0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦、新能源功率送出断面输送功率不受限且具备220千伏主变扩建条件，则论证110千伏及以下电压等级接入方案，并扩建目标区域220千伏主变并配置设定容量的储能；
若0＜新能源项目建设方案规模-新能源可接入容量≤24万千瓦且断面送出受限，则论证110千伏及以下电压等级接入方案，能够配置设定容量储能解决；若断面无规划，则优先考虑建设汇集站。
8.根据权利要求7所述的新能源上网汇集站的需求判定方法，其特征在于步骤S8所述的基于以上计算数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定，具体包括如下步骤：
采用如下算式构建目标函数F：
Figure FDA0004211302610000051
式中ΔSRES为新能源项目建设方案规模与新能源可接入容量的差值；δ为变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标；β为关键外送通道功率控制裕度；
若F＜0或δ＜0或β＞1，则判定需要建立汇集站；
若F≥240，则判定需要建立汇集站；
否则，判定不需要建立汇集站。
9.一种实现权利要求1～8之一所述的新能源上网汇集站的需求判定方法的系统，其特征在于包括数据获取模块、出力值计算模块、初步判定模块、可接入总容量及类别计算模块、安全裕度指标计算模块、越限判定模块、汇集站需求判定模块和最终判定模块；数据获取模块、出力值计算模块、初步判定模块、可接入总容量及类别计算模块、安全裕度指标计算模块、越限判定模块、汇集站需求判定模块和最终判定模块依次串接；数据获取模块用于获取目标区域的电网数据信息，并将数据上传出力值计算模块；出力值计算模块用于根据接收的数据，预计目标地区的新能源出力值，并将数据上传初步判定模块；初步判定模块用于根据接收的数据，计算目标区域内220kV变电站的最大上网负载率和最大下网负载率的比值，对汇集站的需求进行初步判定，并将数据上传可接入总容量及类别计算模块；可接入总容量及类别计算模块用于根据接收的数据，确定目标区域各110千伏及以下电压等级新能源项目可接入总容量及类别，并将数据上传安全裕度指标计算模块；安全裕度指标计算模块用于根据接收的数据，对于目标区域内已有的220kV变电站，计算对应的剩余变压器负载率和变电站最大容量变压器N-1情况下安全裕度指标，并将数据上传越限判定模块；越限判定模块用于根据接收的数据，判断目标区域的新能源外送主要通道断面潮流承载能力是否越限，并将数据上传汇集站需求判定模块；汇集站需求判定模块用于根据接收的数据，判断目标区域的工作场景及对应的汇集站需求，并将数据上传最终判定模块；最终判定模块用于根据接收的数据，构建目标函数，并根据目标函数的值进行最终的新能源上网汇集站的需求判定。
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