绿色调度

传统电网架构中，能量单向流动，储能环节薄弱，负荷调节手段单一，不适合波动性较大的可再生能源大规模接入。能源互联网将实现可再生能源，尤其是分布式可再生能源的大规模利用和共享，通过更好地利用广域分布式电源的时空互补性以及储能设备与需求侧可控资源之间的系统调节潜力，做到“横向源-源互补，纵向‘源-网-荷-储’协调控制”，从而平抑分布式可再生能源间歇特性对局部电网的冲击。能源互联网系统下将大幅降低弃风弃光现象。 国网河南电科院积极履行社会责任，以助理打赢蓝天保卫战为目标，协同河南电力凋控中心发挥电网在能源调度供应链中的枢纽作用，以政府授权为基础，以污染物排放和能源数据监测为主要手段，全国首创基于能源供应链的绿色调度管理。河南电力发挥在电力调度、数据监测方面的技术优势，搭建 “燃煤机组污染物排放信息”、“供热机组供热信息”、“工业企业用电信息”、“储能、新能源运行信息”四大在线监测平台；经省政府授权对污染物排放较多的火电机组、热电联应急组以及高污染企业进行污染物排放监测，对新能源发电和上网进行监控，优化和重构电力调度供应链关键环节的数据流，通过全省现场监测和核查，提高能源数据准确率和传递效率；制定内外协作、合作共管的电网绿色调度管控机制，压缩超标排放火电机组发电时长，监控超限企业停运期间用电情况，通过电网调度的核心枢纽作用，在提升新能源发电并网比例的同时，有效降低高污染企业的污染物排放。 河南电力通过基于能源供应链的绿色调度成果实施应用，2018年至2019年，统调燃煤机组的烟尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物平均排放浓度大幅下降，远低于国家标准，分别是国家标准的26%、48%、61%。两年减排烟尘、二氧化硫、氮氧化物分别为1.18万吨、3.08万吨、3.13万吨。在全省年发电耗煤约占煤炭消耗总量46%的情况下，燃煤发电三项大气污染物排放总量仅占全社会排放总量的5%。 两年来，低排放、大容量机组年发电利用小时数较低效机组平均高出近500小时，累计节煤115万吨；秋冬季大气污染攻坚阶段，基于平台开展电力绿色调度，减少京津冀大气污染传输通道城市燃煤机组发电26亿千瓦时，减少电煤消耗120万吨。以平台为依托，按照政府要求，秋冬季污染应急管控期间，累计配合实施停限电7152次，配合到位率100%。累计压减重污染高排放企业用电量59亿千瓦时，相当于在能源消费终端减少散烧煤370万吨、减排二氧化碳673万吨、减少污染物排放205万吨。河南电力绿色调度取得了广泛的社会效益，彰显了责任央企形象。

传统电网管理模式中，新能源场站管理较为分散，缺乏一体化地管理模式，传统电网运行模式中“重发、轻输、不管用”的观念，不能将用户侧响应作为可调度资源纳入全网优化运行体系，无法提升电网资源优化配置水平。项目以发、输、配、用多环节分层互动为策略，提升绿色调度调节能力；以基于生产时序的技术体系为技术支撑，实现新能源调度实时监测；以安全分析、调度评价为手段，提升绿色调度安全控制能力。最终实现新能源调度的数据化、指标化、可视化和智能化管理，实现新能源最大限度的消纳。构建“2+1”纵向一体新能源管理模式，区调、地调两级调度分工合作，严密协同，实施新能源场站管理工作，电网技术中心作为技术支持，实施技术指导和监督工作。二是构建“发、输、配、用”分层互动的技术系统，建立基于电价和激励的发输环节互动策略和配用环节互动策略，引导用户主动响应，提升电网消纳新能源的能力。三是基于生产时序，从年、月、日、日内共四个层级对技术支持需求进行分析，构建新能源消纳测算和监测技术体系，将结果数据应用于“发输配用一体化调度”系统，为最优配置新能源电能提供数据支撑。完善新能源电源与电网的仿真模型、提炼多类型的新能源典型运行方式、建立运行安全分析计算标准模板，确保计算结果无遗漏、无死角，破解电网运行安全隐患。构建绿色调度评价指标体系，用量化的指标对新能源优先调度工作进行评价，构建区地一体化的绿色调度评价流程，应用风光优先调度评价平台，规范弃风（弃光）电量计算。 通过构建一体调度模式，确立多环节互动策略，建立新能源监测、分析、评价体系，并打造良好绿色调度环境，能够为国内新能源并网规模或占比较大的省份、特别是西北各省提高全网新能源消纳能力提供经验借鉴，有较强的推广应用价值。

影响风/光发电功率预测精度的主要因素是风/光资源的风向、风速、温度、湿度、光照等关键数据。根据海南省的亚热带湿热气候特征，分析风/光发电特征及其时空互补特性，深入分析风/光资源的关键因素对新能源发电功率的影响，得到这些因素与风/光发电功率之间的相关性，在此基础上研究风力发电功率、光伏发电功率的短期和超短期预测模型和方法：针对现有风电/光电功率预测精度不足的问题，提出基于亚热带湿热气候特征的风电功率预测物理模型与统计适配模型相结合的风电功率预测方法，和基于不同风速段的连续时间段聚类的SVM风电功率模型；研究和给出适合海南省亚热带湿热气候特征的风力发电功率、光伏发电功率预测系统设计方案。海南现有的五个风电场，含沿海滩涂和丘陵地带。因此，本研究兼顾了山地丘陵地带的建模方法。 为解决多类型新能源并网下的绿色调度问题，提出了多时间尺度的鲁棒调度方法，该方法通过协调调度水电、火电、风电、气电等多种电源的开机出力，利用多个时间尺度（日前、日内、实时）逐级降低新能源的预测偏差给电网的冲击作用，并采用鲁棒调度方式保证了调度方案的鲁棒性。此外，新能源出力的不确定集直接影响鲁棒调度的经济性和鲁棒性。为解决经济性和鲁棒性的冲突问题，提出了一种不确定集的优化方法，该方法通过计算弃风和切负荷成本将鲁棒性转化为风险成本，优化出使得综合成本最小（发电成本、环境成本和风险成本之和）的最优不确定集。 针对新能源并网带来的无功电压控制方面的问题，并考虑到今后电网向大规模发展的趋势，提出了含多类型新能源的三级电压控制模式，按全网、区域和地区电网划分，分别充当第三、第二和第一级电压控制，各级电压控制之间在时空上相互协调，可根据实际电网规模和网络拓扑结构确定是否采用区域电压控制。在全网电压控制方面，考虑到运行成本和新能源并网点电压波动问题，以网损最小和电压质量最优为目标，建立了多目标无功优化模型，模型中采用了不同的节点类型对新能源机组进行建模；在区域电网电压控制方面，针对日前新能源机组并网引起的长期电压稳定问题，引入电压安全稳定约束，以与全网电压控制的电压偏差和控制成本为目标函数，建立了适应新能源并网的最优协调电压控制模型；在地区电压控制方面，针对新能源机组并网点无功不足的问题，提出了基于微分博弃理论的STATCOM动态无功补偿策略，克服了传统PI解耦控制中直流系统和交流系统的负交互作用，缩短了动态无功补偿后电压的镇定时间。针对目前海南电网AVC系统不能适应大规模新能源机组并网的情况，提出了基于混成电压控制的AVC控制方案。