电力负荷定义精选(九篇)
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第1篇：电力负荷定义范文
【关键词】电力市场；辅助服务；定义；品种
一、前 言
商品是用来满足人们某种需要的交换物,而经济学原理告诉我们对物品的需要是多样性和差异化的，不同的人对同一种物品的需求是不同的。用来满足人们不同需求的特性就是商品的差异性。商品的价格确定方法也呈现多样性，主要可根据商品的成本、价值和需求属性的不同来确定，成本和价值定价法更接近于商品的社会属性，而需求定价法侧更接近于商品的自然属性。
电从其发明并进入商业交换以来，由于其特殊性，被人为地就一直作为一种无差异商品进入市场交换，只要在同一载体的系统内的生产、输送、分配和使用交易活动都被看成的是同质的交换活动，即一个系统内发、输、配、用同时交换和结算。同一频率、同一质量的电能，无论这一系统内的各交易主体的设备好坏，能力大小，只要是联得上网的都被认为向系统提供的是同一性质的电能商品。尽管目前人为定价体系的不同，造成现实执行以“个别成本”定价方法过程中，将交换价格依据实际发生成本来划分，但电力系统内一直追求一条“同网同价”的信条。“同网同价”追求的是一种形式上的公平，但其又忽略了“质”的差异，将那些实际上是向整个系统提供了大量额外贡献,提供了不同质的电量的交易商，与一般的交易商同等对待，获得相同的电费结算，造成长期以来的实质性的不公平。
二、电力市场辅助服务基本定义及品种
1、基本定义
电力市场中的辅助服务是指在将电能从发电厂送到用户端的过程中，为维持用户需求的电能质量、保证用户供电安全性、可靠性和稳定性所需采取的一切辅助措施。
因此可以看出，辅助服务作为一种商品，主要是为了满足用户的需求而存在的。正是因为用户对电量的质量性、安全性、稳定性有特殊要求，才有辅助服务的存在。电力市场中用户对电能质量的关注或需求的原因是多方面的：（1）用户的现代用电设备对电能质量的要求。当前用户大量使用高精度、用电设备对各种电磁干扰谐波和电压不平衡等各种波形畸变要求提高；（2）用户用电设备对供电间断性，电压凹凸性，电路的通断等暂态波动要求；（3）用户用电设备的旋转精度对供电周波动（频率）的要求。
总之，造成用户设备偏差、故障或误动作的所有的问题都反映到电能质量问题上。
与此同时，电力市场中发电厂和电网是保证用户供电质量的生产和传递者，发电商要将自己生产的电能顺利送出，也首先也必须满足二个条件:（1）发电商生产的电能是合格的，即周波、畸变是满足用户需求的；（2）生产的电能是可实现用来传输的，即要求且备有一定电压和满足电网潮流的要求。
对于负责输送的电网公司来说，要保证用户用上合格的电能，也必须有一些基本条件：（1）需满足电网中的总体稳定，即满足供需的不间断性；（2）需满足电网中的总体平衡，即满足电能发、用瞬间平衡，时刻平衡。
因此，电力市场条件下的辅助服务可以理解成为满足三种市场成员的需求而存在的；即：（1）是为满足用户的需求；（2）是为满足发电商自我需求；（3）是为满足输、配商本身的需求。
目前电力市场辅助服务主要品种包括：调峰、调频（AGC）、调压（AVC）、备用、黑启动、阻塞消除、安全启动等，而针对发电厂商的辅助服务目前有以下几种：（1）调峰服务：调峰是电力系统满足负荷波动的需要，在高、低峰时段加(减)载的备用出力。这种可加载备用是为满足可预见性负荷波动的需要，是在预见时段加载的出力，调峰服务可计量单位也是为电量型式，是高、低尖峰时段加载的特殊电量。（2）调频（AGC）服务：为满足用户旋转电气设备精度的要求,实时平衡不可预见大小负荷波动的需要。电力市场上的电能产品必须满足在一定的固定频率fn（在我国该频率为50Hz），而市场用户负荷是实时变化的，供需不平衡将引起系统频率的偏差，从而造成用户设备的损坏或产品质量的不稳定。
时刻平衡负荷的持续波动，电力市场上调频服务可以通过二种方式来实现：一种从发电侧进行控制,发电机的出力使之不断满足负荷波动的需要；另一种是对负荷进行控制，如：通过投、切负荷也可以实现平衡负荷波动的需要，但这种调频服务是通过抑制用户的用电需求来满足平衡，不是电力市场的根本目的。
通过控制发电机出力来实现频率调整的手段有以下几种：（1）通过发电机组本身的调速器实现对频率偏差的跟踪，实现调频，称为一次调频;（2）运行人员手动改变机组出力水平，从而改变出力满足频率的需要;（3）通过自动发电控制（AGC）改变机组出力实现频率调整。
调频服务也是通过调整出力，满足负荷波动的需要，但调频出力满足的负荷平衡与备用调整出力不一样，调频是通过实时控制平衡的是不可预见的负荷波动，这种负荷波动是随机的或是突发、突变的。
2、无功、调压（AVC）辅助服务
电力市场上电能交易必须经过电网这个载体输送完成使发电、送电和用户形成一个系统，这个系统的正常运作是要满足一定的电能潮流分布的电磁规律,否则电力市场电能交易无法实现。而这种潮流分布的实现的一个重要条件，是要维护电网中的各节点的一定的电压压降来实现。
无功的转输将引起线路的损耗加大，因此电力市场中无功讲究就地平衡，一般情况下不采用远距离输送，就地平衡手段为各种无功源。
电压调节主要是通过各发电厂的励磁系统、各变压器抽头进行调节。无功辅助服务作为一种能量产品，也可细分为：无功电量、无功备用和无功负荷跟踪水平等。
3、备用辅助服务
备用服务是指并入电网的发电机组为未来系统负荷各种波动变化而留有的一定（预留）的容量，这种容量是可调但又没有加载的（在某时段上被加载后则成为调峰或调频容量），为系统某种条件下需要服务的。机组备用服务根据其服务性质来分又可分为，为应付突变负荷的调频备用服务；为预应付可预见负荷的调峰备用，具体又可划分定义如下：
对于不可预见负荷的波动，电力市场中可以通过设置以下几种备用加以平衡。
（1）AGC二次调频容量备用：由于机组调速器存在的频率死区，调速器本身对系统的小负荷波动没有调节能力。而对整个系统而言，系统负荷的实时偏差是需要平衡的，这是需要系统调度中心根据实时检测到的实时偏差值（AEC），发送给指定的AGC机组，通过实时改变AGC机组的功率P给定值，实时填补调节负荷偏差。由市场调度指定作为实时平衡的机组预留备用的容量部分，就是AGC二次调频备用。AGC调频容量是在线实时的，反应最灵敏，快速的备用容量，是最优质的备用服务，也是最高层次的备用，它向下具有兼具备用的作用。
第2篇：电力负荷定义范文
【关键词】电力负荷预测；模糊时间序列；时间序列
1.引言
短期负荷预测是电力系统调度中一项非常重要的内容，是保证电力系统安全经济运行和实现电网科学管理及调度的重要依据，其预测精度直接影响电力系统的经济效益。提高电力系统负荷预测的精度，可以提高电网运行的安全性和经济性并提高电能质量。
目前，短期负荷预测常用的方法很多，主要分为人工智能方法[1][2]和统计方法[3][4]两大类。在统计方法中时间序列方法是应用较为广泛的方法，由于传统的时间序列方法在建立负荷与某因素（如时间）的显式函数关系时，需要准确的统计数据。而实际的负荷统计数据中含有大量的模糊和不确定性，采用传统的时间序列方法有时无法达到预定的预测精度。Zadeh创立的以隶属函数为特征模糊集合论，从根本上改变了传统的数学理论那种事物间绝对的是与非和属于与不属于的关系。采用隶属函数表示程度上属于或是某类事物，这种描述与客观实际更为接近。在模糊理论的基础上，Song和Chissom给出模糊时间序列的定义，同时应用于学校注册学生数的预测[9][10]。Chen和Huang给出了双因子的模糊时间序列模型，应用于气温的预测[11]。Huang应用模糊时间序列对游客量进行了预测[12]，取得了较好的预测效果。
本文首先对历史的电力负荷数据进行模糊处理，建立了相应的时变模糊时间序列模型。然后采用模糊时间序列模型预测未来一小时的电力负荷。同时讨论了论述域集区间长度和预测窗口对预测精度的影响。采用模糊时间序列模型进行电力负荷预测，克服了传统时间序列在建立离散的递推模型时需要准确的数据的缺点，消除了病态数据对模型的影响。利用山东某电网的数据进行数据仿真取得了较高的预测精度。
2.模糊时间序列
定义1：令是论述域集上的一个子集，且模糊集合定义在论述域集上。令是的集合，则被称为上的模糊时间序列。
定义2：假设是一个模糊时间序列，且存在一个关系，使得，其中“”是一个合成运算子（composition operator），则表示是由所产生的。把这个关系记为。
定义3：假设是一个模糊时间序列，在任何时刻，如果，则称模糊时间序列为时不变模糊时间序列。如果是时刻的函数，则称模糊时间序列为时变模糊时间序列。
从以上的定义我们可以看出，模糊时间序列和传统的时间序列的区别在于：传统的时间序列是由精确数组成的，数据对模型的影响很大；而模糊时间序列是由相应的模糊集合构成，因此模糊时间序列就很好的包涵了数据中的不确定性，减小了建立模型时不准确数据对模型准确性的影响。
得到关系矩阵，就可以通过（2）和历史负荷数据预测未来一小时的负荷所在的模糊区间。
步骤5：反模糊化处理预测模糊区间数据。可以按照以下原则对预测数据进行精确化：
Case1：如果预测模糊区间中只有一个非零的隶属函数值，取此隶属函数值所对应模糊区间的中值作为预测值。
Case2：如果预测区间有多个非零的隶属度函数值，则取这多个值所对应的模糊区间中值的平均值作为预测值。
Case3：如果预测模糊区间的隶属度函数值全为零，则取上一个时刻的负荷作为预测值。
4.仿真实例
5.结论
由于历史负荷数据中含有大量的模糊和不确定性因素，本文采用时变模糊时间序列模型进行电力负荷预测，给出了一种预测未来一小时负荷的预测方法。讨论了模糊时间序列模型不同模糊区间长度和预测窗口对预测精度的影响。对山东省某电网2011年4月2日和4月3日的负荷进行仿真研究，其中一天中的最大误差为1.9%，日平均最大误差为0.92%，表明该方法有较高的预测精度。
参考文献
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[9]Q.Song，B.S.Chissom，Forecasting enrollments with fuzzy time series-Part 1，Fuzzy Sets Syst，vol，54 pp，1-9，1993.
[10]Q.Song，B.S.Chissom，Forecasting enrollments with fuzzy time series-Part 2，Fuzzy Sets Syst，vol，62 pp，1-8，1994.
[11]S.-M.Chen，J.R.Hwang，Temperature prediction using fuzzy time series，IEEE Trans.Syst.Man Cybern.Part B，vol，30（2），pp，263-275，2000.
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第3篇：电力负荷定义范文
1.1在自动抄表中的应用
计量自动化系统在电力营销中最直接的应用就是自动抄表功能的实现,改变了抄表方式,把人工抄表的方式变为自动抄表,明显的提高了工作效率,而且节约了大量的人力。现阶段我国的很多的电力公司,已经开始从人工抄表转向自动抄表,通过远程控制的方式开控制抄表,由计量自动化系统进行此项工作,然后计量自动化系统通过特定的传输途径将数据传入特定的系统,即营销系统,营销系统在通过一定的计算,然后导出电量及电费。计量自动化系统大大的提高了抄表的效率,大大的降低了抄表工作的工作量,普及此种自动抄表系统是电力部门发展的必须完成的任务之一。
1.2在计量装置监测及异常处理上的应用
计量自动化系统在计量装置监测及异常处理上的应用对电网的正常的运行有重要的意义,其支持所有报警,与任何终端设备都有很好的兼容性。计量自动化系统不断可以采集数据、记录通讯状况,其还可以进行数据的分析,并找出异常数据、越限等不正常运行的数据,然后进行报警,使得工作人员能够及时准确的处理设备故障。计量自动化系统就是一个功能强大的远程监测系统,能够及时的对异常信息进行处理,时刻的进行监督管理工作。对设备的安全运行有重要意义。对于问题的处理情况,及其结果,都会反馈到计量自动化系统之中去,使得信息可被查阅的能力大大的增强。
1.3在线损四分统计中的应用
计量自动化系统能够解决线损四分统计困难的问题,因为在线损四分管理中,决线损四分统计相对困难,这就显现出计量自动化系统在线损四分统计中应用的重要性。计量自动化系统的特色就是实现数据的采集分析等功能,能够很方便的按天按月的近想统计,统计内容包括:线损分压、分区、分线、分台等。除了上述的统计对象以外,计量自动化系统还能进行自定义对象统计设置,很方便的统计出各类线损,最后导出统计报表。计量自动化系统在线损异常分析管理中也发挥着很重要的作用,其中包括:线损异常、10kV配电线损以及母线电量平衡监测。
1.4在供售电量统计及同期线损分析中的应用
计量自动化系统的广泛的应用,使得供售电量统计及同期线损分析工作基本自动完成,用到人员的地方特别少,不但减少了人力资源的浪费,使得数据的精确性大大的提高,而且处理这项复杂工作的时间也大大的减少了。由于系统可自定义的特点,系统的应用使得自定义分析对象得到可能,对特定的数据进行分析,以满足不同的要求,有很强的的实用性。
1.5在用电检查工作中的应用
计量自动化系统的应用极大的简化了用电检查工作。以前,没有应用此系统的时候,进行线损异常排查、反偷查漏等工作的时候,必须到现场去工作,耗费人力,而且效率不高,对用电检查工作发展有很大的制约性。目前,此系统广泛的应用,使得线损异常排查、反偷查漏等工作就不用天天跑现场,只需要对计量自动化系统平台上的数据进行处理即可,然后找出问题的关键,然后在进入现场去处理,极大的提高了其工作的效率。同时保证了用电检查工作的质量。
1.6在用电负荷特性分析中的应用
用电负荷特性分析是供电企业的工作的重点之一,供电企业努力开展用电负荷的细分区域分析的工作,并试图掌握各类行业的负荷特性,但是因为缺乏实时的负荷数据,SCADA系统不能够满足其负荷分析的要求,SCADA的分析负荷的能力有限。而计量自动化系统的分析负荷情况的能力很强大,主要的是其存在自定义分析功能,可以分析出制定的范围的用电负荷的情况。然后经统计分析,就可以掌握各类行业的负荷特性,同时可以为温度变化等因素引起的电负荷的情况提供具体可靠的统计数据,使得对负荷密度的研究得到可能。计量自动化系统的应用,对电网的规划发展起到了很好的促进作用。
1.7在配变运行监测中的应用
计量自动化系统可以对公用变压器的运行数据进行统计分析,方便工作人员掌握电源、功率等变压器的相关参数,为工作人员的工作提供必要的数据。系统对变压器的监测,可以掌握变压器运行的完整的数据,有效的对配变的运行进行评估,使得配变运行监测安全可靠的进行。
1.8在停电时间统计中的应用
计量自动化系统可以通过后台来判断终端是否停电,进行专变和配变停电信息的统工作。按片区和线进行统计工作,同时利用其强大的自定义统计功能,生成特定的报表。
1.9在错峰用电管理中的应用
计量自动化系统对错峰用电的管理有重要意义,其能够实现错峰计划生成、统计、效果分析,这些信息通过特定的途径,然后传给营销系统,然后营销系统进行一定的处理,把这些经过处理的信息传导制定的人员手中。系统是不间断工作的,使得工作人员可以完整的掌握用户的现场用电情况。使得错峰实时监督的效率大大的提高。
1.10在节能服务工作中的应用
计量自动化系统还能够实现节能的目的,主要使用的是Web外网平台,这个平台在提供节能服务的同时,宣传节能的思想。特别是用电大客户,系统对用电数据的监控,方便了供电公司的管理的同时,为用户的用电优化提供了基础数据。客户可以通过登录端口登录到负荷管理的相关页面,进行用电量具体情况的查询,方便客户针对性的对用电进行管理,同时计量自动化系统,还能生成报表,并提出优化建议。计量自动化系统为客户提供的数据,方便客户进行设备的节能处理等。对于广大的小用电客户,计量自动化系统也会提供相应的简单的数据,使得小客户也能对自己的用电进行优化,从而达到节能服务的目的。
2结语
第4篇：电力负荷定义范文
从消费角度分析了碳排放对制定相应的二氧化碳减排政策具有的重要参考价值。结合电力系统的特点，提出了碳排放流的概念，并将其应用于电力负荷的碳排放计算。针对联营交易与双边交易共存的混合电力市场，提出了一种基于交易的碳排放流计算模型。该模型考虑了负荷所参与电力交易方式的差异。首先，根据各交易对支路潮流的使用份额，将对应于网络损耗的碳排放分配给所有电力交易。然后，将网络损耗从原始有损网络中移去，实现联营交易与双边交易的解耦。最后，将双边电力交易继续从网络中减去，得到只存在联营交易的无损网络。在新网络中，应用潮流追踪将相应的碳排放分配给联营交易内部的各子交易。将上述计算过程合并，即可得到对应负荷电力消费的碳排放。所得结果可向负荷提供与其电力消费有关的碳排放信息，这将可能影响负荷的消费行为并有助于低碳电力的发展。最后，以简单节点系统为算例，验证了所提计算模型的有效性。
关键词：
碳排放流；混合电力市场；网损分摊；低碳电力
电力行业已经成为最大的碳排放源之一，特别是在中国，电力发电所排放的二氧化碳占总碳排放量的比例多达40%[1-2]。因此，电力行业的低碳发展对于二氧化碳减排至关重要。在实现二氧化碳减排的诸多对策中，碳排放交易市场被寄予厚望。为建立碳排放交易市场，多数研究者认为，应当首先确定合理的碳排放责任，这需要制定一个公平合理的碳排放计算方法。对于电力行业，传统的碳排放计算方法，如统计法[3-4]和生命周期分析法[5]，主要关注发电厂产生的“看得见”二氧化碳排放。这些方法通常假定生产者应当为产品生产过程中所排放的二氧化碳负责。尽管电力消费过程中不产生任何二氧化碳，事实上，发电所排放的二氧化碳根源于电力消费，消费者应当为电力生产而产生的二氧化碳负责。从消费的角度理解、分析二氧化碳排放是十分必要的。当电力消费对应的碳排放能够确定，消费者便能够管理自己的消费行为，以帮助二氧化碳减排。在电力系统中，不同的负荷可能由多个电源供电。由于不同电源的碳排放强度通常不同，前面提到的仅采用一个平均碳排放系数进行相应碳排放计算的方法不适用于电力系统中负荷的碳排放计算。文献[6]提出碳排放流的概念来分析网络中的碳排放流，并将其用于负荷碳排放计算，取得了很好的效果。随后，研究者针对网络中的碳排放流展开了多方面的研究。文献[7-8]分别探讨了电力系统中碳排放流的计算方法，并以简单的系统进行了验证。文献[9]进一步研究了碳排放流在系统中的分布机理。文献[10-12]应用碳排放流的概念对六大区域电网之间电力传输对应的碳排放转移进行了分析。文献[13]将碳排放流计算从有功功率延展到复功率，通过复功率潮流追踪负荷碳排放。文献[14]则将随机潮流引入碳排放流的分析，变原有的确定性碳排放流为随机碳排放流，进一步拓展了碳排放流的应用范围。上述研究都是基于潮流追踪所应用的比例共享假设[15-17]。在电力联营市场中，负荷消耗的电能没有被指定供电电源，假定负荷由网络中所有的电源共同供电、比例共享是合理的。然而，在混合电力市场中，采用双边交易的负荷由确定的电源供电，相应的碳排放也应当直接归算到该负荷，此时比例共享的原则不再合理。因此，在一个混合电力市场中，必须采用新的碳排放计算方法对负荷进行碳排放计算。本文提出一种以交易为分配主体的计算模型，来解决混合电力市场下的负荷碳排放计算问题。计算模型以电力交易为碳排放分配的主体。负荷所消费的电力由联营交易和双边交易两部分组成。对于负荷，其双边交易和联营交易的供电电源一般不同，即碳排放源不同，所以在计算各交易对应的碳排放时，双边交易和联营交易需分别处理。有损网络中，网络损耗由2种交易共同作用而产生，为实现双边交易和联营交易的解耦，根据各交易对线路的使用份额，将网络损耗对应的碳排放分配给各交易。将双边交易和联营交易解耦之后，应用追踪法计算联营交易内部各子交易的碳排放。合并计算即可得到对应负荷总电力消费量的碳排放。上述计算模型考虑了负荷参与的电力交易类型，能够应用于同时存在双边交易和联营交易的电力市场。通过对简单5节点系统进行测试，验证了该计算模型的有效性。
1碳排放流在两种交易方式间的分配
1.1碳排放流分析中的两个概念在碳排放流分析中，有2个重要的概念：碳流率和碳强度(也称碳密度)。两者将碳排放与电力系统中的潮流相结合，构成电力系统碳排放流分析的基础。根据文献[6]的定义，碳流率R定义为单位时间内网络通过的二氧化碳排放量，用来描述网络中碳排放流的速率，对应于潮流分析中的功率。碳排放强度e则定义为生产单位电能所产生的二氧化碳排放量，用来描述电能的碳排放属性。
1.2潮流追踪与碳排放流计算本文所涉及的混合电力市场，有2种形式的电力交易：联营交易和双边交易。对于双边电力交易，功率的源、汇是确定的，相应的，碳排放流的源、汇也是固定的。因此，双边交易应当与联营交易区分开来。在无损网络中，潮流计算通常采用线性的直流潮流方程。由于系统满足叠加性，所有的双边电力交易可以从原始网络中直接移除，余下的部分即为一个只存在联营交易的网络。然后，基于比例共享原则，负荷处的碳流率可以仿照潮流追踪追溯其源头。
2网损碳流率的分配
有损网络中，网络损耗由系统中所有的电力交易共同决定。网损的存在使得2种类型的交易不能直接解耦。考虑将网络损耗单独处理，以一定规则分配给不同交易，则去除网损后的网络可以视为一个无损网络，即实现了从有损网络到无损网络转换。借助上一节中的计算方法，系统的碳流率可进一步向各交易分配。直接应用追踪法，能够将网络损耗对应的碳流率分配到各个节点[8]，但分配结果是基于比例共享原则得到的，不能考虑负荷参与双边交易的情况。在混合市场下，碳排放计算的主体是交易，网损碳流率分配过程中，需要区分双边交易和联营交易。基于线路使用份额的分配方法以各个交易为主体，能够根据各交易对支路的使用份额，将支路损耗对应的碳流率向不同交易进行合理分配。因此，有损网络中，负荷碳流率计算可分2部分：一部分，根据交易对支路潮流的使用份额，将网络损耗对应的碳流率分配到不同的交易；另一部分，移除网络损耗和双边交易，形成只存在联营交易的无损网络，应用追踪法计算负荷参与联营交易所应分配的碳流率。然后，合并计算可得到负荷最终应分配的碳流率。首先计算支路损耗对应的碳流率，其可以利用节点碳强度法求解[18]。但这种方法不能给出支路损耗碳流率的来源构成，在移除网损功率时，不能确定各机组应当减去的功率。考虑用追踪法求解支路损耗对应的碳流率[8]，将支路损耗视为支路上的一个负荷，原系统扩展到n+l个节点。利用上一节介绍的追踪法，可得到任意节点负荷向量PD与机组出力的关系。
3算例分析
调用MATPOWER求解各双边交易单独作用下系统的潮流分布。应用式(16)，支路损耗对应的碳流率根据各交易所引起的支路潮流大小进行分配，得到分配结果如表4所示。将网络损耗和2项双边电力交易从原始有损网络中移除，得到只存在联营电力交易的无损网络。将表3中第3至5列求和，可得机组G1、G2和G3对系统网损的贡献分别占各自出力的2.8%、3.0%和2.3%。则在新网络中，机组G1、G2和G3的有功出力分别为47.2、47.0和5.8MW，负荷L1和L2的有功功率需求均为50MW。调用MATPOWER重新计算网络中的潮流分布，网络分配矩阵T可由式(8)(9)和(10)计算得出。由式(19)可得每个负荷最终分配到的总碳流率，结果见表6。为便于比较，表中给出了同样负荷条件下应用文献[8]中追踪法所计算的负荷碳流率。对于负荷L2，其通过双边交易向机组G1购电。在追踪法下，消费了等量电能的负荷L1和L2碳排放分配值相差不大。实际上，由于同低碳强度的机组G1有50MW的双边交易，负荷L2购买了更多的低碳电力。追踪法的分配结果不符合购买更多的低碳电，分配到更少碳排放的预期。有损网络下，本文方法计算得到的负荷L2的分配值比负荷L1少26%。同时，与追踪法结果相比，负荷L2的碳排放分配值降低了18%。若负荷L2与机组G1的双边交易量继续增大，2种计算方法下所得到的负荷L2分配的碳流率差异将会更大。上述计算结果表明，本文所提方法能够计算对应负荷电力消费的碳排放，并且能够考虑负荷参与双边电力交易的情况。同时，计算结果能够向各个负荷提供其碳排放的构成信息，这使得负荷可以通过以低碳强度电源替代高碳强度电源的方式来减少自身的碳足迹。随着电力市场的放开，双边交易的范围将逐渐扩大。基于低碳消费的意识，负荷可能更倾向于向低碳强度机组购电，这将有助于风电、太阳能发电等低碳电力的发展。
4结论
第5篇：电力负荷定义范文
【关键词】负荷预测方法
一、电力负荷的构成与特点
电力系统负荷一般可以为城市民用负荷、商业负荷、农村负荷、工业负荷以及其他负荷等，不同类型的负荷具有不同的特点和规律。
可知电力负荷的特点是经常变化的，不但按小时变、按日变，而且按周变，按年变，负荷又以天为单位不断起伏的，具有较大的周期性，负荷变化是连续的过程，一般不会出现大的跃变，但电力负荷对季节、温度、天气等是敏感的，不同的季节，不同地区的气候，以及温度的变化都会对负荷造成显著的影响。
电力负荷的特点决定了电力总负荷由以下四部分组成：基本正常负荷分量、天气敏感负荷分量、特别事件负荷分量和随机负荷分量。
二、负荷预测影响因素
通过实践证明影响负荷变化的因素有很多，所以负荷是时刻变化的，相关实验证明负荷预测总负荷（由各个单个负荷组成）一般具有一定的变化规律，其各分量与总负y（t）的关系可写为：
Y（t）=N（t）+W（t）+T（t）+S（t）+R（t）
其中字母的具体含义如下所示。
N（t）表示典型负荷分量，其主要的特点在于具有线性变化和周期变化；W（t）表示天气条件温度情况，通过分析各种因素的负荷影响程度，得到温度往往是最重要的气候影响变量；T（t）表示时间变化的影响，可以大致的归纳为如下三点，即人们作息时间，法定及传统节，日季节变化；S（t）表示特殊事件，比如：自然灾害、拉闸限电、系统故障等等。这类事件具有很强的随机性，难以预测，只能依靠调度人员的经验判断；R（t）表示随机产生的因素，考虑到负荷序列本质上就是一个随机序列，负荷的随机分量是负荷中的不遵循规律的部分，是不能准确预测的，可以通过模型或算法来考虑这些分量。
三、预测电力电量负荷的常用方法
3.1弹性系数法
电力弹性系数的基本定义是电力负荷年均增长率和国民经济年均增长率之比，其主要作用在于可以用来衡量国民经济发展和用电需求。该系数可以大致的分为两大类，既电力生产弹性系数和电力消费弹性系数。使用该种预测方法的前提在于必须预先知道预测期内国民经济的发展目标及其年平均增长速度，如果已经事先知道了弹性系数的预测值，便可以利用国内生产总值的年均增长率来预测出规划期所需的电力和电量。该方法的主要缺陷在于需要进行大量统计调研工作。
3.2时间序列法
该方法的原理在于利用负荷的历史资料，设法建立一个数学模型，用以描述电力负荷这个随机变量变化过程的统计规律性；同时利用该模型建立一定的负荷预测数学表达式，进而对未来的负荷进行预测。
3.3灰色预测法
该方法的基本原理在于利用关联空间、光滑离散函数等概念定义灰导数与灰微分方程，进而用离散数据列建立微分方程形式的动态模型。利用该方法可以建立GM（1，1）这样的灰微分方程。还模型是利用离散随机变量数经过生成变为随机性被显著削弱而且较有规律的生成数，建立起的微分方程，这样便于对其变化过程进行研究和描述。
3.5回归分析法
回归分析法就是通过对历史数据的分析、研究，并考虑和电力负荷有关的各种影响因素，建立起适当的回归预测模型，用数理统计中的回归分析方法对变量的观测数据统计分析，从而预测未来的电力负荷。回归预测模型可以是线性的也可以是非线性的，可以是一元的也可以是多元的，其中一元线性回归预测是最基本的、最简单的预测方法。回归分析法适用于中、短期预测，它的预测精度依赖于模型的准确性和影响因子（如国民生产总值、工农业生产总值、人口、气候等）预测值的准确度，该方法只能预测出综合用电负荷的发展水平，无法预测出各供电区的负荷发展水平，无法进行具体的电网建设规划。
四、结果分析
负荷变化具有规律性和随机性，规律性是负荷预测的基础，随机性影响到负荷预测精度。负荷预测的任务就是尽可能地充分发掘负荷历史数据中的规律性来预测未来负荷趋势。但负荷变化中的随机因素是客观存在的，不同地区、不同时段负荷规律性的差异都会对负荷预测结果产生很大的影响。因此，分析历史负荷的稳定度，才能全面地评价各相关因素的作用，了解预测误差的构成，进而使预测人员可以清晰地把握预测过程。
历史负荷规律性和稳定度辨识又可以归结为：对历史负荷进行频域分析并分解，最后用量化指标给出某地区某时间区间内的历史负荷规律性的稳定程度。本文采用分析工具为谱分析，对怀化地区和对比地区（常德地区）特定时段负荷的内在规律性和稳定度进行分析，并得到量化的指标。
值得指出的是，历史负荷的规律性和稳定度必然在某种程度上影响预测精度，但是，稳定度估计的上、下限只能作为预测的一个参考，不能将稳定度和预测精度完全等同起来。
这里先取怀化地区和常德地区的2011年3月1日～3月14日系统负荷数据进行频域分析比较。以下曲线图左列是怀化局的，右列是常德局的。
从图1可以看出怀化局负荷日周期分量和周周期分量占的系统负荷比重相对常德局来说要小些。而怀化局负荷的高频分量部分波动比常德局剧烈的多，这说明怀化局负荷中随机成分比重比常德局大，而且随机变化更加剧烈，更不容易把握，这主要是因为怀化地区的电铁负荷比重大。另外常德局负荷低频分量比重比怀化局大，这说明前者负荷受气候等缓慢变化因素影响较大；而怀化地区小水电丰富，但市区居民负荷不由怀化局供电，空调负荷占怀化地区系统负荷比重小，因此其低频分量主要是反映降水的影响。由此看出两地负荷的地区性差异较大。
五、结语
电力负荷预测有多种预测方法，每一种预测方法都代表了一种发展规律。各种算法均有一定的适用场合，各种预测方法都具有其各自的优缺点，没有一个方法适用于各种负荷预测模型而精度比其他各种方法都高。所以在做负荷预测时，必须结合实际情况，着重从预测目标、期限、精确度和预测耗费等诸多方面，灵活选用较为合适的预测方法，并使用多种不同的方法进行预测，将所得预测结果互为比较，再进行合理的综合分析与预测，最终得到符合所需精度的预测结果。
第6篇：电力负荷定义范文
为减缓电力资源消耗速度、降低损耗、减少环境污染，20世纪70年代需求侧管理(demandsidemanagement，DSM)得到了人们的青睐，通过提高终端用电效率和优化用电方式，减少电量消耗和电力需求。随着电力市场的发展和成熟，电力需求呈现出愈加明显的价格弹性，20世纪90年代引入了需求响应(demandresponse，DR)概念对这种现象进行描述和应用。DR可以定义为用户接受到供电方发出的价格信号或者激励机制后，改变固有的电力消费模式，减少或转移某时段用电负荷的行为。DR已成为需求侧管理的重要技术手段之一，通过合理的电价或激励设置，使用户主动参与DR，以实现电力供需平衡、用电优化和能源综合利用等目标。
传统的人工需求响应(manualdemandresponse)需要管理人员或操作人员手动关停设备或调整设备的运行功率，电网侧也只能进行离线的激励设置，这使得用户响应产生了时间上的延迟，并且人工响应的可靠性得不到保障，电网侧也无法根据用户响应行为及时调整DR触发信号，降低了DR的灵活性和效率[。另一方面，DR自动化将使得负荷调度真正成为可能，在系统优化运行中扮演重要角色，从而提高能源利用效率，辅助新能源接入，从这个意义上来说，DR是智能电网的关键技术，同时也是最佳应用之一。基于上述原因，将自动化技术引入DR实施过程已经很有必要。
美国电力市场环境开放，目前是世界上实施DR项目最多、种类最齐全的国家。目前，美国将DR分为3个层次：人工需求响应，半自动需求响应和全自动需求响应。半自动需求响应(semi¬automateddemandresponse)是指由管理人员通过集中控制系统触发DR程序；全自动需求响应(fully-automateddemandresponse)不存在任何的人工介入，通过接受外部信号触发用户侧DR程序。
近年来，中国政府陆续出台了《需求侧管理办法》、《有序用电管理办法》、《需求侧城市试点财政奖励管理办法》等政策法规，为实施DR提供了必要的政策支持。同时，全国已建立起多种电价结构体系，包括分时电价、尖峰电价、丰枯电价等，部分省市(如安徽、浙江、上海等)还实行了直接负荷控制和可中断电价补偿政策，极大地促进了国内DR的发展。另外，电力公司采取让电、错峰、轮休、避峰等措施进行有序用电管理，这种国内特有的负荷管理方式在用电高峰时极大地保障了电网的安全稳定运行。
中国电科院联合国内大学、研究机构、电网公司、制造企业和服务提供商以IECPC118为平台，牵头成立了PC118智能电网用户接口专家组，开展自动需求口向应(automateddemandresponse,Auto-DR)研究和国际标准制定工作。中国希望DR标准为工商业降低峰值负荷，满足迎峰度夏、有序用电需求服务[。迄今为止，PC118工作组已完成了PC118标准制定技术报告初稿的编写，并提出了DR国家标准的制定计划。同时国家电网公司与霍尼韦尔公司合作在天津开展了智能电网DR示范与可行性项目，在泰达管委会、商业楼宇、办公楼和工厂用户方面部署了Auto-DR系统和装置，在高峰负荷削减方面发挥了重要作用。
OpenADR，即开放式自动需求响应通信规范(openautomateddemandresponsecommunicationsspecification)是智能电网信息与通信技术的一部分，是辅助Auto-DR的技术手段，由美国劳伦斯伯克利国家实验室(LawrenceBerkeleyNationalLaboratory，LBNL)的DR研究中心(demandresponseresearchcenter，DRRC)完成研究工作。OpenADR通过开发低成本的通信架构，提高了工商业DR的可靠性、易操作性、鲁棒性和成本效益。当前基于现有通信信息技术的OpenADR已经成功应用于工商业的Auto-DR项目中。
1.1发展历程
对OpenADR的研究起源于2002年加利福尼亚州的大规模用电危机，此后美国及其它各国的电网公司、政府等力求采用DR技术解决电力需求增长和高峰用电问题。在此背景下，OpenADR研究工作由劳伦斯伯克利实验室的DR研究中心具体承担，其发展历程如图1所示列。
通过一系列的试点和测试，2009年4月，加州能源委员会了OpenADR通信规范1.0版本，并交由结构化信息标准促进组织(OrganizationfortheAdvancementofStructuredInformationStandards，OASIS)和通用通信架构（utilitycommunicationsarchitecture，UCA)负责形成正式标准OpenADR2.0；2010年5月，OpenADR成为美国首批16条智能电网“互操作性”（interoperability)标准之一，“互操作性”意思是各功能单元之间进行通信或传递数据的能力；2011年进行了OpenADR2.0版本的认证和测试；2012年，OpenADR联盟将〇penADR2.0a作为美国的国家标准。
OpenADR2.0比OpenADR1.0更全面，涵盖了针对美国批发与零售市场的价格、可靠性信号的数据模型，并且根据满足DR利益相关方和市场需求的程度，分为不同的产品认证等级，包括OpenADR2.0a，OpenADR2.0b和OpenADR2.0c框架规范，后一个规范均比前一个提供更多的服务和功能支持(如事件、报价和动态价格、选择或重置、报告和反馈、注册、传输协议、安全等级等)。
1.2必要性
Auto-DR项目能够有效地转移或削减负荷，但是，DR实现的技术模式和方法还未标准化，不利于相关DR应用的推广，无法解决DR技术、产品或系统之间的通用和互换问题，增加了实施DR项目的成本，不利于实现DR的完全自动化。因此，极有必要形成开放式的通信规范，使得任何电网公司或用户都能高效、可靠、便捷地使用信号系统、自动化服务器或自动化客户端。
制定OpenADR标准的目的是减少成本，促进DR技术的互操作性，为DR技术的应用提供一个公用的、开放式、标准化的接口，使得电价和可靠性信息能够自动转换为负荷削减或转移信息，并利用现有的通信设施(例如因特网)高效、安全、便捷地将其从电网公司传送至工商业设备控制系统。OpenADR中开放式的通用数据模型使得工商业控制系统能够通过程序设置及时响应DR信号，并且响应的过程完全自动化，不带有任何人工介入。
为了推动OpenADR技术的发展，满足利益相关方互操作的需要，深入挖掘Auto-DR潜力，成立了专门的OpenADR联盟组织，旨在通过合作、教育、培训、检测和认证等方式开发、采用并遵守OpenADR标准。
1.3 OpenADR联盟
向所有的相关单位开放，联盟成员分为设备供应商(例如系统集成商或控制系统供应商)、电力企业、政府和研究机构，OpenADR联盟理事会成员主要包括霍尼韦尔公司(Honeywell)、太平洋燃气与电力公司(PG&E)、南加州爱迪生电力公司(SCE)、劳伦斯伯克利国家实验室(LBNL)等具有一定影响力的成员单位，负责引导并参与设定联盟的具体战略目标和运营政策。
如今，OpenADR联盟的主要供应商已超过60个并且在不断增长，除了联盟理事会成员外，还包括西门子公司(Siemens)、江森自控公司(JohnsonControls)、银泉网络公司(SilverSpringNetworks)、圣地亚哥天然气和电力公司(SDG&E)、堪萨斯城市电力电灯公司(KCP&L)、内华达能源公司(NVEnergy)、尔刚能源公司(ErgonEnergy)等，并已数次邀请我国国家电网公司参与其中。
1.4 OpenADR的主要内容
OpenADR对开放式Auto-DR中的通信规范问题进行了描述和阐释，它定义了一种通信数据模型，通过预先安装和编程好的控制系统对DR信号做出反应，自动完成通信过程及用户侧响应策略。作为一种通用的通信规约，OpenADR能够支撑各种DR项目的实施。
OpenADR通信规范系统性地介绍了OpenADR的通信架构、数据模型、功能规范、应用程序接口(applicationprogramminginterfaces，API)规范、安全策略和开发计划等，重点定义了需求响应自动化月艮务器(demandresponseautomationserver，DRAS)的功能接口与特点，基于自动化平台，通过通信客户端为用户提供包含动态电价在内的各种DR项目信息。该规范也用于指导电网公司、能源或企业管理单位、集成商、硬件和软件厂商等如何使用DRAS的功能来实现各种DR项目的自动化。
OpenADR通信规范针对电价和DR激励信息提出了通信数据模型，但不包括有关电力削减或转移策略的详细信息。OpenADR的通信系统能够连续运行、协调并传输电价或激励信息至工商业控制系统。自动化客户端可以连续监测这些信息，并将其转换为设备内部的自动控制策略。
2 OpenADR的通信架构
OpenADR通信架构如图2所示，用户或负荷聚合商(loadaggregator)借助应用程序设计接口API，通过因特网与DRAS通信，同样，电网公司也借助API通过因特网与DRAS通信。通信架构的设计确定了通信系统的结构以及数据模型中需要涉及的实体(即任何可以接受或发送信息的硬件或软件进程)，OpenADR为所有实体提供了相关的通用数据模型，为高效传输信息提供了基础。
图2OpenADR通信架构Fig.2OpenADRcommunicationarchitecture通信架构中，DRAS是Auto-DR项目基础设施的一个重要组成部分，从电力公司角度来看，DRAS是通过通用的信息映射结构建立动态电价或DR激励信息配置文件的载体，使得Auto-DR项目的通信能够完全自动化[，它的功能和特点促进了用户响应的自动化程度，OpenADR标准通过DRAS为所有DR供应商和用户提供了通用的语言和平台。
OpenADR1.0中定义了3种典型DRAS接口：
1)电力公司/ISO接口，用于动态电价或DR事件信息；2)用户操作员接口，用于追踪或接收电价或事件类DR信息，并配置信息映射结构；
3)客户端接口，支持OpenADR客户端使用简单或智能客户端信息。3种接口如图3所示，根据实际情况，不一定要求上述3种接口都有，例如当DRAS属于电力公司并整合在其信息技术基础设施中时，电力公司接口是不需要的。
2 OpenADR数据模型
通用数据模型作为系统的核心部分，定义了模型中访问和交换元素的语义，从而促进了DR项目的开展。数据模型可以用几个实体关系图表示，每个实体关系图通过实体、关系、属性描述数据结构，每个实体的特性包括实体名、主键、外键及属性域。为了在各个实体间高效共享模型数据，OpenADR定义了一套可扩展标记语言(extensiblemarkuplanguage，XML)格式化信息，用来描述模型元素的标识符和值。
图4显示了电力公司/ISO开始一个DR事件时涉及到的所有实体，在所有实体中，电力公司/ISODR事件(UtilityDREvent)实体用来详细描述与一个DR时间相关的所有信息。
图4中，每个电网公司DR事件实体包含一系列相关的事件信息实例；电网公司项目(UtilityProgram)实体描述关于DR项目的所有信息，从DRAS和参与者的角度用一系列的属性描述项目是如何管理和执行的，属性包括名称、时间、参与者、执行优先权等；事件信息类型(EventInfoType)实体是电力公司项目实体的一部分，用来详细描述信息类型，例如实时电价、负荷削减或转移量等，属性包括名称、上下限、变化时间表等；参与者账户(ParticipantAccount)实体则描述了所有与参与者有关的信息，属性包括参与者名称、资格证书、所属群体、参与项目等。
3 OpenADR的相关应用
4.1系统及装置
1) 负荷管理装置。美国著名的DR服务提供商霍尼韦尔公司在各种用户、各种设备上安装了约150万个基于OpenADR的负荷管理装置来支撑DR，其中一种数字触屏式可编程恒温器UtiUtyPRO，在居民和商业建筑中安装了大约40万个，能够在电力高峰期帮助限制能源消耗，以促进电力公司的DR项目。
2) 智能终端通信模块。银泉网络公司为各种智能终端设备配置了基于OpenADR的通信模块，用于接收和传输实时数据信息。该通信模块能够连接电网公司侧的通信网络和用户侧的家庭局域网。同时，银泉网络公司还和许多供应商合作配置了电表中的通信模块，促进了高级量测体系的开发。
3) DR系统。霍尼韦尔公司旗下的智能电网服务供应商Akuacom建立了一套应用OpenADR的DR系统，其开放式的智能电网通信架构用于自动传输电价和DR激励信号。该系统的核心部分就是支撑OpenADR的软件操作平台——DRAS。
4) DR交易网络。UtilityIntegrationSolutions股份有限公司(UISOL)成功地将OpenADR整合到他们的DR交易网络(demandresponsebusinessnetwork，DRBizNet)中，使得电力公司和用户间的DR交易操作过程能够完全自动化。
4.2试点工程
自2003年至今，美国开展了大量的OpenADR研究和实践。OpenADR联盟成员在加州和美国其他地区也进行了许多DR试点和现场试验，开发出许多OpenADR相关的系统和装置，验证了OpenADR标准在实际Auto-DR项目中的可操作性。
1)加州电力公司动态尖峰电价项目。
加州电力公司曾利用动态尖峰电价来削减尖峰负荷。2003—2005年夏季，劳伦斯伯克利实验室开展了一系列测试，目的有2个：一是开发并评估传输DR信号的通信技术，因为各个商业建筑的控制系统使用的是不同的协议和通信功能；二是了解和评估用户使用的用电控制策略。该项目中各个用户的平均和最大峰荷削减情况如表1所示，负荷基线(即不执行DR项目时各个用户的电力需求)基于气候敏感基线模型计算。
表1平均和最大峰荷削减情况Tab.12003、2004年只是用动态价格模拟测试，2005年正式采用了尖峰电价进行结算。文献[27]和介绍了2005年尖峰电价的设计方法和测试结果，包括在现场试验当中用到的通信设施，用以传输电价或激励信号至设备能量管理控制系统(energymanagementandcontrolsystems，EMCS)或相关的建筑自动化控制系统。同时，文献[27]还给出了一个尖峰电价项目的负荷形状案例研究。在该项目中，太平洋燃气与电力公司就利用了劳伦斯伯克利国家实验室和Akuacom公司开发的DRAS将尖峰电价传输到终端设备。
2)太平洋燃气与电力公司参与需求侧竞价项目。
2007年夏季，加州开展了尖峰电价和需求侧竞价(demandbidding，DBP)项目，通过自动化技术和通信技术的应用，让许多不同类型的用户高效地参与到DR项目中。其中太平洋燃气与电力公司预期
通过安装、测试并运行Auto-DR系统，削减15MW的峰荷时段电力负荷。文献[29]阐述了太平洋燃气与电力公司基于自动化平台执行需求侧竞价项目的方法，结果显示2007年Auto-DR系统的安装和运行情况已经超出了太平洋燃气与电力公司的预定目标。在参与项目之前用户只需要确定他们的负荷削减量和时间，而其实际执行则是基于OpenADR的Auto-DR技术的全自动化过程。
3) 西雅图动态电价测试项目。
2008年11月，劳伦斯伯克利实验室开展了一项动态电价测试项目[25]，在西雅图地区的部分商业建筑中安装了基于OpenADR的Auto-DR系统，用以削减冬季的早高峰负荷，通过现场试验验证了开展Auto-DR项目的可行性。OpenADR系统利用因特网和政府或企业局域网传输DR信号，商业建筑中设备能量管理控制系统接收到DR信号后开始自动执行控制策略。该项目设置了常态和高电价2种水平的电价，在早高峰负荷的3h内电价变为高电价状态，但该电价仅用于测试，用户的实际电费依然按照原来的单一电价结算。结果表明，商业建筑的平均负荷削减量达到14%，其中暖通空调和照明设备是最佳的DR资源。
4) 加州DR资源参与辅助服务市场项目。
2009年，力口州独立系统运营商(CAISO)开展了一个试点项目，将非居民用户的DR资源作为非旋转备用竞价参与日前辅助服务市场。DR资源必须满足非旋转备用的要求：①10min内可开始响应；②响应可持续2h；③能向CAISO提供实时的遥测数据。在加州辅助服务市场中，这些DR资源与其它所有发电资源一起进行优化求解，每个参与用户的设备上都安装了实时遥测装置，以保证CAISO能够对其负荷情况进行实时监测。当需要使用DR资源时，利用OpenADR通信装置将信号传输至参与用户的设备能量管理控制系统，从而触发其自动响应策略。试点项目结果表明，OpenADR通信架构可用于该辅助服务市场。
5) 加州小型商业建筑Auto-DR试点项目。
2009年，加州在部分小型商业建筑中对OpenADR系统进行测试。据调查显示，加州小型商业建筑的夏季尖峰负荷为10~12GW，占据了整个夏季尖峰负荷的10%~15%。文献阐述了小型商业建筑利用OpenADR通信架构自动参与DR的方法。该项目中，DR信号分为10级(0~9级)，第0级是正常用电模式，第9级是削减负荷量最多的用电模式，如果设备的负荷削减量不够，CAISO会发送更高等级的信号至设备控制系统，反之发送更低等级的信号。现场试验显示，小型商业建筑利用OpenADR通信架构参与尖峰时段的负荷削减完全可行。
5结论
1) Auto-DR是美国发展智能电网的战略性技术之一，是通过调动用户资源，降低高峰负荷，提高电网可靠性，减少电厂投资和环保压力，促进新能源接入的关键技术。DR标准化有利于促进Auto-DR的互操作，带动智能电网与用户互动技术的发展。OpenADR的发展历程表明，先进技术的发展和推广一方面有赖于技术本身的先进性和其带来的巨大收益潜力，另一方面也需要高效的技术研发体系和有效的推广形式，通过联合研究团体、设备制造企业、产品应用企业等单位，促进相关技术的研发和推广。
2) OpenADR在美国已发展近10a，并且已有多个成功应用的案例，初步展现出其巨大的技术优势和商业潜力，促进了美国Auto-DR的发展。但是OpenADR是在美国的电力市场环境下开发出来的，有一整套与电力市场相对应的政策法规，如果将其推广到中国，可能会出现适应性和操作性问题，如何完善OpenADR使其适应中国的电力体制还有待进一步的研究和实践。
第7篇：电力负荷定义范文
关键词：线损率 线损管理 技术措施 管理措施
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1007-3973（2013）011-162-02
在提倡节约电能，提高能源利用率的今天，供电企业试图提高经济效益，采取一定科学合理的管理和技术措施降低线路供电时的损耗至关重要。线损率是衡量电力企业经济效益水平和经营状态的重要经济技术指标。因此，对于每个电力企业而言，完善优化线损管理措施，降低线损率是需要解决的普遍问题。
1 线损定义及种类
1.1 线损的定义
在输送和分配电能时，电力系统中各元件、设备以及线路产生电能损失的总和称为线损。线损率体现着电力企业进行系统规划设计、经营管理、生产运行以及经济效益的综合水平，是对电力企业进行考核的一项重要指标。
1.2 线损的分类
线损可以分为三类：固定损耗、可变损耗以及其它损耗，以下分别介绍。
固定损耗即电网中元件、设备或线路产生与负荷无关的电能损耗，只随着外加电压、产品质量以及设备容量的变化而变化。主要包括变压器铁损、电容电缆的介质损耗、设备线圈铁耗以及绝缘子损耗等。其最大的影响因素是变压器铁芯中的两类损耗，即磁滞和涡流损耗，统称为变压器空载损耗，即铁损。
可变损耗即电网中元件、设备或线路产生与负荷有关的电能损耗，随负荷电流变化而不同。主要包括变压器铜损、设备线圈铜损以及输配电线路的损耗。其最大的影响因素是流过设备或线路中的电流，可变损耗与电流二次方成正比。
2 线损的影响因素
2.1 设备及技术因素
2.1.1 线路损耗过高
（1）由于电网规划的不合理，使得电源与负荷中心相距较远，输电距离过长必然导致线损增加；
（2）导线截面设计不合理，使得导体不能处于最佳运行状态使得线损增加；
（3）由于线路老化或瓷件污秽等原因，导致绝缘等级降低，引起线损增加；
（4）不能合理进行无功补偿，无功不足或过补偿都会影响企业的供电能力，从而增加线损。
2.1.2 变电主设备损耗过高
（1）由于技术及经济制约，不能及时更新改造高耗能的主变；
（2）电力系统处于不合理运行方式，导致主变无法运行在其经济运行曲线下，引起损耗增加；
（3）系统无功补偿不足时导致无功严重穿越，再通过变压器和线路的传输，引起功率因数很低，损耗增加；
（4）主设备老化使得介质损耗增加，导线接头处线夹接触电阻增加，以及瓷瓶和瓷套的泄漏电流增加，这些原因都会导致损耗增加。
2.1.3 配电网损耗过高
（1）配电网中，变压器容量不匹配负荷，引起损耗增加；
（2）安装配电变压器时，其位置偏离负荷中心，导致损耗增加；
（3）低压无功补偿设备无法合理地补偿无功，比如低谷时过补，高峰时欠补，都会导致损耗增加；
（4）没有设置合理的电压等级；
（5）低压配电线路三相负荷不平衡，增大了中性线电流，导致损耗增加。
2.2 管理因素
2.2.1 管理制度不健全，观念陈旧
就目前来说，电网中有大量线损不明原因，不知去向，主要是由于电力企业没有健全的线损管理制度。同时，由于进行线损管理时，管理人员观念较陈旧，没有创新的管理制度，比如工作人员激励机制等，无法将线损管理责任落到实处。
2.2.2 管理、技术人员素质需要加强
对于降低线损的每项具体工作和措施，都需要管理、技术人员亲自实现。此时，对管理、技术人员专业素质的提高十分重要。因为进行线损管理的专业性，若执行人员专业素质不高必将引发一系列不利的问题。
3 线损管理的具体措施
各电力部门进行线损管理时，原则为由粗放型向科学、合理、规范管理转化，并可以形成良性循环，从而达到降低线损，节省企业供电成本，提高经济收益的目的。考虑到目前我国电网中线损管理存在的问题及线损的影响因素，本文就管理而言提出以下措施。
3.1 完善管理制度
目前，电网中线损率较高的一个重要原因是电力企业的管理制度不完善，因此，加强和完善管理制度势在必行，主要需完善以下两个方面的制度：
（1）用电普查制度。电力部门需通过完善该制度堵塞营业漏洞，降低线损；
（2）营业普查制度。该制度可以有效杜绝偷漏电，从而达到降低线损的目的。
3.2 提高管理、技术人员的素质
电力企业管理、技术人员自身的素质作为降低线损的基础，提高他们的专业和职业素质至关重要。一方面，通过学习相关知识，提高电力企业管理、技术人员的学习能力及创新意识；另一方面，电力企业管理、技术人员应克服畏难情绪，敢于面对困难，解决问题，不能只依赖于新技术及（下转第185页）（上接第162页）新方法降低网损，而忽略了人员和管理的作用。
3.3 完善线损管理激励机制
进行线损管理时，应用于创新，引入工作人员激励机制，该措施十分重要。对于激励机制的完善，必须以建立一个科学的电网线损管理体系为基础，可以分级管理线损，责任到人，各负其责。对使电力企业线损有所降低，为企业带来经济效益的工作人员有所奖励，同时，对于使线损率一直居高不下的工作人员，给与处罚。线损管理的激励机制可以增强工作人员的积极性和责任感，从而达到使线损降低的最终目标。
4 降低线损的技术措施
4.1 加强无功电压管理，优化网络结构
进行无功补偿时，依据的原则是就近补偿，尽量避免远距离传输无功。在合适的地点合理地增加和配置无功补偿装置，一方面可以使负荷功率因数提高，优化无功潮流，从而降低有功和电压损耗；另一方面，可以使得发电机发出的无功、线路及变压器传输的无功都减少，从而大大减低线损。另外，合理的无功补偿还可以提高变压器和线路的输送能力，改善电压质量，优化用户的功率因数。电力企业可以通过内监测系统，实时监测各节点的运行电压，及时调整反馈，避免电力系统中各设备和元件的长期“过压”或“欠压”运行。
4.2 主变合理运行
主变的合理运行主要包括两个方面的内容：（1）对主变台数进行合理安排；（2）对主变分接头位置进行合理调节。电网中，如果变电站负荷较小，主变并列运行会增加损耗，但是，如果变电站负荷较大，主变并列运行则可以降低损耗。因此，在实际工作中，应按照变电站的实际负荷情况，实时调整主变的运行方式，选择单台或并列运行，以此确保主变经济运行，降低空载损耗。而对主变分接头位置的合理调整，可以实现无功分层、分区就地平衡，降低超负荷运转损耗，从而降低网损，
4.3 推广新技术、新设备、新工艺及新材料
比如目前国内外新型节能变压器的使用，可以很明显地降低变压器的空载损耗。同时，新型合金导线的应用，也可以很显著地降低网损。
4.4 合理确定无功补偿容量
电网中配备无功补偿设备，进行无功补偿可以有效地减低线损，但并不是安装了无功补偿设备就会有良好的减低线损的作用，取决于无功补偿总容量和分组容量的确定。合理配置无功必须将电压水平、负荷曲线、配变容量等一系列因素考虑在内，避免“超补”或“欠补”。
4.5 调整负荷曲线及平衡三相负荷
供电量相同时，负荷峰谷差越大，网络的线损也越大。因此，当负荷峰谷差较大时，可采用双回线的供电方式。而在低压网络中，如果变压器三相负荷不平衡，不仅对变压器的安全运行有不利影响，还会增加线损，因此，电力企业应通过调整三相不平衡电流及时调整三相负荷，以减低线损，确保电力系统安全运行。
5 结束语
总之，科学地进行线损管理、采取科学措施降低线损率不仅可以提高电力部门和企业的经济效益，还可以节约大量资源，提高能源利用率。同时，科学的线损管理和降低线损措施的采取也是一项复杂、长期的工作，需要各部门人员共同的努力。我们应该相信，只要优化和完善管理制度，采取有效方法措施，电网线损工作一定会有更好的发展，为企业带来更好的经济效益。
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第8篇：电力负荷定义范文
关键词：分布式发电；配电网；影响
中图分类号：TM72 文献标识码：B 文章编号：1009-9166（2010）029(C)-0093-01
一、分布式发电技术
（一）分布式发电的定义
分布式发电，国际大电网委员会（CIGRE）定义为：“非经规划的或中央调度型的电力生产方式，通常与配电网连接，一般发电规模在5―100MW”。通常分布式发电是指靠近用户或负荷，通过配置小容量的发电设施（几十千瓦到几十兆瓦），满足特定用户的需要，来达到经济、高效、可靠地发电，是相对于传统集中式发电而言。从更广泛的定义来看，分布式发电指的是任何安装在用户附近的发电设施，包括热电联产、冷热电联产以及各种储能技术等，而不论这种发电形式的规模大小和一次能源的使用类型。
二、分布式发电对配电网的影响
传统的配电网潮流是由变电站流向各负荷，但是分布式发电的接入，使得潮流不再单向地由电源流向用户侧，潮流方式的改变会对中低压配电网产生重要影响，主要表现在以下几个方面。
（一）对配电网规划的影响
DG的出现使电力系统的负荷预测、规划和运行与过去相比有更大的不确定性。DG给配电网规划带来的影响包括几个方面：（1）大量的用户安装DG为其提供电能，使得配电网规划更加难以准确预测负荷的增长情况，从而影响规划。（2）分布式发电虽然可以减少电能损耗和配电系统的建设投资费用，但是位置和规模不合适的分布式发电电源，反而可能导致电能损耗的增加，降低电网可靠性，使得建设投资费用增加。（3）大量DG的接入使得配电网对大型发电厂和输电的依赖逐步减少，原有的单向电源馈电潮流特性也发生很大的变化。因此，合理的选择分布式电源的位置和容量十分重要。
（二）对配电网网损、配电网潮流的影响
在配电网中的负荷近旁接入分布式发电系统后，整个网络的负荷分布和线路潮流分布主要有三种情况：（1）是所有负荷节点处的负荷量均大于该节点处分布式电源的输出量。（2）是至少有一个负荷节点处的负荷量小于该节点处分布式电源的输出量，但系统的总负荷量大于所有分布式电源的输出总量。（3）是至少有一个负荷节点处的负荷量小于该节点处分布式电源的输出量，且系统的总负荷量小于所有分布式电源的输出总量。对于（1），分布式发电的引入没有改变潮流的方向，但配电网中所有线路的损耗减小；对于情况二，分布式发电的引入使线路潮流产生逆流，可能导致网络中某些线路的损耗增加，但配电网的总体线路损耗有可能减小；对于情况三，如果所有分布式电源的发电总量小于两倍的负荷总量，那么分布式发电的影响与情况二相同，否则将使配电网的线路损耗增加。由此可见，引入分布式发电会改变线路潮流的方向和大小，可能增大也可能减小线路损耗，这取决于分布式电源的位置、与负荷量的相对大小以及网络的拓扑结构等因素。如果配电网中含有风力发电或太阳能光伏发电系统，由于它们的发电容量输出与气候有关，具有随机变化的特性，以上三种负荷分布情况可能会在配电网中交替出现，使系统的潮流具有随机性，传统的潮流算法将不再适用。
（三）对电能质量的影响
DG接入配电网后，大量的电力电子转换器增加了非线性负载，将会引起电网谐波污染，DG对电能质量的影响主要体现在两方面：（1）电压闪变。DG引起电压闪变的原因主要有：某个大型分布式单元的启动、分布式输出突然变化、分布式单元和反馈环节的电压反馈控制设备相互作用的影响。目前采用的解决方法是要求分布式单元的拥有者减少分布式单元的启动次数。（2）易产生大量谐波。由于DG本身就是一个谐波源，并且DG是通过基于电力电子技术的逆变器接入配电网，因此不可避免的带来大量谐波。虽然DG的引入会造成电压闪变和大量谐波，但另一方面，DG也存在改善电能质量的潜力，当电网关联负载较大时，DG可以快速投入使用，使系统尽可能的减少故障，从而保证了电能质量。此外，电力电子技术正迅速发展，使得复用自身的电力电子转换器成为可能，利用现有的电力电子设备吸收或释放有功、无功，从而改善了系统的电能质量，减少了系统的额外投资。
（四）对继电保护的影响
DG引入配电网后，配电网成为一个多电源系统，网络将不再是纯粹的单电源、辐射状供电网络。若线路发生故障，短路电流的大小、流向以及重合闸的动作行为都会受到DG的影响，使得现有保护的判断依据不能对系统运行现状做出正确的判断，可能出现拒动、误动、重合闸不成功、失去保护的选择性、降低保护的灵敏度等。若将DG引入现有的配电网络中，需要对现有的保护方法和整定原则进行较大范围的调整和修改，这部分内容的研究将是一个全新的研究方向。
第9篇：电力负荷定义范文
虚拟电厂的定义
目前,从整个世界范围来看,虚拟电厂的研究和实施主要集中于欧洲和北美。根据派克研究公司(PikeResearch)公布的数据,截至2009年底,全球虚拟电厂总容量为19.4GW,其中欧洲占51%,美国占44%;截至2011年底,全球虚拟电厂总容量增至55.6GW[11]。然而,欧洲与美国虚拟电厂的应用形式有着显著的不同,欧洲各国的虚拟电厂亦各具特色。欧洲现已实施的虚拟电厂项目[13,16灢19],如欧盟虚拟燃料电池电厂(virtualfuelcellpowerplant,VFCPP)项目、荷兰基于功率匹配器的虚拟电厂项目、欧盟FENIX(flexibleelectricitynetworktointegrateexpected)项目以及德国专业型虚拟电厂(professionalVPP,ProViPP)试点项目,主要针对实现DG可靠并网和电力市场运营的目标考虑而来,DG占据DER的主要成分;而美国的虚拟电厂主要基于需求响应计划发展而来,兼顾考虑可再生能源的利用,因此可控负荷占据主要成分。因此,尽管虚拟电厂的概念已提出十余年之久,但对于虚拟电厂的框架尚无统一的定义[20]。
在文献[11]中,虚拟电厂被定义为依赖于软件系统远程、自动分配和优化发电、需求响应和储能资源的能源互联网;在文献[21]中,虚拟电厂被定义为与自治微网相同的网络;在文献[22灢23]中,虚拟电厂被定义为众多连接于低压配电网络的热电联产发电机组的组合;在文献[24]中,虚拟电厂被定义为不同类型的分散在中压配电网不同节点的DER的集合;在文献[25]中,虚拟电厂被定义为一个多技术和多站点异质实体;在文献[26]中,虚拟电厂由可接于配电网络任意节点的具有丰富操作模式和可用性的一系列技术组成;在文献[27]中,虚拟电厂被定义为以直接集中控制方式聚合可控分布式能源(controllabledistributedenergy,CDE)单位或主动用户网(activecustomernetworks,ACN)的信息通信系统。
欧洲FENIX项目将虚拟电厂的概念(如图1所示)定义为:虚拟电厂聚合众多不同容量的DER,通过综合表征每一DER的参数建立整体的运行模式,并能够包含聚合DER输出的网络影响。虚拟电厂是DER投资组合的一种灵活表现,可以在电力市场签订合同并为系统操作员提供各种服务[19]。图1中:G表示机组;L表示负荷。
综合看来,虚拟电厂概念的核心可以总结为“通信”和“聚合”。虚拟电厂可认为是通过先进信息通信技术和软件系统,实现DG、储能系统、可控负荷、电动汽车等DER的聚合和协调优化,以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。
目前,国内有些文献将“能效电厂”称之为虚拟电厂,这与文中所述“虚拟电厂”的概念有所不同,但二者都属于广义上的虚拟电厂。能效电厂是指通过采用高效用电设备和产品、优化用电方式等途径,形成某个地区、行业或企业节电改造计划的一揽子行动方案,降低用电负荷,等效产生富余电能,从而达到与实际电厂异曲同工的效果[28灢30]。可以看出,能效电厂的实现形式在于需求侧的有效节电,而虚拟电厂的实现形式在于电源侧有效分配和管理DG发电、储能充放电和可控负荷。
虚拟电厂与微网的区别
虚拟电厂和微网是目前实现DG并网最具创造力和吸引力的2种形式[5]。对于微网的定义,国内一般认为:微网是指由DG、储能装置、能量转换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统,是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统,既可以与外部电网并网运行,也可以孤立运行[6灢7]。微网技术的提出旨在解决DG并网运行时的主要问题,同时由于它具备一定的能量管理功能,并尽可能维持功率的局部优化与平衡,可有效降低系统运行人员的调度难度[7]。实际上,尽管虚拟电厂和微网都是基于考虑解决DG及其他元件整合并网问题范畴,但二者仍有诸多区别。
1)设计理念。微网采用自下而上的设计理念,强调“自治”,即以DG与用户就地应用为主要控制目标,实现网络正常时的并网运行以及网络发生扰动或故障时的孤岛运行。而虚拟电厂的概念强调“参与”,即吸引并聚合各种DER参与电网调度和电力市场交易,优化DER组合以满足电力系统或市场要求为主要控制目标,强调对外呈现的功能和效果。
2)构成条件。微网的构成依赖于元件(DG、储能、负荷、电力线路等)的整合,由于电网拓展的成本昂贵,因此微网主要整合地理位置上接近的DG,无法包含相对偏远和孤立的分布式发电设施。虚拟电厂的构成则依赖于软件和技术:其辖域(聚合)范围以及与市场的交互取决于通信的覆盖范围及可靠性;辖域内各DER的参数采集与状态监控取决于智能计量(smartmetering)系统的应用;DER的优化组合由中央控制或信息单元进行协调、处理及决策。因此,引入虚拟电厂的概念不必对原有电网进行拓展,而能够聚合微网所辖范围之外的DG。
3)运行模式。微网相对于外部大电网表现为单一的受控单元,通过公共耦合开关,微网既可运行于并网模式,又可运行于孤岛模式。而虚拟电厂始终与公网相连,即只运行于并网模式。
4)运行特性。微网的运行特性包含2个方面的含义,即孤岛运行时配电网自身的运行特性以及并网运行时与外部系统的相互作用[9灢10]。而虚拟电厂作为聚合能量资源构成的特殊电厂,其与系统相互作用的要求比微网更为严格,可用常规电厂的统计数据和运行特性来衡量虚拟电厂的效用,如:有功/无功负载能力、出力计划、爬坡速度、备用容量、响应特性和运行成本特性等[26];其辖域内配电网的运行特性则由配电电系统操作员(distributionsystemoperator,DSO)进行衡量。#p#分页标题#e#
虚拟电厂的关键技术
1.协调控制技术
虚拟电厂的控制对象主要包括各种DG、储能系统、可控负荷以及电动汽车。由于虚拟电厂的概念强调对外呈现的功能和效果,因此,聚合多样化的DER实现对系统高要求的电能输出是虚拟电厂协调控制的重点和难点。实际上,一些可再生能源发电站(如风力发电站和光伏发电站)具有间歇性或随机性以及存在预测误差等特点,因此,将其大规模并网必须考虑不确定性的影响。这就要求储能系统、可分配发电机组、可控负荷与之合理配合,以保证电能质量并提高发电经济性。为实现上述目标,文献[36]指出通常规划入虚拟电厂的DG一般由若干可再生能源发电站和至少一座传统能源发电站构成,并建立了线性规划优化分配模型;文献[33]则认为虚拟电厂可由若干可再生能源发电站组成,但其中至少一座电站需完全可控,并建立了基于加速粒子群算法的优化分配模型;文献[34]将区域风力发电机组和常规水、火电机组及储能设备聚合为虚拟电厂,建立虚拟电厂数据模型,并采用实际电网运行数据验证了方案的可行性;文献[35]研究了小型核反应堆与沿海风电场以虚拟电厂形式聚合后风电的波动问题;文献[36]研究了高风电渗透率电力系统中聚合需求响应资源的优化运行问题。
此外,对于不具有不确定性的DER聚合,文献[37]基于热电联产发电系统和储能装置建立混合整数优化模型,并基于CPLEX软件进行了仿真;文献[38]针对虚拟电厂优化的多目标问题提出了加权多目标协同管理方法;文献[39]提出了聚合居民热控负荷的控制模型;文献[40]对由电动汽车、可控负荷和联合发电系统以虚拟电厂方式聚合管理以提供负荷频率控制功能进行了研究;文献[41]提出了基于虚拟电厂的直接负荷控制模型并进行了实地测试;文献[42灢44]提出了考虑用户舒适约束的聚合家居温控负荷的控制策略和维持电压稳定性、提供系统旋转备用辅助的虚拟电厂模型;文献[45灢47]考虑将上述虚拟电厂模型应用到风电场有功调度、配用电侧可再生能源集成等领域;文献[48灢49]针对大规模电动汽车作为储能系统以虚拟电厂形式调度管理并参与电力市场的问题进行了研究;文献[50]基于系统工程理论提出了虚拟电厂系统的概念,并在随后的虚拟电厂试点实验中测试了平衡功能。
虚拟电厂的控制结构主要分为集中和分散控制。在集中控制结构下,虚拟电厂的全部决策由中央控制单元———控制协调中心(controlcoordinationcenter,CCC)制定。如图2所示[38],虚拟电厂中的每一部分均通过通信技术与CCC相互联系,CCC多采用能量管理系统(energymanagementsystem,EMS),其主要职责是协调机端潮流、可控负荷和储能系统。图中:ICT表示信息通信技术。
EMS根据其优化目标进行工作,其优化目标包括:发电成本最小化、温室气体排放量最小化、收益最大化等[51]。为达到上述优化目标,EMS需要接收每一单位的状态信息并据此作出预测,尤其对于可再生能源发电机组,如风力发电和光伏发电机组。此外,电网中可能发生阻塞问题的信息在虚拟电厂运行的优化过程中也起到至关重要的作用。根据接收到的信息,EMS可以选择最佳解决方案,优化电网运行[52]。集中控制结构最易于实现虚拟电厂最优运行,但扩展性和兼容性受到一定的限制。
在分散控制结构中,决策权完全下放到各DG,且其中心控制器由信息交换取代,如图3所示。信息交换只向该控制结构下的DER提供有价值的服务,如市场价格信号、天气预报和数据采集等。由于依靠即插即用能力,因而分散控制结构比集中控制结构具有更好的扩展性和开放性。
2.智能计量技术
智能计量技术是虚拟电厂的一个重要组成部分,是实现虚拟电厂对DG和可控负荷等监测和控制的重要基础。智能计量系统最基本的作用是自动测量和读取用户住宅内的电、气、热、水的消耗量或生产量,即自动抄表(automatedmeteredreading,AMR),以此为虚拟电厂提供电源和需求侧的实时信息。作为AMR的发展,自动计量管理(automaticmetermanagement,AMM)和高级计量体系(advancedmeteringinfrastructure,AMI)能够远程测量实时用户信息,合理管理数据,并将其发送给相关各方。对于用户而言,所有的计量数据都可通过用户室内网(homeareanetwork,HAN)在电脑上显示。因此,用户能够直观地看到自己消费或生产的电能以及相应费用等信息,以此采取合理的调节措施。
3.信息通信技术
虚拟电厂采用双向通信技术,它不仅能够接收每一单元的当前状态信息,而且能够向控制目标发送控制信号。应用于虚拟电厂中的通信技术主要有基于互联网的技术,如基于互联网协议的服务、虚拟专用网络、电力线路载波技术和无线技术(如全球移动通信系统/通用分组无线服务技术(GSM/GPRS),3G等)。在用户住宅内,WiFi、蓝牙、Zigbee等通信技术构成了室内通信网络[13]。
根据不同的场合和要求,虚拟电厂可以应用不同的通信技术。对于大型机组而言,可以使用基于IEC60870灢5灢101或IEC60870灢5灢104协议的普通遥测系统。随着小型分散电力机组数量的不断增加,通信渠道和通信协议也将起到越来越重要的作用,昂贵的遥测技术很有可能将被基于简单的TCP/IP适配器或电力线路载波的技术所取代[51,53]。在欧盟VFCPP项目中,设计者采用了互联网虚拟专用网络技术;荷兰功率匹配器虚拟电厂采用了通用移动通信技术(UTMS)无线网通信技术;在欧盟FENIX项目中,虚拟电厂应用了GPRS技术和IEC104协议通信技术;德国ProViPP的通信网络则由双向无线通信技术构成。
虚拟电厂的运行
虚拟电厂最具吸引力的功能在于能够聚合DER参与电力市场和辅助服务市场运行,为配电网和输电网提供管理和辅助服务。为实现其最佳效益,进行了诸多研究,例如:文献[54]建立了DG和可控负荷参与日前电力市场的运行框架和模型;文献[55]对文献[54]进行了改进;文献[56灢57]设计了基于市场运营框架和不同的运行策略;文献[58灢59]则提出了虚拟电厂的优化竞价策略;文献[60灢61]提出将功率匹配器技术应用于虚拟电厂等。按功能不同,虚拟电厂可划分为两大模块———商业型虚拟电厂(commercialVPP,CVPP)和技术型虚拟电厂(technicalVPP,TVPP)[19,26,51,62],其运行的基本框架如图4所示。图中:TSO表示输电系统操作员。下文将基于此两大模块,对虚拟电厂的运行进行具体阐述。
1.商业型虚拟电厂
商业型虚拟电厂是从商业收益角度考虑的虚拟电厂,是DER投资组合的一种灵活表述。其基本功能是基于用户需求、负荷预测和发电潜力预测,制定最优发电计划,并参与市场竞标。商业型虚拟电厂不考虑虚拟电厂对配电网的影响,并以与传统发电厂相同的方式将DER加入电力市场。图5具体说明了商业型虚拟电厂活动的输入与输出[19]。商业型虚拟电厂投资组合中的每一DER向其递交运行参数、边际成本等信息。将这些输入数据整合后创建唯一配置文件,它代表了投资组合中所有DER的联合容量。加之市场情报,商业型虚拟电厂将优化投资组合的潜在收益,制定发电计划,并同传统发电厂一起参与市场竞标。一旦竞标取得市场授权,商业型虚拟电厂与电力交易中心和远期市场签订合同,并向技术型虚拟电厂提交DER发电计划表和运行成本信息[26]。商业型虚拟电厂可代表任意数量的DER,同时DER也可以自由选择一个商业型虚拟电厂代表其加入电力市场。商业型虚拟电厂的商业职责可以由许多市场活动者来履行,包括现任能源供应商,独立第三方或新的市场准入者。#p#分页标题#e#
2.技术型虚拟电厂
技术型虚拟电厂是从系统管理角度考虑的虚拟电厂,考虑DER聚合对本地网络的实时影响,并代表投资组合的成本和运行特性。技术型虚拟电厂提供的服务和功能包括为DSO提供系统管理、为TSO提供系统平衡和辅助服务。图6概括了技术型虚拟电厂活动的输入和输出[19]。本地网络中,DER运行参数、发电计划、市场竞价等信息由商业型虚拟电厂提供。技术型虚拟电厂整合商业型虚拟电厂提供数据以及网络信息(拓扑结构、限制条件等),计算本地系统中每一DER可作出的贡献,形成技术型虚拟电厂成本和运行特性。技术型虚拟电厂的成本及运行特性同传统发电厂一起由TSO进行评估,一旦得到技术确认,技术型虚拟电厂将控制DER执行发电计划[26]。技术型虚拟电厂的运行需要本地网络信息和网络控制功能,因此DSO是最适合实现技术型虚拟电厂运行的选择。运用技术型虚拟电厂的概念,DSO也可视为主动配电网操作员,通过使用DER提供的辅助服务以优化网络操作。同时,主动配电网操作员可以将这些服务提供给其他系统操作员。商业型虚拟电厂和技术型虚拟电厂的主要功能及虚拟电厂所能提供的辅助服务总结如表1所示。
虚拟电厂在中国的发展前景与开展建议
目前,虚拟电厂在中国还是一个崭新的概念,但虚拟电厂的特点符合中国电力发展的需求与方向,在中国有着广阔的发展前景,具体体现在以下几个方面。
1)虚拟电厂是高效利用和促进新能源和可再生能源发电的有效形式。近年来,中国的新能源和可再生能源发电规模持续快速增长。如前所述,可再生能源发电具有单机容量小、出力具有间歇性和随机性等特点,其单独并网往往会对大电网造成诸多影响。然而,可再生能源发电连同其他DG聚合成虚拟电厂的形式参与大电网的运行,通过内部的组合优化,可消除可再生能源发电对外部系统的间歇性和随机性影响,提高电能质量,实现对可再生能源发电的高效利用。与此同时,开展虚拟电厂将使可再生能源发电从电力市场中获取最大的经济收益,缩短成本回收周期,吸引和扩大对可再生能源发电的投资,从而促进新能源和可再生能源的发展。此外,现行的可再生能源发电工程补贴仅考虑了电量就地消纳的接网工程建设运行费用,没有考虑可再生能源发电远距离送出、送受端电网扩建等因素[63],不利于可再生能源发电的发展。虚拟电厂的概念强调DER对大电网呈现的功能和效用,很大机会上需要进行中、远距离输电。因而,虚拟电厂在中国的开展将对解决这一问题起到重要的促进作用。
2)虚拟电厂是推动智能电网建设的重要环节。中国《能源发展“十二五”规划》已将大力发展DER,推进智能电网建设作为推动能源方式变革的重点任务。虚拟电厂的社会经济效益符合智能电网解决能源安全与环保问题,应对气候变化,保证安全、可靠、优质、高效的电力供应,满足经济社会发展对电力多样化需求的总体目标和基本要求。虚拟电厂技术的基础是通信技术、协调控制技术、智能计量技术,亦是智能电网发展所需的关键技术。虚拟电厂的运行方式符合智能电网信息化、自动化、互动化的基本特征。总的来说,虚拟电厂技术的发展对推动中国智能电网的建设具有重要的作用。在未来,虚拟电厂应当成为智能电网的重要组成部分。
3)虚拟电厂对于完善中国的电力市场体制具有重要的促进作用和指导意义。虚拟电厂的一大重要特征是能够聚合DER参与电力市场的运营。电价是电力市场建设的核心问题,而虚拟电厂的盈利正是源于动态电价的激励。虚拟电厂在中国的开展将加快电价由政府定价向政府与市场定价协同并重的转变。在电力市场中,虚拟电厂既具有传统电厂的某些特征,如稳定出力、批量售电,同时又具有特殊性,主要表现在多样化的电能来源。正是由于其多样化的发电资源,虚拟电厂既可参与前期市场、实时市场,又可参与辅助平衡市场。借鉴虚拟电厂参与多种电力市场的运营模式及调度框架,将对完善中国的电力市场体制起到积极的促进和指导作用。
当然,虚拟电厂亦非完全适合中国电力工业的现状,针对中国实际情况,对未来开展虚拟电厂提出以下几点建议。1)鼓励用户积极参与虚拟电厂。虚拟电厂在中国还是一个崭新的概念,用户及DG所有者对其知之甚少。然而,虚拟电厂的实施需要用户及大量私有DG的支持,这就要求相关部门积极宣传参与虚拟电厂的益处,并制定一系列的鼓励机制,从而在不同地区建立虚拟电厂试点项目。2)合理规划虚拟电厂的范围及职能。尽管虚拟电厂能够代表不同DER所有者的需求并能够为系统提供多种服务,但在中国电力市场并不完善的情况下,为避免管理和调度混乱,应当合理规划虚拟电厂的范围和职能,如在城区等负荷密集地区以可控负荷构成虚拟电厂,作为系统备用,或削减高峰用电;在乡村或郊区,以大规模DG、储能等构成虚拟电厂,实现对系统的稳定和持续供电。3)制定合理的竞争机制和有针对性的政策,完善电力市场运营机制。虚拟电厂与传统电厂的效用基本相同,但发电来源丰富多样。为鼓励新能源和可再生能源发电的发展,中国制定了一系列相应的优惠和补贴政策。一方面,为了避免投机倒把行为以及不必要的购电支出,虚拟电厂的实施应由政府主导,系统调度机构和供电公司负责实施,购电电价应根据虚拟电厂中的可再生能源所占成分区别设定,同时规定可再生能源发电应尽量并网,并进一步完善现行的分时电价办法,鼓励和促进用电高峰时用户节电和DG发电。另一方面,应区别对待不同职能的虚拟电厂(如以DG尤其是可再生能源发电为主的供电虚拟电厂,以参与前期市场为主,实时市场为辅,辅助服务市场为补充;以可控负荷和少量DG为主的备用或平衡虚拟电厂,以参与辅助服务市场为主,实时市场为辅)。
结语
