《虚拟电厂项目建设可研方案(总).docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《虚拟电厂项目建设可研方案(总).docx（25页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。
1、虚拟电厂项目建设可研方案1 .建设背景(1)新能源快速发展，火电装机占比较大，电网调峰手段严重不足。近年来，电网新能源发展迅猛，随着新能源装机占比不断上升，在全省火电装机比重依然较高、采暖季供热机组开机方式较大的情况下，受火机电组调峰特性制约，省网调峰手段严重不足，弃风弃光压力逐年增大。2022年全省新能源全年共有6天浮现弃电情况，总计弃电量2137万千瓦时。开启调峰辅助服务市场301次。2022年第一季度全省新能源共有15天浮现弃电情况，累计弃电量6920.5万千瓦时，已达到2022年全年弃电量的3.2倍。(2)在大负荷时段局部电网供电能力不足，而部份设备利用效率不高。度夏、度冬电网大负荷期
2、间，局部地区、部份时段仍存在负荷功率缺额；春、秋季负荷较低时段，部份电网设备长期轻载,利用率不高。供电可靠性和设备运行经济性需要协调优化。2 .建设目标(1)实现对柔性负荷的实时调节，提升电网调峰能力完成对用户的集成，与用户侧电能管理系统对接，调度仅需将调峰负荷曲线、时长和补贴价格发送给用户侧电能管理系统，由用户侧直接完成对生产负荷调节的执行过程。具有快速调节能力的柔性负荷用户集成商(如含有大工业、非工空调、储能设备的微网、聚合充电车辆的公交公司等)通过辅助服务市场参预电网调峰。调峰辅助服务市场平台?锹行方案送虚拟电厂调控应用平台执行，在确认实施实时调控后，通过其业务支撑平台发送参预实时调控确
3、认通知给电力用户的电能管理系统；通知内容包含调控时长，调控曲线和此次调控补贴单价。用户自动发送控制指令给用户侧设备完成此次实时调控任务。(2)实现对柔性负荷的需求侧响应，缓解电力供需矛盾通过开展虚拟电厂实施缓解电力供需矛盾，对具备负荷调节能力的工商业用户(负荷聚成商聚合的楼宇、冷库、金属电解、水泥行业等)进行邀约调度，在尽可能保障企业生产经营活动正常开展的情况下，缓解电网运行压力。邀约调度的邀约响应可在日前或者响应时段前若干小时进行,电力用户（负荷集成商）将收到调控中心通过虚拟电厂业务支撑平台发出的响应邀约，告知响应时间段及响应曲线。电力用户（负荷集成商）在确定参预响应后，可优化匹配响应需求，
4、确定计划响应量，并在响应时段自行调整用电负荷完成响应过程。响应中心可根据实际情况开展多轮响应邀约。3 .建设内容3.1. 升级需求响应平台为虚拟电厂平台目前公司需求响应平台只能实现需求响应削峰功能，并且未实现与内网调度系统打通。需要升级为虚拟电厂平台实现可控负荷综合监控、可控负荷调控策略优化、可控负荷调控决策执行、可控负荷调控业务管理等四项主要功能，在建立数据交互网络安全架构的基础上，实现“调度侧”、“聚合商”、“负荷侧”三端跨平台的服务调用和数据交换。应能具备对用户侧的信息采集，对用户的设备的运行负荷进行实时监控、对区域内负荷进行预测和管理、对虚拟电厂涉及的数据进行有效管理和综合分析、与调控
5、中心调峰辅助服务市场平台、省公司需求响应平台进行衔接的功能。3.1.1. 总体架构虚拟电厂调控的启动、沟通、执行和效果评估等各环节均需要数据和技术平台的支撑，整个调控实施过程涉及虚拟电厂调控中心系统、用户侧电能管理系统、负荷集成商电能管理系统，其实施逻辑架构如下图：电力监测统计 数据图1系统逻辑架构图其中，调度中心需要监测用户关口负荷数据的监测，是统计调控实施的实际效果的重要依据；虚拟电厂调控中心对调控点的实时负荷数据进行监测，是判定实时调控是否有效执行的重要依据。虚拟电厂调控中心(平台)借助现代化信息手段，与电力用户(负荷集成商)实时双向互动，实现虚拟电厂调控过程的组织协调。3.1.2. 应
6、用系统建设为了对调控进行优化，在调控云平台上建设虚拟电厂功能后，应能具备对用户侧的信息采集，对用户的设备的运行负荷进行实时监控、对虚拟电厂的响应数据进行有效管理和综合分析、与调峰辅助服务系统进行衔接等功能。具体功能模块配置为：网络通信及用电信息采集(1)网络通信模块建立控制中心与区域内各对象之间的双向信息连接，从物理层、数据链路层等各个层面保证数据通信的快捷与畅通。(2)用电信息采集模块实现监测装置在线监测，数据采集类型，摹拟量类型，可采集的摹拟量有：有功功率，无功功率，视在功率、功率因素、电压，电流，频率，温度等。状态量类型，可采集的状态量有：开关量状态，并网点状态，断路器及隔离开关的位置信
7、号，事故跳闸总信号，有载调压变压器分接头位置，预告信号，保护动作信号，下行通道故障信号，装置主电源停电信号，机组运行状态信号，手动/自动位置信号。及时、完整、准确地为调度管理提供电力用户实时用电信息数据，主要包括历史用能查询、用户用能排名、用户用能服务、用户用能报表、能效评估等功能。工业用户、充电桩、储能调控功能新能源发电站具有间歇性或者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、可控负荷与之合理配合，以保证电能质量并提高发电经济性。因此，系统对本级虚拟电厂调控中心接入的储能、柔性负荷和无功补偿进行调控，满足本级虚拟电厂调控中心与上级电网的交换功
8、率要求，并根据本级优化结果。虚拟电厂综合监控(1)系统需采集集群内用户侧的可调节用电设备的电压、频率、虚拟电厂内部各断路器开关状态、各支路有无功功率等。(2)系统应能配合调度系统的控制策略，实现对用电设备参数以及开关、负荷等进行本地和远方的遥调和遥控操作。(3)应能提供统计和分析功能，实时统计储能剩余容量、线损率、电压合格率、系统平均停电频率、主路线负荷平均负载率等指标。用电负荷管理及预测功能通过各类价格信号和负荷管理结果，将虚拟电厂建立多时间尺度的能源模型和价格模型，结合可用的储能和分布式能源，通过对能源交易市场中能源分时申报曲线及能源申报价格的调整，并结合调频调峰等辅助服务市场的结果，建立
9、用能成本最优的能源优化策略。对区域内的用电负荷进行较准确的预测，对工农业生产、社会生活、天气变化等因素对负荷需求的影响规律进行分析，并具有在一定条件下中断部份负荷供应以适应本区域和整个电网调度运行需要的能力。虚拟电厂调控策略管理调控预案管理：指对响应年度及日前的响应缺口进行测算、对资源进行分析、对预案进行编制和摹拟演练。针对负荷预测数据（最大负荷）和供电能力数据（包括本地电源装机、外部受电容量），对区域电网、台区进行日前负荷预测，如存在供电缺口、台区过载等，则编制相应的响应日前预案。调控优化：计算实时调控、计划调控根据可调负荷容量、可调负荷周期、可调负荷级别、启动目的等条件下各区域可参预企业的
10、最优组合。调控级别需包括计划调控、实时调控、紧急调控。虚拟电厂调控能力评估：在实施调控项目申报以及实时调控策略优化时，需要准确评估在线用户或者负荷集成商的辅助调控能力，包括计算负荷基线、分析响应时间以及评估负荷下调能力等。调控能力评估模块按照企业的用电特点进行用户分类，标示对负荷高峰贡献较多的重点行业及企业，以认识企业用电规律，了解潜在的调控潜力和优化响应措施，解决“用户、负荷集成商、分布式能源”多层次、多元主体调控评估问题。虚拟电厂管理实现虚拟电厂调控业务流程管理。具体包括：项目管理、申报管理、结算管理、用户评价与监管。虚拟电厂调控项目管理：主要功能有基于价格的调控项目和基于激励的调控项目设
11、置、审核、发布、参预申请及管理，提供虚拟电厂调控项目执行过程监控功能。申报管理：申报管理是指响应发起方和参预响应用户进行响应容量申报、审核、签约的业务，平台需对用户上报的响应能力进行校验，针对年度、日度、应急三种专题下的能力申报，对申报用户进行签约，响应参预用户向平台上报次年度响应总体容量，电网调度中心预测日前响应能力及应急响应能力。用户结算管理：主要功能有查看结算账单和明细、设置项目结算触发时间和规则、结算支付方式、结算申诉管理、结算分析等。用户评价与行为监管：用户评价与行为监管模块主要提供对于电力用户和负荷集成商参预调控项目的合规性行为监管、信用评价打分以及违规警告和考核惩罚功能，包括用户
12、违规行为记录、违规警告、用户信用评价、负荷集成商服务评价、用户考核惩罚、用户黑名单。虚拟电厂调控功能实现对虚拟电厂所聚合的充电桩、可控负荷、储能用户的优化调控，包括实时调控、紧急调控、计划调控等模块。实时调控：建设虚拟电厂管理平台实时调控功能模块，衔接调峰辅助服务系统，实现虚拟电厂按照电网调峰需求，实时增减出力，避免浮现调峰缺额，并根据参预调峰的容量和时间，实现辅助服务收益。邀约响应：建设虚拟电厂调控管理平台邀约响应功能模块，根据负荷预测、发电计划等输入条件，对未来一定时间内的负荷调控进行计划安排，提前通知相关用户或者负荷集成商，在适当的时间段投切负荷，实现电网平滑运行，优化用电负荷分布，减轻
13、电网运行压力。3.2.可调节负荷资源池现场建设(1)为客户提供物联建设方案详细沟通电力实时需求响应流程，物联方案的总体架构与设备组成概要说明，向用户提供好可调节负荷资源的负荷监测与运行状态采样设备安装的技术说明。用户系统通信网关、用户系统组态软件需求响应功能模块的技术说明(合用于接入DCS/PLC系统的工业企业建设类型)。向用户提供施工技术方案，包含施工管理机构、组织措施、施工准备、施工工艺等。(2)可调节负荷资源数据采样可调节负荷资源的数据采样包含了运行负荷数据采样、运行状态数据采样、运行环境数据采样三类；用户侧配电系统中对运行负荷的采样，位置应最大程度挨近可调节负荷资源(用电设备)，以获取
14、可调节负荷资源的准确运行负荷数据，即保证资源与运行负荷的准确对应关系。(3)直控设备接入对于水冷机组中央空调、风冷热泵中央空调、水源/地源热泵中央空调、VRV变频多联机组空调、水泵变频器等可以直控的可调节负荷资源设备，需要通过BA系统或者空调通信控制板卡、空调集中控制器、智能通信接口等方式接入需求响应终端。(4)用户生产控制系统的接入工业企业采用了DCS/PLC系统实现了对整个生产线或者复杂系统的高度自动化控制，要实时获知可调负荷资源设备的运行状态用于终端计算需求响应能力，应接入DCS/PLC系统进行数据采集。同时，需要在用户生产控制中心(DCS中控室或者PLC系统控制间)建立需求响应事件交互
15、环境，实现需求响应信号的高效率传递和用户参预反馈。(5)用户交互设备技术及安装工业企业建设点应在适当地点建立需求响应事件交互环境，实现需求响应信号的高效率传递和用户参预反馈。与电力用户沟通过程中，应在尊重用户内部管理要求的基础上，将需求响应用户交互设备的安装目的、实现功能向用户表达清晰，取得客户理解和支持。用户交互设备功能包含：需求响应事件信息：含需求响应事件发生时间、需求响应方式即削峰或者填谷、负荷调节指标（单位kW）、需求响应时段开始时间及结束时间（显示到秒）o用户确认信息：含用户选择按键（参预、不参预）；综合评估界面：历史及当前发生的需求响应事件的内容、用户响应回复及实际响应的情况，包含
16、系统主站下发的需求响应时段、负荷调节指标、负荷目标值、基线负荷等事件内容、用户的响应回复类型与回复时间，以及以曲线方式展示的用户实际运行负荷信息。4 .负荷集成商建设规范参考4.1. 物联采控终端建设负荷集成商作为单个用户申请参预参预虚拟电厂，必须实现对集成用户的电能在线监测，并接入虚拟电厂调控中心。在线监测：数据采集周期为30秒，上报虚拟电厂调控中心T7ZaT-no指令接收：可接虚拟电厂调控中心业务支撑平台发出的负荷调控指令并在1分钟内（秒级）开始执行。响应状态设置：出于安全性或者经济性考虑，电力用户（负荷集成商）有权根据实际情况改变特定路线或者设备的状态（参与或者不参预响应）,并通过系统接
17、口实时告知虚拟电厂调控中心平台。（4）对用电路线或者设备的负荷调控，可通过加装专用的远程控制终端或者与电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）、智能家居管理系统等实现对接。执行过程必须确保安全，须充分考虑生产工艺、流程实际情况，结合用电设备运行特征，在要求执行时段内实现用电负荷科学有序调控。通信报文加密：监测数据上报及控制指令下发报文至虚拟电厂调控中心、要求进行加密。42通信网络建设上行通信：调控中心需提供一个统一的对外接口，给指定的负荷集成商系统调用；负荷集成商系统也需提供一个统一的对外接口，给调控中心调用。下行通信：应满足虚拟电厂业务多场景接入需要，具备接入电采集设备接口，支持执
18、行装置等接入，具备有线与无线可选通信方式，包含但不限于RS-485、RS232、HPLC、M-Bus、LORa、ZigBeeCAN、以太网、4G、5G网络等。附件：省虚拟电厂建设一、水泥行业参预虚拟电厂调控1 .生产工艺流程水泥的生产工艺大致可以分为破碎、预均化、水泥制备、水泥均化、预热分解、水泥熟料的烧成、水泥粉磨七部份进行，主要是将石灰石和辅料通过传送机加入破碎机中进行原料破碎加工，原料进均化堆场堆放后送入粉磨机中进行水泥制备，同时经过风机除尘，得到水泥，水泥均化后加入分解炉中受热经回转窑生成熟料，同时此道工序会有磨煤机加入煤粉，然后熟料经过辐压机处理后，再通过粉磨机并添加石青后，可得到水
19、泥成品，其中水泥制备和水泥粉磨是耗电最大的两道工序。2 .关键设备可调节负荷资源设备主要是四块。1：破碎机2:风机3:粉磨机（原料磨，水泥磨）4:辐压机（定辐，动辐）。二、钢铁行业参预虚拟电厂调控1 .生产工艺流程钢铁属于高耗能行业，一个地区钢铁行业的发展对该地区的电力需求影响较大。根据生产流程步骤的差异，钢铁生产可以分为长流程和短流程两种方式，其中长流程如图所示，主要是以铁矿石为原料的钢铁创造过程，包括焦化、烧结、炼铁、炼钢、轧钢等几大步骤；短流程如图所示，主要是以废钢为主要原料的生产流程，包括炼钢、轧钢两个主要步骤。钢铁工厂生产流程图（长流程）钢铁工厂生产流程图（短流程）2 .关键设备钢铁
20、行业的关键用电设备主要是轧钢机、电弧炉。三、公交系统参预虚拟电厂调控3 .公交公司参预调控模型郑州市公共交通总公司，普通参预运营的有两种公交，在上下班高峰期的时候使用18米的大型公交车，在非高峰期时间段用的公交为12米的小型公交车。普通上班高峰期为上午6:00-10：00,下班高峰期为17：00-20：OOo电动公交车充电概率在11:00-15:00时达到最大，而普通13:00-14:30之间是电网负荷的高峰时段。无序充电下开始充电时刻与系统负荷的峰时段相重叠，使电网负荷峰谷差率增大。同时由于早晚高峰车型及车辆调度的间隙，部份车辆存在闲置的情况。故需求侧响应可根据公交系统的现状进行需求侧响应来
21、降低公交系统的运营成本。公交公司充电桩按行态可分为一体式充电桩合分体式充电桩，郑州使用的均为分体式充电桩，由一个主机（内置不同数量的AC/DC单元模块）合多个充电终端（枪）构成一个充电系统，一个充电站由单个或者多个群充充电系统。主机功率为150KW-300KW直接，所带枪数从2-10个不等。22.918.0家到充电功率G、JAJtMrkV h其中充电设备编号和接口标识是单个充电枪的身份信息，可以将远程功率控制命令具体下达到每一个充电功率输出枪口；功率控制参数信息指需要限制充电桩功率的等级，采用百分制表示，可以控制充电桩的最大功率输出从0%T00%;普通公交车进行充电是的功率输出为70%摆布，按
22、照目前公交叫公司充电负荷，调峰时将公交充电输出功率调节到10%以下，可调控的负荷约为15MW,可持续2小时。当输出功率调节到100%时，填谷负荷可达到5MW,持续半小时。采用有序充放电策略，电动汽车充电负荷由系统负荷高峰时段转移到了负荷低谷时段，且避免了某一时段过于集中充电，同时针对电力公司需求侧响应项目，可将闲置电动汽车在计算出调度班次所需的电量准备后适量参预需求侧响应，如早高峰使用的长列车在使用完毕后进行储能装置进行充电，将部份放电负荷全部集中到了系统负荷高峰时段，完成响应后，针对晚高峰的调度班次需求进行充电，保证电动公交车正常的业务开展的同时，实现电动汽车作为储能装置的需求侧响应。4 .
23、技术方案公交公司参预虚拟电厂调控系统架构图2公交公司参预虚拟电厂调控系统架构图省充电运营管理综合信息平台统通过构建统一的电动汽车云端充电桩，打造友好、互动的电动汽车能源生态，实现优化充电调度调节电网的负载。实现充电状态实时展示、车辆调度分时提醒、闲置充电桩位置自动引导等功能。同时构建云端充电社区，对每次充电、行程、调度的闭环反馈，有效了解各环节存在的问题，形成良性互动交互。打造云端充电监控大屏，实时分析电动车状杰及位置，有效实现最优化车辆调度，并统计分析各项运营指标包括行驶里程、耗能电量、能耗排名等，形成指标化数据体现，并通过优化策稍不停提高能源利用率，实现绿色低碳的不断升级。运营管理系统亦可
24、以给充电桩发送启动、住手、远程功率控制等控制命令。郑州市公共交通总公司参预虚拟电厂调控系统仅需要将电力虚拟电厂调控系统和电动汽车运营系统进行连接，当虚拟电厂调控中心需要进行负荷控制时，只需由调度中心将调峰的负荷曲线发送至运营管理系统，运营管理系统根据对应需要进行调峰的区域进行充电桩功率控制。输入参数：负荷调控容量、调控时间、激励价格、园区对象的调控能力及相应报价；输出参数：调控对象、调控时间、成交价格等；优化目标：运营影响最小、经济影响最小、公交公司效益最大等目标；策略控制图：图3公交公司调控策略电动汽车充电参预虚拟电厂调控系统通讯规约由于电动汽车充桩的分散性，充电桩和运营系统之间通常采用无线
25、网络的方式进行信号传输，目前国内主流电动汽车运营商电动汽车充电桩与运营系统之间的通信规约通常采用能源行业标准电动汽车充换电服务网络运营管理系统通信规约，通信接口支持TCP/IP方式，数据帧格式采用电力行业远动设备标准DL/T634.5101远动设备及系统第5-101部份：传输规约基本远动任务配套标准和DL/T634.5104远动设备及系统第5-104部份：传输规约采用标准传输协议子集帧格式进行，在电力信息系统中具有很强的移植性。电动公交汽车充电参预虚拟电厂调控系统通信应包含心跳帧、身份识别帧、密钥分配帧、遥信遥测帧、远程功率控制帧。其中最重要的是远程功率控制帧，为满足电动公交汽车充电负荷控制的
26、要求，远程功率控制帧分为4个信息段：充电设备编号，接口标识、功率控制参数、限定截止时间。系统响应速度虚拟电厂调控对实时性要求很高，这是因为惟独保证各分散负荷调控的同步性，才干有效形成合力。系统响应时间主要取决于运营管理系统与充电桩之间的通信网络环境，当采用有线通信方式或者采用4G无线通信方式的模式下，充电桩参预虚拟电厂调控响应速度可以控制在IS以内，能在电网负荷裕度不足或者频率失稳的状态下通过降低电动汽充电方式的方式使系统回到安全运行状态，保障电力系统安全稳定运行。四、微电网参预虚拟电厂调控1 .用能分析鹤壁信德微电网，包含2MW的风机，4.2MW的屋顶光伏，1.4MW*4h的全轨夜流电池，2
27、00KW*10s超级电容的储能系统提供动态电力支撑。可实现并网和孤岛两种模式运行，具备电力供需自我平衡运行和黑启动能力，孤岛转并网及并网转孤岛的切换时间少于10毫秒，并网时用户侧电能质量高于大电网单独供电时电能质量，独立运行时能保障全部企业重要负荷连续供电不低于4小时或者单一企业连续生产不低于4小时。2 .微电网参预调控模型微电网面临着大功率用电需求与配电容量不足、储能的用电高峰期与工商业负荷用电高峰期重叠等问题，用能控制系统采用光储充智能控制模型解决此类问题。微电网模型包含交流、直流设施，储能与电网能量传递及信息的双向交互。模型以气象数据和园区光伏发电数据为输入，根据环境因素变化及负载变化通
28、过边缘路由器控制DCS来切换体面储工作模式，光伏发出的电能直接向虚拟电厂系统供电，其次向储能充电，在用电高峰时，储能与电网之间智能无缝切换。在电网故障条件下，储能系统可起到备用电源的作用。微电网控制系统图4体面储协调优化模型3 .体面储智能控制策略对于体面储智能控制策略是一种根据环境因素变化及负载变化来切换体面储工作模式的策略。将体面储能源子系统接入到用能控制系统，实现对体面储系统的全状态感知。体面储智能控制策略以光照强度、风速变化为输入，以电网频率波动、清洁能源富余、峰谷电价为判断条件，自由切换体面储系统工作模式。优先消纳光伏、风电出力，富余电向电网并网；实时监测电网频率，储能积极参预电网互动；谷电价时段，电网向储能供电。输入参数：光照强度参数、风速、电网频率、储能电池剩余电量；输出参数：光伏、储能、风机的工作模式切换指令；算法：边界条件判定法；优化目标：最大限度消纳清洁能源，参预电网互动收益最大化，保障园区可靠供电。策略控制图：图5体面储模式切换边界条件判定法策略控制图
