一种清洁能源分布式和集中式开发方式的规划分析方法与流程
本发明涉及电力系统分析技术领域，特别涉及一种清洁能源开发方式的规划分析方法。
背景技术：
在全球范围内，构建全球能源互联网的战略构想得到日益广泛的认同。目前，清洁能源跨洲输送尚处于初级阶段，而与之对应的清洁能源集中式、分布式开发方式的探讨日益激烈，但仅限于定性分析，尚没有定量化规划分析分布式和集中式开发方式在选定地区的规模、布局、经济性等的测算方法。
清洁能源开发一般可分为集中式开发和分布式开发两种开发方式。“分布式”是一个相对概念，是相对于“集中式”而言的。关于分布式电源最大容量、接入方式、电压等级、电源性质等相关界定标准方面，国际上还没有通用权威定义。不仅不同国家和组织，甚至同一国家不同地区对分布式电源的理解和定义也不尽相同，某些机构或组织未对电压和/或容量提出明确限制。我国对分布式电源的定义经历了多次转变，在清洁能源方面，发改委提出的明确定义为：以各个电压等级接入配电网的风电、太阳能发电、水电等清洁能源发电。此后，国家电网公司调整为两类服务范围：10kv及以下电压等级接入，且单个并网点总装机容量不超过6mw的分布式电源。35kv电压等级接入，年自发自用电量大于50％的分布式电源；或10kv电压等级接入且单个并网点总装机容量超过6mw，年自发自用电量大于50％的分布式电源。
目前，对一个国家或地区清洁能源开发方式的定量化分析模型极少，尤其是针对资源潜力丰富但尚待开发的国家(地区)，其未来清洁能源开发的方式，是以集中式开发为主还是以分布式开发为主，各种开发方式的开发量该如何确定？富集资源是否外送？外送该如何保证经济性并输送到哪里？解决这些问题，迫切需要构建一个清洁能源开发方式的规划分析模型，并考虑各种可能影响开发方式的因素，将其纳入模型并进行完善。为适应全球清洁能源开发的浪潮，需要在分析全球清洁能源资源分布及开发潜力的基础上，研究与之相适应的清洁能源开发方式的规划分析方法，对于支撑全球能源互联网建设、推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求具有重要价值，也是当前全球清洁能源开发领域的热点关注问题，是指引全球清洁能源发展趋势及未来开发方式展望的重要基础。
技术实现要素：
本发明的目的是：为科学评估一个国家或地区未来水平年下清洁能源不同开发方式的规模、布局及外送通道的选取和跨洲际输电经济性等，准确引导清洁能源开发利用工作，提供一种清洁能源分布式和集中式开发方式的规划分析方法。
本发明的技术方案是：一种清洁能源分布式和集中式开发方式的规划分析方法，它包括以下步骤：
a.确定规划水平年；
b.对待开发国家/地区的清洁能源资源潜力进行评估；
根据待开发国家/地区的资源分布情况，测算该地清洁能源理论可开发量、技术可开发量及经济开发潜力的上限，并结合待开发国家/地区发展目标和资源潜力情况，将该地规划水平年清洁能源可开发总量作为约束条件；
c.测算待开发国家/地区清洁能源集中式和分布式两种开发方式下的发电成本；
以国际通用的lcoe成本测算模型为基础，加入影响因素，构建可再生能源发电成本测算模型，即core模型，分别测算该国家/地区在规划水平年的清洁能源集中式开发和分布式开发发电成本、输电线路成本以及常规电源发电成本、输电线路成本；
d.确定待开发国家/地区清洁能源集中式和分布式开发方式规划分析模型的约束条件；
e.构建集中式和分布式开发方式规划分析模型；
以待开发国家/地区开发总成本最小为目标函数，满足步骤d中各约束条件，构建集中式和分布式开发方式规划分析模型，通过该模型计算该国家/地区规划水平年下的集中式和分布式开发规模及布局；
f.富裕资源跨国跨洲外送通道选取及测算；
通过已计算出的集中式和分布式开发规模，计算资源潜力下本地可开发富裕规模；当富裕规模大于等于3倍本地已开发规模时，考虑跨国跨洲外送，否则考虑本地开发模式；跨国跨洲外送条件下，建立待选输电通道集合，测算各输电通道成本，以送端-输电线路-受端总成本最小为目标函数，构建跨国跨洲输电规划分析模型；
g.输出最优输电通道规划；
测算受端常规电源和清洁能源发电成本，以及受端规划水平年负荷，应用跨国跨洲输电规划分析模型测算得到最优输电通道，输出最优输电通道及输电容量。
进一步的，所述步骤c中，在lcoe成本测算模型的基础上，加入政策影响因素，构建
core模型；
计算发电成本的方法为：
pg,k,i＝capg,k,i×hg,k,i
其中：i表示待开发国家/地区，re是清洁能源发电技术的集合，k是不同发电技术下的开发方式，cg,k,i和pg,k,i分别表示g种发电技术在开发方式k下的单位发电成本和发电量，capg,k,i表示g种发电技术在方式k下的开发规模，hg,k,i表示g种发电技术在开发方式k下的利用小时数；
计算输电线路成本的方法为：
ctrans,j＝cbase,j+coperate,j+closs,j
其中：cbase,j为线路建设成本，coperate,j为运行成本，closs,j为线损；
ctrans,j＝ηjljsj
coperate,j＝β·ctrans,j
closs,j＝μj·ctrans,j
式中，j表示输电线路，ctrans,j为线路j的初始投资成本，ηj为输电工程单位容量、单位长度的投资成本，lj为线路长度，r为贴现率，t为运营期，β为运行维护费率，μj为线损系数。
所述步骤d中，约束条件包括但不限于：分布式光伏可开发屋顶潜力；输电线路长度及电压等级；常规电源发电成本及容量；负荷水平；常规电源和清洁能源电力电量平衡；
其中：以待开发国家/地区屋顶情况为基础，确定分布式光伏可开发屋顶规模；
以gis系统为基础，确定待开发国家/地区内资源富集带与负荷中心的距离；
根据资源富集区与负荷中心的距离，确定待开发国家/地区内输电线路长度及电压等级。
所述步骤e中，集中式和分布式开发方式规划分析模型表示为：
该模型需满足以下约束条件：
开发潜力上限约束：
式中，captotal为本地清洁能源资源可开发总量上限；
电量平衡约束：
式中，pnomal,i为本地常规电源发电量，b为所有国家/地区的集合，pl,i为第i个国家/地区在规划水平年的负荷；
发电量约束：
pgmin,k,i≤pg,k,i≤pgmax,k,ik∈re,i∈b
式中，pgmin,k,i和pgmax,k,i第i个国家/地区中第k种开发方式的最小和最大发电量；
输电线路长度约束：
式中，ηjlv表示低压输电线路单位投资成本，ηjhv表示高压输电线路单位投资成本；
清洁能源占比约束：
式中，α表示清洁能源发电量在总负荷中的比重；
输电线路通道最大容量约束：
-sjmax≤pj/tj≤sjmaxj∈j
式中，pj表示的国家或区域间的电力流，tj表示输电线路j的运营期，sjmax表示输电线路j的输电容量上限，j表示所有输电线路的集合；
分布式开发方式屋顶潜力上限约束：
式中，capg,kd,i为分布式开发方式下的开发规模，rooftotal为本地屋顶资源开发潜力上限。
所述步骤f中，构建跨国跨洲输电规划分析模型时考虑的成本包括但不限于送端发电成本、跨国跨洲输电成本、受端技术成本；跨国跨洲输电规划分析模型表示为：
式中，
该模型需满足以下约束条件：
外送规模约束：
式中，
电量平衡约束：
式中，pg,i表示本地g种发电技术的发电量，pg',i表示受端国家/地区g种发电技术的单位发电量，pi'表示受端国家/地区电力负荷；
清洁能源和常规电源打捆外送约束：
外送电量约束：
pgmin,t,i≤pg,t,i≤pgmax,t,it∈g,i∈b
式中，pgmin,t,i与pgmax,t,i分别表示第i个国家/地区中第t运营期内的最小和最大发电量，pg,t,i表示第i个国家/地区中第t运营期内的发电量，g表示运营期的集合；
输电线路通道最大容量约束：
-sjmax≤pj/tj≤sjmaxj∈j
满足外送电量的输电通道容量：
sj＝(int[|pj|/(tj·s'jmax)]+1)·s'jmax
式中，int为取整函数，s'jmax为通道j所用输电技术单回线路的最大容量；
输送经济性约束：
式中，c'g,avg,i为受端国平均上网电价。
有益效果：本发明结合不同国家或地区清洁能源资源分布和开发潜力，以清洁能源发展目标为主要要求，综合考虑不同清洁能源开发方式的经济性、外送通道的选取、输电成本的测算等，构建了清洁能源开发方式规划分析模型。研究结果将为准确测算一个国家或地区未来水平年下清洁能源集中式和分布式开发规模、布局、开发经济性及外送通道选取等提供定量化的测算结果，并对未来在全球资源富集地区开发清洁能源提供了开发方式的规划依据。
附图说明
图1为本发明的流程图。
具体实施方式
下面结合附图并举实施例，对本发明进行详细描述。
实施例1：参见附图1，一种清洁能源分布式和集中式开发方式的规划分析方法，它包括以下步骤：
a.确定规划水平年。
b.对待开发国家/地区的清洁能源资源潜力进行评估。
根据待开发国家/地区的资源分布情况，测算该地清洁能源理论可开发量、技术可开发量及经济开发潜力的上限，并结合待开发国家/地区发展目标和资源潜力情况，将该地规划水平年清洁能源可开发总量作为约束条件。
c.测算待开发国家/地区清洁能源集中式和分布式两种开发方式下的发电成本。
确定财务参数、技术参数、土地成本等作为参数输入，以国际通用的lcoe成本测算模型为基础，加入政策等影响因素，构建可再生能源发电成本测算模型，分别测算该国家/地区在规划水平年的清洁能源集中式开发和分布式开发发电成本、输电线路成本以及常规电源发电成本、输电线路成本；
具体的计算方法为：
计算发电成本的方法为：
pg,k,i＝capg,k,i×hg,k,i
其中：i表示待开发国家/地区，re是清洁能源发电技术的集合，k是不同发电技术下的开发方式，cg,k,i和pg,k,i分别表示g种发电技术在开发方式k下的单位发电成本和发电量，capg,k,i表示g种发电技术在方式k下的开发规模，hg,k,i表示g种发电技术在开发方式k下的利用小时数；
计算输电线路成本的方法为：
ctrans,j＝cbase,j+coperate,j+closs,j
其中：cbase,j为线路建设成本，coperate,j为运行成本，closs,j为线损；
ctrans,j＝ηjljsj
coperate,j＝β·ctrans,j
closs,j＝μj·ctrans,j
式中，j表示输电线路，ctrans,j为线路j的初始投资成本，ηj为输电工程单位容量、单位长度的投资成本，lj为线路长度，r为贴现率，t为运营期，β为运行维护费率，μj为线损系数。
d.确定待开发国家/地区清洁能源集中式和分布式开发方式规划分析模型的约束条件。
约束条件包括但不限于：分布式光伏可开发屋顶潜力；输电线路长度及电压等级；常规电源发电成本及容量；负荷水平；常规电源和清洁能源电力电量平衡；
其中：以待开发国家/地区屋顶情况为基础，确定分布式光伏可开发屋顶规模；
以gis系统为基础，确定待开发国家/地区内资源富集带与负荷中心的距离；
根据资源富集区与负荷中心的距离，确定待开发国家/地区内输电线路长度及电压等级。
e.构建集中式和分布式开发方式规划分析模型；
以待开发国家/地区开发总成本最小为目标函数，满足步骤d中各约束条件，构建集中式和分布式开发方式规划分析模型，通过该模型计算该国家/地区规划水平年下的集中式和分布式开发规模及布局；
具体的，集中式和分布式开发方式规划分析模型表示为：
该模型需满足以下约束条件：
开发潜力上限约束：
式中，captotal为本地清洁能源资源可开发总量上限；
电量平衡约束：
式中，pnomal,i为本地常规电源发电量，b为所有国家/地区的集合，pl,i为第i个国家/地区在规划水平年的负荷；
发电量约束：
pgmin,k,i≤pg,k,i≤pgmax,k,ik∈re,i∈b
式中，pgmin,k,i和pgmax,k,i第i个国家/地区中第k种开发方式的最小和最大发电量；
输电线路长度约束：
式中，ηjlv表示低压输电线路单位投资成本，ηjhv表示高压输电线路单位投资成本；
清洁能源占比约束：
式中，α表示清洁能源发电量在总负荷中的比重；
输电线路通道最大容量约束：
-sjmax≤pj/tj≤sjmaxj∈j
式中，pj表示的国家或区域间的电力流，tj表示输电线路j的运营期，sjmax表示输电线路j的输电容量上限，j表示所有输电线路的集合；
分布式开发方式屋顶潜力上限约束：
式中，capg,kd,i为分布式开发方式下的开发规模，rooftotal为本地屋顶资源开发潜力上限。
f.富裕资源跨国跨洲外送通道选取及测算；
通过已计算出的集中式和分布式开发规模，计算资源潜力下本地可开发富裕规模；当富裕规模大于等于3倍本地已开发规模时，考虑跨国跨洲外送，否则考虑本地开发模式；跨国跨洲外送条件下，建立待选输电通道集合，测算各输电通道成本，以送端-输电线路-受端总成本最小为目标函数，构建跨国跨洲输电规划分析模型；
具体的，构建跨国跨洲输电规划分析模型时考虑的成本包括但不限于送端发电成本、跨国跨洲输电成本、受端技术成本；跨国跨洲输电规划分析模型表示为：
式中，
该模型需满足以下约束条件：
外送规模约束：
式中，
电量平衡约束：
式中，pg,i表示本地g种发电技术的发电量，pg',i表示受端国家/地区g种发电技术的单位发电量，pi'表示受端国家/地区电力负荷；
清洁能源和常规电源打捆外送约束：
外送电量约束：
pgmin,t,i≤pg,t,i≤pgmax,t,it∈g,i∈b
式中，pgmin,t,i与pgmax,t,i分别表示第i个国家/地区中第t运营期内的最小和最大发电量，pg,t,i表示第i个国家/地区中第t运营期内的发电量，g表示运营期的集合；
输电线路通道最大容量约束：
-sjmax≤pj/tj≤sjmaxj∈j
满足外送电量的输电通道容量：
sj＝(int[|pj|/(tj·s'jmax)]+1)·s'jmax
式中，int为取整函数，s'jmax为通道j所用输电技术单回线路的最大容量；
输送经济性约束：
式中，c'g,avg,i为受端国平均上网电价。
g.输出最优输电通道规划；
测算受端常规电源和清洁能源发电成本，以及受端规划水平年负荷，应用跨国跨洲输电规划分析模型测算得到最优输电通道，输出最优输电通道及输电容量。
实施例2：在实施例1的基础上，以非洲北部、非洲南部地区清洁能源开发方式规划和非-欧联网输电方式输电通道和输送容量选取进行案例分析。
a.确定规划水平年。
b.对非洲北部、非洲南部地区的清洁能源资源潜力进行评估。
对非洲风电、光伏发电经济性的分析主要考虑初始投资成本、财务参数等基本影响因素，并分为高利用小时、中利用小时、低利用小时三种分析情景。收集非洲风电、光伏发电成本测算的具体边界条件参数，如下表所示：
表1非洲风电经济性分析边界条件及分析情景
表2非洲光伏发电经济性分析边界条件及分析情景
c.测算非洲北部、南部地区风电、太阳能发电、水电等清洁能源发电集中式开发和分布式开发成本。
采用可再生能源发电成本测算模型(core模型)对非洲清洁能源进行经济性测算，重点考虑外部政策对非洲清洁能源发展的影响。
首先，在本地开发规划分析模型中，成本包括发电成本和国内输电线路成本等。
发电成本可表示为：
其中，pg,k,i＝capg,k,i×hg,k,i
式中，i表示待开发国家或地区，re是清洁能源发电技术的集合，k是不同发电技术下的开发方式，cg,k,i和pg,k,i分别表示g种发电技术在开发方式k下的单位发电成本和发电量，capg,k,i表示g种发电技术在方式k下的开发规模，hg,k,i表示g种发电技术在开发方式k下的利用小时数。
国内输电线路成本包含线路建设成本、运行成本和线损，表示为：
ctrans,j＝cbase,j+coperate,j+closs,j(2)
其中，
ctrans,j＝ηjljsj
coperate,j＝β·ctrans,j(4)
closs,j＝μj·ctrans,j(5)
式中，j表示输电线路，ctrans,j为线路j的初始投资成本，ηj为输电工程单位容量、单位长度的投资成本，lj为线路长度，r为贴现率，t为运营期，β为运行维护费率，μj为线损系数。
案例测算结果如下：
①非洲风电经济性分析结果
■高利用小时数情景：非洲北部风电集中式开发成本约0.55元/kwh；非洲南部风电集中式开发成本约0.69元/kwh。
■中利用小时数情景：非洲北部风电集中式开发成本约0.57元/kwh；非洲南部风电集中式开发成本约0.71元/kwh。
■低利用小时数情景：非洲北部风电集中式开发成本约0.60元/kwh；非洲南部风电集中式开发成本约0.73元/kwh。
②非洲光伏发电经济性分析结果
■高利用小时数情景：非洲北部光伏发电集中式开发成本约0.62元/kwh；非洲南部光伏发电集中式开发成本约0.69元/kwh。
■中利用小时数情景：非洲北部光伏发电集中式开发成本约0.65元/kwh；非洲南部光伏发电集中式开发成本约0.72元/kwh。
■低利用小时数情景：非洲北部光伏发电集中式开发成本约0.69元/kwh；非洲南部光伏发电集中式开发成本约0.74元/kwh。
d.确定清洁能源集中式和分布式开发方式规划分析模型的约束条件。
约束条件为：
pgmin,k,i≤pg,k,i≤pgmax,k,ik∈re,i∈b(8)
-sjmax≤pj/tj≤sjmaxj∈j(11)
其中，captotal为本地清洁能源资源开发规模潜力上限；pnomal,i为本地常规电源发电量；b表示所有国家/地区的集合，pl,i表示第i个国家/地区在规划水平年的负荷，pgmin,k,i和pgmax,k,i分别为国家/地区i中第k种开发方式的最小和最大发电量，ηjlv表示低压输电线路单位投资成本，ηjhv表示高压输电线路单位投资成本，α表示可再生能源发电量在总负荷中的比重，pj表示的国家或区域间的电力流，sjmax表示输电线路j的输电容量上限，capg,kd,i为分布式开发方式下的开发规模，rooftotal为本地屋顶资源开发潜力上限。
式(6)为开发潜力上限约束，(7)为电量平衡约束，式(8)为发电量约束，式(9)为输电线路长度约束，式(10)为可再生能源占比要求，式(11)为通道最大容量约束，式(12)为分布式开发方式屋顶潜力上限约束。
e.构建规划分析模型，测算水平年下集中式和分布式开发规模。
非洲本地开发方式规划分析模型可表示为：
案例测算结果如下：到2020年，非洲新建10gw装机容量的可再生清洁能源电站；到2030年，新增30gw的可再生清洁发电能力。上述电能以水电站、太阳能发电、风力发电为主。开发方式首选集中式开发。
f.跨国跨洲外送通道选取及测算
考虑非洲本地资源潜力远大于开发规模，采用跨国跨洲联网外送方式进行非-欧联网输电。在跨洲跨国互联输电中，所考虑的成本包括送端发电成本、跨国跨洲输电成本、受端技术成本等。目标函数为全系统经济性最优，总成本最小：
约束条件为：
pgmin,t,i≤pg,t,i≤pgmax,t,it∈g,i∈b(18)
-sjmax≤pj/tj≤sjmaxj∈j(19)
sj＝(int[|pj|/(tj·s'jmax)]+1)·s'jmax(20)
其中，
式(15)为外送规模约束，式(16)为电量平衡约束，式(17)为可再生能源和常规电源打捆外送约束，式(18)为外送电量约束，式(19)为输电通道容量约束，式(20)为满足外送电量的输电通道容量，式(21)为输送经济性约束。
g.输出最优输电通道规划。
测算结果如下：非洲北部联网到欧洲输电距离约3800公里，非洲南部联网到欧洲输电距离约8500公里，均采用±1000千伏特高压输电线路，输电容量12gw；输电通道利用小时数5500小时；其中，水电规模8gw，光伏发电规模6gw；±1000千伏特高压输电线路静态投资为700万元/公里；送受端±1000千伏直流换流站静态投资各100亿元，动态投资内部收益率达到8％。
经测算，非洲北部输电成本约0.087元/kwh。南部输电成本约0.162元/kwh。
表3±1000千伏特高压输电线路输电成本
表4非欧联网水光打捆输电经济性分析
(a)高利用小时数情景
非洲北部：考虑水光满发情景(水光利用小时分别为3500h、2100h，对应装机分别为8gw、6gw)，非欧联网水光输送电量比例为2.2:1，考虑输电成本后落地电价0.41元/kwh，比欧洲分布式光伏最低平准化发电成本0.64元/kwh低0.23元/kwh，经济性较好。
非洲南部：考虑水光满发情景，非欧联网水光输送电量比例为2.5:1，考虑输电成本后落地电价0.49元/kwh，比欧洲分布式光伏最低平准化发电成本低0.15元/kwh，满足经济性要求。
(a)中利用小时数情景
非洲北部：考虑水光满发情景，非欧联网水光输送电量比例为2.3:1，考虑输电成本后落地电价0.42元/kwh，比欧洲分布式光伏最低平准化发电成本0.64元/kwh低0.22元/kwh，经济性较好。
非洲南部：考虑水光满发情景，非欧联网水光输送电量比例为2.5:1，考虑输电成本后落地电价0.50元/kwh，比欧洲分布式光伏最低平准化发电成本低0.14元/kwh，满足经济性要求。
(b)低利用小时数情景
非洲北部：考虑水光满发情景，非欧联网水光输送电量比例为2.5:1，考虑输电成本后落地电价0.42元/kwh，比欧洲分布式光伏最低平准化发电成本低0.22元/kwh，经济性较好。
非洲南部：考虑水光满发情景，非欧联网水光输送电量比例为2.6:1，考虑输电成本后落地电价0.51元/kwh，比欧洲分布式光伏最低平准化发电成本低0.13元/kwh，满足经济性要求。
案例测算结果显示，非洲北部和南部水光打捆跨洲际输电均满足经济性要求，北部外送的经济性优势较南部更为突出。
综上，以上仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
- 还没有人留言评论。精彩留言会获得点赞！