2013 智慧電網主軸計畫 成果發表會 結合再生能源與儲能之能源管理系統研究方向規劃先導型計畫 鄭博泰教授
團隊成員 工研院綠能所 國立澎湖科技大學電機系 台灣經濟研究院 ( 一所, 五所 ) 國立清華大學電機系先進電源科技中心
計畫主要內容
VPP 示範場域以澎湖科技大學校園內之幾棟建築物為負載並結合校園內原本之再生能源作為 虛擬電廠測試場域 現有設備與容量 設備 風力發電 太陽能發電 容量 24 kw 養魚場 : 50.16 kw 活動中心 : 48.3 kw 海洋科技大樓 負載裝置容量 最大負載 587 kw 150 kw 平均負載 130 kw 主要規劃測試項目 : 1. 分散式發電設備最佳化管理 穩定再生能源電源輸出 儲能系統最佳化管理 電能管理與最佳化調度 2. 系統發電設備與負載用戶之能量平衡 需量反應技術 負載管理 建築物節能
計畫主要內容 本研究首先以配電系統模擬軟體建置澎湖科技大學校內配電系統, 利用電錶實際所量得的負載變化做為模擬時負載 加入儲能模組進行進一步的研究, 比較儲能系統使用時間值觸發及固定峰值觸發的系統變化情形 由電力系統特徵建立各項技術規範與營運制度 (Q2) 台灣電力公司電力系統特徵描述 探討虛擬電廠實體設備與財務整合模式 完成估算虛擬電廠之容量費率與能量費率 (Q3) 完成虛擬電廠決策模式與營運分析 (Q3) 研析虛擬電廠概念與運作模式 蒐集國外現有虛擬電廠之應用與商業模式 探討國內可能的虛擬電廠決策與營運模式
澎科大校區負載潮流模擬校區電力元件單線圖 圖為本校配電系統單線圖, 最上層為總變電站, 下層各分支分別為行政大樓 圖資館 實驗大樓 教學大樓 海科大樓 學生宿舍等負載中心, 及其變壓器和再生能源發電設備等, 本模擬儲能系統將加入在總變電站匯流排, 並依照下圖建置學校配電模型 Sourcebus 3Φ11.4kV 1000kVA 11.4kV/ 380V 500kVA 11.4kV/ 380V 1000kVA 11.4kV/ 380/220V 750kVA 11.4kV/ 380/220V 750kVA 22.8/11.4kV / 380/220V 750kVA 22.8/11.4kV / 380/220V 1250kVA 22.8/11.4kV / 380/220V 500kVA 22.8/11.4kV / 380/220V 500kVA 11.4kV/ 380/220V 750kVA 11.4kV/ 380/220V 750kVA 11.4kV/ 380/220V 1000kVA 11.4/5.7kV / 380/220V 1000kVA 11.4/5.7kV /380/220V 150kVA 380V/ 120V 200kVA 380V/ 190/110V 150kVA 380V/ 190/110V 250kVA 380V/ 208/120V 250kVA 380V/ 208/120V 250kVA 380V/ 208/120V 380V/70.38kW 220V/6kW 380V/50.16kW 380V/24kW 380V/48.3kW
負載潮流模擬 輸入由學校電力監控系統中今年 6 月 27 日星期四的負載資料並繪圖後可得到下圖 為顯示儲能系統的充放電特性及搭配模擬軟體的觸發方式, 時段從當天 07:30 至隔天 07:30, 即為儲能系統完整的充放電週期 模擬使用之儲能系統容量為 300kWh 最大放電功率為 60kW 當天最大負載為 1078.8kW( 發生在 16:15), 最小負載為 419.9kW( 發生在 05:45)
負載高峰時段放電 -1 負載高峰時段取自原先系統的負載資料, 以尖峰負載的特定百分比為基準值進行觸發, 分別以 90% 80% 70% 60% 四種放電觸發方式進行比較 本方法的優點是可以將儲能系統的能量集中在選定的負載高峰值上, 但必須先進行準確的負載預測, 以取得當日尖峰負載, 進而設定放電觸發基準值百分比, 這是本方法最大的缺點
負載高峰時段放電 -2 比較不同百分比放電觸發基準值對負載造成的影響, 越接近尖峰負載的百分比能得到越好的負載抑制效果 在 90% 放電觸發基準值的放電功率與本研究所設定的最大放電功率相同, 因此不再對更高百分比進行模擬, 在不同負載變動情形且最大放電功率固定的狀況下, 效果最佳的百分比可能不同 表 1 為各基準值的模擬結果比較, 在基準值拉高的同時, 區段內大於基準值的時段也會縮減, 造成放電時間的縮短, 對應此效應將每次放電功率調升, 以達成完全利用儲能系統中的能量, 並同時提升其降低負載的效果 表 1 不同尖峰負載放電觸發基準值百分比的比較 尖峰負載放電觸發基準值百分比 60% 70% 80% 90% 基準值 (kw) 647 755 863 971 放電時間 (h) 14 12 7 5 放電功率 (kw) 21.4 25 38.6 60 加入儲能後尖峰負載 (kw) 1057.8 1053.8 1039.6 1020.1
電價尖峰時段擇負載高峰放電 電價尖峰時段擇負載高峰放電的放電觸發資料取用自電價尖峰時段中負載高峰的期間進行放電, 由於大專院校的負載模式相當規律, 使用此方法相對於負載高峰值放電觸發方式更有優勢, 其與高峰值法間的差異為其放電基準是取用自日間部上課期間, 與期間負載變動高低沒有直接關係 此方法模擬出的當日最大負載為 1048.7kW, 最小值為 420.4kW 電價尖峰時段擇負載高峰放電 最大負載 (kw) 1043.7 最小負載 (kw) 420.4 放電功率 (kw) 37.5 放電時間 (h) 8
三種放電觸發方式綜合比較 -1 下圖及表 2 對以上所提出的三種方法進行比較, 其中負載高峰放電取自抑制效果最佳之 90% 最大負載時 綜合上述比較可知, 相較於電價尖峰時段法放電功率過低導致負載抑制效果不佳的結果, 電價尖峰時段擇負載高峰放電法能夠得到更佳的表現 負載高峰時段法能夠得到最佳的負載抑制效果, 但必須另行預測尖峰負載, 如果以限定放電功率方式進行放電時間的規劃, 電價尖峰時段擇負載高峰放電法也能與負載高峰時段法同樣的效能
三種放電觸發方式綜合比較 -2 表 2 儲能系統三種放電觸發方法的性能比較
國際需量反應方案蒐集整理 (1/4) 蒐集美國 德國以及日本在因應虛擬電廠發展下, 所推動之智慧需量反應方案, 透過國外文獻及資料整理分析, 掌握國際需量反應之發展趨勢, 並以此作為我國未來能源管理系統服務之參考依據 整理美國目前所推行之需量反應方案類型 ( 直接控制方案 可停電力 / 可限負載方案 緊急需量反應方案 容量市場方案 需量競價 / 買回方案 輔助服務市場 ), 分析各方案執行方式與適合之用戶類型, 最後整理 PG&E 需量反應方案內容 整理德國 E-Energy 計畫, 該計畫共分為六個子計畫 (E- DeMa etelligence MeRegio moma Smart Watts 以及 RegModHarz) 本研究整理了 E-Energy 計畫中的需量反應方案類型, 並整理 etelligence 與 Reg Mod Harz 兩個子計畫之需量反應方案內容 整理日本豐田市的緊急尖峰電價 (CPP) 需量反應計畫 整理其計畫目的 ( 在太陽光電大量普及, 且預期未來固定價格收購制度 (FIT) 停止運作之假設下, 鼓勵充分運用太陽光電板產生之電能, 儘量達到社區內電能自給自足 ), 以及需量反應方案之內容
國際需量反應方案蒐集整理 (3/4) 各需量反應方案反應時間 資料來源 :Lawrence Berkeley National Laboratory
需量反應方案 可停電力方案 (Base Interruptible Program) 容量競價方案 (Capacity Bidding Program) 需量競價方案 (Demand Bidding Program) 選擇型抑低負載方案 (Optional Binding Mandatory Curtailment Plan) 尖峰可變動方案 (Peak Choice) 計畫性抑低負載方案 (Scheduled Load Reduction Program) 智慧空調 SmartAC (Air Conditioner Load Control) 國際需量反應方案蒐集整理 (4/4) 需量反應方案內容 用戶承諾每個月 / 每次可停之負載量, 並選擇 30 分鐘前或 4 小時前通知 每年抑低小時數不得高於 120 小時 5 月到 10 月每個月最多啟動 24 次, 用戶可選擇前一日或當日通知, 依用戶承諾可抑低之負載量給予每個月固定回饋之金額 用戶可選擇前一日或當日通知, 依用戶實際抑低之用電量給予每度 $0.5~0.6 美元之回饋金 於抑低期間前 15 分鐘通知用戶, 用戶可選擇是否參與該次事件, 若參與則需抑低 5~15% 負載量 允許用戶客製化需量反應方案內容 ( 如通知時間 抑低用電期間長度 抑低負載量以及抑低日數等 ), 其回饋誘因視方案設定內容而定 6 月至 9 月期間 1 周 1~3 次, 一次 4 小時, 每抑低 1 度電回饋 $0.10 美元 此方案提供給住宅用戶, 參與用戶安裝空調設備切換裝置後, 即可獲得 25 元美金, 此裝置一年最多啟動 100 小時 資料來源 : <http://www.pge.com/mybusiness/energysavingsrebates/demandresponse/>; <http://www.pge.com/mybusiness/energysavingsrebates/analyzer/integrated/>.
國內推動智慧需量反應方案課題 整理國內需量反應方案, 並檢視再生能源 FIT 之相關政策及法規, 透過國內法規與環境層面分析, 以釐清國內未來推動結合再生能源與儲能設備之智慧需量反應方案時可能受到之限制 再生能源電能躉購制度限制 於國外 FIT 的收購價格則是低於市價, 絕大多數用戶均樂意優先將太陽能發電直供自家使用, 若有餘電才回售予電力公司 相反地, 目前我國 FIT 躉購電價高於市電價格, 用戶顯然為了獲益, 必然傾向全部回售予電力公司, 而不願自行消費 在此情況之下, 需量反應的效果也會受到影響 再生能源發展 我國在太陽光電產業補助政策相較於歐美 日本等國, 顯得較不具吸引力, 另外, 國內電價相對較便宜, 不像歐 美電價很貴國家, 隨著近來太陽電池價格滑落, 已經達到裝機的經濟性 建議運用政策工具 ( 補助, 獎勵 ) 並提供經濟誘因 ( 更多樣化的電價選擇, 及時間電價制度 ) 於儲能系統之普及, 以利於提高分散式再生能源之比例, 降低電力系統備轉容量之需求 智慧電網的反彈聲浪 過去兩年, 智能電表逐漸出現用戶反彈的, 此反彈現象在世界上其他國家都無法倖免, 由於結合再生能源與儲能設備之智慧需量反應方案一定要建構在良好的資通訊電網中 因此若硬體設備 ( 智慧電網 ) 建置受到阻礙, 則需量反應方案也難以落實 尚未有綠色電價概念 綠色電價在先進國家已行之多年, 為促進綠能開發的利器之一, 綠色電價能合理外加於電價, 以利再生能源長期推動能順利達成, 及早使我國之再生能源的發展從 FIT(Feed-in tariff) 制度過渡到綠色電價之市場機制 然而, 我國對於碳權與綠能的歸屬, 目前意見尚未一致, 建議未來在躉購綠能時, 在合約中應註明碳權的歸屬
智慧需量反應制度規劃 (1/4) 隨著電力市場與技術的發展, 虛擬電廠所扮演的角色也越來越多元, 透過用戶資源的整合, 虛擬電廠可提供的產品包括容量市場 能量市場, 甚至也能參與部分輔助服務市場 未來用戶面對需量反應機制不再單純仰賴減少用電以獲得電費節省, 亦可透過其他分散式發電 儲能設備 充電式電動車等設備回售電力給電業 對於電業而言, 透過需量反應制度以及 EMS 系統整合虛擬電廠將可以在尖峰時段提高供給電力的穩定度, 以達到能源供需平衡 藉由智慧需量反應方案的設計, 讓未來虛擬電廠能發揮其最大的功能, 將是本計畫的一個重要研究目的 最主要的精神在於建立合理的市場及價格機制, 來引導需求端資源的應用與發展 透過需求端的管理得以抑低區域需量以減少供電瓶頸問題, 甚至是遞延電廠開發, 創造出用戶與電業雙贏之局面
智慧需量反應制度規劃 (2/4) 整合分散式電源 (DER) 透過虛擬電廠系統控制並管理各分散式電源 將分散式電源以一個實體的電力源呈現在能源市場中
智慧需量反應制度規劃 (3/4) 經濟型需量反應方案 整合國家內各式電力源後, 參與躉售能源市場中的交易與排程 容量市場方案 : 將再生能源與儲能視為一虛擬電廠, 在特定時段 ( 如尖峰時段 ) 納入電力公司發電排程, 可獲得發電容量之固定報酬與實際發電量緊急型需量反應方案 參與 TSO 或是 ISO 推動的方案, 專注於電源之間的平衡以及輔助服務的供應, 但受限於相同地理區域內的電源 緊急需量反應方案 : 電力公司在緊急尖峰時段其收購電價將高於躉售電價, 使投資人有誘因將分散式電源整合起來, 並集中於該時段發電
優勢 智慧需量反應制度規劃 (4/4) 結合再生能源與儲能設備之虛擬電廠 SWOT 分析 許多潛在且多元的電源, 包括地熱等再生能源 豐富的創新產品組合 智慧電網服務的最終呈現 虛擬電廠對於電業的威脅比起微電網較輕 劣勢 缺乏實際的商業模式系統 在誘因結構上並沒有達成共識 再生能源與儲能的成本過高 機會 再生能源的成長 遞減的鋰鐵電池成本 電動車滲透至集中電網中碰到瓶頸 威脅 監管的複雜性與不確定性 缺乏所有構成因子的標準 複雜的稅務會計
智慧需量反應個案探討 - 澎科大 (1/5) 在智慧型需量反應方案中, 再生能源與儲能設備扮演重要的角色, 對於電業而言, 透過資通訊系統將分散式電源整併, 在特定時間可以提供穩定負載, 將有助於提高供電穩定度以及降低發電成本之可能性 經濟型需量反應方案 容量市場方案要求的是虛擬電廠能夠在特定時段穩定供電 太陽光電 + 儲能為主, 若遭遇負載波動而達不到預定發電量時, 啟用負載控制與備用柴油機組 緊急型需量反應方案 緊急需量反應方案要求的是虛擬電廠能夠在系統緊急時爆發性的供電 太陽光電 + 儲能 + 可控負載 + 備用柴油發電機組 ( 視需求 )
智慧需量反應個案探討 - 澎科大 (2/5) 澎科大太陽能光電系統 6-9 月發電概況 儲能設備 300kWh, 最大放電為 60kW, 即連續放電 5 小時 尖峰時間 10:00 至 15:00 時段, 可整併之發電容量約 140kW, 其中 80kW 來自變動再生能源
12:00:00 AM 01:15:00 AM 02:30:00 AM 03:45:00 AM 05:00:00 AM 06:15:00 AM 07:30:00 AM 08:45:00 AM 10:00:00 AM 11:15:00 AM 12:30:00 PM 01:45:00 PM 03:00:00 PM 04:15:00 PM 05:30:00 PM 06:45:00 PM 08:00:00 PM 09:15:00 PM 10:30:00 PM 11:45:00 PM 智慧需量反應個案探討 - 澎科大 (3/5) 澎科大海科大樓 6-9 月負載使用概況 海科大樓用電設備概況 *AC-10 冷氣 18 組打氣機 1 組 *AC-09 冷氣 22 組打氣機 5 組 *AC-08 冷氣 21 組打氣機 8 組 *AC-07 冷氣 23 組馬達 1 組 *AC-06 冷氣 27 組抽風機 8 台冰箱 2 台 *AC-05 冷氣 18 組 備用柴油發電機組 60kW 合計冷氣 129 台打氣機 14 台抽風機 8 台冰箱 2 台馬達 1 組 140 120 100 80 60 40 20 0 可控負載與備用發電機組 加總 - 可控負載 加總 - 柴油發電機組 尖峰時間 10:00 至 15:00 時段, 因應再生能源波動之備用電源共計約 120kW, 其中柴油機組與負載約各佔 50%
智慧需量反應個案探討 - 澎科大 (4/5) 經濟型需量反應方案 容量市場方案 ( 簽約制 ) 澎科大可參與容量預估為 140kW 採用特定機組避免成本或中載機組發電成本進行約定, 即視澎科大為一虛擬電廠, 約定於一年內之特定時段 ( 周一至周五 10:00~15:00) 需供應 140kW 之電力, 每度電力建議依澎湖尖山機組之發電成本 6.21 元 / 度進行收購 若澎科大沒有違約, 每個月效益約為 95,634 元, 對澎科大而言, 雖收購電價低於 FIT 制度, 但再生能源遭遇波動時, 此方案仍可讓澎科大以儲能或是可控負載獲得電費收入 ; 對電業而言, 澎科大提供虛擬電廠可提高供電之穩定度
智慧需量反應個案探討 - 澎科大 (5/5) 緊急型需量反應方案 緊急需量反應方案 ( 事件制, 前 1 小時 ~2 小時通知 ) 澎科大可參與容量估計為 260kW( 太陽光電 + 儲能 + 可控負載 + 備用柴油發電機組 ) 國際上係採用緊急尖峰時段實際電力市場交易價格收購 我國在尚未有電力交易市場時, 建議採用緊急尖峰時段啟用之複循環平均發電成本 8.27 元 ~ 用戶缺電成本 15.9 元之間, 作為緊急需量反應方案之價格較為適當 單次緊急尖峰事件 (10:00~15:00) 澎科大之效益為 10,751 元 ~20,670 元, 對澎科大而言, 其售電收入高於 FIT 制度之收入 ; 對電業而言, FIT 僅針對再生能源部分, 透過緊急需量反應則可有更多發電量舒緩
Direct Load Control 直接控制方案 方案推動者 : 電業 大致執行方式 : 在系統區域配電網發生緊急情況, 或避免高昂電費 節約購電成本下, 電業直接對用戶的電力進行控制 有無懲罰 : 強制控制, 無懲罰 限制 / 約定 : 控制的事件次數 控制週期 負載降減量和負載降減週期 獎勵方式 : 電費折抵 ( 住宅用戶 ) 或獎勵回饋 ( 工商用戶 ) 適用對象 : 住宅用戶 工商用戶
Direct Load Control ISO / RTO 直接負載控制 ( 次數 / 時間限制 ) 電業 用戶 ( 住宅用戶 工商用戶 ) 電費折抵或回饋
Interruptible / Curtailable Rates 可停電力 / 可限負載方案 方案推動者 : 電業 / 電力供應商 大致執行方式 : 用戶事先與電業約定可抑低之電力, 於特定時間必須抑低約定電量 ( 必須是 200kW 以上之大用戶 ), 用戶類別也有限制 ( 如學校 醫院等不得參加 ) 有無懲罰 : 有懲罰 限制 / 約定 : 提供給一定容量門檻之上的用戶 執行時間不能超過一個事先約定或規定的時間 獎勵方式 : 電費折抵或獎勵回饋 適用對象 : 工業用戶
ISO / RTO 電業 / 電力供應商用戶 (200kw 以上工業用戶 ) 未配合 懲罰配合 電費折抵或回饋特定時間通知減量 or 停電用戶配合減量或停電 ( 次數 / 時間限制 ) Interruptible / Curtailable Rates
Emergency Demand Response Programs 緊急需量反應方案 方案推動者 :ISO/RTO( 電力調度中心 ) 大致執行方式 : 當參與用戶在供電可靠度可能發生問題的時段抑低電量, 則可獲得補償 ; 若無抑低電量並無懲罰 有無懲罰 : 無懲罰 限制 / 約定 : 至少可抑低 100kW 之用戶 獎勵方式 : 獎勵回饋 適用對象 : 電力供應商 工商用戶
Emergency Demand Response Programs 負載系統發生可靠度事件 通知簽約用戶 低用用戶電自願抑 ISO / RTO 電業 / 電力供應商 / 大用戶 未配合 無懲罰 配合 獎勵回饋 零售市場用戶
Capacity-Market Programs/ Load as Capacity Resource 容量市場方案 / 容量資源負載 方案推動者 :ISO/RTO( 電力調度中心 ) 大致執行方式 : 與用戶事先約定抑低電力 ( 如最低抑低 100kW, 持續 4 小時, 兩小時前提醒 ), 將此抑低電量視為電廠, 若無需求則仍需給予定期獎勵, 但有需求用戶必須配合 可以看作是躉售市場中的可限負載 / 可停電價方案 有無懲罰 : 有懲罰 限制 / 約定 : 抑低負載門檻 次數限制 獎勵方式 : 定期獎勵回饋 ( 如付保費 ) 適用對象 : 躉售市場
載通量知簽約用戶降低約定負 Capacity-Market Programs/ Load as Capacity Resource 容量市場方案 / 容量資源負載 簽約用戶抑低用電 負載系統發生緊急情況 ISO / RTO 視為模擬電廠 躉售市場用戶 電力供應商 / 大用戶 未配合 懲罰 ISO/RTO 定期繳交費用 類似 買保險 的概念
Demand Bidding & Buyback Programs 需量競價 & 買回方案 方案推動者 : 電業 & 電力調度中心 ( 較常見 ) 大致執行方式 : 將需量競標直接整合到日前 (Day-ahead) 市場 需求端是作為一個價格接受者, 不需要透過投標程序, 如果接到電力調度中心的通知後進行負載抑低, 即能按當時的市場價格獲得報酬 有無懲罰 : 有懲罰 限制 / 約定 : 次數 / 時間限制 獎勵方式 : 獎勵回饋 適用對象 : 工 商業 住宅用戶均適用
Demand Bidding & Buyback Programs 選擇一競標回饋價最低者 ( 次數 / 時間限制 ) ISO / RTO 願意抑低的電量與競標的回饋價 ( 未配合 懲罰 ) 需量 ( 競標者 ) 發電 ( 競標者 ) 發電 ( 競標者 )
Ancillary Services 輔助服務市場 方案推動者 :ISO/RTO( 電力調度中心 ) 大致執行方式 : 用戶在電力調度中心投標可抑低之電量作為備用容量, 電力調度中心會支付備用容量的市場價格給用戶, 若電力有需求, 甚至還會支付電力現貨市場的價格 有無懲罰 : 有懲罰 次數限制 : 無 獎勵方式 : 獎勵回饋 適用對象 : 躉售市場
Non-Spinning Reserves 輔助服務 : 冷機備轉容量 方案推動者 :ISO/RTO( 電力調度中心 ) 大致執行方式 : 當方案提供者需要需求端資源降低負載並自行供電時, 需求端資源將不會立即反應, 但將會在 10 分鐘 ( 以上 ) 後協助方案提供者解決電力供需不平衡之問題 有無懲罰 : 有懲罰 次數限制 : 無 獎勵方式 : 獎勵回饋 適用對象 : 躉售市場
Spinning Reserves 輔助服務 : 熱機備轉容量 方案推動者 :ISO/RTO( 電力調度中心 ) 大致執行方式 : 需求端資源於方案提供者發生緊急狀況時, 可持續且隨時準備好地在警急狀況一發生, 就立即協助方案提供者解決電力供需不平衡之問題 有無懲罰 : 有懲罰 次數限制 : 無 獎勵方式 : 獎勵回饋 適用對象 : 躉售市場
Regulation Service 輔助服務 : 調節服務 ( 調整備轉容量 ) 方案推動者 :ISO/RTO( 電力調度中心 ) 大致執行方式 : 用電戶須依據系統控制員的即時訊號來增減其負載 參與之用電戶須於與方案提供者事先約定之時段持續地調度其負載 此方案通常需搭配自動發電控制 (Automatic Generation Control), 以利用電戶可穩定地調節電訊 有無懲罰 : 有懲罰 次數限制 : 無 獎勵方式 : 獎勵回饋 適用對象 : 躉售市場
台灣電力公司電力系統特徵 執行成果 國內主要之配電系統包含 : 常開環路 常閉環路及放射型系統 1) 放射型系統 : 最簡單之配電系統型態, 電力僅能單向傳輸, 只有一個供電來源且如當饋線上某一點發生故障時則其下游之用戶皆無法供電, 可靠度低 2) 常開環路 : 由兩條供電饋線中間裝置一常開連絡開關而成, 當環路其中之一側停電時, 可操作連絡開關加以轉供 3) 常閉環路 : 常閉環路饋線是一雙端點同時饋電之饋線, 該饋線自成一封閉路徑 若將二條既設的放射型饋線於其末端經連絡饋線互連即可形成常閉環路饋線 放射型系統常開環路型系統常閉環路型系統
虛擬電廠概念組成 執行成果 將客戶群依特定地區或配電關聯細分成不同群體, 更細緻的區分群體使得電力公司可對特定客戶帶給電力公司的價值做更好的預測與資訊分析, 同時也可讓電力公司將原本隸屬於同一方案下的客戶群依據電力公司的需求組成不同組織架構 東部虛擬電廠 北部虛擬電廠 中央虛擬電廠 南部虛擬電廠 分散式電源關鍵尖峰電價儲能系統即時電價方案 西部虛擬電廠 資料來源 :Unlocking Customer Value: The Virtual Power Plant, Aaron Zurborg
執行成果 探討虛擬電廠概念對電力企業營運優勢 ( 續 ) 電廠最佳化整體操作營運組合解決再生能源發電間歇性之課題 減少二氧化碳之成本 可靠性的成本 預測的成本 電力決策之課題 減少尖峰時段 間歇性提供備援 預測 增加備載容量 虛擬電廠 虛擬電廠 虛擬電廠 虛擬電廠 抑低用量 再生能源 提高預測精確度 持續性需量反應及分散式電源 資料來源 :Unlocking Customer Value: The Virtual Power Plant, Aaron Zurborg
執行成果 台灣電力公司供電瓶頸地區 北西 ( 三蘆地區 ) 北北 ( 北投區住宅 ) 北安市 ( ) 農 Item Nuclear Thermal Hydro Wind Power Solar Energy Total 北市 ( 古亭 ) 桃園 ( 大園工業區 ) 桃園 ( 平鎮 ) Installed Capacity (MW) 5,144 30,717 4,579 471 1 40,912 苗栗 ( 三苗栗義 () 三公 ) 台中 ( 后豐 ) 南投雲林台南 ( 大灣 ) 新竹 ( 港南 ) 新竹 ( 香山工業區 ) % 12.6 75.1 11.2 1.1 0.0 100 花蓮 台南 ( 永空 ) 台南 ( 府城 ) 台南 ( 後甲 ) 屏東 ( 三地門 ) Up to year 2010: Peak Load: 33 GW Customers: 12.6 million Total Generated Electricity (+IPP): 207.4 billion kwh Sale Electricity: 193.3 billion kwh 資料來源 : 台灣電力系統簡介, 台灣電力公司 ; 台經院與台電業務處討論會議,102 年 2 月 26 日
台灣推動虛擬電廠的必要性與推動方式 執行成果 台灣電力瓶頸大多位於北部, 且可預期北部的電力需求仍會逐步上升 造成台灣各地區供電瓶頸原因不同, 北部地區住宅區及小型工業區負載過高 中部地區幅員廣大轉供困難 東部地區地形限制造成線路過長容易產生壓降問題 南部地區太陽光電併接數量大影響供電品質 以台灣的再生能源分佈情況進行分析 : 太陽光電分佈在南部, 風力發電則在西海岸及澎湖 另外由於經濟與科技發展快速, 以及國際間產品競爭, 某些特殊產業 ( 如高附加價值的科技業 科學園區業者 金融服務業等之特殊需要 ) 需擁有更嚴格的品質電力 台電即將推動的 10 萬戶低壓智慧電表, 設定為大範圍的示範場域, 規劃選擇在電力瓶頸區 在電業法的修訂方面, 新的電業法中規劃有獨立電力調度中心 (ISO), 而對於輸配電瓶頸的地方, 則需要準備相對可靠度較高的電源 例如三重 蘆洲等電力瓶頸區域, 若經確認無法滿足電力可靠度需求, 則 ISO 就會要求這些地區必須準備相對可靠度較高的電源 配合國內的低壓用戶智慧電表建置 時間電價制度與陽光屋頂百萬座的推動, 虛擬電廠概念可為電力瓶頸區域提供相對可靠的電源基礎 在虛擬電廠推動上, 建議在台灣本島實施虛擬電廠概念, 可有較佳的驗證實績 相關規劃可從配電饋線開始, 考量以供電瓶頸分佈 再生能源分佈與儲能系統設置等三個區塊對應重疊的場域優先, 建議搜尋淡水河以西, 或以位於供電瓶頸區, 並由配電饋線供電的北部大學為主 資料來源 : 虛擬電廠概念與運作模式介紹, 陳彥豪 盧思穎 林法正
Medium Voltage Power Converters o 60Hz v s 220V/127V L S C f i a i b i c Power Router L ac L ac L ac v am v bm v cm V dca1 V dca2 C a1 C a2 Cell a2 v a1 v a2 The b-phase cluster The c-phase cluster V dca3 C a3 Cell a3 v a3 The a-phase cluster M 2013/12/31 45
Voltage balancing controllers Control method o 60Hz v s 220V/127V L S C f i a i b i c L ac L ac L ac Active and reactive power control v am v bm v cm Cluster balancing control Individual balancing control Σ Current regulator Σ v ref PSPWM Gate signal V dca1 V dca2 V dca3 C a1 C a2 C a3 Cell a2 Cell a3 The a-phase cluster v a1 v a2 v a3 The b-phase cluster M The c-phase cluster Active and reactive power control Active power control Clustered voltage balancing control Individual voltage balancing control P * 2 3 p V q Q avg * Reactive power control 2 3V V q p P q V d p P d Q V I p q I q p* I q p* I d p* V C V Ca V Cb V Cc I q p + + + K CB2 - K CB2 K CB2 - - K CB1 K CB1 K CB1 cos( t) cos( t 2 / 3) cos( t 2 / 3) v CBa * v CBb * v CBc * V Ca V Can V Cb V Cbn V Cc V Ccn K IB K IB K IB sin( t) sin( t 2 / 3) sin( t 2 / 3) v IBan * v IBbn * v IBcn * 2013/12/31 46
Steady state of voltage balancing controls in charging or discharging mode 充電模式 放電模式 0-200 Active and reactive power (w) Q(t) 1000 Active power and reactive power (W) P(t) -400-600 -800-1000 0 0.1 0.5 0.2 1 0.3 1.5 0.4 2 0.5 2.5 0.6 3 (s) x 10 4 83 P(t) DC bus average voltage of each phase (V) 500 83.5 Q(t) 0 0 0.5 0.1 0.2 1 1.5 0.3 0.4 2 2.5 0.5 0.6 3 0.7 3.5 (s) x 10 4 DC bus average voltage of each phase (V) 82.5 82 V ca V cb V cc 83 82.5 V ca Vcb Vcc 81.5 82 81 0 0.1 0.5 0.2 1 0.3 1.5 0.4 2 0.5 2.5 0.6 3 (s) x 10 4 4 2 Converter current waveform (A) 81.5 0 0.1 0.5 0.2 1 1.5 0.3 0.4 2 0.5 2.5 0.6 3 0.7 3.5 (s) x 10 4 4 2 Converter current waveform (A) 0-2 0-2 -4 0 0.5 0.1 0.2 1 0.3 1.5 0.4 2 2.5 0.5 0.6 3 (s) x 10 4-4 0 0.5 0.1 0.2 1 1.5 0.3 0.4 2 2.5 0.5 0.6 3 3.5 0.7 (s) x 10 4
Transient response of voltage balancing controls 1000 500 放電模式 Active and reactive power (w) P(t) 充電模式 84 82 放電模式充電模式 DC bus voltage of each phase (V) v ca,123 v cb,123 v cc,123 0-500 -1000-1500 0 2000 0.04 4000 0.08 6000 0.12 8000 0.16 10000 0.2 12000 0.24 (s) 81.8 81.6 Q(t) DC bus average voltage of each phase (V) 80 78 0 2000 0.04 4000 0.08 6000 0.12 8000 0.16 10000 0.2 12000 0.24 (s) 84 82 v ca,123 80 81.4 81.2 V ca V cb V cc 78 0 2000 0.04 4000 0.08 6000 0.12 8000 0.16 10000 0.2 12000 0.24 (s) 84 81 83 0 0.04 2000 0.08 4000 0.12 6000 8000 0.16 10000 0.2 12000 0.24 (s) 4 Converter current waveform (A) 82 81 80 v cb,123 2 0 79 0 2000 0.04 4000 0.08 6000 0.12 8000 0.16 10000 0.2 12000 0.24 (s) 84 83-2 82 81 v cc,123-4 0 2000 0.04 4000 0.08 6000 0.12 8000 0.16 10000 0.2 12000 0.24 (s) 80 79 0 2000 0.04 4000 0.08 6000 0.12 8000 0.16 10000 0.2 12000 0.24 (s)
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