改善受端电网调峰裕度的特高压直流外送风火协调调度

崔 杨, 赵 玉, 邱丽君, 王 铮, 仲悟之

(1. 东北电力大学电气工程学院, 吉林省吉林市 132012; 2. 中国电力科学研究院有限公司, 北京市100192;3. 国网甘肃省电力公司调度控制中心, 甘肃省兰州市 730030)

0 引言

截至2016年,中国风电累计并网容量达到150 GW,装机容量占全球风电总装机容量的1/4。然而,大型风电基地运行中频发的弃风问题正成为限制中国风电快速发展的新瓶颈。据统计[1],2016年前三季度,全国主要风电基地弃风严重,吉林、内蒙古弃风率分别达到39%和30%,而甘肃和新疆更是达到了47%和45%。

本地消纳能力不足是导致风电基地弃风的主要原因之一,依靠电力外送通道实现风电跨区消纳是解决弃风问题的有效途径[2]。在大容量、远距离输电方面,直流输电比交流更具优势[3],大规模风电经直流外送实现跨区消纳具有广阔的应用前景。

风电具有强波动性和随机性,输电通道单一输送风电不利于直流系统安全性和经济性的提高。实际规划及运行中,通常以一定容量火电机组与风电配套运行(即风火联合外送)的方式来平抑风电的随机波动。显然,不同的配套火电容量将有不同的平抑效果。此外,直流通道的运行方式也直接决定了风火的调度模式。

配套火电容量的确定,一般以留取足够系统备用以支持风电消纳[4-5]为目的,或如文献[6-8]从经济性角度进行优化。事实上,配套火电机组的目的是为了平抑风电波动,因此,必须考虑风电波动的爬坡特性对火电机组容量配置的需求。风电爬坡事件是风电波动性的体现是风电功率短时间尺度下的大幅波动[9],随着风电大规模接入电网,必须分析风电爬坡事件对电网调度的影响。文献[10-11]对计及风电爬坡事件的电网经济调度展开相关研究。

目前,国内已投运的直流工程主要采用两段式的运行方式[12],在每个时段内电功率恒定,即定功率模式,直流运行计划曲线以“直线式”为主[13-15]。定功率模式虽然考虑受端电网的负荷特性,但其只是根据受端电网负荷峰谷位置进行计划安排,且直流计划大多数情况下以送端电源自身运行要求安排送电计划,极易出现“直线”甚至“反调峰”计划[16-17],导致受端电网调峰困难。已有学者开始关注直流外送功率对受端电网调峰的影响问题:文献[14]以受端电网运行经济性最优为目标优化直流运行方式以改善受端电网的调峰问题;文献[15]以将两电网等效的方式优化直流联络线功率,以弃风最小和两电网运行经济最优为目标,优化计算结果表明,改变直流联络线功率可以促进两端电网新能源的消纳;文献[17]以多条特高压线路输送直流水电到区域电网为背景,通过优化直流线路功率和对区域电网中各省级电网输送电力的分配来促进直流水电对受端电网的调峰,发挥水电的灵活性。

实际上,由于直流运行具有在约束范围内输送功率可调的特性,若合理安排直流运行计划,使其在一定程度上跟踪受端电网负荷的变化趋势,进而减小受端电网负荷峰谷差,平抑负荷波动,则可有效节省受端电网调峰容量,改善调峰裕度,保证受端电网稳定运行。

为此,本文基于对风电出力特性的分析,得到风火外送配套火电容量的确定方法;从提高受端电网调峰裕度、保证源端风电消纳的角度,构建了基于源端风火电源出力特性以及受端电网负荷特性的风火直流外送协调调度模型,并对模型的有效性进行仿真验证。

1 基于风电爬坡特性的配套火电容量确定

特高压风火直流外送系统简化示意图如图1所示。直流系统与送端电网连接,通过配套火电平抑风电的波动,风火联合电源按要求在一定时间内维持某输送功率不变或功率波动很小,满足直流输电通道对输送功率稳定的要求。本节主要研究平抑风电波动的特高压直流系统从送端电网分配的配套火电容量,为风电外送消纳提供参考方案。

图1 特高压直流输送风火电力等效示意图Fig.1 Equivalent schematic diagram of wind-thermal power transmission by UHVDC system

1.1 风电出力爬坡特性分析

风电波动性可以用爬坡表征,不同研究角度其数学表达式可以不同[18-19],国家标准[20]对于风电爬坡的定义为:一定时间间隔内,风电场有功功率最大值与最小值之差。爬坡数学表达式为:

ΔPmax(t)=max{P(i)}-min{P(i)}

(1)

式中:i=t-K,t-K+1,…,t。

K为时段数(如风电采样点为5 min,则计算15 min爬坡时K取值为3),ΔPmax(t)只与[t-K,t]期间的最大值和最小值有关。风电出力爬坡特性分析是确定配套火电容量的基础,后文研究对风电上、下爬坡综合考虑并统称为爬坡。

本文风电出力爬坡特性分析时间尺度与电网调度时段保持一致(即15 min)。由式(1)求15 min内风电最大变化量(本文称为爬坡量),分析全年历史数据后并获得风电出力爬坡量集合Scli。图2为全年(15 min时间尺度)风电出力Pw及由式(1)所确定的爬坡事件统计结果,其中风电爬坡量Pclimb为标幺值,横坐标N为统计数(15 min/点)。

图2 风电出力及爬坡事件统计Fig.2 Wind power output and climbing event statistics

1.2 最小配套火电容量的确定

对集合Scli中各元素进行取绝对值和标幺化处理,然后按照升序排列,得到图3中曲线L1,定义为风电出力爬坡量累积曲线。横坐标N为统计数(15 min/点,全年35 040个数据),纵坐标为风电爬坡量标幺值。可见,L1曲线越靠近右侧表明风电爬坡量越高,则所需配套火电容量也越大。

图3 风电出力爬坡量累积曲线Fig.3 Climbing amount accumulated curve of wind power output

图3中直线L2为求解配套火电最小容量的辅助线,交点(Nc,Pc)即为求解点。曲线L1在L2左边部分表示配套火电能够平抑的风电爬坡量,右边表示配套火电不能完全平抑的爬坡量。

对于交点(Nc,Pc)的求解可以由不同方法得出,本文给出一种基于风电出力爬坡量一阶差分标准差的求解方法。首先,对风电出力爬坡量累积曲线做一阶差分处理,见图4。由于一阶差分可反映爬坡量的变化速率,则当差分量变化较大时,可对应爬坡量曲线急剧变化的部分。而一阶差分的标准差能够反映波动的剧烈程度,可作为衡量配套火电平抑风电爬坡量值的依据。这也是该方法的合理性所在。具体求解步骤如下。

1)寻点。对风电出力爬坡量累积曲线做一阶差分处理,并对该曲线做噪声过滤处理(即只保留爬坡量一阶差分的整数位),目的是使波动变化的剧烈程度能够更为突出。记录第一次出现非定值点的位置N0,如图4所示。

2)计算标准差。对爬坡量差分曲线上N0右侧的点,以一个调度日(按电网调度惯例,以15 min为调度时段,则一个调度日为96点)为间隔,进行单日标准差及全时段标准差的计算。

3)映射求解。获得全时段标准差在单一标准差集中所处的位置Nc,则可求得在风电出力爬坡量累积曲线上对应Nc的调度日爬坡量均值Pc，(Nc,Pc)即为求解点。

图4 爬坡量差分曲线Fig.4 Differential curve of climbing amount

确定Pc后,由火电爬坡量参数通过式(2)和式(3)确定直流外送风火所需最小配套火电容量。

(2)

(3)

给定不同火电爬坡量参数,以式(2)确定配套火电机组数目Nth,进而由式(3)得到总装机容量PN。该方法所得配套火电容量是由风电爬坡量性质和火力发电机参数能够满足要求的最小容量,考虑到火电机组启停时间和平抑风电波动性要求,风电正常出力情况下调度计划中不安排火电机组停机。

2 直流外送风火协调调度模型

2.1 直流外送风火调度方法

实际投运特高压直流外送通道的运行方式一般为定功率运行,直流运行计划多呈现“直线式”曲线,不改变受端电网调峰过程。本文在保证风电消纳和特高压直流外送交易量前提下,协调优化直流线路运行计划,减小受端电网负荷峰谷差及波动程度,以节省受端电网调峰容量,改善受端电网调峰裕度,促进电网稳定运行。具体调度方法的框架见图5。

图5 协调调度总体框架Fig.5 Overall frame of coordinated scheduling

2.2 数学模型

本研究的目的是精细化直流运行曲线,使其在一定程度上跟踪负荷变化趋势,减小受端电网负荷峰谷差，平抑负荷波动。用受端电网等效剩余负荷(即受端电网初始负荷减去所接受直流线路功率)方差最小作为目标模型,目标模型要保证风电最大化消纳,避免以大量弃风为代价来改善受端电网调峰裕度,因此在调度模型加入弃风惩罚项,有

(4)

其中:

(5)

本模型约束条件主要包括直流系统输送平衡约束、直流运行约束、日交易电量约束以及火电运行约束。

1)直流系统输送平衡约束

(6)

式中:Pth,i(t)为配套火电机组i在t时段的总出力。

2)直流系统运行约束

直流系统运行约束主要有直流运行上下限约束、直流运行曲线阶梯化约束、爬坡速率约束、调度日内调整次数约束。

直流上下限约束:

(7)

直流运行阶梯化约束,即保证直流输送功率在一次调整后一段时间内保持输送功率不变。定义0-1变量sta(t)表示Pline(t)在t时段的调整状态变量,1表示t时段Pline(t)进行了调整,0表示无调整,则阶梯化约束表示为:

(8)

式中:Ton表示最小调整间隔时段数。

爬坡速率约束如式(9)所示,即调整时相邻时段功率变化幅度不能超过限值。

(9)

调整次数约束如式(10)所示,特高压直流线路频繁功率调整对换流站器件的使用寿命有很大影响。调整约束同样是通过调整状态变量实现。

(10)

式中:Nad为调度日内直流调整总次数限值。

3)日交易电量约束

在直流参与调整过程中,为了保证交易发生与合理进行,采用定电量运行。电量约束为:

(11)

式中:Qdemand为日交易合同总电量。

4)火电运行约束

火电机组为平抑风电波动配套机组,涉及的运行约束为出力上下限和爬坡速率约束。

火电机组出力上下限约束:

(12)

火电机组爬坡速率约束:

(13)

3 算例分析

为验证本文所提方法的有效性,算例数据来自蒙东地区某风电场群及电网运行历史数据。本文对风电装机进行一定比例放大以模拟未来风电规模的增大过程。算例中调度日共96个调度时段,每个时段15 min。求解工具采用最新版本IBM CPLEX12.7进行模型的编译和求解。

3.1 最小配套火电容量的确定

本算例中通过风电出力爬坡量特性分析(见图4)确定Pc并乘以Pb,得到值为449 MW,不同的机组爬坡速率参数会有不同的机组组合,本文参照附录A表A1所示参数,以式(2)计算,选择9台火电机组承担平抑风电波动的任务。

3.2 风火协调调度结果

正如引言中所述,定功率模式未能充分考虑受端电网的负荷特性,直流计划大多数情况下以送端电源自身运行要求安排送电计划,4个季度受端电网典型负荷曲线、送端风电及定功率直流曲线如附录A图A1所示,其中各直流计划是参考文献[13,16-17]等文献中常见的直流计划曲线进行模拟制定。

附录A图A2和图A3分别为算例中典型日的负荷及参考文献[21]所得的风电曲线。算例中直流系统外送风火电量预设为90 GW·h,弃风惩罚因子取2 000,直流最小调整时间取3 h,即Ton取值为12,调整次数限制取值为6,送端电网消纳风电为装机容量的15%。

本文主要研究优化传统直流“定功率”运行曲线对受端电网的影响,因此,作为参照,本算例对定功率方式和本文所提方法分别进行仿真计算。下文中将定功率方式称为方式1,本文方法为方式2。图6为算例结果。

图6表明,相比于定功率方式,满足定电量的运行计划已不再是“直线式”,而是根据负荷变化趋势改变输送功率的“多段折线”。附录A图A4是两种方式下的等效剩余负荷标幺值曲线,方式2下的曲线波动幅度较方式1有明显下降:在负荷峰值处增加直流输送功率,负荷谷值处降低输送功率以减小负荷峰谷差。方式2兼顾了受端负荷特性,充分挖掘了直流外送电源的调峰潜力。

图6 直流功率优化结果Fig.6 Optimization results DC power

表1给出了具体计算结果统计数值,峰谷差降幅大小表示受端电网调峰效果程度,均方差表示系统负荷波动程度,是表示系统经济稳定运行的指标之一。由表1可以看出,两种方式下两项指标均有不同程度下降,但方式2相对于原始负荷和方式1在峰谷差和均方差上均有大幅降低,表明了该策略的有效性。

表1 两种方式下的计算结果对比Table 1 Comparison of calculation results between two ways

为进一步验证本文模型的有效性,根据同一季度负荷相似性对全年各季度中期进行连续一周的仿真模拟运行计算(分别为2月、5月、8月、11月的15—21日,共4周),附录A图A5是不同方式下各调度日的峰谷差。表2为各项指标计算值,方式2在各项指标值上均较方式1显著下降,进一步表明本文方法的有效性。

表2 各季度典型周计算结果Table 2 Calculation results of typical weeks of each quarter

表2表明两种方式下Week 4较其他各周出现更多的弃风,分析可知:冬季为该风电场出力高峰期,调度日内风电出力大于直流通道分配值而导致弃风。

附录A表A2给出了改变模型影响因素取值后Week 4的各指标结果,相比增大弃风惩罚因子,增加直流日送电量更能有效减小弃风。

3.3 弃风分析

改变受端电网调峰裕度的同时必须保证源端风电的最大程度消纳。两种方式下的弃风统计见附录A图A6。相对风电总出力,方式1调度日内弃风电量比例为0.3%,方式2下弃风电量比例仅为0.2%,弃风量在合理接受范围内并几可忽略不计。

依据本文所提最小配套火电容量确定方法及直流通道风火调度策略,对弃风原因分析如下。

1)火电机组最小技术出力所致。直流通道容量有限,如前文所述,配套火电容量基于风电爬坡量而确定,考虑到火电机组启停时间要求和风电的强波动性,调度计划中不安排火电停机。当火电机组达到最小技术出力,风电出力超过直流通道剩余空间,就会产生弃风。

2)直流线路功率调整大于火电爬坡率。此时火电机组不能跟踪功率调整幅值,可能导致弃风,且直流功率向上调整导致的弃风出现在调整前一时刻,向下调整则弃风出现在当前时刻。

3)风电爬坡量超出配套火电平抑能力,即图3中位于L2右侧的L1部分,此时配套火电不能平抑全部风电爬坡事件,其中一部分将被弃风。

综合分析附录A图A2、图A3及图A6可知,图A6中方式1及方式2前两阶段弃风原因皆属于第1种弃风原因,第1种弃风原因的本质是风电所分配直流空间有限;方式2第3阶段弃风则属于第2种弃风原因,直流调整发生在第80时段,弃风发生在第79时段。分析附录A表A2计算结果,增大弃风惩罚或增加日协议送电量可减小弃风,其实质是增大直流通道输送功率值以提高风电输送水平。

4 结语

本文提出基于风电出力爬坡特性分析确定最小配套火电容量的方法;在不改变原协议送电量和最大限度消纳风电的前提下,搭建直流外送风火电力协调调度优化模型,充分挖掘特高压直流外送风火电源调峰潜力,算例仿真验证了上述模型的有效性。研究结论如下。

1)文中所确定配套火电可满足平抑风电波动的要求,合理利用送端电网调峰容量,方法计算步骤简单明了、针对性强。

2)算例中对各季度典型周进行了仿真计算,本文方法可使受端电网等效剩余负荷峰谷差和均方差降幅平均值分别达到27.5%和28.2%,传统定功率运行模式两指标降幅均值则为9.8%和11.3%,表明本文方法更好地发挥了特高压直流输送风火电力的调峰潜力,增加了受端电网的调峰裕度。

此外,本文没有考虑风电预测误差对调度计划的影响,以及从直流运行控制方式层面考虑对模型仿真和结果的影响,这将是下一步研究关注的内容。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。