一种新的多省区电网互补运行指标及其应用

傅 旭，李富春，杨攀峰,吴 雄

（1. 中国电力工程顾问集团 西北电力设计院有限公司，西安 710075；2. 西安交通大学 电气工程学院，西安 710049）

0 引言

风电、光伏等新能源发电大规模并网情况下，多省区电网协调运行是提高电网新能源消纳能力的一个有效措施［1—6］。文献［7］—文献［10］从电网调峰的角度分析了新能源对电网调峰裕度的影响，提出了各自的数学模型和评价指标；文献［11］构建了多区域机组组合及备用优化模型，重点考虑了风电不确定性对机组组合的影响；文献［12］建立了考虑直流运行约束的机组组合模型和求解方法；文献［13］对直流联络线日交换电量、功率曲线阶梯化等运行特性进行了详细建模，通过优化跨区直流功率送电曲线促进风电的消纳。国内外学者对高比例新能源电力系统的研究主要是针对已有新能源装机规模的消纳问题，包括新能源消纳关键因素分析［14］、新能源消纳技术措施［15—16］、国外高比例新能源消纳经验［17］、区域电网协调消纳［18］等。文献［19］基于不同电网间调峰能力的差异性，提出一种省间调峰互济交易机制，分析了低谷交易和峰谷打捆交易两种交易模式，并在调峰能力评估的基础上提出了调峰不足时电网的调峰需求量确定方法。文献［20］协调优化多区域电网经济调度问题，研究了水电、抽水蓄能机组对受端电网的移峰填谷效益。文献［21］以运行成本和利润分摊为研究对象，研究了互联电力系统的经济效益。文献［22］为提升互联电网安全可靠性，提出共享备用的运行策略。文献［23］针对风电的不确定性问题，采用分散协调调度提高联网电力系统对风电不确定性的适应性。

理论上多省区电网协调运行可将多个省区合并为一个省区统一进行优化求解，但存在如下问题:不符合我国以省为实体的电网调度运行模式；多省区合并为一个省区优化运行导致各省区火电开机不均，即某省区火电开机过多，而其他省区火电开机过少；由开机方式的不均衡导致联络线功率交换过大。

针对上述情况，本文提出一种适应我国“省为实体”调度模式的多省区电网协调运行指标，该指标首先采用8 760 h 生产模拟计算各省区的功率交换需求，模型中考虑了光热、水电等跨日、跨周的调节能力。然后通过将各省区电网对周边电网的互补能力分为自然互补、定开机互补和增开机互补3 个层次。该指标既保证各省独立性，又保证各省电力互济性，避免了火电开机规模不均匀等问题，在求解方法上则大大简化，物理意义明确、操作简单。

1 数学模型

1.1 互补能力指标及计算方法

将省间电网的互补能力分为自然互补、定开机互补和增开机互补3个层次的互补能力。

1.1.1 自然互补

自然互补指各省区独立运行情况下得出的功率交换需求曲线所具有的互补性，功率交换需求实际上就是各个时刻各省区的新能源弃电或电力不足。记A 省和Q 省独立运行情况下，t时刻的功率交换需求分别为

由于任意t时刻不能既缺电又弃电，因此有

若t时刻A省和Q省的功率交换需求存在如下关系

则A 省和Q 省存在了互补性，即在t时刻A 省需电力送出时正好Q省需要受入。

当上式成立时，t时刻A 省和Q 省可完成的功率交换为

式中:符号 |·| 表示绝对值。

时段T（本研究为8 760 h）内，A 省和Q 省通过自然互补可完成的互济电量为

1.1.2 定开机互补

主动定开机互补指在自然互补的基础上，增加或降低A 省和Q 省正在运行的可调整电源（本研究中指火电）出力后，A省和Q省具备的互补能力。这里的“主动”是相对于前面“自然”而言的，“定开机”是相对于后面的“增开机”而言的。主动定开机互补能力的计算步骤如下:

（1）记A省和Q省在8 760 h任意t时刻的功率交换需求为IAt和IQt，如式（1）所示。

（2）统计A 省8 760 h火电开机状态（0/1变量）和火电实际出力。

（3）计算任意t时刻的A省可调节电源的可调出力为

式中:为A省t时刻可调节电源的正向可调出力，为A 省t时刻可调节电源的负向可调出力，utj为t时刻电源j的开机状态，为0 或1变量，0表示关机，1表示开机；gtj为t时刻电源j的出力；为电源j的出力上限；为电源j的出力下限；N为可调电源个数。

同理，可计算出任意t时刻的Q 省火电j的可调出力为

式中:为Q省t时刻可调节电源的正向可调出力，为Q省t时刻可调节电源的负向可调出力，

（4）计算A省和Q省t时刻电力补充能力范围为

（5）根据A 省和Q 省逐时互补能力和方向，确定A省和Q省实际完成的互补电量。

若t时刻IAt＞0 且IQt＜0，或IAt＜0 且IQi＞0，则 A省和Q省可完成电力交换It为

时段T内，A省和Q省可完成的互济电量EAQ为

1.1.3 增开机互补

增开机互补是主动定开机互补的进一步深化，定开机互补中的互补能力计算均在固定的开机方式下。增开机互补指的是在满足检修约束前提下，逐月判断A 省和Q 省能增加的火电开机规模，进而调整开机方式增加A省和Q省的互补能力。

增加开机互补有2 个约束，不能增加A 省和Q省的开机规模，不能为了Q 省或A 省而改变A 省或Q 省的全年最大的开机规模；保证A 省和Q 省的火电机组检修空间满足需求。计算A省主动增开机互补能力步骤如下。

（1）统计全年A 省年最大开机，计算A 各月火电仍可增加的开机容量为

式中:ki为 A 省第i月的开机容量；kmax为 A 省全年最大开机容量；ri为A省第i月火电未开机容量。

（2）判断Q 省是否存在电力不足月份，若有则在Q 省电力不足月份i增开A 省火电机组容量mi，i=1,2,…,12。

（3）计算A省火电增开机后的检修空间J是否满足要求，即

式中:Jcr为火电检修面积的最小值。一般要求火电检修面积J大于1.5，即取Jcr=1.5。若检修面积不满足，则返回步骤（2），重新修正A 省第i月增开机组容量mi。

（4）统计A 省各月的增开火电机组规模，计算A省增加开机后时刻i的互补能力为

（5）根据A 省和Q 省的逐时的互补能力和方向，确定A省对Q省的互补电力/电量。

从上述互补能力的指标可以看出:求出各省独立运行时的功率功率交换需求（逐时的新能源弃电或电力不足）是计算省间互补能力的关键；指标从不同层次给出了省间的互补能力，既保证了各省区的运行独立性，又实现了各省区间的互济性，在求解方法上则大大简化，物理意义明确、操作简单。

1.2 全时段生产仿真模拟

在满足负荷需求约束下，尽量减少新能源弃电量和系统发电煤耗，目标函数可以描述为

式中:fit为火电机组i在t时刻的发电成本函数为火电机组i在t时刻的有功出力；Qit,up和Qit,off分别为火电机组i在t时刻的启动和停机费用；Uit和Ui,t-1分别为火电机组i在t和(t-1)时刻的运行状态；λ1、λ2、λ3分别为弃风、弃光、弃水的惩罚因子；λ4为失负荷惩罚；λ5为失备用惩罚；Wbt为t时刻内风电场b的出力为t时刻内风电场b的预测出力；Sbt为t时刻内光伏电站b的出力为t时刻内光伏电站b的预测出力；Eit为水电机组i在t时刻的弃水；lb,t和hb,t分别为t时刻节点b的失负荷量和失备用量；G为所有火电机组的集合；M为所有水电机组的集合；T为所有时段的集合；B为所有节点的集合；t取整点时刻。

目标函数（14）的约束条件包括系统电力平衡约束、系统负荷备用约束、系统调峰平衡约束、系统保安开机约束、电站发电出力上、下限约束、电站承担系统备用容量上下限约束、水电站电量平衡约束、抽水蓄能电站日电量平衡约束、电站启停调峰运行时最短开机、停机时间约束、光热电站热平衡约束、省间联络线功率约束等。各约束的具体表述见文献［24］—文献［25］。

1.3 计算流程

省区间互补能力指标计算流程如图1所示。

（1）计算各省区独立运行情况下的全年8 760 h运行方式，确定各省开机方式，逐时功率交换需求；

（2）根据各省区独立运行生产情况下的功率交换需求，计算省区间的自然互补率；

（3）判断自然互补率是否满足需求，若满足则停止计算；

（4）在各省区开机方式不变情况下，确定各省区的正向和负向调节能力，计算各省区定开机互补能力；

（5）判断定开机互补是否满足需求，若满足则停止计算；

（6）计算检修空间，在功率交换不满足需求月份，增开空闲机组；

（7）计算增开机互补能力，并判断是否满足需求，若满足则停止计算；

图1 互补能力指标计算流程Fig.1 Computation process of complementary ability index

（8）统计省区间自然互补率、定开机互补率和增开机互补率指标。

2 青海电网案例分析

2.1 边界条件

青海电网独立运行生产模拟计算结果如表1所示。青海逐月长期购电需求如图2 所示，全年购电需求为40.2 亿kWh，逐月购电曲线如图3 所示。扣除长期购电，青海短期电力不足概率0.674%，短期（临时）购电需求为0.2 亿kWh。青海短期购电时刻分布如图4所示。全年新能源弃电量为79.2亿kWh，火电利用小时为6 081 h。

图2 逐月长期购电电量Fig.2 The long-term purchase of electricity in every month

图3 逐月长期购电曲线Fig.3 The long-term electricity purchase curve in every month

对于青海的长期购电需求，本文考虑通过新疆满足，短期购电需求则通过青海和陕西调峰互济满足。

图4 青海电网短期购电需求时刻分布Fig.4 Time distribution of temporary power purchases in Qinghai power grid

表1 青海生产模拟结果Table 1 The simulation results of Qinghai production

2.2 青海长期购电研究

新疆、青海逐月自然互补率如图5 所示。青海可从新疆获得电量补充约13亿kWh，青海电量缺额的受入互补率为27.5%。在自然互补的基础上，通过调整新疆在运可调电源的出力，增加对青海的电量补充，青海从新疆获得的主动定开机互补电量约36亿kWh，青海电量缺额的总受入互补率为89.5%，青海逐月的长期购电互补率如图6所示。

图5 新疆-青海省间的自然互补性Fig.5 Natural month complemention rate of Xinjiang-Qinghai province

图6 新疆和青海省逐月主动定开机互补率Fig.6 Xinjiang-Qinghai province monthly initiative fixed boot complemention rate

进一步的，以不影响新疆火电检修为约束，新疆在青海季节性缺电月份增开部分空闲火电机组，新疆火电检修面积如表2 所示，青海逐月受入电量互补率如图7 所示。即通过新疆增开机互补，青海长期购电需求可以获得满足，青海电量缺额的互补率为100%。

表2 新疆新增开机后的检修面积Table 2 Maintenance area after new start-up in Xinjiang province万kW

上述互补率计算中，个别月份的互补率为0，如6 月和9 月，这并不是说6 月和9 月新疆电网没有补充能力，而是青海没有购电需求（如图2所示）。

图7 新疆-青海省逐月主动增开机互补率Fig.7 Xinjiang-Qinghai province monthly initiative increased boot complemention rate

2.3 青海与陕西调峰互济研究

青海-陕西电网互济运行结果如表3 所示。青海短期电力不足的互补率为100%，青海新能源弃电的互补率为44%。陕西-青海逐月电量交换结果如表4所示。

表3 陕西-青海逐月互补率Table 3 Monthly complementarity rate from Shaanxi to Qinghai%

青海送出电量多，而受入电量少，是因为青海采用长期交易形式辅以其水电调节能力基本将电量缺额抹平，因此临时交易几乎没有。在这种情况下的陕西-青海电网调峰互济运行，主要是陕西在有接纳能力的时候（非弃光、弃风时段），接纳青海便宜的弃风、弃光电量。而在青海需要临时购电的晚间，则少量的送出火电或弃电，电力流向上呈现出西电东送的趋势。

表4 陕西-青海逐月电量交换结果Table 4 Monthly electricity exchange from Shaanxi to Qinghai 108kWh

3 结束语

提出了多省区电网多能互补运行指标即自然互补、定开机互补和增开机互补。应用所提指标对青海电网与周边电网的协调运行进行了验证，并得出如下结果。

（1）新疆对青海进行季节性缺电补偿，青海可从新疆获得电量补偿率为90%左右。新疆新增部分开机后，新疆可以补偿青海的季节性缺电99%左右。

（2）陕西和青海具有调峰困难时刻的差异性和互补性，青海和陕西调峰互济后，青海有44%的青海新能源弃电可以为陕西接纳，而陕西可以补偿青海约100%的临时交易。