提升新能源渗透率的风-光-火联合直流外送方法

戴国华，戴睿，程广岩，杜尔顺

(1. 国网黑龙江省电力有限公司，黑龙江 哈尔滨 150000；2．清华大学 低碳能源实验室，北京 100084)

近年来，随着全球气候持续变暖及《巴黎协定》的签署，环境问题逐渐引起了全球范围内的关注，风电、光伏等新能源及相关技术发展已成为未来新型电力系统发展的核心环节。对于我国而言，西北部地区风光资源丰富，东北地区风资源丰富，但大量负荷却集中在东南部地区，因此，“西电东输、北电南送”对于提高风电、光伏等新能源渗透率、建设以新能源为主体的新型电力系统具有重要意义[1]。国网黑龙江省电力有限公司围绕破解黑龙江省内电力严重过剩的难题，积极谋划推进“一直一交”特高压电力外送通道建设，组织外送电力，大力推动建设以黑龙江省为起点的电力外送通道，深度融入全国电力市场，促进黑龙江省新能源资源在全国范围内优化配置中起到引领作用。

特高压直流系统是解决高电压、大容量、远距离送电和电网互联的一个重要手段，可将本地集中并网的风光发电经济可靠地送往负荷中心，实现新能源资源的跨区域优化配置与消纳[2-4]。针对特高压直流外送问题，目前已有较多研究。文献[5-6]考虑送电系统整体造价、损耗量以及上网电价等因素，在远距离、大容量输电前提下，论证直流输电的经济性。文献[7]提出跨区域大规模特高压直流外送水电调度模型，在最大程度消纳水电的同时，提高受端电网调峰裕度。文献[8]量化评估了特高压直流输电的碳减排效益。文献[9]分析了考虑光热电站和直流联络线灵活性的高比例新能源互联系统优化运行的经济性。文献[10]提出了适用于大规模新能源远距离外送的分层输电并网方案。

传统能源的逐步退出需要建立在新能源安全可靠的替代基础上。特高压直流往往为“直线式”运行方式，而风电、光伏出力受气象天气变化的影响具有一定的不确定性及随机性，为保证直流外送通道的安全稳定运行，往往需配套相应的火电机组平抑其波动[11]。目前，我国通常采用风-光-火打捆直流外送的方式来实现清洁电力的外送消纳。文献[12]基于已有配套火电装机容量，提出风-光-火一体化调度计划模型，通过优化配套火电出力及直流计划来整体提升新能源外送能力。文献[13]提出综合考虑电力、经济与环境多重约束下的风-光-火联合调度多目标优化模型，实现多目标下的综合效益最优。文献[14]针对“三北”地区的外送特点，分析典型地区新能源弃电功率的分布特点，研究不同区域间新能源发电功率的互补性，优化多区域外送方式，以促进新能源消纳。文献[15-17]分别从送端电网和受端电网角度出发，考虑受端电网的调峰趋势与裕度，优化送端电网风-光-火电的协调外送运行方式。文献[18-20]则基于风-光-火打捆外送运行方式，研究交直流混联外送系统的交互影响及稳定性。文献[21]分析了特高压直流的稳定控制策略与频率响应特性。以上文献大多是基于已有火电装机容量配置，通过改变运行方式来实现新能源直流外送优化目的。文献[18]通过多种运行状态分析风-光-火打捆外送系统模型中配套火电机组容量对系统的影响机理，但求解优化问题过于复杂，且为了满足个别风光出力波动性较强的时间断面，配备了过大的火电机组容量。综上所述，目前针对我国特高压直流外送的研究，多偏向于已有配套火电机组下的新能源消纳、提高直流外送通道运行稳定性及改善受端电网调峰裕度等方面的运行方式优化，在选取合理火电容量配比、提高外送电量中新能源占比、考虑受端电网动态调整能力等方面还有待深入挖掘。

本文以提高风-光-火联合直流外送中的新能源占比为目标，建立特高压直流外送日前调度经济运行模型，在优化火电最小技术容量配比的基础上，提出日前经济调度策略，优化外送电量中火电出力占比，提高新能源消纳能力。

1 提升新能源占比的风-光-火联合直流外送经济调度模型

1.1 目标函数

以提高风-光-火直流外送通道新能源占比、优化火电出力配比为目的，建立特高压直流送端系统日前经济调度模型，并确定其目标函数

J=min(H+N+K+Q).

(1)

式中：H为火电机组运行成本；N为新能源运行成本；K为火电机组出力占比因素对应的惩罚成本；Q为偏离直流定功率输电曲线对应的惩罚成本。

火电机组运行成本H包括火电机组燃料成本H1以及启停成本H2，表示为：

H=H1+H2,

(2)

(3)

(4)

式(3)、(4)中：ak、bk、ck为火电机组的燃料成本系数(下标k表示火电机组k，下同)；Pk,t为火电机组的出力(下标t表示时段t，下同)；uk,t为火电机组的0-1启停变量，uk,t=1表示火电启动，uk,t=0表示火电关停；Dk为火电机组启动/关停成本；K为火电机组总数；T为1个调度周期内的总时段数。

新能源运行成本

(5)

式中：Cnew为新能源成本系数；Pnew,t为新能源出力。

为了提高直流外送通道中新能源的占比，在本文提出的日前经济调度模型中，引入火电出力占比A这一量化经济指标来进行评估。在提高送端系统运行经济性的同时，优化火电机组出力配比，减少弃风、弃光量，提高新能源渗透率。

(6)

式中：Pline,t为直流通道外送功率；αtri为火电占比惩罚因子。在直流外送过程中，系统的外送电量是根据协议确定或者以定功率曲线的形式进行输送，因此式(6)中分母部分为常量。同时，为了优化直流外送通道新能源占比，在经济模型中引入火电占比惩罚因子αtri，以优化火电机组出力配置。

在直流输电过程中，还需要考虑受端电网的动态调整能力来设计直流通道运行特性。因此，在实际直流输送过程中，往往结合受端电网的负荷特性，给定一条理想的输送功率曲线。在本文目标函数中，加入了一个间接反映受端系统动态调整能力的偏离惩罚项Q，以防止直流输送功率随新能源波动而频繁变化。

(7)

1.2 约束条件

a)直流通道上、下限约束为

(8)

b)直流通道爬坡速率约束为

(9)

c)直流运行阶梯化约束为

(10)

(Pline,t-Pline,t-1)(1-st)=0.

(11)

d)直流通道调整次数约束为

(12)

式中L为调度日直流通道可调整的最大次数。

e)日交易量约束为

(13)

式中Y为直流外送日交易预设电量。

f)火电机组出力约束为

(14)

g)火电机组爬坡约束为

(15)

h)火电机组启停出力以及时间约束为：

(16)

(17)

xk,t-xk,t-1≤uk,t,uk,t≤xk,t,uk,t≤1-xk,t-1;

(18)

(19)

i)新能源出力约束为

(20)

2 最小火电机组容量配置

特高压直流运行方式具有“直线式”特点，而风电、光伏新能源出力与气象变化、辐照强度等多因素相关，具有一定的随机性与波动性。因此，特高压直流外送需配套足量火电机组平抑其风光的波动性，保证直流通道安全稳定运行。本文基于风光爬坡特性分析以及直流最小安全运行原则，优化联合直流外送最小火电机组容量配置。

风电、光伏通常具有一定的时间互补性，但仍具有强波动源的特性，在其波动量的集合内存在少量绝对值比较大的变化量，增加了火电机组平抑其波动的难度，也大大增加火电机组投资成本。因此，本文需要首先对风光爬坡量的集合进行修订，削减其爬坡量绝对值的最大值。为避免匹配过大的火电机组容量，在确定最优火电容量前，首先对少数强波动的风光量进行削减，如图1所示。

图1 修订风光爬坡量Fig.1 Schematic diagram of ramp revision of wind and photovoltaic power

消减具体步骤为：对风光实际出力总量进行差分处理，按时间序列计算得到全年8 760 h的爬坡值，并将计算得到的爬坡量按照降序方式进行排列；根据降序方式排列的出力结果，对数据集合取绝对值确定数值分布空间，以98%的发生概率为边界，将剩余2%对应的极大爬坡量从数据集合中剔除。

以最小化火电机组成本为目标，优化计算火电机组的最小技术容量：

(21)

(22)

(23)

(24)

通过以上方法优化得到的火电机组最小技术容量，作为风-光-火配套火电机组容量支撑第1章中提出的经济调度模型优化计算。

3 算例分析

3.1 模型求解方法

本文提出的提升新能源占比的风-光-火直流打捆运行方式是一个混合整数非线性规划(mixed integer non-linear programming，MINLP)模型，其中非线性约束包括式(3)的发电成本二次函数、式(7)的绝对值约束、式(11)和式(19)的0-1变量与连续变量相乘，均可以通过分段线性化及“大M”法消除非线性，极大地降低了问题的求解难度，可以采用成熟的数学优化软件高效求解该混合整数线性规划模型。

针对本文中提出的特高压直流送端系统日前经济调度模型与火电容量优化配置模型，采用IBM CPLEX软件进行求解，提高直流外送电量的新能源占比，为特高压直流外送风-光-火一体化调度提供兼顾可靠性与经济性的运行方案。

3.2 参数设置

本文算例基础数据源自电网实际数据，其中送端电网来源于黑龙江电网数据，受端电网来源于华北电网负荷数据，研究依托鲁固特高压直流推进东北地区富余电力外送、减少华北地区煤炭消费、解决东北“窝电”问题。

根据国家能源发展战略、工程投资成本、各能源机组回收年限以及受端电网电力需求可确定特高压直流、风电、光伏以及火电机组的有效利用时间。根据以往运行数据统计分析，假设风电、光伏、火电机组理论有效利用时间分别为2 000 h、1 500 h、4 200 h，特高压直流通道容量和有效利用时间分别按8 000 MW和5 000 h考虑，为保证联合直流外送通道的安全稳定运行，对于6 000 MW风电和4 000 MW光伏装机，根据式(21)—(24)计算得到火电机组最小容量配置优化为2 750 MW。

根据本文算例设置，为尽可能提升新能源的出力占比并防止直流送电曲线大幅度波动，选取火电占比惩罚因子αtri=10元/MW，直流偏离惩罚因子αline=3元/MW，新能源成本系数Cnew=15元/MW。

为验证本文所设计的方法在提高新能源渗透率、优化火电机组出力占比方面的有效性，算例中1个调度日以24个时段进行计算，1 h为1个时段。送端电网外送风电、光伏出力预测值如图2所示(典型日)，特高压直流运行边界参数见表1，火电机组相关参数见表2。

图2 典型日的风电、光伏预测值Fig.2 Forecast values of wind and photovoltaic power in typical day

表1 特高压直流相关参数Tab.1 Parameters of UHVDC

表2 火电机组相关参数Tab.2 Parameters of thermal power units

此外，在算例设置中，本文采用了2种优化运行方式，且均以全年365 d的全时序运行方式为基础进行调度优化。方式1为传统直流功率输送运行方式，即给定直流送电曲线，直流1 d日最多调整2次。方式2为本文提出的优化配置后的直流外送运行方式，在考虑最小调整时间基础上优化直流外送功率。结合以上设置，算例结果中选取运行典型日进行分析，比较2种运行方式的优劣。

3.3 算例结果分析

2种方式下的数据对比见表3。从全年运行模拟尺度看，相比于传统定外送功率曲线的方式1，方式2的火电电量占比从33%降低至25%，新能源利用率从92%提升至97%，并且经济总成本降低7%。

典型日直流外送通道输送功率优化结果如图3、图4所示，相比于方式1传统定功率“直线式”运行方式，方式2“多段折线式”运行方式调整次数更多，与风光总出力的曲线更加匹配。方式1在7—20时段内呈递增方式增长外送功率；而方式2输送功率的变化与风光总出力正相关，可有效跟踪风光出力变化，促进风电、光伏消纳。

图3 典型日的直流送电功率优化结果Fig.3 Optimization results of transmission power of DC line in typical day

方式1、方式2的直流外送运行方式如图5、图6所示。相比于方式1，方式2减少了火电机组的出力大小及占比，火电运行方式更加灵活，可消纳更多的新能源。典型日方式2的火电出力占比从21%降低至15.9%，直流系统送端电网经济总成本下降6%。

图6 方式2的直流外送运行方式Fig.6 UHVDC power delivery of mode 2

上述算例中风光总出力较为充裕，因此所得结论不具有普遍性。为了进一步验证本文日前调度方法的有效性，选取一年中4个典型日(春分、夏至、秋分、冬至)进行直流通道送电功率优化。4个典型日风光总出力预测值如图7所示，可以看出春分、冬至的风光总出力较大，夏至、秋分的风光总出力较小，夏至、秋分的风光出力波动较大。4个典型日直流通道优化结果及火电机组出力如图8—11所示，可以看出4个典型日中方式2火电机组出力总体上小于方式1。

图7 4个典型日的风光总出力预测值Fig.7 Forecast values of total outputs of wind and photovoltaic power in four typical days

图8 春分日直流通道优化结果及火电机组出力Fig.8 DC channel optimization results on the day of the spring equinox and the output of thermal power unit

图9 夏至日直流通道优化结果及火电机组出力Fig.9 DC channel optimization results on the day of summer solstice and the output of thermal power unit

图10 秋分日直流通道优化结果及火电机组出力Fig.10 DC channel optimization results for the autumn solstice and the output of the thermal power unit

图11 冬至日直流通道优化结果及火电机组出力Fig.11 DC channel optimization results on the day of winter solstice and the output of thermal power units

4个典型日直流通道送电功率优化结果见表4。在风电、光伏利用率方面，方式2实现了新能源的高渗透率真，由于春分、冬至2个典型日风光总出力较大，其优化结果尤为明显；在经济成本方面，方式2明显降低了直流系统送端电网经济总成本。综上，可证明本文所提经济调度方法的有效性。

表4 2种方式下4个典型日的数据对比Tab.4 Result comparisons of four typical days in two modes

4 结束语

本文以提高联合直流外送通道中的新能源占比为目标，在优化配置最小火电机组容量的基础上，提出了日前经济调度模型，设计了优化最小火电出力占比的风-光-火一体联合外送的日前调度方法，并通过算例验证了其有效性。与传统定功率运行方式相比，在春分、夏至、秋分、冬至4个典型日内，本文提出的优化运行方式在风光利用率方面分别提高了13.37%、6.16%、4.97%、17.85%，直流外送功率中火电机组出力占比分别降低了12.67%、2.29%、2.09%、14.24%，总经济成本分别降低了12.1万元、8.9万元、6.3万元、15.9万元。

综上，本文方法可有效提高直流系统中新能源占比例，降低火电机组出力占比，实现新能源的高渗透率，进而为直流系统送端电网带来经济效益。在后续研究中，将充分结合多能互补一体化的发展趋势，利用储能调节的灵活性，探讨风-光-火-储联合直流外送方法。