崔 楊, 趙 玉, 邱麗君, 王 錚, 仲悟之

(1. 東北電力大學(xué)電氣工程學(xué)院, 吉林省吉林市 132012; 2. 中國電力科學(xué)研究院有限公司, 北京市100192;3. 國網(wǎng)甘肅省電力公司調(diào)度控制中心, 甘肅省蘭州市 730030)

0 引言

截至2016年,中國風(fēng)電累計(jì)并網(wǎng)容量達(dá)到150 GW,裝機(jī)容量占全球風(fēng)電總裝機(jī)容量的1/4。然而,大型風(fēng)電基地運(yùn)行中頻發(fā)的棄風(fēng)問題正成為限制中國風(fēng)電快速發(fā)展的新瓶頸。據(jù)統(tǒng)計(jì)[1],2016年前三季度,全國主要風(fēng)電基地棄風(fēng)嚴(yán)重,吉林、內(nèi)蒙古棄風(fēng)率分別達(dá)到39%和30%,而甘肅和新疆更是達(dá)到了47%和45%。

本地消納能力不足是導(dǎo)致風(fēng)電基地棄風(fēng)的主要原因之一,依靠電力外送通道實(shí)現(xiàn)風(fēng)電跨區(qū)消納是解決棄風(fēng)問題的有效途徑[2]。在大容量、遠(yuǎn)距離輸電方面,直流輸電比交流更具優(yōu)勢[3],大規(guī)模風(fēng)電經(jīng)直流外送實(shí)現(xiàn)跨區(qū)消納具有廣闊的應(yīng)用前景。

風(fēng)電具有強(qiáng)波動性和隨機(jī)性,輸電通道單一輸送風(fēng)電不利于直流系統(tǒng)安全性和經(jīng)濟(jì)性的提高。實(shí)際規(guī)劃及運(yùn)行中,通常以一定容量火電機(jī)組與風(fēng)電配套運(yùn)行(即風(fēng)火聯(lián)合外送)的方式來平抑風(fēng)電的隨機(jī)波動。顯然,不同的配套火電容量將有不同的平抑效果。此外,直流通道的運(yùn)行方式也直接決定了風(fēng)火的調(diào)度模式。

配套火電容量的確定,一般以留取足夠系統(tǒng)備用以支持風(fēng)電消納[4-5]為目的,或如文獻(xiàn)[6-8]從經(jīng)濟(jì)性角度進(jìn)行優(yōu)化。事實(shí)上,配套火電機(jī)組的目的是為了平抑風(fēng)電波動,因此,必須考慮風(fēng)電波動的爬坡特性對火電機(jī)組容量配置的需求。風(fēng)電爬坡事件是風(fēng)電波動性的體現(xiàn)是風(fēng)電功率短時(shí)間尺度下的大幅波動[9],隨著風(fēng)電大規(guī)模接入電網(wǎng),必須分析風(fēng)電爬坡事件對電網(wǎng)調(diào)度的影響。文獻(xiàn)[10-11]對計(jì)及風(fēng)電爬坡事件的電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度展開相關(guān)研究。

目前,國內(nèi)已投運(yùn)的直流工程主要采用兩段式的運(yùn)行方式[12],在每個時(shí)段內(nèi)電功率恒定,即定功率模式,直流運(yùn)行計(jì)劃曲線以“直線式”為主[13-15]。定功率模式雖然考慮受端電網(wǎng)的負(fù)荷特性,但其只是根據(jù)受端電網(wǎng)負(fù)荷峰谷位置進(jìn)行計(jì)劃安排,且直流計(jì)劃大多數(shù)情況下以送端電源自身運(yùn)行要求安排送電計(jì)劃,極易出現(xiàn)“直線”甚至“反調(diào)峰”計(jì)劃[16-17],導(dǎo)致受端電網(wǎng)調(diào)峰困難。已有學(xué)者開始關(guān)注直流外送功率對受端電網(wǎng)調(diào)峰的影響問題:文獻(xiàn)[14]以受端電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)為目標(biāo)優(yōu)化直流運(yùn)行方式以改善受端電網(wǎng)的調(diào)峰問題;文獻(xiàn)[15]以將兩電網(wǎng)等效的方式優(yōu)化直流聯(lián)絡(luò)線功率,以棄風(fēng)最小和兩電網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)最優(yōu)為目標(biāo),優(yōu)化計(jì)算結(jié)果表明,改變直流聯(lián)絡(luò)線功率可以促進(jìn)兩端電網(wǎng)新能源的消納;文獻(xiàn)[17]以多條特高壓線路輸送直流水電到區(qū)域電網(wǎng)為背景,通過優(yōu)化直流線路功率和對區(qū)域電網(wǎng)中各省級電網(wǎng)輸送電力的分配來促進(jìn)直流水電對受端電網(wǎng)的調(diào)峰,發(fā)揮水電的靈活性。

實(shí)際上,由于直流運(yùn)行具有在約束范圍內(nèi)輸送功率可調(diào)的特性,若合理安排直流運(yùn)行計(jì)劃,使其在一定程度上跟蹤受端電網(wǎng)負(fù)荷的變化趨勢,進(jìn)而減小受端電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差,平抑負(fù)荷波動,則可有效節(jié)省受端電網(wǎng)調(diào)峰容量,改善調(diào)峰裕度,保證受端電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行。

為此,本文基于對風(fēng)電出力特性的分析,得到風(fēng)火外送配套火電容量的確定方法;從提高受端電網(wǎng)調(diào)峰裕度、保證源端風(fēng)電消納的角度,構(gòu)建了基于源端風(fēng)火電源出力特性以及受端電網(wǎng)負(fù)荷特性的風(fēng)火直流外送協(xié)調(diào)調(diào)度模型,并對模型的有效性進(jìn)行仿真驗(yàn)證。

1 基于風(fēng)電爬坡特性的配套火電容量確定

特高壓風(fēng)火直流外送系統(tǒng)簡化示意圖如圖1所示。直流系統(tǒng)與送端電網(wǎng)連接,通過配套火電平抑風(fēng)電的波動,風(fēng)火聯(lián)合電源按要求在一定時(shí)間內(nèi)維持某輸送功率不變或功率波動很小,滿足直流輸電通道對輸送功率穩(wěn)定的要求。本節(jié)主要研究平抑風(fēng)電波動的特高壓直流系統(tǒng)從送端電網(wǎng)分配的配套火電容量,為風(fēng)電外送消納提供參考方案。

圖1 特高壓直流輸送風(fēng)火電力等效示意圖Fig.1 Equivalent schematic diagram of wind-thermal power transmission by UHVDC system

1.1 風(fēng)電出力爬坡特性分析

風(fēng)電波動性可以用爬坡表征,不同研究角度其數(shù)學(xué)表達(dá)式可以不同[18-19],國家標(biāo)準(zhǔn)[20]對于風(fēng)電爬坡的定義為:一定時(shí)間間隔內(nèi),風(fēng)電場有功功率最大值與最小值之差。爬坡數(shù)學(xué)表達(dá)式為:

ΔPmax(t)=max{P(i)}-min{P(i)}

(1)

式中:i=t-K,t-K+1,…,t。

K為時(shí)段數(shù)(如風(fēng)電采樣點(diǎn)為5 min,則計(jì)算15 min爬坡時(shí)K取值為3),ΔPmax(t)只與[t-K,t]期間的最大值和最小值有關(guān)。風(fēng)電出力爬坡特性分析是確定配套火電容量的基礎(chǔ),后文研究對風(fēng)電上、下爬坡綜合考慮并統(tǒng)稱為爬坡。

本文風(fēng)電出力爬坡特性分析時(shí)間尺度與電網(wǎng)調(diào)度時(shí)段保持一致(即15 min)。由式(1)求15 min內(nèi)風(fēng)電最大變化量(本文稱為爬坡量),分析全年歷史數(shù)據(jù)后并獲得風(fēng)電出力爬坡量集合Scli。圖2為全年(15 min時(shí)間尺度)風(fēng)電出力Pw及由式(1)所確定的爬坡事件統(tǒng)計(jì)結(jié)果,其中風(fēng)電爬坡量Pclimb為標(biāo)幺值,橫坐標(biāo)N為統(tǒng)計(jì)數(shù)(15 min/點(diǎn))。

圖2 風(fēng)電出力及爬坡事件統(tǒng)計(jì)Fig.2 Wind power output and climbing event statistics

1.2 最小配套火電容量的確定

對集合Scli中各元素進(jìn)行取絕對值和標(biāo)幺化處理,然后按照升序排列,得到圖3中曲線L1,定義為風(fēng)電出力爬坡量累積曲線。橫坐標(biāo)N為統(tǒng)計(jì)數(shù)(15 min/點(diǎn),全年35 040個數(shù)據(jù)),縱坐標(biāo)為風(fēng)電爬坡量標(biāo)幺值?？梢?L1曲線越靠近右側(cè)表明風(fēng)電爬坡量越高,則所需配套火電容量也越大。

圖3 風(fēng)電出力爬坡量累積曲線Fig.3 Climbing amount accumulated curve of wind power output

圖3中直線L2為求解配套火電最小容量的輔助線,交點(diǎn)(Nc,Pc)即為求解點(diǎn)。曲線L1在L2左邊部分表示配套火電能夠平抑的風(fēng)電爬坡量,右邊表示配套火電不能完全平抑的爬坡量。

對于交點(diǎn)(Nc,Pc)的求解可以由不同方法得出,本文給出一種基于風(fēng)電出力爬坡量一階差分標(biāo)準(zhǔn)差的求解方法。首先,對風(fēng)電出力爬坡量累積曲線做一階差分處理,見圖4。由于一階差分可反映爬坡量的變化速率,則當(dāng)差分量變化較大時(shí),可對應(yīng)爬坡量曲線急劇變化的部分。而一階差分的標(biāo)準(zhǔn)差能夠反映波動的劇烈程度,可作為衡量配套火電平抑風(fēng)電爬坡量值的依據(jù)。這也是該方法的合理性所在。具體求解步驟如下。

1)尋點(diǎn)。對風(fēng)電出力爬坡量累積曲線做一階差分處理,并對該曲線做噪聲過濾處理(即只保留爬坡量一階差分的整數(shù)位),目的是使波動變化的劇烈程度能夠更為突出。記錄第一次出現(xiàn)非定值點(diǎn)的位置N0,如圖4所示。

2)計(jì)算標(biāo)準(zhǔn)差。對爬坡量差分曲線上N0右側(cè)的點(diǎn),以一個調(diào)度日(按電網(wǎng)調(diào)度慣例,以15 min為調(diào)度時(shí)段,則一個調(diào)度日為96點(diǎn))為間隔,進(jìn)行單日標(biāo)準(zhǔn)差及全時(shí)段標(biāo)準(zhǔn)差的計(jì)算。

3)映射求解。獲得全時(shí)段標(biāo)準(zhǔn)差在單一標(biāo)準(zhǔn)差集中所處的位置Nc,則可求得在風(fēng)電出力爬坡量累積曲線上對應(yīng)Nc的調(diào)度日爬坡量均值Pc，(Nc,Pc)即為求解點(diǎn)。

圖4 爬坡量差分曲線Fig.4 Differential curve of climbing amount

確定Pc后,由火電爬坡量參數(shù)通過式(2)和式(3)確定直流外送風(fēng)火所需最小配套火電容量。

(2)

(3)

給定不同火電爬坡量參數(shù),以式(2)確定配套火電機(jī)組數(shù)目Nth,進(jìn)而由式(3)得到總裝機(jī)容量PN。該方法所得配套火電容量是由風(fēng)電爬坡量性質(zhì)和火力發(fā)電機(jī)參數(shù)能夠滿足要求的最小容量,考慮到火電機(jī)組啟停時(shí)間和平抑風(fēng)電波動性要求,風(fēng)電正常出力情況下調(diào)度計(jì)劃中不安排火電機(jī)組停機(jī)。

2 直流外送風(fēng)火協(xié)調(diào)調(diào)度模型

2.1 直流外送風(fēng)火調(diào)度方法

實(shí)際投運(yùn)特高壓直流外送通道的運(yùn)行方式一般為定功率運(yùn)行,直流運(yùn)行計(jì)劃多呈現(xiàn)“直線式”曲線,不改變受端電網(wǎng)調(diào)峰過程。本文在保證風(fēng)電消納和特高壓直流外送交易量前提下,協(xié)調(diào)優(yōu)化直流線路運(yùn)行計(jì)劃,減小受端電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差及波動程度,以節(jié)省受端電網(wǎng)調(diào)峰容量,改善受端電網(wǎng)調(diào)峰裕度,促進(jìn)電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行。具體調(diào)度方法的框架見圖5。

圖5 協(xié)調(diào)調(diào)度總體框架Fig.5 Overall frame of coordinated scheduling

2.2 數(shù)學(xué)模型

本研究的目的是精細(xì)化直流運(yùn)行曲線,使其在一定程度上跟蹤負(fù)荷變化趨勢,減小受端電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差，平抑負(fù)荷波動。用受端電網(wǎng)等效剩余負(fù)荷(即受端電網(wǎng)初始負(fù)荷減去所接受直流線路功率)方差最小作為目標(biāo)模型,目標(biāo)模型要保證風(fēng)電最大化消納,避免以大量棄風(fēng)為代價(jià)來改善受端電網(wǎng)調(diào)峰裕度,因此在調(diào)度模型加入棄風(fēng)懲罰項(xiàng),有

(4)

其中:

(5)

本模型約束條件主要包括直流系統(tǒng)輸送平衡約束、直流運(yùn)行約束、日交易電量約束以及火電運(yùn)行約束。

1)直流系統(tǒng)輸送平衡約束

(6)

式中:Pth,i(t)為配套火電機(jī)組i在t時(shí)段的總出力。

2)直流系統(tǒng)運(yùn)行約束

直流系統(tǒng)運(yùn)行約束主要有直流運(yùn)行上下限約束、直流運(yùn)行曲線階梯化約束、爬坡速率約束、調(diào)度日內(nèi)調(diào)整次數(shù)約束。

直流上下限約束:

(7)

直流運(yùn)行階梯化約束,即保證直流輸送功率在一次調(diào)整后一段時(shí)間內(nèi)保持輸送功率不變。定義0-1變量sta(t)表示Pline(t)在t時(shí)段的調(diào)整狀態(tài)變量,1表示t時(shí)段Pline(t)進(jìn)行了調(diào)整,0表示無調(diào)整,則階梯化約束表示為:

(8)

式中:Ton表示最小調(diào)整間隔時(shí)段數(shù)。

爬坡速率約束如式(9)所示,即調(diào)整時(shí)相鄰時(shí)段功率變化幅度不能超過限值。

(9)

調(diào)整次數(shù)約束如式(10)所示,特高壓直流線路頻繁功率調(diào)整對換流站器件的使用壽命有很大影響。調(diào)整約束同樣是通過調(diào)整狀態(tài)變量實(shí)現(xiàn)。

(10)

式中:Nad為調(diào)度日內(nèi)直流調(diào)整總次數(shù)限值。

3)日交易電量約束

在直流參與調(diào)整過程中,為了保證交易發(fā)生與合理進(jìn)行,采用定電量運(yùn)行。電量約束為:

(11)

式中:Qdemand為日交易合同總電量。

4)火電運(yùn)行約束

火電機(jī)組為平抑風(fēng)電波動配套機(jī)組,涉及的運(yùn)行約束為出力上下限和爬坡速率約束。

火電機(jī)組出力上下限約束:

(12)

火電機(jī)組爬坡速率約束:

(13)

3 算例分析

為驗(yàn)證本文所提方法的有效性,算例數(shù)據(jù)來自蒙東地區(qū)某風(fēng)電場群及電網(wǎng)運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)。本文對風(fēng)電裝機(jī)進(jìn)行一定比例放大以模擬未來風(fēng)電規(guī)模的增大過程。算例中調(diào)度日共96個調(diào)度時(shí)段,每個時(shí)段15 min。求解工具采用最新版本IBM CPLEX12.7進(jìn)行模型的編譯和求解。

3.1 最小配套火電容量的確定

本算例中通過風(fēng)電出力爬坡量特性分析(見圖4)確定Pc并乘以Pb,得到值為449 MW,不同的機(jī)組爬坡速率參數(shù)會有不同的機(jī)組組合,本文參照附錄A表A1所示參數(shù),以式(2)計(jì)算,選擇9臺火電機(jī)組承擔(dān)平抑風(fēng)電波動的任務(wù)。

3.2 風(fēng)火協(xié)調(diào)調(diào)度結(jié)果

正如引言中所述,定功率模式未能充分考慮受端電網(wǎng)的負(fù)荷特性,直流計(jì)劃大多數(shù)情況下以送端電源自身運(yùn)行要求安排送電計(jì)劃,4個季度受端電網(wǎng)典型負(fù)荷曲線、送端風(fēng)電及定功率直流曲線如附錄A圖A1所示,其中各直流計(jì)劃是參考文獻(xiàn)[13,16-17]等文獻(xiàn)中常見的直流計(jì)劃曲線進(jìn)行模擬制定。

附錄A圖A2和圖A3分別為算例中典型日的負(fù)荷及參考文獻(xiàn)[21]所得的風(fēng)電曲線。算例中直流系統(tǒng)外送風(fēng)火電量預(yù)設(shè)為90 GW·h,棄風(fēng)懲罰因子取2 000,直流最小調(diào)整時(shí)間取3 h,即Ton取值為12,調(diào)整次數(shù)限制取值為6,送端電網(wǎng)消納風(fēng)電為裝機(jī)容量的15%。

本文主要研究優(yōu)化傳統(tǒng)直流“定功率”運(yùn)行曲線對受端電網(wǎng)的影響,因此,作為參照,本算例對定功率方式和本文所提方法分別進(jìn)行仿真計(jì)算。下文中將定功率方式稱為方式1,本文方法為方式2。圖6為算例結(jié)果。

圖6表明,相比于定功率方式,滿足定電量的運(yùn)行計(jì)劃已不再是“直線式”,而是根據(jù)負(fù)荷變化趨勢改變輸送功率的“多段折線”。附錄A圖A4是兩種方式下的等效剩余負(fù)荷標(biāo)幺值曲線,方式2下的曲線波動幅度較方式1有明顯下降:在負(fù)荷峰值處增加直流輸送功率,負(fù)荷谷值處降低輸送功率以減小負(fù)荷峰谷差。方式2兼顧了受端負(fù)荷特性,充分挖掘了直流外送電源的調(diào)峰潛力。

圖6 直流功率優(yōu)化結(jié)果Fig.6 Optimization results DC power

表1給出了具體計(jì)算結(jié)果統(tǒng)計(jì)數(shù)值,峰谷差降幅大小表示受端電網(wǎng)調(diào)峰效果程度,均方差表示系統(tǒng)負(fù)荷波動程度,是表示系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)穩(wěn)定運(yùn)行的指標(biāo)之一。由表1可以看出,兩種方式下兩項(xiàng)指標(biāo)均有不同程度下降,但方式2相對于原始負(fù)荷和方式1在峰谷差和均方差上均有大幅降低,表明了該策略的有效性。

表1 兩種方式下的計(jì)算結(jié)果對比Table 1 Comparison of calculation results between two ways

為進(jìn)一步驗(yàn)證本文模型的有效性,根據(jù)同一季度負(fù)荷相似性對全年各季度中期進(jìn)行連續(xù)一周的仿真模擬運(yùn)行計(jì)算(分別為2月、5月、8月、11月的15—21日,共4周),附錄A圖A5是不同方式下各調(diào)度日的峰谷差。表2為各項(xiàng)指標(biāo)計(jì)算值,方式2在各項(xiàng)指標(biāo)值上均較方式1顯著下降,進(jìn)一步表明本文方法的有效性。

表2 各季度典型周計(jì)算結(jié)果Table 2 Calculation results of typical weeks of each quarter

表2表明兩種方式下Week 4較其他各周出現(xiàn)更多的棄風(fēng),分析可知:冬季為該風(fēng)電場出力高峰期,調(diào)度日內(nèi)風(fēng)電出力大于直流通道分配值而導(dǎo)致棄風(fēng)。

附錄A表A2給出了改變模型影響因素取值后Week 4的各指標(biāo)結(jié)果,相比增大棄風(fēng)懲罰因子,增加直流日送電量更能有效減小棄風(fēng)。

3.3 棄風(fēng)分析

改變受端電網(wǎng)調(diào)峰裕度的同時(shí)必須保證源端風(fēng)電的最大程度消納。兩種方式下的棄風(fēng)統(tǒng)計(jì)見附錄A圖A6。相對風(fēng)電總出力,方式1調(diào)度日內(nèi)棄風(fēng)電量比例為0.3%,方式2下棄風(fēng)電量比例僅為0.2%,棄風(fēng)量在合理接受范圍內(nèi)并幾可忽略不計(jì)。

依據(jù)本文所提最小配套火電容量確定方法及直流通道風(fēng)火調(diào)度策略,對棄風(fēng)原因分析如下。

1)火電機(jī)組最小技術(shù)出力所致。直流通道容量有限,如前文所述,配套火電容量基于風(fēng)電爬坡量而確定,考慮到火電機(jī)組啟停時(shí)間要求和風(fēng)電的強(qiáng)波動性,調(diào)度計(jì)劃中不安排火電停機(jī)。當(dāng)火電機(jī)組達(dá)到最小技術(shù)出力,風(fēng)電出力超過直流通道剩余空間,就會產(chǎn)生棄風(fēng)。

2)直流線路功率調(diào)整大于火電爬坡率。此時(shí)火電機(jī)組不能跟蹤功率調(diào)整幅值,可能導(dǎo)致棄風(fēng),且直流功率向上調(diào)整導(dǎo)致的棄風(fēng)出現(xiàn)在調(diào)整前一時(shí)刻,向下調(diào)整則棄風(fēng)出現(xiàn)在當(dāng)前時(shí)刻。

3)風(fēng)電爬坡量超出配套火電平抑能力,即圖3中位于L2右側(cè)的L1部分,此時(shí)配套火電不能平抑全部風(fēng)電爬坡事件,其中一部分將被棄風(fēng)。

綜合分析附錄A圖A2、圖A3及圖A6可知,圖A6中方式1及方式2前兩階段棄風(fēng)原因皆屬于第1種棄風(fēng)原因,第1種棄風(fēng)原因的本質(zhì)是風(fēng)電所分配直流空間有限;方式2第3階段棄風(fēng)則屬于第2種棄風(fēng)原因,直流調(diào)整發(fā)生在第80時(shí)段,棄風(fēng)發(fā)生在第79時(shí)段。分析附錄A表A2計(jì)算結(jié)果,增大棄風(fēng)懲罰或增加日協(xié)議送電量可減小棄風(fēng),其實(shí)質(zhì)是增大直流通道輸送功率值以提高風(fēng)電輸送水平。

4 結(jié)語

本文提出基于風(fēng)電出力爬坡特性分析確定最小配套火電容量的方法;在不改變原協(xié)議送電量和最大限度消納風(fēng)電的前提下,搭建直流外送風(fēng)火電力協(xié)調(diào)調(diào)度優(yōu)化模型,充分挖掘特高壓直流外送風(fēng)火電源調(diào)峰潛力,算例仿真驗(yàn)證了上述模型的有效性。研究結(jié)論如下。

1)文中所確定配套火電可滿足平抑風(fēng)電波動的要求,合理利用送端電網(wǎng)調(diào)峰容量,方法計(jì)算步驟簡單明了、針對性強(qiáng)。

2)算例中對各季度典型周進(jìn)行了仿真計(jì)算,本文方法可使受端電網(wǎng)等效剩余負(fù)荷峰谷差和均方差降幅平均值分別達(dá)到27.5%和28.2%,傳統(tǒng)定功率運(yùn)行模式兩指標(biāo)降幅均值則為9.8%和11.3%,表明本文方法更好地發(fā)揮了特高壓直流輸送風(fēng)火電力的調(diào)峰潛力,增加了受端電網(wǎng)的調(diào)峰裕度。

此外,本文沒有考慮風(fēng)電預(yù)測誤差對調(diào)度計(jì)劃的影響,以及從直流運(yùn)行控制方式層面考慮對模型仿真和結(jié)果的影響,這將是下一步研究關(guān)注的內(nèi)容。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。