CN108336764A - 一种大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法 - Google Patents

一种大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了送端电力系统调峰领域的一种大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法。包括：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数；建立发电‑负荷功率平衡、风光机组出力波动、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率外送的约束条件；计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划并输出计划曲线。本发明提供的一种大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法,能够充分发挥直流输电调节灵活的特点，灵活调整直流外送计划，安排直流计划承担部分调峰任务，既可以有效促进新能源消纳，又可以降低电网的调峰备用需求。

Description

一种大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法
技术领域
本发明属于送端电力系统调峰领域，尤其涉及一种大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法。
背景技术
风速以及太阳能本身的间歇性和随机性会导致整个风电场、光伏电站出力变化具有不确定性，进一步地，风光电出力的不确定性会加大送端系统的等效负荷差，易导致电网调峰能力不足、调节速度也难以适应风光电出力的大幅度变化等问题。随着特高压直流接入送端系统，电网的运行特性更加复杂，调峰问题进一步加剧，函需研究大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法。
由于跨区直流输电送、受端电网协调困难以及高压直流换流设备不宜频繁调节，因此，国内日前调度计划中跨区直流送出计划一般基于跨区电能交易结果编制，跨区直流外送模式多为分段运行方式，在每段内输送功率恒定。如果可以充分发挥直流输电调节灵活的特点，灵活调整直流外送计划，安排直流计划承担部分调峰任务，就可以有效促进新能源消纳，降低电网的调峰备用需求，具有十分重要的意义。
目前，在大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法中,跨区直流外送功率按照预先设定的曲线外送，没有充分发挥直流输电调节灵活的优势，反倒加重了电网的调峰需求，迫切需要新思路、新方法提高电网的调峰能力。
发明内容
本发明的目的在于，提供一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，用于解决现有方法存在的上述问题。
为实现上述目的，本发明提供的技术方案是，一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，所述调峰控制方法包括以下步骤：
S1：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数。
S2：建立发电-负荷功率平衡、风光机组出力波动、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率外送的约束条件。
S3：计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划并输出计划曲线。
所述S1包括以下步骤：
S101：确定各类发电机组的启停成本、发电成本，各类风光机组的弃风惩罚成本；
S102：确定直流调峰的调整成本；
S103：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数。
所述S2包括以下步骤：
S201：建立发电-负荷功率平衡的等式约束条件；
S202：建立风光机组出力波动、系统旋转备用容量、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率交流线路外送的不等式约束条件。
所述S3包括以下步骤：
S301：计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划；
S302：输出直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划曲线。
附图说明
图1是本发明提供的考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法流程图；
图2是本发明提供的直流调整成本因子示意图；
图3是本发明提供的某区域电网的网络拓扑图；
图4是本发明提供的某天日前风光电预测曲线；
图5是本发明提供的直流调峰的调整成本；
图6是本发明提供的直流送出初始计划曲线；
图7是本发明提供的直流输送功率的日前出力计划和初始计划曲线对比；
图8是本发明提供的风光机组日前出力计划曲线；
图9是本发明提供的水火电机组日前出力计划曲线。
具体实施方式
为了清楚了解本发明的技术方案，将在下面的描述中提出其详细的结构。显然，本发明实施例的具体施行并不局限于本领域的技术人员所熟习的特殊细节。本发明的优选实施例详细描述如下，除详细描述的这些实施例外，还可以具有其他实施方式。
下面结合附图和实施例对本发明做进一步详细说明。
实施例1
图1是本发明提供的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法流程图。图1中，本发明提供的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法包括：
S1：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数。
S2：建立发电-负荷功率平衡、风光机组出力波动、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率外送的约束条件。
S3：计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划并输出计划曲线。
所述S1包括以下步骤：
S101：确定各类发电机组的启停成本、发电成本，各类风光机组的弃电惩罚成本。
设Ft为机组从t-1时刻开始到t时刻的发电成本总和，则
其中N为系统中所有发电机组的数量，kGi为第i台机组发出单位电量所需的费用，EGi(t)为第i台机组从t-1时刻开始到t时刻所发出的总电量。
设St为常规机组从t-1时刻开始到t时刻的启停成本，则
其中M为系统中常规发电机组的数量；kMQi和kMTi分别为第i台机组启动一次和停机一次的费用；uMi(t)为第i台常规机组在t时刻的开关状态，机组启动时等于1，机组停机时等于0。
设Qt为从t-1时刻开始到t时刻的弃风惩罚成本总和，则
其中W为系统中所有风光机组的数量，kW为单位弃电量的惩罚费用，EWi(t)为第i台风电机组从t-1时刻开始到t时刻的弃风电量。
S102：确定直流调峰的调整成本。
设Zt为直流线路从t-1时刻开始到t时刻的调整成本总和，则
其中D为直流总条数；kZi(t)为第i条直流在t时段的调整成本因子，随直流调整量ΔEZi(t)的增大分段线性递增，如图2所示；ΔEZi(t)为第i条直流在t时段的直流调整量。
S103：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数。
调峰的目标是在研究周期内系统的运行费用最小，因此，目标函数可以表示为：
所述S2包括以下步骤：
S201：建立发电-负荷功率平衡的等式约束条件。
系统每一时刻都必须保证功率的平衡，所有机组出力以及通过直流线路和交流线路送出的功率要等于当前时刻系统内的总负荷。
其中，PGi(t)为t时刻第i台机组的有功出力，PDj(t)为t时刻本地电力系统通过第j条直流输电线路向外输送的有功功率，PAk(t)为t时刻本地电力系统通过第k条交流输电线路向外输送的有功功率，A为本地电力系统与外部电力系统存在功率交换的交流输电线路总条数，PL(t)为t时刻系统的总负荷。
S202：建立风光机组出力波动、系统旋转备用容量、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率交流线路外送的不等式约束条件。
风光机组出力波动约束：
0≤PWi(t)≤PWimax(t) (7)
风光机组出力在t时刻出力不能大于最大可能出力。其中，PWi(t)为t时刻第i台风光机组的有功出力，PWimax(t)为t时刻第i台风光机组的最大可能出力。
系统旋转备用容量约束：
其中，PMimax和PMimin分别为第i台常规机组的出力上限和出力下限，PMi(t)为第i台常规机组的出力，PRZ、PRF分别为系统预留的正旋转备用容量和负旋转备用容量。
跨区直流调峰约束：
其中，PZi(t)为t时刻系统内第i条直流线路的传输功率，满足PZi(t)＝PZi0(t)+ΔEZi(t)，PZi0(t)为电力调度机构根据电能交易结果编制的第i条直流线路在t时刻的初始计划，ΔEZi(t)为式(4)中的直流调整量；UZi为第i条直流线路的最大调节速率；tzi为第i条直流线路的调节间隔时间，要求直流线路在每tzi时段内，最多调节1次，以保持直流计划的稳定；EZimax和EZimin分别为第i条直流线路在计划周期T内的最大、最小交易电量，计划周期内直流总送出电量应在市场交易合同约定范围内；H(t)为t时段的时长；PSimax和PSimin分别为直流受端电网接纳直流线路i的功率的安全上、下限。
水火电机组调峰约束：
其中，UMi为第i台常规机组的最大爬坡率；sgn为符号函数；PHi(τ)为第i台火电机组的出力；tei为第i台常规机组的调节间隔时间，要求常规机组在每tei时段内，最多调节1次，这是因为火电机组的锅炉进行开停机状态的转变时，需要较长的时间来改变设备温度。
送端系统功率交流线路外送约束：
Pli(t)≤Plimax,i＝1,2,...,L (11)
其中，Pli(t)为t时刻系统内第i条交流线路上的传输功率，Plimax为系统内第i条交流线路的传输功率极限，L为系统内交流输电线路总数。
所述S3包括以下步骤：
S301：计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划。
根据式(1)～式(11)，计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划。
S302：输出直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划曲线。
根据S301的结果，输出直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划曲线。
实施例2
下面以某区域电网为例，本发明提供的考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法包括：
S1：某区域电网的网络拓扑图如图3所示。该系统包含7台发电机(包括1个风电并网点和1个光电并网点)、9个负荷节点、30条交流线和1条直流线，系统总有功发电2653MW，总有功负荷2568MW。其中，节点33和节点35之间为直流线路，节点4为大规模光电并网点，节点7为大规模风电并网点。
发电机组单位发电费用、启动一次和停机一次的费用、单位弃风电量的惩罚费用如下表所示。
表1各类型机组的发电成本
某天日前风光电预测曲线(15分钟一个数据，全天共96个数据)如图4所示，直流调峰的调整成本如图5所示。建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数。
S2：直流送出初始计划曲线如图6所示，常规电源的出力可调配置如表2所示。
表2常规电源的出力可调配置
建立风光机组出力波动、系统旋转备用容量、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率交流线路外送的不等式约束条件。
S3：计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划，并输出日前出力计划曲线。直流输送功率的日前出力计划和初始计划曲线对比如图7所示，风光机组日前出力计划曲线如图8所示，水火电机组(以编号8的火电和编号5的水电为例)日前出力计划曲线如图9所示。
若跨区直流不参与调峰，则调峰成本将升高。直流参与调峰前后的一天24h调峰成本及弃风电量对比如表3所示。
表3直流参与调峰前后的一天24h调峰成本及弃风弃光电量对比
调峰成本(万元) 弃风弃光电量(MWh)
直流不参与调峰 265.8 144.2
直流参与调峰 234.1 69.8
从表3可见，当跨区直流参与调峰时，系统调峰成本下降，弃风弃光电量减少，说明了本发明提供的调峰控制方法的有效性。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，这些未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。

Claims (6)

1.一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，其特征在于，所述调峰控制方法包括以下步骤：
S1：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数；
S2：建立发电-负荷功率平衡、风光机组出力波动、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率外送的约束条件；
S3：计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划并输出计划曲线。
2.根据权利要求1所述的一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，其特征在于，所述S1包括以下步骤：
S101：确定各类发电机组的启停成本、发电成本，各类风光机组的弃风惩罚成本；
S102：确定直流调峰的调整成本；
S103：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数。
3.根据权利要求1所述的一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，其特征在于，所述S2包括以下步骤：
S201：建立发电-负荷功率平衡的等式约束条件；
S202：建立风光机组出力波动、系统旋转备用容量、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率交流线路外送的不等式约束条件。
4.根据权利要求1所述的一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，其特征在于，所述S3包括以下步骤：
S301：计算确定直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划；
S302：输出直流输送功率、风光机组出力、水火电机组出力的日前出力计划曲线。
5.根据权利要求2所述的一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，其特征在于，所述S1包括以下步骤：
S101：确定各类发电机组的启停成本、发电成本，各类风光机组的弃电惩罚成本；
设Ft为机组从t-1时刻开始到t时刻的发电成本总和，则
其中N为系统中所有发电机组的数量，kGi为第i台机组发出单位电量所需的费用，EGi(t)为第i台机组从t-1时刻开始到t时刻所发出的总电量；
设St为常规机组从t-1时刻开始到t时刻的启停成本，则
其中M为系统中常规发电机组的数量；kMQi和kMTi分别为第i台机组启动一次和停机一次的费用；uMi(t)为第i台常规机组在t时刻的开关状态，机组启动时等于1，机组停机时等于0；
设Qt为从t-1时刻开始到t时刻的弃风惩罚成本总和，则
其中W为系统中所有风光机组的数量，kW为单位弃电量的惩罚费用，EWi(t)为第i台风电机组从t-1时刻开始到t时刻的弃风电量；
S102：确定直流调峰的调整成本；
设Zt为直流线路从t-1时刻开始到t时刻的调整成本总和，则
其中D为直流总条数；kZi(t)为第i条直流在t时段的调整成本因子，随直流调整量ΔEZi(t)的增大分段线性递增，如图2所示；ΔEZi(t)为第i条直流在t时段的直流调整量；
S103：建立考虑跨区直流调峰的送端系统调峰目标函数；
调峰的目标是在研究周期内系统的运行费用最小，因此，目标函数可以表示为：
6.根据权利要求3所述的一种考虑跨区直流调峰的大规模风光电特高压交直流送端系统调峰控制方法，其特征在于，所述S2包括以下步骤：
S201：建立发电-负荷功率平衡的等式约束条件；
系统每一时刻都必须保证功率的平衡，所有机组出力以及通过直流线路和交流线路送出的功率要等于当前时刻系统内的总负荷；
其中，PGi(t)为t时刻第i台机组的有功出力，PDj(t)为t时刻本地电力系统通过第j条直流输电线路向外输送的有功功率，PAk(t)为t时刻本地电力系统通过第k条交流输电线路向外输送的有功功率，A为本地电力系统与外部电力系统存在功率交换的交流输电线路总条数，PL(t)为t时刻系统的总负荷；
S202：建立风光机组出力波动、系统旋转备用容量、跨区直流调峰、水火电机组调峰、送端系统功率交流线路外送的不等式约束条件；
风光机组出力波动约束：
0≤PWi(t)≤PWimax(t)
风光机组出力在t时刻出力不能大于最大可能出力；其中，PWi(t)为t时刻第i台风光机组的有功出力，PWimax(t)为t时刻第i台风光机组的最大可能出力；
系统旋转备用容量约束：
其中，PMimax和PMimin分别为第i台常规机组的出力上限和出力下限，PMi(t)为第i台常规机组的出力，PRZ、PRF分别为系统预留的正旋转备用容量和负旋转备用容量；
跨区直流调峰约束：
其中，PZi(t)为t时刻系统内第i条直流线路的传输功率，满足PZi(t)＝PZi0(t)+ΔEZi(t)，PZi0(t)为电力调度机构根据电能交易结果编制的第i条直流线路在t时刻的初始计划，ΔEZi(t)为直流调整量；UZi为第i条直流线路的最大调节速率；tzi为第i条直流线路的调节间隔时间，要求直流线路在每tzi时段内，最多调节1次，以保持直流计划的稳定；EZimax和EZimin分别为第i条直流线路在计划周期T内的最大、最小交易电量，计划周期内直流总送出电量应在市场交易合同约定范围内；H(t)为t时段的时长；PSimax和PSimin分别为直流受端电网接纳直流线路i的功率的安全上、下限；
水火电机组调峰约束：
其中，UMi为第i台常规机组的最大爬坡率；sgn为符号函数；PHi(τ)为第i台火电机组的出力；tei为第i台常规机组的调节间隔时间，要求常规机组在每tei时段内，最多调节1次，这是因为火电机组的锅炉进行开停机状态的转变时，需要较长的时间来改变设备温度；
送端系统功率交流线路外送约束：
Pli(t)≤Plimax,i＝1,2,...,L
其中，Pli(t)为t时刻系统内第i条交流线路上的传输功率，Plimax为系统内第i条交流线路的传输功率极限，L为系统内交流输电线路总数。
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