考慮直流聯絡線功率調整的跨區風電消納模型

任建文，許英強，易琛

(新能源電力系統國家重點實驗室(華北電力大學)，河北省保定市 071003)

考慮直流聯絡線功率調整的跨區風電消納模型

任建文，許英強，易琛

(新能源電力系統國家重點實驗室(華北電力大學)，河北省保定市 071003)

為了應對風電在西北地區難以大規模消納帶來的挑戰以及當前跨區域電力外送方式存在的問題，考慮直流聯絡線功率調整以促進跨區域風電消納成為目前的研究熱點。首先以受端電網的直流接入量為目標，優化得到了其直流功率安全接納限值；然后結合該值以送端電網內火電成本、棄風成本以及直流聯絡線功率偏差懲罰成本之和為優化目標，同時考慮直流聯絡線功率的優化以及送端電網內的安全運行約束條件，建立了一個混合整數二次規劃(mixed integer quadratic programming，MIQP)模型；最后以具有高壓直流外送通道的西北某電網為例對模型進行了驗證。仿真結果表明所提模型能夠促進風電的跨區域消納，提高互聯系統的經濟性。

高壓直流輸電；跨區互聯電網；風電消納；直流聯絡線；混合整數二次規劃(MIQP)

0 引 言

隨著高壓直流外送通道的建設，將西北地區的風電送往東部負荷中心消納，可以促進資源的優化配置，改善大氣環境，并能提高西北地區風電的消納水平[1-2]。

然而，風電并網的快速發展給電力系統的安全運行帶來了新的問題[3-4]。為了應對風電等新能源出力的波動性，文獻[5]采用場景削減技術建立了計及柔性負荷的機組組合模型，該方法表明計及需求側柔性負荷有利于提高風電的消納水平。文獻[6]采用非時序生產模擬法來研究風電的消納水平，并對未來的風電規劃給出了意見。然而，西北地區風電裝機容量比例較大，區域內火電機組面臨著備用不足的壓力，因此風電消納問題仍較為嚴重。目前應對的方法之一是將風電和火電按一定比例通過高壓直流通道打捆外送[7-8]。

另一方面，互聯電網之間的電力輸送方式也面臨著新的挑戰。傳統的直流外送模式只是簡單地設為分段恒功率運行，但該模式未能充分考慮調整聯絡線功率以應對風電出力的波動性。國內外相關學者已對如何調整直流聯絡線功率以促進風電跨區域消納這一問題展開了研究。文獻[9]通過計及各區域內功率平衡、上下旋轉備用等約束來優化風火聯合運行模型，但對直流聯絡線只計及了功率傳輸約束。文獻[10]進行大區級優化調度時考慮了對聯絡線功率的控制，討論了聯絡線功率允許偏差的變化對系統經濟性和安全性的影響。文獻[11]提出了一種新模型，該模型可提高風電的跨區消納水平，但模型中沒有考慮直流聯絡線的調整速率約束。上述文獻對直流聯絡線功率的優化建模均較為粗略，若能考慮直流聯絡線功率的偏差懲罰成本及直流聯絡線相關運行約束條件，同時協調優化送端區域內的風電和火電機組出力，則可以提高風電的跨區域消納水平。

針對含風電并網的跨區域優化調度問題，本文建立跨區域的風電消納模型。模型在送端區域內實行風電、火電聯合運行，同時考慮對區域間直流聯絡線功率的調整。以西北某區域電網為例進行分析，結果表明所提方法能夠在保證互聯電網安全經濟運行的前提下，促進風電的跨區域消納。

1 跨區域互聯電網間直流聯絡線功率優化

跨區域直流互聯電網的示意圖如圖1所示。送端區域記為A，A內含有常規的火力發電機組和風力發電機組。受端區域記為B，B內僅含有常規的火力發電機組。假設直流聯絡線上的功率流向為從A到B。

圖1 跨區域直流互聯電網示意圖Fig.1 Cross-regional DC interconnected power grid

1.1 直流聯絡線功率優化方式

傳統的電力輸送模式往往很少考慮送端區域內風電出力的波動性以及受端區域對外來直流功率的安全接納限值[12]。為了充分挖掘互聯電網之間的互動潛力，提高風電的跨區域消納水平，本文提出了一種直流聯絡線功率優化模式。在這種模式下，直流聯絡線可以看作跨區域互聯電網之間的內部線路，結合上級調度中心制定的區域間直流聯絡線功率外送計劃以及受端電網的直流功率安全接納限值，可以對直流聯絡線功率、送端電網內風電出力和火電出力進行協調優化，以提高風電的跨區域消納水平。

1.2 直流聯絡線運行約束

(1)直流聯絡線出力約束。

(1)

(2)直流聯絡線出力調整速率約束[13]。

(2)

(3)直流聯絡線在相鄰時段出力的調整方向約束[14]，用來表示直流聯絡線功率在相鄰時段不能異向調整。

(3)

(4)直流聯絡線出力調整的連續性約束。為了避免對直流聯絡線的頻繁調整，并能及時應對送端區域內風電出力的波動性，直流聯絡線出力在相鄰時段內不能連續調整。

(4)

(5)直流聯絡線在同一時段t內不能同時進行爬坡和滑坡約束。

(5)

(6)直流聯絡線出力調整次數約束，用來保證計劃調度周期內直流聯絡線出力的調整次數不能過于頻繁。

(6)

式中：T為計劃周期內的總時段數；Nmax為計劃周期內直流聯絡線上出力的最大調整次數。

(7)計劃周期內直流聯絡線輸送的總電量約束。

(7)

式中：Δt為機組運行的單個時間間隔；Q為調度周期內直流聯絡線上的計劃外送總電量。

2 風電消納模型

跨區域風電消納模型的建立需要同時考慮送端電網內的機組運行優化及約束條件、互聯區域間直流聯絡線功率的優化以及受端電網的直流功率安全接納限值。

2.1 受端電網內直流功率安全接納限值優化

基于傳統的經濟調度模型，本文對受端電網的直流功率安全接納限值進行了優化。

(1)目標函數。

(8)

(9)

式中f1、f2分別為計劃調度周期內，受端電網的最大接入量和最小接入量。本文以f1、f2為優化目標，分別優化計算受端電網的最大接納能力和最小接納能力。

(2)約束條件。與常規的安全經濟調度模型的約束條件相同，受端電網內的約束條件有功率平衡約束、旋轉備用約束、機組出力約束、機組爬坡約束等，本文不再贅述。

2.2 跨區風電消納模型優化目標

為了便于分析問題，本文以送端電網為例，優化目標為送端區域內火電機組發電成本、火電機組啟動成本、棄風成本以及直流聯絡線功率偏差懲罰成本之和。其中懲罰直流聯絡線功率偏差是為了量化并控制直流聯絡線功率的調整量，其值即是直流聯絡線功率相對于初始輸電計劃的調整成本。

(10)

(11)

(12)

2.3 火電成本線性化

為了提高模型的求解效率，本文分別將火力發電成本和啟動成本進行線性化。

[15]可以將火力發電成本進行分段線性化。而對于火電機組的啟動成本，其中含有ui,tui,t-1形式的非線性乘積項，為了將其線性化，需要引入新的整數變量和對應的約束條件。在這里令Ui,t=ui,tui,t-1，可以看到Ui,t是一個新的整數變量，其可以等效為式(13)所示的線性約束[16]。

(13)

2.4 約束條件

(1)送端區域內功率平衡約束。

(14)

(2)送端區域內火電機組出力約束。

(15)

(3)送端區域內火電機組爬坡約束。

(16)

(17)

(4)送端區域內火電機組最小啟停時間約束。

(18)

(19)

(5)送端區域內正負旋轉備用約束。

1)正旋轉備用約束：

(20)

2)負旋轉備用約束：

(21)

(7)實際被調用的風功率約束。

(22)

3 模型求解

本文建立的考慮直流聯絡線功率調整的跨區域風電消納模型的求解本質是一個混合整數二次規劃(mixed integer quadratic programming，MIQP)問題，在matlab中采用Yalmip編程，選擇求解器Gurobi可以求解該問題。

在給出區域間直流聯絡線出力的初始計劃值之后，協調優化直流聯絡線上的傳輸功率和送端電網內的火電和風電機組出力，以提高風電的跨區域消納水平。其具體的求解流程如圖2所示。

4 算例分析

本文以西北某省級電網為例進行驗證，該電網通過高壓直流外送通道送電至東部某省級電網。送端區域內風電預測出力及負荷預測曲線如圖3所示，各機組數據見文獻[17]。計劃調度時間為日前24 h，區域間日前計劃輸送總電量為87 230 MW·h，直流聯絡線出力在單個時段內的最大調整量和最小調整量分別為500 MW和100 MW，直流聯絡線最大出力調整次數Nmax=10。正旋轉備用響應時間T0=10 min，送端電網內負荷對正旋轉備用的需求系數ωD=5%，送端電網內風電對正、負旋轉備用的需求系數分別為ωu=20%、ωd=30%。

圖2 跨區域風電消納求解流程Fig.2 Solving process of cross-regional windpower consumption

圖3 風電及負荷預測值Fig.3 Wind power and load forecast value

4.1 受端電網的直流功率安全接納限值優化結果分析

受端電網的直流功率安全接納限值如圖4所示。由圖4可知，受端電網對外來直流功率的最大接納上限為4 000 MW，且全天內保持不變；在01：00—06：00和21：00—24：00時段內，直流功率安全接納下限為0，說明在這些時段內受端電網備用充足，外來直流功率對受端區域內功率平衡的作用不明顯；在07：00—20：00時段內，直流功率安全接納下限在0～3 000 MW內變化，在18：00時達到最大值，此時互聯電網間直流聯絡線上至少要輸送3 000 MW功率以滿足受端區域內負荷的需要。

圖4 受端電網的直流功率安全接納限值Fig.4 DC power safe acceptance range ofreceiving terminal power grid

4.2 跨區風電消納模型優化結果分析

圖5為直流聯絡線調整前后的輸送功率。由圖5可知，調整后的直流聯絡線功率輸送段數明顯增加。在負荷低谷期，調整后的直流聯絡線輸送功率有一定的提升，這有利于提高風電的跨區域消納水平；而在負荷高峰期，調整后的直流聯絡線輸送功率有所下降，從而降低了送端電網內火電機組的調峰壓力。

圖5 調整前后的直流聯絡線功率Fig.5 DC tie-line power before and after adjustment

為了便于分析考慮聯絡線功率調整的跨區域直流外送對風電消納的影響，本文定義了3種情況：(1)情況1為不考慮跨區域直流外送；(2)情況2為考慮跨區域直流外送但不考慮聯絡線功率調整；(3)情況3為既考慮跨區域直流外送又考慮聯絡線功率調整。

圖6為送端電網內預測被調用的風功率及3種情況下實際被調用的風功率，表1為3種情況下的棄風率及棄風成本對比。

圖6 預測被調用的風功率及3種情況下實際被調用的風功率Fig.6 Prediction of wind power and actual output ofwind power in three cases

由圖6和表1可以看出，3種情況下均有棄風現象的發生但棄風率又明顯不同。情況1的棄風率最高，其對應的棄風成本也最高，情況2次之，情況3的棄風率最低，僅為3.66%，其對應的棄風成本也是最低的。這說明考慮聯絡線功率調整后的跨區域直流外送模式可以有效地降低棄風率，減少棄風成本。

圖7—8分別為3種情況下的正、負旋轉備用變化曲線。

圖7 3種情況下的正旋轉備用變化曲線Fig.7 Positive spinning reserve curve in three cases

由圖7可知，在00:00—06:00和18:00—24：00時段內，3種情況下正旋轉備用的大小關系為情況1最小、情況2次之、情況3最大；在07：00—14:00時段內，情況2和情況3的正旋轉備用近似相等且都大于情況1下的正旋轉備用；在15:00—17：00時段內，3種情況下的正旋轉備用近似相等。圖8中負旋轉備用的變化規律與圖7相似，這里不再重復敘述。

圖8 3種情況下的負旋轉備用變化曲線Fig.8 Negative spinning reserve curve in three cases

結合圖6，由圖7和圖8的變化規律可知，在負荷低谷期，情況3下的棄風率最低，因此情況3下的送端電網需要提供較高的正、負旋轉備用以應對風電出力的波動性；而情況1在此時段內的棄風率最高，因此其對應的正、負旋轉備用較低。在負荷高峰期，3種情況下的棄風率都很小且近似相等，三者對應的正、負旋轉備用也近似相等。

表2為3種情況下的正、負旋轉備用成本。由表2可知，3種情況的正、負旋轉備用成本均為情況1最小，情況2次之，情況3最大。這是因為在整個調度周期內，情況1的棄風率最大，情況2次之，情況3的棄風率最小。

表23種情況下的正、負旋轉備用成本
Table2Positiveandnegativespinningreservecostsinthreecases

表3為送端電網內3種情況下的總成本及火電機組爬坡量。由表3可知，與情況1相比，情況2的總成本及火電機組爬坡量均會增加，這是由于考慮跨區域直流外送功率后送端區域內的火電機組出力會增加，故火力發電成本和機組爬坡量也隨之增加。與情況2相比，情況3的總成本減少，火電機組爬坡量增加，這是因為計及直流聯絡線功率調整之后，棄風率降低，棄風成本隨之減少，由于火電成本和棄風成本的減少量之和大于正、負旋轉備用成本的增加量之和，因此情況3的總成本會降低。但由于計及直流聯絡線功率的相關約束之后，為保證互聯系統的安全穩定運行，系統對火電機組的出力調節也更加頻繁，從而造成了火電機組爬坡量的增加。

表33種情況下的總成本及火電機組爬坡量
Table3Totalcostofthreecasesandclimbingcapacityofthermalpowerunit

5 結 論

(1)考慮跨區域直流聯絡線功率調整后可使互聯系統的棄風率降低。

(2)風電消納水平的提高需要系統提供更多的備用容量，由于火電成本和棄風成本的減少總量大于備用成本的增加總量，因此總成本會降低。

(3)本文所建立的模型既能促進風電的跨區域消納又能提高互聯系統的經濟性，可為跨區域直流互聯系統的有功調度提供一定的參考。

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2017-07-10

任建文(1961)，男，博士，教授，主要研究方向為電網調度自動化；

許英強(1993)，男，碩士研究生，主要研究方向為電力系統優化運行；

易琛(1993)，女，碩士研究生，主要研究方向為電力系統分析、運行與控制。

(編輯 景賀峰)

Cross-RegionalWindPowerConsumptionModelConsideringPowerAdjustmentofDCTie-Line

REN Jianwen，XU Yingqiang，YI Chen

(State Key Laboratory of Alternate Electrical Power System with Renewable Energy Sources (North China Electric Power University), Baoding 071003, Hebei Province, China)

To cope with the challenges of large-scale wind power consumption in the northwest region and the problems of the current cross-regional power transmission mode, it is the current research hotspot to consider the power adjustment of the DC tie-line to promote cross-regional wind power consumption. Firstly, the DC safety acceptance limit of the receiving-end power grid is obtained by regarding DC accessed power as an optimization goal. Then, combined with the DC acceptance limit of the receiving-end power grid, the mixed integer quadratic programming (MIQP) model is established with taking the sum of thermal power and wind curtailment cost in the sending-end region, and the power of the DC tie-line power deviation penalty as optimization objective, considering the optimization of the DC tie-line power and safe operating constraints in the sending-end power grid at the same time. Finally, the model is validated by a grid which is equipped with high-voltage DC transmission channel in the northwest. The simulation results show that the proposed model can promote the cross-regional consumption of wind power and improve the economy of the interconnected system.

high voltage direct current transmission; cross-regional interconnected power grid; wind power consumption; DC tie-line; mixed integer quadratic programming (MIQP)

國家自然科學基金項目(51177043)

Project supported by National Natural Science Foundation of China(51177043)

TM73；TM614

A

1000-7229(2017)11-0129-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2017.11.017