一種新的多省區電網互補運行指標及其應用

傅 旭，李富春，楊攀峰,吳 雄

（1. 中國電力工程顧問集團 西北電力設計院有限公司，西安 710075；2. 西安交通大學 電氣工程學院，西安 710049）

0 引言

風電、光伏等新能源發電大規模并網情況下，多省區電網協調運行是提高電網新能源消納能力的一個有效措施［1—6］。文獻［7］—文獻［10］從電網調峰的角度分析了新能源對電網調峰裕度的影響，提出了各自的數學模型和評價指標；文獻［11］構建了多區域機組組合及備用優化模型，重點考慮了風電不確定性對機組組合的影響；文獻［12］建立了考慮直流運行約束的機組組合模型和求解方法；文獻［13］對直流聯絡線日交換電量、功率曲線階梯化等運行特性進行了詳細建模，通過優化跨區直流功率送電曲線促進風電的消納。國內外學者對高比例新能源電力系統的研究主要是針對已有新能源裝機規模的消納問題，包括新能源消納關鍵因素分析［14］、新能源消納技術措施［15—16］、國外高比例新能源消納經驗［17］、區域電網協調消納［18］等。文獻［19］基于不同電網間調峰能力的差異性，提出一種省間調峰互濟交易機制，分析了低谷交易和峰谷打捆交易兩種交易模式，并在調峰能力評估的基礎上提出了調峰不足時電網的調峰需求量確定方法。文獻［20］協調優化多區域電網經濟調度問題，研究了水電、抽水蓄能機組對受端電網的移峰填谷效益。文獻［21］以運行成本和利潤分攤為研究對象，研究了互聯電力系統的經濟效益。文獻［22］為提升互聯電網安全可靠性，提出共享備用的運行策略。文獻［23］針對風電的不確定性問題，采用分散協調調度提高聯網電力系統對風電不確定性的適應性。

理論上多省區電網協調運行可將多個省區合并為一個省區統一進行優化求解，但存在如下問題:不符合我國以省為實體的電網調度運行模式；多省區合并為一個省區優化運行導致各省區火電開機不均，即某省區火電開機過多，而其他省區火電開機過少；由開機方式的不均衡導致聯絡線功率交換過大。

針對上述情況，本文提出一種適應我國“省為實體”調度模式的多省區電網協調運行指標，該指標首先采用8 760 h 生產模擬計算各省區的功率交換需求，模型中考慮了光熱、水電等跨日、跨周的調節能力。然后通過將各省區電網對周邊電網的互補能力分為自然互補、定開機互補和增開機互補3 個層次。該指標既保證各省獨立性，又保證各省電力互濟性，避免了火電開機規模不均勻等問題，在求解方法上則大大簡化，物理意義明確、操作簡單。

1 數學模型

1.1 互補能力指標及計算方法

將省間電網的互補能力分為自然互補、定開機互補和增開機互補3個層次的互補能力。

1.1.1 自然互補

自然互補指各省區獨立運行情況下得出的功率交換需求曲線所具有的互補性，功率交換需求實際上就是各個時刻各省區的新能源棄電或電力不足。記A 省和Q 省獨立運行情況下，t時刻的功率交換需求分別為

由于任意t時刻不能既缺電又棄電，因此有

若t時刻A省和Q省的功率交換需求存在如下關系

則A 省和Q 省存在了互補性，即在t時刻A 省需電力送出時正好Q省需要受入。

當上式成立時，t時刻A 省和Q 省可完成的功率交換為

式中:符號 |·| 表示絕對值。

時段T（本研究為8 760 h）內，A 省和Q 省通過自然互補可完成的互濟電量為

1.1.2 定開機互補

主動定開機互補指在自然互補的基礎上，增加或降低A 省和Q 省正在運行的可調整電源（本研究中指火電）出力后，A省和Q省具備的互補能力。這里的“主動”是相對于前面“自然”而言的，“定開機”是相對于后面的“增開機”而言的。主動定開機互補能力的計算步驟如下:

（1）記A省和Q省在8 760 h任意t時刻的功率交換需求為IAt和IQt，如式（1）所示。

（2）統計A 省8 760 h火電開機狀態（0/1變量）和火電實際出力。

（3）計算任意t時刻的A省可調節電源的可調出力為

式中:為A省t時刻可調節電源的正向可調出力，為A 省t時刻可調節電源的負向可調出力，utj為t時刻電源j的開機狀態，為0 或1變量，0表示關機，1表示開機；gtj為t時刻電源j的出力；為電源j的出力上限；為電源j的出力下限；N為可調電源個數。

同理，可計算出任意t時刻的Q 省火電j的可調出力為

式中:為Q省t時刻可調節電源的正向可調出力，為Q省t時刻可調節電源的負向可調出力，

（4）計算A省和Q省t時刻電力補充能力范圍為

（5）根據A 省和Q 省逐時互補能力和方向，確定A省和Q省實際完成的互補電量。

若t時刻IAt＞0 且IQt＜0，或IAt＜0 且IQi＞0，則 A省和Q省可完成電力交換It為

時段T內，A省和Q省可完成的互濟電量EAQ為

1.1.3 增開機互補

增開機互補是主動定開機互補的進一步深化，定開機互補中的互補能力計算均在固定的開機方式下。增開機互補指的是在滿足檢修約束前提下，逐月判斷A 省和Q 省能增加的火電開機規模，進而調整開機方式增加A省和Q省的互補能力。

增加開機互補有2 個約束，不能增加A 省和Q省的開機規模，不能為了Q 省或A 省而改變A 省或Q 省的全年最大的開機規模；保證A 省和Q 省的火電機組檢修空間滿足需求。計算A省主動增開機互補能力步驟如下。

（1）統計全年A 省年最大開機，計算A 各月火電仍可增加的開機容量為

式中:ki為 A 省第i月的開機容量；kmax為 A 省全年最大開機容量；ri為A省第i月火電未開機容量。

（2）判斷Q 省是否存在電力不足月份，若有則在Q 省電力不足月份i增開A 省火電機組容量mi，i=1,2,…,12。

（3）計算A省火電增開機后的檢修空間J是否滿足要求，即

式中:Jcr為火電檢修面積的最小值。一般要求火電檢修面積J大于1.5，即取Jcr=1.5。若檢修面積不滿足，則返回步驟（2），重新修正A 省第i月增開機組容量mi。

（4）統計A 省各月的增開火電機組規模，計算A省增加開機后時刻i的互補能力為

（5）根據A 省和Q 省的逐時的互補能力和方向，確定A省對Q省的互補電力/電量。

從上述互補能力的指標可以看出:求出各省獨立運行時的功率功率交換需求（逐時的新能源棄電或電力不足）是計算省間互補能力的關鍵；指標從不同層次給出了省間的互補能力，既保證了各省區的運行獨立性，又實現了各省區間的互濟性，在求解方法上則大大簡化，物理意義明確、操作簡單。

1.2 全時段生產仿真模擬

在滿足負荷需求約束下，盡量減少新能源棄電量和系統發電煤耗，目標函數可以描述為

式中:fit為火電機組i在t時刻的發電成本函數為火電機組i在t時刻的有功出力；Qit,up和Qit,off分別為火電機組i在t時刻的啟動和停機費用；Uit和Ui,t-1分別為火電機組i在t和(t-1)時刻的運行狀態；λ1、λ2、λ3分別為棄風、棄光、棄水的懲罰因子；λ4為失負荷懲罰；λ5為失備用懲罰；Wbt為t時刻內風電場b的出力為t時刻內風電場b的預測出力；Sbt為t時刻內光伏電站b的出力為t時刻內光伏電站b的預測出力；Eit為水電機組i在t時刻的棄水；lb,t和hb,t分別為t時刻節點b的失負荷量和失備用量；G為所有火電機組的集合；M為所有水電機組的集合；T為所有時段的集合；B為所有節點的集合；t取整點時刻。

目標函數（14）的約束條件包括系統電力平衡約束、系統負荷備用約束、系統調峰平衡約束、系統保安開機約束、電站發電出力上、下限約束、電站承擔系統備用容量上下限約束、水電站電量平衡約束、抽水蓄能電站日電量平衡約束、電站啟停調峰運行時最短開機、停機時間約束、光熱電站熱平衡約束、省間聯絡線功率約束等。各約束的具體表述見文獻［24］—文獻［25］。

1.3 計算流程

省區間互補能力指標計算流程如圖1所示。

（1）計算各省區獨立運行情況下的全年8 760 h運行方式，確定各省開機方式，逐時功率交換需求；

（2）根據各省區獨立運行生產情況下的功率交換需求，計算省區間的自然互補率；

（3）判斷自然互補率是否滿足需求，若滿足則停止計算；

（4）在各省區開機方式不變情況下，確定各省區的正向和負向調節能力，計算各省區定開機互補能力；

（5）判斷定開機互補是否滿足需求，若滿足則停止計算；

（6）計算檢修空間，在功率交換不滿足需求月份，增開空閑機組；

（7）計算增開機互補能力，并判斷是否滿足需求，若滿足則停止計算；

圖1 互補能力指標計算流程Fig.1 Computation process of complementary ability index

（8）統計省區間自然互補率、定開機互補率和增開機互補率指標。

2 青海電網案例分析

2.1 邊界條件

青海電網獨立運行生產模擬計算結果如表1所示。青海逐月長期購電需求如圖2 所示，全年購電需求為40.2 億kWh，逐月購電曲線如圖3 所示。扣除長期購電，青海短期電力不足概率0.674%，短期（臨時）購電需求為0.2 億kWh。青海短期購電時刻分布如圖4所示。全年新能源棄電量為79.2億kWh，火電利用小時為6 081 h。

圖2 逐月長期購電電量Fig.2 The long-term purchase of electricity in every month

圖3 逐月長期購電曲線Fig.3 The long-term electricity purchase curve in every month

對于青海的長期購電需求，本文考慮通過新疆滿足，短期購電需求則通過青海和陜西調峰互濟滿足。

圖4 青海電網短期購電需求時刻分布Fig.4 Time distribution of temporary power purchases in Qinghai power grid

表1 青海生產模擬結果Table 1 The simulation results of Qinghai production

2.2 青海長期購電研究

新疆、青海逐月自然互補率如圖5 所示。青海可從新疆獲得電量補充約13億kWh，青海電量缺額的受入互補率為27.5%。在自然互補的基礎上，通過調整新疆在運可調電源的出力，增加對青海的電量補充，青海從新疆獲得的主動定開機互補電量約36億kWh，青海電量缺額的總受入互補率為89.5%，青海逐月的長期購電互補率如圖6所示。

圖5 新疆-青海省間的自然互補性Fig.5 Natural month complemention rate of Xinjiang-Qinghai province

圖6 新疆和青海省逐月主動定開機互補率Fig.6 Xinjiang-Qinghai province monthly initiative fixed boot complemention rate

進一步的，以不影響新疆火電檢修為約束，新疆在青海季節性缺電月份增開部分空閑火電機組，新疆火電檢修面積如表2 所示，青海逐月受入電量互補率如圖7 所示。即通過新疆增開機互補，青海長期購電需求可以獲得滿足，青海電量缺額的互補率為100%。

表2 新疆新增開機后的檢修面積Table 2 Maintenance area after new start-up in Xinjiang province萬kW

上述互補率計算中，個別月份的互補率為0，如6 月和9 月，這并不是說6 月和9 月新疆電網沒有補充能力，而是青海沒有購電需求（如圖2所示）。

圖7 新疆-青海省逐月主動增開機互補率Fig.7 Xinjiang-Qinghai province monthly initiative increased boot complemention rate

2.3 青海與陜西調峰互濟研究

青海-陜西電網互濟運行結果如表3 所示。青海短期電力不足的互補率為100%，青海新能源棄電的互補率為44%。陜西-青海逐月電量交換結果如表4所示。

表3 陜西-青海逐月互補率Table 3 Monthly complementarity rate from Shaanxi to Qinghai%

青海送出電量多，而受入電量少，是因為青海采用長期交易形式輔以其水電調節能力基本將電量缺額抹平，因此臨時交易幾乎沒有。在這種情況下的陜西-青海電網調峰互濟運行，主要是陜西在有接納能力的時候（非棄光、棄風時段），接納青海便宜的棄風、棄光電量。而在青海需要臨時購電的晚間，則少量的送出火電或棄電，電力流向上呈現出西電東送的趨勢。

表4 陜西-青海逐月電量交換結果Table 4 Monthly electricity exchange from Shaanxi to Qinghai 108kWh

3 結束語

提出了多省區電網多能互補運行指標即自然互補、定開機互補和增開機互補。應用所提指標對青海電網與周邊電網的協調運行進行了驗證，并得出如下結果。

（1）新疆對青海進行季節性缺電補償，青海可從新疆獲得電量補償率為90%左右。新疆新增部分開機后，新疆可以補償青海的季節性缺電99%左右。

（2）陜西和青海具有調峰困難時刻的差異性和互補性，青海和陜西調峰互濟后，青海有44%的青海新能源棄電可以為陜西接納，而陜西可以補償青海約100%的臨時交易。