三北地区电网最大风电消纳能力的优化调度研究

三北地区电网最大风电消纳能力的优化调度研究

0基本模型的提出“三北”地区的电网主要为燃煤发电。严重缺乏适应良好性能的水电供电，许多电气供应装置主要用于发电装置。例如，东北能源占主导地位的80%，但灵活调整器的比例只有7.8%。2010年冬天，55%的员工组成了电池装置。电网负荷特性是电网调度的重要依据。近年来,“三北”地区电网低谷用电量增长偏缓,尖峰用电量却增长较快,电网的峰谷差在逐年加大,如东北电网最大峰谷差,2009年为1067.5万kW,2010年为1229万kW,2011年则超过了1300万kW。负荷峰谷差增加使电网的调峰能力下降。风力发电是目前新能源发电中技术最成熟、最具规模化开发条件及商业化前景的发电方式。至2010年底,国内已并网运行的风电装机容量达到29.56GW,其中“三北”地区就占91%,蒙西、蒙东、辽宁、吉林、黑龙江等省区的风电并网容量更是超过了其统调总容量10%。风电具有随机性、间歇性和不可控性,特别是其反调峰特性更增加了电网调峰困难。《节能发电调度办法实施细则》规定:“燃煤热电联产机组按照以热定电的原则安排发电负荷;无调节能力的风能具有第一发电优先性序位”。然而在冬季,水电机组的枯水期、热电机组的供暖期、风电机组的大发期以及风电的反调峰特性相互叠加,导致系统调峰非常困难、弃风现象时有发生。因此,在满足电网电、热负荷的前提下,如何提高风电消纳能力已成为“三北”地区电网节能调度中殛需研究的问题。国内已有很多学者对节能调度进行了系统研究,提出了风电-抽水蓄能协调、风电-火电协调、省间互济等各种措施。但这些研究仅针对纯凝机组进行,优[1化4-1调6]度中未考虑热负荷优化问题,即未考虑热负荷对电网节能调度及其风电消纳能力的影响,因而与“三北”电网的实际情况不完全相符。本文在对煤电机组中的纯凝机组和热电机组分别建模基础上,构建了一种电负荷由全网机组平衡、热负荷由各热电厂就地平衡,且对风电弃风进行惩罚的节能调度模型,研究了内点法求解该模型最优解的方法。然后提出了一种根据优化结果计算电网风电最大消纳能力的方法,并分析了热负荷对电网消纳能力的影响。实例计算表明:本文调度模型能增加系统风电消纳能力,具有较好的节能效果。1机组的耗煤特性1.1台背压式机组和纯凝机组的组合抽汽式机组在发电的同时对外供热,并能在较大范围内同时满足热、电两负荷的要求。也就是说,当发电功率不变时,供热抽汽量可以在容许范围内任意变动;当供热抽汽量不变时,发电功率可以在容许范围内任意变动。热电机组可以等效成一台背压式机组和一台纯凝机组的组合。对于一次调节抽汽式汽轮机,其流量和功率可用下式来表示:其中,D0、De、Dc分别为机组的进汽量、抽汽量、凝汽量;Pi、PiΙ、PiΠ分别为机组功率、背压(高缸)、凝气(低缸)功率。1)背压部分背压机组的排汽量等于进汽量,且全部用于做功,倘若供热参数确定,即进汽量确定,背压机组的输出功率也确定了,所以称它为“以热定电”的机组。此时,凝汽量Dc=0。其中,Q为背压部分所产生的热功率,ΔHtΙ是高压缸焓降,ηtΙ为高压缸发电效率,k2为常数。2)纯凝汽部分机组的抽汽量De=0,即:汽机的总进汽量为:其中,ΔHt是纯凝汽系统焓降,ηt为系统发电效率,Bc、k1为常数。则单台热电机组的煤耗特性为:1.2纯冷工艺的耗量特性单台纯凝机组的煤耗特性为:其中,各项系数均为拟合常数。2节能规划模型2.1fconijt煤耗量模型考虑风电弃风惩罚后,以系统煤耗量最小建立的目标函数如下:其中,F是系统的煤耗总量,FCHPijt是热电厂i内第j台热电机组t时段时的煤耗量,FCONijt是火电厂i内第j台纯凝机组t时段的煤耗量,是风电场i在t时段的弃风功率,γ为电煤转化系数(惩罚因子),α是系统热电厂的数目,β是热电厂内热电机组的数目,χ是火电厂的数目,δ是火电厂内纯凝机组的数目,φ是风电场的数目,T为运行周期。全文统一规定功率的单位为MW,电能单位为MWh,发电煤耗为t/MWh,供热单位GJ/h。2.2热电机组热出力1)等式约束:在电力系统的运行过程中,必须满足电负荷的平衡:其中,PCHPijt为热电厂i第j台热电机组t时段的电出力,FCONijt是火电厂i第j台纯凝机组t时段的出力,Pfsit是第i个风电场实际消纳风电,Pt是系统在t时段的总电力负荷。(2)供热平衡每座热电厂都有自己独立的供热区域,区域内热负荷由该厂的多台热电机组平衡:其中,Qij是第i座热电厂j台机组的热出力,Qi是区域i在t时段的热负荷需求。其中,PtWD是风电场在t时段的预测出力。其中,PtWD是风电场在t时段的预测出力。(1)机组电出力约束其中,PCHPijmin、PCHPijmax、PCONijmin、PCONijmax分别为热电厂i内热电机组j出力上下限和火电厂i内纯凝机组j出力下上限。(2)热电机组热出力约束其中,Qijmin、Qijmax为热电厂i内热电机组j的热出力下上限。其中,γdowni、γupi为常规火电机组i每分钟输出有功功率的最大下坡和上坡速率(MW/min),T60为一个运行时段,通常为60min,机组最大爬坡速率一般为额定功率的4%~5%。(4)热电比约束单台热电机组的热电比约束如下,其中,πij为热电机组的标准热电比,σij为热电机组的实际热电比。2.3规调度模型对比常规调度模型中一般把火电机组全部用纯凝机组来模拟,本文则区别对待纯凝机组和供热机组。因此,与常规调度模型相比,本文提出的新型调度模型中增加了机组热负荷优化,优化变量增加较多。常规调度模型一般采用遗传算法、蚁群算法等智能算法求解,能精确处理问题中的离散变量,但这些方法在求解本文新型调度模型时,易出现计算速度慢的特点。然而内点法具有较高的计算速度,且鲁棒性好,所以本文采用该方法。3等效容量系数法的不足1)常规计算方法对电网来说,最大负荷Pmax决定了电网中的机组运行容量P开机,而机组的最小技术负荷P小小于电网的最小负荷Pmin,最小负荷与机组最小技术负荷的差值即为电网的调峰裕度,如图1黑粗线部分所示。目前,许多文献就将电网的每日调峰裕度看做电网的最大风电消纳能力。2)等效容量系数法文献认为:每日调峰裕度等于最大入网风电功率,而通常所说的风电消纳能力指的是系统规划中的最大风电装机容量,由于风电机组不能时刻满发,若定义等效容量系数ξ等于风电场最大出力与风电场装机容量之比,则考虑了风电等效容量系数后,电网最大风电消纳能力:3)基于优化调度结果的最大风电消纳能力本文认为:电网最小负荷(或调峰裕度)与风电最大出力的发生时刻不一定一致,因此,等效容量系数法计算结果缺乏实际意义。更科学的方法应该是根据典型日的调度结果,逐点计算电网调峰裕度、风电发电负荷率和风电最大装机容量,然后取该调度周期内风电最大装机容量中的最小值作为电网的最大风电消纳能力:其中,Pwzj是风电最大允许装机容量。4计算与分析4.1热电机组及机组算例系统包括一座热电厂(3台热电机组)、一座火电厂(2台纯凝火电机组)和一个风电场(10台风电机组)。设#1~3为热电机组,#4~5为纯凝机组。热电机组单机容量为100MW,#4机组容量为100MW,#5机组容量为200MW,风电场装机容量为120WM。计算周期为一个交易日,1h为一个时段,共24个时段。各时段热、电负荷数值及风电出力如表1所示,热电机组、纯凝机组参数如表2、3所示。热电机组的最小技术出力为单机容量的70%,纯凝机组的最小出力为额定机组的50%。4.2种调度方法消纳风电的仿真采用常规调度(热电机组按照纯凝机组)与新型调度计算时,弃风量对比状况如表4所示,煤耗量对比状况如表5所示,新型调度方式机组之间的电负荷分配如表6所示。由表4可知,现有的节能调度方法不能够完全消纳风电,在负荷低谷期,为了系统的负荷平衡,不得不弃掉一部分风电。同样可以看出,由于风力发电的反调峰特性,弃风现象一般发生在夜间,而且两种调度模型得到的实际风电消纳空间差别较大,新模型由于考虑了弃风惩罚,因此弃风量下降。表明考虑热负荷的新型调度方式能够吸纳更多的风电,同时新型调度方式仍然存在部分弃风现象。分析可知新型节能调度方式减少了系统对煤炭的消耗,它能够节约煤炭75.084吨,占常规调度总煤耗量的1.565%,具有良好的节能效益。4.3计算结果常规计算方法、等效容量系数法及其本文方法的电网消纳能力计算结果如表7所示。从表8可以看出:新型优化调度下,逐点计算电网调峰裕度、风电发电负荷率和最大风电消纳能力,更能真实的反映电网对风电的真实消纳能力。4.4热负荷下电网风电消纳能力计算结果假设各个时段的电负荷不变、热负荷以同一比例变化,则不同热负荷下的电网风电消纳能力计算结果如表8所示。可以看出,随着系统热负荷的增加,电网风电消纳能力减少。5风电弃风新型调度模型1)本文在对煤电机组中的纯凝机组和热电机组分别建模基础上,构建了一种电负荷由全网机组平衡、热