电力系统消纳风电能力评估的多因素分析

电力系统消纳风电能力评估的多因素分析

0风电消纳能力评估方法提出近年来，风力发电呈现出明显的社会和环境效应。我国陆上与海上风电可开发量分别为6~10亿kW与1~2亿kW,现已在建8个千万kW级风电基地。风电作为一种新型电源,其随机波动特性对电力系统运行的安全稳定带来诸多新挑战。风电自特性、系统调峰能力、系统备用水平、系统调频能力、电网传输能力、系统负荷特性、风电并网等因素影响并制约着风电消纳能力。建立科学的消纳能力评估方法,有助于风电场建设规划,更可以辅助实际运行中的调度决策。从4个方面分析现有的风电消纳能力评估方法,得出如下结论:1)现有研究多聚焦于极端时段的评估分析,特别是比较高峰、低谷时段,分析调峰引起的消纳能力。然而电力系统负荷曲线与风电出力曲线相匹配的结果存在多样性,需要以这些研究为基础,发展出全时段消纳能力的评估方法,以揭示非峰非谷时段可能出现的消纳能力不足的问题。2)现有研究多聚焦于单个因素的独立分析,例如单独分析调峰、备用等因素引起的消纳能力。对于电源结构既定的电力系统而言,需要从电力系统实际运行需求出发,研究考虑多种因素并存时的消纳能力评估方法。3)国家能源局发布的《风电厂功率预测预报管理暂行办法》提出,自2012年1月1日起,我国所有并网运行的风电厂必须建立风电预测预报体系。尽管风功率预测的精度还远不及负荷预测的精度,但是它也为调度运行提供了非常宝贵的参考信息。因此,现场调度人员更关心如何在已知日前风功率预测信息的前提下评估系统在次日消纳风电的能力。这就需要对现有研究中未能充分利用风电预测信息的不足加以改进,从而使系统消纳能力的评估结果更有助于对实际运行的决策辅助。4)现有研究的评估结果多以一维的方式展现,无法全面反映风电出力形状特性(正调峰、平调峰、反调峰)与出力大小之间的对应关系,缺乏类似“卡尺”的判据功能,无法帮助调度人员快速判断特定风电出力曲线是否可被电力系统消纳。基于上述分析,本文以分析全时段、计及多因素、考虑日前风电出力预测、探寻风电“可消纳包络带”为出发点,提出一种基于日前风功率预测的风电消纳能力评估方法。先将日前预测所得风电作为基本信息,优化常规机组的启停状态;基于此决策,探寻系统次日全时段可消纳风电的上下限,并基于二次规划模型生成极端风电出力作为判据样本,分析系统次日消纳风电的能力,为现场调度运行人员提供决策判据。1算例结果及物理意义如图1所示,本文提出的基于日前风功率预测的风电消纳能力评估方法分为2个环节:1)将日前预测所得风电作为基本信息,基于系统负荷预测,以“确保系统对预测所得风电按最小弃风方式消纳”为原则,在日前优化次日的常规机组启停状态;2)基于既定的机组启停安排,以日前计划所得的可消纳风电为起点,向正负2个方向进行延拓,探寻系统实际运行中可消纳风电的上限与下限,并以极端风电出力是否可被消纳为判据,确定次日全时段可消纳风电的“包络带”。基于该评估方法,期望得到如图2所示的评估结果。评估结果给出了系统可消纳风电的上限、下限及极端出力,分别对应着不同的物理意义:1)当风电出力大于可消纳风电的上限时,系统受限于调峰能力(即最低出力的要求)与负荷跟踪能力而无法消纳;2)当风电出力小于可消纳风电的下限时,系统受限于开机容量(即最大出力不足)而无法满足系统电力平衡。需要强调的是,可消纳风电下限不一定为0,原因在于:若日前预测的风电出力相对系统负荷比例较高,则日前机组组合时将关闭更多的常规机组,致使系统在次日面临风电脱网(并网容量为0)的情况时,因常规机组开机容量不足而无法满足基本的供电平衡,危及系统安全。3)可消纳极端风电出力是系统可消纳的波动程度最为剧烈的风电出力。由此,可消纳风电上下限所界定的“包络带”即为全时段风电消纳能力。该评估结果考虑了电力系统运行的多因素与日前风电出力预测,具备类似“卡尺”的判据功能,可帮助调度人员快速判断风电是否可被电力系统消纳,辅助实际的调度决策。2机组组合优化的约束设备水平的不断提高,使风电场普遍安装风功率预测系统成为可能,从而使计划部门在安排日前发电计划时,既已掌握次日风电出力的预测信息,可以此为基本信息安排常规机组启停。次日全时段记为t∈1,…,T,日前预测t时段系统负荷为PLOAD,t,日前预测t时段风电出力为P(0)WIND,t。由此安排常规机组启停状态,待优化变量包括:1)常规机组开机状态D＝{di|i∈1…N}(单台机组全时段启停状态恒定,di＝1即机组i开机,di=0即机组i停机);2)常规机组i(包括非风电机组与外送联络线等值机组)在时段t的出力PG,i,t;3)系统在时段t可消纳的风电出力PWIND,t。日前计划安排常规机组启停时,以“确保系统对预测所得风电按最小弃风方式消纳”为原则,优化目标为优化过程中需要满足的约束条件包括:2)常规机组在时段t的出力约束,即对于非风电机组来讲,PminG,i,t与PmaxG,i,t分别为机组的最小出力与最大出力;对于联络线传输功率来讲,PminG,i,t与PmaxG,i,t分别为外送合同规定的时段t最小输送电力与最大输送电力。3)常规机组增减出力约束,即需要说明的是,对于非风电机组,Rup,maxG,i与Rdown,maxG,i分别为机组的最大增出力速率与最大减出力速率;对于联络线功率,Rup,maxG,i与Rdown,maxG,i分别为联络线考核标准约束下的功率波动允许值的上下限。4)风电出力约束,即5)系统在时段t的旋转备用约束,即式中St1、St2分别为满足系统安全要求的最小正备用容量与最小负备用容量。6)常规机组启停状态约束,即式中:可关闭常规机组主要是允许启停的燃煤火电或燃机;非可关闭机组保持开机状态,状态量di固定为1;可关闭机组开机或关机,状态量di可取1或0。式(1)—(9)构成了一个含日前风电预测的机组组合问题,求解得常规机组开机状态D*＝{di*|i∈1…N}与可消纳的风电出力P*WIND,t。D*作为既定量,参与下文所述的风电消纳能力评估,从根本上影响着次日系统消纳风电的能力。3风能消耗能评价模型3.1机组启停状态的确定日前计划所安排的机组启停状态D*可以消纳风电出力P*WIND,t,但并不意味着P*WIND,t是系统可消纳风电的极限值。实际上,在既定开机状态D*的条件下,以P*WIND,t为起点向正负2个方向延拓,可以找到系统在实际运行中可消纳风电的下限与上限,继而找到系统可消纳风电的“包络带”。基于既定的机组启停状态D*,以各类机组的出力方式PG,i,t、PWIND,t为优化变量,可以直接优化确定可消纳风电的下限。目标函数为部分约束条件如下:1)时段t的电力平衡约束为2)时段t的风电出力约束为3)时段t的旋转备用约束为求解式(3)—(5)、(10)—(14)构成的优化问题,得可消纳风电下限{PWIND,t(nin)}。3.2风电出力预测模型不同于可消纳风电下限的确定,不能通过单次优化直接找到可消纳风电的上限,须以后文所述的极端风电出力为校核判据,迭代探寻可消纳风电的上限。采用这种方法的原因在于:直接优化可消纳风电的上限,无法保证上下限所界定的“包络带”内的所有风电都可以被消纳,缺乏实用意义。因此,定义拓展因子为μm＋,取值范围为(1,＋∞),表示第m次拓展时待消纳风电出力为μm＋P*WIND,t。对于第m次拓展,预设的拓展因子为μm＋,决策全时段可消纳风电上限的目标函数为式(15)的物理意义是:将潜在的风电出力资源拓展到μm＋P*WIND,t,基于既定开机模式D*,以“确保系统对预测所得风电按最小弃风方式消纳”为原则,优化各类机组的出力方式PG,i,t、PWIND,t。时段t的风电出力约束修改为式(3)—(5)、(11)、(13)—(16)构成优化模型,求解得第m次拓展系统可消纳风电上限PWIND,t(max-m)。3.3极端等效负荷定义系统负荷扣除风电出力后由常规机组承担的剩余负荷称为等效负荷。对于常规机组而言,其承担的实际负荷即为等效负荷。分析系统可消纳风电的问题可以转变为分析常规机组群可消纳等效负荷的问题。系统等效负荷的上限是确定的,即系统等效负荷的下限是随着可消纳风电上限的延拓而变化的,第m次拓展时等效负荷下限为在第m次拓展时,等效负荷的上限与下限均能被系统消纳,但不能确保处于2者所界定的“包络带”内的所有负荷曲线都可以被系统消纳,因为上限与下限并非“包络带”内峰谷差最大、或负荷率最低、或负荷增长(跌落)最快的等效负荷。实际上,最考验系统消纳能力的是极端等效负荷,其将使常规机组面临最极端的调峰压力与负荷追踪压力。极端系统负荷,须满足的条件包括:1)全时段处于可消纳等效负荷的上限与下限所界定的“包络带”内;2)具备最极端的波动特性,使常规机组群面临最极端的负荷追踪压力。定义第m次拓展时段t系统极端等效负荷为P(ex-m)SYS,t为满足条件1),其应满足如下约束条件:极端等效负荷在时段t至时段t+1的波动为为满足条件2),极端等效负荷应具备最剧烈平均波动。为了生成极端等效负荷,选择优化目标为式(21)中式中PSYS(ex-m)是P(ex-m)SYS,t构成的t×1向量;H(t)是一个t×t的矩阵,且满足条件:H(t)的其他元素均为0,即则式(21)的等价问题为以式(26)为优化目标,式(19)为约束条件,构成了一个标准的凸二次规划问题,求解得第m次拓展所对应的时段t极端等效负荷P(ex-m)SYS,t。风电出力“包络带”与等效负荷“包络带”是一一对应的,则第m次拓展时的极端风电出力为3.4校核极端风电出力模型的建立极端风电出力就是考验系统消纳能力的极端场景,可以作为风电出力“包络带”是否可被消纳的校核样本。校核所采用的目标函数为对应的风电出力约束为式(3)—(5)(11)(13)—(14)(28)—(29)构成优化模型,求解该优化问题。则校核极端风电出力是否可被系统消纳的判据为式(30)的物理意义是系统对极端风电出力的弃风量不高于C%。据此可判断:1)若满足判据式(30),则系统可消纳极端风电出力,即系统可消纳{PWIND,t(max-m)}与{PWIND,t(min)}界定的风电出力“包络带”。继而上调拓展因子,则式中:Δu+为拓展因子的试探步长;μ1+为初始拓展因子;μm+1+为更新的拓展因子。循环进行式(15)—(31)所述过程,直到无法满足判据式(30)。2)若不满足判据式(30),则系统无法消纳极端风电出力,评估结束;前一次迭代所确定的“包络带”即为系统全时段风电消纳能力。4计算与分析4.1等效负荷预测结果本节以我国某地区电网某年电源规划与负荷发展数据为基础,基于日运行模拟模型,选取某典型日(全年最大负荷日)进行风电消纳能力的评估。图3给出了日前掌握的典型日预测信息。相比于系统负荷曲线,等效负荷曲线发生了畸变:1)等效负荷的峰谷差相比系统负荷增加了1362.14MW,使系统面临更为严峻的调峰压力;2)等效负荷的负荷率相比系统负荷降低了0.0149,使常规机组承担更为严峻的负荷跟踪压力。基于预测所得的系统负荷与风电出力,以“确保系统对预测所得风电按最小弃风方式消纳”为原则进行日前机组组合,确定区内外共开机135台,累计开机容量112312.6MW。4.2风电出力预测采用本文提出的评估模型,得到典型日可消纳等效负荷如图4所示。可以看到,该评估结果给出了系统可消纳等效负荷的上限、下限及极端出力。表1给出了典型日等效负荷消纳能力的定量分析。极端等效负荷具有与上限负荷相同的最大负荷(110115.10MW),具备与下限负荷相同的最小负荷(36000.20MW),从而具有包络带内最大的峰谷差(74114.90MW),使常规机组面临最严峻的调峰压力。与此同时,极端等效负荷的负荷率(0.6625)显著低于上限负荷(0.8317)与下限负荷(0.7228),其根本原因在于极端负荷相比于上限负荷与下限负荷波动更加剧烈,这使得常规机组面临最严峻的负荷跟踪压力。由图4即可推出系统可消纳风电,如图5所示。该评估结果给出了系统可消纳风电的上限、下限及极端风电出力。当风电出力大于可消纳风电的上限,系统受限于调峰能力(即最低出力的要求)与负荷跟踪能力而无法消纳;当风电出力小于可消纳风电的下限,系统受限于开机容量(即最大出力不足)而无法满足系统平衡;可消纳极端风电出力是系统可消纳的波动最为剧烈的风电出力。图5中,基于风电预测所得的常规机组启停状态具有高于预测风电的消纳能力。具体来看:1)上限风电出力的最大功率为42837.60MW,占系统最大负荷比为38.90%,最小功率为0765.50MW,占系统最大负荷比为18.86%,这主要得益于其相对较小的峰谷差(22072.10MW)与相对不剧烈的波动程度,使系统所面临的反调峰压力与负荷跟踪压力都相对较小。2)下限风电出力为0,即既定的常规机组启停状态可满足无风电并网时系统负荷的供电要求。3)极端风电出力具备更大的峰谷差(42371.70MW),其波动程度也是最为剧烈的,使系统面临最为严峻的反调峰和负荷跟踪压力。值得说明的是,图4、5的评估结果兼顾了系统负荷发生峰谷转移的可能。图6给出了等效负荷发生峰谷转移的例子。可以看到,日前预测的等效负荷峰、谷时段分别为第12个时段、第7个时段。等效负荷I峰、谷时段转移至第11个时段、第19个时段,全时段处于“包络带”内,可被消纳;等效负荷II峰、谷时段转移至第9个时段、第4个时段,未全时段处于“包络带”内,需要弃风。极端等效负荷是判定风电“包络带”是否可被完全消纳的判据样本,为进一步分析“包络带”拓展过程中极端等效负荷的变化趋势,绘制图7。可以看到,随着拓展因子逐步增大,极端等效负荷的畸变程度逐步加剧,具体表现为:1)极端等效负荷的负荷率基本呈下降趋势;2)极端等效负荷的峰谷差基本呈增大趋势;3)极端等效负荷的平均波动呈增