PDF《考虑发电集团利益主体协调的风电消纳调度策略》

考虑发电集团利益主体协调的风电消纳调度策略 彭飞翔1 ,李晓晶2 ,孙辉1 ,周玮1 ,孔剑虹3 ,陈晓东3 ( 1.

大连理工大学电气工程学院,辽宁省大连市

1 1

6 0

2 4;

2. 国网甘肃省电力公司,甘肃省兰州市

7 3

0 0

3 0;

3. 国网大连供电公司,辽宁省大连市

1 1

6 0

0 0 ) 摘要:大规模风电并网的反调峰特性造成系统在负荷低谷时段弃风问题严重, 在北方供暖期尤为 突出.增强热电联产机组运行的灵活性, 提高发电集团参与调峰的积极性, 是解决这一问题的方 法.提出了考虑发电集团主体协调的两阶段调度策略, 将每个发电集团作为独立的利益主体, 各自 以集团发电煤耗量最小为目标进行调度.针对弃风问题, 通过增加储热装置提高发电集团的调峰 能力, 引入调峰补偿实现发电集团内部自调节、 集团间辅助协调的风电消纳策略, 减少对其他发电 集团出力计划的影响.通过多种调度模式算例对比, 所提调度策略能够实现风电消纳功率最大化, 保证集团利益, 调动发电集团调峰积极性. 关键词:风电消纳;

调峰;

发电集团;

储热;

优化调度 收稿日期:

2 0

1 7 -

0 9 -

1 0;

修回日期:

2 0

1 8 -

0 4 -

1 7. 上网日期:

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0 7. 国家电网公司科技项目(

2 0

1 7 Y F -

2 7 ) .

0 引言 随着化石燃料的减少和环境问题的加剧, 风力 发电作为一种清洁可再生的发电方式, 在世界各国 的推动下, 得到了迅速的发展[

1 -

2 ] .然而伴随着风电 装机容量 的大幅提升, 也产生了较明显的弃风问题[ 3] .2

0 1

7 年前三季度,中国累计弃风电量29.

5 5TW・h, 较2

0 1 6年同期相比虽有所下降, 但 部分省份和地区弃风问题仍十分突出[ 4] .系统调峰 能力不足、 火电机组灵活性改造完成度不够且参与 调峰积 极性不高是造成这一问题的主要症结之一[ 5] .中国北方地区冬季供暖期热电联产机组产生 较大的强迫出力, 限制了机组的出力范围[

6 ] .此外, 由于风电存在明显的反调峰特性[

7 ] , 风电多发期与 冬季供暖期重叠, 进一步限制了风电的消纳. 英国、 瑞典等国家通过电力市场改革和政策倾 斜, 提高发电集团的自主权, 实现风电的 大规模并 网[

8 - 9] .该政策背景下, 风电场与其他灵活电源或储 能方式进行联合, 实现优势互补的自调节, 是实现风 电消纳、 降低能源消耗的重要手段[

1 0 -

1 1 ] .中国目前 缺乏成熟的促进清洁能源消纳的市场机制, 市场配 置资源的决定性作用未能充分发挥[ 5] .考虑北方供 暖期热电联产机组电热耦合的实际特点, 通过电热 能量转换[

1 2 -

1 4] 或存储[

1 5 -

2 0] 实现电热协调, 可以有效 增强热电联产机组的出力灵活性, 提高风电消纳水 平.其中, 储热作为一种电热协调的储能方式, 因其 相对较低的投资成本和较短的资本回收期[

2 1] , 在经 济性上具有优势. 针对含储热的电热协调运行研究主要分为两方 面, 分别为考虑储热装置对于热电联产机组运行特 性的影响和对风电消纳作用研究[

1 5 -

1 7 ] , 以及考虑热 网及 建筑物储热能力的系统运行研究[

1 8 -

2 0] . 文献[

1 5 ] 对热电机组通过储热消纳提高风电消纳的运 行机理进行了研究, 并验证了其可行性.文献[

1 6] 对储热罐调度模型进行了一般性建模, 并就储热罐 和电锅炉对系统运行的不同影响进行了对比研究. 文献[

1 7 ] 采用储热罐运行状态预判的方法, 针对风 电不确定性制定了储热罐最优运行策略.文献[

1 8 ] 建立了适用于电热能源系统分析的热力网络模型, 研究了热力网络运行约束对协调运行结果的影响. 文献[

1 9 ] 研究了热网的温度动态特征和储热能力, 并通过实网数据验证了电热协调能够提升风电消纳 水平.文献[

2 0 ] 综合考虑热网储热能力和建筑物热 惯性对调度的影响, 并通过多种调度模式验证了提 高风电消纳的有效性.上述研究通过电热协调方 式, 提高了系统的风电消纳能力, 但在制定调度策略 时, 所有资源由调度机构统一调度, 未考虑不同利益 主体的利益追求. 在系统运行中, 不同发电集团是不同的利益主 体, 分别追求自身利益最大化, 其运行成本、 发电收 益各自结算, 互不共享.针对弃风问题, 将系统中所

8 9 第4 2卷第1 8期2018年9月2 5日Vol.42N o .

1 8S e p t .

2 5,

2 0

1 8 D O I :

1 0.

7 5

0 0 / A E P S

2 0

1 7

0 9

1 0

0 1

1 h t t p : / / ww w. a e p s - i n f o . c o m 有调峰资源统一调度, 无法体现不同发电集团利益 主体的差异和深入挖掘集团内部机组的调峰能力. 同时, 统一调度未反映出发电集团间调峰资源的供 需关系, 导致部分集团因参与系统调峰出现收益损 失, 违背发电集团对自身利益最大化的追求, 不利于 调动发电集团参与系统调峰的积极性及从经济性角 度实现调度公平. 本文针对弃风问题, 提出考虑发电集团主体协 调的两阶段调度策略: 第1阶段不考虑发电集团内 部储热罐运行, 由调度机构统一调度获得发电集团 发电计划和弃风量;

第2阶段以第1阶段调度计划 为参照, 发电集团通过调整内部储热罐运行提高集 团调峰能力, 以各自发电煤耗量最小为目标分别建 模, 并引入调峰补偿实现发电集团内部自调节、 外部 辅助协调的调度模式, 保证各发电集团的自身利益, 提高发电集团参与调峰的积极性.通过算例验证了 所提调度策略的合理性和有效性.

1 电―热耦合系统结构及建模 1.

1 系统结构 近年来, 国内主要发电集团均呈现以火电为主, 多种清洁能源发电全面发展的态势[

2 2 ] .在北方供 热区域, 发电集团在满足电力负荷需求的同时, 还通 过集团内供热公司或其他供热公司进行供热, 满足 相应区域的热负荷需求, 形成了以热电联产机组为 纽带的电―热耦合的系统运行模式, 系统结构如图1 所示.本文中, 发电集团配置储热装置作为提高集 团内机组运行灵活性的手段. 图1 电-热系统结构 F i g .

1 S t r u c t u r eo f c o m b i n e dh e a t a n dp o w e r s y s t e m 在常规的调度方式下, 调度机构不考虑集团利 益主体差异, 对系统内所有发电集团的可调用资源 统一调度, 发电集团间通过出力协调实现系统资源 的优化运行.由于不同发电集团拥有可再生能源装 机和调峰资源容量的不同, 承担系统调峰任务存在 差异.因此在计及发电集团利益主体差异时, 为实 现发电集团内可再生能源消纳, 应优先利用集团内 部调峰资源进行出力调节, 仅在集团内部调节无法 满足调峰要求时, 再调用其他集团调峰资源进行必 要的出力调整, 并通过补偿保证集团参与调峰后的 发电收益, 提高发电集团参与系统调峰的积极性. 1.

2 储热罐物理模型 储热罐的物理模型如附录 A 图A1所示.由于 供回水管道之间存在温差, 储热罐中的水出现分层, 热水与冷水之间形成混合层, 控制储热罐与供回水 管道之间的阀门可维持混合层的稳定, 防止热量损 失[

2 3] , 储热罐日内运行时与外界环境热交换损失不 足1% [

2 4] , 可忽略不计.储热罐内全部为热水时, 可 用储热量最大, 即为储热罐容量;

罐内全部为冷水 时, 可用储 热量为0.因此, 储热罐内储存热量应满足: 0≤Sh , m, t≤Sh , m, m a x (

1 ) 式中: Sh , m, t为储热罐m 在t 时段的储热量;

Sh , m, m a x 为储热罐最大储热容量. 由于供回水流量和温度的限制, 在某一时段内 存储和释放的热量存在限值, 如式(

2 ) 所示. Sh , m, t-Sh , m, t-1≤SU h , m Sh , m, t-1-Sh , m, t≤SD h , m { (

2 ) 式中: SU h , m 和SD h , m 分别为储热罐m 的最大储热和放 热速率. 储热罐储放热过程的运维成本, 如式(

3 ) 所示. Ch = λh ∑ T t=1 |Sh , m, t -Sh , m, t - 1| (

3 ) 式中: Ch 为储热罐运行周期内的运维成本;

λh 为储 放热功率的单位运维成本;

T 为总调度时段数. 1.

3 热电联产机组可行域 中国 主要的供热机组为抽汽式热电联产机组[

1 5] , 其运行可行域如附录 A 图A2所示.不配置 储热罐时, 其可行域如式(

4 ) 所示. Pe≥m a x ( k Ph+K, Pe , m i n- c v Ph) Pe≤Pe , m a x- c v Ph { (

4 ) 式中: Pe 为抽汽式热电联产机组发电功率;

Ph 为供 热功率;

k 为背压工况下, 发电出力和热出力之间的 弹性系数;

K 为常数;

Pe , m a x 和Pe , m i n 分别为凝汽工 况下, 机组最大进汽量和最小进汽量对应的发电功 率;

c v 为发电功率关于供热功率变化率, 其物理意 义是在进汽量不变时, 每抽取一单位的供热功率时, 发电功率的减少量, 即c v=d Pe / d Ph. 为热电联产机组配置储热罐后, 机组实际热出 力不变, 通过控制储热罐储热和放热过程, 可使得机 组对外供热更加灵活.由附录 A 图A2可知, 对外 供热量不变, 配置储热罐将扩大热电联产机组发电 出力范围, 提高热电联产机组调峰能力.

9 9 彭飞翔, 等 考虑发电集团利益主体协调的风电消纳调度策略

2 考虑发电集团利益主体协调的调度策略 2.

1 风电参与系统调峰的第1阶段调度 第1阶段为参考调度模式, 由调度机构对系统 内发电机组统一调度.由于储热罐为各发电集团内 部供热调节资源, 因此在第1阶段调度模型中, 调度 机构仅考虑各集团内机组的安全运行约束, 不考虑 储热罐对集团调峰能力的影响.在负荷低谷时段调 峰能力不足时允许弃风, 获得发电集团计划发电量 和弃风量, 作为第2阶段发电集团协调调度的参考. 2. 1.

1 目标函数 第1阶段调度以系统内电源发电的总煤耗量最 小为目标, 同时, 为保证风电消纳, 在目标中引入弃 风惩罚, 目标函数如式(

5 ) 所示. m i nF=f( Pe) +C( Pw) (

5 ) 式中: Pe 为火电机组凝汽工况下的有功出力向量;

Pw 为风电机组有功出力向量;

f( Pe) 为系统中所有 火电机组的合成煤耗函数;

C( Pw) 为弃风惩罚函数;

F 为整个系统的等效发电煤耗. 凝汽式火电机组和抽汽式热电联产机组的耗量 特性函数分别见式(

6 ) 和式(

7 ) , 弃风惩罚见式(

8 ) . fi( Pe , i) = a i P2 e , i+ b i Pe , i+ c i (

6 ) fj( Pe , j, Ph , j) = a j( Pe , j+ c v , j Ph , j)

2 + b j( Pe , j+ c v , j Ph , j) + c j (

7 ) C( Pw) = λw ∑ T t=1 ( Pp r e w, t -Pw, t) (

8 ) 式中: Pe , i为第i 台凝汽式机组的发电功率;

Pe , j 为第j 台抽汽式机组的发电功率;

Ph , j 为第j 台抽汽 式机组的供热功率;

a i, b i, c i 和a j, b j, c j 为机组的 耗量系数;

c v , j为抽汽式热电联产机组j 发电功率关 于供热功率变化率;

Pp r e w, t 为t 时段风电出力预测值;

Pw, t为t时段风电消纳量;

λw 为弃风惩罚系数, 取较 大的正数. 综上, 第1阶段调度目标函数为: m i nF =∑ T t=1 ? è ? ∑ Ne i=1 fi( Pe , i, t) + ∑ Nh j=1 fj( Pe , j, t, Ph , j, t) ? ? ÷ +λw ∑ T t=1 ( Pp r e w, t -Pw, t) (

9 ) 式中: Ne 为凝汽式火电机组数量;

Nh 为抽汽式热 电联产机组数量, 即为热源数量;

Pe , i, t 和Pe , j, t 分别 为t时段凝汽式机组i和抽汽式机组j 的发电功率;

Ph , j, t为t时段机组j 的供热功率. 2. 1.

2 约束条件

1 ) 电力平衡约束 ∑ Ne i=1 Pe , i, t + ∑ Nh j=1 Pe , j, t +Pw, t =PL, t (

1 0 ) 式中: PL, t为t时段电负荷需求.

2 ) 供热平衡约束 ∑ Nh , z j=1 Ph , j, t =Ph L, z, t (

1 1 ) 式中: Nh , z 为第z 个供热区域的抽汽式机组数量;

Ph L, z, t为t时段第z 个分区的热负荷需求.

3 ) 机组发电功率上下限约束 凝汽式火电机组和抽汽式火电机组有功出力上 下限约束分别如式(

1 2) 和式(

1 3) 所示, 风电消纳量 约束如式(

1 4 ) 所示. Pe , i, m i n≤Pe , i, t≤Pe , i, m a x (

1 2 ) Pe , j, t≥m a x ( k j Ph , j, t+Kj, Pe , j, m i n- c v , j Ph , j, t) Pe , j, t≤Pe , j, m a x- c v , j Ph , j, t { (

1 3 ) 0≤Pw, t≤Pp r e w, t (

1 4 ) 式中: Pe , i, m i n, Pe , j, m i n和Pe , i, m a x, Pe , j, m a x 分别为凝汽 式和抽汽式火电机组有功出力下限和出力上限.

4 ) 机组热出力上下限约束 Ph , j, m i n≤Ph , j, t≤Ph , j, m a x (

1 5 ) 式中: Ph , j, m a x和Ph , j, m i n分别为抽汽式机组热出力上 限和下限.

5 ) 爬坡率约束 式(

1 6 ) 和式(

1 7 ) 分别为凝汽式机组及抽汽式机 组的爬坡率约束. -RD i ≤Pe , i, t-Pe , i, t-1≤RU i (

1 6 ) ( Pe , j, t+ c v , j Ph , j, t) -( Pe , j, t-1+ c v , j Ph , j, t-1) ≤RU j ( Pe , j, t-1+ c v , j Ph , j, t-1) -( Pe , j, t+ c v , j Ph , j, t) ≤RD j { (

1 7 ) 式中: RU i , RU j 和RD i , RD j 分别为凝汽式机组和抽汽 式机组的向上爬坡率和向下爬坡率.

6 ) 系统备用约束 由于目前风电功率无法精准预测, 需考虑风电 备用.A r g o n n eN a t i o n a lL a b o r a t o r y报告指出, 全 球范围内实际投入运行的风电预测系统的平均绝对 误差约为1 4%~2 0% [

2 5 ] .为保证系统安全, 计算时 以风电预测值的2 0%计入备用, 负荷备用考虑负荷 需求的5%. ∑ N i=1 VU i ≥0.

0 5 PL, t +0.

2 Pp r e w, t ∑ N i=1 VD i ≥ m i n ( 0.

2 Pp r e w, ........