提升新能源滲透率的風(fēng)-光-火聯(lián)合直流外送方法

戴國華，戴睿，程廣巖，杜爾順

(1. 國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司，黑龍江 哈爾濱 150000；2．清華大學(xué) 低碳能源實(shí)驗(yàn)室，北京 100084)

近年來，隨著全球氣候持續(xù)變暖及《巴黎協(xié)定》的簽署，環(huán)境問題逐漸引起了全球范圍內(nèi)的關(guān)注，風(fēng)電、光伏等新能源及相關(guān)技術(shù)發(fā)展已成為未來新型電力系統(tǒng)發(fā)展的核心環(huán)節(jié)。對于我國而言，西北部地區(qū)風(fēng)光資源豐富，東北地區(qū)風(fēng)資源豐富，但大量負(fù)荷卻集中在東南部地區(qū)，因此，“西電東輸、北電南送”對于提高風(fēng)電、光伏等新能源滲透率、建設(shè)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)具有重要意義[1]。國網(wǎng)黑龍江省電力有限公司圍繞破解黑龍江省內(nèi)電力嚴(yán)重過剩的難題，積極謀劃推進(jìn)“一直一交”特高壓電力外送通道建設(shè)，組織外送電力，大力推動(dòng)建設(shè)以黑龍江省為起點(diǎn)的電力外送通道，深度融入全國電力市場，促進(jìn)黑龍江省新能源資源在全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置中起到引領(lǐng)作用。

特高壓直流系統(tǒng)是解決高電壓、大容量、遠(yuǎn)距離送電和電網(wǎng)互聯(lián)的一個(gè)重要手段，可將本地集中并網(wǎng)的風(fēng)光發(fā)電經(jīng)濟(jì)可靠地送往負(fù)荷中心，實(shí)現(xiàn)新能源資源的跨區(qū)域優(yōu)化配置與消納[2-4]。針對特高壓直流外送問題，目前已有較多研究。文獻(xiàn)[5-6]考慮送電系統(tǒng)整體造價(jià)、損耗量以及上網(wǎng)電價(jià)等因素，在遠(yuǎn)距離、大容量輸電前提下，論證直流輸電的經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)[7]提出跨區(qū)域大規(guī)模特高壓直流外送水電調(diào)度模型，在最大程度消納水電的同時(shí)，提高受端電網(wǎng)調(diào)峰裕度。文獻(xiàn)[8]量化評(píng)估了特高壓直流輸電的碳減排效益。文獻(xiàn)[9]分析了考慮光熱電站和直流聯(lián)絡(luò)線靈活性的高比例新能源互聯(lián)系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)[10]提出了適用于大規(guī)模新能源遠(yuǎn)距離外送的分層輸電并網(wǎng)方案。

傳統(tǒng)能源的逐步退出需要建立在新能源安全可靠的替代基礎(chǔ)上。特高壓直流往往為“直線式”運(yùn)行方式，而風(fēng)電、光伏出力受氣象天氣變化的影響具有一定的不確定性及隨機(jī)性，為保證直流外送通道的安全穩(wěn)定運(yùn)行，往往需配套相應(yīng)的火電機(jī)組平抑其波動(dòng)[11]。目前，我國通常采用風(fēng)-光-火打捆直流外送的方式來實(shí)現(xiàn)清潔電力的外送消納。文獻(xiàn)[12]基于已有配套火電裝機(jī)容量，提出風(fēng)-光-火一體化調(diào)度計(jì)劃模型，通過優(yōu)化配套火電出力及直流計(jì)劃來整體提升新能源外送能力。文獻(xiàn)[13]提出綜合考慮電力、經(jīng)濟(jì)與環(huán)境多重約束下的風(fēng)-光-火聯(lián)合調(diào)度多目標(biāo)優(yōu)化模型，實(shí)現(xiàn)多目標(biāo)下的綜合效益最優(yōu)。文獻(xiàn)[14]針對“三北”地區(qū)的外送特點(diǎn)，分析典型地區(qū)新能源棄電功率的分布特點(diǎn)，研究不同區(qū)域間新能源發(fā)電功率的互補(bǔ)性，優(yōu)化多區(qū)域外送方式，以促進(jìn)新能源消納。文獻(xiàn)[15-17]分別從送端電網(wǎng)和受端電網(wǎng)角度出發(fā)，考慮受端電網(wǎng)的調(diào)峰趨勢與裕度，優(yōu)化送端電網(wǎng)風(fēng)-光-火電的協(xié)調(diào)外送運(yùn)行方式。文獻(xiàn)[18-20]則基于風(fēng)-光-火打捆外送運(yùn)行方式，研究交直流混聯(lián)外送系統(tǒng)的交互影響及穩(wěn)定性。文獻(xiàn)[21]分析了特高壓直流的穩(wěn)定控制策略與頻率響應(yīng)特性。以上文獻(xiàn)大多是基于已有火電裝機(jī)容量配置，通過改變運(yùn)行方式來實(shí)現(xiàn)新能源直流外送優(yōu)化目的。文獻(xiàn)[18]通過多種運(yùn)行狀態(tài)分析風(fēng)-光-火打捆外送系統(tǒng)模型中配套火電機(jī)組容量對系統(tǒng)的影響機(jī)理，但求解優(yōu)化問題過于復(fù)雜，且為了滿足個(gè)別風(fēng)光出力波動(dòng)性較強(qiáng)的時(shí)間斷面，配備了過大的火電機(jī)組容量。綜上所述，目前針對我國特高壓直流外送的研究，多偏向于已有配套火電機(jī)組下的新能源消納、提高直流外送通道運(yùn)行穩(wěn)定性及改善受端電網(wǎng)調(diào)峰裕度等方面的運(yùn)行方式優(yōu)化，在選取合理火電容量配比、提高外送電量中新能源占比、考慮受端電網(wǎng)動(dòng)態(tài)調(diào)整能力等方面還有待深入挖掘。

本文以提高風(fēng)-光-火聯(lián)合直流外送中的新能源占比為目標(biāo)，建立特高壓直流外送日前調(diào)度經(jīng)濟(jì)運(yùn)行模型，在優(yōu)化火電最小技術(shù)容量配比的基礎(chǔ)上，提出日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略，優(yōu)化外送電量中火電出力占比，提高新能源消納能力。

1 提升新能源占比的風(fēng)-光-火聯(lián)合直流外送經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

1.1 目標(biāo)函數(shù)

以提高風(fēng)-光-火直流外送通道新能源占比、優(yōu)化火電出力配比為目的，建立特高壓直流送端系統(tǒng)日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，并確定其目標(biāo)函數(shù)

J=min(H+N+K+Q).

(1)

式中：H為火電機(jī)組運(yùn)行成本；N為新能源運(yùn)行成本；K為火電機(jī)組出力占比因素對應(yīng)的懲罰成本；Q為偏離直流定功率輸電曲線對應(yīng)的懲罰成本。

火電機(jī)組運(yùn)行成本H包括火電機(jī)組燃料成本H1以及啟停成本H2，表示為：

H=H1+H2,

(2)

(3)

(4)

式(3)、(4)中：ak、bk、ck為火電機(jī)組的燃料成本系數(shù)(下標(biāo)k表示火電機(jī)組k，下同)；Pk,t為火電機(jī)組的出力(下標(biāo)t表示時(shí)段t，下同)；uk,t為火電機(jī)組的0-1啟停變量，uk,t=1表示火電啟動(dòng)，uk,t=0表示火電關(guān)停；Dk為火電機(jī)組啟動(dòng)/關(guān)停成本；K為火電機(jī)組總數(shù)；T為1個(gè)調(diào)度周期內(nèi)的總時(shí)段數(shù)。

新能源運(yùn)行成本

(5)

式中：Cnew為新能源成本系數(shù)；Pnew,t為新能源出力。

為了提高直流外送通道中新能源的占比，在本文提出的日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型中，引入火電出力占比A這一量化經(jīng)濟(jì)指標(biāo)來進(jìn)行評(píng)估。在提高送端系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的同時(shí)，優(yōu)化火電機(jī)組出力配比，減少棄風(fēng)、棄光量，提高新能源滲透率。

(6)

式中：Pline,t為直流通道外送功率；αtri為火電占比懲罰因子。在直流外送過程中，系統(tǒng)的外送電量是根據(jù)協(xié)議確定或者以定功率曲線的形式進(jìn)行輸送，因此式(6)中分母部分為常量。同時(shí)，為了優(yōu)化直流外送通道新能源占比，在經(jīng)濟(jì)模型中引入火電占比懲罰因子αtri，以優(yōu)化火電機(jī)組出力配置。

在直流輸電過程中，還需要考慮受端電網(wǎng)的動(dòng)態(tài)調(diào)整能力來設(shè)計(jì)直流通道運(yùn)行特性。因此，在實(shí)際直流輸送過程中，往往結(jié)合受端電網(wǎng)的負(fù)荷特性，給定一條理想的輸送功率曲線。在本文目標(biāo)函數(shù)中，加入了一個(gè)間接反映受端系統(tǒng)動(dòng)態(tài)調(diào)整能力的偏離懲罰項(xiàng)Q，以防止直流輸送功率隨新能源波動(dòng)而頻繁變化。

(7)

1.2 約束條件

a)直流通道上、下限約束為

(8)

b)直流通道爬坡速率約束為

(9)

c)直流運(yùn)行階梯化約束為

(10)

(Pline,t-Pline,t-1)(1-st)=0.

(11)

d)直流通道調(diào)整次數(shù)約束為

(12)

式中L為調(diào)度日直流通道可調(diào)整的最大次數(shù)。

e)日交易量約束為

(13)

式中Y為直流外送日交易預(yù)設(shè)電量。

f)火電機(jī)組出力約束為

(14)

g)火電機(jī)組爬坡約束為

(15)

h)火電機(jī)組啟停出力以及時(shí)間約束為：

(16)

(17)

xk,t-xk,t-1≤uk,t,uk,t≤xk,t,uk,t≤1-xk,t-1;

(18)

(19)

i)新能源出力約束為

(20)

2 最小火電機(jī)組容量配置

特高壓直流運(yùn)行方式具有“直線式”特點(diǎn)，而風(fēng)電、光伏新能源出力與氣象變化、輻照強(qiáng)度等多因素相關(guān)，具有一定的隨機(jī)性與波動(dòng)性。因此，特高壓直流外送需配套足量火電機(jī)組平抑其風(fēng)光的波動(dòng)性，保證直流通道安全穩(wěn)定運(yùn)行。本文基于風(fēng)光爬坡特性分析以及直流最小安全運(yùn)行原則，優(yōu)化聯(lián)合直流外送最小火電機(jī)組容量配置。

風(fēng)電、光伏通常具有一定的時(shí)間互補(bǔ)性，但仍具有強(qiáng)波動(dòng)源的特性，在其波動(dòng)量的集合內(nèi)存在少量絕對值比較大的變化量，增加了火電機(jī)組平抑其波動(dòng)的難度，也大大增加火電機(jī)組投資成本。因此，本文需要首先對風(fēng)光爬坡量的集合進(jìn)行修訂，削減其爬坡量絕對值的最大值。為避免匹配過大的火電機(jī)組容量，在確定最優(yōu)火電容量前，首先對少數(shù)強(qiáng)波動(dòng)的風(fēng)光量進(jìn)行削減，如圖1所示。

圖1 修訂風(fēng)光爬坡量Fig.1 Schematic diagram of ramp revision of wind and photovoltaic power

消減具體步驟為：對風(fēng)光實(shí)際出力總量進(jìn)行差分處理，按時(shí)間序列計(jì)算得到全年8 760 h的爬坡值，并將計(jì)算得到的爬坡量按照降序方式進(jìn)行排列；根據(jù)降序方式排列的出力結(jié)果，對數(shù)據(jù)集合取絕對值確定數(shù)值分布空間，以98%的發(fā)生概率為邊界，將剩余2%對應(yīng)的極大爬坡量從數(shù)據(jù)集合中剔除。

以最小化火電機(jī)組成本為目標(biāo)，優(yōu)化計(jì)算火電機(jī)組的最小技術(shù)容量：

(21)

(22)

(23)

(24)

通過以上方法優(yōu)化得到的火電機(jī)組最小技術(shù)容量，作為風(fēng)-光-火配套火電機(jī)組容量支撐第1章中提出的經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型優(yōu)化計(jì)算。

3 算例分析

3.1 模型求解方法

本文提出的提升新能源占比的風(fēng)-光-火直流打捆運(yùn)行方式是一個(gè)混合整數(shù)非線性規(guī)劃(mixed integer non-linear programming，MINLP)模型，其中非線性約束包括式(3)的發(fā)電成本二次函數(shù)、式(7)的絕對值約束、式(11)和式(19)的0-1變量與連續(xù)變量相乘，均可以通過分段線性化及“大M”法消除非線性，極大地降低了問題的求解難度，可以采用成熟的數(shù)學(xué)優(yōu)化軟件高效求解該混合整數(shù)線性規(guī)劃模型。

針對本文中提出的特高壓直流送端系統(tǒng)日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型與火電容量優(yōu)化配置模型，采用IBM CPLEX軟件進(jìn)行求解，提高直流外送電量的新能源占比，為特高壓直流外送風(fēng)-光-火一體化調(diào)度提供兼顧可靠性與經(jīng)濟(jì)性的運(yùn)行方案。

3.2 參數(shù)設(shè)置

本文算例基礎(chǔ)數(shù)據(jù)源自電網(wǎng)實(shí)際數(shù)據(jù)，其中送端電網(wǎng)來源于黑龍江電網(wǎng)數(shù)據(jù)，受端電網(wǎng)來源于華北電網(wǎng)負(fù)荷數(shù)據(jù)，研究依托魯固特高壓直流推進(jìn)東北地區(qū)富余電力外送、減少華北地區(qū)煤炭消費(fèi)、解決東北“窩電”問題。

根據(jù)國家能源發(fā)展戰(zhàn)略、工程投資成本、各能源機(jī)組回收年限以及受端電網(wǎng)電力需求可確定特高壓直流、風(fēng)電、光伏以及火電機(jī)組的有效利用時(shí)間。根據(jù)以往運(yùn)行數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)分析，假設(shè)風(fēng)電、光伏、火電機(jī)組理論有效利用時(shí)間分別為2 000 h、1 500 h、4 200 h，特高壓直流通道容量和有效利用時(shí)間分別按8 000 MW和5 000 h考慮，為保證聯(lián)合直流外送通道的安全穩(wěn)定運(yùn)行，對于6 000 MW風(fēng)電和4 000 MW光伏裝機(jī)，根據(jù)式(21)—(24)計(jì)算得到火電機(jī)組最小容量配置優(yōu)化為2 750 MW。

根據(jù)本文算例設(shè)置，為盡可能提升新能源的出力占比并防止直流送電曲線大幅度波動(dòng)，選取火電占比懲罰因子αtri=10元/MW，直流偏離懲罰因子αline=3元/MW，新能源成本系數(shù)Cnew=15元/MW。

為驗(yàn)證本文所設(shè)計(jì)的方法在提高新能源滲透率、優(yōu)化火電機(jī)組出力占比方面的有效性，算例中1個(gè)調(diào)度日以24個(gè)時(shí)段進(jìn)行計(jì)算，1 h為1個(gè)時(shí)段。送端電網(wǎng)外送風(fēng)電、光伏出力預(yù)測值如圖2所示(典型日)，特高壓直流運(yùn)行邊界參數(shù)見表1，火電機(jī)組相關(guān)參數(shù)見表2。

圖2 典型日的風(fēng)電、光伏預(yù)測值Fig.2 Forecast values of wind and photovoltaic power in typical day

表1 特高壓直流相關(guān)參數(shù)Tab.1 Parameters of UHVDC

表2 火電機(jī)組相關(guān)參數(shù)Tab.2 Parameters of thermal power units

此外，在算例設(shè)置中，本文采用了2種優(yōu)化運(yùn)行方式，且均以全年365 d的全時(shí)序運(yùn)行方式為基礎(chǔ)進(jìn)行調(diào)度優(yōu)化。方式1為傳統(tǒng)直流功率輸送運(yùn)行方式，即給定直流送電曲線，直流1 d日最多調(diào)整2次。方式2為本文提出的優(yōu)化配置后的直流外送運(yùn)行方式，在考慮最小調(diào)整時(shí)間基礎(chǔ)上優(yōu)化直流外送功率。結(jié)合以上設(shè)置，算例結(jié)果中選取運(yùn)行典型日進(jìn)行分析，比較2種運(yùn)行方式的優(yōu)劣。

3.3 算例結(jié)果分析

2種方式下的數(shù)據(jù)對比見表3。從全年運(yùn)行模擬尺度看，相比于傳統(tǒng)定外送功率曲線的方式1，方式2的火電電量占比從33%降低至25%，新能源利用率從92%提升至97%，并且經(jīng)濟(jì)總成本降低7%。

典型日直流外送通道輸送功率優(yōu)化結(jié)果如圖3、圖4所示，相比于方式1傳統(tǒng)定功率“直線式”運(yùn)行方式，方式2“多段折線式”運(yùn)行方式調(diào)整次數(shù)更多，與風(fēng)光總出力的曲線更加匹配。方式1在7—20時(shí)段內(nèi)呈遞增方式增長外送功率；而方式2輸送功率的變化與風(fēng)光總出力正相關(guān)，可有效跟蹤風(fēng)光出力變化，促進(jìn)風(fēng)電、光伏消納。

圖3 典型日的直流送電功率優(yōu)化結(jié)果Fig.3 Optimization results of transmission power of DC line in typical day

方式1、方式2的直流外送運(yùn)行方式如圖5、圖6所示。相比于方式1，方式2減少了火電機(jī)組的出力大小及占比，火電運(yùn)行方式更加靈活，可消納更多的新能源。典型日方式2的火電出力占比從21%降低至15.9%，直流系統(tǒng)送端電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)總成本下降6%。

圖6 方式2的直流外送運(yùn)行方式Fig.6 UHVDC power delivery of mode 2

上述算例中風(fēng)光總出力較為充裕，因此所得結(jié)論不具有普遍性。為了進(jìn)一步驗(yàn)證本文日前調(diào)度方法的有效性，選取一年中4個(gè)典型日(春分、夏至、秋分、冬至)進(jìn)行直流通道送電功率優(yōu)化。4個(gè)典型日風(fēng)光總出力預(yù)測值如圖7所示，可以看出春分、冬至的風(fēng)光總出力較大，夏至、秋分的風(fēng)光總出力較小，夏至、秋分的風(fēng)光出力波動(dòng)較大。4個(gè)典型日直流通道優(yōu)化結(jié)果及火電機(jī)組出力如圖8—11所示，可以看出4個(gè)典型日中方式2火電機(jī)組出力總體上小于方式1。

圖7 4個(gè)典型日的風(fēng)光總出力預(yù)測值Fig.7 Forecast values of total outputs of wind and photovoltaic power in four typical days

圖8 春分日直流通道優(yōu)化結(jié)果及火電機(jī)組出力Fig.8 DC channel optimization results on the day of the spring equinox and the output of thermal power unit

圖9 夏至日直流通道優(yōu)化結(jié)果及火電機(jī)組出力Fig.9 DC channel optimization results on the day of summer solstice and the output of thermal power unit

圖10 秋分日直流通道優(yōu)化結(jié)果及火電機(jī)組出力Fig.10 DC channel optimization results for the autumn solstice and the output of the thermal power unit

圖11 冬至日直流通道優(yōu)化結(jié)果及火電機(jī)組出力Fig.11 DC channel optimization results on the day of winter solstice and the output of thermal power units

4個(gè)典型日直流通道送電功率優(yōu)化結(jié)果見表4。在風(fēng)電、光伏利用率方面，方式2實(shí)現(xiàn)了新能源的高滲透率真，由于春分、冬至2個(gè)典型日風(fēng)光總出力較大，其優(yōu)化結(jié)果尤為明顯；在經(jīng)濟(jì)成本方面，方式2明顯降低了直流系統(tǒng)送端電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)總成本。綜上，可證明本文所提經(jīng)濟(jì)調(diào)度方法的有效性。

表4 2種方式下4個(gè)典型日的數(shù)據(jù)對比Tab.4 Result comparisons of four typical days in two modes

4 結(jié)束語

本文以提高聯(lián)合直流外送通道中的新能源占比為目標(biāo)，在優(yōu)化配置最小火電機(jī)組容量的基礎(chǔ)上，提出了日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，設(shè)計(jì)了優(yōu)化最小火電出力占比的風(fēng)-光-火一體聯(lián)合外送的日前調(diào)度方法，并通過算例驗(yàn)證了其有效性。與傳統(tǒng)定功率運(yùn)行方式相比，在春分、夏至、秋分、冬至4個(gè)典型日內(nèi)，本文提出的優(yōu)化運(yùn)行方式在風(fēng)光利用率方面分別提高了13.37%、6.16%、4.97%、17.85%，直流外送功率中火電機(jī)組出力占比分別降低了12.67%、2.29%、2.09%、14.24%，總經(jīng)濟(jì)成本分別降低了12.1萬元、8.9萬元、6.3萬元、15.9萬元。

綜上，本文方法可有效提高直流系統(tǒng)中新能源占比例，降低火電機(jī)組出力占比，實(shí)現(xiàn)新能源的高滲透率，進(jìn)而為直流系統(tǒng)送端電網(wǎng)帶來經(jīng)濟(jì)效益。在后續(xù)研究中，將充分結(jié)合多能互補(bǔ)一體化的發(fā)展趨勢，利用儲(chǔ)能調(diào)節(jié)的靈活性，探討風(fēng)-光-火-儲(chǔ)聯(lián)合直流外送方法。