[发明专利]一种基于负荷控制的高风光渗透率地区电网调峰方法

摘要

本发明提出了一种基于负荷控制的高风光渗透率地区电网调峰方法。建立了一种负荷控制、火电调峰、联络线调节、弃风弃光共同参与的联合调峰优化模型。为联络线设置不同的允许波动极限档位，并计算该模型，即可获得优化后的调峰方案，从而降低系统总支付成本，提升对新能源的消纳能力。优点：1.能够与传统火电调峰形成优势互补，明显增强地方电网的调峰能力，提高对新能源的消纳水平；2.加入负荷控制必要的约束条件，提高了计算结果的准确度；3.考虑了由于新能源出力不确定性造成的弃风弃光成本和联络线调峰，更加符合电力系统运行的实际情况，对含高耗能负荷的新能源大量接入地区调峰问题有较好的指导意义，具有良好的推广价值和应用前景。

主权项

1.一种基于负荷控制的高风光渗透率地区电网调峰方法，其特征在于，基于以下定义的目标函数和约束条件；目标函数一、火电机组发电燃料成本；火电机组调峰包含启停调峰和调荷调峰两种形式，其中，前者主要适用于100MW及以下机组，后者主要适用于更大容量的机组；考虑到地区电网火电机组的装机规模和实际运行情况，本发明提出的调峰方案不涉及启停调峰，火电机组的发电成本以燃料成本Cgi(t)表征：式中，Pgi(t)表示t时刻第i台机组发出的有功功率，ai、bi、ci为该机组燃料成本曲线系数；目标函数二、负荷控制调峰成本；当负荷向下调节时，由于功率降低，铝材和钢材的产量也会相应降低，将影响企业的收益；当负荷向上调节时，设备将承担更高的电压电流，其寿命可能受到一定影响；因此，对高耗能负荷的上下调节统一按其损失的利益进行补偿，相应的调峰成本Cli(t)表达式如下：Cli(t)＝ni|Pli(t)|·Ili(t)  (2)其中，Pli(t)为该负荷等效发电机在t时刻的调节量；当发电机出力为负数时，等效负荷向上调节；发电机出力为正数时，等效负荷向下调节；ni为电网对该负荷的补偿系数；Ili(t)为表征负荷受控状态的0‑1变量：目标函数三、弃风弃光惩罚函数；将弃风量和弃光量相应的惩罚函数加入目标函数，通过调整罚因子的大小可以灵活决策系统的消纳能力；弃光罚函数Cpi(t)和弃风罚函数Cwi(t)如下：Cpi(t)＝αi[Ppi.fore(t)‑Ppi(t)]  (3)Cwi(t)＝βi[Pwi.fore(t)‑Pwi(t)]  (4)αi和βi分别表示第i个光伏电站的弃光罚因子和第i个风电场的弃风罚因子；Ppi.fore(t)和Pwi.fore(t)分别为该光伏电站或风电场t时刻的预测最大出力；Ppi(t)和Pwi(t)为实际调度出力；Δt为调度时间尺度；建立的优化调峰模型目标函数F由四部分组成，分别为火电机组发电成本、负荷控制调峰成本、弃光参与调峰的惩罚函数以及弃风参与调峰的惩罚函数，表达式如下：其中，T为全调度周期，Ng、Nl、Np、Nw分别为系统中火电厂、可控负荷、光伏电站以及风电场的个数；约束条件一、火电厂调峰约束；火电厂的调峰约束包含出力极限约束和爬坡约束两部分；P_gi.min和P_gi.max为第i号火电机组出力的上下限，和为该机组单位时间内的上下爬坡能力；约束条件二、负荷控制约束；由于用于调峰的高耗能负荷可控部分等效为一台发电机，与火电机组相类似，负荷控制也存在调节极限和爬坡约束；P_li.set为负荷额定值；λ_i1和λ_i2分别为该负荷向上调节和向下调节的最大比例；和为该负荷单位时间内的最大上下调节能力；由于负荷可调容量较小，对于时间尺度在几十分钟至小时级的调度问题可以忽略爬坡约束；对负荷最大连续受控时间约束如下：Ili(t)为第i处可控负荷在t时刻的受控状态，Sli为该负荷可以接受的最大连续受控时间，Sli.0为该负荷在本调度周期起始时已经积累的连续受控时间；公式(8)包含的两公式分别对可控负荷的初始时刻和后续其他时刻进行了约束；对负荷最小受控间隔约束如下：Gli表示第i处受控高耗能负荷可以接受的最小受控间隔；Gli.0为起始时刻已累积间隔时间；公式(9)分别对起始时刻、中间时刻和末尾时刻进行了约束；对全调度周期最大受控次数约束如下：Nli为第i处可控负荷在全周期内的最大受控次数,当调度周期较短时该约束可以忽略；约束条件三、风光出力约束；风电和光伏的出力均应为正值，且不应大于最大预测出力：约束条件四、联络线功率波动约束；表达式如下：s.t Pout.min≤Pout(t)≤Pout.max  (12)Pout(t)表示联络线交换功率，Pout.min和Pout.max分别为联络线允许传输的最小和最大功率，根据联络线输送的额定容量和允许波动范围计算；约束条件五、系统约束；对于研究对象总体，还应满足功率平衡约束和系统备用容量约束；Pd(t)为t时刻系统总负荷；公式(14)分别表示系统的向上旋转备用和向下旋转备用；由于风电和光伏的出力具有较强的不确定性，因此除了设置负荷旋转备用外，还考虑了由于存在风光预测误差增设的备用容量；式中，Pd.max为系统最大负荷；r、δ和μ分别为对应负荷、光伏和风电的备用率；具体包括以下步骤：步骤1：前期资料调研：获取该地区电网的联络线允许波动范围、对应负荷、风电、光伏的备用率；获取火电厂的开机情况、机组容量、最小技术出力、上下调节速度、发电成本；获取参与调峰的高耗能企业的额定负荷、可调比例、上下调节速度、最大连续受控时间、最小受控间隔；步骤2：根据用户设定，确定电网对弃风弃光的接纳能力，分别制定弃风弃光罚因子；根据高耗能企业意愿，确定单位调度周期负荷最大受控次数；根据电网公司与高耗能企业的商议结果，确定负荷控制补偿系数；步骤3：计算联络线交换功率的基值，并根据允许波动范围计算最大上下调节比例；步骤4：根据步骤1‑3中结果，建立基于负荷控制的电网调峰模型；模型以负荷控制、火电机组出力调整、弃风、弃光、联络线功率波动作为5种调节手段；负荷控制、火电调峰以成本函数计入目标函数；弃风、弃光以惩罚函数计入目标函数，联络线波动不计成本；火电机组调峰包括出力极限约束及爬坡约束；负荷控制约束包含调节极限约束、爬坡约束、最大连续受控时间约束、最小受控间隔约束、全调度周期最大受控次数约束；风光出力不得大于预测值；联络线波动不得超过允许波动范围；对系统整体还考虑了功率平衡约束和备用约束；步骤5：获取负荷曲线和新能源出力曲线的预测值，获取上一调度周期结束后累积的负荷受控时间和间隔时间，并带入步骤4建立的模型进行计算，将调度值发送给各相关单位；步骤6：该调度周期完成计算后获取最后一次负荷控制信息，判断调度周期结束后是否有累积的负荷受控时间或间隔时间，并作为输入反馈给下一次优化计算。