考虑发电运行弹性空间的风水火联合优化调度与效益评估

代伟1,刘林虎1,杨知方1,余娟1,谢开贵1,古济铭2  

(1.重庆大学,重庆市 沙坪坝区 400044;2.国网重庆市电力公司,重庆市 渝中区 400015)

摘要

随着负荷增长和新能源接入,电网运行的安全裕度逐渐降低。为保证电网安全、经济运行,需要在现有设备基础上,挖掘电网的运行弹性空间,扩大电网运行安全域。为此,提出一种考虑发电运行弹性空间的风水火联合优化调度方法,通过挖掘发电设备的运行空间潜力,评估其产生的经济效益和可再生能源的消纳情况。文中提出两种提高发电运行弹性空间的方式及其建模方法:1)考虑火电机组最小出力的灵活调整,建立火电深度调峰运行弹性空间模型;2)考虑水电机组限制运行区的短时稳定特征,建立水电限制运行区运行弹性空间模型。在此基础上,建立一种考虑发电运行弹性空间的风水火联合优化调度模型。最后通过IEEE 30节点系统与某实际电网数据评估了所提方法的经济效益。仿真表明,该方法相较于常规调度方法可以有效降低电网运行成本,促进可再生能源消纳。

关键词 : 发电运行弹性空间;火电深度调峰;水电限制运行区;风水火联合优化调度

基金项目:国家电网公司科技项目(考虑发输电计划弹性的清洁能源消纳潜力分析及优化技术)。

0 引言

随着中国经济的迅猛发展,电力负荷不断提高;与此同时,国家能源正在向清洁、低碳转型,风、光等新能源机组的装机容量占比也在逐年攀升。电力负荷和电网注入不确定性的增加给电网的安全、经济运行带来了新的挑战。

针对电力负荷和电网注入不确定性增加带来的电网安全运行难题,众多学者展开了相关研究。通过建立考虑不确定的电网优化模型[1-2]、投建储能设备[3]、采用多能源互补[4]、需求侧响应[5]等方式提高电网的安全性与经济性,在一定程度上缓解了电网负荷和电网注入不确定增加的情况。然而,若能根据电网设备的运行约束本质,挖掘电网的运行弹性空间,扩大电网的运行可行域,则可在不增加电网投资成本的前提下,短期内实现电网运行成本的降低,并促进可再生能源的消纳。

电力系统弹性运行空间本质上是对电网运行边界条件的充分挖掘。文献[6]已对电力系统输电运行弹性空间进行分析,挖掘了输电线路与互联电网联络线的运行弹性空间。本文针对电力系统的发电运行弹性空间展开研究,分析发电设备的运行机理,挖掘发电环节运行潜能,精准刻画电网发电环节的真实运行空间,为电网新形态下的安全运行难题提供一种有效的解决思路。

本文所提的发电运行弹性空间主要包括火电机组的深度调峰和水电机组的限制运行区。目前关于发电运行弹性空间已有相关研究。

1)火电深度调峰。火电深度调峰指火电机组在常规出力范围下限之外可继续降低出力的能力[7]。国内外学者主要从技术性和经济性两方面展开研究。技术方面,现有文献主要围绕着火电机组深度调峰的可行性,分析了火电机组深度调峰的影响因素和技术方案[8-10]。经济性方面,文献[11]-[12]对火电机组的深度调峰进行了定性分析,讨论了火电机组深度调峰不投油助燃的经济成本;文献[13]对火电机组深度调峰进行了定量分析,通过建立火电机组全过程调峰成本的分段函数,评估了火电机组深度调峰带来的效益;文献[14]建立了考虑火电深度调峰的风火经济调度模型,分析了大规模风电并网条件下考虑火电深度调峰调度方案的经济性。

2)水电限制运行区。水电限制运行区指水电机组稳定运行区与禁止运行区之间的临界区域。限制运行区与禁止运行区均属于水电的振动区域。目前关于水电调度的研究都以避开振动区为主,文献[15]研究了考虑振动区的水电机组组合优化问题,通过分支定界与动态规划相结合的求解方法,快速得到了机组的稳定运行区间和最优解。文献[16]研究了多振动区水电站调峰负荷分配问题,利用数学集合理论确定机组联合振动区,并采用耦合启发式的约束处理策略与逐次负荷分配方法进行模型求解。而文献[17]不仅考虑了水电振动区对电网调度的影响,而且提出了水电机组综合稳定特征的概念,引入水电限制运行区惩罚模型,评估了考虑水电机组在限制运行区运行所产生的效益。

综上所述,现有文献对于火电机组深度调峰的研究已较为全面详细,但均将火电机组深度调峰模型建立为非凸的混合整数非线性规划问题,无法通过商业求解器高效、鲁棒求解[18-20];而目前关于考虑水电机组限制运行区运行的研究较少,现有研究仅考虑了限制运行区惩罚函数建模,并未考虑限制运行区的短时稳定特性,即水电机组不能长时间运行在限制运行区。另外,现有文献并未综合考虑火电深度调峰和水电限制运行区发电运行弹性空间,评估其对电网产生的经济效益。

为此,本文提出一种考虑发电弹性运行空间的风水火联合调度方法,建立火电深度调峰运行弹性空间的凸化混合整数线性规划模型,并基于水电限制运行区的短时稳定特征建立水电运行弹性空间模型,最后通过建立考虑发电运行弹性空间的风水火联合调度模型,分析其经济效益以及对可再生能源消纳的贡献。

1 发电运行弹性空间的分析与建模

本节主要围绕火电、水电机组展开研究,分析电力系统发电环节的运行约束,建立发电运行弹性空间模型。

1.1 火电深度调峰发电运行弹性空间模型

1.1.1 火电深度调峰基本模型

电网运行优化问题中,火电机组的运行约束主要反映在机组的容量约束

式中:Ph为火电机组出力为火电机组的出力上下限;zh为表征火电机组运行状态的整数变量。发电机组的常规运行空间如图1中绿色区域所示。

实际上,火电机组可以在常规容量约束范围之外越下限运行,从而进行深度调峰,为机组出力带来灵活的弹性空间。图1橙色区域表示火电机组的深度调峰区间,火电机组的调峰过程存在多个阶段。机组深度调峰将增加煤耗,并提高机组设备的疲劳度,加快设备老化;随着调峰深度的进一步增加,机组需要通过投油来维持锅炉和水循环系统运行。由此可见,火电机组能够以一定的经济成本为代价扩大运行区间,为电网运行提供“弹性”。

图1 火电机组出力区间及运行成本示意图
Fig.1 Thermal power unit output range and its operating cost

火电机组深度调峰的成本如图1所示,其一般数学表达式如下[13]

式中:火电机组深度调峰成本函数的第1段表示机组停运时成本为0;第2段表示机组正常运行的二次成本曲线;第3段表示机组不投油状态下深度调峰的成本曲线,α为机组寿命损耗成本函数;第4段表示投油状态下深度调峰的成本曲线,β为投油成本函数。Ch表示火电机组的发电成本,ah、bh、ch表示火电机组的耗量系数。

1.1.2 火电深度调峰凸化混合整数线性规划模型

发电机组的成本曲线为离散非凸曲线,无法用商业求解器高效求解。为此,本节提出火电深度调峰的凸化混合整数线性规划模型。

为保证模型的凸性,需要将机组深度调峰阶段的成本函数wd1和wd2分段线性化。为叙述方便,不失一般性,假设wd1和wd2均为线性函数(即分段线性的数目L=1),L≠1也可按本文方法建模。

此时,需要引入整数变量zh表示火电机组的启停状态,引入整数变量zn、zd1和zd2分别表示机组处于正常出力区间,第一段无需投油深度调峰出力区间和第二段投油深度调峰出力区间,其中zh=zn+zd1+zd2。则此时,机组的成本函数可由下述约束组合表示:

上述约束中,式 (3) ~ (6)为机组出力成本与机组运行状态的表达式;式 (7) ~ (10) 为机组出力与机组运行状态的表达式,M表示一个较大的常数。若zh=0,则机组停运,约束 (3)、 (7) 起作用,机组出力和成本均为0;若zn=1,则机组处于正常出力区间,约束 (4) 和 (8) 起作用,机组成本函数处于式 (2) 中的第二段;若zd1=1或zd2=1,机组出力及运行成本亦处于相应的区间。

式 (3) ~ (10) 描绘了一个凸的可行域,若机组出力成本曲线为线性,则该可行域为线性区域。因此,该优化问题为混合整数线性优化问题或混合整数二次优化问题,可由CPLEX或GUROBI等商用软件快速高效求解。

图2 水电机组出力区间示意图
Fig.2 Diagram of hydropower unit output range

1.2 水电限制运行区运行弹性空间模型

水电机组在运行过程中由于转轮进口水流冲击、止漏环压力脉动等因素存在振动,我们根据振动对机组的危害程度将水电机组分为3个运行区域[21]:稳定运行区域、限制运行区域以及禁止运行区域,如图2所示。绿色区域表示水电的稳定运行区域,水轮机整体的振动大致稳定在一个较小的范围内,运行效果最好。黄色和橙色区域均为不稳定区域,其中当机组运行在禁止运行区内,水轮机呈现强烈振动,极易对机组造成严重破坏,应严格避免在此区间运行。而机组处于限制运行区,稳定性较差,不至于造成大的故障,但不适于在此区间长期运行,需及时调整至稳定运行区域[22]

因此,本文提出一种水电限制运行区运行弹性空间模型,考虑机组可短时运行在限制运行区内并及时调整至稳定运行区域,同时计及机组运行至限制运行区的损耗。该方法扩大了水电机组的出力空间,拓宽了电网的运行可行域,同样为电网运行提供“弹性”。具体建模如下:

1)水电机组成本函数:

式中:Cs为水电机组的发电成本;wc表示水资源使用费用;wd表示弃水惩罚费用;Qs表示水电机组的发电流量;as、bs、cs为水资源成本系数;Rtotal为水电机组的总弃水电量。

2)水电机组功率约束。由于水电机组可运行于稳定运行区域和限制运行区域,需引入整数变量zs表示水电机组的启停状态,引入整数变量ze1、ze2分别表示机组处于稳定运行区和限制运行区,其中zs=ze1+ze2。水电机组功率约束可表示为:

式中:m表示水电机组的运行区域个数;Ps表示水电机组的出力;表示水电机组各运行区域的出力上下限。

3)水电转换关系约束。水电机组的出力通常可表示为水流量和水头的非线性二元函数。本文采用文献[23]的基本思想处理水电机组出力与发电流量、水库库容的关系。将机组出力分区间进行全局最优二元线性拟合,拟合后考虑限制区损耗惩罚的水电转换关系为:

式中:a1、b1、c1为水能转换系数;μ为水电机组损耗惩罚因子;VS表示水库容量。

4)限制运行区持续时间约束。由于机组不能长期处于限制运行区,因此还需考虑限制运行区持续时间约束

式中:为水电机组限制运行区允许停留时间;Th,t为t时刻机组在限制运行区已运行的时间。

2 考虑发电运行弹性空间的风水火联合调度模型

2.1 目标函数

本文以1 h为一个调度时段,T=24,建立考虑发电运行弹性空间的风水火联合优化调度模型,并将弃风电量以惩罚项的形式加入目标函数中,可以得到目标函数为:

式中:F为总运行成本;Nh、Ns分别为火电、水电机组个数;Chi,t、Csi,t分别为t时段火电机组i的发电成本和水电机组i的发电成本;Chi,t,U、Chi,t,D分别为火电机组i的启动成本与关停成本;Cw,t为风电机组在t时段的弃风惩罚成本,可定义为:

式中:γw为弃风惩罚因子为t时段风电机组的预测出力;Pw,t为t时段风电机组的实际出力。

2.2 约束条件

1)负荷平衡约束:

式中,Pd,t为t时段系统的总用电负荷。

2)线路有功潮流约束:

式中:fl为线路潮流传输功率;fl,max、fl,min为线路潮流传输容量上下限;Pi,t为发电机组的出力;uw为节点-发电机关联变量;Gl-i为节点i对线路l的转移分布因子;Di,t为电网节点i在t时刻的节点负荷预测值;Nj为节点总数。

3)火电机组最小启停时间约束:

式中:分别为火电机组i在t时刻的持续开机、关停时间;Thi,U、Thi,D分别为火电机组i的最小开机、关停时间。

4)火电机组启停费用约束:

式中:Ki、Ji分别为火电机组i的单次开机、关停费用,i=1,2,…, Nh,t=2,…,T。

5)火电机组爬坡约束:

式中,λi表示火电机组i的爬速坡率。

6)水电站水库容量上下限约束:

式中:Vsi为水电机组i的库容;Vsi,max、Vsi,min为水电机组i的水库库容容量上下限。

7)发电流量上下限约束:

式中:Qsi为水电机组i的发电流量;Qsi,max、Qsi,min分别为水电机组i的发电流量上下限。

8)水量平衡方程:

式中:Vsi,t为时段t水电机组i的水库库容;Vsi,first、Vsi,final为水电机组i的初始库容和最终库容;Hsi,t为水电机组i的天然来水量;Rsi,t为时刻t水电机组i的弃水量。

9)风电出力上下限约束:

对于每调度时段t的经济调度约束,还应包括上节所提的火电深度调峰运行弹性约束式(2) ~ (10)和水电限制运行区运行弹性约束式(11) ~ (18)。

根据机组正常运行状态下成本函数为线性函数或二次函数,该模型为混合整数线性优化问题或混合整数二次优化问题,可由CPLEX或GUROBI等商用软件高效求解。

3 算例分析

在考虑发电弹性运行空间风水火联合调度中,本文采用IEEE 30节点网络与某实际电网数据进行分析。假设火电机组均具有深度调峰能力,调峰深度为55%且水电机组的限制运行区域为60%~72%限制运行区短时稳定时间为2 h,限制运行区损耗惩罚因子μ=0.8。

为验证本文所提考虑发电弹性运行空间的风水火联合调度优化方法的有效性,评估考虑发电运行弹性空间后调度的经济效益和可再生能源的消纳情况,采用以下4种调度方案进行比较:

M1:常规调度方案,不考虑火电深度调峰和水电限制运行区运行弹性空间;

M2:仅考虑火电深度调峰运行弹性空间的调度方案;

M3:仅考虑水电限制运行区运行弹性空间的调度方案;

M4:同时考虑火电深度调峰和水电限制运行区两方面发电运行弹性空间的风水火联合调度方案。

3.1 IEEE 30节点系统算例分析

3.1.1 算例系统

发电机组容量参数如表1所示,其中包含3台火电机组、3台水电机组与1台风电机组。典型日负荷曲线和风电出力预测曲线如图3和图4所示。

图3 典型日负荷曲线
Fig.3 Load prediction curve in typical day

图4 典型日风电出力预测曲线
Fig.4 Wind power output prediction curve in typical day

表1 发电机组参数
Table1 Parameters of the generating units

3.1.2 发电运行弹性空间分析

图5~9为调度策略M1~M4下的机组出力结果。考虑发电运行弹性空间的调度策略M2~M4相较于常规调度策略M1,各机组出力发生了明显的调整,下面对两方面发电运行弹性空间进行分析。

1) 火电机组深度调峰弹性空间分析。在夜间1:00~6:00,电网负荷水平较低,如图5与图6所示,未考虑火电深度调峰运行弹性空间(M1)时,由于火电机组的启停成本较高,火电机组1-3运行在常规出力空间下限附近;考虑火电机组深度调峰运行弹性空间后(M2),火电机组1-3出力出现越下限运行,进行深度调峰。

表2对比了1:00~6:00各调度策略的运行成本,调度策略M2相较于调度策略M1,火电运行成本、水电运行成本与弃风成本分别降低了16724元、27805元、33902元。这是由于考虑火电机组深度调峰扩大了火电机组出力可行域,提高了发电机组运行的灵活性,在负荷低谷时期风力和来水量充足,火电机组通过下调出力,牺牲一定的火电机组深度调峰成本,接纳更多较为便宜的风电和水电,从而降低了电网的总运行成本。

图5 调度策略M1机组出力曲线
Fig.5 Units output curve of scheduling strategy M1

图6 调度策略M2机组出力曲线
Fig.6 Units output curve of scheduling strategy M2

表2 夜间1:00~6:00调度策略M1~M4运行成本对比
Table 2 Comparison of the operating costs of scheduling strategies M1-M4 between 1:00-6:00

图7 调度策略M3机组出力曲线
Fig.7 Units output curve of scheduling strategy M3

图8 调度策略M4机组出力曲线
Fig.8 Units output curve of scheduling strategy M4

图9 调度策略M1~M4风电出力曲线
Fig.9 Wind power output curve of scheduling strategies M1~M4

2)水电机组限制运行区弹性空间分析。对比图5、图7与图9可以发现,在夜间1:00~6:00,未考虑水电限制运行区弹性(M1)时,弃风较为严重;当考虑水电限制运行区弹性空间(M3)后,水电机组6在此时段下调运行至限制运行区。

根据表2可知,调度策略M3相较于调度策略M1,弃风成本降低了16214元。这是因为考虑水电限制运行区后,扩大了水电机组的运行空间,由于风电机组发电成本相对于水电机组较低,当风力充足时,水电机组6通过牺牲一定的机组损耗成本下调出力,使电网接纳更为便宜的风电;另外,由于各水电机组发电效率、成本不同,各水电机组之间也进行了出力调整,从而降低电网总运行成本。

调度策略M1~M4的全调度时段运行成本分别为9.90×105元、9.42×105元、9.44×105元、9.08×105元,考虑火电深度调峰和水电限制运行区运行弹性空间调度策略M2~M3,相较于M1总运行成本分别下降了4.8%和4.6%;当同时考虑火电深度调峰和水电限制运行区运行弹性空间后(M4),各类机组调整的灵活性进一步增加,相较于M1运行成本降低了8.3%。

表3 IEEE 30节点系统调度策略M1~M4全调度时段风、水电消纳对比
Table 3 Wind and hydro power consumption comparison of scheduling strategies M1-M4 for full scheduling periods in IEEE 30 bus system

进一步分析考虑发电运行弹性空间的各调度策略的风电、水电消纳效益。表3列出了各调度策略的风电、水电消纳指标,当考虑发电运行弹性空间后,M2、M3、M4相对于M1全调度时段弃风比例分别降低了6.71%、3.98%、8.65%,弃水比例分别降低了3.08%、2.38%、3.36%,弃风、弃水比例均有一定程度的降低。

3.2 实际电网算例分析

本文对于某地区实际305节点电网系统也进行了仿真验证,该系统由46台发电机组组成,包含36台火电机组、8台水电机组以及2台风电机组,其中系统总装机容量为13029 MW,火电、水电、风电装机容量分别为10817 MW、1512 MW和700 MW。由于调度策略与分析方法和IEEE 30节点网络类似,不再重复论述,全调度时段运行成本与水电、风电消纳情况如表4~5所示。结果表明,实际电网考虑发电运行弹性空间后,经济效益与可再生能源消纳也得到有效提升。

表4 某实际电网调度策略M1~M4全调度时段总运行成本对比
Table 4 Comparison of the total operating costs of scheduling strategies M1-M4 for full scheduling periods in practical grid

表5 某实际电网调度策略M1~M4的风、水电消纳对比
Table 5 Wind and hydro power consumption comparison of scheduling strategies M1-M4 for full scheduling periods in practical grid

4 结论

本文提出一种考虑发电运行弹性空间的风水火联合调度新方法,该方法充分挖掘发电设备的运行空间潜力,建立火电深度调峰、水电限制运行区运行弹性空间模型,评估了考虑发电运行弹性空间后产生的经济效益。结果表明,考虑发电运行弹性空间后,机组的出力可行域提高,水、火机组根据自身的发电特性进行出力的调整,有效提高电网的经济效益,促进清洁能源的消纳。本文以火电机组深度调峰和水电限制运行区为例,挖掘了发电环节的运行弹性空间。在后续研究中,将继续对发电运行弹性空间展开研究。事实上,若有足够的经济激励,发电厂可投资储能等装置,进一步拓展机组运行的可行域,增加电网发电环节的运行弹性空间。

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Combined Optimal Dispatching and Economic Benefit Evaluation for Wind-hydro-thermal System With Generating Operational Flexible Space

DAI Wei1, LIU Linhu1, YANG Zhifang1, YU Juan1, XIE Kaigui1, GU Jiming2
(1.Chongqing University, Shapingba District, Chongqing 400044, China; 2.State Grid Chongqing Electric Power Company, Yuzhong District, Chongqing 400015, China)

Abstract: With the increase of power loads and the integration of renewable energy generation, the security region of power grid operation is gradually reduced.To ensure secure and economic operation of power grids, it is necessary to increase flexibility of power grids utilizing existing equipment and expand the operating security region of power grids.Therefore, this paper proposes a combined optimal dispatching method for wind-hydro-thermal system with generating operational flexible space.By increasing the operating flexibility of power equipment, the economic benefit and the consumption of renewable energy are evaluated.To improve power generating operational flexible space, two models and corresponding models are proposed: 1) The operational flexible space model of thermal power unit with deep peak regulation is established, considering the flexible adjustment of the minimum output of thermal power unit; 2) The operational flexible space model of hydropower unit restricted operating zone is established, based on the short-term stability characteristics of hydropower restricted operating zone.Furthermore, a model of combined optimal dispatching for wind-hydro-thermal system with generating operational flexible space is established.Finally, this paper evaluates the benefit of proposed method through the IEEE 30-bus system and a practical grid system.The simulation results show that this method can reduce the operation cost of power grids and improve consumption of renewable energy effectively compared with conventional dispatching method.

Keywords: generating operational flexible space; thermal power unit with deep peak regulation; restricted operating zone of hydropower unit; combined optimal dispatching of wind-hydrothermal

Science and Technology Foundation of SGCC(Consumption potential analysis and optimization technology of clean energy considering f lexibility of generation and transmission scheduling).

代伟

作者简介:

代伟(1990),男,博士,主要研究方向为电力系统优化运行、静态等值理论,E-mail:weidai2019@163.com。

刘林虎(1995),男,硕士研究生,主要研究方向为电力系统调度、新能源消纳。

(责任编辑 张鹏)


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