大規(guī)模風電接入的電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略

錢峰，陳藝，劉俊磊，付聰，樊友平

(1.廣東電網(wǎng)有限責任公司電力調(diào)度控制中心，廣東 廣州 510600；2.武漢大學 電氣與自動化學院，湖北 武漢 430072)

近年來，風力發(fā)電作為污染小、應用成本低的新能源得到了廣泛快速的發(fā)展，但由于風電具有強隨機性和間歇性，大規(guī)模風電接入會增大電力系統(tǒng)源側(cè)隨機性，影響電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定[1-4]。傳統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制方法無法大規(guī)模消納風電資源，導致棄風現(xiàn)象頻發(fā)，造成風電資源嚴重浪費；因此，有必要研究新的協(xié)調(diào)控制策略，在保證系統(tǒng)穩(wěn)定的基礎(chǔ)上提高風電的消納量。

為此，國內(nèi)外很多學者開展了相關(guān)研究。文獻[5]提出了一種抑制功率波動的風光儲聯(lián)合發(fā)電模型及其控制策略，但該策略未考慮風電接入電力系統(tǒng)的消納量。文獻[6]建立了一種計及用戶側(cè)不確定性的用戶響應模型，提出對用戶采用有序用電調(diào)度和無序用電調(diào)度的控制策略，但未考慮源側(cè)的不確定性。文獻[7]指出隨著風電滲透率的提升，系統(tǒng)網(wǎng)損會逐步增加而電壓水平會降低，提出利用粒子群優(yōu)化算法對系統(tǒng)無功進行優(yōu)化的方法，但并未考慮整個系統(tǒng)的安全穩(wěn)定控制。文獻[8]提出了一種主動配電網(wǎng)的電壓分層協(xié)調(diào)控制策略，但該策略的實現(xiàn)受限于配電網(wǎng)的輻射狀網(wǎng)架結(jié)構(gòu)。文獻[9]提出了一種將大規(guī)模風光集群按照全網(wǎng)層、場群層、場站層順序逐層優(yōu)化的協(xié)調(diào)控制策略，但其風、光的出力依賴于有功分配權(quán)重系數(shù)，因此風電的消納量會受到制約。文獻[10]提出了一種需求側(cè)參與風電消納的日前調(diào)度模型，但該模型中的最優(yōu)轉(zhuǎn)換時刻需謹慎選取。上述文獻對大規(guī)模風電接入對系統(tǒng)產(chǎn)生的影響進行了深入的研究，也討論了提高風電資源消納的措施，但涉及需求側(cè)與源側(cè)同時參與系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制的方法較少。

為提高系統(tǒng)對風電的消納能力，本文提出一種日前與實時控制相結(jié)合的協(xié)調(diào)控制策略，對日前控制與實時控制分別進行建模和闡述，并通過廣東湛江部分地區(qū)電網(wǎng)的仿真分析，對所提出協(xié)調(diào)控制策略的可行性與有效性進行驗證。

1 大規(guī)模風電接入的電力系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制策略

傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中電能的來源主要依靠火電、水電、核電3類，其電能的輸出可控且相對穩(wěn)定；因此傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制只需考慮來自需求側(cè)負荷的不確定性，且其影響因素較少，協(xié)調(diào)控制相對簡單。隨著各種柔性可控負荷、儲能裝置的廣泛應用，需求側(cè)負荷的不確定性進一步擴大[11-13]。同時，由于大規(guī)模風電、光伏等新能源的接入，系統(tǒng)源側(cè)也出現(xiàn)了強隨機性，電力系統(tǒng)需要在雙側(cè)隨機波動中尋求電能的供需平衡，傳統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制方法已經(jīng)不再適用。

需求側(cè)隨機性主要是指需求側(cè)負荷的用電需求會隨著政策調(diào)整、價格等市場激勵不斷變化，同時也與季節(jié)、節(jié)假日、晝夜等因素密切相關(guān)[14-16]。通過對需求側(cè)負荷的管理，可以促進電力供需的二次分配平衡，有利于電力系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制；因此，可以將需求側(cè)看作一種可控資源參與電力系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制。

依據(jù)需求側(cè)負荷的響應特性可以將其分為可轉(zhuǎn)移負荷、可平移負荷與可削減負荷3類[17]。可轉(zhuǎn)移負荷是指在一個周期內(nèi)用電總量保持不變，但各個時間段內(nèi)的用電量可以靈活調(diào)節(jié)的負荷；可平移負荷是指負荷變化規(guī)律不能改變，只能將用電曲線在不同時段間進行平移的負荷；可削減負荷是指可根據(jù)需要對用電量進行削減的負荷。

基于此，可建立需求側(cè)負荷的數(shù)學模型

PL=PZ+PP+PX.

(1)

式中：PL為總負荷量；PZ為可轉(zhuǎn)移負荷總量；PP為可平移負荷總量；PX為可削減負荷總量。

綜上所述，本文提出一種日前控制與實時控制相結(jié)合的協(xié)調(diào)控制策略，整體思路可以分為預測、計算、實時控制3個部分。

a)預測：依據(jù)歷史數(shù)據(jù)和測量裝置對風電出力以及不同響應特性的負荷需求進行日前分段(每個時段為10 min)的預測。

b)計算：以風電最大消納為目標、以常規(guī)發(fā)電機組運行成本為約束，結(jié)合日前風電預測、日前負荷預測及常規(guī)發(fā)電機組的調(diào)節(jié)能力極限，綜合制訂常規(guī)發(fā)電機組的啟停及出力計劃。

c)實時控制：在判斷電力供需不平衡后，依據(jù)設(shè)定好的優(yōu)先級進行協(xié)調(diào)控制以確保電能供需的實時平衡。其中可轉(zhuǎn)移負荷的優(yōu)先級最高，常規(guī)自動發(fā)電控制(automatic generation control，AGC)機組次之，可削減負荷最低。

日前控制具體流程如圖1所示。

圖1 日前控制流程Fig.1 Flow chart of day-ahead control

實時控制是在日內(nèi)進行的協(xié)調(diào)控制策略，將需求側(cè)負荷看作可控資源，使其全面參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，從而減少常規(guī)機組的頻繁啟停，降低運行成本，提高經(jīng)濟性，主要分為3個步驟：

步驟1，供需雙側(cè)存在有功缺額，則依據(jù)有功缺額的大小將相應量的可轉(zhuǎn)移負荷轉(zhuǎn)移至有功裕度較大時段，以平抑功率波動；

步驟2，當通過對需求側(cè)負荷的調(diào)整無法實現(xiàn)供需平衡時，則選擇增加AGC機組的出力以來彌補系統(tǒng)的有功缺額；

步驟3，若是系統(tǒng)AGC機組的有功出力達到極限，但系統(tǒng)依然存在有功缺額，則選擇切除相應量的可削減負荷。

實時控制流程如圖2所示。其中，ΔPt為t時段由于風電功率與負荷功率波動造成的有功缺額，ΔPW,t為t時段的風電波動功率，ΔPL,t為t時段需求側(cè)負荷有功功率波動值，ΔPZ,t為t時段可參與調(diào)節(jié)的可轉(zhuǎn)移負荷量，ΔPi,t為發(fā)電機組i在t時刻的增加出力，PZ,min與PZ,max分別為可轉(zhuǎn)移負荷的最小與最大負荷量。

圖2 實時控制流程Fig.2 Flow chart of real-time control

2 控制策略建模

2.1 日前控制目標及約束條件

日前控制是指依據(jù)日前風電預測曲線以及日前負荷曲線，制訂常規(guī)發(fā)電機組的啟停及出力計劃，并按據(jù)常規(guī)發(fā)電機組運行成本最小選擇最優(yōu)計劃執(zhí)行。

a)日前控制目標為風電最大消納，控制對象為常規(guī)發(fā)電機組的啟停及出力，其目標函數(shù)可表示為

(2)

式中：PW,t為t時段風電預測出力值；T為控制周期；PL,t為t時段系統(tǒng)的總有功負荷；N為常規(guī)發(fā)電機組個數(shù)；Si,t為t時段第i個發(fā)電機組的啟停狀態(tài)，Si,t= 0表示發(fā)電機組處于停機狀態(tài)，Si,t=1表示發(fā)電機組處于開機狀態(tài)；Pi,t為發(fā)電機組i在t時段的有功出力。

約束條件包括系統(tǒng)功率平衡約束、系統(tǒng)備用容量約束、常規(guī)發(fā)電機組出力約束、常規(guī)發(fā)電機組爬坡速率約束、常規(guī)發(fā)電機組啟停時間約束和風電功率約束[18-19]。

①系統(tǒng)功率平衡約束為

(3)

該式表示電力系統(tǒng)有功功率在任意時刻的供需平衡。

②系統(tǒng)備用容量約束為：

(4)

(5)

式中：Pi,UP,t和Pi,DOWN,t分別為常規(guī)發(fā)電機組i在t時段的最大可用出力和最小可用出力；RL,UP,t和RL,DOWN,t分別為風電尚未接入時系統(tǒng)需要的上下旋轉(zhuǎn)備用；RW,UP,t和RW,DOWN,t分別為t時段應對風電功率波動所需的上、下旋轉(zhuǎn)備用。

③常規(guī)發(fā)電機組出力約束為

Pi，min≤Pi,t≤Pi,max.

(6)

式中Pi，min和Pi,max分別為機組出力下限和出力上限。

④常規(guī)發(fā)電機組爬坡速率約束為

|Pi,t-Pi,t-1|≤Pi,R.

(7)

式中Pi,R為發(fā)電機組i的爬坡速率限制。

⑤常規(guī)發(fā)電機組啟停時間約束為：

(8)

式中：Xi,on和Xi,off分別為機組i的運行時間和停運時間；Ti,on和Ti,off分別為機組i的最短運行時間和最短停運時間。

⑥風電功率約束條件為

0≤PW,t≤PW,max,t.

(9)

式中PW,max,t為t時段風電功率預測最大出力值。

b)常規(guī)發(fā)電機組的運行成本包括控制周期內(nèi)機組的啟停費用、運行費用以及機組的發(fā)電成本等，其數(shù)學模型為

(10)

式中：J為常規(guī)發(fā)電機組總的運行成本；Fi(t)為常規(guī)發(fā)電機組i的啟停成本；Ci(t)為常規(guī)發(fā)電機組i單位發(fā)電成本。

2.2 實時控制目標及約束條件

實時控制策略是在日前控制策略的基礎(chǔ)上實現(xiàn)的，日前控制基本實現(xiàn)電力供需平衡，但由于風電功率或需求側(cè)負荷預測誤差的存在，可能導致電力供需無法實現(xiàn)實時平衡。實時控制的數(shù)學模型為

(11)

t時刻有功缺額

ΔPt=|ΔPW,t-ΔPL,t|.

(12)

實時控制依據(jù)式(12)的有功缺額進行，基本步驟為：

步驟1，依據(jù)有功缺額，優(yōu)先調(diào)節(jié)可轉(zhuǎn)移負荷用電量，約束條件為

PZ,min≤ΔPZ,t≤PZ,max.

(13)

如果滿足ΔPZ,t=ΔPt，則表示通過調(diào)節(jié)可轉(zhuǎn)移負荷量可以補償系統(tǒng)的有功缺額，調(diào)節(jié)結(jié)束，否則進行步驟2。

步驟2，調(diào)節(jié)常規(guī)發(fā)電機組的出力。在步驟1的調(diào)節(jié)之后，系統(tǒng)的有功缺額會有所下降，此時系統(tǒng)AGC機組開始參與調(diào)節(jié)。需要注意的是，在選擇調(diào)節(jié)機組時應首先將AGC機組依據(jù)調(diào)節(jié)裕度從高到低進行排序，再從中篩選出調(diào)節(jié)速率較高的機組。

其中，調(diào)節(jié)裕度可定義為：

(14)

式中σi,up,t和σi,down,t分別為機組i在t時刻向上和向下的調(diào)節(jié)裕度。

機組的調(diào)節(jié)速率與機組自身的性能有關(guān)，目前國內(nèi)應用的火電機組調(diào)節(jié)速率大約為(1%～2%)Pr/min(Pr為額定功率)，水電機組的調(diào)節(jié)速率大約為(50%～80%)Pr/min[20]。

假設(shè)選取發(fā)電機組i作為調(diào)節(jié)機組，則其需要增加的出力需滿足約束條件

ΔPZ,t+ΔPi,t≥ΔPt.

(15)

該式表示通過調(diào)節(jié)可轉(zhuǎn)移負荷量與發(fā)電機組出力補償了系統(tǒng)的有功缺額，即系統(tǒng)電力供需實現(xiàn)了實時平衡。

步驟3，假設(shè)系統(tǒng)所有AGC調(diào)節(jié)機組均已到達出力極限，但系統(tǒng)仍然存在有功缺額，則應選擇其他機組進行調(diào)節(jié)或者依據(jù)缺額多少對可削減負荷進行調(diào)度，以保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

3 算例分析

隨著廣東電網(wǎng)電源結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，新能源接入規(guī)模不斷擴大[21-22]，截至2017年11月底，廣東電網(wǎng)新能源并網(wǎng)裝機容量已經(jīng)達到6 790 MW，占廣東電網(wǎng)總裝機容量的6.3%。其中，風電主要分布在湛江、陽江、汕頭等沿海地區(qū)，分布式光伏主要集中在佛山、東莞等地區(qū)。本文以廣東湛江部分地區(qū)電網(wǎng)為例進行分析，該地區(qū)風電場接入情況如圖3所示。該地區(qū)共有風電場12座，裝機總?cè)萘?93 MW，火電機組容量為1 670 MW，2018年最高負荷預測約為1 800 MW。

圖3 廣東湛江部分風電場示意圖Fig.3 Schematic diagram of some wind farms in Zhanjiang，Guangdong

3.1 日前控制策略分析

日前控制將1 d分為144個控制時段，每個時段10 min。圖4為日前風電預測曲線、日前負荷預測曲線以及常規(guī)發(fā)電機組計劃出力曲線。

1—日前風電預測曲線；2—常規(guī)發(fā)電機組計劃出力曲線；3—日前負荷預測曲線。

圖4 常規(guī)發(fā)電機組計劃出力曲線
Fig.4 Planned output curve of conventional generator sets

a)在1—24時段內(nèi)，風電出力很小，負荷所需有功由常規(guī)發(fā)電機組提供，并留有一定的備用容量。

b)在48—60時段內(nèi)，風電出力大幅增加，此時負荷用電需求最高達1 200 MW，需要選取AGC機組進行調(diào)節(jié)，增加常規(guī)發(fā)電機組的有功出力。

c)在60—72時段與84—96時段內(nèi)，風電出力約為300 MW與600 MW，負荷需求增加放緩，因此常規(guī)發(fā)電機組的出力只需正常跟隨負荷增加即可。

d)在108—144時段，負荷需求下降，而風電功率維持不變，為了最大限度消納風電功率，則需要相應減少常規(guī)發(fā)電機組的出力，并保證發(fā)電機組正常運行。

3.2 實時控制策略分析

實時控制主要針對的是負荷突然增加或者風電功率忽然減小的情況，優(yōu)先選擇調(diào)節(jié)負荷側(cè)的可轉(zhuǎn)移負荷[22-23]，以此來平抑功率波動，保證電力供需平衡，實時控制周期為10 min。選取96時段進行實時控制算例分析，圖5所示為96時段內(nèi)風電實時預測與日前預測曲線。

從圖5可以看出，日前風電預測與實時風電預測誤差造成源側(cè)有功波動，需求側(cè)出現(xiàn)了有功缺額，電力系統(tǒng)雙側(cè)電力供需不能實時平衡，必須采取措施來平抑風電波動，彌補有功缺額。按照日前控制策略，依據(jù)功率缺額對可轉(zhuǎn)移負荷進行調(diào)整，調(diào)整結(jié)果如圖6所示。

從圖6可以看出，在該時段內(nèi)負荷有功增加，但風電與常規(guī)機組出力有小幅波動，不能滿足負荷需求，按照實時控制策略轉(zhuǎn)移部分可轉(zhuǎn)移負荷?？梢钥闯鼋?jīng)過協(xié)調(diào)控制，電力供需實現(xiàn)平衡并保留一定裕度。

1—該時段風電日前預測出力曲線；2—該時段風電實時(1 min)預測出力曲線。

圖5 96時段內(nèi)風電實時預測與日前預測曲線
Fig.5 Real-time forecast and day-ahead forecast curves of wind power in 96 Period

1—轉(zhuǎn)移前負荷曲線；2—轉(zhuǎn)移后負荷曲線；3—風電與常規(guī)機組出力曲線。

圖6 調(diào)整轉(zhuǎn)移負荷
Fig.6 Adjustment of transfer load

當將所有可轉(zhuǎn)移負荷轉(zhuǎn)移后依然不能實現(xiàn)功率平衡，則此時調(diào)節(jié)AGC機組增加出力，在保證一定的有功裕度的同時需滿足常規(guī)發(fā)電機的出力約束?？刂七^程曲線如圖7所示。

1—轉(zhuǎn)移前負荷曲線；2—轉(zhuǎn)移后負荷曲線；3—風電與常規(guī)機組出力曲線；4-切除后負荷曲線；5-常規(guī)機組極限出力曲線。

圖7 AGC機組參與調(diào)節(jié)
Fig.7 Participation of AGC in regulation

從圖7可以看出，經(jīng)過實時控制策略調(diào)整，即先調(diào)整可轉(zhuǎn)移負荷量，接著調(diào)整AGC機組出力后依然無法實現(xiàn)電力供需平衡，因此在第8 min切除部分可削減負荷，此時電力供需重新恢復平衡，并留有一定裕度。

4 結(jié)論

為解決風電消納不足的問題，本文提出了一種日前控制與實時控制相結(jié)合的協(xié)調(diào)控制策略，分別對日前控制策略與實時控制策略進行了建模和仿真分析，得到以下結(jié)論：

a)日前風電預測和日前負荷預測對日前控制的效果有重要影響。為了保證風電功率的最大消納，系統(tǒng)應有足夠的AGC機組以待調(diào)節(jié)。

b)使需求側(cè)可轉(zhuǎn)移負荷參與系統(tǒng)功率調(diào)節(jié)可以有效平抑風電波動，有助于減少常規(guī)發(fā)電機組的頻繁啟停，提高整個系統(tǒng)的經(jīng)濟性。