特高压直流以及新能源参与后的受端电网调峰控制方法与流程

本发明公开了特高压直流以及新能源参与后的受端电网调峰控制方法，属于发电、变电或配电的技术领域。

背景技术：

随着我国可再生能源并网规模的逐步扩大，作为受端电网的华东电网等区域电网受高压直流输电(hvdc，highvoltagedirectcurrent)馈入功率大的影响存在难以灵活调节等问题。从调度运行角度分析，特高压大规模功率接入会改变原有电网的属性，使原有电网显现出受端特性，并很大程度上削弱系统的调峰能力，增大系统的调峰难度。风速以及太阳能受限于其自然属性，导致风电和光伏出力难以有效预测和控制，增加了电网安全运行风险。进一步地，风光电出力的不确定性会加大受端系统的等效负荷差、易导致电网的调峰能力不足、调节速度也难以适应风光电出力的大幅度变化等问题。

目前，直流输送功率大多数情况下按送端电源自身运行要求或送端电网电力盈余情况安排送电计划，很少考虑受端电网的负荷需求，经常出现“直线”或“反调峰”输送计划，低谷时段受端电网电源总出力无法随负荷降低而降低，出现调峰缺口，从而加重了受端地区的低谷电力消纳与调峰的压力。因此，充分发挥直流输电调节灵活的特点，优化直流出力计划曲线，安排直流计划承担部分调峰任务，对于促进新能源的消纳、提高受端电网的低谷电力消纳和调峰压力，具有十分重要的意义。

技术实现要素：

本发明的发明目的是针对上述背景技术的不足，提供了特高压直流以及新能源参与后的受端电网调峰控制方法，实现了新能源的最大消纳以及特高压直流参与调峰的优化运行，解决了受端电网调峰能力不足和低谷时段电力消纳能力差等技术问题。

本发明为实现上述发明目的采用如下技术方案：

考虑特高压直流和新能源参与的受端电网调峰方法，包括以下步骤：

s1:确定受端系统调峰原则以及调峰优先顺序；

s2:建立考虑调峰优先顺序的受端电网调峰目标函数；

s3:建立系统功率平衡、直流调峰、水电机组调峰、火电机组调峰、风光机组调峰的约束条件；

s4:确定不同场景(情况)下各个调峰资源的出力计划以及输出计划曲线。

s1包括以下步骤：

s101:确定受端系统的调峰原则；

s102:确定受端电网的调峰顺序为火电，水电，风电弃风，光伏弃光，直流计划调整，调节可中断负荷以及切负荷。

s2包括以下步骤：

s201:确定直流计划调峰的调整成本；

s202:确定火电机组的启停成本、燃料成本，水电机组的启停成本，弃风惩罚成本，弃光惩罚成本，可中断负荷成本以及切负荷成本；

s203:建立考虑调峰优先顺序的受端电网调峰目标函数。

s3包括以下步骤：

s301:建立受端系统功率平衡的约束条件；

s302:建立直流计划调整约束、特高压输送功率约束、火电机组出力约束、水电机组出力约束、新能源最大出力限值约束等不等式约束条件。

s4包括以下步骤：

s401:在不同场景下确定火电机组、水电机组、直流输送、风光机组的日前出力计划；

s402:输出各火电机组、水电机组、直流输送、风光机组的日前出力计划曲线。

本发明采用上述技术方案，具有以下有益效果：为解决受端电网调峰能力不足以及低谷时段电力消纳能力差的问题，本申请以火电优先水电、水电优先风电弃风、风电弃风优先光伏弃光、光伏弃光优先直流计划调整、直流计划调整优先调节可中断负荷以及切负荷为调峰顺序，在水、电机组参与调峰且弃风弃光仍不能满足受端系统功率平衡约束时启动直流计划调整，在整个调度周期内动态建立满足受端电网运行经济性的日前发电最优问题，得到了计及直流参与的新能源与常规能源协调优化的日前发电计划，基于分段可变成本函数的直流调整混合整数线性约束模型优化的直流计输出计划曲线促进受端电网内新能源的消纳，能够在实现经济效益的同时提高电网调峰能力及低谷消纳能力。该方法可适用于更大规模电网和新能源以及多条跨区直流通道的协调优化，对于促进新能源的消纳、受端地区低谷电力消纳和跨区资源优化有积极意义。

附图说明

图1为本发明的方法流程图。

具体实施方式

下面结合附图对发明的技术方案进行详细说明。

本发明提供的这种考虑特高压直流以及新能源接入的受端电网调峰方法如图1所示，包括如下步骤：

s1:确定受端系统调峰原则以及调峰优先顺序；

s2:建立考虑调峰优先顺序的受端电网调峰目标函数；

s3:建立系统功率平衡、直流调峰、水电机组调峰、火电机组调峰、风光机组调峰的约束条件；

s4:确定不同场景下各个调峰资源的出力计划以及输出计划曲线。

s1包括以下步骤：

s101:确定受端系统调峰原则。调峰原则为：调峰电源主要以火电机组和水电机组为主，风光机组以及特高压直流为辅；

s102:确定受端电网的调峰顺序为火电，水电，风电弃风，光伏弃光，直流计划调整，调节可中断负荷以及切负荷。

s2包括以下步骤：

s201:确定直流计划调峰的调整成本；

其中，δcd(d,t)为直流线路d在t时刻计划调峰的成本；s为直流计划调整成本函数的总段数；λ(d,s)为直流线路d在第s段直流计划调整成本函数的虚拟调整成本因子；δp(d,s,t)为t时刻直流线路d在第s段直流计划调整成本函数上的计划变化量，为非负值；δp⁺(d,t)和δp^-(d,t)分别为直流线路d在t时刻增加和减少的计划电力。

s202:确定火电机组的启停成本和燃料成本、水电机组的启停成本、弃风惩罚成本、弃光惩罚成本、可中断负荷成本以及切负荷成本：

设cf(t)为火电机组从t-1时刻开始到t时刻的燃料成本，则，

其中，n为受端系统中火电发电机组的数量，kgi为第i台火电机组发出单位电量所需的费用，pfi(t)为第i台机组从t-1时刻开始到t时刻所发出的总电量；

设cs(t)为火电机组从t-1时刻到t时刻的启停成本，ch(t)为水电机组从t-1时刻到t时刻的启停成本，

其中，knqi和knti分别为第i台火电机组启动一次和停机一次的费用，uni(t)为第i台火电机组在t时刻的开关状态，第i台火电机组启动时，uni(t)＝1，第i台火电机组停机时，uni(t)＝0，m为受端系统中水电发电机组的数量，kmqj和kmtj分别为第j台水电机组启动一次和停机一次的费用，umj(t)为第j台水电机组在t时刻的开关状态，第j台水电机组启动时，umj(t)＝1，第j台水电机组停机时，umj(t)＝0；

设δcw(t)为在t时刻弃风的惩罚成本，δcs(t)为在t时刻弃光的惩罚成本，

其中，w为受端系统中风电机组的数量，kw为单位弃风量的惩罚费用，ewk(t)为第k台风电机组从t-1时刻开始到t时刻的弃风电量，p为受端系统中光伏机组的数量，ks为单位弃光量的惩罚费用，esq(t)为第q台光伏机组从t-1时刻开始到t时刻的弃光电量。

s203:建立考虑调峰优先顺序的受端电网调峰目标函数；

受端系统电源的调峰顺序为火电，水电，风电弃风，光伏弃光，直流计划调整，调节可中断负荷以及切负荷。在给定调峰顺序的基础上，提出以受端电网运行经济性最优为目标。

a)首先，考虑调整常规发电机组的出力，考虑火电以及水电机组的出力优化分配：

b)在上述a)的基础上，若此时受端系统不满足发电-负荷平衡约束条件，则考虑风电和光伏参与的受端电网调峰模型。优化目标是总成本最小，总成本包括常规机组，新能源弃风弃光的惩罚成本，此时不考虑直流参与调峰成本，

上式中，δcw(t)为风电机组在t时刻弃风的惩罚成本，δcs(t)为光伏机组在t时刻弃光的惩罚成本。

c)在b)基础上，若此时受端系统不满足发电-负荷平衡约束条件，为进一步减小受端电网的峰谷差，平抑负荷波动，考虑直流参与调峰，精细化直流运行曲线。

联合调峰模型需合理安排各类电源出力方式，以保证系统的调峰容量平衡且运行成本最低。此类问题在选择优化目标时，长期以来大多是固定周期，研究系统在选定周期内的总运行成本最小。模型如下：

上式中，δcd(d,t)为t时刻第d条馈入直流的直流计划调整虚拟成本,q为受端电网馈入直流线路总数。

d)在上述的a),b),c)基础上，若此时受端系统不满足发电-负荷平衡约束条件，则考虑调节可中断负荷以及切负荷，

其中，δc1(a,t)为t时刻中断第a个可中断负荷的成本，δc2(b,t)为t时刻切除第b个常规负荷用户的成本，il为可中断负荷的总数，cl为常规负荷用户的总数。

s3包括以下步骤：

s301:建立受端系统功率平衡的约束条件；

功率平衡约束：

其中，l(t)为受端电网在t时刻的负荷功率(扣除可中断负荷以及常规负荷用户切除的负荷功率)；pfi(t)、phj(t)、pwk(t)、psq(t)和p(d,t)分别为火电机组i、水电机组j、风电机组k、光伏机组q、直流线路d在t时刻的有功出力；n为火电机组总数，m为水电机组总数，w为风电机组总数，p为光伏机组总数，q为馈入受端地区的直流线路总数。

s302:建立直流计划调整约束、火电机组出力约束、水电机组出力约束、新能源最大出力限值约束等不等式约束条件，

直流计划调整约束条件：

其中，p^hline为特高压直流线路输送功率的上限，p^lline为特高压直流线路输送功率的下限；a^-(d,t)和a⁺(d,τ)为0-1变量，a^-(d,t)表示直流线路d是否计划在t时刻开始调整，a⁺(d,τ)表示直流线路d是否计划在τ时刻结束调整；nt为直流线路d最小调整间隔的时段总数；和分别为直流线路d在t时刻计划增加和减少计划电力的速率限值；δt为t时刻与其相邻时刻的时间间隔；x(d,t)，x⁺(d,t)，x^-(d,t)为整数变量，分别为直流线路d在t时刻送出功率是否调整、是否正向调整(增加)、是否反向调整(减少)的标识。

火电机组出力约束：

其中，pfi.min为火电机组i的出力下限，pfi.max为火电机组i的出力上限，和分别为火电机组i向下和向上的爬坡速率,火电机组升降负荷时的调节速率需要满足爬坡速率约束，δt为相邻调度时刻的时间间隔，通常取15min或1h；和分别为火电机组i在t时刻的持续开机时间和持续关机时间,和分别为火电机组i所要求的最小持续开机和最小持续关机时间。

水电出力约束：

其中，phj(t)为水电机组j在t时刻的出力，phj.min和phj.max分别为水电机组j的最小、最大出力；a为水电转换常数，通常取9.81；ηj为水电机组j的效率；qj(t)为水电机组j在t时刻的发电用水量；hj(t)为水电机组j在t时刻的水头高度；qmin和qmax分别为水电机组最小、最大发电用水量；vj(t)、vj(t+1)分别为水电机组j在t时刻、t+1时刻的库容，vjmin和vjmax分别为水电机组j的最小、最大库容；ghj(t)为水电机组j在t时刻的弃水量，qj(t)为水电机组j在t时刻的总放水量，wj(t+1)为水电机组j在t+1时刻的净来水量。

新能源最大出力限值约束：

其中，pwkmax(t)和psqmax(t)分别为风电机组k、光伏机组q在t时刻的最大可能出力；pwk(t)、psq(t)分别为风电机组k、光伏机组q在t时刻的有功出力。

s4包括以下步骤：

s401:在不同场景下(季节性场景)，确定火电机组、水电机组、直流输送、风光机组的日前出力计划；

根据上述目标函数以及约束条件，计算出各个调峰资源的日前出力计划。

s402:在不同场景下(季节性场景)，输出各火电机组、水电机组、直流输送、风光机组的日前出力计划曲线。

根据s401的结果，输出火电机组、水电机组、直流输送功率和风光机组的日前出力计划。