交直流混联电网风电消纳能力计算分析

2019-05-17崔佳琪

山西电力 2019年2期

郝捷，崔佳琪，张颖

（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原 030001；2.国网山西供电承装有限公司，山西太原 030001）

0 引言

风电作为可再生清洁能源，在我国主要分布在“三北”地区。近年来，我国的风电装机容量的逐年升高，在每年冬季风电大发时期风电消纳比较严峻，主要受电网部分断面容量限制以及供热机组的调峰影响。因此，优化电源结构、灵活调节各类资源，让电网能够最大限度地消纳风电具有非常重要的意义。

针对上述问题，本文结合我国电网中风、火、水等各类电源的发电特性，考虑风电消纳过程中电网的各种约束条件，建立计算分析模型，并通过实例进行仿真分析。

1 风电消纳能力计算模型

1.1 目标函数

本文以电网能够接纳风电的最大能力作为目标函数，综合考虑风电机组、火电机组以及水电机组的总发电量建优化模型。

式中，T表示风电消纳计算的周期时长；Pw表示全网风电机组的出力水平；F为全网火电机组的出力水平；W表示全网水电机组的出力水平；A表示全网中不同种类发电机组的概率密度函数特性；C表示电网中的约束集。

1.2 风电出力特性

各风电厂处于不同的风速区域，而风电厂的实际出力与该区域风速息息相关，与实际风速3次方成正比。因此，各风电厂的实际出力的函数可表示为

式中，Pw表示电网中风电厂的实际出力；vci表示风机的切入风速；vco表示风机的切出风速；vr表示风机的额定风速；Pwr表示在额定风速下风机的有功出力；V表示该风厂所处区域的实际风速；Pw(V)表示风速为V时风机的有功出力。

本文各风厂单台风机使用额定功率为1.5 MW的风机模型，该风机的切入风速为3 m/s、额定风速为12 m/s、切出风速为25 m/s。

1.3 电力系统约束条件

1.3.1 机组出力约束

式中，PGimax表示电网中每台火电机组的最大有功出力；PGimin表示每台火电机组的最小有功出力；QGimax表示电网中每台火电机组的最大无功出力；、QGimin表示每台火电机组的最小无功出力。

1.3.2 水电机组约束

式中，SChn,j,t+1、SChn,j,t分别表示t+1与t时刻的水库容量的大小，Rhn,j,t表示入库水量，H（Phn,j,t）表示发电需要的用水量；SChn,j,min、SChn,j,max分别表示库容最小和最大值。

1.4 计算方法

考虑负荷确定的基础情况，将电网根据断面划分为几个区域。根据上述约束条件，在全网火电开机满足最小运行开机方式的前提下，采用蒙特卡洛算法求解交直流电网中的风电出力、常规机组出力以及常规机组启停状态等在各时间断面的最优解（图1）。

图1 计算流程

2 实例仿真

2.1 算例描述

本文根据山西省实际网架结构和数据进行仿真分析，山西省2017年风电实际装机容量超1 000万kW，新投产了雁淮特高压直流线路。由于该省2017年下半年的网架结构发生改变，故本文仿真验证该省2017年上半年情况。2017年上半年，山西省风电受阻集中在北部风电装机较多的地区，主要受断面与调峰的影响。其中，断面受阻主要包括水头220 kV主变容量和220 kV朔水线路热稳的约束。因此，将该省北部电网分为三个区域进行计算，即水头区域、忻朔220 kV区域、500 kV主网和大同及中南部220 kV环网区域（见图2）。

图2 网架结构图

忻朔220 kV区域与500 kV主网和大同及中南部220 kV环网区域的断面主要是朔州主变、忻州主变以及五寨主变，其断面限额为朔州主变220 kV侧限额、忻州主变220 kV侧限额以及五寨主变220 kV侧限额之和，共400万kW；水头区域与忻朔区域断面为朔水线，其断面限额为朔水线限额60万kW。

2.2 边界条件

2.2.1 负荷数据

本文采用回归分析法预测每月的负荷数据；根据该省2017年的实际情况得出负荷增长率约为5%，与实际情况基本相同。

2.2.2 系统旋备

系统旋备容量根据每天最大负荷的5%进行计算。

2.2.3 火机开机模式

火电机组的启停最小周期为1周。

2.2.4 外送断面数据

交流外送联络线采用该省每年计划外送的高峰低估值；特高压直流外送采用该省与受电省份达成协议的计划交易电量。

2.2.5 风速模拟机风电装机容量

由于该省各区域季节风速相差较大，故各区域采用区域内的平均风速序列；风电装机容量采用该省实际装机容量。

2.2.6 水电参与电力电量平衡时的约束条件

水电机组在枯水期的最小出力为0，最大出力为0.6，在丰水期的最小出力为0，最大满出力；抽水蓄能电站机组全容量运行；无电力平衡时约束条件。

2.3 计算分析结果

2017年上半年风电发电量78.68亿kW时，与实际发电量偏差1%；风电利用小时数约986.6 h，与实际利用小时数偏差1%；弃风电量约9.0亿kW·h，与实际偏差4.25%；其中，忻朔区域弃风5.21亿kW·h，水头区域弃风2.42亿kW·h，大同及中南部地区弃风1.38亿kW·h，详见表1。通过对上述问题的分析，结论与实际结果偏差不大。

表1 2017年山西电网新能源消纳分析

2.4 敏感性分析

2.4.1 风资源敏感性分析

与基础案例相比，在风资源增长10%的情况下，风电限电量为1.16亿kW·h，增长2.16亿kW·h；在风资源减少10%的情况下，风电限电量为7.28亿kW·h，下降1.72亿kW·h，具体数据见表2。

表2 风资源敏感性分析计算结果亿kW·h

2.4.2 负荷敏感性分析

与基础案例相比，在负荷按照目前现有增长率的50%，60%，80%，90%情况进行敏感性分析。负荷在现有增长率的50%的情况下，风电限电量为7.65亿kW·h，减少1.35亿kW·h；负荷在现有增长率的60%的情况下，风电限电量为7.10亿kW·h，增长1.90亿kW·h；负荷在现有增长率的80%的情况下，风电限电量为6.72亿kW·h，下降2.38亿kW·h；负荷在现有增长率的90%的情况下，风电限电量为6.45亿kW·h，下降2.55亿kW·h，具体数据见表3。