基于关键断面辨识的复杂级联电网日前调度优化

2022-06-21李琦陈艺华郭斌张德亮郭少青

电气传动 2022年12期

李琦，陈艺华，郭斌，张德亮，郭少青

（1.国网陕西省电力公司电力调度控制中心，陕西西安 710049；2.北京清大科越股份有限公司，北京 100102）

随着我国风电、光伏为代表的新能源快速发展，电网安全稳定运行面临日益严峻的挑战[1]。特别是我国东北、西北等新能源大规模集中接入地区，受新能源功率预测偏差及实时运行中随机波动性影响，运行断面潮流越限问题比较突出。在确保安全的基础上充分利用通道资源，提升新能源消纳能力成为当前该领域研究的重点[2]。

运行断面潮流不越限是电网调度优化模型的基本条件和重要约束。为降低断面阻塞对新能源消纳的影响，传统研究主要是采用充分利用储能、电动汽车等灵活性调节资源来适应新能源波动性。

文献[3-5]所研究的电动汽车、储能装置、可控负荷与新能源互动模型能够通过调整电动汽车的运行方式，提升断面利用率，但是并未细致考虑新能源自身波动性对断面安全性的影响。文献[6-7]研究了风电、光伏等新能源的波动性规律，但是对负荷波动等其他不确定性因素对断面安全的影响分析并不充分。此外，上述研究中一般将运行断面潮流限值作为优化模型约束条件限值，将导致最优运行条件下部分运行断面的潮流计划必将与其限值相等。为避免实际运行中因负荷、新能源波动造成运行断面潮流越限，必须在日前调度优化环节为各运行断面设置一定潮流裕度，并通过日内滚动计划、常规电源发电控制等方式确保裕度满足要求[8-9]。因此，在日前调度优化领域提升新能源消纳的重要途径就是如何合理地设置运行断面潮流裕度，以实现运行断面的充分利用。

然而对如何科学设置运行断面潮流裕度的研究目前还处于起步阶段，部分文献提出根据新能源预测曲线，考虑一定波动率作为运行断面潮流裕度制定的参考[10]。还有部分研究提出采用鲁棒调度方法，考虑新能源多场景预测对运行断面的影响[11]。但从实际来看，往往面临裕度偏大，结果较保守，不利于新能源消纳的问题[12]。此外，目前的研究对我国实际的运行断面特征关注较少，受资源与需求分布不均影响，我国新能源往往集中于东北、西北地区，通过特高压输电线集中送出，由此产生了级联电网这种特殊的电网形态[13]。而当前对级联电网运行特性和控制策略的研究并不充分，对如何解决级联电网多调度机构安全协调的方法有待研究。

为此，本文将提出一种基于关键断面辨识的日前协调优化方法，以解决我国复杂级联电网中所面临的运行断面安全与新能源消纳相协调的问题。

首先，剖析我国级联电网运行特性，提出一种考虑新能源与负荷双重波动的关键断面评价标准，由此提出级联电网中基于关键断面辨识的日前调度优化实施思路；然后，构建基于关键断面辨识的日前调度优化模型，并介绍其实施方法；最后，基于我国西北电网实际数据构造算例，验证所提出方法的有效性。

1 关键断面辨识与优化思路

1.1 级联电网运行特性

我国东北、西北等地区丰富的风光资源和东南部旺盛的用电需求决定了大量富余新能源必须长距离送出消纳，由此产生了级联电网这种特殊的电网形态[13]。

级联电网由多级相互嵌套的运行断面构成，每级运行断面区域均接入一定量的常规电源、新能源和用电负荷。各运行断面以串联、并联、混联等多种方式组合，并可能涉及多个层级的调度机构。如图1所示的西北某级联电网中，共涵盖5 级运行断面，依次为 DM1，DM2，DM3，DM4，DM5，涉及网、分、省、地四级5个调度机构。

图1 级联电网示意图Fig.1 Schematic diagram of cascaded power grid

从调度运行角度来看，级联电网运行复杂性主要体现在3个方面：

1）更突出的随机波动性。除传统的负荷波动外，级联电网新能源装机比例较高，导致与常规电网相比，具有更高的波动性；

2）更复杂的调度协调关系。级联电网一般地区广袤，且覆盖多个电压层级，往往对应多个不同层级多个调度机构，导致其业务协调量大，流程复杂[14]；

3）更显著的潮流耦合关系。负荷及新能源出力的波动可能影响多级运行断面潮流。

1.2 考虑双重波动影响的关键断面辨识

级联电网中第os级运行断面潮流不仅与本级电网常规电源、新能源发电出力和用电负荷有关，还受上一级电网注入潮流影响[15]，可表示为

式中：Pos,t，Pos-1,t分别为第os级运行断面和其上一级运行断面时刻t的潮流；Pg,t，Pw,t，Pb,t分别为常规电源g，新能源w和负荷节点b时刻t的发电功率或用电负荷；g∈os，w∈os，b∈os分别表示常规电源、新能源和负荷节点均在第os级运行断面区域。

由式（1）可以看出，级联系统中影响各级运行断面潮流的因素主要有4个方面。其中，常规电源出力可控性和运行稳定性较高；上一级电网注入潮流受传输能力限制，正常运行过程中不超过其传输限值；用电负荷、新能源出力是运行断面潮流控制主要的不确定性来源，现有的研究中主要从两个技术路径评价其不确定性，一是根据历史预测准确率评估实时运行偏差，二是采用多场景预测、区间预测等概率预测方法来评估其影响[16]。根据以上4个方面影响因素的分析，本文提出以预期潮流越限概率作为级联系统关键断面辨识的标准。考虑负荷及新能源双重不确定性下，第os级运行断面潮流分布概率函数可表示为

式中：Pos,t(p)为第os级运行断面潮流分布概率函数；为上一级运行断面潮流限值；为常规电源g最小技术出力；Pw,t(p)，Pb,t(p)分别为新能源w的出力概率函数和节点b的负荷概率函数。则第os级运行断面潮流越限概率即为其潮流超过限值的发生概率，可表示为

可由调度运行人员根据实际运行情况，设定关键断面判定限值。潮流越限概率超过给定限值的运行断面即为本文所提出的级联电网关键断面，其判定公式可表示为

式中：Ppro,set为调度运行人员设定的判定限值。

1.3 日前调度优化改进思路

日前调度优化是电网调度运行的关键环节，所编制形成的发电计划是实时运行指挥的重要依据。级联电网自身运行控制的特殊性使得其断面裕度预留与调度协调控制均面临较大挑战。而基于关键断面辨识结果则将为其协调优化提供新的思路，体现在非关键断面的偏差调节资源较充足，日前优化阶段可不考虑预留调节裕度，依靠日内滚动计划满足调控要求；而关键断面调节资源紧张，为保障电网运行断面潮流不越限，应保障所预留的断面裕度和常规电源调节能力满足区内负荷和新能源不确定性要求。

遵循上述优化思路，本文所提出的协调优化方法具有如下特点：

1）从空间协调的角度出发，在坚持级联电网统筹协调优化的基础上，强调充分利用关键断面对应协调控制区调节资源。以关键断面为分界线，可将整个级联电网划分为多个协调控制区。各协调控制区内部运行断面调节资源相对充足，充分挖掘各控制区常规电源调节潜力，实际上就抓住了整个级联电网潮流控制的关键点；

2）从调度协调的角度出发，各协调控制区内的常规电源调节资源应优先安排在监控该控制区对应关键断面潮流的调度机构，以提升调度协调衔接效率；

3）从资源配置的角度出发，关键断面潮流裕度与对应协调控制区常规电源调节能力应满足该控制区内不确定性对关键断面的影响，并以新能源最大化消纳为目标合理配置断面裕度和常规电源调节能力。

2 复杂级联电网日前调度优化方法

2.1 优化目标

按照本文所提出的基于关键断面辨识的级联电网日前优化调度实现思路，优化模型目标函数主要考虑购电费用最小化和新能源消纳最大化两方面目标，其中新能源消纳最大化等效于级联电网弃风、弃光电量最小，因此以上优化协调模型目标为min（G），G为目标函数，可表示为

考虑到新能源优先消纳要求，购电成本重点考虑级联系统外购电费用和自身常规电源购电费用，可表示为

弃风、弃光电量指标可表示为

式中：NOS为级联电网中级联断面数；为新能源w时段t的弃风、弃光功率。

2.2 约束条件

所需要考虑的约束条件包括电力平衡约束、非关键断面潮流约束、关键断面潮流约束、常规电源出力范围约束、常规电源爬坡能力约束、新能源出力关系约束、关键断面潮流裕度约束，可表示为

2.3 实施要点

本质上，本方法的实际应用建立在级联电网运行信息全局共享、统筹优化的基础上。实际应用过程中，首先，需要各调度机构分头开展新能源及负荷预测，分析其不确定性特征，并根据式（2）～式（4）所示的关键断面辨识方法确定系统中需要重点关注的关键断面；然后，各级调度机构应统一将基础数据汇总，由一级调度机构采用式（7）～式（13）所示的日前协调优化模型统一优化，确定各分区新能源和常规电源整体发电计划；最后，各调度机构根据该整体发电计划，可进一步优化编制各调管范围各类型电源发电计划，并发布执行。

3 算例分析

3.1 基础数据

本文以我国西北某地区电网实际数据构造算例，验证所提出方法的有效性。该地区新能源及常规电源装机较高，通过750 kV主网架送出，除750 kV主网架所涉及的4个级联断面外，110 kV系统还存在3个主要的断面。将整个级联电网区域划分为7个运行区，共涉及5个调度机构对其调度运行控制进行协调指挥。

图2 级联系统网架结构Fig.2 Cascading system grid structure

电源基本信息如表1所示。级联电网中常规电源装机容量达15 660 MW，新能源装机容量24 153 MW，新能源装机占比超过60%，属于高比例新能源接入电网。从购电价格来看，运行断面SM，DB，TX对应区域电网最低，运行断面SB1，SB2，SB3，SB4逐步增高，最高达0.4元/（kW∙h）。以上价格为各区域常规电源市场交易出清价，为简化分析，算例中取各运行区内所有常规电源的平均值。

表1 电源基本信息表Tab.1 Basic information of power supply

3.2 数据分析

日前计划编制阶段，5个调度机构分别组织开展新能源预测、负荷预测。所获得的预测曲线分别如图3和图4所示。由于各地区新能源类型差异较大，且各地区气象条件不同，因此新能源预测曲线特性差别明显。运行断面SB1，SM，DB，TX对应区域电网光伏电源占比较高，白天整体出力较高；运行断面SB3，SB2，SB1对应区域电网风电装机比例高，逆调峰特性显著；而受气象条件影响，运行断面SB4对应区域电网新能源整体出力偏低，波动性较弱。

图3 系统负荷曲线Fig.3 Power system load curves

图4 新能源预测曲线Fig.4 New energy forecast curves

各调度机构根据以上预测信息，进一步结合负荷、新能源出力不确定性，可对各时段上述7个运行断面的越限概率进行测算分析。如图5所示，各运行断面各时段的越限概率不同，其中运行断面SB3和SB1越限概率明显高于其他断面。算例中设定越限概率超过10%即为关键断面，则从00∶00—09∶00及17∶00—23∶00，运行断面SB3均属于关键断面，而12∶00—15∶00期间运行断面SB1属于关键断面。

图5 运行断面越限概率Fig.5 Out-of-limit probability of operating sections

以上信息统一汇总至调度机构1处，由调度机构1统筹调度安排。根据本文所提出的日前调度优化方法，利用式（7）～式（13）所示的日前协调优化模型优化求解可以得到各区域电网常规电源、新能源发电计划，并由此确定各运行断面的潮流分布。各区域电网常规电源发电计划如图6所示，由于未出现弃风、弃光，新能源发电计划即为其预测发电计划。

图6 常规电源发电计划Fig.6 Conventional power generation plan

常规电源作为主要调节资源，其发电出力受运行断面传输能力、新能源发电预测、自身价格水平等因素综合影响。若无断面阻塞，则各区域常规电源应根据其自身价格依次调用，运行断面SM，DB，TX对应区域电网常规电源应优先安排发电，而在00∶00—09∶00及17∶00—23∶00，尽管运行断面SB3对应区域电网常规电源价格较高，但为了保障关键断面SB3潮流调节能力充足，该区域常规电源发电计划高于其最小技术出力，以满足新能源及负荷波动要求。同样的，在12∶00—15∶00期间，为满足关键断面SB1的调节要求，其对应区域电网常规电源也预留了一定调节裕度。

3.3 对比分析

为了更好地说明本文所提方法在协调系统安全性、经济性、清洁性方面的优势，进一步对比了单独优化法[15]、不考虑关键断面调节裕度法[16]和本文所提方法的差异。

其中，单独优化法的特征在于各调度机构以自身购电成本最低和新能源最大化消纳为目标，独立优化，而不考虑对其他调度区所产生的影响，在本算例中采用单独优化法后5个调度机构将分别优化决策，级联电网内下级调度机构将以上级调度机构优化结果作为自身优化边界。不考虑关键断面调节裕度法则仍坚持级联电网全局协调优化，但是不考虑新能源及负荷波动性影响，相当于不考虑本文所提出模型中的关键断面潮流裕度约束。

表2为运行指标对比，如表2所示，若不考虑级联电网间的资源互济，由各调度机构单独优化，不仅将造成购电成本上升还将产生弃风、弃光电量，其运行清洁性和经济性均不满足要求。与不考虑关键断面方法相比，本文所提出的优化方法未产生弃风、弃光电量，但购电成本有所上升。

表2 运行指标对比Tab.2 Comparison of operating indicators

进一步对比不考虑关键断面调节裕度与本文提出方法下关键断面调控能力差异。表3对比了运行断面SB3和SB1在其作为关键断面时段范围内潮流裕度和对应区域电网常规电源调节能力。

表3 运行断面对比Tab.3 Comparison of operating sections

不考虑关键断面调节裕度时，两个关键断面的潮流计划均达到其断面限值，无潮流裕度，且所预留的常规电源调节能力偏小，特别是对关键断面SB1未预留常规电源调节能力。因此，实际上不考虑关键断面调节裕度的优化结果并不满足实际运行要求，若实际运行中出现较大波动，将导致运行断面越限的安全风险。由于缺乏对关键断面的准确辨识，调度机构只能不加区分地为各运行断面预留潮流裕度，将进一步降低新能源消纳能力。而本文所提方法则合理预留了断面潮流裕度和常规电源调节能力，以最大化方式促进整个系统的新能源消纳，从而有助于实现系统安全运行、新能源充分消纳、系统购电经济性最优等多维目标有序协调。