考虑受端电网运行安全的台风条件下海上风电场协调运行策略

2023-10-31谢善益杨强谢恩彦仲卫周刚

浙江电力 2023年10期

谢善益，杨强，谢恩彦，仲卫，周刚

（1.广东电网有限责任公司电力科学研究院，广州 510080；2.国电南瑞南京控制系统有限公司，南京 215200）

0 引言

近年来，海上风电由于具有利用率高、安全、稳定等特点发展迅速［1］。与陆上风力发电相比，海上风力发电更容易受到台风的影响，造成风电爬坡事件，严重威胁受端电网的安全稳定运行［2］。对于基于火电机组的传统电力系统，由于爬坡率的限制，大多数系统无法应对风力发电爬坡事件［3］，使得电力供需平衡更加困难。

目前对风电爬坡事件的研究主要集中在3个方面：风电爬坡预测与识别［4-8］、风电场爬坡控制和储能系统爬坡控制。利用数据建模［9-12］和场景分析对风电爬坡事件进行建模是近年来的研究热点［13-17］，这些研究主要集中在有效预测风电爬坡事件的发生。利用风电场的功率控制抑制风电功率上升，在实践中取得了良好的效果［18-19］。综合考虑爬坡率和弃风量，限制高爬坡率阶段风电的爬坡率，提高低爬坡率阶段风电的适应性，降低风电波动对受端电网的影响，这种方法的调节能力受到风电场自身状态及其当前有功功率控制能力的限制。因此，上述方法在某些极端情况下可能无法有效控制风电爬坡问题。风电与储能联合优化也是一种有效解决风电爬坡事件的重要手段［20-22］，该方法利用爬坡功率和爬坡率的阈值对风电爬坡事件进行定量分析，以优化弃风和储能协调运行。以上研究提出了利用储能系统解决风电爬坡事件的措施，重点关注风电场侧爬坡控制，但忽略了电力系统运行状态的变化。因此，当电力系统运行状态发生变化时，爬坡功率和爬坡率的固定阈值可能无法给出合理的解释。

基于此，本文深入分析了台风条件下海上风电的输出特性，从海上风电场的角度出发，考虑到受端电网的运行安全需求，针对极端天气条件下发生海上风电场风力下降突发事件，提出了一种考虑受端电网运行安全需求的台风条件下含储能海上风电场协调运行策略，以优化台风来袭期间海上风力发电机组和储能系统间的协调出力，有效控制风电爬坡事件，从而最小化海上风电弃风量和运行成本，并实现海上风电场的友好接入要求。

1 台风条件下海上风电对受端电网的影响

图1为含储能系统海上风电场接入电网的示意图。由图1可知，海上风电场的出力情况对受端电网的运行影响较大，特别是台风期间。而台风对海上风电场的影响主要集中在海上风电场达到截止风速后短时间内大规模跳闸引起的风电爬坡事件，从而造成受端电网严重供需失衡。图2所示为台风条件下海上风电对受端电网的影响。

图1 含储能系统的海上风电场接入电网示意图Fig.1 Schematic of offshore wind farm with energy storage system connected to power grid

图2 台风条件下海上风电对受端电网的影响Fig.2 Schematic diagram of the influence of offshore wind power on the receiving power grid under typhoon conditions

由图2可知，台风来袭时（t0—t1），海上风电输出达到最大功率，保持一段时间后，t2时刻达到截止风速，海上风电在短时间内迅速退出，直至t3。在t0—t1期间，受端电网可通过调节传统发电机的输出功率来应对海上风电输出功率的增加，维持供需平衡。然而，海上风电在t2—t3短时间内停止运行。受端电网由于传统发电机组爬坡率的限制，其有功输出无法在短时间内快速增加，难以保证系统有功的平衡。因此，受端电网会通过损失负荷来解决电力短缺。实际上，在t2—t3时段，受端电网的发电机具有足够的调峰能力，其失负荷是由于机组爬坡率的限制造成的。因此，为了有足够的时间允许受端电网的调峰能力来减少有功不足，可考虑在海上风电达到截止风速之前，海上风电机组有序退出。此外，海上风电场的储能系统具有快速响应能力，在发生有功不足时，可快速放电以降低系统中显著的负载损失。这既降低了台风条件下海上风电脱网对受端电网的不利影响，保证了受端电力系统的安全运行，又最小化了海上风电的运行成本［23-24］。

1.1 传统发电机的调节能力

图3展示了传统发电机的调节能力，其由发电机的额定容量和爬坡率限制所决定。

图3 传统发电机的调节能力Fig.3 The regulation capability of the generator

图3中，t1—t2为启动阶段，在此阶段发电机不具备调节能力，只能按斜坡速率RD1启动。同样，t4—t5为停机阶段，此时发电机也不具备调节能力。而在t2—t4运行阶段，发电机可以在abcd区域的任意一点运行。但发电机的输出调节受到坡度率和额定容量的限制，可以表示为：

式中：Pmax和Pmin分别为传统发电机组的最大和最小输出功率；RD2和RD3为传统发电机组的爬坡率；Pt和Pt-1分别为t时刻和t-1时刻发电机的输出功率。

由于台风来袭时，海上风电会在短时间内大规模跳闸，导致短时间内出现大量电力短缺，因此，需要增加每台发电机的出力以平抑系统有功不足。本文仅研究机组运行期间的调节能力。系统中火电机组爬坡率一般为每分钟额定容量的2%～5%，水电机组速度较快，可达到每分钟额定容量的50%～100%。但由于火电机组在电力系统中所占比例较大，系统的调节能力可能会受到火电机组坡度率的限制。

1.2 储能的响应能力

海上风电的储能系统通常与其集电系统配置在一起，并经变流器接入受端电网。因此，储能系统的响应调节能力很强。在海上风机有序退出过程中，储能可实时跟随传统发电机组的输出特性，填补功率缺额，从而保证受端电网的功率平衡，故储能系统可建模为：

式中：和分别为储能系统在t时刻的充、放电功率；和分别为储能系统的最大充、放电功率；和分别为储能系统t时刻和t-1时刻的荷电状态；和分别为储能系统荷电最小、最大值；ΩESS为储能系统的充、放电效率。

2 台风条件下海上风电功率输出特性

本章旨在分析台风期间某海上风电场的风速特性，进而研究海上风电输出特性。

2.1 风速特性

由于Rankine漩涡模型对台风具有精确的模拟结果，且计算效率较高［25］。基于此，本文采用Rankine涡场模型对台风进行建模，模型可以表示为：

式中：vi为位置i的风速；vmax为台风的最大风速；ri为位置i到台风中心的距离；Rmax为台风的最大风速半径。

此外，ri可以表示为［26］：

式中：（x，y）和（a，b）分别为位置i和台风中心的经纬度坐标（东经为正，北纬为正）；R为地球半径，即6 371 km。

同时，台风的最大风速半径Rmax可由式（9）计算［26］：

式中：Pc为台风中心周围的气压；k为模型系数，该系数取值为0.769［27］。

根据我国沿海台风历史数据及相关海上风电场运行数据可知，当台风接近海上风电场时，风电场附近的风速将在很短时间内迅速增大；到达截止风速时，风电场中相应风机停止，海上风电的有功输出骤降［28］。因此，本文采用Rankine漩涡模型，可以得到我国某沿海区域3个海上风电场的风速图，如图4所示，可以看出3个区域的风速将同时达到截止风速。

图4 台风条件下3个区域海上风电的风速特性Fig.4 Wind speed characteristic in a typhoon condition

2.2 海上风电的输出特性

台风对海上风电场风速影响较大，进而影响其输出特性，可建模为：

式中：ρ为空气密度；Cp为气动性能函数，与风机的叶尖速比和桨距角有关；r为叶片半径；vwind为风速；vin、vrate、vout分别为切入风速、额定风速和截止风速；Prate为风力发电机的额定输出功率。

在此基础上，可获得的海上风电在台风条件下的输出特性，如图5所示。

图5 台风条件下海上风电的输出曲线Fig.5 Output curve of offshore wind power under typhoon conditions

由图5可知，海上风电输出功率在25 min内从额定值降至零。这表明如何在小时间尺度上应对大电量短缺的问题，可通过在台风期间安排海上风电场有序退出和控制储能系统有功输出，从而延长海上风电场退出时间、降低电力变化率来解决。然而，海上风电场过早弃风会造成巨大的经济损失，同时，电网的运行安全无法得到充分保障。

3 台风条件下含储能海上风电场协调运行模型

台风来临时，短期内会有大量的风机脱网。然而，传统发电机组的爬坡率有限，难以立即弥补系统的大功率不足［29］。因此，海上风电机组与储能系统的协调运行可以避免系统短期内出现较大的缺电，造成受端电网的较大负荷损失，同时也可以提升风电场的自身经济效益。

3.1 目标函数

台风条件下含储能海上风电场协调运行的目标是计及受端电网运行安全需求，优化台风来袭期间海上风电的输出，使其运行成本和受端电网失负荷均最小化。其目标函数可以表示为：

式中：Cw、Cess、Cl分别为弃风成本系数、储能充放电损耗成本系数和受端电网负荷损失成本系数；Pw，loss，t为t时刻海上风电场弃风功率；Pess，t为t时刻储能输出功率；Ploss，t为受端电网损失功率；T为总调度时间。

3.2 约束条件

1）有功功率平衡约束

式中：Pload，t为t时刻受端电网的负荷量；Pg，t为t时刻受端电网的传统发电机输出功率；Pw，t为t时刻海上风电的输出功率。

2）受端电网的发电机输出约束

式中：Pg，min和Pg，max分别为传统发电机的最小输出和最大输出量；和分别为传统发电机在t时刻的正、负备用容量。

3）传统发电机爬坡率约束

式中：Rd，t和Ru，t分别为发电机在t时刻的上、下爬坡率；Pg，t和Pg，t-1分别为发电机在t时刻和t-1时刻的输出功率；Δt为时间间隔。

4）发电机备用约束

发电机备用约束中包含备用容量约束和备用响应率约束，可表示为：

式中：和为系统所需的预留容量。

此外，备用响应率也取决于传统发电机组的爬坡率。

5）弃风约束

式中：Pwind为一个风力发电机的额定容量；Psum，wind为总风能装机容量；Nw，loss，t和Nsum，wind分别为在t时刻放弃风力涡轮机的数量和风力涡轮机的总数；Tn为海上风电场的截止风速。

6）负荷损失约束

式中：Dn，t为第n节点在t时刻所连接负载的额定容量。

3.3 模型求解方法

图6所示为本文所提协调运行策略流程。

图6 协调运行策略流程Fig.6 Overall framework of the proposed strategy

该策略的目标是在极端天气引起的风电功率下降事件发生时，减少弃风量，使系统运行成本最小化。当存在台风极端天气时，利用气象站资料建立台风模型，并分析海上风电输出特性，计算海上风电功率下降数据。在获取风电下降数据后，通过确定弃风量和储能充放电量，求得海上风电运行成本和对受端电网影响的最小值。

本文利用MATLAB优化工具箱yalmip，并调用Gurobi求解器，对上述优化模型进行求解。得到的结果代表了台风来袭期间海上风电的有序弃风和储能充放策略，为海上风电运营商提供有效的输出参考。

4 算例分析

为了验证所提方法的有效性，以含储能系统的1 100 MW某海上风电场接入IEEE 24节点电力系统为例，其中，储能系统容量为550 MW，IEEE 24节点电力系统包含24个节点和38条传输线路，系统总负荷为2 850 MW，发电机最大出力为3 450 MW，海上风电接入节点为19。弃风成本为132.3元/MWh，为了使受端电网负载损失的概率最小，负载损失成本设置为6 300 元/MWh。传统发电机的爬坡率为6.6 MW/min，储能系统的充放电成本为82.9元/MWh。

4.1 协调运行策略

图7和图8分别为通过所提模型得到的海上风电有序弃风和储能充放电策略。其中，该海上风电场受台风影响时间为30 min，持续时间为26 min。19 min时风机启动退出，受端电网系统未发生明显负荷损失。图9所示为受端电网发电机组的输出功率曲线。

图7 海上风电有序弃风策略Fig.7 Orderly curtailment strategy for offshore wind power

图8 海上风电场储能系统的充放电功率曲线Fig.8 Charging and discharging power of offshore wind farm energy storage system

图9 受端电网发电机组的输出功率曲线Fig.9 Output diagram of the receiving grid generator set

由于风电机组计划退出，在台风来临时，传统发电机组会减少出力，海上风电场输出猛增。当风机逐渐退出时，传统发电机组增加输出，以弥补风机退出引起的短期电力不足，此外，储能系统实时弥补海上风电场弃风量与传统发电机组增量之间的差额，维持受端电网有功实时平衡。

4.2 有效性分析

为了全面检验所提出策略的有效性，可考虑以下3种运行策略，图10为3种策略下海上风电场的弃风策略比较。

图10 3种海上风电运行策略的比较Fig.10 A comparison of three exit strategies for offshore wind power

1）策略1：当达到截止风速时，海上风机自然退出。

2）策略2：海上风机比自然退出提前30 min开始退出（每分钟退出的风力涡轮机数量相同）。

3）策略3（本文所提策略）：综合考虑弃风成本、储能系统输出成本和负荷损失成本，对风电机组有序弃风和储能输出进行优化，提前释放发电机的调节能力。

表1所示为3种策略下风电机组的调度结果。策略1不能保证电力系统运行的安全稳定，因为在44～68 min内出现了较大的负荷损失。策略2可以避免负载损失，但具有较高的运行成本，这意味着如果海上风电机组不提前退出，系统将发生负荷损失，而没有优化的风电机组退出，则难以保证受端电网的运行安全需求。策略3可以在保证受端电网运行安全稳定的前提下，提高海上风电场的经济性。