抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法

摘要

本发明是一种抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法，其特点是：根据所获取的数据，获得负荷低谷时段电力系统最大向下调峰容量，并将该最大向下调峰容量作为约束，在不考虑机组一次性投资以及折旧费前提下，以增发单位电能成本最小作为目标，实时调整风电场群容许的发电功率参考值，并将之分配到各个风电场。从而消除负荷低谷时段由于系统常规调峰容量耗尽而造成的单位电能生产中不可再生能源消耗及环境成本增加的双重“挤出效应”，实现单位电能生产中不可再生能耗和烟尘排放量最少，达到增发单位电能成本最小的目标。

说明书

技术领域

本发明涉及一种抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法，该方法用于电力系统负荷低谷时段的风电场群发电控制，可防止风电增发而导致全系统单位电能生产中不可再生能源消耗和烟尘排放量增加，进而造成系统单位电能生产中不可再生能源消耗及环境成本增加的双重“挤出效应”。

背景技术

风能是目前最具大规模开发利用潜力的可再生能源，风力发电是大规模利用风能的有效途径，也是我国能源和电力可持续发展战略的最现实选择。然而风电场的输出功率受易变且不可控的自然风力驱动而经常变化，在电力系统最需要功率时，可能由于无风而导致风电场功率输出等于零；而在电力系统最不需要功率时，却由于风速突增而使风电场满发功率，从而给电力系统的运行调整带来很大的负担。

目前，我国北方电力系统都是以火电调峰为主。由于运行成本问题，系统火电调峰容量占系统总发电容量的比例往往比较小。当电力系统所接纳的风电场装机容量与系统调峰容量具有可比性时，风电功率波动将会加重系统的调峰负担。特别是当负荷低谷、风电场发电功率最大时，为了保证系统运行频率质量，系统中的火电调峰机组将被迫进入非常规调峰运行状态，从而造成调峰机组运行成本的增加和发电烟尘排放量的增加，甚至还可能导致电力系统运行频率越限。这种由于系统常规调峰容量耗尽、风电功率增发而导致的单位电能生产中不可再生能源消耗和烟尘排放量增加本发明称之为“挤出效应”。

既有电力系统所能接纳的风电容量除与风电功率的波动特性有关外，还与电力系统的网架结构、电压调节能力、调峰能力等因素密切相关，当系统中的调峰能力是制约既有电力系统风电接纳能力的主要因素时，则通过控制风电场群容许发电功率来抑制上述“挤出效应”，对于放松系统调峰制约，提高既有电力系统的风电接纳能力具有重大的意义。

发明内容

本发明的目的即是针对上述风电增发造成的“挤出效应”所引起的系统单位电能生产成本以及环境成本增加的问题，提出一种抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法。

本发明的目的是由以下技术方案来实现的：一种抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法，其特征在于它包括以下步骤：

(1)数据获取及处理与电网等效

①数据获取及处理

根据电网负荷曲线来确定负荷低谷时段，并根据电网调度中心统计数据，获取负荷低谷时段当前时刻即第t_k-1时刻待研究电网的潮流信息，主要包括系统总发电、总负荷、总网损、总火电出力、总风电功率、各火电调峰机组出力及其额定容量、各个风电场发电功率，根据风电场发电功率预测结果，得到下一时刻即第t_k时刻各风电场发电功率预测值，利用所获取的数据，通过潮流计算得到第t_k时刻系统潮流信息；根据各火电调峰机组运行统计数据，得到机组的运行性能参数，主要包括机组最大调峰容量信息，机组非常规运行时的煤耗增量、投油量、烟尘及CO2排放量增量，同时，根据电力系统辅助服务定价、单位电能生产中的煤耗定价、烟尘排放定价、减排定价，获得原煤价格、柴油价格、CO2排放许可价格、火电机组正常运行时发电成本。

②电网等效

由于区域电网大多已经实现互联，将待研究区域电网等值成独立电网，其他区域电网与待研究电网互联的电网用等值注入功率来等效，该注入功率为等效前联络线上传输的功率，并且其波动范围不能超过约定的区域联络线传输功率。

(2)负荷低谷时段系统可用的最大向下调峰能力的获取

根据步骤(1)数据获取及处理与电网等效所获取的数据，即可获得第t_k-1时刻系统可用最大向下调峰容量，不考虑负荷低谷时段的负荷波动，此可用最大向下调峰容量即为下一时刻第t_k时刻风电场群容许增发的最大功率ΔP_∑Max.WFs(t_k)；

ΔP_∑Max.WFs(t_k)＝P_∑G(t_k-1)-(P_∑N-P_∑Max)   (1)

式中，P_∑G(t_k-1)为第t_k-1时刻系统火电总出力，P_∑N为系统中各火电机组额定容量之和，P_∑Max＝P_∑Max1+P_∑Max2为系统火电机组最大向下调峰容量，P_∑Max1为系统最大常规调峰容量、P_∑Max2为系统最大非常规调峰容量。

(3)抑制“挤出效应”的风电场群发电控制

①目标函数与约束条件

将(1)式得到的负荷低谷时段第t_k时刻风电场群容许增发的最大功率ΔP_∑Max.WFs(t_k)作为风电场发电功率的约束，不考虑机组-次性投资以及折旧费，本发明以增发单位电能成本最小为目标函数，实时调整风电场群发电功率参考值，从而实现增发单位电能成本最小的目标，有效抑制风电增发造成的“挤出效应”。目标函数：

Min COST＝[ΔCost1(t_k)-ΔRev1(t_k)]/ΔP_∑WFs(t_k)  (2)

约束条件：

0≤ΔP_∑WFs(t_k)≤ΔP_∑Max.WFs(t_k)  (3)

其中，ΔCost1(t_k)＝ΔH×P_∑G(t_k)×P_r2+M×P_r3+ΔE₁(t_k)×P_r4，为风电增发导致火电机组进入非常规调峰运行状态，此时火电机组发电煤耗增加、投油运行、烟尘、CO2、SO2排放量均增加，从而造成增发单位电能成本的增加量，其中：ΔH-火电机组非常规运行时发电煤耗增加量，P_r2-原煤价格，P_r3-柴油价格，M-火电机组非常规调峰运行时每小时投油量，P_∑G(t_k)-第t_k时刻系统火电总出力，ΔE₁(t_k)-火电机组非常规调峰运行时CO2排放量的增加量，其将烟尘、SO2排放量的增加均折算到CO2排放量中，P_r4-CO2排放许可价格。

ΔRev1(t_k)＝ΔP_∑WFs(t_k)×P_r1+ΔE₂(t_k)×P_r4，为风电增发所带来的经济效益与环境效益，其中：ΔP_∑WFs(t_k)＝P_∑WFs(t_k)-P_∑WFs(t_k-1)为由第t_k-1时刻到第t_k时刻风电场群发电增加量，P_r1-风电上网价格，ΔE₂(t_k)-风电增发使火电机组发电量减少，所带来的CO2排放量的减少量，其将烟尘、SO2排放量的增加均折算到CO2排放量中。

②风电场群发电功率参考值的调整

在满足约束条件(3)式的前提下，根据步骤(1)数据获取及处理与电网等效所获取的数据，计算此时增发单位电能成本COST，若COST≤COST0，其中COST0为火电机组常规运行时单位电能生产成本，此时调整风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)为风电场群发电功率实际值P_∑WFs(t_k)，增发单位电能成本为COST；若COST＞COST0，通过切除风电功率来调整风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)，保证火电机组进入常规调峰运行状态，此时所增发的风电不会造成火电机组发电成本的增加，并带来一定的经济环境效益，通过上述风电场群发电控制，实现目标函数(2)式中增发单位电能成本COST最小的目标。通过上述调整，得到的风电场发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)：

$P_{\mathrm{\Sigma ref}.\mathrm{WFs}}\left(t_k\right)=\left(\begin{array}{cc}{P}_{\mathrm{\Sigma WFs}}\left(t_k\right)& \mathrm{COST}\le \mathrm{COST}0\\ P_{\mathrm{\Sigma G}}\left(t_k\right)-(P_{\mathrm{\Sigma N}}-P_{\mathrm{\Sigma Max}1})& \mathrm{COST}>\mathrm{COST}0\end{array}\right)---\left(4\right)$

(4)风电场群容许发电功率参考值的分配

不考虑负荷低谷时段的负荷波动，按照各风电场在第t_k时刻发电功率预测值(P_w1(t_k)∶P_w2(t_k)∶P_w3(t_k)∶...P_wN(t_k))，将(4)式所得到的风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)分配到各个风电场，由(5)式即可得到第t_k时刻各风电场发电功率参考值P_ref.WF.i(t_k)。

$P_{\mathrm{ref}.\mathrm{WF}.i}\left(t_k\right)=\frac{P_{\mathrm{wi}}\left(t_k\right)}{\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{\mathrm{wi}}\left(t_k\right)}\times P_{\mathrm{\Sigma ref}.\mathrm{WFs}}\left(t_k\right)---\left(5\right)$

式中，N为风电场个数。

本发明提出的抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法的优点体现在：

1.有效抑制风电增发导致的“挤出效应”，缓解负荷低谷时段系统调峰负担，解决了由系统调峰能力造成的既有电力系统风电接纳瓶颈问题；

2.应用单位电能生产中不可再生能耗指标、烟尘排放指标表征风电增发造成的“挤出效应”；

3.能够评价风电接入与系统之间的相互作用。

附图说明

图1抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法框图；

图2本发明实施例的系统主接线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例，对本发明抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法作进一步说明。

现以图2所示系统为例，该系统包括3台火电机组分别为火电1、火电2、火电3，3个风电场分别为风电场1、风电场2、风电场3。根据图1所示，本发明抑制“挤出效应”的风电场群发电控制方法包括以下步骤：

(1)数据获取及处理与电网等效

①数据获取及处理

根据电网负荷曲线来确定负荷低谷时段，并根据电网调度中心统计数据，获取负荷低谷时段当前时刻即第t_k-1时刻待研究电网的潮流信息，主要包括系统总发电P_∑(t_k-1)、总负荷P_∑L(t_k-1)、总网损P_Loss(t_k-1)、火电总出力P_∑G(t_k-1)、总风电功率P_∑WFs(t_k-1)、各火电机组出力P_Gi(t_k-1)及其额定容量P_Ni、各风电场发电功率P_wi(t_k-1)。根据风电场发电功率预测结果，记录下一时刻即第t_k时刻各风电场发电功率预测值P_wi(t_k)。详见表1。利用上述获取的数据，通过潮流计算可得到第t_k时刻系统潮流信息，亦见表1。根据各火电机组运行统计数据，可得到机组运行性能参数，主要包括火电调峰机组常规调峰容量P_∑Max1、非常规调峰容量P _∑Max2、机组非常规运行时煤耗增量ΔH、投油量M、CO2排放增量ΔE₁(t_k)，如表2所示。同时，根据电力系统辅助服务定价、单位电能生产中的煤耗定价、烟尘排放定价、减排定价，获得风电上网价格P_r1、原煤价格P_r2、柴油价格P_r3、CO2排放许可价格P_r4、火电机组正常运行时发电成本COST0，如表3所示。

②电网等效

由于区域电网大多已经实现互联，将待研究区域电网等值成独立电网，其他区域电网与待研究电网互联的电网用等值注入功率来等效，该注入功率为等效前联络线上传输的功率，并且其波动范围不能超过约定的区域联络线传输功率。图2中，火电1即为其他区域电网与待研究电网互联的电网的等效。

表1系统潮流概况

表2火电机组运行性能参数

表3经济效益计算相关参数

(2)负荷低谷时段系统可用的最大向下调峰能力的获取

根据步骤(1)数据获取及处理与电网等效所获取的数据，即可获得第t_k-1时刻系统可用最大向下调峰容量，不考虑负荷低谷时段的负荷波动，此可用最大向下调峰容量即为下一时刻第t_k时刻风电场群容许增发的最大功率ΔP_∑Max.WFs(t_k)；

ΔP_∑Max.WFs(t_k)＝P_∑G(t_k-1)-(P_∑N-P_∑Max)＝137MW   (1)

(3)抑制“挤出效应”的风电场群发电控制

①目标函数与约束条件

将(1)式得到的负荷低谷时段第t_k时刻风电场群容许增发的最大功率ΔP_∑Max.WFs(t_k)作为风电场发电功率的约束，不考虑机组一次性投资以及折旧费，本发明以增发单位电能成本最小为目标函数，调整风电场群发电功率参考值，从而实现增发单位电能成本最小的目标，有效抑制风电增发造成的“挤出效应”。目标函数：

Min COST＝[ΔCost1(t_k)-ΔRev1(t_k)]/ΔP_∑WFs(t_k)      (2)

约束条件：

0≤ΔP_∑WFs(t_k)≤ΔP_∑Max.WFs(t_k)                    (3)

式中，ΔCost1(t_k)＝ΔH×P_∑G(t_k)×P_r2+M×P_r3+ΔE₁(t_k)×P_r4；

ΔRev1(t_k)＝ΔP_∑WFs(t_k)×P_r1+ΔE₂(t_k)×P_r4；

ΔP_∑WFs(t_k)＝P_∑WFs(t_k)-P_∑WFs(t_k-1)。

②风电场群发电功率参考值的调整

在满足约束条件(3)式的前提下，根据步骤(1)数据获取及处理与电网等效所获取的数据，计算此时增发单位电能成本COST，若COST≤COST0，其中COST0为火电机组常规运行时单位电能生产成本，此时调整风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)为风电场群发电功率实际值P_∑WFs(t_k)，增发单位电能成本为COST；若COST＞COST0，通过切除风电功率来调整风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)，保证火电机组进入常规调峰运行状态，所增发的风电不会造成火电机组发电成本的增加，并带来一定的经济环境效益，通过上述风电场群发电控制，实现目标函数(2)式中增发单位电能成本COST最小的目标。通过上述调整，得到的风电场发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)：

$P_{\mathrm{\Sigma ref}.\mathrm{WFs}}\left(t_k\right)=\left(\begin{array}{cc}{P}_{\mathrm{\Sigma WFs}}\left(t_k\right)& \mathrm{COST}\le \mathrm{COST}0\\ P_{\mathrm{\Sigma G}}\left(t_k\right)-(P_{\mathrm{\Sigma N}}-P_{\mathrm{\Sigma Max}1})& \mathrm{COST}>\mathrm{COST}0\end{array}\right)---\left(4\right)$

由上表1可知风电增发量ΔP_∑WFs(t_k)＝30MW，其满足约束条件(3)式。此时根据表2与表3可计算增发单位电能成本COST＝0.50元/千瓦时，可见COST＞COST0，应该合理切除风电功率来调整风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)，由(4)式可得到，此时风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)应为：

P_∑ref.WFs(t_k)＝P_∑(t_k)-(P_∑N-P_∑Max1)＝1127-[1200-(240+120×2)]＝407MW

(4)风电场群容许发电功率参考值的分配

不考虑负荷低谷时段的负荷波动，按照各风电场在第t_k时刻发电功率预测值(P_w1(t_k)∶P_w2(t_k)∶P_w3(t_k)∶...P_wN(t_k))，将(4)式所得到的风电场群发电功率参考值P_∑ref.WFs(t_k)分配到各个风电场，即可得到第t_k时刻各风电场发电功率参考值P_ref.WF.i(t_k)如下式(5)。

$P_{\mathrm{ref}.\mathrm{WF}.i}\left(t_k\right)=\frac{P_{\mathrm{wi}}\left(t_k\right)}{\underset{i=1}{\overset{N}{\Sigma }}{P}_{\mathrm{wi}}\left(t_k\right)}\times P_{\mathrm{\Sigma ref}.\mathrm{WFs}}\left(t_k\right)---\left(5\right)$

按照(5)式可得到第t_k时刻各风电场发电功率参考值并通过潮流计算可以得到各火电机组出力，如表4所示。

表4第t_k时刻风电场发电功率参考值及火电机组出力

本发明的特定实施例已对本发明的内容作出了详尽的说明，但不局限本实施例，本领域技术人员根据本发明的启示所做的任何显而易见的改动，都属于本发明权利保护的范围。