基于phs的風電場消納風電力系統調峰研究

0風電并網對調峰能力的影響由于屋頂的功率波動和間歇性，屋頂和網絡運輸應由傳統電源提供，以補償系統的安全和穩定運行，以實現安全和穩定運行。因此,一般將風電作為負負荷,這種采用常規電源對負負荷進行跟蹤即為風電“調峰”［1-2］。隨著大規模風電并網運行,各地出現了不同程度的棄風現象。特別是在冬季供暖期間,熱電機組并網更是加大了系統的調峰困難,直接影響了電網接納風電能力［3］。系統調峰能力不足直接導致了大量風電在負荷低谷期間被限制出力,造成了巨大的經濟損失與風電資源的浪費。因此,如何解決棄風,提高并網風電系統的調峰能力,具有重要的理論意義和實際價值。由于風電功率波動較大,在風電并網后常常要求系統留有一定的正備用和負備用,以保證系統的穩定運行［4-5］。文獻提出了風電與火電協調調度,風電并網加大了火電機組的調度困難,存在大量棄風。文獻提出抽水蓄能系統(pumpedhydrosystem,PHS)和風電、火電聯合運行,引入風電最大注入功率約束限制風電出力,但沒有考慮PHS的儲能限制,也沒考慮PHS的容量配置問題。文獻考慮了風電功率預測誤差,通過優化常規火電機組運行確保風電全額上網,但是沒有考慮機組的啟停成本和啟停時間約束。文獻提出了PHS和風電的效益模型,沒有考慮系統中其他發電形式對調峰容量的影響。從系統的角度看,風電的不可控性是對系統的最大威脅。為此,電網必須增加系統的調峰容量來應對風電對電網的沖擊。而PHS的響應時間短,工況轉換迅速,是削峰填谷的理想調峰電源。本文從提高風電利用率、減少棄風的應用背景出發,研究在并網風電系統中配置PHS,提高系統接納風電能力的可行性。以系統的運行成本最小為目標,采用實數編碼的遺傳算法優化含風力-抽蓄發電的電力系統運行,合理安排系統中各機組的工作位置。通過對含風力-抽蓄發電的電力系統經濟運行進行研究,結合系統分別不同峰谷電價比和熱電機組比例時的運行情況及各項評價指標,確定合理的裝機容量及水庫的存儲容量,為并網風電系統提供有效的抽水蓄能電站配置參考方案,以期最大程度地利用風電,達到合理利用資金成本,優化資源配置的目的。1基于動力能源系統的電氣系統數學模型和運營優化1.1系統運行效率及約束條件在含有風電、火電、熱電、PHS機組的系統中,PHS主要承擔的任務是:(1)儲存棄風。系統存在棄風時,采用PHS抽水儲存多余風電,在電網有需要的時候釋放。PHS儲存電網不需要的棄風時沒有抽水成本,只需要讓風場同意送電。(2)調峰填谷,減少風電的間歇性和波動性對火電機組出力的影響。本文中電廠運行成本僅包括維持電廠運行所需購買燃料的費用,不包括年運行維護費用。一般認為風電和PHS聯合運行沒有運行成本,因此,整個系統只考慮火電及熱電機組的運行成本,以系統的運行成本最小為優化原則建立目標函數［10-11］。式中:F為系統的運行成本;T為系統運行周期;Fgas，t為熱電機組的運行成本;Ft為火電機組的運行成本,其計算公式為式中:N為火電機組數量;Pi，t為火電機組i在時段t的有功出力;Ui，t為機組i在時段t的啟停狀態,0表示停機,1表示運行;Fi，t(Pi，t)、Si分別為火電機組i在時段t的發電成本、啟動成本,其計算公式為式中:SiH、SiC是火電機組i的熱、冷啟動費用;Toffi是火電機組實際停運時間;TDi是火電機組i的最小持續停運時間;TCi為機組冷啟動時間;TDCi為中間變量。熱電機組的運行成本為式中:M為熱電機組的組合數量;Pk，t、Dk，t為熱電機組k輸出的有功功率、供熱量;Uk，t為機組k在時段t的啟停狀態;αi、βi、γi、αgas,k、βgas,k、γgas,k為常系數。系統約束條件如下:式中:Pload，t為時段t的系統負荷;Pp，t、Ph，t為PHS的抽水功率、發電功率;Pv，t為時段t的預測可利用風電功率;δload為負荷對備用的貢獻。式(7)描述了系統中火電、熱電、風電、PHS的出力必須滿足電網電力平衡;式(8)為系統的備用約束。(2)機組的運行時間式中Pimax、Pimin分別為機組i的最大、最小有功出力;Toni為機組i的實際連續運行時間;TUi為機組i的最小持續開機時間。式(9)、(10)為火電機組的出力約束、連續啟停時間約束。(3)供熱條件下的發電限制qp式中:Dhload，t為系統的熱負荷需求;Pkmin、Pkmax分別為機組k的最大、最小有功出力;Dkmin、Dkmax分別為機組k的最大、最小供熱量;Pkmax(Dk，t)、Pkmin(Dk，t)為在一定供熱狀態下,對應的發電限制的上下限;Dkmax(Pk，t)、Dkmin(Pk，t)為在一定電負荷狀態下,對應的供熱量的上下限。式(11)、(12)分別為熱電機組的發電和供熱約束,式(13)表示所有供熱機組的供熱量必須滿足用戶的熱負荷需求,式(14)、(15)描述了供熱機組的熱、電負荷之間相互制約的關系。式(16)為熱電機組的啟停狀態約束,在冬季時段,熱電機組不能關停,非供暖期間則視具體情況而定。(4)phs水庫儲能式中:Ppmax，t、Ppmin分別為水泵的最大、最小功率;Phmax，t、Phmin分別為水輪機的最大、最小功率;Emin、Emax、Et分別為PHS水庫的最小儲能值,最大儲能和t時段的儲能;ηp、ηh分別為PHS的抽水效率、發電效率;Δt為每個時段的時長。式(17)~(20)為PHS的發電和抽水功率限制;式(21)、(22)為PHS的水庫的存儲容量限制,文中將PHS中水庫的儲水容量用電量表示,因此水庫的庫容可以用PHS的儲存的電能表示;式(23)表示PHS在同一時段只能有1個工況。(5)各參數估計風速vt式中:Nwg為風力發電機數目;Pwg，t為風電機在時段t的預測可利用風電功率;Pwn為風機的額定功率;Vt為時段t的預測風速;Vcin、Vcf為切入、切出風速;f(Vt)=aV8t+bV7t+cV6t+dV5t+eV4t+fV3t+gV2t+hVt+z;a、b、c、d、e、f、g、h、z為常系數。式(24)、(25)為風場輸出功率,不考慮風電機組的同時率。1.2機組出力和約束遺傳算法(geneticalgorithms,GA)結合了計算機科學與進化論思想,利用計算機的強大計算搜索能力,模擬生物進化遺傳機制,是一種全局優化概率隨機搜索算法,在電力系統中得到了廣泛應用。本文采用實數編碼的GA,在遺傳操作過程中對個體進行調整使之滿足各約束條件,并選取了適合本文的適應度函數,從而減小搜索空間,提高搜索效率。具體步驟如下:(1)整理原始數據。包括負荷及風速風機特性,PHS的參數及系統內火電、熱電機組的數據等。(2)本文采用實數編碼,染色體長度根據研究時段內系統中火電機組數量和PHS的抽水發電工況確定。根據預測風速計算風電場的輸出功率,隨機生成初始種群。種群中每個個體染色體長度為N+Q+P+2P,其中N為火電機組的組合數量,Q為熱電機組的組合數量,P為PHS的工況數量,2P為PHS水輪機輸出的有功功率和水泵抽水機組的組合數量。在火電機組、熱電機組開停機情況和PHS的工況確定后,火電機組和熱電機組的出力按等耗量微增率準則確定。(3)個體調整方法。為保證種群具有良好的特性,根據系統中不同的約束條件,采用不同的處理方法,使得每個個體均滿足各項約束。1)對于火電機組的連續啟停時間約束,按以下策略進行修正。首先對于機組i的連續啟動、停運時間進行判斷,如果滿足約束條件,則不需要進行修正;如果不滿足約束條件,則延長機組i的啟動、停運時間,直到滿足最小啟動、停運時間約束為止。2)對于系統的旋轉備用約束,按以下策略進行修正。當t時段的開機機組最大出力之和小于系統的負荷和備用需求之和時,首先檢查當前解中t時段是否有停運機組。如果沒有則終止修正;如果有,則從停運機組中選擇一臺機組改為開機,此時不能違背機組的連續啟停時間約束。3)多余機組檢查。如果某些時段有過多機組投入運行,例如某時段所有機組都開機,雖然滿足約束條件但是不經濟也不合理,這時要對多余機組進行修正,關閉多余機組［12］。同時,不能違背機組的連續啟停時間約束。(4)計算目標函數時,首先檢驗個體是否滿足所有約束條件。當個體不滿足約束時,則目標函數值F返回1個較大的懲罰值;如果滿足所有約束,則計算運行成本得出目標函數值。為了使得PHS盡量在負荷低谷時抽水,在負荷高峰期間發電,引入PHS的懲罰費用系數,評價函數由目標函數轉換,其表達式為式中:Cp，t為抽水懲罰系數;Ch，t為發電懲罰系數,其計算公式為當抽水懲罰系數和發電懲罰系數小于或等于0時,PHS的虛擬運行費用可以減小系統成本;且發電懲罰系數和抽水懲罰系數越小,適應度函數越大。這樣能夠使得PHS在滿足約束條件的情況下盡可能在峰谷時段工作,減少火電機組出力的頻繁調整,降低系統的運行成本費用,提高搜索效率。(5)保存種群中最大適應度值對應的個體,然后按選擇、精英保存、交叉和變異等步驟進行遺傳操作實現種群的不斷進化,直到滿足迭代次數,得到全局最優解。2計算與分析2.1系統運行成本本文主要從系統的運行成本、PHS的單位凈利潤Pprofit、凈負荷峰谷差變化率σn來評價系統運行的效果。式中:Ct為t時刻的上網電價;Cp，t為t時刻的抽水費用;Ccost為PHS的投資成本費用;CE，rated為PHS的能量費用;CPHS，rated為PHS的功率費用;COM為運行維護費用;r為社會折現率;Y為PHS的生產使用年限;Pnload，pv為等效負荷的峰谷差,將風電作為負負荷處理,系統負荷減去風電為等效負荷;Pload，pv為凈負荷峰谷差,等效負荷減去PHS的發電及抽水功率即為凈負荷。PHS的造價成本包括固定投資成本和運行維護費用;固定投資成本包括能量成本和功率成本;能量成本包括系統的電力變換設備和系統中的一些輔助設備費用,與PHS的水庫的存儲容量即儲能上限成正比;功率成本與PHS的額定功率成正比［13］。2.2電價優化火電機組采用IEEE10機系統,美元兌人民幣的匯率為1美元兌換6元人民幣,火電機組參數見文獻。系統中有250臺額定功率為1MW的風機,采用Matlab7.0中的雙饋感應風力機數據,其風速-功率特性如圖1所示。PHS的固定投資成本包括能量費用72元/(kW·h)和功率費用3000元/kW［13］。年運行維護費用為成本投入的5%,生產期按50年計。抽水費用為上網電價的0.5倍［14］。冬季供暖期(11月至次年3月)供熱機組采用以熱定電的運行方式［15］,首先滿足熱負荷需求,剩余汽量用來發電。2臺熱電機組參數見文獻,其中標煤成本為300元/t。為保持系統總容量不變,熱電機組并網后,停開2號火電機組,增加1臺10號火電機組。熱負荷參數詳見文獻,其他參數見文獻[18-19]。系統總裝機容量為2302MW,包含1652MW火電機組、250MW熱電機組和400MW熱電機組。本文的優化時間段取為24h,上網電價采用“峰谷平”三段電價,高峰時段(07:00~11:00和17:00~21:00)電價為0.75元/(kW·h),平峰時段(11:00~17:00和21:00~23:00)電價為0.5元/(kW·h),低谷時段(00:00~07:00和23:00~24:00)電價為0.25元/(kW·h)。由于式(30)為年成本,本算例分析的時間段為1天,即式(29)中的T為1天,故式(30)要除以365。2.3熱電機組運行成本和phs容量的關系向系統中分別加入不同容量的PHS,對應的水庫存儲容量為PHS的額定功率下持續工作3h,研究系統中熱電機組比例分別為0%、20%和50%時的運行情況。對于熱電機組而言,必須先滿足熱負荷要求。首先采用等微增率法對熱負荷進行分配。當熱電機組的熱負荷達到一定值時,往往不能滿出力發電。圖2所示為系統負荷。由圖2可知,2號機組在供熱量達到最大時,能夠發出的有功功率最大值僅為170MW,幾乎不能調整出力。1號機組出力調整范圍大約在額定容量的70%~90%,可調整范圍很小。如果熱電機組比例為0%時,不含PHS時火電機組的最低出力為300MW;熱電機組比例為20%時,不含PHS時常規機組(包括火電、熱電)的最低出力為479~499MW,由此可見系統的最低出力變大了。這意味著,系統接納風電的空間變小了。熱電機組在系統中比例提高到50%,不含PHS時常規機組的最低出力為653~693MW,此時為02:00~04:00時段,可利用風電功率加上常規機組的最小出力之和大于系統負荷,因此不得不對風電采取限制措施。含風力-抽蓄發電的電力系統運行成本如圖3所示,通過非線性擬合得到了系統的運行成本和PHS容量的關系曲線。由圖3可知,當PHS容量適當時,加入PHS后系統的運行成本明顯減少。若系統中無熱電機組,PHS容量為150MW時,系統的運行成本最小。熱電機組比例為20%時,PHS容量為200MW時,系統的運行成本最小。熱電機組比例為50%時,PHS容量達到150MW時,系統的棄風電量為0;PHS容量達到250MW時,系統的運行成本最小。系統加入了熱電機組后,對PHS的容量需求也越來越大。而當PHS大于某一功率時,PHS是利用系統中的富余電能抽水。當PHS的容量過大時,為了充分利用PHS容量會發生過充的情況,增加系統的運行成本,具體如表1所示。從表1可看出,在并網風電系統中配置PHS可以獲得經濟效益,系統中熱電機組比例越高,PHS的凈利潤越大,說明在含有熱電機組時PHS的利用率更高。加入熱電機組后PHS的效益變化明顯,這是由于熱電機組加入后,系統的向下調整容量減少了,系統接納風電的空間變小了。因此能夠為PHS提供更多的低谷抽水功率。當系統中無熱電機組時,PHS容量為150MW時的凈利潤最高;熱電機組比例為20%時,PHS容量為200MW時的凈利潤最高;熱電機組比例為50%時,PHS容量越小,凈利潤越大,此時PHS的凈利潤隨著容量的增加反而減小了。這是由于熱電比例為50%時系統存在棄風,PHS儲存棄風時沒有抽水成本。并且系統中機組的開機情況發生了變化,PHS在平峰時段(12:00~17:00),可抽水容量減小了,PHS的日利用率減小了,所以凈利潤變小了,經濟效益減少了。此時受到PHS造價的影響,PHS的容量越小則其經濟效益越好。值得注意的是,PHS容量為200MW時的凈利潤小于PHS容量為250MW的凈利潤,這是由于PHS容量為200MW時在22:00~24:00時段也抽水了的緣故。σn表示系統的凈負荷峰谷差變化率,這個值為正值,則說明系統的峰谷差變小了,如果為負值,說明系統的峰谷差變大了。熱電機組比例變化時的σn數據如表2所示。由表2可知:無PHS時,系統的σn為負值,表明風電加大了系統的峰谷差,風電呈現了反調峰特性;在同一熱電比例下,隨著PHS容量的增加,σn越來越大,凈負荷峰谷差越來越小,PHS有效地降低了系統的峰谷差;PHS容量相同時,當熱電機組比例增加時,σn變化不大。值得注意的是,PHS容量為250MW時,系統中熱電比例為0%時的σn遠小于熱電比例為20%和熱電比例為50%時的σn。系統中無熱電機組時,需要的調峰容量更少。但是PHS容量過大時,為充分利用PHS,有時在高峰時段抽水太多發生過調峰現象。綜合表1、2可知,系統的凈負荷峰谷差變化率在抽水蓄能為200MW時達到最大值。圖4為抽水蓄能容量分別為150、200MW時的日運行情況,負值表示抽水蓄能電站處于抽水工況。由圖4可得,抽水蓄能為200MW時在第8和18時段沒有達到儲能上限,而150MW可以達到儲能上限,可以看出PHS容量為150MW更能充分利用儲能資源。綜合表1、2和圖4可得:當系統中無熱電機組時,PHS容量為150MW時各項評價指標最優;當系統中熱電比例為20%時,PHS容量為200MW時各項評價指標最優;當系統中熱電比例為50%時,PHS的凈利潤最大時的PHS容量和系統運行成最小時的PHS容量并不一致。可見,當系統中熱電比例越高,系統對PHS的容量需求越大。2.4不同存儲容量時phs的運行成本當系統中熱電機組比例為20%時,PHS容量為200MW時各項評價指標最優。為此,研究系統中熱電比例為20%時PHS的最優水庫存儲容量。將PHS的水庫中水的容量用水庫儲存的電能表示,水庫庫容的變化等效于水庫中儲能如圖5所示,單位凈利潤如表3所示。PHS的儲能上限表示PHS在額定功率下的持續放電時間,PHS在額定功率為150,200MW,對應的水庫存儲容量可以持續放電1,2,3,4h時系統的運行情況,其他參數保持不變。由圖5和表3可看出,隨著PHS水庫存儲容量的提高,系統的運行成本也逐漸減少,PHS的水庫存儲容量達到600MW·h以后,系統的運行成本和PHS的凈利潤不再變優。PHS的額定功率為150、200MW時,持續放電時間為1h時,此時PHS的凈利潤為負值。當PHS的功率相同時,水庫存儲容量越高,則其凈利潤越高,PHS容量為150MW時,水庫存儲容量達到450MW·h,凈利潤最大;PHS為200MW時時水庫存儲容量達到600MW·h,凈利潤最大。綜合表1、3可知:當水庫存儲容量相同時,如果PHS在額定功率下持續放電時間小于等于3h時,PHS的額定功率越小的,則其凈利潤和σn越大;如果額定功率下的持續放電時間大于等于3h時,功率越大,凈利潤和σn越大,這是由于PHS受造價的影響突出。PHS的造價主要分為與功率相關的功率成本和與儲能相關的能量成本,并且功率成本約占造價成本的90%。所以,PHS庫容的大小對其經濟效益影響顯著,并且PHS的庫容不能太小,否則難以補償投入的固定成本。由圖4、5可知:當水庫存儲容量相同時,PHS的功率越大,則系統的運行成本越低。這是由于PHS在高峰時段的發電功率高,可以減少調峰機組在高峰時段的開機次數。綜上,PHS的最優容量為200MW,水庫存儲容量達到600MW·h,此時PHS容量約占系統總容量的9.4%。2.5峰谷電價比下,phs的單位盈利在表1中,PHS的單位凈利潤是采用峰谷電價比為3∶1計算的。如果改變峰谷電價比,即在平段電價的基礎上按比例上下浮動,計算系統中無熱電機組時PHS的單位凈利潤結果如表4所示。由表4可看出: