对含大规模风电的电网进行最优规划

对含大规模风电的电网进行最优规划2012.11.30对含大规模风电的电网进行最优规划电力系统可靠性规划的数学模型电力系统可靠性电力系统可靠性是对电力系统按可接受的质量标准和所需数量不间断地向电力用户供应电力和电能能力的度量。电力系统可靠性包括充裕性和安全性两个方面:1）充裕性(adequacy)是指电力系统根据用户需要，以元件额定容量和允许的电压变动范围为制约条件，同时考虑到在计划的和非计划的系统元件停运及运行操作的制约条件下，为用户不间断地提供电力和电量的能力。充裕性又称静态可靠性，也就是在静态条件下电力系统满足用户电力和电量的能力。电力系统可靠性2）安全性(security)是指电力系统承受突然发生的扰动(例如突然短路或非计划地失去系统元件)的能力。安全性也称为动态可靠性，即在动态条件下电力系统经受住突然扰动并不间断地向用户提供电力和电量的能力。安全性的另一个方面指系统的整体性，即电力系统维持联合运行的能力。电力系统的整体性往往与维持系统连续运行的能力有关，在遭受突然扰动时，一旦整体性遭破坏，往往可能导致稳定性破坏，不可控的系统解列，最后造成系统大面积停电。发电系统可靠性:评估同一并网运行的全部发电机组按可接受标准及期望数量满足电力系统负荷电力和电量需求能力的度量。输电系统可靠性:评估从电源点输送电力到供电点按可接受标准及期望数量满足电力系统负荷电力和电量需求能力的度量。发输电系统可靠性:评估由统一并网运行的发电系统和输电系统综合组成的发输电合成系统按可接受标准及期望数量满足电力系统负荷电力和电量需求能力的度量。传统的可靠性指标如切负荷概率(lossofloadprobability，LOLP)、电量不足期望值(expectedenergynotsupplied，EENS)、每次切负荷持续时间(averagedurationofloadcurtailments，ADLC)虽能够反映整个系统的可靠性水平，但不能直接显示风电场对电力系统可靠性的贡献。现在常用的与风电场密切相关的指标，用以评估风电场接入后对发输电系统可靠性的影响。这些指标有：1）风电场对供电中断期望值贡献系数(wingenerationinterruptedenergybenefit，WGIEB)它是风电场并网后系统供电不足时，期望值的改变量与接入的风电场容量比值，直接反映了风电场并网后对发输电系统可靠性的贡献。其表达式为：式中：为风电场对供电中断期望值贡献系数；，分别为风电场接入前、后系统年电量不足期望值；为风电场装机容量。2）风电场对切负荷概率贡献系数(windgenerationLOLPbenefit，WLOLPB)是切负荷概率在风电场接入前、后的改变量，直接反映了风电场接入后对切负荷概率的影响。其表达式为：

式中：

为风电场对切负荷概率的贡献系数；

、

分别为状态i和j的持续时间；F0和F1分别为风电场接入前、后中有切负荷的系统状态集合；T为模拟时间。3）风电场容量可信度：是指保持系统可靠性水平下，风电场能替代的常规机组容量；为风电场额定容量。

风电的典型输送方式目前，我国大型风电基地中单个风电场的典型装机容量以200MW（甚至300MW）较为常见，将多个这样的风电场汇集后最终通过升压站（一般为500kV）经专用线路并入系统。典型的百万千瓦级别风电基地集中接入系统如图1所示。这些风电并网后进行外送的典型方式有两种：①通过特高压直流输电线路远距离输送至受端电网（一般称为“点对网方式”）；②通过500kV交流输电线路并入系统主网架，在经送端电网汇集后再输送至受端电网。此时，送端和受端电网采用交流联网方式（一般称为“网对网方式”）。风电规划的数学模型点对网方式这里的“点”指需要送出的风电，“网”指需要接纳风电的受端电网。该输送方式下，风电无需通过送端电网进行汇集，而是直接由直流输电线路将其送出。同时，为保持输电线路的传输功率相对平稳，减少线路功率的大幅波动，提高电网安全稳定水平及输电通道的利用率和经济性，需要其它电源在送端配合风电调峰，进行联合外送。这种方式通常适用于风电场分布相对集中、输送距离较远的场合，直流线路的电压等级一般选为±800kV或更高，电压等级的选择主要取决于输送距离的大小。“点对网”风电输送方式如图2所示。图2“点对网”风电输送方式示意图网对网方式这里的“网”分别指送端电网和受端电网，风电需要通过送端电网进行汇集到指定的风电送出节点（即外送线路的首端节点），然后经由外送输电通道进行送出。同样，为了保证输电通道的高利用率，提高其经济性，需要使其传输功率尽量保持平稳。因此，在送端对风电调峰是比较合理的方式，而且对于接纳风电方也是容易接受的。此种方式适合于风电场分布相对分散、输电距离相对较近，同时最好在送端电网和受端电网已有联络线路的情形。“网对网”风电输送方式如图3所示。图3“网对网”风电输送方式示意图该方式下，为使风电接入电网后安全可靠地将其外送出去，送端电网需要相应的扩展规划，包括新建线路与新增无功补偿设备，以满足由于风电的波动而导致的送端电网中线路潮流和节点电压的频繁波动，从而保证的系统的安全运行。风能资源特点风能是一种不稳定的自然资源，风速时刻都在变化，并且受季节、气候和温差等因素的影响较大，不同地区的风速变化也均不同，风速的变化则进一步影响到风电场的出力。图4风电场一年内逐月平均出力变化曲线图5风电场各季节内逐日平均出力变化曲线另外，对于风电在一日内的出力特性，在夏季和秋季风电白天出力较小，晚上出力较大；而春季和冬季这种差异性则要小一些。综上，从日、月、季的时间尺度上分析了风电的出力特性，表明风电在多时间尺度上都具有不同的出力特性。风速大量实测数据表明，特别大的飓风发生的概率很小，在一年当中的大部分时间里风速是比较平缓的，风速在0~25m/s之间发生的概率很高。绝大多数地区的年平均风速分布都可以采用Weibull分布函数来描述。风电机组的输出功率与风速之间的近似函数关系为：图6风电机组有功出力与风速的函数关系因此，在规划过程中如何计及这些特殊性因素就显得非常重要。为此，以下提出采用风电与负荷全年每小时的时序数据，对输电网扩展规划进行分析和数学建模。数学模型模型中取新建线路、新增无功补偿设备的年值成本与方案在全年所有不满足安全约束场景下的控制成本总和最小作为目标函数。式中:v为目标函数，,分别为线路与无功补偿设备投资的资金回收系数，分别为输电走廊新建线路成本、数目及其相应的最大允许数目，分别为节点新增无功补偿设备单组容量的投资成本、组数及其相应的最大允许组数。为方案在全年所有不满足安全约束场景下的控制成本总和，这里的控制措施包括负荷削减和弃风，其中不考虑弃风的经济损失。计算公式如下：式中，e为单位负荷削减电量的经济损失，h为场景的持续时间，1小时；为方案在第u个场景下的最小负荷削减量。求解方法上述模型求解的复杂性体现在计算方案的。由于每个场景下的最小负荷削减量需通过1或2次最优潮流计算获得，全年有8760个场景，采用常规的优化算法通常要评估上万个解，总计就需要进行上亿次最优潮流，故在计算负担上这将是难以承受的。基于复杂问题分解协调的求解思想将原问题分解为两个子问题：网络设备投资决策（子问题1）与方案的控制成本评估（子问题2），前者用于获取方案集，而后者则评估其各方案的控制成本，进而得到各方案的目标函数值，从而确定最佳方案。其中的关键是如何求解子问题1，即如何获取所需的方案集，使其尽可能地包含优化的规划方案。上述模型中计算时，首先是在全年所有场景下进行安全约束发电调度，若某场景下调度成功，则无需采取任何控制措施（相应的控制成本即为0），否则计算其控制成本。故式中计算结果为所有不满足安全约束场景下的负荷削减成本的总和。目标函数由方案的投资成本及其控制成本两部分构成。基于电力规划经验可知，在合理规划的前提下，若系统投资成本越高，那么相应的控制成本就越低；反之，如果系统投资成本越低，则其相应的控制成本就越高