面向高比例清潔能源消納的含靈活性資源電力系統規劃方案優選

郭詠濤, 向 月, 劉俊勇

(四川大學 電氣工程學院,成都 610065)

隨著全球環境污染與化石能源消耗的加劇,以光伏、風力發電(簡稱風電)為代表的可再生能源得到規?；目焖侔l展,并將成為未來新型電力系統綠色轉型的重要支撐.然而,高比例可再生能源接入下光伏、風電出力引發的間歇性和波動性給系統的調節能力帶來巨大壓力,常規電源結構已難以支撐可再生能源發電的進一步涌入,2021年全國棄風電量為206.1億kW·h,棄光電量為67.8億kW·h,全國平均風光利用率同比雖有增長,但不足1%,改善程度不足[1-2].高比例風光資源接入引發的消納不足問題尚未得到根本性解決,電力系統靈活性面臨嚴峻挑戰.

我國電源結構長期以來以火力發電(簡稱火電)為主,占全國電源裝機比例達到67%,但調峰能力普遍只有50%左右[3],靈活性調節能力與西班牙、丹麥等歐洲國家(火電機組調峰能力可達80%)差距明顯,火電靈活性改造將成為我國打造以高比例可再生能源為主導的新型電力系統的關鍵.火電靈活性改造的目的在于降低機組最小技術出力和提高機組爬坡率.文獻[4]中進行火電機組靈活性改造的可行性研究,從暫態角度分析并對比火電機組的多策略靈活調峰手段在運行過程中的優勢.文獻[5]中構建火電機組靈活性改造的電力系統長期調度模型,分析火電靈活改造方案對經濟性與消納能力的影響.文獻[6]中基于機會約束目標規劃理論構建運行靈活性不足的風險模型,用以分析火電靈活性改造對系統供需匹配與經濟性的改善程度.文獻[7]中構建一種火電靈活性改造投資與系統運行成本之和最小化的電源擴展規劃模型.文獻[8]中提出靈活性改造廣義成本,包括由機組改造的成本、深度調峰市場成本和深調狀態發電成本增量,并采用隨機生產模擬的方法分析了靈活性改造容量的規劃方法.

盡管現階段火電靈活性改造已大幅鋪開,靈活性不足問題得到緩解,但在中高比例可再生能源接入下,僅憑火電的靈活性調節方式和調節范圍仍難以為繼,需要發掘其他新的靈活性資源潛力[9].投建儲能成為系統靈活性提升的有效措施之一.文獻[10]中提出一種考慮住宅需求靈活性的優化模型,結果表明以電動汽車[11]、固定電池儲能和熱儲能為代表的儲能類資源最具靈活性的應用優勢.文獻[12]中提出高比例可再生能源接入下電力系統靈活性調節的多目標優化調度模型,驗證了可中斷負荷與儲能配合對系統整體靈活性的提升效果.

隨著“雙碳”目標的提出,在系統滿足高比例清潔能源接入下產生的靈活性需求的同時,應必要考慮系統直接減碳所帶來的環境效益.氣電因其調節范圍更廣、爬坡速率更快以及碳排放強度更低的優勢,成為支撐電力系統靈活性提升的有效選擇.目前已有許多研究將燃氣機組納入到電力系統的靈活性規劃方案中.文獻[13]中認為風電的波動性和不確定性需要更多的上(下)調備用和爬坡容量,提出以快速響應的燃氣電廠為主要規劃對象的發電系統靈活性擴展優化模型,從規劃角度展示燃氣電廠的靈活性優勢.文獻[14]中基于靈敏度方法計算了計及電-氣互聯系統安全約束的可用輸電能力,分析天然氣系統耦合下系統的靈活性電源供給是否能夠滿足整體的靈活性需求,以驗證引入氣電參與規劃后對系統整體靈活性的提升效果.文獻[15]中提出以社會福利最大化為目標的多階段靈活性擴建規劃方法,規劃燃氣機組和輸電線路的數量、位置以及相應的連接方式,同時考慮天然氣輸氣管道參與規劃,以確保規劃方案在提升靈活性的同時安全性和可靠性不會降低.隨著高比例清潔能源的接入,短期上氣電的引入將為電力系統整體靈活性提升發揮顯著作用.

基于此,提出一種考慮火電靈活性改造、燃氣機組投建以及儲能電站投建的多靈活性資源功率特性的電力系統規劃方案優選模型.首先,從整體規劃角度構建3種靈活性資源的功率特性模型;其次,將系統整體備用容量作為靈活性量化指標,建立計及系統能量-備用協同的電力系統靈活性規劃方案優選模型;最后,通過IEEE 24節點電網和12節點天然氣網互聯系統作為算例驗證所提模型的有效性,并得出電力系統在面向清潔能源消納下考慮經濟性、消納能力、靈活性以及環境效益的靈活性資源規劃優選方案.

1 靈活性資源功率特性建模

考慮火電靈活性改造、燃氣機組投建以及儲能投建為靈活性規劃資源,不同靈活性資源主要表現為運行出力特性與約束條件的差異性.

1.1 火電靈活性改造

火電靈活性改造后,其特征表現為機組出力和爬坡范圍發生改變:

(1)

(2)

1.2 燃氣機組投建

燃氣機組投建后,其特征表現為出力和爬坡范圍相比于常規火電具有擴展:

(3)

(4)

(5)

1.3 儲能投建

儲能投建后,其出力特性表現為充放電過程以及荷電狀態的描述:

(6)

(7)

2 含靈活性資源電力系統規劃方案優選方法

2.1 優選流程

提出一種面向高比例清潔能源消納的含靈活性資源電力系統規劃方案優選方法,主要流程如下.

(1) 場景縮減:為保證規劃投資成本和運行階段總成本在時間跨度上一致,從全年的風、電負荷時序數據中選取典型場景,優化求解各典型場景的日運行成本,將各典型日運行成本與發生時間相乘再求和即可得到全年運行成本.

(2) 靈活性資源選擇:選擇規劃不同的靈活性資源,則優化模型中的變量及約束也將有所差異.

(3) 形成規劃方案/比選規劃方案:優化求解出最終的規劃結果后,選取某一典型場景進行運行模擬以分析不同靈活性資源的日運行效果,同時從經濟性、消納能力、靈活性以及環境效益等角度對規劃方案進行優選,以得到不同靈活性資源規劃的適用場景.

2.2 模型建立

2.2.1規劃目標 以年化投資成本(Cinv)和年總運行成本(Cop)組成的年總成本(C)最小為規劃目標,年投資成本考慮待規劃的靈活性資源初始一次性投資費用,由火電靈活性改造成本、燃氣機組投建成本、儲能投建成本組成;年運行成本考慮投資了不同靈活性資源后系統年發電成本、年備用成本、年棄風懲罰、年供氣成本、年儲能運行成本和年備用不足風險成本之和:

minC=Cinv+Cop

(8)

(9)

(10)

Cop=C1+C2+C3+C4+C5

(11)

(2) 特定資源出力成本C2.Ωgw為氣源集合;Cg為氣源g的單位供氣價格;Gg,t為t時刻氣源g的供氣量;Cs為儲能s的單位運行成本,包括充電和放電的成本;|Ps,t| 為t時刻儲能s的充放電功率.

(12)

式中:M為一年中電負荷和風電出力典型場景的集合;Dm為第m類典型場景所包含的時間.

2.2.2約束條件 約束條件分為普通約束條件和靈活性資源功率特性約束條件.

(1) 普通約束條件.

常規火電機組出力和爬坡約束:

(13)

(14)

風電出力約束:

(15)

節點功率平衡和線路傳輸容量約束:

(16)

(17)

備用約束:

(18)

(19)

天然氣系統約束:

(23)

(2) 靈活性資源功率特性約束條件.

當選擇火電靈活性改造時,則需要額外添加約束條件式(1)～(2).當選擇投建燃氣機組時,則需要額外添加約束條件式(3)～(5).當選擇投建儲能時,則需要額外添加約束條件式(6)～(7).

3 算例分析

3.1 算例描述

為驗證所提模型的有效性和可行性,采用IEEE 24電網節點和12氣網節點組成的電-氣互聯系統進行仿真分析,如圖1所示,其中天然氣系統的引入用于供給新增燃氣機組天然氣能量以支撐其轉換為電能發電.電力系統包括10個火電機組 G1～G10,4個風電場W1～W4,待規劃的4個儲能裝置EES1～EES4.電力網絡和天然氣網絡由4個候選的燃氣機組 Gas-G1～Gas-G4進行連接.12節點天然氣系統包含3個氣源N1～N3、10條天然氣管道和4個天然氣負荷.表1展示了待規劃的靈活性資源安裝容量與位置,另外還包括特定選取的待靈活性改造火電機組.典型場景選取如圖2所示,其中風電裝機容量設置為 1 800 MW,在所有場景中均超過負荷峰值(場景基準值設置為2 500 MW)的52%,屬于高比例風電接入系統.

表1 待規劃靈活性資源參數

圖1 IEEE 24節點電網和12節點天然氣網規劃仿真系統Fig.1 Topology of IEEE 24-bus power system and 12-node natural gas system

圖2 選取的負荷和風電典型場景Fig.2 Selected typical scenarios of load and wind power

3.2 仿真結果

利用前文所述規劃方法,對于式(20)的非線性項,采用文獻[16]中的增量分段線性法將其線性化處理,則上述問題可轉換為一易于求解的混合整數線性規劃模型.在MATLAB仿真平臺上使用求解器Gurobi進行求解,最終規劃結果如表2所示.

表2 不同靈活性資源規劃結果Tab.2 Planning results of flexible resources

3.2.1經濟性分析 表3展示了不同靈活性資源規劃方案的各項成本對比.3種方案采用的靈活性規劃策略均能使系統的年總成本降低,并由原來的 2.676 5 億元分別減少至 1.710 5億、1.662 0億 和 1.674 9 億元.系統的年總運行成本組成如表4所示.可以看到,引入新的靈活性資源后系統的發電成本下降明顯,原因在于系統此時能夠接納更多的風電,從而使得部分相對昂貴的常規火電機組發電減少.不同方案在規劃前后具有相近的備用供給成本,這是因為預設的負荷及風力波動靈活性需求量基本一致,而當采用了不同的靈活性規劃方案后,系統的備用不足風險及風電消納水平均有不同程度的消除和改善.

表3 不同靈活性資源規劃方案的成本對比

表4 不同靈活性資源規劃方案的年運行成本組成

分析在某典型日下各方案的運行成本,該典型日需求曲線如圖3所示,相應的成本組成如圖4所示.可知,通過3種靈活性資源規劃后系統的日運行成本均有不同程度下降,且棄風率從20.99%分別下降到14.42%、13.38%和14.35%不等,表明系統可再生能源消納能力增強,運行靈活性提升.對比3種方案可知,盡管方案2新增了天然氣源的供氣成本(藍色柱),但在方案2下系統充分利用了風電成本低的優勢即機組和風力發電成本最低,在能量供應足夠的基礎上降低了高成本的機組出力,由此使得日運行總成本最低,經濟性最好.另外,備用供給一定程度上反映了系統應對風電和負荷不確定性的能力.相比初始狀態,采用3種規劃方案均消除了備用不足的風險成本,表明新增靈活性資源系統能夠有效應對不確定性帶來的運行風險.

圖3 某典型日的負荷與風電曲線Fig.3 Profiles of load and wind power in a typical day

圖4 某典型日各規劃方案的運行成本組成Fig.4 Breakdown of cost in different flexible resource planning schemes in a typical day

3.2.2備用容量供給分析 備用容量反映了系統在應對高比例清潔能源接入下的靈活性供給情況.分析各方案在某典型運行日的備用容量供給情況,如圖5～8所示.通過火電靈活性改造、投建燃氣機組以及投建儲能均能提供足夠的備用容量使系統各時段備用需求得到滿足,即無上下調備用缺額現象.方案2和3通過新增不同的靈活性資源(燃氣機組和儲能)均能減輕常規火電機組的備用壓力,表現為圖6～8中的淺藍色部分減少,綠色部分增多.向下靈活性不足是造成棄風的主要原因,本文優先考慮系統向下靈活性對可再生能源消納的影響.對比3種方案各時段的備用供給組成可知,相比于傳統火電機組,燃氣機組能夠提供的下調容量更多,且下調范圍更大,應對高比例可再生能源接入情景下的消納優勢更明顯.

圖5 某典型日系統初始狀態下的備用容量供給情況Fig.5 Reserve provision of initial state in a typical day

圖6 某典型日火電靈活性改造后系統的備用容量供給情況(方案1)Fig.6 Reserve provision of flexibility reformation scheme in a typical day (Scheme 1)

圖7 某典型日投建燃氣機組后系統的備用容量供給情況(方案2)Fig.7 Reserve provision of gas-fired unit construction scheme in a typical day (Scheme 2)

圖8 某典型日投建儲能后系統的備用容量供給情況(方案3)Fig.8 Reserve provision of electrical energy storage installation scheme in a typical day (Scheme 3)

3.2.3靈活性規劃方案綜合評估及優選 結合文獻[17-18]中的靈活性評價方法,并引入發電機組碳排放因子,即每單位發電量所對應的二氧化碳排放量對規劃方案碳排總量進行計算.不同規劃方案的靈活性評估結果以及性能對比如表5和6所示.

表5 各靈活性資源規劃方案靈活性評估結果

以1 h為時間尺度,從靈活性、風電消納水平、經濟性以及碳排放的角度對各方案予以綜合評估.

在高比例清潔能源接入背景下,棄風棄光現象主要與系統的下調靈活性直接相關,此處作為主要分析點.可知,無論是改造、燃氣還是儲能方案,加入規劃不同類型的靈活性資源后系統整體下調靈活性充裕度均得到提升,分別為從 2.768 3 MW/min提升至 2.774 4、2.777 6 和 2.777 4 MW/min;3種規劃方案的下調靈活性不足度也有所降低,甚至在儲能方案中得到了完全消除;從下調靈活性充足率看,不同方案從初始狀態的87.60%分別上升至95.87%、97.03%和100%,表示系統靈活性不足風險出現的持續時間明顯縮短,說明無論從數量還是時間上靈活性資源規劃能夠有效降低靈活性不足帶來的風險.

由評估結果可知,無論是從促進風電消納、成本降低還是碳排放量減少,若不考慮改造技術能夠就地完成的便捷性,燃氣方案均為各狀態下的最優選擇.從促進風電消納的角度來看,與燃煤機組相比燃氣機組具有更低的最小技術出力和更高的爬坡率,意味著其具有更寬的可調范圍和更快的響應速度來適應相鄰時間下風電功率的快速波動.從環保的角度來看,燃氣規劃后系統的年總碳排放量顯著下降,相比于改造和儲能兩種規劃方案分別降低了18.94%和18.75%,原因在于引入單位碳排放強度更低的燃氣機組改變了系統的電源結構,一定程度上分擔了原有系統單純依靠燃煤機組發電的壓力,最終使得碳排放總量減少.

然而,燃氣方案也具有一定的局限性,主要體現在下調靈活性的風險.下調靈活性與棄風率直接相關,即下調靈活性充裕度指標值越大,棄風越少.從表6中結果可知,燃氣方案雖然棄風率最小,但是卻出現了下調靈活性不足的情況,表現為不足度不等于0以及充足率不等于100%,這表明燃氣引入可能會導致系統出現下調靈活性供應不足的風險,并以此風險為代價來促進更多的風電消納,類似情況也在改造方案中出現.上述現象說明僅依靠靈活性出力源的固有技術特性可能難以保證系統在安全前提下的靈活性運行.若從所有規劃場景的安全運行與風險消除考慮,儲能方案是更好的選擇,表現為與燃氣方案相近的低成本和棄風率,但未出現靈活性不足的風險.

表6 各靈活性資源規劃方案全年棄風率、碳排放以及規劃總成本對比

4 結語

提出一種面向高比例清潔能源消納的含靈活性資源電力系統規劃方案優選方法.首先分析火電靈活性改造、燃氣機組投建以及儲能投建3種靈活性資源的功率特征,其次建立計及系統能量-備用協同的電力系統靈活性規劃方案優選模型,最后通過算例仿真驗證所提模型的可行性和有效性,并進一步從經濟性、靈活性、可再生能源發電消納能力和碳排放水平等角度對3種靈活性規劃方案予以優選.仿真結果表明:在未來高比例清潔能源接入下,火電靈活性改造、燃氣機組投建、儲能投建3種靈活性規劃方案能夠應用于不同的場景,并呈現出不同的特點和優勢.總體來看,燃氣機組引入能夠促進更多的風電消納、降低總成本以及減少碳排放,各方面展現的效果最佳,但其下調靈活性不足風險無法完全消除;火電靈活性改造是目前最普遍的靈活性提升方式,但想要達到與燃氣機組相近的風電消納效果與下調靈活性充裕水平,需要花費更多成本;儲能引入的優勢在于能夠完全消除系統下調靈活性不足的風險,但風電消納水平和經濟性不及燃氣機組方案.