一种大规模区外来电下电网内外电源协调运行方法

摘要

本发明公开了一种大规模区外来电下电网内外电源协调运行方法，包括：负荷预测得到最大负荷，结合最小日负荷率确定最小负荷，确定峰谷差；根据负荷备用和事故备用比例确定旋转备用容量，结合峰谷差计算系统需要的调峰容量；根据系统需要的调峰容量和系统提供的调峰容量计算调峰容量盈亏情况；根据区内各电源调峰能力和最小技术出力，确定系统提供的调峰容量；根据调峰能力平衡要求，确定区内火电机组最小提供的调峰容量以及装机容量；按照合理备用率的原则，通过最高发电负荷下火电机组装机容量倒推协议分电容量。本发明考虑了调峰平衡，在区内电源装机规模和电源结构合理性的基础上，减小区外来电的不确定性对区内电源的影响，从而可以提高区内火电机组发电利用小时数。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统技术领域，尤其涉及一种大规模区外来电下电网内外电源协调运 行方法。

背景技术

区外受电大幅增加后，区外受电大部分通过远距离、大功率特高压直流或交流电网输 送，单个输送通道输送功率最大达1000万千瓦，任何一个输送通道失去将对我省全网及 局部电网平衡造成很大影响，统筹省内外电源发电能力、合理安排备用容量、协调发用电 平衡对于电网稳定具有重要意义。

特别当任何一个区外来电通道失去将对电网电力平衡造成很大影响，系统频率降低， 有关通道潮流大幅增加，电网运行备用不足。送端机组和输送通道的计划检修和非计划停 运，不可避免地影响区外受电计划，因此，区外来电的不确定性都大大增加。

区外受电量大、来源多、路径远，交直流、送受端、不同电压等级之间的相互影响和 制约进一步增强，电网运行一体化特征愈加明显，电网运行整体性对调控协调运行机制提 出了更高要求。迫切需要建立上下级调度协同运行机制、区内和区外电源利益同享机制、 区内和区外电源的调节义务分摊机制、跨区跨省辅助服务补偿机制、相邻省市电网备用共 享和事故支援机制，调动省内、省外电源参与电网调节的主动性、积极性，保障电网安全、 优质、经济运行。

发明内容

针对大规模区外来电对电网产生的随机扰动，在考虑电网调峰容量平衡的基础上，本 发明提出区内电源和区外电源的协调运行方法，在尽量减少区内火电厂出力的基础上，灵 活调整区外来电，当系统电力供应大于需求时，可以降低区外来电出力实现系统的频率调 节；当区外来电出力低于自身具备的发电能力时，且系统有功不足时，可以增加区外来电， 参与系统频率调节。有效解决了区外来电随机性对电网带来的影响不可估的问题，提升了 网源协调性。

为了实现上述技术目的，本发明是通过如下的技术方案来实现的：

一种大规模区外来电下电网内外电源协调运行方法，包括以下步骤：

步骤S1：通过负荷预测得到电网的最大负荷，结合最小日负荷率确定最小负荷，从而 确定峰谷差；

步骤S2：根据负荷备用和事故备用比例确定旋转备用容量，结合峰谷差计算系统需要 的调峰容量；

步骤S3，根据区内各电源调峰能力和最小技术出力，确定系统提供的调峰容量；

步骤S4，根据系统需要的调峰容量和系统提供的调峰容量计算调峰容量盈余，根据调 峰能力平衡要求，确定区内火电机组最小提供的调峰容量以及装机容量；

步骤S5，通过最高发电负荷下最小火电机组装机容量倒推区外来电容量，结合区外来 电计划和各区外通道当前发电、电网负荷和网架情况，进行潮流计算；

步骤S6，对当前潮流断面进行安全校核，判断当前潮流是否满足电压、频率和功角稳 定要求，若不满足则修改区外来电计划返回S1，否则执行步骤S7；

步骤S7，输出得到能够实现电网调峰平衡的区外来电优化结果。

所述步骤S1中，负荷预测以负荷实测为基础，结合区内经济发展形势和电力市场发 展形势，以GDP增长率预测最大负荷增长率，从而确定电网最大负荷L_max，最小负荷L_min为：

L_min＝最小日负荷率×L_max(1)

式(1)中：最小日负荷率为50％-70％；

峰谷差L_f：

L_f＝L_max-L_min(2)。

所述步骤S2中，负荷旋转备用率为2％，事故旋转备用率为4％，负荷旋转备用需要同 时考虑最大负荷下的正备用和最低负荷下的负备用，则最大负荷备用容量L_spare1、事故备用 容量L_spare2、最小负荷备用容量L_spare3分别为：

L_spare1＝0.02L_max(3)

L_spare2＝0.04L_max(4)

L_spare3＝0.02L_min(5)

系统需要的调峰容量L_N：

L_N＝L_f+L_spare1+L_spare2+L_spare3(6)。

所述步骤S3中，区内各电源调峰能力按照电源属性划分，分别为核电机组、抽水蓄 能机组、火电机组、风电机组和网调机组调峰能力，区内电源调峰能力和最小技术出力按 如下原则计算：

核电机组：均按带基荷、不参加调峰运行考虑，最小技术出力率取100％，调峰能力L_z1；

抽水蓄能机组：调峰能力为其自身容量的2倍，最小技术出力率取-200％，调峰能力L_z2；

火电机组：600MW及以上火电机组最小技术出力率取40％；300MW级火电机组最小技 术出力率取60％；200MW级火电机组最小技术出力率取80％；100MW及以下火电机组最 小技术出力率取100％，调峰能力L_z3；

风电机组：风电具有较强的反调峰特性，最小技术出力200％，调峰能力L_z4；

网调机组：网内直属机组按照同类原则确定调峰能力，调峰能力L_z5；

区外电源：按不参加调峰运行考虑，最小技术出力率取100％，调峰能力L_z6；

常规水电机组：调峰能力为其自身容量，最小技术出力率取-100％，调峰能力L_z7；

则系统能够提供的调峰容量L_z为：

L_Z＝L_z1+L_z2+L_z3+L_z4+L_z5+L_z6+L_z7(7)

调峰容量盈亏S：

S＝L_Z-L_N(8)。

所述步骤S4中，计算区外来电目标优化的方法为：

根据S3中得到的除区内火电机组外的调峰能力计为L′_z：

L′_z＝L_Z-L_z3(9)

实际需要火电机组最小调峰能力为L_m：

L_m＝L_N-L′_z(10)

火电机组最小装机容量为L_M：

L_M＝L_m/f(11)

f为火电站机组调峰比例，按照当时情况计算。

所述步骤S5中，计算区外来电目标的方法为：

根据火电机组最小装机容量、常规水电机组装机容量、抽水蓄能机组容量、风电机组 容量、核电机组容量及由系统需要的调峰容量确定全区需要的装机容量，在其他区内电源 调峰能力不变的条件下计算区外来电规模L_W：

L_W＝L_N/f_n-L_M-L_z1/f_z1-L_z2/f_z2-L_z7/f_z7-L_z4/f_z4(12)；

其中f_n为整个系统的调峰比例，f_z1为核电机组调峰比例；f_z2为抽水蓄能机组的调峰比例， f_z4为风电机组的调峰比例，f_z7为常规水电机组的调峰比例，均按照当时情况计算。

所述步骤S6中，对当前潮流断面进行安全校核后，修改区外来电计划的原则为：调 整各区外来电通道发电后不能超过区外来电计划的最大值，另外，各区外来电应无差异同 比例上调或下调。

本发明的有益效果：

本发明的大规模区外来电下电网内外电源协调运行方法，通过算例测试结果，验证了 其能够满足电网调峰容量的平衡，同时能够较好满足区外来电随机性对电网运行稳定的分 析要求。

附图说明

图1是本发明实施例提供的一种大规模区外来电下电网内外电源协调运行方法的步骤 框图。

图2是本发明实施例提供的苏南地区电网案例模型图。

图3是本发明实施例提供的区外来电校核前电网潮流分布。

图4是本发明实施例提供的区外来电校核后电网潮流分布。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进 行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于 限定本发明。

下面结合附图对本发明的应用原理作详细的描述。

参见图1，一种大规模区外来电下电网内外电源协调运行方法，包括以下步骤：

步骤S1：通过负荷预测得到电网的最大负荷，结合最小日负荷率确定最小负荷，从而 确定峰谷差；

步骤S2：根据负荷备用和事故备用比例确定旋转备用容量，结合峰谷差计算系统需要 的调峰容量；

步骤S3，根据区内各电源调峰能力和最小技术出力，确定系统提供的调峰容量；

步骤S4，根据系统需要的调峰容量和系统提供的调峰容量计算调峰容量盈余，根据调 峰能力平衡要求，确定区内火电机组最小提供的调峰容量以及装机容量；

步骤S5，通过最高发电负荷下最小火电机组装机容量倒推区外来电容量，结合区外来 电计划和各区外通道当前发电、电网负荷和网架情况，进行潮流计算；

步骤S6，对当前潮流断面进行安全校核，判断当前潮流是否满足电压、频率和功角稳 定要求，若不满足则修改区外来电计划返回S1，否则执行步骤S7；

步骤S7，输出得到能够实现电网调峰平衡的区外来电优化结果。

所述步骤S1中，负荷预测以负荷实测为基础，结合区内经济发展形势和电力市场发展 形势，以GDP增长率预测最大负荷增长率，从而确定电网最大负荷L_max，最小负荷L_min为：

L_min＝最小日负荷率×L_max(1)

式(1)中的最小日负荷率为50％～70％，优选为67％；

峰谷差L_f：

L_f＝L_max-L_min(2)。

所述步骤S2中，负荷旋转备用率为2％，事故旋转备用率为4％，负荷旋转备用需要同 时考虑最大负荷下的正备用和最低负荷下的负备用，则最大负荷备用容量L_spare1、事故备用 容量L_spare2、最小负荷备用容量L_spare3分别为：

L_spare1＝0.02L_max(3)

L_spare2＝0.04L_max(4)

L_spare3＝0.02L_min(5)

系统需要的调峰容量L_N：

L_N＝L_f+L_spare1+L_spare2+L_spare3(6)。

所述步骤S3中，区内各电源调峰能力按照电源属性划分，分别为核电机组、抽水蓄 能机组、火电机组、风电机组和网调机组调峰能力，区内电源调峰能力和最小技术出力按 如下原则计算：

核电机组：均按带基荷、不参加调峰运行考虑，最小技术出力率取100％，调峰能力L_z1；

抽水蓄能机组：调峰能力为其自身容量的2倍，最小技术出力率取-200％，调峰能力L_z2；

火电机组：600MW及以上火电机组最小技术出力率取40％；300MW级火电机组最小技 术出力率取60％；200MW级火电机组最小技术出力率取80％；100MW及以下火电机组最 小技术出力率取100％，调峰能力L_z3；

风电机组：风电具有较强的反调峰特性，最小技术出力200％，调峰能力L_z4；

网调机组：网内直属机组按照同类原则确定调峰能力，调峰能力L_z5；

区外电源：按不参加调峰运行考虑，最小技术出力率取100％，调峰能力L_z6；

常规水电机组：调峰能力为其自身容量，最小技术出力率取-100％，调峰能力L_z7；

L_Z＝L_z1+L_z2+L_z3+L_z4+L_z5+L_z6+L_z7(7)

调峰容量盈亏S：

S＝L_Z-L_N(8)。

所述步骤S4中，计算区外来电目标优化的方法为：

根据S3中得到的除区内火电机组外的调峰能力计为L′_z：

L′_z＝L_Z-L_z3(9)

实际需要火电机组最小调峰能力为L_m：

L_m＝L_N-L′_z(10)

火电机组最小装机容量为L_M：

L_M＝L_m/f(11)

f为火电站机组调峰比例，按照当时情况计算。

所述步骤S5中，计算区外来电目标的方法为：

根据火电机组最小装机容量、水电机组装机容量、抽水蓄能机组容量、风电机组容量、 核电机组容量及由系统需要的调峰容量确定全区需要的装机容量，在其他区内电源调峰能 力不变的条件下计算区外来电规模L_W：

L_W＝L_N/f_n-L_M-L_z1/f_z1-L_z2/f_z2-L_z7/f_z7-L_z4/f_z4(12)；

其中f_n为整个系统的调峰比例，f_z1为核电机组调峰比例；f_z2为抽水蓄能机组的调峰 比例；f_z7为常规水电机组的调峰比例；f_z4为风电机组的调峰比例，均按照当时情况计算。 本发明中，网调机组与区外来电一起平衡。

所述步骤S6中，对当前潮流断面进行安全校核后，修改区外来电计划的原则为：调 整各区外来电通道发电后不能超过区外来电计划的最大值，另外，各区外来电应无差异同 比例上调或下调。

实施例一

以苏州南部电网为例进行仿真计算，系统网络拓扑如图2所示，苏州南部电网主要包 括苏州市区及吴江地区，主要通过梅里～木渎、华能太仓～车坊及石牌～玉山～车坊这3 个500kV输电通道受电。预计2020年1000kV特高压淮沪北半环泰州-苏州过江通道能够 建成，届时苏南地区的受电能力将进一步提高。在夏季，送端水电大发，苏州换流站直流 满送时，苏州特高压站降压较轻。在冬季，送端水电枯水期，苏州换流站直流处于送电小 方式(极端情况下送电仅为大方式的10％)，苏州特高压站的主变负载较重。若出现冬季苏 北负荷减小的同时特高压交直流来电规模不变，苏北风电又大发的极端方式，苏州特高压 站主变负载将进一步加重，梅里～木渎双线N-2后苏州特高压主变降压将超过1.3倍过负 荷能力。考虑到风电出力的不确定性，通过本地火电机组与区外来电协调保证苏州特高压 站安全运行是一个可供考虑的方案。

根据步骤S1，结合苏南地区经济发展情况和目前负荷实测，预计苏南地区某年份最高 负荷28000MW，按照最小日负荷率为0.67，苏南地区最小负荷18760MW，电网峰谷差为 9240MW。

根据步骤S2，负荷旋转备用率按照为最高负荷的2％考虑，事故旋转备用率按照为最 高负荷的4％考虑，负荷旋转备用需要同时考虑最大负荷下的正备用和最低负荷下的负备 用，低谷负荷下也需考虑2％的负荷旋转备用，因此，高峰负荷备用容量560MW，事故负荷 备用容量1120MW，低谷负荷备用容量375MW。因此，电网需要的调峰容量为11295MW。

根据步骤S3，苏南地区水电装机容量397MW(仅含抽水蓄能机组，常规水电机组装机 容量为0)，火电装机容量21000MW，风电装机容量为0，核电机组装机容量400MW，区外 来电计划7200MW，按照步骤S3中的调峰容量计算方法，可得苏南地区火电机组调峰能力 10889MW，水电调峰容量794MW(含抽水蓄能机组)，风电调峰容量0MW，网调机组调峰容 量1000MW，电网提供的调峰容量为12683MW，调峰容量富余1388MW。

根据步骤S4，除区内火电机组外的调峰能力为1794MW，考虑到调峰能力平衡的火电 机组最小调峰能力为9501MW，火电机组最小装机容量19897MW。

根据步骤S5，根据系统需要的调峰容量确定全区需要的装机容量为32200MW，火电机 组装机容量取最小装机容量19897MW，水电机组装机容量397MW(仅含抽水蓄能电厂)，核 电机组400MW，区外来电规模为11506MW(网调机组与区外来电一起平衡)。

根据步骤S6，对电网进行安全校核，在区外来电11506MW进行潮流计算，苏南地区 潮流如图3所示，其中梅里～木渎双线负载3150MW，超过其稳定限额150MW(稳定限额 3000MW)，考虑调整区外来电计划，降低区外来电功率为1100MW，再进行校核，调整后苏 南地区潮流如图4所示，结果表明没有出现线路越限情况，输出最终区外来电计划。

以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员 应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明 的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化 和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护范围由所附的权利要求书及其等 效物界定。