特高压大功率直流馈入后受端电网的调峰方法与流程

本发明属于电气自动化领域，具体涉及一种特高压大功率直流馈入后受端电网的调峰方法。

背景技术：

近年来，随着大规模风电开发及特高压直流输电工程的快速发展，跨区跨省大规模电能将会馈入华东、华中等负荷中心。特高压大功率直流的接入一方面能缓解受端电网用电紧张的局面，另一方面，对于一些水电丰富弱受端系统，同时会面临峰谷差加大、内部电源消纳、电网安全稳定等居多问题，会加剧系统调峰压力。

湖南电网作为典型的弱受端电网，峰谷差呈加速增长态势，而且湖南电网风能资源丰富，规划2017年底全省风电建成投产并网规模达到510万千瓦，2020年底全省风电建成投产并网规模达到700万千瓦，同时甘肃酒泉～湖南特高压直流工程预计2017年投产运行，这将对系统的调峰能力、消纳能力提出更高要求。特高压直流运行曲线一般按15％调峰深度设置，远小于火电调峰深度，且酒湖直流丰水期还是反调峰运行，调峰负担需要受端电网其他机组承担，但湖南基础负荷相对较小，峰谷差较大，能够提供的调峰能力十分有限，一定程度上制约着湖南电网接受特高压直流的能力。2015年湖南电网最大峰谷差为1202万千瓦，最大峰谷差率达58％。虽然湖南省水电比重较大，但总体调节性能差，绝大多数为日调节或径流电站，再加上风电发电量大幅增加(相当于要在低谷时段多停二至三台30万千瓦或一至两台60万千瓦火电机组)，湖南电网调峰十分困难，2015年在使用黑麋峰抽水调峰以及火电启停调峰条件下，采用弃水调峰满足了风电全额收购要求。因此，酒湖特高压直流接入后将加大湖南电网的调峰难度。

目前，已有的调峰能力计算分析方法和调峰方法均针对的是普通的大电网，而对于特高压大功率直流馈入后受端电网的调峰能力分析及调峰策略暂无针对性的分析方法。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种综合考虑特高压直流运行曲线对受端电网调峰影响的特高压大功率直流馈入后受端电网的调峰方法。

本发明提供的这种特高压大功率直流馈入后受端电网的调峰方法，包括如下步骤：

S1.获取待调峰受端电网的历史负荷特性数据，并预测该待调峰受端电网在调峰时段内的负荷特性；

S2.根据步骤S1得到的负荷特性预测结果，计算电网峰谷差及旋转备用容量，确定所需的调峰容量；

S3.获取待调峰受端电网的内部电源结构及出力特性，确定调峰电源及调峰能力；

S4.获取区外来电方式及规模、特高压直流送端送电方式及特高压直流送端在调峰时段内运行功率曲线；

S5.根据待调峰受端电网安全稳定约束和电源调峰顺序，以水电弃水电量、新能源弃电量最小为目标，分析待调峰受端电网的调峰能力；

S6.根据步骤S5得到的待调峰受端电网的调峰能力，按照如下规则完成待调峰受端电网的调峰作业：

1)若待调峰受端电网调峰容量不足，且会导致大量弃风弃水(比如弃风弃水电量达到或超过10％)，则降低特高压直流输送线路输入待调峰受端电网的功率，直至待调峰受端电网调峰容量足够；

2)若待调峰受端电网调峰容量足够，或待调峰受端电网调峰容量不足且不会导致大量弃风弃水(比如弃风弃水电量少于10％)，则待调峰受端电网仍按预定特高压送入功率进行调峰作业。

步骤S1所述的历史负荷特性数据包括年峰谷差率、年负荷率、季不均衡系数、年平均日负荷率和季最小日负荷率。

步骤S3所述的待调峰受端电网的内部电源结构包括火电机组、水电机组、抽水蓄能机组、风电和太阳能发电。

步骤S3所述的待调峰受端电网的调峰电源包括火电机组、水电机组、抽水蓄能机组和风电。

步骤S4所述的特高压直流送端送电方式主要包括风火打捆方式和风电配额方式。

步骤S5所述的受端电网安全稳定约束包括直流近区N-1暂态约束和直流双极闭锁热稳约束。

步骤S5所述的受端系统电源的调峰顺序为水电-火电-水电弃水、风电弃风、火电启停调峰。

本发明提供的这种特高压大功率直流馈入后受端电网的调峰方法，综合考虑受端电网负荷特性、电源结构及出力特性、安全稳定约束、电源调峰顺序以及直流运行曲线对受端电网调峰的影响等因素基础上，建立特高压大功率直流馈入后受端电网调峰能力分析方法，能高效评估特高压接入后受端系统调峰能力，并依据特高压接入后受端电网的调峰能力分析结果给出适当的调峰方法，实现了特高压接入后受端电网的科学调峰，对特高压直流工程实际运行具有极大的应用价值。

附图说明

图1为本发明的方法流程图。

具体实施方式

如图1所示为本发明的方法流程图：本发明提供的这种特高压大功率直流馈入后受端电网的调峰方法，包括如下步骤：

S1.获取待调峰受端电网的历史负荷特性数据，具体包括年峰谷差率、年负荷率、季不均衡系数、年平均日负荷率和季最小日负荷率等，并预测该待调峰受端电网在调峰时段内的负荷特性；

S2.根据步骤S1得到的负荷特性预测结果，计算电网峰谷差及旋转备用容量，确定所需的调峰容量；

S3.获取待调峰受端电网的内部电源结构(具体包括火电机组、水电机组、抽水蓄能机组、风电和太阳能发电等)及出力特性，确定调峰电源(包括火电机组、水电机组、抽水蓄能机组和风电等)及调峰能力；

S4.获取区外来电方式(具体包括风火打捆方式和风电配额方式等)及规模、特高压直流送端送电方式及特高压直流送端在调峰时段内运行功率曲线；

S5.根据待调峰受端电网安全稳定约束(具体包括直流近区N-1暂态约束和直流双极闭锁热稳约束)和电源调峰顺序(具体为水电-火电-水电弃水、风电弃风、火电启停调峰)，以水电弃水电量、新能源弃电量最小为目标，分析待调峰受端电网的调峰能力；

S6.根据步骤S5得到的待调峰受端电网的调峰能力，按照如下规则完成待调峰受端电网的调峰作业：

1)若待调峰受端电网调峰容量不足，且会导致大量弃风弃水(比如弃风弃水电量达到或超过10％)，则降低特高压直流输送线路输入待调峰受端电网的功率，直至待调峰受端电网调峰容量足够；

2)若待调峰受端电网调峰容量足够，或待调峰受端电网调峰容量不足且不会导致大量弃风弃水(比如弃风弃水电量少于10％)，则待调峰受端电网仍按预定特高压送入功率进行调峰作业。

以下结合一个具体实施例对本发明的方法进行进一步说明：

以2017年湖南电网为例，分析特高压直流接入后受端电网调峰能力。调峰计算分析原则如下：

(1)负荷水平预测：预测结果如表1所示，夏季日峰谷差率按0.35左右考虑、冬季日峰谷差率按0.45左右考虑；

(2)系统事故备用系数按7％考虑，负荷备用系数按3％考虑，事故停机备用系数按5％考虑；

(3)计算得到丰水期最大峰谷差为1076万千瓦，枯水期最大峰谷差为1315万千瓦；

(4)仅考虑统调电源，其中丰、枯期湖南电网统调水电出力参照实际运行情况；

(5)调峰电源主要常规水电、抽水蓄能机组及火电机组，调峰能力见表1，抽水蓄能在大方式下发电，在小方式下抽水。

(6)外区送入按暂不考虑交流特高压送入电能，鄂湘联络线按丰水期送电260万千瓦、枯水期送电176万千瓦考虑；

(7)特高压直流送端以风火打捆方式送出来考虑。根据《甘肃风电送出和消纳方案研究报告》研究成果，特高压直流运行曲线为：丰水期大方式酒泉～湖南特高压直流送电800万千瓦，小方式送电500万千瓦；枯水期大方式酒泉～湖南特高压直流送电500万千瓦，小方式送电800万千瓦；考虑送电损耗等因素，受端系统接收功率按照0.93系数考虑；

(8)风电场装机容量：按照2013年省政府常务会议审定的《湖南省2013-2020年风电建设行动计划》，2017年按照500万千瓦考虑；

(9)风电出力特性：按负荷低谷时段风电大发、其他时段风电出力很小考虑。参照全省实际投产风电实际出力情况，低谷时段平均出力取40％，高峰时段平均出力取10％。

考虑到湖南电网水电占比较大，分别对丰、枯期进行了调峰平衡计算，其中丰水期考虑四月至八月，枯水期考虑九月至来年三月，具体调峰计算结果见表1。调峰计算结果表明，虽然湖南电网水电装机规模较大，但由于水电调节性能较弱，且随着大规模风电接入，调峰压力较大，丰期火电调峰深度40％，枯期火电调峰深度需达到66％，超过了目前湖南火电的调峰能力(火电调峰深度按照40％左右考虑)。

表1 2017年湖南电网调峰平衡计算结果

单位：万千瓦

考虑受端系统安全稳定约束，改变系统运行条件，计算得到特高压直流丰大方式下受电极限在630万千瓦，枯大方式受电极限在500万千瓦。调整小方式直流送电功率，丰小方式送电功率为400万千瓦，枯小方式送电功率为360万千瓦，计算调峰结果见表2。火电调峰深度降至40％左右，说明基本可通过火电调荷方式实现调峰需求。

表2 2017年湖南电网调峰平衡计算结果

单位：万千瓦