黄 慧, 罗剑波, 常海军, 李兆伟, 刘 今

(1. 国电南瑞科技股份有限公司, 江苏省南京市 211106; 2. 智能电网保护与运行控制国家重点实验室, 江苏省南京市 211106; 3. 国网江苏省电力有限公司, 江苏省南京市 210024)

0 引言

近年来,中国风电、太阳能等新能源发电快速发展,逐渐形成逆向分布、集中并网的电源格局,新能源的消纳送出受到严重制约,迫切需要通过高压直流跨区送出,以扩大新能源消纳范围,实现全国范围资源优化配置,在这样的背景下大规模新能源经高压直流远距离输电的模式在中国西北等新能源资源丰富地区得到了大力发展[1-2]。

新能源发电具有随机性、间歇性、波动性的特点[3-7],同时受电网传输能力和电网安全稳定约束,大规模新能源并网对电力系统安全稳定运行、调度运行、发电计划的制定造成较大影响。新能源基地的发电水平与直流输送功率存在强耦合关系,一方面为了提高电网的安全稳定运行裕度,计及新能源发电的随机波动特性,受制于直流输电能力,往往导致新能源发电能力不能充分利用、弃风弃光现象严重[8];另一方面,直流输电功率计划目前主要考虑系统约束及根据输电量协议,较少考虑受端电网的负荷需求或协调考虑新能源出力波动和外送需求,经常出现“直线”或“反调峰”输送计划[9-11],给受端电网调峰调频及运行方式安排也带来了较大困难。目前国内外已有研究考虑了风速和负荷相关性,利用轶相关法模拟其相关性并验证了相关性对系统可靠性的重要影响[12]。文献[13]在考虑风电不确定性基础上,建立了交流联络线模型,灵活优化不同区域间能量、备用计划及跨区联络线计划,但未涉及直流联络线特性。文献[14]提出了基于直流输送风电的功率调节模式,根据短期新能源功率预测结果增加直流调节段数,调节直流输电功率,采用互补运行方式实现直流输电功率的多段式平稳及风电大规模送出。以此为基础,文献[15]建立了直流计划调整的混合整数线性约束模型,针对风光火打捆直流跨区外送计划缺乏应对新能源出力波动的问题,在日前计划中考虑新能源短期功率预测结果,提出了计及直流互动的新能源与常规能源协调优化的日前发电计划优化方法,以促进新能源消纳。文献[16]通过构建基于外送风光电力最大化消纳的特高压直流风光火电力一体化调度计划模型,研究采用配套火电和直流计划参与调整提升风光电力外送能力。但在制定直流输电计划时,如何同时考虑新能源发电的随机性/间歇性及受端负荷需求方面,尚缺乏相关研究。

本文在考虑新能源短期功率预测基础上,研究直流送端电网新能源发电和受端电网负荷间相关性,该相关性对电网调度运行控制有一定影响,从而提出一种计及送端新能源与受端负荷相关性的高压直流功率修正方法,以促进送端电网新能源消纳,也为实现提高直流输送利用率提供参考。

1 直流送、受端电网新能源发电与负荷相关性分析

1.1 新能源发电与负荷相关性分析需求

本文以某直流送、受端电网为例,研究新能源发电与负荷的相关性。送端新能源包括风电和光伏,基于2015年调度能量管理系统(EMS)中实测数据,图1为随机抽取的某日送端电网的风电和光伏发电数据,与受端电网日负荷曲线相比,呈现较强的规律性。定性来看,风电出力白天小夜间大,与受端负荷呈现“反调峰性”[17],加重了电网日常调峰压力;光伏发电与负荷呈现“正调峰性”,二者叠加后,新能源整体与受端负荷呈正调峰趋势,但某些时段仍存在相反趋势,故送端新能源和受端负荷间相关性为开展直流输电计划修正方法研究提供了契机。

图1 送端新能源与受端负荷日曲线Fig.1 Typical daily curves of sending end new energy and receiving end loads

目前,国内日前有功调度计划中直流送出计划通常由跨区电量交易计划及各安全约束来制定,结合经验确定直流传输功率计划,直流外送模式多为分段运行方式,在每段内输送功率恒定[18-19]。如2015年,上述直流按照高峰时段3 600 MW电力计划输送受端电网,如图2所示,呈现出部分时间段“直线”输送,未充分考虑送端新能源发电与受端负荷相关性,因此本文基于统计学方法研究二者相关性,在一定裕度空间内修正直流有功功率,以缓解电网调峰压力,促进新能源消纳。

1.2 基于皮尔逊相关系数r算法的送端新能源和受端负荷相关性分析

皮尔逊相关系数法是一种准确量度两个变量之间关系密切程度的统计学方法[20-22]。计算公式为:

rxy=

(1)

式中:n为样本量;x和y为2个变量。

图2 直流系统现有输出功率曲线Fig.2 Current power curve of high voltage direct current system

若r>0,表明两个变量正相关;若r<0,表明两个变量负相关。r的绝对值越大，表明两个变量的相关性越强。一般定义0.7≤|r|<1为高度线性相关。通过直流送、受端电网调度数据,获取某一时间段T内不同采样时刻t0,t1,…,tn的送端新能源发电预测有功出力Pw-s,t0,Pw-s,t1,…,Pw-s,tn,受端有功负荷Pl-r,t0,Pl-r,t1,…,Pl-r,tn,根据式(1)计算不同采样时刻二者的皮尔逊相关系数r,其中xti=Pw-s,ti,yti=Pl-r,ti。

2 基于相关系数法的直流输电计划修正方法

2.1 直流功率修正量计算

在计算直流送端新能源和受端负荷相关性基础上,基于根据跨区电能交易结果编制的初始输电计划,保证直流联络线日交易电量不变的前提下,计算直流功率可修正量。即

ΔP=min(|ΔPw-s,tn|,|ΔPl-r,tn|)

(2)

式中:ΔP为tn时刻直流有功修正量;ΔPw-s,tn为tn时刻送端电网新能源发电较当前运行点t0有功功率变化量;ΔPl-r,tn为tn时刻受端电网负荷较当前运行点t0有功功率变化量,该时段内送端新能源与受端负荷有功功率变化量较小者定为直流有功功率修正量。

2.2 约束条件

直流输电计划的修正需考虑送、受端电网的运行约束条件,本文计算直流功率修正量主要考虑以下约束条件。

1)送、受端系统线路容量约束

-Pl,max≤Pl,t0+AlΔP≤Pl,maxl=1,2,…,Br

(3)

式中:Al为直流有功功率修正量ΔP与线路l的传输功率之间的转移分布因子;Pl,t0为当前运行点t0时刻线路l的初始功率;Pl,max为线路l的最大传输功率;Br为送、受端系统支路总数。

2)断面稳定限额约束

(4)

式中:N为送、受端系统总断面数;Nm为断面m的组成线路数;Pm,max为断面m传输功率最大值;Pl,m,t0为当前运行点t0时刻断面m的组成线路l的初始功率;Al,m为直流有功修正量ΔP与断面m的组成线路l的传输功率之间的转移分布因子。

3)直流额定功率约束

(5)

4)直流联络线输送电量约束

(6)

直流外送电量计划主要由跨区电力市场交易确定,为保证交易的执行,计划周期内直流总送出电量应在市场交易合同约定范围内。其中,Qmin和Qmax分别为直流在调度周期内的最小和最大输送电量。

除上述约束外,直流功率调节速率约束、直流调制间隔约束、相邻时段直流功率调整方向约束等约束,与初始直流输电计划约束相同[15],发电计划中的其他约束,如常规发电机组可调出力约束、爬坡/滑坡率约束、系统旋转备用约束等均要考虑,在多篇文献中已有详细阐述[23-24],此处不做详细介绍。

2.3 计及直流送端新能源和受端负荷相关性的直流输电计划修正方法

本文结合皮尔逊相关系数法,通过以下4个步骤,给出适应送端新能源发电和受端负荷随机变化的新能源跨区外送直流功率修正量,如图3所示。

步骤1:通过直流送、受端电网调度数据,根据式(1)计算不同采样时刻计及直流送端新能源和受端负荷的皮尔逊相关系数r。

步骤2:根据相关系数,筛选相关系数r超过门槛值ε(ε>0)的时间段T作为直流有功修正的候选时间段。针对相关系数r为负的情况,存在送端新能源出力增加而受端负荷减少和送端新能源出力减少而受端负荷增加这两种情况,这两种情况下若调整直流功率,会加重其中一端电网的电力不平衡,带来不利影响,因此本文对相关系数为负时段的直流功率不进行修正。

步骤3:判定直流有功功率修正候选时间段T内直流有功功率修正的方向,分别计算时间段T内直流送端新能源和受端负荷变化斜率ks和ka。即

(7)

(8)

式中:xt0和xtn分别为当前运行点t0和时间段T中最大时间点tn时刻的直流送端电网新能源出力;yt0和ytn分别为当前运行点t0和最大时间点tn时刻的直流受端电网负荷有功功率。

若kska>0且ks>0,ka>0,则直流功率的修正方向为提升直流有功功率;若kska>0且ks<0,ka<0,则直流功率的修正方向为回降直流有功功率。

步骤4:根据式(2)计算时间段T内直流有功功率修正量,分别按式(3)至式(6)考虑直流送、受端电网约束,得出时间段T内直流有功功率修正量ΔP。

图3 计及送端新能源和受端负荷相关性的直流输电计划修正方法流程图Fig.3 Flow chart of a correction method for high voltage direct current transmission plan considering correlation between new energy in sending end and loads in receiving end

3 算例分析

以某直流的日前计划算例为例进行分析,应用上述方法和步骤研究该直流输电计划修正方法的有效性。

3.1 皮尔逊相关系数r计算实例

对送、受端电网开展2015年365天的日96时段调度数据跟踪,每个时段15 min,随机抽取某典型日直流送端新能源和受端电网调度数据,根据式(1)计算每小时时间尺度直流送、受端电网新能源和负荷的相关系数r,如表1所示。

表1 送端新能源与受端负荷某典型日皮尔逊相关系数Table 1 Pearson correlation coefficient of new energy in sending end and loads in receiving end in a typical day

由表1数据得,一天中凌晨02:00—03:45、上午06:00—10:45、下午14:00—16:45多个时间段,送端新能源与受端负荷间呈现高度线性正相关性,为直流的灵活调度提供了依据,选取上述时间段作为直流有功功率修正的候选时间段。

分别计算上述时间段每小时时间尺度下送、受端电网新能源和负荷变化斜率ks和ka,从而确定直流功率修正方向,如表2所示。可得时间段02:00—03:45和14:00—16:45为直流功率回降阶段,06:00—10:45为直流功率提升阶段,其余时间段因送、受端电网新能源与负荷呈负相关性或相关性不大,则仍保持原有日前有功调度计划运行。

表2 直流有功修正方向Table 2 Adjustment direction of high voltage direct current power flow

3.2 候选时间段直流功率修正量

忽略送、受端系统线路容量约束和断面稳定限额约束,以下研究上述候选时间段直流功率可修正量。基于2015年能量管理系统(EMS)中实测数据,首先根据式(2)计算06:00—10:45直流功率增加量,具体见表3。

表3 直流功率增加量Table 3 Increment value of high voltage direct current power

再根据式(2)计算02:00—03:45和14:00—16:45直流功率减少量,具体如表4。

表4 直流功率减少量Table 4 Decrement value of high voltage direct

3.3 直流输电计划修正结果

在保证修正前后直流联络线交换电量不变的情况下,通过计算得出该典型日直流有功功率可修正时间段及可修正量,修正前后的直流输电计划如图4所示。

图4 修正前后直流输出功率曲线Fig.4 Original and adjusted output power curves of direct current

其中,06:00—10:45时间段修正后直流输送功率较原有直流功率有所提高,与目前采用的经验调度方法相比,采用本文提出的直流输电计划修正方法,考虑送端新能源与受端电网负荷相关性后,某些时间段直流输送功率可以得到提高,同时满足了送端新能源的消纳和受端负荷的供电需求;另外,在某些时段(如算例中02:00—03:45，14:00—16:45)送端新能源和受端负荷均下降,在约束范围内可适当减少直流联络线功率,此直流功率回降并非受限于电网约束引起的,不会额外增加弃风弃光量,这部分电力会被新能源自身出力的减少而平衡,并且此情况下回降直流功率有利于解决受端电网的调峰问题,并使得送端电网常规机组出力平缓,避免了常规机组出力的大幅波动,减轻了送端电网出力压力,提高了送端电网的整体效益,通过充分利用跨区直流送电通道,利用送端新能源出力特性及受端电网负荷特性,挖掘了送、受端电网之间电源结构的互补效益,发挥了网间负荷特性的错峰效益[20]。

4 结语

为提高新能源消纳送出能力和直流输送效率,本文通过考虑新能源风、光的实际出力特性和受端电网负荷相关性,提出了一种计及二者相关性的高压直流功率修正方法。

根据皮尔逊相关系数法计算送端新能源和受端负荷相关系数,以直流联络线日交易电量不变为前提,筛选出直流有功功率可修正候选时间段,并确定直流可调方向,建立了直流功率修正模型,考虑送、受端系统线路容量约束、断面安全约束及直流额定功率约束,并结合实际直流输电工程,通过分析直流送、受端电网2015年调度实测数据,验证了该方法的可行性,本文提出的方法和计算步骤同样适用于通过特高压直流输电工程实现大型能源基地大规模电力外送的计算和研究,对促进新能源消纳和跨区资源协调优化有积极意义,计算结果可供运行调度人员决策参考。由于本文未充分考虑安全约束机组组合、安全约束经济调度及直流系统运行特性约束等约束条件,后续将对基于上述约束的直流输电计划修正模型展开进一步研究[11,25]。

感谢国网江苏省电力有限公司科技项目“特高压输电条件下大受端电网源网快速协调关键技术及安全性研究”对本篇文章的资助与支持。