实践｜跨区新能源消纳的直流联络线功率优化模型（下）- 大数跨境

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实践｜跨区新能源消纳的直流联络线功率优化模型（下）

瓦特和比特

2019-01-11

导读：接上期内容，我们来继续聊一聊以促进跨区新能源消纳为目标,利用电力数据思维，建立描述直流联络线功率阶梯化运行的

接上期内容，我们来继续聊一聊以促进跨区新能源消纳为目标,利用电力数据思维，建立描述直流联络线功率阶梯化运行的发电计划优化模型之算例分析内容。

以国内某省级电网系统实际数据构造算例

以国内某省级电网系统实际数据构造算例，对建立的模型进行验证分析。为验证本文所提直流联络线模型的有效性，本节将对以下两种模式分别进行计算，并对计算结果进行对比分析。

模式1：直流联络线功率固定为实际功率计划。

模式2：直流联络线在日交换电量不变的前提下进行功率优化。

1电网基础数据

该省级电网作为送端电网，与2个省级受端电网通过直流联络线进行系统互联。

该送端电网包括565台建模发电机组，总装机容量 = 31289.9 MW ，其中火电机组61台，装机容量17844.0 MW;水电机组 15台，装机容量 422.3 MW；风电机组(场) 76台，装机容量8175.8 MW；光伏发电机组(站)120台，装机容量4847.8MW。

其中新能源装机容量占全省总装机容量的41.6%。共考虑30个安全约束断面。

受端电网 A 包含259台建模发电机组(装机容量为 57557 MW)，通过直流联络线D1与送端电网相连；受端电网B包含368台建模发电机组(装机容量为56943 MW)，通过直流联络线 D2与送端电网相连。

2直流联络线日前计划优化结果分析

直流联络线功率计划分析

采用本文模型对送端电网常规发电机组、直流联络线功率、风电与光伏新能源发电机组进行联合优化，综合考虑送端电网各类约束、直流联络线运行约束与受端电网直流接纳能力、负荷变化速率等约束，并保持直流联络线日交换电量不变。

直流联络线总功率计划曲线如图1所示。

送端电网负荷在第 31 时段（07:45）负荷陡降，由9487.39 MW经1个时段降至9081.20MW（08:00），并在接下来的 12个时段内（08:00-10:45）一直维持在9200 MW以下，而同期的新能源功率却从2842.37MW上升至3925.11MW，两种效应叠加，相当于送端电网净负荷下降 1489.93 MW。

在这段时间内，受端电网均处于早高峰时段，其中受端电网 A 的系统负荷由43791 MW（07:45）上升至45832 MW（10:45），并在11:00达到峰值负荷46014MW；首端电网B的系统负荷由40109 MW（07:45）上升至峰值负荷44760 MW（10:15），并缓慢下降至44258 MW（10:45）。

由此可知，送受端电网之间存在负荷互补性，如图1所示，经过直流联络线功率优化，直流输送功率由2900MW（07:45）上升至4000MW（10:45），将送端电网不能消纳大量风光电量输送至受端电网，既支援了受端电网早高峰的用电负荷，又增加了送端电网的新能源消纳比例。

风光新能源弃风、弃光情况分析

两种模式下的风电、光伏功率计划曲线如图2所示。

两种模式下风光新能源消纳电量如表1所示

由表1可知，通过对直流联络线的功率优化，系统新增新能源消纳电量5828.44 MW.h,新能源电量的消纳比例由89.95%提高到了96.16%。

通过直流联络线对新能源电量进行跨区输送，可以有效提高新能源消纳比例#提高送受端电网综合效益。

送端电网常规机组出力情况分析

在两种模式下，送端电网内常规机组的出力情况如图3所示。

结合直流联络线功率曲线（图 1）易知，在模式 1下，在第18至33时段，直流联络线功率稳步上升，由3164 MW上升到 3644 MW,并维持在 3644 MW水平上，而同期的风光新能源出力却维持在 2400 MW至 3000 MW这一较低水平上，为配合直流功率外送，送端电网常规机组出力由 9185MW 上升至9677MW，并在第 29时段达到峰值10703MW。

此后，由于直流功率外送保持稳定，同时风光新能源功率大幅上升，常规机组出力一直下降到9000MW左右。

而在模式2中，综合考虑了系统负荷、风光新能源功率、直流联络线功率和常规机组情况，在风光新能源功率较低时，适当降低了直流联络线功率，在风光新能源功率大幅上升时，也提高了直流功率外送值，不但保证了当日直流外送电量不变，也使得送端电网常规机组出力较平缓，避免了常规机组出力的大幅波动，在促进新能源电量消纳的同时，并未给常规机组带来较重的调节负担，提高了送端电网的整体效益。

受端电网机组出力情况分析

在两种模式下，受端电网 A 内机组的出力情况见附录D图D3和图D4。

由于受端电网 A 的系统负荷相对直流联络线功率和新能源功率来说较大，因此两种模式下受端电网 A常规机组所受影响相对较小，模式1下，常规机组的最大出力为43550 MW,最小出力为34386 MW;模式 2下,常规机组的最大出力为43410 MW,最小出力为3446 MW。

对于受端电网 B,两种模式下直流联络功率差别很小,对常规机组的影响更小,模式1下,常规机组的最大出力为43524 MW,最小出力为28430 mw;模式2下，常规机组的最大出力为43328 MW,最小出力为28634 MW.

送受端电网净发电负荷峰谷差分析

由于受端电网 A和 B的直流受入功率相对系统负荷来说比例较小,因此在2种模式下,受端电网的净发电负荷与原系统负荷的峰谷差变化不大。

而对于送端电网来说,由于直流送出功率占比较大,对净发电负荷的峰谷差率的影响较大,2种模式下送端电网净发电负荷如图4所示.

可知,在第10至18时段,2种模式下的净发电负荷均在12000KW 左右,其中模式2的净发电负荷更低一些。

从第18时段开始,模式1下的直流外送功率稳步上升,而同时段的风光新能源功率并未增加,导致发电净负荷也随之上升;而模式2下,为保证当日直流输送电量不变,直流联络线功率在第10至18时段风光新能源出力较低时,降低直流外送功率,以便于在第47至63时段风光功率较高（超过5000MW）时，提高直流外送功率，加大跨区新能源电量消纳。