基于分布式光伏典型日曲線的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)方法

李勤超，周立中，趙艷龍，萬(wàn) 東，余 暢

（國(guó)網(wǎng)浙江省安吉縣供電有限公司，浙江 安吉 313300）

0 引言

2015 年以來(lái)，安吉縣為加快清潔能源示范縣建設(shè)，積極推進(jìn)光伏應(yīng)用產(chǎn)業(yè)發(fā)展。截至2017年底，安吉電網(wǎng)累計(jì)接入分布式光伏裝機(jī)容量達(dá)140 MWp。預(yù)計(jì)到2020 年，全縣分布式光伏電源裝機(jī)容量將達(dá)到220 MWp 以上。

與常規(guī)電源相比，光伏電源的出力受光照、溫度、風(fēng)向等天氣及環(huán)境因素的影響很大，其輸出功率呈現(xiàn)出顯著的隨機(jī)性和群發(fā)性[1-2]。當(dāng)光伏電源并網(wǎng)容量達(dá)到一定規(guī)模時(shí)，其輸出功率會(huì)破壞接入電網(wǎng)原有負(fù)荷特性曲線的固有形態(tài)，給統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)工作帶來(lái)困難，增加電力電量平衡的難度。因此，研究分布式光伏電源功率預(yù)測(cè)問題對(duì)區(qū)域電網(wǎng)的穩(wěn)定與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行具有重要價(jià)值。

光伏功率預(yù)測(cè)方法主要有基于數(shù)學(xué)統(tǒng)計(jì)預(yù)測(cè)方法和基于人工智能預(yù)測(cè)方法等[3-6]。文獻(xiàn)[7]基于數(shù)學(xué)統(tǒng)計(jì)的預(yù)測(cè)方法所建立的ARMA 模型和馬爾科夫鏈模型，對(duì)30 kW 的光伏電站進(jìn)行短期出力預(yù)測(cè)，具有較高的預(yù)測(cè)精度，但該模型只適用于晴天的預(yù)測(cè)。文獻(xiàn)[8]基于數(shù)值天氣預(yù)報(bào)構(gòu)建預(yù)測(cè)模型，雖然預(yù)測(cè)精度較高，但預(yù)測(cè)系統(tǒng)運(yùn)行成本過高。文獻(xiàn)[9]采用灰色神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)組合模型進(jìn)行光伏功率預(yù)測(cè)，雖然相比傳統(tǒng)方法具有較好的預(yù)測(cè)精度，但試驗(yàn)中功率預(yù)測(cè)時(shí)間過短，難以證明預(yù)測(cè)模型長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行下的預(yù)測(cè)精度。

本文采用典型日與對(duì)照日統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線作差獲得差值曲線，并輔以人工經(jīng)驗(yàn)修正的方法來(lái)擬合安吉地區(qū)分布式光伏電源典型日曲線，并利用該曲線輔助電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)。該方法避免了預(yù)測(cè)模型的復(fù)雜建模，省去了太陽(yáng)輻射強(qiáng)度測(cè)量裝置的投資，簡(jiǎn)化了預(yù)測(cè)過程，尤其在分布式光伏大量接入的縣域級(jí)電網(wǎng)的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷功率預(yù)測(cè)場(chǎng)景中更具有實(shí)用價(jià)值。

1 獲取分布式光伏總?cè)涨€

1.1 分布式光伏電源信息采集情況現(xiàn)狀

安吉地區(qū)目前有30 個(gè)10 kV 并網(wǎng)的分布式光伏項(xiàng)目和3 600 余個(gè)380/220 V 居民屋頂光伏項(xiàng)目，僅有2 個(gè)10 kV 并網(wǎng)的光伏項(xiàng)目的潮流信息接入了縣供電公司調(diào)度自動(dòng)化平臺(tái)。對(duì)于其余光伏項(xiàng)目，縣供電公司電力調(diào)度控制中心無(wú)法便捷地獲取其實(shí)時(shí)發(fā)電數(shù)據(jù)。

1.2 通過差值曲線擬合光伏電源日曲線

安吉電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷等于縣內(nèi)實(shí)際用電負(fù)荷與分布式電源發(fā)電功率的差值。2018 年春節(jié)期間，縣內(nèi)工礦企業(yè)停產(chǎn)，實(shí)際用電負(fù)荷等于居民生活用電負(fù)荷。由于節(jié)日期間氣溫平穩(wěn)，居民生活用電負(fù)荷日間差異極小，所以非統(tǒng)調(diào)電源出力變化是造成安吉電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷日間差異的唯一因素。目前安吉地區(qū)非統(tǒng)調(diào)電源有小火力發(fā)電及分布式光伏發(fā)電，春節(jié)期間，小火電廠保持恒功率運(yùn)行，所以分布式電源發(fā)電功率變化取決于分布式光伏發(fā)電功率變化。選取春節(jié)期間分布式光伏滿出力日與分布式光伏零出力日，研究對(duì)比2 日統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線，可以推算出本地區(qū)分布式光伏的典型日曲線。

由安吉縣氣象局提供的2018 年春節(jié)期間天氣情況如表1 所示。2 月17 日（正月初二）是晴天，光照、溫度條件俱佳，光伏電源滿出力運(yùn)行，2 月18 日（正月初三）是陰天，全天無(wú)有效光照，光伏電源接近于零出力。此外，2 日平均氣溫相近，推斷2 日居民生活用電負(fù)荷曲線基本一致。

將2 月18 日安吉電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷日曲線作為對(duì)照組，如圖1 所示，負(fù)荷高峰出現(xiàn)在19：00-21：00，負(fù)荷低谷出現(xiàn)在4：00-6：00。白天負(fù)荷維持在140～180 MW，波動(dòng)不明顯。曲線反映了安吉地區(qū)冬季居民生活用電的負(fù)荷特性。

2 月17 日安吉電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷日曲線如圖1所示，白天負(fù)荷在7：30 左右迎來(lái)拐點(diǎn)后持續(xù)下降，在12：00-13：00 達(dá)到全天負(fù)荷最低點(diǎn)，隨后又逐漸上升，峰值出現(xiàn)在19：00-21：00，與陰天情況相同。

2 月17 日與18 日統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線在0：00-7：30和20：00-23：59 幾乎重合，而 在7：30-17：30 的曲線差異反映了區(qū)域內(nèi)分布式光伏電源出力對(duì)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的影響。

若將2 條曲線相減得到晴天與陰天統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的差值曲線（如圖2 所示），該曲線與光伏電源固有的發(fā)電特性曲線十分相似，可以用差值曲線的日間部分近似評(píng)估光伏電源日曲線。

1.3 修正差值曲線

若要用2 月17 日與2 月18 日統(tǒng)調(diào)負(fù)荷差值曲線來(lái)替代光伏電源日曲線，還需對(duì)其進(jìn)行修正。上述差值曲線在6：00-8：00 出現(xiàn)負(fù)值，在18：00-20：00 無(wú)光照時(shí)段以后仍有數(shù)值，顯然違背光伏面板的物理特性。由于縣內(nèi)所有光伏面板具有大致相同的發(fā)電特性，所以可以參照縣內(nèi)2 座潮流信息接入調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)的光伏電站的出力曲線來(lái)修正上述差值曲線。修正后的差值曲線如圖3所示。

表1 2018 年春節(jié)期間天氣情況

圖2 2 月17 日、18 日安吉統(tǒng)調(diào)負(fù)荷差值曲線

用修正后的差值曲線模擬光伏電源實(shí)際出力過程具有較高的精確度。由于日照時(shí)間隨季節(jié)變化，光伏電源出力典型曲線的起始時(shí)刻和終止時(shí)刻也應(yīng)隨季節(jié)變化，圖3 曲線可以近似替代晴天條件下安吉地區(qū)分布式光伏電源典型日曲線，其他不同天氣條件下的典型日曲線可以通過同樣的辦法獲得，如圖4 所示。

圖3 修正后的差值曲線

2 光伏電源典型日曲線在負(fù)荷預(yù)測(cè)中的應(yīng)用

2.1 基于光伏電源典型日曲線的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)方法

安吉電網(wǎng)2017 年統(tǒng)調(diào)最大負(fù)荷為536 MW，累計(jì)接入分布式光伏容量已達(dá)140 MWp，光伏電源出力對(duì)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的影響已不容忽視。光伏電源出力具有“削峰”效應(yīng)，原有雙峰型結(jié)構(gòu)的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線遭到破壞，給負(fù)荷預(yù)測(cè)工作帶來(lái)困難。傳統(tǒng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)算法已不能適用于現(xiàn)階段分布式電源大規(guī)模并網(wǎng)后的電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)工作。

圖4 不同天氣下的修正后的差值曲線

統(tǒng)調(diào)負(fù)荷等于全口徑負(fù)荷減去非統(tǒng)調(diào)電源出力。在全口徑負(fù)荷預(yù)測(cè)方面已有多種成熟的算法應(yīng)用，準(zhǔn)確率較高[10-12]。非統(tǒng)調(diào)電源日曲線（尤其是分布式光伏電源日曲線）的預(yù)測(cè)成為影響統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率的關(guān)鍵因素。安吉電網(wǎng)接入的非統(tǒng)調(diào)電源包括分布式光伏和小火電，火電機(jī)組的日曲線在機(jī)組正常運(yùn)行情況下可近似為直線，分布式光伏電源的日曲線可以用修正后的差值曲線替代。由此，統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線等于全口徑負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線減去小火電機(jī)組出力預(yù)測(cè)曲線與分布式光伏電源出力預(yù)測(cè)曲線之和所得的差值曲線。

2.2 基于光伏典型日曲線的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)方法的應(yīng)用

圖5 展示的是2018 年3 月17 日（晴）應(yīng)用上述方法所做的一次統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)實(shí)例。由綜合模型法[13-15]得到全口徑負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線，由各小火電廠上報(bào)的計(jì)劃日曲線相加得到非統(tǒng)調(diào)火電機(jī)組的出力預(yù)測(cè)曲線，由分布式光伏電源典型日曲線替代非統(tǒng)調(diào)光伏出力預(yù)測(cè)曲線，最后計(jì)算可得3月17 日安吉電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷的預(yù)測(cè)曲線。

圖5 2018 年3 月17 日安吉統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線

基于分布式光伏電源典型日曲線的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)方法在安吉電力調(diào)度控制中心應(yīng)用3 個(gè)月以來(lái)，效果良好。統(tǒng)計(jì)使用該方法前后的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率情況，如表2、表3 所示。

對(duì)比表2、表3 數(shù)據(jù)可以看出，應(yīng)用基于分布式光伏典型日曲線的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)方法后，安吉電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)平均準(zhǔn)確率由86.88%提升至93.39%。

表2 應(yīng)用本方法前統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率%

表3 應(yīng)用本方法后統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)準(zhǔn)確率%

3 結(jié)論

針對(duì)安吉地區(qū)無(wú)法實(shí)時(shí)獲取分布式光伏電源的總出力數(shù)據(jù)的現(xiàn)狀，通過選取晴、多云、陰、雨4 種天氣條件的典型日統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線與相應(yīng)對(duì)照日統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線相減的方法得到4 條差值曲線，經(jīng)過人工修正后的差值曲線可以近似評(píng)估晴、多云、陰、雨4 種天氣條件下的分布式光伏電源典型日曲線。

安吉電力調(diào)度控制中心將上述分布式光伏電源典型日曲線應(yīng)用到統(tǒng)調(diào)負(fù)荷曲線預(yù)測(cè)工作中，從應(yīng)用效果來(lái)看，基于分布式光伏電源典型日曲線的統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)方法有效提高了地區(qū)統(tǒng)調(diào)負(fù)荷預(yù)測(cè)的準(zhǔn)確率。