一种新能源电力系统协调运行模拟方法与流程

1.本发明涉及一种电力系统运行模拟方法，具体为一种新能源电力系统协调 运行模拟方法，属于电力系统运行技术领域。


背景技术：

2.随着清洁、绿色能源的不断发展，风电、光伏等可再生能源的装机容量 不断提高。
3.新能源在未来有可能出现爆发性的增长，对电力系统可靠稳定运行将造 成不容忽视的冲击与挑战，增加了电力系统运行的复杂度，多环节协调运行 问题日益突出。可以预期，我国大部分区域具有出力不确定性风电、光伏等 能源发电将逐渐形成高比例态势，为应对其挑战，新能源内灵活性资源将被 充分调动利用，因此，未来大部分区域的电力系统将呈现主体要素多样化、 运行方式复杂化、规划方案高维化的特点，亟需对新能源电力系统的协调规 划关键技术进行研究与开发。
4.新能源消纳问题研究方面，目前我国对新能源发电的消纳等研究工作比 较有限，国内外在这方面的研究主要集中在并网管理和发电技术，文献[裴 哲义,丁杰,李晨,周昶,梁志峰,于辉,徐晓春,张俊.分布式光伏并网问题分析 与建议.中国电力51,80-87(2018)]根据中国分布式光伏并网和调度管理情 况，提出了建立新能源发电消纳能力评估机制等建议；文献[邱欢.关于新能 源发电风力发电技术的探讨.科技风2020,135-36(2020)]对风电机组和风电 场的关键技术进行了研究分析，提出加强风力发电技术创新和应用的建议；
[0005]
电力系统调峰研究方面，国内现有的调峰模式主要集中在水电与火电机 组，文献[张昌,杨建华,帅航,舒康安,艾小猛.基于华中电网跨区电力交易的 市场辅助服务研究.中国电力50,139-45(2017)]为提升火电机组调峰意愿， 提出了火电机组调峰的补偿计算方法，文献[谭政宇,陈仕军,黄炜斌,马光文, 刘艳.基于飞蛾火焰优化算法的火电调峰负荷分配研究.电网与清洁能源37,47-52(2021)]提出了火电调峰负荷分配模型，通过引入mfo作为模型求 解算法取得了进一步降低系统调峰总成本的结果。火力发电是我国主要的电 源形式，但其调节能力受机组运行的限制，因此，如何发挥我国高比例火电 的调节作用仍需进一步研究；
[0006]
电力系统生产模拟研究方面，目前主要的生产模拟方法有电力电量平 衡、随机生产模拟和蒙特卡罗模拟等。虽然国内外针对机组组合与经济调度 等课题进行了大量研究，文献[朱泽磊,周京阳,潘毅,闫翠会,崔晖,李伟刚. 考虑电力电量平衡的安全约束经济调度.中国电机工程学报33,168-76(2013)] 以及文献[张宁,陈慧坤,骆晓明,李嘉龙,夏清,康重庆.广东电网节能发电调 度计划模型与算法.电网技术32,11-15(2008)]为电力电量的最优平衡提供了 多种方法，但该类方法无法考虑负荷特性与电源构成的影响。随机生产模拟 的计算方法由于计算效率高和处理问题灵活而获得了广泛的应用，文献[康 重庆,白利超,夏清,相年德.基于序列运算理论的随机生产模拟算法的实施. 中国电机工程学报2002,7-12(2002)]提出利用序列运算理论计算供需平衡过 程中系统的可靠性与经济性指标，取得了具有时序性的模拟结果，但
[0007]
该类方法的误差难以控制。蒙特卡罗方法相对简单，文献 [r.billinton,huachen,r.ghajar.asequentialsimulationtechniqueforade quacyevaluationofgeneratingsystemsincludingwindenergy.ieee11,728
‑ꢀ
34(1996)]提出了基于时序蒙特卡洛模拟进行可再生电源电力系统生产模拟 的方法，虽然该类方法的结果比较符合工程实际，但由于存在计算精度与抽 样次数的矛盾，该类方法计算量大且计算速度慢，无法满足现有大系统、多 约束、多种发电类型相混合的复杂电力系统的生产模拟要求。
[0008]


技术实现要素：

[0009]
本发明的目的就在于为了解决问题而提供一种新能源电力系统协调运行 模拟方法。
[0010]
本发明通过以下技术方案来实现上述目的：一种新能源电力系统协调运 行模拟方法，包括以下步骤：
[0011]
步骤一、根据装机进度表，考虑机组的投运、退役和技改等，确定投运 机组；接下来需要根据检修计划排除检修机组，最后确定可运行机组及其参 数；
[0012]
步骤二、安排所有可以确定出力的火电机组，包括外来的协议送电、核 电机组以及认为指定出力的机组，根据电源所在区域，修正对应的负荷曲线；
[0013]
步骤三、根据新能源运行模拟模块随机模拟生成的新能源机组的新能源 模拟出力，安排新能源出力，修正对应的负荷曲线；
[0014]
步骤四、以此修正后的多区域负荷曲线为基础，对于水电及抽蓄机组的 抽水蓄能和常规水电机组安排其削峰和填谷，抽水可设定为平抽或满抽方式， 并满足机组的容量、电量等约束，根据电源所在区域，再次修正对应的负荷 曲线；
[0015]
步骤五、对剩余的机组进行优化模拟运行，除了前面计算结果外，还需 要准备如下参数：人工指定的机组状态、每个时段的正负备用量、分区备用 量、跨区备用量、机组的分时报价或成本、启停机组的启停费用、网络约束 等。
[0016]
作为本发明再进一步的方案：该模型采用基于时序负荷曲线的电力系统 确定型运行模拟模型，其核心是以日运行为核心的调度模拟模型，且其目标 函数表示为：
[0017][0018]
式中：t为优化周期内时段总数；c(p
t
)为各类型机组t时段输出功率为 p
t
时的运行成本；下标c、f、h、p、w分别表示日内不可启停火电、日内可启 停火电、水电、抽蓄、新能源；cw为切除新能源成本；p
wdt
为t时段切新能源 功率；d
dt
为t时段切负荷功率；vd为各节点切负荷损失；cf、cc为机组启停费 用；θ、η、γ为加权系数，通常情况下为1，也可以根据需要调整。
[0019]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤二中，对出力机组的出力约束具 体包括：
[0020]
火电机组出力上下限以及火电机组爬坡约束。
[0021][0022]
式中：p
cmin
,p
cmax
,p
fmin
,p
fmax
分别为机组最小出力与最大出力；ic为日内不 可启停机组状态变量，itf为日内可启停机组t时段状态变量；为日内可启停机组t时段状态变量；分别为机组下爬坡、上爬坡速率。
[0023]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤三中，新能源机组出力约束具体 包括：
[0024]
新能源的建模中引入新能源出力预测变量并在日运行模拟模型中引 入切除新能源机制，使模型在系统无法提供调峰容量，系统备用容量不足或 新能源送出受阻情况下切除部分新能源出力。
[0025][0026]
式中：为t时段新能源出力；为t时段切新能源功率；为t时段新 能源预测出力值。
[0027]
新能源弃电率约束
[0028][0029]
其中，r
wd
为新能源弃电率上限比例，为切新能源功率总和，为 新能源出力综合。
[0030]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤四中，水电及抽蓄出力约束具体 包括：
[0031]
水电机组根据中长期跨流域梯级水电优化调度结果给出的水电机组出力 范围以及日发电量在模型中优化分配各时段出力；抽蓄机组考虑每日的抽水 量与发电量平衡。
[0032][0033]
式中：p
hmin
、p
hmax
为水电机组最小出力与最大出力，第一行表示水电机组 出力上下限约束；q
hydro
为水电机组日发电量，第二行表示水电机组日发电量约 束，若优化结果等式
不成立，则说明水电出现弃水，弃水折算为电量为p
p，pump
、p
p，gen
为抽蓄机组单位时段最大抽水量与发电量，第三行 表示抽蓄机组出力上下限约束；i
tppump，
、i
tpgen，
为描述抽蓄机组t时段抽水或发电 的状态变量，第四行表示抽蓄机组抽水与发电状态互斥约束；λ
p
为抽蓄机组 的效率，第五行表示抽蓄机组每日抽水量与发电量平衡约束。
[0034]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤五中，每个时段正负备用量约束 具体包括：
[0035][0036]
式中：ru为系统在时段t要求的正备用率，在式中，新能源对系统备用的 贡献应按其预测出力p
wft
计算，即使被切除，其被切除部分也计入备用容量。
[0037][0038]
式中：r
dt
为系统在时段t要求的负备用率，此时，新能源出力在此不计 入，即等效的认为新能源最小出力为0，即可以随时被切除。
[0039]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤五中，分区备用量约束具体包括：
[0040]
不同区域需要保证各自区域内开机为区域内负荷预留充足的备用容量， 分区备用约束可表示为：
[0041][0042]
式中：z为区域总数；d
zt,
为z区域t时段的负荷；r
uzt,
、r
dzt，
分别为z区 域t时段的正备用率与负备用率；z

和z-分别为z区域送入与送出的联络线集 合；f
lt
为l线路的潮流。约束第一行表示分区正备用约束，第二行表示分区 负备用约束。
[0043]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤五中，网络约束具体包括：
[0044]
基于直流潮流模型建立线路以及断面传输约束，如下式所示：
[0045][0046]
式中：f
lt
，f
st
分别为t时段线路、断面潮流矩阵；w为发电机转移分布因 子；a
ngc
，a
ngf
，a
ngh
，a
ngp
，a
ngw
分别为不同类型机组的节点-机组关联矩阵；a
sl
为断面-线路关联矩阵。
[0047]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤五中，跨区域送电约束具体包括：
[0048]
为模拟实际电网运行中特定的送电计划，引入跨区域送电约束，即限定 断面各时段的输送潮流。
[0049][0050]
其中θs为跨区送电断面s包含的线路集合。
[0051]
作为本发明再进一步的方案：所述步骤五中，还包括动态约束，其中， 启停火电在一天中运行状态最多启停一次，大容量火电机组不允许启停。
[0052]
本发明的有益效果是：在传统运行模拟模型的基础上进行创新，面向大 规模新能源的接入问题，建立了充分反映新能源出力的间歇性与随机性的新 能源电力系统协调运行模拟方法。为提高电力系统规划的技术水平，促进未 来电力系统的优化运行、能源的中长期可持续发展奠定理论和技术基础。
附图说明
[0053]
图1为本发明建模流程示意图；
[0054]
图2为本发明实施例二各型机组装机容量示意图；
[0055]
图3为本发明实施例二电力系统8760小时各类型机组出力图；
[0056]
图4为本发明实施例二下调峰裕度与弃风弃光示意图。
具体实施方式
[0057]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行 清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而 不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做 出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0058]
实施例一
[0059]
请参阅图1，一种新能源电力系统协调运行模拟方法，包括以下步骤：
[0060]
步骤一、根据装机进度表，考虑机组的投运、退役和技改等，确定投运 机组；接下来需要根据检修计划排除检修机组，最后确定可运行机组及其参 数；
[0061]
步骤二、安排所有可以确定出力的火电机组，包括外来的协议送电、核 电机组以
及认为指定出力的机组，根据电源所在区域，修正对应的负荷曲线；
[0062]
步骤三、根据新能源运行模拟模块随机模拟生成的新能源机组的新能源 模拟出力，安排新能源出力，修正对应的负荷曲线；
[0063]
步骤四、以此修正后的多区域负荷曲线为基础，对于水电及抽蓄机组的 抽水蓄能和常规水电机组安排其削峰和填谷，抽水可设定为平抽或满抽方式， 并满足机组的容量、电量等约束，根据电源所在区域，再次修正对应的负荷 曲线；
[0064]
步骤五、对剩余的机组进行优化模拟运行，除了前面计算结果外，还需 要准备如下参数：人工指定的机组状态、每个时段的正负备用量、分区备用 量、跨区备用量、机组的分时报价或成本、启停机组的启停费用、网络约束 等。
[0065]
在本发明实施例中，该模型采用基于时序负荷曲线的电力系统确定型运 行模拟模型，其核心是以日运行为核心的调度模拟模型，且其目标函数表示 为：
[0066][0067]
式中：t为优化周期内时段总数；c(p
t
)为各类型机组t时段输出功率为 p
t
时的运行成本；下标c、f、h、p、w分别表示日内不可启停火电、日内可启 停火电、水电、抽蓄、新能源；cw为切除新能源成本；p
wdt
为t时段切新能源 功率；d
dt
为t时段切负荷功率；vd为各节点切负荷损失；cf、cc为机组启停费 用；θ、η、γ为加权系数，通常情况下为1，也可以根据需要调整。
[0068]
在本发明实施例中，所述步骤二中，对出力机组的出力约束具体包括：
[0069]
火电机组出力上下限以及火电机组爬坡约束。
[0070][0071]
式中：p
cmin
，p
cmax
，p
fmin
，p
fmax
分别为机组最小出力与最大出力；ic为日内不 可启停机组状态变量，itf为日内可启停机组t时段状态变量；为日内可启停机组t时段状态变量；分别为机组下爬坡、上爬坡速率。
[0072]
在本发明实施例中，所述步骤三中，新能源机组出力约束具体包括：
[0073]
新能源的建模中引入新能源出力预测变量并在日运行模拟模型中引 入切除新能源机制，使模型在系统无法提供调峰容量，系统备用容量不足或 新能源送出受阻情况下切除部分新能源出力。
[0074][0075]
式中：为t时段新能源出力；为t时段切新能源功率；为t时段新 能源预测出力值。
[0076]
新能源弃电率约束
[0077][0078]
其中，r
wd
为新能源弃电率上限比例，为切新能源功率总和，为 新能源出力综合。
[0079]
在本发明实施例中，所述步骤四中，水电及抽蓄出力约束具体包括：
[0080]
水电机组根据中长期跨流域梯级水电优化调度结果给出的水电机组出力 范围以及日发电量在模型中优化分配各时段出力；抽蓄机组考虑每日的抽水 量与发电量平衡。
[0081][0082]
式中：p
hmin
、p
hmax
为水电机组最小出力与最大出力，第一行表示水电机组 出力上下限约束；q
hydro
为水电机组日发电量，第二行表示水电机组日发电量约 束，若优化结果等式不成立，则说明水电出现弃水，弃水折算为电量为p
p,pump
、p
p,gen
为抽蓄机组单位时段最大抽水量与发电量，第三行 表示抽蓄机组出力上下限约束；i
tppump,
、i
tpgen,
为描述抽蓄机组t时段抽水或发电 的状态变量，第四行表示抽蓄机组抽水与发电状态互斥约束；λ
p
为抽蓄机组 的效率，第五行表示抽蓄机组每日抽水量与发电量平衡约束。
[0083]
在本发明实施例中，所述步骤五中，每个时段正负备用量约束具体包括：
[0084][0085]
式中：ru为系统在时段t要求的正备用率，在式中，新能源对系统备用的 贡献应按其预测出力p
wft
计算，即使被切除，其被切除部分也计入备用容量。
[0086][0087]
式中：r
dt
为系统在时段t要求的负备用率，此时，新能源出力在此不计 入，即等效的认为新能源最小出力为0，即可以随时被切除。
[0088]
在本发明实施例中，所述步骤五中，分区备用量约束具体包括：
[0089]
不同区域需要保证各自区域内开机为区域内负荷预留充足的备用容量， 分区备用约束可表示为：
[0090][0091]
式中：z为区域总数；d
zt,
为z区域t时段的负荷；r
uzt,
、r
dzt,
分别为z区 域t时段的正备用率与负备用率；z

和z-分别为z区域送入与送出的联络线集 合；f
lt
为l线路的潮流。约束第一行表示分区正备用约束，第二行表示分区 负备用约束。
[0092]
在本发明实施例中，所述步骤五中，网络约束具体包括：
[0093]
基于直流潮流模型建立线路以及断面传输约束，如下式所示：
[0094][0095]
式中：f
lt
，f
st
分别为t时段线路、断面潮流矩阵；w为发电机转移分布因 子；a
ngc
，a
ngf
，a
ngh
，a
ngp
，a
ngw
分别为不同类型机组的节点-机组关联矩阵；a
sl
为断面-线路关联矩阵。
[0096]
在本发明实施例中，所述步骤五中，跨区域送电约束具体包括：
[0097]
为模拟实际电网运行中特定的送电计划，引入跨区域送电约束，即限定 断面各时段的输送潮流。
[0098][0099]
其中θs为跨区送电断面s包含的线路集合。
[0100]
在本发明实施例中，所述步骤五中，还包括动态约束，其中，启停火电 在一天中运行状态最多启停一次，大容量火电机组不允许启停。
[0101]
实施例二
[0102]
请参阅图2～4，一种新能源电力系统协调运行模拟方法，采用某省电网 220kv及500kv主网架的数据，包括2019年全年8760小时的220kv变电站负 荷数据、交直流外送数据、工业大负荷数据，以及挂载在主网架上的风电场 和光伏电站的出力数据。
[0103]
主网架的线路和变电站数据如下：
[0104]
220kv线路798条；
[0105]
550kv线路177条；
[0106]
主变117座，变电容量共107390mw。
[0107]
算例结果
[0108]
(1)各类型机组的装机容量如图2所示：燃煤机组共129台，总容量为47615mw；燃气机组共2台，总容量为435mw；水电机组共3台，总容量为868mw； 光伏机组共10台，总容量为3520mw；风电机组共50台，总容量为6561.4mw；
[0109]
(2)各类型机组的全年出力情况结果如图3所示：
[0110]
燃煤机组发电量195433911.00mwh，利用小时数4104.46小时，全年出力 占比88.88％；
[0111]
燃气机组发电量2095830.00mwh，利用小时数4818小时，全年出力占比 0.95％；
[0112]
水电机组发电量3896589.45mwh，利用小时数4104.46小时，全年出力占 比1.77％；
[0113]
风电机组发电量13329774.16mwh，利用小时数2031.54小时，全年出力 占比6.06％；
[0114]
光伏机组发电量5132932.98mwh，利用小时数1458.22小时，全年出力占 比2.33％。
[0115]
(3)电力系统运行成本：
[0116]
如下表所示，该省电网系统全年运行成本164.32亿元。
[0117][0118]
(4)新能源消纳情况
[0119]
由运行模拟输出的全年电量平衡表可知，该省风电弃电量为26355.87mwh， 弃电率为0.20％，风电利用小时数为2031.54小时；光伏弃电量为17946.82mwh， 弃电率为0.35％，光伏利用小时数为1458.22小时，结果如图4所示。
[0120]
[0121][0122]
(5)网络阻塞情况如下表所示：
[0123]
工作原理：采用基于时序负荷曲线的电力系统确定型运行模拟模型，其 核心是以日运行为核心的调度模拟模型，首先根据装机进度表，考虑机组的 投运、退役和技改等，确定投运机组；接下来需要根据检修计划排除检修机 组，最后确定可运行机组及其参数；然后安排所有可以确定出力的机组，包 括外来的协议送电、核电机组以及认为指定出力的机组，根据电源所在区域， 修正对应的负荷曲线；根据新能源运行模拟模块随机模拟生成的新能源模拟 出力，安排新能源出力，修正对应的负荷曲线；以此修正后的多区域负荷曲 线为基础，对于抽水蓄能和常规水电机组安排其削峰和填谷，抽水可设定为 平抽或满抽方式，并满足机组的容量、电量等约束，根据电源所在区域，再 次修正对应的负荷曲线。最后对剩余的机组进行优化模拟运行，除了前面计 算结果外，还需要准备如下参数：人工指定的机组状态、每个时段的正负备 用量、机组的分时报价或成本、启停机组的启停费用、网络约束等。
[0124]
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节， 而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实 现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且 是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨 在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。 不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。
[0125]
此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施 方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见， 本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以 经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。