技术领域
[0001] 本
发明涉及电
力模拟分析的技术领域，具体涉及适应大规模
可再生能源并网的调峰资源调用决策方法。
背景技术
[0002] 随着
风电、
太阳能等可再生能源的规模化发展，其随机性和间歇性对电力系统安全稳定运行的影响日益凸显。大规模新能源的接入导致系统面临的调峰压力日益增大，尤其是风电的反调峰特性更明显增加了
电网调峰的难度。
[0003] 受资源禀赋限制，我国电源结构以灵活调节能力较差的
煤电为主，系统调峰能力较弱，导致风光
水等可再生能源消纳受限。影响风电消纳的因素可以归为两个方面，一是消纳能力方面，决定一个地区风电消纳能力的只要因素包括系统调节能力、电网输
电能力等；二是消纳水平方面，主要指是否充分利用了系统的调峰资源，能否科学决策有限调峰资源的调用量和调用顺序，决定了在现有客观条件下能否实现可再生能源的最大化消纳。
[0004] 目前我国调峰资源的调用存在随意性，调度的自由裁量权很大，导致各类调峰资源调用与实际需求情况存在差距，很大程度上是由于缺失合理的调峰资源调用决策流程。科学决策系统调峰资源的调度，需要解决以下几方面问题：
[0005] (1)如何准确和科学界定系统内可用的调峰资源；
[0006] (2)如何对各类型调峰资源进行技术经济性建模和调峰成本建模；
[0007] (3)如何构建科学合理的调度决策模型，帮助调度机构准确的实现经济性最优情况下最大限度消纳可再生能源。
[0008] 但目前尚没有提出相关合适的模型和方法可以在统一
框架下对各类调峰资源的技术经济特性进行描述并量化其调峰成本，也没有具体的方法可以实现对调峰资源调用量和调用顺序的决策。
发明内容
[0009] 本发明提出一种适应大规模可再生能源并网的调峰资源调用决策系统，基于混合整数优化方法获取经济性最优的调峰资源调用容量及调用顺序，提高大规模可再生能源接入情况下调峰资源调度的合理性和科学性，提高系统的可再生能源消纳能力。为了解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是提供了一种适应大规模可再生能源并网的调峰资源调用决策方法，包括以下步骤：
[0010] 获取特定地区特定时段内时序负荷需求PL，确定该特定区域电力调度机构在特定时段调峰需求At；确定风
电机组的时序预测出力PW和太阳能
发电机组的时序预测出力PS；确定系统内可用调峰资源Mi及其运行特性，根据对应调峰资源Mi的安全稳定及经济性约束条件，确定各类调峰资源Mi可调度量范围与调峰容量DMi，以及每种调峰资源Mi对应的调峰成本CMi，并构建混合整数优化模型；获得特定时段内优化的调峰资源调用顺序；其中i＝1,2,3...n。
[0011] 在上述方法中，所述调峰需求At具体如下式：
[0012] 设特定时段的初始时刻为t0，初始时间的时序负荷需求为 结束时刻为t，结束时刻的时序负荷需求为 且电力调度机构在时刻t0预测到时刻t的调峰容量需求At为：
[0013]
[0014] 式中，当At为正时，代表上调峰需求，当At为负时，代表下调峰需求。
[0015] 在上述方法中，所述风电机组的时序预测出力PW具体如下式：
[0016]
[0017] 式中，a表示该地区风
电场个数；b表示第g个风电场中风机的个数； 表示该地区第g个风电场中第hg台风机在该时刻预测风速下的理论出力；
[0018] 太阳能发电机组的时序预测出力PS具体如下式：
[0019]
[0020] 式中，c表示该地区太阳能电站个数；d表示第g个太阳能电站中
光伏发电组件的个数； 表示该地区第g个太阳能电站中第hg个光伏发电组件在该时刻预测光照强度下的理论出力。
[0021] 在上述方法中，所述调峰资源Mi包括：煤电机组、燃气机组、常规
水电机组、抽水蓄能机组、核电机组、弃风弃光、
需求侧响应及与联络线出力。
[0022] 在上述方法中，所述各类调峰资源Mi可调度量范围、调峰容量DMi及对应的成本模型CMi具体如下式：
[0023] 将煤电机组作为调峰手段M1，煤电机组可用上调峰能力Nup具体为下式：
[0024]
[0025] 式中， 代表煤电机组最大可用出力， 代表煤电机组当前出力；
[0026] 煤电机组可用下调峰能力Ndown具体为下式：
[0027]
[0028] 式中， 代表煤电机组最小可用出力；
[0029] 煤电机组的上调峰成本CM1up是
燃料消耗成本，具体如下式：
[0030]
[0031] 式中，β表示煤电机组煤耗函数， 即表示机组在 时出力的单位煤耗，其中PM1,t0为初始时刻机组出力， 即初始时刻出力+上调峰容量，也就是当前时刻的出力； 表示t时刻调用的煤电机组上调峰容量；
[0032] 煤电机组的下调峰成本CM1down是由于压低出力带来的单位煤耗增加成本，用下式表示：
[0033]
[0034] 式中， 表示机组在初始时刻出力的单位煤耗； 表示机组在时出力的单位煤耗， 表示当前煤电机组出力， 表示t时刻调用的煤电机组下调峰容量；
[0035] 将燃气机组作为调峰手段M2，燃气机组可用上调峰能力Nup具体为下式：
[0036]
[0037] 式中， 代表煤电机组最大可用出力， 代表煤电机组当前出力；
[0038] 煤电机组可用下调峰能力Ndown具体为下式：
[0039]
[0040] 根据实际调度需求，燃气机组考虑
液化天然气和普通燃气的不同调峰能力，
液化天然气主要设置为启停调峰形式，因此燃气机组的上调峰成本为燃料消耗成本，下调峰成本为0；
[0041] 将常规水电机组作为调峰手段M3，分为径流式水电与可调节水电，其中径流式水电不参与调峰，可调节水电枯水期参与调峰，其调用调峰容量 需满足水库水位约束，具体如下：
[0042]
[0043] 式中，Wto表示水库的初始水位，Wmin表示水库最低水位，Wmax表示水库最高水位，η为发电水量转换系数；
[0044] 常规可调节水电上调峰成本为0，下调峰出现弃水时，下调峰成本具体如下式：
[0045]
[0046] 式中，表示单位弃水成本，Pcur表示弃水量；
[0047] 将抽水蓄能机组作为调峰手段M4，需要满足上、下水库水位约束，具体如下：
[0048]
[0049] 式中，Wto表示水库的初始水位，Wmin表示水库最低水位，Wmax表示水库最高水位，DM4,t为调用抽蓄机组参与的调峰容量；
[0050] 抽水蓄能机组调峰成本用抽发损耗表示，下调峰成本CM4具体如下式：
[0051] CM4＝(1-α)βDM4,t
[0052] 式中，α为抽蓄机组抽发转换效率，β为煤电机组额定单位煤耗；
[0053] 将核电机组作为调峰手段M5，核电机组上调峰成本为消耗燃料成本，下调峰成本为0；上调峰成本具体公式如下：
[0054]
[0055] 式中，ω表示核电单位燃料成本，DM5,t表示核电上调峰容量；
[0056] 将弃风弃光作为调峰手段M6，在调峰无法满足时，弃风、弃光按等比例降出力运行，且调峰成本具体如下式：
[0057]
[0058] 式中， 为调用的弃风弃光调峰电量，λ为弃风弃光单位成本；
[0059] 将需求侧响应作为调峰手段M7，且调峰成本具体如下式：
[0060]
[0061] 式中， 为调度需求侧响应资源参与的调峰容量，μ为需求侧响应单位调用成本；
[0062] 将联络线出力作为调峰手段M8，与区外联络线设置为本级可调度线路和上级调度线路两种，上级调度线路设置为不可调度或低优先级调用，考虑在某一时刻通过调节联络线计划出力后，需在之后合适时刻将与计划偏差电量返还。
[0063] 在上述方法中，各类所述调峰资源Mi需满足系统调峰平衡约束条件，所述系统调峰平衡约束条件具体如下式：
[0064]
[0065] 其中， 为各类调峰资源调用容量， 为风、光可再生能源发电预测出力偏差。
[0066] 在上述方法中，所述混合整数优化模型含有决策变量、约束条件与目标函数三个部分，其中决策变量为各类调峰资源Mi在特点时段提供的调峰容量；约束条件为系统调峰平衡约束条件与安全稳定及经济性约束条件；目标函数为系统调峰总成本。
[0067] 在上述方法中，所述目标函数包括上调峰时目标函数与下调峰时目标函数；
[0068] 上调峰时目标函数为煤电调峰燃料消耗成本、燃气发电燃料消耗成本、抽蓄抽发损耗成本、核电燃料消耗成本与需求侧响应成本之和，具体如下式：
[0069]
[0070] 下调峰时目标函数为煤电降出力单位煤耗增加成本、常规电机组弃水时调峰成本、抽蓄抽发损耗成本、弃风弃光成本与需求侧响应成本之和，其它类型下调峰资源成本为0，用下式表示：
[0071]
[0072] 本发明通过建立每种调峰手段技术经济模型和成本模型，进而构建以经济性为目标的混合整数优化模型，通过求解模型得到成本效益最佳的调峰资源调用量和调用顺序，对电力系统适应可再生能源高效消纳，提高电网调峰能力具有较好的实际指导意义和应用价值。
附图说明
[0074] 图2为本发明提供的方法具体实施流程图。
具体实施方式
[0075] 下面结合具体实施方式和
说明书附图对本发明做出详细的说明。
[0076] 如图1所示，本发明提供了一种适应大规模可再生能源并网的调峰资源调用决策方法，包括以下步骤：
[0077] S1、获取特定地区特定时段内时序负荷需求PL，确定该特定区域电力调度机构在特定时段调峰需求At。
[0078] 假设特定时段的初始时刻为t0，初始时间的时序负荷需求为 结束时刻为t，结束时刻的时序负荷需求为 且电力调度机构在时刻t0预测到时刻t的调峰容量需求At为：
[0079]
[0080] 式中，当At为正时，代表上调峰需求，当At为负时，代表下调峰需求。
[0081] S2、确定风电机组的时序预测出力PW和太阳能发电机组的时序预测出力PS。
[0082] 风电机组的时序预测出力PW具体如下式：
[0083]
[0084] 式中，a表示该地区风电场个数；b表示第g个风电场中风机的个数； 表示该地区第g个风电场中第hg台风机在该时刻预测风速下的理论出力。
[0085] 太阳能发电机组的时序预测出力PS具体如下式：
[0086]
[0087] 式中，c表示该地区太阳能电站个数；d表示第g个太阳能电站中光伏发电组件的个数； 表示该地区第g个太阳能电站中第hg个光伏发电组件在该时刻预测光照强度下的理论出力。
[0088] S3、确定系统内可用调峰资源Mi及其运行特性，根据对应调峰资源Mi的安全稳定及经济性约束条件，确定各类调峰资源Mi可调度量范围与调峰容量DMi，以及每种调峰资源Mi对应的调峰成本CMi(其中i＝1,2,3...n)，并构建混合整数优化模型。对优化模型惊醒求解获得调峰资源的调用顺序和调用量。
[0089] 本
实施例中参与调峰的调峰资源包括但不限于煤电机组、燃气机组、常规水电机组、抽水蓄能机组、核电机组、弃风弃光、需求侧响应及与联络线出力，且对应的安全稳定及经济性约束条件分别为调峰平衡约束、出力约束、水库动态容量约束、弃风弃光约束、机组爬坡功率约束、机组连续启停约束与实际调度运行约束。
[0090] 首先先确定获取特定地区的特定时间内风电机组的时序理论出力PF、常规电源机组的运行特性和时序负荷需求PL，其中，
[0091] 风电机组的时序理论出力PF具体如下式：
[0092]
[0093] 式中，a表示该地区风电场个数；b表示第g个风电场中风机的个数； 表示该地区第g个风电场中第hg台风机在该时刻风速条件下的理论出力。
[0094] 时序负荷需求PL是基于该地区的对应时间段的历史时序负荷曲线以及研究时间段的预测的负荷峰值计算获得，具体如下式：
[0095]
[0096] 式中， 是历史负荷，Kf是研究时段的预测的负荷峰值，Kh是历史负荷峰值。
[0097] 系统中上述各类调峰资源的共同运行特性主要包括机组最大可用出力PC,max、最小可用出力PC,min、机组爬坡率等参数；其中常规电源机组最大可用出力之和应大于负荷和联络线计划外送电力之和的最大值，并留有一定正备用容量，则该地区常规电源机组的最大可用出力PC,max如下式所示：
[0098]
[0099] 式中，I表示该地区常规电源机组的台数，PCi,max表示第i台常规机组的最大可用技术出力，PL(t)表示t时刻该地区的负荷功率，Pt,plan(t)表示t时刻联络线计划外送功率，R+表示正备用容量。需要说明的是常规电源指除风电和太阳能发电之外的电源，也即是调峰资源中除风、光和负荷侧响应外的所有资源。
[0100] 一、将煤电机组作为调峰手段M1，煤电机组可用上调峰能力Nup具体为下式：
[0101]
[0102] 式中， 代表煤电机组最大可用出力， 代表煤电机组当前出力。
[0103] 煤电机组可用下调峰能力Ndown具体为下式：
[0104]
[0105] 式中，PM1,min代表煤电机组最小可用出力。上述上调峰能力与下调峰能力表示可调度量范围。
[0106] 根据实际调度要求，煤电机组分为本级调度机组与上级调度机组，本级调度机组设置为高优先级调用，上级调度机组设置为不可调度或低优先级调用。煤电机组考虑脱硝负荷与投油稳燃负荷差别，合理设置调峰成本，表现在下调峰调用顺序中优先让煤电机组降至脱硝负荷，而投油稳燃负荷作为非常规调节手段，因此，煤电机组的上调峰成本CM1up是燃料消耗成本，具体如下式：
[0107]
[0108] 式中，β表示煤电机组煤耗函数， 即表示机组在 时出力的单位煤耗，其中PM1,t0为初始时刻机组出力， 即初始时刻出力+上调峰容量，也就是当前时刻的出力； 表示t时刻调用的煤电机组上调峰容量。
[0109] 煤电机组的下调峰成本CM1down是由于压低出力带来的单位煤耗增加成本，用下式表示：
[0110]
[0111] 式中， 表示机组在初始时刻出力的单位煤耗； 表示机组在时出力的单位煤耗， 表示当前煤电机组出力， 表示t时刻调用的煤电机组下调峰容量。
[0112] 二、将燃气机组作为调峰手段M2，燃气机组可用上调峰能力Nup具体为下式：
[0113]
[0114] 式中， 代表煤电机组最大可用出力， 代表煤电机组当前出力。
[0115] 煤电机组可用下调峰能力Ndown具体为下式：
[0116]
[0117] 根据实际调度需求，燃气机组考虑LNG(Liquefied Nature Gas，液化天然气)和普通燃气的不同调峰能力，LNG主要设置为启停调峰形式，普通燃气设置为连续调节。
[0118] 燃气机组的上调峰成本为燃料消耗成本，下调峰成本为0。
[0119] 三、将常规水电机组作为调峰手段M3，分为径流式水电与可调节水电，其中径流式水电不参与调峰，可调节水电枯水期参与调峰，其调用调峰容量DM3,t需满足水库水位约束，具体如下：
[0120]
[0121] 式中，Wto表示水库的初始水位，Wmin表示水库最低水位，Wmax表示水库最高水位，η为发电水量转换系数。
[0122] 常规可调节水电上调峰成本为0，下调峰出现弃水时下调峰成本具体如下式：
[0123]
[0124] 式中，表示单位弃水成本，Pcur表示弃水量。
[0125] 四、将抽水蓄能机组作为调峰手段M4，与常规水电类似，需要满足上、下水库水位约束，具体如下：
[0126]
[0127] 式中，Wto表示水库的初始水位，Wmin表示水库最低水位，Wmax表示水库最高水位，DM4,t为调用抽蓄机组参与的调峰容量。
[0128] 抽水蓄能机组拥有抽水和发电两种工况，可调节范围从抽水满发状态至发电满发状态，抽水蓄能机组调峰成本具体为抽发损耗成本，主要在抽水工况体现，因此上调峰成本为0，下调峰成本CM4具体如下式：
[0129] CM4＝(1-α)βDM4,t
[0130] 式中，α为抽蓄机组抽发转换效率，β为煤电机组额定单位煤耗。
[0131] 五、将核电机组作为调峰手段M5，核电机组上调峰成本为消耗燃料成本，下调峰代表核电降低出力，下调峰成本为0，但核电机组调峰考虑需提前较长时间进行准备；上调峰成本具体公式如下：
[0132]
[0133] 式中，ω表示核电单位燃料成本，DM5,t表示核电上调峰容量。
[0134] 六、将弃风弃光作为调峰手段M6，在调峰无法满足时，弃风、弃光按等比例降出力运行，且调峰成本具体如下式：
[0135]
[0136] 式中， 为调用的弃风弃光调峰电量，λ为弃风弃光单位成本。
[0137] 七、将需求侧响应作为调峰手段M7，且调用需求侧响应资源成本具体如下式：
[0138]
[0139] 式中， 为调度需求侧响应资源参与的调峰容量，μ为需求侧响应单位调用成本。
[0140] 八、将联络线出力作为调峰手段M8，与区外联络线设置为本级可调度线路和上级调度线路两种，上级调度线路设置为不可调度或低优先级调用，考虑联络线负荷支援的后续“还电量”效果，即在某一时刻通过调节联络线计划出力后，需在之后合适时刻将与计划偏差电量返还。
[0141] 上述各类调峰资源Mi需考虑安全稳定及经济性约束条件外，还需满足系统调峰平衡约束条件，以保证系统电力供需平衡，系统调峰平衡约束条件具体如下式：
[0142]
[0143] 其中， 为各类调峰资源调用容量， 为风、光可再生能源发电预测出力偏差，At为调峰需求。
[0144] 混合整数优化模型含有决策变量、约束条件与目标函数三个部分，其中决策变量为各类调峰资源Mi在特点时段提供的调峰容量；约束条件为上述系统调峰平衡约束条件与安全稳定及经济性约束条件。目标函数为系统调峰总成本，且目标函数包括上调峰时目标函数与下调峰时目标函数，上调峰时目标函数为煤电调峰燃料消耗成本、燃气发电燃料消耗成本、核电燃料消耗成本与需求侧响应成本之和，具体如下式：
[0145]
[0146] 下调峰时目标函数为煤电降出力单位煤耗增加成本、常规电机组弃水时调峰成本、抽蓄抽发损耗成本、弃风弃光成本与需求侧响应成本之和，其它类型下调峰资源成本为0，用下式表示：
[0147]
[0148] S4、将调用各类调峰资源Mi的调峰成本CMi与调峰容量按从小到大排序输出，获得特定时段内优化的调峰资源调用顺序，其中调用成本最小的即为最优的调峰资源。
[0149] 下面说明本实施例的具体实施步骤，如图2所示，包括以下步骤：
[0150] S11、确定特定区域电力调度机构在特定时段调峰需求At。
[0151] S12、获取风电机组的时序理论出力PW、太阳能发电机组的时序预测出力PS，常规电源机组的运行特性和时序负荷需求PL。
[0152] S13、确定系统内可用调峰资源Mi。
[0153] S14、确定各调峰资源Mi运行特性，根据调度需求确定各调峰资源Mi可调度量范围以及构建对应的成本模型。
[0154] S15、确定各调峰资源Mi调用时需满足的安全稳定及经济性约束条件。
[0155] S16、确定各类调峰资源Mi的调峰成本CMi，分别确定上调峰时与下调峰时目标函数。
[0156] S17、构建混合整数优化模型。
[0157] S18、求解模型，按从小到大排序输出调用各类调峰资源Mi的调峰成本CMi与调峰容量。
[0158] S19、结束
[0159] 本发明提供的方法实施简单清晰，建立每种调峰手段技术经济模型和成本模型，进而构建以经济性为目标的混合整数优化模型，通过求解模型得到成本效益最佳的调峰资源调用量和调用顺序，对电力系统适应可再生能源高效消纳，提高电网调峰能力具有较好的实际指导意义和应用价值。
[0160] 本发明不局限于上述最佳实施方式，任何人应该得知在本发明的启示下作出的结构变化，凡是与本发明具有相同或相近的技术方案，均落入本发明的保护范围之内。
