技术领域
[0001] 本
发明涉及电
力系统的技术领域，具体涉及一种源网荷协调运行模拟系统。
背景技术
[0002] 目前我国
风电正蓬勃发展，尤其在受端地区大规模风电接入使电力系统面临新的挑战、孕育着重大的变革。一方面，风电的发展将使电力系统更加低
碳、经济、高效，另一方面，风电的间歇性使系统运行方式复杂多变，有可能使系统在短时间内经历多种运行方式，引起系统潮流的大幅度变化，增加系统的运行风险。
[0003] 针对风电出力随机
波动性以及大规模风电并网后电力系统运行复杂问题，杜红卫、鲁文等人在2016年提出“城市配
电网源网荷互动优化调度技术研究与应用”，该方案主要集中在配电侧，建立了分布式电源与配电网、配电网与上级电源、配电网与多样性负荷之间的优化调度模型；另外，李逐
云、雷霞等人在2017年2月提出“考虑“源-网-荷”三方利益的主动配电网协调规划”，该方案重在处理各个间歇性电源出力波动在区域电网中形成的“多点扰动”问题；陈艳伟在2015年提出“基于博弈理论的大电网源网荷适应性评价模型及
算法”，该方案在“源-网-荷”三侧中引入博弈理论，其结果可以指导电网规划建设。
[0004] 因此如何科学准确地模拟风电出力以及接入后电力系统运行，使未来电网能够提高大规模风电的接入能力、降低系统消纳新
能源的成本，为我国制定受端地区电力发展规划、风电优化布局具有重大的现实意义。
发明内容
[0005] 为了解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是提供一种源网荷协调运行模拟系统，包括
[0006] 数据输入模
块：用于输入系统模拟的相关数据；其中，相关数据包括负荷预测信息、联络线送受电计划、电源规划信息、机组运行技术参数、电网规划信息、线路与断面信息、风
电场风资源信息与系统运行参数设定；
[0007] 运行计算模块：用于“源-网-荷”协调运行过程中的运行模拟与计算；
[0008] 结果输出模块：用于输出运行计算模块计算分析获得的数据及信息；
[0009] 运行计算模块包括检修计划安排单元：用于根据系统负荷与系统检修规则安排机组检修，其检修结果作为电力系统运行模拟单元的边界条件；
[0010]
可再生能源运行模拟单元：用于根据可再生能源资源的随机特性以及装机情况，模拟可再生能源的随机运行方式；
[0011] 多日运行协调单元：用于根据所述检修计划安排单元确定的机组检修计划，所述可再生能源运行模拟单元确定的可再生能源随机运行方式，以及从所述结果统计分析单元获取的历史运行模拟结果的信息，对电力系统运行模拟的参数进行闭环调整；
[0012] 电力系统运行模拟单元根据检修计划安排单元、可再生能源运行模拟单元以及多日运行协调单元传输至的信息进行运行模拟，并将运行模拟结果传输至结果统计分析单元；
[0013] 结果统计分析单元：用于根据电力系统运行模拟单元模拟得到的各类信息，统计各类指标，并将结果反馈至多日运行协调单元与结果输出模块。
[0014] 在上述方案中，所述可再生能源运行模拟单元包括风速模拟子单元、风速修正子单元、风电场模拟出力子单元与风电场修正出力子单元；
[0015] 风速模拟子单元根据风速统计特征参数模拟风电场模拟风速曲线；
[0016] 风速修正子单元根据风速曲线对模拟风速进行修正，其中，风速曲线包括但不限于日平均风速曲线、季平均风速曲线；
[0017] 风电场模拟出力子单元根据修正的风速曲线和风
电机组出力特性曲线模拟风电场模拟出力曲线；
[0018] 风电场修正出力子单元根据风机出力影响因素对风电场出力进行修正，其中，风机出力影响因素包括风机可靠性和风电场风速尾流效应。
[0019] 在上述方案中，所述风速模拟子单元实现以下计算过程：
[0020] 计及概率分布、时序自相关系数，采用随机差分方程方法生成风电场时序出力公式如下：
[0021]
[0022] 式中，v^it*为风电场t时刻模拟风速；Xt为t时刻的随机过程，计算公式如下：
[0023]
[0024] 式中，θ为风电场风速序列自相关系数，f(x)是符合Weibull分布的X的概率分布，x为随机变量，c为尺度参数，Γ为伽
马函数，k为形状参数。
[0025] 在上述方案中，所述风速修正子单元实现以下计算过程：
[0026] 考虑风电场风速的季节性与日内的规律性，对随机生成的风速序列v^it* 进行如下修正：
[0027]
[0028] 式中，vit*为修正的风速曲线，kim为风电场风速季节因子，kih为风电场日内各小时平均风速曲线。
[0029] 在上述方案中，所述风电场模拟出力子单元实现以下计算过程：
[0030] 考虑风电机组出力特性曲线，生成风电场模拟出力曲线如下：
[0031]
[0032] 式中，Ci为风电机组出力特性曲线，其计算公式如下：
[0033]
[0034] 其中，v、vin、vrated与vout分别为风电机组风速、
切入风速、额定风速与
切出风速，R为额定出力。
[0035] 在上述方案中，所述风电场修正出力子单元实现以下计算过程：
[0036] 考虑风电场尾流效应与风电场风电机组出力可靠性，风电场修正出力曲线如下：
[0037]
[0038] 其中，nit为风电场尾流效应系数；η为一随机变量，代表风电场内机组可靠性
水平。
[0039] 在上述方案中，所述电力系统运行模拟单元包括确定日可运行机组子单元与修正多区负荷曲线子单元；
[0040] 确定日可运行机组子单元具体实现以下内容：
[0041] 根据装机进度表，考虑机组的投运、退役和技改，确定投运机组；
[0042] 根据检修计划排除检修机组，确定可运行机组及其参数；
[0043] 修正多区负荷曲线子单元具体实现以下内容：
[0044] 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；
[0045] 根据可再生能源运行模拟模块随机模拟生成的可再生能源模拟出力，安排新可再生能源出力，修正对应的负荷曲线；
[0046] 根据原始负荷曲线和正负备用率确定每个时段系统需要的正负备用。
[0047] 在上述方案中，所述电力系统运行模拟单元包括对剩余机组进行优化模拟运行子单元；
[0048] 优化模拟运行子单元具体实现以下内容：
[0049] 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、电量约束，对柔性负荷，根据经济性目标确立是否
切除可中断负荷；
[0050] 对可中断负荷，根据常规机组优化运行结果安排可中断负荷和可再生能源弃风弃光。
[0051] 在上述方案中，所述常规机组优化运行过程如下：
[0052] a1、以系统发电成本最低为目标，包括机组发电成本、切新能源成本、切负荷成本和机组启停成本，确定目标函数，具体如下：
[0053]
[0054] 式中：T为优化周期内时段总数；Pc,t、Pf,t、Ph,t、Pp,t、Pw,t分别为t时段日内不可启停火电、日内可启停火电、水电、抽蓄与新能源机组的输出功率； Cc(Pc，t)、Cf(Pf，t)、Ch(Ph，t)、Cp(Pp，t)、Cw(Pw，t)为t时段不可启停火电、日内可启停火电、水电、抽蓄与新能源机组的运行成本；Pwd，t为t时段切新能源功率；Dd，t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，或根据需要调整；
[0055] a2、以电力平衡约束、火电机组技术出力约束、新能源机组出力约束、水电及抽蓄出力约束、系统正负备用约束、分区备用约束、网络约束、跨区域送电约束、动态约束等作为系统约束。各约束条件如下：
[0056] 电力平衡约束如下：
[0057]
[0058] 式中，Z为分区总数， 为第z个分区内的电源数量， 为第z个分区里第g个电源的出力， 为t时刻接受外来电功率，ΔPzloss_t为t时刻分区z 的网损， 为t时刻分区z的负荷；
[0059] 火电机组的技术出力约束主要包括火电机组出力上下限以及火电机组爬坡约束，其约束如下：
[0060]
[0061] 式中：Pcmin、Pcmax、Pfmin、Pfmax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，If，t为日内可启停机组t时段状态变量；ΔPf,down、ΔPf,up、ΔPc,down、ΔPc,up分别为机组下爬坡与上爬坡速率；
[0062] 新能源机组要求，在调度运行中，仅根据日前预测值控制出力在预测值或者以下的范围内运行；同时根据电网运行节能、环保的要求，在电网能够接纳的情况下要求新能源全额上网，其约束如下：
[0063]
[0064] 式中，Pw，t为t时段新能源出力；Pwd，t为t时段切新能源功率；Pwf，t为 t时段新能源预测出力值；
[0065] 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；
[0066]
[0067] 式中：Phmin为水电机组最小出力；Phmax为水电机组最大出力，Qhydro为水电机组日发电量，Pp,pump、Pp,gen为抽蓄机组单位时段最大抽水量与发电量， Ip,pump，t、Ip,gen，t分别为抽蓄机组t时段抽水与发电的状态变量，λp为抽蓄机组的效率；
[0068] 系统正负备用约束分为系统正备用约束与系统负备用约束，具体如下：
[0069] 系统正备用约束：
[0070]
[0071] 式中：ru,t为系统在时段t要求的正备用率，在式中，可再生能源对系统备用的贡献应按其预测出力Pwf，t计算，即使被切除，其被切除部分也计入备用容量；
[0072] 系统正负备用约束：
[0073]
[0074] 式中：rd,t为系统在时段t要求的负备用率，此时，可再生能源出力在此不计入，即等效的认为可再生能源最小出力为0；
[0075] 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：
[0076]
[0077] 式中：Z为区域总数；Dz,t为z区域t时段的负荷；ru,z,t、rd,z,t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；fl,t为l线路的潮流；
[0078] 网络约束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：
[0079]
[0080] 式中：Fl,t、Fs,t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；Angc、Angf、Angh、Angp、Angw分别为不同类型机组的节点-机组关联矩阵；Asl为断面-线路关联矩阵；
[0081] 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；
[0082]
[0083] 式中，Θs为跨区送电断面s包含的线路集合；
[0084] 动态约束要求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。
[0085] 在上述方案中，所述结果输出模块输出由结果统计分析单元输至的信息，该信息包括发电负荷平衡信息、风电弃风电量、各类机组出力信息、系统运行成本、系统购电费用、环保与排放指标、线路与断面潮流、风电可信容量。
[0086] 本发明提供的一种“源-网-荷”协调运行模拟系统考虑了影响风速和风电场出力的各因素，使风电场模拟更加科学，分别对风电场出力进行模拟和对“源-网-荷”进行协调运行模拟，使运营模拟结果更加精确，实现电网能够提高大规模风电的接入能力、降低系统消纳新能源的成本，提高可再生能源利用率，为我国制定受端地区电力发展规划、风电优化布局具有重大的现实意义。
附图说明
[0087] 图1为本发明的提供的“源-网-荷”协调运行模拟系统的结构
框图；
[0088] 图2为本发明系统中可再生能源运行模拟单元的结构框图；
[0089] 图3为本发明系统中电力系统运行模拟单元的运行示意图。
具体实施方式
[0090] 本发明提供的一种源网荷协调运行模拟系统考虑了影响风速和风电场出力的各因素，使风电场模拟更加科学，分别对风电场出力进行模拟和对“源-网-荷”进行协调运行模拟，使运营模拟结果更加精确，实现电网能够提高大规模风电的接入能力、降低系统消纳新能源的成本，提高可再生能源利用率，为我国制定受端地区电力发展规划、风电优化布局具有重大的现实意义。下面结合附图对本发明作出详细的说明。
[0091] 如图1所示，本发明提供了一种源网荷协调运行模拟系统，包括数据输入模块、运行计算模块与结果输出模块。
[0092] 数据输入模块：用于输入系统模拟的相关数据；其中，相关数据负荷预测信息、联络线送受电计划、电源规划信息、机组运行技术参数、电网规划信息、线路与断面信息、风电场风资源信息与系统运行参数设定等。
[0093] 运行计算模块：用于“源-网-荷”协调运行过程中的运行模拟与计算。
[0094] 结果输出模块：用于输出运行计算模块计算分析获得的数据及信息。
[0095] 运行计算模块包括：检修计划安排单元、可再生能源运行模拟单元、电力系统运行模拟单元、结果统计分析单元、多日运行协调单元。电力系统运行模拟单元根据检修计划安排单元、可再生能源运行模拟单元以及多日运行协调单元传输至的信息进行运行模拟，并将运行模拟结果传输至结果统计分析单元。
[0096] 检修计划安排单元：用于根据系统负荷与系统检修规则安排机组检修，其检修结果作为电力系统运行模拟单元的边界条件。
[0097] 可再生能源运行模拟单元：用于根据可再生能源资源的随机特性以及装机情况，模拟可再生能源的随机运行方式。
[0098] 如图2所示，可再生能源运行模拟单元包括风速模拟子单元、风速修正子单元、风电场模拟出力子单元与风电场修正出力子单元。其中，
[0099] 风速模拟子单元根据风速统计特征参数模拟风电场模拟风速曲线，其中，风速统计特征参数为实际风速统计得到的参数，包括但不限于概率分布、时序自相关系数、尺度参数、形状参数、风速曲线等。风速模拟子单元实现以下计算过程：
[0100] 计及概率分布、时序自相关系数，采用随机差分方程方法生成风电场时序出力公式如下：
[0101]
[0102] 式中，v^it*为风电场t时刻模拟风速；Xt为t时刻的随机过程，计算公式如下：
[0103]
[0104] 式中，θ为风电场风速序列自相关系数，f(x)是符合Weibull分布的X的概率分布，x为随机变量，c为尺度参数，Γ为伽马函数，k为形状参数。
[0105] 风速修正子单元根据风速曲线对模拟风速进行修正，其中，风速曲线包括但不限于日平均风速曲线、季平均风速曲线。风速修正子单元实现以下计算过程：
[0106] 考虑风电场风速的季节性与日内的规律性，对随机生成的风速序列v^it* 进行如下修正：
[0107]
[0108] 式中，vit*为修正的风速曲线，kim为风电场风速季节因子，kih为风电场日内各小时平均风速曲线。
[0109] 风电场模拟出力子单元根据修正的风速曲线和风电机组出力特性曲线模拟风电场模拟出力曲线。风电场模拟出力子单元实现以下计算过程：
[0110] 考虑风电机组出力特性曲线，生成风电场模拟出力曲线如下：
[0111]
[0112] 式中，Ci为风电机组出力特性曲线，其计算公式如下：
[0113]
[0114] 其中，v、vin、vrated与vout分别为风电机组风速、切入风速、额定风速与切出风速，R为额定出力。
[0115] 风电场修正出力子单元根据风机出力影响因素对风电场出力进行修正，其中，风机出力影响因素包括但不限于风机可靠性和风电场风速尾流效应。风电场修正出力子单元实现以下计算过程：
[0116] 考虑风电场尾流效应与风电场风电机组出力可靠性，风电场修正出力曲线如下：
[0117]
[0118] 其中，nit为风电场尾流效应系数；η为一随机变量，代表风电场内机组可靠性水平。
[0119] 电力系统运行模拟单元：用于根据检修计划安排单元确认的边界条件与机组检修计划以及可再生能源运行模拟单元确定的可再生能源随机运行方式，利用考虑网络约束的机组组合和经济调度模型，以日为单位模拟系统的调度运行，获得机组出力、线路潮流等信息。
[0120] 如图3所示，电力系统运行模拟单元包括确定日可运行机组子单元、修正多区负荷曲线子单元及对剩余机组进行优化模拟运行子单元几部分构成，其具体情况如下：
[0121] 电力系统运行模拟主要由确定日可运行机组、修正多区负荷曲线和确定备用、对剩余机组和可中断负荷进行优化模拟运行、机组优化运行几部分构成。
[0122] 确定日可运行机组子单元具体实现以下内容：
[0123] 1)、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；
[0124] 2)、根据检修计划排除检修机组，确定可运行机组及其参数；
[0125] 修正多区负荷曲线子单元具体实现以下内容：
[0126] 1)、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；
[0127] 2)、根据可再生能源运行模拟模块随机模拟生成的可再生能源模拟出力，安排新可再生能源出力，修正对应的负荷曲线；
[0128] 3)、根据原始负荷曲线和正负备用率确定每个时段系统需要的正负备用。
[0129] 优化模拟运行子单元具体实现以下内容：
[0130] 1)、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，对柔性负荷，根据经济性目标确立是否切除可中断负荷。
[0131] 2)、对可中断负荷，根据常规机组优化运行结果安排可中断负荷和可再生能源弃风弃光。其中，常规机组优化运行过程如下：
[0132] a1、以系统发电成本最低为目标，包括机组发电成本、切新能源成本、切负荷成本和机组启停成本，确定目标函数，具体如下：
[0133]
[0134] 式中：T为优化周期内时段总数；Pc,t、Pf,t、Ph,t、Pp,t、Pw,t分别为t时段日内不可启停火电、日内可启停火电、水电、抽蓄与新能源机组的输出功率； Cc(Pc，t)、Cf(Pf，t)、Ch(Ph，t)、Cp(Pp，t)、Cw(Pw，t)为t时段不可启停火电、日内可启停火电、水电、抽蓄与新能源机组的运行成本；Pwd，t为t时段切新能源功率；Dd，t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，或根据需要调整。
[0135] a2、以电力平衡约束、火电机组技术出力约束、新能源机组出力约束、水电及抽蓄出力约束、系统正负备用约束、分区备用约束、网络约束、跨区域送电约束、动态约束等作为系统约束。各约束条件如下：
[0136] 系统及分区电力平衡约束如下：
[0137]
[0138] 式中，Z为分区总数， 为第z个分区内的电源数量， 为第z个分区里第g个电源的出力， 为t时刻接受外来电功率，ΔPzloss_t为t时刻分区z 的网损， 为t时刻分区z的负荷。
[0139] 火电机组的技术出力约束主要包括火电机组出力上下限以及火电机组爬坡约束，其约束如下：
[0140]
[0141] 式中：Pcmin、Pcmax、Pfmin、Pfmax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，If，t为日内可启停机组t时段状态变量；ΔPf,down、ΔPf,up、ΔPc,down、ΔPc,up分别为机组下爬坡与上爬坡速率。
[0142] 新能源机组要求，在调度运行中，仅根据日前预测值控制出力在预测值或者以下的范围内运行；同时根据电网运行节能、环保的要求，在电网能够接纳的情况下要求新能源全额上网。本模型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可再生能源出力。
[0143]
[0144] 式中，Pw,t为t时段新能源出力；Pwd,t为t时段切新能源功率；Pwf,t为t 时段新能源预测出力值。
[0145] 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。
[0146]
[0147] 式中：Phmin为水电机组最小出力；Phmax为水电机组最大出力，Qhydro为水电机组日发电量，Pp,pump、Pp,gen为抽蓄机组单位时段最大抽水量与发电量， Ip,pump，t、Ip,gen，t分别为抽蓄机组t时段抽水与发电的状态变量，λp为抽蓄机组的效率。
[0148] 系统正负备用约束分为系统正备用约束与系统负备用约束，具体如下：
[0149] 系统正备用约束如下：
[0150]
[0151] 式中：ru,t为系统在时段t要求的正备用率，需要注意的是，在式中，可再生能源对系统备用的贡献应按其预测出力Pwf,t计算，即使被切除，其被切除部分也计入备用容量。
[0152] 系统正负备用约束如下：
[0153]
[0154] 式中：rd,t为系统在时段t要求的负备用率，此时，可再生能源出力在此不计入，即等效的认为可再生能源最小出力为0，即可以随时被切除。
[0155] 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：
[0156]
[0157] 式中：Z为区域总数；Dz,t为z区域t时段的负荷；ru,z,t、rd,z,t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；fl,t为l线路的潮流。
[0158] 网络约束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：
[0159]
[0160] 式中：Fl,t、Fs,t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；Angc、Angf、Angh、Angp、Angw分别为不同类型机组的节点-机组关联矩阵；Asl为断面-线路关联矩阵。
[0161] 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。
[0162]
[0163] 式中，Θs为跨区送电断面s包含的线路集合。
[0164] 动态约束要求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。
[0165] 结果统计分析单元：用于根据电力系统运行模拟单元模拟得到的各类机组出力、线路与断面潮流等信息，统计机组发电量、系统运行成本、系统购电费用、环保与排放等指标，并将结果反馈至多日运行协调单元与结果输出模块。
[0166] 多日运行协调单元：用于根据检修计划安排单元确定的机组检修计划，可再生能源运行模拟单元确定的可再生能源随机运行方式，以及从结果统计分析单元获取的历史运行模拟结果等信息，对电力系统运行模拟的参数进行闭环调整。
[0167] 结果输出模块输出由结果统计分析单元输至的信息，该信息包括发电负荷平衡信息、风电弃风电量、各类机组出力信息、系统运行成本、系统购电费用、环保与排放指标、线路与断面潮流、风电可信容量等信息。
[0168] 本系统的有益效果入下：
[0169] 1)对“源-网-荷”进行协调运行模拟，能够提高可再生能源利用率，提高经济型。
[0170] 2)系统对风电场出力模型进行详细模拟，使运营模拟结果更加精确。
[0171] 3)综合考虑了影响风速和风电场出力的各因素，使风电场模拟更加科学。
[0172] 4)综合统筹了各类电源，使系统更具适应性。
[0173] 5)在模拟过程中考虑了人工指定因素、自然出力因素以及电网约束和经济性，是模拟效果及结果更加符合实际。
[0174] 最后应说明的是，以上
实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行
修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，其均应涵盖在本发明的
权利要求范围当中。
