一种适于高比例可再生能源发展的能源电力规划方法与流程

本发明涉及能源电力规划领域，具体涉及一种适于高比例可再生能源发展的能源电力规划方法。

背景技术：

面对日益严峻的气候和环境问题，过去的高消耗、高排放的能源发展模式已难以为继，建立以可再生能源为主体的能源供应体系、实现能源清洁低碳转型发展成为大势。由于清洁能源主要转化为电力使用，某种意义上，电力行业不仅处在能源转型的重要位置，也是推动转型的关键环节，并在一定程度上决定转型的效果及成败。高比例可再生能源电力系统区别于常规电力系统的最大不同点是：风电、太阳能发电广泛而大规模地接入电力系统，发电的随机性与波动性致使电力系规划面临新的挑战。具体来讲，一方面，以传统的净持续负荷曲线为基础的投资决策方法已不适用；另一方面，要分析可再生能源、灵活性资源等运行层面影响，必须要开展细时间尺度运行分析。

目前已有学者开展了能源电力规划方法的研究，取得了一定成果。有研究者提出了源网荷综合规划模型，计及各环节主要要素对电力系统规划方案的影响，优化确定最佳的电源和电网扩展规划方案；有学者考虑区域需求与资源差异以及相邻区域间电力交换需求，提出了多区域电源规划模型，并在此基础上，进一步考虑区间输电通道容量和长距离跨区输电需求，提出了基于电网网架结构的多区域电源及电力流规划模型；有学者提出了多区域、多能源、多维度的新型电力规划及生产模拟模型，通过迭代的方式将规划与运行衔接在一起，以实现中远期可再生能源发展路径研究。

总结而言，现有部分模型和方法将可再生能源作为传统电源对待，并未深入分析高比例可再生能源对电力系统规划与运行的影响；部分方法虽提及高比例可再生发电占比，但仍然忽视了规划与运行的耦合；还有部分方法虽提出了规划及运行模拟一体化模型，但运行模拟对未来电力系统信息要求过于复杂，实用化程度欠佳。

有鉴于此，如何在计及高比例可再生能源运行对规划影响的同时，聚焦在中远期能源电力发展规划上，仍然是一个待解决的难题。

技术实现要素：

为克服上述现有技术的不足，本发明提出的一种适于高比例可再生能源发展的能源电力规划方法，所述规划方法包括以下步骤：

s1、获取电源现状及发展相关数据、电网现状及发展相关数据、发电能源资源禀赋相关数据与能源电力发展政策相关数据；获取规划期最大负荷数据；获取规划期风速、光照强度、负荷全年小时级数据；其中，

电源现状及发展相关数据包括各类电源现役机组的容量、投产年份、运行寿命、最大与最小出力限制、置信系数、单位容量固定运维费用、单位度电可变运维费用、单位度电排放成本、单位度电碳排放系数，规划期新增机组的容量范围、运行寿命、最大与最小出力限制、置信系数、单位容量造价、单位容量固定运维费用、单位度电可变运维费用、单位度电排放成本、单位度电碳排放系数、单位容量残值系数，对于储能还包括最大或最小存储容量系数、初始存储容量系数、发电效率和蓄能效率；

电网现状及发展相关数据包括跨省或区输电现役通道的容量、输电距离、最大与最小出力限制、置信系数、单位容量单位距离固定运维费用、单位容量单位距离可变运维费用，规划期新增输电通道的容量范围、输电距离、最大或最小出力限制、置信系数、单位容量单位距离造价、单位容量单位距离固定运维费用、单位容量单位距离可变运维费用；

发电能源资源禀赋相关数据包括各类发电能源规划期生产量、调入量、调出量、进口量、其他行业使用量、最大容量因子和最小容量因子；

能源电力发展政策相关数据包括规划期系统备用系数、碳排放上限、能源消费总量、除电力外其他行业能源消费总量、非化石能源占一次能源消费比重、非化石能源非发电规模、非化石能源发电量占全部发电量的比重下限、弃能率上限、贴现率；

风光荷的全年小时级数据分别是指风速、光照强度或负荷按相同时间属性排序得到的至少一年的全年小时级数据；

s2、基于全年小时级数据，聚类构建风光荷联合场景集；

s3、基于所述风光荷联合场景集，以规划期全社会电力供应总成本最小为优化目标，考虑电力系统规划与运行相耦合的约束条件，构建多区域、多场景能源电力发展规划模型；

s4、根据优化算法求解规划模型；

s5、确定电源建设、电力流方案及运行统计信息。

在上述方法中，所述规划期内全社会电力供应总成本最小的具体公式如下：

式中，z和t分别表示划分区域集和规划期水平年集，下标z和t分别标识相应区域和水平年；rz表示贴现率；表示区域z第t个水平年的投资成本，表示区域z第t个水平年的运维成本，表示区域z第t个水平年的燃料成本，表示区域z第t个水平年的排放成本，表示区域z第t个水平年的设备残值；各子项计算具体如下式：

式中，mz表示区域z的电源类型集，mz,m表示区域z中第m类电源的机组集，表示起点在区域z的跨区通道集，表示区域z在水平年t的电源m机组i的新增电源单位容量造价；表示区域z在水平年t的电源m机组i的新增规模，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t通道单位容量单位距离造价，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的输电距离，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的新增容量；

式中，分别表示区域z在水平年t的电源m机组i的总装机；表示区域z在水平年t的电源m机组i的年发电量；分别表示区域z在水平年t的电源m机组i的电源单位容量固定运维费用与度电可变运维费用；表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的总容量；分别表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的跨区通道单位容量单位距离固定运维费用与度电可变运维费用；表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的交换电量；

式中，表示区域z在水平年t的电源m机组i的单位度电燃料成本；

式中，表示区域z在水平年t的电源m机组i的单位度电排放成本；

式中，表示区域z在水平年t的电源m机组i的单位容量残值系数，表示区域z在水平年t的电源m机组i的退役规模。

在上述方法中，所述电力系统规划与运行相耦合的约束条件包括电力系统扩展规划约束，各区域逐水平年各场景中的电力平衡、系统充裕度、电源出力及跨区输电约束；发电资源约束、能源电力发展政策约束、新增机组和新增输电通道容量下限约束。

在上述方法中，所述电力系统扩展规划约束具体如下式：

式中，z和t分别表示划分区域集和规划期水平年集；表示区域z在水平年t-1的电源m机组i的总装机；ym,i表示电源m机组i的运行寿命，若t-ym,i未落入规划期，则追溯到规划期前的对应年份；表示区域z在水平年t-ym,i的电源m机组i的新增装机，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t-1的总容量。

在上述方法中，所述各区域逐水平年各场景中电力平衡约束具体如下式：

上式中，分别表示区域z水平年t时段n各电源出力、跨区通道正向(起点至落点)电力流、跨区通道反向(落点至起点)电力流和储能的发电及蓄能功率；pz,t,s,n表示即时的全社会用电需求；表示区域z的储能类型集；sz表示区域z的场景集，n表示场景s的时段集；表示起点在区域z的跨区通道集。

在上述方法中，所述各区域逐水平年各场景中系统充裕度约束具体如下式：

式中，和分别表示各电源和通道的容量置信系数，βt,z表示系统备用系数，表示各区域逐年最大负荷；该约束确保有足够装机满足最大负荷需求。

在上述方法中，所述各区域逐水平年各场景中电源出力约束包括蓄能、新能源发电之外的电源出力约束和新能源发电出力约束，各约束表达式如下：

式中，和分别表示电源出力上下限系数，表示区域z的新能源发电集；表示对应场景中逐时段的新能源发电预想出力系数，与新能源资源水平相关，表示对应时段的弃能；

储能运行需同时考虑逐时段发电与蓄电功率约束以及存储能力约束：

式中，为二进制变量，取值为1表示储能处于发电状态，反之表示其处于蓄电状态；表示储能出力上限系数；分别表示储能最大存储容量(库容)系数、最小存储容量(库容)系数及初始存储容量(库容)系数；|n|表示集合n的元素个数；分别表示储能发电效率和蓄能效率；对于抽水蓄能，需要按上面第三个式子分别建立其上下水库库容约束；对于带储能的光热发电，还需要将储能约束与新能源发电出力联合建模。

在上述方法中，所述各区域逐水平年各场景中跨区输电约束表达式如下：

式中，为二进制变量，取值为1表示通道允许正向潮流，反之表示允许反向潮流；表示通道交换功率上限系数；该约束确保通道交换功率限制在合理范围内。

在上述方法中，所述包括发电用煤或气的资源约束、区间燃料总调剂量总体平衡约束及各类发电资源禀赋及机组利用小时数约束，各约束条件的表达式如下：

式中，表示单位发电煤耗；分别表示区域z燃料m的本地生产量、调入量、调出量及其他行业使用量(含库存新增)；表示燃料m的净进口量；表示区域z的化石能源发电类型集；ht表示水平年t的全年小时数；分别表示区域z水平年t电源m中机组i的最大和最小容量因子。

在上述方法中，所述能源电力发展政策约束具体包括以下约束条件：

碳排放约束：

能源消费总量约束：

非化石能源占一次能源消费比重约束：

非化石能源发电占比约束：

弃能率约束：

式中，表示各电源的单位度电碳排放系数，表示水平年t设定的碳排放上限；分别表示水平年t的能源消费总量和除电力行业外其他行业能源消费总量；表示水平年t的非化石能源发电折标煤下限，可根据非化石能源占一次能源消费比重及非化石能源非发电规模测算得到；分别表示水平年t设定的非化石能源发电量占全部发电量的比重下限和弃能率上限。

在上述方法中，所述电源建设方案包括分区域各类新增电源投产时序与投产规模，电力流方案包括跨区新增输电通道投产时序与投产规模，系统运行统计信息包括分区域各类电源运行费用、发电量、利用小时数、发电占比、碳排放量；

所述能源电力包括煤、石油、天然气、水能、核能、风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能以及由其衍生出的二次能源和对应发电形式的一种或多种，可再生能源包括风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能以及由其衍生出的二次能源形式的一种或多种。

在上述方法中，根据所述电力平衡约束，可以测算各区域各类电源及通道的逐年累积发电与交换电量，具体如下式：

式中，yt表示对应水平年的公历天数，ρz,t,s表示所考虑的风光负荷场景s出现的概率。

本发明的有益效果：

本发明基于多区域、多场景的研究思路，提出适应高比例可再生能源发展的能源电力规划方法，既能满足多区域互联发展规划研究需求，也能通过多场景的方式实现能源电力规划与运行的适度耦合，从而在规划层面计及高比例可再生能源电力的运行特性，克服了现有技术在规划层面对运行影响的忽视或者过度耦合，提高了高比例可再生能源电力发展规划研究实用性，有助于能源电力发展主管部门科学决策。

附图说明

图1为本发明提供的方法流程图；

图2为本发明中实施案例2050年全国各类电源发展布局示意图；

图3为本发明中实施案例2030年与2050年全国煤电利用小时数对比情况示意图。

具体实施方式

下面结合附图及实施方式对本发明作详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施方式可用以解释本发明，但并不限定本发明。

如图1所示，本发明提供了一种适于高比例可再生能源发展的能源电力规划方法，包括以下步骤：

s1、获取电源现状及发展相关数据、电网现状及发展相关数据、发电能源资源禀赋相关数据及能源电力发展政策相关数据；获取规划期最大负荷数据；分别获取规划期风光荷的全年小时级数据；其中，

电源现状及发展相关数据包括各类电源现役机组的容量、投产年份、运行寿命、最大与最小出力限制、置信系数、单位容量固定运维费用、单位度电可变运维费用、单位度电排放成本、单位度电碳排放系数，规划期新增机组的容量范围、运行寿命、最大与最小出力限制、置信系数、单位容量造价、单位容量固定运维费用、单位度电可变运维费用、单位度电排放成本、单位度电碳排放系数、单位容量残值系数，对于储能还包括最大与最小存储容量系数、初始存储容量系数、发电效率和蓄能效率；

电网现状及发展相关数据包括跨省/区输电现役通道的容量、输电距离、最大与最小出力限制、置信系数、单位容量单位距离固定运维费用、单位容量单位距离可变运维费用，规划期新增输电通道的容量范围、输电距离、最大与最小出力限制、置信系数、单位容量单位距离造价、单位容量单位距离固定运维费用、单位容量单位距离可变运维费用；

发电能源资源禀赋相关数据包括各类发电能源规划期生产量、调入量、调出量、进口量、其他行业使用量、最大容量因子和最小容量因子；

能源电力发展政策相关数据包括规划期系统备用系数、碳排放上限、能源消费总量、除电力外其他行业能源消费总量、非化石能源占一次能源消费比重、非化石能源非发电规模、非化石能源发电量占全部发电量的比重下限、弃能率上限、贴现率；

风光荷的全年小时级数据分别是指风速、光照强度或负荷按相同时间属性排序得到的至少一年的全年小时级数据。

s2、基于步骤s1中规划期风速、光照强度与负荷的全年小时级数据，聚类构建风光荷联合场景集；具体包括以下步骤：

风光荷联合场景集是通过运用聚类算法，将全年小时级的风光荷数据以相同时间尺度同时进行提取和归集，并按预先设定的场景数聚合为相应的典型场景簇，由每个场景簇的聚类中心构成典型场景集；每个聚类中心包含同一时间尺度的风速、光照强度和负荷曲线。其中，聚类算法可以用k-均值、模糊c-均值等各类算法；获取的数据规模可以是一年或多年的风光荷数据；时间尺度可以是按一天、多天或者按周设定。

s3、基于步骤s2的风光荷联合场景集，以规划期内全社会电力供应总成本最小为优化目标，考虑电力系统规划与运行相耦合的约束条件，构建多区域、多场景能源电力发展规划模型；具体包括以下步骤：

本实施例优化目标是规划期内全社会电力供应总成本最小，全社会电力供应总成本包括各区域不同水平年的投资成本、运维成本、燃料成本、排放成本及设备残值，目标函数具体如下式：

式中，z和t分别表示划分区域集和规划期水平年集，下标z和t分别标识相应区域和水平年；rz表示贴现率；表示区域z第t个水平年的投资成本，表示区域z第t个水平年的运维成本，表示区域z第t个水平年的燃料成本，表示区域z第t个水平年的排放成本，表示区域z第t个水平年的设备残值；各子项计算具体如下式：

式中，mz表示区域z的电源类型集，mz,m表示区域z中第m类电源的机组集，表示起点在区域z的跨区通道集，表示区域z在水平年t的电源m机组i的新增电源单位容量造价；表示区域z在水平年t的电源m机组i的新增规模，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t通道单位容量单位距离造价，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的输电距离，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的新增容量；

式中，分别表示区域z在水平年t的电源m机组i的总装机；表示区域z在水平年t的电源m机组i的年发电量；分别表示区域z在水平年t的电源m机组i的电源单位容量固定运维费用与度电可变运维费用；表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的总容量；分别表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的跨区通道单位容量单位距离固定运维费用与度电可变运维费用；表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t的交换电量；

式中，表示区域z在水平年t的电源m机组i的单位度电燃料成本；

式中，表示区域z在水平年t的电源m机组i的单位度电排放成本；

式中，表示区域z在水平年t的电源m机组i的单位容量残值系数，表示区域z在水平年t的电源m机组i的退役规模。

下面具体说明多区域、多场景能源电力发展规划模型所考虑的电力系统规划与运行相耦合的约束条件，包括电力系统扩展规划约束，各区域逐水平年各场景中的电力平衡、系统充裕度、电源出力及跨区输电约束，发电资源约束，能源电力发展政策约束，新增机组及新增输电通道容量下限约束；具体如下：

电力系统扩展规划约束用于描述规划期内逐水平年新增及退役情况，以动态修正电源装机及跨区通道输电容量，电力系统扩展规划约束如下式：

式中，表示区域z在水平年t-1的电源m机组i的总装机；ym,i表示电源m机组i的运行寿命，若t-ym,i未落入规划期，则追溯到规划期前的对应年份；表示区域z在水平年t-ym,i的电源m机组i的新增装机，表示起点在区域z的跨区通道l在水平年t-1的总容量。

各典型场景逐时需要确保电力供需平衡，各区域逐水平年各场景中电力平衡约束表达式如下：

上式中，分别表示区域z水平年t时段n各电源出力、跨区通道正向(起点至落点)电力流、跨区通道反向(落点至起点)电力流和储能的发电及蓄能功率；pz,t,s,n表示即时的全社会用电需求；表示区域z的储能类型集；sz表示区域z的场景集，n表示场景s的时段集；表示起点在区域z的跨区通道集。

根据电力平衡约束，可以测算各区域各类电源及通道的逐年累积发电与交换电量，即：

式中，yt表示对应水平年的公历天数，ρz,t,s表示所考虑的风光负荷场景s出现的概率。

各区域逐水平年各场景中系统充裕度约束表达式如下：

式中，和分别表示各电源和通道的容量置信系数，βt,z表示系统备用系数，表示各区域逐年最大负荷；该约束确保有足够装机满足最大负荷需求。

各区域逐水平年各场景中电源出力约束主要确保各类机组运行出力在合理范围内，包括蓄能、新能源发电之外的电源出力约束和新能源发电出力约束，各约束表达式如下：

式中，和分别表示电源出力上下限系数，表示区域z的新能源发电集；表示对应场景中逐时段的新能源发电预想出力系数，与新能源资源水平相关，表示对应时段的弃能。

储能运行需同时考虑逐时段发电与蓄电功率约束以及存储能力约束：

式中，为二进制变量，取值为1表示储能处于发电状态，反之表示其处于蓄电状态；表示储能出力上限系数；分别表示储能最大存储容量(库容)系数、最小存储容量(库容)系数及初始存储容量(库容)系数；|n|表示集合n的元素个数；分别表示储能发电效率和蓄能效率。对于抽水蓄能，需要按上面第三个式子分别建立其上下水库库容约束；对于带储能的光热发电，还需要将储能约束与新能源发电出力联合建模。

各区域逐水平年各场景中跨区输电约束表达式如下：

式中，为二进制变量，取值为1表示通道允许正向潮流，反之表示允许反向潮流；表示通道交换功率上限系数；该约束确保通道交换功率限制在合理范围内。

发电资源约束主要考虑各类发电能源资源禀赋及平衡约束，包括发电用煤/气的资源约束、区间燃料总调剂量总体平衡约束及各类发电资源禀赋及机组利用小时数约束，各约束条件的表达式如下：

式中，表示单位发电煤耗；分别表示区域z燃料m的本地生产量、调入量、调出量及其他行业使用量(含库存新增)；表示燃料m的净进口量；表示区域z的化石能源发电类型集；ht表示水平年t的全年小时数；分别表示区域z水平年t电源m中机组i的最大和最小容量因子。

能源电力发展政策约束具体包括以下约束条件：

碳排放约束：

能源消费总量约束：

非化石能源占一次能源消费比重约束：

非化石能源发电占比约束：

弃能率约束：

式中，表示各电源的单位度电碳排放系数，表示水平年t设定的碳排放上限；分别表示水平年t的能源消费总量和除电力行业外其他行业能源消费总量；表示水平年t的非化石能源发电折标煤下限，可根据非化石能源占一次能源消费比重及非化石能源非发电规模测算得到；分别表示水平年t设定的非化石能源发电量占全部发电量的比重下限和弃能率上限。

新增机组和新增输电通道容量下限约束用于计及已规划但尚未开工、在建尚未投产等类型的确定性机组和输电通道。

s4、根据优化算法求解规划模型；

本步骤用于优化求解多区域、多场景能源电力发展规划模型。其中，优化求解算法可以是遗传算法或粒子群算法等智能算法，或者是cplex、lingo、gams等常用商业数学规划软件中自带的求解算法。

s5、确定电源建设、电力流方案及运行统计信息；其中，

电源建设方案包括分区域各类新增电源投产时序与投产规模，电力流方案包括跨区新增输电通道投产时序与投产规模，系统运行统计信息包括分区域各类电源运行费用、发电量、利用小时数、发电占比、碳排放量。

本实施例中的能源电力包括煤、石油、天然气、水能、核能、风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能以及由其衍生出的二次能源和对应发电形式的一种或多种，可再生能源包括风能、太阳能、生物质能、海洋能、地热能以及尤其衍生出的二次能源形式的一种或多种。

下面结合具体实施案例对本发明作进一步说明。

本实施案例以中国2050年高比例可再生能源电力系统的发展愿景为研究对象，规划期跨度为2016—2050年；综合考虑现有电网的电力送受关系，将全国电网划分为西北、东北、华北送端(含蒙西与山西)、东中部受端、西南、南方6个区域电网。考虑到海上风电、光热、电储能等新发电技术的日益成熟及远期规模化商业应用趋势，本发明实施案例的能源发电形式包括常规煤电、气电、核电、风电、光伏发电、光热发电、生物质发电、抽水蓄能与电储能。

获取的部分关键数据包括：2030年与2050年能源消费总量基准分别选取为55亿t和60亿t标准煤以内；2030年与2050年全社会用电量分别选取为9.0万亿和11.7万亿kw/h，最大电力负荷14.5亿和18.7亿kw。2050年，水电开发上限选取为5.4亿kw，核电开发上限选取为1.6亿kw，生物质发电开发上限选取为2亿kw。2050年风电、太阳能发电发展空间相对宽松，除海上风电外，其他电源类型不做特别设定，发展上限按当地资源水平确定；考虑到近海风能资源条件，2050年海上风电开发上限选取为2亿kw；典型场景中的风光预想出力系数按各地区资源特性选取。

本发明实施案例采用k-均值聚类算法，将获取到的时长一年的风速、光照、负荷小时级数据，按季节按天进行提取和归集后，聚类形成12个典型的风光荷联合运行场景集。

根据步骤s3构建面向中国2050年的多区域、多场景能源电力发展规划的详细模型。由于所建立的规划模型是一个混合整数线性规划模型，本发明实施案例提出采用成熟的商业软件cplex对其进行求解。求解之后即可得到中国2016—2050年的能源电力发展中电源建设、电力流及运行相关的推荐方案。如图2、图3所示，分别为本实施案例给出了2050年全国各类电源发展布局以及2030年与2050年全国煤电利用小时数对比情况的示意图。

可以看出，到2050年，水电主要布局在水电资源富集的西南和南方地区，合计装机占比超过70％。间歇性电源一方面在西北、华北送端等资源富集区域重点开发，另一方面也充分考虑就地开发与消纳需求，风光装机在本区域装机占比相对均衡，除西南外，各区域占比都在40％以上。煤电主要布局在西北和华北送端，由于其间歇性电源装机比例较高，一定的火电可以更好的保障高比例新能源电力系统的运行；而其他区域受资源及环境问题制约，装机规模较低。各区域储能发展相对均衡；抽水蓄能发展主要受站址资源分布限制，在西北、华北送端等站址资源有限的区域，发展电储能等其他类型储能可以促进新能源利用及高比例可再生能源电力系统稳定运行。本发明实施例中，2030年与2050年全国煤电利用小时数分别在3800和2800h左右。煤电利用受电源结构影响明显。

从实施案例结果可以看出，本发明基于多区域、多场景的研究思路，所提出的适应高比例可再生能源发展的能源电力规划方法，既能满足多区域互联发展规划研究需求，也能通过多场景的方式实现能源电力规划与运行的适度耦合，从而在规划层面计及高比例可再生能源电力的运行特性，提高了高比例可再生能源电力发展规划研究实用性，有助于能源电力发展主管部门科学决策。

最后应当说明的是，本发明不局限于上述较佳实施例，任何人应该得知在本发明的启示下所做的修改与变型，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。