一种计算多类型电源系统抽水蓄能电站容量效益的方法与流程

本发明涉及电力系统规划和运行调度领域，特别涉及一种计算多类型电源系统中抽水蓄能电站容量效益方法。

背景技术

抽水蓄能机组作为一种技术成熟并可以大容量储能的装置得到迅速发展。抽水蓄能电站在电网中的效益包括静态效益和动态效益：静态效益即调峰填谷产生的效益，分为容量效益和电量效益；动态效益是由于抽水蓄能电站启动迅速、运行灵活，在承担系统调频、调相、负荷调整和紧急事故备用任务时满足系统运行需要而产生的效益。随着新能源发电的大规模并网，西北地区的电力系统逐步变成包含水电、火电、风电、光伏、光热等电源的多类型电源系统，由于水电、光热、新能源发电、储能装置的影响，西北地区抽水蓄能电站的容量效益评估越来越困难。与中国东部省区相比，西北电网负荷曲线峰谷差很小，叠加上新能源后，可能出现峰谷差倒置的现象，呈现出新能源大发时弃电量高，而新能源小发时电量不足的特点，与常规的以为负荷消峰填谷的抽水蓄能电站相比，西北地区抽水蓄能电站容量效益的发挥与抽水蓄能电站的运行方式密切相关，导致抽水蓄能电站的容量效益评估尤其困难。如何确定抽水蓄能电站容量效益，即参与多类型电源系统的电力平衡的容量，目前尚无明确方法，这为规划人员评估系统装机充裕度水平和抽水蓄能电站调度运行方式带来巨大的挑战。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种计算多类型电源系统中抽水蓄能电站容量效益方法。采用本方法可计算抽水蓄能电站参与多类型电源系统电力平衡的容量，适用于多类型电源系统抽水蓄能电站容量效益的评估、调度方式安排等。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种计算多类型电源系统抽水蓄能电站容量效益的方法，包括以下步骤：

1)读入多类型新能源发电8760小时逐时出力数据；

2)建立混合整数线性优化模型，进行无抽水蓄能电站情况下多类型电源系统生产运行模拟，计算系统可靠性指标；

3)投入抽水蓄能电站并指定其运行方式，逐步降低常规火电装机规模，进行多类型电源系统生产运行模拟；在系统可靠性指标保持不变的情况下，求得加入抽水蓄能电站后系统所需火电装机容量；

4)对抽水蓄能电站的每种运行方式，重复步骤1)～3)，计算得到抽水蓄能电站每种运行方式下，系统所需的火电装机容量；

5)计算有无抽水蓄能电站、抽水蓄能电站各种运行方式下，系统所需常规火电容量的差值，求得各种运行方式下抽水蓄能电站的容量效益。

作为本方面进一步改进，步骤1)中，多类型新能源发电包括风电、光伏和光热电站，风电、光伏、光热电站在规划水平年8760小时的逐时风、光资源大小以电站无弃风、弃光的理论出力表示，通过样本机组按比例放大求和求得。即通过采集区域内样本机组无弃电的实际出力数据，然后根据规划的风电、光伏、光热装机容量与样本机组容量的比例，拟合得到该区域内风电、光伏、光热的出力特性数据。

作为本方面进一步改进，步骤2)中，对多类型电源系统进行生产运行模拟时，以系统综合成本最低为目标函数，即：

式中：cit为火电机组i在时段t的发电成本函数；pi,t为火电机组i在时段t的有功出力；qit,up和qit,off分别为火电机组i在时段t的启动和停机费用；uit和ui,t-1分别为火电机组i在时段t和t-1的运行状态；λ1、λ2、λ3、λ4分别为弃风、弃光、弃水、以及因光热机组调峰运行而造成效率降低的惩罚因子；λ5为失负荷惩罚；λ6为失备用惩罚；wbt为时段t内风电场b的出力；为时段t内风电场b的预测出力；sbt为时段t内光伏电站b的出力；为时段t内光伏电站b的预测出力；eit为水电机组i时段t的弃水；lb,t和hb,t分别为t时刻节点b的失负荷量和失备用量；hit为光热机组i在时段t的效率；mit,up和mit,off分别为光热机组i在时段t的启动和停机费用；分别为光热机组i在时段t和时段t-1的运行状态为光热机组i在时段t的有功出力；g为所有火电机组的集合；m为所有水电机组的集合；n为所有光热机组的集合；t为所有时段的集合；b为所有节点的集合。

作为本方面进一步改进，步骤3)中，投入抽水蓄能电站并指定其运行方式，进行生产运行模拟，在系统可靠性指标保持不变的情况下，逐步降低常规火电装机规模，求得系统所需火电装机。

作为本方面进一步改进，步骤4)中，考虑多种抽水蓄能电站的运行方式，包括5种运行方式：

①基于预测的综合优化运行：基于预测的新能源出力曲线，采用数学优化方法安排抽水蓄能电站工作位置；

②基于负荷曲线的削峰填谷运行：负荷低谷时抽水，高峰时发电；

③事故备用运行：抽水蓄能电站全天停机备用；

④弃电抽水+快速清库运行：该策略以尽量接纳新能源弃电量为目标，系统发生弃电时抽水蓄能电站抽水，在系统不弃电时，抽水蓄能电站发电以腾空电站的上库库容；

⑤弃电抽水+预留库容高峰发电：抽水蓄能电站以弃电抽水为导向，当没有弃电发生时，只清空一部分库容，留下的库容在负荷高峰时发电。

作为本方面进一步改进，步骤5)中，抽水蓄能电站的容量效益为抽水蓄能电站投入前系统所需火电装机容量减去抽水蓄能电站投入后系统所需火电装机容量。

相对于现有技术，本发明的有益效果是：

本发明的计算方法能够定量计算抽水蓄能电站的容量效益。一方面，可避免由于低估抽水蓄能电站的容量效益而导致系统火电装机过多、新能源发电消纳困难及火电利用小时数过低，造成一定程度的投资浪费；另一方面，也可避免由于高估抽水蓄能电站的容量效益而导致系统装机不足，造成系统电力紧缺，供电可靠性低。采用本方法可计算抽水蓄能电站参与多类型电源系统电力平衡的容量，适用于多类型电源系统抽水蓄能电站容量效益的评估、调度方式安排等。

附图说明

图1是本发明一实施例的计算方法示意图；

图2是本发明一实施例的计算流程图；

图3是算例系统年负荷曲线图；

图4是算例系统日负荷曲线图；

图5是算例系统直流外送曲线图；

图6是算例系统1200mw抽水蓄能电站工作位置示意图；

图7是算例系统2400mw抽水蓄能电站工作位置示意图；

图8是算例系统3600mw抽水蓄能电站工作位置示意图。

具体实施方式

本发明的一种计算多类型电源系统抽水蓄能电站容量效益的方法，包括以下步骤：

首先，读入风电、光伏、光热等新能源发电8760小时出力数据。

多类型新能源包括：风电、光伏和光热电站，风电、光伏、光热在规划水平年8760小时逐时风、光资源大小以电站无弃风、弃光的理论出力表示，通过样本机组按比例放大求和求得，即通过采集区域内样本机组无弃电的实际出力数据，然后根据规划的风电、光伏、光热装机容量与样本机组容量的比例，拟合得到该区域内风电、光伏、光热的出力特性数据。

其次，建立混合整数线性优化模型，进行无抽水蓄能电站的多类型电源系统生产运行模拟，计算系统可靠性指标，如电力不足期望(eens)指标。

对多类型电源系统进行生产运行模拟时，以系统综合成本最低为目标函数，即：

式中：cit为火电机组i在时段t的发电成本函数；pi,t为火电机组i在时段t的有功出力；qit,up和qit,off分别为火电机组i在时段t的启动和停机费用；uit和ui,t-1分别为火电机组i在时段t和t-1的运行状态；λ1、λ2、λ3、λ4分别为弃风、弃光、弃水、以及因光热机组调峰运行而造成效率降低的惩罚因子；λ5为失负荷惩罚；λ6为失备用惩罚；wbt为时段t内风电场b的出力；为时段t内风电场b的预测出力；sbt为时段t内光伏电站b的出力；为时段t内光伏电站b的预测出力；eit为水电机组i时段t的弃水；lb,t和hb,t分别为t时刻节点b的失负荷量和失备用量；hit为光热机组i在时段t的效率；mit,up和mit,off分别为光热机组i在时段t的启动和停机费用；分别为光热机组i在时段t和时段t-1的运行状态为光热机组i在时段t的有功出力；g为所有火电机组的集合；m为所有水电机组的集合；n为所有光热机组的集合；t为所有时段的集合；b为所有节点的集合。

然后，投入抽水蓄能电站并指定抽水蓄能电站运行方式，逐步降低常规火电装机规模，重复进行生产运行模拟，求得系统可靠性指标保持不变情况下系统所需火电装机。对每种抽水蓄能电站的运行方式，重复上述计算。

投入抽水蓄能电站并指定其运行方式，进行生产运行模拟，在系统可靠性指标保持不变的情况下，逐步降低常规火电装机规模，求得系统所需火电装机。

考虑多种抽水蓄能电站的运行方式，包括：

①基于预测的综合优化运行：基于预测的新能源出力曲线，采用数学优化方法安排抽水蓄能电站工作位置；

②基于负荷曲线的削峰填谷运行：负荷低谷时抽水，高峰时发电；

③事故备用运行：抽水蓄能电站全天停机备用；

④弃电抽水+快速清库运行：该策略以尽量接纳新能源弃电量为目标，系统发生弃电时抽水蓄能电站抽水，在系统不弃电时，抽水蓄能电站发电以腾空电站的上库库容；

⑤弃电抽水+预留库容高峰发电：抽水蓄能电站以弃电抽水为导向，当没有弃电发生时，只清空一部分库容，留下的库容在负荷高峰时发电。

最后将求得的有无抽水蓄能电站情况下系统所需的常规火电容量的差值，作为抽水蓄能电站某一运行方式下的容量效益。

抽水蓄能电站的容量效益为抽水蓄能电站投入前系统所需火电装机容量减去抽水蓄能电站投入后系统所需火电装机容量。

采用本方法可计算抽水蓄能电站参与多类型电源系统电力平衡的容量，适用于多类型电源系统抽水蓄能电站容量效益的评估、调度方式安排等。

下面结合附图，对计算某地区电网抽水蓄能电站容量效益的实例作详细说明。应该强调的是，下述说明仅仅是实例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。

具体步骤如下：

1)读入地区电网风电、光伏、光热等新能源发电8760小时出力数据。

2)读入地区电源规划、负荷预测等信息，如表1所示；读入地区电网日负荷特性曲线、年负荷特性曲线、直流送电曲线等信息，如图3～5所示。进行规划水平年无抽水蓄能电站的8760小时生产模拟，计算系统所需火电装机、系统可靠性指标，如表2中第2列所示。系统所需火电装机为7820mw，电力不足期望(eens)指标为3.061亿kwh。

表1青海省2025年电源装机和负荷预测

表21200mw抽水蓄能电站容量效益分析

3)计算加入1200mw抽水蓄能电站后，系统可靠性指标和所需火电装机，计算结果如表2中第3～7列所示。

考虑5种抽水蓄能电站运用方式：

①综合优化运行：基于预测的新能源出力曲线，采用数学优化方法安排抽水蓄能电站工作位置。优点是可以充分发挥抽水蓄能电站的调节作用，但对调度运行技术要求较高。

②削峰填谷运行：基于负荷曲线，低谷时抽水，高峰时发电。优点是抽水蓄能电站调度简单，但由于其运行方式固定，不能充分发挥抽水蓄能电站的作用。

③事故备用运行：抽水蓄能电站全天停机备用。优点是避免了抽/发转换损耗，不足是不能充分发挥抽水蓄能电站的作用。

④弃电抽水+快速清库运行：以尽量接纳新能源弃电量为目标，系统发生弃电时抽水蓄能电站抽水，在系统不弃电时，抽水蓄能电站发电腾空电站的上库库容，为下一轮抽水做准备。优点是调度简单，缺点是发电只是为下一轮抽水腾空上库库容，不发挥调峰功能。

⑤弃电抽水+预留库容高峰发电运行：与快速清库方式类似，抽水蓄能电站以弃电抽水为导向，但没有弃电发生时，不是即时完全清空库容，而是只清空一部分库容，即放一部分水，留下的库容在负荷高峰时发电，发挥部分调峰功能。

4)计算各种运行方式下抽水蓄能电站的容量效益，如表2所示。

5)重复上述步骤，计算地区电网建设2400mw、3600mw抽水蓄能电站的容量效益，计算结果如表3～4所示。

6)计算结果分析

建设1200mw抽蓄：综合优化运行，抽水蓄能电站容量效益为200mw，火电装机替代率为16.67％；削峰填谷，其容量效益为100mw，火电装机替代率为8.33％；其他3种运行方式下的容量效益为0。

建设2400mw抽蓄：综合优化运行，抽水蓄能电站容量效益为350mw，火电装机替代率为14.58％；削峰填谷运行，其容量效益为150mw，火电装机替代率为6.25％；其他3种运行方式下的容量效益为0。

建设3600mw抽蓄：综合优化运行，抽水蓄能电站其容量效益为450mw，火电装机替代率为12.5％；削峰填谷运行，其容量效益为200mw，火电装机替代率为5.56％；其他3种运行方式下的容量效益为0。

综合上述分析，某地区电网建设抽水蓄能电站的容量效益较低，其容量效益大约在在其装机容量的6％～15％，具体数值和其运行方式密切相关。

地区电网抽水蓄能电站日运行方式如图6～8所示。

表32400mw抽水蓄能电站容量效益分析

表43600mw抽水蓄能电站容量效益分析

由算例可见，本发明便于确定抽水蓄能电站参与电力平衡的容量，有助于规划人员进行电源装机方案评估及调度人员合理调度安排抽水蓄能电站运行方式。

以上内容是对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施方式仅限于此，对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单的推演或替换，比如进一步采用考虑机组随机故障因素的生产模拟程序，都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定发明的保护范围。