考虑弃能约束的送端电力系统随机生产模拟方法及应用与流程

本发明涉及电力系统规划与运行控制技术领域，尤其是涉及一种考虑弃能约束的送端电力系统随机生产模拟方法及应用。

背景技术：

电力系统随机生产模拟是电力系统规划与运行的基本分析工具之一，它通过优化发电机组的生产运行，考虑机组故障和负荷的不确定性，计算各电厂的发电量、系统生产成本及系统的可靠性指标。传统地，核电机组不参加电网调峰，这并不是由于机组设计方面的原因，而是因为核燃料成本较高，核电所占比重较小。随着核电、风电和光伏发电的发展建设，仅靠火电和抽水蓄能机组进行调峰将难以满足电网负荷变化的需要，核电机组有必要参与电网调峰。另一方面，以四川为代表的我国西部地区水电资源丰富，但水电调峰能力由于外部天气条件和水电站类型的不同而差别较大，水电机组可以根据调节能力由弱到强，可以依次细分为年调型水电机组，季调型水电机组，日调型水电机组，有必要研究并充分发挥不同类型机组在不同天气条件下的调峰能力。因此，研究包括核电、不同类型水电机组等多类型电源参与调峰的电力系统随机生产模拟方法对合理安排发电计划，降低成产成本，提高可靠性具有重要意义。

国内对随机生产模拟问题进行了广泛研究。陈亚博、盛戈皞、黎建等在《电力系统及其自动化学报》(2015,27(05):1-6)上发表的《含光伏和风电的电力系统随机生产模拟》基于随机生产模拟方法以及其中多状态机组的处理方法,建立了光伏的多状态计算模型。同时，结合该模型和风电等效多状态模型分析处理了光伏和风电两种间歇式能源同时并入电力系统后的随机生产模拟情况。张宏宇、方鑫、李碧辉等在《中国电力》(2012,45(06):73-767)上发表的《含大规模风光电源电力系统随机生产模拟》根据风电与光伏电源的自身电源特性及其与电网的相互关系，提出风电与光伏电源参与随机生产模拟的原则。根据所提原则对应提出风功率损失期望及弃风比率2个评价指标。冯长有、梁志峰在《电网技术》(2013,37(02):493-499)上发表的《考虑潮流断面约束的电力系统随机生产模拟》结合电网实际运行情况,根据有无电量交易和断面构成情况，划分了潮流断面类型并构建了相应数学描述模型。基于此，给出了等效电量函数法中不同类型断面的处理方法，设计了相应的随机生产模拟计算流程。姚力、黄镔、王秀丽等在《电网技术》(2015,39(05):1219-1225)上发表的《考虑风火联合外送的互联系统随机生产模拟》文章采用风电多状态模型，引入机组剩余容量的概念，提出了联合外送概率模型以模拟送端电网对受端电网的电力支援过程。结合各类型电源特点，设计了考虑风火联合外送的互联系统随机生产模拟算法框架。以上文献中，都着重考察风、光电波动性、间歇性、随机性对电力系统生产模拟的影响，而没有考虑到核电机组、多类型水电机组参与调峰的因素。专利中，范宏、左路浩、马莲等发明人申请的发明专利《能效电厂的随机生产模拟计算方法》针对能效电厂需求侧管理方面的创新与对风电光电机组出力的精确模拟，探究能效电厂与大型光伏风电站出力的对电力系统运行的影响。施涛、韩华玲、朱凌志等发明人申请的发明专利《一种含大规模光伏电站的电力系统随机生产模拟方法》确定不含光伏电站的系统机组等值有效容量各阶累积量；依次获得对应时段的光伏发电的时序有效容量概率分布beta模型及参数；依次获得对应时段的含光伏电站的系统机组等值有效容量分布概率模型及参数及对应负荷水平下的可靠性指标。吴红斌、白雪、丁明等发明人申请的发明专利《一种用于风光储联合发电系统的随机生产模拟方法》采用k-means算法进行气象模式划分将风力发电模块、光伏发电模块、储能装置及负荷的序列化，基于序列运算理论进行随机生产模拟，更好地描述了风光互补特性，并进行风光储联合发电系统的随机生产模拟，从而能为风光储联合发电系统的运行与调度提供参考。以上专利的随机生产模拟进一步考虑了抽水蓄能电站和负荷变化的影响，但是仍然没有考虑核电、多类型水电机组参与调峰的影响。

当前，非化石电源快速发展的同时，部分地区弃风、弃光、弃水问题突出，“三北”地区风电消纳困难，云南、四川两省弃水严重。弃能不仅造成大量的非化石能源浪费，也给非化石能源可持续发展带来不少打击。2017年国家发改委发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，提出到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题，其中至关重要的一条是要实施可再生能源配额制管理。2018年3月，国家能源局发布的《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》(以下简称“征求意见稿”)，首次明确了2018年、2020年各省的可再生能源电力总量配额指标、非水电可再生能源配额指标以及相关考核办法。可见，弃能越来越成为电力系统必须考虑的一个硬性约束条件。

技术实现要素：

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种考虑弃能约束的送端电力系统随机生产模拟方法及应用。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种考虑弃能约束的送端电力系统随机生产模拟方法，包括以下步骤：

1)获取全年负荷曲线，从所述全年负荷曲线中剔除核电全年出力曲线，获得持续负荷曲线，并根据全年负荷水平将所述持续负荷曲线划分为基荷、腰荷、峰荷三个阶段；

2)根据所述持续负荷曲线建立等效电量函数；

3)根据效电量，实现火电机组和水电机组在不同阶段的出力控制；

4)考虑清洁能源的报价及其弃能约束，动态调节清洁能源和火电机组的出力状态，获得电力系统随机生产模拟数据。

进一步地，所述核电全年出力曲线的获取方式为：

考虑核电参与调峰，设计核电在峰谷差大于设定值的典型日以“12-3-6-3”调峰模式出力，其余时段以额定功率带基荷，获得核电全年出力时序曲线。

进一步地，所述等效电量函数的建立过程包括：

301)在持续负荷曲线上，将横轴x按δx分段，将所述持续负荷曲线转换为离散的初始电量函数：

式中，k＝＜x/δx＞+1，＜x/δx＞表示不大于x/δx的整数，e(k)等于从x到x+δx这一段负荷曲线对应的负荷电量，f(x)表示持续负荷曲线；

302)考虑发电机组随机停运的影响，以初始电量函数为基础进行修正，获得最终的等效电量函数：

e⁽ⁱ⁾(k)＝pie^(i-1)(k)+qie^(i-1)(k-mi)

式中，e⁽ⁱ⁾(k)为运行第i台发电机组运行后的等效电量函数，qi为强迫停运率，pi＝1-qi，mi＝ci/δx，ci为第i台发电机组的装机容量。

进一步地，所述实现火电机组和水电机组在不同阶段的出力具体包括以下步骤：

301)根据经济性对火电机组排序，优先运行所有火电机组按最小出力段带基荷；

302)根据调节能力对水电机组排序，依次运行日调型水电机组、季调型水电机组、年调型水电机组、风电、光电按照保障性收购容量带剩余负荷；

303)判断负荷是否分配完成，若是，则执行步骤4)，若否，则执行步骤304)；

304)依次运行日调型水电机组、季调型水电机组、年调型水电机组、风电、光电按照经济性收购容量带剩余负荷，执行步骤4)。

进一步地，所述水电机组在生产模拟中满足以下条件：

式中，phl为水电机组担任的最大负荷功率，ch为水电机组容量，el为负荷电量，ea为水电机组给定电量。

进一步地，单台所述水电机组带负荷的位置通过以下方式确定：

在所述持续负荷曲线下构建一台水电机组的特征矩形，该特征矩形的宽度为水电机组容量，高度为水电机组在模拟周期内的利用小时数，特征矩形底部与特征矩形的横轴重合，使该特征矩形在持续负荷曲线下移动，当该特征矩形的面积等于持续负荷曲线在相应区间内的面积时，将所述相应区间作为该台水电机组带负荷的位置。

进一步地，所述步骤4)具体包括：

401)获取各清洁能源的报价，动态选择各清洁能源的可弃容量参与电网调峰，且剔除不满足断面容量约束、无功容量约束等的机组；

402)判断清洁能源弃能量是否大于弃能约束，若是，则结束，若否，则执行步骤403)；

403)调停火电机组，增加清洁能源出力，直到满足弃能约束。

进一步地，该方法还包括步骤：

5)根据电力系统随机生产模拟数据计算发电量、生产成本和可靠性指标。

进一步地，所述可靠性指标包括系统电量不足期望值、电力不足概率和电力不足期望值；

所述生产成本包括燃料费用、火电机组启动费用和停机费用。

本发明还提供一种电力系统规划与运行方法，该方法包括：

采用如所述的考虑弃能约束的送端电力系统随机生产模拟方法获得随机生产模拟数据。

与现有技术相比，本发明具有以如下有益效果：

一、本发明在随机生产模拟中考虑了核电参与调峰的影响，可以平抑负荷曲线的波动，降低峰谷差，进一步提高区域电网的调峰能力。

二、本发明在随机生产模拟中根据水电机组的调节能力的不同合理安排各类型水电机组参与调峰，分为年调型水电机组、季调型水电机组、日调型水电机组考虑了水电参与调峰的影响，可以充分消纳水电，提高发电厂年发电计划的经济性。

三、在满足政府要求的清洁能源保障性收购容量基础上，考虑了太阳能、风电等清洁能源的可弃发电容量作为常规电源参与电力系统调峰，实现水电、太阳能、风电等各类发电能源竞争上网。

四、在清洁能源调峰能力不足的情况下，考虑增加火电机组出力，参与系统调峰，从而保障系统整体能耗最低，保障清洁能源优先发电，保障系统对环境的污染最小。

五、本发明最后用火电参与系统调峰，在保障系统安全稳定运行的前提下，实现系统能耗最小，环境最友好。

附图说明

图1为本发明的流程示意图；

图2为持续负荷曲线示意图；

图3为单个水电机组带峰荷情况示意图；

图4为单个水电机组带负荷位置的确定示意图；

图5为h电网的总生产成本示意图；

图6为h电网的lolp指标示意图；

图7为h电网的eens指标示意图；

图8为h电网的核电运行成本示意图；

图9为h电网的火电运行成本示意图；

图10为h电网的水电运行成本示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

本发明提供一种考虑弃能约束的送端电力系统随机生产模拟方法，基于持续负荷曲线的基荷、腰荷和峰荷，在传统随机生产模拟基础上进一步考虑清洁能源保障性收购容量全额消纳，水电、风电、太阳能发电等清洁能源的可弃容量部分参与调峰。

上述随机生产模拟方法中，对核电、火电机组及水电机组的运行情况进行了设计，具体原理如下。

在核电站实际运行中，压水堆一般采用控制棒和硼浓度作为控制量来实现对反应堆负荷跟踪的控制。其中控制棒控制快速的反应性变化，如机端负荷变化；硼浓度控制慢速的反应变化，主要用于补偿燃耗、堆芯毒物的反应性变化。核电机组在可调节区域运行时，功率调节速率一般约为±0.2％pn/min-±0.3％pn/min，最高不能超过±5％pn/min的极限，且能够进行功率变化范围在±10％pn以内的阶跃变化，但机组不能进行连续的功率阶跃变化和线性变化，考虑到调峰的深度和速度限制，压水堆核电机组可采用“12-3-6-3”的日负荷跟踪模式，即以额定功率运行12h，在3h内完成降功率，以30％pn-70％pn运行6h(压水堆核电机组的负荷跟踪阈值为30％pn-100％pn。留有70％pn的裕度)，再在3h内完成升功率继续以12h额定功率运行。另外，考虑到核电机组进行频繁的功率调节，会加剧反应堆压力容器的辐照脆化、冷却剂循环系统及蒸汽供应系统的某些关键金属部件的金属疲劳，可能降低机组设备的寿命，核电机组不应全年均采用“12-3-6-3”的日负荷跟踪模式参与调峰。

火电机组根据其经济性进行安排。

水电机组按调峰能力由强到弱依次分为：年调型水电机组、季调型水电机组、日调型水电机组。与火电机组相比，水电机组具有以下特点：

1)水电机组不消耗燃料，其发电费用几乎与发电量无关；

2)水电机组的发电量和发电出力是由水文条件所决定的，在随机生产模拟中其发电量应该看作给定量水电机组属于给定电量的发电机组，在进行生产模拟时其发电量作为给定条件。

3)水电机组开停灵活，增减负荷迅速，适合担任负荷曲线的峰荷部分。

为了充分发挥水电机组的效益，在安排水电运行时应遵循以下两条原则：

1)充分利用水能资源，尽量避免弃水。

2)利用水电机组来带峰荷部分，这样可以取代煤耗量大的火电机组，从而可以取得较好的经济效益和环境效益，因此当系统中有水电机组时应尽可能用水电就来承担峰荷，以到达降低煤耗的效果。

上述随机生产模拟方法包括数据输入与预处理、随机生产模拟计算、可靠性指标与系统生产成本计算三个部分，具体步骤描述如下：

步骤s101，获取全年负荷曲线、全年风电、光伏出力预测曲线、火电机组煤耗系数、各类型水单机组给定电量、各类型水电机组基荷出力区、经济出力区以及可调出力区等基础数据。安排核电机组跟踪负荷曲线，在全年时序负荷曲线中峰谷差较大的典型日，优先安排核电以上述“12-3-6-3”模式参与调峰，全年其余时段核电以额定功率带基荷。

步骤s102，根据获得的核电全年出力时序曲线，将此曲线从负荷曲线中减去，得到净负荷曲线，然后形成持续负荷曲线如图2，然后根据全年负荷水平，将持续负荷曲线分为基荷、腰荷、峰荷三段。

t＝f(x)为研究周期t内系统的负荷持续曲线，其横坐标表示系统负荷，纵坐标表示负荷的持续时间，plmax表示系统最大负荷，(x,t)表示系统负荷大于或等于x的持续时间为t。

步骤s103，选取发电机组容量最大公因子作为步长，形成初始等效电量函数。

具体方法为：在持续负荷曲线上，将横轴x按δx分段，定义一个离散的电量函数：

式中：k＝＜x/δx＞+1；＜x/δx＞表示不大于x/δx的整数；e(k)等于从x到x+δx这一段负荷曲线对应的负荷电量。

为了考虑发电机组的停运因素，在等效电量函数中需要用发电机组随机停运的影响来修正电量函数。设原始持续负荷曲线为f⁽⁰⁾(x)，对应的电量函数为e⁽⁰⁾(k)，在安排完第i-1台发电机组运行以后得到等效持续负荷曲线f^(i-1)(x)，对应的等效电量函数为e^(i-1)(k)。设第i台发电机组的装机容量为ci，强迫停运率为qi，则安排第i台发电机组运行后的等效电量函数为：

e⁽ⁱ⁾(k)＝pie^(i-1)(k)+qie^(i-1)(k-mi)

式中：pi＝1-qi；mi＝ci/δx。

步骤s104，根据经济性对火电机组进行安排，优先安排所有火电机组按最小出力段带基荷。

步骤s105，在基荷段优先调峰能力最弱的水电机组出力，即优先安排日调型水电机组带基荷。

由于水电机组在进行生产模拟时其发电量作为给定条件，其计算方法与火电机组不同。单台水电机组担任峰荷的情况如图3所示。图中曲线cg是由原负荷曲线向左平移相当于水电机组容量ch而来。阴影部分的面积应等于水电机组的给定量ea。在这种情况下其余机组应担任的负荷为oacgfh所围成的部分。在距a点ch(水电机组容量)的b点作垂线be，则图形acg的面积和图形bde的面积相等。也就是说其余机组所担任的负荷可以看成由oafh和bde两部分组成。这相当于水电机组承担了图中abef部分的负荷。

因此将单个水电机组的生产模拟中的处理原则归结为：

在等效负荷曲线下寻找相当于水电机组容量ch的一段，其间面积恰好等于水电机组的给定电量ea。即，水电机组在生产模拟中应满足以下条件：

式中phl为水电机组担任的最大负荷功率，ch为水电机组容量，el为负荷电量，ea为水电机组给定电量。

图4表示在生产模拟中确定水电机组运行位置的过程。首先在等效负荷曲线下作出水电机组的特征矩形abb’a’，其底为ch，高为水电机组在模拟周期内的利用小时数th。当把这个矩形向右移动，使负荷曲线在相应区间内的面积等于该矩形面积时，找到了水电机组运行位置。

上述水电机组的特征矩形向左移功的过程，实际上是顺次安排水电机组运行的过程，每安排一台水电机组特征矩形将向右移动一段与该火电机组容量相应的距离。由于这种移动是不连续的。很难保证上述条件恰好成立。因此在算法上，将水电机组容量ch和水电机组的给定电量ea作为安排水电机组时的上边界条件进行计算。对于多台水电机组的情况，设系统中有nh台水电机组。把它们的特征矩形按其高度(利用小时数)大小从左到右排列，形成水电机组特征矩形序列图。当把序列图从左向右移动，在等效持续负荷曲线的某一区间满足以下条件时：

前n个水电机组即可合并为一个等效水电机组，并带相应位置的负荷。剩余的nh-n台水电机组的矩形序列图应继续向右移动，并在边界条件的区间合并为另一等效水电机组，带该区间的负荷。

步骤s106，判断是否有剩余负荷，若有，依次安排日调型、季调型、年调型水电机组、风电、光电、火电机组按照经济性带剩余负荷，具体而言，优先安排所有火电机组带腰荷和峰荷，然后依次安排其他机组，再执行步骤s107，若否，则直接执行s107。

步骤s107，根据报价动态选择清洁能源剩余容量和火电机组参与电网调峰，实现现货交易，剔除不满足断面容量约束、无功容量约束等的机组，确保调峰容量充足后，停止各类发电形式竞争上网过程。

步骤s108，计算清洁能源弃能量，若大于弃能约束，则安排火电机组按照经济性调停，增加清洁能源出力，直到满足弃能约束。

步骤s109，计算区域电网生产成本和可靠性指标。求得多类型发电机组参与调峰的情形下，各类型机组年发电量、生产成本、电量不足期望值、电力不足概率等可靠性指标，分析多类型发电机组参与调峰对随机生产模拟结果的影响。

(1)发电量与可靠性指标

第i台发电机组的发电量egi应根据等效电量函数e^(i-1)(k)来进行计算：

式中：ki-1＝xi-1/δx；ki＝(xi-1+ci)/δx。假设系统中共有n台发电机组，总容量为cs，当全部发电机组卷积运算结束以后，等效电量函数为e⁽ⁿ⁾(k)。

1)系统电量不足期望值eens：

2)电力不足概率lolp：

3)电力不足期望值edns(expecteddemandnotsupplied)：

表示所研究的一段时间内系统电力不足的期望值：

edns＝eens/t

上式中：eens表示电量不足期望值，t表示研究周期。

(2)生产成本分析

系统总的生产成本包括燃料费用、火电机组启动费用、停机费用。启动费用包括机组启动的燃料费用、人工费用以及频繁启停造成的机组磨损及寿命折损。汽轮机启动费用还包括机组启动的运行和维护费用。在不同的启动条件下，启动费用略有不同，但可以近似看作是固定的。在某一时间段内，机组的停机次数和机组的启动次数是一样的，因此，停机费用一般也是固定的，可以综合到机组的启动费用里，即：

ctotal＝cfuel+ctsu+csd

式中：cfuel为燃料费用；ctsu为火电机组的汽轮机启动费用；csd为停机费用。

式中：cfuel,i为第i台机组单位发电量的燃料费用；ctsu,i为第i台机组单位发电量的汽轮机启动费用；csd,i为第i台机组单位发电量的停机费用；fi^s为第i台机组的期望开机次数；egi为第i台发电机组的发电量，t为研究周期，pi等于1减去强迫停运率的值。

实施例

本实施例将考虑多类型电源参与调峰的电力系统随机生产模拟方法应用于某水平年我国某实际h区域电网，计算了核电机组、各类型水电机组参与调峰时的可靠性指标及生产成本指标。该年度h区域电网总装机容量372598mw，其中燃煤机组装机容量227751mw，占比61.3％，水电机组装机容量8062mw，占比2.16％；核电装机容量35724mw，占比9.5％，最高负荷284800mw。部分计算数据设置如下：煤价取为560元/t，气价为4000元/t，燃煤机组环境成本为101.246元/mwh，燃气机组环境成本为19.285元/mwh；水电平均运行成本为60元/mwh，日调型、季调型、年调型水单机组的基荷电量、腰荷电量、峰荷电量设置如表1；核电机组，以cpr1000核电机组为基准，平均运行成本为222.4元/mwh，日峰谷差率高于20％时核电机组参与调峰，调峰深度为60％。同时设置一组对比算例，其核电全年以额定功率带基荷，同时未考虑类型各水电机组调峰能力差异，计算可靠性指标及生产成本指标。

表1各类型水单机组的基荷、腰荷、峰荷段电量

表2考虑多类型机组参与调峰的某水平年h区域电网随机生产模拟结果

h电网的可靠性指标及各项成本如图5-图10所示。

表3国外电力公司发电可靠性标准

注：表3数据来自清华大学学术专著：《电力系统可靠性分析》，郭永基著。

可靠性方面，对比表3与表2可以看出，以电力不足期望值edns作为指标，不考虑核电及各类型水电机组调峰性能差异时，h电网的edns为1.06，属于较高水平，考虑多类型机组调峰后的edns为0.22，可靠性水平得到显著提升。一方面是由于系统装机容量充足；另一方面，核电与各类型水电机组参与调峰后有效减轻系统调峰压力，平抑负荷曲线波动，进一步提高了系统的可靠性水平。

经济性方面，根据表2可以看出，考虑多类型电源参与调峰后，系统总生产成本降低，经济性得到显著提升。其中火电运行成本降低81.5亿元，核电运行成本减低32.5亿元，水电成本增加2.3亿元。火电成本大幅降低是因为峰荷优先安排核电与水电机组承担，基荷与腰荷优先安排火电机组承担，减少了火电机组以较高经济代价承担的峰荷；核电成本降低是因为核电在峰谷差率较大的典型日按“12-3-6-3”模式参与调峰，减少了全年满功率运行时长，导致运行成本降低；水电成本增加是因为与传统随机生产模拟安排完火电机组后再安排水电机组带峰荷的方法相比，充分考虑各类型水电机组调节能力不同后，安排调节能力差的机组优先带基荷、腰荷，调节能力强的机组优先带峰荷，可以优先消纳更多水电，增强了系统水电消纳能力，因而水电成本上升。综合来看，由于水电成本远低于核电、火电运行成本，系统总生产成本大幅降低，经济效益显著。

以上详细描述了本发明的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术人员无需创造性劳动就可以根据本发明的构思作出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。