技术领域本发明涉及一种电力系统的规划方法，特别涉及一种直流外送风电基地平衡区域电网优化划分方法。
背景技术：
受制于风电出力时变特性与在线电网资产改变的滞后性等因素，高穿透风电功率往往在本区电网难以消纳，风电基地停摆弃风情况时常发生。迄今为止，研究人员已提出了多种解决方法，可概括为以下两种：(1)负荷端通过峰谷电价、分时电价、电动汽车、风电蓄热，采矿、金属冶炼、石油加工、制氢等大用户直接消纳风电等本地负荷空间的培育以及需求侧管理，平滑负荷出力以及减小负荷峰谷差来间接提高风电消纳能力；(2)电源端通过优化电源结构和布局，配置一定比例的抽水蓄能、压缩空气储能与钠硫电池等的化学储能平抑风电出力波动来提高风电消纳能力。但是，风电基地多集中于经济欠发达地区，本地负荷提升效果欠佳；储能多是以单一或混合类型的储能装置平抑单一风电场的出力波动，弱化了储能对系统的辅助服务功能，且相关研究很少将(1)和(2)中的措施方法有效结合起来。2015年3月，国家能源局发布的《关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知》明确提出：统筹做好“三北”地区风电的就地利用和外送基地的规划工作。2016年2月，国家能源局发布的《关于做好“三北”地区可再生能源消纳工作的通知》也提出：电力交易和调度机构应在保证安全和输电容量允许范围内，根据市场需求情况，按交易规则组织外送富裕的可再生能源电力，扩大消纳范围。当前各平衡区域电网发电量与用电量基本维持平衡，很少与外部电网进行交换。如何扩大风电基地所在的平衡区域电网，从规划层面通过平衡区域电网优化划分来提高风电消纳能力成为目前亟待解决的难题。国内外大量研究在充分利用方法(1)和(2)提高风电消纳能力方面，都是在风电确定条件下研究负荷需求响应及储能对风电的提升作用，如文献1(宋艺航，谭忠富，李欢欢，等.促进风电消纳的发电侧、储能及需求侧联合优化模型[J].电网技术，2014，38(3):610-615.)就是借助TOU与储能系统优化负荷分布减小负荷峰谷差，从而在负荷低谷接纳更多的风电。但是从规划层面计及储能通过平衡区域电网的划分来提高风电消纳能力的文献研究几近空白，文献2(张川，杨雷，牛童阳，等.平抑风电出力波动储能技术比较及分析[J].电力系统保护与控制，2015，43(7):149-154.)对用来平抑风电波动的化学电池、氢燃料电池、超导体储能、飞轮、压缩空气、电容器、抽水蓄能电站和电网等储能设备或系统进行技术与经济对比，得出电网才是唯一可聚集巨大调节能力的储能系统，也是目前最经济高效的储能系统。利用直流外送通道构建坚强智能互联电网扩大风电基地平衡区域范围，充分利用大电网弹性调节能力，同时考虑设备形态电网级储能的影响，就可最大限度的提高风电消纳能力。
技术实现要素：
本发明的目的是打破风电基地停摆弃风、并网消纳难的困境，提出一种直流外送风电基地平衡区域电网优化划分方法，以实现在电网安全稳定的情况下，以最小的代价保证风电基地可开发利用的风电装机容量全额并网。本发明直流外送风电基地平衡区域电网优化划分方法，其基本原则是在安全经济的前提下，当风电基地所在的送端平衡区域电网AW不能消纳一定规划容量下的风电时，寻求另一具有富裕消纳风电空间的潜在受端平衡区域电网Ai，直至能够完全消纳此水平下的风电出力。本发明利用高压直流外送通道构建大的风电平衡区域电网A，充分依靠大电网弹性互济调节能力，保证风电基地规划容量下风电全额并网。为寻求符合条件的理想潜在受端平衡区域电网Ai，本发明基于电源约束下的可消纳负荷特征参数，当负荷在一定范围内变化，同时满足对应的评估指标体系时，平衡区域电网调度通过不同的电源开机方式组合，在不同时间尺度上都能确保功率的实时动态平衡与电网的安全稳定，这也是电网规划中电源规划必须满足的条件之一；反之，只要平衡区域电网负荷与广义电力负荷的发展趋势一致，即满足表征负荷的所有特征指标，平衡区域电网调度通过不同电源机组的启停组合都能满足在一定充裕度下减小或消除负荷波动带来的影响。为此本发明提出用负荷主导特征指标γ反映适宜风电基地富裕风电外送的潜在受端平衡区域电网Ai，同时兼顾潜在受端平衡区域电网Ai的系统调节能力及直流外送通道的建设成本，优化划分风电平衡区域电网A，最大限度的提高风电消纳能力。为达到上述目的，本发明采用技术方案是：步骤1，确定电源约束下的负荷特征评估指标体系及风电平衡区域电网A的广义电力负荷。(1)结合风电历史数据，采用风电功率预测方法，预测风电基地不同规划容量下时序风电出力P'W，t，在负荷历史运行数据的基础上利用蒙特卡洛模拟方法预测风电基地送端平衡区域电网AW的时序负荷PL，t；(2)根据风电基地送端平衡区域电网AW的电网资产约束，确定风电基地不同开发容量下需要外送的风电序列值PW，t；(3)依据步骤(2)中的外送风电序列值PW，t，对潜在受端平衡区域电网Ai进行随机组合，共有种潜在平衡区域电网的扩展方案，其中m为可供选择的潜在受端平衡区域电网Ai的个数，n为所选方案的潜在受端平衡区域电网Ai的个数，且n≤m；(4)在负荷历史运行数据的基础上，利用蒙特卡洛模拟方法预测每一种平衡区域电网扩展方案下的风电平衡区域电网A时序负荷PLk，t，将外送风电序列值PW，t视为负值负荷与风电平衡区域电网A时序负荷PLk，t叠加，得到每一种扩展方案下风电平衡区域电网A的广义电力负荷PGPLk；(5)建立电源约束下的负荷特征评估指标体系，鉴于电力系统负荷以日为周期有规律地变化，在曲线类指标中选取风电平衡区域电网A的日持续负荷曲线；描述类指标选取风电平衡区域电网A的日最大负荷PLmax、日最小负荷PLmin与日负荷峰谷差ΔPL；比较类指标选取风电平衡区域电网A负荷的日峰谷差率RL与日负荷波动率f，其计算公式分别为：ΔPL＝PLmax-PLmin(1)RL＝PLmax-PLmin/PLmax(2)fLk=σ/PL‾---(3)]]>其中，σ为风电平衡区域电网A日负荷序列标准差；为风电平衡区域电网A日负荷序列的平均值。步骤2，确定风电平衡区域电网A主导特征指标γ，判断风电平衡区域电网A的负荷及其对应的广义电力负荷发展趋势的紧密程度；本发明采用灰色关联法中的斜率关联度对风电平衡区域电网A的负荷及其对应的广义电力负荷发展趋势的紧密程度做出判断，以此判断匹配风电基地送端平衡区域电网AW的潜在受端平衡区域电网Ai，根据式(4)计算风电平衡区域电网A中负荷及其对应广义电力负荷的主导特征指标γ：γ=Σt=1N-1βt1+|ΔPLtσL-ΔPGPLtσGPL|Σt=1N-1βt---(4)]]>其中，t为周期内时段数，N为以d为周期所选的时段数；ΔPLt为风电平衡区域电网A负荷在t+1时刻与t时刻的变化值、ΔPGPLt为风电平衡区域电网A广义电力负荷在t+1时刻与t时刻的变化值；σL为风电平衡区域电网A负荷的标准差、σGPL为风电平衡区域电网A广义电力负荷的标准差；βt为t时刻的权函数，凸显不同时刻或不同时点负荷变化的重要程度，在具体的实践中由专家依据风电平衡区域电网A的调度、调峰导向等因素，经全盘考虑后根据运行经验综合提出，并在具体实施过程中不断适时调整与修正。(1)分别计算k种扩展方案中风电平衡区域电网A在电源约束下的负荷特征指标，包括最大负荷PLkmax、最小负荷PLkmin、负荷峰谷差ΔPLk、峰谷差率RLk与负荷波动率fLk；(2)分别计算k种扩展方案中风电平衡区域电网A广义电力负荷的最大负荷PGPLkmax、最小负荷PGPLkmin、负荷峰谷差ΔPGPLk、峰谷差率RGPLk与负荷波动率fGPLk；(3)分别计算满足ΔPGPLk≤ΔPLk，RGPLk≤RLk，fGPLk≤fLk的第η种扩展方案中风电平衡区域电网A中负荷及其对应广义电力负荷的主导特征指标γη，本发明希望主导特征指标越大越好。步骤3，确定风电平衡区域电网A的调节能力Pm与直流外送通道的建设成本Cd；在风电平衡区域电网A中，负荷每天的特性行为具有很大的随机性，很大程度上可反映出电源应对扰动的能力。但是不同潜在受端平衡区域电网Ai中抽水蓄能、燃气等灵活调节电源的比例相差很大，为充分挖掘系统的惯性调节能力，风电平衡区域电网A的调节裕度Pm计算公式为：Pm=Σt=1T(ΔPR,t-ΔPL,t)---(5)]]>式中，ΔPR，t为风电平衡区域电网At时段的调峰容量；ΔPL，t为风电平衡区域电网At时段的调峰需求；T为计算周期。(1)根据式(5)分别计算满足步骤2的所有η种扩展方案中风电平衡区域电网A的调节裕度Pmη，本发明希望风电平衡区域电网A的调节能力越大越好；在利用高压直流外送通道连接风电基地所在的送端平衡区域电网AW与受端平衡区域电网Ai组成新的风电平衡区域电网A时，直流输电线路的建设成本也是选择受端平衡区域电网Ai必须考虑的因素之一。高压直流外送通道的建设投资不能一味追求短期的投资成本，而应着眼于全寿命周期包括投资成本在内的所有资产，直流外送通道全寿命周期主要包括初始投资成本，线路运行成本、维护成本，线路的退役成本等。另外，通过直流外送避免不了会产生损耗成本，这在计算中也应予以考虑。由于不同输电线路寿命不一，同时方便与后述的储能系统成本作比较，将全寿命周期成本折算为年均费用，折算系数用线路元件各自的年折旧值表示，直流外送通道建设年均费用Cd的计算公式为：Cd＝(CI+CO+CM+CD)δdr+CL(6)其中：CI为初始投入成本，主要包括线路、变压器等的设计、采购、建设、调试与验收成本等；CO为线路运行成本，主要包括运行管理及各备件采购、贮存与更换成本等；CM为线路维护成本，主要包括人工巡视，计划检修等费用成本；CD为线路退役成本，为输电线路的清理成本与残值回收之差；CL为线路运行损耗成本，主要包括线损、电晕损耗与变压器损耗；δdr为输电线路的年折旧系数。(2)根据式(6)分别计算满足步骤2的所有η种扩展方案中风电平衡区域电网A的直流外送通道的建设成本Cdη，本发明希望风电平衡区域电网A的直流外送通道的建设成本越低越好。步骤4，利用综合评价法对步骤2中平衡区域电网A的主导特征指标γη与步骤3中平衡区域电网A调节裕度Pmη和外送通道的建设成本Cdη进行总体评价，确定潜在受端平衡区域电网Ai；步骤5，考虑储能成本CS的风电平衡区域电网A的优化划分；国内外的研究技术和工程实践表明：储能也是解决大规模风电并网的有效技术措施。大规模风电并网主要给系统带来两大风险：1)风电出力本身的不可控、不可调使得风电发生反调峰现象时会对系统的运行造成困扰；2)风电出力广域时间尺度波动对电力系统的运行构成严峻挑战。本发明针对并网风电的两大风险，以及风电平衡区域电网A中广义电力负荷峰谷差ΔPLi、峰谷差率RLi与负荷波动率fi与电源约束下的负荷峰谷差ΔPL、峰谷差率RL与负荷波动率f差距，在风电基地送端平衡区域电网AW、潜在受端平衡区域电网Ai，或者送端平衡区域电网AW与受端平衡区域电网Ai分别加入一定比例的不同技术类型的储能系统，将储能系统每时刻的充放电功率Ps，t加入到广义电力负荷中，遵循步骤(1)、步骤(2)与步骤(3)重新进行计算。储能电站全寿命周期成本CS由初始投资成本CI、运行成本CO、维护成本CM、退役成本CD组成，计算公式为：CS＝CI+CO+CM+CD(7)其中初始投资成本和运行维护成本等都与储能电站能量与功率有关，主要有储能资本成本决定，包括中央储能系统成本、功率交换系统成本和充放电控制系统成本等，退役成本为各储能原件的回收成本与处置成本之差，同样为了比较方便，将全寿命周期成本用储能电站每年的折旧系数折算为每年平均费用，其计算公式为：CSd＝(1+μ％+ν％+ο％)δs(meEs+mpPs)(8)式中：CSd为储能电站的年均费用；μ％为储能电站运行成本的折算系数，ν％为储能电站维护成本的折算系数，ο％为储能电站退役成本的折算系数；me为单位储能容量成本，mp为单位功率成本；Es为平衡区域电网A中加入的储能容量，Ps平衡区域电网A中加入的储能功率；δs为各储能电站类型的年折旧系数；(1)确定分别加入k种扩展方案中风电基地送端平衡区域电网AW、受端平衡区域电网Ai和送端平衡区域电网AW与受端平衡区域电网Ai不同技术类型的储能系统的总功率为Psk，总容量为Esk；(2)遵循步骤1、步骤2与步骤3，重新计算k种平衡区域电网A扩展方案的主导特征指标γk、平衡区域电网A调节裕度Pmk和外送通道的建设成本Cdk；(3)分别计算k种平衡区域电网A扩展方案所需的储能的年均成本CSdk，与步骤(2)中外送通道的建设成本Cdk共同组成平衡区域电网A的建设成本Ck；(4)利用综合评价法对平衡区域电网A的主导特征指标γk、平衡区域电网A调节裕度Pmk和建设成本Ck进行总体评价，确定潜在受端平衡区域电网Ai。步骤6，根据步骤4与步骤5的结果，优化调整潜在平衡区域电网Ai的个数与范围，最终确定风电平衡区域电网A优化划分的理想方案。附图说明图1风电基地平衡区域电网优化划分流程图；图2风电基地平衡区域电网优化划分扩展方案的寻优过程。具体实施方式下面结合附图及具体实施方式对本发明做进一步说明。本发明直流外送风电基地平衡区域电网优化划分方法，可有效指导外送风电基地规划的潜在受端平衡区域电网的目标选取，如图1为风电基地平衡区域电网优化划分流程。其中平衡区域电网Ⅰ为风电基地所在送端平衡区域电网AW，平衡区域电网Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ为备选受端平衡区域电网Ai。为了尽可能消纳风电、节约成本，本着“就地消纳，富足外送”的原则，当风电基地所在的送端平衡区域电网Ⅰ不能消纳一定装机容量水平下的风电出力时，寻求另一具有富裕消纳风电空间的受端平衡区域电网Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ，直至能够完全消纳此水平下的风电出力，组成一新的更大的风电平衡区域电网A。具体操作步骤如下：(1)根据历史气象、风电数据及风电功率预测方法等，预测风电基地送端平衡区域电网Ⅰ不同规划容量下的时序风电出力P'W，t，在这一过程中充分考虑各风电场群的集聚效应、同时率等；结合负荷历史数据及蒙特卡洛模拟法，预测风电基地送端平衡区域电网Ⅰ的时序负荷序列PL，t，确定不同规划容量下风电基地送端平衡区域电网Ⅰ消纳风电的能力，得到富裕的、需要外送受端平衡区域电网Ai消纳的时序风电出力PW，t；(2)结合负荷历史数据及蒙特卡洛模拟法，预测各备选受端平衡区域电网Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ的时序负荷序列PLi，t；风电基地平衡区域电网优化划分的方案选取如图2所示，为了尽可能合理开发风电基地装机容量，保证其全额并网，初期选取的受端平衡区域电网Ai的个数n＝1时，有扩展方案；其次选取的受端平衡区域电网Ai的个数n＝2时，有扩展方案；最后选取的受端平衡区域电网Ai的个数n＝3时，有扩展方案，则风电平衡区域电网A总的扩展方案有种。下面以图2所示的风电平衡区域电网A扩展方案为例详细说明本发明的风电平衡区域电网优化划分过程：①在7种扩展平衡区域电网A方案中，分别计算其电源约束下可消纳负荷的特征参数评估指标，包括最大负荷PLkmax、最小负荷PLkmin、负荷峰谷差ΔPLk、负荷峰谷差RLk与负荷波动率fLk；②将外送风电序列PW，t视为负值负荷，分别与7种扩展平衡区域电网A中时序负荷PLi，t叠加得到平衡区域电网A广义电力负荷序列PGPL，t；计算各广义电力负荷序列PGPL，t对应的最大负荷PGPLkmax、最小负荷PGPLkmin、负荷峰谷差ΔPGPLk、负荷峰谷差率RGPLk、负荷波动率fGPLk；③对比分析步骤②与步骤①中第k种平衡区域电网A扩展方案中负荷与其对应广义电力负荷特征评估指标是否满足ΔPGPLk≤ΔPLk，RGPLk≤RLk，fGPLk≤fLk，如满足，计算其主导特征指标γη；如不满足，返回步骤①计算下一个方案；④根据步骤③结果判断是否存在γη，即判断在该平衡区域电网A扩展方案下是否能消除该规划风电容量带给系统的风险，如存在，进入步骤(3)计算；如不存在，在n<3的情况下，将受端平衡区域电网Ai的个数加1，重新进入步骤①计算。(3)计算步骤(2)中η种平衡区域电网A扩展方案中系统的调节裕度Pmη，其相应的计算公式为：Pmη=Σt=1T(ΔPR,t-ΔPL,t)---(1)]]>式中，ΔPR，t为风电平衡区域电网At时段的调峰容量；ΔPL，t为风电平衡区域电网At时段的调峰需求；T为计算周期；(4)计算步骤(2)中η种平衡区域电网A扩展方案中直流外送通道的建设成本Cdη，其相应的计算公式为：Cdη＝(CI+CO+CM+CD)δdr+CL(2)其中：CI为初始投入成本，主要包括线路、变压器等的设计、采购、建设、调试与验收成本等；CO为线路运行成本，主要包括运行管理及各备件采购、贮存与更换成本等；CM为线路维护成本，主要包括人工巡视，计划检修等费用成本；CD为线路退役成本，为输电线路的清理成本与残值回收之差；CL为线路运行损耗成本，主要包括线损、电晕损耗与变压器损耗；δdr为输电线路的年折旧系数；(5)基于综合评价法对步骤(2)中主导特征指标γη，步骤(3)中的系统调节裕度Pmη、步骤(4)直流外送通道的建设成本Cdη进行总体评价，综合确定潜在受端平衡区域电网Ai；(6)分别在7种风电平衡区域电网A扩展方案的送端平衡区域电网Ⅰ、受端平衡区域电网Ai、送端平衡区域电网Ⅰ和受端平衡区域电网Ai中加入一定比例的不同技术特性储能系统，计算计及储能的风电平衡区域电网A的优化划分过程为：①在7种风电平衡区域电网A扩展方案的送端平衡区域电网Ⅰ中加入一定比例的储能系统，其储能功率为Psk1，储能容量为Esk1，根据式(3)计算对应的储能电站年均成本为CSdk1；②在7种风电平衡区域电网A扩展方案的受端平衡区域电网Ai中加入一定比例的储能系统，其储能功率为Psk2，储能容量为Esk2，根据式(3)计算对应的储能电站年均成本为CSdk2；③在7种风电平衡区域电网A扩展方案的送端平衡区域电网Ⅰ与受端平衡区域电网Ai中分别加入一定比例的储能系统，其储能总功率为Psk3，储能总容量为Esk3，根据式(3)计算对应的储能电站年均成本为CSdk3；CSdk＝(1+μ％+ν％+ο％)δs(meEs+mpPs)(3)式中：CSdk为储能电站的年均费用；μ％为储能电站运行成本的折算系数，ν％为储能电站维护成本的折算系数，ο％为储能电站退役成本的折算系数；me为单位储能容量成本，mp为单位功率成本；Es为平衡区域电网A中加入的储能容量，Ps平衡区域电网A中加入的储能功率；δs为各储能电站类型的年折旧系数；④将步骤①、步骤②与步骤③中的储能系统功率加入到广义电力负荷PGPL，t中，根据步骤(2)、步骤(3)与步骤(4)分别计算7种平衡区域电网A扩展方案的主导特征指标γk、平衡区域电网A调节裕度Pmk和外送通道的建设成本Cdk；⑤将步骤①、步骤②与步骤③中的储能电站成本与步骤④中的外送通道的建设成本Cdk相加得到7种平衡区域电网A扩展方案的建设成本Ck；⑥基于综合评价法对步骤④中主导特征指标γk、平衡区域电网A调节裕度Pmk和步骤⑤中平衡区域电网A扩展方案的建设成本Ck进行总体评价，综合确定潜在受端平衡区域电网Ai。(7)综合各方面因素，对步骤(5)与步骤(6)中所有的风电平衡电网A的扩展方案进行综合排序，在安全稳定的条件下以提高风电消纳能力为约束优化调整受端平衡区域范围，根据实际情况选择风电平衡区域电网划分的理想方案。