一种大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法与流程

本申请涉及新能源并网发电技术领域，特别是涉及一种大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法。

背景技术：

随着电力系统的发展，新能源并网发电逐渐引起行业内的重视，由于新能源的不稳定，新能源的并网会对电力系统运行造成影响，因此，分析新能源并网对电力系统运行的影响，是个不可忽视的问题。

目前，针对新能源并网对电力系统运行的影响，主要是小型新能源并网对电力系统的影响，小型新能源主要应用于电力系统的局部，并不会对电力系统造成太大影响通常只需要对电网进行短期、小范围的分析。因此，这种小型的新能源并网分析方法应用于大规模新能源并网时，所获取的分析结果不够准确，可靠性不够高。

技术实现要素：

本申请提供了大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法，以解决现有技术中对大规模新能源并网分析结果不够准确、可靠性不够高的问题。

为了解决上述技术问题，本申请实施例公开了如下技术方案：

一种大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法，所述新能源包括风电能源，所述方法包括：

根据新能源并网前后电力系统的峰谷差变化，评估新能源并网对电力系统的调峰需求；

根据风电出力波动和负荷水平波动，评估新能源并网对电力系统的调频需求；

根据负荷预测误差和风电预测误差，评估新能源并网对电力系统的备用需求；

采用对比方案评估新能源并网对电力系统的运行方式影响。

可选地，所述根据新能源并网前后电力系统的峰谷差变化，评估新能源并网对电力系统的调峰需求，包括：

根据全年范围内电力系统的负荷曲线，获取新能源并网后系统最大负荷与最小负荷的分布概率；

根据每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响，对风电出力模式进行分类；

按照风电出力模式，统计全年范围内每种风电出力模式出现的概率。

可选地，所述据全年范围内电力系统的负荷曲线，获取新能源并网后系统最大负荷与最小负荷的分布概率，包括：

获取全年范围内净负荷的的持续负荷曲线；

根据全年范围内净负荷与风电出力之差，获取等效负荷曲线；

比对所述持续负荷曲线和等效负荷曲线，获取新能源并网后系统最大负荷与最小负荷的分布概率。

可选地，所述根据每日风电出力对负荷峰谷差的影响，对风电出力模式进行分类，包括：

如果每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为减小电力系统负荷峰谷差，且减小程度＞5％，定义为正调峰风电出力模式；

如果每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为增大电力系统负荷峰谷差，且增大程度＞5％，定义为反调峰风电出力模式；

如果每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为减小电力系统负荷峰谷差，且减小程度≤5％，或者，每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为增大电力系统负荷峰谷差，且增大程度≤5％，定义为平出力风电出力模式。

可选地，所述根据风电出力波动和负荷水平波动，评估新能源并网对电力系统的调频需求，包括：

根据风电分钟级波动特性，获取风电分钟级变化区间；

根据负荷分钟级波动特性，获取负荷分钟级变化区间；

将风电分钟级变化区间的上下限与负荷分钟级变化的上下限分别相加，计算得出风电并网下电力系统的最大调频需求；

根据负荷分钟级变化区间的上下限，确定无风电并网时电力系统的最大调频需求；

比对风电并网下电力系统的最大调频需求和无风电并网时电力系统的最大调频需求，获取新能源并网对电力系统的调频需求变化。

可选地，所述根据负荷预测误差和风电预测误差，评估新能源并网对电力系统的备用需求，包括：

根据负荷预测误差以及设定的预测负荷，模拟生成时序对应的系统负荷预测误差；

根据风电预测误差，利用随机微分方程模拟生成时序对应的风电模拟出力预测误差；

根据时序，将所述系统负荷预测误差和风电模拟出力预测误差对应相加，计算得出系统等效负荷预测误差；

根据系统等效负荷预测误差的置信度，计算当前置信度下风电并网后系统的正负备用最大需求；

根据所述系统负荷预测误差和所述置信度，计算当前置信度下无风电并网时系统的正负备用最大需求；

比对当前置信度下风电并网后系统的正负备用最大需求和当前置信度下无风电并网时系统的正负备用最大需求，获取新能源并网对电力系统的备用需求变化。

可选地，所述采用对比方案评估新能源并网对电力系统的运行方式影响，包括：

根据风电出力场景，设置无风电方案、随机采样方案、典型反调峰方案和理论反调峰方案；

分别在所述无风电方案、随机采样方案、典型反调峰方案和理论反调峰方案下，对丰水期与枯水期各取一个典型日进行运行模拟，获取无风电方案、随机采样方案、典型反调峰方案和理论反调峰方案下的电力电量平衡结果；

比对所述电力电量平衡结果，获取新能源并网对电力系统的运行方式影响结果。

本申请的实施例提供的技术方案可以包括以下有益效果：

本申请提供一种大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法，该方法主要包括针对新能源并网对电力系统的调峰需求分析、调频需求分析、备用需求分析以及运行方式的影响分析。通过新能源并网前后电力系统的峰谷差变化，能够有效评估新能源并网对电力系统的调峰需求，从而对后续分析风电规模在不同情景下的调峰需求及调峰能力提供理论依据。本申请根据风电出力波动和负荷水平波动，能够更加全面地评估新能源并网对电力系统的调频需求，而且本申请中风电出力波动和负荷水平波动的分析是分钟级波动特性，能够更加精确地评估风电并网对电力系统的调频需求。本申请根据负荷预测误差和风电预测误差评估新能源并网对电力系统的备用需求，能够有效减小新能源实际出力与预测出力的偏差，从而进一步提高新能源出力预测的精度，有利于提高大规模新能源并网对电力系统运行影响分析的可靠性。本申请还采用对比方案评估新能源并网对电力系统的运行方式影响，所选取的对比方案能够包括无风、风电实际场景、实际场景中的极端场景以及理论极端场景，所包括的应用场景比较全面，有利于提高大规模新能源并网对电力系统运行影响分析的准确性和可靠性。

应当理解的是，以上的一般描述和后文的细节描述仅是示例性和解释性的，并不能限制本申请。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本申请的实施例，并与说明书一起用于解释本申请的原理。

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例所提供的一种大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法的流程示意图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。

为了更好地理解本申请，下面结合附图来详细解释本申请的实施方式。

参见图1，图1为本申请实施例所提供的一种大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法的流程示意图。由图1可知，本实施例中大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法，主要包括如下过程：

s1：根据新能源并网前后电力系统的峰谷差变化，评估新能源并网对电力系统的调峰需求。

本实施例中的新能源主要包括风电能源，相比传统的发电方式，风力发电的出力具有显著的不确定性，当风速变化引起风电场功率变化时，需要随时调整系统中常规能源机组的出力，以满足系统负荷需求。对于电网而言，风电可视为负的负荷，当电网中风电出力增大时，需要降低电网中常规能源机组出力以保证电网电力平衡，当电网中风电出力减小时，需要升高常规能源机组出力平衡风电场出力的变化。

新能源并网后，会平衡电力系统一部分的负荷，新能源出力具有不确定性，例如：在极端情况下，新能源可能在全年最大负荷时出力为零，全年最小负荷时出力最大，因此，新能源并网后会加剧电力系统的调峰难度。电力系统的峰谷差是影响新能源并网空间的重要因素，同等的高峰负荷与系统调峰能力下，峰谷差越小，系统具备的新能源接纳能力越高，本实施例根据新能源并网前后电力系统的峰谷差变化，来评估新能源并网对电力系统的调峰需求，能够更加准确而有效地获取调峰需求评估结果。

具体地，步骤s1又包括如下步骤：

s11：根据全年范围内电力系统的负荷曲线，获取新能源并网后系统最大负荷与最小负荷的分布概率。

其中，步骤s11又包括如下过程：

s111：获取全年范围内净负荷的的持续负荷曲线。

净负荷可以通过原始负荷减去外送协议来获取。

s112：根据全年范围内净负荷与风电出力之差，获取等效负荷曲线。

s113：比对持续负荷曲线和等效负荷曲线，获取新能源并网后系统最大负荷与最小负荷的分布概率。

本实施例从时序角度，通过将净负荷减去风电出力，可以计算得到概率意义下电力系统的等效负荷曲线，通过比对持续负荷曲线和等效负荷曲线，能够分析概率意义下新能源并网后，电力系统最大负荷与最小负荷的变化情况。

s12：根据每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响，对风电出力模式进行分类。

除了峰谷差的大小能够影响新能源接纳能力以外，电力系统负荷峰、谷出现的时段与风电出力峰、谷的相关性，也是影响新能源接纳能力的重要因素，两者峰、谷出现的时段相关性越高，则具备越高的新能源接纳能力，两者峰、谷出现的时段相关性越低，则削弱新能源的接纳能力。

具体地，步骤s12又包括如下过程：

s121：如果每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为减小电力系统负荷峰谷差，且减小程度＞5％，定义为正调峰风电出力模式。

s122：如果每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为增大电力系统负荷峰谷差，且增大程度＞5％，定义为反调峰风电出力模式。

s123：如果每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为减小电力系统负荷峰谷差，且减小程度≤5％，或者，每日风电出力对电力系统负荷峰谷差的影响为增大电力系统负荷峰谷差，且增大程度≤5％，定义为平出力风电出力模式。

本实施例根据每日风电出力是削减电力系统负荷峰谷差效果还是加剧电力系统负荷峰谷差效果，以及加剧或削减的程度，将风电出力模式分为正调峰、平出力和反调峰三种情况，并以±5％为阈值，能够更加全面和准确地涵盖风电出力与电力系统负荷峰谷差之间的关系，从而有效提高新能源并网对电力系统调峰需求的评估结果的可靠性。

确定三种风电出力模式之后，执行步骤s13：按照风电出力模式，统计全年范围内每种风电出力模式出现的概率。

通过统计全年范围内三种风电出力模式出现的概率，能够获取概率意义下风电并网对电力系统峰谷差的影响。

继续参见图1可知，本实施例中大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法，还包括步骤s2：根据风电出力波动和负荷水平波动，评估新能源并网对电力系统的调频需求。

具体地，步骤s2又包括如下过程：

s21：根据风电分钟级波动特性，获取风电分钟级变化区间。

本实施例可以基于风电小时级波动与分点分钟级波动之间的关系，以及风电小时级波动特性，来评估风电分钟级波动特性和负荷分钟级波动特性。

本实施例按照风电出力分钟级波动呈正太分布，风电出力分钟级变化标准差σ占装机容量的比例为3％，风电最大出力变化的幅值ζ为风电分钟级出力变化标准差的7倍，约为20％，即ζ≈7σ，来计算风电分钟级波动对于系统调频容量的需求。

对于多个风电场的情形，假设第i个风电场的装机容量与分钟级出力变化标准差分别为ci与σi，假设多个风电场分钟级波动相互，则全部风电场的总出力分钟级变化标准差σσ为：

因此，根据每个风电场的装机容量，即可对风电场总分钟级出力变化标准差以及总分钟级最大出力进行计算，从而获取风电分钟级变化区间。

s22：根据负荷分钟级波动特性，获取负荷分钟级变化区间。

负荷分钟级变化幅度为负荷小时级变化幅度的1/15到负荷小时级变化幅度的1/40。本实施例按照负荷分钟级变化幅度为负荷小时级变化幅度的1/15来计算，且本实施例中负荷分钟级正负变化概率一致。通过对历史负荷小时级变化的统计，可得到历史负荷小时级的变化区间，本实施例取负荷分钟级变化为负荷小时级变化幅度的1/15，从而可以近似计算出负荷分钟级变化的区间。

s23：将风电分钟级变化区间的上下限与负荷分钟级变化的上下限分别相加，计算得出风电并网下电力系统的最大调频需求。

本实施例通过将风电分钟级变化区间的上下限与负荷分钟级变化的上下限分别相加，即刻获取极端情况下，等效负荷曲线的分钟级出力变化。

s24：根据负荷分钟级变化区间的上下限，确定无风电并网时电力系统的最大调频需求。

s25：比对风电并网下电力系统的最大调频需求和无风电并网时电力系统的最大调频需求，获取新能源并网对电力系统的调频需求变化。

继续参见图1可知，本实施中大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析方法，还包括步骤s3：根据负荷预测误差和风电预测误差，评估新能源并网对电力系统的备用需求。

具体地，步骤s3又包括如下过程：

s31：根据负荷预测误差以及设定的预测负荷，模拟生成时序对应的系统负荷预测误差。

本实施例假设负荷预测精度为98％，并设定负荷预测误差服从正态分布，根据给定的未来水平年的预测负荷，可以模拟生成时序对应的系统负荷预测误差。

s32：根据风电预测误差，利用随机微分方程模拟生成时序对应的风电模拟出力预测误差。

本实施例假设风电模拟出力的绝对误差为装机容量的15％，且风速误差服从正态分布，可以采用gopt软件，利用随机微分方程模拟生成时序对应的风电模拟出力预测误差。

s33：根据时序，将系统负荷预测误差和风电模拟出力预测误差对应相加，计算得出系统等效负荷预测误差。

通过将系统负荷预测误差和风电模拟出力预测误差对应相加，可以得到概率意义下系统等效负荷预测误差。

s34：根据系统等效负荷预测误差的置信度，计算当前置信度下风电并网后系统的正负备用最大需求。

假设系统正负备用分别取为平衡99％置信度下的预测偏差，可以计算得出风电并网后99％置信度下系统的正负备用最大需求。

系统的正负备用需求包括系统峰荷正备用需求和系统谷荷负备用需求。为保证电力系统安全运行，峰荷时刻需要预留正备用，谷荷时刻需要预留负备用，

针对系统水平年365天所有峰荷时刻，分别统计风电正调峰、反调峰以及所有风电场景三种模式下，风电在峰荷时刻的预测负误差，假设系统备用取为平衡99％置信度下的预测偏差，从而可计算出风电接入后，系统峰荷时刻所需增加的峰荷正备用容量；针对系统水平年365天所有谷荷时刻，分别统计风电正调峰、反调峰以及所有风电场景三种模式下，风电在谷荷时刻的预测正误差，假设系统备用取为平衡99％置信度下的预测偏差，从而可计算出风电接入后，系统谷荷时刻所需增加的谷荷负备用容量。

s35：根据系统负荷预测误差和置信度，计算当前置信度下无风电并网时系统的正负备用最大需求。

无风电并网时系统的正负备用最大需求计算原理，与步骤s34中相同，只是不考虑风电对电力系统的调峰影响，计算无风电接入时，系统峰荷时刻所需增加的峰荷正备用容量以及系统谷荷时刻所需增加的谷荷负备用容量即可。

s36：比对当前置信度下风电并网后系统的正负备用最大需求和当前置信度下无风电并网时系统的正负备用最大需求，获取新能源并网对电力系统的备用需求变化。

由以上步骤s31-s36可知，本实施例通过负荷预测误差和风电预测误差，评估新能源并网对电力系统的备用需求，能够有效应对新能源实际出力和预测出力的偏差，从而提高大规模新能源并网对电力系统运行影响分析的准确性，进而确保大规模新能源并网后电力系统能够正常运行。

s4：采用对比方案评估新能源并网对电力系统的运行方式影响。

新能源并网后，一方面会挤压其他电源的发电份额，降低常规能源的计划出力；另一方面又会增加系统的调峰需求与备用需求，影响发电计划的机组启停安排。本实施例通过评估新能源并网对电力系统的运行方式的影响，能够使得本实施例中大规模新能源并网对电力系统运行影响的分析更加全面，从而提高分析可靠性和准确性。

具体地，步骤s4又包括如下过程：

s41：根据风电出力场景，设置无风电方案、随机采样方案、典型反调峰方案和理论反调峰方案。

s42：分别在无风电方案、随机采样方案、典型反调峰方案和理论反调峰方案下，对丰水期与枯水期各取一个典型日进行运行模拟，获取无风电方案、随机采样方案、典型反调峰方案和理论反调峰方案下的电力电量平衡结果。

s43：比对电力电量平衡结果，获取新能源并网对电力系统的运行方式影响结果。

由以上步骤s41-s43可知，本实施例设置无风电方案、随机采样方案、典型反调峰方案和理论反调峰方案四个对比方案，分别对应不考虑风电出力、风电出力时序模拟抽样、选取基于风电时序模拟的典型反调峰、理论上风电极端反调峰四种风电出力场景。四个对比方案能够所涵盖的风电出力场景更加全面，能够从概率意义以及极端情况定量分析新能源并网对电力系统运行方式的影响，有利于提高大规模新能源并网对电力系统运行影响分析的可靠性。

以上所述仅是本申请的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本申请。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本申请的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本申请将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。