一种全清洁能源电力系统的日调峰平衡优化方法与流程

本发明涉及电力系统规划领域，特别是一种全清洁能源电力系统的日调峰平衡优化方法。

背景技术：

1、

2、目前关于传统电力系统的日调峰方法主要是基于水-火联合电力系统考虑，以传统火电机组作为调节资源对其他电源与负荷的平衡结果进行二次平衡，以满足全系统的调峰需求，该平衡方法需基于火电机组灵活的调峰特性基础上开展。随着西藏地区火电机组全面退出电力系统，传统典型方式下的电力平衡方法已难以适应全清洁能源系统的多能联合规划场景需求，亟需提出一套适用于无火电机组的全清洁能源电力系统调峰平衡方法，目前在这方面的研究很少，还未形成一套行之有效的分析方法。

3、cn116644932a-一种考虑日调峰的水风光长期互补调度计划制定方法的方案中，以典型日余荷平均距平绝对值最小为优化目标，保证水电在对风光的调节作用前提下，满足调峰需求。该方法仅以调峰技术指标为优化目标，未考虑实际电网的投资建设经济性需求，同时缺少对于系统安全稳定的约束边界，使得难以应用全清洁能源系统的日调峰平衡分析工作中。

技术实现思路

1、针对现有技术中存在的问题，本发明提供了一种全清洁能源电力系统的日调峰平衡优化方法，在全清洁能源电力系统的日调峰分析中，解决如何充分利用水电库容、储能电站等调峰资源满足风光发电和负荷不确定性的平衡需求，同时满足系统安全稳定运行的问题。具体以全系统运行经济效益、系统新增投资规模为优化目标，同时满足日内各时段电力供需平衡和电网安全稳定的约束，给出最优的日调峰平衡方案，并应用于西藏地区全清洁能源电力系统的日调峰平衡分析，解决西藏地区电力规划领域的重要难题。

2、本发明的目的通过以下技术方案实现。

3、一种全清洁能源电力系统的日调峰平衡优化方法，包括以下步骤：

4、1)输入基础性数据，所述基础性数据包括日负荷曲线、各类电源出力特性曲线基础性计算数据；

5、2)确定调峰平衡优化目标，并输入调峰平衡优化目标相关参数；

6、3)确定水电厂及水电机组的约束条件，并输入水电厂及水电机组约束参数；

7、4)确定光伏电站的约束条件，并输入光伏电站约束参数；

8、5)确定储能电站的约束条件，并输入储能电站约束参数；

9、6)确定光热电站的约束条件，并输入光热电站约束参数；

10、7)确定联络通道功率的约束条件，并输入联络通道约束参数；

11、8)确定系统平衡约束：各时刻电源出力与负荷实时平衡；

12、9)确定电力电子化率约束，并输入电力电子化率约束系数；

13、10)调峰平衡分析模型求解。

14、进一步的，选择以新建光伏电站、储能电站项目的建设投资最小为平衡优化目标，如式(1)：

15、min f ＝∑(cpvppv+cbatpbath)          (1)

16、式中：cpv为光伏电站单位容量投资成本；ppv为需规划建设的光伏电站装机容量；cbat为储能电站单位容量投资成本；pbat为需规划建设的储能电站装机容量；h为需规划建设的储能电站充放电时间。

17、进一步的，对于径流式水电站，需考虑水电机组出力约束、机组爬坡率约束，如式(2)和(3)：

18、ph,t ≤ phmax                (2)

19、| ph,t+1 - ph,t |≤ δph           (3)

20、式中：ph,t为t时刻水电机组出力；phmax为水电机组出力上限；δph为水电机组出力功率变化约束值。

21、对于配有水库库容的水电站，还需考虑水电站库容电量约束，如式(4)和(5)：

22、qhmin ≤ qh,t ≤ qhmax        (4)

23、qh,t+1- qh,t ＝ ∑ch,t             (5)

24、式中：qh,t为t时刻水电站等效库容电量；qhmin为水电站等效库容电量下限值；qhmax为水电站等效库容电量上限值；ch,t为t时段水电站内各水电机组蓄水/放水电量。

25、进一步的，对于光伏电站，需考虑光伏电站出力上限约束，及光照能力约束，如式(6)和(7)：

26、ppv,t ≤ ppvmax                (6)

27、ppv,t ≤ ppv,t,max               (7)

28、式中：ppv,t为t时刻光伏电站出力；ppvmax为光伏电站装机容量；ppv,t,max为t时刻受光照资源约束的光伏电站出力上限值。

29、进一步的，储能电站需考虑出力约束及蓄电池电量状态约束两个方面，同时还需考虑充放电效率的影响，具体表示如式(8)-(10)：

30、pc,t ≤ pcmax                (8)

31、qcmin ≤ qc,t ≤ qcmax       (9)

32、qc,t+1- qc,t ＝ ∑kc,tcc,t          (10)

33、式中：pc,t为t时刻储能电站出力；pcmax为储能电站装机容量；qc,t为t时刻储能电站剩余电量；qcmin为储能电站剩余电量下限值；qcmax为储能电站剩余电量上限值；cc,t为储能电站充/放电量；kc,t为储能电站充放电效率系数；

34、当cc,t大于0为充电状态，kc,t为小于1的效率系数，当cc,t小于0为放电状态，kc,t值取1。

35、进一步的，光热电站出力特性受限于光照能力、容量限制，同时需要考虑储热设施的等效储电量约束，具体表示如式(11)-(14)：

36、pph,t ≤ pphmax               (11)

37、pph,t ≤ pph,t,max              (12)

38、qphmin ≤ qph,t ≤ qphmax      (13)

39、qph,t+1- qph,t ＝ ∑cph,t           (14)

40、式中：pph,t为t时刻光热电站出力；pphmax为光热电站发电机容量；qph,t为t时刻光热电站储热设施等效剩余电量；qphmin为光热电站储热设施等效剩余电量下限值；qphmax为光热电站储热设施等效剩余电量上限值；cph,t为t时段光热电站蓄热/放热电量。

41、进一步的，联络通道功率应满足通道容量约束及功率变化约束，具体表示如式(15)和(16)：

42、| pl,t |≤ plmax                (15)

43、| pl,t+1 - pl,t |≤ δpl            (16)

44、式中：pl,t为t时刻联络通道功率；plmax为联络通道功率上限；δpl为联络通道功率变化约束值。

45、进一步的，不考虑系统损耗情况下，水电、光伏、光热、储能电站与联络通道功率之和应与负荷实时平衡，具体表示如式(17)：

46、∑ph,t +∑ppv,t +∑pc,t +∑pph,t +∑pl,t ＝ pload,t  (17)

47、式中：pload,t为t时刻实时负荷值。

48、进一步的，为考虑系统安全稳定约束，引入电力电子化率作为稳定约束因子，在系统平衡任意时刻，限制电源电力电子化率不超过允许值，具体表示如式(18)：

49、∑ppv,t+∑pc,t≤kdldzpload,t   (18)

50、式中：kdldz为电力电子化率约束系数。

51、进一步的，采用lingo或者cplex求解器进行求解得出最优平衡方案。

52、相比于现有技术，本发明的优点在于：本发明可有效解决西藏地区无火电机组支撑的电力系统调峰难题。通过设置本发明方法中的电力电子化率指标边界，能够得出全清洁能源电力系统的调峰平衡方案，满足西藏地区约360万千瓦的电力负荷需求、满足约169万千瓦装机容量的风、光新能源消纳需求，同时实现全区电力系统各时刻惯量机组容量占比50％以上，满足安全稳定运行需求。