CN102479350A - 一种基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法，包括输入模块，电源规划模块，本地及跨区调峰能力配置模块，调频校验模块，判断处理模块和输出模块。其将新能源发电规划纳入常规电源的电力规划，形成考虑新能源大规模并网的电力规划分析系统，充分考虑了新能源的反调峰特性、随机性和间歇性，以社会总成本最小为目标，得到包括新能源在内的电源结构和跨区电力流，有效避免了新能源大规模开发后的并网和消纳困难问题。

Description

一种基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法

技术领域

本发明涉及一种能源技术领域，特别是涉及一种基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法。

背景技术

发展新能源对增加我国能源供应、调整能源结构、减少环境污染、应对气候变化和实现可持续发展等具有重要意义，是解决我国能源供应问题的必然选择，同时也是落实科学发展观，促进环境友好型社会建设的重要举措。

各地方政府在组织编制新能源开发规划时，主要依照当地新能源资源情况确定新能源发电的规划规模和建设时序，导致地方规划新能源发电装机规模时缺乏电力系统整体考虑，易出现新能源大规模并网和消纳困难等一系列问题。例如，风电等新能源发电一般具有随机性、间歇性和反调峰特性，而受电源调节能力和跨区输电能力不足的制约，当新能源大规模并网时，将导致新能源难以有效消纳。

发明内容

本发明的目的在于提供一种基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法，其有效地将各种新能源发电与其它电源、电网统一分析处理，显著解决了新能源并网的消纳困难问题。

为实现本发明目的而提供的一种基于新能源大规模并网的电力分析处理系统，包括输入模块，电源规划模块，本地及跨区调峰能力配置模块，调频校验模块，判断处理模块和输出模块；

其中：

所述输入模块，用于输入分析所需参数；

所述常规电源规划模块，用于根据所述输入模块输入的数据，估算出满足约束条件下，全社会总成本最小时电源规划初步方案；

所述本地及跨区调峰能力配置模块，用于根据所述常规电源规划模块给出的电源规划初步方案，结合新能源发电出力特性，调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，分析得到新能源消纳方向和规模；

所述调频校验模块，用于根据所述本地及跨区调峰能力配置模块给出的开机组合和检修计划、新能源消纳布局和规模，通过调频分析和其它运行分析，校核修正新能源消纳布局和规模；

所述判断处理模块，用于根据所述调频校验模块校核修正后的新能源消纳布局和规模，调整电网新能源开发规模，并判断其收敛误差，若大于一预设定值，则更新新能源开发规模时序，转入所述常规电源规划模块，继续优化分析，否则转入所述输出模块；

所述输出模块，用于输出最终所需结果。

较优地，所述输入模块所输入的参数包括新能源发电初始装机规模容量X₀，以及开发时序、布局、规划地区、规划周期、各类常规电源电厂、输电线和燃料参数；

所述燃料参数包括含碳量、含硫量、含灰量、燃料价格和供应量。

较优地，输出模块根据电网负荷特性、电源结构、跨区输电曲线形状，计算各新能源基地本地消纳规模和跨区消纳规模，并输出各种分析结果，包括新能源开发和消纳规模、方向、时序、方式、电网电源结构、布局、规模、时序，以及各种技术经济指标，得到最终结果并输出。

为实现本发明目的还提供一种基于新能源大规模并网的电力分析处理方法，包括下列步骤：

步骤A，输入分析所需参数；

步骤B，根据输入的数据，估算出满足约束条件下，全社会总成本最小时电源规划初步方案；

步骤C，根据电源规划，结合新能源发电出力特性，调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，分析得到新能源消纳方向和规模；

步骤D，根据新能源消纳方向和规模，通过调频分析和其它运行分析，校核修正新能源消纳布局和规模；

步骤E，根据调频校验模块校核修正后的新能源消纳布局和规模，调整电网新能源开发规模，并判断其收敛误差，若大于一预设定值，则更新新能源开发规模时序，转入步骤B继续优化分析，否则进入步骤F；

步骤F，输出最终所需结果。

本发明的有益效果是：本发明的基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法，结合新能源发电出力特性以及现有电网的调峰调频能力实际情况，得到新能源的装机布局和规模及与外送通道容量合理的匹配关系，使得新能源能够合理有效地并网，显著解决了新能源并网的消纳问题，使得电力供应的总成本最小化。

附图说明

图1是本发明实施例基于新能源大规模并网的电力分析处理系统结构示意图；

图2是本发明实施例基于新能源大规模并网的电力分析处理方法流程图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明的基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

如图1所示，作为一种可实施方式，本发明实施例的基于新能源大规模并网的电力分析处理系统，包括输入模块，电源规划模块，本地及跨区调峰能力配置模块，调频校验模块，判断处理模块和输出模块；

其中，输入模块1，用于输入分析所需参数；

输入模块1输入新能源初始装机规模容量X₀及分析处理需要的各种数据，包括新能源(如风能)发电初始装机规模容量X₀，以及时序、布局、规划地区、规划周期、各类常规电源、输电线和燃料等参数。

其中，各类新能源涉及的参数除初始装机规模容量X₀外，还包括新能源发电的投产年、投资、燃料、费用和新能源发电效率等参数。

其中，燃料参数涉及的详细参数包括含碳量、含硫量、含灰量、燃料价格和供应量等参数。

常规电源规划模块2，用于根据输入模块1输入的数据，估算出满足约束条件下，全社会总成本最小时电源规划初步方案；

常规电源规划模块2根据输入模块输入的各种数据，以全社会总成本(指发电与跨区输电全社会总成本)最小为目标，估算并优化常规电源结构、布局、规模、时序，给出各种技术经济指标和规划目标值。

本地及跨区调峰能力配置模块3，用于根据常规电源规划模块2给出的电源规划初步方案，结合新能源发电出力特性，调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，分析得到新能源消纳布局和规模

本地及跨区调峰能力配置模块3结合机组检修计划、开机组合、电网调峰约束和各种运行约束条件，结合新能源发电出力特性，分析各种典型运行方式下的电网调峰平衡和典型日24小时电力平衡等分析数据，并通过调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，估算出未来各水平年各月典型日电网新能源消纳布局和规模

调频校验模块4，用于根据本地及跨区调峰能力配置模块3给出的新能源消纳方向和规模通过调频分析和其它运行分析，校核修正新能源消纳规模

调频校验模块4根据多种典型负荷曲线、电网检修计划和开机组合，选择电网调频困难时段，分析电网连续稳态运行状况，匹配调频容量需求和调频能力，从调频和其它运行分析角度校验未来各水平年各月典型日电网新能源消纳布局和规模

判断处理模块5，用于根据调频校验模块4校核修正后的新能源消纳布局和规模调整电网新能源开发布局和规模X，并判断其收敛误差，若大于一预设定值，则更新新能源开发布局和规模时序X₀，转入常规电源规划模块2，继续优化分析，否则转入输出模块6。

判断处理模块5根据各水平年各月典型日电网新能源消纳布局和规模

修正各水平年电网新能源开发布局和规模X，并判断新能源开发规模的收敛误差，包括规划期总量误差和各年最大误差。

输出模块6，用于输出最终所需结果。

输出模块6根据电网负荷特性、电源结构、跨区输电曲线形状，计算各新能源基地本地消纳规模和跨区消纳规模，并输出各种分析结果，包括新能源开发和消纳规模、方向、时序、方式、电网电源结构、布局、规模、时序，以及各种技术经济指标，得到最终结果并输出。

作为一种可实施方式，本发明实施例的基于新能源大规模并网的电力分析处理系统，输入模块1输入分析所需参数；常规电源规划模块2根据输入模块输入的数据，估算出满足约束条件下，全社会总成本最小时电源规划初步方案；本地及跨区调峰能力配置模块3根据常规电源规划模块给出的电源规划初步方案，结合新能源发电出力特性，调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，给出新能源消纳方向和规模调频校验模块4根据本地及跨区调峰能力配置模块3给出的新能源消纳方向和规模

通过调频分析和其它运行分析，校核修正新能源消纳布局和规模

判断处理模块5根据调频校验模块4校核修正后的新能源消纳布局和规模

调整电网新能源开发布局和规模X，并判断其收敛误差，若大于一预设定值，则更新新能源开发布局和规模时序X₀，转入常规电源规划模块2，继续优化分析，否则转入输出模块6；输出模块6输出最终所需结果。

下面以风力发电并入电网为例，详细说明本发明的新能源大规模并网的电力规划优化处理方法，如图2所示，包括下列步骤：

步骤S100，输入分析所需参数；

本发明实施例中，作为一种可实施方式，根据风电初始布局和装机规模容量X₀，输入分析处理需要的各种数据，以配置优化所要达到的目标；

步骤S200，根据输入的数据，估算出满足约束条件下，全社会总成本最小时电源规划初步方案；

根据目标函数和输入的各种数据，得到优化后的电网电源结构、布局、规模、时序和各种技术经济指标；

作为一种可实施方式，以社会总体成本(指发电与跨区输电全社会总成本)最小为原则，以式(1)目标函数，根据输入各种数据，在满足约束条件下，得到目标值最优时的电网电源结构、布局、规模、时序和各种技术经济指标：

$\min \underset{z\∈Z}{\mathrm{\Σ}}\underset{i=1}{\overset{R}{\mathrm{\Σ}}}[\underset{t\∈\mathrm{Type}}{\mathrm{\Σ}}(C_{\mathrm{old},t,i,z}-C_{\mathrm{out},t,i,z}+C_{\mathrm{new},t,i,z})\·H_{t,i,z}\·P_{t,i,z}\·{(1+\mathrm{\γ})}^{-y_i}$

$+\underset{k\∈T_{i,Z}}{\mathrm{\Σ}}{C}_{k,i,Z}\·H_{k,i,Z}\·P_{k,i,Z}\·{(1+\mathrm{\γ})}^{-y_i}+{\mathrm{\Φ}}_{i,Z}\·{(1+\mathrm{\γ})}^{-y_i}]---\left(1\right)$

其中，Type表示电源类型。

R表示规划周期总数，即进行电力电量平衡分析的时间间隔。

C_{old，t，i，z}为子区域z中在规划期初i上，已实际投产的t类型电源的装机容量。

C_{out，t，i，z}为子区域z中，在第i周期规划年上与规划期初相比，退役的t类型电源总装机。

C_{new，t，i，z}为子区域z中，已规划在第i周期规划年之前投产、但在规划期初尚未实际投产的i类型电源的总装机。

H_t，i，z为子区域z中，t类型电源装机在第i周期规划年上的利用小时数，此值经生产模拟后得到。

P_t，i，z为子区域z中t类型电源在第i年的单位电量全社会成本，包括平均上网电价(考虑发电燃料及其运输成本的变化、启停运行费用)、发电环境污染物排放的外部成本等。此值经生产模拟后得到。

γ为折现率，通常在8％左右。

y_i表示第i个周期的第一年与规划期初之间的时间距离。

T_i，z表示子区域z第i个周期与区外互联线路的集合。

C_k，i，z为子区域z与外区互联的线路k在第i周期规划年上的最大传输容量，若C_k，i，z由区内送至区外则为负值，否则为正值。

H_k，i，z为子区域z与外区互联的线路k在第i周期规划年上的最大传输容量利用小时数。

P_k，i，z表示子区域z通过线路k在第i年输送单位电量的全社会成本，即上网电价(送出端)或落地电价(接受端)，其中输电价测算时考虑满足环境标准带来的成本增加。

Φ_i，Z表示子区域z在第i周期规划年上的电网不供电量损失。

约束条件包括：

1)电力平衡约束

本地最高负荷(含备用容量)＝本地装机容量+净受入电力(即受入区外电力-向区外送出电力)。

2)电量平衡约束

本地电量需求＝本地发电电量+净受入电量(即受入区外电量-向区外送出电量)。

3)煤炭平衡约束

本地发电用煤≤本地煤炭生产+区外送入煤炭-向区外输送煤炭-本地其他行业用煤-本地煤炭库存增量。

4)环境约束

各地区发电排放污染物总量≤当地允许排放量。

步骤S300，根据电源规划初步方案，结合新能源发电出力特性，调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，分析得到新能源消纳方向和规模

根据常规电源的结构、布局、规模、时序，分析满足电网调峰盈余T_F下的风电消纳方向和规模

较佳地，作为一种可实施方式，步骤S300包括下列步骤：

步骤S310，初始化新增加到电网中的风电布局和装机容量X＝0；

步骤S320，根据检修计划、各典型日开机组合、24小时逐点电力平衡等分析数据，计算满足约束条件下，电网调峰盈余T_F；

本地调峰容量盈余T_F(含备用容量)＝本地装机的调峰能力(不含风电)+受入区外电力的调峰能力-向区外送出电力的调峰需求-本地风电反调峰容量；

约束条件包括：

1)机组检修约束

包括水电机组检修周期和检修能力约束；火电机组检修能力和检修的连续性约束；电网及各分区火电检修容量的上、下限约束等等。

2)常规运行约束

电网及各分区逐月典型日24小时电力平衡约束。分区间联络线最大输送容量约束。各电站工作出力不超过其上、下限的约束，如火电、核电和调峰电站的最小技术出力约束和装机容量约束，水电站预想出力和强迫出力约束，抽水蓄能电站装机容量约束以及以机组为单位抽水蓄能约束，抽水蓄能电站日抽水、发电平衡约束等等。

步骤S330，判断调峰盈余是否小于0；如果是，则进入步骤S370；否则，进入步骤S340；

步骤S340，增加风电布局和装机容量ΔX，使得风电布局和装机容量X＝原X+ΔX；

步骤S350，减少电网中火力电能容量W₁×ΔX，其中W₁为风电有效容量系数，即负荷高峰时的风电出力系数，统计值在5％左右；

步骤S360，重新分析计算电网的调峰盈余T_F＝原T_F-C_F*W₁*ΔX-(W₂-W₁)*ΔX，其中，C_F为煤电调峰能力系数，统计值在50％左右，W₂为负荷低谷时的风电出力系数，统计值在70％左右，返回步骤S330。

步骤S370，判断跨区输电对侧电网调峰是否盈余；如果是，则保持跨区输电量不变，调整跨区输电曲线，返回步骤S310；否则，则转步骤S400。

步骤S400，根据新能源消纳方向和规模

通过调频分析和其它运行分析，校核修正新能源消纳布局和规模

根据并网运行的检修计划、各典型日开机组合等分析数据，进行连续稳态运行分析，校核修正风电并网运行后整个电网的风电消纳能力。

步骤S500，根据调频校验模块校核修正后的新能源消纳布局和规模

调整电网新能源开发布局和规模X，并判断其收敛误差，若大于一预设定值，则更新新能源开发布局和规模时序X₀，转入步骤S200继续优化分析，否则进入步骤S600；

根据调频校验模块校核修正后的优化的新能源开发布局和规模，判断新增加的新能源开发布局和规模是否符合电网各种运行要求，并进行处理得到优化后的新能源开发布局和规模。

所述步骤S500包括下列步骤：

判断新的风电布局和装机容量X与初始布局和装机容量X₀的向量距离是否小于参数ε，即判断|X-X₀|＜ε；如果不是，则将新的风电布局和装机容量X作为风电初始布局和装机容量X₀，返回步骤S200，重新优化处理；否则，得到风电装机布局和规模X及本地和跨区风电消纳规模，进入步骤S600。

步骤S600，输出最终所需结果。

根据电网负荷特性、电源结构、跨区输电曲线形状，计算各新能源基地本地消纳规模和跨区消纳规模，并输出各种分析结果，包括新能源开发和消纳规模、方向、时序、方式、电网电源结构、布局、规模、时序，以及各种技术经济指标，得到最终结果并输出。

应当说明的是，本发明实施例同样适用于其他不同类型的新能源，如太阳能、潮汐能等大规模并网的电力规划分析，其优化处理的过程如步骤S100～S600相同，因此，在本发明实施例中不再一一详细描述。

本发明将新能源发电规划纳入常规电源的电力规划体系，形成考虑新能源大规模并网的电力规划分析系统，充分考虑了新能源的反调峰特性、随机性和间歇性，以社会总成本最小为目标，得到包括新能源在内的电源布局结构和跨区电力流，有效避免了新能源大规模开发后的并网和消纳困难问题。

本发明实施例的基于新能源大规模并网的电力分析处理系统和方法，结合新能源发电的出力特性以及现有电网的调峰调频能力实际情况，得到新能源的装机布局与规模及与外送通道容量合理的匹配关系，使得各种新能源发电能有效地并网，显著解决了新能源并网的消纳困难问题，使得电力供应的总成本最小化。

最后应当说明的是，很显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型。

Claims (10)

1.一种基于新能源大规模并网的电力分析处理系统，其特征在于，包括输入模块，电源规划模块，本地及跨区调峰能力配置模块，调频校验模块，判断处理模块和输出模块；

其中：

所述输入模块，用于输入分析所需参数；

所述常规电源规划模块，用于根据所述输入模块输入的数据，估算出满足约束条件下，全社会总成本最小时电源规划初步方案；

所述本地及跨区调峰能力配置模块，用于根据所述常规电源规划模块给出的电源规划初步方案，结合新能源发电出力特性，调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，分析得到新能源消纳方向和规模；

所述调频校验模块，用于根据所述常规电源规划模块和所述本地及跨区调峰能力配置模块给出的电源规划初步方案和新能源消纳方向和规模，通过调频分析和其它运行分析，校核修正新能源消纳方向和规模；

所述判断处理模块，用于根据所述调频校验模块校核修正后的新能源消纳方向和规模，调整电网新能源开发布局和规模，并判断其收敛误差，若大于一预设定值，则更新新能源开发布局规模时序，转入所述常规电源规划模块，继续优化分析，否则转入所述输出模块；

所述输出模块，用于输出最终所需结果。

2.根据权利要求1所述的分析处理系统，其特征在于，所述输入模块所输入的参数包括新能源发电初始装机规模容量X₀，以及时序、布局、规划地区、规划周期、各类常规电源电厂、输电线和燃料参数；

所述燃料参数包括含碳量、含硫量、含灰量、燃料价格和供应量。

3.根据权利要求1或2所述的分析处理系统，其特征在于，输出模块根据电网负荷特性、电源结构、跨区输电曲线形状计算各新能源基地本地消纳规模和跨区消纳规模，并输出各种分析结果，包括新能源开发和消纳规模、方向、时序、方式、电网电源结构、布局、规模、时序，以及各种技术经济指标，得到最终结果并输出。

4.一种基于新能源大规模并网的电力分析处理方法，其特征在于，包括下列步骤：

步骤A，输入分析所需参数；

步骤B，根据输入的数据，估算出满足约束条件下，全社会总成本最小时电源规划初步方案；

步骤C，根据电源规划初步方案，结合新能源发电出力特性，调整跨区输电曲线形状，合理配置跨区调峰能力，分析得到新能源消纳方向和规模；

步骤D，根据电源规划初步方案和新能源消纳方向和规模，通过调频分析，校核修正新能源消纳方向和规模；

步骤E，根据调频校验模块校核修正后的新能源消纳方向和规模，调整电网新能源开发布局和规模，并判断其收敛误差，若大于一预设定值，则更新新能源开发布局和规模时序，转入步骤B继续优化分析，否则进入步骤F；

步骤F，输出最终所需结果。

5.根据权利要求4所述的分析处理方法，其特征在于，所述步骤B包括下列步骤：

以社会总体成本最小为原则，以下式为目标函数，根据输入各种数据，在满足约束条件下，得到目标值最优时的电网电源结构、布局、规模、时序和各种技术经济指标：

$\min \underset{z\∈Z}{\mathrm{\Σ}}\underset{i=1}{\overset{R}{\mathrm{\Σ}}}[\underset{t\∈\mathrm{Type}}{\mathrm{\Σ}}(C_{\mathrm{old},t,i,z}-C_{\mathrm{out},t,i,z}+C_{\mathrm{new},t,i,z})\·H_{t,i,z}\·P_{t,i,z}\·{(1+\mathrm{\γ})}^{-y_i}$

$+\underset{k\∈T_{i,Z}}{\mathrm{\Σ}}{C}_{k,i,Z}\·H_{k,i,Z}\·P_{k,i,Z}\·{(1+\mathrm{\γ})}^{-y_i}+{\mathrm{\Φ}}_{i,Z}\·{(1+\mathrm{\γ})}^{-y_i}]$

其中，Type表示电源类型；

R表示规划周期总数，即进行电力电量平衡分析的时间间隔；

C_{old，t，i，z}为子区域z中在规划期初i上，已实际投产的t类型电源的装机容量；

C_{out，t，i，z}为子区域z中，在第i周期规划年上与规划期初相比，退役的t类型电源总装机；

C_{new，t，i，z}为子区域z中，已规划在第i周期规划年之前投产、但在规划期初尚未实际投产的t类型电源的总装机；

H_t，i，z为子区域z中，t类型电源装机在第i周期规划年上的利用小时数；

P_t，i，z为子区域z中t类型电源在第i年的单位电量全社会成本，包括平均上网电价、发电环境污染物排放的外部成本；

γ为折现率；

y_i表示第i个周期的第一年与规划期初之间的时间距离；

T_i，z表示子区域z第i个周期与区外互联线路的集合；

C_k，i，z为子区域z与外区互联的线路k在第i周期规划年上的最大传输容量，若C_k，i，z由区内送至区外则为负值，否则为正值；

H_k，i，z为子区域z与外区互联的线路k在第i周期规划年上的最大传输容量利用小时数；

P_k，i，z表示子区域z通过线路k在第i年输送单位电量的全社会成本，即上网电价或落地电价；

Φ_i，Z表示子区域z在第i周期规划年上的电网不供电量损失；

约束条件包括：

1)电力平衡约束

本地最高负荷(含备用容量)＝本地装机容量+净受入电力；

2)电量平衡约束

本地电量需求＝本地发电电量+净受入电量；

3)煤炭平衡约束

本地发电用煤≤本地煤炭生产+区外送入煤炭-向区外输送煤炭-本地其他行业用煤-本地煤炭库存增量；

4)环境约束

各地区发电排放污染物总量≤当地允许排放量。

6.根据权利要求5所述的分析处理方法，其特征在于，所述步骤C包括下列步骤：

步骤A1，初始化新增加到电网中的风电布局和装机容量X＝0；

步骤A2，根据检修计划、各典型日开机组合、24小时逐点电力平衡等分析数据，计算满足约束条件下，电网调峰盈余T_F；

步骤A3，判断调峰盈余是否小于0；如果是，则进入步骤A7；否则，进入步骤A4；

步骤A4，增加风电装机容量ΔX，使得风电布局和装机容量X＝原X+ΔX；

步骤A5，减少电网中火电容量W₁×ΔX，其中W₁为风电有效容量系数，即负荷高峰时的风电出力系数；

步骤A6，重新分析计算电网的调峰盈余T_F＝原T_F-C_F*W₁*ΔX-(W₂-W₁)*ΔX，其中，C_F为煤电调峰能力系数，W₂为负荷低谷时的风电出力系数，通常在70％左右，返回步骤A3。

步骤A7，判断跨区输电对侧电网调峰是否盈余；如果是，则保持跨区输电量不变，调整跨区输电曲线，返回步骤A1；否则，则转步骤D。

7.根据权利要求6所述的分析处理方法，其特征在于，所述步骤A2中，计算满足约束条件下，电网调峰盈余T_F，具体为：

本地调峰容量盈余T_F＝本地装机的调峰能力+受入区外电力的调峰能力-向区外送出电力的调峰需求-本地风电反调峰容量；

其中，本地装机的调峰能力为不包括新能源装机的部分；

约束条件包括：

1)机组检修约束

包括水电机组检修周期和检修能力约束；火电机组检修能力和检修的连续性约束；电网及各分区火电检修容量的上、下限约束；

2)常规运行约束

电网及各分区逐月典型日24小时电力平衡约束；分区间联络线最大输送容量约束；各电站工作出力不超过其上、下限的约束。

8.根据权利要求6所述的分析处理方法，其特征在于，所述步骤A5中，所述负荷高峰时的风电出力系数统计值为5％；所述步骤A6中，所述煤电调峰能力系数统计值为50％，所述负荷低谷时的风电出力系数统计值为70％。

9.根据权利要求8所述的分析处理方法，其特征在于，所述步骤E包括下列步骤：

判断新的风电布局和装机容量X与初始布局和装机容量X₀的向量距离是否小于参数ε，即判断|X-X₀|＜ε；如果不是，则将新的风电布局和装机容量X作为风电初始布局和装机容量X₀，返回步骤B，重新优化处理；否则，得到风电布局和装机容量X及本地和跨区风电消纳规模，进入步骤F。

10.根据权利要求9所述的分析处理方法，其特征在于，所述步骤F包括下列步骤：

根据电网负荷特性、电源结构、跨区输电曲线形状计算各新能源基地本地消纳规模和跨区消纳规模，并输出各种分析结果，包括新能源开发和消纳规模、方向、时序、方式、电网电源结构、布局、规模、时序，以及各种技术经济指标，得到最终结果并输出。

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