CN103699941A - 一种电力系统调度运行年方案的制定方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种电力系统调度运行年方案的制定方法，该方法包括以下步骤：I、对电网进行区域划分；II、根据各区域历史出力数据、年度风电电量预测值和负荷电量预测值确定年度风电电量和年度负荷电量的理论出力时间序列；III、建立电网内部的供热火电机组模型、非供热火电机组模型和风电电力电量平衡模块；IV、采用最优开机方式逐时段优化全年风电和火电的电力电量，确定含风电的电力系统调度运行年方案。该方法用于制定出考虑风电运行特性的年计划，此年计划对实际电力系统调度运行提供重要参考，帮助风电提高实际上网电力电量，最大程度利用风电。

Description

一种电力系统调度运行年方案的制定方法

技术领域

本发明涉及一种新能源发电的方法，具体讲涉及一种电力系统调度运行年方案的制定方法。

背景技术

电力系统是一个复杂的动态系统，其安全稳定运行本质上要求发电与负荷需求之间必须时刻保持平衡。电力系统如果不能进行有效控制而出现供需失衡，将影响负荷的可靠用电甚至可能引起系统大范围的事故。

由于“三北”地区系统调峰能力有限以及受电网送出能力约束的影响，风电“弃风”现象严重，风电实际上网电力电量与预测风电电量可能会产生较大偏差。为了最大限度提高风电上网电力电量，必须从年度、月度、日前、日内和实时多个时间尺度制定风电调度计划。其中，年度计划应以年度预测风电电量和历史风电出力时间序列为基础，采用时序仿真分析方法，分析全网各时段电力电量平衡，优化常规机组和风电运行方式，最终得到可纳入电力系统运行的计划电量；其计划时间尺度长，考虑了风电年度运行特性，可优化系统运行方式和检修安排，提高常规机组运行效益，对于优化风电管理、提高电力系统风电利用率有非常重要的指导作用，对区域电网和风电的建设也具有指导性意义。

因此，提供一种用于指导含风电的电力系统年度计划制定的完备方法具有重要意义。

发明内容

为克服上述现有技术的不足，本发明提供一种电力系统调度运行年方案的制定方法，该方法用于指导含风电的电力系统调度运行年度计划制定。该方法基于预测年度风电电量和历史风电出力时间序列，考虑长时间尺度风电出力序列的连贯性和风过程特性，最大可能模拟风电出力特性；基于非供热火电机组运行特性和供热火电机组“热电耦合”特性，考虑对不同类型火电机组的建模；综合考虑风力发电分布情况及电网结构，对电网进行区域划分；根据实际电网情况确定每个分区的风电装机容量、用电负荷、常规机组情况及各分区间的传输容量限制；建立含风电的电力系统年度计划模型，选取最优开机方式时序仿真优化风电和常规电源上网电力电量，最终得到全年可上网的风电电量和常规电源电量，制定出考虑风电运行特性的年计划。此年计划对实际电力系统调度运行提供重要参考，帮助风电提高实际上网电力电量，最大程度利用风电。

实现上述目的所采用的解决方案为：

一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其改进之处在于：所述方法包括以下步骤：

I、对电网进行区域划分；

II、根据各区域历史出力数据、年度风电电量预测值和负荷电量预测值确定年度风电电量和年度负荷电量的理论出力时间序列；

III、建立电网内部的供热火电机组模型、非供热火电机组模型和风电电力电量平衡模块；

IV、采用最优开机方式逐时段优化全年风电和火电的电力电量，确定含风电的电力系统调度运行年方案。

进一步的，所述步骤I包括：根据风电出力分布情况及电网结构对电网进行划分；电网的风电接纳情况如下式（1）

$P_N=\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{P}_w(t,n)---\left(1\right)$

式中，N为系统所有区域总数；n表示为某一区域；T表示调度时间的总长度；t为仿真时间步长；P_w(t,n)为第n个区域t时段的风电出力。

进一步的，所述步骤III中，根据电网调峰能力约束制约风电年度电力平衡，确定电网内部的供热火电机组模型、非供热火电机组模型。

进一步的，所述步骤III中，确定电网内多种类型火电机组模型包括根据下式（2）-（6）确定非供热火电机组模型，及根据下式（7）和式（8）确定供热火电机组模型，包括以下步骤：

根据下式（2）和式（3）确定机组优化功率爬坡率：

P_j(t+1)-P_j(t)≤ΔP_j,up  （2）

P_j(t)-P_j(t+1)≤ΔP_j,down  （3）

式中，j表示单台机组；ΔP_j,up、ΔP_j,down分别为第j台机组的上爬坡率和下爬坡率；

根据下式（4）确定机组出力：

X_j(t)·P_j,min≤P_j(t)≤X_j(t)·P_j,max  （4）

式中，j表示单台机组；P_j,min、P_j,max分别为机组的最小出力值和最大出力值；X_j为二进制变量，表示单台机组运行状态，1表示机组正在运行，0表示机组没有运行；

根据下式（5）和式（6）确定机组最小启停机时间：

Y_j(t)+Z_j(t+1)+Z_j(t+2)+...+Z_j(t+k)≤1  （5）

Z_j(t)+Y_j(t+1)+Y_j(t+2)+...+Y_j(t+k)≤1  （6）

式中，j表示单台机组；k表示最小启机或停机的时间步长，由机组最小启机或者最小停机时间参数决定；

Y_j为二进制变量，表示单台机组启动状态，1表示机组正在启动，0表示机组不在启动状态；

Z_j为二进制变量，表示单台机组停机状态，1表示机组正在停机，0表示机组不在停机状态；

根据下式（7）和式（8）确定供热机组供热期出力特性：

P_j,BY(t)＝C_j,b·H_j(t)  （7）

H_j(t)·C_j,b≤P_j,CQ(t)≤P_j,max-H_j(t)·C_j,v  （8）

式中，j表示单台机组；P_j,BY(t)为背压机组供热期出力；P_j,CQ(t)为抽气机组供热期出力；H_j(t)为t时段热负荷大小；C_j,b、C_j,v为供热机组热电耦合系数。

进一步的，所述步骤III中，根据实际电网情况确定各区域的风电装机容量、用电负荷、常规机组情况及各区域的传输容量限制，确定风电电力电量平衡模型。

进一步的，所述步骤III中，确定风电电力电量平衡模型包括以下步骤：

根据下式（9）确定区域间线路传输容量：

-L_i,max≤L_i≤L_i,max  （9）

式中，L_i为第i条传输线的输电功率；L_i,max和-L_i,max分别为第i条传输线传输容量上下限；

根据下式（10）确定各区域负荷平衡：

TP_all,n(t)+P_w,n(t)+L_i(t)＝P_l,n(t)  （10）

式中，TP_all,n(t)为第t时段n区域的所有常规机组的总功率之和，P_l,n(t)为第t时段n区域的电力负荷；

根据下式（11）确定系统正/负旋转备用容量：

$-\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TP}}_{j,\max }\·X_j\left(t\right)-C_{p_w}\left(t\right)\≤-P_l\left(t\right)-P_{\mathrm{re}}$

$\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TP}}_{j,\min }\·X_j\left(t\right)+C_{p_w}\left(t\right)\≤P_l\left(t\right)-N_{\mathrm{re}}---\left(11\right)$

式中，

为所有常规机组的总出力；C_pw为风力发电各时段的可信容量；P_l(t)为某个时段整个系统的负荷；P_re和N_re分别为正旋转备用和负旋转备用；

根据下式（12）确定区域风电出力：

$0\≤P_{w,n}\left(t\right)\≤P_{w,n}^{*}\left(t\right)---\left(12\right)$

式中，P_w,n为正旋转备用和负旋转备用；

为考虑风电运行特性的风电出力时间序列。

进一步的，所述步骤III，将各时段风力发电可信容量纳入常规机组开机容量计算范畴，减小其开机容量，平衡风电电力。

进一步的，所述步骤V包括：采用年度风电电力3天滚动优化平衡开机方式逐时段优化全年风电和火电的上网电力电量，确定含风电的电力系统调度运行年方案。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

（1）本发明的方法充分考虑了区域风电年度运行特性和负荷出力特性，科学合理的将风电纳入到了电网年度计划安排中，有效制定出电网可接纳的风电上网电力电量。

（2）本发明的方法更好的表征风电出力变化特性，在考虑年度风电电力平衡问题时更加全面，更加符合电力系统实际运行，本文采用全年时序生产模拟仿真方法。

（3）本发明的方法制定年度计划充分考虑制约风电电力平衡的两个约束：电网结构约束和电网调峰能力约束，模型的建立完备。

（4）本发明的方法综合考虑风力发电分布情况及电网结构，对电网进行划分。在考虑电网拓扑和面临的运行问题区域原则下，根据实际电网情况确定每个区域的风电装机容量、用电负荷、常规机组情况及各区域间的传输容量限制。将一个大电网按区域划分为几个小型电网计算的建模思想，不仅能够显著提高模型计算效率，而且能够反应出电网实际运行情况。

（5）本发明的方法制定年度计划重点考虑不同类型火电机组的运行特性，特别是充分考虑供热机组“热电耦合性”，对不同类型供热机组进行建模。

（6）本发明的方法可以对风电和火电进行协调优化，对网内机组按不同季节进行调度；可以为风电年度运行方式、产业发展规划及电网建设规划提供参考依据；以风电场多发电为原则，增加系统运行的经济性与节能减排效益；考虑了电网运行的限电因素，可保证风电计划的科学性和合理性。

附图说明

图1为电力系统调度运行年方案制定方法的流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。

如图1所示，图1为电力系统调度运行年方案制定方法的流程图；电力系统调度运行年方案制定方法，基于预测年度风电电量和历史风电出力时间序列，考虑长时间尺度风电出力序列的连贯性和风过程特性，最大可能模拟风电出力特性；基于非供热火电机组运行特性和供热火电机组“热电耦合”特性，考虑对不同类型火电机组的建模；综合考虑风力发电分布情况及电网结构，对电网进行区域划分；根据实际电网情况确定每个区域的风电装机容量、用电负荷、常规机组情况及各区域间的传输容量限制；建立含风电的电力系统年度计划模型，选取最优开机方式时序仿真优化风电和常规电源上网电力电量，最终得到全年可上网的风电电量和常规电源电量，制定出考虑风电运行特性的年方案。此年方案对实际电力系统调度运行提供重要参考，帮助风电提高实际上网电力电量，最大程度利用风电。

电力系统调度运行年方案制定方法包括以下步骤：

步骤一、对电网进行区域划分。

年度计划的制定综合考虑风力发电分布情况及电网结构，对电网进行区域划分。

制定考虑风电运行特性和电网约束的电网调度运行年度计划的方法，将风电纳入年度计划安排，从而可以合理安排常规电源的调度，以提高系统消纳风电的能力。

电力系统接纳风电出力的目标函数为：

$P_N=\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{P}_w(t,n)---\left(1\right)$

其中：N为系统所有区域总数；n表示为某一区域；T表示调度时间的总长度；t为仿真时间步长；P_w(t,n)为第n个区域t时段的风电出力。

步骤二、根据各区域历史出力数据、年度风电电量预测值和负荷电量预测值确定年度风电电量和年度负荷电量的理论出力时间序列。

年度计划的制定基于全网年度风电预测电量、历史风电出力时间序列、年度负荷预测电量和历史负荷出力时间序列。

划分区域后，获取各区域1年度风电电力和年度负荷电量；结合区域1年的历史数据，对各区域1年度风电出力和负荷出力进行建模；获取各区域1年度风电出力和负荷出力的理论处理时序。

步骤三、建立电网内部的供热火电机组模型、非供热火电机组模型和风电电力电量平衡模块。

S301、考虑到电网调峰能力约束制约风电年度电力平衡，对全网多种类型火电机组进行建模，如下式（2）-（6）建立非供热火电机组模型，如下式（7）和式（8）建立供热火电机组模型，其常规机组约束条件可表达为：

P_j(t+1)-P_j(t)≤ΔP_j,up  （2）

P_j(t)-P_j(t+1)≤ΔP_j,down  （3）

X_j(t)·P_j,min≤P_j(t)≤X_j(t)·P_j,max  （4）

Y_j(t)+Z_j(t+1)+Z_j(t+2)+...+Z_j(t+k)≤1  （5）

Z_j(t)+Y_j(t+1)+Y_j(t+2)+...+Y_j(t+k)≤1  （6）

P_j,BY(t)＝C_j,b·H_j(t)  （7）

H_j(t)·C_j,b≤P_j,CQ(t)≤P_j,max-H_j(t)·C_j,v  （8）

上述式中：式（2）和式（3）为火电机组优化功率爬坡率约束；式（4）为火电机组出力约束；式（5）为和式（6）为火电机组最小启停机时间约束；式（7）和式（8）为供热火电机组供热期出力特性约束。

其中，j表示单台机组；ΔP_j,up、ΔP_j,down分别为第j台机组的上爬坡率和下爬坡率；P_j,min、P_j,max分别为机组的最小出力值和最大出力值；X_j为二进制变量，表示单台机组运行状态，1表示机组正在运行，0表示机组没有运行；k由机组最小启机或者最小停机时间参数决定，其反映了最小启机或停机的时间步长；Y_j为二进制变量，表示单台机组启动状态，1表示机组正在启动，0表示机组不在启动状态；Z_j也为二进制变量，表示单台机组停机状态，1表示机组正在停机，0表示机组不在停机状态；H_j(t)为t时段热负荷大小；C_j,b、C_j,v为供热机组热电耦合系数。

S302、根据实际电网情况确定每个区域的风电装机容量、用电负荷、常规机组情况及各区域间的传输容量限制，并建立年度风电电力平衡模型。其系统约束条件为：

-L_i,max≤L_i≤L_i,max  （9）

TP_all,n(t)+P_w,n(t)+L_i(t)＝P_l,n(t)  （10）

$-\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TP}}_{j,\max }\·X_j\left(t\right)-C_{p_w}\left(t\right)\≤-P_l\left(t\right)-P_{\mathrm{re}}$

$\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TP}}_{j,\min }\·X_j\left(t\right)+C_{p_w}\left(t\right)\≤P_l\left(t\right)-N_{\mathrm{re}}---\left(11\right)$

$0\≤P_{w,n}\left(t\right)\≤P_{w,n}^{*}\left(t\right)---\left(12\right)$

上述式中：式（9）为区域间线路传输容量约束；式（10）为区域负荷平衡约束；式（11）为系统正/负旋转备用容量约束；式（12）为区域风电出力约束。

其中，L_i为第i条传输线的输电功率；而L_i,max和-L_i,max分别为第i条传输线传输容量上下限；TP_all,n(t)第t时段n区域的所有常规机组的总功率之和，P_l,n(t)则表示第t时段n区域的电力负荷；P_re和N_re分别为正旋转备用和负旋转备用，P_l(t)为某个时段整个系统的负荷，C_px为风力发电各时段的可信容量；将各时段风力发电作为可信容量，纳入常规机组开机容量计算范畴，减小其开机容量，能够更好的平衡风电电力；

为考虑风电运行特性的风电出力时间序列。

步骤四、根据上述模型，采用最优开机方式逐时段优化全年风电和火电上网电力电量，制定出考虑风电特性和电网约束的年度电力电量计划。针对现有的三种开机方式，根据反复测定，年度风电电力3天滚动优化平衡开机方式在本发明方法中效果最优。

三种开机方式的名称：年度风电电力逐周（52周）优化平衡、年度风电电力3天滚动（滚动365次，3天联合优化）优化平衡、年度风电电力7天滚动（滚动365次，7天联合优化）优化平衡。

三种开机方式中最优的开机为：年度风电电力3天滚动（滚动365次，3天联合优化）优化平衡。

三种开机方式具体过程分别如下：

方式1，年度逐周优化模型：考虑未来7天的负荷和风电出力，每次制定一周(7天)的火电机组开机方式及出力，该周优化完成后，将该周的优化信息提取并保存，传递到下一周，作为下一周的优化初始值，依次优化52周。

方式2，年度滚动优化模型（3天联合优化）：滚动考虑未来3天的负荷和风电出力进行优化，优化结果用来制定该周期第1天的电网运行方式，并将该天机组信息传递到下一周期，作为优化的初始值，滚动更新计算365次。

方式3，年度滚动优化模型（7天联合优化）：滚动考虑未来7天的负荷和风电出力进行优化，优化结果用来制定该周期第1天的电网运行方式，并将该天机组信息传递到下一周期，作为优化的初始值，滚动更新计算365次。

本发明的实施例，以某省级电网进行了风电年度电力平衡研究。该省风电占总装机的14.6%，火电占84.2%，风电占最大负荷的23.7%。全省负荷日最大峰谷差出现在第328天，为1322MW。火电机的调峰能力为其装机容量的40%，供热期热电机组出力在其装机容量的70%-85%之间。系统备用容量选取网内最大一台火电机组的容量，即为1000MW。该省供热期为每年的10月25日至次年4月15日。

由于研究区域内部分风电送出受电网断面输送极限约束，因此，按照电网运行约束分区原则下，本文将该省网系统分为区域1，区域2，区域3三个区域。其中，三个分区的用电负荷特性见表1，分别占全网负荷的比例为96%、3.5%、0.5%；风电场分布情况见表2，三个分区的风电装机容量占全网风电装机容量比例分别为59.82%，12.81%，27.37%；统调机组分布情况见表3-5。区域1到区域2和区域3的传输容量极限分别为432MW和216MW；区域2与区域3之间没有联络线。

表1 3个区域负荷特性表

区域	最高负荷/(MW)	最低负荷/(MW)	占全网比例/%
				1	10960.42	5184.378	96
2	371.377	159.486	3.5
				3	65.537	28.145	0.5

表2 3个区域风电装机情况表

区域	风电装机容量/(MW)	占全网风电装机容量的比例/%
			1	1612.7	59.82
2	345.2	12.81
			3	738	27.37

表3 实际系统中凝气式机组数据表

表4 实际系统中背压式机组数据表

表5 实际系统中抽气式机组数据表

采用传统的典型日分析方法，挑取负荷峰谷差最大的一天作为典型日进行计算，进而再推算全年电力电量平衡结果。与本方法的时序仿真法的优化结果进行比较，结果如表6所示。

表6 时序仿真法与典型日分析法计算结果对比分析表

基于典型日提出的调度方式，是考虑在最严重情况下风电的平衡情况。如果将其用作指导全年的风电调度方式，计算结果必将偏于保守。另外，基于时序仿真的风电年度电力平衡方法较之典型日分析法更能体现出风电的年度特性，更适合实际电力系统调度。

对本发明提出的含风电的电力系统年度计划制定方法进一步进行分析，获得其供热期电力分布和非供热期电力分布；采用本文所提出的年度风电平衡的方法，供热机组在供热期内几乎均保持其最小出力运行，给风电平衡让出了最大的接纳空间，保证了模型的最优性。将供热期电力分布和非供热期电力分布对比可知，由于非供热期供热机组调峰能力的增强，系统在非供热期的风电平衡能力要强于供热期。根据此模型，可以对网内机组按不同季节进行规划和调度运行。

各区域风电平衡总量、弃风量以及风电的限电率如表7所示。

表7 3个区域风电消纳总量、弃风总量、限电率表

区域	风电平衡总电量/(MWh)	弃风总量/(MWh)	风电限电率/%
				1	2087795.4	1086.6	0.05
2	778494.0	1157.0	0.15
				3	1090603.6	422199.7	27.90
全省	3956893	424443.3	9.69

由表7可知，区域1和区域2可平衡较多的风电，而区域3的限电率高达27.90%，该省网的新能源限电量基本都来源于此地区。分析算例数据可知，区域3只有2台330MW机组，最大负荷只有65.5MW，且外送传输容量极限仅216MW，而该地区风电总装机容量多达738MW，这是造成风电被限的主要原因。所以，从风电规划的角度讲，在大规模发展风力发电的同时，需提前对电网建设和布局做好规划。

本发明提出的方法具有普适性，不同地区的年度风电调度计划，可根据自身的电网结构、风电分布和电力系统运行约束，进行模型匹配获得。

最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。

Claims (8)

1.一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：

I、对电网进行区域划分；

II、根据各区域历史出力数据、年度风电电量预测值和负荷电量预测值确定年度风电电量和年度负荷电量的理论出力时间序列；

III、建立电网内部的供热火电机组模型、非供热火电机组模型和风电电力电量平衡模块；

IV、采用最优开机方式逐时段优化全年风电和火电的上网电力电量，确定含风电的电力系统调度运行年方案。

2.如权利要求1所述的一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述步骤I包括：根据风力发电分布情况及电网结构对电网进行划分；电网的风电接纳情况如下式（1）

$P_N=\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}{P}_w(t,n)---\left(1\right)$

式中，N为系统所有区域总数；n表示为某一区域；T表示调度时间的总长度；t为仿真时间步长；P_w(t,n)为第n个区域t时段的风电出力。

3.如权利要求1所述的一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述步骤III中，根据电网调峰能力约束制约风电年度电力平衡，确定电网内部的供热火电机组模型、非供热火电机组模型。

4.如权利要求3所述的一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述步骤III中，确定电网内多种类型火电机组模型包括根据下式（2）-（6）确定非供热火电机组模型，及根据下式（7）和式（8）确定供热火电机组模型，包括以下步骤：

根据下式（2）和式（3）确定机组优化功率爬坡率：

P_j(t+1)-P_j(t)≤ΔP_j,up  （2）

P_j(t)-P_j(t+1)≤ΔP_j,down  （3）

式中，j表示单台机组；ΔP_j,up、ΔP_j,down分别为第j台机组的上爬坡率和下爬坡率；

根据下式（4）确定机组出力：

X_j(t)·P_j,min≤P_j(t)≤X_j(t)·P_j,max  （4）

式中，j表示单台机组；P_j,min、P_j,max分别为机组的最小出力值和最大出力值；X_j为二进制变量，表示单台机组运行状态，1表示机组正在运行，0表示机组没有运行；

根据下式（5）和式（6）确定机组最小启停机时间：

Y_j(t)+Z_j(t+1)+Z_j(t+2)+...+Z_j(t+k)≤1  （5）

Z_j(t)+Y_j(t+1)+Y_j(t+2)+...+Y_j(t+k)≤1  （6）

式中，j表示单台机组；k表示最小启机或停机的时间步长，由机组最小启机或者最小停机时间参数决定；

Y_j为二进制变量，表示单台机组启动状态，1表示机组正在启动，0表示机组不在启动状态；

Z_j为二进制变量，表示单台机组停机状态，1表示机组正在停机，0表示机组不在停机状态；

根据下式（7）和式（8）确定供热机组供热期出力特性：

P_j,BY(t)＝C_j,b·H_j(t)  （7）

H_j(t)·C_j,b≤P_j,CQ(t)≤P_j,max-H_j(t)·C_j,v  （8）

式中，j表示单台机组；P_j,BY(t)为背压机组供热期出力；P_j,CQ(t)为抽气机组供热期出力；H_j(t)为t时段热负荷大小；C_j,b、C_j,v为供热机组热电耦合系数。

5.如权利要求1所述的一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述步骤III中，根据实际电网情况确定各区域的风电装机容量、用电负荷、常规机组情况及各区域的传输容量限制，确定风电电力电量平衡模型。

6.如权利要求5所述的一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述步骤III中，确定风电电力电量平衡模型包括以下步骤：

根据下式（9）确定区域间线路传输容量：

-L_i,max≤L_i≤L_i,max  （9）

式中，L_i为第i条传输线的输电功率；L_i,max和-L_i,max分别为第i条传输线传输容量上下限；

根据下式（10）确定各区域负荷平衡：

TP_all,n(t)+P_w,n(t)+L_i(t)＝P_l,n(t)  （10）

式中，TP_all,n(t)为第t时段n区域的所有常规机组的总功率之和，P_l,n(t)为第t时段n区域的电力负荷；

根据下式（11）确定系统正/负旋转备用容量：

$-\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TP}}_{j,\max }\·X_j\left(t\right)-C_{p_w}\left(t\right)\≤-P_l\left(t\right)-P_{\mathrm{re}}$

$\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{TP}}_{j,\min }\·X_j\left(t\right)+C_{p_w}\left(t\right)\≤P_l\left(t\right)-N_{\mathrm{re}}---\left(11\right)$

式中，

为所有常规机组的总出力；C_pw为风力发电各时段的可信容量；P_l(t)为某个时段整个系统的负荷；P_re和N_re分别为正旋转备用和负旋转备用；

根据下式（12）确定区域风电出力：

$0\≤P_{w,n}\left(t\right)\≤P_{w,n}^{*}\left(t\right)---\left(12\right)$

式中，P_w,n为正旋转备用和负旋转备用；

为考虑风电运行特性的风电出力时间序列。

7.如权利要求1所述的一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述步骤III，将各时段风力发电可信容量纳入常规机组开机容量计算范畴，减小其开机容量，平衡风电电力。

8.如权利要求1所述的一种电力系统调度运行年方案的制定方法，其特征在于：所述步骤V包括：采用年度风电电力3天滚动优化平衡开机方式逐时段优化全年风电和火电的上网电力电量，确定含风电的电力系统调度运行年方案。

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