CN104156887A - 一种基于电网约束的区域新能源开发规模及布局分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种基于电网约束的区域新能源开发规模及布局分析方法，该方法建立基于电力系统生产模拟的区域新能源开发模型，建立新能源消纳水平衡量指标，优化考虑安全约束的常规电源开机组合，开展电力系统生产模拟研究，在连续时间序列上分析新能源开发规模、新能源电量消纳及常规电源运行情况，在此基础上进行基于静态电压稳定的敏感度分析，提出风电开发规模容量分配研究方法，优化区域电网新能源开发布局。该发明完善了新能源并网消纳研究方法体系，为大规模新能源开发规划提供了技术支撑。

Description

一种基于电网约束的区域新能源开发规模及布局分析方法

技术领域

本发明涉及一种新能源发电技术中的新能源规划领域的方法，具体讲涉及一种基于电网约束的区域新能源开发规模及布局分析方法。

背景技术

目前针对电力系统调度所基于时序的生产模拟广泛用于电力电量平衡和安排发电生产计划。基于时序的生产模拟是指在给定的负荷条件下，模拟各发电机组的运行状况，并计算发电系统生产费用的一种时序仿真方法。将系统负荷、新能源发电出力看作随时间变化的时间序列，能够计及时序变化特性。系统负荷与机组出力之间的平衡关系看作产品与需求间的供需平衡关系，在这种约束下优化目标函数，得到最优指标。时序生产模拟对发电系统的运行和决策都起着重要作用，其中短时间尺度的生产模拟一般为几个到几十个小时不等，可以优化系统运行方式，为调度部门提供合理的发电计划，提高新能源接纳能力，消纳更多的新能源电量；长时间尺度的生产模拟是数月或数年，模拟不同的装机规模、电网架构等条件下新能源生产情况，为新能源产业发展规划及电网建设规划提供参考依据。

静态电压稳定性计算一般采用实用算法，计算的结果通常表现为P-V曲线形式。P-V分析是一种静态电压稳定分析的工具，它通过建立节点电压和一个地区负荷或输电断面潮流之间的关系曲线，指示地区负荷或断面功率水平导致整个系统临近电压崩溃的程度。电压崩溃的特征是，随着传输到一个区域功率的增加，这个区域的电压分布将变得越来越低，直至达到崩溃点。在常规电力系统应用P-V曲线分析电压稳定性问题时，P通常表示某区域的总负荷，也可代表系统传输断面或者是区域联络线上的传输功率，V则代表关键节点的电压。

现有的新能源开发规模及布局分析方法没有结合资源特性和场地可用性以及稳定性校验确定新能源开发布局，因此亟需一种解决上述问题的新能源开发规模及布局分析方法。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种基于电网约束的区域新能源开发规模及布局分析方法，该方法首先通过建立的含大规模新能源并网的电力系统时序生产模拟计算模型，开展新能源接纳能力评估，确定新能源发电的开发规模；在此基础上基于静态电压稳定分析，从网架约束角度开展新能源发电规模接入敏感度分析，结合资源特性和场地可用性以及稳定性校验确定新能源开发布局。该发明完善了新能源并网消纳研究方法体系，为大规模新能源开发规划提供了技术支撑。

本发明的目的是采用下述技术方案实现的：

本发明提供一种基于电网约束的区域新能源开发布局分析方法，其改进之处在于，所述分析方法包括下述步骤：

(1)确定区域电网新能源开发规模；

(2)确定区域电网新能源布局分配。

进一步地，所述步骤(1)包括下述子步骤：

<1>建立新能源发电系统运行目标函数；

<2>建立电力系统运行约束条件；

<3>计算电力系统时序生产，评估新能源接纳能力；

<4>校验新能源运行指标是否满足规划要求。

进一步地，所述步骤<1>中，按式1)所示的接纳以风电、光伏新能源发电量消纳最大化为目标的新能源：

$\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_N(t,n)---1);$

其中，N表示系统所有分区总数，T表示调度时间的总长度，如式2)所示的第n个分区t时段的新能源出力P_N(t,n)：

P_N(t,n)＝P_w(t,n)+P_V(t,n)        2)；

其中，P_w(t,n)和P_V(t,n)分别为第n个分区t时段的风电和光伏发电出力。

进一步地，所述步骤<2>中，约束条件包括爬坡特性与出力限值约束、机组启停特性约束、联络线送电能力约和系统备用容量约束；

①所述爬坡特性与出力限值约束包括：

常规机组包括的凝气式火电机组NQ、背压式火电机组BY、抽气式火电机组CQ及水库式水电机组SK，其发电总功率用TP(t,j)表示，其中j表示机组的编号；发电总功率的上下限及其爬坡特性的约束如式3)～式5)所示，式6)则给出四类发电机组总功率的表达式：

0≤P(t,j)≤[TP_max(j)-TP_min(j)]·x(t,j)      3)；

P_j(t+1)-P_j(t)≤ΔP_j,up       4)；

P_j(t)-P_j(t+1)≤ΔP_j,down        5)；

TP(t,j)＝TP_min(t,j)·x(t,j)+P(t,j)        6)；

其中，TP_max(j)和TP_min(j)分别为第j台机组的出力上限和出力下限，ΔP_j,up和ΔP_j,down分别为第j台机组的向上和向下爬坡率；x(t,j)表示t时段时第j台机组的运行状态，0表示机组已停机，1则表示机组正在运行；P_j(t+1)表示第j台机组t+1时段的发电出力；P_j(t)表示第j台机组t时段的发电出力；

水库式水电机组的特征是库存容量大，根据电力系统负荷水平自由调节；水库式水电厂按库容的大小进行日、周、年或多年调节，在调节周期内，除了受机组容量限制外，也考虑库存水量的限制，按下式7)约束调节周期内的总发电量：

TP_j(t)+TP_j(t+1)+...TP_j(t+k)≤Hyd_j，max         7)；

-TP_j(t)-TP_j(t+1)-...TP_j(t+k)≤Hyd_j，min

式中，Hyd_j,max和Hyd_j,min分别为调节周期内水电机组发电量上限和下限，k由水电机组发电量约束周期参数决定；TP_j(t)和TP_j(t+k)分别为第j台水电机组第t时段和第t+k时段的出力；

②机组启停特性约束包括：

下式8)示出了机组状态变量x，y，z的机组启停机运行状态逻辑约束：

$\left\{\begin{array}{c}{x}_j\left(t\right)-x_j(t-1)-y_j\left(t\right)+z_j\left(t\right)=0\\ -x_j\left(t\right)-x_j(t-1)+y_j\left(t\right)\&le;0\\ x_j\left(t\right)+x_j(t-1)+y_j\left(t\right)\&le;2\\ -x_j\left(t\right)-x_j(t-1)+z_j\left(t\right)\&le;0\\ x_j\left(t\right)+x_j(t-1)+z_j\left(t\right)\&le;2\end{array}\right.---8);$

式8)表示：当x由0变为1时，y＝1，z＝0；当x由1变为0时，y＝0，z＝1；该表达式8)首先表示：任意机组从t-1到t时的状态发生变化时，x之差为1，则必然出现启机或停机动作，y或z等于1，x之差减去y或z必等于0，同理，x之差为0也满足条件，式子左边也取0；其次表示：启机参数y的值取决与t-1到t时，机组运行状态的改变，状态不变时，y取0，状态改变时，y取0停机，或取1启机；因此，y的值必定小于t-1和t时x值之和；再者表示：y的值与t-1和t时x值之和必定小于2；再一表示：z作为停机参数，其取值的规律和y类似，用第二个式子中的解释；第五个式子与第三个式子的规律相同；

下式9)和10)分别示出了机组的最小启机时间及最小停机时间：

0≤y(t)+z(t+1)+z(t+2)+...+z(t+k)≤1        9)

0≤z(t)+y(t+1)+y(t+2)+...+y(t+k)≤1         10)；

式中，k由机组最小启机或停机时间参数决定，其反映最小启机或停机的时间步长；y(t)和z(t)分别为第j台机组t时段的启动状态和停机状态，对于y，0表示不在启动状态，1表示正在启动；对于z，0表示不在停机状态，1表示正在停机；y(t)和z(t)均表示一次停机或启机持续时间步长的动作状态，不表示启机或停机的过程；式8)和式9)示出了：当机组在t时刻开始启机或停机后的t～t+k个时间段内，不允许机组再出现停机或启机的动作；

③联络线送电能力约束包括：

下式11)表示区域间的传输容量约束：

-L_i,max≤L_i≤L_i,max        11)；

式11)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限和下限；考虑区域间传输功率，电力负荷平衡以区域为单位分区平衡，该平衡方程由下式表示：

TP_all,n(t)+P_N,n(t)+L(t)＝P_l,n(t)      12)；

式中，TP_all,n(t)和P_N,n(t)分别表示第t时段n区域的所有发电机组的总功率之和与所有新能源发电功率；L(t)为该区域与外区域净功率交换值，P_l,n(t)表示第t时段n区域的电力负荷；

④系统备用容量约束包括：定义电力系统的正负备用两个常量P_re和N_re，并按下式13)备用约束发电机组的出力：

$-\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{j,\max }\&CenterDot;x_j\left(t\right)-C_{P_w}\left(t\right)\&le;-P_l\left(t\right)-P_{\mathrm{re}}$

$\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{j,\min }\&CenterDot;x_j\left(t\right)+C_{P_w}\left(t\right)\&le;P_l\left(t\right)-N_{\mathrm{re}}---13);$

式中，P_re和N_re分别为正负旋转备用，P_l(t)为电力系统负荷，C_pw为新能源发电可信容量。

进一步地，所述步骤<3>中，模拟计算含大规模新能源的电力系统时序生产，得到常规电源运行指标、新能源运行指标并予以分析，新能源接纳能力的评估包括：

常规电源运行指标包括利用小时数、启停次数、启停费用、平均负荷率和备用率；新能源运行指标包括利用小时数、发电量和弃风/弃光率；校验各项指标是否满足电力规划的目标要求中的经济性、可靠性和安全性要求。

进一步地，所述步骤<4>中，根据区域能源利用规划，判断各项运行指标是否合理，是否满足规划要求；若已满足，计算结束，否则，调整新能源规划后重新进行电力系统时序生产模拟计算；最后确定新能源接入位置。

进一步地，所述步骤(2)包括下述步骤：

A、确定新能源接入变电站的P-V曲线，进而确定电压变化率；

B、绘制电压灵敏度P-L曲线，确定新能源接入能量增幅；

C、确定区域电网新能源可接入变电站的接纳能力比例；

D、按照接纳能力比例分配区域电网新能源接入总量。

进一步地，所述步骤A中，在新能源接入处计算功率电压P-V，绘制P-V曲线，得到随着新能源出力变化而变化的电压离散值(V₀，V₁，V₂……)。

进一步地，所述步骤B中，根据电压离散值(V₀，V₁，V₂……)，确定电压变化率(L₁，L₂，L₃……)，电压变化率的大小，反映新能源接入对区域电网电压变化的影响，通过功率P值和电压变化率L值绘制新能源出力-电压变化率P-L曲线；

按下式14)计算电压变化率(L₁，L₂，L₃……)：，

L₁＝(V₀-V₁)/V₀*100％

L₂＝(V₀-V₂)/V₀*100％            14)；

L₃＝(V₀-V₃)/V₀*100％

......

当新能源接入引起节点电压呈单调递减，且选取电压变化率L_N，计算区域电网中节点可接入新能源容量的增幅；P-L曲线上L_N对应的功率P_N和曲线过零点对应的功率P₀之差定义为新能源出力增幅，新能源出力增幅反映新能源出力与节点电压之间的变化联系；N＝1、2、3、......；

第i个地区的第j个节点处可接入新能源容量的增幅如下式所示：

P_Z(i,j)＝P_N(i,j)-P₀(i,j)         15)；

第i个区域电网可接入新能源容量增幅累计值为：

$P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)=\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---16);$

得出区域电网I个地区子电网的可接入新能源容量增幅累计值：

$P_Z=\underset{i}{\mathrm{\&Sigma;}}\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---17).$

进一步地，所述步骤C中，区域电网内多个节点可接纳新能源容量的增幅比值为节点的新能源可接入变电站的接纳能力比例；

第i个地区子电网及其第j个节点的接纳能力比例为：

$K_I\left(i\right)=P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)/P_Z=\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)/\underset{i}{\mathrm{\&Sigma;}}\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---18);$

$K_{\mathrm{IJ}}(i,j)=P_Z(i,j)/P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)=P_Z(i,j)/\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---19).$

进一步地，所述步骤D中，按照区域电网新能源接入总量接纳能力比例进行分配，即得出区域电网内各节点新能源接入容量；

区域电网新能源接入规划总量为P_w，则得到区域电网内各地区子电网的新能源布局，即第i个子电网及其第j个节点的新能源接入量分别为：

P_Iw(i)＝K_I(i)·P_w        20)；

P_IJw(i,j)＝K_IJ(i,j)·P_Iw(i)＝K_IJ(i,j)·K_I(i)·P_w     21)；

其中：K_IJ(i,j)表示第i个地区子电网第j个节点的接纳能力比例；

对各节点接入新能源后的暂态稳定性进行校验，若稳定，计算结束；若不稳定，按照0.1％的步长下调电压变化率L_N，如果电压变化率L_N＝2.5％时仍不满足稳定性校验，则判定节点无法接入新能源，节点所分配的新能源容量按照比例分配给其它节点。

与现有技术比，本发明达到的有益效果是：

本发明提供的一种区域电网新能源开发规模及布局分析方法，建立基于电力系统生产模拟的区域新能源开发模型，建立新能源消纳水平衡量指标，优化考虑安全约束的常规电源开机组合，开展电力系统生产模拟研究，在连续时间序列上分析新能源开发规模、新能源电量消纳及常规电源运行情况。在此基础上基于静态电压稳定分析，从网架约束角度开展新能源发电规模接入敏感度分析，结合资源特性和场地可用性以及稳定性校验确定新能源开发布局。该发明完善了新能源并网消纳研究方法体系，为大规模新能源开发规划提供了技术支撑。

附图说明

图1是本发明提供的基于电网约束的区域新能源开发规模及布局分析方法流程图；

图2(a)是本发明提供的P-V曲线示意图；

图2(b)是本发明提供的P-L曲线示意图；

图3是本发明提供的新能源接入区域电网示意图；

图4是本发明提供的火电机组开机容量示意图；

图5是本发明提供的新能源限电率柱状图；

图6是本发明提供的新能源限电量及负荷关系示意图；

图7是本发明提供的各类型机组负荷率示意图；

图8是本发明提供的电源平均负荷利用率示意图；

图9是本发明提供的新能源限电比例和限电率示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。

本发明提供的基于电网约束的区域新能源开发规模及布局分析方法流程图如图1所示，包括下述步骤：

(1)确定区域电网新能源开发规模；

(2)基于静态电压敏感度分析的区域电网新能源布局分配。

第(1)步中包括下述子步骤：

<1>建立含大规模新能源发电的系统运行目标函数。为解决新能源接纳问题，实现接纳最多的新能源，需要建立数学优化问题进行求解。数学建模主要包括变量的设计和方程的确定两个部分。数学模型中的变量需要涉及实际系统中的各类机组及其相关特性，而方程则用于建立各个变量之间的物理联系和数学关系。

新能源接纳以风电、光伏等新能源发电量消纳最大化为目标，即各区域所有时段新能源功率总和最大，其目标函数如下式所示：

$\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_N(t,n)---1);$

其中，N表示系统所有分区总数，T表示调度时间的总长度，P_N(t,n)为第n个分区t时段的新能源出力，由风电和光伏发电出力构成，如下式所示，

P_N(t,n)＝P_w(t,n)+P_V(t,n)       2)；

其中，P_w(t,n)和P_V(t,n)分别为第n个分区t时段的风电和光伏发电出力；

<2>建立电力系统运行约束条件。约束条件包括爬坡特性与出力限值约束、机组启停特性约束、联络线送电能力约束、系统备用容量约束等。

①爬坡特性与出力限值约束包括：

常规机组包括凝气式火电机组(NQ)、背压式火电机组(BY)、抽气式火电机组(CQ)及水库式水电机组(SK)，其发电总功率用TP(t,j)表示，其中j表示机组的编号；式3)～式5)分别对该优化功率的上下限及其爬坡特性进行约束，式6)则给出四类发电机组总功率的表达式：

0≤P(t,j)≤[TP_max(j)-TP_min(j)]·x(t,j)        3)；

P_j(t+1)-P_j(t)≤ΔP_j,up          4)；

P_j(t)-P_j(t+1)≤ΔP_j,down          5)；

TP(t,j)＝TP_min(t,j)·x(t,j)+P(t,j)          6)；

其中，TP_max(j)和TP_min(j)分别为第j台机组的出力上限和出力下限，ΔP_j,up和ΔP_j,down分别为第j台机组的向上和向下爬坡率；x(t,j)表示第j台机组t时段的运行状态，0表示机组已停机，1则表示机组正在运行；P_j(t+1)表示第j台机组t+1时段的发电出力；P_j(t)表示第j台机组t时段的发电出力；

水库式水电机组的主要特征是库存容量很大，可以根据电力系统负荷水平自由调节。水库式水电厂可按库容的大小进行日、周、年或多年调节，在其调节周期内，除了受机组容量限制外，也需要考虑库存水量的限制，即在调节周期内其总的发电量需要由式7)来约束：

TP_j(t)+TP_j(t+1)+...TP_j(t+k)≤Hyd_j,max       7)；

-TP_j(t)-TP_j(t+1)-...TP_j(t+k)≤Hyd_j,min

式中，Hyd_j,max和Hyd_j,min分别为调节周期内水电机组发电量上限和下限，k由水电机组发电量约束周期参数决定；TP_j(t)和TP_j(t+k)分别为第j台水电机组第t时段和第t+k时段的出力。

②机组启停特性约束包括：

机组三个关键状态变量x，y，z的机组启停机运行状态逻辑约束由表达式组8)表示：

$\left\{\begin{array}{c}{x}_j\left(t\right)-x_j(t-1)-y_j\left(t\right)+z_j\left(t\right)=0\\ -x_j\left(t\right)-x_j(t-1)+y_j\left(t\right)\&le;0\\ x_j\left(t\right)+x_j(t-1)+y_j\left(t\right)\&le;2\\ -x_j\left(t\right)-x_j(t-1)+z_j\left(t\right)\&le;0\\ x_j\left(t\right)+x_j(t-1)+z_j\left(t\right)\&le;2\end{array}\right.---8);$

表达式组8)的规则如下：当x的状态发生变化时，y和z中将有一个取得1的值，即，当x由0变为1时，y＝1，z＝0；当x由1变为0时，y＝0，z＝1；该表达式组的第一个式子解释为：任意机组从t-1到t时的状态发生变化时，x之差为1，则必然出现启机或停机动作，y或z等于1，x之差减去y或z必等于0，同理，x之差为0也满足条件，式子左边也取0；第二个式子解释为：启机参数y的值取决与t-1到t时，机组运行状态的改变，状态不变时，y取0，状态改变时，y取0停机，或取1启机；因此，y的值必定小于t-1和t时x值之和；第三个式子解释为：y的值与t-1和t时x值之和必定小于2；第四个式子解释为：z作为停机参数，其取值的规律和y类似，用第二个式子中的解释；第五个式子与第三个式子的规律相同；

机组的最小启机时间及最小停机时间分别下述表达式表示：

0≤y(t)+z(t+1)+z(t+2)+...+z(t+k)≤1        9)

0≤z(t)+y(t+1)+y(t+2)+...+y(t+k)≤1       10)；

式中，k由机组最小启机或停机时间参数决定，其反映最小启机或停机的时间步长；y(t)和z(t)分别为第j台机组t时段的启动状态和停机状态，对于y，0表示不在启动状态，1表示正在启动；对于z，0表示不在停机状态，1表示正在停机；y(t)和z(t)均表示动作状态，即停机或启机能持续一个时间步长，不表示启机或停机的过程；式8)和式9)解释为：当机组在t时刻开始启机或停机后的t～t+k个时间段内，机组不允许再有停机或启机动作出现；

③联络线送电能力约束包括：

区域间的传输容量约束由下式来表示：

-L_i,max≤L_i≤L_i,max        11)；

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限和下限；考虑区域间传输功率，电力负荷平衡以区域为单位分区平衡，该平衡方程由下式表示：

TP_all,n(t)+P_N,n(t)+L(t)＝P_l,n(t)      12)；

式中，TP_all,n(t)和P_N,n(t)分别表示第t时段n区域的所有发电机组的总功率之和与所有新能源发电功率；L(t)为该区域与外区域净功率交换值，P_l,n(t)表示第t时段n区域的电力负荷；

④系统备用容量约束包括：

定义电力系统的正负备用两个常量P_re和N_re，并对发电机组出力情况进行备用约束，如式，

$-\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{j,\max }\&CenterDot;x_j\left(t\right)-C_{P_w}\left(t\right)\&le;-P_l\left(t\right)-P_{\mathrm{re}}$

$\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{j,\min }\&CenterDot;x_j\left(t\right)+C_{P_w}\left(t\right)\&le;P_l\left(t\right)-N_{\mathrm{re}}---13);$

式中，P_re和N_re分别为正负旋转备用，P_l(t)为电力系统负荷，C_pw为新能源发电可信容量。

<3>电力系统时序生产模拟计算，评估新能源接纳能力；进行含大规模新能源的电力系统时序生产模拟计算，得到并分析常规电源运行指标、新能源运行指标和系统运行经济性指标，具体包括火电机组利用小时数、火电机组启停次数和费用、火电发电量、新能源发电量、新能源利用小时数、新能源受阻电量等指标。

<4>校验新能源运行指标是否满足规划要求。根据区域能源利用规划，判断各项运行指标是否合理，是否满足规划要求。若已满足，计算结束，否则，调整新能源规划后重新进行电力系统时序生产模拟计算。

第(2)步包括下述子步骤：

A、确定新能源接入变电站的P-V曲线，进而确定电压变化率；在新能源接入处进行功率电压P-V计算，绘制P-V曲线，得到随着新能源出力变化而变化的电压离散值(V₀，V₁，V₂……)。

B、绘制电压灵敏度P-L曲线，确定新能源接入能量增幅；根据电压离散值(V₀，V₁，V₂……)，确定电压变化率(L₁，L₂，L₃……)，电压变化率的大小，反映新能源接入对区域电网电压变化的影响，通过功率P值和电压变化率L值绘制新能源出力-电压变化率P-L曲线；本发明提供的P-V曲线和P-L曲线示意图分别如图2(a)和2(b)所示；

电压变化率(L₁，L₂，L₃……)按照如下表达式计算：，

L₁＝(V₀-V₁)/V₀*100％

L₂＝(V₀-V₂)/V₀*100％

L₃＝(V₀-V₃)/V₀*100％        14)；

......

当新能源接入引起节点电压呈单调递减，且选取电压变化率L_N，对区域电网中节点可接入新能源容量的增幅进行计算；P-L曲线上L_N对应的功率P_N和曲线过零点对应的功率P₀之差定义为新能源出力增幅，新能源出力增幅反映新能源出力与节点电压之间的变化联系；N＝1、2、3、......；

第i个地区的第j个节点处可接入新能源容量的增幅如下式所示：

P_Z(i,j)＝P_N(i,j)-P₀(i,j)         15)；

第i个区域电网可接入新能源容量增幅累计值为：

$P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)=\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---16);$

得出区域电网I个地区子电网的可接入新能源容量增幅累计值：

$P_Z=\underset{i}{\mathrm{\&Sigma;}}\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---17).$

C、确定区域电网新能源可接入变电站的接纳能力比例；区域电网内多个节点可接纳新能源容量的增幅比值即为节点的新能源可接入变电站的接纳能力比例；

第i个地区子电网及其第j个节点的接纳能力比例为：

$K_I\left(i\right)=P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)/P_Z=\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)/\underset{i}{\mathrm{\&Sigma;}}\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---18);$

$K_{\mathrm{IJ}}(i,j)=P_Z(i,j)/P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)=P_Z(i,j)/\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---19).$

D、按照区域电网新能源接入总量接纳能力比例进行分配，即得出区域电网内各节点新能源接入容量；

区域电网新能源接入规划总量为P_w，则得到区域电网内各地区子电网的新能源布局，即第i个子电网及其第j个节点的新能源接入量分别为：

P_Iw(i)＝K_I(i)·P_w        20)；

P_IJw(i,j)＝K_IJ(i,j)·P_Iw(i)＝K_IJ(i,j)·K_I(i)·P_w     21)；

其中：K_IJ(i,j)表示第i个地区子电网第j个节点的接纳能力比例；

对各节点接入新能源后的暂态稳定性进行校验，若稳定，计算结束；若不稳定，按照0.1％的步长下调电压变化率L_N，如果电压变化率L_N＝2.5％时仍不满足稳定性校验，则判定节点无法接入新能源，节点所分配的新能源容量按照比例分配给其它节点。

实施例

下面结合一个优选实施例对本发明实现的技术方案做进一步的详细说明。

仿真算例系统如图4所示，该省级区域电网分成6个地区子电网，规划水平年的常规电源装机31.5GW，最大负荷14.2GW，高压直流外送功率按照白天12GW，夜晚8.4GW考虑。火电机组出力范围为，非供热期：火电机组最小出力为额定容量的60％，最大出力为额定容量的95％；供热期：供热机组的最小出力为额定容量的85％，最大出力为额定容量的95％。

首先，在新能源装机9GW(风电7GW，光伏2GW)条件下，对含大规模新能源系统进行时序生产模拟计算。图4为火电机组开机容量，优化机组启停开机方式下，常规机组开机容量最大值约为18.4GW，最小值约为11.3GW。图5为每周新能源平均限电对每个时间断面的火电机组开机容量、新能源限电率、日平均限电量、机组负荷率等数据进行了统计分析，从而形象、直观地说明了全年火电及新能源发电的运行情况。

对水平年下的5种装机规划(风4GW+光1GW，风5GW+光1.5GW，风6GW+光1.5GW，风6GW+光2GW，风7GW+光2GW)进行电力系统时序生产模拟计算，对各电源利用率进行统率，供热期需要开启大量供热机组，导致供热期新能源限电率较高，第48周新能源限电率超过35％。图6为日均负荷和新能源限电量间的关系，白天11时到16时，新能源限电量较大，均在300MWh以上，其他时段限电量较小。图7为火电机组每周的平均负荷率，优化机组启停开机方式，供热机组负荷率较高，而调峰能力下降，导致供热期新能源限电率较高。上述附图主要反映了基于时序仿真的新能源生产模拟过程，通过

如图8所示。风电、光伏和火电机组利用率，随着新能源装机容量的增加呈线性递减趋势，图中利用率的百分值与8760的乘积即为利用小时数的值。可见，各电源利用小时数随新能源装机的增加呈递减趋势，新能源装机9GW时，风电利用小时数为1680h，光伏1420h，火电4900h。

图9为不同规划容量的新能源并网后的限电统计情况。可见，不同装机容量下的新能源限电率在2.43％～11.33％之间。当光伏与风电的装机容量增加时，风电及光伏发电限电率逐渐增加，供热期新能源限电占比从81.89％到97.48％，新能源限电主要发生在冬季供热期。

以规划水平年下新能源装机9GW为例，详细说明图3中a地区的新能源布局分析方法。图2(a)和(b)分别为a地区变电站1处接入新能源的P-V和P-L曲线，L_N取值为3％，那么该变电站可接入新能源容量增幅为450MW，类似地，得到a地区8个变电站的可接入新能源容量增幅分别为450MW、500MW、500MW、850MW、700MW、600MW、500MW、600MW，a地区累计值为4700MW；同理，可得到a～f地区的累计值分别为4700MW、2750MW、13400MW、8150MW、15650MW和1190MW，该省级电网累计值45840MW，将规划装机9000MW按占比分配给各地区电网(a～f)，计算过程及结果参见表1所示，a地区电网可分配923MW装机容量。

表1 分区子电网接入容量分配

进一步地，a地区923MW的装机容量按占比分配给各变电站，如变电站1分得88MW装机容量；然而变电站1处已经并网99.5MW，超过分配容量11.5MW，则按占比从尚有新能源接入裕度的变电站分配容量中扣除相应容量。如，变电站2接入增幅500MW，占a地区总量的10.6％(500/4700)，变电站2额外扣除容量为11.5×10.56％＝1.22MW，于是变电站2实际可接入容量为98－20－1.22≈77MW，依次类推，每个地区子电网中各变电站的容量分配结果参见表2。

表2 各变电站接入容量分配

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (11)

1.一种基于电网约束的区域新能源开发布局分析方法，其特征在于，所述分析方法包括下述步骤：

(1)确定区域电网新能源开发规模；

(2)确定区域电网新能源布局分配。

2.如权利要求1所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤(1)包括下述子步骤：

<1>建立新能源发电系统运行目标函数；

<2>建立电力系统运行约束条件；

<3>计算电力系统时序生产，评估新能源接纳能力；

<4>校验新能源运行指标是否满足规划要求。

3.如权利要求2所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤<1>中，按式1)所示的接纳以风电、光伏新能源发电量消纳最大化为目标的新能源：

$\max \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\&Sigma;}}}\underset{n=1}{\overset{N}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_N(t,n)---1);$

其中，N表示系统所有分区总数，T表示调度时间的总长度，如式2)所示的第n个分区t时段的新能源出力P_N(t,n)：

P_N(t,n)＝P_w(t,n)+P_V(t,n)       2)；

其中，P_w(t,n)和P_V(t,n)分别为第n个分区t时段的风电和光伏发电出力。

4.如权利要求2所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤<2>中，约束条件包括爬坡特性与出力限值约束、机组启停特性约束、联络线送电能力约和系统备用容量约束；

①所述爬坡特性与出力限值约束包括：

常规机组包括的凝气式火电机组NQ、背压式火电机组BY、抽气式火电机组CQ及水库式水电机组SK，其发电总功率用TP(t,j)表示，其中j表示机组的编号；发电总功率的上下限及其爬坡特性的约束如式3)～式5)所示，式6)则给出四类发电机组总功率的表达式：

0≤P(t,j)≤[TP_max(j)-TP_min(j)]·x(t,j)      3)；

P_j(t+1)-P_j(t)≤ΔP_j,up       4)；

P_j(t)-P_j(t+1)≤ΔP_j,down        5)；

TP(t,j)＝TP_min(t,j)·x(t,j)+P(t,j)         6)；

其中，TP_max(j)和TP_min(j)分别为第j台机组的出力上限和出力下限，ΔP_j,up和ΔP_j,down分别为第j台机组的向上和向下爬坡率；x(t,j)表示t时段时第j台机组的运行状态，0表示机组已停机，1则表示机组正在运行；P_j(t+1)表示第j台机组t+1时段的发电出力；P_j(t)表示第j台机组t时段的发电出力；

水库式水电机组的特征是库存容量大，根据电力系统负荷水平自由调节；水库式水电厂按库容的大小进行日、周、年或多年调节，在调节周期内，除了受机组容量限制外，也考虑库存水量的限制，按下式7)约束调节周期内的总发电量：

TP_j(t)+TP_j(t+1)+...TP_j(t+k)≤Hyd_j，max              7)；

-TP_j(t)-TP_j(t+1)-...TP_j(t+k)≤Hyd_j，min

式中，Hyd_j,max和Hyd_j,min分别为调节周期内水电机组发电量上限和下限，k由水电机组发电量约束周期参数决定；TP_j(t)和TP_j(t+k)分别为第j台水电机组第t时段和第t+k时段的出力；

②机组启停特性约束包括：

下式8)示出了机组状态变量x，y，z的机组启停机运行状态逻辑约束：

$\left\{\begin{array}{c}{x}_j\left(t\right)-x_j(t-1)-y_j\left(t\right)+z_j\left(t\right)=0\\ -x_j\left(t\right)-x_j(t-1)+y_j\left(t\right)\&le;0\\ x_j\left(t\right)+x_j(t-1)+y_j\left(t\right)\&le;2\\ -x_j\left(t\right)-x_j(t-1)+z_j\left(t\right)\&le;0\\ x_j\left(t\right)+x_j(t-1)+z_j\left(t\right)\&le;2\end{array}\right.---8);$

式8)表示：当x由0变为1时，y＝1，z＝0；当x由1变为0时，y＝0，z＝1；该表达式8)首先表示：任意机组从t-1到t时的状态发生变化时，x之差为1，则必然出现启机或停机动作，y或z等于1，x之差减去y或z必等于0，同理，x之差为0也满足条件，式子左边也取0；其次表示：启机参数y的值取决与t-1到t时，机组运行状态的改变，状态不变时，y取0，状态改变时，y取0停机，或取1启机；因此，y的值必定小于t-1和t时x值之和；再者表示：y的值与t-1和t时x值之和必定小于2；再一表示：z作为停机参数，其取值的规律和y类似，用第二个式子中的解释；第五个式子与第三个式子的规律相同；

下式9)和10)分别示出了机组的最小启机时间及最小停机时间：

0≤y(t)+z(t+1)+z(t+2)+...+z(t+k)≤1      9)

0≤z(t)+y(t+1)+y(t+2)+...+y(t+k)≤1        10)；

式中，k由机组最小启机或停机时间参数决定，其反映最小启机或停机的时间步长；y(t)和z(t)分别为第j台机组t时段的启动状态和停机状态，对于y，0表示不在启动状态，1表示正在启动；对于z，0表示不在停机状态，1表示正在停机；y(t)和z(t)均表示一次停机或启机持续时间步长的动作状态，不表示启机或停机的过程；式8)和式9)示出了：当机组在t时刻开始启机或停机后的t～t+k个时间段内，不允许机组再出现停机或启机的动作；

③联络线送电能力约束包括：

下式11)表示区域间的传输容量约束：

-L_i,max≤L_i≤L_i,max        11)；

式11)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限和下限；考虑区域间传输功率，电力负荷平衡以区域为单位分区平衡，该平衡方程由下式表示：

TP_all,n(t)+P_N,n(t)+L(t)＝P_l,n(t)       12)；

式中，TP_all,n(t)和P_N,n(t)分别表示第t时段n区域的所有发电机组的总功率之和与所有新能源发电功率；L(t)为该区域与外区域净功率交换值，P_l,n(t)表示第t时段n区域的电力负荷；

④系统备用容量约束包括：定义电力系统的正负备用两个常量P_re和N_re，并按下式13)备用约束发电机组的出力：

$-\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{j,\max }\&CenterDot;x_j\left(t\right)-C_{P_w}\left(t\right)\&le;-P_l\left(t\right)-P_{\mathrm{re}}$

$\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\&Sigma;}}}{P}_{j,\min }\&CenterDot;x_j\left(t\right)+C_{P_w}\left(t\right)\&le;P_l\left(t\right)-N_{\mathrm{re}}---13);$

式中，P_re和N_re分别为正负旋转备用，P_l(t)为电力系统负荷，C_pw为新能源发电可信容量。

5.如权利要求2所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤<3>中，模拟计算含大规模新能源的电力系统时序生产，得到常规电源运行指标、新能源运行指标并予以分析，新能源接纳能力的评估包括：

常规电源运行指标包括利用小时数、启停次数、启停费用、平均负荷率和备用率；新能源运行指标包括利用小时数、发电量和弃风/弃光率；校验各项指标是否满足电力规划的目标要求中的经济性、可靠性和安全性要求。

6.如权利要求2所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤<4>中，根据区域能源利用规划，判断各项运行指标是否合理，是否满足规划要求；若已满足，计算结束，否则，调整新能源规划后重新进行电力系统时序生产模拟计算；最后确定新能源接入位置。

7.如权利要求1所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤(2)包括下述步骤：

A、确定新能源接入变电站的P-V曲线，进而确定电压变化率；

B、绘制电压灵敏度P-L曲线，确定新能源接入能量增幅；

C、确定区域电网新能源可接入变电站的接纳能力比例；

D、按照接纳能力比例分配区域电网新能源接入总量。

8.如权利要求1所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤A中，在新能源接入处计算功率电压P-V，绘制P-V曲线，得到随着新能源出力变化而变化的电压离散值(V₀，V₁，V₂……)。

9.如权利要求1所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤B中，根据电压离散值(V₀，V₁，V₂……)，确定电压变化率(L₁，L₂，L₃……)，电压变化率的大小，反映新能源接入对区域电网电压变化的影响，通过功率P值和电压变化率L值绘制新能源出力-电压变化率P-L曲线；

按下式14)计算电压变化率(L₁，L₂，L₃……)：，

L₁＝(V₀-V₁)/V₀*100％

L₂＝(V₀-V₂)/V₀*100％

L₃＝(V₀-V₃)/V₀*100％       14)；

......

当新能源接入引起节点电压呈单调递减，且选取电压变化率L_N，计算区域电网中节点可接入新能源容量的增幅；P-L曲线上L_N对应的功率P_N和曲线过零点对应的功率P₀之差定义为新能源出力增幅，新能源出力增幅反映新能源出力与节点电压之间的变化联系；N＝1、2、3、......；

第i个地区的第j个节点处可接入新能源容量的增幅如下式所示：

P_Z(i,j)＝P_N(i,j)-P₀(i,j)        15)；

第i个区域电网可接入新能源容量增幅累计值为：

$P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)=\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---16);$

得出区域电网I个地区子电网的可接入新能源容量增幅累计值：

$P_Z=\underset{i}{\mathrm{\&Sigma;}}\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---17).$

10.如权利要求1所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤C中，区域电网内多个节点可接纳新能源容量的增幅比值为节点的新能源可接入变电站的接纳能力比例；

第i个地区子电网及其第j个节点的接纳能力比例为：

$K_I\left(i\right)=P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)/P_Z=\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)/\underset{i}{\mathrm{\&Sigma;}}\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---18);$

$K_{\mathrm{IJ}}(i,j)=P_Z(i,j)/P_{\mathrm{ZI}}\left(i\right)=P_Z(i,j)/\underset{j}{\mathrm{\&Sigma;}}{P}_Z(i,j)---19).$

11.如权利要求1所述的区域新能源开发规模及布局分析方法，其特征在于，所述步骤D中，按照区域电网新能源接入总量接纳能力比例进行分配，即得出区域电网内各节点新能源接入容量；

区域电网新能源接入规划总量为P_w，则得到区域电网内各地区子电网的新能源布局，即第i个子电网及其第j个节点的新能源接入量分别为：

P_Iw(i)＝K_I(i)·P_w     20)；

P_IJw(i,j)＝K_IJ(i,j)·P_Iw(i)＝K_IJ(i,j)·K_I(i)·P_w    21)；

其中：K_IJ(i,j)表示第i个地区子电网第j个节点的接纳能力比例；

对各节点接入新能源后的暂态稳定性进行校验，若稳定，计算结束；若不稳定，按照0.1％的步长下调电压变化率L_N，如果电压变化率L_N＝2.5％时仍不满足稳定性校验，则判定节点无法接入新能源，节点所分配的新能源容量按照比例分配给其它节点。