CN104617591A - 基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，将等效电量函数法引入了电力系统机组组合问题当中，通过结合启发式算法直接利用电量来进行安排与计算，使得计算量显著下降，特别是在处理给定电量的发电机组时非常的灵活与直观，相比于电力电量平衡法有较大的优势，很容易找到机组的运行位置。再者，电力电量平衡法是一台一台机组寻找带负荷位置，而本发明提出的方法可以在两台及多台水电机组的情况下将其变成等效机组快速地寻找其合理的带负荷位置，并且可以判断运行位置是否重叠以及是否可以变成一台等效机组，同时不存在没有充分利用可用的水能资源的情况，充分地利用所有的水能，以降低火电运行的电量，降低运行成本。

Description

基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法

技术领域：

本发明属于电力系统机组组合问题领域，具体涉及一种基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法。

背景技术：

长期以来，电力系统对于电源投资方案通常只关注于经济性方面和可行性方面的研究与校验，而对电力系统的运行方式，调峰问题关注甚少。随着化石能源的逐步枯竭，全球能源危机的到来，现代电力系统愈发关注风能、太阳能等可再生新能源的发展。随着大规模新能源的引入，由于风能、太阳能等新能源出力的间歇性、波动性和随机性，使得其对电力系统的调峰问题和安全稳定运行带来了极大的影响。电力系统中的调峰问题日益突出，必需以日运行方式的分析来研究电源结构的合理性，并对系统中的电源投资方案进行日运行方式安排的校验。否则电源投资方案即使满足了经济性，但在系统极端运行条件下将出现调峰问题，无法安全稳定运行。

电力设计单位现有的对于典型日运行方式安排采用的是电力电量平衡法，其为规划设计工作作出了重要的贡献。但该方法计算量较大，同时在处理给定电量的发电机组(如水电机组、抽水蓄能机组时)不够灵活与直观，不能很容易地找到机组的最佳运行位置，同时存在可能没有充分利用可用的水能资源的情况，造成资源浪费的情况。此外，一些机组组合问题中常用的经济性调度安排算法由于单纯从系统运行的经济性角度出发，将系统的某些约束设定的过于严格和理想化，导致过多的电源投资方案无法通过，可能出现经过电源投资决策、随机生产模拟以及检修模块反复迭代后剩余的电源投资方案均无法通过日运行校验的情况。因而作为改进，本发明基于多场景技术、等效电量函数法及启发式算法，解耦机组的启停约束，提出一种确定性的生产模拟方法，最大程度上发掘系统的调峰潜力，从而处理电力系统内现有的各类机组的出力安排，同时对于多个不同情况的典型日场景进行校验，可以基本涵盖电力系统的各种运行情况，进而更为合理有效地对多类型电源投资决策以及检修方案作出校验。

发明内容：

本发明的目的在于针对电力系统缺少对于电源投资决策方案进行调峰问题及运行方式的可靠校验的现状，同时针对现有的日运行方式校验方法的不足，引入等效电量函数法及启发式算法的思想，重点考察各个典型日场景下电力系统中存在的调峰问题，提供了一种基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其具有较好的鲁棒性且适用于多类型电源投资决策校验。

为达到上述目的，本发明采用如下的技术方案予以实现：

基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，包括以下步骤：

1)接收系统电源情况、负荷信息，将时序负荷形成原始等效持续负荷曲线，并将风电及光伏出力运用净负荷修正法修改原始等效持续负荷曲线，进而将修正后的等效持续负荷曲线转化为等效电量函数；

2)考虑抽水蓄能机组抽水运行功能的影响，修正等效电量函数，进行负荷的削峰填谷；

3)利用等备用方法安排检修容量，进而得到系统各机组的检修情况表，结合系统电源情况和检修计划表得到能够调度的各类机组的情况；

4)依据步骤3)得到的能够调度的各类机组的情况，将系统内各火电厂按增量成本排序，水电厂按利用小时数排序，进而实现系统总运行费用最低的目标；

5)依据步骤3)得到的能够调度的各类机组的情况，计算系统的冷备用容量，并相应地安排各冷备用机组；

6)根据机组的最小技术出力安排各火电厂的基荷容量，对于取整过程中基荷及峰荷容量的偏差让排序在第一，即峰荷煤耗最小的火电厂来担任，从而保证系统的燃料费用最低；

7)安排各类机组基荷及峰荷容量时，首先判断系统基荷和火电基荷的大小，若火电基荷之和大于系统基荷，则说明系统的调峰容量不足，不具备调峰的能力，此时采用相应的调峰手段来缓解系统的调峰压力；若系统不存在调峰问题或经调整后解决了调峰问题，则依次安排基荷火电厂、基荷水电厂、峰荷水电厂、峰荷火电厂的运行位置，反复试探，直至水电的所有电量用尽，且系统的最大负荷及电量的要求均满足；若负荷容量或电量不满足，则输出缺额；当负荷容量及电量均满足要求，则进行结果输出，输出各类所需的数据，进行结果分析。

本发明进一步的改进在于：修正原始等效持续负荷曲线时：

首先第一步是形成原始等效持续负荷曲线，将风电及光伏出力视为负的负荷修正原始等效持续负荷曲线，从而得到修正后的等效持续负荷曲线；之后将修正后的等效持续负荷曲线转化为等效电量函数。

本发明进一步的改进在于：考虑抽水蓄能机组抽水运行功能的影响时，加入抽水蓄能机组后会对求得的等效电量函数产生影响，抽水蓄能机组抽水功能通过以下步骤实现：

设抽水蓄能容量为Cp，电量为Ep，抽水蓄能机组在负荷谷值开始依次向右移动Cp的距离，直到等效电量函数曲线上Cp长度对应的高度为24h的矩阵和Cp长度对应的曲线之间的面积差为Ep位置，从而以此平移修改等效电量函数，得到抽水蓄能机组的运行位置和电量；在寻找等效电量函数曲线上Cp长度对应的高度为24h的矩阵和Cp长度对应的曲线之间的面积差为Ep位置时，若Cp长度对应的起点在最小负荷处，则只需在等效负荷曲线上上移补上一块即可；若Cp长度对应的起点不在最小负荷处，则需要将负荷曲线右移一块且在其左边补上空缺的一块。

本发明进一步的改进在于：用冒泡排序法将各火电厂按增量成本排序。

本发明进一步的改进在于：用冒泡排序法将水电厂按利用小时数排序。

本发明进一步的改进在于：安排冷备用容量时：

按照火电装机容量加水电装机容量减去火电检修容量和水电检修容量再减去系统最大负荷乘一加备用系数来得到系统的冷备用容量；为了充分地利用系统内的水电资源，在安排时不将水电机组作为冷备用，冷备用机组均由火电机组来担任；安排火电机组时，在满足备用容量的约束条件下优先让发电成本高的火电机组作为冷备用机组；进而在可用容量的基础上扣除水电机组和火电机组的冷备用容量得到系统的实际可用容量。

本发明进一步的改进在于：安排各类机组基荷及峰荷容量时：

首先安排火电基荷容量，若系统基荷大于火电基荷，即不存在调峰问题则继续安排；若存在调峰问题，则采用相应的调峰手段解决系统的调峰问题，进而安排基荷水电机组和峰荷机组；

安排峰荷容量时，首先对水电峰荷机组的容量和电量进行试探，若能够将多台水电机组等效为一台等效水电机组，则将这些水电机组等效为一台，并按照一台水电机组的安排原则来安排；若不能等效，即不存在交叉重叠，满足单台水电机组的安排原则，则按单台水电机组来安排；若安排至某一台水电机组，此时安排后的峰值时刻的容量大于系统峰荷，且电量满足负荷的要求，则安排完成，进行结果输出并进行下一次典型日生产模拟；

在水电峰荷机组全部安排完之前，每安排完一台水电机组或者一台等效水电机组，都应进行以下判断，若安排后系统已安排的容量小于最大负荷，或系统电量不满足负荷电量，则还需安排峰荷火电机组；每次按照火电机组的排序安排一台峰荷火电厂，若安排完成后火电机组仍有剩余，旋转备用容量没有用尽，且此时系统容量大于最大负荷，系统电量满足负荷要求，则安排完成，输出结果并进行下一次典型日生产模拟；若系统容量小于最大负荷，或者系统电量不满足负荷电量要求，需要重新安排水电，此时水电在这部分安排过的火电机组的容量上进行安排，最后充分让水电尽可能占据峰荷的位置，完全用尽系统内的水电电量，以减少系统总的煤耗及运行成本。

本发明进一步的改进在于：若在上一步中火电机组全部安排完后系统总的容量仍小于系统的最大负荷，系统的旋转备用容量全部用尽，则此时需要考虑使用系统的冷备用容量和检修备用容量；先计算系统此时缺少的容量，若加上冷备用容量可以满足，则使用冷备用容量开启能够满足不足容量大小的机组，回到最初开始日运行方式进行重新计算，此时则发生了火电机组的启停；若加上冷备用容量仍不足，就再加上检修容量后重新计算；如果两者都加上后仍然不足，说明接收的投产表并不合理，计算系统此时的缺额容量，并输出结果，进行下一次的典型日计算。

本发明进一步的改进在于：输出各水电厂、各火电厂的相关数据，系统的电量电力平衡，火电、水电装机容量、发电电量，弃水电量等等参数；再给出24小时核电基荷、煤电基荷、气电基荷、水电基荷、抽水蓄能基荷、核电峰荷、煤电峰荷、气电峰荷、水电峰荷、抽水蓄能峰荷、风电出力及光伏出力数据，用于分析和计算。

与现有的典型日运行方式安排方法相比，本发明具有如下的有益效果：

本发明将等效电量函数法引入了电力系统机组组合问题当中，通过结合启发式算法直接利用电量来进行安排与计算，使得计算量显著下降，特别是在处理给定电量的发电机组(如水电机组、抽水蓄能机组)时非常的灵活与直观，相比于电力电量平衡法有较大的优势，很容易找到机组的运行位置。再者，电力电量平衡法是一台一台机组寻找带负荷位置，而本发明提出的方法可以在两台及多台水电机组的情况下将其变成等效机组快速地寻找其合理的带负荷位置，并且可以判断运行位置是否重叠以及是否可以变成一台等效机组，同时不存在没有充分利用可用的水能资源的情况，充分地利用所有的水能，以降低火电运行的电量，降低运行成本。实际的计算结果表明，该方法不但精度高、速度快，而且程序编写与思路非常简单。

本发明为电力系统多类型电源投资决策提供了一种考虑了各种类型机组运行特点和由于新能源的大量引入而愈发严重的调峰问题的日运行方式校验方法，从而保证所得到的电源投资决策方案可以安全稳定运行，系统不会出现调峰问题。

附图说明：

图1为本发明所提出的典型日运行方式安排的原理框图；

图2为风电正调峰示意图。

图3为风电反调峰示意图。

图4为风电过调峰示意图。

图5为某省2015年规划下夏季典型日的系统负荷与风电出力情况图。

图6为某省2015年规划下冬季典型日的系统负荷和风电出力情况图。

图7为某省各个月份内的平均风电出力情况图。

图8为实施例1中系统各类型机组24小时出力情况图；

图9为实施例2中系统各类型机组24小时出力情况图；

图10为实施例3中系统各类型机组24小时出力情况图。

具体实施方式：

下面结合附图和实例对本发明作进一步详细说明。

本发明基本原理为在保证运行条件合理的情况下，以系统总运行成本最低为目标，考虑了系统所要求的备用水平后，在等效电量函数曲线上按照系统的运行要求以及优先顺序法在等效电量函数曲线的各段上依次安排各类机组，同时可以得到系统此时的运行情况、备用情况以及电力电量平衡情况。

其基本的原理框图如图1所示。首先由电源投资决策程序、随机生产模拟程序以及检修计划程序联合迭代处理得到考虑机组检修后的电源投产表，以此来进行典型日运行方式的安排。典型日的选择有较多的方法，其选取应由系统的运行情况和新能源引入后对系统的影响情况来决定，尤其要考虑风电带来的影响。因而需要参考研究风电较为丰富的具有典型性参考意义的地区风电出力的特性与日负荷特性之前的关系来确定适用于大多数电力系统的通用的典型日选取方式。以下采用风电资源丰富，风速及负荷资料较全的某省实测数据进行分析，对其的研究具有典型意义，因而可以得到较为典型的风电负荷特性来确定通用的典型日选取方式，来进行程序的处理。

风电对系统峰谷差的影响，主要取决于风电机组出力在日内的变化幅度、系统负荷在日内的变化幅度以及两者之间的方向关系。根据风电机组出力对系统负荷峰谷差的影响情况不同，将风电的调峰特性分为三类，分别为正调峰、反调峰和过调峰。

正调峰指的是系统中风电机组的出力和系统负荷的变化趋势基本相同，而风电机组出力的峰谷差小于系统负荷的峰谷差。因此将风电出力视为负的负荷与系统负荷相叠加时，会使得系统等效总负荷的峰谷差减小。可见图2所示：

反调峰是指系统中风电机组的出力与系统负荷的变化趋势相反，因而将风电视为负的负荷与系统负荷相叠加后，会使得系统等效总负荷峰谷差明显增大。可见图3所示：

过调峰和正调峰基本相似，风电机组出力和系统负荷的变化趋势基本一致，但与正调峰的不同之处在于，过调峰风电机组的峰谷差大于系统负荷的峰谷差。因而将风电视为负的负荷与系统负荷叠加后，可能会出现峰谷导致的情况。但这种调峰特性很少出现，只在系统中风电的装机容量很大的情况下会发生。可见图4所示：

通常情况下，风电机组在夜间的平均出力要大于在白天的平均出力，因而系统中的风电的调峰特性呈现出反调峰特性的概率最高，即夜间系统负荷较低时，风电大发，导致系统等效负荷的峰谷差大大增加。如图5和图6所示，展示了某省2015年规划下的夏季典型日系统负荷与风电出力以及冬季典型日系统负荷与风电出力，从而很好的验证了由于风电的反调峰性对系统负荷以及调峰的影响。

此外，还需要考虑风电机组出力与月平均负荷变化以及日负荷变化的相关性。图7给出了某省风电各个月份内的平均出力。

从图7中可知，该省最大的风电出力出现在7月，而最小的风电出力出现在1月。从总体上来看，该省的风电出力在夏秋两季较大，在冬春两季较低。但从下表1和表2中某省2012以及2015年规划下各季度典型日负荷情况，并结合上图7中各个月份内的平均风电出力情况进行综合分析，可以得出该省风电机组出力和月平均负荷变化的情况整体相关性不大。但其中冬季风电出力最小，而此时系统负荷也最小，两者具有一定的相关性。

在分析了该省风电机组出力与月平均负荷变化的相关性后，给出了两者在宏观上相关性不大的结论，接着分析风电机组出力与日负荷变化的相关性。相比于和月平均负荷变化的相关性，研究风电机组出力与日负荷变化的相关性更加具有实际意义，它的结果可以为系统内的其他机组的出力安排提供一定的参考价值，并且可以具体分析风电出力的特性。

表1某省2012年规划下各季度典型日负荷情况单位：MW

表2某省2015年规划下各季度典型日负荷情况单位：MW

从以上图5和图7某省2015年规划下系统夏季和冬季典型日的系统负荷和风电出力特性图中可以看出，风电机组出力的增加和负荷变化的趋势并没有直接的联系，在0-6时系统的负荷降低而风电机组的出力增加，在6-12时系统的负荷增加而风电机组的出力降低。因而可知，该省风电机组的出力与系统日负荷的变化也不具有相关性。

此外，可以通过表1和表2以及图5和图6来研究分析该省的月负荷特性以及日负荷特性。可以看出，该省四季度的负荷较高，同时处于农业灌溉期的二三季度负荷也较高，而一季度的负荷较低。这是因为该省第二产业的用电量在所有产业的总用电量中比例最大，因而该省的负荷特性主要由工业负荷所决定，因而呈现出以上的月负荷特性。除此以外，该省的日负荷特性有2个用电高峰，分别为8点到13点和17点到22点，其余时间系统负荷较低，各个季度的情况皆为如此，具有一定的典型性，符合一般电力系统的特点。

通过以上的分析可知，风电出力具有随机性、波动性和反调峰性的特点，同时其与系统月平均负荷和系统日负荷也缺乏相关性。因而随着大规模风电接入电力系统，将对系统的稳定运行和调峰性能造成极大的冲击，因而对风电出力的预测和安排也就显得十分重要。为了缓解风电接入后对系统带来的调峰压力，就必须充分利用系统内的充裕性资源的调节能力，来减少弃风现象的发生，有效增加系统对风电的调峰裕度。

随着光伏产业的发展、发电装机容量逐步提高，光伏出力占新能源总出力比重的增加可能会改变以风电为主导新能源出力特性。考虑到极限的情况是系统中只含光伏新能源发电而不包含风电，那么光伏的出力特性就是此时新能源出力特性。以目前的研究来看，一般认为光伏出力的随机性要弱于风电，而且光伏出力又具有固定的时间区间，在夜间没有光伏出力。因此，夜间调峰不利的情况主要由风电的反调峰性导致。新能源典型日的选取一般以风电的调峰特性为准，但为了兼顾到光伏比重较大的系统，将结合光伏发电和风力发电两者的综合调峰特性来选取典型日。

由于新能源出力的随机性、波动性与反调峰性，以及与系统月平均负荷和系统日负荷缺乏相关性，典型日的选取可以在规划年内每个月选择三天典型日来进行校验。对于调峰问题最主要需要校验的是系统运行最为恶劣的情况，即系统最大负荷最小时新能源出力最大且为逆调峰的典型日。与此相对比的其他另个典型日是系统最大负荷最大时新能源出力最大且为逆调峰的典型日以及系统最大负荷最小时新能源出力最大且为顺调峰的典型日。通过以上三个典型日的研究，基本可以涵盖电力系统运行中的各种调峰不利情况并加以分析对比，因而典型日的选择方法也随之确定。所以为了涵盖电力系统中的各类运行情况，在规划的年限中，每年每个月都按照上述原则选择3个典型日进行校验，每年共校验36个典型日，进而保证系统足以满足不同情况下电力系统的调峰和电力电量平衡需求。

选定了需要校验的典型日后，在对典型日J的运行方式安排的程序中，若前面的程序中没有将检修计划程序加入迭代，则需要在第一步中安排检修备用和冷备用机组；若前面的程序中已将检修计划程序加入迭代，则在第一步中只需要安排冷备用机组。之后第二步是进行确定性的生产模拟，在满足系统的运行要求和以系统总运行成本最低的前提下安排各类机组的运行位置。第三步是检验系统的运行方式是否合理，主要是电力电量平衡约束是否满足，系统是否存在电力电量的缺额以及是否存在调峰问题。若运行方式合理，则典型日J的运行方式安排完成，进行下一个典型日的安排，若典型日已全部安排完，则程序结束。若典型日J的运行方式不合理，则进入第四步尝试将本方案进行自我调整，若可以自我调整，则改变系统备用的安排，以满足电力电量的不足或者采用一系列的调峰受端来解决系统存在的调峰问题。若不可以自我调整，则计算系统所需的调峰容量，选择一系列的调峰措施，反馈给电源投资决策程序，使其修改投产表，重新进行典型日运行方式的安排。

本发明所提供的典型日运行方式安排程序可实现的功能主要有：

(1)按照电网要求的比例安排系统的事故备用和负荷备用，并满足事故备用中有50％以上是热备用。

(2)安排系统内各类型机组的基荷容量、峰荷容量，对于抽水蓄能机组，安排其抽水功率和发电功率。

(3)若系统存在电力电量不足，可通过调节措施来弥补不足。若系统存在调峰问题，可通过相应的手段来解决系统遇到的调峰问题。

(4)输出系统各机组的运行情况，电力电量平衡情况，系统冷、热备用的构成情况，系统的运行成本、装机容量、工作容量、负荷与机组的电量、弃水电量，抽水蓄能机组的电量水量平衡、以及各类型机组基荷、峰荷24小时运行出力情况和抽水蓄能机组24小时抽水功能的出力情况。

为了实现上述功能，本发明程序具体的步骤如下：

步骤一：首先第一步是形成等效负荷曲线，将风电及光伏出力视为负的负荷修正原始负荷曲线，从而得到等效负荷曲线。之后将等效负荷曲线转化为等效电量函数曲线EEF，求出系统在不同负荷水平下所需要的电量，即将原时间-负荷容量曲线转化为了容量-持续时间曲线，由此可以直接利用电量计算，使得计算量显著下降。而且在处理给定电量的发电机组，如水电机组、抽水蓄能机组时非常灵活。据此求得后续使用的相关数据，如NE、NF，分别等于WAX/ST和WIN/ST，表示最大负荷和最小负荷在生产模拟步长ST下对应的离散值；AR[J][2]数组，即为待求的等效电量函数曲线。

步骤二：加入抽水蓄能机组后会对求得的等效电量函数曲线EEF产生影响，抽水蓄能机组分为抽水运行方式和发电运行方式两部分来进行模拟。抽水蓄能的发电部分作用是在峰荷期间从上游水库放水发电，这种情况可以作为一般水电厂来处理，这里不再赘述。抽水部分的作用是维持电力系统在夜间低谷负荷时火电机组的稳定、高效运行，把期间多余的发电量从下游水库把水抽到上游水库中，使得电能转换为水的位能。

因此，此处重点说抽水功能的实现，设抽水蓄能容量为Cp，电量为Ep，抽水蓄能机组在负荷谷值开始依次向右移动Cp的距离，直到等效电量函数曲线上Cp长度对应的高度为24h的矩阵和Cp长度对应的曲线之间的面积差为Ep位置，从而以此平移修改等效电量函数曲线EEF，得到抽水蓄能机组的运行位置和电量。需要注意的是修改等效电量函数时可能是右移也可能是上移。在寻找等效电量函数曲线上Cp长度对应的高度为24h的矩阵和Cp长度对应的曲线之间的面积差为Ep位置时，若Cp长度对应的起点在最小负荷处，则只需在等效负荷曲线上上移补上一块即可；若Cp长度对应的起点不在最小负荷处，则需要将负荷曲线右移一块且在其左边补上空缺的一块。

此外，值得注意的事，抽水蓄能机组的系统调峰不存在问题时不投入运行，而当系统出现调峰问题后才投入运行，修改负荷曲线。

步骤三：得到修改后的等效电量函数曲线后开始安排日生产运行方式，首先将从上级程序模块中得到的电厂数据进行汇总，得到系统总的火电、水电容量FCC和HC，以及相关的火水电厂参数数组FIR[][]和HY[][]，以便于后续的计算安排。

接着进行检修容量的计算，分别计算水电与火电的检修容量。首先按照上级程序模块中设定的检修备用系数和FCC以及HC相乘得到系统需要的检修容量FO和HO。利用一个0到1之间的随机数与各电厂机组总数相乘得到检修机组序号来随机模拟各电厂各机组的随机检修情况，直至被安排检修的机组容量满足系统需要的总的检修容量，以此安排水电和火电机组的检修容量HO2和FO2，进而由HC-HO2得到水电机组扣除检修备用后的可用容量HC1，由FCC-FO2得到火电机组扣除检修备用后的可用容量FC1。(若之前的程序模块已安排过检修，则在程序中加以判断，略去此段程序对于检修容量的安排，而是直接采用上级程序的检修安排)

步骤四：用冒泡排序法将火电按增量成本排序，水电厂按利用小时数排序，即利用优先顺序法的思想进行处理，进而方便之后程序的安排过程中比较容易地实现系统总的燃料费用最低。

当系统出现调峰问题后，若通过投入抽水蓄能机组运行、弃风、弃径流水电的方法仍无法满足系统的调峰要求，则在此处将火电按调峰能力排序，以充分挖掘系统的最大调峰能力，以期解决系统的调峰问题，同时最大程度上减少系统因调峰问题而反馈给电源投资模块使其修改投产表的次数。因为投产表的决定是由随机生产模拟进行长期的经济性考虑和比较安排得到的结果，一天的结果在长期的经济性中影响非常小。典型日主要考虑的是极端恶劣条件下系统能否满足运行要求和调峰要求，因而应该充分挖掘系统所有的调峰潜力来解决遇到的调峰问题，同时并不强调当日的最经济，需要重点校验的是在该投产表下当日能否安全稳定运行。

步骤五：计算系统的冷备用容量。按照火电装机容量加水电装机容量减去火电检修容量和水电检修容量再减去系统最大负荷乘一加备用系数来得到系统的冷备用容量，若备用系数为10％，这样得到的冷备用容量的意思是除开这部分冷备用机组，系统开机的机组能够用热备用的形式来应对系统最大负荷最大向上波动10％的情况。为了充分地利用系统内的水电资源，在安排时不将水电机组作为冷备用，冷备用机组均由火电机组来担任，这样可以使得火电机组担任的峰荷发电量减少，继而减少系统的煤耗，降低运行成本。安排火电机组时，在满足备用容量的约束条件下优先让发电成本较高的火电机组作为冷备用机组，这样可以使得全系统的运行成本最低，最为经济。进而在HC1和FC1的基础上扣除水电机组和火电机组的冷备用来得到系统的可用容量HC2和FC2(水电机组冷备用为0，HC2＝HC1)。

步骤六：以下进行工作容量的分配。首先要求出各火电厂的峰荷和基荷，根据机组的最小技术出力给出各电厂火电机组的基荷容量，对于取整过程中基荷和峰荷容量的偏差量让排序在第一，即峰荷煤耗最小的火电厂的火电机组来担任，从而保证系统的燃料费用最低。

此处需要判断系统基荷和火电基荷的大小，若火电基荷之和大于系统基荷，则说明系统的调峰容量不足，不具备调峰的能力，此时可以调用抽水蓄能机组来缓解调峰压力。若调用抽水蓄能机组后还存在调峰问题，则在此基础上为了保证火电中煤电和核电等机组的安全稳定运行，不过多降低出力，可以选择弃风来缓解系统的调峰压力。若仍有问题，可以在此基础上选择放弃一些不具有调节能力，出力由来水决定，最小出力较大的径流式水电机组。若以上措施采取以后系统仍存在调峰问题，则改变火电机组的排序，在保证核电机组安全稳定运行的前提下，将其余煤电和气电机组按照调峰能力排序，让调峰能力较差的机组担任冷备用，最大程度上挖掘系统的调峰能力，以期缓解系统的调峰问题，并减少反馈给电源投资程序使其修改投产表的次数。若如此仍存在调峰问题，则说明之前程序安排的电源方案不合理，程序结束，结果反馈给电源投资决策程序进行修改，并改变原有的投产表重新开始评估与模拟。

若无调峰问题，则接下来开始安排每种电厂的运行位置。包括基荷火电厂、基荷水电厂、峰荷水电厂、峰荷火电厂和抽水蓄能电厂。首先安排水电的位置。按照水电的最小强迫出力来安排水电的基荷，并不断进行修正，从而得到水电的基荷容量，并从扣除了检修备用和冷备用容量的水电机组可用容量中扣除这部分容量，得到新的可用容量。抽水蓄能电厂在此处考虑发电功能，考虑的方法和一般的水电机组一致，并把它包含在水电机组中考虑，后面不加以区分。

之后将各省区水电按照峰荷利用小时数进行排序，方便之后安排水电的峰荷工作容量。至此火电机组和水电机组的基荷容量安排完成。

步骤七：安排峰荷容量。首先对水电峰荷机组的容量和电量进行试探，若可以将多台水电机组等效为一台等效水电机组，则将这些水电机组等效为一台，并按照一台水电机组的安排原则来安排。若不能等效，即不存在交叉重叠，满足单台水电机组的安排原则，则按单台水电机组来安排。若安排至某一台水电机组，此时安排后的峰值时刻的容量大于系统峰荷，且电量满足负荷的要求，则安排完成，进行结果输出并进行下一次典型日生产模拟。

在水电峰荷机组全部安排完之前，每安排完一台水电机组或者一台等效水电机组，都应进行以下判断，若安排后系统已安排的容量小于最大负荷，或系统电量不满足负荷电量，则还需安排峰荷火电机组。每次按照火电机组的排序安排一台峰荷火电厂，若安排完成后火电机组仍有剩余，旋转备用容量没有用尽，且此时系统容量大于最大负荷，系统电量满足负荷要求，则安排完成，输出结果并进行下一次典型日生产模拟。若系统容量小于最大负荷，或者系统电量不满足负荷电量要求，需要重新安排水电，此时水电在这部分安排过的火电机组的容量上进行安排，重新回到七的步骤，每安排一台火电机组都应进行一次以上的判断，之所以要在水电不满足系统最大负荷和系统电量的情况下安排一台峰荷火电机组，是因为水电的利用小时数普遍只有3000多小时，因而在安排峰荷水电机组时，对应容量的水电机组的电量无法满足负荷要求(即水电利用小时数低于负荷)，因而无法安排该水电机组的位置。而安排火电机组后，可以抬高水电机组的带负荷位置，在等效电量函数图中最上端的部分水电机组利用小时数满足负荷的要求，从而找到该峰荷水电机组的带负荷位置。若回到七的步骤在这台火电上再安排水电机组仍无法满足要求，则再在峰荷投入一台火电机组，依次循环重复，最后充分让水电尽可能占据峰荷的位置，完全用尽系统内的水电电量，以减少系统总的煤耗及运行成本。

若在上一步中火电机组全部安排完后系统总的容量仍小于系统的最大负荷，这种情况出现的主要原因在于，在步骤五中计算冷备用时，是按照水电装机容量来计算的。但实际水电机组出力受到水文的影响非常大，同时枯水年丰水年的差距也非常大，这样就导致了实际投入的水电容量是小于水电的装机容量的，因而水火电的工作容量会小于系统的最大负荷，需要调用旋转备用容量。系统的旋转备用容量全部用尽。则此时需要考虑使用系统的冷备用容量和检修备用容量。先计算系统此时缺少的容量，若加上冷备用容量可以满足，则使用冷备用容量开启能够满足不足容量大小的机组，回到最初开始日运行方式，即步骤三进行重新计算，此时则发生了火电机组的启停。若加上冷备用容量仍不足，就再加上检修容量后重新计算。如果两者都加上后仍然不足，说明上级程序得到的投产表并不合理，计算系统此时的缺额容量，并输出结果，反馈给电源投资决策程序，进行下一次的典型日计算。

值得注意的是以上的旋转备用容量中，水电和火电的处理方式是不同的。火电机组的旋转备用是开机的火电机组最大出力与实际出力之间的差值。而水电的旋转备用则是由水文情况决定的最大出力与实际出力之间的差值。此外，由于多年调节的水电站可以利用其它天的水量来调节考察的典型日当天的水量需求，因而这部分水电旋转备用容量非常适合作为事故备用中的热备用来处理。利用多年调节的水量来满足由于事故造成的当日的紧急水量需求，这也十分满足事故备用的定义。若不是多年调节的水库，如日调节的水库，则虽有旋转备用容量，却没有水量能使其发电。若想把日调节的水库作为事故备用，则需在当日留出足够的水量，这也显然就不够经济，没有充分利用典型日当天的水量，因而不这样考虑。

步骤八：最后是输出部分，输出各水电厂、各火电厂的相关数据，系统的电量电力平衡，火电、水电装机容量、发电电量，弃水电量等等参数。再给出24小时核电基荷、煤电基荷、气电基荷、水电基荷、抽水蓄能基荷、核电峰荷、煤电峰荷、气电峰荷、水电峰荷、抽水蓄能峰荷、风电出力、光伏出力等数据，用于分析和计算。程序至此全部结束。

在以上步骤中，本发明对于调峰问题的处理手段主要有四种：

一：通过投入抽水蓄能机组来缓解系统内的调峰问题。由于抽水蓄能机组拥有200％的调节能力，其利用电力负荷低谷时的电能将水抽至上游水库，在电力负荷高峰期再放水至下游水库发电。它可将电网负荷低时的多余电能，转变为电网高峰时期的高价值电能，还适于调频、调相，稳定电力系统的周波和电压，且宜为事故备用，还可提高系统中火电站和核电站的效率。在调峰问题中，其最具价值的特点在于可以在负荷低谷区作为系统负荷来抬高全系统的最低负荷，使得系统等效负荷的谷值大于系统内常规机组的最小出力，继而缓解了系统内的调峰压力，同时还使得系统运行更为平稳。因此，当遇到调峰问题，第一合理的手段就是投入抽水蓄能机组，来解决系统的调峰问题。

二：通过弃风来缓解系统内的调峰问题。风能由于其反调峰性，使得原本严峻的调峰问题更加严重。在投入抽水蓄能机组仍无法满足系统的调峰要求时，为了能够让火电机组中的煤电和核电机组仍能够运行在较高的出力状态，仍能保证经济稳定运行的情况下，应优先舍弃这部分风电，使得等效负荷更为平衡，从而缓解系统的调峰问题。

三：通过放弃不具备调节能力，受来水情况影响的径流式水电机组来缓解系统的调峰问题。许多地方小水电不具备多年调节或者季调节的能力，其出力大小主要取决于来水情况，在系统中类似于基荷运行。但由于为了降低系统运行成本，充分利用系统内可用的水电电量的原则，这部分不具备调节能力，性能不佳的机组也在投入运行。当系统面临严重的调峰压力，通过投入抽水蓄能机组和弃风仍无法满足调峰要求。则需要舍弃这部分水电机组，让调节能力更好的机组来代替。至此就不再从经济性的角度而是从安全稳定运行的角度来审视这些机组是否应该投入。

四：通过改变系统内火电机组的排序原则，在保证核电机组安全稳定运行的前提下，将其余煤电和气电机组按调峰能力强弱来安排机组，将调峰能力较差的机组安排为冷备用来缓解系统的调峰压力。当以上三种手段都无法缓解系统的调峰压力，则不能单从经济性角度入手来安排机组运行，此时更需要关注的是全系统的安全稳定运行。因而需要最大程度上挖掘系统的调峰潜力，并以此来安排机组运行，以期解决系统的调峰问题。若此方案仍无法解决调峰问题，则超出了单靠本程序能够解决的范畴，需要反馈给电源投资决策程序，让其修改投产表，多投产一些抽水蓄能机组或者多投产一些调节性能较好的机组，而非单单从经济性角度考虑投产机组。

实施例：

负荷及机组数据采用南方电网提供的海南电网规划数据，对风电和光伏出力加以修改增大，测试系统的运行情况及调峰手段的使用情况。

实施例1(基本模块测试及调峰措施中的投入抽水蓄能机组功能测试)：

风电出力和光伏出力见表3：

表3风电及光伏出力情况(单位：万千瓦)

系统运行情况如下：

若未采取任何调峰手段，系统等效负荷的谷值为322.5万千瓦，火电机组基荷大小为427.5万千瓦，可见系统中存在调峰问题无法运行，因而采用第一种调峰手段投入抽水蓄能机组运行。抽水蓄能机组投入运行后，系统等效负荷的谷值变为402.5万千瓦，火电机组基荷大小为396.9万千瓦，因而解决了系统中存在的调峰问题，可以安排运行方式。以下是系统运行情况的展示：

表4系统内各电厂运行情况(容量单位：万千瓦，电量单位：亿度)

其中，水电机组类型为1表示为抽水蓄能机组，0表示为其余水电机组。火电机组类型为1表示为煤电机组，2表示为核电机组，3表示为气电机组。

可以看到此时系统只通过投入抽水蓄能机组即可解决调峰问题，火电机组的排序是按照运行成本进行排序的。

表5系统运行情况(容量单位：万千瓦，电量单位：亿度，成本单位：元)

其中，抽水蓄能机组的抽水电量和发电电量存在效率转换的关系，将抽水电量乘以转换效率0.8后和发电电量一致，即水量平衡。火电旋转备用和水电旋转备用之和为系统等效负荷峰值的10％，因为要求系统的负荷备用为热备用为系统等效负荷峰值的5％，事故备用为等效负荷峰值的10％，其中5％为热备用，5％为冷备用，所以总的热备用为系统等效负荷峰值的10％，冷备用机组由于投产机组较多，火电装机容量和水电装机容量之和多于负荷的要求较大，因而冷备用容量较多。

表6系统各类型机组24小时出力情况(单位：万千瓦)

其中，抽发峰荷指的是抽水蓄能机组进行发电功能但担任的峰荷运行位置；抽水功率指的是抽水蓄能机组进行抽水功能时的抽水功率。抽水功率应以整机容量的整数倍为单位来运行，但在优化过程中是以小时为单位来实现的，其得到的抽水功率是每小时的等效功率。可以将其折算成最接近的较大的整机容量的整数倍，在每小时仅开机一定的分钟数(小于60)来处理。

实施例2(基本模块测试及调峰措施中弃风功能测试)：

加大系统内的风电出力为实施例1的1.5倍，将一部分煤电机组改为调节能力更差的核电机组，一部分可调节水电机组改为无法调节受来水影响的径流式水电机组，测试系统在更恶劣的调节下的调峰能力。风电出力和光伏出力见表7：

表7风电及光伏出力情况(单位：万千瓦)

系统运行情况如下：

若未采取任何调峰手段，系统等效负荷的谷值为306.1万千瓦，火电机组基荷大小为464.4万千瓦，可见系统中存在调峰问题无法运行，因而采用第一种调峰手段投入抽水蓄能机组运行。抽水蓄能机组投入运行后，系统等效负荷的谷值变为386.1万千瓦，火电机组基荷大小为433.1万千瓦，仍未解决系统中存在的调峰问题。因而采用为了保证系统内部核电及煤电机组安全稳定经济地运行，采用弃风的方式来缓解系统的调峰问题。经过弃风处理后，系统等效负荷的谷值为433.1万千瓦，火电机组的基荷大小为433.1万千瓦，因而解决了系统的调峰问题，可以安排运行方式。以下是系统运行情况的展示：

表8系统内各电厂运行情况(容量单位：万千瓦，电量单位：亿度)

其中，是否抽水蓄能机组为1表示为抽水蓄能机组，0表示为其余水电机组。水电机组类型为1表示为具有调节能力的水电机组，2表示为不具备调节能力的径流式水电机组。火电机组类型为1表示为煤电机组，2表示为核电机组，3表示为气电机组。

可以看到此时系统只通过投入抽水蓄能机组无法解决调峰问题，经过弃风后，风电出力情况变为下表所示。

表9弃风后风电出力情况(单位：万千瓦)

此时系统的运行情况如下表所示：

表10系统运行情况(容量单位：万千瓦，电量单位：亿度，成本单位：元)

其中，抽水蓄能机组的抽水电量和发电电量存在效率转换的关系，将抽水电量乘以转换效率0.8后和发电电量一致，即水量平衡。火电旋转备用和水电旋转备用之和为系统等效负荷峰值的10％，因为要求系统的负荷备用为热备用为系统等效负荷峰值的5％，事故备用为等效负荷峰值的10％，其中5％为热备用，5％为冷备用，所以总的热备用为系统等效负荷峰值的10％，冷备用机组由于投产机组较多，火电装机容量和水电装机容量之和多于负荷的要求较大，因而冷备用容量较多。

表11系统各类型机组24小时出力情况(单位：万千瓦)

其中，抽发峰荷指的是抽水蓄能机组进行发电功能但担任的峰荷运行位置；抽水功率指的是抽水蓄能机组进行抽水功能时的抽水功率。抽水功率应以整机容量的整数倍为单位来运行，但在优化过程中是以小时为单位来实现的，其得到的抽水功率是每小时的等效功率。可以将其折算成最接近的较大的整机容量的整数倍，在每小时仅开机一定的分钟数(小于60)来处理。

实施例3(基本模块测试及调峰措施中的弃径流式水电机组和改变火电机组排序功能测试)：

加大系统内的风电出力为实施例1的3倍，将一部分煤电机组改为调节能力更差的核电机组，将所有地方小水电改为无法调节受来水影响的径流式水电机组，测试系统在更恶劣的调节下的调峰能力。风电出力和光伏出力见下表：

表12风电及光伏出力情况(单位：万千瓦)

系统运行情况如下：

若未采取任何调峰手段，系统等效负荷的谷值为337.0万千瓦，火电机组基荷大小为484.4万千瓦，可见系统中存在调峰问题无法运行，因而采用第一种调峰手段投入抽水蓄能机组运行。抽水蓄能机组投入运行后，系统等效负荷的谷值变为417.0万千瓦，火电机组基荷大小为466.5万千瓦，仍未解决系统中存在的调峰问题。因而采用弃风的手段来缓解系统的调峰问题，采取弃风后，系统等效负荷的谷值变为466.2万千瓦，火电机组的基荷大小为466.5万千瓦，仍未解决系统中存在的调峰问题。进而采用弃径流式水电机组的手段，弃除系统中的径流式水电后，系统等效负荷的谷值变为466.2万千瓦，火电机组的基荷大小为489.5万千瓦，可见系统中仍存在调峰问题。此时系统弃除径流式水电机组反而使得调峰问题变得严重了，这是因为弃除的径流式水电机组容量和电量较小，没能使得系统多投入一台火电机组运行，因而系统就必须让现有的火电机组提高出力来应对弃除径流式水电机组造成的电力和电量缺额，因而使得系统的调峰问题加重。最后采用改变火电机组排序的方法，在保证核电机组安全稳定经济运行的前提下，将核电仍按经济性指标进行排序，将其余火电机组按调峰能力排序，从而最大挖掘系统的调峰能力。改变排序后，系统等效负荷的谷值为466.2万千瓦，火电机组的基荷大小为453.0万千瓦，因而解决了系统的调峰问题，可以安排运行方式。以下是系统运行情况的展示：

表13系统内各电厂运行情况(容量单位：万千瓦，电量单位：亿度)

其中，是否抽水蓄能机组为1表示为抽水蓄能机组，0表示为其余水电机组。水电机组类型为1表示为具有调节能力的水电机组，2表示为不具备调节能力的径流式水电机组。火电机组类型为1表示为煤电机组，2表示为核电机组，3表示为气电机组。

可以看到此时系统只通过投入抽水蓄能机组无法解决调峰问题，经过弃风后，风电出力情况变为下表所示。

表14弃风后风电出力情况(单位：万千瓦)

可以看到此时系统通过投入抽水蓄能机组已经弃风仍无法解决调峰问题，同时还可以从表13中看出系统此时已弃除所有类型为2的径流式水电机组。此时为了解决系统的调峰问题，还需要改变火电机组的投运安排顺序才能解决系统的调峰问题，此时从表13中看以看出，核电机组仍按经济指标排序以保证其安全稳定运行，其余火电机组的排序是按照调峰能力大小来排序的。此时系统运行情况如下表所示。

表15系统运行情况(容量单位：万千瓦，电量单位：亿度，成本单位：元)

其中，抽水蓄能机组的抽水电量和发电电量存在效率转换的关系，将抽水电量乘以转换效率0.8后和发电电量一致，即水量平衡。火电旋转备用和水电旋转备用之和为系统等效负荷峰值的10％，因为要求系统的负荷备用为热备用为系统等效负荷峰值的5％，事故备用为等效负荷峰值的10％，其中5％为热备用，5％为冷备用，所以总的热备用为系统等效负荷峰值的10％，冷备用机组由于投产机组较多，火电装机容量和水电装机容量之和多于负荷的要求较大，因而冷备用容量较多。

表16系统各类型机组24小时出力情况(单位：万千瓦)

其中，抽发峰荷指的是抽水蓄能机组进行发电功能但担任的峰荷运行位置；抽水功率指的是抽水蓄能机组进行抽水功能时的抽水功率。抽水功率应以整机容量的整数倍为单位来运行，但在优化过程中是以小时为单位来实现的，其得到的抽水功率是每小时的等效功率。可以将其折算成最接近的较大的整机容量的整数倍，在每小时仅开机一定的分钟数(小于60)来处理。

可以看到此时核电仍按照经济指标排序来运行，且处理较为稳定。其余火电机组经过按照调峰能力进行运行安排，主要投入的都是具有灵活调节能力，调峰能力较强的机组，而一些调峰能力较差的机组则担任冷备用。

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，本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的范围内，根据本发明的技术方案及其发明构思加以等同替换或改变，都属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)接收系统电源情况、负荷信息，将时序负荷形成原始等效持续负荷曲线，并将风电及光伏出力运用净负荷修正法修改原始等效持续负荷曲线，进而将修正后的等效持续负荷曲线转化为等效电量函数；

2)考虑抽水蓄能机组抽水运行功能的影响，修正等效电量函数，进行负荷的削峰填谷；

3)利用等备用方法安排检修容量，进而得到系统各机组的检修情况表，结合系统电源情况和检修计划表得到能够调度的各类机组的情况；

4)依据步骤3)得到的能够调度的各类机组的情况，将系统内各火电厂按增量成本排序，水电厂按利用小时数排序，进而实现系统总运行费用最低的目标；

5)依据步骤3)得到的能够调度的各类机组的情况，计算系统的冷备用容量，并相应地安排各冷备用机组；

6)根据机组的最小技术出力安排各火电厂的基荷容量，对于取整过程中基荷及峰荷容量的偏差让排序在第一，即峰荷煤耗最小的火电厂来担任，从而保证系统的燃料费用最低；

7)安排各类机组基荷及峰荷容量时，首先判断系统基荷和火电基荷的大小，若火电基荷之和大于系统基荷，则说明系统的调峰容量不足，不具备调峰的能力，此时采用相应的调峰手段来缓解系统的调峰压力；若系统不存在调峰问题或经调整后解决了调峰问题，则依次安排基荷火电厂、基荷水电厂、峰荷水电厂、峰荷火电厂的运行位置，反复试探，直至水电的所有电量用尽，且系统的最大负荷及电量的要求均满足；若负荷容量或电量不满足，则输出缺额；当负荷容量及电量均满足要求，则进行结果输出，输出各类所需的数据，进行结果分析。

2.根据权利要求1所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：修正原始等效持续负荷曲线时：

首先第一步是形成原始等效持续负荷曲线，将风电及光伏出力视为负的负荷修正原始等效持续负荷曲线，从而得到修正后的等效持续负荷曲线；之后将修正后的等效持续负荷曲线转化为等效电量函数。

3.根据权利要求1所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：考虑抽水蓄能机组抽水运行功能的影响时，加入抽水蓄能机组后会对求得的等效电量函数产生影响，抽水蓄能机组抽水功能通过以下步骤实现：

设抽水蓄能容量为Cp，电量为Ep，抽水蓄能机组在负荷谷值开始依次向右移动Cp的距离，直到等效电量函数曲线上Cp长度对应的高度为24h的矩阵和Cp长度对应的曲线之间的面积差为Ep位置，从而以此平移修改等效电量函数，得到抽水蓄能机组的运行位置和电量；在寻找等效电量函数曲线上Cp长度对应的高度为24h的矩阵和Cp长度对应的曲线之间的面积差为Ep位置时，若Cp长度对应的起点在最小负荷处，则只需在等效负荷曲线上上移补上一块即可；若Cp长度对应的起点不在最小负荷处，则需要将负荷曲线右移一块且在其左边补上空缺的一块。

4.根据权利要求1所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：用冒泡排序法将各火电厂按增量成本排序。

5.根据权利要求1所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：用冒泡排序法将水电厂按利用小时数排序。

6.根据权利要求1所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：安排冷备用容量时：

按照火电装机容量加水电装机容量减去火电检修容量和水电检修容量再减去系统最大负荷乘一加备用系数来得到系统的冷备用容量；为了充分地利用系统内的水电资源，在安排时不将水电机组作为冷备用，冷备用机组均由火电机组来担任；安排火电机组时，在满足备用容量的约束条件下优先让发电成本高的火电机组作为冷备用机组；进而在可用容量的基础上扣除水电机组和火电机组的冷备用容量得到系统的实际可用容量。

7.根据权利要求1所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：安排各类机组基荷及峰荷容量时：

首先安排火电基荷容量，若系统基荷大于火电基荷，即不存在调峰问题则继续安排；若存在调峰问题，则采用相应的调峰手段解决系统的调峰问题，进而安排基荷水电机组和峰荷机组；

安排峰荷容量时，首先对水电峰荷机组的容量和电量进行试探，若能够将多台水电机组等效为一台等效水电机组，则将这些水电机组等效为一台，并按照一台水电机组的安排原则来安排；若不能等效，即不存在交叉重叠，满足单台水电机组的安排原则，则按单台水电机组来安排；若安排至某一台水电机组，此时安排后的峰值时刻的容量大于系统峰荷，且电量满足负荷的要求，则安排完成，进行结果输出并进行下一次典型日生产模拟；

在水电峰荷机组全部安排完之前，每安排完一台水电机组或者一台等效水电机组，都应进行以下判断，若安排后系统已安排的容量小于最大负荷，或系统电量不满足负荷电量，则还需安排峰荷火电机组；每次按照火电机组的排序安排一台峰荷火电厂，若安排完成后火电机组仍有剩余，旋转备用容量没有用尽，且此时系统容量大于最大负荷，系统电量满足负荷要求，则安排完成，输出结果并进行下一次典型日生产模拟；若系统容量小于最大负荷，或者系统电量不满足负荷电量要求，需要重新安排水电，此时水电在这部分安排过的火电机组的容量上进行安排，最后充分让水电尽可能占据峰荷的位置，完全用尽系统内的水电电量，以减少系统总的煤耗及运行成本。

8.根据权利要求7所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：若在上一步中火电机组全部安排完后系统总的容量仍小于系统的最大负荷，系统的旋转备用容量全部用尽，则此时需要考虑使用系统的冷备用容量和检修备用容量；先计算系统此时缺少的容量，若加上冷备用容量可以满足，则使用冷备用容量开启能够满足不足容量大小的机组，回到最初开始日运行方式进行重新计算，此时则发生了火电机组的启停；若加上冷备用容量仍不足，就再加上检修容量后重新计算；如果两者都加上后仍然不足，说明接收的投产表并不合理，计算系统此时的缺额容量，并输出结果，进行下一次的典型日计算。

9.根据权利要求7所述的基于多场景新能源发电模拟的日运行方式安排和调峰方法，其特征在于：输出各水电厂、各火电厂的相关数据，系统的电量电力平衡，火电、水电装机容量、发电电量，弃水电量等等参数；再给出24小时核电基荷、煤电基荷、气电基荷、水电基荷、抽水蓄能基荷、核电峰荷、煤电峰荷、气电峰荷、水电峰荷、抽水蓄能峰荷、风电出力及光伏出力数据，用于分析和计算。