CN106447118A - 一种电源优化规划方法及系统 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种电源优化规划方法及系统，其中，所述电源优化规划方法综合考虑所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，并且所述直流送电曲线的分段数量大于2，使其能够更加贴合所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线，便于实现在确定所述输电通道的备用电源配置方案时所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％这一目的，从而使得所述输电通道可以实现主送新能源电力的目的，进而实现使所述输电通道满足大规模新能源发电基地的电力外送要求的目的。

Description

一种电源优化规划方法及系统

技术领域

本申请涉及电力输送技术领域，更具体地说，涉及一种电源优化规划方法及系统。

背景技术

我国能源资源与经济发展具有逆向分布的特点，具体表现为东部、沿海等地区经济发展迅速，能源资源无法满足经济发展要求；而西北部等地区能源资源丰富，当经济规模和经济发展较为缓慢，这样使得“西电东送”战略成为我国优化电源开发布局的重要内容。建设特高压直流输电通道，增强向我国东部、中部等大区电网输送优质、清洁的外来电能，可以有效缓解大区电网内供电不足、大气污染严重等问题。加强区外输电通道建设可以促进电网发展，利用区间输电通道使区域电网之间相互支持，有利于我国西北部地区丰富的可再生资源的开发和改善东部、中部等地区的环境压力。

特高压输电通道的定义为：对于直流输电通道而言，当其输电电压在±800KV以上时，该直流输电通道就属于特高压直流输电通道；对于交流输电通道而言，当其输电电压在±1000KV以上时，该交流输电通道就属于特高压直流输电通道。现在主要建立的特高压输电通道都属于特高压直流输电通道，例如新疆哈密到河南郑州的特高压直流输电通道在2014年建成，甘肃酒泉到湖南株洲的特高压直流输电通道在2015年建成；但是目前这些特高压输电通道的电源规划中以火电为主，配合少量的风力发电电源和光伏发电电源，这种特高压输电通道难以满足西部和北部大规模风力发电、光伏发电基地等新能源发电基地的电力外送要求。

发明内容

为解决上述技术问题，本发明提供了一种电源优化规划方法及系统，以实现使特高压直流输电通道满足大规模新能源发电基地的电力外送要求的目的。

为实现上述技术目的，本发明实施例提供了如下技术方案：

一种电源优化规划方法，应用于特高压直流输电通道，所述电源优化规划方法包括：

获取新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线；

根据所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，所述直流送电曲线的分段数量大于2；

根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案，每个所述备用电源配置方案包括火电装机、新能源发电电源装机以及配套火电调节能力或网汇火电调节能力，且所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％；

依次对所述至少一个备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估，获得每个所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况和竞争力状况；

对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估包括：

以全年为分析计算周期，逐时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值确定为所述输电通道的新能源发电的接纳空间；

根据所述备用电源配置方案以及所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定所述分析计算周期中每个时刻的新能源发电出力水平；

在所述分析计算周期的每个时刻内，判断所述新能源发电的接纳空间是否大于所述新能源发电出力水平，如果是，则提高火电发电量补充所述新能源发电的接纳空间与所述新能源发电出力水平的差额；如果否，则将所述新能源发电出力水平与所述新能源发电的接纳空间的差额作为该时刻弃新能源电力；

根据所述分析计算周期的每个时刻的弃新能源电力计算获得各类电源利用小时、电量占比和所述输电通道的利用小时；

计算所述输电通道的输电价以及所述输电通道的受端和送端的综合上网电价，判断所述输电通道的电价竞争力。

优选的，所述新能源发电包括风力发电和光伏发电。

优选的，所述根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案包括：

根据所述直流送电曲线获得所述输电通道的输电参数；

根据所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线获得新能源出力特性参数；

将所述输电通道的输电参数和所述新能源出力特性参数代入火电年利用小时数模型中，获取所述输电通道的火电年利用小时数；

根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案；

所述火电年利用小时数模型为：

目标函数：

等式约束：P_火i+θ_风,高峰·P_风i+θ_光,高峰·P_光i＝P_通道i (2)

不等式约束：

其中，P_通道,T_通道分别为所述输电通道的额定功率和年输电利用小时数；

P_通道i,P_火i,P_风i,P_光i分别是所述直流送电曲线中的直流功率计划、火电、风力发电、光伏发电功率值；

θ_风,高峰,θ_风,低谷分别对应所述输电通道输送电量高峰、低谷时，风电的有效容量系数；

θ_{通道,低谷}对应所述输电通道低谷输电系数；

θ_光,高峰对应所述输电通道输送电量高峰时，光伏发电的有效容量系数；

θ_火,min对应火电最小技术出力系数。

优选的，所述根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案包括：

根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量计算所述新能源发电的年利用小时数；

根据所述输电通道的火电年利用小时数和所述新能源发电的年利用小时数确定火电装机、新能源发电电源装机；

根据所述火电装机、新能源发电电源装机和调峰能力确定至少一个备用电源配置方案，所述调峰能力为配套火电调节能力或网汇火电调节能力。

优选的，所述预设周期为天或周或月或季或年。

一种电源优化规划系统，应用于特高压直流输电通道，所述电源优化规划系统包括：

获取模块，用于获取新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线；

送电曲线确定模块，用于根据所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，所述直流送电曲线的分段数量大于2；

配置模块，用于根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案，每个所述备用电源配置方案包括火电装机、新能源发电电源装机以及配套火电调节能力或网汇火电调节能力，且所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％；

分析模块，用于依次对所述至少一个备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估，获得每个所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况和竞争力状况；

对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估包括：

以全年为分析计算周期，逐时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值确定为所述输电通道的新能源发电的接纳空间；

根据所述备用电源配置方案以及所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定所述分析计算周期中每个时刻的新能源发电出力水平；

在所述分析计算周期的每个时刻内，判断所述新能源发电的接纳空间是否大于所述新能源发电出力水平，如果是，则提高火电发电量补充所述新能源发电的接纳空间与所述新能源发电出力水平的差额；如果否，则将所述新能源发电出力水平与所述新能源发电的接纳空间的差额作为该时刻弃新能源电力；

根据所述分析计算周期的每个时刻的弃新能源电力计算获得各类电源利用小时、电量占比和所述输电通道的利用小时；

计算所述输电通道的输电价以及所述输电通道的受端和送端的综合上网电价，判断所述输电通道的电价竞争力。

优选的，所述新能源发电包括风力发电和光伏发电。

优选的，所述配置模块包括：

输电参数获取单元，用于根据所述直流送电曲线获得所述输电通道的输电参数；

出力特性参数获取单元，用于根据所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线获得新能源出力特性参数；

代入单元，用于将所述输电通道的输电参数和所述新能源出力特性参数代入火电年利用小时数模型中，获取所述输电通道的火电年利用小时数；

方案确定单元，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案；

所述火电年利用小时数模型为：

目标函数：

等式约束：P_火i+θ_风,高峰·P_风i+θ_光,高峰·P_光i＝P_通道i(2)

不等式约束：

其中，P_通道,T_通道分别为所述输电通道的额定功率和年输电利用小时数；

P_通道i,P_火i,P_风i,P_光i分别是所述直流送电曲线中的直流功率计划、火电、风力发电、光伏发电功率值；

θ_风,高峰,θ_风,低谷分别对应所述输电通道输送电量高峰、低谷时，风电的有效容量系数；

θ_{通道,低谷}对应所述输电通道低谷输电系数；

θ_光,高峰对应所述输电通道输送电量高峰时，光伏发电的有效容量系数；

θ_火,min对应火电最小技术出力系数。

优选的，所述方案确定单元包括：

计算单元，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量计算所述新能源发电的年利用小时数；

确定装机单元，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和所述新能源发电的年利用小时数确定火电装机、新能源发电电源装机；

确定子单元，用于根据所述火电装机、新能源发电电源装机和调峰能力确定至少一个备用电源配置方案，所述调峰能力为配套火电调节能力或网汇火电调节能力。

优选的，所述预设周期为天或周或月或季或年。

从上述技术方案可以看出，本发明实施例提供了一种电源优化规划方法及系统，其中，所述电源优化规划方法综合考虑所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，并且所述直流送电曲线的分段数量大于2，使其能够更加贴合所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线，便于实现在确定所述输电通道的备用电源配置方案时所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％这一目的，从而使得所述输电通道可以实现主送新能源电力的目的，进而实现使所述输电通道满足大规模新能源发电基地的电力外送要求的目的。

进一步的，在对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估的过程中，在每个时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值作为该时刻所述输电通道的新能源发电的接纳空间；然后在所述分析计算周期中的每个时刻中确定新能源发电出力状况和火电出力状况，具体地，当新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和可以满足所述直流送电曲线的要求时，保持所述输电通道以火电的最小出力值输送火电，其他部分由新能源发电的发电量补足；只有在新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和不满足所述直流送电曲线的要求时，才会提升所述输电通道输送的火电的出力值，这样既满足了所述输电通道主送新能源的目的，而且以火电为补充满足了所述输电通道稳定、安全运行的需求。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1为本申请的一个实施例提供的一种电源优化规划方法的流程示意图；

图2为本申请的另一个实施例提供的一种电源优化规划方法的流程示意图；

图3为本申请的又一个实施例提供的一种电源优化规划方法的流程示意图；

图4为本申请的一个实施例提供的一种电源优化规划系统的结构示意图；

图5为本申请的另一个实施例提供的一种电源优化规划系统的结构示意图；

图6为本申请的又一个实施例提供的一种电源优化规划系统的结构示意图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本申请实施例提供了一种电源优化规划方法，如图1所示，应用于特高压直流输电通道，所述电源优化规划方法包括：

S101：获取新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线。

需要说明的是，所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线可以根据各种新能源发电种类的历史数据进行统计后获得，还可以根据不同地区建立数学模型进行仿真计算获得，本申请对所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线的具体获取方式并不做限定，具体视实际情况而定。

S102：根据所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，所述直流送电曲线的分段数量大于2。

需要说明的是，现有技术中的两段式分段的直流送电曲线主要以输电通道的受端的负荷情况而确定的，具体地，现有技术中将直流送电曲线主要分为高峰和低谷两种，其中，直流送电曲线的高峰对应于输电通道的受端的高负荷时段，例如中午时段(11:00-14:00)和晚间时段(18:00-23:00)；而直流送电曲线的低谷对应于输电通道的受端的低负荷时段，例如夜间时段(24:00-06:00)。但是对于新能源发电，特别是风力发电而言，在中午时段对应于风力发电理论出力曲线的低谷部分，即在这一时段风力发电的发电量较小，而在这个时段输电通道受端的用电量较大，在夜间时段对应于风力发电理论出力曲线的高峰，即在这一时段风力发电的发电量较大，而在这个时段输电通道受端的用电量较小，而对于光伏发电而言也存在类似的问题。因此现有技术中的直流送电曲线的两段式分段与新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线相差较大，不利于实现输电通道主送新能源这一目标的实现。

而在本申请中，所述直流送电曲线的确定综合考虑了所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线，并且所述直流送电曲线的分段数量大于2，使其能够更加贴合所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线，便于实现在确定所述输电通道的备用电源配置方案时所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％这一目的，从而使得所述输电通道可以实现主送新能源电力的目的，进而实现使所述输电通道满足大规模新能源发电基地的电力外送要求的目的。

在本申请的一个优选实施例中，所述直流送电曲线的分段数量为5，但本申请对此并不做限定，具体视实际情况而定。

S103：根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案，每个所述备用电源配置方案包括火电装机、新能源发电电源装机以及配套火电调节能力或网汇火电调节能力，且所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％。

需要说明的是，一般情况下，为了保证新能源的充分发展，所述新能源发电电源装机量一般超过所述备用电源配置方案总装机量的80％。

所述配套火电调节能力或网汇火电调节能力主要用于在所述新能源发电电源出现波动时对所述输电通道进行调峰，以使所述输电通道能够在各个时段都满足所述直流送电曲线进行电力输送，从而满足所述输电通道的输电计划。

另外，还需要说明的是，所述配套火电是指所述输电通道在建设时的新建火电，所述网汇火电是指所述输电通道的送端的存量火电。在本申请的一个优选实施例中，所述备用电源配置方案中优选由火电装机、新能源发电电源装机以及网汇火电调节能力构成。这样可以减少新建火电的数量，从而降低由于火电生产而产生的大气污染等环境问题。

S104：依次对所述至少一个备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估，获得每个所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况和竞争力状况；

对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估包括：

以全年为分析计算周期，逐时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值确定为所述输电通道的新能源发电的接纳空间；

根据所述备用电源配置方案以及所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定所述分析计算周期中每个时刻的新能源发电出力水平；

在所述分析计算周期的每个时刻内，判断所述新能源发电的接纳空间是否大于所述新能源发电出力水平，如果是，则提高火电发电量补充所述新能源发电的接纳空间与所述新能源发电出力水平的差额；如果否，则将所述新能源发电出力水平与所述新能源发电的接纳空间的差额作为该时刻弃新能源电力；

根据所述分析计算周期的每个时刻的弃新能源电力计算获得各类电源利用小时、电量占比和所述输电通道的利用小时；

计算所述输电通道的输电价以及所述输电通道的受端和送端的综合上网电价，判断所述输电通道的电价竞争力。

需要说明的是，在对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估的过程中，在每个时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值作为该时刻所述输电通道的新能源发电的接纳空间；然后在所述分析计算周期中的每个时刻中确定新能源发电出力状况和火电出力状况，具体地，当新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和可以满足所述直流送电曲线的要求时，保持所述输电通道以火电的最小出力值输送火电，其他部分由新能源发电的发电量补足；只有在新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和不满足所述直流送电曲线的要求时，才会提升所述输电通道输送的火电的出力值，这样既满足了所述输电通道主送新能源的目的，而且以火电为补充满足了所述输电通道稳定、安全运行的需求。

在上述实施例的基础上，在本申请的一个具体实施例中，所述新能源发电具体指风力发电和光伏发电，那么相应的，所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线就包括风力发电的全年逐时刻理论出力曲线和光伏发电的全年逐时刻理论出力曲线。所述新能源发电电源装机就包括风力发电电源装机和光伏发电电源装机。所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况就包括火电出力情况、风力发电出力情况和光伏发电出力情况。

在上述实施例的基础上，在本申请的另一个实施例中，如图2所示，所述根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案包括：

S1031：根据所述直流送电曲线获得所述输电通道的输电参数；

S1032：根据所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线获得新能源出力特性参数；

S1033：将所述输电通道的输电参数和所述新能源出力特性参数代入火电年利用小时数模型中，获取所述输电通道的火电年利用小时数；

S1034：根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案；

所述火电年利用小时数模型为：

目标函数：

等式约束：P_火i+θ_风,高峰·P_风i+θ_光,高峰·P_光i＝P_通道i(2)

不等式约束：

其中，P_通道,T_通道分别为所述输电通道的额定功率和年输电利用小时数；

P_通道i,P_火i,P_风i,P_光i分别是所述直流送电曲线中的直流功率计划、火电、风力发电、光伏发电功率值；

θ_风,高峰,θ_风,低谷分别对应所述输电通道输送电量高峰、低谷时，风电的有效容量系数；

θ_{通道,低谷}对应所述输电通道低谷输电系数；

θ_光,高峰对应所述输电通道输送电量高峰时，光伏发电的有效容量系数；

θ_火,min对应火电最小技术出力系数。

在本申请的一个具体实施例中，θ_{通道,低谷}在公式(4)中取0.7，但也可以跟随直流送电曲线的不同段对应取不同的值。

θ_火,min在公式(5)中取0.4。

在上述实施例的基础上，在本申请的又一个实施例中，如图3所示，所述根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案包括：

S1041：根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量计算所述新能源发电的年利用小时数；

S1042：根据所述输电通道的火电年利用小时数和所述新能源发电的年利用小时数确定火电装机、新能源发电电源装机；

S1043：根据所述火电装机、新能源发电电源装机和调峰能力确定至少一个备用电源配置方案，所述调峰能力为配套火电调节能力或网汇火电调节能力。

在上述实施例的基础上，在本申请的一个具体实施例中，所述预设周期为天或周或月或季或年。

需要说明的是，所述直流送电曲线以预设周期为周期进行确定，当所述预设周期为天时，每天都会有一个对应的直流送电曲线；相应的，当所述预设周期为周或月或季或年时，每周或每月或每季或每年都会有一个对应的直流送电曲线。但是一般情况下，所述预设周期都设定为年，即每年具有一个所述直流送电曲线即可。但本申请对此并不做限定，具体视实际情况而定。

相应的，本申请实施例还提供了一种电源优化规划系统，如图4所示，应用于特高压直流输电通道，所述电源优化规划系统包括：

获取模块100，用于获取新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线；

送电曲线确定模块200，用于根据所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，所述直流送电曲线的分段数量大于2；

配置模块300，用于根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案，每个所述备用电源配置方案包括火电装机、新能源发电电源装机以及配套火电调节能力或网汇火电调节能力，且所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％；

需要说明的是，一般情况下，为了保证新能源的充分发展，所述新能源发电电源装机量一般超过所述备用电源配置方案总装机量的80％。

分析模块400，用于依次对所述至少一个备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估，获得每个所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况和竞争力状况；

对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估包括：

以全年为分析计算周期，逐时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值确定为所述输电通道的新能源发电的接纳空间；

根据所述备用电源配置方案以及所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定所述分析计算周期中每个时刻的新能源发电出力水平；

在所述分析计算周期的每个时刻内，判断所述新能源发电的接纳空间是否大于所述新能源发电出力水平，如果是，则提高火电发电量补充所述新能源发电的接纳空间与所述新能源发电出力水平的差额；如果否，则将所述新能源发电出力水平与所述新能源发电的接纳空间的差额作为该时刻弃新能源电力；

根据所述分析计算周期的每个时刻的弃新能源电力计算获得各类电源利用小时、电量占比和所述输电通道的利用小时；

计算所述输电通道的输电价以及所述输电通道的受端和送端的综合上网电价，判断所述输电通道的电价竞争力。

电源优化规划系统包括：

获取模块100，用于获取新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线；

送电曲线确定模块200，用于根据所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，所述直流送电曲线的分段数量大于2；

配置模块300，用于根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案，每个所述备用电源配置方案包括火电装机、新能源发电电源装机以及配套火电调节能力或网汇火电调节能力，且所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％；

分析模块400，用于依次对所述至少一个备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估，获得每个所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况和竞争力状况；

对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估包括：

以全年为分析计算周期，逐时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值确定为所述输电通道的新能源发电的接纳空间；

根据所述备用电源配置方案以及所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定所述分析计算周期中每个时刻的新能源发电出力水平；

在所述分析计算周期的每个时刻内，判断所述新能源发电的接纳空间是否大于所述新能源发电出力水平，如果是，则提高火电发电量补充所述新能源发电的接纳空间与所述新能源发电出力水平的差额；如果否，则将所述新能源发电出力水平与所述新能源发电的接纳空间的差额作为该时刻弃新能源电力；

根据所述分析计算周期的每个时刻的弃新能源电力计算获得各类电源利用小时、电量占比和所述输电通道的利用小时；

计算所述输电通道的输电价以及所述输电通道的受端和送端的综合上网电价，判断所述输电通道的电价竞争力。

现有技术中的两段式分段的直流送电曲线主要以输电通道的受端的负荷情况而确定的，具体地，现有技术中将直流送电曲线主要分为高峰和低谷两种，其中，直流送电曲线的高峰对应于输电通道的受端的高负荷时段，例如中午时段(11:00-14:00)和晚间时段(18:00-23:00)；而直流送电曲线的低谷对应于输电通道的受端的低负荷时段，例如夜间时段(24:00-06:00)。但是对于新能源发电，特别是风力发电而言，在中午时段对应于风力发电理论出力曲线的低谷部分，即在这一时段风力发电的发电量较小，而在这个时段输电通道受端的用电量较大，在夜间时段对应于风力发电理论出力曲线的高峰，即在这一时段风力发电的发电量较大，而在这个时段输电通道受端的用电量较小，而对于光伏发电而言也存在类似的问题。因此现有技术中的直流送电曲线的两段式分段与新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线相差较大，不利于实现输电通道主送新能源这一目标的实现。

而在本申请中，所述直流送电曲线的确定综合考虑了所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线，并且所述直流送电曲线的分段数量大于2，使其能够更加贴合所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线，便于实现在确定所述输电通道的备用电源配置方案时所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％这一目的，从而使得所述输电通道可以实现主送新能源电力的目的，进而实现使所述输电通道满足大规模新能源发电基地的电力外送要求的目的。

在本申请的一个优选实施例中，所述直流送电曲线的分段数量为5，但本申请对此并不做限定，具体视实际情况而定。

所述配套火电调节能力或网汇火电调节能力主要用于在所述新能源发电电源出现波动时对所述输电通道进行调峰，以使所述输电通道能够在各个时段都满足所述直流送电曲线进行电力输送，从而满足所述输电通道的输电计划。

另外，还需要说明的是，所述配套火电是指所述输电通道在建设时的新建火电，所述网汇火电是指所述输电通道的送端的存量火电。在本申请的一个优选实施例中，所述备用电源配置方案中优选由火电装机、新能源发电电源装机以及网汇火电调节能力构成。这样可以减少新建火电的数量，从而降低由于火电生产而产生的大气污染等环境问题。

在对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估的过程中，在每个时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值作为该时刻所述输电通道的新能源发电的接纳空间；然后在所述分析计算周期中的每个时刻中确定新能源发电出力状况和火电出力状况，具体地，当新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和可以满足所述直流送电曲线的要求时，保持所述输电通道以火电的最小出力值输送火电，其他部分由新能源发电的发电量补足；只有在新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和不满足所述直流送电曲线的要求时，才会提升所述输电通道输送的火电的出力值，这样既满足了所述输电通道主送新能源的目的，而且以火电为补充满足了所述输电通道稳定、安全运行的需求。

在上述实施例的基础上，在本申请的一个具体实施例中，所述新能源发电具体指风力发电和光伏发电，那么相应的，所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线就包括风力发电的全年逐时刻理论出力曲线和光伏发电的全年逐时刻理论出力曲线。所述新能源发电电源装机就包括风力发电电源装机和光伏发电电源装机。所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况就包括火电出力情况、风力发电出力情况和光伏发电出力情况。

在上述实施例的基础上，在本申请的另一个实施例中，如图5所示，所述配置模块300包括：

输电参数获取单元310，用于根据所述直流送电曲线获得所述输电通道的输电参数；

出力特性参数获取单元320，用于根据所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线获得新能源出力特性参数；

代入单元330，用于将所述输电通道的输电参数和所述新能源出力特性参数代入火电年利用小时数模型中，获取所述输电通道的火电年利用小时数；

方案确定单元340，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案；

所述火电年利用小时数模型为：

目标函数：

等式约束：P_火i+θ_风,高峰·P_风i+θ_光,高峰·P_光i＝P_通道i(2)

不等式约束：

其中，P_通道,T_通道分别为所述输电通道的额定功率和年输电利用小时数；

P_通道i,P_火i,P_风i,P_光i分别是所述直流送电曲线中的直流功率计划、火电、风力发电、光伏发电功率值；

θ_风,高峰,θ_风,低谷分别对应所述输电通道输送电量高峰、低谷时，风电的有效容量系数；

θ_{通道,低谷}对应所述输电通道低谷输电系数；

θ_光,高峰对应所述输电通道输送电量高峰时，光伏发电的有效容量系数；

θ_火,min对应火电最小技术出力系数。

在本申请的一个具体实施例中，θ_{通道,低谷}在公式(4)中取0.7，但也可以跟随直流送电曲线的不同段对应取不同的值。

θ_火,min在公式(5)中取0.4。

在上述实施例的基础上，在本申请的又一个实施例中，如图6所示，所述方案确定单元340包括：

计算单元341，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量计算所述新能源发电的年利用小时数；

确定装机单元342，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和所述新能源发电的年利用小时数确定火电装机、新能源发电电源装机；

确定子单元343，用于根据所述火电装机、新能源发电电源装机和调峰能力确定至少一个备用电源配置方案，所述调峰能力为配套火电调节能力或网汇火电调节能力。

在上述实施例的基础上，在本申请的一个具体实施例中，所述预设周期为天或周或月或季或年。

需要说明的是，所述直流送电曲线以预设周期为周期进行确定，当所述预设周期为天时，每天都会有一个对应的直流送电曲线；相应的，当所述预设周期为周或月或季或年时，每周或每月或每季或每年都会有一个对应的直流送电曲线。但是一般情况下，所述预设周期都设定为年，即每年具有一个所述直流送电曲线即可。但本申请对此并不做限定，具体视实际情况而定。

综上所述，本申请实施例提供了一种电源优化规划方法及系统，其中，所述电源优化规划方法综合考虑所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，并且所述直流送电曲线的分段数量大于2，使其能够更加贴合所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线，便于实现在确定所述输电通道的备用电源配置方案时所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％这一目的，从而使得所述输电通道可以实现主送新能源电力的目的，进而实现使所述输电通道满足大规模新能源发电基地的电力外送要求的目的。

进一步的，在对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估的过程中，在每个时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值作为该时刻所述输电通道的新能源发电的接纳空间；然后在所述分析计算周期中的每个时刻中确定新能源发电出力状况和火电出力状况，具体地，当新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和可以满足所述直流送电曲线的要求时，保持所述输电通道以火电的最小出力值输送火电，其他部分由新能源发电的发电量补足；只有在新能源发电出力水平与火电的最小出力值的和不满足所述直流送电曲线的要求时，才会提升所述输电通道输送的火电的出力值，这样既满足了所述输电通道主送新能源的目的，而且以火电为补充满足了所述输电通道稳定、安全运行的需求。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。

Claims (10)

1.一种电源优化规划方法，其特征在于，应用于特高压直流输电通道，所述电源优化规划方法包括：

获取新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线；

根据所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，所述直流送电曲线的分段数量大于2；

根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案，每个所述备用电源配置方案包括火电装机、新能源发电电源装机以及配套火电调节能力或网汇火电调节能力，且所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％；

依次对所述至少一个备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估，获得每个所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况和竞争力状况；

对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估包括：

以全年为分析计算周期，逐时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值确定为所述输电通道的新能源发电的接纳空间；

根据所述备用电源配置方案以及所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定所述分析计算周期中每个时刻的新能源发电出力水平；

在所述分析计算周期的每个时刻内，判断所述新能源发电的接纳空间是否大于所述新能源发电出力水平，如果是，则提高火电发电量补充所述新能源发电的接纳空间与所述新能源发电出力水平的差额；如果否，则将所述新能源发电出力水平与所述新能源发电的接纳空间的差额作为该时刻弃新能源电力；

根据所述分析计算周期的每个时刻的弃新能源电力计算获得各类电源利用小时、电量占比和所述输电通道的利用小时；

计算所述输电通道的输电价以及所述输电通道的受端和送端的综合上网电价，判断所述输电通道的电价竞争力。

2.根据权利要求1所述电源优化规划方法，其特征在于，所述新能源发电包括风力发电和光伏发电。

3.根据权利要求2所述电源优化规划方法，其特征在于，所述根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案包括：

根据所述直流送电曲线获得所述输电通道的输电参数；

根据所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线获得新能源出力特性参数；

将所述输电通道的输电参数和所述新能源出力特性参数代入火电年利用小时数模型中，获取所述输电通道的火电年利用小时数；

根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案；

所述火电年利用小时数模型为：

目标函数：

等式约束：P_火i+θ_风,高峰·P_风i+θ_光,高峰·P_光i＝P_通道i (2)

不等式约束：

其中，P_通道,T_通道分别为所述输电通道的额定功率和年输电利用小时数；

P_通道i,P_火i,P_风i,P_光i分别是所述直流送电曲线中的直流功率计划、火电、风力发电、光伏发电功率值；

θ_风,高峰,θ_风,低谷分别对应所述输电通道输送电量高峰、低谷时，风电的有效容量系数；

θ_{通道,低谷}对应所述输电通道低谷输电系数；

θ_光,高峰对应所述输电通道输送电量高峰时，光伏发电的有效容量系数；

θ_火,min对应火电最小技术出力系数。

4.根据权利要求3所述电源优化规划方法，其特征在于，所述根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案包括：

根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量计算所述新能源发电的年利用小时数；

根据所述输电通道的火电年利用小时数和所述新能源发电的年利用小时数确定火电装机、新能源发电电源装机；

根据所述火电装机、新能源发电电源装机和调峰能力确定至少一个备用电源配置方案，所述调峰能力为配套火电调节能力或网汇火电调节能力。

5.根据权利要求1所述电源优化规划方法，其特征在于，所述预设周期为天或周或月或季或年。

6.一种电源优化规划系统，其特征在于，应用于特高压直流输电通道，所述电源优化规划系统包括：

获取模块，用于获取新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线；

送电曲线确定模块，用于根据所述输电通道受端负荷情况和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定预设周期的直流送电曲线，所述直流送电曲线的分段数量大于2；

配置模块，用于根据所述直流送电曲线和所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线选取至少一个备用电源配置方案，每个所述备用电源配置方案包括火电装机、新能源发电电源装机以及配套火电调节能力或网汇火电调节能力，且所述新能源发电电源装机量超过所述备用电源配置方案总装机量的50％；

分析模块，用于依次对所述至少一个备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估，获得每个所述备用电源配置方案的各类电源的出力情况和竞争力状况；

对所述备用电源配置方案进行出力分析和竞争力评估包括：

以全年为分析计算周期，逐时刻将所述直流送电曲线的功率值与火电最小出力值的差值确定为所述输电通道的新能源发电的接纳空间；

根据所述备用电源配置方案以及所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线确定所述分析计算周期中每个时刻的新能源发电出力水平；

在所述分析计算周期的每个时刻内，判断所述新能源发电的接纳空间是否大于所述新能源发电出力水平，如果是，则提高火电发电量补充所述新能源发电的接纳空间与所述新能源发电出力水平的差额；如果否，则将所述新能源发电出力水平与所述新能源发电的接纳空间的差额作为该时刻弃新能源电力；

根据所述分析计算周期的每个时刻的弃新能源电力计算获得各类电源利用小时、电量占比和所述输电通道的利用小时；

计算所述输电通道的输电价以及所述输电通道的受端和送端的综合上网电价，判断所述输电通道的电价竞争力。

7.根据权利要求6所述电源优化规划系统，其特征在于，所述新能源发电包括风力发电和光伏发电。

8.根据权利要求7所述电源优化规划系统，其特征在于，所述配置模块包括：

输电参数获取单元，用于根据所述直流送电曲线获得所述输电通道的输电参数；

出力特性参数获取单元，用于根据所述新能源发电的全年逐时刻理论出力曲线获得新能源出力特性参数；

代入单元，用于将所述输电通道的输电参数和所述新能源出力特性参数代入火电年利用小时数模型中，获取所述输电通道的火电年利用小时数；

方案确定单元，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量确定至少一个备用电源配置方案；

所述火电年利用小时数模型为：

目标函数：

等式约束：P_火i+θ_风,高峰·P_风i+θ_光,高峰·P_光i＝P_通道i (2)

不等式约束：

其中，P_通道,T_通道分别为所述输电通道的额定功率和年输电利用小时数；

P_通道i,P_火i,P_风i,P_光i分别是所述直流送电曲线中的直流功率计划、火电、风力发电、光伏发电功率值；

θ_风,高峰,θ_风,低谷分别对应所述输电通道输送电量高峰、低谷时，风电的有效容量系数；

θ_{通道,低谷}对应所述输电通道低谷输电系数；

θ_光,高峰对应所述输电通道输送电量高峰时，光伏发电的有效容量系数；

θ_火,min对应火电最小技术出力系数。

9.根据权利要求8所述电源优化规划系统，其特征在于，所述方案确定单元包括：

计算单元，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和输电通道的容量计算所述新能源发电的年利用小时数；

确定装机单元，用于根据所述输电通道的火电年利用小时数和所述新能源发电的年利用小时数确定火电装机、新能源发电电源装机；

确定子单元，用于根据所述火电装机、新能源发电电源装机和调峰能力确定至少一个备用电源配置方案，所述调峰能力为配套火电调节能力或网汇火电调节能力。

10.根据权利要求6所述电源优化规划系统，其特征在于，所述预设周期为天或周或月或季或年。