CN109615125B - 一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法及应用 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法及应用，所述生产模拟方法包括以下步骤：1)获取各区域的全年负荷曲线，从所述全年负荷曲线剔除新能源出力，形成各区域的持续负荷曲线，并根据全年负荷水平将所述持续负荷曲线划分为基荷、腰荷、峰荷三个阶段；2)建立特高压电源模型，基于特高压电源在所属区域的出力段进行负荷电量分配；3)建立多区域联络线输送功率概率，对火电机组和水电机组在各区域的带负荷状态进行控制，实现随机生产模拟。与现有技术相比，本发明具有提高大区域电网整体的经济性与可靠性等优点。

Description

一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法及应用

技术领域

本发明涉及电力系统规划与运行控制技术领域，尤其是涉及一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法及应用。

背景技术

特高压电网的建设有助于将各大能源基地的电量输送至负荷中心地区，从根本上缓解负荷中心地区电量紧缺的局面。但是另一方面，大规模特高压的消纳与受端电网调峰之间的矛盾也越发凸显。目前特高压送端主要为水电，而水电受限于外部天气条件和水电站类型，夏季以送电量为主，春秋冬季可少量参与系统调峰，并且存在“反调峰”特性。而为了充分发挥特高压作用，一般要求送受端电网必须满发满收。这直接导致了在负荷低谷期，受端电网必须停掉部分传统燃煤机组以消纳特高压来电，从而降低了受端电网的调峰能力，使得受端电网面临严峻的调峰压力。电力系统随机生产模拟是电力系统规划与运行的基本分析工具之一，它通过优化发电机组的生产运行，考虑机组故障和负荷的不确定性，计算各电厂的发电量、系统生产成本及系统的可靠性指标。因此，研究考虑特高压调峰的电力系统随机生产模拟方法对受端电网合理安排发电计划，降低成产成本，提高可靠性具有重要意义。

国内对随机生产模拟问题进行了广泛研究。郭旭阳，谢开贵，胡博等在《电网技术》(2013,37(06):1499-1505)上发表的《计入光伏发电的电力系统分时段随机生产模拟》针对光伏系统接入，建立了光伏机组的多状态出力模型，利用等效电量函数法进行了考虑光伏接入的随机生产模拟。谈天夫，高山，李海峰等在《电工技术学报》(2014,29(12):148-157)上发表的《基于等效间隔-频率分布的含风电场电力系统随机生产模拟》考虑了风能等间歇性能源出力的不确定特性，形成了基于等效间隔-频率分布的随机生产模拟解析算法。姚力，黄镔，王秀丽等在《电网技术》(2015,39(5):1219-1225)上发表的《考虑风火联合外送的互联系统随机生产模拟》利用互联系统的随机生产模拟算法对风火联合外送的经济性和可靠性进行了评估。邹斌，李冬在《中国电机工程学报》(2012,32(07):23-31 187)上发表的《基于有效容量分布的含风电场电力系统随机生产模拟》采用时间序列自回归移动平均模型来模拟风速，提出了基于发电机组有效容量分布的电力系统随机生产模拟算法，更好地描述了风速的时序特性。以上文献中，都着重考察风、光电波动性、间歇性、随机性对电力系统生产模拟的影响，而没有考虑到特高压参与调峰的因素。专利中，陈志根，何汉文，罗捷等发明人申请的发明专利《一种适应于间歇性能源接入的随机生产模拟算法》根据常规能源电站特点以及运行情况建立常规能源模拟子模型，同时根据光伏电站和风电场出力情况建立等效多状态机组模型；采用所建立的光伏和风电等效多状态机组模型修正等效电量函数，计算光伏和风电的各自发电量。周保荣，刘树桦，卢斯煜等发明人申请的发明专利《基于抽水蓄能电站修正时序负荷曲线的随机生产模拟方法》以不平衡功率曲线的波动性最小为目标，构造了抽水蓄能电站的中长期优化调度模型。丁明，林玉娟，韩平平等发明人申请的发明专利《一种综合考虑负荷与风电时序特性的随机生产模拟方法》针对风电机组出力的时序间歇性和反调峰性、不可调度性，以及传统随机生产模拟多忽略负荷的时序特性，根据发电机组不同的运行模式提出了四种机组模型并进行随机生产模拟。以上专利的随机生产模拟进一步考虑了抽水蓄能电站和负荷变化的影响，但是仍然没有考虑特高压参与调峰的影响，因此，有必要研究考虑特高压调峰的电力系统随机生产模拟方法。

发明内容

本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法及应用。

本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：

一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法，包括以下步骤：

1)获取各区域的全年负荷曲线，从所述全年负荷曲线剔除新能源出力，形成各区域的持续负荷曲线，，所述持续负荷曲线包括为基荷和峰荷出力段；

2)建立特高压电源模型，基于特高压电源在所属区域的出力段进行负荷电量分配；

3)建立多区域联络线输送功率概率，对火电机组和水电机组在各区域的带负荷状态进行控制，实现随机生产模拟。

进一步地，所述新能源出力包括风电出力和光伏出力。

进一步地，所述步骤2)中，将特高压等效为可调节出力的电源，以分段机组的形式安排其出力。

进一步地，所述步骤2)中，特高压电源在所属区域的基荷和峰荷出力段的分段准则如下：

在枯水期，特高压输送功率应优先于火电机组承担基荷；在丰水期，安排特高压电源以某一调峰深度k参与调峰，所述调峰深度k为假设特高压出力可控前提下特高压参与调峰容量占特高压额定容量的比例。

进一步地，所述步骤2)中，基于特高压电源在所属区域的出力段进行负荷电量分配具体为：

特高压电源在所属区域的出力段为基荷时，依次安排特高压、核电机组承担基荷，进行等效电量函数修正后，计算尚未满足的负荷电量，再安排对应区域火电机组带负荷；

特高压电源在所属区域的出力段为峰荷时，安排核电机组承担基荷，进行等效电量函数修正后，计算尚未满足的负荷电量，再安排对应区域火电机组带负荷。

进一步地，所述等效电量函数的建立和修正过程包括：

301)在持续负荷曲线上，将横轴x按Δx分段，将所述持续负荷曲线转换为离散的初始电量函数：

式中，k＝＜x/Δx＞+1，＜x/Δx＞表示不大于x/Δx的整数，E(k)等于从x到x+Δx这一段负荷曲线对应的负荷电量，F(x)表示持续负荷曲线；

302)考虑发电机组随机停运的影响，以初始电量函数为基础进行修正，获得最终的等效电量函数：

E⁽ⁱ⁾(k)＝p_iE^(i-1)(k)+q_iE^(i-1)(k-m_i)

式中，E⁽ⁱ⁾(k)为运行第i台发电机组运行后的等效电量函数，q_i为强迫停运率，p_i＝1-q_i，m_i＝C_i/Δx，C_i为第i台发电机组的装机容量。

进一步地，所述步骤3)中，多区域联络线输送功率概率表示为：

式中，

及

表示随机生产模拟过程中联络线正反向输送容量的概率分布，X_AB表示联络线由区域A向区域B的输送容量，X_BA表示由区域B向区域A的输送容量，从区域A到区域B为联络线输送容量的正方向，l表示状态l。

进一步地，所述步骤3)，对火电机组和水电机组在各区域的带负荷状态进行控制时，基于所述多区域联络线输送功率概率计算支援功率分布，从而修正各个区域的等效电量函数，实现所有火电机组和水电机组的互联生产模拟。

进一步地，该方法还包括步骤：

4)根据生产模拟数据计算发电量、生产成本和可靠性指标，所述可靠性指标包括系统电量不足期望值、电力不足概率和电力不足期望值，所述生产成本包括燃料费用、火电机组启动费用和停机费用。

本发明还提供一种电力系统规划与运行方法，该方法包括：

采用如所述的考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法获得随机生产模拟数据。

与现有技术相比，本发明具有以如下有益效果：

1、本发明在随机生产模拟中，将特高压电源建立成分段机组参与调峰，考虑了特高压调峰对电力系统生产模拟的影响，可以提高发电厂年发电计划的经济性。

2、本发明在考虑特高压参与调峰的基础上，进一步考虑在多区域电网的随机生产模拟，考虑因素包括区域联络线的传输功率极限限制、区域联络线故障停运率以及区域间联络线的支援功率分布，可以提高大区域电网整体的经济性与可靠性。

附图说明

图1为本发明的流程示意图；

图2为持续负荷曲线示意图；

图3为确定特高压带负荷位置示意图；

图4为H电网2016～2020各年的总成本示意图；

图5为E省2016～2020各年EENS示意图；

图6为A市2016～2020各年EENS示意图；

图7为B省2016～2020各年EENS示意图；

图8为C省2016～2020各年EENS示意图；

图9为D省2016～2020各年EENS示意图；

图10为夏季时段小时峰荷曲线示意图；

图11为LOLP和EENS随特高压调峰深度增加时的变化趋势示意图；

图12为各项费用随特高压调峰深度增加时的变化趋势示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。

本发明提供一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法该方法在传统火电、水电机组的随机生产模拟基础上进一步考虑特高压参与调峰与多区域电网机组互援的情况，具体技术要点包括：

1)获取全年负荷曲线、全年风电、光伏出力预测曲线、火电机组煤耗系数、水单机组给定电量以及所有类型机组和区域联络线强迫停运率、区域联络线输送功率等基础数据，形成持续负荷曲线和负荷频率曲线。

2)考虑核电与日调型、季调型、年调型水电机组参与调峰，同时建立区域联络线和特高压电源的数学模型，判断机组和特高压所属区域，并判断特高压电源在所属区域的基荷和峰荷出力段，将特高压等效为可调节出力的电源，以分段机组的形式安排其出力。

3)用等效电量函数法对各区域各类型机组进行随机生产模拟，计算求得特高压不同深度参与调峰的情形下，各类型机组年发电量、联络线支援功率、以及电量不足期望值、电力不足概率等可靠性指标，分析特高压参与调峰与区域互联因素对随机生产模拟结果的影响。

如图1所示，上述多区域随机生产模拟方法包括数据输入与预处理、随机生产模拟计算、可靠性指标与系统生产成本计算三个部分，步骤具体描述如下：

步骤S101，获取全年负荷曲线、全年风电、光伏出力预测曲线、火电机组煤耗系数、水电机组给定电量以及所有类型机组和区域联络线强迫停运率、区域联络线输送功率等基础数据，并将风电与光伏出力等新能源出力从负荷曲线减去，得到净负荷曲线。

步骤S102，选取合适的步长形成等效电量函数。

由步骤S101得到的时序负荷曲线形成持续负荷曲线，包括为基荷和峰荷出力段，如图2所示。图2中，t＝F(x)为研究周期T内系统的负荷持续曲线，其横坐标表示系统负荷，纵坐标表示负荷的持续时间，P_Lmax表示系统最大负荷，(x,t)表示系统负荷大于或等于x的持续时间为t。

将横轴x按Δx分段，定义一个离散的电量函数：

式中：k＝＜x/Δx＞+1；＜x/Δx＞表示不大于x/Δx的整数；E(k)等于从x到x+Δx这一段负荷曲线对应的负荷电量。

为了考虑发电机组的停运因素，在等效电量函数中需要用发电机组随机停运的影响来修正等效电量函数。设原始持续负荷曲线为F⁽⁰⁾(x)，对应的电量函数为E⁽⁰⁾(k)，在安排完第i-1台发电机组运行以后得到等效持续负荷曲线F^(i-1)(x)，对应的等效电量函数为E^{(i -1)}(k)。设第i台发电机组的装机容量为C_i，强迫停运率为q_i，则安排第i台发电机组运行后的等效电量函数为：

E⁽ⁱ⁾(k)＝p_iE^(i-1)(k)+q_iE^(i-1)(k-m_i)

式中：p_i＝1-q_i；m_i＝C_i/Δx。

步骤S103，判断机组及特高压所属区域，并判断特高压电源在所属区域的基荷和峰荷出力段。

特高压电源模型通过如下方法建立：

特高压直流系统通常采用双12脉换流单元接线模式。有6种运行方式：(1)双极运行(100％额定输送容量)：两极完全运行；(2)双极运行(75％额定输送容量)：一极完全运行，一极单阀组运行；(3)双极运行(50％额定输送容量)：两极均为单极阀组运行；(4)单极运行(50％额定输送容量)：一极停运，一极完全运行；(5)单阀组运行(25％额定输送容量)：一极停运，一极单阀组运行；(6)双极停运。有5个基本的额定容量状态：0、25％、50％、75％、100％额定容量。

将特高压等效为可调节出力的电源，以分段机组的形式安排其出力。同一台发电机组可能有多个出力段，一部分用来承担基荷，一部分用来承担峰荷。设前i台发电机组已安排完毕，得到电量函数E⁽ⁱ⁾(K)，第i+1台发电机组与第m(0<m<i+1)台发电机组是同一台机组的不同出力时段。由于之前已经安排该机组出力，其随机停运对系统的影响已经计算过，因此，不能直接用E⁽ⁱ⁾(K)来对第i+1台机组的出力进行计算。对于E⁽ⁱ⁾(K)，可表示为：

上式中，E′^(i-1)表示除了第m台机组外，其余所有i-1台机组与初始电量函数的卷积结果；

表示卷积运算；C_m表示第m台机组的出力情况。

将上式展开，可表示为：

E⁽ⁱ⁾(K)＝(1-p_m)E′^(i-1)(K)+p_mE′^(i-1)(K-N_m)

根据上式可以求得如下的反卷积计算公式：

考虑到目前特高压直流送端主要为水电，采用水电机组的形式安排承担峰荷部分的特高压出力段，如图3所示。

设特高压的发电量E_H，额定容量G_H，对应利用小时数T_H，即E_H＝G_H×T_H。在图3中，矩形abcd的面积表示的即为特高压发电量E_H，曲线f(x)为等效持续负荷曲线。通过不断试探不断右移矩形abcd，使得f(x)在相应负荷区间内所围成的面积恰好等于E_H，则该位置即为特高压最佳带负荷位置。移动矩形abcd的实质就是顺序安排机组带负荷的过程，由于移动的距离与机组的容量有关，所以这种移动是不连续的。对于给定容量的特高压，其最佳的带负荷位置如图3中的a’b’c’d’所示。

所述特高压电源在所属区域的基荷和峰荷出力段的分段准则如下：

目前特高压直流送端主要为水电，特高压的输送功率也具有明显的丰多枯少特性，在丰水期6～9月，特高压直流以接近额定容量输送功率，在枯水期12～5月，特高压直流则以20％额定容量左右输送功率，具有明显的季节性变化规律。因此，特高压分段出力应充分考虑其季节性变化规律。考虑到特高压直流送端主要为水电，属于清洁能源，应优先于火电进行消纳，因此，枯水期特高压输送功率应优先于火电机组承担基荷，丰水期负荷峰谷差较大，区域电网调峰困难，此时安排特高压电源以某一调峰深度k参与调峰，所述调峰深度k即假设特高压出力可控前提下，设定特高压参与调峰容量占特高压额定容量的比例。

如果特高压处于基荷出力段，则最先安排特高压带基荷，再安排核电机组带基荷，火电机组带负荷，修正等效电量函数，计算系统尚未满足的负荷电量。

步骤S104，判断火电机组是否还有剩余容量，若是，则安排有剩余容量的火电机组带其他区域负荷，若否，则执行步骤S105。

该步骤基于多区域联络线输送功率模型与机组剩余容量概率模型安排有剩余容量的火电机组带其他区域负荷。

(1)机组剩余容量概率模型

在互联系统生产模拟中，一个机组不仅要在所属系统带负荷,其剩余容量还应在另一系统中带负荷。

设机组i在状态k(容量为k·Δx)的确切概率为p_i(k)。该机组带负荷不小于(J_i-1+m)·Δx的概率为F^(i-1)(J_i-1+m)。其剩余容量≥l·Δx＝(k+1-m)·Δx的条件概率为

1-F^(i-1)(J_i-1+m)＝1-F^(i-1)(J_i-1+k+1-l)

l＝k+1-m，表示机组容量在状态l(容量为l·Δx)。

定义：

根据全概率公式，可知机组i剩余容量≥l·Δx的概率

为：

由

不难求得剩余容量等于l·Δx的概率

(2)多区域联络线输送功率概率

联络线的输送容量是随机变量，它的概率分布在生产模拟过程中受两系统电力支援的影响而不断变化。用

及

表示随机生产模拟过程中联络线正反向输送容量的概率分布：

式中X_AB表示联络线由系统A向系统B的输送容量，X_AB表示由系统B向系统A的输送容量。规定从系统A到系统B为联络线输送容量的正方向。

设联络线为单回输电线，其额定输送容量为C_t，强迫停运率为q_t，则联络线上没有电力支援时的初始输送容量分布为：

安排有剩余容量的火电机组带其他区域负荷具体为：根据多区域联络线输送功率概率计算支援功率分布，修正联络线剩余容量，并修正各个区域的等效持续负荷曲线(即等效电量函数)。

步骤S105，判断所有火电机组是否全部安排完毕，若是，则执行步骤S106，若否，则安排火电机组带负荷，返回步骤S104。

步骤S106，安排特高压电源在所属区域带一部分峰荷。

步骤S107，安排所有水电机组带负荷。为了充分发挥水电机组的效益，在安排水电运行时利用水电机组来带峰荷部分，这样可以取代煤耗量大的火电机组，从而可以取得较好的经济效益和环境效益。

水电机组的剩余容量按步骤S104中的方法支援其它区域，在所有机组安排完毕后，进行电力系统相关指标的计算。

步骤S108，计算区域电网生产成本和可靠性指标。

(1)发电量与可靠性指标

第i台发电机组的发电量

应根据等效电量函数E^(i-1)(k)来进行计算：

式中：k_i-1＝x_i-1/Δx；k_i＝(x_i-1+C_i)/Δx。假设系统中共有n台发电机组，总容量为C_s，当全部发电机组卷积运算结束以后，等效电量函数为E⁽ⁿ⁾(k)。

1)系统电量不足期望值EENS：

2)电力不足概率LOLP：

3)电力不足期望值EDNS(Expected Demand Not Supplied)：

表示所研究的一段时间内系统电力不足的期望值：

EDNS＝EENS/T

上式中：EENS表示电量不足期望值，T表示研究周期。

(2)生产成本分析

系统总的生产成本包括燃料费用、火电机组启动费用、停机费用。启动费用包括机组启动的燃料费用、人工费用以及频繁启停造成的机组磨损及寿命折损。汽轮机启动费用还包括机组启动的运行和维护费用。在不同的启动条件下，启动费用略有不同，但可以近似看作是固定的。在某一时间段内，机组的停机次数和机组的启动次数是一样的，因此，停机费用一般也是固定的，可以综合到机组的启动费用里，即：

C_total＝C_fuel+C_tsu+C_sd

式中：C_fuel为燃料费用；C_tsu为火电机组的汽轮机启动费用；C_sd为停机费用。

式中：c_fuel,i为第i台机组单位发电量的燃料费用；c_tsu,i为第i台机组单位发电量的汽轮机启动费用；c_sd,i为第i台机组单位发电量的停机费用；F_i ^s为第i台机组的期望开机次数；E_Gi为第i台发电机组的发电量，T为研究周期，p_i等于1减去强迫停运率的值。

实施例1

本实例将能考虑特高压调峰的随机生产模拟方法应用于某实际H区域电网，H地区包括A市、B省、C省、D省和E省。为说明所提方法的有效性，设置两组不同的对比算例，第一组验证省际间联络线进行电量输送为电网带来的效益，故设定特高压调峰深度为50％，首先对H电网四省一市单独进行随机生产模拟，得到各个区域的可靠性水平及生产费用。又进行考虑省际间网络输电能力约束的随机生产模拟，得到系统内各个区域的可靠性水平和生产费用，比较两种生产模拟的结果。第二组验证特高压参与调峰为整个电网带来的效益，故设置调峰压力较大的某规划水平年夏季为典型场景，计算了特高压以10％、20％、30％、40％、50％的调峰深度参与该区域电网调峰时的可靠性指标及生产成本指标。

本实例计算所采用的是H区域电网2016～2020年的规划数据，设定特高压调峰深度为50％，对H电网四省一市进行2016年-2020年逐年随机生产模拟，结果见下表1-5。其中不考虑省际间电能交换的结果是指四省一市分别单独进行随机生产模拟。

表1 2016年H区域电网随机生产模拟结果

表2 2017年H区域电网随机生产模拟结果

表3 2018年H区域电网随机生产模拟结果

表4 2019年H区域电网随机生产模拟结果

H电网四省一市2016～2020各年的可靠性指标如图5图10所示。

根据表1-表5可以看出，实现区域互联后，各个区域的可靠性水平均得到了提高，虽然E省和B省由于多发电而使得这两个地区的总成本有所升高，但整个H地区总的总成本是下降的。这是由于实现区域互联后，不同区域的机组可以通过联络线承担其它区域的负荷，这样就能保证在联络线容量约束之内尽可能多地使用煤耗量低的机组来承担负荷，减少了煤耗量较高的机组的发电量，从而降低了系统的生产费用。各个区域可靠性水平得到提高，主要原因是各个区域通过联络线可以承担本区域以外的负荷，此时就相当于增加了各个区域的装机容量，所以会使得系统的可靠性水平得到提高。

C省和D省从H电网内其它区域得到的电量最高，一方面是由于这两省负荷水平较高，在机组剩余电量分配时能得到较高比例的电量。

表6国外电力公司发电可靠性标准

注：表6数据来自清华大学学术专著：《电力系统可靠性分析》，郭永基著。

对比表6与表1-表5可以看出，以电力不足期望值EDNS作为指标，H电网四省一市的可靠性水平非常高。一方面是由于系统装机容量充足；另一方面，不同省份通过省际间联络线进行电量支援，形成互备用，进一步提高了系统的可靠性水平。

通过对H电网四省一市考虑省际间联络线的随机生产模拟结果与四省一市单独进行随机生产模拟结果的对比可以看出：1)通过省际间联络线向H电网内其它区域输送电量，不仅能够降低整个H电网的生产成本，还能提高各个区域的可靠性水平；2)H电网省际电量交换时，输入电量主要集中在C省与D省，并且这两个省份与H电网内其它省市间省际联络线容量充足，能够保证电量交换时不出现输电阻塞；3)以电力不足期望值EDNS作为指标，对比国外电力公司发电可靠性标准可以看出，H电网四省一市的电力系统可靠性水平非常高。

实施例2

以H电网某规划水平年夏季时段实际系统作为随机生产模拟的算例。在该水平年，该区域电网机组装机总容量为390381MW，预计接入该区域电网的特高压输电线路最大传输功率将达到65180MW，负荷数据采用的是小时峰荷，该水平年研究周期内系统最大预测负荷为314099.6MW，最小预测负荷为180155.2MW，系统最大负荷峰谷差将达到133944.4MW，该区域电网将面临较大的调峰压力。夏季时段小时峰荷变化曲线如图10所示。

对该区域电网规划水平年夏季时段(6.1～8.31)进行考虑特高压接入的随机生产模拟，分别计算了特高压不参与调峰，以及特高压以不同调峰深度参与调峰时系统的可靠性指标和生产成本指标，包括LOLP、EENS、EDLC。

只安排水电机组和部分火电机组参与系统调峰，特高压只承担基荷不参与系统调峰时进行随机生产模拟得到的各项指标如表7所示。

表7国外电力公司发电可靠性标准

当不考虑特高压参与系统调峰时，该区域电网的失负荷概率仍然维持在很低的水平。这是由于该区域电网装机容量充足，系统可靠性较高的缘故。

当特高压参与系统调峰时，分别计算了特高压以10％、20％、30％、40％、50％的调峰深度参与该区域电网调峰时的可靠性指标及生产成本指标，计算结果如表8所示，k表示特高压的调峰深度。由于EDLC与LOLP正相关，SI与EENS正相关，因此只给出了EENS和LOLP随特高压调峰深度增加时的变化趋势图，如图11所示，各项费用随特高压调峰深度增加时的变化趋势如图12所示。

表8特高压以不同深度参与调峰时的随机生产模拟结果

由表7、表8以及图11可知，特高压参与调峰时能够明显提高系统的可靠性水平，系统的可靠性水平随着特高压调峰深度的增加而得到提高。当特高压调峰深度达到50％时，该区域电网失负荷的概率下降到0.0003003，严重性指标从0.4208下降到0.3302。这是因为当特高压参与系统调峰时，原本承担基荷的部分将由其它火电机组根据带负荷顺序依次替代该部分的特高压。而本地机组的强迫停运率较低，减小系统的等效持续负荷，从而使整个系统的可靠性水平得到提高。

另一方面，由表7、表8以及图12可知，，随着调峰深度的增加，机组的总启停费用在减少。由于特高压参与到了调峰中，其原本承担基荷的位置，由其它燃料耗量较高的机组代替，从而造成了燃料费用的增加。但是，特高压购电费用相应减少，同时，特高压参与调峰后机组的启停次数减少，从而使得启停费用减少，因此总费用随特高压调峰深度的增加而减少。在调峰机组中，气电机组最多，故其启停费用变化最明显。

以上详细描述了本发明的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术人员无需创造性劳动就可以根据本发明的构思作出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。

Claims (7)

1.一种考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)获取各区域的全年负荷曲线，从所述全年负荷曲线剔除新能源出力，形成各区域的持续负荷曲线，所述持续负荷曲线包括为基荷和峰荷出力段；

2)建立特高压电源模型，基于特高压电源在所属区域的出力段进行负荷电量分配；

3)建立多区域联络线输送功率概率，对火电机组和水电机组在各区域的带负荷状态进行控制，实现随机生产模拟；

所述步骤2)中，基于特高压电源在所属区域的出力段进行负荷电量分配具体为：

特高压电源在所属区域的出力段为基荷时，依次安排特高压、核电机组承担基荷，进行等效电量函数修正后，计算尚未满足的负荷电量，再安排对应区域火电机组带负荷；

特高压电源在所属区域的出力段为峰荷时，安排核电机组承担基荷，进行等效电量函数修正后，计算尚未满足的负荷电量，再安排对应区域火电机组带负荷；

所述等效电量函数的建立和修正过程包括：

301)在持续负荷曲线上，将横轴x按Δx分段，将所述持续负荷曲线转换为离散的初始电量函数：

式中，k＝＜x/Δx＞+1，＜x/Δx＞表示不大于x/Δx的整数，E(k)等于从x到x+Δx这一段负荷曲线对应的负荷电量，F(x)表示持续负荷曲线；

302)考虑发电机组随机停运的影响，以初始电量函数为基础进行修正，获得最终的等效电量函数：

E⁽ⁱ⁾(k)＝p_iE^(i-1)(k)+q_iE^(i-1)(k-m_i)

式中，E⁽ⁱ⁾(k)为运行第i台发电机组运行后的等效电量函数，q_i为强迫停运率，p_i＝1-q_i，m_i＝C_i/Δx，C_i为第i台发电机组的装机容量；

所述步骤3)中，多区域联络线输送功率概率表示为：

式中，

及

表示随机生产模拟过程中联络线正反向输送容量的概率分布，X_AB表示联络线由区域A向区域B的输送容量，X_BA表示由区域B向区域A的输送容量，从区域A到区域B为联络线输送容量的正方向，l表示状态l。

2.根据权利要求1所述的考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法，其特征在于，所述新能源出力包括风电出力和光伏出力。

3.根据权利要求1所述的考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法，其特征在于，所述步骤2)中，将特高压等效为可调节出力的电源，以分段机组的形式安排其出力。

4.根据权利要求1所述的考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法，其特征在于，所述步骤2)中，特高压电源在所属区域的基荷和峰荷出力段的分段准则如下：

在枯水期，特高压输送功率应优先于火电机组承担基荷；在丰水期，安排特高压电源以某一调峰深度k参与调峰，所述调峰深度k为假设特高压出力可控前提下特高压参与调峰容量占特高压额定容量的比例。

5.根据权利要求1所述的考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法，其特征在于，所述步骤3)，对火电机组和水电机组在各区域的带负荷状态进行控制时，基于所述多区域联络线输送功率概率计算支援功率分布，从而修正各个区域的等效电量函数，实现所有火电机组和水电机组的互联生产模拟。

6.根据权利要求1所述的考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法，其特征在于，该方法还包括步骤：

4)根据生产模拟数据计算发电量、生产成本和可靠性指标，所述可靠性指标包括系统电量不足期望值、电力不足概率和电力不足期望值，所述生产成本包括燃料费用、火电机组启动费用和停机费用。

7.一种电力系统规划与运行方法，其特征在于，该方法包括：

采用如权利要求1所述的考虑特高压调峰的多区域随机生产模拟方法获得随机生产模拟数据。

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