CN109768583B - 一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，包括以下步骤：输入计算所需的基本参数；确定灵活性改造深度增加初值c，以及单步循环的改造深度增加值Δc；确定新能源弃电率控制目标curtobj；基于时序生产模拟仿真模型，对全年时序生产模拟，计算系统的新能源弃电率curt；将新能源弃电率curt与新能源弃电率控制目标curtobj进行比较，若curt≤curtobj，则确定并输出火电机组灵活性改造容量；若不满足，则c＝c+Δc，并重新系统的新能源弃电率curt。本发明确定新能源电力系统中火电机组灵活性改造容量需求，以满足国家新能源弃电控制为目标，为火电灵活性改造规划以及高比例新能源电力系统调节资源配置提供支撑。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统规划的技术领域，具体涉及新能源电力系统中确定具体火电机组改造容量的方法。
背景技术
近年来，尽管我国大部分地区新能源消纳形势有所好转，但我国“三北”地区新能源消纳矛盾依然突出。2017年仅新疆、甘肃两省份弃风弃光电量，合计占国家电网公司经营区总弃电量的66％。供暖期的系统灵活调节能力不足是限制“三北”地区风光消纳能力的重要原因。近年来，受新能源消纳压力、国家相关政策的支持以及调峰辅助服务市场建设完善等因素的影响，在弃风严重的“三北”地区，越来越多的火电机组开展灵活性改造，提升自身调节能力，为促进新能源消纳发挥重要作用。
火电灵活性改造有助于提升系统调节能力，促进新能源消纳。但是对已投运火电机组灵活性改造也将引起一定的改造成本，与此同时，加强电网建设、加大外送电量交易等促进新能源消纳的工作也在同步进行，火电灵活性改造容量并非越大越好，在一定的电网调节需求下，存在最优的改造容量。为更好发挥引导火电机组灵活性，充分发挥灵活性火电机组调节能力，迫切需要研究电力系统对火电机组改造容量需求，为火电灵活性改造规划以及高比例新能源电力系统调节资源配置提供支撑。
目前对于火电灵活性改造的相关研究主要集中在国内，国外研究较少。国外典型高比例新能源系统有较高比例的燃气发电机组、抽水蓄能发电电动机等灵活性调节电源，且在电力市场价格信号的引导下，火电机组本身的调节能力较好，对火电机组灵活性改造的需求不大。我国新能源富集地区电源结构以燃煤发电机组为主，且调节能力较差，在新能源消纳压力下，对火电灵活性改造需求大,但对确定火电机组灵活性改造容量方法研究较少。
有鉴于此，亟需提供一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，便于更好地制定火电机组灵活性改造规划，也为电力系统灵活性资源配置提供支撑。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是提供了一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，包括以下步骤：
S1、输入计算所需的基本参数；
S2、确定灵活性改造深度增加初值c，以及单步循环的改造深度增加值Δc；
S3、确定新能源弃电率控制目标curtobj；
S4、基于时序生产模拟仿真模型，对全年时序生产模拟，计算系统的新能源弃电率curt；
S5、将步骤S4中新能源弃电率curt与新能源弃电率控制目标curtobj进行比较，若curt≤curtobj，转步骤S6；若不满足，则c＝c+Δc，并转步骤 S4；
S6、确定并输出火电机组灵活性改造容量。
在上述方法中，所述基本参数包括：
规划目标年的火电机组类型、各类型火电机组装机容量、装机台数、供暖期时段、供暖期与非供暖期最小技术出力，供暖期与非供暖期最大技术出力，供暖期与非供暖期开机台数；
水电机组类型、机组容量、机组数量、最大技术出力、最小技术出力、开机台数、日电量；风电装机容量、全年8760小时理论标么出力；
光伏装机容量、全年8760小时理论标么出力；负荷全年8760小时用电预测序列；区域与外省联络线全年8760小时交换计划序列；抽水蓄能机组类型、机组容量、额定功率、最大和最小抽发台数、库容电量。
在上述方法中，所述时序生产模拟仿真模型：
目标函数如下：
式中，T为调度周期时段数；N为整个系统的分区数；为区域n中的风电机组在第t时刻的发电功率；为区域n中的光伏机组在第t时刻的发电功率；
约束条件包括区域负荷平衡、旋转备用约束、火电机组发电功率约束、火电机组爬坡率约束、风电发电功率约束、光伏发电功率约束、区域间传输线路容量约束、系统调度指令约束、机组运行台数约束。
在上述方法中，所述
1)区域负荷平衡约束：
式中，为区域n中第j种火电机组在第t时刻的发电功率；
为区域i在时段t上向区域n传输的发电功率；
为区域n向系统外部输送的功率；
dt,n为区域n中第t时刻的负荷需求；
U为水电机组种类数；R为抽水蓄能机组种类数；
为区域n中水电机组u在第t时刻的发电功率；
为区域n中抽蓄机组r在第t时刻的发电功率；
为区域n中抽蓄机组r在第t时刻的抽水功率；
2)旋转备用约束：
式中，Dt为系统在第t时刻的负荷需求；
为区域n中风电机组的可信容量，
为区域n中光伏机组的可信容量；
为整数变量，表示区域n中火电机组j在时刻t处的运行台数；
为水电机组u的最大出力水平；
为水电机组u的最小出力水平；
为整数变量，表示区域n中水电机组u在时刻t处的运行台数；
3)火电机组发电功率约束：
4)火电机组爬坡率约束：
式中，ΔPj,up为火电机组j在一个小时内发电功率的最大爬升速率；
ΔPj,down为火电机组j在一个小时内发电功率的最大爬降速率；
5)风电、光伏发电功率约束：
式中，和分别为风电和光伏的理论归一化出力序列；
和
分别为区域n中风电场和光伏电站的装机容量；
6)区域间传输线路容量约束：
式中，为区域i和区域n之间联络线的最大安全传输容量；
为区域i在时刻t处通过联络线向区域n中输送的功率；
7)系统调度指令约束：
0≤Yt+Zt≤1 (11)
式中，Yt为0-1离散变量，Yt＝1表示在时刻t处的系统发布启机指令，反之表示在时刻t处系统没有发布启机指令；
Zt为0-1离散变量，Zt＝1表示在时刻t处的系统发布停机指令，反之表示在时刻t处系统没有发布停机指令；
SCHnum表示系统在调度周期内允许的最大启停机调度次数；
8)机组运行台数约束
式中，
表示区域n中火电机组j的最小开机运行台数；
表示区域n中火电机组j的最大开机运行台数；
表示区域n中水电机组u的最小开机运行台数；
在上述方法中，所述新能源弃电率计算方法如下：
式中，和分别为区域n中风电场和光伏电站的装机容量；
和分别为风电和光伏的理论归一化出力序列；
为区域n中的风电机组在第t时刻的发电功率；
为区域n中的光伏机组在第t时刻的发电功率。
在上述方法中，所述火电机组灵活性改造容量计算方法如下：
式中，
为区域n中火电机组j的最大出力水平；
表示区域n中火电机组j的最大开机运行台数；
ΔPretrofit表示系统中火电机组改造容量需求。
本发明提出了一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，可以确定新能源电力系统中火电机组灵活性改造容量需求，以满足国家新能源弃电控制为目标，为火电灵活性改造规划以及高比例新能源电力系统调节资源配置提供支撑。
附图说明
图1为本发明提供的流程图。
具体实施方式
本发明提出了一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，可以确定新能源电力系统中火电机组灵活性改造容量需求，以满足国家新能源弃电控制为目标，为火电灵活性改造规划以及高比例新能源电力系统调节资源配置提供支撑；本发明根据新能源消纳目标确定火电机组改造容量，时序生产模拟仿真模型能更加准确的计算电力系统新能源消纳量，与消纳目标进行对比，从而确定火电机组改造容量。下面结合具体实施方式和说明书附图对本发明做出详细的说明。
如图1所示，本发明提供了一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，包括以下步骤：
S1、输入计算所需的基本参数，包括
规划目标年的火电机组类型、各类型火电机组装机容量、装机台数、供暖期时段、供暖期与非供暖期最小技术出力，供暖期与非供暖期最大技术出力，供暖期与非供暖期开机台数；
水电机组类型、机组容量、机组数量、最大技术出力、最小技术出力、开机台数、日电量；风电装机容量、全年8760小时理论标么出力；
光伏装机容量、全年8760小时理论标么出力；负荷全年8760小时用电预测序列；区域与外省联络线全年8760小时交换计划序列；抽水蓄能机组类型、机组容量、额定功率、最大和最小抽发台数、库容电量。
S2、确定灵活性改造深度增加初值c，以及单步循环的改造深度增加值Δc；
S3、确定新能源弃电率控制目标curtobj；
S4、基于时序生产模拟仿真模型，对全年时序生产模拟，计算系统的新能源弃电率curt；
本实施例中时序生产仿真模拟以电网中风电和光伏发电量最大为目标函数，约束条件包括区域负荷平衡、旋转备用约束、火电机组发电功率约束、火电机组爬坡率约束、风电发电功率约束、光伏发电功率约束、区域间传输线路容量约束、系统调度指令约束、机组运行台数约束等，具体如下：
目标函数如下：
式中，T为调度周期时段数；N为整个系统的分区数；为区域n中的风电机组在第t时刻的发电功率；
为区域n中的光伏机组在第t时刻的发电功率；
1)区域负荷平衡约束：
式中，为区域n中第j种火电机组在第t时刻的发电功率；
为区域i在时段t上向区域n传输的发电功率；
为区域n向系统外部输送的功率；
dt,n为区域n中第t时刻的负荷需求；
U为水电机组种类数；R为抽水蓄能机组种类数；
为区域n中抽蓄机组r在第t时刻的发电功率；
为区域n中抽蓄机组r在第t时刻的抽水功率，该约束表示各个区域内的负荷需求要时刻保持平衡；
2)旋转备用约束：
式中，Dt为系统在第t时刻的负荷需求；
为区域n中火电机组j的最大出力水平，
为区域n中火电机组 j的最小出力水平；
为区域n中风电机组的可信容量，为区域n中光伏机组的可信容量；
为整数变量，表示区域n中火电机组j在时刻t处的运行台数；
为水电机组u的最大出力水平；为水电机组u的最小出力水平；
为整数变量，表示区域n中水电机组u在时刻t处的运行台数；
3)火电机组发电功率约束：
4)火电机组爬坡率约束：
式中，ΔPj,up为火电机组j在一个小时内发电功率的最大爬升速率；
ΔPj,down为火电机组j在一个小时内发电功率的最大爬降速率；
5)风电、光伏发电功率约束：
式中，和
分别为风电和光伏的理论归一化出力序列；
6)区域间传输线路容量约束：
式中，为区域i和区域n之间联络线的最大安全传输容量；
为区域i在时刻t处通过联络线向区域n中输送的功率；该约束表示任意两个区域间联络线上的传输功率都要在该联络线的安全容量范围之内。设定电流参考方向为：流入区域为正方向，流出区域为负方向。所以可以取正负值，正负则代表功率传输的方向。
7)系统调度指令约束：
0≤Yt+Zt≤1 (11)
式中，Yt为0-1离散变量，Yt＝1表示在时刻t处的系统发布启机指令，反之表示在时刻t处系统没有发布启机指令；
Zt为0-1离散变量，Zt＝1表示在时刻t处的系统发布停机指令，反之表示在时刻t处系统没有发布停机指令；
SCHnum表示系统在调度周期内允许的最大启停机调度次数；
8)机组运行台数约束
式中，表示区域n中火电机组j的最小开机运行台数；
表示区域n中火电机组j的最大开机运行台数；
表示区域n中水电机组u的最小开机运行台数；
表示区域n中水电机组u的最大开机运行台数。
S5、将步骤S4中新能源弃电率curt与新能源弃电率控制目标curtobj进行比较，若curt≤curtobj，转步骤S6；若不满足，则c＝c+Δc，并转步骤 S4；新能源弃电率计算方法如下式：
S6、确定并输出火电机组灵活性改造容量，火电机组灵活性改造容量计算方法如下式：
式中，ΔPretrofit表示系统中火电机组改造容量需求。
下面通过具体案例说明本实施例，具体如下：
首先计算所需的基本参数，包括规划目标年的火电机组类型、各类型火电机组装机容量、装机台数、供暖期时段、供暖期与非供暖期最小技术出力、供暖期与非供暖期最大技术出力、供暖期与非供暖期开机台数；水电机组类型、机组容量、机组数量、最大技术出力、最小技术出力、开机台数、日电量；风电装机容量、全年8760小时理论标么出力；光伏装机容量、全年8760小时理论标么出力；负荷全年8760小时用电预测序列；区域与外省联络线全年8760小时交换计划序列；抽水蓄能机组类型、机组容量、额定功率、最大最小抽发台数、库容电量。
火电装机：2020年火电机组总装机容量为17365MW，其中供热机组装机容量为12250MW。
水电装机：2020年水电装机容量为60MW，无抽水蓄能机组。
风电：2020年风电总装机容量为6750MW。
光伏：2020年光伏总装机容量为2620MW。
与外省联络线交换电量：2020年63亿kWh。
系统火电机组发电参数具体如下表：
表1、案例系统火电机组发电参数
其中，灵活性改造深度增加初值c＝2％；单步循环的改造深度增加值Δc ＝2％；新能源弃电率控制目标curtobj＝10％。
通过计算步骤S4-S6案例计算结果具体如下表：
表2、基础场景下不同火电灵活性改造深度对应的新能源消纳情况
| 改造深度(％) | 新能源弃电率(％) | 灵活性改造容量(MW) |
| 2％ | 12.03 | 249 |
| 4％ | 10.75 | 494 |
| 6％ | 9.48 | 739 |
| 8％ | 8.69 | 984 |
本案例中，当火电机组灵活性改造深度达到6％时，新能源弃电率9.48％，低于新能源弃电控制目标10％，对应的火电机组灵活性改造容量为739MW。
本发明不局限于上述最佳实施方式，任何人应该得知在本发明的启示下作出的结构变化，凡是与本发明具有相同或相近的技术方案，均落入本发明的保护范围之内。
Claims (4)
1.一种新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、输入计算所需的基本参数；
S2、确定灵活性改造深度增加初值c，以及单步循环的改造深度增加值△c；
S3、确定新能源弃电率控制目标curtobj；
S4、基于时序生产模拟仿真模型，目标函数如下：
式中，T为调度周期时段数；N为整个系统的分区数；为区域n中的风电机组在第t时刻的发电功率；为区域n中的光伏机组在第t时刻的发电功率；
约束条件包括区域负荷平衡、旋转备用约束、火电机组发电功率约束、火电机组爬坡率约束、风电发电功率约束、光伏发电功率约束、区域间传输线路容量约束、系统调度指令约束、机组运行台数约束；
对全年时序生产模拟，计算系统的新能源弃电率curt；
S5、将步骤S4中新能源弃电率curt与新能源弃电率控制目标curtobj进行比较，若curt≤curtobj，转步骤S6；若不满足，则c＝c+△c，并转步骤S4；
S6、确定并输出火电机组灵活性改造容量，火电机组灵活性改造容量计算方法如下：
式中，为区域n中火电机组j的最大出力水平；
表示区域n中火电机组j的最大开机运行台数；
△Pretrofit表示系统中火电机组改造容量需求。
2.如权利要求1所述的新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，其特征在于，所述基本参数包括：
规划目标年的火电机组类型、各类型火电机组装机容量、装机台数、供暖期时段、供暖期与非供暖期最小技术出力，供暖期与非供暖期最大技术出力，供暖期与非供暖期开机台数；
水电机组类型、机组容量、机组数量、最大技术出力、最小技术出力、开机台数、日电量；风电装机容量、全年8760小时理论标么出力；
光伏装机容量、全年8760小时理论标么出力；负荷全年8760小时用电预测序列；区域与外省联络线全年8760小时交换计划序列；抽水蓄能机组类型、机组容量、额定功率、最大和最小抽发台数、库容电量。
3.如权利要求1所述的新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，其特征在于，所述
1)区域负荷平衡约束：
式中，为区域n中第j种火电机组在第t时刻的发电功率；
为区域i在时段t上向区域n传输的发电功率；
为区域n向系统外部输送的功率；
dt,n为区域n中第t时刻的负荷需求；
U为水电机组种类数；R为抽水蓄能机组种类数；
为区域n中水电机组u在第t时刻的发电功率；
为区域n中抽蓄机组r在第t时刻的发电功率；
为区域n中抽蓄机组r在第t时刻的抽水功率；
2)旋转备用约束：
式中，Dt为系统在第t时刻的负荷需求；
为系统在时刻t处的正备用需求，为系统在时刻t处的负备用需求；
为区域n中火电机组j的最大出力水平，区域n中为火电机组j的最小出力水平；
为整数变量，表示区域n中火电机组j在时刻t处的运行台数；
为水电机组u的最大出力水平；
为水电机组u的最小出力水平；
3)火电机组发电功率约束：
4)火电机组爬坡率约束：
式中，△Pj,up为火电机组j在一个小时内发电功率的最大爬升速率；△Pj,down为火电机组j在一个小时内发电功率的最大爬降速率；
5)风电、光伏发电功率约束：
式中，
和
分别为风电和光伏的理论归一化出力序列；
和分别为区域n中风电场和光伏电站的装机容量；
6)区域间传输线路容量约束：
式中，为区域i和区域n之间联络线的最大安全传输容量；
为区域i在时刻t处通过联络线向区域n中输送的功率；
7)系统调度指令约束：
0≤Yt+Zt≤1 (12)
式中，Yt为0-1离散变量，Yt＝1表示在时刻t处的系统发布启机指令，反之表示在时刻t处系统没有发布启机指令；
Zt为0-1离散变量，Zt＝1表示在时刻t处的系统发布停机指令，反之表示在时刻t处系统没有发布停机指令；
SCHnum表示系统在调度周期内允许的最大启停机调度次数；
8)机组运行台数约束
式中，表示区域n中火电机组j的最小开机运行台数；
表示区域n中火电机组j的最大开机运行台数；
表示区域n中水电机组u的最小开机运行台数；
表示区域n中水电机组u的最大开机运行台数。
4.如权利要求1所述的新能源电力系统中火电机组改造容量确定方法，其特征在于，所述
新能源弃电率计算方法如下：
式中，
和分别为区域n中风电场和光伏电站的装机容量；
和分别为风电和光伏的理论归一化出力序列；
为区域n中的光伏机组在第t时刻的发电功率。
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| GR01 | Patent grant | ||
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