CN112865097A - 一种基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，包括以下步骤：1)获取区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束；2)利用区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束组合形成满足区域安稳约束的多个机组组合方案；3)计算各机组组合方案的年度基地收益，选择年度基地收益最大的机组组合方案进行电源配比优化，该方法能够基于风光火储一体化基地收益进行电源配比优化。

Description

一种基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法
技术领域
本发明属于多能互补配比优化领域，涉及一种基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法。
背景技术
风光火储一体化基地是指以风电、太阳能、火力发电、储能的能源形式为基础的多能互补综合能源基地。风光火储一体化基地的规划和运行中，各类能源形式的配比优化影响了能源基地的整体能源利用效率以及基地收益。
目前，已有采用生产模拟和安全稳定方法进行多能源电网优化的方法。但尚无基于风光火储一体化基地收益优化的电源配比优化方法，本发明填补了该技术领域的空白。
发明内容
本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供了一种基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，该方法能够基于风光火储一体化基地收益进行电源配比优化。
为达到上述目的，本发明所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法包括以下步骤：
1)获取区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束；
2)利用区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束组合形成满足区域安稳约束的多个机组组合方案；
3)计算各机组组合方案的年度基地收益，选择年度基地收益最大的机组组合方案进行电源配比优化。
年度基地收益Ssum为：
Ssum＝Swind-gen+Spv-gen+Sfuel-gen+Sfuel-tf+Swind-tp+Spv-tp+Sfuel-tp+Sbattery-tp+Sfuel-ad+Sbattery-ad
其中，Swind-gen为年风力发电收益，Spv-gen为年光伏发电收益，Sfuel-gen为年火力发电收益，Sfuel-tf为年火电调峰收益，Swind-tp为年风电调频收益，Spv-tp为年光伏调频收益，Sfuel-tp为年火电调频收益，Sbattery-tp为年储能调频收益，Sfuel-ad为年火电其他收益，Sbattery-ad为年储能其他收益。
利用风力、光照气象历史数据以及同区域电源出力历史数据计算风电场时序出力序列以及光伏电站时序出力序列。
根据调度历史数据获取火电系统运行方式。
根据当地政策及电网规划获取交直流外送联络线约束。
风力、光照气象历史数据为过去三年间区域内风速数据、光照强度数据及气温数据的年平均值所组成的小时序列。
同区域电源出力历史数据为过去三年间区域内已建成风电场及光伏电站的年平均出力数据所组成的小时序列。
调度历史数据为过去三年间区域电力调度对于区域内火力发电厂的调度指令功率数据所组成的小时序列。
区域内负荷时序序列为风光火储一体化能源基地建成投产后，区域内电力负荷总量所组成的小时序列。
交直流外送联络线约束为区域与外界相连的电力通道中，交流通道和直流通道分别能够传输的最大功率，所组成的年内小时序列。
本发明具有以下有益效果：
本发明所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法在具体操作时，通过利用区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束组合形成满足区域安稳约束的多个机组组合方案，选择年度基地收益最大的机组组合方案进行电源配比优化，对于基地规划过程中进行投产后的成本收益分析有较大意义，相比于传统的粗放式风光火储一体化基地容量配比规划方式，可以节省约15％的成本，年收益提高约10％。
附图说明
图1为本发明的流程图；
图2为本发明中年度基地收益的示意图；
图3为电源容量和收益分配的示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步详细描述：
参考图1，本发明所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法包括以下步骤：
1)获取区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束；
2)利用区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束组合形成满足区域安稳约束的多个机组组合方案；
3)计算各机组组合方案的年度基地收益，选择年度基地收益最大的机组组合方案进行电源配比优化。
年度基地收益Ssum为：
Ssum＝Swind-gen+Spv-gen+Sfuel-gen+Sfuel-tf+Swind-tp+Spv-tp+Sfuel-tp+Sbattery-tp+Sfuel-ad+Sbattery-ad
其中，Swind-gen为年风力发电收益，Spv-gen为年光伏发电收益，Sfuel-gen为年火力发电收益，Sfuel-tf为年火电调峰收益，Swind-tp为年风电调频收益，Spv-tp为年光伏调频收益，Sfuel-tp为年火电调频收益，Sbattery-tp为年储能调频收益，Sfuel-ad为年火电其他收益，Sbattery-ad为年储能其他收益。
利用风力、光照气象历史数据以及同区域电源出力历史数据计算风电场时序出力序列以及光伏电站时序出力序列。
根据调度历史数据获取火电系统运行方式。
根据当地政策及电网规划获取交直流外送联络线约束。
所述风力、光照气象历史数据为过去三年间区域内风速数据、光照强度数据、气温数据的年平均值所组成的小时序列；
同区域电源出力历史数据为过去三年间区域内已建成风电场及光伏电站的年平均出力数据所组成的小时序列；
调度历史数据为过去三年间区域电力调度对于区域内火力发电厂的调度指令功率数据所组成的小时序列。
区域内负荷时序序列为风光火储一体化能源基地建成投产后，区域内电力负荷总量所组成的小时序列。
风电场时序出力序列为风光火储一体化能源基地建成投产后，区域内风电场出力所组成的小时序列。
光伏电站时序出力序列为风光火储一体化能源基地建成投产后，区域内光伏电站出力所组成的小时序列。
火电系统运行方式为风光火储一体化能源基地建成投产后，区域内火力发电系统年运行方式所组成的出力小时序列。
交直流外送联络线约束为区域与外界相连的电力通道中，交流和直流通道分别能够传输的最大功率，所组成的年内小时序列。
年度基地收益为年度的电量收益、调峰收益、调频收益及其他收益之和。
参见图2，所述电量收益为指风光火储一体化基地中风电场、光伏电站及火力发电厂运行中外售电量所获得的收益。
调峰收益为风光火储一体化基地中，火力发电厂年度参与电力辅助服务调峰市场所获得的调峰收益。
调频收益为风光火储一体化基地中，风电场、光伏电站、火力发电厂及储能电站年度参与电力辅助服务调频市场所获得的调频收益。
其他收益为风光火储一体化基地中，火力发电厂和储能电站年度参与电力辅助服务调频市场所获得的其他收益，包括备用容量收益和黑启动收益。
实施例一
设当地过去三年间区域内平均风速小时序列为vwind-his[t]，单位为m/s，其中1≤t≤8760，t为整数。
设当地过去三年间区域内平均太阳辐射照度小时序列为Lpv-his[t]，单位W/m2，其中1≤t≤8760，t为整数。
设当地过去三年间区域内平均气温小时序列为This[t]，单位为℃，其中1≤t≤8760，t为整数。
设过去三年间区域内已建成风电场总容量为Qwind-his，年平均出力序列为Pwind-his[t]，其中1≤t≤8760，t为整数。
设过去三年间区域内已建成光伏电站总容量为Qpv-his，年平均出力序列为Ppv-his[t]，其中1≤t≤8760，t为整数。
设过去三年间区域内已建成火力发电厂总容量为Qfuel-his，电力调度对于区域内火力发电厂的调度指令功率数据序列为Pfuel-his[t]，其中1≤t≤8760，t为整数。
设所计算年度，区域内负荷时序序列为LOAD[t]，其中，1≤t≤8760，t为整数。
计算风电场时序出力序列为：
Figure BDA0002983113260000061
其中，vwind[t]为所计算年度预估风速时序序列，单位为m/s，Qwind为所计算年度初始规划风电场容量。
计算光伏电站的时序出力序列为：
Figure BDA0002983113260000062
其中，Lpv[t]为所计算年度预估风速时序序列，单位为m/s，Qpv为所计算年度初始规划风电场容量，T[t]为所计算年度平均气温小时序列。
计算火电系统运行方式
Figure BDA0002983113260000071
其中，Qfuel为所计算年度初始规划风电场容量，单位MW。
基于当地电网实际情况和电力政策，设定风光火储一体化基地交直流外送联络线约束，具体为：
交流约束为0≤Pout-ac≤Pout-ac-max，直流约束为Pout-dc＝Pout-dc-ref；
其中，Pout-ac为基地外送交流功率，Pout-ac-max为基地外送交流功率的最大值，Pout-dc为基地外送直流功率，Pout-dc-ref为基地外送交流功率的参考值，单位MW。
根据区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束，求解机组组合生产模拟问题，直至满足区域安全稳定约束。
年度基地收益Ssum为：
Ssum＝Swind-gen+Spv-gen+Sfuel-gen+Sfuel-tf+Swind-tp+Spv-tp+Sfuel-tp+Sbattery-tp+Sfuel-ad+Sbattery-ad
选取年度基地收益Ssum最大值对应的容量配比规划方案作为最优配比优化方案。
本发明充分利用了当地近三年的气象数据、风电和光伏的出力数据和调度运行数据，在传统生产模拟方法的框架外，详细预估了风光火储一体化基地的年度收益，从而优化了风光火储一体化基地的容量配比，填补了容量配比优化中对于风光火储一体化基地收益的考量。

Claims (10)

1.一种基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
1)获取区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束；
2)利用区域内负荷时序序列、风电场时序出力序列、光伏电站时序出力序列、火电系统运行方式及交直流外送联络线约束组合形成满足区域安稳约束的多个机组组合方案；
3)计算各机组组合方案的年度基地收益，选择年度基地收益最大的机组组合方案进行电源配比优化。
2.根据权利要求1所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，年度基地收益Ssum为：
Ssum＝Swind-gen+Spv-gen+Sfuel-gen+Sfuel-tf+Swind-tp+Spv-tp+Sfuel-tp+Sbattery-tp+Sfuel-ad+Sbattery-ad
其中，Swind-gen为年风力发电收益，Spv-gen为年光伏发电收益，Sfuel-gen为年火力发电收益，Sfuel-tf为年火电调峰收益，Swind-tp为年风电调频收益，Spv-tp为年光伏调频收益，Sfuel-tp为年火电调频收益，Sbattery-tp为年储能调频收益，Sfuel-ad为年火电其他收益，Sbattery-ad为年储能其他收益。
3.根据权利要求1所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，利用风力、光照气象历史数据以及同区域电源出力历史数据计算风电场时序出力序列以及光伏电站时序出力序列。
4.根据权利要求1所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，根据调度历史数据获取火电系统运行方式。
5.根据权利要求1所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，根据当地政策及电网规划获取交直流外送联络线约束。
6.根据权利要求2所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，风力、光照气象历史数据为过去三年间区域内风速数据、光照强度数据及气温数据的年平均值所组成的小时序列。
7.根据权利要求3所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，同区域电源出力历史数据为过去三年间区域内已建成风电场及光伏电站的年平均出力数据所组成的小时序列。
8.根据权利要求4所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，调度历史数据为过去三年间区域电力调度对于区域内火力发电厂的调度指令功率数据所组成的小时序列。
9.根据权利要求1所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，区域内负荷时序序列为风光火储一体化能源基地建成投产后，区域内电力负荷总量所组成的小时序列。
10.根据权利要求1所述的基于风光火储一体化基地收益的电源配比优化方法，其特征在于，交直流外送联络线约束为区域与外界相连的电力通道中，交流通道和直流通道分别能够传输的最大功率，所组成的年内小时序列。
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