CN113489003B - 一种考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划方法。规划方法考虑了风光出力的短期随机性和水电出力计算特性，以典型场景为代表做全年规划运行分析，而且在考虑安全性下主要以经济性最优为目标。目标函数包括新建线路投资成本、新建风光机组投资成本、机组发电成本、弃风弃光经济损失成本和切负荷成本，约束条件满足实际源网运行安全要求，模型应用Matlab调用Gurobi求解器进行求解。该方法利用水力发电作为补偿有效平抑了风光出力的短期波动性，将一体化电源与电网协调规划，有利于提高电网系统风光新能源的消纳能力，而且一体化电源能为电网提供更稳定优质的电能，提高新能源场站的总体效益。

Description

一种考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划方法

技术领域

本发明属于电力系统源网协调规划技术领域，提出了一种高比例可再生能源并网下考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划方法。

背景技术

在风电场、光伏站等可再生能源建设规模日益扩大的背景下，由于风力发电和光伏发电的不稳定性，大规模风光能源并网将会对电能质量以及电网稳定运行方面带来挑战，而且可再生能源规模扩大将会导致大量电源投资的浪费，可再生能源的不确定性、电网结构、负荷特性及扩展规划不协调性势必对电网规划方案的经济性和安全性造成影响。

源网协调规划是确保电力系统正常运转的重要环节，在规划过程中需要考虑电源和电网的配比状况，否则将造成电源供电缺失或者供电过量而出现的输电网阻塞等问题，这些将会给电力行业甚至国民经济带来巨大的损失，因此需要对传统的源网规划方案进行改进，以便能够更加精确地完成电源规划与电网规划之间的投资配比的工作，从而加强源网之间的协调性。

发明内容

针对现有技术中存在的不足，本发明提出了一种考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划方法，该方法不仅考虑了风光的短期随机性，以全年多场景运行情况来提高效率，而且在考虑安全性下主要以经济性最优为目标。该方法能适应高比例可再生能源并网需求，利用水力发电作为补偿资源有效的平抑了风光短期波动性，提高了新能源场站总体效益。

为了实现上述发明的目的，一种考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划方法，包括以下步骤：

步骤一：获取风光电站一年的风电光伏历史出力数据进行归一化处理，用聚类算法得到夏季典型日和冬季典型日的典型场景，获取规划年内的典型负荷曲线和相关的规划成本参数，所述的规划成本参数包括输电线路投资成本、风光机组投资成本、发电机组的发电成本和弃风弃光的经济损失成本；

步骤二：获取水力发电站的历史信息参数以及水库的历年入库流量信息，根据历史水文资料，把年份按照入库流量大小划分为丰水年、平水年和枯水年，将水库的多年平均入库流量进行归一化处理作为模型的入库流量，进行水电出力计算；

步骤三：建立考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划模型。针对风光水一体化互补运行特点，建立源网协调规划模型，该模型以总成本最小为目标函数，约束条件满足实际源网运行安全要求，所述的总成本为线路投资成本、风光机组投资成本、系统的发电成本(包含运行维护成本)、弃风弃光经济损失成本和切负荷成本之和。

步骤四：将建立的源网协调规划模型，转化为混合整数线性规划模型，利用Matlab、Yalmip工具箱和Gurobi求解器进行求解，采用改进的IEEE-24节点测试系统进行模拟运行，其规划结果为规划水平年的最优风光机组装机容量和电网线路扩展方案，并输出规划成本费用。所述的改进的IEEE-24节点测试系统基于IEEE-RTS-24节点系统，改进后的系统包括10台常规发电机组其中包含1台水电机组，新增5台风电机组其中包含1台待建风电机组，新增3台光伏机组其中包含1台待建的光伏机组，未变的有29个输电走廊、38条支路和17个负荷节点。备选线路在原输电走廊是上取31条，输电走廊可扩建线路上限为3条。

其中，源网协调规划模型的目标函数表达式为：

式中：为新建线路的年均初始投资成本；/>为新建风电机组和光伏机组的年均初始投资成本；C_gen为系统的发电成本；C_loss为弃风弃光经济损失成本；C_load为系统的切负荷损失成本。

(1)线路投资成本：

式中：x_l为第l条新建输电线路是否被选中的0-1变量，新建时值为1，未建时为0；c_l为第l条新建输电线路等年值的投资成本；L_l为第l条新建输电线路的长度；Ω⁺为待新建的输电线路集合；T_life是规划年限；r为贴现率。

(2)考虑风光水一体化互补运行的风光机组投资成本：

式中：c_w,c_v分别为新建的风电机组和光伏机组等年值的单位装机容量投资成本；S_w,S_v分别为新建的风电机组和光伏机组的装机容量。

(3)系统发电成本：

系统总发电成本包括常规机组(包括燃煤机组和水电机组)、风电机组和光伏机组的发电成本。

式中：S为典型运行场景集合，ρ_s为典型场景s出现的概率；T为时间周期；c_i,g为节点i第g台发电机的单位发电成本；P_i,g,s,t为节点i第g台发电机在场景s时段t下的有功出力。

(4)弃风弃光经济损失成本：

式中：分别为单位弃风弃光电量的经济损失成本，/>分别为弃风和弃光电量，/>分别为第m台风电机组和第n台光伏机组在场景s时段t下的计划有功出力。

(5)切负荷损失成本：

式中：c_load分别是单位切负荷量的损失成本，为节点i处在场景s时段t下的切负荷电量。

约束条件包括水库库容约束、水电站发电流量约束、各节点功率平衡约束、线路潮流约束、发电机出力约束、风光水一体化电源并网约束和N-1安全约束。具体约束如下：

(1)水电出力计算：

水库的蓄水量是可变化的，与上游流入水库的来水流量、水库用于发电的发电流量和弃水量有关，公式如下：

式中：V_t+1是水库在t时刻结束时的库容，V_t是水库在t时刻开始时的库容，V_t ^r和分别是t时间段内的入库水量和入库流量，V_t ^f和Q_t分别是t时间段内水电机组发电消耗的水量和发电流量，V_t ^q和/>分别是t时间段内水库弃水量和相应的弃水流量，Δt是时间步长。

水力发电是通过水的势能差来实现的，其功率输出大小与流过水电机组的流量、水头以及转换效率有关。而水电机组的水头会随着水电站水位的改变而改变，其中水电机组做功的水头是静水头，一般计算水力发电时，水头损失基本可以忽略。而水电机组发电流量的大小主要取决于上游来水量的情况。另一个决定水轮机功率输出大小的因素是其水电转化效率，水电出力如公式所示：

式中：P_t ^h为水电站在t时段下的实际有功出力，K为水电站的水电转换效率，Q_t为水电站在t时段下的平均发电流量，L_t为水库在t时段的水库上游水位；为水库在t时段的尾水位。

水库上游水位水位和水库库容，尾水位和发电流量存在非线性关系，因此，采用非线性函数关系表示，如公式：

L_t＝G₁(V_t)

式中：L_t分别代表水库在t时段的水库上游水位；为水库在t时段的尾水位；G₂(·)表示水库水位和水库库容之间的非线性函数关系；G₃(·)则表示尾水位和发电流量之间的非线性函数关系。

(2)各节点功率平衡约束

式中：P_l,s,t是与节点i连接的第l条线路在场景s时段t下的潮流，流进该节点为正，流出为负；是节点i在场景s时段t下的负荷需求。

(3)已有线路直流潮流约束：

式中：P_l,s,t为第l条线路在场景s时段t下的潮流；Ω为已有的输电线路集合；B_l为第l条线路的电纳；θ_i,s,t,θ_j,s,t分别为线路两端节点在场景s时段t下的相角；P_l ^max为第l条线路的最大有功功率传输。

(4)新建线路直流潮流约束：

式中：M为一足够大的正数，本发明方法取10³。

(5)发电机出力约束：

发电机：

风电场：

光伏站：

(6)水电站发电流量约束：

式中：为场景s下水电站发电流量的上下限。

(7)水库库容约束：

V^min≤V_t≤V^max

V_begin＝V_end

式中：V^min,V^max分别为水库的最小、最大库容；V_begin,V_end是规划水平年的始末库容。

(8)风光水一体化电源并网约束：

为了保证一体化电站内风光水协调运行系统能够达到一定的并网质量，在常规的约束条件当中加入一体化电站功率约束如下式：

式中为一体化电站在时段t的功率输出,μ为一体化电站在时段间功率波动的阈值，通过对一体化电站约束使得风光水互补发电集群的出力时段间波动在一定范围内，既保证了集群内部对风电光伏的补偿效果，也能兼顾整体调峰的运行需求。

(9)N-1安全约束：

式中：下标c表示系统N-1故障情况下变量的值；C_s,c为场景s下N-1故障矩阵，取总线路数和发电机节点数之和为N_E，则C_s,c为N_E阶方阵，其中，元素1表示设备正常，0表示设备故障。故障矩阵每列表示设备依次故障从而进行N-1安全校验。

本发明有益效果如下：

风光新能源场站通过水电站的并网输电线连接到电网，水电出力可用于调节其波动性和间歇性，将一体化电源与电网协调规划，有利于提高电网系统风光新能源的消纳能力，而且能以更稳定的输出形式为电网提供优质的电能，提高新能源场站的总体效益。

附图说明

图1为风电典型日场景出力曲线图；

图2为光伏典型日场景出力曲线图；

图3为典型负荷曲线图；

图4为典型日水库入库流量曲线图；

图5为改进的24节点系统图；

图6为本发明规划方法的实施流程图。

具体实施方式

本发明建立的考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划模型，具体实施流程图如图6，实施过程如下：

1.运行场景

通过获取风光电站一年的风电光伏历史出力数据进行标幺化处理，得到全年运行场景即风电光伏出力标幺化数据各8736个，然后用场景聚类削减得到典型运行场景，主要分为夏季典型日和冬季典型日如图1和图2，然后通过历史负荷数据获取规划水平年的典型负荷曲线如图3，以典型日为代表做全年规划运行分析。

获取水力发电站的历史信息参数，水电站出力系数参考电站设计和历史运行情况定为8.3，根据历史水文资料，把年份按照入库流量大小划分为丰水年、平水年和枯水年。按照历史水文年年份的概率平水年0.5，丰水年枯水年各0.25，将水库的多年平均入库流量进行归一化处理作为模型的入库流量如图4，然后进行水电出力计算，所需各参数如表1。

表1：水电站发电参数

2.改进的IEEE-24节点测试系统

为了验证高比例可再生能源接入下的考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划模型是否合理，本发明在改进的24节点系统中测试。改进的IEEE-24节点测试系统基于IEEE-RTS-24节点系统，其网架结构如图5所示，改进后的系统包括10台常规发电机组包含1台水电机组，新增5台风电机组包含1台待建风电机组，新增3台光伏机组包含1台待建的光伏机组，未变的有29个输电走廊、38条支路和17个负荷节点。备选线路在原输电走廊是上取31条，输电走廊可扩建线路上限为3条。可再生能源机组容量设置要求为满足高比例可再生能源并网比例约30％，机组参数如表2。

表2：系统中的可再生能源机组

节点	机组类型	装机容量(MW)
			3	风电机组	100
8	光伏机组	150
			9	风电机组	100
10	风电机组	100
			19	风电机组	100
20	光伏机组	150
			22	水电机组	300
22	风电机组	待建
			22	光伏机组	待建

输电网规划方案中涉及到的投资成本包括新建风光机组的成本和输电线路建设成本均为等年值的投资成本，还有机组发电成本和弃光弃光经济损失成本参数如表3。

表3：规划成本参数

3.模拟运行

在Matlab上搭建源网协调规划模型，利用Yalmip工具箱并调用Gurobi求解器进行求解，采用改进的IEEE-24节点测试系统进行模拟运行，并输出规划结果。

4.仿真结果

本发明的模型考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划，在高比例可再生能源并网的条件下，保证了N-1安全约束，电网可靠性、安全性较高。通过少量线路建设和灵活性机组建设，有效提高了新能源场站的总体效益，规划方案如表4。

表4：水平年规划方案

Claims (1)

1.一种考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤一：获取风光电站一年的风电光伏历史出力数据进行归一化处理，用聚类算法得到夏季典型日和冬季典型日的典型场景，获取规划年内的典型负荷曲线和相关的规划成本参数，所述的规划成本参数包括输电线路投资成本、风光机组投资成本、发电机组的发电成本和弃风弃光的经济损失成本；

步骤二：获取水力发电站的历史信息参数以及水库的历年入库流量信息，根据历史水文资料，把年份按照入库流量大小划分为丰水年、平水年和枯水年，将水库的多年平均入库流量进行归一化处理作为模型的入库流量，进行水电出力计算；

步骤三：建立考虑风光水一体化互补运行的源网协调规划模型；针对风光水一体化互补运行特点，建立源网协调规划模型，该模型以总成本最小为目标函数，约束条件满足实际源网运行安全要求，所述的总成本为线路投资成本、风光机组投资成本、系统的发电成本、弃风弃光经济损失成本和切负荷成本之和；

步骤四：将建立的源网协调规划模型，转化为混合整数线性规划模型，利用Matlab、Yalmip工具箱和Gurobi求解器进行求解，采用改进的IEEE-24节点测试系统进行模拟运行，其规划结果为规划水平年的最优风光机组装机容量和电网线路扩展方案，并输出规划成本费用；

所述的改进的IEEE-24节点测试系统基于IEEE-RTS-24节点系统，改进后的系统包括10台常规发电机组其中包含1台水电机组，新增5台风电机组其中包含1台待建风电机组，新增3台光伏机组其中包含1台待建的光伏机组，未变的有29个输电走廊、38条支路和17个负荷节点；备选线路在原输电走廊是上取31条，输电走廊可扩建线路上限为3条；

源网协调规划模型的目标函数表达式为：

式中：为新建线路的年均初始投资成本；/>为新建风电机组和光伏机组的年均初始投资成本；C_gen为系统的发电成本；C_loss为弃风弃光经济损失成本；C_load为系统的切负荷损失成本；

(1)线路投资成本：

式中：x_l为第l条新建输电线路是否被选中的0-1变量，新建时值为1，未建时为0；c_l为第l条新建输电线路等年值的投资成本；L_l为第l条新建输电线路的长度；Ω⁺为待新建的输电线路集合；T_life是规划年限；r为贴现率；

(2)考虑风光水一体化互补运行的风光机组投资成本：

式中：c_w,c_v分别为新建的风电机组和光伏机组等年值的单位装机容量投资成本；S_w,S_v分别为新建的风电机组和光伏机组的装机容量；

(3)系统发电成本：

系统总发电成本包括常规机组、风电机组和光伏机组的发电成本；

式中：S为典型运行场景集合，ρ_s为典型场景s出现的概率；T为时间周期；c_i,g为节点i第g台发电机的单位发电成本；P_i,g,s,t为节点i第g台发电机在场景s时段t下的有功出力；

(4)弃风弃光经济损失成本：

式中：分别为单位弃风弃光电量的经济损失成本，/>分别为弃风和弃光电量，/>分别为第m台风电机组和第n台光伏机组在场景s时段t下的计划有功出力；

(5)切负荷损失成本：

式中：c_load分别是单位切负荷量的损失成本，为节点i处在场景s时段t下的切负荷电量；

约束条件包括水库库容约束、水电站发电流量约束、各节点功率平衡约束、线路潮流约束、发电机出力约束、风光水一体化电源并网约束和N-1安全约束；具体约束如下：

(1)水电出力计算：

水库的蓄水量是可变化的，与上游流入水库的来水流量、水库用于发电的发电流量和弃水量有关，公式如下：

式中：V_t+1是水库在t时刻结束时的库容，V_t是水库在t时刻开始时的库容，V_t ^r和分别是t时间段内的入库水量和入库流量，V_t ^f和Q_t分别是t时间段内水电机组发电消耗的水量和发电流量，V_t ^q和/>分别是t时间段内水库弃水量和相应的弃水流量，Δt是时间步长；

水力发电是通过水的势能差来实现的，其功率输出大小与流过水电机组的流量、水头以及转换效率有关；而水电机组的水头会随着水电站水位的改变而改变，其中水电机组做功的水头是静水头，一般计算水力发电时，水头损失基本可以忽略；而水电机组发电流量的大小主要取决于上游来水量的情况；另一个决定水轮机功率输出大小的因素是其水电转化效率，水电出力如公式所示：

式中：P_t ^h为水电站在t时段下的实际有功出力，K为水电站的水电转换效率，Q_t为水电站在t时段下的平均发电流量，L_t为水库在t时段的水库上游水位；为水库在t时段的尾水位；

水库上游水位水位和水库库容，尾水位和发电流量存在非线性关系，因此，采用非线性函数关系表示，如公式：

L_t＝G₁(V_t)

式中：L_t分别代表水库在t时段的水库上游水位；为水库在t时段的尾水位；G₁(·)表示水库水位和水库库容之间的非线性函数关系；G₂(·)则表示尾水位和发电流量之间的非线性函数关系；

(2)各节点功率平衡约束

式中：P_l,s,t是与节点i连接的第l条线路在场景s时段t下的潮流，流进该节点为正，流出为负；是节点i在场景s时段t下的负荷需求；

(3)已有线路直流潮流约束：

式中：P_l,s,t为第l条线路在场景s时段t下的潮流；Ω为已有的输电线路集合；B_l为第l条线路的电纳；θ_i,s,t,θ_j,s,t分别为线路两端节点在场景s时段t下的相角；P_l ^max为第l条线路的最大有功功率传输；

(4)新建线路直流潮流约束：

式中：M为一足够大的正数，本发明方法取10³；

(5)发电机出力约束：

发电机：

风电场：

光伏站：

(6)水电站发电流量约束：

式中：为场景s下水电站发电流量的上下限；

(7)水库库容约束：

V^min≤V_t≤V^max

V_begin＝V_end

式中：V^min,V^max分别为水库的最小、最大库容；V_begin,V_end是规划水平年的始末库容；

(8)风光水一体化电源并网约束：

为了保证一体化电站内风光水协调运行系统能够达到一定的并网质量，在常规的约束条件当中加入一体化电站功率约束如下式：

式中为一体化电站在时段t的功率输出,μ为一体化电站在时段间功率波动的阈值，通过对一体化电站约束使得风光水互补发电集群的出力时段间波动在一定范围内，既保证了集群内部对风电光伏的补偿效果，也能兼顾整体调峰的运行需求；

(9)N-1安全约束：

式中：下标c表示系统N-1故障情况下变量的值；C_s,c为场景s下N-1故障矩阵，取总线路数和发电机节点数之和为N_E，则C_s,c为N_E阶方阵，其中，元素1表示设备正常，0表示设备故障；故障矩阵每列表示设备依次故障从而进行N-1安全校验。