CN115455691A - 考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法 - Google Patents

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杨帅
徐日娥
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Abstract

本发明公开了一种考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，主要基于新能源高渗透率的背景，引入线路动态载流量指标，充分考虑了线路动态载流量对电网的影响，可提高电网规划的可靠性。同时，还运用最优交流潮流算法对该时序潮流计算模型进行优化，得到总发电成本最优的仿真运行结果，可大大提高电网的经济性能。本发明在时序生产模拟法的基础上，通过对电网的时序生产数据，加入架空线以及电缆的动态载流量限值作为约束条件运行仿真，通过最优潮流算法，可得到系统每小时的网架潮流分布、各发电机组出力、各节点电压等系统运行状态结果；通过分析数据可为最优电网规划方案的选择和确定提供数据支持。

Description

考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法
技术领域：
本发明涉及电力规划的仿真分析领域，尤其涉及一种考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法。
背景技术：
电网规划的任务是根据规划期间的负荷侧情况以及电源规划方案来确定相应的最佳电网结构，从而满足经济可靠地输送电能的要求。在规划阶段，供电可靠性通常依照“N-1”原则进行评估，即当电网中一台设备或线路停运时不能影响对负荷侧的供电情况。在实际投运过程中，线路的各种突发故障仍需要被充分考虑以保证供电可靠性。
随着风电、光伏等新能源在电力系统中的渗透率不断提高，其对电网的影响逐渐增加。由于自然条件的限制，风、光出力存在间歇性与随机性，表现在新能源功率输出方面为强波动性，因此新能源功率注入电网后其波动性不可忽略。新能源消纳能力的概念被引入用以描述电网对新能源发出功率的接纳能力，新能源消纳能力越强，系统弃风弃光比例越低，对高比例新能源接入的接受水平越高。提高新能源消纳水平已成为电网规划的重要目的。因此，考虑新能源接入的电网规划仿真已成为目前的研究热点。
时序生产模拟法能够模拟新能源全年每小时出力特性和负荷特性时间序列，以有限消纳新能源为原则建立电网的电力平衡模型，大量时序数据的引入能够更贴近实际系统情况，反映新能源功率波动，提高新能源消纳水平。
同时，在电网规划时还需要考虑电网的线路载流量，线路载流量是指在一定条件下，线路能够连续承载而不使其温度超过规定值的最大电流，在实际电力系统中，线路载流量通常与线路的布置方式、环境温度等因素有关。通常需要考虑电缆和架空线在不同环境温度下的载流量指标。线路载流量通常又分为静态载流量与动态载流量两种，其中，静态载流量无法感知线路实时温度，通常根据经验对线路载流量限值进行保守设计，很大程度上低估了输电线路的热载荷能力；而动态载流量可以实时测算线路温度，以此动态生成实时线路载流量限值，能够最大限度提升特定线路的输电能力。动态载流量获取的关键为线路实时温度的感知，但是，直接挂在线路上的测温设备因其高成本，低可靠性等问题无法大规模应用，因而在电网仿真过程中无法充分考虑动态载流量对电网的影响，进而影响了电网规划的可靠性。
综上，随着电网中新能源渗透率不断提高，新能源功率波动、输电容量不足等问题愈发突出，电网规划方法需要采用考虑新能源出力波动以及线路动态载流量的电网规划仿真方法，以提高电网规划的供电可靠性。
发明内容：
为了解决以上问题，本发明的目的在于提供一种考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，可提高电网规划的可靠性。
本发明由如下技术方案实施：
考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，包括以下步骤：
S1、收集电网数据，包括收集对于指定区域电网的输电规划方案和/或发电规划方案对应的历史基础电网非时序数据，和指定区域电网在一定时间范围内的电网时序数据；
S2、建立以最大新能源消纳为目标的电网时序生产模拟仿真模型；
S3、基于所述S1中收集的电网数据，利用所述S2中建立的电网时序生产模拟仿真模型，并引入约束条件，对指定区域电网进行全网小时级生产模拟时序仿真，输出实现最大新能源消纳的各类型发电资源的实际发电功率；
S4、将新能源功率波动和线路动态载流量引入额外约束条件中，并将所述S3中得到的各类型发电资源的实际发电功率也引入额外约束条件中，建立指定区域电网的时序潮流计算模型，并运用最优交流潮流算法对该时序潮流计算模型进行优化，得到总发电成本最优的仿真运行结果；
S5、将所述S4中得到的总发电成本最优的仿真运行结果，按照输电评估标准和/或发电评估标准对所述S1中收集的输电规划方案和/或发电规划方案进行评估。
进一步的，所述S2中建立的电网时序生产模拟仿真模型函数为：
f＝max(Ppv(t)+Pwind(t)) (1)
式(1)中，f表示最大新能源消纳，Ppv(t)表示光伏出力值，Pwind(t)为风电出力值。
进一步的，所述S3中的约束条件包括：
(1)电力平衡约束项
Pcoal(t)+Phydro(t)+Ppv(t)+Pwind(t)-Pout(t)＝Pload(t) (2)
式(2)中，Pcoal(t)表示为火电总发电功率，Phydro(t)表示为水电总发电功率，Pout(t)表示外送功率，P1oad(t)为全网有功负荷值；
(2)火电机组出力约束项
Pcoal-down≤Pcoal(t)≤Pcoal-up (3)
式(3)中，Pcoal-down表示为所有火电机组的最小技术出力之和，Pcoal-up表示所有火电机组的额定出力之和；
(3)火电机组爬坡约束项
Figure BDA0003841347120000041
式(4)中，Pramp-up为所有火电机组向上爬坡率之和，Pramp-down为所有火电机组向下爬坡率之和；
(4)水电机组出力约束项
0≤Phydro(t)≤Phydro-up (5)
式(5)中，Phydro-up表示所有水电机组的额定出力之和；
(5)外送功率约束项
Pout(t)≤Pline (6)
式(6)中，Pline表示为外送线路功率最大值；
(6)新能源出力约束项
Figure BDA0003841347120000042
式(7)中，Ppv *(t)表示光伏额定出力，Pwind *(t)表示风电额定出力。
进一步的，所述S4中的额外约束条件包括：
(1)火电机组约束：
Gmin,c≤Gc≤Gmax,c
Figure BDA0003841347120000051
式(8)中，Gmin,c为火电机组c的最小有功出力，Gmax,c为火电机组c的最大有功出力，Gc为火电机组c的实际出力，Ncoal是火电机组数量；
(2)水电机组约束：
Gmin,h≤Gh≤Gmax,h
Figure BDA0003841347120000052
式(9)中，Gmin,h为水电机组h的最大有功出力，Gmax,h为水电机组h的最大有功出力，Gh为水电机组h的实际出力，Nhydro是水电机组数量；
(3)新能源机组约束
0≤Gp≤Gmax,p(t)
0≤Gw≤Gmax,w(t)
Figure BDA0003841347120000053
Figure BDA0003841347120000054
式(10)中，Gp为光伏电站p的实际出力，Gmax,p(t)为光伏电站p在t时刻的最大有功出力，Gw为风电场w的实际出力，Gmax,w(t)为风电场w在t时刻的最大有功出力，Npv是光伏电站数量，Nwind是风电场数量；
(4)节点电压约束：
Vmin,x≤Vx≤Vmax,x (11)
式(11)中，Vmin,x为网架节点x的电压下限，Vmax,x为网架节点x的电压上限，Vx为网架节点x的实际电压；
(5)线路容量约束：
-Imax,b(t)≤Ib≤Imax,b(t) (12)
式(12)中，b为线路编号，Imax,b(t)为线路b在t时刻的线路动态载流量限值，Ib为线路b的负载电流。
进一步的，所述线路动态载流量包括电缆动态载流量和架空线动态载流量，其中：
ⅰ、电缆动态载流量限值的计算公式如下：
Figure BDA0003841347120000061
式(13)中，△θ是电缆线芯导体温度与外界环境温度的差值；R是电缆线芯导体在稳定运行过程中单位长度的交流有效电阻；Wd是电缆绝缘介质损耗；λ1是电缆金属护套或金属屏蔽的损耗与线芯损耗的比值；λ2是金数铠装电缆的铠装损耗与线芯损耗的比值；T1为电缆绝缘等效热阻；T2为电缆内衬层等效热阻；T3为电缆外被层等效热阻；T4为电缆敷设环境中土壤热阻；
ⅱ、架空线动态载流量限值的计算公式如下：
Figure BDA0003841347120000062
当固定导线温度限值时，式(14)中，RAC为固定温度下导线交流电阻，单位Ω/m；
Pr为单位长度导线的辐射散热功率，单位W/m；
Pr＝πDE1S1×[(ΔT+Ta+273K)4-(Ta+273K)4] (15)
式(15)中，D为导线外径，单位m；E1为导线表面的辐射散热系数，取经验值；S1为斯忒藩-玻尔兹曼常数，其值为5.67×10-8W/(m2·K4)；ΔT为导线表面平均温度上升值，Ta为实时环境温度，导线运行温度Tc＝Ta+ΔT；
Pc为单位长度导线的对流散热功率，单位W/m；
Pc＝0.57πλfθRe0.485 (16)
式(16)中，λf为导线表面空气层的传热系数，取经验值，单位W/(m·℃)；Re为雷诺数；
Ps为单位长度导线的光照吸热功率，单位W/m；
Ps＝asJsD (17)
式(17)中，as为导线表面吸热系数，新线路的取值通常为0.23-0.46，老旧线路取值0.9；Js为日照强度，与布线地点有关，单位W/m2；
RAC为导线的交流电阻，用下式计算：
RDC(Tc)＝R20[1+α(Tc-20℃)] (18)
RAC(Tc)＝ζIτRDC(Tc) (19)
式(18)和式(19)中，RDC为一定温度下导线直流电阻；R20为20℃时电阻的温度系数，单位均为Ω/m；α20为20℃时导线材料温度系数；ζ为导线交直流电阻比，τ为电流系数，为经验参数。
进一步的，所述S4中，时序潮流计算模型的函数为：
Figure BDA0003841347120000081
式(20)中，i为发电机组编号，ng为发电机组个数，fP i为发电机组i的有功出力成本函数，fQ i为发电机组i的无功出力成本函数，pi g为第i个发电机组的有功出力，qi g为第i个发电机组的无功出力。
进一步的，所述S4中得到的总发电成本最优的仿真运行结果，包括每一时间段的网架潮流分布、各发电机组出力、各节点电压运行结果数据。
进一步的，所述输电评估标准包括线路载流能力、送出通道有无阻塞、电压电流越界中的一项或多项；
所述发电评估标准包括新能源消纳水平，新能源消纳水平通常用弃新能源比例进行评价，其计算方法如下：
Figure BDA0003841347120000082
式(21)中，QMax为新能源实际可用发电量，Qacc为新能源消纳电量，其中：
Figure BDA0003841347120000083
Figure BDA0003841347120000084
式(22)中，Gmax,p(t)为光伏电站p在t时刻的最大有功出力,Gmax,w(t)为风电场w在t时刻的最大有功出力；
式(23)中，Ppv(t)表示光伏出力值，Pwind(t)为风电出力值。
本发明的优点：
本发明为一种考虑新能源出力波动及线路动态载流量的电网规划仿真方法，主要基于新能源高渗透率的背景，引入线路动态载流量指标，充分考虑了线路动态载流量对电网的影响，可提高电网规划的可靠性。
同时，还运用最优交流潮流算法对该时序潮流计算模型进行优化，得到总发电成本最优的仿真运行结果，可大大提高电网的经济性能。
本发明在时序生产模拟法的基础上，通过对电网的时序生产数据，加入架空线以及电缆的动态载流量限值作为约束条件运行仿真，通过最优潮流算法，可得到系统每小时的网架潮流分布、各发电机组出力、各节点电压等系统运行状态结果；通过分析数据可以得知不同电网规划方案的供电可靠性、新能源消纳水平、线路载流量及利用率等指标，以反映电网规划方案的基本情况。最后通过对比不同规划方案的相关数据，可为最优电网规划方案的选择和确定提供数据支持。
具体实施方式：
下面将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。
实施例1：
考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，包括以下步骤：
S1、收集电网数据，包括收集对于指定区域电网的输电规划方案和/或发电规划方案对应的历史基础电网非时序数据，和指定区域电网在过去365天共8760小时的、时间间隔为1小时的小时级电网时序数据；具体的：
电网时序数据包括：光伏出力值、风电出力值、火电总发电功率、水电总发电功率、外送功率、全网有功负荷值、各区域的时序天气数据、每条线路的动态载流量数据；
电网非时序数据包括：所有火电机组向上爬坡率、所有火电机组向下爬坡率、所有水电机组的额定出力、外送线路功率最大值、光伏额定出力、风电额定出力,网架结构,每个变电站或网架节点的类型、额定电压、电压上下限、所属分区,线路或变压器的R/X/B阻抗参数,每个发电站的装机数量、最大有功出力、最小有功出力、最大无功出力、最小无功出力、出口电压标幺值等；
对于不同的输电规划方案和/或发电规划方案，可能变化的电网数据包括新增或改动的变电站位置、线路容量、发电场站及类型中的一项或多项。
S2、建立以最大新能源消纳为目标的电网时序生产模拟仿真模型，具体的函数为：
f＝max(Ppv(t)+Pwind(t)) (1)
式(1)中，f表示最大新能源消纳，Ppv(t)表示光伏出力值，Pwind(t)为风电出力值。
S3、基于所述S1中收集的电网数据，利用所述S2中建立的电网时序生产模拟仿真模型，并引入约束条件，对指定区域电网进行全网小时级生产模拟时序仿真，输出实现最大新能源消纳的各类型发电资源的实际发电功率；
其中，约束条件包括：
(1)电力平衡约束项
Pcoal(t)+Phydro(t)+Ppv(t)+Pwind(t)-Pout(t)＝Pload(t) (2)
式(2)中，Pcoal(t)表示为火电总发电功率，Phydro(t)表示为水电总发电功率，Pout(t)表示外送功率，P1oad(t)为全网有功负荷值；
(2)火电机组出力约束项
火力发电机组在发电的同时，还需要承担系统的调峰任务以及冬季供热任务；以新能源消纳优先的原则并考虑各火电机组的爬坡约束，确定在满足负荷需求的前提下各火电机组的出力范围如下：
Pcoal-down≤Pcoal(t)≤Pcoal-up (3)
式(3)中，Pcoal-down表示为所有火电机组的最小技术出力之和，Pcoal-up表示所有火电机组的额定出力之和；
(3)火电机组爬坡约束项
新能源出力值在较短的时间内可能有较大的变化量，而火电机组出力受到爬坡率的约束无法快速跟踪新能源出力的变化，造成弃风、弃光等现象，火电机组爬坡约束按下式确定：
Figure BDA0003841347120000111
式(4)中，Pramp-up为所有火电机组向上爬坡率之和，Pramp-down为所有火电机组向下爬坡率之和；
(4)水电机组出力约束项
水电出力受季节影响明显，夏季水电大发，出力可以达到额定功率，而冬季出力则仅有夏季的20％-30％，模型中分夏季和冬季两种运行方式，分别按照装机容量的一定比例安排水电出力；
0≤Phydro(t)≤Phydro-up (5)
式(5)中，Phydro-up表示所有水电机组的额定出力之和；
(5)外送功率约束项
当某地区新能源出力充足时，可考虑将富余电力外送，新能源外送电力受制于外送输电线路的功率约束如下式所示：
Pout(t)≤Pline (6)
式(6)中，Pline表示为外送线路功率最大值；
(6)新能源出力约束项
Figure BDA0003841347120000121
式(7)中，Ppv *(t)表示光伏额定出力，Pwind *(t)表示风电额定出力。
当电网数据输入电网时序生产模拟仿真模型后，仿真计算将初始化进行全年8760小时循环从而模拟电网365天中每小时的运行状态，获取系统运行结果。值得注意的是，对于每一种输电规划方案或发电规划方案，都需要在确定完成新增或改动的以后，再进行全年8760小时的仿真并得到结果。
S4、将新能源功率波动和线路动态载流量引入额外约束条件中，并将所述S3中得到的各类型发电资源的实际发电功率也引入额外约束条件中，考虑网架结构、节点电压、发电成本等因素，建立指定区域电网的时序潮流计算模型，并运用最优交流潮流算法对该时序潮流计算模型进行优化，得到总发电成本最优的仿真运行结果，进而得到系统每一时间段的网架潮流分布、各发电机组出力、各节点电压等系统运行结果数据；
其中，额外约束条件包括：
(1)火电机组约束：
Gmin,c≤Gc≤Gmax,c
Figure BDA0003841347120000131
式(8)中，Gmin,c为火电机组c的最小有功出力，Gmax,c为火电机组c的最大有功出力，Gc为火电机组c的实际出力，Ncoal是火电机组数量；
(2)水电机组约束：
Gmin,h≤Gh≤Gmax,h
Figure BDA0003841347120000132
式(9)中，Gmin,h为水电机组h的最小有功出力，Gmax,h为水电机组h的最大有功出力，Gh为水电机组h的实际出力，Nhydro是水电机组的装机数量；
(3)新能源机组约束
0≤Gp≤Gmax,p(t)
0≤Gw≤Gmax,w(t)
Figure BDA0003841347120000133
Figure BDA0003841347120000134
式(10)中，Gp为光伏电站p的实际出力，Gmax,p(t)为光伏电站p在t时刻的最大有功出力，Gw为风电场w的实际出力，Gmax,w(t)为风电场w在t时刻的最大有功出力，Npv是光伏电站数量，Nwind是风电场数量；
(4)节点电压约束：
Vmin,x≤Vx≤Vmax,x (11)
式(11)中，Vmin,x为网架节点x的电压下限，Vmax,x为网架节点x的电压上限，Vx为网架节点x的实际电压；
(5)线路容量约束：
-Imax,b(t)≤Ib≤Imax,b(t) (12)
式(12)中，b为线路编号，Imax,b(t)为线路b在t时刻的线路动态载流量限值，Ib为线路b的负载电流；其中，线路动态载流量包括电缆动态载流量和架空线动态载流量，仿真中将考虑线路的载流量尤其是线路的动态载流量，通过每小时对于线路周边环境温度的测量建立模型计算线路实时温度，从而动态获取线路载流量限值，将上述线路载流量限值引入最优潮流计算的边界条件；
其中：
ⅰ、电缆动态载流量限值的计算公式如下：
利用等效热阻法，将电力电缆及其周围敷设环境等效成等值热路模型，将上述模型中各部分损耗及等效热阻建立热平衡方程，从而计算电缆动态载流量；
Figure BDA0003841347120000141
式(13)中，△θ是电缆线芯导体温度与外界环境温度的差值；R是电缆线芯导体在稳定运行过程中单位长度的交流有效电阻；Wd是电缆绝缘介质损耗；λ1是电缆金属护套或金属屏蔽的损耗与线芯损耗的比值；λ2是金数铠装电缆的铠装损耗与线芯损耗的比值；T1为电缆绝缘等效热阻；T2为电缆内衬层等效热阻；T3表示电缆外被层等效热阻；T4位电缆敷设环境中土壤热阻；
ⅱ、架空线动态载流量限值的计算公式如下：
通过热平衡方程描述线路电流和导线温度的关系，从而计算架空线动态载流量限值；
Figure BDA0003841347120000151
当固定导线温度限值时，式(14)中，RAC为固定温度下导线交流电阻，单位Ω/m；
Pr为单位长度导线的辐射散热功率，单位W/m；
Pr＝πDE1S1×[(ΔT+Ta+273K)4-(Ta+273K)4] (15)
式(15)中，D为导线外径，单位m；E1为导线表面的辐射散热系数，取经验值；S1为斯忒藩-玻尔兹曼常数，其值为5.67×10-8W/(m2·K4)；ΔT为导线表面平均温度上升值，Ta为实时环境温度，导线运行温度Tc＝Ta+ΔT；
Pc为单位长度导线的对流散热功率，单位W/m；
Pc＝0.57πλfθRe0.485 (16)
式(16)中，λf为导线表面空气层的传热系数，取经验值，单位W/(m·℃)；Re为雷诺数；
Ps为单位长度导线的光照吸热功率，单位W/m；
Ps＝asJsD (17)
式(17)中，as为导线表面吸热系数，新线路的取值通常为0.23-0.46，老旧线路取值0.9；Js为日照强度，与布线地点有关，单位W/m2；
RAC为导线的交流电阻，是关于导线温度的函数，同时与单线物理特性，结构及工频环境下的电磁效应有关，用下式近似计算：
RDC(Tc)＝R20[1+α(Tc-20℃)] (18)
RAC(Tc)＝ζIτRDC(Tc) (19)
式(18)和式(19)中，RDC为一定温度下导线直流电阻；R20为20℃时电阻的温度系数，单位均为Ω/m；α20为20℃时导线材料温度系数；ζ为导线交直流电阻比，τ为电流系数，为经验参数。
由于设置了线路载流量约束的边界条件，仿真中会考虑线路的载流量尤其是线路的动态载流量，通过每小时对于线路周边环境温度的测量建立模型计算线路实时温度，从而动态获取线路载流量限值，充分考虑线路动态载流量对电网规划方案的影响。
总发电成本最优的时序潮流计算模型的函数为：
Figure BDA0003841347120000161
式(20)中，i为发电机组编号，ng为各类型发电资源(火电、水电、风电、光伏)的发电机组的总个数，fP i为发电机组i的有功出力成本函数，fQ i为发电机组i的无功出力成本函数，pi g为第i个发电机组的有功出力，qi g为第i个发电机组的无功出力。
通过以上步骤，可以对每个小时的电网数据来模拟全网在该小时的运行状态，仿真中采用成本最优为目标的最优交流潮流(ACOPF)计算来实现对电网内各类发电资源的优化调度，得到每个小时内各类型发电资源(火电、水电、风电、光伏)的出力安排。
S5、将所述S4中得到的总发电成本最优的仿真运行结果，按照输电评估标准和/或发电评估标准对所述S1中收集的输电规划方案和/或发电规划方案进行评估，其中：
输电评估标准包括线路载流能力、送出通道有无阻塞、电压电流越界中的一项或多项；其中，线路载流能力可根据线路动态载流量限值Imax,b进行判断，送出通道有无阻塞即线路利用率，送出通道有无阻塞和电流越界情况均可根据线路的负载电流Ib进行判断，电压越界可根据网架节点的实际电压Vx进行判断。
发电评估标准包括新能源消纳水平，新能源消纳水平通常用弃新能源比例进行评价，其计算方法如下：
Figure BDA0003841347120000171
式(21)中，QMax为新能源实际可用发电量，Qacc为新能源消纳电量，其中：
Figure BDA0003841347120000172
Figure BDA0003841347120000173
式(22)中，Gmax,p(t)为光伏电站p在t时刻的最大有功出力,Gmax,w(t)为风电场w在t时刻的最大有功出力；
式(23)中，Ppv(t)表示光伏出力值，Pwind(t)为风电出力值。
本发明在时序生产模拟法的基础上，通过对电网365天内的时序生产数据，加入架空线以及电缆的动态载流量限值作为约束条件运行仿真，通过最优潮流算法，可得到系统每小时的网架潮流分布(即线路动态载流量限值Imax,b(t)、线路的负载电流Ib、网架节点的实际电压Vx)、各发电机组出力、各节点电压等系统运行状态结果；通过分析数据可以得知不同电网规划方案的供电可靠性、新能源消纳水平、线路载流量及利用率等指标，以反映电网规划方案的基本情况。最后通过对比不同规划方案的相关数据，为最优电网规划方案的选择和确定提供数据支持。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、收集电网数据，包括收集对于指定区域电网的输电规划方案和/或发电规划方案对应的历史基础电网非时序数据，和指定区域电网在一定时间范围内的电网时序数据；
S2、建立以最大新能源消纳为目标的电网时序生产模拟仿真模型；
S3、基于所述S1中收集的电网数据，利用所述S2中建立的电网时序生产模拟仿真模型，并引入约束条件，对指定区域电网进行全网小时级生产模拟时序仿真，输出实现最大新能源消纳的各类型发电资源的实际发电功率；
S4、将新能源功率波动和线路动态载流量引入额外约束条件中，并将所述S3中得到的各类型发电资源的实际发电功率也引入额外约束条件中，建立指定区域电网的时序潮流计算模型，并运用最优交流潮流算法对该时序潮流计算模型进行优化，得到总发电成本最优的仿真运行结果；
S5、将所述S4中得到的总发电成本最优的仿真运行结果，按照输电评估标准和/或发电评估标准对所述S1中收集的输电规划方案和/或发电规划方案进行评估。
2.根据权利要求1所述的考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，所述S2中建立的电网时序生产模拟仿真模型函数为：
f＝max(Ppv(t)+Pwind(t)) (1)
式(1)中，f表示最大新能源消纳，Ppv(t)表示光伏出力值，Pwind(t)为风电出力值。
3.根据权利要求1所述的考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，所述S3中的约束条件包括：
(1)电力平衡约束项
Pcoal(t)+Phydro(t)+Ppv(t)+Pwind(t)-Pout(t)＝Pload(t) (2)
式(2)中，Pcoal(t)表示为火电总发电功率，Phydro(t)表示为水电总发电功率，Pout(t)表示外送功率，P1oad(t)为全网有功负荷值；
(2)火电机组出力约束项
Pcoal-down≤Pcoal(t)≤Pcoal-up (3)
式(3)中，Pcoal-down表示为所有火电机组的最小技术出力之和，Pcoal-up表示所有火电机组的额定出力之和；
(3)火电机组爬坡约束项
Figure FDA0003841347110000021
式(4)中，Pramp-up为所有火电机组向上爬坡率之和，Pramp-down为所有火电机组向下爬坡率之和；
(4)水电机组出力约束项
0≤Phydro(t)≤Phydro-up (5)
式(5)中，Phydro-up表示所有水电机组的额定出力之和；
(5)外送功率约束项
Pout(t)≤Pline (6)
式(6)中，Pline表示为外送线路功率最大值；
(6)新能源出力约束项
Figure FDA0003841347110000031
式(7)中，Ppv *(t)表示光伏额定出力，Pwind *(t)表示风电额定出力。
4.根据权利要求1所述的考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，所述S4中的额外约束条件包括：
(1)火电机组约束：
Gmin,c≤Gc≤Gmax,c
Figure FDA0003841347110000032
式(8)中，Gmin,c为火电机组c的最小有功出力，Gmax,c为火电机组c的最大有功出力，Gc为火电机组c的实际出力，Ncoal是火电机组数量；
(2)水电机组约束：
Gmin,h≤Gh≤Gmax,h
Figure FDA0003841347110000033
式(9)中，Gmin,h为水电机组h的最大有功出力，Gmax,h为水电机组h的最大有功出力，Gh为水电机组h的实际出力，Nhydro是水电机组数量；
(3)新能源机组约束
0≤Gp≤Gmax,p(t)
0≤Gw≤Gmax,w(t)
Figure FDA0003841347110000034
Figure FDA0003841347110000041
式(10)中，Gp为光伏电站p的实际出力，Gmax,p(t)为光伏电站p在t时刻的最大有功出力，Gw为风电场w的实际出力，Gmax,w(t)为风电场w在t时刻的最大有功出力，Npv是光伏电站数量，Nwind是风电场数量；
(4)节点电压约束：
Vmin,x≤Vx≤Vmax,x (11)
式(11)中，Vmin,x为网架节点x的电压下限，Vmax,x为网架节点x的电压上限，Vx为网架节点x的实际电压；
(5)线路容量约束：
-Imax,b(t)≤Ib≤Imax,b(t) (12)
式(12)中，b为线路编号，Imax,b(t)为线路b在t时刻的线路动态载流量限值，Ib为线路b的负载电流。
5.根据权利要求4所述的考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，所述线路动态载流量包括电缆动态载流量和架空线动态载流量，其中：
ⅰ、电缆动态载流量限值的计算公式如下：
Figure FDA0003841347110000042
式(13)中，△θ是电缆线芯导体温度与外界环境温度的差值；R是电缆线芯导体在稳定运行过程中单位长度的交流有效电阻；Wd是电缆绝缘介质损耗；λ1是电缆金属护套或金属屏蔽的损耗与线芯损耗的比值；λ2是金数铠装电缆的铠装损耗与线芯损耗的比值；T1为电缆绝缘等效热阻；T2为电缆内衬层等效热阻；T3为电缆外被层等效热阻；T4为电缆敷设环境中土壤热阻；
ⅱ、架空线动态载流量限值的计算公式如下：
Figure FDA0003841347110000051
当固定导线温度限值时，式(14)中，RAC为固定温度下导线交流电阻，单位Ω/m；
Pr为单位长度导线的辐射散热功率，单位W/m；
Pr＝πDE1S1×[(ΔT+Ta+273K)4-(Ta+273K)4] (15)
式(15)中，D为导线外径，单位m；E1为导线表面的辐射散热系数，取经验值；S1为斯忒藩-玻尔兹曼常数，其值为5.67×10-8W/(m2·K4)；ΔT为导线表面平均温度上升值，Ta为实时环境温度，导线运行温度Tc＝Ta+ΔT；
Pc为单位长度导线的对流散热功率，单位W/m；
Pc＝0.57πλfθRe0.485 (16)
式(16)中，λf为导线表面空气层的传热系数，取经验值，单位W/(m·℃)；Re为雷诺数；
Ps为单位长度导线的光照吸热功率，单位W/m；
Ps＝asJsD (17)
式(17)中，as为导线表面吸热系数，新线路的取值通常为0.23-0.46，老旧线路取值0.9；Js为日照强度，与布线地点有关，单位W/m2；
RAC为导线的交流电阻，用下式计算：
RDC(Tc)＝R20[1+α(Tc-20℃)] (18)
RAC(Tc)＝ζIτRDC(Tc) (19)
式(18)和式(19)中，RDC为一定温度下导线直流电阻；R20为20℃时电阻的温度系数，单位均为Ω/m；α20为20℃时导线材料温度系数；ζ为导线交直流电阻比，τ为电流系数，为经验参数。
6.根据权利要求1所述的考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，所述S4中，时序潮流计算模型的函数为：
Figure FDA0003841347110000061
式(20)中，i为发电机组编号，ng为发电机组个数，fP i为发电机组i的有功出力成本函数，fQ i为发电机组i的无功出力成本函数，pi g为第i个发电机组的有功出力，qi g为第i个发电机组的无功出力。
7.根据权利要求1所述的考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，所述S4中得到的总发电成本最优的仿真运行结果，包括每一时间段的网架潮流分布、各发电机组出力、各节点电压运行结果数据。
8.根据权利要求1所述的考虑新能源功率波动及线路动态载流量的电网仿真方法，其特征在于，所述输电评估标准包括线路载流能力、送出通道有无阻塞、电压电流越界中的一项或多项；
所述发电评估标准包括新能源消纳水平，新能源消纳水平通常用弃新能源比例进行评价，其计算方法如下：
Figure FDA0003841347110000062
式(21)中，QMax为新能源实际可用发电量，Qacc为新能源消纳电量，其中：
Figure FDA0003841347110000071
Figure FDA0003841347110000072
式(22)中，Gmax,p(t)为光伏电站p在t时刻的最大有功出力,Gmax,w(t)为风电场w在t时刻的最大有功出力；
式(23)中，Ppv(t)表示光伏出力值，Pwind(t)为风电出力值。
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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CN115642597A (zh) * 2022-12-23 2023-01-24 华北电力科学研究院有限责任公司 一种分布式光伏承载力计算方法及装置
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