CN115619102B - 一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法 - Google Patents

一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法 Download PDF

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Abstract

一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法，包括如下步骤：S1、收集相应数据，分析总结得到各类电源与负荷的年运行特性；S2、依据各类电源与负荷的年运行特性建立边界条件，开展逐年分月分时的电力电量平衡计算及弃电量、弃电率和弃电后出力；S3、基于S2的输出，在逐年各月份中针对中午和凌晨两个指定时段中，寻找各月风光考虑弃电之后的出力最大值及该时刻对应的电源出力与负荷水平；S4、求取春午、春小、夏午、夏小、秋午、秋小、冬午、冬小8种运行方式下的电源出力与负荷水平；S5、利用8种运行方式校核网络输送能力。本发明为电气计算校核提供科学依据，且具有节约电网投资，符合市场、运行实际的优点。

Description

一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法
技术领域
本发明涉及电网规划与调度技术领域，特别涉及一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法。
背景技术
现有电力系统规划设计中对新能源送出的电气计算校核，通常采用新能源装机满出力或大比例系数出力，对应采用全年最小负荷或时段最小负荷来作为边界条件。该方法导致计算结果较为不理想，显现出电网输送能力严重不足，从而引起为弥补能力缺陷，需要大幅增加规划投资，造成电力系统运行效率及经济性降低。
随着新型电力系统的全面建设，大规模新能源装机在全国快速发展。但由于新能源的反负荷出力特性引起系统调峰能力和电网输送能力日益紧张。因此，在电网规划研究中，提出了重点研究新能源大发时，电网输送能力的校核。但在传统规划设计中，研究人员通常采用较为不理想或是不理想的方式来处理新能源的出力水平，采用高比例出力系数和最小负荷水平来校验计算，导致结果呈现电网潮流幅度骤增，稳定水平下降，需大规模补强网架。而在电网实际运行中，由于系统消纳能力和市场需求有限，实际是存在一定弃电情况，而并非有必要按照将大规模新能源电力电量外送来考虑，因此无需高强度构建电网。
有鉴于此，为将电网弃电运行的实际反应到规划设计中，使得规划成果更贴切真正需求，以提高既有设备利用效率，减少电网投资，增强系统运行经济性，如何提供一种实施性强、便于操作的基于新能源多种弃电率工况下的电气计算校核方法成了本技术领域技术人员亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明提供了一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法，以解决现有校核容易造成电网投资大，实施性不强的技术问题。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：
本发明提供了一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法，包括如下步骤：
步骤S1、收集指定地区内的各类电源规划装机规模、负荷预测结果以及现有各类电源与负荷历史年运行数据；
收集指定地区之间的现有交流输电通道交换的历史年运行数据、现有直流通道输入总有功运行数据和规划的直流通道输入总有功计划运行数据；
利用以上收集的数据，分析总结得到各类电源与负荷的年运行特性；
步骤S2、依据各类电源与负荷的年运行特性建立边界条件，基于边界条件，在全规划周期内，以不同弃电率档次场景，开展逐年分月分时的电力电量平衡计算及弃电量、弃电率和弃电后出力；
步骤S3、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对中午和凌晨两个指定时段中，寻找各月风能光能考虑弃电之后的出力最大值，以及逐年各月份中针对中午和凌晨两个指定时间点对应的各类电源出力与负荷水平；
步骤S4、基于出力最大值及该时刻对应的负荷水平，求取春午、春小、夏午、夏小、秋午、秋小、冬午、冬小8种运行方式下的各类电源出力与负荷水平；
步骤S5、将8种运行方式的各类电源出力与负荷水平代入到电力系统计算分析软件中进行新能源最大送出需求的电气计算，以校核网络输送能力。
优选的，所述步骤S1具体包含如下步骤：
步骤S11、收集指定地区内各类电源规划装机规模、负荷预测结果；同时，对现有新能源、水电与负荷的历史年运行数据进行分析，获得上述电源与负荷的年运行特性；各类电源规划装机规模包括新能源规划装机规模、光伏装机规模；
步骤S12、收集指定地区之间：1）现有交流输电通道交换的历史年运行数据，并进行分析，获得其年运行特性；2）现有直流通道输入总有功运行数据和规划的直流通道输入总有功计划运行数据，并进行分析，获得其年运行特性。
优选的，所述步骤S2具体包含如下步骤：
步骤S21、依据各类电源与负荷的年运行特性建立边界条件；
步骤S22、基于边界条件，按照约束关系，通过调节火电和抽蓄机组的出力来对全年各月分时进行电力电量平衡计算，得到电力电量平衡计算结果；
步骤S23、结合新能源规划装机规模，通过不同风电与光伏装机规模的组合调整来进行电力电量平衡的迭代试算，直至全年风电和光伏的弃电率为设定档次；
优选的，所述步骤S22中的约束关系具体为：
a、结合防洪安全、电源自身调节性以及政策导向；
b、考虑按风能、光能和水能的顺序弃电；
c、火电开机规模不低于当月最大负荷的最小开机系数；
d、指定区域之间的交流通道按年运行数据特性考虑，或按最大允许反向潮流考虑。
优选的，所述步骤S22中的电力电量平衡计算是通过以下公式实现的；
Figure SMS_1
对规划年逐年指定时间内进行电力电量平衡计算，其中，指定时间为8760小时，
Figure SMS_4
表示负荷实时需求，
Figure SMS_7
表示火电机组实时出力水平，
Figure SMS_10
表示水电机组实时出力水平，
Figure SMS_3
表示风电机组实时出力水平，
Figure SMS_6
表示光伏机组实时出力水平，
Figure SMS_11
表示特高压直流实时输入输出水平，
Figure SMS_14
表示相邻地区间交流通道实时输入输出水平，
Figure SMS_5
表示抽蓄机组实时抽发水平，
Figure SMS_9
表示抽蓄机组实时发电水平，
Figure SMS_12
表示抽蓄机组实时抽水水平；
Figure SMS_13
、
Figure SMS_2
、
Figure SMS_8
分别表示水电弃电率、风电弃电率和光伏弃电率；
式中
Figure SMS_15
表示火电机组最小调节允许出力，
Figure SMS_16
表示火电机组额定功率，
Figure SMS_17
表示火电安稳要求最小开机，
Figure SMS_18
表示当月最大需求负荷，
Figure SMS_19
表示抽蓄机组额定功率下日连续抽水时间；
Figure SMS_21
、
Figure SMS_23
、
Figure SMS_26
分别表示燃煤机组最大调节系数、火电安稳要求出力最小系数和抽蓄电站损耗系数；
Figure SMS_20
、
Figure SMS_24
、
Figure SMS_27
分别表示光伏弃电功率、风电弃电功率、水电弃电功率；
Figure SMS_28
、
Figure SMS_22
、
Figure SMS_25
分别表示光伏弃电优先级别、风电弃电优先级别、水电弃电优先级别。
优选的，所述步骤S3具体包含如下步骤：
步骤S31、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对中午11:00-14:00时段中，寻找弃电后光伏最大出力；同时，对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算及统计；
步骤S32、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对凌晨01:00-06:00时段中，寻找弃电后风电最大出力；同时，对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算及统计；
步骤S33、以天为单位，为剔除合理范围外的极端数据，求取各月
Figure SMS_29
，
Figure SMS_30
的95%概率最大值，
Figure SMS_31
表示光伏考虑弃电功率后的实际出力，
Figure SMS_32
表示风电考虑弃电功率后的实际出力。
优选的，所述步骤S31中的对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算是通过以下公式实现的；
Figure SMS_33
式中，
Figure SMS_34
表示总弃电量，
Figure SMS_35
表示抽蓄发电出力，
Figure SMS_36
表示光伏考虑弃电功率后的实际出力，
Figure SMS_37
表示光伏原可出力水平，
Figure SMS_38
表示光伏弃电功率，
Figure SMS_39
表示水电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure SMS_40
表示风电考虑弃电功率后的实际出力；n、U、A分别表示时间点、集合范围、集合汇总；
Figure SMS_41
表示在光伏弃电后最大出力时刻的负荷实时需求；
Figure SMS_42
表示在光伏弃电后最大出力时刻的火电机组实时出力水平；
Figure SMS_43
表示在光伏弃电后最大出力时刻的水电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure SMS_44
表示在光伏弃电后最大出力时刻的风电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure SMS_45
表示在光伏弃电后最大出力时刻的特高压直流实时输入输出水平；
Figure SMS_46
表示在光伏弃电后最大出力时刻的相邻地区间交流通道实时输入输出水平；
Figure SMS_47
表示在光伏弃电后最大出力时刻的抽蓄机组实时抽发水平。
优选的，所述步骤S32中的对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算是通过以下公式实现的；
Figure SMS_48
式中，
Figure SMS_49
、
Figure SMS_50
分别表示风电原可出力水平、风电弃电功率。
优选的，所述步骤S33中的求取各月
Figure SMS_51
，
Figure SMS_52
的95%概率最大值是通过以下公式实现的；
Figure SMS_53
式中，
Figure SMS_54
、
Figure SMS_55
分别表示一个月中光伏实际出力中95%概率最大值、一个月风电实际出力中95%概率最大值；
Figure SMS_56
表示95%概率水平；
Figure SMS_57
表示为日期。
优选的，所述步骤S4中的春午指春季的中午11:00-14:00时段对应春季三个月中弃电后的光伏最大出力值以及该时刻其他电源出力水平和相应负荷；春小指春季的凌晨01:00-06:00时段对应春季三个月中弃电后的风电最大出力值以及该时刻其他电源出力水平和相应负荷。
春午、春小的风光新能弃电后最大出力值通过以下公式进行计算：
Figure SMS_58
式中，
Figure SMS_59
、
Figure SMS_60
分别表示春午方式下三个月中午间光伏弃电后最大出力值、春小方式下三个月中凌晨风电弃电后最大出力值；其他6种方式的求取与上述方法一致；
Figure SMS_61
表示月份。
本发明的有益效果：
与现有规划设计中对新能源大规模送出按照高比例出力系数、小负荷水平的粗放式校核方法相比，本发明结合系统实际运行情况与市场需求，创造性地将不同档次的弃电率（全年8760时间线）与电网规划设计中需要输送的潮流规模（某个具体时间点）紧密联系在一起，并巧妙地利用新能源反负荷出力特性，在午间与凌晨时段通过便于操作的新能源弃电功率作为切入边界，最终获取考虑弃电率的新能源最大出力规模和对应负荷水平，达到实现更为精准与合理的校核目的。这一方法不仅提高了规划计算校核的精准性，还有效提升既有设备的利用效率与经济效益，并节约了电网规划投资。
附图说明
图1为本发明的流程图。
实施方式
下面结合附图及具体实施例对本发明再作进一步详细的说明。
参照图1，本申请实施例提供了一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法，包括如下步骤：
步骤S1、收集指定地区内：1）各类电源规划装机规模和负荷预测结果（表1和表2）；2）现有各类电源与负荷历史年运行数据（表3至表7）。
收集指定地区之间：1）现有交流输电通道交换的历史年运行数据（表8）；2）现有直流通道输入总有功运行数据、规划的直流通道输入总有功计划运行数据（表8）。
利用电源与负荷的历史数据，分析总结得到电源与负荷的年运行特性；
表1：各类电源规划装机规模表 单位：万千瓦
Figure SMS_62
负荷结果包括实际的负荷结果和预测的负荷结果，详见表2；
表2：负荷预测结果 单位：兆瓦、亿千瓦时
Figure SMS_63
表3：水电历史年运行特性数据表
Figure SMS_64
表4：光伏历史年运行特性数据表
Figure SMS_65
表5：风电历史年运行特性数据表
Figure SMS_66
表6：负荷历史年运行特性数据表
Figure SMS_67
表7：外区交流交换历史年运行特性数据表
Figure SMS_68
表8：区域间直流通道输入总有功计划运行特性数据表
Figure SMS_69
步骤S2、依据步骤S1中各类年运行特性数据建立边界条件，基于边界条件，在全规划周期内，以不同弃电率档次场景，开展逐年分月分时的电力电量平衡计算及弃电量、弃电率和弃电后出力；
全规划周期是指从现状水平年以逐年为单位，一直延申至远景水平年；
以不同弃电率档次场景是指以国家规定非水清洁能源消纳权重为基础，5%弃电率和最高10%弃电率作为三个档次对应的风光新能源规模；
步骤S3、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对中午和凌晨两个指定时段中，寻找各月风能光能（新能源）考虑弃电之后的出力最大值，以及逐年各月份中针对中午和凌晨两个指定时间点对应的各类电源出力与负荷水平；
步骤S4、基于出力最大值及该时刻对应的负荷水平，求取春午、春小、夏午、夏小、秋午、秋小、冬午、冬小8种运行方式下的各类电源出力与负荷水平；
春午、春小分别指春季的中午11:00-14:00时段和凌晨01:00-06:00时段对应春季三个月中弃电后的风光出力最大值和该时刻相应负荷与其他电源出力水平；
夏午、夏小分别指夏季的中午11:00-14:00时段和凌晨01:00-06:00时段对应春季三个月中弃电后的风光出力最大值和该时刻相应负荷与其他电源出力水平；
秋午、秋小分别指秋季的中午11:00-14:00时段和凌晨01:00-06:00时段对应春季三个月中弃电后的风光出力最大值和该时刻相应负荷与其他电源出力水平；
冬午、冬小分别指冬季的中午11:00-14:00时段和凌晨01:00-06:00时段对应春季三个月中弃电后的风光出力最大值和该时刻相应负荷与其他电源出力水平；
步骤S5、将8种运行方式的各类电源出力与负荷水平代入到电力系统计算分析软件中进行新能源最大送出需求的电气计算，以校核网络输送能力。
在本实施例中，所述步骤S1具体包含如下步骤：
步骤S11、收集指定地区内各类电源规划装机规模、负荷预测结果；同时，对现有新能源、水电与负荷的历史年运行数据进行分析，获得上述电源与负荷的年运行特性；
步骤S12、收集指定地区之间：1）现有交流输电通道交换的历史年运行数据，并进行分析，获得其年运行特性；2）现有和规划直流通道输入总有功计划年运行数据。
在本实施例中，所述步骤S2具体包含如下步骤：
步骤S21、依据S1中获取的指定地区内电源、负荷规划规模及其年运行特性和地区间交、直流通道规划规模及其年运行特性建立边界条件；
步骤S22、基于边界条件，按照约束关系，通过调节火电和抽蓄机组的出力来对全年各月分时进行电力电量平衡计算，得到电力电量平衡计算结果；
步骤S23、结合新能源规划装机规模，通过不同风电与光伏装机规模的组合调整来进行电力电量平衡的迭代试算，直至全年风电和光伏的弃电率为设定档次；
步骤S24、计算当前设定档次具体的弃电量、弃电率和弃电后出力。
在本实施例中，所述步骤S22中的边界条件具体为：
a、结合防洪安全、电源自身调节性以及政策导向；
b、考虑按风能、光能和水能的顺序弃电；
c、火电开机规模不低于当月最大负荷的最小开机系数；
d、指定区域之间的交流通道按年运行数据特性考虑，或按考虑最大允许反向潮流。
在本实施例中，所述步骤S22中的电力电量平衡计算是通过以下公式实现的；
Figure SMS_70
对规划年逐年指定时间内进行电力电量平衡计算，其中，指定时间为8760小时，
Figure SMS_73
表示负荷实时需求，
Figure SMS_78
表示火电机组实时出力水平，
Figure SMS_81
表示水电机组实时出力水平，
Figure SMS_72
表示风电机组实时出力水平，
Figure SMS_76
表示光伏机组实时出力水平，
Figure SMS_79
表示特高压直流实时输入输出水平，
Figure SMS_82
表示相邻地区间交流通道实时输入输出水平，
Figure SMS_74
表示抽蓄机组实时抽发水平，
Figure SMS_77
表示抽蓄机组实时发电水平，
Figure SMS_80
表示抽蓄机组实时抽水水平；
Figure SMS_83
、
Figure SMS_71
、
Figure SMS_75
分别表示水电弃电率、风电弃电率和光伏弃电率；
式中
Figure SMS_84
表示火电机组最小调节允许出力，
Figure SMS_85
表示火电机组额定功率，
Figure SMS_86
表示火电安稳要求最小开机，
Figure SMS_87
表示当月最大需求负荷，
Figure SMS_88
表示抽蓄机组额定功率下日连续抽水时间；
Figure SMS_90
、
Figure SMS_92
、
Figure SMS_96
分别表示燃煤机组最大调节系数、火电安稳要求出力最小系数和抽蓄电站损耗系数；
Figure SMS_89
、
Figure SMS_93
、
Figure SMS_95
分别表示光伏弃电功率、风电弃电功率、水电弃电功率；
Figure SMS_97
、
Figure SMS_91
、
Figure SMS_94
分别表示光伏弃电优先级别、风电弃电优先级别、水电弃电优先级别。
在本实施例中，所述步骤S3具体包含如下步骤：
步骤S31、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对中午11:00-14:00时段中，寻找弃电后光伏最大出力；同时，对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算及统计；
步骤S32、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对凌晨01:00-06:00时段中，寻找弃电后风电最大出力；同时，对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算及统计；
步骤S33、以天为单位，为剔除合理范围外的极端数据，求取各月
Figure SMS_98
，
Figure SMS_99
的95%概率最大值。
在本实施例中，所述步骤S31中的对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算是通过以下公式实现的；
Figure SMS_100
式中，
Figure SMS_101
表示总弃电量，
Figure SMS_102
表示抽蓄发电出力，
Figure SMS_103
表示光伏考虑弃电功率后的实际出力，
Figure SMS_104
表示光伏原可出力水平，
Figure SMS_105
表示光伏弃电功率，
Figure SMS_106
表示水电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure SMS_107
表示风电考虑弃电功率后的实际出力；n、U、A分别表示时间点、集合范围、集合汇总；
Figure SMS_108
表示在光伏弃电后最大出力时刻的负荷实时需求；
Figure SMS_109
表示在光伏弃电后最大出力时刻的火电机组实时出力水平；
Figure SMS_110
表示在光伏弃电后最大出力时刻的水电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure SMS_111
表示在光伏弃电后最大出力时刻的风电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure SMS_112
表示在光伏弃电后最大出力时刻的特高压直流实时输入输出水平；
Figure SMS_113
表示在光伏弃电后最大出力时刻的相邻地区间交流通道实时输入输出水平；
Figure SMS_114
表示在光伏弃电后最大出力时刻的抽蓄机组实时抽发水平。
在本实施例中，所述步骤S32中的对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算是通过以下公式实现的；
Figure SMS_115
式中，
Figure SMS_116
、
Figure SMS_117
分别表示风电原可出力水平、风电弃电功率。
在本实施例中，所述步骤S33中的求取各月
Figure SMS_118
，
Figure SMS_119
的95%概率最大值是通过以下公式实现的；
Figure SMS_120
式中，
Figure SMS_121
、
Figure SMS_122
分别表示一个月中光伏实际出力中95%概率最大值、一个月风电实际出力中95%概率最大值；
Figure SMS_123
表示95%概率水平；
Figure SMS_124
表示为日期。
在本实施例中，所述步骤S4中的春午指春季的中午11:00-14:00时段对应春季三个月中弃电后的光伏最大出力值以及该时刻其他电源出力水平和相应负荷；春小指春季的凌晨01:00-06:00时段对应春季三个月中弃电后的风电最大出力值以及该时刻其他电源出力水平和相应负荷。
春午、春小的风光新能弃电后最大出力值通过以下公式进行计算：
Figure SMS_125
式中，
Figure SMS_126
、
Figure SMS_127
分别表示春午方式下三个月中午间光伏弃电后最大出力值、春小方式下三个月中凌晨风电弃电后最大出力值；其他6种方式的求取与上述方法一致；
Figure SMS_128
表示月份。
夏午、夏小、秋午、秋小、冬午、冬小6种运行方式的计算方法与春午、春小的计算方法相同，以下不再详细说明；
将8种运行方式的计算结果全部求出之后，对8种运行方式的计算结果进行组合，得到校核合集，校核合集的计算公式具体如下：
Figure SMS_129
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不同限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。并且，本发明各个实施方式之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实现时应当认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以所述权利要求的保护范围为准。

Claims (9)

1.一种基于新能源弃电率的电气计算校核方法，其特征在于：包括如下步骤：
步骤S1、收集指定地区内的各类电源规划装机规模、负荷预测结果以及现有各类电源与负荷历史年运行数据；
收集指定地区之间的现有交流输电通道交换的历史年运行数据、现有直流通道输入总有功运行数据和规划的直流通道输入总有功计划运行数据；
利用以上收集的数据，分析总结得到各类电源与负荷的年运行特性；
步骤S2、依据各类电源与负荷的年运行特性建立边界条件，基于边界条件，在全规划周期内，以不同弃电率档次场景，开展逐年分月分时的电力电量平衡计算及弃电量、弃电率和弃电后出力；
步骤S3、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对中午和凌晨两个指定时段中，寻找各月风能光能考虑弃电之后的出力最大值，以及逐年各月份中针对中午和凌晨两个指定时间点对应的各类电源出力与负荷水平；
步骤S4、基于出力最大值及该时刻对应的负荷水平，求取春午、春小、夏午、夏小、秋午、秋小、冬午、冬小8种运行方式下的各类电源出力与负荷水平；
所述步骤S4中的春午指春季的中午11:00-14:00时段对应春季三个月中弃电后的光伏最大出力值以及该时刻其他电源出力水平和相应负荷；春小指春季的凌晨01:00-06:00时段对应春季三个月中弃电后的风电最大出力值以及该时刻其他电源出力水平和相应负荷；
春午、春小的风光新能弃电后最大出力值通过以下公式进行计算：
Figure QLYQS_1
式中，
Figure QLYQS_2
、
Figure QLYQS_3
分别表示春午方式下三个月中午间光伏弃电后最大出力值、春小方式下三个月中凌晨风电弃电后最大出力值；其他6种方式的求取与上述方法一致；
Figure QLYQS_4
表示月份；
步骤S5、将8种运行方式的各类电源出力与负荷水平代入到电力系统计算分析软件中进行新能源最大送出需求的电气计算，以校核网络输送能力。
2.根据权利要求1所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S1具体包含如下步骤：
步骤S11、收集指定地区内各类电源规划装机规模、负荷预测结果；同时，对现有新能源、水电与负荷的历史年运行数据进行分析，获得上述电源与负荷的年运行特性；各类电源规划装机规模包括新能源规划装机规模、光伏装机规模；
步骤S12、收集指定地区之间：1）现有交流输电通道交换的历史年运行数据，并进行分析，获得其年运行特性；2）现有直流通道输入总有功运行数据和规划的直流通道输入总有功计划运行数据，并进行分析，获得其年运行特性。
3.根据权利要求2所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S2具体包含如下步骤：
步骤S21、依据各类电源与负荷的年运行特性建立边界条件；
步骤S22、基于边界条件，按照约束关系，对全年各月分时进行电力电量平衡计算，得到电力电量平衡计算结果；
步骤S23、结合新能源规划装机规模，通过不同风电与光伏装机规模的组合调整来进行电力电量平衡的迭代试算，直至全年风电和光伏的弃电率达到设定档次。
4.根据权利要求3所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S22中的约束关系具体为：
a、结合防洪安全、电源自身调节性以及政策导向；
b、考虑按风能、光能和水能的顺序弃电；
c、火电开机规模不低于当月最大负荷的最小开机系数；
d、指定区域之间的交流通道按年运行数据特性考虑，或按最大允许反向潮流考虑。
5.根据权利要求3所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S22中的电力电量平衡计算是通过以下公式实现的；
Figure QLYQS_5
对规划年逐年指定时间内进行电力电量平衡计算，其中，指定时间为8760小时，
Figure QLYQS_10
表示负荷实时需求，
Figure QLYQS_14
表示火电机组实时出力水平，
Figure QLYQS_8
表示水电机组实时出力水平，
Figure QLYQS_11
表示风电机组实时出力水平，
Figure QLYQS_15
表示光伏机组实时出力水平，
Figure QLYQS_18
表示特高压直流实时输入输出水平，
Figure QLYQS_6
表示相邻地区间交流通道实时输入输出水平，
Figure QLYQS_9
表示抽蓄机组实时抽发水平，
Figure QLYQS_13
表示抽蓄机组实时发电水平，
Figure QLYQS_17
表示抽蓄机组实时抽水水平；
Figure QLYQS_7
、
Figure QLYQS_12
、
Figure QLYQS_16
分别表示水电弃电率、风电弃电率和光伏弃电率；
式中
Figure QLYQS_19
表示火电机组最小调节允许出力，
Figure QLYQS_20
表示火电机组额定功率，
Figure QLYQS_21
表示火电安稳要求最小开机，
Figure QLYQS_22
表示当月最大需求负荷，
Figure QLYQS_23
表示抽蓄机组额定功率下日连续抽水时间；
Figure QLYQS_25
、
Figure QLYQS_28
、
Figure QLYQS_31
分别表示燃煤机组最大调节系数、火电安稳要求出力最小系数和抽蓄电站损耗系数；
Figure QLYQS_26
、
Figure QLYQS_29
、
Figure QLYQS_30
分别表示光伏弃电功率、风电弃电功率、水电弃电功率；
Figure QLYQS_32
、
Figure QLYQS_24
、
Figure QLYQS_27
分别表示光伏弃电优先级别、风电弃电优先级别、水电弃电优先级别。
6.根据权利要求5所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S3具体包含如下步骤：
步骤S31、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对中午11:00-14:00时段中，寻找弃电后光伏最大出力；同时，对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算及统计；
步骤S32、基于电力电量平衡计算的结果及弃电量、弃电率和弃电后出力，在逐年各月份中针对凌晨01:00-06:00时段中，寻找弃电后风电最大出力；同时，对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算及统计；
步骤S33、以天为单位，为剔除合理范围外的极端数据，求取各月
Figure QLYQS_33
，
Figure QLYQS_34
的95%概率最大值，
Figure QLYQS_35
表示光伏考虑弃电功率后的实际出力，
Figure QLYQS_36
表示风电考虑弃电功率后的实际出力。
7.根据权利要求6所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S31中的对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算是通过以下公式实现的；
Figure QLYQS_37
式中，
Figure QLYQS_38
表示总弃电量，
Figure QLYQS_39
表示抽蓄发电出力，
Figure QLYQS_40
表示光伏原可出力水平，
Figure QLYQS_41
表示光伏弃电功率，
Figure QLYQS_42
表示水电考虑弃电功率后的实际出力；n、U、A分别表示时间点、集合范围、集合汇总；
Figure QLYQS_43
表示在光伏弃电后最大出力时刻的负荷实时需求；
Figure QLYQS_44
表示在光伏弃电后最大出力时刻的火电机组实时出力水平；
Figure QLYQS_45
表示在光伏弃电后最大出力时刻的水电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure QLYQS_46
表示在光伏弃电后最大出力时刻的风电考虑弃电功率后的实际出力；
Figure QLYQS_47
表示在光伏弃电后最大出力时刻的特高压直流实时输入输出水平；
Figure QLYQS_48
表示在光伏弃电后最大出力时刻的相邻地区间交流通道实时输入输出水平；
Figure QLYQS_49
表示在光伏弃电后最大出力时刻的抽蓄机组实时抽发水平。
8.根据权利要求7所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S32中的对该时刻负荷及其他电源实际出力进行计算是通过以下公式实现的；
Figure QLYQS_50
式中，
Figure QLYQS_51
、
Figure QLYQS_52
分别表示风电原可出力水平、风电弃电功率。
9.根据权利要求8所述的电气计算校核方法，其特征在于，所述步骤S33中的求取各月
Figure QLYQS_53
，
Figure QLYQS_54
的95%概率最大值是通过以下公式实现的；
Figure QLYQS_55
式中，
Figure QLYQS_56
、
Figure QLYQS_57
分别表示一个月中光伏实际出力中95%概率最大值、一个月风电实际出力中95%概率最大值；
Figure QLYQS_58
表示95%概率水平；
Figure QLYQS_59
表示为日期。
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