一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法

专利名称：一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法

专利类型：发明专利

专利申请号：CN202111520112.6

专利申请（专利权）人：国网青海省电力公司经济技术研究院,浙江大学
权利人地址：青海省西宁市城西区五四西路80号

专利发明（设计）人：刘飞,车琰瑛,张祥成,田旭,彭飞,许德操,王世斌,李积泰,范瑞铭,权惠娟,樊恒建,李知艺

专利摘要：本发明公开了一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，属于电气工程技术领域。所述抽水蓄能电站容量效益计算方法采用机组简化等效的方式，将区域电力系统中不同类型的全部发电机组进行等效；在机组等效后，建立不同类型机组和抽水蓄能电站共同接入电力系统的数学模型，以经济效益的最大化为目标，以保证电力系统的稳定运行为基础，分别在有无抽水蓄能电站参与的情况下，对火电机组的出力和装机容量进行求解，最终以抽水蓄能电站参与电力系统前后火电机组的装机容量变化体现抽水蓄能电站的容量效益。本发明为数据驱动方法，不需要详细的物理参数，且将发电机组进行了简化处理，节约了计算资源，提高了计算效率。

主权利要求：
1.一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，其特征在于，包括如下步骤：(1)根据区域电力系统中的实际数据，将其中的全部火电机组根据输出功率和爬坡速率简化等效成一个火电机组，再以相同的方法处理区域电力系统内的全部风电机组、光伏机组和水电机组，建立不同机组与区域电力系统协调运行的数学模型；
(2)以系统电力电量平衡约束、火电机组发电出力和爬坡约束、系统负荷备用约束、系统保安开机约束和水电站约束为约束条件，进行典型日24h的无抽水蓄能电站参与的电力系统生产运营模拟，计算此时的火电机组出力；
所述步骤(2)中的约束条件具体为：
所述系统电力电量平衡约束如下：
P1,t+P2,t+P3,t+P4,t+P5,t＝Lt+Lot其中，P1,t为火电机组在t时刻的出力，P2,t为风电机组在t时刻实际发出的功率，P3,t为光伏电站在t时刻实际发出的功率，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率，P5,t为抽水蓄能电站功率，Lt为t时刻区域电力系统的本地负荷，Lot为t时刻区域电力系统的外送功率；
所述火电机组发电出力和爬坡约束如下：
min max
P1 ≤P1,t≤P1
max
P1,t‑P1,t‑1≤R
min
P1,t‑P1,t‑1≤‑R
min max
其中，P1,t为火电机组在t时刻的出力，P1 为火电机组出力下限，P1 为火电机组出力max min上限，P1,t‑1为火电机组在t‑1时刻的出力，R 为火电机组爬坡上限，R 为火电机组爬坡下限；
所述系统负荷备用约束如下：
min
R ≤Rt
min
其中，Rt为t时刻系统负荷备用，R 为t时刻系统负荷备用下限；
所述系统保安开机约束如下：
min
St≥S
min
其中，St为t时刻系统的开机容量，S 为t时刻系统的保安开机容量下限；
所述水电站约束如下：
其中，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率，E4,t为t时刻的弃水功率， 为水电站在一个调度周期内的发电量下限， 为水电站在一个调度周期内的发电量上限；
(3)将抽水蓄能电站加入到步骤(1)建立的数学模型中，以经济效益的最大化为目标函数，在步骤(2)中所述约束的基础上，加入抽水蓄能电站的相关约束，包括抽水与发电状态互斥约束、发电功率约束、抽水功率约束、上水库库容时变约束和上水库库容电量约束，继续进行典型日24h的电力系统生产运营模拟，计算系统中加入抽水蓄能电站后的火电机组出力；
所述步骤(3)中抽水蓄能电站的相关约束包括抽水与发电状态互斥约束、发电功率约束、抽水功率约束、上水库库容时变约束和上水库库容电量约束；
所述抽水与发电状态互斥约束为：
xt+yt≤1
其中，xt为t时刻指示机组抽水状态的布尔变量，为1表示机组处于抽水状态，为0表示机组没有处于抽水状态，yt为t时刻指示机组发电状态的布尔变量，为1表示机组处于发电状态，为0表示机组没有处于发电状态；
所述发电功率约束为：
其中， 为抽水蓄能电站t时刻的发电功率, 为抽水蓄能电站的最大发电功率；
所述抽水功率约束为：
其中， 为抽水蓄能电站t时刻的抽水功率， 为抽水蓄能电站的恒定抽水功率；
所述上水库库容时变约束为：
其中，Ep,t+1为t+1时刻抽水蓄能电站上水库库容电量，Ep,t为t时刻上水库库容电量，Δt为采样时间间隔，ηg为抽水蓄能电站发电效率，ηd为抽水蓄能电站抽水效率；
所述上水库库容电量约束为：
式中， 为上水库库容电量最小值， 为上水库库容电量最大值；
所述步骤(3)中经济效益最大化的目标函数为：其中，C1t为火电机组在t时刻的发电成本函数；Q1t,up为火电机组在t时刻的启动成本函数；Q1t,off为火电机组在t时刻的停机成本函数；P1,t为火电机组在t时刻的出力；U1,t为表示火电机组在t时刻的运行状态的布尔变量，1表示机组运行，0表示机组停机；U1,t‑1为表示火电机组在t‑1时刻的运行状态的布尔变量；E2,t为t时刻的弃风功率；E3,t为t时刻的弃光功率；E4,t为t时刻的弃水功率；λ1为弃风惩罚因子；λ2为弃光惩罚因子；λ3为弃水惩罚因子；
(4)判断抽水蓄能电站加入后未投入运行的火电机组容量是否高于额定值，若是则降低火电机组的装机容量后继续进行有抽水蓄能电站参与的生产运营模拟，直到满足系统备用要求后，计算与抽水蓄能电站加入前相比降低的火电机组装机容量，统计抽水蓄能电站的容量效益。
2.根据权利要求1所述基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，其特征在于，所述步骤(1)简化等效中只将输出功率和爬坡速率参数进行等效，将区域电力系统当作无穷大系统考虑，忽略线路损耗。
3.根据权利要求1所述基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，其特征在于，所述火电机组发电成本函数为：其中，a,b,c均为火电发电成本与功率之间的函数关系系数，Q为固定分摊成本。
4.根据权利要求1所述基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，其特征在于，所述火电机组启动成本函数为：其中，V1是火电机组由停机启动产生的成本；
所述火电机组停机成本函数为：
其中，V2是火电机组由运行到停机产生的成本。
5.根据权利要求1所述基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，其特征在于，所述弃风功率计算公式为：E2,t＝W2,t‑P2,t
其中，W2,t为风电机组在t时刻的理论可发功率，P2,t为风电机组在t时刻实际发出的功率；
所述弃光功率计算公式为：
E3,t＝W3,t‑P3,t
其中，W3,t为光伏电站在t时刻的理论可发功率，P3,t为光伏电站在t时刻实际发出的功率；
所述弃水功率计算公式为：
E4,t＝W4,t‑P4,t
其中，W4,t为水电机组在t时刻的理论可发功率，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率。 说明书 : 一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法技术领域[0001] 本发明涉及电气工程技术领域，尤其是涉及一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法。背景技术[0002] 未来的电力系统会向以新能源为主体的新型电力系统发展，但是新能源具有随机性、波动性和间歇性等特点，为了维护电力系统的安全稳定运行，需要大量储能设施与新能源电站相配合，抽水蓄能是目前为止最成熟、最可靠、最具大规模开发潜力且经济性最优的储能设施。[0003] 抽水蓄能电站能够给电力系统带来诸多效益，容量效益是其中之一，容量效益是指抽水蓄能的储能并不额外消耗化石能源，并且可以配合新能源发电保证其平滑出力而带来的效益。然而，我国抽水蓄能电站现有的投资运营模式、电价机制等并不能够很好的体现抽水蓄能电站的容量效益，这会对抽水蓄能电站的运营产生一定影响。随着电力系统中新能源占比的进一步提高，抽水蓄能电站的数量将会随之大幅增长，针对抽水蓄能电站容量效益的相应研究工作具有重要的理论与工程价值。发明内容[0004] 针对现有技术中存在的问题，本发明基于生产运营模拟，结合机组等效的方法，提出一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，以达成分析计算抽水蓄能电站容量效益的目的。[0005] 为实现上述目的，本发明采用如下技术方案：一种基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法，包括如下步骤：[0006] (1)根据区域电力系统中的实际数据，将其中的全部火电机组根据输出功率和爬坡速率简化等效成一个火电机组，再以相同的方法处理区域电力系统内的全部风电机组、光伏机组和水电机组，建立不同机组与区域电力系统协调运行的数学模型；[0007] (2)以系统电力电量平衡约束、火电机组发电出力和爬坡约束、系统负荷备用约束、系统保安开机约束和水电站约束为约束条件，进行典型日24h的无抽水蓄能电站参与的电力系统生产运营模拟，计算此时的火电机组出力；[0008] (3)将抽水蓄能电站加入到步骤(1)建立的数学模型中，以经济效益的最大化为目标函数，在步骤(2)中所述约束的基础上，加入抽水蓄能电站的相关约束，包括抽水与发电状态互斥约束、发电功率约束、抽水功率约束、上水库库容时变约束和上水库库容电量约束，继续进行典型日24h的电力系统生产运营模拟，计算系统中加入抽水蓄能电站后的火电机组出力。[0009] (4)判断抽水蓄能电站加入后未投入运行的火电机组容量是否高于额定值，若是则降低火电机组的装机容量后继续进行有抽水蓄能电站参与的生产运营模拟，直到满足系统备用要求后，计算与抽水蓄能电站加入前相比降低的火电机组装机容量，统计抽水蓄能电站的容量效益。[0010] 进一步地，所述步骤(1)简化等效中只将输出功率和爬坡速率参数进行等效，将区域电力系统当作无穷大系统考虑，忽略线路损耗。[0011] 进一步地，所述步骤(2)中的约束条件具体为：[0012] 所述系统电力电量平衡约束如下：[0013] P1,t+P2,t+P3,t+P4,t+P5,t＝Lt+Lot[0014] 其中，P1,t为火电机组在t时刻的出力，P2,t为风电机组在t时刻实际发出的功率，P3,t为光伏电站在t时刻实际发出的功率，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率，P5,t为抽水蓄能电站功率，Lt为t时刻区域电力系统的本地负荷，Lot为t时刻区域电力系统的外送功率。[0015] 所述火电机组发电出力和爬坡约束如下：[0016] P1min≤P1,t≤P1max[0017] P1,t‑P1,t‑1≤Rmax[0018] P1,t‑P1,t‑1≤‑Rmin[0019] 其中，P1,t为火电机组在t时刻的出力，P1min为火电机组出力下限，P1max为火电机组max min出力上限，P1,t‑1为火电机组在t‑1时刻的出力，R 为火电机组爬坡上限，R 为火电机组爬坡下限；[0020] 所述系统负荷备用约束如下：[0021] Rmin≤Rt[0022] 其中，Rt为t时刻系统负荷备用，Rmin为t时刻系统负荷备用下限；[0023] 所述系统保安开机约束如下：[0024] St≥Smin[0025] 其中，St为t时刻系统的开机容量，Smin为t时刻系统的保安开机容量下限；[0026] 所述水电站约束如下：[0027][0028] 其中，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率，E4,t为t时刻的弃水功率， 为水电站在一个调度周期内的发电量下限， 为水电站在一个调度周期内的发电量上限。[0029] 进一步地，所述步骤(3)中抽水蓄能电站的相关约束包括抽水与发电状态互斥约束、发电功率约束、抽水功率约束、上水库库容时变约束和上水库库容电量约束；[0030] 所述抽水与发电状态互斥约束为：[0031] xt+yt≤1[0032] 其中，xt为t时刻指示机组抽水状态的布尔变量，为1表示机组处于抽水状态，为0表示机组没有处于抽水状态，yt为t时刻指示机组发电状态的布尔变量，为1表示机组处于发电状态，为0表示机组没有处于发电状态。[0033] 所述发电功率约束为：[0034][0035] 其中， 为抽水蓄能电站t时刻的发电功率, 为抽水蓄能电站的最大发电功率。[0036] 所述抽水功率约束为：[0037][0038] 其中， 为抽水蓄能电站t时刻的抽水功率， 为抽水蓄能电站的恒定抽水功率。[0039] 所述上水库库容时变约束为：[0040][0041] 其中，Ep,t+1为t+1时刻抽水蓄能电站上水库库容电量，Ep,t为t时刻上水库库容电量，Δt为采样时间间隔，ηg为抽水蓄能电站发电效率，ηd为抽水蓄能电站抽水效率。[0042] 所述上水库库容电量约束为：[0043][0044] 式中， 为上水库库容电量最小值， 为上水库库容电量最大值。[0045] 进一步地，所述步骤(3)中经济效益最大化的目标函数为：[0046][0047] 其中，C1t为火电机组在t时刻的发电成本函数；Q1t,up为火电机组在t时刻的启动成本函数；Q1t,off为火电机组在t时刻的停机成本函数；P1,t为火电机组在t时刻的出力；U1,t为表示火电机组在t时刻的运行状态的布尔变量，1表示机组运行，0表示机组停机；U1,t‑1为表示火电机组在t‑1时刻的运行状态的布尔变量；E2,t为t时刻的弃风功率；E3,t为t时刻的弃光功率；E4,t为t时刻的弃水功率；λ1为弃风惩罚因子；λ2为弃光惩罚因子；λ3为弃水惩罚因子。[0048] 进一步地，所述火电机组发电成本函数为：[0049][0050] 其中，a,b,c均为火电发电成本与功率之间的函数关系系数，Q为固定分摊成本。[0051] 进一步地，所述火电机组启动成本函数为：[0052][0053] 其中，V1是火电机组由停机启动产生的成本。[0054] 所述火电机组停机成本函数为：[0055][0056] 其中，V2是火电机组由运行到停机产生的成本。[0057] 进一步地，所述弃风功率计算公式为：[0058] E2,t＝W2,t‑P2,t[0059] 其中，W2,t为风电机组在t时刻的理论可发功率，P2,t为风电机组在t时刻实际发出的功率。[0060] 所述弃光功率计算公式为：[0061] E3,t＝W3,t‑P3,t[0062] 其中，W3,t为光伏电站在t时刻的理论可发功率，P3,t为光伏电站在t时刻实际发出的功率。[0063] 所述弃水功率计算公式为：[0064] E4,t＝W4,t‑P4,t[0065] 其中，W4,t为水电机组在t时刻的理论可发功率，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率。与现有技术相比，本发明的有益效果如下：[0066] 1、采用机组等效和数据驱动的思路，不需要详细的物理参数，能够避免对电力系统网络结构的详细建模，且将发电机组进行了简化处理，节约了计算资源，提高了计算效率；[0067] 2、将不同类型的新能源机组和抽水蓄能电站协同考虑，能够有效分析出抽水蓄能电站在平滑新能源出力方面体现的容量效益；[0068] 3、以抽水蓄能电站加入前后满足系统要求的火电机组装机容量变化来定量地体现抽水蓄能电站的容量效益比较直观，能够把不易定量分析的容量效益以数值的方式体现出来。附图说明[0069] 图1为本发明容量效益计算方法的框架图；[0070] 图2为多机组与电力系统协调运行模型的示意图。具体实施方式[0071] 下面结合附图及具体实施示例对本发明作进一步详细说明。[0072] 如图1为本发明基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法的框架图，所述容量效益计算方法有包括如下步骤：[0073] (1)根据区域电力系统中的实际数据，机组采用了简化等效的方式，将其中的全部火电机组简化等效成一个火电机组，忽略与抽水蓄能电站容量效益计算相关度较低的参数，只将计算所需的输出功率，爬坡速率等参数进行等效，再以相同的方法处理区域电力系统内的全部风电机组、光伏机组和水电机组，将区域电力系统看作无穷大系统，不考虑网架结构，忽略其中的线路损耗，建立不同机组与区域电力系统协调运行的数学模型如图2所示。在保证计算结果能够定量体现抽水蓄能电站容量效益的同时提高了计算效率。[0074] (2)以系统电力电量平衡约束、火电机组发电出力和爬坡约束、系统负荷备用约束、系统保安开机约束和水电站约束为约束条件，进行典型日24h的无抽水蓄能电站参与的电力系统生产运营模拟，计算此时的火电机组出力。[0075] 所述系统电力电量平衡约束如下：[0076] P1,t+P2,t+P3,t+P4,t+P5,t＝Lt+Lot[0077] 其中，P1,t为火电机组在t时刻的出力，P2,t为风电机组在t时刻实际发出的功率，P3,t为光伏电站在t时刻实际发出的功率，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率，P5,t为抽水蓄能电站功率(可能为正也可能为负，在无抽水蓄能电站时为0)，Lt为t时刻区域电力系统的本地负荷，Lot为t时刻区域电力系统的外送功率。[0078] 所述火电机组发电出力和爬坡约束如下：[0079] P1min≤P1,t≤P1max[0080] P1,t‑P1,t‑1≤Rmax[0081] P1,t‑P1,t‑1≤‑Rmin[0082] 其中，P1,t为火电机组在t时刻的出力，P1min为火电机组出力下限，P1max为火电机组max min出力上限，P1,t‑1为火电机组在t‑1时刻的出力，R 为火电机组爬坡上限，R 为火电机组爬坡下限。[0083] 所述系统负荷备用约束如下：[0084] Rmin≤Rt[0085] 其中，Rt为t时刻系统负荷备用，Rmin为t时刻系统负荷备用下限。[0086] 所述系统保安开机约束如下：[0087] St≥Smin[0088] 其中，St为t时刻系统的开机容量，Smin为t时刻系统的保安开机容量下限。[0089] 所述水电站约束如下：[0090][0091] 其中，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率，E4,t为t时刻的弃水功率， 为水电站在一个调度周期内的发电量下限， 为水电站在一个调度周期内的发电量上限。[0092] 在上述约束条件下，进行无抽水蓄能电站(抽水蓄能电站相关参数均设为0)参与的电力系统生产运营模拟，计算此时的火电机组出力。[0093] (3)将抽水蓄能电站加入到步骤(1)建立的数学模型中，以经济效益的最大化为目标函数，在步骤(2)中所述约束的基础上，加入抽水蓄能电站的相关约束，继续进行典型日24h的电力系统生产运营模拟，计算系统中加入抽水蓄能电站后的火电机组出力。具体为：[0094] 所述抽水蓄能电站的相关约束包括抽水与发电状态互斥约束、发电功率约束、抽水功率约束、上水库库容时变约束和上水库库容电量约束。[0095] 所述抽水蓄能电站相关约束如下：[0096] (a)抽水与发电状态互斥约束为：[0097] xt+yt≤1[0098] 其中，xt为t时刻指示机组抽水状态的布尔变量，为1表示机组处于抽水状态，为0表示机组没有处于抽水状态，yt为t时刻指示机组发电状态的布尔变量，为1表示机组处于发电状态，为0表示机组没有处于发电状态。[0099] (b)发电功率约束为：[0100][0101] 其中， 为抽水蓄能电站t时刻的发电功率, 为抽水蓄能电站的最大发电功率。[0102] (c)抽水功率约束为：[0103][0104] 其中， 为抽水蓄能电站t时刻的抽水功率， 为抽水蓄能电站的恒定抽水功率。[0105] (d)上水库库容时变约束为：[0106][0107] 其中，Ep,t+1为t+1时刻抽水蓄能电站上水库库容电量，Ep,t为t时刻上水库库容电量，Δt为采样时间间隔，ηg为抽水蓄能电站发电效率，ηd为抽水蓄能电站抽水效率。[0108] (e)上水库库容电量约束为：[0109][0110] 式中， 为上水库库容电量最小值， 为上水库库容电量最大值。[0111] 所述经济效益最大化的目标函数如下：[0112][0113] 其中，C1t为火电机组在t时刻的发电成本函数；Q1t,up为火电机组在t时刻的启动成本函数；Q1t,off为火电机组在t时刻的停机成本函数；P1,t为火电机组在t时刻的出力；U1,t为表示火电机组在t时刻的运行状态的布尔变量，1表示机组运行，0表示机组停机；U1,t‑1为表示火电机组在t‑1时刻的运行状态的布尔变量；E2,t为t时刻的弃风功率；E3,t为t时刻的弃光功率；E4,t为t时刻的弃水功率；λ1为弃风惩罚因子；λ2为弃光惩罚因子；λ3为弃水惩罚因子。[0114] 其中，火电机组发电成本函数为：[0115][0116] 其中a,b,c均为火电发电成本与功率之间的函数关系系数，Q为固定分摊成本。[0117] 火电机组启动成本函数为：[0118][0119] 其中，V1是火电机组由停机启动产生的成本。[0120] 火电机组停机成本函数为：[0121][0122] 其中，V2是火电机组由运行到停机产生的成本。[0123] 弃风功率计算公式为：[0124] E2,t＝W2,t‑P2,t[0125] 其中，W2,t为风电机组在t时刻的理论可发功率，P2,t为风电机组在t时刻实际发出的功率。[0126] 弃光功率计算公式为：[0127] E3,t＝W3,t‑P3,t[0128] 其中，W3,t为光伏电站在t时刻的理论可发功率，P3,t为光伏电站在t时刻实际发出的功率。[0129] 弃水功率计算公式为：[0130] E4,t＝W4,t‑P4,t[0131] 其中，W4,t为水电机组在t时刻的理论可发功率，P4,t为水电机组在t时刻实际发出的功率。[0132] (4)判断抽水蓄能电站加入后未投入运行的火电机组容量是否高于额定值，若是则降低火电机组的装机容量后继续进行有抽水蓄能电站参与的生产运营模拟，直到满足系统备用要求后，计算与抽水蓄能电站加入前相比降低的火电机组装机容量，统计抽水蓄能电站的容量效益。[0133] 以某省电力系统实际数据为例进行算例分析，其中，火电机组的最小出力为火电机组装机总容量的一半。抽水蓄能电站相关数据采用该省某抽水蓄能电站的实际设计参数。该抽水蓄能电站的最大发电功率为2400MW，全功率最长发电时间为7h。[0134] 最终计算得到结果为，在冬季典型日，对有无抽水蓄能电站接入电力系统的两种情况进行生产运营模拟。与无抽水蓄能电站时相比，抽水蓄能电站的加入可以减少702MW的火电机组装机。并且能够在全天的大多数时间段内大幅减小火电机组的出力。抽水蓄能电站的加入使全天共减少的火电机组发电量约为3764MWh。在夏季典型日，对有无抽水蓄能电站接入电力系统的两种情况进行生产运营模拟。与无抽水蓄能电站时相比，抽水蓄能电站的加入可以减少1544MW的火电机组装机。并且在全天的大多数时间段内能够大幅减少火电机组的出力。全天共减少机组发电量约为7445MWh。[0135] 综上所述，本发明提出的基于生产运营模拟的抽水蓄能电站容量效益计算方法采用机组等效和数据驱动的思路，能够避免对电力系统网络结构的详细建模，且将发电机组进行了简化处理，提高了计算效率。本发明方法以抽水蓄能电站加入前后满足系统要求的火电机组装机容量变化来定量地体现抽水蓄能电站的容量效益比较直观，能够把不易定量分析的容量效益以数值的方式体现出来。[0136] 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，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明保护的范围之内。

专利地区：青海

专利申请日期：2021-12-13

专利公开日期：2024-07-26

专利公告号：CN114243737B