[发明专利]一种适应于市县新能源消纳优化方法和系统

权利要求书

1.一种适应于市县新能源消纳优化方法，其特征在于，包括以下步骤：

获取市县区域内源、网、荷、储侧资源的运行数据；

基于获取的运行数据计算市县区域内新能源场站理论待分析水平年发电功率的典型场景；

根据计算获得的典型场景，以市县区域内新能源消纳电量最大为优化目标，建立并求解市县区域内新能源-储能优化模型；

基于市县区域内新能源-储能优化结果，以综合优化成本最小为目标，考虑市县区域间关键输电线路约束，建立并求解市县区域间源网荷储协调优化模型；

根据市县区域间源网荷储协调优化模型求解结果，确定市县区域间源网荷储协调优化方案；

运行数据具体包括各市县区域内典型风电场、光伏电站的装机容量和理论发电功率历史数据；待优化分析的风电场、光伏电站装机容量；常规电源的装机容量和调节参数；可调节负荷的用电功率预测信息及调节参数、储能的装机容量和调节参数；常规负荷的预测信息和历史数据；获取各市、县区域内关键输电通道及其运行参数；

所述计算市县区域内新能源场站理论待分析水平年发电功率的典型场景具体包括以下步骤：

根据各市县区域内典型风电场的理论发电功率历史数据，计算各市县区域内风电场在待分析水平年8760小时的理论发电功率，并构成各风电场理论发电功率的典型场景；

根据各市县区域内典型光伏电站的理论发电功率历史数据，计算各市县区域内光伏电站在待分析水平年8760小时的理论发电功率，并构成各光伏电站理论发电功率的典型场景；

所述市县区域内新能源-储能优化模型目标函数如下式：

式中，表示第j个市县区域内新能源消纳电量，表示第j个市县区域内第i个风电场在第t小时的发电功率，表示第j个市县区域内第q个光伏电站在第t小时的发电功率，分别表示第j个市县区域内风电场、光伏电站数量；

新能源-储能优化模型的约束条件具体如下式：

新能源场站发电功率约束：

式中，表示第j个市县区域内第i个风电场在第t小时的理论发电功率，表示第j个市县区域内第q个光伏电站在第t小时的理论发电功率；

储能装置调节性能约束：

式中，表示第j个市县区域内第s个储能装置在第t小时的充放电功率，表示第t小时第s个储能装置处于充电状态，表示第t小时第s个储能装置处于放电状态；表示第j个市县区域内第s个储能装置在第k小时的充放电功率，其中，k＝1,…，t；

表示第j个市县区域内第s个储能装置的最大充、放电功率，表示第j个市县区域内第s个储能装置蓄能量的上、下限值，η_s,j表示第j个市县区域内第s个储能装置的充放电效率；

负荷用电功率约束：

式中，表示第j个市县区域内在第t小时的常规负荷功率预测值，表示第j个市县区域内第h个可调节负荷在第t小时的负荷功率预测值，表示第j个市县区域内可调节负荷数量；

建立市县区域间源网荷储协调优化模型包括以下步骤：

在市县区域内新能源-储能协调优化的基础上，计算各市县区域内初始新能源弃电功率和负荷用电功率缺额；

计算市县区域间源网荷协调后各市县区域对外的交互功率；

计算市县区域间源网荷协调后各市县区域间关键输电通道的输送功率；

基于上述计算的初始新能源弃电功率和负荷用电功率缺额、交互功率及输送功率，以综合优化成本最小为目标，建立市县区域间源网荷储协调优化模型；

所述市县区域间源网荷储协调优化模型目标函数如下式：

式中，f_G表示常规电源发电成本，f_new表示新能源弃电功率惩罚成本，f_store表示储能装置调节成本，f_reg-load表示可调节负荷调节成本，a_m,j、b_m,j和c_m,j表示第j个市县区域内第m个常规电源机组的发电成本系数，表示第j个市县区域内第t个小时的剩余新能源弃电功率，λ_new表示新能源弃电功率惩罚系数，表示第j个市县区域内第t个小时的新能源新增发电功率，λ_reg-load表示可调节负荷调节成本系数，λ_store表示储能装置调节成本系数，表示第j个市县区域第t小时的第m个常规电源机组发电功率，表示第j个市县区域内常规电源数量，N_district表示市县区域数量，表示第j个市县区域内第h个可调节负荷第t小时的用电功率调整量；表示第j个市/县区域内第t小时的新能源弃电功率；

市县区域间源网荷储协调优化模型的约束条件如下：

市县区域间负荷用电功率约束：

式中，表示第j个市县区域第t小时的对外交互功率；

常规电源机组调节特性约束：

式中，分别表示第j个市县区域内第m个常规电源机组的发电功率上、下限值；分别表示第j个市县区域内第m个常规电源机组可向上、向下调节发电功率的最大值；表示常规电源机组最小开机、停机持续时间，表示第j个市县区域内第m个常规电源机组截止到第t个小时的持续开机、停机时间；表示第j个市县区域内第m个常规电源机组第t个小时的启停机状态，表示开机状态，表示停机状态；

表示第j个市县区域第t小时的第m个常规电源机组发电功率；

市县区域内新能源发电功率约束：

关键输电通道输送功率限额约束：

式中，表示第l条关键输电通道在第t小时的输送功率，P_l^TH,max表示第l条关键输电通道的输送功率限额值；

可调节负荷调节性能约束：

式中，表示第j个市县区域内第h个可调节负荷的用电功率变化范围上、下限值，分别表示第j个市县区域内第h个的可调节负荷的第t个小时和第t-1个小时的用电功率；表示第j个市县区域内第h个可调节负荷的单位小时最大可调节功率值；

储能装置调节性能约束：

式中，表示第j个市县区域内第s个储能装置在第t小时的充放电功率，表示第t小时储能装置处于充电状态，表示第t小时储能装置处于放电状态； 表示第j个市县区域内第s个储能装置的最大充、放电功率，表示第j个市县区域内第s个储能装置蓄能量的上、下限值，表示第j个市县区域内第s个储能装置的充放电效率；表示第j个市县区域内第s个储能装置在第t小时的充放电功率调整量；

所述根据源网荷储协调优化结果，确定市县区域间源网荷储协调优化方案具体包括步骤：

基于求解市县区域间源网荷储协调优化模型结果，计算各市县区域内各类型电源实际发电功率、可调节负荷实际用电功率和储能装置实际充放电功率；

计算各市县区域内新能源实际利用率，确定市县区域间源网荷储协调优化方案。