一种电力电量平衡测算系统及方法

技术领域

本发明属于电力电量测算技术领域，具体涉及一种电力电量平衡测算系统及方法。

背景技术

随着社会经济的快速发展,整体的用电需求量逐步增加。长期以来,煤炭资源被广泛地应用于电力系统发电工作中。然而,作为一项不可再生资源,煤炭总量在逐步减少。为了满足现实用电需求,新能源成为了重要的发电能源之一。

目前，新能源电力系统不断发展,电力系统在规划期间，为处于较为合理的结构和方式下进行电能的生产及输送，并满足不断增长的电力负荷需求，应更加重视进行电力电量平衡测算，在规定的时间和周期的范围内，对电力系统当中每个发电厂的出力和发电量实施跨区和跨季节的统筹性安排，实现对电力资源的优化利用，使其在每个时间段的供电程度达到一种平衡的状态，这在长期的电力规划与调度工作上起到了决策性依据的作用。

有鉴于此，本发明提供一种电力电量平衡测算系统及方法，以解决现有技术中存在的上述技术问题，是非常有必要的。

发明内容

本发明的目的在于，针对上述现有技术存在的缺陷，提供设计一种电力电量平衡测算系统及方法，以解决上述技术问题。

为实现上述目的，本发明给出以下技术方案：

一种电力电量平衡测算系统，包括：

电力平衡计算模块，该模块对预测区域内规划目标年的负荷水平、本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平、电力平衡数学模型、网供负荷值进行计算；

电量平衡计算模块，该模块对预测电力系统在规划期内的总用电水平、预测系统需要的发电量、系统火电发电量、火电年平均装机容量、火电装机利用小时数进行计算；

绘制电力电量平衡表模块，该模块对常规网供负荷、电动汽车负荷、5G基站负荷、考虑新型负荷网供负荷、35kV及以下电源装机、35kV及以下电源出力、110kV及以上大用户、区外供10kV负荷、供区外10kV负荷、可中断负荷、需110kV网供负荷、现有变电总容量、现有变电总容量、需新增变电容量、系统需要发电量、水电发电量、火电需要发电量、火电实际可发电量、电量盈亏、系统燃料需要量进行平衡表绘制。

作为优选，所述的电力平衡计算模块中对预测区域内规划目标年的负荷水平通过以下方式进行计算：

通过负荷密度指标法，结合聚类得到的典型地块负荷曲线，自下而上叠加得到网格常规负荷曲线；

通过电动汽车规划规模自上而下分配，运用蒙特卡洛充电仿真，形成典型地块和网格充电负荷曲线；

基于屋顶调研及光伏开发强度统计，运用聚类分析，得到典型地块和网格光伏出力曲线；

基于不同类型用户的空调无感参与需求侧响应的深度和积极性水平，量化测算各个地块可响应负荷量；

通过各类负荷曲线自下而上的叠加，得到考虑前述各种影响因素的网供负荷预测结果。

作为优选，所述的电力平衡计算模块中对本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平进行计算具体包括：

在预测负荷中扣除上级变电站直供以及由下级变电站直供中低压配网或大用户的负荷、该电压等级供电的可中断负荷和该电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

作为优选，所述的电力平衡计算模块中对电力平衡数学模型通过以下方式进行计算：

对规划区负责供电的区外负荷或由外区对本区供电的负荷进行增减；得出如下各电压等级的电力平衡数学模型：

式中：

是规划水平年的预测全社会最大负荷；

是规划水平年大于本电压等级的上级主变直供的本电压等级以下（如220千伏主变35千伏侧或10千伏侧直降负荷）的负荷；

是规划水平年由本电压等级以下（如35kV及以下电源）的电源所供的负荷；

是规划水平年本电压等级及以上（如110kV及以上大用户）对本区大用户直供负荷；

是规划水平年本区所负责供电的区外负荷水平；

是规划水平年本区内由外区供电的负荷水平；

是规划所采用的容载比；

是规划区现有该电压等级变电容量；

是规划水平年由某个电压等级供电的可中断负荷；

是规划水平年某个电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

考虑在光伏发电影响下，已成为影响高峰供电能力的最大不确定因素，电力平衡紧缺呈现由负荷高峰时刻向傍晚和晚上转移的特点。本专利采用对寿光电网夏季峰荷进行平衡分析，得出电力流向。

在夏季峰荷方式下，电力平衡原则如下：

（1）统调常规水电按50%的装机容量参与平衡。

（2）统调天然气按80%的装机容量参与平衡。

（3）统调煤电、抽蓄、核电按全容量参与平衡。

（4）根据历史出力曲线，考虑光伏按20%的装机容量参与平衡；风电按5%的装机容量参与平衡。

（5）储能设备按90%的装机容量参与平衡。

（6）生物质：6MW及以上的生物质按50%的容量参与平衡，6MW及以下的生物质不参与平衡。

作为优选，所述电力平衡计算模块中对网供负荷值通过以下方式进行计算：

预测不考虑新型负荷的网供负荷值，叠加电动汽车预测负荷、5G基站预测负荷、储能充电负荷可得到正常态供需平衡分析结果；

考虑新型负荷的网供负荷值减去分布式光伏等新能源、可中断负荷、储能放电平衡负荷可得到弹性态供需平衡结果。

结合具体情景给定，得出该地区所需新增变电容量。

作为优选，所述的电量平衡计算模块通过以下方式进行计算：

电力系统在规划期内的总用电水平预测；

系统需要的发电量预测；

电厂的年发电量测算，按枯水年及平水年计算出电厂的年发电量，电量平衡中用平水年的电量进行平衡，用枯水年的电量进行校核；

系统火电发电量测算，系统火电发电量等于系统需要的发电量减去水电厂发电量及其他电源发电量。

火电年平均装机容量测算，根据火电年底装机容量和当年新增容量，计算出火电年平均装机容量；

火电装机利用小时数测算，火电装机利用小时数等于火电年发电量除以火电年平均装机容量。

情景给定，得出系统需要发电量。

本发明还提供一种电力电量平衡测算方法，包括以下步骤：

步骤S1：电力平衡计算的步骤，该步骤对预测区域内规划目标年的负荷水平、本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平、电力平衡数学模型、网供负荷值进行计算；

步骤S2：电量平衡计算的步骤，该步骤对预测电力系统在规划期内的总用电水平、预测系统需要的发电量、系统火电发电量、火电年平均装机容量、火电装机利用小时数进行计算；

步骤S3：绘制电力电量平衡表的步骤，该步骤对常规网供负荷、电动汽车负荷、5G基站负荷、考虑新型负荷网供负荷、35kV及以下电源装机、35kV及以下电源出力、110kV及以上大用户、区外供10kV负荷、供区外10kV负荷、可中断负荷、需110kV网供负荷、现有变电总容量、现有变电总容量、需新增变电容量、系统需要发电量、水电发电量、火电需要发电量、火电实际可发电量、电量盈亏、系统燃料需要量进行平衡表绘制。

作为优选，所述的步骤S1中对预测区域内规划目标年的负荷水平通过以下方式进行计算：

通过负荷密度指标法，结合聚类得到的典型地块负荷曲线，自下而上叠加得到网格常规负荷曲线；

通过电动汽车规划规模自上而下分配，运用蒙特卡洛充电仿真，形成典型地块和网格充电负荷曲线；

基于屋顶调研及光伏开发强度统计，运用聚类分析，得到典型地块和网格光伏出力曲线；

基于不同类型用户的空调无感参与需求侧响应的深度和积极性水平，量化测算各个地块可响应负荷量；

通过各类负荷曲线自下而上的叠加，得到考虑前述各种影响因素的网供负荷预测结果。

作为优选，所述的步骤S1中对本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平进行计算具体包括：

在预测负荷中扣除上级变电站直供以及由下级变电站直供中低压配网或大用户的负荷、该电压等级供电的可中断负荷和该电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

作为优选，所述的步骤S1中对电力平衡数学模型通过以下方式进行计算：

对规划区负责供电的区外负荷或由外区对本区供电的负荷进行增减；得出如下各电压等级的电力平衡数学模型：

式中：

是规划水平年的预测全社会最大负荷；

是规划水平年大于本电压等级的上级主变直供的本电压等级以下（如220千伏主变35千伏侧或10千伏侧直降负荷）的负荷；

是规划水平年由本电压等级以下（如35kV及以下电源）的电源所供的负荷；

是规划水平年本电压等级及以上（如110kV及以上大用户）对本区大用户直供负荷；

是规划水平年本区所负责供电的区外负荷水平；

是规划水平年本区内由外区供电的负荷水平；

是规划所采用的容载比；

是规划区现有该电压等级变电容量；

是规划水平年由某个电压等级供电的可中断负荷；

是规划水平年某个电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

考虑在光伏发电影响下，已成为影响高峰供电能力的最大不确定因素，电力平衡紧缺呈现由负荷高峰时刻向傍晚和晚上转移的特点。本专利采用对寿光电网夏季峰荷进行平衡分析，得出电力流向。

在夏季峰荷方式下，电力平衡原则如下：

（1）统调常规水电按50%的装机容量参与平衡。

（2）统调天然气按80%的装机容量参与平衡。

（3）统调煤电、抽蓄、核电按全容量参与平衡。

（4）根据历史出力曲线，考虑光伏按20%的装机容量参与平衡；风电按5%的装机容量参与平衡。

（5）储能设备按90%的装机容量参与平衡。

（6）生物质：6MW及以上的生物质按50%的容量参与平衡，6MW及以下的生物质不参与平衡。

作为优选，所述步骤S1中对网供负荷值通过以下方式进行计算：

预测不考虑新型负荷的网供负荷值，叠加电动汽车预测负荷、5G基站预测负荷、储能充电负荷可得到正常态供需平衡分析结果；

考虑新型负荷的网供负荷值减去分布式光伏等新能源、可中断负荷、储能放电平衡负荷可得到弹性态供需平衡结果。

结合具体情景给定，得出该地区所需新增变电容量。

作为优选，所述的步骤S2通过以下方式进行计算：

电力系统在规划期内的总用电水平预测；

系统需要的发电量预测；

电厂的年发电量测算，按枯水年及平水年计算出电厂的年发电量，电量平衡中用平水年的电量进行平衡，用枯水年的电量进行校核；

系统火电发电量测算，系统火电发电量等于系统需要的发电量减去水电厂发电量及其他电源发电量。

火电年平均装机容量测算，根据火电年底装机容量和当年新增容量，计算出火电年平均装机容量；

火电装机利用小时数测算，火电装机利用小时数等于火电年发电量除以火电年平均装机容量。

情景给定，得出系统需要发电量。

在保证系统对用户充分供电，安全可靠运行的情况下使系统的总燃料费用最小。一般原则是:

（1）优先利用水电厂的发电量;

（2）充分利用热电厂热电联产的发电量;

（3）在系统规划设计中，按照凝汽式电厂(包括供热电厂凝汽部分的出力)燃料费用的大小，并考虑电力网损失的修正，依次按低费用电厂到高费用电厂的顺序增加出力;

（4）当系统负荷低于水电厂的强迫出力、热电厂热电联产的强制出力及凝汽式机组最小技术出力三者之和时，为保证电力系统安全运行，必须优先安排凝汽式机组的技术最小出力及水电厂为满足下游用水而必须的强迫出力 。

本发明的有益效果在于，使电力系统在规划期间，处于较为合理的结构和方式下进行电能的生产及输送，并满足不断增长的电力负荷需求进行。通过有效分析电力电量平衡表,工作人员可以有效分析出新能源电力系统在规划年内具体的装机规模以及装机速度。同时,也可以结合电力电量平衡表分析出新能源电力系统电力电量是否满足现实需要,并分析出电力系统的燃料需求,以及最终的供应情况。

此外，本发明设计原理可靠，结构简单，具有非常广泛的应用前景。

由此可见，本发明与现有技术相比，具有突出的实质性特点和显著地进步，其实施的有益效果也是显而易见的。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图获得其他的附图。

图1是本发明提供的一种电力电量平衡测算系统的原理框图。

图2是本发明提供的一种电力电量平衡测算方法的流程图。

其中，1-电力平衡计算模块，2-电量平衡计算模块，3-绘制电力电量平衡表模块。

具体实施方式

下面结合附图并通过具体实施例对本发明进行详细阐述，以下实施例是对本发明的解释，而本发明并不局限于以下实施方式。

实施例1：

如图1所示，本实施例提供的一种电力电量平衡测算系统，包括：

电力平衡计算模块1，该模块对预测区域内规划目标年的负荷水平、本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平、电力平衡数学模型、网供负荷值进行计算；

电量平衡计算模块2，该模块对预测电力系统在规划期内的总用电水平、预测系统需要的发电量、系统火电发电量、火电年平均装机容量、火电装机利用小时数进行计算；

绘制电力电量平衡表模块3，该模块对常规网供负荷、电动汽车负荷、5G基站负荷、考虑新型负荷网供负荷、35kV及以下电源装机、35kV及以下电源出力、110kV及以上大用户、区外供10kV负荷、供区外10kV负荷、可中断负荷、需110kV网供负荷、现有变电总容量、现有变电总容量、需新增变电容量、系统需要发电量、水电发电量、火电需要发电量、火电实际可发电量、电量盈亏、系统燃料需要量进行平衡表绘制。

所述的电力平衡计算模块中对预测区域内规划目标年的负荷水平通过以下方式进行计算：

通过负荷密度指标法，结合聚类得到的典型地块负荷曲线，自下而上叠加得到网格常规负荷曲线；

通过电动汽车规划规模自上而下分配，运用蒙特卡洛充电仿真，形成典型地块和网格充电负荷曲线；

基于屋顶调研及光伏开发强度统计，运用聚类分析，得到典型地块和网格光伏出力曲线；

基于不同类型用户的空调无感参与需求侧响应的深度和积极性水平，量化测算各个地块可响应负荷量；

通过各类负荷曲线自下而上的叠加，得到考虑前述各种影响因素的网供负荷预测结果。

所述的电力平衡计算模块中对本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平进行计算具体包括：

在预测负荷中扣除上级变电站直供以及由下级变电站直供中低压配网或大用户的负荷、该电压等级供电的可中断负荷和该电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

所述的电力平衡计算模块中对电力平衡数学模型通过以下方式进行计算：

对规划区负责供电的区外负荷或由外区对本区供电的负荷进行增减；得出如下各电压等级的电力平衡数学模型：

式中：

是规划水平年的预测全社会最大负荷；

是规划水平年大于本电压等级的上级主变直供的本电压等级以下（如220千伏主变35千伏侧或10千伏侧直降负荷）的负荷；

是规划水平年由本电压等级以下（如35kV及以下电源）的电源所供的负荷；

是规划水平年本电压等级及以上（如110kV及以上大用户）对本区大用户直供负荷；

是规划水平年本区所负责供电的区外负荷水平；

是规划水平年本区内由外区供电的负荷水平；

是规划所采用的容载比；

是规划区现有该电压等级变电容量；

是规划水平年由某个电压等级供电的可中断负荷；

是规划水平年某个电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

考虑在光伏发电影响下，已成为影响高峰供电能力的最大不确定因素，电力平衡紧缺呈现由负荷高峰时刻向傍晚和晚上转移的特点。本专利采用对寿光电网夏季峰荷进行平衡分析，得出电力流向。

在夏季峰荷方式下，电力平衡原则如下：

（1）统调常规水电按50%的装机容量参与平衡。

（2）统调天然气按80%的装机容量参与平衡。

（3）统调煤电、抽蓄、核电按全容量参与平衡。

（4）根据历史出力曲线，考虑光伏按20%的装机容量参与平衡；风电按5%的装机容量参与平衡。

（5）储能设备按90%的装机容量参与平衡。

（6）生物质：6MW及以上的生物质按50%的容量参与平衡，6MW及以下的生物质不参与平衡。

所述电力平衡计算模块中对网供负荷值通过以下方式进行计算：

预测不考虑新型负荷的网供负荷值，叠加电动汽车预测负荷、5G基站预测负荷、储能充电负荷可得到正常态供需平衡分析结果；

考虑新型负荷的网供负荷值减去分布式光伏等新能源、可中断负荷、储能放电平衡负荷可得到弹性态供需平衡结果。

结合具体情景给定，得出该地区所需新增变电容量。

所述的电量平衡计算模块通过以下方式进行计算：

电力系统在规划期内的总用电水平预测；

系统需要的发电量预测；

电厂的年发电量测算，按枯水年及平水年计算出电厂的年发电量，电量平衡中用平水年的电量进行平衡，用枯水年的电量进行校核；

系统火电发电量测算，系统火电发电量等于系统需要的发电量减去水电厂发电量及其他电源发电量。

火电年平均装机容量测算，根据火电年底装机容量和当年新增容量，计算出火电年平均装机容量；

火电装机利用小时数测算，火电装机利用小时数等于火电年发电量除以火电年平均装机容量。

情景给定，得出系统需要发电量。

实施例2：

如图2所示，本实施例提供的一种电力电量平衡测算方法，包括以下步骤：

步骤S1：电力平衡计算的步骤，该步骤对预测区域内规划目标年的负荷水平、本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平、电力平衡数学模型、网供负荷值进行计算；

步骤S2：电量平衡计算的步骤，该步骤对预测电力系统在规划期内的总用电水平、预测系统需要的发电量、系统火电发电量、火电年平均装机容量、火电装机利用小时数进行计算；

步骤S3：绘制电力电量平衡表的步骤，该步骤对常规网供负荷、电动汽车负荷、5G基站负荷、考虑新型负荷网供负荷、35kV及以下电源装机、35kV及以下电源出力、110kV及以上大用户、区外供10kV负荷、供区外10kV负荷、可中断负荷、需110kV网供负荷、现有变电总容量、现有变电总容量、需新增变电容量、系统需要发电量、水电发电量、火电需要发电量、火电实际可发电量、电量盈亏、系统燃料需要量进行平衡表绘制。

所述的步骤S1中对预测区域内规划目标年的负荷水平通过以下方式进行计算：

通过负荷密度指标法，结合聚类得到的典型地块负荷曲线，自下而上叠加得到网格常规负荷曲线；

通过电动汽车规划规模自上而下分配，运用蒙特卡洛充电仿真，形成典型地块和网格充电负荷曲线；

基于屋顶调研及光伏开发强度统计，运用聚类分析，得到典型地块和网格光伏出力曲线；

基于不同类型用户的空调无感参与需求侧响应的深度和积极性水平，量化测算各个地块可响应负荷量；

通过各类负荷曲线自下而上的叠加，得到考虑前述各种影响因素的网供负荷预测结果。

所述的步骤S1中对本电压等级下的电源出力（含分布式能源）所供负荷水平进行计算具体包括：

在预测负荷中扣除上级变电站直供以及由下级变电站直供中低压配网或大用户的负荷、该电压等级供电的可中断负荷和该电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

所述的步骤S1中对电力平衡数学模型通过以下方式进行计算：

对规划区负责供电的区外负荷或由外区对本区供电的负荷进行增减；得出如下各电压等级的电力平衡数学模型：

式中：

是规划水平年的预测全社会最大负荷；

是规划水平年大于本电压等级的上级主变直供的本电压等级以下（如220千伏主变35千伏侧或10千伏侧直降负荷）的负荷；

是规划水平年由本电压等级以下（如35kV及以下电源）的电源所供的负荷；

是规划水平年本电压等级及以上（如110kV及以上大用户）对本区大用户直供负荷；

是规划水平年本区所负责供电的区外负荷水平；

是规划水平年本区内由外区供电的负荷水平；

是规划所采用的容载比；

是规划区现有该电压等级变电容量；

是规划水平年由某个电压等级供电的可中断负荷；

是规划水平年某个电压等级供电的电网侧和用户侧的储能容量。

考虑在光伏发电影响下，已成为影响高峰供电能力的最大不确定因素，电力平衡紧缺呈现由负荷高峰时刻向傍晚和晚上转移的特点。本专利采用对寿光电网夏季峰荷进行平衡分析，得出电力流向。

在夏季峰荷方式下，电力平衡原则如下：

（1）统调常规水电按50%的装机容量参与平衡。

（2）统调天然气按80%的装机容量参与平衡。

（3）统调煤电、抽蓄、核电按全容量参与平衡。

（4）根据历史出力曲线，考虑光伏按20%的装机容量参与平衡；风电按5%的装机容量参与平衡。

（5）储能设备按90%的装机容量参与平衡。

（6）生物质：6MW及以上的生物质按50%的容量参与平衡，6MW及以下的生物质不参与平衡。

所述步骤S1中对网供负荷值通过以下方式进行计算：

预测不考虑新型负荷的网供负荷值，叠加电动汽车预测负荷、5G基站预测负荷、储能充电负荷可得到正常态供需平衡分析结果；

考虑新型负荷的网供负荷值减去分布式光伏等新能源、可中断负荷、储能放电平衡负荷可得到弹性态供需平衡结果。

结合具体情景给定，得出该地区所需新增变电容量。

所述的步骤S2通过以下方式进行计算：

电力系统在规划期内的总用电水平预测；

系统需要的发电量预测；

电厂的年发电量测算，按枯水年及平水年计算出电厂的年发电量，电量平衡中用平水年的电量进行平衡，用枯水年的电量进行校核；

系统火电发电量测算，系统火电发电量等于系统需要的发电量减去水电厂发电量及其他电源发电量。

火电年平均装机容量测算，根据火电年底装机容量和当年新增容量，计算出火电年平均装机容量；

火电装机利用小时数测算，火电装机利用小时数等于火电年发电量除以火电年平均装机容量。

情景给定，得出系统需要发电量。

在保证系统对用户充分供电，安全可靠运行的情况下使系统的总燃料费用最小。一般原则是:

（1）优先利用水电厂的发电量;

（2）充分利用热电厂热电联产的发电量;

（3）在系统规划设计中，按照凝汽式电厂(包括供热电厂凝汽部分的出力)燃料费用的大小，并考虑电力网损失的修正，依次按低费用电厂到高费用电厂的顺序增加出力;

（4）当系统负荷低于水电厂的强迫出力、热电厂热电联产的强制出力及凝汽式机组最小技术出力三者之和时，为保证电力系统安全运行，必须优先安排凝汽式机组的技术最小出力及水电厂为满足下游用水而必须的强迫出力。

以上公开的仅为本发明的优选实施方式，但本发明并非局限于此，任何本领域的技术人员能思之的没有创造性的变化，以及在不脱离本发明原理前提下所作的若干改进和润饰，都应落在本发明的保护范围内。