【技术实现步骤摘要】
本专利技术属于发电，尤其涉及一种基于源网荷储协同优化的新能源系统成本确定方法。
技术介绍
1、近年来中国新能源发电成本持续下降，已具备较好的发展基础，目前大部分地区已经实现了新能源平价上网，但是平价上网并不等于平价利用，新能源出力具有波动性和间歇性，仍需要火电、电网、储能发挥调节和支撑作用，从而增加电源调峰、电网建设、储能建设等系统增量成本。因此，正确度量新能源渗透下的系统增量成本并对其进行优化控制，对于提升新能源渗透率和系统经济性具有重要作用。
2、目前，针对新能源渗透下的系统增量成本研究方法，大多采用电力经济学的模型对负荷持续曲线进行分析，或建立随机生产模拟模型采用cplex求解器进行优化模拟。但负荷持续曲线模型没有考虑常规发电机组运行的启停、爬坡、循环约束以及旋转备用约束，同时也未考虑新能源渗透程度和灵活性资源对系统成本的影响，因此运行结果也无法准确衡量不同新能源渗透率下常规机组的电能购买成本、灵活性资源调峰成本以及弃风、弃光成本的变化。
技术实现思路
1、鉴于上述的分析，本专利技术旨在提供一种基于源网荷储协同优化的新能源系统成本确定方法，模拟各类型发电机组的运行状况并计算不同新能源渗透率下的系统增量成本，可以分析新能源不同渗透率、煤电机组灵活性改造、抽水蓄能和需求响应对系统成本的影响。
2、本专利技术方法具体包括如下步骤：
3、基于煤电机组的功率、煤电机组的调峰旋转备用以及对应煤电机组功率的分段报价函数构建第一目标函数和第一约束条件；所述
4、基于对应煤电机组功率的分段报价函数、煤电机组功率、风电场功率、光伏电站功率、煤电机组的调峰旋转备用、抽水蓄能机组的调峰旋转备用以及电荷需求响应构建第二目标函数和第二约束条件；所述第二目标函数以第二煤电电能购买成本、第二煤电调峰购买成本、抽水蓄能调峰购买成本、弃风价值、弃光价值的和最小为目标；
5、基于第一目标函数和第二目标函数的最优解计算得到所述新能源系统成本。
6、进一步的，基于煤电机组的功率和针对煤电机组功率的分段报价函数计算所述第一煤电电能购买成本和所述第二煤电电能购买成本：
7、
8、其中，ccoal表示煤电电能购买成本，n表示煤电机组序号，n为煤电机组总数；t为时段个数，t表示时段序号；为第n个煤电机组在时段t的启停状态，为0-1变量；表示t时段内第n个煤电机组的出力；为第n个煤电机组在t时段对应功率的分段报价函数；表示将第n个煤电机组在t时段的功率划分为多个功率段时的功率段尺度；δt表示各时段的时长。
9、进一步的，基于煤电机组的出力区间划分功率段，对不同功率段进行分段报价，所述报价函数的计算方法为：
10、
11、其中，分别表示将第n个煤电机组出力区间划分为五个功率段后，分别在功率段1、2、3、4、5时在t时段内煤电机组出力为的发电成本；表示t时段结算电价最小值；表示t时刻的结算电价尺度；表示第n个煤电机组出力区间的最小值。
12、进一步的，所述第一目标函数表示为：
13、
14、其中，为第一煤电调峰购买成本；
15、和分别表示煤电机组n在t时段向上、向下调峰旋转备用补偿价格；和分别表示煤电机组n在t时段的向上、向下调峰旋转备用，基于灵活性改造最小出力下降系数确定。
16、进一步的，所述第一约束条件包括：
17、
18、
19、
20、
21、
22、
23、其中，dt表示t时段用电负荷；dtmax和dtmin分别表示t时段最大、最小用电负荷；分别表示t时段电力系统向上、向下旋转备用容量需求。
24、进一步的，基于针对煤电机组功率的分段报价函数、煤电机组功率、风电场功率、光伏电站功率、煤电机组的调峰旋转备用、抽水蓄能机组的调峰旋转备构建所述第二目标函数，表示为：
25、
26、其中，为弃风价值；为新能源系统t时段的清算电价；为t时段风电场功率；为t时段风电场的可用功率上限，基于风电渗透程度系数确定；
27、为弃光价值；为为t时段光伏电站功率；为t时段光伏电站可用功率上限，基于光伏渗透程度系数确定；
28、为第二煤电调峰购买成本，和分别表示煤电机组n或抽水蓄能机组j在t时段向上、向下调峰旋转备用补偿价格；
29、表示抽水蓄能调峰购买成本，和为单台抽蓄机组j在时段t的抽发互斥运行条件，满足或者1；或者1；时表示抽蓄机组j在时刻t不抽水；时抽蓄机组j在时刻t抽水；时表示抽蓄机组j在时刻t不发电；时表示抽蓄机组j在时刻t发电；为抽蓄机组j发电在时段t的向上备用；为抽蓄机组j发电在时段t的向下备用。
30、进一步的，基于煤电机组功率、风电场功率、光伏电站功率、煤电机组的调峰旋转备用、抽水蓄能机组的调峰旋转备用以及电荷需求响应确定第二约束条件，所述第二约束条件包括：
31、
32、κtmax≤κt≤κtmin；
33、
34、
35、
36、
37、其中，为抽水蓄能机组在t时刻的发电功率；为抽睡蓄能机组在t时刻的抽水用电功率；
38、分别表示t时刻风电场最小功率、风电场最大功率；
39、分别表示t时段光伏电站最小功率、光伏电站最大功率；
40、κt为时段t可控负荷所占比例；κtmax为电网尖峰时段可控负荷所占比例，t∈tpeak且κtmax＜1，tpeak表示电网尖峰时段；κtmin为电网高峰和低谷时段可控负荷所占比例，t∈tshoulder∪tvalley且κtmin＞1，tshoulder和tvalley分别表示电网高峰和低谷时段。
41、进一步的，所述基于第一目标函数和第二目标函数的最优解计算得到新能源系统成本包括：
42、基于所述第一目标函数求得第一最优解，包括煤电机组数量、煤电机组在时段t的最优出力水平、煤电机组在时段t的向上、向下调峰旋转备用水平；
43、基于所述第二目标函数求得第二最优解，包括煤电机组数量、煤电机组在时段t的最优出力水平、煤电机组在时段t的向上、向下调峰旋转备用水平、抽水蓄能机组的时段t的优发电功率、最优抽水用电功率、抽水蓄能机组发电向上、向下调峰旋转备用水平、抽水蓄能机组抽水向上向下、调峰旋转备用水平；
44、基于所述第一最优解计算第一煤电调峰购买成本作为第一系统成本；
45、基于所述第二最优解计算第二煤电调峰购买成本和抽水蓄能调峰购买成本的和作为第二系统成本；
46、计算第二系统成本与第一系统成本的差得到新能源系统成本。
47、进一步的，所述第一系统成本c1的计算方法为：
48、
49、其中本文档来自技高网...
【技术保护点】
1.一种基于源网荷储协同优化的新能源系统成本确定方法，其特征在于，包括如下步骤：
2.根据权利要求1所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，基于煤电机组的功率和针对煤电机组功率的分段报价函数计算所述第一煤电电能购买成本和所述第二煤电电能购买成本：
3.根据权利要求2所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，基于煤电机组的出力区间划分功率段，对不同功率段进行分段报价，所述报价函数的计算方法为：
4.根据权利要求2或3所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，所述第一目标函数表示为：
5.根据权利要求4所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，所述第一约束条件包括：
6.根据权利要求2、3或5所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，基于针对煤电机组功率的分段报价函数、煤电机组功率、风电场功率、光伏电站功率、煤电机组的调峰旋转备用、抽水蓄能机组的调峰旋转备构建所述第二目标函数，表示为：
7.根据权利要求6所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，基于煤电机组功率、风电场功率、光伏电站功率、煤电机组的调峰旋转备用
8.根据权利要求1所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，所述基于第一目标函数和第二目标函数的最优解计算得到新能源系统成本包括：
9.根据权利要求8所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，所述第一系统成本C1的计算方法为：
10.根据权利要求9所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，所述第二系统成本C2的计算方法为：
...【技术特征摘要】
1.一种基于源网荷储协同优化的新能源系统成本确定方法，其特征在于，包括如下步骤：
2.根据权利要求1所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，基于煤电机组的功率和针对煤电机组功率的分段报价函数计算所述第一煤电电能购买成本和所述第二煤电电能购买成本：
3.根据权利要求2所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，基于煤电机组的出力区间划分功率段，对不同功率段进行分段报价，所述报价函数的计算方法为：
4.根据权利要求2或3所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，所述第一目标函数表示为：
5.根据权利要求4所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，所述第一约束条件包括：
6.根据权利要求2、3或5所述的新能源系统成本确定方法，其特征在于，基于针对煤电机组功率...
【专利技术属性】
技术研发人员：何璞玉，焦杰，张玉鸿，任文诗，苟全峰，周英，张冀嫄，隆竹寒，蹇亚玲，王芸，
申请(专利权)人：国网四川省电力公司经济技术研究院，
类型：发明
国别省市：
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