【精彩论文】计及多种灵活性约束和基于时序模拟的广域电力系统源-网-储协同规划方法

计及多种灵活性约束和基于时序模拟的广域电力系统源-网-储协同规划方法

任大伟^1,2, 肖晋宇^1,2, 侯金鸣^1,2, 杜尔顺³, 金晨^1,2, 周原冰^1,2

（1. 全球能源互联网发展合作组织, 北京 100031; 2. 全球能源互联网集团有限公司, 北京 100031; 3. 清华大学 低碳能源实验室, 北京 100084）

摘要：随着全球大规模风电、光伏的持续开发，系统的净负荷波动不断增加，迫切需要建立可量化而又高效的广域电力系统优化规划模型，促进广域范围多种灵活性资源规划研究。首先，以简化的机组组合模型为基础，建立计及多种灵活性资源出力约束和基于时序的生产运行模拟模型，以系统总成本最低为优化目标，考虑多种投资决策和生产运行约束，最终优化出系统目标水平年的新能源电源、互联电网及储能的容量，并归纳新能源-互联电网-储能联合规划的分析流程。其次，利用以上模型方法开展案例分析，以东北亚2035年源-网-储规划方案为基础，优化计算2050年的新增新能源、电网互联及储能容量，并在此基础上进一步阐述新能源装机容量、电网互联容量、储能容量、新能源装机与储能容量之间的关系、电网互联与储能容量之间的关系等关键问题。最后，基于以上分析，给出源-网-储规划中应该尽量避免的误区和统筹优化建议，为未来高比例新能源电力系统的规划提供技术参考。

引文信息

任大伟, 肖晋宇, 侯金鸣, 等. 计及多种灵活性约束和基于时序模拟的广域电力系统源-网-储协同规划方法[J]. 中国电力, 2022, 55(1): 55-63.

REN Dawei, XIAO Jinyun, HOU Jinming, et al. Wide-area power system generation-transmission-storage coordinated planning method based on multiple flexibility constraints and time-series simulation[J]. Electric Power, 2022, 55(1): 55-63.

引言

长期以来，化石能源大规模开发利用带来资源紧张、环境污染、气候变化等突出问题，未来经济社会发展的能源需求仍将持续增长，实现能源可持续发展面临诸多挑战。根本出路就是要推动以清洁化、电气化、网络化为特征的能源转型，加快实施“两个替代、一个提高、一个回归”，构建清洁主导、电为中心、互联互通、共建共享的全球能源互联网^[1-2]。随着大规模风电、光伏的持续开发，高比例新能源系统逐步形成，系统净负荷（实际用电负荷减去风电、光伏等波动性新电源出力）波动不断增加，对灵活性的需求也随之增强，对电源和电网规划提出了新的挑战^[3-4]。（1）传统的基于持续负荷曲线的运行模拟方法难以考虑风电、光伏出力波动对灵活性的需求；（2）新能源出力波动使得电力系统运行方式多变，增加了系统运行风险，同时电网规划也会制约新能源消纳。因此，高比例新能源系统迫切需要建立计及系统多种灵活性约束的源-网-储协同优化规划模型，从而科学合理地分析电源、电网互联及储能等灵活性资源在高比例新能源电力系统中的定位和价值，以更经济的方式满足系统灵活性需求^[5-9]。目前，已有学者针对高比例新能源电力系统的中长期规划开展了广泛研究。文献[10-11]建立了考虑储能需求的多种场景和多种能源的系统规划和运行模拟一体化的规划模型。文献[12]构建了储能综合优化模型以提高风电消纳能力。文献[13]基于系统不同时间尺度的波动特性，提出了新能源和多类型储能的协调规划模型。文献[14]基于灵活性供需平衡机理，提出了电源、负荷、储能一体化的广义灵活性概念，建立了包含资源投资和运行校验的规划模型。文献[15]介绍了灵活性定量评价指标体系，提出了灵活性协调规划的主要研究内容及技术求解思路。文献[16]提出了兼顾系统调峰、调节速率及需求响应的源网荷协调规划模型，从系统角度统筹规划电源、电网及需求侧资源。文献[17]引入灵活性指标量化评估了电源、负荷、储能多类型灵活性资源的调节潜力，并建立了以成本最低为目标的高比例新能源电源规划模型。文献[18]从新能源出力的不确定性、新能源消纳能力、高度电力电子化等方面分析了高比例新能源并网对输电网规划评价与决策的影响。文献[19]构建了考虑灵活性供需平衡的源-网一体化规划模型，并采用时序模拟与基于粒子群算法的储能布局与输电网协调规划方法对所建模型求解。文献[20]建立考虑灵活性的“储-输”联合规划模型，并提出启发式与数学规划相结合的求解方法。文献[21]构建了机组出力和备用容量联合优化的两阶段发电调度随机规划模型，并从模型角度探究了灵活性资源边际成本构成机理。文献[22] 从基本的规划模型、能源生产环节的规划、源-网环节的协同规划、能源消费环节的规划、规划模型的求解方法这几个方面对能源互联网的规划进行了分析、探讨。以上多项研究都从理论上提出了源-网-储协调规划模型，但如何确定源-网-储各类灵活性资源出力的建模精度，在量化分析多类别灵活性供给与不确定性灵活性需求平衡的同时，开展广域跨国跨洲源-网-储协同优化规划，并量化分析三者之间的耦合关系、互补或替代效益是始终没有解决的难题。

本文首先建立基于时序曲线、以简化的机组组合为基础兼顾各类灵活性资源运行约束的分析模型，并考虑新能源与负荷不同时间尺度的不确定性，提出广域跨国跨洲电力系统源-网-储各类灵活性资源协同规划方法，即计及多种灵活性资源出力约束和基于时序的快速生产运行模拟模型，以系统总成本最低为目标，兼顾投资决策和运行约束，可统筹优化系统目标年的源-网-储的结构及容量。其次，利用以上模型方法开展案例分析，以东北亚2035年源-网-储规划方案为基础，优化计算2050年新增新能源、电网互联及储能的布局和容量，进一步阐述跨时区电力系统中的新能源装机容量、电网互联容量、储能容量、新能源装机与储能容量之间的关系、电网互联与储能容量之间的关系等关键问题。最后，基于以上分析，给出跨时区电力系统源-网-储规划中应该尽量避免的误区和统筹优化建议。

1  方法及流程介绍

1.1  模型方法模型以简化的机组组合模型为基础，形成快速运行模拟约束集，不仅可以量化多类别灵活性资源出力的各种约束，而且可以兼顾多尺度灵活性需求，可高效开展广域电力系统源-网-储协同规划并分析源-网-储三者之间的耦合关系。模型以系统总成本最低为目标，一方面可考虑源-网-储最大可规划容量、新能源发电量占比、系统供电充裕度等投资决策约束；另一方面可考虑源-网-储时序运行特性等生产运行约束，最终统筹优化系统目标年新能源-互联电网-储能的容量^[4]。1.1.1  目标函数模型优化目标为系统总成本Csys最低，包括电源、电网、储能的投资成本和系统运行成本，即

式中：分别为电源、电网、储能的总投资成本和系统的总运行成本。

电源、电网、储能的投资成本分别为

式中：  分别为火电i、水电i、风电i、光伏i、电网i、储能i的单位容量投资成本；N_g 、 N_h 、 N_w 、 N_p 、 N_l 、 N_s 分别为火电、水电、风电、光伏、电网、储能的个数；G_i 、 H_i 、 W_i 、 P_i 、 L_i 、 S_i 分别为火电i、水电i、风电i、光伏i、电网i、储能i的待建容量，为优化决策变量。

系统的总运行成本包括火电（含核电）的发电成本、火电的灵活启停成本及系统的切负荷成本，即

式中：T、 N_d 分别为时段数和负荷数； 为火电i的单位发电成本、单位启停成本、负荷j的单位切负荷成本；分别为火电i在时刻 t 的出力、启停容量、负荷j在时刻 t 的切负荷量，为优化决策变量。

1.1.2  投资决策

投资决策主要考虑源-网-储的最大可规划容量、系统供电充裕度以及反映能源电力转型进程的新能源发电量占比等边界或要求。

电力系统一般对供电充裕度要求较高，其约束为

式中：d_i,t 为时刻 t 负荷i的大小；β 为供电充裕度，一般要求切负荷量小于负荷总量的较小比例，如万分之一。

新能源发电量占比可反映能源电力系统低碳转型的深度，其约束为

式中：r_i,t 为时刻 t 新能源i的发电出力；N_r 为新能源设备数量；α 为新能源发电的渗透率，与能源转型进程密切相关，一般要求 α 比例的系统用电负荷由新能源发电来满足。

1.1.3  生产运行模拟

生产运行方面，主要考虑系统电力供需平衡、常规电源和新能源出力、互联电网输送功率、储能系统充放电功率等运行特性。

系统电力供需平衡约束为

式中：分别为从区域n受入和送出的电网的集合；分别为区域n中负荷、火电、水电、风电、光伏、储能的集合；l_i,t 为时刻t电网i的有功功率或潮流；分别为时刻t储能系统i的充电和放电功率；g_i,t 、 h_i,t 、 w_i,t 、 p_i,t 分别为时刻t火电i、水电i、风电i和光伏i的出力，均为待优化决策变量。

火电机组运行特性复杂，可通过爬坡、启停约束来描述，即

式中：分别为火电机组i上、下爬坡率；为火电机组i在时刻t的在线总容量；λ_g,i 为火电机组i的最小出力比例，反映火电机组的调节灵活性；分别为火电机组i在时刻t增加和减少的机组容量；T_on、T_off分别为火电机组的最短开启与关停之间的时间间隔。

水电机组还受月度来水的约束，即

式中：为水电i的向上调节、向下调节速度；N_m为月度中的总时段数；为水电i每个月的最大可发电量。

风电、光伏等新能源出力受气象条件影响较大，出力约束为

式中：ω_w,t、ω_p,t 分别为时刻t风电、光伏的出力特性预测系数，可由气象参数相关函数获得。

电网输送有功功率要求不超其输电能力，即

储能系统的充放电约束为

式中：η_s,i 为储能系统i的充、放电效率；E_s,i,t 为时刻t储能系统i的荷电或电量状态；T_s,i 为储能系统i的持续充或放电时间。

使用CPLEX商业软件对以上混合整数线性规划模型进行优化求解。

1.2  分析流程

基于以上建立的混合整数线性规划流程模型，广域电力系统源-网-储协同规划如下。

（1）在预测规划模块，根据规划方案和预测研究，确定目标水平年的负荷水平及特性，电源、电网、储能的结构、特性及各自成本等边界条件。

（3）在优化计算和分析模块，开展全年时序生产运行模拟，保证系统供电充裕度和电力电量平衡，达到系统总成本最低。优化求解新增的风电、光伏新能源电源装机、电网互联及储能容量，分析新能源电源、互联电网及储能三者之间的关系。

（3）结合以上优化计算和分析，提出未来电力系统电源-互联电网-储能的规划方案和建议。

2  案例计算及灵敏度分析

案例计算及灵敏度分析思路如下。

（1）以东北亚2035年源-网-储规划方案为基础[23-24]，采用上述模型方法，优化计算2050年的新增新能源、电网互联及储能容量，形成基础情景，即情景0。

（2）在情景0优化结果的基础上，增加风资源较好区域风电的装机容量，作为新的边界条件，重新优化东北亚6区域的新能源、电网和储能容量，论述新能源装机布局和容量规划问题，形成情景1。

（3）在情景0优化结果的基础上，增加送受端系统之间的电网互联容量，作为新的边界条件，重新优化东北亚6区域的新能源、电网和储能容量，论述电网互联布局和容量规划问题，形成情景2。

（4）在情景0优化结果的基础上，增加弃电严重区域的储能容量，作为新的边界条件，重新优化东北亚6区域的新能源、电网和储能容量，论述储能布局和容量规划问题，形成情景3。

（5）在情景0优化结果的基础上，减少和增加某区域新能源装机容量，在新的边界条件下，重新优化东北亚6区域的储能容量（与情景1不同），从布局和容量方面，论述新能源装机和储能之间的关系，形成情景4。

（6）在情景0优化结果的基础上，减少和增加单条互联线路容量，在新的边界条件下，重新优化东北亚6区域的储能容量（与情景2不同），从布局和容量方面，论述电网互联和储能之间的关系，形成情景5。

2.1  基础情景边界条件

负荷方面，基于东北亚蒙古、俄罗斯远东、中国华北、中国东北、韩国、日本6大区域2050年的最大负荷预测（见表1）和历史负荷特性，得到6大区域2050年的全年逐小时负荷特性曲线。

表1  6大区域的最大负荷

Table 1  Maximum load in 6 areas

电源结构和成本方面,基于东北亚6区域2035年的新能源装机容量，以及2035年可调节电源装机容量和发展趋势，预测2050年可调节电源装机容量，如表2所示。2050年的电源单位投资成本和运行成本如见表3所示[25]。煤电、气电、水电、核电等不同类型电源及储能的灵活性调节能力如表4所示。水电机组丰水期、枯水期的发电量约束如表5所示。总体来看，蒙古、俄罗斯远东、中国东北和中国华北风资源较好，可利用小时数分别为2 850、2 600、2 600、2 650 h，蒙古、中国华北和中国东北光资源较好，可利用小时数分别为1 800、1 600、1 600 h，考虑风、光资源开发总量和速度的限制，在此基础上对2050年新增的风电、光伏装机容量进行优化规划。

表2  6大区域电源和储能装机

Table 2  Power generation and energy storage installed capacity in 6 areas

表3  2050年不同类型电源和储能成本

Table 3  Costs of power generation and energy storage in 2050

表4  不同类型电源及储能的灵活调节能力Table 4  Adjustment ability of power generation and energy storage
表5  水电丰水、枯水期发电量Table 5  Hydropower generation capacity in wet and dry periods
储能结构与成本方面，东北亚6区域2035年的储能结构和容量如表2所示，2050年的储能单位投资成本如表3所示，储能类型考虑持续放电时间为6 h、充或放电效率为95%的短时储能和持续放电时间为30天，充或放电时间效率为60%的长期储能，在此基础上对2050年新增的储能容量进行优化规划。

电网互联和成本方面，东北亚6区域2035年的电网互联结构和容量、2050年电网单位投资成本如表6所示。电网布局及送受电特性示意如图1所示，总体来看，蒙古和俄罗斯远东为送端系统，韩国、日本为受端系统，根据各区域电网的送受电特性对2050年新建电网互联容量进行优化规划。

表6  2035年的电网结构和容量及2050年的电网成本

Table 6  Power-grid structure and capacity in 2035 and power grid cost in 2050

图1  2035年电网布局及送受电特性Fig.1  Power grid layout and characteristics of transmission and reception in 2035

2.2  基础情景优化结果

采用所建立的模型方法，对基础情景（情景0）东北亚6区域互联系统的风电和光伏装机、电网互联和储能容量进行联合优化计算，结果如表7和表8所示。

表7  2050年6大区域新能源装机和储能容量

Table 7  Renewable energy installed capacity and energy storage capacity in 6 areas in 2050

表8  2050年电网互联容量Table 8  Capacity of power grid interconnection in 2050
可以看出，中国华北、日本、蒙古风电装机增加较多，分别为82、31、11 GW，风电新增装机不只局限在风资源较好的区域；中国华北、日本光伏装机增加较多，分别为1 020、277 GW，同样光伏新增装机不只局限在光资源较好的区域；中国华北、日本短时储能容量增加较多，分别为439、84 GW，同光伏装机增加区域趋同；中国东北—韩国、蒙古—中国华北、俄罗斯远东—中国华北电网互联容量增加较多，分别为12.2、7.3、4.5 GW，电网互联新增容量主要集中在风电、光伏基地外送的陆上送电通道。整个互联系统弃电率为9.48%，用电成本为0.338 3元/(kW·h)。

2.3  灵敏度分析

2.3.1  新能源装机容量灵敏度分析

情景1：在情景0优化结果的基础上，增加风资源较好区域蒙古风电装机容量至上限58 GW，在新的边界条件下，重新优化风电（除蒙古风电）和光伏装机、电网互联和储能容量。相比情景0优化结果，蒙古风电装机增加33 GW将主要引起中国华北风电装机增加2 GW，中国东北、韩国风电装机减少4、3 GW，中国华北、日本光伏装机减少37、2 GW，中国华北短时储能减少23 GW，蒙古短时储能增加2.5 GW，蒙古外送通道增加13.2 GW，整个互联系统弃电率增加至9.74%，用电成本增加至0.338 5元/(kW·h)。因此，从系统的角度来看，若要获得更低的系统用电成本，电源规划中，并不是在风、光资源越好的区域电源装机越多越好，而应该综合规划电源的装机容量。

2.3.2  电网互联容量相关问题

情景2：在情景0优化结果的基础上，增加送受端系统之间的电网互联容量，如增加中国华北—日本线路容量至8 GW，在新的边界条件下，重新优化新能源装机、电网互联（除华北—日本通道）和储能容量。相比情景0优化结果，华北—日本互联通道增加8 GW将主要引起中国华北、中国东北风电装机增加16、–4 GW，中国华北、日本光伏装机减少7、15 GW，中国华北、日本短时储能减少7、3 GW，互联通道变化不大，整个互联系统弃电率增加至9.49%，用电成本增加至0.339 2元/(kW·h)。因此，从系统的角度来看，若要获得更低的系统用电成本，电网规划中，并不能只是根据电力供需关系规划电网互联通道，而应该综合规划电网互联容量。

2.3.3  储能容量灵敏度分析

情景3：在情景0优化结果的基础上，在弃电严重的区域增加储能，如增加蒙古区域的储能至13.8 GW，在新的边界条件下，重新优化新能源装机、电网互联和储能容量（除蒙古储能）。相比情景0优化结果，蒙古储能增加5 GW，蒙古的弃电率将从21.5%降低至17.6%，蒙古、中国华北、中国东北风电装机增加1、–2、1 GW，中国华北光伏装机增加1 GW，中国华北、中国东北、韩国短时储能减少2、1、1 GW，蒙古外送通道增加0.6 GW，整个互联系统弃电率减少至9.43%，但用电成本提高至0.338 4元/(kW·h)，也就是说增加新能源弃电严重区域的储能，虽然可减少该区域及整个系统的弃电，但会引起系统用电成本的提高。因此，若要获得更低的系统用电成本，储能规划中，不能一味追求低弃电率而配置储能，应该从系统的角度，综合规划储能的容量。

2.3.4  电源与储能之间的关系

情景4：在情景0优化结果的基础上，电网互联容量保持不变，只减少和增加电源装机容量，分析储能容量的变化。如分别减少和增加蒙古风电装机容量至24、26 GW，在新的边界条件下，重新优化系统储能容量。相比情景0优化结果，蒙古风电装机容量减少1 GW，系统短时储能增加1.2 GW，系统弃电率减少至9.43%，用电成本略有提高；蒙古风电装机容量增加1 GW，储能容量减少1.1 GW，系统弃电率增加至9.53%，用电成本略有提高，即减少电源装机，系统调节能力减弱，对储能的需求增强，减少了系统弃电，但会引起用电成本提高；增加电源装机，系统调节能力增强，对储能的需求减弱，增加了系统弃电，也会引起用电成本提高。因此，电源和储能都可为系统提供调节能力，经济上存在合理配比。

2.3.5  电网互联与储能之间的关系

情景5：在情景0优化结果的基础上，电源装机保持不变，只减少和增加单条互联线路容量，分析储能容量的变化。如分别减少和增加蒙古—华北互联线路容量至10.3、12.3、16.3 GW，在新的边界条件下，重新优化系统储能容量。相比情景0优化结果，蒙古—中国华北互联线路容量减少1 GW，系统短时储能增加1.5 GW，用电成本略有提高；蒙古—华北互联线路容量增加1、5 GW，短时储能容量减少1、3.6 GW，用电成本不断提高，即减少电网互联，系统调节能力减弱，对储能的需求增强，但会引起用电成本提高；增加电网互联，系统调节能力增强，对储能的需求减弱，但存在边际效益，也会引起用电成本不断提高。因此，电网互联可充分发挥系统间的互补特性，为系统提供调节能力，电网和储能在经济上也存在合理配比。

3  结论及建议
本文建立了基于时序曲线、以简化的机组组合为基础兼顾各类灵活性资源运行约束的分析模型，并考虑新能源与负荷不同时间尺度的不确定性，提出广域跨国跨洲电力系统源-网-储各类灵活性资源协同规划方法，即计及多种灵活性资源出力约束和基于时序的快速生产运行模拟模型，以系统总成本最低为目标，兼顾投资决策和运行约束，可统筹优化系统目标年的新能源机组、电网互联、储能等各类灵活性资源结构及容量。新能源电源、互联电网和储能都能为系统提供灵活性调节能力，其未来结构和容量规划中，若单方面追求某项性能指标，都将引起系统用电成本提高，如电源规划中，一味增加风、光资源较好区域的电源装机；电网规划中，仅根据电力供需关系增加电网互联通道；储能规划中，一味追求低弃电率而增加储能。未来高比例清洁能源电力系统中的新能源、互联电网和储能规划相互耦合，相互制约，必须建立兼顾精度和效率的模型方法，从系统的角度开展统筹规划。研究表明，电源和储能都可为系统提供调节能力，不同类型电源和储能在经济上存在合理配比；电网互联一方面可发挥区域间新能源出力的平滑效应，另一方面可发挥区域间发电和负荷的互补特性，也可为系统提供调节能力，减少系统对储能的需求，两者在经济上也存在合理配比。因此，若要获得更低的用电成本，促进能源电力系统顺利转型，电源、电网和储能之间必须统筹规划。（责任编辑　许晓艳）

作者介绍

任大伟(1983—)，男，通信作者，硕士，高级工程师，从事电力系统规划和控制、大规模储能技术及应用研究，E-mail：[e-mail];

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肖晋宇(1977—)，男，博士，高级工程师，从事电力系统分析、规划和控制、大规模储能技术及应用研究，E-mail：[e-mail].

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编辑：杨彪

审核：方彤

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