新型电力系统规划运行时序生产模拟平台TEAP

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2025年9月 新型电力系统规划运 行时序生产模拟平台 TEAP 1 目 录 一、研究背景 二、当前时序模拟方法遇到的问题 三、新型电力系统规划运行时序生产模拟平台TEAP 四、应用案例 一、研究背景 2 3 时序生产模拟是全球目前最重要的电力系统规划分析方法之一。时序生产模拟通过全年8760小时 进行逐时刻仿真，为电力电量平衡分析、调节能力测算、新能源消纳计算等提供量化支持。核心 算法常用的有运筹算法、线性迭代法等。 国际 国内 TIMES NEOS（国网） Plexos PSD-PEBL（国网） EnergyPLAN TEAP（华科） WILMAR PlanningTool HUST_GTDS（华科） ETAP GOPT（清华） 国内外知名时序生产模拟工具算法 （一）基于运筹的时序生产模拟需求迫切 美国能源部直属的劳伦斯伯克利国家实验室在《演进中 的电力系统资源充裕性评估改进指南：制度和技术》报 告中指出，随着新能源渗透率提升、电力市场复杂程度 加剧，时序生产模拟是电力系统分析的必要方法 4 （二）时序模拟需要面临的新场景 关键问题二：新型电力系统中，煤电向基础 保障性和系统调节性电源并重转型，新能源 可靠替代能力提升，需求响应成为重要调节 手段，“角色”变化需新规划分析方法支撑。 新能源渗透率不断增加， 火电调峰顶峰作用凸显 未来新能源成为主要电量供 给电源 虚拟电厂、需求响应释放海 量调节资源 关键问题一：传统规划基于典型方式、典型 日开展。新能源随机性大，电力市场扭曲潮 流分布等原因，典型日、典型方式不再典型， 需要对系统详细信息进行挖掘扫描。 安全运行边界容易确定 冬谷方式 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 PW PV 冬高方式 夏高方式 夏谷方式 传统电力系统 边界复杂、不确定性强 新型电力系统 8760 5 （二）时序模拟需要面临的新场景 关键问题四：电力市场、碳排放市场、输配 电价等多种电力机制引入，影响系统运行方 式，传统电力系统规划方法难以考量，需要 进行精准量化模拟分析。 电力市场以价格成本为引 导指定机组工作位置 碳排放价格影响机组启停及 出力，从而影响风光消纳 输配电价影响跨省跨区电力 流规划必要性 关键问题三：大规模储能、抽蓄与新能源、 传统机组深度耦合，工作位置相互影响，优 先次序排序方法难以精确模拟跨季、跨月、 跨周调度特性，需要研发新的规划算法内核。 电网侧、用户侧储能、友好型电站 储能根据需求提供不同调度策略 储能与新能源、传统电源的工作位 置相互影响，深度耦合 长时储能等需要实现跨季、跨月、 跨周优化调度 6 （二）时序模拟需要面临的新场景 关键问题六：多方案比较方法难以找到多类 型设备的最优配比，无法开展复杂最优解的 求解。通过运筹计算内核可以直接得出多维 空间的最优解。 关键问题五：新型电力系统规划需要考虑源 网协同，电网输电通道限额、输电断面限额、 安全稳定极限、跨省跨区直流运行方式约束 等对电源外送、新能源消纳有较大影响。 网架约束 关键断面限额 机组、线路检修 X轴：电力平衡 Y轴：电量平衡 Z轴：调峰平衡 P轴：消纳能力 Q轴：规划投资 S轴：电力市场 … 多维空间： 最优规划方案 7 （二）时序模拟需要面临的新场景 关键问题七：针对大区多子系统算例，需要 统筹考虑区域总平衡和各子系统自平衡，实 现跨区互济协调调度，达到各分区最优调度。 A：-100 B：-200 D：160 C：180 A：10 B：10 D：10 C：10 关键问题八：对多分区电力流互济进行优化， 综合考虑区域间供电优先级、限额、供需、 协议电量及输配电价成本等因素，实现多区 域科学互济。  省间互济限额 考虑联络通道的供电限额， 包括承载能力、交流供电 特性、调节能力差距等进 行精细化建模  跨省跨区互济 合理调配机组开机及电力 流流向，实现复杂拓扑下 的电力流互济能力  协议电量 需要考虑跨省跨区通道的 电量约束，满足地区之间 年度电量协议，合理优化 电量分配，实现最优调度  输配电价成本 电力流互济需要考虑跨省 送电成本，电力流损失等， 精细化模拟系统互济情况 二、当前时序模拟方法遇到的问题 8 （一）时序生产模拟计算迫切需要解决的问题 9 时序运行模拟 负荷曲线A 新能源曲线A 结果A 负荷曲线B 新能源曲线B 结果B 如何才能算得准？ 新能源消纳率：99% 运行成本：200亿元 新能源消纳率：97% 运行成本：180亿元 （二）时序生产模拟计算迫切需要解决的问题 10 我国电力系统规模大、设备多、运行规则复杂，其建模过程往往耗时长、计算资源占 用大，普遍超出普通计算机和服务器配置。 完整A矩阵(float32)内存 占用超200GB 0.1ms写入一条约束， 完成三千万条约束耗时50min 𝑨𝐱 ≤ 𝐛  模型规模和精细程度难以提升  建模本身耗时过长  大量约束导致求解耗时过长 某典型省级电网规模 全年8760h规划模型 1600+ 节点 3000+ 300+ 250+ 30000+ 新能源 线路 发电机组 决策变量 2122 万个 不等式约束 2088 万个 约束条件 943 万个 主变 （二）时序生产模拟计算迫切需要解决的问题 11 超大规模混合整数规划问题，往往求解耗时极长甚至无解，难以满足运行分析 和优化规划快速迭代的需要。 全年8760h规划模型 决策变量 2122 万个 不等式约束 2088 万个 约束条件 943 万个 MIPGap设置为1%， 求解耗时达37个小时， 大量场景下都无法在 48小时内解出。 三、新型电力系统规划运行时序生产模拟平台TEAP 12 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 13 TEAP1.X 版本 TEAP2.X 版本 2025年1月，新型电力系统融合推演引擎第三代产 品TEAP3由华中科技大学与南京图德科技有限公司 联合推出。 大电网 储热罐 汽轮发电机 集热镜面 MAX SOC 热能 MAX ~ P 0 发电热能 ~ PMAX 0 热损失 电加热 ~ PMAX 0 汽轮机 汽轮机 MAX MIN P P ~ MIN SOC ~ 14 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 TEAP支持大量新型电力系统设备模型，如风光热等新能源、多类型水电、新能源大 基地、多类型储能抽蓄、长时氢储能、源网荷储一体化、交直流混连电网、多类型柔 性可调负荷、电力市场、政策补贴等。框架支持快速拓展新设备模型。 源： 由平均出力计算入库水量 由调节系数计算 库容容量 预想 强迫 P P ~ 光热、一体化电站、大基地 源网荷储一体化、可调负荷 考虑梯级的含库容的水电 考虑运行特性的交直流线路 源： 网： 荷： 储： 多类型储能、长时储能 政： 电力市场、补贴、输配电价 15 核心功能 1. 全潮流精细化时序生产模拟 2. 电力电量平衡生产模拟 3. 源网荷储协同容量配比规划 4. 负荷特征曲线长场景生成 5. 新能源功率曲线场景生成 6. 潮流文件双向交互 7. 特征方式条件筛选 8. 交流-直流潮流计算 9. N-1、短路、稳定批量扫描 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 系统目标函数 可变发电成本 规划投资成本 弃风、弃光惩罚 碳排放 分析因素 功率平衡 旋转备用 事故备用 发电机组上/下爬坡能力 发电机组最小启停时间 发电机组调峰深度 网架约束 断面约束 需求侧响应 输电网损 典型分析专题 新能源消纳及碳排放分析 电力系统运行成本及碳排放评估 新能源消纳瓶颈量化分析 储能规划及影响分析 新能源、储能协同规划 关键通道建设、区外来电等影响分析 电动汽车、需求侧响应影响分析 滚动模拟电力系统全年8760小时 运行情况。以全系统成本最低为 目标（可自定义），考虑电力电 量平衡、备用约束、潮流约束、 N-1约束以及灵活性约束，求解 小时级机组组合，分析全网逐小 时潮流分布情况 全潮流精细化时序生产模拟 16 潮流文件双向交互、方式筛选、N-1短路稳定批量扫描。支持与BPA、PSASP、 PSS/E、电磁仿真等软件接口（数据相互转换），在全时序平衡分析的基础上开展交流潮流、短 路、机电暂态和电磁暂态仿真，支持批量扫描。支持基于自定义条件的潜在关键时刻潮流筛选。 数据兼容 结果校验 潮流文件收敛率达到98%以上 61项指标的典型运行方式提取 批量BPA的安全稳定扫描 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 17 典型气象年方法构造新能源边界 采用经典气象学方法，兼顾新能源电力支撑能力与保障电量水平， 构造符合地区时空特性、与负荷耦合的新能源出力功率特性模型。 以最近20年以上的历史气象数据为依据，选择最符合长 期气象规律(或最极端的)的气象片段拼接，连接形成气 象“平光/风年、丰光/风年和枯光/风年” P50-风资源平均年 历 史 气 象 月 典 型 气 象 年 拼接 历史25年的1月风电小时数统计 降序排序 P95-风资源枯年 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 18 高精度气象数 据及地理信息 风机高度 风速计算 地表短波辐射 及地理信息 风电出力 光伏出力 入射角度 校正 新能源边界生成及结果对比 基于典型气象年的气象数据，结合风电光伏发电的物理模型，生成典 型的风光资源曲线。数据源于历史实际情况，同时保障了多场景下协同计算需求。 省份 风电P50 风电P95 光伏P50 光伏P95 云南 2475 1002 1395 981 四川 2592 1121 1551 1239 青海 1631 999 1515 1302 吉林 2384 982 1614 1189 建立详细的风电机组模型、光伏发电系统模型， 生成风电、光伏连续出力时序数据 兼顾电力与电量的协同，兼顾风光负荷之间耦合关系 表：典型省份P50与P95风光年利用小时数对比 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 19 时序建模 源 时序求解 线路断面集合 主变、线路参数 区内直流 网 全网节点负荷、需求响应 荷 抽蓄装机、库容 储能装机、接入点 储  混合整数优化求解器  负荷持续时间曲线分段法 目标函数 系统总成本+惩罚最低 —— 系 统 燃煤机组 燃气机组 核电机组 生物质 风电、光伏、光热新能源 跨区交直电力流 时序结果 构造边界 线路断面限额约束 主变、线路载流约束 直流功率约束 功率约束、需求响应约束 储能效率约束 功率范围约束 容量（库容）约束 电力电量平衡约束 系统备用约束 运行约束 省间联络线功率约束 出力约束、蓄热罐约束 爬坡约束 功率约束 启停、利用小时数约束 机组检修计划约束 本地 电源 设定目标 8760求解 电力平衡、电量平衡统计结果 新能源运行、消纳情况 各类型设备利用小时数情况统计 全网/分区电网供电盈余统计 电力流运行情况统计 水电机组 出力功率、库容容量约束 外来电 友好型电站 出力功率约束 新型电力系统时序生产模拟-模型、约束及目标函数 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 20 求解策略加速效果 通过系列加速方法，计算效率领先国际同类知名软件 澳大利亚电网 PLEXOS 62 煤电 82 水电 75 20 其他机组 12 储能 气电 大区电网算例 TEAP 107 煤电 159 水电 54 21 其他机组 20 储能 气电 计算耗时：317秒 内存使用：21.3GB 计算耗时：81.9秒 内存使用：9.3GB • PLEXOS是国际知名的能源市 场高精度运筹建模仿真软件， 涵盖火电、可再生能源、水电 等多能源系统，覆盖能源电力 规划、输电规划、可再生能源 项目开发、电力建模需求。 • 对比同等规模电网算例下，两 款软件计算效率和内存使用。 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 21 区域 新版TEAP3.5仿真用时/s 华东大区 113.4 华中大区 82.4 南方电网 102.9 东北大区 81.8 西北大区 85.8 华北大区 160.6 川渝藏区 81.1 省级能源电力规划中，跨区跨省边界的确定对能源规划及调度策略有较大影响。 传统多采用历史曲线倍乘的方法构造。近两年随着新能源占比大幅增加，能源结 构发生较大变化，中长期规划中跨省边界无法采用历史曲线进行直接构造。  每台设备独立建模，有不同的启停状态 和工作位  充分考虑省间互济，考虑交直流不同的 运行特点  水电、抽蓄、储能不限制调节周期，可 以年内/月内尺度搬运电量  考虑成本/电价/消纳限制/电量限制/必开 机组等复杂约束，精确模拟运行边界 新型电力系统融合推演引擎TEAP介绍 四、应用案例 22 23 1.储能规划计算 促进 新能 源消 纳 系统 调峰 系统 备用 N-1越 限率 输电 通道 重载 率 系统 调频 综合场景一 综合场景二 综合场景三综合场景四 多个分场景协同考虑，共同作用，效果累加 储能容量及布局 随着可再生能源在能源结构中所占比例的不断上升，以及其间歇性和不稳定性的特点愈发明显， 储能容量和布点规划的意义显得至关重要。TEAP支持储能规划布局计算，考虑储能促进新能源 消纳、调峰调频、提供备用、抑制N-1越限率、降低通道重过载等。 步骤一：通过协同规划功能，计算储能容量配置。 步骤二：以降低N-1潮流越限等目标，开展储能布局 步骤三：校验调峰供需与调频供需 24 2.储能不同运行方式对比 随着抽蓄、储能大规模建设并网，其不同的运行方式对电力系统新能源消纳率、系统运行效率、 系统供需保障水平等方面存在较大影响。TEAP支持考虑储能不同的运行方式计算机结果对比， 精准选择合适的运行方式有助于充分发挥储能系统的优势。 储能/抽蓄充放电功率限额 储能/抽蓄日充放电次数限额 储能/抽蓄日充放电时段限制 储能/抽蓄日充放电策略限制 保供评价指 标 消纳评价指 标 累积缺口电量 最大电力缺口 累积缺电小时数 新能源消纳率 25 2.储能不同运行方式对比 应用算例：通过改变储能投运状态、充放电次数、最大充放电功率、充放电策略等，从累积缺 口电量、最大电力缺口、累积缺电小时数、新能源消纳率等指标对比，分析储能最优运行方式。 储能不同运行方式下保供指标表对比表 无储能 充放一次 充放两次 最大功率减半 累积缺口电量 30638.8 17326.4 17015.5 17372.5 最大电力缺口 948.5 786.7 914.5 749.3 累积缺电小时 83 66 66 71 储能不同运行方式下消纳率指标对比表 储能定曲线 运行 储能自由优化 江苏新能源消纳率 95.95% 96.08% 湖北新能源消纳率 92.89% 94.99% 26 3.分地市新能源消纳计算 在进行新能源消纳计算 时，有以下约束情况可 供选择是否纳入考虑进 行计算 网架约束 关键断面限额 机组、线路检修 随着对清洁能源的需求不断增长以及新能源技术的快速发展，各地区都加大了对新能源的利用， 为了了解不同地区新能源的利用情况，TEAP可支持对分地市新能源消纳的计算，为各地市合理 规划能源布局提供数据支持。 调峰约束 场站级 消纳率 分区级 消纳率 全省 消纳率 4.新能源消纳瓶颈量化分析 27 随着新型电力系统加快构建，新能源随机出力给电力安全治理带来了新的挑战。为保证电力 系统安全稳定运行，TEAP提出了电网运行电网运行方式分析校核、风险方式挖掘功能。 新能源消纳潜在制约因素 不确定性 反调峰特性 网架传输能力 负荷特性 区外来电 自 身 限 制 外 部 限 制 风光时序数据 气象数据 地理信息 设备特性 时序生产模拟 优化目标 约束条件 求解计算 边界条件 新 能 源 消 瓶 颈 消纳能力 量化测算 5.新能源布点规划 28 随着“双碳”目标的提出，亟需对新能源的建设规模和空间布点进行合理规划。TEAP可根 据电力现货市场出清价格和新能源消纳率进行新能源布点规划。 电力现货市场价格 新能源消纳情况 新能源规划 新能源收益= 现货电价× 消纳率× 理论发电量 6.跨区及嵌入式直流送电曲线制定 29 调节频率 调整成本 直流模型 归一季度嵌入式直流曲线 档位 遗传算法 约 束 条 件 以季度为单位 随着嵌入式直流并网规模逐步扩大，新型电力系统运行特性发生改变，传统的典型方式分析 局限性明显。TEAP支持跨区及嵌入式直流送电曲线制定，有效提升断面输送能力。 7.大基地/绿电直连容量规划计算 30 风光数据生成 羲和能源气象大数据平台 https://xihe-energy.com/ 风光利用小时数 电量占比指标 弃电率指标 其它指标 计算结果 调整通道断面限额 确定通道利用小时数 给定机组运行优先级 通道断面参数设置 随着可再生能源基地/绿电直连飞速增长，为保证用电安全和新能源消纳，teap开发了大规 模能源基地容量规划计算功能，为能源基地/绿电直连项目优化配置提供参考。 31 8.基于精细化时序生产模拟的网损计算 传统网损统计以计量方法为准，计算方法多采用典型方式方法计算网损率，但是该方法无法计算全 年尺度的网损电量。TEAP基于精细化时序生产模拟的逐小时潮流结果，进行统计计算系统网损电量。 同时，随着大规模远距离输电建设，电源建设位置引起的网损偏差，可能造成项目经济性评价优势 大幅降低。TEAP支持考虑网损的时序生产模拟计算。 开始 全年时序生产模拟 逐线路/主变计算 网损统计 结束 XX省2023年电网220千伏以及上网损率： 实际测量0.69% 计算结果0.71% 32 9.源网荷储协同规划计算 面对当下新能源的间歇性和不稳定性带给能源系统的稳定性挑战，电力负荷的多样化和不确 定性对能源供应的深度影响，TEAP可支持对源网荷储协同规划计算，实现能源资源的优化配 置，提高能源系统的整体效率和可靠性。 新能源消 纳率 新能源电 量占比 风光各自 消纳率 风光各发 电量占比 系统碳排 放 传统机组 运行成本 传统机组 启停成本 传统机组 建设成本 新能源运 行及建设 成本 储能运行 及建设成 本 实现各 类电源、 关键输 电通道、 储能以 及需求 侧响应 能力的 容量、 功率优 化规划。 边 界 设 定 目 标 函 数 设 定 时序模拟 规划投运设 备 规划结果 待规划设备 存量设备 建设成本*投运变量 运行成本 运行成本 摊销 规划未投运 设备 存量设备 运行状态 投运设备运行状态 PSASP 10.电网运行方式分析校核、风险方式挖掘 33 高比例新能源和电力电子装置接入电网给电力安全治理带来了新的