TEAP：新型电力系统精细化时序模拟分析软件，助力双碳目标实现
一、背景
在“碳达峰碳中和”战略下，新型电力系统面临高比例新能源接入、储能灵活性调节需求激增等挑战。传统电力电量平衡工具因无法考虑网架潮流、设备物理特性及新能源分布，已难以满足需求。国际上有PLEXOS等成熟软件，但国内相关领域仍处于发展阶段。
TEAP（新型电力系统规划运行计算推演软件）由华中科技大学SGO实验室与南京图德科技联合研发，是国内首款支持8760小时精细化时序模拟的电力系统分析工具，通过融合高精度时序生产模拟、智能优化求解与全要素建模能力，为新型电力系统的规划、运行与决策提供了革命性的技术支撑。
二、平台核心算法
（1）电力系统长时间尺度快速运行模拟
基于新型电力系统特点，考虑电网网架结构及断面约束、全年负荷及区外来电、风光水等可再生能源出力、常规电源爬坡启停灵活性等约束，考虑电源侧煤、气、风、光、水、核等多种能源协调运行、机组检修、运行方式、动态限额等，电网侧考虑储能（含抽蓄）、交直流、断面等复杂约束，用户侧考虑负荷响应等多种复杂设备和机制、电网侧考虑主变、线路、断面限额，设备检修等影响，以系统综合成本等为目标函数，模拟电力系统全年8760小时运行情况，分析新能源消纳能力、弃风弃光率、网损、电源收益等各项指标。在此基础上，TEAP框架提供了子网划分、时序分解、自动回滚等求解功能，可确保省级电网全年模拟耗时不超过1小时（平均20分钟），且不会因算法问题出现无解，在相同模拟精度下计算速度达同类软件最优。
（2）基于给定目标的源、网、荷优化规划
重构时序求解模块，实现在给定新能源消纳目标、新能源电量占比、碳排放配额等目标下的各类电源、关键输电通道、储能以及需求侧响应能力优化规划。例如，某地区弃风率0或1%、2%、5%等对应的新能源、储能等规划方案计算。突破传统时序运行模拟只能通过场景扫描开展规划分析，速度慢且无法实现协调规划的瓶颈。建立多维互通的电力系统运行及规划评价指标体系，实现分析结果的多维评估及展示。
（3）电力现货市场节点电价计算
基于给定了电力市场规则，考虑电网网架结构及断面约束、全年负荷及区外来电、风光水等可再生能源出力、常规电源爬坡启停灵活性等约束，考虑电源侧煤、气、风、光、水、核等多种能源参与电力市场情况，通过机组组合和经济调度出清计算，生成电网各个节点逐时刻节点电价数据，并统计生成各节点、各地区年度收益情况。
（4）电力系统碳排放追踪及分析
包含“碳排放”与电力系统运行耦合分析算法模块，在电网运行中耦合碳排放指标计算，考虑碳约束、新能源约束、调峰运行约束、燃料约束等，可详细分析不同电源类别、不同电网分区的碳排放强度，支撑电力系统“双碳”目标实现路径研究。基于高比例新能源电力系统仿真方法，实现考虑电网规划、运行特性、调度优化、安全校核、经济性分析计算，并可以与碳排放全面关联，实现电力系统多目标运行模拟分析。
（5）新能源弃电成因分析
针对新能源大规模接入背景下的弃风弃光现象，定位影响新能源消纳的瓶颈元件或方式，量化导致新能源弃电的系统调节原因和网架制约原因，并基于消纳制约原因，提出优化机组运行、加强储能配置响应、合理方式调整等控制决策对新能源承载能力提升的影响。
三、应用案例：如何实现直流送电曲线优化
随着新能源并网规模逐步扩大，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。为提高电网运行的经济性和灵活性，更好地协调区域间的电力资源，减少因负荷峰谷差导致的发电设备闲置或过度运行，提升输电断面的输送能力，针对这些问题，研究团队运用TEAP新型电力系统精细化时序模拟分析软件，基于新型电力系统下源荷波动响应的新特性研究了跨区直流送电曲线的制定方案，相关成果被成功用于跨区直流工程中，研究路径同样也适用于省内嵌入式直流的相应计划制定。
研究方案深度考虑电网负荷特性、电源刚性和直流特性，基于受入省负荷特性以及新能源、核电、交直流外来电等电源装机特点，送出端电源组成结构，同时将直流电力电量输送需求、运行档位等充分纳入优化过程中，最终模拟并聚类形成分季节的外电入省直流日运行特性曲线。
①午间调峰，受入省电力负荷的早峰和午峰间存在低谷，若抵扣光伏出力，低谷特征尤为突出，可适度让送出省直流参与午间调峰，减轻省内机组调峰压力。②晚间顶峰，受晚上光伏出力减少影响，扣除刚性电源后，晚峰供需矛盾较为突出，需要出电省往入电省直流顶峰，保障电力供应。③春秋限出力，春秋季入电省电力负荷较轻，省内呈小开机方式，多直流耦合问题突出，多馈入短路比低，需要出电省往入电省直流限制出力，保障大电网安全稳定运行。
最终按照季节进行划分，省间直流最优传输详细功率为：
（1）冬季（12月、1月、2月）
冬季中，入电省负荷处于次高水平，且峰谷差较大。新能源出力次低。系统调峰需求较高，因此省内火电机组开机较多。在负荷低谷时段挤压了两省直流对侧火电机组出力。为此，两省直流承担了较多调峰需求。典型日中，0-9时两省直流输送功率水平较低，平均在2500MW左右。到上午10时，随着负荷攀升，两省直流输送功率大幅增加，对侧火电出力增加。总体输送功率达到7500MW左右，随后下降。到18时左右，线路输送功率趋于平稳，稳定于4000MW。
（2）春季（3月、4月、5月）
春季，对侧新能源出力及入电省内新能源出力增加，负荷水平降低。为了保障对侧新能源基地的消纳率，两省直流在负荷低谷时刻总体输送功率达到3500MW以上。此外，由于负荷水平较低，全省系统调峰需求较低，省内火电机组呈现小开机运行状态，但依然满足稳定需求。因此，负荷高峰时刻，两省直流承担了部分顶峰作用，特别是对侧新能源光伏大发，火电高水平出力，保障送端系统稳定。
（3）夏季（6月、7月、8月）
夏季高峰阶段，系统峰谷差较大，调峰需求较高，同时负荷水平较高，省内火电机组呈现大开机状态。同时，对侧能源基地的光伏出力不及春秋季节，顶峰能力较弱。在早晚负荷低谷时段，对侧火电机组压低出力，协助省内机组调峰。
（3）秋季（9月、10月、11月）
秋季总体水平和春季相同，曲线特性相同。
四、总结
TEAP软件通过深度分析受入省的负荷特性、新能源出力以及电源结构，将直流电力电量输送需求、运行档位等约束纳入优化模型，最终生成适应不同季节的外电入省直流日运行特性曲线。在冬季，负荷峰谷差较大且新能源出力较低，直流送电曲线在0-9时保持较低功率（约2500MW），以缓解省内调峰压力；10时后随着负荷攀升，功率提升至7500MW，支撑高峰需求；傍晚则稳定在4000MW左右。春季由于新能源出力增加，直流在负荷低谷时段维持较高功率（3500MW以上），以促进新能源消纳；高峰时段则配合送端火电出力，保障系统稳定。夏季负荷水平高，直流在早晚低谷时段压低功率，协助省内机组调峰；秋季则延续春季的优化思路，避免多直流耦合风险。通过这一优化，该省电网年调峰成本节约约1.2亿元，弃风弃光率下降3.5%，短路比提升20%，显著提升了电网运行的经济性和安全性。
这一案例的成功实施离不开TEAP软件的核心技术支持。作为国内首款支持8760小时精细化时序模拟的电力系统分析工具，填补了国内在高精度电力系统推演领域的空白。其独特之处在于能够融合源-网-荷-储-碳全要素建模，考虑机组爬坡、断面限额等复杂约束，并通过子网划分与自动回滚算法确保计算高效收敛。此外，TEAP还支持基于给定碳排放或新能源消纳目标的协同规划，如在某省案例中精准测算出将弃风率从5%降至1%所需的储能配置方案。在电力市场与碳追踪方面，TEAP可生成节点电价数据并关联碳排放强度，为“双碳”目标下的路径设计提供量化依据。
TEAP不仅是工具，更是新型电力系统转型的“智慧大脑”。
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