CN102969740A - 一种电厂实时发电计划修正方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种电厂实时发电计划修正方法，步骤是：获取全网负荷的实时预报结果；获取网间发电计划和电厂发电计划；计算未来一定时间内系统的发电负荷增量；综合考虑火电厂煤耗特性差异和实时调节裕度，在满足机组调节速率和调节上下限的约束条件的前提下，实现发电负荷增量在各火电厂之间的优化分配；修正各火电厂发电计划；对修正后的实时发电计划进行潮流校核、稳定断面校核和静态安全分析校核，以确保修正后的发电计划不违反电网安全性约束；将修正后的实时发电计划发送给AGC或下发给各电厂执行。此方法综合考虑电网运行的经济性和安全性，对日前发电计划进行优化调整，给出满足电网运行需求的实时发电计划，供AGC或下发给电厂执行。

Description

一种电厂实时发电计划修正方法

技术领域

本发明属于电力系统发电控制技术领域，具体是利用超短期负荷预报结果和电厂综合煤耗对火电厂实时发电计划进行修正的一种方法。

背景技术

在电力系统中，除了部分调频电厂（通常由水电厂担任）外，绝大部分电厂需要根据发电计划来进行发电。用于电厂实时发电的计划称为实时发电计划，它通常是在日前发电计划的基础上，根据超短期负荷预测的结果，在满足相关约束条件的前提下通过实时调整得到的发电计划。

从目前电力调度中心的实际运行情况来看，绝大多数调度中心还缺少实时发电计划的编制过程，电力系统有功调度一般采用“日前发电计划＋人工调整＋自动发电控制（AGC）”的控制模式，在这种模式下，实时发电计划是调度员凭自己的经验在日前发电计划基础上进行人工调整的结果，调整后的发电计划由AGC或者下发给电厂执行。该控制模式存在问题如下：（1）发电计划缺少优化，不能体现经济性，且公正性不好考核，因此难以真正满足“三公”调度或“节能”调度需求；（2）发电计划缺少安全校核，不能满足电网安全稳定运行的要求；（3）调度员人工调整工作量大，尤其是当日前发电计划和实际负荷差距较大时，人工调整的困难会很大，而且调整效果并不好。

为了解决上述问题，使调度员从繁琐的人工调整工作中解脱出来，将更多的精力投入到关注电网安全上，需要研究日前发电计划和AGC之间的协调问题，本案正是基于此种考虑而产生。

发明内容

本发明的目的，在于提供一种电厂实时发电计划修正方法，其综合考虑电网运行的经济性和安全性，对日前发电计划进行优化调整，给出满足电网运行需求的实时发电计划，供AGC或下发给电厂执行。

为了达成上述目的，本发明的解决方案是：

一种电厂实时发电计划修正方法，包括如下步骤：

（1）从超短期负荷预报应用获取全网负荷的实时预报结果；

（2）从发电计划应用获取发电计划，包括网间发电计划和电厂发电计划；

（3）计算未来一定时间内系统的发电负荷增量；

（4）对前述计算得到的发电负荷增量，综合考虑火电厂煤耗特性差异和实时调节裕度，在满足机组调节速率和调节上下限的约束条件的前提下，实现发电负荷增量在各火电厂之间的优化分配；

（5）根据发电负荷增量优化分配结果修正各火电厂发电计划，得到修正后的电厂实时发电计划；

（6）分别调用潮流计算、稳定断面监视和静态安全分析功能，对修正后的实时发电计划，进行潮流校核、稳定断面校核和静态安全分析校核，以确保修正后的发电计划不违反电网安全性约束；

（7）将修正后的实时发电计划发送给AGC或下发给各电厂执行。

上述步骤（1）中，以每分钟为一个预测点，获取未来5～30分钟全网负荷的预测结果。

上述步骤（2）中，发电计划的时间间隔是5分钟或15分钟，间隔5分钟时，每天对应点数为288点，间隔15分钟时，每天对应点数为96点。

上述步骤（3）中，计算发电负荷增量的方法是：

设当前时刻全网实时负荷为P_L，利用超短期负荷预报得到未来时刻全网负荷的预测值为P′_L，则未来时刻全网负荷增量ΔP_L为：

ΔP_L=P′_L-P_L

设当前时刻网间计划为P_T，未来时刻网间计划为P′_T，则未来时刻网间计划增量ΔP_T为：

ΔP_T=P′_T-P_T，设送出增加或受电减少为正

设计划模式机组及非AGC机组的预期出力变化为ΔP_Gk，k=1,…,n，这里ΔP_Gk为第k台计划模式机组及非AGC机组的预期出力变化，n为计划模式机组及非AGC机组总数；

则未来时刻待分配的发电负荷增量ΔP_D为：

$\mathrm{\Δ}{P}_D=K(\mathrm{\Δ}{P}_L+\mathrm{\Δ}{P}_T-\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{Gi}})$

式中，K为增益系数，根据负荷爬坡或陡降的急缓程度来实时调整超短期负荷预报量的大小。

上述步骤（4）中，优化分配发电负荷增量的具体步骤是：

（41）置待分配负荷ΔP为发电负荷增量ΔP_D；

（42）计算各电厂发电负荷增量的分配系数；

电厂实时调节裕度R_i计算如下：

其中，P_Gi为第i个电厂的实时出力，LMX_i为第i个电厂的调节上限，LMN_i为第i个电厂的调节下限；

第i个电厂的分配系数D_i计算如下：

其中，C_i为第i个电厂的综合煤耗系数，K_i为第i个电厂的分配调节系数；

（43）根据调节速率计算各电厂的最大出力调整量；

当ΔP>0时，第i个电厂理论最大计划出力调整量

为：

${\mathrm{REGP}}_i^{\max }={\mathrm{LMX}}_i-{\mathrm{SKNEXT}}_i$

其中，SKNEXT_i为第i个电厂未来时刻的发电计划，发电计划调整后，第i个电厂的从当前时刻开始到未来时刻的出力调整量为：

ΔP_Gi=LMX_i-P_Gi

第i个电厂根据调节速率计算的最大出力调整量ΔP′_Gi为：

ΔP′_Gi=SP_i*ΔT

其中，SP_i为第i个电厂的出力上升调节速率，ΔT为未来时刻与当前时刻的时间差；

于是，第i个电厂未来时刻最大计划出力调整量为：

当ΔP<0时，第i个电厂理论最大计划出力调整量

为：

${\mathrm{REGP}}_i^{\max }={\mathrm{SKNEXT}}_i-{\mathrm{LMN}}_i$

其中，SKNEXT_i为第i个电厂未来时刻的发电计划，发电计划调整后，第i个电厂的从当前时刻开始到未来时刻的出力调整量为：

ΔP_Gi=P_Gi-LMN_i

第i个电厂根据调节速率计算的最大出力调整量ΔP′_Gi为：

ΔP′_Gi=SN_i*ΔT

其中，SN_i为第i个电厂的出力下降调节速率，ΔT为未来时刻与当前时刻的时间差；

于是，第i个电厂未来时刻最大计划出力调整量为：

上述步骤（5）的具体内容是：

（51）统计可分配电厂，并计算可分配系数和；

所有可分配电厂的分配系数和计算如下：

$D_{\mathrm{SUM}}=\underset{i\&Element;M}{\mathrm{\&Sigma;}}{D}_i$

其中，M为所有可分配电厂集合；

（52）按照电厂分配系数，给各电厂分配调整量；

第i个电厂承担的计划出力调整量ΔP_i为：

$\mathrm{\&Delta;}{P}_i=\frac{\mathrm{\&Delta;P}{D}_i}{D_{\mathrm{SUM}}};$

（53）检查电厂总分配调整量是否超过最大计划出力调整量，并更新修正后的发电计划；

计及本次调整量后，第i个电厂未来时刻发电计划调整量为：

当ΔP>0时，REG_i=P_SKi-SKNEXT_i+ΔP_i

当ΔP<0时，REG_i=SKNEXT_i-P_SKi-ΔP_i

这里，P_SKi为上一次分配后第i个电厂未来时刻新的发电计划；

如果则将REG_i限制为

此时，第i个电厂未来时刻新的发电计划为：

当ΔP>0时，

置第i个电厂到达最大计划出力调整量；

当ΔP<0时，

置第i个电厂到达最大计划出力调整量；

否则，第i个电厂未来时刻新的发电计划为：

P′_SKi=P_SKi+ΔP_i

（54）更新待分配负荷增量

如果更新后的待分配负荷增量ΔP′为零，则结束分配，否则，转步骤（51），重复上述步骤。

上述步骤（6）中，当发电计划安全校核不通过时，调用安全约束调度功能，对发电计划进行校正。

采用上述方案后，本发明通过在日前发电计划的基础上，根据超短期负荷预测的结果、实时网间计划、备用需求，在考虑机组安全约束、机组调节速率、电网安全约束的前提下，计算未来5～30分钟的最优实时发电计划，并将该实时发电计划交由AGC或者下发给电厂执行。本发明有效衔接了日前调度计划和AGC控制，在发电有功调度控制各模块中起到承上启下的作用，同时有效提高了调度的自动化程度，可在降低调度员工作量的同时提高系统的安全性和经济性。

附图说明

图1是本发明的流程图；

图2是本发明中发电负荷增量优化分配的流程图。

具体实施方式

以下将结合附图，对本发明的技术方案进行详细说明。

如图1所示，本发明提供一种电厂实时发电计划修正方法，包括如下步骤：

（1）获取超短期负荷预报结果

从超短期负荷预报获取全网负荷的实时预报结果，在具体实施中，可以以每分钟为一个预测点，获取未来5～30分钟全网负荷的预测结果；

（2）获取发电计划

从发电计划应用获取发电计划，包括网间发电计划和电厂发电计划，发电计划时间间隔可以是5分钟（每天对应点数为288点）或15分钟（每天对应点数为96点），该发电计划并非日前发电计划，而是在日前发电计划基础上修改得到的日内发电计划，其中电厂发电计划为电厂实时发电计划修正的基础；

（3）计算发电负荷增量

计算未来5～30分钟的发电负荷增量，计算时考虑超短期负荷预报结果、网间发电计划和电厂发电计划等方面。

计算时，设当前时刻全网实时负荷为P_L，利用超短期负荷预报得到未来时刻全网负荷的预测值为P′_L，则未来时刻全网负荷增量ΔP_L为：

ΔP_L=P′_L-P_L

设当前时刻网间计划为P_T，未来时刻网间计划为P′_T，则未来时刻网间计划增量ΔP_T为（送出增加或受电减少为正）：

ΔP_T=P′_T-P_T

设计划模式机组及非AGC机组的预期出力变化为ΔP_Gk(k=1,…,n)，这里ΔP_Gk为第k台计划模式机组及非AGC机组的预期出力变化，n为计划模式机组及非AGC机组总数。

则未来时刻待分配的发电负荷增量ΔP_D为：

$\mathrm{\&Delta;}{P}_D=K(\mathrm{\&Delta;}{P}_L+\mathrm{\&Delta;}{P}_T-\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}\mathrm{\&Delta;}{P}_{\mathrm{Gi}})$

式中，K为增益系数，根据负荷爬坡或陡降的急缓程度来实时调整超短期负荷预报量的大小。

（4）优化分配发电负荷增量

对前述计算得到的未来5～30分钟的发电负荷增量，在各火电厂之间分配的策略是综合考虑火电厂的综合煤耗和实时调节裕度，在满足机组调节速率和调节上下限的约束条件的前提下，各火电厂分配的发电负荷增量即为电厂实时发电计划的修正量。

配合图2所示，优化分配发电负荷增量的具体步骤是：

（41）置待分配负荷ΔP为发电负荷增量ΔP_D；

（42）计算各电厂发电负荷增量的分配系数；

分配系数计算综合考虑电厂综合煤耗系数和实时调节裕度，电厂实时调节裕度R_i计算如下：

其中，P_Gi为第i个电厂的实时出力，LMX_i为第i个电厂的调节上限，LMN_i为第i个电厂的调节下限。

第i个电厂的分配系数D_i计算如下：

其中，C_i为第i个电厂的综合煤耗系数，K_i为第i个电厂的分配调节系数。

（43）根据调节速率计算各电厂的最大出力调整量；

当ΔP>0时，第i个电厂理论最大计划出力调整量

为：

${\mathrm{REGP}}_i^{\max }={\mathrm{LMX}}_i-{\mathrm{SKNEXT}}_i$

其中，SKNEXT_i为第i个电厂未来时刻的发电计划，发电计划调整后，第i个电厂的从当前时刻开始到未来时刻的出力调整量为：

ΔP_Gi=LMX_i-P_Gi

第i个电厂根据调节速率计算的最大出力调整量ΔP′_Gi为：

ΔP′_Gi=SP_i*ΔT

其中，SP_i为第i个电厂的出力上升调节速率，ΔT为未来时刻与当前时刻的时间差。

于是，第i个电厂未来时刻最大计划出力调整量为：

也就是说，当ΔP′_Gi>ΔP_Gi时，第i个电厂的最大计划出力调整量等于其理论最大计划出力调整量，反之则等于根据调节速率计算的最大计划出力调整量。

当ΔP<0时，第i个电厂理论最大计划出力调整量

为：

${\mathrm{REGP}}_i^{\max }={\mathrm{SKNEXT}}_i-{\mathrm{LMN}}_i$

其中，SKNEXT_i为第i个电厂未来时刻的发电计划，发电计划调整后，第i个电厂的从当前时刻开始到未来时刻的出力调整量为：

ΔP_Gi=P_Gi-LMN_i

第i个电厂根据调节速率计算的最大出力调整量ΔP′_Gi为：

ΔP′_Gi=SN_i*ΔT

其中，SN_i为第i个电厂的出力下降调节速率，ΔT为未来时刻与当前时刻的时间差。

于是，第i个电厂未来时刻最大计划出力调整量为：

也就是说，当ΔP′_Gi>ΔP_Gi时，第i个电厂的最大计划出力调整量等于其理论最大计划出力调整量，反之则等于根据调节速率计算的最大计划出力调整量。

（5）修正发电计划

根据发电负荷增量优化分配结果修正各火电厂发电计划，得到修正后的电厂实时发电计划。具体包括如下步骤：

（51）统计可分配电厂，并计算可分配系数和；

火电厂是否参与分配取决于两个条件，一是该火电厂参与发电计划校正，二是该火电厂已分配计划出力调整量尚未到达最大计划出力调整量。

所有可分配电厂的分配系数和计算如下：

$D_{\mathrm{SUM}}=\underset{i\&Element;M}{\mathrm{\&Sigma;}}{D}_i$

其中，M为所有可分配电厂集合。

（52）按照电厂分配系数，给各电厂分配调整量；

第i个电厂承担的计划出力调整量ΔP_i为：

$\mathrm{\&Delta;}{P}_i=\frac{\mathrm{\&Delta;P}{D}_i}{D_{\mathrm{SUM}}};$

（53）检查电厂总分配调整量是否超过最大计划出力调整量，并更新修正后的发电计划；

计及本次调整量后，第i个电厂未来时刻发电计划调整量为：

当ΔP>0时，REG_i=P_SKi-SKNEXT_i+ΔP_i

当ΔP<0时，REG_i=SKNEXT_i-P_SKi-ΔP_i

这里，P_SKi为上一次分配后第i个电厂未来时刻新的发电计划。

如果

则将REG_i限制为

此时，第i个电厂未来时刻新的发电计划为：

当ΔP>0时，

置第i个电厂到达最大计划出力调整量；

当ΔP<0时，

置第i个电厂到达最大计划出力调整量；

否则，第i个电厂未来时刻新的发电计划为：

P′_SKi=P_SKi+ΔP_i

（54）更新待分配负荷增量

如果更新后的待分配负荷增量ΔP'为零，则结束分配，否则，转步骤（51），重复上述步骤。

（6）发电计划安全校核

分别调用潮流计算、稳定断面监视和静态安全分析功能，对修正后的实时发电计划，进行潮流校核、稳定断面校核和静态安全分析校核（也即N-1校核），以确保修正后的发电计划不违反电网安全性约束。其中，潮流校核是指校核新的发电计划下，设备潮流是否发生越限；稳定断面校核是指校核新的发电计划下，电网重要稳定断面是否发生越限；静态安全分析校核是指校核新的发电计划下，电网是否发生N-1开断越限。

发电计划安全校核时，系统中发电机有机出力按照新的电厂发电计划进行重新分配，负荷按照超短期负荷预测结果进行分配，以获得新的发电计划下安全校核所需要的基态运行方式。

（7）发电计划校正

当发电计划安全校核不通过时，调用安全约束调度功能，对发电计划进行校正，校正后的发电计划应满足安全性的要求。

（8）发电计划下发

将修正后的实时发电计划发送给AGC或下发给各电厂执行。

具体实施时，可以在AGC中增加实时发电计划模块，从时间维度实现不同时间维度调度和控制模块间的有机协调。实时发电计划模块集中体现了调度控制在时间维度协调的必要性和效果。它有效衔接了日前调度计划和AGC控制，在发电有功调度控制各模块中起到承上启下的作用，同时有效提高了调度的自动化程度，可在降低调度员工作量的同时提高系统的安全性和经济性。

以上实施例仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明保护范围之内。

Claims (7)

1.一种电厂实时发电计划修正方法，其特征在于包括如下步骤：

（1）从超短期负荷预报应用获取全网负荷的实时预报结果；

（2）从发电计划应用获取发电计划，包括网间发电计划和电厂发电计划；

（3）计算未来一定时间内系统的发电负荷增量；

（4）对前述计算得到的发电负荷增量，综合考虑火电厂煤耗特性差异和实时调节裕度，在满足机组调节速率和调节上下限的约束条件的前提下，实现发电负荷增量在各火电厂之间的优化分配；

（5）根据发电负荷增量优化分配结果修正各火电厂发电计划，得到修正后的电厂实时发电计划；

（6）分别调用潮流计算、稳定断面监视和静态安全分析功能，对修正后的实时发电计划，进行潮流校核、稳定断面校核和静态安全分析校核，以确保修正后的发电计划不违反电网安全性约束；

（7）将修正后的实时发电计划发送给AGC或下发给各电厂执行。

2.如权利要求1所述的一种电厂实时发电计划修正方法，其特征在于：所述步骤（1）中，以每分钟为一个预测点，获取未来5～30分钟全网负荷的预测结果。

3.如权利要求1所述的一种电厂实时发电计划修正方法，其特征在于：所述步骤（2）中，发电计划的时间间隔是5分钟或15分钟，间隔5分钟时，每天对应点数为288点，间隔15分钟时，每天对应点数为96点。

4.如权利要求1所述的一种电厂实时发电计划修正方法，其特征在于：所述步骤（3）中，计算发电负荷增量的方法是：

设当前时刻全网实时负荷为P_L，利用超短期负荷预报得到未来时刻全网负荷的预测值为P′_L，则未来时刻全网负荷增量ΔP_L为：

ΔP_L=P′_L-P_L

设当前时刻网间计划为P_T，未来时刻网间计划为P′_T，则未来时刻网间计划增量ΔP_T为：

ΔP_T=P′_T-P_T，设送出增加或受电减少为正

设计划模式机组及非AGC机组的预期出力变化为ΔP_Gk，k=1,…,n，这里ΔP_Gk为第k台计划模式机组及非AGC机组的预期出力变化，n为计划模式机组及非AGC机组总数；

则未来时刻待分配的发电负荷增量ΔP_D为：

$\mathrm{\&Delta;}{P}_D=K(\mathrm{\&Delta;}{P}_L+\mathrm{\&Delta;}{P}_T-\underset{i=1}{\overset{n}{\mathrm{\&Sigma;}}}\mathrm{\&Delta;}{P}_{\mathrm{Gi}})$

式中，K为增益系数，根据负荷爬坡或陡降的急缓程度来实时调整超短期负荷预报量的大小。

5.如权利要求1所述的一种电厂实时发电计划修正方法，其特征在于：所述步骤（4）中，优化分配发电负荷增量的具体步骤是：

（41）置待分配负荷ΔP为发电负荷增量ΔP_D；

（42）计算各电厂发电负荷增量的分配系数；

电厂实时调节裕度R_i计算如下：

其中，P_Gi为第i个电厂的实时出力，LMX_i为第i个电厂的调节上限，LMN_i为第i个电厂的调节下限；

第i个电厂的分配系数D_i计算如下：

其中，C_i为第i个电厂的综合煤耗系数，K_i为第i个电厂的分配调节系数；

（43）根据调节速率计算各电厂的最大出力调整量；

当ΔP>0时，第i个电厂理论最大计划出力调整量为：

${\mathrm{REGP}}_i^{\max }={\mathrm{LMX}}_i-{\mathrm{SKNEXT}}_i$

其中，SKNEXT_i为第i个电厂未来时刻的发电计划，发电计划调整后，第i个电厂的从当前时刻开始到未来时刻的出力调整量为：

ΔP_Gi=LMX_i-P_Gi

第i个电厂根据调节速率计算的最大出力调整量ΔP′_Gi为：

ΔP′_Gi=SP_i*ΔT

其中，SP_i为第i个电厂的出力上升调节速率，ΔT为未来时刻与当前时刻的时间差；

于是，第i个电厂未来时刻最大计划出力调整量为：

当ΔP<0时，第i个电厂理论最大计划出力调整量

为：

${\mathrm{REGP}}_i^{\max }={\mathrm{SKNEXT}}_i-{\mathrm{LMN}}_i$

其中，SKNEXT_i为第i个电厂未来时刻的发电计划，发电计划调整后，第i个电厂的从当前时刻开始到未来时刻的出力调整量为：

ΔP_Gi=P_Gi-LMN_i

第i个电厂根据调节速率计算的最大出力调整量ΔP′_Gi为：

ΔP′_Gi=SN_i*ΔT

其中，SN_i为第i个电厂的出力下降调节速率，ΔT为未来时刻与当前时刻的时间差；

于是，第i个电厂未来时刻最大计划出力调整量为：

6.如权利要求5所述的一种电厂实时发电计划修正方法，其特征在于：所述步骤（5）的具体内容是：

（51）统计可分配电厂，并计算可分配系数和；

所有可分配电厂的分配系数和计算如下：

$D_{\mathrm{SUM}}=\underset{i\&Element;M}{\mathrm{\&Sigma;}}{D}_i$

其中，M为所有可分配电厂集合；

（52）按照电厂分配系数，给各电厂分配调整量；

第i个电厂承担的计划出力调整量ΔP_i为：

$\mathrm{\&Delta;}{P}_i=\frac{\mathrm{\&Delta;P}{D}_i}{D_{\mathrm{SUM}}};$

（53）检查电厂总分配调整量是否超过最大计划出力调整量，并更新修正后的发电计划；

计及本次调整量后，第i个电厂未来时刻发电计划调整量为：

当ΔP>0时，REG_i=P_SKi-SKNEXT_i+ΔP_i

当ΔP<0时，REG_i=SKNEXT_i-P_SKi-ΔP_i

这里，P_SKi为上一次分配后第i个电厂未来时刻新的发电计划；

如果

则将REG_i限制为

此时，第i个电厂未来时刻新的发电计划为：

当ΔP>0时，

置第i个电厂到达最大计划出力调整量；

当ΔP<0时，置第i个电厂到达最大计划出力调整量；

否则，第i个电厂未来时刻新的发电计划为：

P′_ski=P_SKi+ΔP_i

（54）更新待分配负荷增量

如果更新后的待分配负荷增量ΔP'为零，则结束分配，否则，转步骤（51），重复上述步骤。

7.如权利要求1所述的一种电厂实时发电计划修正方法，其特征在于：所述步骤（6）中，当发电计划安全校核不通过时，调用安全约束调度功能，对发电计划进行校正。

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