CN103701153B - 一种电网预调节辅助决策方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种电网预调节辅助决策方法，基于受阻控制区实时发电和/或超短期发电负荷预测结果，计算所述受阻控制区实时的和未来第一时间长度内的上、下调节裕度；根据所述上、下调节裕度情况进行告警；当发生告警时，根据各电厂的预调节指标所确定的排序，进行人工干预调节。通过本发明提出的方法，通过对电网实时调节裕度和未来调节裕度的计算、监视和告警，能够在电网即将丧失调节能力时，向调度员提前发出预警，以提醒调度员注意；同时给出电厂预调节的优先次序，帮助调度员选择最合适的电厂进行人工干预调节，实现电网预调节辅助决策，满足电网AGC控制的需要。

Description

一种电网预调节辅助决策方法

技术领域

本发明属于电力系统自动发电控制(AGC)技术领域，具体利用自动发电控制和超短期负荷预测结果对电网进行预调节的一种辅助决策方法。

背景技术

AGC在实现高质量电能的前提下以满足电力供需实时平衡为目的，其根本任务是实现下列目标：1)维持电网频率在允许误差范围之内，频率累积误差在限制值之内；2)控制互联电网净交换功率按计划值运行，交换电能量在计划限值之内；3)在满足电网安全约束条件、电网频率和对外净交换功率计划的情况下协调参与AGC电厂出力按最优经济分配原则运行，使电网获得最大的效益。AGC是一种实时闭环控制应用，它的稳定可靠运行是电力系统实时有功平衡、频率和联络线功率稳定的重要保证。

通常情况下，AGC根据当前电网的控制模式、实时频率、计划频率、联络线交换功率和交换计划，计算区域控制偏差，并将调节功率下发到电厂进行发电控制。理论情况下，只要电力系统中的AGC机组具有足够的调节能力，AGC可以无需人工干预而自动完成电网的发电控制。但在实际情况下，随着电力系统负荷的变化，当前AGC机组的调节能力(包括上调节和下调节)未必能满足AGC的调节需求，需要调度员进行人工干预(包括水电机组开停机、修改火电机组出力、修改机组控制模式、修改发电计划等手段)以保证电网有足够的调节能力，满足AGC控制的需求，这就需要能够提供一种辅助决策手段，能够在电网即将丧失调节能力时，向调度员提前发出预警，以提醒调度员注意，同时给出电厂预调节的优先次序，以帮助调度员选择最合适的电厂进行人工干预调节。

发明内容

本发明目的是：本发明提出了一种电网预调节辅助决策方法，判断并决定启动调节干预功能,解决AGC调节能力超出调节需求的问题。

本发明技术方案是：

基于受阻控制区实时发电和超短期发电负荷预测结果，计算受阻控制区实时的和未来第一时间长度内的上、下调节裕度；根据上、下调节裕度情况进行告警；当发生告警时，根据各电厂的预调节指标所确定的排序，进行人工干预调节。

其中，计算控制区实时的上、下调节裕度具体指：

首先基于实时发电负荷，计算受阻控制区所有AGC机组的实际上调节备用总和值，然后将实际上调节总和值与受阻控制区联络线断面裕度相比较，取所述实际上调节总和值及断面裕度的较小值，作为受阻控制区的实时上调节裕度；

受阻控制区所有AGC机组的实际下调节备用总和值作为受阻控制区的实时下调节裕度。

计算受阻控制区未来第一时间长度内的上、下调节裕度具体指：

基于受阻控制区超短期发电负荷预测结果，在第一时间长度内，每隔第二时间间隔计算一次受阻控制区的未来上调节裕度，具体方法是计算受阻控制区所有AGC机组的预测上调节备用总和值，然后将该总和值与受阻控制区联络线断面裕度相比较，取该总和值及断面裕度的较小值作为未来上调节裕度；

未来第一时间长度内的受阻控制区的预测下调节裕度为受阻控制区所有AGC机组在未来第一时间长度内的预测下调节备用总和值。

根据上、下调节裕度情况进行告警具体指：当受阻控制区实时的或未来第一时间长度内的上、下调节裕度小于阈值时，进行第二告警；当受阻控制区实时的或未来第一时间长度内的上、下调节裕度等于或小于零时，进行第一告警。

各电厂的预调节指标所确定的排序具体指：根据电厂可调出力、电厂方式计划与实时发电不匹配量进行加权计算，得到各电厂总的预调节指标值，并根据该值进行电厂优先排序。

电厂可调出力分为电厂可上调出力和电厂可下调出力；电厂可上调出力由各AGC机组的可上调出力累加得到，电厂可下调出力由各AGC机组的可下调出力累加得到；其中，AGC机组的可上调出力为该机组调节上限减去该机组实时出力，AGC机组的可下调出力为该机组实时出力减去该机组调节下限。

电厂方式计划与实时发电不匹配量的计算方法是，首先计算当日零点到当前时刻的电厂方式计划与实时发电各点的差值，然后对时间进行积分，得到总分电量，然后再折回到功率值。

通过本发明提出的方法，通过对电网实时调节裕度和未来调节裕度的计算、监视和告警，能够在电网即将丧失调节能力时，向调度员提前发出预警，以提醒调度员注意；同时给出电厂预调节的优先次序，帮助调度员选择最合适的电厂进行人工干预调节，实现电网预调节辅助决策，满足电网AGC控制的需要。

附图说明

图1是本发明实施例电网实时调节和预测调节曲线。。

具体实施方式

本发明的方法提出，基于控制区实时发电和超短期发电负荷预测结果，计算实时和未来的控制区上、下调节裕度，当上、下调节裕度不足时，发出告警信息，提醒调度员及时进行调节干预；同时，计算各电厂的预调节指标，并按照指标值从大到小进行排序，以此作为调度员对电厂进行人工干预调节的选择依据。

本发明提出的电网预调节辅助决策技术，其实现过程包括以下主要步骤：

1)实时调节裕度计算

其目的是计算当前控制区的实时调节裕度，包括上调节裕度和下调节裕度，对上调节裕度计算考虑受阻地区联络线断面限值的限制。

2)未来调节裕度计算

未来调节裕度计算基于发电负荷的超短期预测结果。在第一时间长度内，每隔第二时间间隔计算一次受阻控制区的未来上调节裕度。例如第一时间长度为30分钟，第二时间间隔为1分钟。未来30分钟调节裕度计算基于发电负荷的超短期预测结果，每分钟计算一次，形成未来30分钟预测调节曲线。对预测上调节裕度计算考虑受阻地区联络线断面限值的限制。

3)调节预警

根据实时调节裕度和未来调节裕度情况进行实时告警，提醒调度员进行人工提前进行人工调节干预。根据紧急程度，告警可以分为两级：一级告警和二级告警。

4)机组调节辅助决策

计算各电厂的预调节指标，并按照指标值进行排序，例如从大到小简单排序，以此作为调度员对电厂进行人工干预调节的排序选择依据。

下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步说明。

1)实时调节裕度计算及电网实时调节曲线的确定

如图1所示，实时部分，电网实时调节曲线由三条曲线组成，中间实曲线为实时发电负荷曲线，最上面曲线为实时调节上限曲线，最下面为曲线为实时调节下限曲线。

实时发电负荷曲线直接从SCADA发电负荷测点读取，读取周期为AGC控制周期，从当日零时开始滚动更新。

实时调节上限曲线根据实时调节上限绘制而成，其中实时调节上限＝实时发电负荷+实时上调节裕度。实时上调节裕度原则上为控制区各AGC机组的上调节备用之和，但受阻地区机组上调节备用之和还要考虑联络线断面限值的限制。对受阻地区，首先统计该受阻地区所有机组的上调节备用总和，然后将其与受阻地区联络线断面裕度相比较，取两者的最小值，并用该值来计算该受阻地区的实际上调节备用总和。

实时调节下限曲线根据实时调节下限绘制而成，其中实时调节下限＝实时发电负荷-实时下调节裕度。实时下调节裕度原则上为控制区各AGC机组的下调节备用之和，实时下调节裕度无需考虑受阻地区联络线断面限值的限制。

2)未来调节裕度计算及电网预测调节曲线的确定

如图1所示电网预测调节曲线由三条曲线组成，中间曲线为预测发电负荷曲线，最上面曲线为预测调节上限曲线，最下面为曲线为预测调节下限曲线。

预测发电负荷曲线来自发电负荷的超短期预测结果，每分钟一个点，共30分钟，形成未来30分钟预测发电负荷曲线。

未来30分钟预测调节上限曲线根据未来30分钟预测调节上限绘制而成，其中预测调节上限＝预测发电负荷+预测上调节裕度。未来30分钟预测上调节裕度原则上为控制区各AGC机组未来30分钟的预测上调节备用之和，但受阻地区机组上调节备用之和还要考虑联络线断面限值的限制；对受阻地区，首先统计该受阻地区所有机组的上调节备用总和，然后将其与受阻地区联络线断面裕度相比较，取两者的最小值，并用该值来计算该受阻地区的上调节备用总和。

未来30分钟预测调节下限曲线根据未来30分钟预测调节下限绘制而成，其中预测调节下限＝预测发电负荷-预测下调节裕度。未来30分钟预测下调节裕度原则上为控制区各AGC机组未来30分钟的预测下调节备用之和，预测下调节裕度无需考虑受阻地区联络线断面限值的限制。

3)调节预警

可以将告警分为两个层级。例如，根据调节裕度低于门槛值时进行二级告警，当调节裕度为零时进行一级告警。

当实时调节裕度或者未来30分钟调节裕度低于指定阀值时，进行二级告警。从图1曲线来看，即当图中实时发电负荷曲线与实时调节上、下限曲线中任意一条曲线之间的距离小于指定阀值，或者图中未来30分钟预测发电负荷曲线与未来30分钟预测调节上、下限曲线中任意一条曲线之间的距离小于指定阀值时，进行二级告警。告警阀值采用绝对值和相对值两种方式，并可进行切换。

当实时调节裕度或者未来30分钟调节裕度为零时，进行一级告警。从图1曲线来看，即当图中实时发电负荷曲线与实时调节上、下限曲线中任意一条曲线交叉时，或者图中未来30分钟预测发电负荷曲线与未来30分钟预测调节上、下限曲线中任意一条曲线交叉时，进行一级告警。

4)机组调节辅助决策

机组调节辅助决策可以根据不同电厂的特点，提供排序方式。例如水电厂开停机优先排序和火电厂调节优先排序。

电厂优先排序采用多因素决策方法，目前考虑两个因素：电厂可调出力、电厂方式计划与实时发电不匹配量。提供多个因素的权系数，并进行加权计算，得到电厂的预调节值，根据该值进行电厂优先排序。

电厂可调出力分为电厂可上调出力和电厂可下调出力；电厂可上调出力由各AGC机组的可上调出力累加得到，电厂可下调出力由各AGC机组的可下调出力累加得到；其中，AGC机组的可上调出力为该机组调节上限减去该机组实时出力(水电厂包含停机备用机组)，AGC机组的可下调出力为该机组实时出力减去该机组调节下限(水电厂调节下限考虑机组全停)。计算过程中不考虑机组控制模式。

电厂方式计划与实时发电不匹配量计算方法是，首先计算当日零点到当前时刻的电厂方式计划与实时发电各点的差值，然后对时间进行积分，得到总分电量，然后再折回到功率值。

以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种电网预调节辅助决策方法，其特征是：基于受阻控制区实时发电负荷和超短期发电负荷预测结果，计算所述受阻控制区实时的上、下调节裕度和未来第一时间长度内的上、下调节裕度；根据所述上、下调节裕度情况进行告警；当发生告警时，根据各电厂的预调节指标所确定的排序，进行人工干预调节；其中，

所述受阻控制区实时的上、下调节裕度，包括：

首先基于所述实时发电负荷，计算所述受阻控制区所有自动发电控制AGC机组的实际上调节备用总和值，然后将所述实际上调节备用总和值与所述受阻控制区联络线断面裕度相比较，取所述实际上调节备用总和值及所述断面裕度的较小值，作为所述受阻控制区的实时上调节裕度；

所述受阻控制区所有AGC机组的实际下调节备用总和值作为所述受阻控制区的实时下调节裕度。

2.如权利要求1所述的电网预调节辅助决策方法，其特征是：所述受阻控制区未来第一时间长度内的上、下调节裕度具体指：

基于所述受阻控制区超短期发电负荷预测结果，每隔第二时间间隔计算一次所述受阻控制区的未来第一时间长度内的上调节裕度，计算具体方法是计算所述受阻控制区所有AGC机组的预测上调节备用总和值，然后将该预测上调节备用总和值与所述受阻控制区联络线断面裕度相比较，取该预测上调节备用总和值及所述断面裕度的较小值作为所述未来第一时间长度内的上调节裕度；

所述受阻控制区未来第一时间长度内的下调节裕度为所述受阻控制区所有AGC机组在未来第一时间长度内的预测下调节备用总和值。

3.如权利要求1所述的电网预调节辅助决策方法，其特征是：根据所述上、下调节裕度情况进行告警具体指：当所述受阻控制区实时的上、下调节裕度或未来第一时间长度内的上、下调节裕度小于阈值时，进行第二告警；当所述受阻控制区实时的上、下调节裕度或未来第一时间长度内的上、下调节裕度等于或小于零时，进行第一告警。

4.如权利要求1所述的电网预调节辅助决策方法，其特征是：所述各电厂的预调节指标所确定的排序具体指：根据电厂可调出力、电厂方式计划与实时发电不匹配量进行加权计算，得到各电厂总的预调节指标值，并根据该值进行电厂优先排序。

5.如权利要求4所述的电网预调节辅助决策方法，其特征是：所述电厂可调出力分为所述电厂可上调出力和所述电厂可下调出力；所述电厂可上调出力由所述各AGC机组的可上调出力累加得到，所述电厂可下调出力由所述各AGC机组的可下调出力累加得到；其中，所述AGC机组的可上调出力为该机组调节上限减去该机组实时出力，所述AGC机组的可下调出力为该机组实时出力减去该机组调节下限。

6.如权利要求4所述的电网预调节辅助决策方法，其特征是：所述电厂方式计划与实时发电不匹配量的计算方法是，首先计算当日零点到当前时刻的电厂方式计划与实时发电各点的差值，然后对时间进行积分，得到总分电量，然后再折回到功率值。