CN104158231A - 一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法，包括以下步骤：将电网中参与实时调度的发电机组划分为调节机组、缓冲机组、计划机组；根据缓冲机组的调节容量、调节速率、调节响应时间、电量完成进度，对缓冲机组的性能进行综合评估；建立实时发电计划与实时控制相协调的优化模型；采用混合整数线性规划方法求解模型，计算出发电机组的实时出力计划以及缓冲机组的控制模式决策结果，最终生成发电机组控制模式的转换方案。本发明有助于充分利用发电机组的调节能力，提高机组实时控制的平稳性和有序性。

Description

一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法

技术领域

本发明属于电力系统调度自动化技术领域，涉及一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法。

背景技术

电网运行方式的不断变化和需求预测精度随时间尺度不断提高的特点，决定了电网生产是一个逐步递进和细化的过程。电力系统运行包括日前发电计划、日内滚动计划、实时发电计划、自动发电控制(AGC)等多个不同时间尺度的环节，通过各环节的协调运作，提升电网的精细化管理水平。

AGC是时时刻刻保证发电与负荷平衡、维持电力系统频率质量的重要技术手段。近年来，国内大量发电机组具备了投入AGC运行的条件。AGC机组的运行控制模式一般分为2类：第1类是跟踪发电计划指令运行，即计划模式，如SCHEO机组；第2类是按电网实时控制指令运行，使本系统的频率保持额定值或使联络线的功率维持于计划值，即调节模式，如AUTOR机组、SCHER机组等。

随着电网规模不断扩大，电网运行日益复杂，调峰调频压力日渐增大，不同类型、不同控制目标机组的运行模式转换频繁。目前调度生产中，实时发电计划编制机组出力计划后交给AGC执行，在AGC中由调度人员根据运行经验进行机组控制模式的设置，选择部分机组用于跟踪实时发电计划。由于实时发电计划环节并未考虑AGC机组的控制模式，将增大AGC的控制压力，也会影响实时发电计划的执行效果。

同时，在现有方式下，调度员需要时时根据系统运行情况转换AGC机组的控制模式，工作量和强度都很大。为此，调度员通常采用相对保守的方式，系统中设置较多的调节模式机组，影响了系统运行的经济性，也增加了不同性能机组之间协调控制的难度。

现有技术的电力系统调度中心为了解决发电预测与调度实际之间的差异，一般是根据运行经验，在自动发电控制环节，人工设置部分发电机组在实时调度中进行控制模式转换，以保证系统存在充足的调节能力消除区域控制误差。人工设置的方式属于滞后调整，无法有效消除电网实时运行差异，往往需要在运行中进行反复调整，从而难以保证调度运行的安全性和经济性，影响了实时运行的效果，也给运行人员带来了巨大的工作量。

发明内容

本发明实施的目的在于提供一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法，根据电网的不同运行状态，兼顾电网安全、经济、环保、公平与效益多方面要求，在实时发电计划层面实现AGC机组控制模式的优化调控。

为解决上述技术问题，本发明提出了一种适用于电网实时调度运行的机组控制模式动态转换方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)确定电网中参与优化调度的发电机组范围，按照发电机组在自动发电控制中的控制模式，将参与优化调度的发电机组划分为调节机组、缓冲机组、计划机组；

2)获取所有缓冲机组的调节容量、调节速率、调节响应时间、电量完成进度数据，对缓冲机组的性能进行综合评估，获得各个缓冲机组的控制模式转换的惩罚系数；

3)根据实际电网的物理模型和经济模型，考虑系统平衡约束、机组运行约束、电网安全约束，建立实时发电计划与实时控制相协调的优化模型，实现发电机组实时出力与控制模式的联合优化；

优化模型为：

目标函数为式(1)：

$\min f=\underset{t}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}|P_{\mathrm{it}}-P_{\mathrm{it}0}|+\underset{t}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\λ}}_i{F}_{\mathrm{it}}---\left(1\right)$

约束条件：

$\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{it}}=L_t$

R_it≤F_it*0.5*(R_i,max-R_i,min)

P_it+R_it≤F_it*R_i,max+(1-F_it)P_i,max

P_it-R_it≥F_it*R_i,min+(1-F_it)P_i,min

-Δ_i≤P_it-P_i(t-1)≤Δ_i

$\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{\mathrm{it}}\≥Q_t$

$\underset{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}\≤p_{\mathrm{ij}}\left(t\right)\≤\stackrel{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}$

其中，f为发电机组的发电成本，其中为发电机组计划出力与初始出力的偏差成本，为发电机组控制模式转换的成本；T为调度时段数；I为发电机组数；P_it为机组i在t时段的实时计划出力；P_it0为机组i在t时段的初始出力；λ_i为机组i控制模式转换的惩罚系数；F_it为机组i在时段t的控制模式决策状态，其为离散变量，0代表计划模式，1代表调节模式；L_t为系统t时段的总负荷；R_it为机组i在t时段提供的调节备用；R_i,max和R_i,min分别表示机组i调节能力的上下限；P_i,max和P_i,min分别表示机组i发电出力的上下限；Δ_i为机组i每时段爬坡速率的最大值；Q_t为系统在t时段的调节备用需求；和p _ij 分别表示支路ij的潮流上下限，p_ij(t)为支路ij在t时段的潮流；

4)将优化模型中的非线性因素线性化表达，采用混合整数线性规划方法求解模型，计算出发电机组的实时出力计划以及缓冲机组的控制模式决策结果，生成发电机组控制模式的转换方案，模式动态转换结束。

在所述步骤1)中，调节机组为具备AGC调节能力并承担实时调整功率的发电机组；缓冲机组为具备AGC调节能力，但并未承担实时调整功率的发电机组，只按照发电计划曲线承担基本功率，该类机组可转换为调节机组；计划机组为不具备AGC调节能力的发电机组。

步骤2)中，根据发电机组的调节容量、调节速率、调节响应时间、电量完成进度，对缓冲机组的性能进行综合评估，具体评估公式为式(2)：

λ_i＝α*C_i+β*V_i+γ*T_i+δ*Q_i  (2)

其中，C_i为机组i的调节容量；V_i为机组i的调节速率；T_i为机组i的调节响应时间；Q_i为机组i的电量完成进度；α为综合评估中的调节容量权重系数；β为综合评估中的调节速率权重系数；γ为综合评估中的调节响应时间权重系数；δ为综合评估中的电量完成进度权重系数。

所述步骤3)中，电网安全约束是在日前机组启停计划的基础上，形成实时发电计划阶段电网各时段的拓扑关系，进而得到各节点注入功率对各支路的灵敏度，以此将电网安全约束进行线性化，具体表达为式(3)：

$\underset{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}\≤\underset{i\∈M}{\mathrm{\Σ}}[P_{\mathrm{it}}-l_{\mathrm{it}}]S_{i,j,t}\≤\stackrel{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}---\left(3\right)$

其中，M为电网计算节点集合；l_it为节点负荷功率；S_i,j,t为节点i的注入功率对支路ij的灵敏度。

本发明的方法包括以下有益效果：

1)本发明将发电机组控制模式转换的决策前移，由传统的自动发电计划控制环节转移至实时计划环节，并通过基于实时计划的机组控制模式优化转换，改变目前以人工经验为主的设置模式，有利于电网对控制资源更合理调用，可以从更大范围与更长时间周期实现对电网运行风险的预防与预控，大大提高了大电网实时调控能力。

2)在实时发电计划层面实现机组控制模式的转换，通过发电控制环节的前移，为AGC在线控制预留更合理的备用分布和全局最佳调节能力，提高电网超前预控能力和发电机组在线控制品质，减轻调度运行压力。

3)机组控制模式动态转换能够基于电网调度运行的实际情况，综合考虑与电网实时调度相关的各类因素，通过建立合理的模式转换模型，获得电网的最优模式转换结果。优化模型考虑时段间的耦合，实现了多时段的连续过程整体优化，获得更为有效的结果；

4)考虑到国内调度运行实际情况，机组控制模式的决策需要综合考虑调节速率、响应时间、电量完成进度等因素，通过AGC调节备用与有功功率的协调调度获得合理的决策结果，既保证系统具有满足电网运行要求的快速调节能力，又实现电网运行的安全性与经济性。

因此，本发明的有益效果包括:通过基于实时发电计划的机组控制模式优化决策，改变目前以人工经验为主的设置模式，在保证实时控制质量的前提下，动态选择提供AGC辅助服务的机组，有利于电网对控制资源更合理调用，充分利用发电机组的调节能力，降低系统运行成本，提高机组控制的平稳性和有序性。

附图说明

图1为本发明一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作更进一步的说明。

本发明公开了一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法。下面是本发明的一个优选实施案例，包含了采用本发明方法的一个实时发电计划的优化过程，它的特征、目的和优点可以从实施例的说明中看出。

实时发电计划根据日前发电计划、日前和超短期负荷预测、超短期新能源预测、联络线计划、停电计划、网络拓扑等信息，综合考虑系统平衡约束、电网安全约束和机组运行约束，采用考虑安全约束的优化算法编制。实时发电计划编制以不超过15分钟为一个时段，时间范围为下一时段之后的1至数小时。

本发明的基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法，是在机组开停方式确定的条件下，优化机组出力与控制模式，要求满足系统需求和机组运行约束，并且满足电网运行的潮流约束。通过能量与备用的联合优化，获得合理的机组控制模式结果。

在调度生产中，实时发电计划环节动态调整机组控制模式后，交给实时控制环节，作为AGC机组的控制模式。在AGC中根据机组控制模式的设置，选择一部分机组用于跟踪日内滚动计划，另一部分机组自动参与区域控制偏差(ACE)的调整。

如图1所示，本方法包括以下步骤：

1)按照发电机组在自动发电控制中的控制模式，将电网中参与优化调度的发电机组划分为调节机组、缓冲机组、计划机组，从而确定电力系统中机组控制转换的优化空间；其中调节机组为具备AGC调节能力并承担实时调整功率的发电机组；缓冲机组为具备AGC调节能力，但并未承担实时调整功率的发电机组，只按照发电计划曲线承担基本功率，该类机组可转换为调节机组；计划机组为不具备AGC调节能力的发电机组。

2)根据所有缓冲机组的调节容量、调节速率、调节响应时间、电量完成进度，对缓冲机组的性能进行综合评估，获得各个缓冲机组的控制模式转换的惩罚系数，具体评估公式为式(2)：

λ_i＝α*C_i+β*V_i+γ*T_i+δ*Q_i  (2)

其中，λ_i为机组i控制模式转换的惩罚系数；C_i为机组i的调节容量；V_i为机组i的调节速率；T_i为机组i的调节响应时间；Q_i为机组i的电量完成进度；α为综合评估中的调节容量权重系数；β为综合评估中的调节速率权重系数；γ为综合评估中的调节响应时间权重系数；δ为综合评估中的电量完成进度权重系数。

3)根据实际电网的物理模型和经济模型，考虑系统平衡约束、机组运行约束、电网安全约束，建立实时发电计划与实时控制相协调的优化模型，实现发电机组实时出力与控制模式的联合优化；

优化模型为：

目标函数为(1)：

$\min f=\underset{t}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}|P_{\mathrm{it}}-P_{\mathrm{it}0}|+\underset{t}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\λ}}_i{F}_{\mathrm{it}}---\left(1\right)$

约束条件：

$\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{it}}=L_t$

R_it≤F_it*0.5*(R_i,max-R_i,min)

P_it+R_it≤F_it*R_i,max+(1-F_it)P_i,max

P_it-R_it≥F_it*R_i,min+(1-F_it)P_i,min

-Δ_i≤P_it-P_i(t-1)≤Δ_i

$\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{\mathrm{it}}\≥Q_t$

$\underset{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}\≤p_{\mathrm{ij}}\left(t\right)\≤\stackrel{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}$

其中，f为发电机组的发电成本，其中为发电机组计划出力与初始出力的偏差成本，为发电机组控制模式转换的成本；T为调度时段数；I为发电机组数；P_it为机组i在t时段的实时计划出力；P_it0为机组i在t时段的初始出力；λ_i为机组i控制模式转换的惩罚系数；F_it为机组i在时段t的控制模式决策状态，F_it为离散变量，0代表计划模式，1代表调节模式；L_t为系统t时段的总负荷；R_it为机组i在t时段提供的调节备用；R_i,max和R_i,min分别表示机组i调节能力的上下限；P_i,max和P_i,min分别表示机组i发电出力的上下限；Δ_i为机组i每时段爬坡速率的最大值；Q_t为系统在t时段的调节备用需求；和p _ij 分别表示支路ij的潮流上下限，p_ij(t)为支路ij在t时段的潮流；

电网安全约束是在日前机组启停计划的基础上，形成实时发电计划阶段电网各时段的拓扑关系，进而得到各节点注入功率对各支路的灵敏度，以此将电网安全约束进行线性化，具体表达为式(3)：

$\underset{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}\≤\underset{i\∈M}{\mathrm{\Σ}}[P_{\mathrm{it}}-l_{\mathrm{it}}]S_{i,j,t}\≤\stackrel{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}---\left(3\right)$

其中，M为电网计算节点集合；l_it为节点负荷功率；S_i,j,t为节点i的注入功率对支路ij的灵敏度。

4)将优化模型中的非线性因素线性化表达，采用混合整数线性规划方法求解模型，计算出发电机组的实时出力计划以及缓冲机组的控制模式决策结果，生成发电机组控制模式的转换方案，模式动态转换结束。

本发明通过对机组控制模式的优化，改变了系统实时控制方式，系统中投入调节模式的机组数目减少，而投入计划模式的机组数目增加，更多的机组可以参与系统闭环控制，在一定程度上提高了系统运行的经济性，降低了调度运行压力。为了给AGC留出足够的调节能力，通常处于调节模式的机组计划取可调出力上下限的中间值，从而影响了机组的电量完成进度。因而需要根据电网完成情况动态选择参与调节的机组。电量进度为各机组发电量与其计划电量的比值。优化后，对计算结果进行分析，在考虑各种运行因素的条件下，机组电量合同完成率在总体上较为接近，全网各机组均有效地完成了合同电量。通过优化机组控制模式，动态选择提供AGC调节服务的机组，有利于电网对控制资源的更合理调用。

本发明通过对机组控制模式的动态转换，改变目前以人工经验为主的设置模式，在保证实时控制质量的前提下，动态选择提供AGC调节服务的机组，有利于电网对控制资源更合理调用，充分利用发电机组的调节能力，降低系统运行成本，提高机组控制的平稳性和有序性。

以上仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (4)

1.一种基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)确定电网中参与优化调度的发电机组范围，按照发电机组在自动发电控制中的控制模式，将参与优化调度的发电机组划分为调节机组、缓冲机组、计划机组；

2)获取所有缓冲机组的调节容量、调节速率、调节响应时间、电量完成进度数据，对缓冲机组的性能进行综合评估，获得各个缓冲机组的控制模式转换的惩罚系数；

3)根据实际电网的物理模型和经济模型，考虑系统平衡约束、机组运行约束、电网安全约束，建立实时发电计划与实时控制相协调的优化模型，实现发电机组实时出力与控制模式的联合优化；

优化模型的目标函数为式(1)：

$\min f=\underset{t}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}|P_{\mathrm{it}}-P_{\mathrm{it}0}|+\underset{t}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{\λ}}_i{F}_{\mathrm{it}}---\left(1\right)$

约束条件为：

$\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{it}}=L_t$

R_it≤F_it*0.5*(R_i,max-R_i,min)

P_it+R_it≤F_it*R_i,max+(1-F_it)P_i,max

P_it-R_it≥F_it*R_i,min+(1-F_it)P_i,min

-Δ_i≤P_it-P_i(t-1)≤Δ_i

$\underset{i}{\overset{I}{\mathrm{\Σ}}}{R}_{\mathrm{it}}\≥Q_t$

$\underset{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}\≤p_{\mathrm{ij}}\left(t\right)\≤\stackrel{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}$

其中，f为发电机组的发电成本，T为调度时段数；I为发电机组数；P_it为机组i在t时段的实时计划出力；P_it0为机组i在t时段的初始出力；λ_i为机组i控制模式转换的惩罚系数；F_it为机组i在时段t的控制模式决策状态，所述控制模式决策状态为离散变量，0代表计划模式，1代表调节模式；L_t为系统t时段的总负荷；R_it为机组i在t时段提供的调节备用；R_i,max和R_i,min分别表示机组i调节能力的上下限；P_i,max和P_i,min分别表示机组i发电出力的上下限；Δ_i为机组i每时段爬坡速率的最大值；Q_t为系统在t时段的调节备用需求；和p _ij 分别表示支路ij的潮流上下限，p_ij(t)为支路ij在t时段的潮流；

4)将优化模型中的非线性因素线性化表达，采用混合整数线性规划方法求解所述优化模型，计算出发电机组的实时出力计划以及缓冲机组的控制模式决策结果，生成发电机组控制模式的转换方案，模式动态转换结束。

2.根据权利要求1所述的基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法，其特征在于：在所述步骤1)中，所述调节机组为具备AGC调节能力并承担实时调整功率的发电机组；缓冲机组为具备AGC调节能力，但并未承担实时调整功率的发电机组，只按照发电计划曲线承担基本功率，缓冲机组能够转换为调节机组；计划机组为不具备AGC调节能力的发电机组。

3.根据权利要求1所述的基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法，其特征在于：在所述步骤2)中，根据发电机组的调节容量、调节速率、调节响应时间、电量完成进度，对缓冲机组的性能进行综合评估，所述综合评估的具体评估公式为式(2)：

λ_i＝α*C_i+β*V_i+γ*T_i+δ*Q_i  (2)

其中，C_i为机组i的调节容量；V_i为机组i的调节速率；T_i为机组i的调节响应时间；Q_i为机组i的电量完成进度；α为综合评估中的调节容量权重系数；β为综合评估中的调节速率权重系数；γ为综合评估中的调节响应时间权重系数；δ为综合评估中的电量完成进度权重系数。

4.根据权利要求1所述的基于实时发电计划的机组控制模式动态转换方法，其特征在于：在所述步骤3)中，所述电网安全约束为在日前机组启停计划的基础上，形成实时发电计划阶段电网各时段的拓扑关系，得到各节点注入功率对各支路的灵敏度，将电网安全约束进行线性化，所述电网安全约束进行线性化具体表达为式(3)：

$\underset{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}\≤\underset{i\∈M}{\mathrm{\Σ}}[P_{\mathrm{it}}-l_{\mathrm{it}}]S_{i,j,t}\≤\stackrel{\‾}{p_{\mathrm{ij}}}---\left(3\right)$

其中，M为电网计算节点集合；l_it为节点负荷功率；S_i,j,t为节点i的注入功率对支路ij的灵敏度。