CN105098979A - 一种自动化电力调度系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种自动化电力调度系统，包括电力调度控制系统、电力调度指挥系统、电力调度预警系统，所述电力调度控制系统还包括资源控制系统和电网电能调度系统，所述电力调度指挥系统包括电网调度指挥平台以及接入所述电网调度指挥平台的用户web终端，所述电力调度预警系统可以进行报警。本发明将基于负荷响应的市场集成与控制方式相结合，提出一种“自下而上”的负荷响应参与电力市场有、无功功率备用的技术框架。通过提供电力系统的虚拟有、无功功率备用容量，在不影响电力系统安全稳定运行的前提下，改善电力系统运行经济性，提升了电力系统运行的经济效益、降低了发电厂碳排放量，实现经济和环境的双受益。

Description

一种自动化电力调度系统及方法

技术领域

本发明涉及电力调度自动化技术领域，具体涉及一种自动化电力调度系统及方法。

背景技术

随着电能的广泛使用，电力系统规模不断扩大，已成为世界上最为复杂的人造系统之一。为保证电力系统供电的安全性和可靠性，电力系统必须留用足够的有功和无功功率备用，以便电网发生故障时，可快速接入系统，保证电力系统运行的安全性和供电的可靠性。电力系统的有、无功功率备用是一种处在运行状态的有、无功功率备用，只在电网故障或紧急情况下才可使用，因此在正常运行方式下，发电机的有、无功功率备用易浪费大量的有功功率和无功功率。同时随着可再生能源的大规模接入，为抑制可再生能源的间隙性和波动性，改善因可再生能源接入电网所带来的安全稳定问题，电力系统需进一步增加机组的有、无功功率备用容量，确保电网安全稳定运行，而增加机组有、无功功率备用容量必然会降低水/火电机组的年运行小时数，恶化了水/火电机组运行的经济性，同时有、无功功率备用容量的增加必然会导致机组运行效率低下、化石燃料不能充分燃烧、二氧化硫、二氧化碳和漂浮固体的排放量剧增，严重影响了人类的生活环境。

随着智能电网的提出和发展，通讯技术和分布式计算的广泛应用。需求侧响应(DemendResponse,DR)技术和电力系统模型技术成为了两种进行电力调度控制的常用手段。

需求侧响应是通过先进的测量通讯技术以及控制手段将负荷作为一种响应调度的资源，弥补电力系统传统热备用容量的不足，提高电网运行的安全性和经济性，已成为电力行业研究的热点。需求侧响应通过电价或者其他激励措施，在市场电价较高或者系统运行可靠性较低时，通过引导用户改变正常用电方式，减少用电需求；在紧急情况下，将负荷响应作为备用提高电力系统运行的安全性和稳定性，大幅降低资源浪费。

而电力系统模型技术则是通过对真实的电力系统进行建模，建立数据模型，对真实的电力系统进行仿真，通过仿真模型模拟电力系统真实运行的状态，从而可对电力系统的各种运行状态通过计算得到。

目前，将需求侧响应技术和电力系统模型技术结合，对于基于负荷响应的有、无功功率备用研究已提出了许多建模方法和控制方法，但这些方法都并不完善，比如中国专利公开号CN101752903B，一种时序递进式电力调度方法，包括：设置月度发电计划、周发电计划、日发电计划的三级电力调度时序环节；调度中心根据下个月电厂中各机组的检修管理信息和月度负荷预测信息，以及各机组下个月的计划电量，构造下个月的月度发电计划模型，并得到下个月的月度发电计划；再根据当前月的月度发电计划，构造并求解下一个周的周发电计划模型，得到下一个周的周发电计划；然后根据当前周的周发电计划构造并求解日发电计划模型，得到日发电计划下发电厂供t+1日执行；在t+2日统计各电厂的实发电量，在t+2日进行日-周反馈，在当前月的月末进行日-月反馈。该系统却未能有效地调节电力系统的有、无功功率备用，影响电力系统的运行效率。

依据负荷预测，经济调度就是预先（如日前、半小时前等）对机组运行位置与备用配置进行优化决策，促使发电与负荷按预知轨迹平衡，对预测误差通过控制实现校正，这一校正量越小说明调度的效果越好，因此调度与控制间存在协调问题。由此，调度一直在追求这一协调的有机进行，如J.Zaborszky等人在1979年到1983年做出了开拓性的研究与实践，对调度与自动发电控制（AGC）间关系的协调取得重要进展。其研究主要是针对负荷的不确定性，由于电力系统负荷具有周期性的波动规律，因而有一定的适应性，使自动发电控制技术达到理论与实践都趋于成熟的地步。然而，伴随大规模风电等可再生能源发电的并网，其不确定性发生了质的变化，对电力系统调度与控制间的协调带来了新的问题，若认为风电不可控，就需要围绕频率的波动给出如何消纳的调度与控制间关联的策略。

目前，针对大规模风电等可再生能源发电的并网，电力经济调度的研究主要集中于如何在预调度时间级内把握机组运行位置和备用配置，其研究思路依然在沿用传统方式。比如中国专利公开号CN101071945A，电力调度自动化系统计算量数据的计算方法，该方法即在调度中视频率处于额定值不变，对电力系统频率在允许范围内的变动并未进行关注。实际中，由于频率允许在一定范围内波动，且反映出带有自愈性的有功功率调节特性（称为频率的一次调节），这是电力系统在一定条件下实现自动平衡的本质，一旦失去这一特性，电力系统自动控制将极其困难。因此，在调度中视频率处于额定值不变，这与实际系统运行允许频率波动事实不符，必将造成调度结果（机组运行位置与备用）的保守性，有时甚至出现计算无解而实际可行的情况。

实际上，随着电力系统满足对象（负荷与可再生能源发电）波动性的增强，电力系统自身所具备的协同能力不容忽视。频率的调节作用可充分反映出电力系统控制有其本身无序但实质有序的协同能力。毫无疑问，这种协同能力来自发电和用电环节，传统上主要是常规发电机组和常规负荷，当然也包括近来发起的可参与频率调节的可再生能源发电、电动汽车以及需求管理等。随着电力系统规模的不断扩大，以及各类新技术的出现，电力系统运行的协同能力如何在调度中得以体现，对电力系统运行的经济性尤为重要。

综观目前调度研究的现状，依据预测来决策可调度机组运行的位置以及备用的配置是众多研究者的共识，但就备用配置应对的对象，以及频率调节特性的本质尚未清晰显现。因此，亟需一种考虑电力系统协同能力的经济调度方法，能够针对大规模风电等可再生能源发电的并网实现经济调度。

同时调度机构也是电网运行的指挥中心，肩负着电网安全稳定运行的重要使命，调度员是电网调度实时运行的指挥者，直接承担着组织、指挥、指导和协调电网运行的重任。传统模式下调度员进行电网调度实时运行指挥主要通过电话来实现，随着电网的发展和管理水平的不断提升，调度机构与调度对象间开展实时调度业务联系的信息量越来越大，仅单一依靠调度电话进行电网调度实时运行指挥已逐渐不满足调度员对复杂大电网的调度管控要求。除调度电话外，建设调度机构与调度对象间的另一座双向网络信息化桥梁作为调度电话有机的补充，来提高调度运行业务水平已成为迫切要求。

发明内容

本发明的目的在于针对现有技术的不足，提供一种能够通过需求的电力负荷调度对整个电力系统各个区域的有、无功功率备用作出调整，从而合理地分配电力系统的有、无功功率备用，提高电力系统的运行效率的自动化电力调度系统及方法。

为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：一种自动化电力调度系统，包括电力调度控制系统、电力调度指挥系统、电力调度预警系统。

所述电力调度控制系统包括资源控制系统和电网电能调度系统；所述资源控制系统用于对电力系统中参与负荷调度的负荷按区域和类型进行分类，将同一种类型的负荷按照区域进行统计、聚合，建立对应各类型负荷的能效发电机模型，将所述区域内的所有的能效发电机模型聚合成所述区域对应的能效发电厂模型，并建立所述能效发电厂模型对应的能效发电机有、无功功率备用容量分摊优化模型，其中，所述有、无功功率备用容量分摊优化模型包括能效发电厂中各个能效发电机的有、无功功率备用容量优化分摊比例；并根据各个所述能效发电厂所分摊的有、无功功率备用容量，采用内点法求解所述能效发电机的有、无功功率备用容量分摊优化模型，获取所述能效发电厂中各个能效发电机所分摊的有、无功功率备用容量，将各个能效发电机所分摊的有、无功功率备用容量代入对应的能效发电机模型，获取组成该能效发电机模型的各类负荷的调控量，根据各类负荷的调控量，调整可调度负荷的运行定值；所述电网电能调度系统用于将所述能效发电厂模型与传统的基于最优潮流的有、无功功率备用容量计算模型相结合，建立对应的电力系统有、无功功率备用容量计算模型，并采用内点法求解所述电力系统有、无功功率备用容量计算模型，获取对应的各个能效发电厂所分摊的有、无功功率备用容量。

所述电力调度指挥系统，包括电网调度指挥平台以及接入所述电网调度指挥平台的用户web终端；所述电网调度指挥平台包括依次设置的数据层、应用组件层，以及接入层；所述用户web终端与所述接入层连接；所述用户web终端及所述电网调度指挥平台通过数据压缩将调度指令或/和业务信息进行压缩形成消息包进行消息交互；所述用户web终端与所述电网调度指挥平台之间的消息包通过消息推送引擎进行发送。

所述电力调度预警系统，包括设置在电力调度中心的输入模块、处理模块和无线发射模块，以及设置在各调度对象处的警示装置，所述警示装置包括依次连接的无线接收模块、GPS定位模块和报警器，且所述无线发射模块与无线接收模块对应通讯连接。

进一步的，所述用户web终端接收所述电网调度指挥平台发送的消息包后，解析所述消息包，以文本、图形、表格、多媒体的方式释放所述消息包；所述用户web终端向电网调度指挥平台发送消息时，将文本、图形、表格、多媒体消息压缩成相应的消息包进行回复。

进一步的，所述数据层、应用组件层，以及接入层均采用集群服务器模式。

进一步的，所述报警器包括报警指示灯和报警喇叭。

本发明还公开了上述一种自动化电力调度系统的调度方法，包括如下步骤：

A、依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统中各个源按照适应发电与负荷之间电功率平衡的协同能力划分为以下三类：

具有自动的协同能力的源，自动的协同能力是指在规定频率变化范围内，提供或接受电能的源能够自动地适应电功率平衡的能力；具有自动协同能力的源包括常规机组、负荷以及能够参与频率一次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有可控的协同能力的源，可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，借助可调节的源电能的再调整并配合自动的协同能力而自动地适应电功率平衡的能力；具有可控的协同能力的源包括自动发电控制机组、可控常规负荷以及能够参与频率二次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有再可控的协同能力的源，再可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，可控的协同能力已充分发挥前提下，借助不可调节的源电能的再调整而自动地适应电功率平衡的能力；具有再可控的协同能力的源包括能够采取切负荷手段的常规负荷和能够采取弃风手段的风力发电设备；

B、将步骤A中具有自动的协同能力的源其自动协同能力表达为P=P*+β·Δf，其中，P*表示提供或接受电能的源中与频率无关的部分；β·Δf表示与频率有关的部分，β为单位频率变化所引起电能增加或减少的系数，对于提供电能的源有β<0，对于接受电能的源有β>0；Δf表示系统频率的偏差；仅依靠自动的协同能力就可实现源平衡的状态称之为自动的协同状态；

由于频率质量要求，电力系统运行的自动协同能力一定是有限的，当负荷与可再生能源发电波动显著，致使频率质量不满足要求时，就需要对具有可控的协同能力的源进行再调整；对于自动发电控制机组，只要调度确定了基点和参与因子，通过自动发电控制即可使可控协同能力自动释放；对于能够参与频率二次调节的可控常规负荷、风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置，其可控协同能力的释放依赖于各自的控制模块，不同装置的控制模块不尽相同，但均可实现功率的再调整；需要依靠可控的协同能力实现源平衡的状态称为可控的协同状态；

由于自动的协同能力、可控的协同能力都是有限的，这些能力的大小取决于可调节源的具体情况，以及负荷与可再生能源发电的波动情景，一旦因可调节资源不足以应对波动，就必须采取将不可调节的源转化为可调节的源，即所谓切负荷，或者放弃可再生能源的发电等不得已手段；采取以上手段的程度与调度水平密切相关；需要依靠再可控的协同能力实现源平衡的状态称之为再可控的协同状态；

C、最终实现的源平衡一定为步骤B中三种协同状态中的一种，依据上述三种协同状态，建立考虑电力系统协同能力的经济调度模型的目标函数为

；

其中，Ng为火电机组数量；为机组i的发电成本特性函数，i=1,2,3……；其中为机组i的输出功率基点；为机组i再调整（二次调整）的成本特性函数，其中和分别为再上调和再下调的备用容量；为弃风成本特性函数，为弃风量，为切负荷成本特性函数，为切负荷量；

目标函数中对应了正常运行时机组输出功率基点位置的发电成本，为可控的协同能力对应的成本，和为再可控的协同能力对应的成本；和一般远大于；为能够充分利用自动的协同能力，目标函数中不计自动的协同能力对应的成本，这样，在目标函数的牵制下，调度依次优先实现自动的协同状态、可控的协同状态以及再可控的协同状态；

D、以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，确定考虑电力系统协同能力的经济调度模型在系统发电和备用成本最小时两类约束条件：

a、机组输出功率基点的源平衡约束，其中，为风电场输出功率预测期望值，为负荷预测期望值；

b、由于负荷与风电为不确定量，下一时段的实际功率往往会与期望值存在偏差；出现负荷与风电波动后，最终都将在本发明上文中定义的三种状态下实现源平衡，电力系统运行协同的自动的协同状态、可控的协同状态和再可控的协同状态的三种状态的源平衡约束表达式为：

其中，为机组i二次动作量，R_Gi为单位频率变化所引起机组i输出功率增加或减少的系数，D为单位频率变化所引起负荷电能增加或减少的系数，ΔP_L为满足一定分布的负荷相对期望值的波动量，ΔP_W为满足一定分布的风电场输出功率相对期望值的波动量，ΔP_L和ΔP_W的分布规律可通过预测获得，具体的预测方法为通过概率预测技术得到期望值和方差后，取±3σ对应的区间；

将等式变形后得到；等式中，等式左侧表示电力系统运行协同能力，当调度实现自动的协同状态时只包含第一项实现可控的协同状态时，只包含前两项实现再可控的协同状态时，包含上述三项；等式右侧表示负荷与风电的波动量，假设ΔP_L-ΔP_W预期波动的区间为[-△P_dn，△P_up]，其中，-△P_dn为负荷与风电预期的最大向下波动量，△P_up为预期的最大向上波动量；

为了实现等式中三种状态下的源平衡，必须满足以下两个约束条件：

，即电力系统运行协同能力最大的向上调整能力应不小于负荷与风电的最大向上波动量；

，即电力系统运行协同能力最大的向下调整能力应不小于负荷与风电的最大向下波动量；

E、利用二次规划算法对模型进行求解，最终得到下一时段发电机基点和备用容量，可将发电机基点下发给各机组执行。

本发明的有益效果如下：

1、本发明将基于负荷响应的市场集成与控制方式相结合，提出一种“自下而上”的负荷响应参与电力市场有、无功功率备用的技术框架。通过对大量可参与负荷调控的负荷分类、聚合，构建能效发电机，进而根据能效发电机构建能效电厂，将能效电厂引入电力系统有、无功功率备用容量计算模型中，通过提供电力系统的虚拟有、无功功率备用容量，在不影响电力系统安全稳定运行的前提下，改善电力系统运行经济性，提升了电力系统运行的经济效益、降低了发电厂碳排放量，实现经济和环境的双受益。

2、本发明依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统协同能力的定义划分为三类，即自动的协同能力、可控的协同能力和再可控的协同能力；然后提出电力系统运行协同的经济调度模型，以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，以区间的形式表示负荷和可再生能源发电波动的预期，在模型中有效考虑协同能力后所对应的约束；最后，利用二次规划算法对模型进行了求解，得到最终的发电机基点和备用容量。

3、本发明相比传统的经济调度方法，能够扩大经济调度解的空间，避免调度无解而实际可行的情况，且能更好的实现调度与控制的友好衔接。

4、本发明在大规模可再生能源发电并网背景下，提出的电力系统运行协同的经济调度模型有助于电网消纳可再生能源发电，尤其是在不确定性度量手段（随机性、模糊性、粗糙性）与经济性衔接的不确定性调度决策中会发挥尽可能消纳可再生能源发电的目标，具有明显现实意义和应用前景。

附图说明

图1为本发明的电力调度控制系统结构示意图。

图2为本发明的电力调度指挥系统结构示意图。

图3为本发明的电力调度预警系统结构示意图。

具体实施方式

以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，熟悉此技术的人士可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效。

本发明的一种自动化电力调度系统各个分系统结构图如图1到图3所示，下面依次进行说明。

图1为发明的电力调度控制系统结构示意图。该系统包括：资源控制系统和电网电能调度系统。所述资源控制系统用于对电力系统中参与负荷调度的负荷按区域和类型进行分类，将同一种类型的负荷的容量按照区域进行统计，建立对应各类型负荷的能效发电机模型，将所述区域内的所有的能效发电机模型结合成所述区域对应的能效发电厂模型，并建立所述能效发电厂模型对应的能效发电机有、无功功率备用容量分摊优化模型，其中，所述有、无功功率备用容量分摊优化模型包括能效发电厂中各个能效发电机的有、无功功率备用容量优化分摊比例；并根据各个所述能效发电厂所分摊的有、无功功率备用容量，采用内点法求解所述能效发电机的有、无功功率备用容量分摊优化模型，获取所述能效发电厂中各个能效发电机所分摊的有、无功功率备用容量，将各个能效发电机所分摊的有、无功功率备用容量代入对应的能效发电机模型，获取组成该能效发电机模型的各类负荷的调控量，根据各类负荷的调控量，调整可调度负荷的运行定值；

所述电网电能调度系统用于将所述能效发电厂模型与传统的基于最优潮流的有、无功功率备用容量计算模型相结合，建立对应的电力系统有、无功功率备用容量计算模型，并采用内点法求解所述电力系统有、无功功率备用容量计算模型，获取对应的各个能效发电厂所分摊的有、无功功率备用容量。

其中，所述资源控制系统完成对参与电力系统有、无功功率备用市场的负荷进行聚合、建模、构建能效发电机。其详细实施为:统计所属区域内参与电力系统有、无功功率备用市场的负荷类型、容量，对所有负荷以类型为属性进行归类，对同一类型负荷线性累积构建基于该类型负荷的能效发电机，该发电机的实际出力为同类负荷实际工作功率之和；约束条件以满足用户舒适度的负荷消耗功率输出上、下界为能效发电机的有功出力上、下界；根据能效发电机进一步构建能效电厂，将所有能效发电机的实际有功功率之和作为能效发电厂的实际有功出力，所有能效发电机运行的上、下边界累加构成能效发电厂的运行上、下边界，构建能效电厂的数学模型；此外根据能效发电厂所分摊的有、无功功率备用容量，计算各相应的能效发电机所需分摊的有、无功功率备用容量，依据各能效发电机分摊的有、无功功率备用容量，计算所需调控的负荷量，对负荷进行调控。

如图2所示的为本发明的电力调度指挥系统结构示意图。该电力调度指挥系统是基于J2EE或SOA架构下的三层体系结构。接入层负责用户与应用组件层之间信息的传递，应用组件层负责执行具体的事务逻辑以及同数据层进行数据和资源的交互。

三层体系结构分别对应于Web服务器、应用服务器和数据库服务器，实现瘦客户机体系结构。在此结构下，各层次上的组件互相独立，能单独更新和替换，系统更新维护方便；还可以将数据处理从客户端转移到应用服务器和数据库服务器上，减少通信线路上传递的数据量，保证在用户数量很大的情况下，平台依旧能保持快速的响应速度。该电力调度指挥平台基于B/S结构，以实时消息和调度指令为核心，运用消息推送技术代替传统的拖拽技术满足了调度运行指挥对实时性的需求，通过对数据库集群存储服务技术、浏览器与应用服务器间的数据压缩技术、非结构化数据处理技术和AJAX技术的组合应用，有效节省了网络带宽，克服了B/S结构所固有响应速度慢的缺点。

所述电网调度平台将文本、图形、表格、多媒体压缩成消息包进行发送。所述用户web终端接收所述电网调度指挥平台发送的消息包后，解析所述消息包，以文本、图形、表格、多媒体的方式释放所述消息包；所述用户web终端向电网调度指挥平台发送消息时，将文本、图形、表格、多媒体消息压缩成相应的消息包进行回复。

所述数据层、应用组件层，以及接入层均采用集群服务器模式。硬件服务器可灵活拆分，硬件故障时服务器自动切换，系统服务根据承载压力实现负载均横，可用性上满足N-1要求，保障系统的安全性、可靠性，能有效保障了全省调度业务24小时不间断运行。该硬件架构运行稳定，而且很容易进行扩展。

如图3所示的预警系统结构图。该系统包括设置在电力调度中心的输入模块、处理模块和无线发射模块，以及设置在各调度对象处的警示装置，所述警示装置包括依次连接的无线接收模块、GPS定位模块和报警器，且所述无线发射模块与无线接收模块对应通讯连接。输入模块可以选为键盘或其他输入装置，处理模块一般可选用单片机。而报警器一般包括报警指示灯以及报警喇叭，即可通过指示灯以及报警喇叭同时提醒操作人员，以更好的达到警示作用。该电力调度预警系统的工作流程为：

第一步，调度人员通过输入模块输入安全的坐标信息；第二步，处理模块对该安全的坐标信息进行处理，以达到适合无线发射模块发射的信息；第三步，无线接收模块接收来自无线发射模块发射的安全坐标信息，并将该信息传递至GPS定位模块，该GPS定位模块通过卫星定位，确认操作人员是否在安全坐标范围之内，如确认在该安全坐标范围内，则表示操作人员处于安全操作范围之内，如确认操作人员不在该安全坐标范围内，则通过报警器的报警指示灯和报警喇叭同时进行报警；以达到对操作人员警示的作用；一般的，GPS定位模块是实时的对输入的安全坐标信息与操作人员的实际坐标进行对比的。

上述电力调度系统的具体调度方法，包括如下步骤：

A、依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统中各个源按照适应发电与负荷之间电功率平衡的协同能力划分为以下三类：

具有自动的协同能力的源，自动的协同能力是指在规定频率变化范围内，提供或接受电能的源能够自动地适应电功率平衡的能力；具有自动协同能力的源包括常规机组、负荷以及能够参与频率一次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有可控的协同能力的源，可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，借助可调节的源电能的再调整并配合自动的协同能力而自动地适应电功率平衡的能力；具有可控的协同能力的源包括自动发电控制机组、可控常规负荷以及能够参与频率二次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有再可控的协同能力的源，再可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，可控的协同能力已充分发挥前提下，借助不可调节的源电能的再调整而自动地适应电功率平衡的能力；具有再可控的协同能力的源包括能够采取切负荷手段的常规负荷和能够采取弃风手段的风力发电设备；

B、将步骤A中具有自动的协同能力的源其自动协同能力表达为P=P*+β·Δf，其中，P*表示提供或接受电能的源中与频率无关的部分；β·Δf表示与频率有关的部分，β为单位频率变化所引起电能增加或减少的系数，对于提供电能的源有β<0，对于接受电能的源有β>0；Δf表示系统频率的偏差；仅依靠自动的协同能力就可实现源平衡的状态称之为自动的协同状态；

由于频率质量要求，电力系统运行的自动协同能力一定是有限的，当负荷与可再生能源发电波动显著，致使频率质量不满足要求时，就需要对具有可控的协同能力的源进行再调整；对于自动发电控制机组，只要调度确定了基点和参与因子，通过自动发电控制即可使可控协同能力自动释放；对于能够参与频率二次调节的可控常规负荷、风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置，其可控协同能力的释放依赖于各自的控制模块，不同装置的控制模块不尽相同，但均可实现功率的再调整；需要依靠可控的协同能力实现源平衡的状态称为可控的协同状态；

由于自动的协同能力、可控的协同能力都是有限的，这些能力的大小取决于可调节源的具体情况，以及负荷与可再生能源发电的波动情景，一旦因可调节资源不足以应对波动，就必须采取将不可调节的源转化为可调节的源，即所谓切负荷，或者放弃可再生能源的发电等不得已手段；采取以上手段的程度与调度水平密切相关；需要依靠再可控的协同能力实现源平衡的状态称之为再可控的协同状态；

C、最终实现的源平衡一定为步骤B中三种协同状态中的一种，依据上述三种协同状态，建立考虑电力系统协同能力的经济调度模型的目标函数为

；

其中，Ng为火电机组数量；为机组i的发电成本特性函数，i=1,2,3……；其中为机组i的输出功率基点；为机组i再调整（二次调整）的成本特性函数，其中和分别为再上调和再下调的备用容量；为弃风成本特性函数，为弃风量，为切负荷成本特性函数，为切负荷量；

目标函数中对应了正常运行时机组输出功率基点位置的发电成本，为可控的协同能力对应的成本，和为再可控的协同能力对应的成本；和一般远大于；为能够充分利用自动的协同能力，目标函数中不计自动的协同能力对应的成本，这样，在目标函数的牵制下，调度依次优先实现自动的协同状态、可控的协同状态以及再可控的协同状态；

D、以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，确定考虑电力系统协同能力的经济调度模型在系统发电和备用成本最小时两类约束条件：

a、机组输出功率基点的源平衡约束，其中，为风电场输出功率预测期望值，为负荷预测期望值；

b、由于负荷与风电为不确定量，下一时段的实际功率往往会与期望值存在偏差；出现负荷与风电波动后，最终都将在本发明上文中定义的三种状态下实现源平衡，电力系统运行协同的自动的协同状态、可控的协同状态和再可控的协同状态的三种状态的源平衡约束表达式为：

其中，为机组i二次动作量，R_Gi为单位频率变化所引起机组i输出功率增加或减少的系数，D为单位频率变化所引起负荷电能增加或减少的系数，ΔP_L为满足一定分布的负荷相对期望值的波动量，ΔP_W为满足一定分布的风电场输出功率相对期望值的波动量，ΔP_L和ΔP_W的分布规律可通过预测获得，具体的预测方法为通过概率预测技术得到期望值和方差后，取±3σ对应的区间；

将等式变形后得到；等式中，等式左侧表示电力系统运行协同能力，当调度实现自动的协同状态时只包含第一项实现可控的协同状态时，只包含前两项实现再可控的协同状态时，包含上述三项；等式右侧表示负荷与风电的波动量，假设ΔP_L-ΔP_W预期波动的区间为[-△P_dn，△P_up]，其中，-△P_dn为负荷与风电预期的最大向下波动量，△P_up为预期的最大向上波动量；

为了实现等式中三种状态下的源平衡，必须满足以下两个约束条件：

，即电力系统运行协同能力最大的向上调整能力应不小于负荷与风电的最大向上波动量；

，即电力系统运行协同能力最大的向下调整能力应不小于负荷与风电的最大向下波动量；

E、利用二次规划算法对模型进行求解，最终得到下一时段发电机基点和备用容量，可将发电机基点下发给各机组执行。

Claims (5)

1.一种自动化电力调度系统，其特征在于：包括电力调度控制系统、电力调度指挥系统、电力调度预警系统；

所述电力调度控制系统包括资源控制系统和电网电能调度系统；

所述资源控制系统用于对电力系统中参与负荷调度的负荷按区域和类型进行分类，将同一种类型的负荷按照区域进行统计、聚合，建立对应各类型负荷的能效发电机模型，将所述区域内的所有的能效发电机模型聚合成所述区域对应的能效发电厂模型，并建立所述能效发电厂模型对应的能效发电机有、无功功率备用容量分摊优化模型，其中，所述有、无功功率备用容量分摊优化模型包括能效发电厂中各个能效发电机的有、无功功率备用容量优化分摊比例；并根据各个所述能效发电厂所分摊的有、无功功率备用容量，采用内点法求解所述能效发电机的有、无功功率备用容量分摊优化模型，获取所述能效发电厂中各个能效发电机所分摊的有、无功功率备用容量，将各个能效发电机所分摊的有、无功功率备用容量代入对应的能效发电机模型，获取组成该能效发电机模型的各类负荷的调控量，根据各类负荷的调控量，调整可调度负荷的运行定值；

所述电网电能调度系统用于将所述能效发电厂模型与传统的基于最优潮流的有、无功功率备用容量计算模型相结合，建立对应的电力系统有、无功功率备用容量计算模型，并采用内点法求解所述电力系统有、无功功率备用容量计算模型，获取对应的各个能效发电厂所分摊的有、无功功率备用容量；

所述电力调度指挥系统，包括电网调度指挥平台以及接入所述电网调度指挥平台的用户web终端；所述电网调度指挥平台包括依次设置的数据层、应用组件层，以及接入层；所述用户web终端与所述接入层连接；所述用户web终端及所述电网调度指挥平台通过数据压缩将调度指令或/和业务信息进行压缩形成消息包进行消息交互；所述用户web终端与所述电网调度指挥平台之间的消息包通过消息推送引擎进行发送；

所述电力调度预警系统，包括设置在电力调度中心的输入模块、处理模块和无线发射模块，以及设置在各调度对象处的警示装置，所述警示装置包括依次连接的无线接收模块、GPS定位模块和报警器，且所述无线发射模块与无线接收模块对应通讯连接。

2.根据权利要求1所述的一种自动化电力调度系统，其特征在于：所述用户web终端接收所述电网调度指挥平台发送的消息包后，解析所述消息包，以文本、图形、表格、多媒体的方式释放所述消息包；所述用户web终端向电网调度指挥平台发送消息时，将文本、图形、表格、多媒体消息压缩成相应的消息包进行回复。

3.根据权利要求1所述的一种自动化电力调度系统，其特征在于：所述数据层、应用组件层，以及接入层均采用集群服务器模式。

4.根据权利要求1所述的一种自动化电力调度系统，其特征在于：所述报警器包括报警指示灯和报警喇叭。

5.根据权利要求1-4任意一项所述的一种自动化电力调度系统的调度方法，其特征在于：包括如下步骤：

A、依据自动发电控制技术，在不考虑电压变化影响的前提下，将电力系统中各个源按照适应发电与负荷之间电功率平衡的协同能力划分为以下三类：

具有自动的协同能力的源，自动的协同能力是指在规定频率变化范围内，提供或接受电能的源能够自动地适应电功率平衡的能力；具有自动协同能力的源包括常规机组、负荷以及能够参与频率一次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有可控的协同能力的源，可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，借助可调节的源电能的再调整并配合自动的协同能力而自动地适应电功率平衡的能力；具有可控的协同能力的源包括自动发电控制机组、可控常规负荷以及能够参与频率二次调节的风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置；

具有再可控的协同能力的源，再可控的协同能力是指在规定频率变化范围内，可控的协同能力已充分发挥前提下，借助不可调节的源电能的再调整而自动地适应电功率平衡的能力；具有再可控的协同能力的源包括能够采取切负荷手段的常规负荷和能够采取弃风手段的风力发电设备；

B、将步骤A中具有自动的协同能力的源其自动协同能力表达为P=P*+β·Δf，其中，P*表示提供或接受电能的源中与频率无关的部分；β·Δf表示与频率有关的部分，β为单位频率变化所引起电能增加或减少的系数，对于提供电能的源有β<0，对于接受电能的源有β>0；Δf表示系统频率的偏差；仅依靠自动的协同能力就可实现源平衡的状态称之为自动的协同状态；

由于频率质量要求，电力系统运行的自动协同能力一定是有限的，当负荷与可再生能源发电波动显著，致使频率质量不满足要求时，就需要对具有可控的协同能力的源进行再调整；对于自动发电控制机组，只要调度确定了基点和参与因子，通过自动发电控制即可使可控协同能力自动释放；对于能够参与频率二次调节的可控常规负荷、风力或光伏发电设备、电动汽车和储能装置，其可控协同能力的释放依赖于各自的控制模块，不同装置的控制模块不尽相同，但均可实现功率的再调整；需要依靠可控的协同能力实现源平衡的状态称为可控的协同状态；

由于自动的协同能力、可控的协同能力都是有限的，这些能力的大小取决于可调节源的具体情况，以及负荷与可再生能源发电的波动情景，一旦因可调节资源不足以应对波动，就必须采取将不可调节的源转化为可调节的源，即所谓切负荷，或者放弃可再生能源的发电等不得已手段；采取以上手段的程度与调度水平密切相关；需要依靠再可控的协同能力实现源平衡的状态称之为再可控的协同状态；

C、最终实现的源平衡一定为步骤B中三种协同状态中的一种，依据上述三种协同状态，建立考虑电力系统协同能力的经济调度模型的目标函数为

；

其中，Ng为火电机组数量；为机组i的发电成本特性函数，i=1,2,3……；其中为机组i的输出功率基点；为机组i再调整（二次调整）的成本特性函数，其中和分别为再上调和再下调的备用容量；为弃风成本特性函数，为弃风量，为切负荷成本特性函数，为切负荷量；

目标函数中对应了正常运行时机组输出功率基点位置的发电成本，为可控的协同能力对应的成本，和为再可控的协同能力对应的成本；和一般远大于；为能够充分利用自动的协同能力，目标函数中不计自动的协同能力对应的成本，这样，在目标函数的牵制下，调度依次优先实现自动的协同状态、可控的协同状态以及再可控的协同状态；

D、以系统发电和备用成本最小为目标，将频率纳入决策中，确定考虑电力系统协同能力的经济调度模型在系统发电和备用成本最小时两类约束条件：

a、机组输出功率基点的源平衡约束，其中，为风电场输出功率预测期望值，为负荷预测期望值；

b、由于负荷与风电为不确定量，下一时段的实际功率往往会与期望值存在偏差；出现负荷与风电波动后，最终都将在本发明上文中定义的三种状态下实现源平衡，电力系统运行协同的自动的协同状态、可控的协同状态和再可控的协同状态的三种状态的源平衡约束表达式为：

其中，为机组i二次动作量，R_Gi为单位频率变化所引起机组i输出功率增加或减少的系数，D为单位频率变化所引起负荷电能增加或减少的系数，ΔP_L为满足一定分布的负荷相对期望值的波动量，ΔP_W为满足一定分布的风电场输出功率相对期望值的波动量，ΔP_L和ΔP_W的分布规律可通过预测获得，具体的预测方法为通过概率预测技术得到期望值和方差后，取±3σ对应的区间；

将等式变形后得到；等式中，等式左侧表示电力系统运行协同能力，当调度实现自动的协同状态时只包含第一项实现可控的协同状态时，只包含前两项实现再可控的协同状态时，包含上述三项；等式右侧表示负荷与风电的波动量，假设ΔP_L-ΔP_W预期波动的区间为[-△P_dn，△P_up]，其中，-△P_dn为负荷与风电预期的最大向下波动量，△P_up为预期的最大向上波动量；

为了实现等式中三种状态下的源平衡，必须满足以下两个约束条件：

，即电力系统运行协同能力最大的向上调整能力应不小于负荷与风电的最大向上波动量；

，即电力系统运行协同能力最大的向下调整能力应不小于负荷与风电的最大向下波动量；

E、利用二次规划算法对模型进行求解，最终得到下一时段发电机基点和备用容量，可将发电机基点下发给各机组执行。