CN105634023B - 一种电力系统生产运行方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种电力系统生产运行方法，包括以下内容：1)假设电力系统数据日采集次数为n，分别获取电力系统日前预测负荷曲线P_load[1×n]、可再生电力日前预测日出力曲线P_{outp,NER[1×n]}和除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线P_{outp,oth[1×n]}；2)计算得到需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}；3)计算得出火电机组要求开机容量；4)在满足火电机组要求开机容量P_load,thermal的基础上，对火电机组进行开机安排进而确定火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}；5)根据火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}得到可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}，进行抽蓄电站日运行方式的节能优化。本发明能够消纳高比例可再生电力、减轻火电机组的调峰压力，实现节能减排的目的。

Description

一种电力系统生产运行方法

技术领域

本发明涉及电力系统领域，特别是涉及一种电力系统生产运行方法。

背景技术

随着我国国民经济的发展和人民生活水平的提高，社会用电量不断增加，电力峰谷差不断扩大，加剧了供电的峰谷矛盾。我国多个电网火电装机容量占比很大，面对不断扩大的峰谷差，深度调峰会导致火电厂利用小时数减少，厂用电率、煤耗率等主要经济技术指标下降以及临检和事故发生次数增加等，严重影响了电厂的经济效益。

目前，可再生电力发展迅猛，装机容量快速增大。但是由于可再生能源发电受季节、气象和地域条件的影响，具有明显的不连续性和不稳定性，其发出的电力波动较大、可调节性差。可再生电力并网消纳困难，一些风能、太阳能重点发展区域弃风、弃光和限电现象严重。抽水蓄能电站具有启动灵活、调节速度快的优势，是技术成熟、运行可靠且较为经济的调峰电源与储能电源，对稳定系统频率、提供事故支援和提高电力系统稳定性具有重要作用。但是除了地形条件的限制外，单纯为了配合电网完成调峰调频任务而运行抽水蓄能电站，存在有“抽水4度换发电3度”的能量转换问题，会造成能源的浪费。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种电力系统生产运行方法，能够消纳高比例可再生电力、减轻火电机组的调峰压力，实现节能减排的目的。

为实现上述技术目的，本发明采取以下技术方案：一种电力系统生产运行方法，包括以下内容：1)假设电力系统数据日采集次数为n，分别获取电力系统日前预测负荷曲线P_load[1×n]、可再生电力日前预测日出力曲线P_{outp,NER[1×n]}和除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线P_{outp,oth[1×n]}；2)计算得到需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}；3)根据电力系统日前预测负荷最大值P_load,max、电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力P′_outp,NER、旋转备用率r_SR和可再生电力出力预测准确率r_NER，计算得出火电机组要求开机容量；4)在满足火电机组要求开机容量P_load,thermal的基础上，对火电机组进行开机安排进而确定火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}；5)根据火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}得到可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}，并根据可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}进行抽蓄电站日运行方式的节能优化。

所述步骤5)根据可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}进行抽蓄电站日运行方式的节能优化时，需要满足蓄水过程中消纳的可再生电力W_NER占蓄水过程中耗电量W的比例大于(1-η)的条件，其中，η表示抽水蓄能电站的转换效率，具体包括以下步骤：5-1)分别输入需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}和可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}；5-2)对抽蓄电站日运行方式进行初始化；5-3)在有可再生电力弃用的时刻，开启水泵，以最小单位耗电量对负荷曲线进行“填谷”；5-4)开启水轮机，以最小单位发电量对负荷曲线进行“削峰”；5-5)判断是否同时满足节能和上水库库容两个要求，若满足，则进入下一步骤5-6)，若不满足，则转步骤5-7)；5-6)更新抽蓄电站日运行方式，并转步骤5-3)，进行下一轮循环优化；5-7)输出上一轮循环优化的抽蓄电站日运行方式。

所述步骤2)计算得到需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}，其中，需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}计算公式如下：

P_{load,net[1×n]}＝P_load[1×n]-P_{outp,NER[1×n]}-P_{outp,oth[1×n]}

式中，P_{load,net[1×n]}表示需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线；P_load[1×n]表示电力系统日前预测负荷曲线；P_{outp,NER[1×n]}表示可再生电力日前预测日出力曲线；P_{outp,oth[1×n]}表示除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线。

所述步骤3)根据电力系统日前预测负荷最大值P_load,max、电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力P′_outp,NER、旋转备用率r_SR和可再生电力出力预测准确率r_NER，计算得出火电机组要求开机容量，其中，电力系统日前预测负荷最大值P_load,max的计算公式如下：

P_load,max＝max(P_load[1×n])

式中，P_load,max表示电力系统日前预测负荷最大值；P_load[1×n]表示电力系统日前预测负荷曲线；火电机组要求开机容量P_load,thermal的计算公式如下：

P_load,thermal＝P_load,max(1+r_SR)-P′_outp,NER·r_NER

式中，P_load,thermal表示火电机组要求开机容量；P_load,max表示电力系统日前预测负荷最大值；r_SR表示旋转备用率；P′_outp,NER表示电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力；r_NER表示可再生电力出力预测准确率。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明在电力系统日前预测负荷曲线、可再生电力日前预测日出力曲线和除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线的基础上，以日为优化周期，充分利用抽蓄机组灵活运行特点，消纳可再生电力弃用电量，在一定程度上达到削峰填谷的目的，减轻火电机组的调峰压力，实现系统节能减排。2、本发明以火电机组煤耗为节能指标，根据火电机组的最小出力确定可再生电力的弃用电力曲线，并根据可再生电力的弃用电力曲线确定最优的抽蓄电站日运行方式，操作简单、快捷。3、本发明通过考虑抽蓄机组实际运行约束条件的基础上而设置各种假设条件，模拟抽蓄电站实际运行的同时还能够避免抽蓄设备的频繁启停。4、本发明通过设置上水库最小蓄水量和上水库最大蓄水量，能够预留抽蓄电站对电力系统的调峰能力、事故的支援能力，提高电力系统安全可靠性。5、本发明由于大量消纳可再生电力弃用电量，因此避免单纯为了配合电网完成调峰调频任务而运行抽水蓄能电站而造成的“抽水4度换发电3度”的能量损失。本发明操作简单，成本低，可以广泛应用于具有随机性可再生电力的电力系统生产运行领域。

附图说明

图1是本发明的抽蓄电站日运行方式的节能优化流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明以火电机组煤耗为节能指标，为了保证抽水蓄能电站的运行能够达到节能的目的，假设电力系统内火电机组单位发电量的平均煤耗为C；抽蓄机组在负荷低谷时消纳可再生电力弃用电量，在负荷高峰时发电。

本发明的电力系统生产运行方法包括以下内容：

1、假设电力系统数据日(24小时)采集次数为n，分别获取电力系统日前预测负荷曲线P_load[1×n]、可再生电力日前预测日出力曲线P_{outp,NER[1×n]}和除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线P_{outp,oth[1×n]}；

2、计算得到需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}，其计算公式如下：

P_{load,net[1×n]}＝P_load[1×n]-P_{outp,NER[1×n]}-P_{outp,oth[1×n]}

式中，P_{load,net[1×n]}表示需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线；P_load[1×n]表示电力系统日前预测负荷曲线；P_{outp,NER[1×n]}表示可再生电力日前预测日出力曲线；P_{outp,oth[1×n]}表示除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线；

3、根据电力系统日前预测负荷最大值P_load,max、电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力P′_outp,NER、旋转备用率r_SR和可再生电力出力预测准确率r_NER，计算得出火电机组要求开机容量P_load,thermal，其中，电力系统日前预测负荷最大值P_load,max的计算公式如下：

P_load,max＝max(P_load[1×n])

式中，P_load,max表示电力系统日前预测负荷最大值；P_load[1×n]表示电力系统日前预测负荷曲线；

火电机组要求开机容量P_load,thermal的计算公式如下：

P_load,thermal＝P_load,max(1+r_SR)-P′_outp,NER·r_NER

式中，P_load,thermal表示火电机组要求开机容量；P_load,max表示电力系统日前预测负荷最大值；r_SR表示旋转备用率；P′_outp,NER表示电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力；r_NER表示可再生电力出力预测准确率；

4、在满足火电机组要求开机容量P_load,thermal的基础上，对火电机组进行开机安排进而确定火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}；

5、根据火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}得到可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}，并根据可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}进行抽蓄电站日运行方式的节能优化，具体包括以下内容：

当抽蓄电站装机规模为m×P_t0，其中，m表示机组数量，P_t0表示水轮机发电额定功率，并根据实际需求设置上水库最大蓄水量V_max和最小蓄水量V_min，当需要多留一部分水量来备用发电时可以设置相对较大的上水库最小蓄水量V_min，当需要多留一些蓄水空间来备用消纳更多的可再生电力弃用电量时可以设置相对较小的上水库最大蓄水量V_max；并对抽蓄电站的运行作如下a、b、c、和d假设条件：

a、假设下水库水量完全能够满足上水库水量需求；

b、抽蓄电站在优化周期内运行时发电用水量和蓄水量相等；

c、水泵蓄水和水轮机发电时都以各自的额定功率运行；

d、水泵和水轮机运行的最小时间单位为电力系统数据采样时间；

水泵和水轮机运行的最小时间单位为电力系统数据采样时间，其中，电力系统数据采样时间为Δt；

假设某日抽蓄电站各个机组蓄水时间总共为x·Δt(x＝1,2,...)，其中，x表示蓄水时间与电力系统数据采样时间的比值，Δt表示电力系统数据采样时间；发电时间总共为y·Δt，(y＝1,2,...)，其中，y表示发电时间与电力系统数据采样时间的比值；蓄水时间与电力系统数据采样时间的比值x和发电时间与电力系统数据采样时间的比值y的取值需满足如下条件：

x+y＜m·n (1)

在满足式(1)的基础上，为了消纳更多的可再生电力弃用电量，蓄水时间与电力系统数据采样时间的比值x和发电时间与电力系统数据采样时间的比值y的取值越小越好，而由此造成的上水库水量的微小偏差可以在抽蓄电站灵活的实际运行中予以抵消，即在水泵和水轮机的实际运行时可以多运行几分钟或早停机几分钟；

抽水蓄能电站运行中的能量转换问题可由下式表示：

x·Δt·P_p0·η＝y·Δt·P_t0 (2)

式中，P_p0表示水泵抽水额定功率；η表示抽水蓄能电站的转换效率，一般为70％～80％；

当水泵以额定功率抽水时水流量为Q_p0，水轮机以额定功率发电时水流量为Q_t0，则存在如下关系：

x·Δt·Q_p0＝y·Δt·Q_t0 (3)

经整理式(2)和(3)得到式(4)和(5)：

由式(4)表明抽蓄电站各个机组总的蓄水时间和发电时间有严格的比例，抽蓄电站如果要运行，则蓄水消纳电量最小单位为x·Δt·P_p0，发电量最小单位为y·Δt·P_t0；

由于蓄水消纳电量最小单位x·Δt·P_p0的存在，在蓄水过程中，可能会消纳火电机组发电量；假设在蓄水过程中总的耗电量为W，则存在如下公式：

W＝W_NER+W_thermal (6)

式中，W表示蓄水过程中的总耗电量；W_NER表示消纳的可再生电力弃用电量；W_thermal表示消纳的火电机组发电量；

根据蓄水过程中消纳的火电机组发电量得出蓄水过程中增加的电力系统煤耗为W_thermal·C；发电过程中的发电量为W·η，节约发电煤耗W·η·C，为使抽蓄电站的投入达到为电力系统节能的目的则需满足如下条件：

W·η·C＞W_thermal·C (7)

通过整理式(6)和(7)得到式(8)：

W_NER＞(1-η)W (8)

通过式(8)表明，若要达到为电力系统节能的目的，那么必须满足蓄水过程中消纳的可再生电力W_NER占蓄水过程中耗电量W的比例大于(1-η)的条件；

在满足式(8)的基础上确定抽蓄电站日运行方式的节能优化运行方式，即计算抽蓄电站日运行最优的开机序列α_[1×n]，如图1所示，具体包括以下步骤：

(1)分别输入需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}和可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}；

(2)对抽蓄电站日运行方式进行初始化，假设抽蓄电站日运行方式的初值α′_[1×n]＝α_[1×n]＝0_[1×n]，其中，α′_[1×n]表示最近一轮循环优化的抽蓄日运行开机序列；α_[1×n]表示上一轮循环优化的抽蓄电站日运行开机序列；该式表示在抽蓄电站在一整天内都不运行；

(3)在有可再生电力弃用的时刻，开启水泵，以最小单位耗电量对负荷曲线进行“填谷”，具体包括依次进行的如下步骤：

1)假设循环参数i′＝1；

2)假设蓄水消纳电量最小单位为x·Δt·P_p0中包含消纳的可再生电力弃用电量W_NER＝0；

3)判断i′＞x是否成立，其中，i′表示假设的循环参数；若成立，则转步骤(4)，若不成立，则进入步骤4)；

4)在满足0≤α′(1,i)＜m(i＝1,2,...,n)的条件下，寻找可再生电力的弃用电力ΔP_{outp,NER[1×n]}最大的时刻t_i(i＝1,2,...,n)；其中，α′(1,i)(i＝1,2,...,n)表示抽蓄电站在任意采样时刻的运行状态；

5)在t_i时刻，开启一台水泵抽水，记为：α′(1,i)＝α′(1,i)+1，(i＝1,2,...,n)，其中，等式右边的α′(1,i)为开启一台水泵前抽蓄电站在时刻t_i的运行状态，等式左边的α′(1,i)为开启一台水泵后抽蓄电站时刻t_i的运行状态，“1”代表抽蓄电站水泵机组开启，消纳电量；

6)在t_i时刻，计算消纳的可再生电力弃用电量W_NER，具体计算过程为：

若ΔP_{outp,NER(1,i)}≥P_p0 (9)

当式(9)成立，则W_NER的计算公式如下：

W_NER＝W_NER+Δt·P_p0

若ΔP_{outp,NER(1,i)}＜P_p0(10)

当式(10)成立，则W_NER的计算公式如下：

W_NER＝W_NER+Δt·ΔP_{outp,NER(1,i)}

式中，ΔP_{outp,NER(1,i)}表示t_i时刻可再生电力的弃用电电力；

7)在t_i时刻，可再生电力的弃用电力ΔP_{outp,NER(1,i)}，其计算公式如下：

ΔP_{outp,NER(1,i)}＝ΔP_{outp,NER(1,i)}-P_p0

8)在t_i时刻，由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷P_{load,net(1,i)}，计算公式如下：

P_{load,net(1,i)}＝P_{load,net(1,i)}+P_p0

式中，P_{load,net(1,i)}表示t_i时刻需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷；

9)更新循环参数i′＝i′+1；

10)转步骤(3)的小步骤3)；

(4)开启水轮机，以最小单位发电量对负荷曲线进行“削峰”，具体包括依次进行的如下步骤：

1)假设循环参数j′＝1；

2)判断j′＞y是否成立，其中，j′表示假设的循环参数；若成立，则转步骤(5)，若不成立，则进入步骤3)：

3)在同时满足两个条件的前提下，寻找需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}的最大的时刻t_j(j＝1,2,...,n)，其中，

条件一，-m＜α′(1,j)≤0(j＝1,2,...,n)，

式中，m表示电站机组数量；α′(1,j)表示抽蓄电站时刻t_j的运行状态；

条件二，日运行方式α′_[1×n]下任一数据采样时刻t_j满足如下的条件：

式中，α′(1,j″)表示抽蓄电站时刻t_j″的运行状态；

优化周期内上水库的初始蓄水量V₀与上水库最小蓄水量V_min的差值可用水轮机以额定功率发电时水流量Q_t0表示，即：

式中，表示在满足上水库最小容量要求的情况下，优化周期内上水库的初始蓄水量用于单台水轮机以额定功率发电的最长发电时间；

根据式(5)和(12)将式(11)转化为：

式中，α′(1,j″)表示抽蓄电站时刻t_j″的运行状态；

4)在t_j时刻，开启一台水轮机发电，记为：α′(1,j)＝α′(1,j)-1，(j＝1,2,...,n)；

式中，等式右边的α′(1,j)为开启一台水轮机前抽蓄电站在时刻t_j的运行状态，等式左边的α′(1,j)为开启一台水轮机后抽蓄电站时刻t_i的运行状态；“-1”代表抽蓄电站水轮机组开启，进行发电；

5)在t_j时刻，计算需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷P_{load,net(1,j)}，计算公式如下：

P_{load,net(1,j)}＝P_{load,net(1,j)}-P_t0

式中，P_{load,net(1,j)}表示t_j时刻需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷；

6)更新循环参数j′＝j′+1；

7)转步骤(4)的步骤2)；

(5)判断是否同时满足节能和上水库库容两个要求，若满足，则进入下一步骤(6)，若不满足，则转步骤(7)，其中：

节能要求：W_NER＞(1-η)x·Δt·P_p0

上水库库容要求：日运行方式α′_[1×n]下任一数据采样时刻t_j满足如下条件：

式中，V₀表示优化周期内上水库的初始蓄水量；

上水库最大蓄水量V_max与优化周期内上水库的初始蓄水量V₀的差值可用水泵以额定功率抽水时水流量Q_p0表示，即：

式中，表示从优化周期内上水库的初始蓄水量开始，到水库最大蓄水量，单台水泵以额定功率抽水的最长抽水时间；

根据式(5)、(12)和(14)将式(13)转化为：

(6)更新抽蓄电站日运行方式α_[1×n]＝α′_[1×n]，并转步骤(3)，进行下一轮循环优化；

(7)输出上一轮循环优化的抽蓄电站日运行方式α_[1×n]。

上述实施例仅用于说明本发明，其中各部件的结构、连接方式和制作工艺等都是可以有所变化的，凡是在本发明技术方案的基础上进行的等同变换和改进，均不应排除在本发明的保护范围之外。

Claims (3)

1.一种电力系统生产运行方法，其特征在于，包括以下内容：

步骤1)假设电力系统数据日采集次数为n，分别获取电力系统日前预测负荷曲线P_load[1×n]、可再生电力日前预测日出力曲线P_{outp,NER[1×n]}和除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线P_{outp,oth[1×n]}；

步骤2)计算得到需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}；

步骤3)根据电力系统日前预测负荷最大值P_load,max、电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力P′_outp,NER、旋转备用率r_SR和可再生电力出力预测准确率r_NER，计算得出火电机组要求开机容量；

步骤4)在满足火电机组要求开机容量P_load,thermal的基础上，对火电机组进行开机安排进而确定火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}；

步骤5)根据火电机组的最小出力P_{outp,thermal,min}得到可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}，并根据可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}进行抽蓄电站日运行方式的节能优化；当根据可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}进行抽蓄电站日运行方式的节能优化时，需要满足蓄水过程中消纳的可再生电力W_NER占蓄水过程中耗电量W的比例大于(1-η)的条件，其中，η表示抽水蓄能电站的转换效率，具体包括以下步骤：

步骤5-1)分别输入需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}和可再生电力的弃用电力曲线ΔP_{outp,NER[1×n]}；

步骤5-2)对抽蓄电站日运行方式进行初始化；

步骤5-3)在有可再生电力弃用的时刻，开启水泵，以最小单位耗电量对火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线进行“填谷”；

步骤5-4)开启水轮机，以最小单位发电量对火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线进行“削峰”；

步骤5-5)判断是否同时满足节能和上水库库容两个要求，若满足，则进入下一步骤5-6)，若不满足，则转步骤5-7)；

步骤5-6)更新抽蓄电站日运行方式，并转步骤5-3)，进行下一轮循环优化；

步骤5-7)输出上一轮循环优化的抽蓄电站日运行方式。

2.如权利要求1所述一种电力系统生产运行方法，其特征在于，所述步骤2)计算得到需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}，其中，需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线P_{load,net[1×n]}计算公式如下：

P_{load,net[1×n]}＝P_load[1×n]-P_{outp,NER[1×n]}-P_{outp,oth[1×n]}

式中，P_{load,net[1×n]}表示需由火电站和抽蓄电站承担的日净负荷曲线；P_load[1×n]表示电力系统日前预测负荷曲线；P_{outp,NER[1×n]}表示可再生电力日前预测日出力曲线；P_{outp,oth[1×n]}表示除火电站、抽蓄电站和可再生电力外的其他类型电站的日前预测日出力曲线。

3.如权利要求1所述一种电力系统生产运行方法，其特征在于，所述步骤3)根据电力系统日前预测负荷最大值P_load,max、电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力P_o′_utp,NER、旋转备用率r_SR和可再生电力出力预测准确率r_NER，计算得出火电机组要求开机容量，其中，电力系统日前预测负荷最大值P_load,max的计算公式如下：

P_{load,max＝max}(P_load[1×n])

式中，P_load,max表示电力系统日前预测负荷最大值；P_load[1×n]表示电力系统日前预测负荷曲线；

火电机组要求开机容量P_load,thermal的计算公式如下：

P_load,thermal＝P_load,max(1+r_SR)-P′_outp,NER·r_NER

式中，P_load,thermal表示火电机组要求开机容量；P_load,max表示电力系统日前预测负荷最大值；r_SR表示旋转备用率；P′_outp,NER表示电力系统日前预测负荷最大值所处时刻的可再生电力出力；r_NER表示可再生电力出力预测准确率。