CN105678394B - 一种多源多周期发电计划制定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种多源多周期发电计划制定方法，该方法包括以下步骤：I、构建中长期计划场景；II、构建中长期发电计划模型；III、构建基于所述中长期发电计划的日前计划模型；IV、构建基于新能源消纳的实时计划模型。该方法计构建了中长期、日前、实时等整个周期内的计划编制方法，在较长的时间范围内针对电源的特点，解决了调度计划中的几个关键问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种多类型电源构成电力系统的电网调度领域的方法，具体讲涉及一种多源多周期发电方案计划方法。
背景技术
电力调度中心制定发电计划是为了合理利用发电资源，在满足电力用户用电需求的基础之上，尽可能保证发用电平衡，维持电网频率稳定，减小损耗，保证电网安全运行、可靠供电。
从上个世纪80年代末期开始，电力市场的发展特别是日前市场的需求驱动了安全约束计划应用软件的发展。近几年国内外日前和实时调度领域，对考虑安全约束的日前计划和实时计划编制提出了迫切需求。
现有技术中，调度计划一方面大多只针对水、火两种能源，且水电多作为固定出力处理，水火协调并不充分；另一方面，现有的调度计划应用多只针对日前调度当一周期，对考虑电源之间的优化互补考虑不足，难以解决弃水弃风等问题。
因此，需要提供一种多源多周期发电方案计划方法。
发明内容
为克服上述现有技术的不足，本发明提供一种多源多周期发电方案计划方法。
实现上述目的所采用的解决方案为：
一种多源多周期发电计划制定方法，其改进之处在于：所述方法包括以下步骤：
I、构建中长期计划场景；
II、构建中长期发电计划模型；
III、构建基于所述中长期发电计划的日前计划模型；
IV、构建基于新能源消纳的实时计划模型。
进一步的，所述步骤I中，包括确定所述中长期计划场景的所述计算间隔、计算周期、电源开停计划和电网模型。
进一步的，所述计算间隔为采取四过渡期八预测点模式，所述四过渡期八预测点模式依次包括早低谷、早高峰、晚高峰、晚低谷；
所述早低谷、早高峰、晚高峰和晚低谷的时段分别为一个预测点；
除所述早低谷到所述早高峰的过渡期为两个预测点，其他所述过渡期为一个预测点。
进一步的，所述计算周期根据所述系统的电源结构确定.
进一步的，所述电源包括水电、风电和燃气机组；
对于所述水电，调节能力较弱的径流式水电采取预测值作为已知量参与系统平衡；带有水库调节能力较强的水电采取确保水电发电量的原则，允许在时间周期上调整各时段出力；
所述风电采取历史同期最大风电作为已知量参与系统平衡；
所述燃气机组作为系统安全备用电源，满足储气约束。
进一步的，由于中长期数据的误差及潮流调整的难以操作性，所述电网模型不考虑线路潮流约束。
进一步的，所述步骤II中，构建所述中长期发电计划模型包括确定优化目标和约束；
所述优化目标为火电机组的燃煤最小；
所述约束包括系统平衡约束、机组上下限约束、火电电量约束、水电电量约束和燃气的储气约束。
进一步的，所述步骤III中，所述日前计划模型包括确定所有机组在次日的出力计划；包括以下步骤：
S301、确定所述日前计划模型的优化目标：
式中，
为火电机组的运行费用，
为燃气机组的运行费用，
为燃气机组的开机费用，
为水电建议电量偏差惩罚费用；
NCaol为燃煤机组个数；NGas为燃气机组总数；NT为计算总时段；ui,t为火电机组开停决策变量；Pi(t)为机组出力；Fi(Pi(t),t)为出力对应的燃煤信息；Cui(t)单台燃气机组的开机费用；
为偏差电量；γi为偏差惩罚系数，NHydro为水电机组总数。
S302、确定约束，所述约束包括负荷平衡约束、系统备用约束、系统潮流约束和机组的运行约束。
进一步的，所述步骤IV包括以下步骤：
S401、确定下一点的超短期负荷预测；
S402、根据机组类型确定火电机组、水电机组和燃气机组的下一点计划出力
S403、根据所述下一点的超短期负荷预测和所述机组下一点计划总出力确定计划偏差量；
S404、根据所述计划偏差量调整机组出力。
进一步的，所述部分机组下一点计划出力的原则包括：
A、对于不可控电源，以当前实际值作为下个整5分钟计划点；
B、对于无AGC机组的火电机组，下个点采用当前实际值作为下个整5分钟的计划值；
C、对于无AGC机组的水电机组，下个点采用当前实际值作为下个整5分钟的计划值；
D、对于有AGC机组的火电机组，按照AGC控制模式确定下个整5分钟的计划值，该计划值用于为需要计算的所述有AGC机组的火电机组调整出力值；
E、对于有AGC机组的水电机组，取水电机组的中间出力值作为下个整5分值的计划值，保证水电出力具有最大的正负可调空间；
F、对于有AGC机组的燃气机组，计算当前风电实际值与上点风电实际值作为风电变化量，并确定下点具有相同的变化调整量，所述燃气机组在调节范围内进行相反调节以消减风电波动；当存在风电超短期预测时，利用预测值计算更为准确的风电变化量。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
1、本发明提供的方法通过构建中长期计划场景的合理选取以及中长期计划构型的构建可以求取更符合实际需求的火电机组开停计划。
2、本发明提供的方法在日前计划中考虑LNG燃气机组，能够发挥燃气机组的调峰调频性能。
3、本发明提供的方法中，在实时计划中通过机组出力的合理确定以及高频率的计算模式可以获得更为准确的实时计划，并通过预留水电调节空间和燃气风电机组跟随策略能够更好实现风电消纳。
4、本发明提供的方法提出在中长期、日前、实时等多周期范围内实现多源电源的计划协调编制方法；其中，通过中长期计划考虑水火协调问题，主要解决确保水电发电量前提下的“三公”电量问题；通过日前计划解决各电源计划的具体安排，初步消纳风电；通过实时计划确保风电的实际消纳。
附图说明
图1为本实施例中多源多周期协调编制方法示意图；
图2为本实施例中长期负荷当日处理示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式做进一步的详细说明。
如图1所示，图1为一种多源多周期发电计划制定方法，该方法包括以下步骤：
步骤一、构建中长期计划场景；
步骤二、构建中长期发电计划模型；
步骤三、构建基于所述中长期发电计划的日前计划模型；
步骤四、构建基于新能源消纳的实时计划模型。
步骤一，构建中长期计划场景。具体包括：确定计算间隔、确定计算周期、确定电源模型和确定电网模型。
①、确定计算间隔。计算间隔为采取两个高峰、两个低谷及四个过渡期的八点模式。
如图2所示，图2为本实施例中长期负荷当日处理示意图；
本实施例中，考虑中长期计划的主要目标在于确定火电机组的开停，因此计划密集度不需要像日前计划一般采取15分钟一个点。
在考虑到日负荷特性的基础上，采取两个高峰，两个低谷，四个过渡期共8个点的构建模式。其中，从第一个低谷到早高峰历时2个计算点，其余均为一个计算点。
对于每个点，每日负荷低谷期采用预测最低值，每日负荷高峰期则采用预测最大值，而对于负荷过度阶段则采取斜线处理模式，整体而言每日负荷采取梯形模式。
②、确定计算周期。计算周期根据所述系统的电源结构确定。
对于日前计划计算周期就是次日24小时，但对于中长期计划，本实施例中，采取灵活确定计算周期的模式。
确定方法与电源结构有关：例如，对于水电占比较大区域，应以水电来水周期为计划周期；对于风电占比较大区域，应以风电来风周期为计划周期；但整体而言周期应不低于一周。
③、确定电源模型。
对于火电，大多是燃煤大型机组，其开机费用昂贵，最小停机和最小运行时间较长，认为中长期计划的主要目标在于以满足“三公”电量为目标，确定大型火电机组的开停计划。
对于水电，调节能力较弱的径流式水电采取预测值作为已知量参与系统平衡；带有水库调节能力较强的水电采取确保水电发电量的原则，但允许在时间周期上调整各时段出力。
对于风电，由于中长期预测准确性较差，而风电几乎无可调度性，为保证风电的充分消 纳，采取历史同期最大风电作为已知量参与系统平衡。
对于燃气机组，由于其具有启停较快，爬坡性能优越等良好的运行特性，但由于运行价格昂贵，因此将其作为系统安全备用电源，但需满足储气约束。
④、确定电网模型。
电网模型在进行计划编制时主要用于确定计划是否满足线路潮流约束，但在中长期计划中考虑到预测数据的不准确性，且电网潮流在日前计划调整更具有可操作性，因此在中长期计划中暂不考虑线路潮流约束。
步骤二，构建中长期发电计划模型。
本实施例中，决策变量为火电机组开停计划，优化目标为系统火电燃煤最小，需要考虑的约束主要包括系统平衡约束、火电“三公”电量约束、水电电量约束、燃气机组储气约束等。
对上述优化目标和约束具体说明：
优化目标为火电机组的燃煤最小，如下式所示：
式中，NCaol为燃煤机组个数；NT为计算总时段；ui,t为火电机组开停决策变量；Pi(t)为机组出力；Fi(Pi(t),t)为出力对应的燃煤信息。
考虑此时出力为粗略值，煤耗曲线可采取简单的分段常数取值模式。
系统平衡约束为，如下式所示：
式中，NG为非火电总机组数；Pload(t)为负荷需求。
需要说明的是，此时出力并非均为未知变量，部分为已知值。
机组上下限约束，如下式所示：
式中，
分别为机组的出力上下限额。
火电电量约束，如下式所示：
式中，Qi,down为火电三公电量约束下限；Qi,up为三公电量约束上限。
由于实现节能减排的效果，优先对待水电，在水电占比较大的地区，丰水期很多火电难以满足既定的“三公”电量，按照此不等式约束容易造成优化无解。实际应用中，可将其改造为偏差量加入目标函数，使其尽量不要偏离“三公”建议电量即可。
水电电量约束，如下式所示：
式中，Qi,s,down为预测水电发电量下限；Qi,s,up为预测水电发电量上限。
燃气的储气约束，如下式所示：
式中，E(·)为电、燃气转换关系；E(i,T)为燃气上限量。
步骤三中，构建基于所述中长期发电计划的日前计划模型。
中长期计划中在考虑了火电“三公”电量、水电计划电量的前提下确定了火电机组的开停状态，但并未给出所有机组的最终值。
因此，在日前计划中需确定所有机组在次日的出力计划。
本实施例中，具体说明对日前计划中对水电和LNG燃气机组的处理方式。
(1)日前计划的优化目标主要为火电和燃气机组的运行费用最低，并使得水电尽量不要偏离建议电量，如下式所示：
式中，第一项
为火电机组的运行费用，第二项
为燃气机组的运行费用，第三项
为燃气机组的开机费用，第四项
为水电建议电量偏差惩罚费用；
NCaol为燃煤机组个数；NGas为燃气机组总数；NT为计算总时段；ui,t为火电机组开停决策变量；Pi(t)为机组出力；Fi(Pi(t),t)为出力对应的燃煤信息；Cui(t)单台燃气机组的开机费 用；Qi为电量，
为偏差电量；γi为偏差惩罚系数，NHydro为水电机组总数。
(2)需满足的约束将比中长期计划更多，包括负荷平衡约束、系统备用约束、系统潮流约束及机组的运行约束等。
系统平衡约束，如下式所示：
式中，NGas为燃气机组总数，NG为除燃气机组的其他机组出力；Pi(t)为机组计划出力，为决策变量。
需要说明的是：决策变量对于没有调节特性的径流式水电、风电等均是预测已知值。
系统备用约束，如下式所示：
式中，
分别表示系统的上备用限值和下备用限值；
分别为机组的出力上下限；ui,t为开停变量。
其中，径流式水电和风电不提供系统备用，而只有燃气机组的开停变量为未知数，其他机组开停已知。为了确保风电的有效消纳，可以适当提高系统备用要求。
系统支路潮流约束，如下式所示：
式中，
分别为支路的潮流上下限；
分别为断面的潮流上下限；
为机组出力与支路潮流的关系表达式；
为机组出力与断面潮流的关系表达式。
在输电网中，根据直流潮流计算方法，上述表达式可写为线性表达式。为简化问题的求解在第一优化确定燃气机组的开停时不考虑此约束，当燃气开停确定后，再纳入此约束，此时则没有确定开停的0，1变量。
机组的运行约束，如下式所示：
式中，
分别为爬坡出力上限和滑坡出力下限；E(·)为电、燃气转换关系式；E(PG(i,t))为燃气约束值；E(i,T)为燃气上限量；燃气约束与中长期不同的地方在于时间周期不一样。
通过对上述模型的求解，即可获取日期96点发电计划。在该计划中，一方面可以充分运用燃气机组的优秀性能进行调峰运行，另一方面由于中长期所确定的火电开停计划，能够保证水电的发电量，尽可能降低弃水和火电启停调峰等不良现象的可能性。对于风电的消纳也由于燃气机组的加入和大水电的运行提供了较大的消纳空间。
但由于风电预测的偏差较大，在实际运行中可能出现计划的较大调整，本实施例中，进一步提出实时计划模型解决偏差问题。
步骤四，构建基于新能源消纳的实时计划模型。包括确定计划偏差量和在AGC机组间分配所述计划偏差量。
计划偏差量指：下一个5分钟整点时的超短期负荷预测与机组下一个点计划总出力的偏差。
本实施例中，采用如下策略确定机组下一个点计划出力：
①、对于不可控电源，包括风电、小水电等，以当前实际值作为下个整5分钟计划点；
②、对于没有AGC机组的火电机组，下个点采用当前实际值作为下个整5分钟的计划值；
③、对于没有AGC机组的水电机组，下个点同样采用当前实际值作为下个整5分钟的计划值；
④、对于有AGC机组的火电机组，按照AGC控制模式确定下个整5分钟的计划值，该计划值用于为需要计算的机组调整出力值。
例如当AGC为基值模式时，直接读取AGC基值即可；
⑤、对于有AGC机组的水电机组，此时AGC控制模式多打在跟随联络线模式，即该水电机组主要用来消除最后的系统不平衡量。
为使该水电具有最大的上下调节能力，总是取所述水电机组的中间出力值作为下点计划；
⑥、对于有AGC机组的燃气机组，由于很少让其跟随联络线模式，因此不具备自动平衡 系统不平衡量的能力，但为了发挥其较好的爬坡调节性能，提出将其与风电捆绑调节策略。
捆绑调节策略指：计算当前风电实际值与上点风电实际值作为风电变化量，并认为下点具有相同的变化调整量，而燃气机组则在调节范围内进行相反调节用以消减风电波动；当存在风电超短期预测时，即可利用预测值计算更为准确的风电变化量。
根据上述①-⑥的电源出力取值，即可计算下点的电源总出力，然后将下一点的超短期负荷预测减去电源总出力获得计划偏差量，即可获得机组的计划调整总量，再按照一定原则将计划调整总量分配到各机组即可。
上述原则可采用剩余容量、装机容量、日计划完成率等任一原则确定一个分配系数即可。
实时计划执行效果的好坏关键在于下一点偏差计算的准确性，超短期负荷预测目前精度已较高，因此关键在于下点计划总出力计算的准确性。
传统的超短期计划跟随超短期负荷预测同样每5分钟运行一次，而上述①-⑥的电源出力预测原则中，多处采用以实际值作为下点出力值的处理模式。
为了得到更为准确的偏差量，认为越接近计划时间点，电源将更逼近计划点的实际值，本发明提出高密度实时计划模式，打破传统每5分钟计算一次的模式，将其改为每1分钟计算一次，虽然超短期负荷预测未变，但由于每分钟计算时所读取的当前电源实际出力均不同，因此计划点的偏差量实际是变化的，并且每一点的偏差都更为准确。另一方面多次的计算还可以增加系统的容错度，即便某次计算出现问题，仍然可以获得较为满意的下点计划值。
通过上述步骤，构建一个考虑水-火-风-燃气等多种能源的多周期计划协调编制方法。本实施例中的方法可充分的考虑水电建议电量，火电“三公”计划，风电的充分消纳以及燃气优良资源的关键利用，做到各类能源的扬长避短，协调运用。
最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制,尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明,所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在申请待批的权利要求保护范围之内。
Claims (7)
1.一种多源多周期发电计划制定方法，其特征在于：所述方法包括以下步骤：
I、构建中长期计划场景；
II、构建中长期发电计划模型；
III、构建基于所述中长期发电计划的日前计划模型；
IV、构建基于新能源消纳的实时计划模型；
所述步骤II中，构建所述中长期发电计划模型包括确定优化目标和约束；
所述优化目标为火电机组的燃煤最小；
所述约束包括系统平衡约束、机组上下限约束、火电电量约束、水电电量约束和燃气的储气约束；
所述优化目标为火电机组的燃煤最小，如下式：
式中，NCaol为燃煤机组个数；NT为计算总时段；ui,t为火电机组开停决策变量；Pi(t)为机组出力；Fi(Pi(t),t)为出力对应的燃煤信息；
所述系统平衡约束为，如下式：
式中，NG为非火电总机组数；Pload(t)为负荷需求；
所述机组上下限约束，如下式：
式中，P i(t)、
分别为机组的出力上下限额；
所述火电电量约束，如下式：
式中，Qi,down为火电三公电量约束下限；Qi,up为三公电量约束上限；
所述水电电量约束，如下式：
式中，Qi,s,down为预测水电发电量下限；Qi,s,up为预测水电发电量上限；
所述燃气的储气约束，如下式所示：
式中，E(·)为电、燃气转换关系；E(i,T)为燃气上限量；
所述步骤III中，所述日前计划模型包括确定所有机组在次日的出力计划；包括以下步骤：
S301、确定所述日前计划模型的优化目标：
所述优化目标为火电和燃气机组的运行费用最低，如下式：
式中，
为火电机组的运行费用，
为燃气机组的运行费用，
为燃气机组的开机费用，
为水电建议电量偏差惩罚费用；
NCaol为燃煤机组个数；NGas为燃气机组总数；NT为计算总时段；ui,t为火电机组开停决策变量；Pi(t)为机组出力；Fi(Pi(t),t)为出力对应的燃煤信息；Cui(t)单台燃气机组的开机费用；
为偏差电量；γi为偏差惩罚系数，NHydro为水电机组总数；
S302、确定所述日前计划模型的约束，所述约束包括负荷平衡约束、系统备用约束、系统潮流约束和机组的运行约束；
所述系统备用约束，如下式：
式中，
分别表示系统的上备用限值和下备用限值；
Pi(t)分别为机组的出力上下限；ui,t为开停变量；
所述系统潮流约束的支路潮流约束，如下式：
式中，
分别为支路的潮流上下限；
分别为断面的潮流上下限；Sk(P i(t),t)为机组出力与支路潮流的关系表达式；Ck(P i(t),t)为机组出力与断面潮流的关系表达式；
所述机组的运行约束，如下式：
式中，Pi up(t)、Pi down(t)分别为爬坡出力上限和滑坡出力下限；E(·)为电、燃气转换关系式；E(PG(i,t))为燃气约束值；E(i,T)为燃气上限量；燃气约束与中长期不同的地方在于时间周期不一样；
所述步骤IV包括以下步骤：
S401、确定下一点的超短期负荷预测；
S402、根据机组类型确定火电机组、水电机组和燃气机组的下一点计划出力；
S403、根据所述下一点的超短期负荷预测和所述机组下一点计划总出力确定计划偏差量；
S404、根据所述计划偏差量调整机组出力。
2.如权利要求1所述的制定方法，其特征在于：所述步骤I中，包括确定所述中长期计划场景的计算间隔、计算周期、电源开停计划和电网模型。
3.如权利要求2所述的制定方法，其特征在于：所述计算间隔为采取四过渡期八预测点模式，所述四过渡期八预测点模式依次包括早低谷、早高峰、晚高峰、晚低谷；
所述早低谷、早高峰、晚高峰和晚低谷的时段分别为一个预测点；
除所述早低谷到所述早高峰的过渡期为两个预测点，其他所述过渡期为一个预测点。
4.如权利要求2所述的制定方法，其特征在于：所述计算周期根据所述系统的电源结构确定。
5.如权利要求2所述的制定方法，其特征在于：所述电源包括水电、风电和燃气机组；
对于所述水电，调节能力较弱的径流式水电采取预测值作为已知量参与系统平衡；带有水库调节能力较强的水电采取确保水电发电量的原则，允许在时间周期上调整各时段出力；
所述风电采取历史同期最大风电作为已知量参与系统平衡；
所述燃气机组作为系统安全备用电源，满足储气约束。
6.如权利要求2所述的制定方法，其特征在于：由于中长期数据的误差及潮流调整的难以操作性，所述电网模型不考虑线路潮流约束。
7.如权利要求5所述的制定方法，其特征在于：所述部分机组下一点计划出力的原则包括：
A、对于不可控电源，以当前实际值作为下个整5分钟计划点；
B、对于无AGC机组的火电机组，下个点采用当前实际值作为下个整5分钟的计划值；
C、对于无AGC机组的水电机组，下个点采用当前实际值作为下个整5分钟的计划值；
D、对于有AGC机组的火电机组，按照AGC控制模式确定下个整5分钟的计划值，该计划值用于为需要计算的所述有AGC机组的火电机组调整出力值；
E、对于有AGC机组的水电机组，取水电机组的中间出力值作为下个整5分值的计划值，保证水电出力具有最大的正负可调空间；
F、对于有AGC机组的燃气机组，计算当前风电实际值与上点风电实际值作为风电变化量，并确定下点具有相同的变化调整量，所述燃气机组在调节范围内进行相反调节以消减风电波动；当存在风电超短期预测时，利用预测值计算更为准确的风电变化量。
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