CN108155644A - 计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法，属于电力系统运行技术领域。本方法首先建立由目标函数和约束条件构成的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统，模型的约束条件包括电力系统约束条件和供热系统约束条件；将模型转化为矩阵形式的二次规划模型，通过系统辨识方法，在保证供热系统供热完成情况下，利用供热系统储热性能松弛供热系统供热与用热的强制约关系，使得供热系统能够参与电力系统的调峰，分别得到常规机组、风电机组和热电联产机组的发电出力调度方案和热电联产机组的供热出力调度方案。本发明可充分挖掘供热系统的储热性能，通过电力系统的调峰显著提升风电消纳水平，提高热电联合系统运行灵活性。

Description

计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法

技术领域

本发明属于电力系统的运行技术领域，特别涉及一种计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法。

背景技术

我国北方城市供热系统具有良好的储热性能，而供热的来源主要来自热电联产机组。

热电联产机组也是我国北方地区火电机组的主要形式，其按照一定的供热与供电关系分别向电网与热网同时供电与供热。为保证热量的有效供应，热电联产机组需要输出大量电力功率，造成北方地区丰富的风电无法被有效利用。

利用供热系统的储热性能，松弛供热与用热间的严格约束，可以促进热电联产机组参与电网调峰，进而促进风电的消纳。

辅助服务是指为维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，除正常电能生产、输送、使用外，由发电企业、电网经营企业和电力用户提供的服务。包括：一次调频、自动发电控制、调峰、无功调节、备用、黑启动等。

传统电力系统的经济调度中未考虑备用辅助服务成本，调度结果易出现备用设置不合理等情况。另外对于我国北方集中供热期的电力系统，由于热电联产机组要维持基本供热水平，传统调度方法的调度策略弃风严重，该问题急需解决。

发明内容

本发明的目的是为克服已有技术的不足之处，提出一种计及辅助服务的动态供热系统和电力系统耦合调度方法。本发明可充分挖掘供热系统的储热性能，通过电力系统的调峰显著提升风电消纳水平。

本发明提出的一种计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

1)建立计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体步骤如下：

1-1)确定计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数；

计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数为全网运行成本最小化，表达式如下：

式中，T为调度时段集合，I^CHP、I^TU和I^WD分别为热电联合系统中的热电联产机组编号集合、常规机组编号集合和风电机组的编号集合，为热电联产机组i在t时段的生产成本函数，为常规机组i在t时段的生产成本函数，为风电机组i在t时段的生产成本函数，为常规机组i在t时段提供的备用辅助服务成本函数，t为调度时段编号；

其中，热电联产机组的生产成本函数为：

式中，和分别为热电联产机组i的生产成本系数，和分别为热电联产机组i在调度时段t的有功功率和供热功率；

常规机组的生产成本函数为：

式中，和分别为常规机组i的发电成本系数，为常规机组i在调度时段t的有功功率；

风电机组的生产成本函数为：

式中，为风电机组i的弃风惩罚因子，为风电机组i在调度时段t的可用有功功率，为风电机组i在调度时段t的实际有功功率；

常规机组提供的备用辅助服务成本函数为：

式中，和分别为常规机组i在调度时段t的向上和向下的备用辅助服务竞价价格，和分别为常规机组i在调度时段t的向上旋转备用和向下旋转备用；

1-2)确定模型的约束条件，包括电力系统约束条件和供热系统约束条件；具体如下：

1-2-1)电力系统约束条件；具体如下：

1-2-1-1)常规机组约束，表达式如下：

式中，和分别为常规机组i的有功功率上限和有功功率下限；

式中，和分别为常规机组i的向上爬坡能力和向下爬坡能力，△T为每个调度时段的长度；

1-2-1-2)风电机组约束，表达式如下：

1-2-1-3)电力系统运行约束，表达式如下：

式中，I^LD为电力系统所有负荷的编号集合，D_i，t为负荷i在调度时段t的负荷大小；

式中，I^LN代表电力系统线路编号集合，I^EPS代表电力系统中节点编号集合， 和分别代表电力系统中与节点i相连接的热电联产机组编号集合、常规机组编号集合、风电机组编号集合与负荷的编号集合，L_j代表电力系统中线路j的最大有功功率，SF_i-j为节点i到线路j的转移分布因子；

式中，SRU_t和SRD_t分别代表电力系统在调度时段t的向上旋转备用和向下旋转备用；

1-2-2)供热系统约束条件，具体如下：

1-2-2-1)热电联产机组约束，表达式如下：

式中，和分别为热电联产机组i的机组热电出力特性参数；

式中，和分别为热电联产机组i的向上爬坡能力和向下爬坡能力；

1-2-2-2)供热系统约束，表达式如下：

式中，为热电联产机组i所对应的换热站在调度时段t的一次管网入口水温，t_i为热电联产机组i传热到其所对应的换热站所需时间，与分别为热电联产机组i的供热系统热特性参数，为调度时段t-1的外界温度；

式中，为热电联产机组i所对应换热站在调度时段t的一次管网入口水温下限值；

2)将步骤1)建立的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化为标准矩阵形式的二次规划模型；

将步骤1)建立的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化成矩阵形式：用向量x_E表示电力系统变量，电力系统变量包括和所有电力系统变量顺次排列构成向量x_E；用x_H表示供热系统变量，供热系统变量包括：和所有供热系统变量顺次排列构成向量x_H；则计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化为如下的矩阵形式：

subject to：

x_E∈X_E (18)

x_H∈X_H

Dx_E＝Ex_H

式中，C表示计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数；约束集合X_E为电力系统的约束条件集合，即式(6)-(13)与(15)所构成的集合；约束集合X_H表示供热系统约束条件集合，即式(16)与(17)所构成的集合；约束Dx_E＝Ex_H表示电力系统和供热系统耦合约束条件，即变量x_E中的和变量x_H中的对应相等；

3)对步骤2)得到的二次规划模型求解，将求解得到的分别作为常规机组、风电机组和热电联产机组的发电出力进行调度，将作为热电联产机组的供热出力进行调度。

本发明的技术特点及有益效果在于：

本发明在传统电力系统的经济调度中，考虑了备用辅助服务的成本，避免了传统经济调度中机组备用设置不合理的情况；此外，本发明将动态供热系统引入到电力系统的模型中，利用供热系统的储热性能提升电力系统运行灵活性，调度结果相比与传统方法可显著提升风电消纳水平并降低系统运行成本。

本发明可应用于我国北方冬季集中供热期的电力系统运行调度中。

具体实施方式

本发明提出的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法，下面结合具体实施例进一步详细说明如下。

本发明提出的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法，着重考虑备用辅助服务，首先，针对电力系统建立考虑辅助服务市场的经济调度模型，在经济调度的优化中考虑备用的成本；其次，对供热系统进行系统辨识动态等值建模，基于历史统计信息辨识供热系统的动态特性；然后，结合热电联产机组的特性，建立热电联合优化调度模型；最后，求解热电联合优化调度模型，得到调度策略。该方法包括以下步骤：

1)建立计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体步骤如下：

1-1)确定计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数；

计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数为全网运行成本最小化，表达式如下：

式中，T为调度时段集合(一般可取1～24，即一日24小时，间隔为1小时)，I^CHP、I^TU和I^WD分别为热电联合系统中的热电联产机组编号集合、常规机组编号集合和风电机组的编号集合，为热电联合系统中热电联产机组i在t时段的生产成本函数，为热电联合系统中常规机组i在t时段的生产成本函数，为热电联合系统中风电机组i在t时段的生产成本函数，为电力系统中常规机组i在t时段提供的备用辅助服务成本函数，t为调度时段编号；

其中，热电联产机组的生产成本函数为：

式中，和分别为热电联产机组i的生产成本系数，生产成本系数为热电联产机组固有参数(可从热电联产机组设计手册处获取)，和分别为热电联产机组i在调度时段t的有功功率和供热功率；

常规机组的生产成本函数为：

式中，和分别为常规机组i的发电成本系数，该系数为常规机组的固有参数(可从常规机组设计手册处获取)，为常规机组i在调度时段t的有功功率；

风电机组的生产成本函数为：

式中，为风电机组i的弃风惩罚因子，弃风惩罚因子的取值根据对风电的消纳需求确定，由电力系统调度中心根据调度结果反馈进行调节(常规可取值为或为风电机组i在调度时段t的可用有功功率，为风电机组i在调度时段t的实际有功功率；

电力系统中常规机组提供的备用辅助服务成本函数为：

式中，和分别为常规机组i在调度时段t的向上和向下的备用辅助服务竞价价格，和分别为常规机组i在调度时段t的向上旋转备用和向下旋转备用；

1-2)确定模型的约束条件，包括电力系统约束条件和供热系统约束条件；具体如下：

1-2-1)电力系统约束条件；具体如下：

1-2-1-1)常规机组约束，表达式如下：

式中，和分别为常规机组i的有功功率上限和有功功率下限；

式中，和分别为常规机组i的向上爬坡能力和向下爬坡能力，△T为每个调度时段的长度(一般可取值为1小时)。

1-2-1-2)风电机组约束，表达式如下：

1-2-1-3)电力系统运行约束，表达式如下：

式中，I^LD为电力系统所有负荷的编号集合，D_i，t为负荷i在调度时段t的负荷大小。

式中，I^LN代表电力系统线路编号集合，I^EPS代表电力系统中节点编号集合， 和分别代表电力系统中与节点i相连接的热电联产机组编号集合、常规机组编号集合、风电机组编号集合与负荷的编号集合，L_j代表电力系统中线路j的最大有功功率，SF_i-j为节点i到线路j的转移分布因子，转移分布因子从电力系统运行拓扑图上获取。

式中，SRU_t和SRD_t分别代表电力系统在调度时段t所需的向上旋转备用和向下旋转备用。

1-2-2)供热系统约束条件，具体如下：

1-2-2-1)热电联产机组约束，表达式如下：

式中，和分别为热电联产机组i的机组热电出力特性参数(热电联产机组固有参数，可从热电联产机组设计手册处获取)。

式中，和分别为热电联产机组i的向上爬坡能力和向下爬坡能力；

1-2-2-2)供热系统约束，表达式如下：

式中，为热电联产机组i所对应的换热站在调度时段t的一次管网入口水温，t_i为热电联产机组i传热到其所对应的换热站所需时间，与分别为热电联产机组i的供热系统热特性参数(以上参数通过供热系统供热历史运行数据拟合)，为调度时段t-1的外界温度。

式中，为热电联产机组i所对应的换热站在调度时段t的一次管网入口水温下限值。

2)将步骤1)建立的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化为标准矩阵形式的二次规划模型；

将步骤1)建立的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化成矩阵形式：用向量x_E表示电力系统变量，电力系统变量包括和所有电力系统变量顺次排列构成向量x_E；用x_H表示供热系统变量，供热系统变量包括：和所有供热系统变量顺次排列构成向量x_H；则计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化为如下的矩阵形式：

subject to：

x_E∈X_E (18)

x_H∈X_H

Dx_E＝Ex_H

式中，C表示计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数；约束集合X_E为电力系统的约束条件集合，即式(6)-(13)与(15)所构成的集合；约束集合X_H表示供热系统约束条件集合，即式(16)与(17)所构成的集合；约束Dx_E＝Ex_H表示电力系统和供热系统耦合约束条件，即变量x_E中的和变量x_H中的对应相等；D、E的每一行与每一个电力系统和供热系统耦合约束条件一一对应，D的每一列与电力系统中的每一个变量一一对应，E的每一列与供热系统中的每一个变量一一对应，其中D、E的每一个元素为该元素所在行所对应的约束条件中其列所代表的变量的系数；

3)对步骤2)得到的标准矩阵形式的二次规划模型求解，典型的求解算法包括内点法、置信域法、单纯性法等。将求解得到的分别作为常规机组、风电机组和热电联产机组的发电出力进行调度，将作为热电联产机组的供热出力进行调度。

Claims (1)

1.一种计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

1)建立计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体步骤如下：

1-1)确定计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数；

计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数为全网运行成本最小化，表达式如下：

式中，T为调度时段集合，I^CHP、I^TU和I^WD分别为热电联合系统中的热电联产机组编号集合、常规机组编号集合和风电机组的编号集合，为热电联产机组i在t时段的生产成本函数，为常规机组i在t时段的生产成本函数，为风电机组i在t时段的生产成本函数，为常规机组i在t时段提供的备用辅助服务成本函数，t为调度时段编号；

其中，热电联产机组的生产成本函数为：

式中，和分别为热电联产机组i的生产成本系数，和分别为热电联产机组i在调度时段t的有功功率和供热功率；

常规机组的生产成本函数为：

式中，和分别为常规机组i的发电成本系数，为常规机组i在调度时段t的有功功率；

风电机组的生产成本函数为：

式中，为风电机组i的弃风惩罚因子，为风电机组i在调度时段t的可用有功功率，为风电机组i在调度时段t的实际有功功率；

常规机组提供的备用辅助服务成本函数为：

式中，和分别为常规机组i在调度时段t的向上和向下的备用辅助服务竞价价格，和分别为常规机组i在调度时段t的向上旋转备用和向下旋转备用；

1-2)确定模型的约束条件，包括电力系统约束条件和供热系统约束条件；具体如下：

1-2-1)电力系统约束条件；具体如下：

1-2-1-1)常规机组约束，表达式如下：

式中，和P_i ^TU 分别为常规机组i的有功功率上限和有功功率下限；

式中，和分别为常规机组i的向上爬坡能力和向下爬坡能力，△T为每个调度时段的长度；

1-2-1-2)风电机组约束，表达式如下：

1-2-1-3)电力系统运行约束，表达式如下：

式中，I^LD为电力系统所有负荷的编号集合，D_i，t为负荷i在调度时段t的负荷大小；

式中，I^LN代表电力系统线路编号集合，I^EPS代表电力系统中节点编号集合， 和分别代表电力系统中与节点i相连接的热电联产机组编号集合、常规机组编号集合、风电机组编号集合与负荷的编号集合，L_j代表电力系统中线路j的最大有功功率，SF_i-j为节点i到线路j的转移分布因子；

式中，SRU_t和SRD_t分别代表电力系统在调度时段t的向上旋转备用和向下旋转备用；

1-2-2)供热系统约束条件，具体如下：

1-2-2-1)热电联产机组约束，表达式如下：

式中，和分别为热电联产机组i的机组热电出力特性参数；

式中，和分别为热电联产机组i的向上爬坡能力和向下爬坡能力；

1-2-2-2)供热系统约束，表达式如下：

式中，为热电联产机组i所对应的换热站在调度时段t的一次管网入口水温，t_i为热电联产机组i传热到其所对应的换热站所需时间，与分别为热电联产机组i的供热系统热特性参数，为调度时段t-1的外界温度；

式中，为热电联产机组i所对应换热站在调度时段t的一次管网入口水温下限值；

2)将步骤1)建立的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化为标准矩阵形式的二次规划模型；

将步骤1)建立的计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化成矩阵形式：用向量x_E表示电力系统变量，电力系统变量包括和所有电力系统变量顺次排列构成向量x_E；用x_H表示供热系统变量，供热系统变量包括：和所有供热系统变量顺次排列构成向量x_H；则计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型转化为如下的矩阵形式：

式中，C表示计及辅助服务的动态供热系统与电力系统耦合调度模型的目标函数；约束集合X_E为电力系统的约束条件集合，即式(6)-(13)与(15)所构成的集合；约束集合X_H表示供热系统约束条件集合，即式(16)与(17)所构成的集合；约束Dx_E＝Ex_H表示电力系统和供热系统耦合约束条件，即变量x_E中的和变量x_H中的对应相等；

3)对步骤2)得到的二次规划模型求解，将求解得到的分别作为常规机组、风电机组和热电联产机组的发电出力进行调度，将作为热电联产机组的供热出力进行调度。