CN111126749B - 一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了电力系统调度技术领域的一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，旨在解决现有技术中主控区与分控区联合电厂计划编制存在的矛盾，并提出如何与辅助服务市场出清结果相结合的技术问题。获取区域电网主控区常规电厂发电计划编制所需基础数据；计算水电厂的电厂计划曲线；计算火电厂的电厂计划曲线；基于主控区水电发电预计划和主控区火电发电预计划获取区域省间辅助服务市场的出清结果，并根据出清结果形成区域电网主控区常规电厂发电计划。解决了主分控区计划协调计划编制的矛盾，同时考虑辅助服务市场出清结果，保证了新能源消纳的最大化。

Description

一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法

技术领域

本发明属于电力系统调度技术领域，具体涉及一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法。

背景技术

随着近年来国内可再生能源的大规模并网，电网范围内风电机组的渗透率不断提高，区域省间辅助服务市场开始展露头角并逐渐投入试运行，试运行以来，对电网调峰起到了关键作用。然而，传统的常规电厂计划编制在市场环境下已无法满足生产运行要求，需要研究一种考虑辅助服务市场环境下的区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法。

常规电厂的发电计划编制既需要满足“三公”调度，又要满足电网运行各类发电约束，主要包括：系统平衡约束、机组运行约束、电网安全约束等。其中系统平衡约束为发电计划编制的基本约束，即区域内常规电厂发电计划总加需等于区域内系统负荷与西北口子计划之和。根据常规电厂调度性质的不同，分为主控区常规电厂和分控区常规电厂两种类型。主、分控区的常规电厂计划分别由区域调控中心和省级调控中心编制，区域调控中心优先编制其调管权内的常规电厂发电计划，为了满足主控区常规电厂的电量进度均衡，又要保证分区系统平衡，需要深入研究主控区常规电厂计划分配算法，保证在新能源优先调度的基础上实现常规电厂均衡发电，同时考虑区域省间辅助服务市场出清结果，为省级调控中心提供一个满足系统平衡约束的电厂分配边界。

发明内容

本发明的目的在于提供一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，以解决现有技术中传统的常规电厂计划编制方法与辅助服务市场出清的执行存在矛盾，对新能源的消纳能力有限的技术问题。

为达到上述目的，本发明所采用的技术方案是：一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，包括：

s1、结合主控区常规电厂计划编制电厂模型的静态发电参数，生成区域电网主控区常规电厂计划编制数据准备场景，并获取区域电网主控区常规电厂发电计划编制所需基础数据；

s2、根据获取的基础数据编制主控区水电发电预计划，计算水电厂的电厂计划曲线；

s3、根据获取的基础数据编制主控区火电发电预计划，计算火电厂的电厂计划曲线；

s4、基于主控区水电发电预计划和主控区火电发电预计划获取区域省间辅助服务市场的出清结果，并根据出清结果形成区域电网主控区常规电厂发电计划。

所述静态发电参数包括机组开停机时间、爬坡滑坡速率、最大技术出力、额定容量、最小技术出力和常规电厂所属分区。

所述基础数据包括系统负荷预测、短期新能源预测、初始发电计划、火电厂日均发电量、省火电厂调节上限总加和调节下限总加。

所述火电厂日均发电量通过以下公式获得：

P＝(P_plan-P_real)/n (1)

式中：P为直调火电厂日均发电量，P_plan为直调火电厂月度计划发电量，P_real为直调火电厂截止到当天实际发电量，n为月度剩余计划编制天数。

所述步骤s2包括：

s21、确定平衡常规电厂；

s22、计算t时刻直调水计划，t时刻直调水计划总加公式为：

W_sum,t＝(S_t+T_t)-N_t-F_t-W_t (2)

式中：W_sum,t表示t时刻直调水和计划总加，S_t表示t时刻系统负荷预测，T_t表示t时刻省内地理联络线计划，N_t表示省内新能源预测总加，F_t表示省火电计划总加，W_t表示省水电计划总加，

s23、根据基础数据计算直调水电总加计划，其中，直调水电厂计划编制公式为：

P_w,t＝E_w/E_wsum*W_sum,t (3)

式中：P_w,t表示t时刻直调水电厂计划，E_w表示各水电厂初始发电量，E_wsum表示直调水和总发电量，W_sum,t表示t时刻直调水和计划总加，

水电厂计划编制需满足爬坡约束：

P_w,t+Δf＜＝P_w,t+1 (4)

P_w,t-Δf＞＝P_w,t-1 (5)

式中：P_w,t+1表示下一时刻水电厂发电计划，P_w,t-1表示上一时刻水电厂发电计划，Δf表示爬坡率；

s24、根据水电厂的初始电厂计划曲线，计算各常规电厂初始计划发电量，并根据发电量比例重新计算除平衡常规电厂外的各电厂发电计划曲线。

所述步骤s3包括：

s31、根据基础数据计算火电计划总加曲线，并计算总电量；

s32、计算t时刻省总火计划总加，t时刻省总火计划总加公式为：

F_sum,t＝(S_t+T_t)-N_t-F_t-W_t (6)

式中：F_sum,t表示t时刻省总火计划总加；

s33、计算每个火电厂占省总火电量的比例，及各火电厂计划发电曲线，其中，

直调火电厂计划编制公式为：

P_f,t＝E_f/E_fsum*F_sum,t (7)

式中：P_f,t表示t时刻直调火电厂发电计划，E_f表示各直调火电厂日均计划发电量，E_fsum表示省总火发电量，F_sum,t表示t时刻省总火计划总加；

s34、火电厂计划编制需满足：

1)爬坡约束，

P_f,t+Δf＜＝P_f,t+1 (8)

P_f,t-Δf＞＝P_f,t-1 (9)

式中：P_f,t表示当前时刻火电厂发电计划，P_f,t+1表示下一时刻火电厂发电计划，P_f,t-1表示上一时刻火电厂发电计划，Δf表示爬坡率；

2)省火上下限约束，

式中：F_sum,t表示t时刻省总火计划总加，P_f,t表示当前时刻直调火电厂发电计划，n表示直调火电厂个数，D_down表示省火调节下限，D_up表示省火调节上限。

所述步骤s4包括：

s41、获取区域省间辅助服务市场的出清结果；

s42、根据不同的交易品种，更新计划编制边界，增量修改火电厂发电计划，包括：直调火电厂发电计划修改公式为：

P₁＝P₀-Δpeak (11)

式中：P₁表示火电厂发电终计划，P₀表示火电厂发电预计划，Δpeak表示火电机组参与市场的中标量；

s43、修改分控区风电发电计划

分控区省风电发电计划修改公式为：

P_wind1＝P_wind0+P_wind0/P_{sum_new0}*ΔwinBid (12)

式中：P_wind1表示分控区省风电修改后发电计划，P_wind0表示分控区省风电修改前发电计划，P_{sum_new0}表示修改前新能源预测总加，ΔwinBid表示该省辅助服务需求中标量；

s44、修改分控区光伏发电计划

分控区省光伏发电计划修改公式为：

P_sun1＝P_sun0+P_sun0/P_{sum_new0}*ΔwinBid (13)

式中：P_sun1表示分控区省光伏修改后发电计划，P_sun0表示分控区省光伏修改前发电计划，P_{sum_new0}表示修改前新能源预测总加；

s45、修改主、分控区新能源总加，编制满足区域省间辅助服务市场出清结果的区域电网主控区常规电厂发电计划。

与现有技术相比，本发明所达到的有益效果：本发明通过考虑常规电厂发电进度均衡和辅助服务市场环境下的常规电厂发电计划编制，重新确定区域内省级调度发电边界，完成市场环境下的常规电厂发电计划编制，解决了主控区计划编制与辅助服务市场出清的执行矛盾，同时保证了新能源消纳的最大化。

附图说明

图1是本发明实施例提供的一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法的编制流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

本发明在考虑辅助服务市场环境下的区域电网主控区常规电厂日前发电计划编制方法在原有传统调度计划编制方法的基础上，引入主控区分区平衡约束和电力市场出清结果约束，通过各类约束编制常规电厂初始预计划，并根据电力市场各类交易品种的出清结果对初始预计划进行实用化修正，编制满足辅助服务市场环境下的主控区考虑分区平衡的常规电厂日前发电计划。本实施例中用到的部分术语的含义包括，主控区：调控分中心直调机组，负责全网的调频，辅助各省调进行负荷或省内新能源偏差的调节；月度内维持各省(区)交易电量的平衡。分控区：调控本省调调管机组出力，满足一定比例负荷偏差调整需求及新能源预测偏差的调整需求；事故方式下或特殊方式下辅助主控区进行调整。省总火：省内所有火电机组的总称。省总水：省内所有水电机组的总称。省火：省调调管火电机组的总称。省水：省调调管水电机组的总称。直调火：网调调管火电机组的总称。直调水：网调调管水电机组的总称。直调常规电厂：网调调管水、火电机组的总称。

如图1所示，区域电网主控区常规电厂计划编制数据准备场景生成。获取电网主控区常规电厂计划编制所需关键数据，主要包括系统负荷预测、短期风光预测、省火最大最小可调、省水发电计划曲线、直调常规电厂初始发电计划、直调常规电厂发电能力、直调火电厂日均发电量，结合计划编制常规电厂模型的静态发电参数以及其他基础数据，生成区域电网主控区常规电厂计划编制数据准备场景。

主控区常规电厂计划编制需要的常规电厂静态发电参数包括机组开停机时间、爬坡滑坡速率、最大技术出力、额定容量、最小技术出力，常规电厂所属分区等参数，计划编制人员可以人工维护。其中主控区常规电厂为区域电网直接调管常规电厂，其最大最小可调能力来源于各常规电厂直接上报，系统负荷预测、新能源预测、省火省水计划曲线均来自于省调每日上报。前一天24点发电计划作为常规电厂初始发电计划。直调常规电厂日均发电量计算方法为：

P＝(P_plan-P_real)/n (1)

式中：P为直调常规电厂日均发电量，P_plan为直调常规电厂月度计划发电量，P_real为直调常规电厂截止到当天实际发电量，n为月度剩余计划编制天数。

主控区水电发电预计划编制。由于水电承担电网调频作用，因此在进行计划编制时，需提前确定一个平衡厂，平衡厂用于承担其他常规电厂考虑电量后的计划偏差调整。基于系统负荷预测、短期新能源预测、初始发电计划等基础数据，计算直调水电总加计划，并根据水电厂的初始电厂计划曲线，计算各水电厂初始计划发电量，根据发电量比例重新计算各水电厂(除平衡厂外)发电计划曲线，编制过程考虑水电厂出力限值，将越限部分电力分配至其他仍有调整空间的水电厂，依次迭代，直到所有水电厂满足水电厂发电运行约束。

t时刻直调水计划总加公式为：

W_sum,t＝(S_t+T_t)-N_t-F_t-W_t (2)

式中：W_sum,t表示t时刻直调水和计划总加，S_t表示t时刻系统负荷预测，T_t表示t时刻省内地理联络线计划，N_t表示省内新能源预测总加，F_t表示省火电计划总加，W_t表示省水电计划总加；

根据基础数据计算直调水电总加计划，其中，直调水电厂计划编制公式为：

P_w,t＝E_w/E_wsum*W_sum,t (3)

式中：P_w,t表示t时刻直调水电厂计划，E_w表示各水电厂初始发电量，E_wsum表示直调水和总发电量，W_sum,t表示t时刻直调水和计划总加，

水电厂计划编制需满足爬坡约束：

P_w,t+Δf＜＝P_w,t+1 (4)

P_w,t-Δf＞＝P_w,t-1 (5)

式中：P_w,t+1表示下一时刻水电厂发电计划，P_w,t-1表示上一时刻水电厂发电计划，Δf表示爬坡率。

主控区火电发电预计划编制。基于火电厂日均发电量、省火上下限，系统负荷预测、短期新能源预测、初始发电计划等基础数据，计算火电计划总加曲线，并计算总电量。根据火电厂日均发电量，计算每个火电厂占省总火电量的比例，省总火的96点计划值乘以火电厂所占比例计算各火电厂计划发电曲线，同时考虑火电厂发电能力和火电厂爬坡滑坡速率。用省总火扣除直调火电计划总加曲线，与省火上下限做对比，根据越限部分电力迭代修正火电厂发电计划，直到满足省火上下限要求。

t时刻省总火计划总加公式为：

F_sum,t＝(S_t+T_t)-N_t-F_t-W_t (6)

式中：F_sum,t表示t时刻省总火计划总加；

计算每个火电厂占省总火电量的比例，及各火电厂计划发电曲线，其中，

直调火电厂计划编制公式为：

P_f,t＝E_f/E_fsum*F_sum,t (7)

式中：P_f,t表示t时刻直调火电厂发电计划，E_f表示各直调火电厂日均计划发电量，E_fsum表示省总火发电量，F_sum,t表示t时刻省总火计划总加；

火电厂计划编制需满足：

1)爬坡约束，

P_f,t+Δf＜＝P_f,t+1 (8)

P_f,t-Δf＞＝P_f,t-1 (9)

式中：P_f,t表示当前时刻火电厂发电计划，P_f,t+1表示下一时刻火电厂发电计划，P_f,t-1表示上一时刻火电厂发电计划，Δf表示爬坡率；

2)省火上下限约束，

式中：F_sum,t表示t时刻省总火计划总加，P_f,t表示当前时刻直调火电厂发电计划，n表示直调火电厂个数，D_down表示省火调节下限，D_up表示省火调节上限。

主控区直调常规电厂终计划编制。在编制的主控区水电发电预计划和主控区火电发电预计划的基础上，获取区域省间辅助服务市场的出清结果，根据不同的交易品种，更新计划编制边界，增量修改常规电厂发电计划，按初始计划比例修改主、分控区新能源总加，编制满足区域省间辅助服务市场出清结果的主控区常规电厂发电计划曲线终计划。

直调火电厂发电计划修改公式为：

P₁＝P₀-Δpeak (11)

式中：P₁表示火电厂发电终计划，P₀表示火电厂发电预计划，Δpeak表示火电机组参与市场的中标量；

s43、修改分控区风电发电计划

分控区省风电发电计划修改公式为：

P_wind1＝P_wind0+P_wind0/P_{sum_new0}*ΔwinBid (12)

式中：P_wind1表示分控区省风电修改后发电计划，P_wind0表示分控区省风电修改前发电计划，P_{sum_new0}表示修改前新能源预测总加，ΔwinBid表示该省辅助服务需求中标量；

s44、修改分控区光伏发电计划

分控区省光伏发电计划修改公式为：

P_sun1＝P_sun0+P_sun0/P_{sum_new0}*ΔwinBid (13)

式中：P_sun1表示分控区省光伏修改后发电计划，P_sun0表示分控区省光伏修改前发电计划，P_{sum_new0}表示修改前新能源预测总加。

本发明所述区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，在五省分别确定系统负荷预测、短期新能源预测、地理联络线计划、分控区常规机组调节上限，分控区常规机组调节下限，机组机组组合方式后，计算满足西北五省控区发受电平衡的常规电厂计划编制方法，一方面考虑常规电厂发电进度均衡，根据常规电厂计划电量完成情况，计算常规电厂发电负荷率，根据各平衡区常规电厂发电负荷率，使负荷率低的常规电厂优先发电，负荷率高的常规电厂滞后发电，满足常规电厂计划电量进度均衡约束；另一方面考虑辅助服务市场环境下的火电厂发电计划编制，辅助服务市场完成市场出清后，重新确定区域内省级调度发电边界，并在火电厂初始计划编制完成后，提供辅助服务省的火电厂在初始计划基础上叠加辅助服务市场的出清结果，享受辅助服务省的清洁能源电厂在原始预测基础上叠加该省辅助服务需求的中标结果，完成市场环境下的火电厂发电计划编制。解决了主控区计划编制与辅助服务市场出清的执行矛盾，同时保证了新能源消纳的最大化。

以上所述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，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (4)

1.一种区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，其特征是，包括：

s1、结合主控区常规电厂计划编制电厂模型的静态发电参数，生成区域电网主控区常规电厂计划编制数据准备场景，并获取区域电网主控区常规电厂发电计划编制所需基础数据；

s2、根据获取的基础数据编制主控区水电发电预计划，计算水电厂的电厂计划曲线；包括：

s21、确定平衡常规电厂；

s22、计算t时刻直调水计划，t时刻直调水计划总加公式为：

W_sum,t＝(S_t+T_t)-N_t-F_t-W_t (2)

式中：W_sum,t表示t时刻直调水和计划总加，S_t表示t时刻系统负荷预测，T_t表示t时刻省内地理联络线计划，N_t表示省内新能源预测总加，F_t表示省火电计划总加，W_t表示省水电计划总加，

S23、根据基础数据计算直调水电总加计划，其中，直调水电厂计划编制公式为：

P_w,t＝E_w/E_wsum*W_sum,t (3)

式中：P_w,t表示t时刻直调水电厂计划，E_w表示各水电厂初始发电量，E_wsum表示直调水和总发电量，W_sum,t表示t时刻直调水和计划总加，

水电厂计划编制需满足爬坡约束：

P_w,t+Δf＜＝P_w,t+1 (4)

P_w,t-Δf＞＝P_w,t-1 (5)

式中：P_w,t+1表示下一时刻水电厂发电计划，P_w,t-1表示上一时刻水电厂发电计划，Δf表示爬坡率；

s24、根据水电厂的初始电厂计划曲线，计算各常规电厂初始计划发电量，并根据发电量比例重新计算除平衡常规电厂外的各电厂发电计划曲线；

s3、根据获取的基础数据编制主控区火电发电预计划，计算火电厂的电厂计划曲线；包括：

s31、根据基础数据计算火电计划总加曲线，并计算总电量；

s32、计算t时刻省总火计划总加，t时刻省总火计划总加公式为：

F_sum,t＝(S_t+T_t)-N_t-F_t-W_t (6)

式中：F_sum,t表示t时刻省总火计划总加；

s33、计算每个火电厂占省总火电量的比例，及各火电厂计划发电曲线，其中，

直调火电厂计划编制公式为：

P_f,t＝E_f/E_fsum*F_sum,t (7)

式中：P_f,t表示t时刻直调火电厂发电计划，E_f表示各直调火电厂日均计划发电量，E_fsum表示省总火发电量，F_sum,t表示t时刻省总火计划总加；

S34、火电厂计划编制需满足：

1)爬坡约束，

P_f,t+Δf＜＝P_f,t+1 (8)

P_f,t-Δf＞＝P_f,t-1 (9)

式中：P_f,t表示当前时刻火电厂发电计划，P_f,t+1表示下一时刻火电厂发电计划，P_f,t-1表示上一时刻火电厂发电计划，Δf表示爬坡率；

2)省火上下限约束，

式中：F_sum,t表示t时刻省总火计划总加，P_f,t表示当前时刻直调火电厂发电计划，n表示直调火电厂个数，D_down表示省火调节下限，D_up表示省火调节上限；

s4、基于主控区水电发电预计划和主控区火电发电预计划获取区域省间辅助服务市场的出清结果，并根据出清结果形成区域电网主控区常规电厂发电计划；包括：

s41、获取区域省间辅助服务市场的出清结果；

s42、根据不同的交易品种，更新计划编制边界，增量修改火电厂发电计划，包括：直调火电厂发电计划修改公式为：

P₁＝P₀-Δpeak (11)

式中：P₁表示火电厂发电终计划，P₀表示火电厂发电预计划，Δpeak表示火电机组参与市场的中标量；

s43、修改分控区风电发电计划

分控区省风电发电计划修改公式为：

P_wind1＝P_wind0+P_wind0/P_{sum_new0}*ΔwinBid (12)

式中：P_wind1表示分控区省风电修改后发电计划，P_wind0表示分控区省风电修改前发电计划，P_{sum_new0}表示修改前新能源预测总加，ΔwinBid表示该省辅助服务需求中标量；

s44、修改分控区光伏发电计划

分控区省光伏发电计划修改公式为：

P_sun1＝P_sun0+P_sun0/P_{sum_new0}*ΔwinBid (13)

式中：P_sun1表示分控区省光伏修改后发电计划，P_sun0表示分控区省光伏修改前发电计划，P_{sum_new0}表示修改前新能源预测总加；

s45、修改主、分控区新能源总加，编制满足区域省间辅助服务市场出清结果的区域电网主控区常规电厂发电计划。

2.根据权利要求1所述的区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，其特征是，所述静态发电参数包括机组开停机时间、爬坡滑坡速率、最大技术出力、额定容量、最小技术出力和常规电厂所属分区。

3.根据权利要求1所述的区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，其特征是，所述基础数据包括系统负荷预测、短期新能源预测、初始发电计划、火电厂日均发电量、省火电厂调节上限总加和调节下限总加。

4.根据权利要求3所述的区域电网主控区常规电厂发电计划编制方法，其特征是，所述火电厂日均发电量通过以下公式获得：

P＝(P_plan-P_real)/n (1)

式中：P为直调火电厂日均发电量，P_plan为直调火电厂月度计划发电量，P_real为直调火电厂截止到当天实际发电量，n为月度剩余计划编制天数。

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