CN115528748A - 一种电力紧平衡状态配置方法、装置、设备及介质 - Google Patents

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CN115528748A CN202211247991.4A CN202211247991A CN115528748A CN 115528748 A CN115528748 A CN 115528748A CN 202211247991 A CN202211247991 A CN 202211247991A CN 115528748 A CN115528748 A CN 115528748A
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苏宜靖
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黄启航
蒙志全
杨侃
王礼文
王勇
刘建涛
毛文博
朱克东
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Abstract

本发明公开了一种电力紧平衡状态配置方法、装置、设备及介质，方法包括分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力；基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；其中，所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案分别包括有预设的不同优先等级的调整方案；在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。本方法根据不同资源调节特性的差异，赋予不同的优先等级，实现各类发、用电侧可调资源的快速而有序调用，相比于现有技术优化数学模型的处置方式，结果更加的准确、快捷。

Description

一种电力紧平衡状态配置方法、装置、设备及介质
技术领域
本发明属于电力系统自动化技术领域，具体涉及一种电力紧平衡状态配置方法、装置、设备及介质。
背景技术
高速发展的风光机组出力不稳定，难以完全匹配峰值需求，进而导致部分地区出现用电紧张，使得电力阶段性紧平衡现象频发，在电力供需“紧平衡”状态下，若遇到极端高温天气、天然气供应不足等情况，部分时间或存在供电缺额可能，阶段性的有序用电将无法避免，电网局部区域、局部时段紧平衡将成为常态。
为应对电力紧平衡状态，需要调动全系统资源应对。现有的处置手段一般有两种：一是在学术界，科研人员将各类发、用电侧资源建模，建立协调优化数学模型，以一定安全裕度为约束，调节成本最小为目标，出清计算得到各类资源的调整量，即通过发电侧资源增加发电、用电侧资源减少用电来提高系统安全裕度。但优化数学模型出清计算对输入数据的质量要求较高，数据缺失或不准确时易出现不收敛情况，且将用电侧资源与发电侧资源一同看待，频繁调整用户用电计划对用户体验影响较大。二是在工程界，电网调度控制人员主要考虑各类型机组的状态，根据人工经验，调整机组的开机方式，或进行有序用电、需求响应等，处置手段较为粗放，不同调度控制人员的调整方式也有差异。
优化数学模型出清计算，一般是根据电网拓扑数据信息以及申报数据建立各类发、用电侧资源参与电网紧平衡状态处置的约束条件，包括分区平衡需求、正负备用容量需求、调峰容量需求、爬坡滑坡容量需求、机组运行约束、电网潮流约束与调节能力约束；构建各类发、用电侧资源参与电网紧平衡状态处置的优化目标：调节成本最小；根据优化目标以及约束条件，求解在约束条件下各类资源的调整电力，进而得到出清结果，将出清结果下发执行，缓解电网紧平衡状态。但是各类发、用电侧资源参与电网紧平衡状态处置的协调优化数学模型出清计算对输入数据的质量要求较高，数据缺失或不准确时易出现不收敛情况。而且随着电网规模的扩大，特别是将种类繁多、数量庞大的用电侧资源纳入模型，模型出清计算性能难以保障，无法满足电网紧平衡处置的及时性要求。
发明内容
本发明的目的在于提供一种电力紧平衡状态配置方法、装置、设备及介质，以解决现有技术中以优化数学模型出清计算的方式进行电力系统紧平衡处置，数据不准确时导致处置结果难以保障的问题。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
本发明的第一方面，提供了一种电力紧平衡状态配置方法，包括如下步骤：
分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力；
基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；
在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
进一步的，所述执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤之后，还包括步骤：根据所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的执行情况，修正所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力。
进一步的，所述分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力的步骤中，发电侧可调资源调节能力为最大发电能力减去当前出力或计划出力；其中，最大发电能力包括：第i个开机运行的煤电机组t时刻的最大发电能力，第i个开机运行的燃气机组t时刻的最大发电能力，第i个水电机组t时刻的最大发电能力。
进一步的，所述分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力的步骤中，用电侧可调资源调节能力包括：t时刻的负荷可下调量。
进一步的，所述在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤中，所述电力系统供电缺额的时间段按照下式计算：
Figure BDA0003887465550000021
式中，PΔ(t)为t时刻系统正备用缺额；R(t)为t时刻系统正备用需求；Ps(i,t)为第i个光伏电站t时刻的超短期预测出力；Pw(i,t)为第i个风电场t时刻的超短期预测出力；Pn(i,t)为第i个核电机组t时刻的计划出力；Pe(i,t)为第i个储能电站t时刻的充放电计划功率；Pi(t)为t时刻系统受电计划功率；Pld(t)为t时刻系统负荷预测；Nc为开机运行的煤电机组台数，Ng为开机运行的燃气机组台数，Nh为水电机组台数，Ns为光伏电站数，Nw为风电场数，Nn为核电机组台数，Ne为储能电站数；
若在紧平衡状态处置窗口期内，
Figure BDA0003887465550000031
或者
Figure BDA0003887465550000032
PΔ(t)≤0；则系统存在正备用缺额的时段为[t1,t2]，若tm时刻缺额最大，则系统正备用最大缺额为PΔ(tm)。
进一步的，所述分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤中，所述发电侧可调资源调整方案如下：
按照预设的第一优先等级的顺序调整燃气机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ(tm)；其中，所述第一优先等级的顺序依次为：处于温热态的机组优先开机、位于重载供区内的机组优先开机、后续有开机计划的机组提前开机、后续有停机计划的机组推迟停机；
调整燃气机组开机后，系统正备用缺额为PΔ1；
若PΔ1＞0，按照预设的第二优先等级的顺序调整燃煤机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ1；其中，所述第二优先等级的顺序依次为：后续有开机计划的机组优先开机、后续有停机计划的机组推迟停机；
调整燃煤机组开机后，系统正备用缺额为PΔ2；
若PΔ2＞0，调整地县调机组出力计划，直至满足系统正备用缺额PΔ2；
调整地县调机组出力计划后，系统正备用缺额为PΔ3；
若PΔ4＞0，增加采购外来电力，直至满足系统正备用缺额PΔ4；
增加采购外来电力后，系统正备用缺额为PΔ4
若PΔ4＞0，按照预设的第三优先等级的顺序调整储能电站充放电计划，直至满足系统正备用缺额PΔ4；其中，所述第三优先等级的顺序为：位于重载供区内的储能电站优先放电、单位调节容量价格低的储能电站优先放电、调节速率快的储能电站优先放电、容量大的储能电站优先放电。
进一步的，所述分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤中，所述用电侧可调资源调整方案如下：
若PΔ5＞0，按照预设的第四优先等级的顺序调整用电侧可调资源的用电功率，直至满足系统正备用缺额PΔ5；其中，所述第四优先等级的顺序为：位于重载供区内的用电侧可调资源优先下调用电功率、单位调节容量价格低的用电侧可调资源优先下调用电功率、调节速率快的用电侧可调资源优先下调用电功率、容量大的用电侧可调资源优先下调用电功率、历史响应好的用电侧可调资源优先下调用电功率；
调整用电侧可调资源的用电功率后，系统正备用缺额为PΔ6；
若PΔ6≤0，则缺额处置完成，否则给出告警信号，提示系统存在安全运行风险。
本发明的第二方面，提供了一种电力紧平衡状态配置装置，包括：
获取模块，用于分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力；
方案生成模块，用于基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；
执行模块，用于在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
本发明的第三方面，提供了一种电子设备，包括处理器和存储器，所述处理器用于执行存储器中存储的计算机程序以实现上述的电力紧平衡状态配置方法。
本发明的第四方面，提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有至少一个指令，所述至少一个指令被处理器执行时实现上述的电力紧平衡状态配置方法。
与现有技术相比较，本发明的有益效果如下：
本方案提供的电力紧平衡状态配置方法，分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力；基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；其中，所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案分别包括有预设的不同优先等级的调整方案；在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。本方法根据不同资源调节特性的差异，赋予不同的优先等级，实现各类发、用电侧可调资源的快速而有序调用，既缓解电力紧平衡状态，也最小化负荷调用造成的用户停电感知，相比于现有技术优化数学模型的处置方式，结果更加的准确、快捷。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1为本发明一种电力紧平衡状态配置方法流程示意图。
图2为本发明一种电力紧平衡状态配置方法原理图。
图3为本发明一种电力紧平衡状态配置装置的结构框图。
图4为本发明一种电子设备的结构框图。
具体实施方式
下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
以下详细说明均是示例性的说明，旨在对本发明提供进一步的详细说明。除非另有指明，本发明所采用的所有技术术语与本申请所属领域的一般技术人员的通常理解的含义相同。本发明所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而并非意图限制根据本发明的示例性实施方式。
相关术语解释
发电侧可调资源：一般认为包括具备灵活调节能力的煤电机组、水电机组，以及抽水蓄能机组、电化学储能等。
用电侧可调资源：一般认为是指可通过主动参与电网运行控制，能够与电网进行能量互动，具有可调控特征的负荷。负荷可控性表现为在一定时间段内灵活可变。根据国标定义，用电侧可调资源分为智慧能源服务平台负荷、车联网平台、第三方独立主体(虚拟电厂)聚合平台和大用户模式接入负荷四类。
电力紧平衡状态：是一种非常规状态,受异常天气、电力市场异动、事故、异常宏观经济情况等的影响，电力在特定时期供需紧张，具体表现为发电备用裕度不足、输电能力不足、局部供电能力不足，虽然短期内供需大体平衡，但是不能时刻保证供电。
实施例1
本方案提供一种电力紧平衡状态配置方法，考虑发、用电侧可调资源，实现各类发、用电侧可调资源的有序调用，既缓解电力紧平衡状态，也最小化负荷调用造成的用户停电感知，相比于现有技术优化数学模型的处置方式，结果更加的准确、快捷。
如图1和2所示，一种电力紧平衡状态配置方法，包括如下步骤：
S1、分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力。
本方案中，电厂申报机组最大发电能力减去当前(或计划)出力，作为发电侧可调资源调节能力，机组最大发电能力具体包括：第i个开机运行的煤电机组t时刻的最大发电能力为Pcmax(i,t)，MW；第i个开机运行的燃气机组t时刻的最大发电能力为Pgmax(i,t)，MW；第i个水电机组t时刻的最大发电能力Phmax(i,t)，MW。
本方案中，用户申报用电侧可调资源可调能力，第i个用电侧可调资源可调能力信息包括：t时刻的可下调量Pdn(i,t)，MW。
S2、基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；其中，所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案分别包括有预设的不同优先等级的调整方案。
将发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案进行汇总，通过电网安全校核后方能下发执行。
S3、在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
本方案中，根据机组日前发电计划、受电计划、新能源超短期预测数据、系统超短期负荷预测数据、系统正备用需求，计算系统正备用缺额及存在缺额的时段：
Figure BDA0003887465550000061
式中，PΔ(r)为t时刻系统正备用缺额，MW；R(t)为t时刻系统正备用需求，MW；Ps(i,t)为第i个光伏电站t时刻的超短期预测出力，MW；Pw(i,t)为第i个风电场t时刻的超短期预测出力，MW；Pn(i,t)为第i个核电机组t时刻的计划出力，MW；Pe(i,t)为第i个储能电站t时刻的充放电计划功率，MW；Pi(t)为t时刻系统受电计划功率，MW；Pld(t)为t时刻系统负荷预测，MW；Nc为开机运行的煤电机组台数，Ng为开机运行的燃气机组台数，Nh为水电机组台数，Ns为光伏电站数，Nw为风电场数，Nn为核电机组台数，Ne为储能电站数。
若在紧平衡状态处置窗口期内，
Figure BDA0003887465550000062
Figure BDA0003887465550000063
则系统存在正备用缺额的时段为[t1,t2]，若tm时刻缺额最大，则系统正备用最大缺额为PΔ(tm)。
本方案中，发电侧可调资源调整方案如下：
S10、按照预设的第一优先等级的顺序调整燃气机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ(tm)；其中，所述第一优先等级的顺序依次为：a＞b＞c＞d：
a.处于温热态的机组优先开机；
b.位于重载供区内的机组优先开机；
c.后续有开机计划的机组提前开机；
d.后续有停机计划的机组推迟停机。
调整燃气机组开机后，系统正备用缺额为PΔ1；
Figure BDA0003887465550000064
式中，Ng2为tm时刻新增开机或推迟停机的燃气机组数。
S20、若PΔ1＞0，按照预设的第二优先等级的顺序调整燃煤机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ1；其中，所述第二优先等级的顺序依次为：a＞b；
a.后续有开机计划的机组优先开机；
b.后续有停机计划的机组推迟停机。
调整燃煤机组开机后，系统正备用缺额为PΔ2；
Figure BDA0003887465550000071
式中，Nc2为tm时刻提前开机或推迟停机的燃煤机组数。
S30、若PΔ2＞0，调整地县调机组出力计划，直至满足系统正备用缺额PΔ2；
调整地县调机组出力计划后，系统正备用缺额为PΔ3；
PΔ2＝PΔ2-Pnu(tm)
式中，Pnu(tm)为tm时刻地县调机组增加的出力计划。
S40、若PΔ3＞0，增加采购外来电力，直至满足系统正备用缺额PΔ3；
增加采购外来电力后，系统正备用缺额为PΔ4
PΔ4＝PΔ3-Pia(tm)
式中，Pia(tm)为tm时刻增加购入的电力。
S50、若PΔ4＞0，按照预设的第三优先等级的顺序调整储能电站充放电计划，直至满足系统正备用缺额PΔ4；其中，所述第三优先等级的顺序为：a＞b>c>d；
a.位于重载供区内的储能电站优先放电；
b单位调节容量价格低的储能电站优先放电；
c.调节速率快的储能电站优先放电；
d.容量大的储能电站优先放电。
调整储能电站充放电计划后，系统缺额为
Figure BDA0003887465550000072
式中，Ne2为tm时刻调整充放电计划的储能电站数，Pea(i,tm)为第i个储能电站tm时刻增加的放电计划。
本方案中，用电侧可调资源调整方案如下：
若PΔ5＞0，按照预设的第四优先等级的顺序调整用电侧可调资源的用电功率，直至满足系统正备用缺额PΔ5；其中，所述第四优先等级的顺序为：a＞b>c>d>e；
a.位于重载供区内的用电侧可调资源优先下调用电功率；
b单位调节容量价格低的用电侧可调资源优先下调用电功率；
c.调节速率快的用电侧可调资源优先下调用电功率；
d.容量大的用电侧可调资源优先下调用电功率；
e.历史响应好的用电侧可调资源优先下调用电功率。
调整用电侧可调资源的用电功率后，系统正备用缺额为PΔ6；
Figure BDA0003887465550000081
式中，Nu为tm时刻调整用电功率的用电侧可调资源数，Pdn(i,tm)为第i个用电侧可调资源tm时刻的可下调量。
若PΔ6≤0，则缺额处置完成，否则给出告警信号，提示系统存在安全运行风险。
S4、根据所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的执行情况，修正所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力。
具体包括：
收集发、用电侧可调资源调整方案实际执行情况。
计算发、用电侧可调资源响应情况：
Figure BDA0003887465550000082
式中，Pi为第i个可调资源的响应度；Pf(i,t)为第i个可调资源t时刻的实际功率，MW；Pp(i,t)为第i个可调资源t时刻的调整后的计划功率，MW。
根据可调资源的响应度，结合资源秉性、电源结构、用电特性，修正其调节能力。具体来说，是依据人工经验进行调整，例如某个可调资源的调节能力是120，生成的调节指令为100，但根据实际响应情况，实际执行的可调资源只有80，此时则结合该可调资源的秉性和用电特性，以及所在电网电源结构等等对其调节能力打折，比如打八折，后续决策时按120*0.8来计算该可调资源的调节能力。
利用本实施例的方法，假设某电网分为P1、P2两个供区，14:15～18:00系统负荷预测数据、备用需求数据、风电出力预测数据、光伏出力预测数据如表1所示：
表1系统预测类数据
单位：MW
Figure BDA0003887465550000083
Figure BDA0003887465550000091
发用电侧可调资源数据如表2所示：
表2发用电侧可调资源
单位：MW
Figure BDA0003887465550000092
计划类数据如表3-1和表3-2所示。
表3计划类数据
单位：MW
表3-1
Figure BDA0003887465550000093
Figure BDA0003887465550000101
表3-2
Figure BDA0003887465550000102
Figure BDA0003887465550000111
首先，根据机组日前发电计划、受电计划、新能源超短期预测数据、系统超短期负荷预测数据、系统正备用需求，计算系统正备用缺额如表4所示。
表4系统正备用缺额
单位：MW
时刻 负荷 最大发电能力 正备用 备用需求 正备用缺额
14:15 4310 5000 690 500 0
14:30 4530 5120 590 500 0
14:45 4768 5330 562 500 0
15:00 4301 4810 509 500 0
15:15 4286 4800 514 500 0
15:30 4735 5240 505 500 0
15:45 4720 5220 500 500 0
16:00 4330 4830 500 500 0
16:15 4085 4220 135 500 365
16:30 3745 3920 175 500 325
16:45 3550 3720 170 500 330
17:00 3490 3820 330 500 170
17:15 3310 3810 500 500 0
17:30 3280 3820 540 500 0
17:45 3095 3720 625 500 0
18:00 3065 3700 635 500 0
则系统正备用在16:15～17:00存在缺额，最大缺额为365MW，最大缺额时刻为16:15。
下一步，确定发电侧可调资源调整方案。
首先按照优先等级调整燃气机组开机。若当前停机的G3、G4都没有检修计划，由于G4所属的供区P2为重载供区，故G4优先开机，但尚未满足系统被备用缺额(300MW<365MW)，剩余缺额为65MW，故G3也需开机，此时满足正备用缺额(300MW+300MW＞365MW)，即处置完成。
但由于G3存在检修计划，无法开机，则还需燃煤机组开机，但当前停机煤机G7无开机计划，故无法及时开机，还需调整地县调机组出力计划。
16:15时刻县调等值机组G12出力计划为220MW，最大发电能力为250MW，则增加地县调等值机组G12出力30MW，此时剩余缺额为35MW，还需增加采购外来电力。
但16:15时刻已没有剩余交易空间，还需调整整储能电站充放电计划。
16:15时刻储能电站E1未进行充放电，最大放电功率为20MW，则安排储能电站E1放电功率20MW，此时剩余缺额为15MW，还需调整用电侧可调资源。
再下一步，确定用电侧可调资源调整方案。
由于P2为重载供区，故优先调整可调负荷C2的用电计划，C2可下调量为60MW，只需下调15MW，即满足剩余缺额，可调负荷C1无需调整，处置结束。
最后，汇总生成发、用电侧可调资源调整方案，如表5所示，供下发执行。
表5发、用电侧可调资源调整方案
单位：MW
调整对象 调整时段 调整方式 影响容量
燃气机组G4 16:15～17:00 开机 300
储能电站E1 16:15～17:00 放电 20
地县调等值机组G12 16:15～17:00 增加出力 30
可调负荷C2 16:15～17:00 减少用电 15
合计 365
上述实施例根据系统预测类数据、计划类数据，测算系统正备用是否存在缺额。根据发、用电侧可调资源的不同调节特性，赋予不同优先等级，按照先发电侧资源、后用电侧资源的顺序调整各类资源发用电计划，实现各类发、用电侧可调资源的快速而有序调用。本发明能够既缓解电力紧平衡状态，又最小化负荷调用造成的用户停电感知，相比于现有的数学优化模型，准确、快捷。
实施例2
如图3所示，一种电力紧平衡状态配置装置，包括：
获取模块，用于分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力。
获取模块中，发电侧可调资源调节能力为最大发电能力减去当前出力或计划出力；其中，最大发电能力包括：第i个开机运行的煤电机组t时刻的最大发电能力，第i个开机运行的燃气机组t时刻的最大发电能力，第i个水电机组t时刻的最大发电能力。用电侧可调资源调节能力包括：t时刻的负荷可下调量。
方案生成模块，用于基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
方案生成模块中，所述发电侧可调资源调整方案如下：
按照预设的第一优先等级的顺序调整燃气机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ(tm)；其中，所述第一优先等级的顺序依次为：处于温热态的机组优先开机、位于重载供区内的机组优先开机、后续有开机计划的机组提前开机、后续有停机计划的机组推迟停机；
调整燃气机组开机后，系统正备用缺额为PΔ1；
若PΔ1＞0，按照预设的第二优先等级的顺序调整燃煤机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ1；其中，所述第二优先等级的顺序依次为：后续有开机计划的机组优先开机、后续有停机计划的机组推迟停机；
调整燃煤机组开机后，系统正备用缺额为PΔ2；
若PΔ2＞0，调整地县调机组出力计划，直至满足系统正备用缺额PΔ2；
调整地县调机组出力计划后，系统正备用缺额为PΔ4；
若PΔ3＞0，增加采购外来电力，直至满足系统正备用缺额PΔ3；
增加采购外来电力后，系统正备用缺额为PΔ4
若PΔ4＞0，按照预设的第三优先等级的顺序调整储能电站充放电计划，直至满足系统正备用缺额PΔ4；其中，所述第三优先等级的顺序为：位于重载供区内的储能电站优先放电、单位调节容量价格低的储能电站优先放电、调节速率快的储能电站优先放电、容量大的储能电站优先放电。
方案生成模块中，，所述用电侧可调资源调整方案如下：
若PΔ5＞0，按照预设的第四优先等级的顺序调整用电侧可调资源的用电功率，直至满足系统正备用缺额PΔ5；其中，所述第四优先等级的顺序为：位于重载供区内的用电侧可调资源优先下调用电功率、单位调节容量价格低的用电侧可调资源优先下调用电功率、调节速率快的用电侧可调资源优先下调用电功率、容量大的用电侧可调资源优先下调用电功率、历史响应好的用电侧可调资源优先下调用电功率；
调整用电侧可调资源的用电功率后，系统正备用缺额为PΔ6；
若PΔ6≤0，则缺额处置完成，否则给出告警信号，提示系统存在安全运行风险。
执行模块，用于在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
执行模块中，所述电力系统供电缺额的时间段按照下式计算：
Figure BDA0003887465550000131
式中，PΔ(t)为t时刻系统正备用缺额；R(t)为t时刻系统正备用需求；Ps(i,t)为第i个光伏电站t时刻的超短期预测出力；Pw(i,t)为第i个风电场t时刻的超短期预测出力；Pn(i,t)为第i个核电机组t时刻的计划出力；Pe(i,t)为第i个储能电站t时刻的充放电计划功率；Pi(t)为t时刻系统受电计划功率；Pld(t)为t时刻系统负荷预测；Nc为开机运行的煤电机组台数，Ng为开机运行的燃气机组台数，Nh为水电机组台数，Ns为光伏电站数，Nw为风电场数，Nn为核电机组台数，Ne为储能电站数；
若在紧平衡状态处置窗口期内，
Figure BDA0003887465550000141
PΔ(t)＞0或者
Figure BDA0003887465550000142
PΔ(t)≤0；则系统存在正备用缺额的时段为[t1,t2]，若tm时刻缺额最大，则系统正备用最大缺额为PΔ(tm)。
修正模块，用于根据所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的执行情况，修正所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力
实施例3
如图3所示，本发明还提供一种实现电力紧平衡状态配置方法的电子设备100；电子设备100包括存储器101、至少一个处理器102、存储在存储器101中并可在至少一个处理器102上运行的计算机程序103及至少一条通讯总线104。存储器101可用于存储计算机程序103，处理器102通过运行或执行存储在存储器101内的计算机程序，以及调用存储在存储器101内的数据，实现实施例1一种电力紧平衡状态配置方法步骤。存储器101可主要包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序(比如声音播放功能、图像播放功能等)等；存储数据区可存储根据电子设备100的使用所创建的数据(比如音频数据)等。此外，存储器101可以包括非易失性存储器，例如硬盘、内存、插接式硬盘，智能存储卡(Smart Media Card，SMC)，安全数字(Secure Digital，SD)卡，闪存卡(Flash Card)、至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非易失性固态存储器件。
至少一个处理器102可以是中央处理单元(Central Processing Unit，CPU)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(Digital Signal Processor，DSP)、专用集成电路(Application Specific Integrated Circuit，ASIC)、现场可编程门阵列(Field-Programmable Gate Array，FPGA)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。处理器102可以是微处理器或者该处理器102也可以是任何常规的处理器等，处理器102是电子设备100的控制中心，利用各种接口和线路连接整个电子设备100的各个部分。
电子设备100中的存储器101存储多个指令以实现一种电力紧平衡状态配置方法，处理器102可执行多个指令从而实现：
分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力；
基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；
在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
根据所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的执行情况，修正所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力
实施例4
电子设备100集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例的步骤。其中，计算机程序包括计算机程序代码，计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。计算机可读介质可以包括：能够携带计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、U盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器及只读存储器(ROM，Read-Only Memory)。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (10)

1.一种电力紧平衡状态配置方法，其特征在于，包括如下步骤：
分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力；
基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；其中，所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案分别包括有预设的不同优先等级的调整方案；
在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
2.根据权利要求1所述的电力紧平衡状态配置方法，其特征在于，所述执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤之后，还包括步骤：根据所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的执行情况，修正所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力。
3.根据权利要求1所述的电力紧平衡状态配置方法，其特征在于，所述分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力的步骤中，发电侧可调资源调节能力为最大发电能力减去当前出力或计划出力；其中，最大发电能力包括：第i个开机运行的煤电机组t时刻的最大发电能力，第i个开机运行的燃气机组t时刻的最大发电能力，第i个水电机组t时刻的最大发电能力。
4.根据权利要求1所述的电力紧平衡状态配置方法，其特征在于，所述分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力的步骤中，用电侧可调资源调节能力包括：t时刻的负荷可下调量。
5.根据权利要求1所述的电力紧平衡状态配置方法，其特征在于，所述在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤中，所述电力系统供电缺额的时间段按照下式计算：
Figure FDA0003887465540000011
式中，PΔ(t)为t时刻系统正备用缺额；R(t)为t时刻系统正备用需求；Ps(i，t)为第i个光伏电站t时刻的超短期预测出力；Pw(i，t)为第i个风电场t时刻的超短期预测出力；Pn(i，t)为第i个核电机组t时刻的计划出力；Pe(i，t)为第i个储能电站t时刻的充放电计划功率；Pi(t)为t时刻系统受电计划功率；Pld(t)为t时刻系统负荷预测；Nc为开机运行的煤电机组台数，Ng为开机运行的燃气机组台数，Nh为水电机组台数，Ns为光伏电站数，Nw为风电场数，Nn为核电机组台数，Ne为储能电站数；
若在紧平衡状态处置窗口期内，
Figure FDA0003887465540000021
PΔ(t)＞0或者
Figure FDA0003887465540000022
PΔ(t)≤0；则系统存在正备用缺额的时段为[t1，t2]，若tm时刻缺额最大，则系统正备用最大缺额为PΔ(tm)。
6.根据权利要求1所述的电力紧平衡状态配置方法，其特征在于，所述分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤中，所述发电侧可调资源调整方案如下：
按照预设的第一优先等级的顺序调整燃气机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ(tm)；其中，所述第一优先等级的顺序依次为：处于温热态的机组优先开机、位于重载供区内的机组优先开机、后续有开机计划的机组提前开机、后续有停机计划的机组推迟停机；
调整燃气机组开机后，系统正备用缺额为PΔ1；
若PΔ1＞0，按照预设的第二优先等级的顺序调整燃煤机组开机，直至满足系统正备用缺额PΔ1；其中，所述第二优先等级的顺序依次为：后续有开机计划的机组优先开机、后续有停机计划的机组推迟停机；
调整燃煤机组开机后，系统正备用缺额为PΔ2；
若PΔ2＞0，调整地县调机组出力计划，直至满足系统正备用缺额PΔ2；
调整地县调机组出力计划后，系统正备用缺额为PΔ3；
若PΔ3＞0，增加采购外来电力，直至满足系统正备用缺额PΔ3；
增加采购外来电力后，系统正备用缺额为PΔ4
若PΔ4＞0，按照预设的第三优先等级的顺序调整储能电站充放电计划，直至满足系统正备用缺额PΔ4；其中，所述第三优先等级的顺序为：位于重载供区内的储能电站优先放电、单位调节容量价格低的储能电站优先放电、调节速率快的储能电站优先放电、容量大的储能电站优先放电。
7.根据权利要求6所述的电力紧平衡状态配置方法，其特征在于，所述分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案的步骤中，所述用电侧可调资源调整方案如下：
若PΔ5＞0，按照预设的第四优先等级的顺序调整用电侧可调资源的用电功率，直至满足系统正备用缺额PΔ5；其中，所述第四优先等级的顺序为：位于重载供区内的用电侧可调资源优先下调用电功率、单位调节容量价格低的用电侧可调资源优先下调用电功率、调节速率快的用电侧可调资源优先下调用电功率、容量大的用电侧可调资源优先下调用电功率、历史响应好的用电侧可调资源优先下调用电功率；
调整用电侧可调资源的用电功率后，系统正备用缺额为PΔ6；
若PΔ6≤0，则缺额处置完成，否则给出告警信号，提示系统存在安全运行风险。
8.一种电力紧平衡状态配置装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于分别获取发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力；
方案生成模块，用于基于所述发电侧可调资源调节能力和用电侧可调资源调节能力，分别确定发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案；
执行模块，用于在电力系统供电缺额的时间段，执行所述发电侧可调资源调整方案和用电侧可调资源调整方案。
9.一种电子设备，其特征在于，包括处理器和存储器，所述处理器用于执行存储器中存储的计算机程序以实现如权利要求1至7中任意一项所述的电力紧平衡状态配置方法。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有至少一个指令，所述至少一个指令被处理器执行时实现如权利要求1至7中任意一项所述的电力紧平衡状态配置方法。
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