CN101710702A - 实现电力***动态节能调度的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种实现电力***动态节能调度的方法，首先从某单元电网中各个发电机节点的EMS***中采集数据；再将数据带入多时段动态节能调度的目标函数；将其它单元电网通过与该单元电网相联接的联络线进行等值，得出新的发电计划；最后将新的发电计划反馈到该单元电网中各个发电机节点的EMS***中。本发明将采集的数据带入目标函数计算并进行等值得出新的发电计划，作为下一步实施计划。该方法可将网络损耗折算为标准煤耗，在满足发电机组安全约束、网络输电安全约束的同时，按电力***负荷的变化，制定多时段最小发电煤耗的发电计划，即保障发电煤耗和网络损耗等值煤耗之和的综合总煤耗最小。

Description

实现电力***动态节能调度的方法

技术领域

本发明属于电力***调度自动化技术领域，尤其涉及一种实现电力***动态节能调度的方法。

背景技术

节能减排是缓解能源供应矛盾和环境制约矛盾的重要措施，是提高经济增长质量和效益的重要途径，是国家的基本国策，直接关系到国家可持续发展战略的实施。在电力调度中心实施节能调度是贯彻国家节能减排政策的有效手段。

节能调度目标是在将网络损耗折算为标准煤耗后，实现满足安全约束的全网总煤耗最小的优化发电计划，即保障发电煤耗和网络损耗等值煤耗之和的综合总煤耗最小。由于负荷随时间变化，发电计划也应根据负荷变化而改变。

现有技术中，节能调度中的优化计算方法一般仅考虑发电机组煤耗在某一计算时段内最小，无法考虑多时段优化的需求；或在多时段计算中不能同时计及发电机组安全约束、电网安全约束和网络损耗。

发明内容

针对现有技术存在的上述不足，本发明的目的是提供一种在满足发电机组安全约束、网络输电安全约束的同时，按电力***负荷的变化，制定多时段最小发电煤耗的发电计划的实现电力***动态节能调度的方法。

本发明提供的实现电力***动态节能调度的方法，包括下述步骤：

1)从某单元电网中各个发电机节点的EMS***中采集节点的有功负荷P_D、支路ij的约束条件P_ijmax、上一时刻发电机母线i的实际出力P_Gi ⁰、本时刻发电机母线i的实际出力P_Gi、发电机母线i的最小出力P_Gimin、发电机母线i的最大出力P_Gimax、支路数量NT和发电机数量NG；

2)将采集的数据带入多时段动态节能调度的目标函数，计算发电机出力调整量：

minF(t)＝h₁F₁(t)+h₂F₂(t)

约束条件： $\underset{i\∈\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Gi}}\left(t\right)=\underset{k\∈\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Dk}}\left(t\right)+P_L\left(t\right)$

P_Gi(t)-P_Gi(t-1)≤ΔP_GRCimax  i∈NG

P_Gi(t-1)-P_Gi(t)≤ΔP_GRCimax  i∈NG

|P_ij(t)|≤P_ijmax   ij∈NT

其中，h₁：第一时间段目标函数中能耗的权重因子

h₂：第二时间段目标函数中发电机出力调整的权重因子

F₁(t)为第一时段最小综合煤耗的目标函数：

min $F_1=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{F}_i\left(P_{\mathrm{Gi}}\right)+\mathrm{\γ}{P}_L$

F₂(t)为第二时段发电机出力调整量最小的目标函数：

min $F_2=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{(P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Gi}}^0)}^2$

约束条件包括有功平衡，发电机出力限制和线路潮流约束：

$\underset{i\∈\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Gi}}=\underset{k\∈\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Dk}}+P_L$

P_Gimin≤P_Gi≤P_Gimax  i∈NG

|P_ij|≤P_ijmax   ij∈NT

其中，P_D：节点的有功负荷

***总负荷

P_ij：支路ij上的潮流，通过牛拉法进行潮流计算得到

P_ijmax：支路ij的约束条件，线路和变压器的最大容量

P_GI ⁰：上一时刻发电机母线i的实际出力

P_Gi：本时刻发电机母线i的实际出力

P_Gimin：发电机母线i的最小出力

P_Gimax：发电机母线i的最大出力

***所有发电机组的总煤耗

P_L：网络损耗

F_i：发电机单元i的燃料消耗

NT：支路数量

NG：发电机数量

γ：有功损耗折算成煤耗的换算系数

3)应用负荷分配因子法将***总负荷分配到各个电厂的负荷节点；

4)将其它单元电网通过与该单元电网相联接的联络线进行等值，得出新的发电计划；

5)将新的发电计划反馈到该单元电网中各个发电机节点的EMS***中，作为下一步实施计划。

进一步，所述h₁的取值为1，h₂的取值为1.25；

进一步，在所述步骤3)中，计算出的发电机出力调整量通过与SCADA数据库连接进行校核与修正计算出负荷分配因子；

进一步，在所述步骤4)中，所述等值是将单元电网与其它单元电网之间的功率交换等值为该单元电网边界上的等值负荷或等值电源。

本发明的有益效果：本发明通过采集单元电网中各个发电机节点的EMS***的数据，并将数据带入多时段动态节能调度的目标函数计算并经过等值得出新的发电计划，将新的发电计划反馈到该单元电网中各个发电机节点的EMS***中，作为下一步实施目标。该方法可将网络损耗折算为标准煤耗，在满足发电机组安全约束、网络输电安全约束的同时，按电力***负荷的变化，制定多时段最小发电煤耗的发电计划，即保障发电煤耗和网络损耗等值煤耗之和的综合总煤耗最小。

附图说明

图1为本发明的总体流程图；

图2为电力***网络的拓扑结构示意图；

图3为电网的外部***等值图；

图4为全网负荷曲线图；

图5为优化前后的全***总煤耗对比图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细地描述。

图1为本发明的总体流程图，图2为电力***网络的拓扑结构示意图，图3为电网的外部***等值图，如图所示。实现电力***动态节能调度的方法的具体步骤如下：

1)、从某单元电网中各个发电机节点的EMS***中采集节点的有功负荷P_D、支路ij的约束条件P_ijmax、上一时刻发电机母线i的实际出力P_Gi ⁰、本时刻发电机母线i的实际出力P_Gi、发电机母线i的最小出力P_Gimin、发电机母线i的最大出力P_Gimax、支路数量NT和发电机数量NG。本实施例中，某单元电网指某省级电网，其它单元电网指外省电网。

2)在本实施例中，将一天分成96个运行点(每15分钟一个运行点)，一次性计算出96个运行点的发电计划优化分配计划。

与静态节能调度不同，在制定多时段的发电计划及动态发电计划时，发电机的有功调节约束ΔP_GRCimax应当加以考虑。发电机的有功调节约束取决于调节时间和调节速度(即爬坡速度)的乘积，即：

ΔP_GRCimax＝ΔP_GRi×Δt   i∈NG           (1)

其中，

ΔP_GRCimax：计及发电机爬坡速度的发电机i的有功调节约束

ΔP_GRi：发电机i的爬坡速度

Δt：运行时间

考虑发电机爬坡速度的发电机i的有功调节约束表达式为

发电机上升有功调节约束表达式

$P_{\mathrm{Gi}}\left(t\right)-P_{\mathrm{Gi}}(t-1)\≤\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{GRCi}\max }^{\mathrm{up}}$ i∈NG        (2)

如某一个时刻t：

发电机节点号	PGi(t)	PGi(t-1)	ΔPGRCimax up
				85	45	0	45
86	90	45	45
				87	135	90	45

发电机下降有功调节约束表达式

$P_{\mathrm{Gi}}(t-1)-P_{\mathrm{Gi}}\left(t\right)\≤\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{GRCi}\max }^{\mathrm{down}}$ i∈NG    (3)

如某一个时刻t：

发电机节点号	PGi(t)	PGi(t-1)	ΔPGRCimax up
				85	0	45	45
86	45	90	45
				87	90	135	45

其中，

ΔP_GRCimax ^up：计及发电机爬坡速度(上升)的发电机i的有功调节约束

ΔP_GRCimax ^down：计及发电机爬坡速度(下降)的发电机i的有功调节约束

t：运行时间段

P_Gi(t)：发电机i在运行时间段(t)的有功输出

P_Gi(t-1)：发电机i在运行时间段(t-1)的有功输出

一般情况可考虑发电机上升速度和下降速度是一样的，因此发电机上升和下降的有功调节约束相等，即

$\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{GRCi}\max }^{\mathrm{up}}=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{GRCi}\max }^{\mathrm{down}}=\mathrm{\Δ}{P}_{\mathrm{GRCi}\max }$ i∈NG    (4)

所以，相邻时段发电机上升有功调节约束表达式和发电机下降有功调节约束表达式可以表示为：

P_Gi(t)-P_Gi(t-1)≤ΔP_GRCimax      i∈NG    (5)

P_Gi(t-1)-P_Gi(t)≤ΔP_GRCimax      i∈NG    (6)

第一时段最小综合煤耗的目标函数：

${\min F}_1=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{F}_i\left(P_{\mathrm{Gi}}\right)+\mathrm{\γ}{P}_L---\left(7\right)$

发电机耗量特性的数学表达为：

F_i(P_Gi)＝a_iP_Gi ²+b_iP_Gi+c_i

其中，

a_i：发电机耗量特性曲线的二次项

b_i：发电机耗量特性曲线的一次项

c_i：发电机耗量特性曲线的常数项

如某一个时刻t：

发电机节点号	a	b	c
				85	0.00065	0.01390	41.84502

发电机节点号	a	b	c
				86	0.00065	0.01390	41.84502
87	0.00065	0.01390	41.84502

第二时段发电计划将随负荷改变，本发明提出的调节目标是使发电机出力调整量最小，以提高机组的稳定性。目标函数为：

${\min F}_2=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{(P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Gi}}^0)}^2---\left(8\right)$

如针对某一台发电机组：

时段	PGi 0	PGi
			0:00	100	100
0:15	110	108
			0:30	110	108

约束条件包括有功平衡，发电机出力限制和线路潮流约束(即网络输电安全约束)，即：

$\underset{i\∈\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Gi}}=\underset{k\∈\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Dk}}+P_L---\left(9\right)$

如某一个时刻t：

P_Gimin≤P_Gi≤P_Gimax    i∈NG    (10)

如某一个时刻t：

发电机节点号	PGimin	PGi	PGimax
				85	150	170	300

发电机节点号	PGimin	PGi	PGimax
				86	150	200	300
87	150	250	300

|P_ij|≤P_ijmax    ij∈NT    (11)

如：

支路始端节点号	支路末端节点号	Pij	Pijmax
				1	20	3600	4091.85
98	1	1600	2045.90
				38	2	-240	400

其中：

P_D：节点的有功负荷

***总负荷

P_ij：支路ij上的潮流，通过牛拉法进行潮流计算得到

P_ijmax：支路ij的约束条件，支路(线路和变压器)的最大容量

P_Gi ⁰：上一时刻发电机母线i的实际出力

P_Gi：本时刻发电机母线i的实际出力

P_Gimin：发电机母线i的最小出力

P_Gimax；发电机母线i的最大出力

***所有发电机组的总煤耗

F_i：发电机单元i的燃料消耗

NT：支路数量

NG：发电机数量

γ：有功损耗折算成煤耗的换算系数

因此，多时段动态节能调度的数学模型可在下述两时段发电计划优化的基础上不断迭代计算完成：

minF(t)＝h₁F₁(t)+h₂F₂(t)                 (12)

约束条件：

$\underset{i\∈\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Gi}}\left(t\right)=\underset{k\∈\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Dk}}\left(t\right)+P_L\left(t\right)---\left(13\right)$

P_Gi(t)-P_Gi(t-1)≤ΔP_GRCimax     i∈NG    (14)

P_Gi(t-1)-P_Gi(t)≤ΔP_GRCimax     i∈NG    (15)

|P_ij(t)|≤P_ijmax    ij∈NT               (16)

其中：

h1：第一时间段目标函数中能耗的权重因子

h2：第二时间段目标函数中发电机出力调整的权重因子

通常h2的取值大于h1的取值，本实施例的h₁的取值为1，h₂的取值为1.25。

3)动态节能调度中的负荷分配因子法

节能调度计算不论是***安全校核，还是一天96点经济调度计算，均需使用***各负荷节点的负荷数据。准确的预测各节点的负荷是计算关键之一。

本发明将***预测总负荷分配到各个具体负荷节点的方法：

首先预测***总负荷PD，然后根据各个具体负荷节点在各个时段的历史负荷数据进行拟合，可递推得到各个具体负荷节点在各个时段的负荷值，将其作为该负荷节点的负荷分配因子，再结合预测的***总负荷进行各个具体负荷节点的负荷计算。

设t时段预测的***总负荷为PD(t)，负荷点k的负荷分配因子为PDFk(t)，那么，负荷点k在时段t的负荷值可通过下式计算出

$P_{\mathrm{Dk}}\left(t\right)=\frac{P_{\mathrm{DFk}}\left(t\right)}{\underset{k=1}{\overset{\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{DFk}}\left(t\right)}\×P_D\left(t\right)$ i∈ND

(17)

实际使用时通过与EMS***数据库连接可校核与修正计算出的负荷分配因子，即：将实时数据中当日各个具体负荷点在各个时段的负荷值作为负荷分配因子，再结合预测的***总负荷进行各个具体负荷点的负荷计算。

设t时段预测的***总负荷为PD(t)，通过实时数据得到的负荷点k的负荷为PRTDk(t)，那么，节能调度计算中负荷点k在时段t的负荷值可通过下式计算出

$P_{\mathrm{Dk}}\left(t\right)=\frac{P_{\mathrm{RTDk}}\left(t\right)}{\underset{k=1}{\overset{\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{\mathrm{RTDk}}\left(t\right)}\×P_D\left(t\right)$ i∈ND

(18)

4)动态节能调度中的外部***等值

省级电网是大区电网公司的重要组成部分，各个省网间电网是相互联接、相互支援的，但在能源调度管理、效益核算方面又是相对独立的。省级电网节能降损、能源优化调度管理以其自身电网为主进行。将省级电网称之为内部***，与该电网相联接的外省电网称之为外部***。由于网内各个省网间电网是相互联接、需要对外部***进行等值。

具体方法是将各个省网通过与该省级电网相联接的联络线进行等值，根据该某省级电网与外省电网之间的功率交换和供电协议，将外省电网等值为某省级电网边界上的等值负荷或等值电源，如图3所示，图中P为有功功率，Q为无功功率。

通过对外省电网等值，能够在保留某省级电网全***拓扑及特性的前提下简化网络结构，减少计算量。

算例：

动态节能调度所需的***基本模型和相关参数如下：

1、***基本参数

a.支路参数

IFROM，ITO，R，X，B，TAP，SMAX，SMAXC，TAPMAX，TAPMIN

其中：

IFROM -支路始端节点号，

ITO   -支路末端节点号

R     -支路电阻

X     -支路电抗

B     -线路充电功率(1/2)

TAP   -变压器支路变比

SMAX  -支路最大功率输出约束

SMAXC -支路故障最大功率输出约束

TAPMAX-变压器支路最大变比

TAPMIN-变压器支路最小变比

我国某省实际***实例：

如：

IFROM，ITO，R，X，B，TAP，SMAX，SMAXC，TAPMAX，TAPMIN

1   20  0.00002  0.00053  0.1020   0.000  4091.85   4091.85   0.00  0.00

98  1   0.00060  0.00830  0.4688   0.000  2045.90   2045.90   0.00  0.00

38  2   0.00000  0.00010  0.0000   0.000  400.00    400.00    0.00  0.00

40  38  0.00050  0.00640  0.3408   0.000  2119.58   2119.58   0.00  0.00

39  37  0.00049  0.00646  1.4766   0.000  4239.16   4239.16   0.00  0.00

36  38  0.00021  0.00355  0.7878   0.000  4239.16   4239.16   0.00  0.00

b.节点参数：

BUSTYP，IBUS，PGEN，QGEN，PLOAD，QLOAD，PMAX1，PMIN1，QMAX1，QMIN1，VOLT，ANGLE，Vnup，Vnlo，Vcup，Vclo，Qgcup，Qgclo，Ownregn

说明：

BUSTYP -节点类型

IBUS   -节点号

PGEN   -发电机有功出力

QGEN   -发电机无功出力

PLOAD  -节点有功负荷

QLOAD  -节点无功负荷

PMAX   -发电机有功最大出力

PMIN   -发电机有功最小出力

QMAX   -发电机无功最大出力

QMIN   -发电机无功最小出力

VOLT   -节点初始电压

ANGLE  -节点初始电压相角

Vnup   -节点电压上限

Vnlo   -节点电压下限：

Vcup   -节点故障电压上限

Vclo   -节点故障电压下限

Qgcup  -发电机故障无功最大出力

Qgclo  -发电机故障无功最小出力

Ownregn-节点所在区

我国某省实际***实例：

举例说明：

BUSTYP，IBUS，PGEN，QGEN，PLOAD，QLOAD，PMAX1，PMIN1，QMAX1，QMIN1，VOLT，ANGLE，Vnup，Vnlo，Vcup，Vclo，Qgcup，Qgclo，Ownregn

1  1 0.00   0.00   1800.60  45.00  0.00   0.00    0.00  0.00    1.050  0.00

   1.100    0.900  1.100    0.900  0.00   0.00    1

1  2 0.00   0.00   1800.60  111.00 0.00   0.00    0.00  0.00    1.050

   0.00     1.100  0.900    1.100  0.900  0.00    0.00  1

2  3        400.00 0.00     42.00  21.00  600.00  0.00  290.00  -90.00

    1.000  0.00    1.100  0.900  1.100  0.900   290.00  -90.00  1

2   4      400.00  0.00   42.00  21.00  600.00  0.00    290.00  -90.00

    1.000  0.00    1.100  0.900  1.100  0.900   290.00  -90.00  1

2   5      400.00  0.00   42.00  21.00  600.00  0.00    290.00  -90.00

    1.000  0.00    1.100  0.900  1.100  0.900   290.00  -90.00  1

2   6      420.00  0.00   42.00  21.00  600.00  0.00    290.00  -90.00

    1.000  0.00    1.100  0.900  1.100  0.900   290.00  -90.00  1

c.***网络结构参数：

TIME，IFROMB，ITOB，R，X，B，TAP，SMAX，SMAXC，TAPMAX，TAPMIN，BRSTAT

说明：

***网络结构参数与前面a.支路参数区别：前面a.支路参数只是每一天的基本模型参数，是静态的；这里的参数是动态的，即只输入局部变化的参数。

有如下四种情况体现网络拓扑线路改变(同样有四种情况体现局部网络的变压器改变)：

(1)、某时间点的网络参数与当天基本模型完全一样，此时不输入任何支路数据；

(2)、某时间点的网络参数与当天基本模型相比，有数个支路的参数变化；

(3)、某时间点的网络参数与当天基本模型相比，有支路停运；

(4)、某时间点的网络参数与当天基本模型相比，有新支路投入运行；

第一种情况，该时间点不输入任何支路数据；

为达到(2)-(4)目的，支路数据末输入一个支路状态(BRSTAT)

BRSTAT＝0，表示该支路在该时间点开断(对应情况(3))

BRSTAT＝1，表示该支路在该时间点参数更新(对应情况(2))

BRSTAT＝2，表示该支路在该时间点是新增加的，原来基本模型中没有(对应情况(4))

其中：

TIME   -时间段

IFROMB -支路始端节点号

ITOB   -支路末端节点号

R      -支路电阻

X      -支路电抗

B      -线路充电功率(1/2)

TAP    -变压器支路变比

SMAX   -支路最大功率输出约束

SMAXC  -支路故障最大功率输出约束

TAPMAX -变压器支路最大变比

TAPMIN -变压器支路最小变比

BRSTAT -支路状态

我国某省实际***实例：

举例说明：

TIME，IFROMB，ITOB，R，X，B，TAP，SMAX，SMAXC，TAPMAX，TAPMIN，BRSTAT

1   154    184    0.00860    0.04040    0.0659    0.000  406.33    406.33

    0.00   0.00   0

2   154    184    0.00860    0.04040    0.0659    0.000  406.33    406.33

    0.00   0.00   0

3   154    184    0.00860    0.04040    0.0659    0.000  406.33    406.33

    0.00   0.00   0

4   154    184    0.00860    0.04040    0.0659    0.000  406.33    406.33

    0.00   0.00   0

5   154    184    0.00860    0.04040    0.0659    0.000  406.33    406.33

    0.00   0.00   0

6   154    184    0.00860    0.04040    0.0659    0.000  406.33    406.33

    0.00   0.00   0

2、经济调度参数

PGNO，ALPHA，BETA，GAMMA，PGMIN，PGMAX，AGCSTATUS，PGCTG，PGGRC

说明：

PGNO-发电机节点号

ALPHA-发电机(厂)煤耗曲线常数项

BETA-发电机(厂)煤耗曲线一次项

GAMMA-发电机(厂)煤耗曲线二次项

PGMI N-发电机有功最小出力

PGMAX-发电机有功最大出力

AGCSTATUS-发电机AGC状态：

AGCSTATUS＝1，表示AGC状态，即可调机组

AGCSTATUS＝0，表示非AGC状态，即不可调机组

PGCTG-发电机停运或故障检修状态：

PGCTG＝1，表示发电机投入运行

PGCTG＝0，表示发电机停运或故障检修

PGGRC-发电机爬坡速度

我国某省实际***实例：

举例说明：

PGNO，ALPHA，BETA，GAMMA，PGMI N，PGMAX，AGCSTATUS，PGCTG，PGGRC

85  41.84502  0.01390    0.00065    150.000  300.000    1    1    45.0

86  41.84502  0.01390    0.00065    150.000  300.000    1    1    45.0

87  41.84502  0.01390    0.00065    150.000  300.000    1    1    45.0

88  41.84502  0.01390    0.00065    0.000 200.000       1    1    60.0

90  39.81035  0.01322    0.00062    0.000 200.000       1    1    60.0

91  39.81035  0.01322    0.00062    0.000 200.000       1    1    60.0

3、***总负荷和发电机参数：

a.发电机(厂)给定初始发电计划参数：

TIME，PGNO，PG，AGCST，UNCTGST，V0

说明：

TIME-时间段

PGNO-发电机节点号

PG-给定发电计划

AGCST-本时间段发电机AGC状态

AGCST＝1，表示AGC状态，即可调机组

AGCST＝0，表示非AGC状态，即不可调机组

UNCTGST-本时间段发电机停运或故障检修状态

UNCTGST＝1，表示发电机投入运行

UNCTGST＝0，表示发电机停运或故障检修

V0-本时间段发电机电压

我国某省实际***实例：

举例说明：

TIME，PGNO，PG，AGCST，UNCTGST，V0

1     3  0.000     0       1  1.000

1    4    375.000    0    0    1.000

1    5    375.000    0    0    1.000

1    6    0.000      0    1    1.000

1    7    0.000      0    1    0.970

1    8    400.000    0    0    1.015

b.***总负荷参数

TIME，TotalLoad

说明：

TIME-时间段

TotalLoad-本时间段***总负荷

我国某省实际***实例：

举例说明：

TIME，TotalLoad

1    10352.000

2    10325.000

3    10264.000

4    10052.000

5    10044.000

6    9782.000

对我国某省实际电力***进行优化，其中包括520个负荷节点，679条支路，104个发电机节点(参照附图2，图中只画出4个负荷节点，6条支路ij，2个发电机节点，其余未画出)。

min

min $F_2=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{(P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Gi}}^0)}^2$

min $F\left(t\right)=h_1{F}_1\left(t\right)+h_2{F}_2\left(t\right)=h_1(\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{F}_i\left(P_{\mathrm{Gi}}\right)+\mathrm{\γ}{P}_L)+h_2\left(\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{(P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Gi}}^0)}^2\right)$

本实施例中取h₁＝1，  h₂＝1.25。

γ：煤耗折算系数(即每1000千瓦时消耗的煤吨数)取值0.53

F_i(P_Gi)＝a_iP_Gi ²+b_iP_Gi+c_i

其中：

a_i：发电机耗量特性曲线的二次项

b_i：发电机耗量特性曲线的一次项

c_i：发电机耗量特性曲线的常数项

发电机节点号	a	b	c
				85	0.00065	0.01390	41.84502
86	0.00065	0.01390	41.84502
				87	0.00065	0.01390	41.84502

每15分钟取一点，那么全天24小时就是96点。

对某一台发电机组：

时段	PGi 0	PGi
			0:00	100	100
0:15	110	108
			0:30	110	108

                  优化前的   优化后的

        全网总负  电网的网   电网的网   优化前系  优化后系  ***节约    节煤比例

        荷(MW)    损(MW)     损(MW)     统总耗煤  统总耗煤  总耗煤

时段                                    (吨)      (吨)      (吨)

0:00    10092     185.975    184.376    881.403   857.2365  24.16654    2.74％

0:15    10065     185.975    184.376    881.298   857.1367  24.16133    2.74％

0:30    10004     185.975    184.376    880.899   856.92    23.97905    2.72％

0:45    9792      185.975    184.376    880.388   856.4532  23.93475    2.72％

1:00    9784      185.218    183.626    877.687   854.3294  23.35761    2.66％

1:15    9522      173.328    171.751    840.666   821.775   18.89098    2.25％

1:30    9522      169.903    168.326    831.59    813.1909  18.3991     2.21％

1:45    9377      169.153    167.576    828.549   810.7939  17.75513    2.14％

2:00    9320      169.153    167.576    828.338   810.5963  17.7417     2.14％

2:15    9095      167.902    166.326    823.684   806.8153  16.8687     2.05％

2:30    8992      165.905    164.326    816.67    801.6251  15.0449     1.84％

2:45    8852      157.73     156.151    793.979   781.9872  11.99175    1.51％

3:00    8652      151.08     149.501    777.224   766.706   10.51803    1.35％

3:15    8619      151.08     149.501    777.11    766.5971  10.5129     1.35％

3:30    8618     151.08     149.501    777.107  766.5941  10.51292    1.35％

3:45    8649     151.08     149.501    777.213  766.6959  10.51711    1.35％

4:00    8600     151.08     149.501    777.047  766.5366  10.51038    1.35％

4:15    8584     151.08     149.501    776.994  766.4862  10.50778    1.35％

4:30    8634     151.08     149.501    777.161  766.6465  10.5145     1.35％

4:45    8613     151.08     149.501    777.09   766.578   10.51205    1.35％

5:00    8614     151.08     149.501    777.094  766.581   10.51302    1.35％

5:15    8606     153.08     151.501    783.448  770.8821  12.56589    1.60％

5:30    8584     153.08     151.501    783.38   770.8176  12.5624     1.60％

5:45    8619     153.83     152.251    786.228  772.5655  13.66253    1.74％

6:00    8786     155.827    154.251    793.239  777.5067  15.73231    1.98％

6:15    8820     155.827    154.251    793.358  777.6186  15.73942    1.98％

6:30    8855     156.052    154.451    793.824  778.181   15.64296    1.97％

6:45    9056     156.177    154.576    794.82   779.2152  15.60475    1.96％

7:00    9290     165.172    163.5757   819.931  800.7794  19.15161    2.34％

7:15    9628     175.297    173.7007   851.853  827.4984  24.35455    2.86％

7:30    10106    175.302    173.7007   853.874  829.1133  24.76074    2.90％

7:45    10649    175.302    173.7007   855.671  830.8632  24.80785    2.90％

8:00    11068    180.547    178.9495   872.018  845.6273  26.39067    3.03％

8:15    11760.9  196.6      195.0218   918.723  893.2584  25.46465    2.77％

8:30    12402.9  208.09     206.497    952.68   932.1823  20.49773    2.15％

8:45    12940.9  215.491    213.897    978.681  959.7067  18.97428    1.94％

9:00    13336.9  216.626    215.022    983.797  964.9564  18.84062    1.92％

9:15    13502.9  216.626    215.022    984.849  965.9886  18.86042    1.92％

9:30    13646.9  216.626    215.022    985.186  966.3081  18.87789    1.92％

9:45    13814.9  216.626    215.022    986.426  967.5278  18.89821    1.92％

10:00   13848.9  216.851    215.247    987.467  968.563   18.90399    1.91％

10:15   13848.9  216.851    215.247    987.467  968.563   18.90399    1.91％

10:30   13882.9  216.851    215.247    987.741  968.8332  18.90785    1.91％

10:45   13882.9  216.851    215.247    987.741  968.8332  18.90785    1.91％

11:00   13916.9  217.626    216.022    990.675  971.7644  18.91058    1.91％

11:15   13885.9  216.851    215.247    989.278  968.8573  20.42066    2.06％

11:30   13680.9  216.626    215.022    987.285  966.8857  20.3993     2.07％

11:45   13380.9  216.626    215.0223   985.36   964.9382  20.42176    2.07％

12:00   13118.9  216.626    215.022    983.874  963.4182  20.45582    2.08％

12:15   12980.9  216.626    215.0217   982.979  962.4807  20.49826    2.09％

12:30   12875.9  216.626    215.0217   982.285  961.763   20.52196    2.09％

12:45   12763.9  216.626    215.022    981.576  961.0252  20.55082    2.09％

13:00   12702.9  216.626    215.0215   981.15   960.5635  20.58648    2.10％

13:15   12868.9  216.626    215.022    981.851  961.2873  20.56374    2.09％

13:30   13000.9  216.626    215.022    982.044  961.4637  20.58034    2.10％

13:45   13000.9  216.626    215.022    982.044  961.4637  20.58034    2.10％

14:00   13000.9  216.626    215.022    982.044  961.4637  20.58034    2.10％

14:15   13046.9  216.626    215.022    982.28   961.6955  20.5845     2.10％

14:30   13076.9  216.626    215.022    982.44   961.8507  20.58926    2.10％

14:45   13074.9  216.626    215.022    982.429  961.8407  20.58834    2.10％

15:00   13074.9  216.626    215.022    982.429  961.8407  20.58834    2.10％

15:15   13000.9  216.626    215.0215   981.923  961.3004  20.62263    2.10％

15:30    12966.9  216.626    215.0215    981.748    961.129   20.61899    2.10％

15:45    12864.9  216.626    215.0217    981.146    960.5     20.64598    2.10％

16:00    12694.9  216.626    215.0225    980.196    959.484   20.71205    2.11％

16:15    12838.9  216.626    215.0225    980.621    959.8902  20.73082    2.11％

16:30    13079.9  216.626    215.0217    981.966    961.2923  20.6737     2.11％

16:45    13203.9  216.626    215.0215    982.726    962.0775  20.64846    2.10％

17:00    13340.9  216.626    215.022     983.373    962.766   20.607      2.10％

17:15    13476.9  216.626    215.022     984.224    963.6047  20.61934    2.10％

17:30    13544.9  216.626    215.0217    984.768    964.1822  20.58576    2.09％

17:45    13578.9  216.626    215.0217    984.246    963.6631  20.58288    2.09％

18:00    13612.9  216.626    215.0217    984.083    963.5008  20.58217    2.09％

18:15    13646.9  216.626    215.0217    984.293    963.7075  20.58553    2.09％

18:30    13716.9  216.626    215.1215    984.842    964.6248  20.21725    2.05％

18:45    13782.9  216.626    215.0217    985.286    964.7235  20.56246    2.09％

19:00    13918.9  216.626    215.0217    986.411    965.9352  20.47585    2.08％

19:15    14168.9  217.001    215.397     989.862    969.3755  20.48654    2.07％

19:30    14186.9  217.451    215.847     991.524    971.0639  20.46014    2.06％

19:45    14069.9  216.876    215.272     989.784    968.1951  21.58891    2.18％

20:00    13885.9  216.626    215.022     988.391    966.2426  22.14841    2.24％

20:15    13602.9  216.626    215.0228    986.915    964.7276  22.18743    2.25％

20:30    13505.9  216.626    215.0228    987.74     965.5703  22.16974    2.24％

20:45    13281.9  216.626    215.0228    986.082    963.8899  22.19208    2.25％

21:00    13082.9  216.626    215.0235    984.729    962.4626  22.26641    2.26％

21:15    12880.9  216.626    215.023     983.476    961.1834  22.29256    2.27％

21:30    12722.9  216.626    215.0233    982.576    960.2591  22.3169     2.27％

21:45    12644.9  216.626    215.0233    982.393    960.0706  22.32239    2.27％

22:00    12371.9  216.626    215.0235    981.115    958.7814  22.33362    2.28％

22:15    12038.9  216.626    215.023     980        957.6625  22.3375     2.28％

22:30    11714    211.248    209.6505    967.142    938.3361  28.80589    2.98％

22:45    11400    199.325    197.7255    925.482    898.5413  26.94072    2.91％

23:00    11008    194.077    192.4755    910.983    882.122   28.86103    3.17％

23:15    10572    194.077    192.4755    910.353    881.6099  28.7431     3.16％

23:30    10068    187.102    185.5005    883.294    860.1607  23.13333    2.62％

23:45    9528     172.227    170.6005    838.78     818.6855  20.0945     2.40％

全天总计          18897      18743.79    88386.091  86499.59  1886.496    2.13％

图4为全网负荷曲线图(图中横轴为时间，纵轴为电量MW)；图5为优化前后的全***总煤耗对比图(图中横轴为时间，纵轴为煤耗量吨；1线为优化前的***总耗煤，2线为优化后的***总耗煤)，如图所示：优化后的***总耗煤比优化前的***总耗煤降低明显。优化前***总耗煤88386.091吨，优化后***总耗煤86499.59吨，优化后节约1886.496吨煤，煤耗降低约为2.134％。

最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (4)

1.一种实现电力***动态节能调度的方法，其特征在于，包括下述步骤：

1)从某单元电网中各个发电机节点的EMS***中采集节点的有功负荷P_D、支路ij的约束条件P_ijmax、上一时刻发电机母线i的实际出力P_Gi ⁰、本时刻发电机母线i的实际出力P_Gi、发电机母线i的最小出力P_Gimin、发电机母线i的最大出力P_Gimax、支路数量NT和发电机数量NG；

2)将采集的数据带入多时段动态节能调度的目标函数，计算发电机出力调整量：

min F(t)＝h₁F₁(t)+h₂F₂(t)

约束条件： $\underset{i\∈\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Gi}}\left(t\right)=\underset{k\∈\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Dk}}\left(t\right)+P_L\left(t\right)$

P_Gi(t)-P_Gi(t-1)≤ΔP_GRCimax  i∈NG

P_Gi(t-1)-P_Gi(t)≤ΔP_GRCimax  i∈NG

|P_ij(t)|≤P_ijmax  ij∈NT

其中，h₁：第一时间段目标函数中能耗的权重因子

h₂：第二时间段目标函数中发电机出力调整的权重因子

F₁(t)为第一时段最小综合煤耗的目标函数：

$\min F_1=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{F}_i\left(P_{\mathrm{Gi}}\right)+\mathrm{\γ}{P}_L$

F₂(t)为第二时段发电机出力调整量最小的目标函数：

$\min F_2=\underset{i=1}{\overset{\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}}{(P_{\mathrm{Gi}}-P_{\mathrm{Gi}}^0)}^2$

约束条件包括有功平衡，发电机出力限制和线路潮流约束：

$\underset{i\∈\mathrm{NG}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Gi}}=\underset{k\∈\mathrm{ND}}{\mathrm{\Σ}}{P}_{\mathrm{Dk}}+P_L$

P_Gimin≤P_Gi≤P_Gimax  i∈NG

|P_ij|≤P_ijmax  ij∈NT

其中，P_D：节点的有功负荷

***总负荷

P_ij：支路ij上的潮流，通过牛拉法进行潮流计算得到

P_ijmax：支路ij的约束条件，线路和变压器的最大容量

P_Gi ⁰：上一时刻发电机母线i的实际出力

P_Gi：本时刻发电机母线i的实际出力

P_Gimin：发电机母线i的最小出力

P_Gimax：发电机母线i的最大出力

***所有发电机组的总煤耗

P_L：网络损耗

F_i：发电机单元i的燃料消耗

NT：支路数量

NG：发电机数量

γ：有功损耗折算成煤耗的换算系数

3)应用负荷分配因子法将***总负荷分配到各个电厂的负荷节点；

4)将其它单元电网通过与该单元电网相联接的联络线进行等值，得出新的发电计划；

5)将新的发电计划反馈到该单元电网中各个发电机节点的EMS***中，作为下一步实施计划。

2.根据权利要求1所述的实现电力***动态节能调度的方法，其特征在于：所述h₁的取值为1，h₂的取值为1.25。

3.根据权利要求1所述的实现电力***动态节能调度的方法，其特征在于：在所述步骤3)中，计算出的发电机出力调整量通过与SCADA数据库连接进行校核与修正计算出负荷分配因子。

4.根据权利要求1所述的实现电力***动态节能调度的方法，其特征在于：在所述步骤4)中，所述等值是将该单元电网与其它单元电网之间的功率交换等值为该单元电网边界上的等值负荷或等值电源。

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