CN109038589A - 一种多省区电网协调运行生产模拟方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出了一种多省区电网协调运行生产模拟方法，包括1)计算各省区独立运行情况生产模拟运行方式，求得与外部电网的功率交换曲线；2)根据生产模拟计算结果，计算各省区在火电机组开机方式不变情况下，可向其他省区提供的正向和负向调节能力；3)根据独立运行情况下的功率交换需求和各省区正向和负向调节能力，采用二次规划模型，求解多省区协调运行方式；4)逐步增加各省区间断面的输电能力，重复求解步骤3)中多省区协调优化模型，计算各省区间不同输电能力约束下的多省区电网协调运行方式。采用本方法可进行适应我国省为实体的调度模式的多省区电网协调运行生产模拟，适用于我国电网调度方式安排、确定省区间联络线功率等。

Description

一种多省区电网协调运行生产模拟方法

技术领域

本发明涉及电力***规划和运行调度领域，特别涉及一种多省区电网协调运行生产模拟方法。

背景技术

随着风电、光伏等新能源发电的大规模并网，电网的调峰压力越来越大。西北各省区由于本地消纳新能源能力不足，需依靠电力外送和多省区协调运行解决新能源弃电问题。多省区电网协调运行在理论上可以将多个省区合并为一个省区统一进行优化，但存在如下问题：(1)不符合我国以省为实体的电网调度模式；(2)多省区合并为一个省区进行生产模拟时，导致开机不均匀。(3)开机方式的不均衡导致联络线功率交换过大。因此，一种既保证各省区的运行独立性、又能实现各省区间的互济性的多省区电网协调运行方式，对于我国电网调度方式安排、确定省区间联络线功率等具有重大意义。

发明内容

本发明的目的在于提出一种适应我国省为实体的调度模式的多省区电网协调运行生产模拟方法。采用本方法可进行适应我国省为实体的调度模式的多省区电网协调运行生产模拟，适用于我国电网调度方式安排、确定省区间联络线功率等。

为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种多省区电网协调运行生产模拟方法，包括以下步骤：

1)计算各省区独立运行情况下的全年8760小时生产模拟运行方式，求得各省区与外部电网的功率交换曲线；

2)根据各省区独立运行生产模拟计算结果，计算各省区在火电机组开机方式不变情况下，可向其他省区提供的正向和负向调节能力；

3)根据各省区独立运行情况下的功率交换需求和各省区正向和负向调节能力，采用二次规划数学模型，在满足省区间断面输电能力约束下，求解各省区协调运行方式；

4)逐步增加各省区间断面的输电能力，重复步骤3)中多省区协调优化模型，计算省区间不同输电能力约束下的多省区电网协调运行方式。

作为本发明的进一步改进，步骤1)中生产模拟运行方式包括电源规划、负荷预测、新能源发电、日负荷特性曲线、年负荷特性曲线及直流送电曲线。

作为本发明的进一步改进，步骤1)中各省区独立运行时，采用混合整数线性优化模型，求得以综合成本最低为目标函数的包含多类型电源的各省区生产模拟结果，即：

式中：C_it为火电机组i在时段t的发电成本函数；P_i,t为火电机组i在时段t的有功出力；Q_it,up和Q_it,off分别为火电机组i在时段t的启动和停机费用；U_it和U_i,t-1分别为火电机组i在时段t和t-1的运行状态；λ₁、λ₂、λ₃、λ₄分别为弃风、弃光、弃水、以及因光热机组调峰运行而造成效率降低的惩罚因子；λ₅为失负荷惩罚；λ₆为失备用惩罚；W_bt为时段t内风电场b的出力；为时段t内风电场b的预测出力；S_bt为时段t内光伏电站b的出力；为时段t内光伏电站b的预测出力；E_it为水电机组i时段t的弃水；l_b,t和h_b,t分别为t时刻节点b的失负荷量和失备用量；H_it为光热机组i在时段t的效率；M_it,up和M_it,off分别为光热机组i在时段t的启动和停机费用；分别为光热机组i在时段t和时段t-1的运行状态为光热机组i在时段t的有功出力；G为所有火电机组的集合；M为所有水电机组的集合；N为所有光热机组的集合；T为所有时段的集合；B为所有节点的集合。

作为本发明的进一步改进，步骤2)中，各省区独立运行情况下的正向和负向调节能力计算步骤如下：

①记某省区任意时刻i的功率交换需求曲线为其中表示需送出电力；表示需受入电力；

②计算任意i时刻的某省区的正向和负向调节能力：

式中：u_ij为时刻i电源j的开机状态，为0/1变量，0表示关机，1表示开机；g_ij为时刻i电源j的出力；为电源j的出力上限；为电源j的出力下限；

③计算某省区调度周期T内可提供的正向和负向调节能力：

作为本发明的进一步改进，步骤3)中，采用二次规划协调各省区运行，其目标函数为：

式中：a_it为i省区t时刻需要送出或受入的功率；N为省区数；T为调度周期；目标函数的意义是使各省区电力盈缺最小，即使新能源弃电或电力不足最小，也就是使各省区间的功率交换需求最小。

对任意时刻t约束为：

式中：O_ijt为t时刻i省区向j省区送出的电力；I_ijt为t时刻i省区从j省区受入的电力；为t时刻i省区最大可送出电力；为t时刻i省区最大可受入电力；为t时刻i省区向j省区送电的通道输电能力；为t时刻i省区从j省区受电的通道输电能力。

作为本发明的进一步改进，步骤4)中，通过逐步增加各省区间断面输电能力，重复进行多省区协调优化计算，从而确定各省区间联络线输电能力需求。

相对于现有技术，本发明的有益效果是：

本发明的方法将多省区电网联合生产运行模拟问题，分解成各省区独立运行和多省区协调运行两个子问题。在独立运行子问题中，求出各省区独立运行方式下与外部电网的功率交换曲线和各省区的正向、负向调节能力；在协调运行子问题中，通过二次规划求得以各省区功率交换曲线最小为目标的多省区协调运行方式，考虑了省区间联络线输电能力约束、各省区可提供的正向、负向调节能力约束等。该模型既保证了各省区的运行独立性，又实现了各省区间的互济性，避免了省区间联络线功率交换过大，开机规模不均等问题。在求解方法上则大大简化，物理意义明确、操作简单。采用本方法可进行适应我国省为实体的调度模式的多省区电网协调运行生产模拟，适用于我国电网调度方式安排、确定省区间联络线功率等。

附图说明

图1是本发明的计算流程图。

具体实施方式

如图1所示，本发明一种多省区电网协调运行生产模拟方法，包括以下步骤：

1)计算各省区独立运行情况下的全年8760小时运行方式，求得各省区与外部电网的功率交换曲线。

其中，对各省区进行生产运行模拟时，以***综合成本最低为目标函数：

式中：C_it为火电机组i在时段t的发电成本函数；P_i,t为火电机组i在时段t的有功出力；Q_it,up和Q_it,off分别为火电机组i在时段t的启动和停机费用；U_it和U_i,t-1分别为火电机组i在时段t和t-1的运行状态；λ₁、λ₂、λ₃、λ₄分别为弃风、弃光、弃水、以及因光热机组调峰运行而造成效率降低的惩罚因子；λ₅为失负荷惩罚；λ₆为失备用惩罚；W_bt为时段t内风电场b的出力；为时段t内风电场b的预测出力；S_bt为时段t内光伏电站b的出力；为时段t内光伏电站b的预测出力；E_it为水电机组i时段t的弃水；l_b,t和h_b,t分别为t时刻节点b的失负荷量和失备用量；H_it为光热机组i在时段t的效率；M_it,up和M_it,off分别为光热机组i在时段t的启动和停机费用；分别为光热机组i在时段t和时段t-1的运行状态为光热机组i在时段t的有功出力；G为所有火电机组的集合；M为所有水电机组的集合；N为所有光热机组的集合；T为所有时段的集合；B为所有节点的集合。

考虑的约束条件为：

①***平衡约束：电力平衡约束、负荷备用约束、调峰平衡约束、保安开机约束等。

②电站/机组运行约束：各电站/机组发电出力上和下限约束、承担***备用容量上下限约束、水电站电量平衡约束、抽水蓄能电站日、周电量平衡约束、电站启停调峰运行时最短开机、停机时间约束等。

③光热电站约束：机组热平衡约束、储热罐储/放热最大最小功率约束、汽轮机最大进气约束、机组启动热功率约束、储热周期调节约束等。

④地区间联络线功率约束：暂态稳定极限约束、热稳定极限约束等。

2)根据各省区独立运行生产模拟计算结果，计算各省区在火电机组开机方式不变情况下，可向其他省区提供的正向和负向调节能力。

其中，各省正向和负向调节能力计算步骤如下：

①记某省区任意时刻i的功率交换需求曲线为其中表示需送出电力；表示需受入电力。

②计算任意i时刻的某省区可提供的正向和负向调节能力：

式中：u_ij为时刻i电源j的开机状态，为0/1变量，0表示关机，1表示开机；g_ij为时刻i电源j的出力；为电源j的出力上限；为电源j的出力下限。

③计算某省区调度周期T内可提供的正向和负向调节能力：

3)根据各省区独立运行情况下的功率交换需求和各省区正向和负向调节能力，采用二次规划模型，在满足省区间断面输电能力约束下，求解各省区协调运行方式。

二次规划模型的目标函数为：

式中：a_it为i省区t时刻需要送出(新能源弃电)或受入的功率(电力缺额)；N为省区数；T为调度周期时刻数。目标函数的意义是使各省区电力盈缺最小，即使新能源弃电或电力不足最小，也就是使各省区间的功率交换需求最小。

对任意时刻t约束为：

式中：O_ijt为t时刻i省区向j省区送出的电力；I_ijt为t时刻i省区从j省区受入的电力；为t时刻i省区最大可送出电力；为t时刻i省区最大可受入电力；为t时刻i省区向j省区送电的通道输电能力；为t时刻i省区从j省区受电的通道输电能力。

4)逐步增加各省区间断面的输电能力，重复求解步骤3)中多省区协调优化模型，计算各省区间不同输电能力约束下的多省区电网协调运行方式，从而确定各省区间联络线输电能力需求。

本发明的原理为：将多省区联合运行生产模拟问题，分解成各省区独立运行和多省区协调运行两个子问题。在独立运行子问题中，求出各省区独立运行方式下与外部电网的功率交换曲线和各省区的正向、负向调节能力；在协调运行子问题中，通过二次规划求得以各省区功率交换最小为目标的多省区协调运行方式，考虑了省区间联络线输电能力约束、各省区可提供的正向、负向调节能力约束等。该模型既保证了各省区的运行独立性，又实现了各省区间的互济性，避免了省区间联络线功率交换过大，开机规模不均等问题。在求解方法上则大大简化，物理意义明确、操作简单。采用本方法可进行适应我国省为实体的调度模式的多省区电网协调运行生产模拟，适用于我国电网调度方式安排、确定省区间联络线功率等。

下面以我国西北五省区协调运行为例，作详细说明。应该强调的是，下述说明仅仅是实例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。

具体步骤如下：

1)读入各省区的电源规划、负荷预测、新能源发电、日负荷特性曲线、年负荷特性曲线、直流送电曲线等信息。

2)对西北各省区进行全年8760小时生产模拟，计算***运行指标，如表1所示。本算例中，通过西北五省区协调运行生产模拟解决西北地区新能源弃电率高的问题，在确定联络线功率时，以西北地区弃电率不超过5％为控制目标。

可以看出，各省区新能源弃电率均在5％以上，最高达24.2％。

表1各省区运行模拟结果(亿kWh)

项目	陕西	甘肃	青海	宁夏	新疆
						1.火电发电量	2481	1442	324	2263	3434
利用小时	4017	4866	4146	5304	4675
						煤耗	7601	4395	1019	6726	10552
2.新能源发电量	347	438	545	617	1371
						风电	226	328	160	357	1001
光伏	121	110	385	260	370
						3.新能源弃电	23.7	140.2	47.7	69.4	168.6
风电	17.6	135	6.1	55.9	108
						光伏	6.1	5.2	41.6	13.5	60.6
4.弃电率	6.4％	24.2％	8.0％	10.1％	11.0％
						风电	7.2％	29.2％	3.7％	13.6％	9.7％
光伏	4.8％	4.5％	9.8％	4.9％	14.1％

3)计算西北各省区独立运行时的正向和负向调节能力。

根据各省区独立运行生产模拟结果，统计火电机组开机和出力情况，计算各省区独立运行情况下可提供的正向和负向调节能力。如表2和表3所示。

表2各省区正向调节能力(亿kWh)

表3各省区负向调节能力(亿kWh)

月份	陕西	甘肃	青海	宁夏	新疆
						1月	42.97	21.66	14.02	29.02	49.17
2月	19.08	26.50	7.21	34.19	44.15
						3月	25.48	23.19	8.17	28.83	32.88
4月	25.33	23.25	6.09	37.89	34.30
						5月	28.11	48.19	12.48	31.18	39.51
6月	33.27	51.12	5.27	50.10	19.00
						7月	43.18	29.44	5.77	38.61	29.19
8月	41.64	28.21	4.82	45.41	21.42
						9月	33.18	16.69	1.49	43.80	26.74
10月	17.80	7.26	5.07	37.03	32.87
						11月	25.11	18.79	13.15	35.84	51.19
12月	39.81	16.34	17.93	22.79	62.92
						合计	374.96	310.64	101.47	434.69	443.34

3)拟定西北各省区间联络线送电能力方案如表4所示。

表4联络线功率交换方案单位：MW

方案	陕西-甘肃	青海-甘肃	宁夏-甘肃	新疆-甘肃	青海-新疆
						A	4000	4000	4000	4000	1000
B	6000	6000	6000	6000	2000
						C	8000	8000	8000	8000	2000
D	不约束	不约束	不约束	不约束	不约束

4)求解西北各省区协调运行优化模型，计算表4所示的各省区间联络线送电能力下的新能源弃电的情况，如表5～8所示。可以看出，随着省区间输电断面送电能力的增加，西北地区新能源弃电率逐渐降低。但随着各省区间断面送电能力的增加，弃电率降低的幅度越来越低。极端情况放开断面限制，西北电网的新能源弃电仍然在3.91％左右。这表明，随着输电断面送电能力的提高，限制西北电网消纳新能源的限制因素，从省区间联络线送电能力转移到了各省区的电源调节能力。

表5方案A协调前后弃电量对比

表6方案B协调前后弃电量对比

表7方案C协调前后弃电量对比

表8方案D协调前后弃电量对比

5)根据上述分析结果，以西北地区新能源弃电率不超过5％为约束，西北五省区电网间联络线输电能力取方案B比较合适，即甘肃—陕西、甘肃—青海、甘肃—新疆、甘肃—宁夏的输电断面送电能力按600万千瓦考虑，青海—新疆的断面送电能力按200万千瓦考虑。

以上内容是对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施方式仅限于此，对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单的推演或替换，都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种多省区电网协调运行生产模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)进行各省区独立运行情况下的全年8760小时生产模拟，求得各省区与外部电网的功率交换曲线；

2)根据各省区独立运行生产模拟计算结果，计算各省区在火电机组开机方式不变情况下，可向其他省区提供的正向和负向调节能力；

3)根据各省区独立运行情况下的功率交换需求和各省区正向和负向调节能力，采用二次规划数学模型，在满足省区间断面输电能力约束下，求解各省区协调运行方式；

4)逐步增加各省区间断面的输电能力，重复求解步骤3)中多省区协调优化模型，计算省区间不同输电能力约束下的多省区电网协调运行方式。

2.根据权利要求1所述的一种多省区电网协调运行生产模拟方法，其特征在于，步骤1)中生产模拟运行方式包括电源规划、负荷预测、新能源发电、日负荷特性曲线、年负荷特性曲线及直流送电曲线。

3.根据权利要求1所述的一种多省区电网协调运行生产模拟方法，其特征在于，步骤1)中各省区独立运行时，采用混合整数线性优化模型，求得以综合成本最低为目标函数的包含多类型电源的各省区生产模拟结果，即：

式中：C_it为火电机组i在时段t的发电成本函数；P_i,t为火电机组i在时段t的有功出力；Q_it,up和Q_it,off分别为火电机组i在时段t的启动和停机费用；U_it和U_i,t-1分别为火电机组i在时段t和t-1的运行状态；λ₁、λ₂、λ₃、λ₄分别为弃风、弃光、弃水、以及因光热机组调峰运行而造成效率降低的惩罚因子；λ₅为失负荷惩罚；λ₆为失备用惩罚；W_bt为时段t内风电场b的出力；为时段t内风电场b的预测出力；S_bt为时段t内光伏电站b的出力；为时段t内光伏电站b的预测出力；E_it为水电机组i时段t的弃水；l_b,t和h_b,t分别为t时刻节点b的失负荷量和失备用量；H_it为光热机组i在时段t的效率；M_it,up和M_it,off分别为光热机组i在时段t的启动和停机费用；分别为光热机组i在时段t和时段t-1的运行状态为光热机组i在时段t的有功出力；G为所有火电机组的集合；M为所有水电机组的集合；N为所有光热机组的集合；T为所有时段的集合；B为所有节点的集合。

4.根据权利要求1所述的一种多省区电网协调运行生产模拟方法，其特征在于，步骤2)中，各省区独立运行情况下的正向和负向调节能力计算步骤如下：

①记某省区任意时刻i的功率交换需求曲线为其中表示需送出电力；表示需受入电力；

②计算任意i时刻的某省区的正向和负向调节能力：

式中：u_ij为时刻i电源j的开机状态，为0/1变量，0表示关机，1表示开机；g_ij为时刻i电源j的出力；为电源j的出力上限；为电源j的出力下限；

③计算某省区调度周期T内可提供的正向和负向调节能力：

5.根据权利要求1所述的一种多省区电网协调运行生产模拟方法，其特征在于，步骤3)中，采用二次规划协调各省区运行，其目标函数为：

式中：a_it为i省区t时刻需要送出或受入的功率；N为省区数；T为调度周期；目标函数的意义是使各省区电力盈缺最小，使得新能源弃电或电力不足最小，确保各省区间的功率交换需求最小；

对任意时刻t约束为：

式中：O_ijt为t时刻i省区向j省区送出的电力；I_ijt为t时刻i省区从j省区受入的电力；为t时刻i省区最大可送出电力；为t时刻i省区最大可受入电力；为t时刻i省区向j省区送电的通道输电能力；为t时刻i省区从j省区受电的通道输电能力。

6.根据权利要求1所述的一种多省区电网协调运行生产模拟方法，其特征在于，步骤4)中，通过逐步增加各省区间断面输电能力，重复进行多省区协调优化计算，从而确定各省区间联络线输电能力需求。