调度备用通道

调度备用通道（精选5篇）

调度备用通道 篇1

0 引言

电力通信网是电网的重要组成部分,是实现电网调度自动化和管理现代化的基础。从电力通信的发展趋势来看,由于载波通信速度低,除了在继电保护领域继续得到应用外,在其他业务的应用逐渐取消;微波通信由于容易受干扰、误码率较高,应用也越来越少;光纤通信由于其高性能、大容量、高速度而得到迅速普及,目前大量的应用都建立在光纤通信基础之上,但其投资较大,不是所有的应用场合都适用。此外,根据规程规定,为了保证信息的安全性和可靠性,远动通信必须采用专用通道,且有冗余备用,因此有必要寻找一种可靠的、价格低廉的通信备用手段,适用于电力调度通信。

近年来,随着GPRS移动通信技术的成熟,将其逐渐应用于电力通信领域,并有可能成为电力通信的主要手段之一。GPRS通信方式与Internet通信方式的综合运用,可较好解决电力调度通道的备用问题。然而因为Internet是一个全球性和开放性的、不可管理的国际互联网络,因此,基于Internet的数据传输就面临信息威胁和安全隐患。为了提高数据传输的安全性,有人提出采用敷设专网的方法来解决安全性的问题,但这样做设备的安装和运行成本高。为了解决数据传输中的这一矛盾,文中在系统的设计中采用GPRS+VPN的通信传输通道。

1 GPRS通信技术

(1)GPRS(General Packet Radio Service)是在现有的GSM移动通信系统基础上发展起来的一种移动分组数据业务,它的特点非常适合于分布广泛的变电站调度系统的数据传输。相对原来GSM拨号方式的电路交换数据传送方式,GPRS采用分组交换技术并具有以下强大的优势:

高速率:GPRS能够同时利用一个无线信道的全部8个时隙,理论上的最高速率能够达到171.2kbit/s。虽然运营者一般不可能分配所有的时隙给数据服务,而与现有的电路交换数据服务(9.6 kbit/s)和短消息服务(每次小于160字符)相比,仍然具有很大的优越性(实际应用带宽大致为40~100kbit/s),并且GPRS能够根据数据通信量进行计费,而不是像电路交换数据服务那样按连接时长进行计费,用户就可以得到更多的实惠。

永远在线:每当用户要发送或者接收信息时,只要能够得到无线信道,GPRS就能够立刻建立连接。实际上,虽然GPRS并不预留信道,而用户总是处于“一直在线”状态,用户不再需要使用电路交换数据服务中必须的拨号Modem来建立费时的连接。

费用低廉:GPRS通常按照流量计费,客户可以一直在线,按照接收和发送数据包的数据来付费用,没有数据流量的传递时,客户即使挂在网上,也不用付费。

快捷登录:GPRS的用户一开机,就始终连接在GPRS网络上,每次使用时只需一个激活的过程,一般只需1~3 s便能即刻登录至互联网或专用网络。

(2)GPRS的基本结构

GPRS网络是基于现有的GSM网络实现的。与GSM网络相同,GPRS网络也是由移动台(MS)、基站子系统(BSS)和网络子系统(NSS)构成。所不同的只是GPRS在原有GSM网络的基础上增加了一些硬件设备并对软件进行了升级。

在网络子系统中增加两个节点:SGSN(GPRS服务支持节点)和GGSN(GPRS网关支持节点)。

对HLR(归属位置寄存器)和VLR(访问位置寄存器)进行了扩展,可以支持GPRS用户数据和路由信息,以实现对GPRS的移动性管理以及路由管理。

增强了基站子系统(BSS)的功能,以支持用户分组数据的传送。PCU是在BSS侧增加的一个处理单元,主要完成BSS侧的分组业务处理和分组无线信道资源的管理。

使用域名服务器(DNS-Domain Name Server),GPRS骨干网的DNS主要是用来解析GSN的IP地址,以获得用户上网所使用的GGSN的IP地址和SGSN间路由区更新。

(3)GPRS的移动管理

GPRS移动台开机后,向网络发送一个“attach”消息,SGSN得到消息后,向HLR请求有关用户数据并验证用户身份,决定是否允许移动台接入网络。GPRS移动台完成“attach”之后,还需要获得一个IP地址并和外部网络建立连接,也就是执行PDP上下文激活过程。PDP上下文激活后,移动台就与Internet取得了连接,可以向Internet传输数据。此时,移动台有一个固定的IP地址。

2 VPN专网

(1) VPN的概念

虚拟专用网(VPN-Virtual Private Network)是依靠ISP(Internet服务提供商)和其他NSP(网络服务提供商),在公用网络中建立专用的数据通信网络技术。在VPN中,任意两个节点之间的连接并没有传统专网所需的端到端的物理链路,而是利用某种公众网的资源来动态组成的。VPN是通过私有的隧道技术在公共数据网络上仿真一条点到点的专线技术。

(2) VPN的安全性

为了保证用户数据传输的安全可靠,VPN通过使用点到点协议(PPP)用户级身份验证的方法进行验证,这些验证方法包括:密码身份验证协议(PAP)、质询握手身份验证协议(CHAP)、Shiva密码身份验证协议(SPAP)、Microsoft质询握手身份验证协议(MS-CHAP)和可选的可扩展身份验证协议(EAP),并且采用微软点对点加密算法(MPPE)和网际协议安全(IPSec)机制对数据进行加密。只有企业Intranet上拥有适当权限的用户才能通过远程访问建立与VPN服务器的VPN连接。

(3) VPN的实现

要实现VPN连接,企业内部网络中必须配置有一台基于Windows NT或Windows 2000 Server的VPN服务器,VPN服务一方面连接企业内部专用网络,另一方面要连接到Internet,也就是说VPN服务器必须拥有一个公用的IP地址。

3 电力调度通信GPRS+VPN系统结构

整个系统包括三个方面:终端、无线网络、主站,如图1所示。

(1) 终端

终端的输入口为RS232/RS485数据接口,它的作用是将现场提供的需要发送的信号发送到无线网络上,在终端中配有专用的无线通讯模块。无线通讯模块包括SIM卡,能通过GPRS网络/Internet网络,利用TCP/IP网络方式实现和主站的数据通信。

终端从变电站接收到的数据信息可以选择实时发送或根据需要发送到无线网络。当该终端作为系统主通道应用时数据不间断实时发送,作为调度自动化备用通道时,根据供电公司与无线运营商协商的付费标准而定,如果选择不限流量包月的方式,可以用数据不间断实时发送,如果不能实现不限流量包月,而是按照数据流量付费,那么可以通过设置,平时光纤主通道正常时,终端仅仅平时保持一个心跳测试,基本不产生流量,当光纤通道故障,需要启用备用通道时再启动终端不间断实时发送数据,保证变电站信息正常上送到调度自动化系统中。光纤通道恢复正常后再停止终端数据发送。

(2) 主站

主站的作用是通过固定IP接收无线网络传送来的数据,并将网络数据转换成RS232信号,实现和原来调度系统的信息交换。

主站以VPN专线方式接入到GPRS网络中;和调度自动化的连接是通过RS232和调度自动化的前置机进行,这样保证了调度自动化系统和外部公网的网络物理隔离,符合国家经济贸易委员会第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》,满足安全性要求。

4 具体方案

“调度备用通道”在应用过程中主要有两种结构形式:点对点、多点对一点。

(1) 点对点的方案

当需要传送的数据点的数量比较少(≤16)的系统。如图4所示。

该方式灵活、投入设备少、适合于数据接入点少的情况下采用。如果传送的数据点数比较多时,存在两方面的问题:

a.硬件结构比较复杂;

b.硬件成本和运行成本比较高。

因此该通道形式只适合于传送数据的点数比较少的系统中。

(2)多点对一点方案

当传送的数据的点数比较多时(≤256),应采用多点对一点的方式,如图5所示。

该方式系统容量大、可靠性高、适合于数据接入点多的情况下采用。

5 系统特点

该系统应具有的特点:

结构简单:主站利用计算机服务器和串口通讯服务器,通过RS232口与原来的监控系统进行信息交换。远端仅需要一台无线终端即能满足所有通讯的需要。

维护方便:通信网络由中国移动或者通信公司负责,用户只负责通信费用的支付。软件设定要易学易懂。

无限通信:由于无线网络基本实现了无缝覆盖,所以系统在通信上几乎不受任何限制。

成本节约:利用当地移动或联通公司的网络系统,不需要任何建设成本,只支付一定的网络费用即可。

运行可靠:系统不受外部环境和天气的影响,运行可靠。

安全性有待进一步验证:系统要有周密的安全机制,完善的系统日志,多重安全关口,数据安全保密,但和光纤的专线通道相比,数据的安全性有待进一步验证,可以考虑在线路两端加装信号加密装置。

速度慢:带宽较窄,需要运营商提供高的优先级,在需要运营商提供服务的数据流量较大时能保证系统数据正常传送。

6 结论

该调度备用通道已应用于河南许昌供电公司,运行情况良好。从实际应用情况看,采用GPRS+VPN的解决方案使电力调度数据的通信成为可能,并且传输安全可靠,运行维护的成本大大降低。GPRS技术在电力通信行业中有广泛的应用前景,值得进一步开发和应用。

参考文献

[1]唐伟,张建波,范文宾.基于GPRS技术的远程抄表系统设计[J].电力系统通信,2004,(11):38-41.TANG Wei,ZHANG Jian-bo,FAN Wen-bin.The Design of the Remote Readout Meter System Based on GPRS Wireless Data Transmission[J].Telecommunications for Electric Power System,2004,(11):38-41.

[2]全茜,郑雪峰.基于GPRS的电力线路监控系统[J].计算机工程与设计,2005,26(11):195-197.QUAN Qian,ZHENG Xue-feng.Design of Power Line Monitoring System Based on GPRS Technology[J].Computer Engineering and Design,2005,26(11):195-197.

[3]Lee W CY.Mobile Communications Engineering:Theory and Applications(Second Edition)[M].McGraw-HillEducation(Asia)Co.1997

[4]Haller N,Metz C.A One-Time Password System[Z].RFC2289,IETF,1998.

备用调度建设运行管理方案 篇2

目前国际上大型电网普遍建设了不同形式的备用调度,并呈现出快速发展的趋势:一是建设标准不断提高,技术条件从临时简易型向永久完备型转变;风险防范范围从火灾和设备故障扩展到严重自然灾害、公共卫生事件和恐怖袭击等社会安全事件;二是功能不断完善,不仅主、备用调度的技术装备配置相同,而且从无人值班发展到有人值班,主备调联机同时运行,各自承担部分日常调度业务[1]。

国家电网在2006年的《国家电网公司“十一五”期间加强电网调度工作意见的实施细则》中就明确要求,各级调度应建立健全备用调度体系,网、省级调度机构要考虑配置一个主调度中心、一个容灾备用调度中心[2]。南方电网公司也于2014年出台了《南方电网备用调度建设与管理指导意见》,要求加快开展省地两级备用调度建设,原则上自然灾害高风险区域的省地两级备用调度要尽快建成投运。

本文结合云南省调备用调度建设经验,从备用调度建设方式及选址、技术系统配置原则、日常运行管理等方面介绍了备用调度建设及管理的思路和要点。

1 备用调度系统建设方式及选址

备用调度建设方式应结合电网发展规划与本单位具体情况,考虑自身所面临的主要风险和发生概率,并充分利用现有基础设施和资源优势,在保证满足需求的前提下节省建设成本,提高设备综合利用率。备用调度系统建设方式主要有自备方式和互备方式:自备方式是指在备调建设与主调独立的调度自动化系统及通信系统;互备方式是指在同级或上下级调度之间利用现有系统资源建设备调自动化系统和通信系统[3,4]。

备用调度选址应全面评估风险因素、基础设施、技术条件及运维水平等,要满足相关标准及实际运行要求。选址主要有同城异址和异地两种,同城异址是指备调与主调在同一城市,但位于相距较远的不同建筑体内;异地是指备调与主调位于不同的城市或地区[4]。具体选址时应考虑以下几方面:

1)备调选址应结合当地地域环境特点,尽可能规避与主调同时发生的同类风险,基础设施抗灾水平须符合国家相关标准;

2)与主调之间的距离应适中,且交通便利,这有利于主、备调之间人员、相关物品及资料的快速转移;

3)充分考虑所选地的电力通信网基础条件及后续发展规划,能够满足备调系统(自动化及通信)的可靠接入;

4)备调所在地相关单位应具备相应的人力、物力及技术支持力量,尤其是备调所在单位,要能够满足备调系统的日常运行维护及异常处置需要,同时还应具备在紧急情况下代替主调行使调度指挥电网运行职责的能力。

2 备用调度技术系统配置原则

建设备用调度的目的就是在于主调中心完全或部分丧失应有功能后,调度人员能够在备用调度继续指挥和指导电网的安全稳定运行,保证调度机构不间断运行。因此,从原则上讲,备用调度建设时,应参照主调中心的各种系统配置,备调技术系统(自动化、通信及相关配套)最终建设完成时应与主调基本一致。

1)备用调度自动化系统的系统构架及核心功能应用模块应与主调系统的配置保持一致;

2)备调自动化系统建设还应结合主调系统后续规划建设功能模块,预留相关接口和设置;

3)备调自动化系统应具备与主调系统完备的自动同步功能,满足基本免维护的要求,并具备防止因主调系统功能、数据等异常影响备调系统正常运行的保障措施。

4)备调自动化系统电源(交、直流)至少满足N-1要求;

5)备用调度通信系统应相对独立于主调通信系统,应考虑在通信骨干环网的骨干节点接入;

6)主调机构管辖厂站至少应通过调度数据网接入备调系统,某些有特殊要求的厂站还应再通过专线方式接入备调系统;

7)备用调度通信系统至少应有两路不同路由的光缆接入,其传输网、调度数据网、综合数据网、通信电源设备至少满足N-1要求;

8)备用调度应有独立的调度电话号码,调度交换机应具有与主调相同的组网和互联互通能力;

9)备用调度应配置必要的通信网管系统和技术支持系统,且具有独立操作的能力,在主调系统故障情况下不受影响。

10)备用调度须配置与主调相同的电力调度生产管理信息系统(DMIS)、检修管理系统、水情自动管理系统、定值管理系统及图纸管理系统等调度员值班相关辅助系统。

备用调度建设是一项周期长、成本高、系统复杂的工程,对于完全新建的单位,可以分步实施,先期可仅实现SCADA、调度电话等基本调度功能,随后再逐步完善。

在备用调度技术支持系统建设过程中,应同步进行调度运行所需相关管理细则的编制,管理细则应包含(但不限于)相关单位和人员职责、备用调度日常管理(场所及资料)、人员培训及主备调切换条件和流程等方面,下面就上述几方面进行简要介绍,切换流程如图1。

当风险因素消除或得到控制,主调具备行使电网调度指挥权能力后,应及时将调度指挥权由备调切换回主调,主调中心的调度人员应及时通知相关单位。

3 结束语

电力调度机构承担着电力系统稳定运行的组织、指挥、指导和协调职能,要求其不能中断运行。但各种风险因素存在可能会导致其丧失部分或全部功能,从而无法行使相应职能。建设备用调度能够有效保证调度运行指挥不中断,避免电力系统处于无序运行。本文从备用调度系统建设方式及选址、备用调度技术系统配置原则以及备用调度运行管理等方面对备用调度建设和运行管理方案进行了探讨。

参考文献

[1]国家电网公司省级及以上电网备用调度建设框架方案[Z].北京:国家电网公司,2009.

[2]金春梅,储真荣,马世峰.省级电网备用调度系统(中心)的建设方案[J].上海电器技术:2008(3).

[3]肖红霞,康贤军,姚朝.调度自动化系统在电网中的应用[J].云南电力技术,2011(6):35-37.

[4]南方电网备用调度建设与管理指导意见[Z].广州:南方电网公司,2014.

节能发电调度旋转备用计划优化 篇3

节能发电调度以节能、环保为目标,以全电力系统内发、输、供电设备为调度对象,优先调度可再生和清洁发电资源,按能耗和污染物排放水平,由低到高依次调用化石类发电资源,最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放[1]。节能发电调度改变了国内以往的计划电量调度方式,也不同于国际上普遍实行的以发电报价排序形成交易计划的市场机制。这种单纯以降低系统运行能耗为目标的发电调度方式,使得电力系统的旋转备用集中由少数小容量、高能耗机组承担,由此可能引发系统备用安全问题。因此,为促进节能发电调度顺利实施,需要研究节能发电调度科学、合理的旋转备用计划。

节能发电调度方式下的旋转备用计划优化问题涉及2个重要方面:一是旋转备用模型的建立;二是旋转备用计划与发电出力计划如何配合。针对旋转备用建模,文献[2]运用保险理论研究了电力市场环境下备用容量的集中和分散优化的决策模型和算法;文献[3]建立了在电力市场环境下一种计及发电机组可用率水平的备用需求分配模型。文献[4]考虑系统运行的可靠性,建立了多目标分层决策模型,采用遗传算法求解。

针对旋转备用计划与发电出力计划配合问题,文献[5,6]分别提出了日前和实时节能发电调度发电计划的模型和算法;文献[7]针对不同发电调度模式,统一对旋转备用计划和发电出力计划建模;文献[8]提出了融合旋转备用的机组组合算法,即根据系统旋转备用容量效益最大为目标,确定最佳的机组组合方案,然后在此基础上,以机组的燃料费用最小为目标,将旋转备用作为发电出力计划的约束条件进行电能量和备用容量的联合优化。

上述研究成果基本上是针对电力市场,目前尚未见到针对节能发电调度方式下旋转备用计划优化问题的学术研究文献。本文将具体针对节能发电调度模式,在上述文献研究基础上,研究2种旋转备用优化决策模型;然后,分别选用旋转备用计划和发电出力计划独立建模分步优化、统一建模联合优化2种思路,构建不同的节能发电调度模型,再基于启发式动态规划方法求解。

1 旋转备用优化决策模型

1.1等备用原则

等备用原则描述为:在满足电力系统运行总旋转备用需求和机组备用调节速率基础上,参与节能发电调度的在线运行机组按照相等比例,预留发电容量作为系统旋转备用。

下面建立相应的数学模型。

1)旋转备用的初始等备用分配

$\begin{array}{l}\alpha =\frac{R{}_{\text{D}}}{{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}{\rm P}}{}_{i,\max }}(1)\\ R{}_{i^{\prime }}=\alpha {\rm P}{}_{i,\max }(2)\end{array}$

式中:α为系统等旋转备用比例,根据系统总旋转备用需求RD和机组总容量${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}{\rm P}}{}_{i,\max }$确定;Ri′为机组i的旋转备用初始分配。

2)初始等备用分配的调整

按式(1)确定的初始等备用分配可能不满足机组备用调节速率约束,如果不满足约束,将低调节速度机组承担的旋转备用依次转移给高调节速度机组,直至满足系统备用调节速度的要求。为此,本文提出基于最小二乘的等备用优化决策调整模型:

$\min \parallel R{}_i-R{}_{i^{\prime }}\parallel {}_2^2(3)$

满足2类约束条件:

1)系统总旋转备用需求:

${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}R}{}_i\ge R{}_{\text{t}\text{o}\text{t}\text{a}\text{l}}(4)$

2)机组旋转备用限值:

$R{}_{i,\min }\le R{}_i\le R{}_{i,\max }(5)$

式中:Rtotal为系统旋转备用容量需求;Ri,min和Ri,max分别为机组i的旋转备用容量限值。

等备用原则使得备用责任分散,这对于保障电力系统安全稳定运行是必要的。等备用原则的缺点是不能实现系统运行能耗最小目标。

1.2能耗最小原则

等备用原则并不能实现能耗最小的目标,因此考虑按能耗最小原则建立旋转备用优化决策模型。数学模型如下:

$\min {\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}f}{}_i({\rm P}{}_i)(6)$

式中:Pi为机组i的有功出力,fi(Pi)为机组i的耗量特性函数。

在式(4)和式(5)基础上增加约束条件:

1)系统有功功率平衡:

${\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}{\rm P}}{}_i={\rm P}{}_{\text{D}}(7)$

2)机组有功功率限值:

${\rm P}{}_{i,\min }\le {\rm P}{}_i\le {\rm P}{}_{i,\max }(8)$

3)旋转备用和有功功率约束:

${\rm P}{}_i+R{}_i\le {\rm P}{}_{i,\max }(9)$

2 优化旋转备用计划的节能发电调度模型

2.1 旋转备用和发电出力计划建模的思想

旋转备用和发电出力计划的优化建模可以是独立建模或统一建模。独立建模可以实现不同量纲目标函数的分步优化。统一建模存在2种方式:一是将发电出力计划和旋转备用计划二者目标函数统一量纲;二是将旋转备用计划作为发电出力计划的约束条件。在节能发电调度模式下,由于上述建立的2种旋转备用优化决策模型和单纯以降低系统能耗为目标的发电出力计划,二者量纲不尽相同,因而旋转备用计划和发电出力计划可以独立建模,或者建立以旋转备用计划作为发电出力计划的约束条件、而以降低系统能耗为目标函数的统一的节能发电调度模型。

2.2 节能发电调度独立建模

节能发电调度独立建模,优化模型中无需考虑旋转备用的目标函数和约束条件,建立日前节能发电调度数学模型如下:

$\begin{array}{l}\min F(U{}_{i,t},{\rm P}{}_{i,t})={\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}[}}U{}_{i,t}f{}_i({\rm P}{}_{i,t})+\\ U{}_{i,t}(1-U{}_{i,t-1})S{}_i](10)\end{array}$

式中:i为机组编号,i=1,2,…,I,I为机组总数;t为时段编号,t=1,2,…,T,T为时段数;Ui,t=1表示机组i为运行状态,Ui,t=0表示为停机状态;Pi,t为机组i在t时段的有功出力;fi(Pi,t)为机组i的耗量特性函数;Si为机组i的启动耗量。

约束条件在式(7)～式(9)基础上,增加时段间的耦合约束:

1)爬坡约束:

$\{\begin{array}{l}{\rm P}{}_{i,t}-{\rm P}{}_{i,t-1}\le {\rm P}{}_i^{\text{u}\text{p}}\\ {\rm P}{}_{i,t-1}-{\rm P}{}_{i,t}\le {\rm P}{}_i^{\text{d}\text{o}\text{w}\text{n}}\end{array}(11)$

2)机组启停时间约束:

$\{\begin{array}{l}(u{}_{i,t-1}-u{}_{i,t})({\rm T}{}_{i,t-1}-{\rm T}{}_i^{\text{o}\text{n}})\ge 0\\ (u{}_{i,t}-u{}_{i,t-1})(-{\rm T}{}_{i,t-1}-{\rm T}{}_i^{\text{o}\text{f}\text{f}})\ge 0\end{array}(12)$

式中:Pupi和Pdowni分别为机组爬坡速率限值;Ti,t-1为机组i在t-1时段已连续运行(正值)或连续停机(负值)的时间;Toni和Toffi分别为机组的最小开机和停机时间。

2.3 节能发电调度统一建模

在该方式下,节能发电调度模型需要增加旋转备用优化变量及其约束条件,数学模型如下:

$\begin{array}{l}\min F(U{}_{i,t},{\rm P}{}_{i,t})={\displaystyle \sum _{t=1}^{{\rm T}}{\displaystyle \sum _{i=1}^{{\rm I}}[}}U{}_{i,t}f{}_i(\mathit{R}{}_t)+\\ U{}_{i,t}(1-U{}_{i,t-1})S{}_i](13)\end{array}$

式中:Rt=(R1,t,R2,t,…,RI,t)为机组旋转备用向量,表示共同影响机组i的耗量函数fi。

模型(13)的约束条件是在模型(10)的约束条件基础上再增加旋转备用约束条件(式(4)、式(5)、式(9))。

32种节能发电调度模型的求解方法

3.1 发电出力计划的启发式动态规划算法

本文基于启发式动态规划算法[9],实现旋转备用计划和发电出力计划独立建模分步优化、统一建模联合优化2种节能发电调度模型的求解。统一建模的节能发电调度模型,首先通过启发式方法形成日前每个时段的可行状态集合,针对每种可行的机组组合状态均进行旋转备用优化,然后修正该状态下机组的有功功率限值,在此基础上,再进行每个阶段的路径寻优;独立建模的节能发电调度模型,则在确定的机组组合方式下,同时进行发电出力计划和旋转备用计划的优化求解。

3.2 旋转备用的优化算法

对于上述2类模型涉及的旋转备用优化算法,等备用原则采用约束线性的最小二乘算法,能耗最小原则采用线性规划算法求解。

3.32类节能发电调度模型的实现方式

独立建模分布式优化和统一建模联合优化的实现方式分别如图1、图2所示。

4 算例分析

本文通过一个简单的算例,采用国内某地区实际电网中10台火电机组的数据,进行节能发电调度日前24时段发电出力计划和旋转备用计划优化的模拟分析,以上述建立的旋转备用优化模型及其2种实现方式求解。以每台机组最大功率段对应的平均煤耗近似作为该机组的能耗参数,见表1。约束条件暂不考虑电网安全约束。日前24时段负荷预测见图3,每个时段系统总旋转备用取为该时段负荷的10%。整个优化过程在MATLAB 6.5上编程实现。

4.12种实现方式的优化结果分析

可以看出,2种节能发电调度旋转备用计划的优化结果从总煤耗和求解时间上都不同。统一建模联合优化方式得到的系统总煤耗比独立建模分步优化方式更佳,但需要增加优化的求解时间。这是因为统一建模需要对每种机组组合状态都进行迭代求解,而独立建模仅需要在最终确定的机组组合上进行旋转备用计划决策,故统一建模目标函数值要优于独立建模,但独立建模计算时间相对较短。因此,2种实现方式各有利弊,其机组组合结果见附录A。

4.22种旋转备用计划优化结果分析

以统一建模联合优化的结果为例,选取1号600 MW、4号300 MW、8号125 MW机组的旋转备用计划进行分析比较,如图4所示。

如图4(a)所示,1号机组的平均煤耗最低,故按能耗最小原则,24时段内均无旋转备用计划;而按等备用原则,由于等比例承担了系统的旋转备用,故在全时段内均有备用计划安排。

如图4(b)所示,4号机组按平均煤耗排序为第5位,由于在低谷时段没有进入机组组合,故2种决策方式下均无旋转备用计划;而在系统腰荷时段,相比高峰时段(例如时段11-12),按能耗最小原则4号机组承担了更多的旋转备用,原因是在高峰时段,小容量机组启机,系统大部分的旋转备用集中到小容量机组上。

从图4(c)看出,8号机组在2种旋转备用决策方式下仅在系统高峰时段承担旋转备用,原因是8号机组的平均煤耗最高,仅在系统高峰时段进入机组组合,并且按能耗最小原则所承担的旋转备用要远大于按等备用原则。

综上所述,按等备用原则优化机组的旋转备用计划,机组等比例承担系统运行的旋转备用,此时不能获得能耗最低目标;而按能耗最小原则进行优化,系统旋转备用计划大部分集中到中小容量机组上,不过,此时由于大容量机组发电出力接近容量极限,这可能是系统运行潜在的安全隐患。

5 结语

本文研究了日前节能发电调度的旋转备用计划,按等备用和能耗最小2种原则建立了旋转备用计划优化决策模型,提出了旋转备用计划和发电出力计划的独立建模分步优化、统一建模联合优化的2种实现方式。算例分析表明,2种优化的实现方式各有利弊,统一建模方式计算结果优于独立建模,但独立建模计算时间相对较短;按等备用和能耗最小原则优化旋转备用计划能够体现不同的决策意愿,这与机组的耗量特性、系统旋转备用需求等密切相关。

本文建立的旋转备用优化决策模型和实现方式可以为节能发电调度模式制定相应的备用计划提供参考。不过,这些也仅仅是初步的构想,如何精细化制定节能发电调度的旋转备用计划有待进一步深入研究。

附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。

参考文献

[1]国办发[2007]53号文件:国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发电调度办法(试行)的通知[EB/OL].[2007-08-02].http://www.gov.cn/gongbao/content/2007/content-744115.ht m.

[2]陈志姚,刘有飞,倪以信,等.电力市场环境下备用容量的集中和分散优化决策.电力系统自动化,2004,28(22):5-12.CHAN C Y,LI U Youfei,NI Yixin,et al.Centralized and decentralized opti mal decision-making on reserve capacity procurement in electricity markets.Automation of Electric Power Systems,2004,28(22):5-12.

[3]任震,潘锡芒,黄雯莹,等.电力市场中计及发电机组可用率的备用分配计算.电力系统自动化,2002,26(17):16-18.REN Zhen,PAN Xi mang,HUANG Wenying,et al.A method for allocating reserve with consideration on availability of generating units in electricity market.Automation of Electric Power Systems,2002,26(17):16-18.

[4]丁明,齐先军,安玲.旋转备用市场中考虑可靠性的多目标分层决策.电力系统自动化,2007,31(13):17-22.DI NG Ming,QI Xianjun,AN Ling.Multi-objective andlayered decision-making in the spinning reserve market considering reliability.Automation of Electric Power Systems,2007,31(13):17-22.

[5]施建华,谭素梅.节能发电调度发电计划编制算法.电力系统自动化,2008,32(24):48-51.SHI Jianhua,TAN Sumei.Algorithm of energy saving generation dispatch scheduling.Automation of Electric Power Systems,2008,32(24):48-51.

[6]王超,张晓明,唐茂林,等.四川电网节能减排发电实时调度优化模型.电力系统自动化,2008,32(4):89-92.WANG Chao,ZHANG Xiaoming,TANG Maolin,et al.Real-ti me dispatching opti mization model for energy-saving and emission-reduction generation in Sichuan Grid.Automation of Electric Power Systems,2008,32(4):89-92.

[7]陈之栩,谢开,张晶,等.电网安全节能发电日前调度优化模型及算法.电力系统自动化,2009,33(1):10-13.CHEN Zhixu,XIE Kai,ZHANG Jing,et al.Opti mal model and algorithm for day-ahead generation scheduling of transmission grid security constrained convention dispatch.Automation of Electric Power Systems,2009,33(1):10-13.

[8]张国全,王秀丽,王锡凡.电力市场中旋转备用的效益和成本分析.电力系统自动化,2000,11(21):14-18.ZHANG Guoquan,WANG Xiuli,WANG Xifan.Study on benefits and costs of spinning reserve capacityin power market.Automation of Electric Power Systems,2000,11(21):14-18.

调度备用通道 篇4

目前,高一级电压电网建成一定规模后,下级电压电网应逐步分区运行,相邻分区之间互为备用,以避免和消除影响电网安全稳定运行的不同电压等级的电磁环网,并有效限制短路电流和简化继电保护配置[1]。在我国经济发达地区,500kV主网架日益完善,逐步将低一级的220kV电网解开分片运行,形成以一座或多座500kV变电站为核心,区内包含220kV侧上网电厂的220kV电网分区运行格局。在电网分区运行格局弱化了电网互联性的情况下,分区内500kV主变检修或故障时将通过分区间备用联络通道给予功率支援,以保证各分区供电可靠性。备用联络通道可以是一回线、一个输电通道(两回或以上线路)、甚至是多个通道组成的联络断面,在系统正常运行时开断运行;在检修或事故时,根据电网供电需要合解环转供电[2,3]。

一般500kV变电站由省调控中心集中监控,220/110kV变电站按地域由地区调控中心集中监控。省调控中心对主要500kV变电站进行远方监视和断路器分合操作,地区调控中心对地区内主要220/110kV变电站进行远方监视和断路器分合操作。出于电网安全稳定运行和现有设备技术特性等因素考虑,目前一般不进行远方控制隔离开关分合操作,也极少在220kV及以上电网层面开展远方控制继电保护功能投退、定值切换等操作。

基于目前的运行条件,若只需进行断路器分合操作,则从调度发令到通过远方控制完成操作,仅需几分钟;若需要进行涉及隔离开关分合或继电保护功能投退、定值区切换、保护定值修改等操作,甚至一个保护功能投退或一个保护定值区切换操作,也需变电站运维单位安排专人进入现场直接对设备进行操作,从接到调度指令开始,到完成操作后汇报调度,所需时间一般为数十分钟或1～2h,甚至更长。如果实现了调度监控中心远方控制,那么将能有效缩短操作时间,对事故处理、改进电网安全稳定运行水平极为有利,尤其对于220kV分区电网备用联络通道,实现全遥控操作将具有重大的现实意义。

1 方案研究

220kV分区电网备用联络通道示意图如图1所示。正常运行方式时,220kV丙站由B分区500kV乙站供电;检修或事故时可通过220kV备用联络通道L1/L2由A分区500kV甲站供电,相关一次及二次操作见表1。

根据表1,备用联络通道的操作涉及3个变电站,包括1个变电站一次设备断路器拉合、3个变电站二次设备保护投退及定值区切换。实现备用联络通道的全遥控操作主要需解决二次设备继电保护的远方操作,本文从主站端方案、厂站保护接入、远程通信、主站操作方面进行探讨。

1.1 主站端方案

目前,调度监控人员通过EMS系统对一次设备断路器及部分二次设备(如重合闸、备自投软压板)进行遥控操作。保护运维人员通过保护故障管理信息系统对二次保护设备进行远程操作,不具备保护故障管理信息系统的单位一般就地操作保护设备。若要进行220kV分区电网备用联络通道的全遥控操作,则需对两套系统进行整合或在EMS系统上完善二次保护设备的操作功能。

方案1:EMS与保护故障管理信息系统合一模式。直接在EMS系统的变电站端和主站端系统中扩充保护综合功能,保护信息与EMS传统的四遥信息一起传输处理,具体方案可参考文献[4]。此方案适用于未建设保护故障管理信息系统或保护故障管理信息系统可用性不高的场合。

方案2:EMS与保护故障管理信息系统接口模式。充分利用故障信息管理系统即保护信息管理系统,在主站端对EMS与保护故障管理信息系统进行双向接口开发,使EMS系统通过保护故障管理信息系统实现对二次保护信息的采集、控制。此方案适用于保护故障管理信息系统可用性较高的场合,可以节省保护接入的大量工作及相关费用。

1.2 厂站保护接入方案

方案1:通过保护通信网关接入。配置连接继电保护装置和变电站自动化系统的专门设备(暂称为保护通信网关),如图2所示。变电站自动化系统以DL/T 634.5104连接省/地调EMS监控主站,实现远方监控功能;配置保护通信网关PCG,采集继电保护装置信息,转换为CCU能接入的通信协议后与CCU通信,并接收CCU下达的对保护设备控制的命令;CCU再以适合主站通信的协议与调度EMS监控主站通信,从而实现调度EMS主站远方控制继电保护设备的目标。此方案适用于主站端EMS与保护故障管理信息系统合一的场合。

方案2:通过改造后的通信处理单元接入。升级改造变电站自动化系统的通信处理单元CCU,在接入所内自动化设备的同时扩展接入继电保护装置,从而实现监控与保护一体的远方控制功能,如图3所示。此方案主要适用于站内相关的继电保护设备具有网络接入能力,原自动化系统的数据通信处理单元功能较弱难以满足要求的情况;还可以结合国网推广《变电站调控数据交互规范(试行)》中精减三遥信息和告警直传的要求,一并考虑了升级通信处理单元的功能。该方案对CCU装置进行了强化升级,增加其接入保护设备功能,实现对继电保护装置的信息采集和远方控制;同时,因存在双CCU接入选择问题,较适合保护装置可以网络接入的场所,但若保护装置只能以串行通信接入,则需配置主备机选择硬件。此方案适用于主站端EMS与保护故障管理信息系统合一的场合。

方案3:通过保护管理机接入。配置或升级改造变电站的保护管理机(保护信息系统),完成厂站保护信息接入保护管理机并远传保护故障管理信息系统主站工作。此方案适用于主站端EMS与保护故障管理信息系统接口的场合,也可考虑将保护管理机直接接入EMS与保护故障管理信息合一系统。

1.3 远程通信方案

在完成变电站端自动化系统和继电保护设备联接改造后,可供选择的能适应整合断路器分合控制和继电保护装置远方控制要求的变电站与调度监控中心通信技术方案主要有以下几种。

方案1:采用标准远动101/104通信规约。利用DL/T 634.101/104通信规约将继电保护的功能压板以遥信方式采集传送,将继电保护的定值区转换成遥测值采集传送,以分/合遥控命令控制保护功能压板投退,根据操作后上传的遥信值判断操作结果,用设定值命令进行定值区的切换操作,以操作后回传的遥测量判断操作结果。该方案技术上可以实现变电站传统的监控和对继电保护设备的基本操作(远方操作功能压板和定值区切换),不能实现查询保护定值、保护功能投用状态等功能,难以满足DL/T587—1996《微机保护装置运行管理规程》中有关保护设备远方控制后核对的要求。此方案对主站系统没有特别的改造要求,厂站的数据处理单元也只要求能够向联接继电保护设备的网关机发送标准的采集遥测、遥信召唤和遥控、遥调命令即可,适用于主站端EMS与保护故障管理信息系统合一的场合。

方案2:采用扩展远动101/104通信规约。整合DL/T 634.101/104和DL/T 667(103)通信规约,让101/104规约包含传送继电保护设备信息所需的103规约数据报文,调度监控中心主站与变电站自动化系统之间的遥测、遥信信息传送以及遥控命令(包括对继电保护设备的查询和控制)完全按照DL/T 634.101/104的规定,调度监控主站查询召唤继电保护设备的定值、压板状态、告警、事故记录等信息以DL/T667(103)标准规定的应用数据格式,嵌入DL/T 634.101/104传送。该方案技术上可以实现对继电保护设备较全面的查询和控制。当完成保护功能投退或定值区切换操作后,可以通过召唤查询保护压板状态及定值数据确认操作结果(满足DL/T 587—1996《微机保护装置运行管理规程》的要求),对继电保护设备的信息可以进行较全面的采集;在完成保护设备控制操作后,可以通过遥测、遥信和查询保护设备压板状态、查询保护定值来加以确认。但该方案要求主站系统和厂站的数据通信处理单元具有专门的通信协议解析和处理功能。此方案适用于主站端EMS与保护故障管理信息系统合一的场合。

方案3:采用远动101/104+103通信规约。利用调度数据网络的支持,同时开通DL/T 634.101/104通道+DL/T 667(103)通道,或者在变电站自动化系统配置一套汇集自动化系统与调控主站通信、继电保护信息采集设备与调控主站通信的接口网关类设备,将自动化系统的104协议通信、保护信息的103协议通信按照104+103的方式(或按照104包含103的方式)组织调控主站的通信,具体的数据格式和控制命令传送方式同方案2。该方案与方案2具有相同的使用特性,且不必改造厂站数据通信处理单元,可适应多数变电站的改造要求。若能利用变电站内原有的保护管理机,还可节省调试连通保护设备的大量改造工作。另外,如果配备的接口网关设备具备足够的信息处理能力,那么也可开展《变电站调控数据交互规范(试行)》的相关探索性试验。

方案4:采用IEC 61850通信规约。文献[5]介绍了如何通过引入IEC 61850标准解决采用103规约带来的问题,并借鉴一些网省公司在此问题上的成功经验,提出了一种在主站端向IEC 61850标准过渡的方案。文献[6]介绍了适应智能调度的继电保护故障信息系统改造中IEC61850的应用,展示了IEC 61850美好的应用前景。

1.4 主站操作方案

在变电站具备远方控制断路器和相关继电保护设备的条件下,根据省/地调的监控范围,设计出以下可供选择的主站操作技术方案。

方案1:省/地调控主站和变电站自动化系统配合的交互式顺控。省调控中心按照调度方案建立顺控预置的顺控预列,省调发令操作时,监控员启动顺控,按预设顺序直接控制500kV变电站的操作(如保护投退或定值区切换),根据返回的信息确认操作进程;遇到220kV变电站操作时,省调控主站向对应地调的调控主站发遥控命令,地调控主站接收命令并执行,同时显示以告知地调,省调监控员仍然根据厂站返回的信息确认操作进程,直至操作结束;操作过程中任意一步未能完成或不满足操作条件时,均不得进入下一步操作,可由监控员终止操作,后续操作步骤以监控员采用单步遥控的方式完成。该方案操作过程在监控员控制下自动完成,利用省/地二级调控主站已具备的互联通道实现了二级系统配合联动完成操作,能够以较高的自动化程度在较短时间内完成操作,并省略了省/地调间的人员授权操作手续。但该方案必须先完成省调控主站与地调控主站间相关设备的控制授权,即地调控主站接收受调控主站对特定对象的遥控操作。这种做法与广泛使用的VQC系统类似,由于突破了原有的监控模式,因此涉及管理模式的创新。

方案2:省调操作500kV变电站,需要时省调向地调发令操作220kV变电站。按照现有的监控范围,将整组操作分解为500kV站部分和220kV站部分,省调进行500kV站操作,在需要220kV站操作时向相应地调发令,地调监控操作220kV站,完成后汇报省调,二级调度监控以人工联接方式配合完成操作。该方案保持了调度监控的运行管理现状,依靠成熟的上下级调度之间的命令/汇报方式配合完成操作;其不足是操作全部为单步执行,且中间夹带人员配合过程,因此操作时间较长,自动化程度较低。

2 结束语

本文从现有变电站自动化技术条件出发,研究了220kV分区电网备用联络通道全遥控操作方案。优先采用EMS系统与保护故障管理信息系统合一模式,以EMS系统与保护故障管理信息系统接口方式作为过渡方案;厂站端在充分利用保护信息子站的前提下,可以升级改造通信处理单元,实现保护信息一体化接入EMS系统;通信规约利用现有103、104规约,结合智能变电站改造或建设,逐步采用IEC 61850;主站操作方案优先采用省/地调EMS主站配合的交互式顺控,以优化调度操作,缩短操作时间。当然,随着智能电网调度自动化系统、智能变电站自动化系统的发展,调度智能操作必将得到长足发展。

参考文献

[1]DL 755—2001电力系统安全稳定导则[S]

[2]栗杰鹏,徐贤,万秋兰.220kV电网分区模式研究[J].江苏电机工程,2009(6):5~8

[3]栗杰鹏.220kV电网分区间联络通道优化研究[A].中国高等学校电力系统及其自动化专业第25届学术年会,2009

[4]钟毅.基于EMS系统的继电保护故障信息系统[J].农村电气化,2009(5):39,40

[5]杨伟祯.基于103规约的故障信息主站系统向IEC 61850标准过渡的方案研究[J].电力系统装备,2009(6):62~64

调度备用通道 篇5

近年来, 我国的风电发电发展迅速, 我国成为风电装机容量最大的国家。然而, 风电具有随机性和间歇性, 对电网的安全和经济运行产生负面影响[1]。

如何应对风电的不确定性对调度运行的影响, 成为许多学者关注的问题。为提高含有风电的电力系统的安全性, 常采用具有蓄能作用的系统与其配合, 如水力蓄能、压缩空气蓄能、超导磁力蓄能、流体电池组等[2]。如GARCIA-CONZELEZ J研究以风电和抽水蓄能进行联合调度, 以经济效益最大为目标建立模型, 并分析比较了风电和抽蓄联合运行与单独运行时的效益[3]。静铁岩在考虑抽水蓄能机组启停限制和工况转换限制为约束的基础上, 以联合运行效益最大化为目标建立了风电-抽水蓄能联合日调度模型, 降低了风电的随机性对电网的负面影响[4]。刘小平建立了油电、火电和光伏发电的实际运行成本最小模型, 并通过蒙特卡洛模拟与遗传算法相结合对模型进行求解并分析了不确定因素对于结果的影响[5]。衣立东提出了水电、火电为风电调峰的调峰能力计算方法[6], 为风电接入后电网调峰能力的研究提供了借鉴。

本文提出常规水电与风电联合调度模型, 以风电水电联合效益最大为目标, 同时以给定置信度水平满足系统要求为约束条件, 具体表现为旋转备用容量在一定的置信水平下满足系统要求。通过联合调度, 充分利用了风能且充分考虑了系统的安全性。通过蒙特卡罗方法模拟风电的随机性, 并与分布估计算法相结合对模型进行求解。以具有4个水库的风电水电联合系统作为算例进行测试分析, 讨论了风电的不确定性因素对联合调度结果的影响。

1风电水电联合调度模型

风电与水电联合运行的系统中, 由于风电的随机性和间歇性, 在系统中主要体现其电量的效应。水电在吸纳风电电量的同时需提供一定的容量来配合风电的随机性。从长期调度尺度而言, 水电站发电量与可调电量相等时对风电消纳贡献最有利, 但此时并非是清洁能源发电量最佳[7]。本文在考虑风电输出功率波动的前提下, 建立水电风电联合短期调度模型, 以风电水电联合效益最大模型为目标, 同时考虑系统可靠性的概率约束条件。

1.1目标函数

以水库群调度为例, 已知该电站一天的入库径流序列, 以小时为时段, 以风电水电联合效益最大模型为优化模型, 其目标函数为:

$\max {\displaystyle \sum _i^{{\rm T}}\left[\pi {}_i\cdot \left({\displaystyle \sum _{k=1}^{{\rm N}{}_h}{\rm P}}{}_{hk}^t+{\displaystyle \sum _{k=1}^{{\rm N}{}_w}{\rm P}}{}_{wk}^t\right)\cdot \text{Δ}t\right]}(1)$

式中:P${}_{hk}^t$为第k个水电站在t时段时的出力;Nk为水电站个数;P${}_{wk}^t$为第k个风电机组在t时段时的出力;Nw为风电机组个数;Δt为时段长度;πi为电价。

1.2约束条件

(1) 水电出力约束:

${\rm P}{}_{hi}^{\min }\le {\rm P}{}_{hi}^t\le {\rm P}{}_{hi}^{\max }(2)$

(2) 水库发电流量约束:

$Q{}_i^{\min }\le Q{}_i^t\le Q{}_i^{\max }(3)$

(3) 水库库容约束:

$V{}_i^{\min }\le V{}_i^t\le V{}_i^{\max }(4)$

(4) 水库初末水位限制:

$V{}_i^0=V{}_i^B,V{}_i^{{\rm T}}=V{}_i^E(5)$

(5) 水量平衡约束:

$V{}_i^t=V{}_i^{t-1}+{\rm I}{}_i^t-Q{}_i^t-S{}_i^t+{\displaystyle \sum _{m=1}^{{\rm N}{}_u}[}Q{}_m^{t-\tau {}_{m,i}}+S{}_m^{t-\tau {}_{m,i}}](6)$

式中:P${}_{hi}^t$是第i个水电发电在t时段时的出力;P${}_{hi}^{\min }$、P${}_{hi}^{\max }$为第i个水电出力的下限与上限, MW; V${}_i^{\min }$、V${}_i^{\max }$为第i个水电库容的下限与上限;V${}_i^0$、V${}_i^{{\rm T}}$为第i个水电调度的起调水位和末水位;V${}_i^t$为第i个水库在t时刻的库容, m3;I${}_i^t$第i个水库在t时刻的入库流量;Q${}_i^t$为第i个水库在t时刻的发电流量;Q${}_i^{\min }$、Q${}_i^{\max }$为第i个水电泄流的下限与上限;S${}_i^t$为第i个水库在t时刻的弃水流量, m3/h;τm, i为水库i上游水力联系的第m个水库的下泄流量到该水库的流达时间。

(6) 旋转备用。

在电力系统实际的运行中, 往往受到一些不确定因素的影响, 如负荷需求的波动、风电的随机波动。若要满足系统的可靠性需求, 需求一定的旋转备用容量。虽然大量的旋转备用容量可以大幅地提高系统的可靠性, 但在实际中某些极端情况的出现概率极小, 因此, 在考虑旋转备用容量时可在系统的可靠性和经济性之间进行权衡。

根据随机规划中机会约束的形式, 用概率形式描述旋转备用约束, 其表达式为:

${\rm P}[R{}^t\ge \delta {}_{wj}^t]\ge \beta (7)$

式中:δ${}_{wj}^t$为风电在t时段的功率波动;β为给定的置信水平;Rt为t时段的旋转备用容量。

旋转备用容量主要由水电机组提供, 其表达式如下式 (8) :

$\min \left[{\rm P}{}_{hi}^{\max }-{\rm P}{}_{hi}^t,f(V{}_{hi}^t,Q{}_{hi}^t)-{\rm P}{}_{hi}^t\right](8)$

式中:f (V${}_{hi}^t$, Q${}_{hi}^t$) 为时段t时考虑当前流量和库容情况下水电的最大出力。

本文中考虑的模型为以小时为调度时段的短期调度, 常用的出力计算公式适用于水库长期调度中对计算准确度要求不高的出力计算, 在短期调度的出力计算中采用可与水库库容Vj, t和发电流量Qj, t相关的二次函数表示, 如文献[8]中所提到的计算方法, 其表达式如下:

${\rm P}{}_{hi}^t=c{}_{1j}V{}_{j,t}^2+c{}_{2j}Q{}_{j,t}^2+c{}_{3j}V{}_{j,t}Q{}_{j,t}+c{}_{4j}V{}_{j,t}+c{}_{5j}Q{}^{j,t}+c{}_{6j}(9)$

式中:c1j、c2j、c3j、c4j、c5j和c6j为常数。

2不确定因素模拟

通过对大量的实际数据进行统计分析, 其结果表明风速近似服从威布尔分布[9]。文献[10]将风力机组的输出功率Pw与实际的风速之间的关系表示为:

${\rm P}{}_w=\{\begin{array}{cc}0& v＜v{}_{C{\rm I}},v\ge v{}_{C{\rm O}}\\ \frac{{\rm P}{}_W^R}{v{}_R^3-v{}_{C{\rm I}}^3}v{}^3-\frac{v{}_{C{\rm I}}^3}{v{}_R^3-v{}_{C{\rm I}}^3}{\rm P}{}_w^R& v{}_{C{\rm I}}\le v＜v{}_R\\ {\rm P}{}_W^R& v{}_R\le v＜v{}_{C{\rm O}}\end{array}(10)$

式中:P${}_w^R$为风机的额定输出功率;vCI为切入风速;vCO为切出风速;vR为额定风速。

在对风电运行进行模拟时, 根据时段的平均预测风速, 采用蒙特卡洛方法随机产生风速数据, 并按式 (10) 计算风电机组的输出功率。

3模型求解

在风电水电联合调度的模型中, 由于存在机会约束和随机变量, 在对模型进行求解时需通过蒙特卡罗模拟对机会约束进行验证, 并与分布估计算法相结合, 可有效地对风电水电联合调度模型进行求解。

3.1分布估计算法

分布估计算法是一类基于概率分布模型的进化算法, 该算法不使用交叉和变异算子, 而直接提取当前优选的解集合中的信息, 然后根据这些信息建立概率分布模型, 并以此概率模型采样产生下一代群体, 如此重复, 直到满足终止条件[11]。分布估计算法是对整个群体建立数学模型, 直接描述群体的进化趋势, 具有良好的全局搜索能力。

EDA算法的一般流程如下, 概率模型选取高斯概率分布, 其均值参数引导算法的搜索方向, 方差参数控制算法的搜索范围。

Step 1:采用随机生成的方式初始化群体, 设置EDA的参数。

Step 2:计算群体的适应度值, 并采用某种选择机制 (本文采用截断算法) 选取M个较优的个体作为评价集, 并将部分最优个体作为精英保留。

Step 3:通过对评价集分析, 计算其均值参数 及标准差参数σj, 并记录当前最优个体。

Step 4:利用高斯分布概率模型 , 通过采样得到下一代群体。

Step 5:判断算法是否满足终止条件;若满足则终止输出最优个体;否则进化代数加1, 算法转入Step 2, 直至算法终止。

由上述算法可以看出, 由于选择机制的作用, 算法随着迭代次数的增加, 其概率分布的方差逐渐收敛到0, 均值收敛到一个固定值, 进化群体收敛。分布估计算法借助于样本分布的概率模型, 能很好地描述变量之间的互相关系, 为解决复杂优化问题提供了新方法[12]。

分布估计算法的性能受其参数选择的影响较大, 且其局部搜索能力较弱, 所以分布估计算法常与局部搜索能力较好的算法相混合, 以弥补算法局部搜索能力的不足。本文中采用自适应方法对分布估计算法的参数进行控制, 且引入爬山局部搜索与分布估计算法相结合, 大幅提高了算法的搜索性能。

3.2参数控制策略

分布估计算法中概率分布函数的参数变化对算法的性能影响较大。当σj较大时, 算法的搜索范围广, 具有较好的全局搜索能力;当 σj较小时, 使得算法的搜索范围较小, 算法的局部搜索能力较强。在算法初期, 希望算法保持群体多样性, 此时算法进行全局搜索, 有效地避免了算法的早熟现象;而在算法搜索的后期搜索范围随着进化过程逐渐减小, 以提高算法的局部搜索能力。基于这样的思想, 本文在分布估计算法中, 设计方差参数与当前代数Gen和进化最大代数Gmax有关, 其函数表达式如下:

$\sigma {}_j=\sigma {}_j^0\text{e}{}^{-\alpha G{}_{em}/G{}_{\max }}(11)$

式中:α为控制操作影响范围的参数;σ${}_j^0$为初始设定的搜索范围, 在本文中σ${}_j^0$= (uj-lj) , 其中uj, lj分别是第j变量的上限和下限约束。

在以上设计思想的指导下, 设计的标准差参数σj可以根据搜索的过程自适应调整大小, 从而使算法具有较好的全局及局部搜索能力。在算法中引入蒙特卡罗模拟方法检测个体是否满足机会约束的要求, 并通过罚函数方法对违反约束的个体进行惩罚, 使得算法搜索的群体向可行域靠拢。其算法的步骤如图1所示。

3.3局部搜索策略

本文采用爬山搜索策略对最优个体进行局部搜索, 在提高算法求解精度的同时, 使得算法跳出局部最优。其实现如下。

采用随机生成方式在[0, 1]范围内产生随机序列ck=[ c${}_1^k$, …, c${}_j^k$, …, c${}_n^k$], 其中n为个体中的变量个数。将序列影射到设定搜索区间内, 得到搜索步长值的值Rm, j, 同时亦引入自适应控制策略对步长值进行修正, 以提高局部搜索的效率。

$R{}_{m,j}=\sigma {}_{j}c{}^k(12)$

式中:σj为自适应控制参数;ck为[0, 1]之间的混沌序列;Rm, j为第m次搜索在第j个变量上的搜索步长。

对最优个体进行局部搜索, xbest为当前最优个体, 令S0=xbest, 采用式 (6) 产生新个体:

$S{}_{m+1,j}=S{}_{m,j}\pm R{}_{m,j}(13)$

式中:m为混沌搜索的次数;Sm, j为初始个体在第j个向量上经过m次搜索后所产生的新个体。

采用以上的设计方式, 可有效跳出局部最优。在算法的后期, 局部搜索的范围减小, 提高了算法的收敛精度。频繁的局部搜索容易使得算法的计算时间复杂度增加, 本文中每次进化混沌搜索的次数取10。

4算例分析

本文以4个水电站组成的梯级和1个风电站联合运行为例, 对风电水电进行联合调度。调度时段为小时, 调度总时段为24 h, 系统中有4个水库, 其水库之间的拓扑关系见图2。水库的参数、上游来水及约束条件参考文献[8]。风电厂装机10台, 单机容量为1.65 MW, 风机的参数vCI为3 m/s, vCO为20 m/s, vR为14 m/s, 形状参数k取2, 尺度参数c取$2\overline{v}/\sqrt{\pi }$, 其中$\overline{v}$为平均风速。算法的参数设置中群体规模为100, 最大运行代数为500, 蒙特卡罗模拟次数取1 000, 电价为0.5 美元/kWh。

算法运行20次, 得到的平均结果如表1所示。随着置信水平β的不断增加, 水电需预留更多的可调容量来平抑风电的不确定性带来的影响, 所以水电的计划出力随着置信度的提高而不断减少但水电的总备用容量却增加, 联合发电系统的总收益亦随着置信水平β的提高而逐渐减小。考虑到水电约束条件和算法计算精度的影响, 水电的计划出力和备用总容量之和并不是固定值, 且水电在每个时段的备用容量为水电在该时段的可调容量。风电计划出力的变化为随机变化, 其最大的变化量为16.5 MW, 此时置信水平β为1.00和0.90时水电的计划出力相差10.967 4 MWh。当置信度小于0.90时, 水电的计划出力变化较小, 与水电单独运行时所得到的计划相同。由此可知, 风电水电的联合出力的系统中, 为吸纳风电电量水电需付出10.967 4 MWh的电量, 此时风电的计划发电量为161.001 2 MWh。图3和图4分别为β为1.00和0.90时水电和风电的计划出力过程。可见取不同的置信水平时, 水电的运行过程差异较大。

当风电机组数量为35时, 其初始计划出力按比例增加, 风电的不确定性波动范围增大, 其水电需付出的备用容量亦发生改变, 计算联合调度结果如表2所示。当风电机组容量增加时, 水电为了配合风电的出力以保证系统的可靠性, 需提高水电的备用容量从而使得水电的发电量减少。由此可见联合系统的经济性和安全性受到系统中风电发电的容量和计划电量的影响。通过分析测试不同风电容量时, 在置信水平为1.00和0.90时水电备用容量的变化, 得到风电容量和水电备用容量在不同置信水平下的关系曲线如图5所示。由图5可知, 在相同的风电容量下, 置信度越大需要配置的水电备用容量越多;当风电容量增加时, 所需的水电备用容量亦增加, 且其增加的趋势逐渐增大, 如当风电机组数从10台增加到15台时所增加的水电备用容量小于机组数从30台增加到35台所增加的水电备用容量。

5结论

本文结合随机约束建立了风电水电联合效益最大模型, 该模型充分利用了风电能源, 并通过水电的旋转备用来降低风电随机性对系统安全性的影响。通过蒙特卡洛模拟对风电的随机性进行模拟, 并采用分布估计算法对模型进行求解。以4个水库的水库群与风电进行联合调度, 分析了联合调度的经济性与可靠性之间的关系, 为风电研究风电参与电力系提供了一个有效的解决方案。在风电水电联合调度中, 采用模拟的方式确定对风电电量吸纳量的多少以达到经济性和可靠性之间的平衡, 是进一步需研究的问题。

摘要：以风电水电联合发电效益最大为目标, 建立以考虑旋转备用容量在满足一定置信水平为约束条件的风电水电联合发电调度模型。通过蒙特卡洛模拟风电的随机性, 并与分布估计算法相结合对调度模型进行求解。采用自适应控制策略控制分布估计算法的参数, 并引入爬山局部搜索有效地提高了算法的性能。以4个水库和风电的联合系统进行仿真调度测试, 分析了风电不确定性因素对调度结果的影响, 讨论了联合调度的经济性与可靠性之间的关系, 为研究风电参与电力系提供了一个有效的解决方案。

关键词：水库群,风力发电,联合优化调度,机会约束,分布估计算法

参考文献

[1]王卿然, 谢国辉, 张粒子.含风电系统的发用电一体化调度模型[J].电力系统自动化, 2011, 35 (5) :15-18.

[2]潘文霞, 范永威, 杨威.风-水电联合优化运行分析[J].太阳能学报, 2008, 29 (1) :80-84.

[3]Garcia-conzelez J, de la Muela R M R, Santos L M, et al.Sto-chastic joint optimization of wind generation and pumped-storageunits in an electricity market[J].IEEE Trans on Power Systems, 2008, 23 (2) :460-468.

[4]静铁岩, 吕泉, 郭琳, 等.水电-风电系统日间联合调峰运行策略[J].电力系统自动化, 2011, 35 (22) :97-104.

[5]刘小平, 丁明, 张颖媛, 等.微网系统的动态经济调度[J].中国电机工程学报, 2011, 31 (31) :77-84.

[6]衣立东, 朱敏奕, 魏磊, 等.风电并网后西北电网调峰能力的计算方法[J].电网技术, 2010, 34 (2) :129-134.

[7]黄春雷, 丁杰, 田国良, 等.大规模消纳风电的常规水电运行方式[J].电力系统自动化, 2011, 35 (23) :37-40.

[8]PK Hota, AK Barisal, R Chakrabarti.An improved PSO techniquefor short-term optimal hydrothermal scheduling[J].Electric Pow-er Systems Research, 2009, 79 (2) :1 047-1 053.

[9]Karki R, Hu P, Billinton R.A simplified wind power generationmodel for reliability evaluation[J].IEEE Transactions on EnergyConversion, 2006, 21 (2) :533-540.

[10]Wang L, Singh C.PSO-based multidisciplinary design of a hybridpower generation system with statistical models of wind speedand solar insolation[C]∥Proceedings of IEEE International Con-ference on Power Electronics, Drives and Energy Systems for In-dustrial Growth.New Delhi, India:IEEE PES, 2006:1-6.

[11]P Larraaga, Lozano JA.Estimation of distribution algorithms:anew tool for evolutionary computation[M].Kluwer AcademicPublishers, 2002.