发电调度（共8篇）
发电调度 篇1
0 引言
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
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
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:
满足2类约束条件:
1)系统总旋转备用需求:
2)机组旋转备用限值:
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:
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:
2)机组有功功率限值:
3)旋转备用和有功功率约束:
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:
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:
2)机组启停时间约束:
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:
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
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发电调度 篇2
（1）对发电厂远动机（RTU）、计算机监控系统、电能量远方终端、网络设备、相量测量装置（PMU）、纵向加密装置等自动化设备进行清扫，除尘。
（2）检查电缆、网线、设备标识是否完整清晰。
（3）检查远动机（RTU）、PMU、电量采集器、路由器、交换机、光端机、纵向加密装置等自动化设备是否采用站内统一时钟进行对时，是否采用两路不同不间断电源供电。
（4）750千伏发电厂与网、省调、330千伏发电厂与省调核对转发主备调远动数据，数据是否完整、一致，重点核查数据是否正确，事故总公式是否正确、机端电压、机端厂用负荷、主变分接头、升压变和启备变高压侧遥测是否上送。每个 330千伏及以上发电厂抽查2条线路的量测精度和4个开关量的SOE上传时间。（5）与网、省调核查PMU是否通讯正常，数据是否正确，重点核查PSS、AVR、一次调频等开关量是否接入。
（6）核查省调OMS自动化设备台账是否完整，参数是否准确并完善，OMS通讯录是否完整。
（7）检查纵向加密装置是否运行正常，是否接入省调安全管理系统。
（8）750千伏变电站与网、省调、330千伏变电站与省调核对电量数据，数据是否完整、一致，重点核查采集器数据是否电表一致，重点核查正反向电量方向是否一致。（9）检查AGC、AVC功能是否正常
（10）检查火电机组是否将火电机组监测信息、脱硫、脱销、除尘信息上送省调且正确。
（11）检查新能源厂站是否将风、光实时监测信息（温度、风向、角度等）和风、光功率预测信息上传省调且正确。
各发电厂按照附件1的时间安排做好信息核对安排，确保按时核对，对核对出的缺陷按照附件2进行记录统计和消缺。对照附件4逐项完成自动化设备、信息的自查核对，在省调规定期限内将总结报告以电子版的形式上挂到省调OMS系统中。
以下附春检工作总结模板。
附件：
××发电厂2015年自动化春检工作总结
一、调度数据网检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
二、纵向加密装置检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
三、远动机（RTU）检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施×××。
四、电量采集检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
五、PMU检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
六、稳态数据检查及整改情况（需上报事故总公式）
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
七、电源、机房环境检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
八、统一时钟检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
九、OMS设备台账检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
十、安全管理检查及整改情况
制度是否完善、是否存在弱口令或默认口令、windows系统是否安装防病毒软件且定期更新、遗留问题、整改措施×××。对照变电站自查表逐项总结、遗留问题、整改措施×××。
十一、AGC、AVC、新能源监测检查及整改情况
对照发电厂自查表逐项总结、遗留问题、整改措施××××。
十二、其他情况
节能发电调度协调理论及应用 篇3
为实现节能减排目标,引导电源结构向高效率、低污染方向发展,2007年8月,国家发展和改革委员会等部门提出了《节能发电调度办法(试行)》(以下简称《办法》),要求改革现行发电调度方式,开展节能发电调度[1,2,3,4,5,6]。
实施节能发电调度是一项涉及面广且复杂的系统工程,因此,节能发电调度在相关方面的协调模式及运作机制,是需要重点研究的内容之一。文献[1]建立了兼顾安全与经济的电力系统优化调度协调理论,文献[2]提出了基于时间尺度的节能发电调度协调模型及算法。
本文在文献[1-2]的基础上,为调度协调理论赋予了节能减排的新内涵,并进行了扩展。阐述了节能发电调度协调理论的整体架构,在空间尺度与时间尺度上,提出了4种国家、区域、省3级节能发电调度的协调调度交易机制及模型,并进行了比较分析。在电力生产环节,提出了促进全社会节能减排的理念。在经济补偿机制及区域经济协调发展环节,提出了“节能发电调度跨省跨区协调模型”,需要考虑跨省跨区资源优化配置与公平配置的有效协调,实现节能减排的帕累托改进。
1 节能发电调度协调理论的整体架构
节能发电调度需主要考虑9方面的协调问题。
a.在空间尺度上的协调。在空间尺度上,节能发电调度要考虑国家、区域、省(跨区、跨省及省内)3级节能发电调度计划在各时间尺度上的相互优化协调。
b.在时间尺度上的协调。在时间尺度上,节能发电调度需要考虑年度、季度、月度机组发电组合基础方案、日前、滚动、实时平衡节能发电调度和偏差及电网阻塞在线校正控制之间在空间尺度上的相互优化协调。
c.在电力生产环节上的协调。电力生产环节一般包括发电、输配电、零售及用户等连续性环节。节能发电调度需要考虑在电力生产环节上的节能减排及优化协调。
d.在优化目标上的协调。节能发电调度的目标通常包括节能减排型目标和安全稳定运行及连续可靠供电的安全型目标,在优化目标上的协调,研究的是如何协调安全和节能减排双重目标、如何实现安全约束下的节能减排社会效益最大化的问题。
e.与电网安全稳定控制策略的协调。在时间尺度和空间尺度上,国家、区域、省3级的年度、季度、月度机组发电组合基础方案、日前、滚动、实时平衡节能发电调度和偏差及电网阻塞在线校正控制[7,8,9,10,11,12,13,14],需要考虑与其相适应的电网安全稳定控制策略进行协调。
f.在有功与无功控制对象上的协调。节能发电调度需要协调有功优化出力和无功优化出力的关系,以满足安全运行条件下的节能减排效益最大化。
g.与“三公”调度的协调。节能发电调度需要考虑与公开、公平、公正的“三公”调度的协调。
h.节能发电调度跨省跨区协调模型与经济补偿机制的协调。不同的节能发电调度跨省跨区协调模型,对应不同的经济补偿机制及结算模式。节能发电调度跨省跨区协调模型需要考虑与经济补偿机制的协调。
i.节能发电调度跨省跨区协调模型与区域经济发展的协调。节能发电调度跨省跨区协调模型,需要考虑与各区域各省经济发展的协调。
限于篇幅,本文主要讨论节能发电调度在时间尺度、空间尺度、电力生产环节、经济补偿机制、区域经济协调发展等方面的协调机制及协调模型,并略去数学模型的描述。至于节能发电调度在电网安全稳定控制策略、有功和无功控制、优化目标、“三公”调度等方面的协调,参见文献[1]。
为简化叙述,本文将国家、区域、省级电力调度中心和电力交易中心的功能合并在一起进行论述,并分别简称为国调、区域调和省调,把年度、季度、月度机组发电组合基础方案也称作年度、季度、月度节能发电调度计划或节能发电调度。把国家、区域、省3级节能发电调度简称为3级节能发电调度。
2 节能发电调度在时间尺度上的协调
节能发电调度在时间尺度上的协调及安全校正机制如图1所示。
年度、季度、月度机组发电组合基础方案的编制原则应该与日前、滚动、实时平衡节能发电调度的编制原则相一致。节能发电调度在时间尺度上的协调模型与算法,详见文献[2]。
3 节能发电调度在空间尺度上的协调
节能发电调度在空间尺度上主要有以下4种协调模型(依次简称为协调模型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ):能耗省内排序、区域内优化、区域间协调;省内能耗排序、区域内及区域间按照各省边际供电综合能耗优化协调;省内能耗排序、高效节能环保机组参与的跨省跨区竞争发电;兼顾协调模型Ⅱ与协调模型Ⅲ。
3.1 在空间尺度上的协调模型Ⅰ
3.1.1 协调模型Ⅰ的主要思路
协调模型Ⅰ要求,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,分省按照机组能耗进行排序(其中,对于非供热的燃煤火力发电机组按照供电煤耗等微增率的原则分配发电负荷),然后按照边际能耗的不同,区域内进行优化、区域间进行协调,边际能耗低的省的电能流向边际能耗高的省,也就是对各省边际机组(被调用的最后一台发电机组)考虑网损因素后的供电煤耗(简称边际供电煤耗)进行比较,对边际供电煤耗较高的省依次调整安排停机,对边际供电煤耗较低的省依次调整安排启机,直至各省的边际供电煤耗趋同,或跨省跨区输电联络线达到输送容量的极限,形成跨省跨区联络线交换电量计划。各省电力调度交易机构,根据跨省跨区联络线交换电量计划以及省内电力需求,按照《办法》要求,确定机组节能发电调度计划。这种操作方式是以各省边际供电煤耗趋同为目标,进行省间、区域间电能交换,统一以能耗为标准排序;省内电力电量即使平衡,边际能耗高的省也要接受边际能耗低的省的电能。
3.1.2 协调模型Ⅰ的协调调度方法
各省调在各时间级(年度、季度、月度、日,下同)首先进行省内电力电量平衡(节能发电调度计划预安排)。在考虑上一时间级的机组节能发电调度计划的基础上,根据当前时间级的省内电力供需状况、电网安全约束条件、机组发电排序表等,进行当前时间级的省内节能发电调度计划预安排;同时,为下一时间级节能发电调度预留一定的调度控制空间,这样,在考虑主要不确定性因素的基础上,使当前时间级优化调度与下一时间级优化调度之间就能够自然衔接,确保节能发电调度的调度流畅性,最大限度实现节能减排目标。各省调在规定的时间内向区域调申报该时间级节能发电调度计划预安排等。
区域调在区域内各省节能发电调度计划预安排的基础上,依据本区域内各省机组排序表、各机组申报的可调发电能力、区域直接调度电厂的能耗,综合考虑跨省输电联络线的输电能力和网损及上一时间级跨区跨省节能调度计划、同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间,进行优化调度预决策,直至区域中各省的边际供电煤耗趋同,或跨省输电联络线达到输送容量的极限,形成省间联络线电能交换计划预安排,向国调申报。
国调根据各区域调申报的区域内省间联络线电能交换计划预安排、国调直接调度电厂的能耗,综合考虑跨区域联络线输电能力约束及上一时间级跨区域调度计划,按照跨区边际能耗的不同,区域间进行协调决策,形成当前时间级的跨区域电能交换计划(跨区域购售电节能发电调度计划),同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间。
区域调根据国调制定的当前时间级跨区域电能交换计划、区域直接调度电厂的能耗,在考虑上一时间级区域内节能发电调度计划及跨省电能交换计划、同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间的基础上,进行区域优化决策,形成当前时间级区域内节能发电调度计划及跨省电能交换计划(跨省购售电节能发电调度计划)。
省调根据区域调制定的当前时间级跨省电能交换计划,在考虑上一时间级机组节能发电调度计划、同时为下一时间级优化调度预留一定的调度控制空间的基础上,相应调整(修正)机组节能发电调度计划预安排,形成当前时间级的机组节能发电调度计划。
上述采用“自下而上预决策及申报、自上而下决策、整体优化(全国优化),多级多类优化协调、逐级逐类细化”的协调机制,考虑了3级节能发电调度在当前时间级之间的相互协调,以及当前时间级的3级节能发电调度与上一时间级、下一时间级的相互优化协调。上述协调模型,有利于打破省间、区域间壁垒,能够实现资源在全国范围内的优化配置。在空间尺度及时间尺度上的节能发电调度协调,如图2所示。
3.2 在空间尺度上的协调模型Ⅱ
3.2.1 协调模型Ⅱ的主要思路
协调模型Ⅱ要求,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,省内按照能耗排序、区域内按照各省边际供电综合能耗(即考虑电煤运输费、电煤运输损耗、网损等因素后的供电煤耗)优化、区域间按照各省边际供电综合能耗协调。也就是对各省边际供电综合能耗进行优化协调,直至各省的边际供电综合能耗趋同,或跨省跨区输电联络线达到输送容量的极限,形成跨省跨区联络线电能交换计划。各省电力调度交易机构,根据跨省跨区联络线电能交换计划以及省内电力需求,按照《办法》要求,确定机组节能发电调度计划。
协调模型Ⅱ的协调调度方法与协调模型Ⅰ的不同之处在于区域内按照各省边际供电综合能耗优化、区域间按照各区域(各省)边际供电综合能耗协调,其他相同。
3.2.2 考虑输电线损、能耗、电煤运输费及运输损耗(边际供电综合能耗)的跨省跨区输电边界条件
为简化分析,仅考虑省内机组向外送电的跨省跨区输电线损。
假设有i、j 2省,i省的平均供电煤耗率为fi,j省的平均供电煤耗率为fj,i、j 2省之间的输电线损率为Kij。机组电煤运输费及运输损耗折合成电煤。在i省,每发1度电,其平均供电煤耗率相对fi增加Fi,即每发1度电,i省考虑电煤运输费及运输损耗的平均供电煤耗为Ai=fi+Fi。在j省,每发1度电,其平均供电煤耗率相对fj增加Fj,即每发1度电,j省考虑电煤运输费,以及运输损耗的平均供电煤耗为Aj=fj+Fj。
假设fi>fj,且Fi>Fj(i省距离煤炭基地较远,j省距离煤炭基地较近),那么,Ai>Aj。在我国,跨省跨区输电,一般情况下,即使fi<fj,但Fi垌Fj,也可能Ai>Aj,否则,会出现煤电倒流。从降低能耗的角度,可能由j省机组替代i省机组发电(j省向i省送电)。假设j省向i省送电电量为Wi,考虑跨省跨区输电网损电量,j省的实际外送电量应为Wj=Wi/(1-Kij)。
如果不进行跨省跨区替代发电(j省向i省送电),即由i省自己的机组发电,则电量Wi的综合煤耗量为Bi=Ai×Wi;如果进行跨省跨区替代发电,即由j省向i省送电,考虑到跨省区输电损耗因素,j省电量Wj的综合煤耗量应为Bj=Aj×Wj=Aj×Wi/(1-Kij)。因此,跨省跨区替代发电(j省向i省送电)实现全系统供电煤耗降低的必要条件是Bj<Bi,即Aj/(1-Kij)<Ai,整理可得Kij<(fi+Fi-fj-Fj)/(fi+Fi)。Kij<(fi+Fi-fjFj)/(fi+Fi)是开展跨省跨区j省向i省送电的边界条件。
考虑输电线损、能耗、电煤运输费及运输损耗的跨省跨区输电,一般不会出现电能流向与一次能源流向相反的情况(煤电倒流)。
3.3 在空间尺度上的协调模型Ⅲ
协调模型Ⅲ要求,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,利用市场机制,考虑综合能耗折算、省内电力电量平衡情况,优先安排(确定)跨省跨区交换电量(在省内高效节能环保机组自愿的前提下,省级电力公司以委托代理的方式组织高效节能环保机组,参与国家或区域调度交易);然后根据跨省跨区交换电量和省内电力需求,按照发电排序表,安排机组节能发电调度电量。
即:跨省跨区建立基于能耗、排放标准的市场准入机制,根据跨省跨区的市场需求,按照双边/多边协商或集中撮合或挂牌进行跨省跨区交易,省内按照发电排序表发电。在节能调度中,应保证跨省跨区电量优先落实的原则。
协调模型Ⅲ的协调调度方法,与文献[1]中的协调调度方法类似。
3.4 在空间尺度上的协调模型Ⅳ
协调模型Ⅳ要求,在保证电网安全稳定运行及连续可靠供电的前提下,首先以月度机组基本利用小时(基本电量、发电利用小时低限标准、低限标准电量)为基础,根据预计的机组省内节能发电调度电量,在省内开展月度发电权交易,促使电量向高效节能环保机组转移;然后根据各省的剩余发电能力及电力需求(电力电量平衡情况),开展高效节能环保机组参加的月度跨省跨区交易;在日前调度及实时调度中,按照协调模型Ⅱ开展节能调度,在满足跨省跨区输电容量约束的前提下,实现各省电力电量供需平衡和跨省跨区边际供电综合能耗(或跨省跨区边际价格)趋同。对在日前节能调度及实时节能调度中的差异电量,根据差异电量的来源确定其结算价格。协调模型Ⅳ的协调调度方法如下:
a.政府有关部门结合当地实际情况,安排所有并网机组的月度基本电量(发电利用小时低限标准、低限标准电量)[3,4];
b.每月下旬,根据省内月度电力需求,确定下一月度预计的机组省内节能发电调度电量;
c.按照省内节能发电调度电量与月度基本电量的偏差,少发电机组[3,4](也称作发电权出让机组)与多发电机组[3,4](也称作发电权受让机组)之间,开展省内次月发电权交易;
d.根据各省的剩余发电能力及电力需求,开展次月的跨省跨区电能交易,形成跨省跨区联络线月度电能交换计划;
e.根据省内电力需求、跨省跨区联络线月度电能交换计划等,预计下一月度的机组节能发电调度电量;
f.在日前调度及实时调度中,按照协调模型Ⅱ执行,开展节能调度。
跨省跨区交易采用基于能耗、污染物排放的市场准入机制。按照自愿的原则,利用在省内发电权交易中,发电权受让机组申报的报价(或跨省跨区外送电交易单独报价),参与跨省跨区售电。购电方为各省电力公司,购电省的外购电量分为2部分:一是该省缺电,省电力公司向省外购电,二是根据本省的节能减排的总体目标,省电力公司代表还有发电量指标[5](补偿电量)的高能耗小火电机组,向省外出售发电权,进行跨省跨区发电权交易,实现节能减排。跨省跨区交易结果经过安全校核后,形成跨省跨区联络线月度电能交换计划。
协调模型Ⅳ的详细运作机制、经济补偿机制及结算模式,见文献[4]中的模式10。
3.5 协调模型Ⅰ~Ⅳ的比较分析
协调模型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ按照“自下而上预决策及申报、自上而下决策”的原则,首先形成跨省跨区联络线电能交换计划(协调模型Ⅰ根据各省边际供电能耗进行协调确定,协调模型Ⅱ根据各省边际供电综合能耗进行协调确定,协调模型Ⅲ按照跨省跨区的电力需求、利用市场机制确定),确保跨省跨区电量优先落实,然后再确定机组节能发电调度电量。协调模型Ⅳ首先根据省内电力需求,确定机组在省内的节能发电调度电量,然后根据各省的剩余发电能力及电力需求,确定跨省跨区联络线电能交换计划;最后按照节能发电调度的发电序位表,组织日前和实时节能发电调度,促使发电量由高能耗机组向低能耗机组的转移(按照边际供电综合能耗进行发电权强行转移)。协调模型Ⅳ可以进行跨省跨区的高耗能小火电机组与高效节能环保机组的发电权交易,进一步实现节能减排。
协调模型Ⅰ仅要求根据能耗排序确定发电量,没有考虑跨省跨区电煤运输费用及不同省份发电成本的差异,按照协调模型Ⅰ,部分负荷集中地区的发电机组煤耗低于煤炭基地的发电机组煤耗,导致电能流向与一次能源流向相反的情况(煤电倒流)出现,从而降低电力资源优化配置的水平;协调模型Ⅰ也不能以价格信号合理地引导电源的投资。协调模型Ⅱ、Ⅲ则可以规避上述问题,协调模型Ⅱ、Ⅲ能够体现跨省跨区经营管理成本、煤炭的运输费用等各种重要因素。
协调模型Ⅲ不仅适合试点期间的节能发电调度(区域内仅部分省份实行节能发电调度),而且也适合全国所有省份实施节能发电调度(或区域内所有省份实行节能发电调度)。协调模型Ⅰ、Ⅱ、Ⅳ仅适合全国所有省份实施节能发电调度(或区域内所有省份实行节能发电调度)。
4 节能发电调度在电力生产环节的协调
在发电环节,改变传统的发电调度方式,改变各类机组平均分配发电利用小时数的传统调度模式,以电网安全稳定运行及连续可靠供电为约束,以节能、环保、经济、公平为目标,以电力系统内发、输、供电设备为调度对象,根据年度、季度、月度、日前机组发电组合基础方案,按照发电排序表(见《办法》),优先调度可再生和清洁发电资源以及高效节能环保机组发电,限制能耗高、污染大的机组发电,促进电力系统高效、清洁运行。同时,优化火电厂生产过程,尽可能进行节能减排。也可考虑在火电厂推行合同能源管理机制,进行电厂节能减排。
在输配电环节,合理安排、调整电网运行方式,尽量降低输配电损耗。
在电力零售及用户环节,加强需求侧管理,以市场信号科学引导用户合理用电,为节能发电调度的实施创造更大的操作空间,进一步提高节能减排的成效。节能发电调度不能局限于电力工业的内部,应逐步通过市场价格唤起全社会的节能意识。在重视降低单位发电能耗指标的同时,还应逐步通过市场价格抑制低效电力需求,以价格机制实现电力需求侧管理,实现发电、输配电和用电全过程的节能减排。
5 节能发电调度跨省跨区协调模型与经济补偿机制的协调
实施节能发电调度,需要建立一套行之有效的节能发电调度经济利益补偿机制以及结算模式,否则将影响节能发电调度的顺利实施;不同的跨省跨区协调模型,对应不同的经济补偿机制及结算模式。适合协调模型Ⅰ、Ⅱ的经济补偿机制,见文献[4]中的模式9;适合协调模型Ⅲ的经济补偿机制,见文献[3-4]中的模式1~8;适合协调模型Ⅳ的经济补偿机制,见文献[4]中的模式10。
6 节能发电调度跨省跨区协调模型与区域经济发展的协调
我国目前实行的是中央和省2级财政,客观上形成的政治经济关系是以省为基础,国民经济发展计划和规划也是以省为基础制订的,国家的大政方针、宏观调控政策(包括电价机制)通过省级政府实施。各区域各省的经济发展水平、能源结构、电力需求水平、电价体系有较大差别。实施节能发电调度后,不同的跨省跨区协调模型,可能会对各省的利益及经济发展产生影响。因此,节能发电调度的跨省跨区协调模型,应考虑现行的财政体制和经济发展格局,应与各区域及区域内各省经济发展相协调,在资源优化配置时,应全面贯彻区域经济协调发展的科学发展观,解决资源配置的公平性问题,支持各省经济的发展。
实现基本公共服务均等化、引导生产要素跨区跨省合理流动,是逐步缩小各区域及区域内各省发展差距、促进各区域各省经济协调发展的重要途径。因此,在国家还没有真正实现“基本公共服务均等化和生产要素合理流动”的缩小区域发展差距、促进各区域各省协调发展之前,节能发电调度的跨省跨区协调模型,要考虑跨省跨区资源优化配置与公平配置的有效协调,实现节能减排的帕累托改进。
7 结语
本文及文献[1-4]建立了节能发电调度协调理论,从空间尺度、时间尺度、电力生产环节、经济补偿机制、区域经济协调发展、控制对象、电网安全稳定控制策略、优化目标、“三公”调度等9个方面,研究了节能发电调度面临的多种复杂的协调要求,提出了节能发电调度的协调调度模型及协调调度机制,确保节能发电调度的调度流畅性,最大限度地实现电力节能减排目标。
由于《办法》取消了发电企业的年度、月度发电计划,仅根据次日的供需情况、电网约束及机组的发电排序来确定发电企业次日的电力生产(次日机组节能发电调度计划),可能给发电企业的日常生产、经营工作等带来不确定性,这里提出的节能发电调度协调模型,使发电企业在安排生产计划、经营指标时,便于有序地组织生产。
摘要：建立了节能发电调度协调理论的整体架构,重点研究了节能发电调度在空间尺度、时间尺度、电力生产环节、经济补偿机制、区域经济协调发展等方面的协调机制及协调模型。在空间尺度与时间尺度上,提出了“自下而上预决策及申报、自上而下决策、多级优化协调、逐级细化”的国家、区域、省3级节能发电调度的协调调度机制、协调调度模型及算法,该模型不仅考虑了3级节能发电调度在当前时间级的以电力系统安全稳定运行和连续可靠供电为约束、以节能减排为优化目标的协调,也考虑了当前时间级的3级节能发电调度与上一时间级、下一时间级之间的相互优化协调,确保节能发电调度的调度流畅性,最大限度地实现电力节能减排目标。
基于节能发电调度优化模型的探究 篇4
关键词：电力市场,节能,调度模式
0 引言
我国过去实行考虑机组容量的均衡发电调度模式在一定时期内调动了投资电源项目建设的积极性, 促进了电力工业的快速发展, 但同时也导致了高效环保的大火电机组、水电及核电等清洁能源机组的发电能力无法充分发挥, 高污染、高能耗的小火电机组却能多发电的情况, 造成了能源资源浪费和环境污染。为加快建设资源节约型, 环境友好型的社会, 节能发电调度的开展势在必行。
本文根据节能发电调度原则, 针对电网火电机组提出既考虑电网购电成本和机组发电煤耗消耗量最小的双目标模糊优化短期交易计划制定策略, 建立多目标模糊优化模型。
1 节能发电调度对传统调度模式的影响
能发电调度方式优先调度可再生能源、高效环保发电机组, 同时兼顾经济社会效益目标的最大化, 以此来推动电力工业健康发展, 正迎合了当前社会经济节能降耗和电力市场化改革目的的要求。落实节能减排工作任务, 对于减少能源消耗、建设资源节约型社会和环境友好型社会、推动国民经济可持续发展具有重要意义。
1.1 节能发电调度模式的分析
节能发电调度适用于所有并网运行的发电机组, 上网电价暂按国家现行管理办法执行。在调度优先级上, 各类发电机组按以下顺序确定序位:
1) 无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组;
2) 有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组;
3) 核能发电机组;
4) 按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组, 余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组;
5) 天然气、煤气化发电机组;
6) 其他燃煤发电机组, 包括未带热负荷的热电联产机组;
7) 燃油发电机组。
1.2 节能发电调度对传统调度模式的影响
电力行业落实节能减排有三大主要任务:改进发电调度方式、关停小火电机组和加大脱硫力度。其中, 改进发电调度方式又是电力行业节能减排的主要环节。改进调度方式, 不仅仅是技术上的电量平移, 它将对投资政策、电价政策和企业生产经营稳定产生深刻影响, 需要通过综合措施才能解决。
对于电力市场中的发电主体, 火电机组在集中竞价的电力现货市场中, 按机组报价进行发电排序, 这一过程既给出了调度依据, 又给出了系统边际电价, 实现了市场的价格发现功能。节能调度是按煤耗排序, 暂时仍按批复电价作为上网电价。在这种情况下, 为保证各发电企业公平竞争及实时经济调度, 其调度原则、方案应模型化。
2 节能发电调度优化模型
与常规经济调度一样, 节能调度也应包括两个过程:一是机组的组合排序过程。二是机组发电容量的实时调度过程。
带模糊约束的模糊多目标决策模型可以表示为:
其中x为n维决策列向量, min表示“尽可能使目标函数小”。由于fi之间往往是相互制约甚至相互矛盾的, 因此不一定能找到一个解x, 使fi都可以达到最优, 这正是多目标规划所反映的实际问题中的多目标决策的困难性与复杂性, 所以人们提出关于最优解范畴的多种概念。
2.1 模糊多目标规划方法
对目标函数F (x) =[f1 (x) f2 (x) …fm (x) ]T在约束条件下的模糊极小值求取方法步骤如下:
1) 求出每一目标分量fi (x) 的模糊子集, 每个目标对应的隶属度函数为μ (fi (x) ) , i=1, 2…;
2) 用最大隶属度原则求x*, 使x*在满足约束条件还满足:μ0 (x*) =max[μ (f1 (x) ) ^μ (f2 (x) ) ^…^μ (fn (x) ) ], x∈Ω
3) 这样对于多目标最小化问题, 引入模糊隶属度变量μ后, 可化为单目标优化问题。
2.2 双目标节能发电调度模型
PGi (t) 为机组i在时间段t的出力。νi为机组i的能耗参数, 即机组每兆瓦出力消耗煤耗所产生的费用。
2.3 目标函数的模糊化
求解该模型采用模糊数学中最大隶属度原则。为确定等价模型, 先确定各单目标函数的隶属函数。选择半直线形函数为它们的隶属函数, 目标隶属函数用式 (6) 表示。
2.4 双目标模糊优化节能发电调度模型
将模型M1转化为满足两个目标及所有约束条件的隶属度即满意度的最大化问题, 通过式 (6) 将模型M1转化为双目标模糊优化模型M2:
本文设弹性系数βi为0.1, 则δ0i即为0.1c0i。
由于假定机组在交易周期采用一次报价曲线, 则购电成本目标函数为二次型, 即式 (3) 等价为:
因此模型M2约束条件中的第一个不等式约束为二次不等式, 为此采用逐步线性化方法求解。
因此, 该不等式约束等价为:
模型M2成为线性规划问题如下:
用单纯形法求解该模型, 求出最大满意度及最优负荷分配结果。
3 结论
考虑电网安全约束的节能发电调度 篇5
经济调度(Economic Dispatch,ED)是电力系统运行中一类典型的优化问题,其目的是在满足负荷需求和各项运行约束条件的基础上,合理分配各台机组负荷使得系统发电成本最低。ED对于提高系统运行的经济性和可靠性都具有重要意义[1]。近年来,全球能源危机和环境问题愈演愈烈,仅考虑经济效益的传统ED不符合资源节约型和环境友好型的社会发展战略。为此,我国专门制定了《节能发电调度办法(试行)》,旨在保证电网安全稳定运行的前提下,实现电力工业的节能减排[2]。
目前,已有大量文献针对节能发电调度问题进行了探索和实践。文献[3]建立了以发电能耗最少为目标函数的发电调度优化模型,并将其应用于四川电网发电实时调度;文献[4]提出了综合考虑煤耗和有功网损的ED模型;文献[5]建立了市场环境下兼顾购电费用和煤耗的发电调度模型。然而,上述3类模型均忽视了燃煤火电机组在发电过程中产生的污染气体对环境造成的负面影响。事实上,减少污染气体排放也是节能发电调度的一项重要内容。文献[6]将污染物排放量限制直接加入到ED模型的约束条件中,该方法存在由于排污指标选择不当而导致模型无可行解的缺点。文献[7,8,9]将燃煤机组的发电成本最小和污染气体排放量最小同时作为目标函数,构建了电力系统环境经济调度模型,但只考虑了发电侧的负荷最优分配,忽略了系统安全约束,所得调度方案不能保证电网运行在安全区域。
本文构建的节能发电调度模型以同时减少系统发电成本、有功网损和污染气体排放量为优化目标,并计及了支路潮流、系统备用等安全约束条件。针对模型呈现出多目标、多约束、非线性的特点,联合采用多目标优化和多属性决策技术对其进行求解。最后,以IEEE 30节点系统为例来验证所提发电调度方法的合理性和有效性。
1 节能发电调度模型
1.1 目标函数
(1)发电成本
对于燃煤火电机组,通过减少发电成本可达到节约一次能源的目的。燃煤机组的耗量特性一般可采用二次函数来表示,则系统发电成本F为:
式中:NG为系统内机组数;ai、bi、ci为机组i的发电成本系数;Pi为机组i的有功出力。
(2)有功网损
对于电力系统,通过降低网络损耗可达到节约二次能源的目的。有功网损Ploss可表示为:
式中:NL为支路数;Gk为支路k的电导;Vi和Vj分别为节点i和j的电压幅值;θij为节点i和j间的电压相角差。
(3)污染气体排放量
燃煤机组排放的污染气体主要有硫氧化物、氮氧化物等,各气体排放量都可与机组有功出力建立函数关系。不失一般性,本文采用了污染气体综合排放模型:
式中:E为污染气体总排放量;αi、βi、γi、ζi、λi为机组i的污染气体排放量系数。
1.2 约束条件
(1)功率平衡约束
计及系统网损的功率平衡约束为:
式中:PD为系统负荷需求。本文通过交流潮流计算来获取网损,因此功率平衡约束可采用非线性潮流方程来代替.即.
式中:PGi、QCi分别为节点i的机组有功出力和无功出力;PDi、QDi分别为节点i的有功负荷和无功负荷;Bij为支路i-j的电纳。
(2)机组出力约束
式中:Pimax、Pimin分别为机组i的有功出力上限和下限。
(3)机组爬坡约束
式中:P0i为机组i在前一调度时段的出力;URi、DRi分别为机组i功率上升量和下降量的限值。若计及机组爬坡约束,需将式(6)修正为:
(4)支路潮流约束
式中:SLi、Slimax分别为支路i传输的功率及上限。
(5)备用约束
式中:SR为系统的备用需求,可取为系统当前调度时段总负荷的10%。
1.3 数学模型
综上所述,节能发电调度的数学模型可表示为:
式中:P为各机组(不含平衡机)有功出力构成的控制向量,P=[P2,P3,…,PNc]T,平衡机的有功出力P1通过潮流计算获取;h、g分别为等式约束和不等式约束。
2 模型求解
2.1 总体思路
节能发电调度是一类典型的多目标优化问题,各目标之间是相互冲突的,1个目标的改善有可能引起另1个目标性能的降低。与单目标ED问题的本质区别在于,多目标发电调度问题的最优解不是唯一的,即不存在使发电成本、有功网损、污染气体排放量同时达到最小的解,而是存在1个非劣解的集合,称为Pareto最优集。因此,求解模型(11)的目的是找到其Pareto最优集,并根据Pareto前沿的分布情况进行决策,为运行人员提供最优调度方案。鉴于此,本文联合应用多目标优化和多属性决策技术对模型进行求解。
2.2 多目标优化
多目标进化算法(Multi-objective Evolutionary Algorithms,MOEAs)的兴起为多目标优化问题的求解提供了1种新思路。这类方法的优点是无需事先给出目标函数之间的优先关系,运行人员只需从Pareto最优集中选择出满足要求的折中方案。目前,以遗传算法、粒子群算法为框架的MOEAs已经被用来求解多目标发电调度问题。多目标差分进化[10]是一种较新的MOEAs,具有收敛速度快、所得Pareto最优解分布均匀等优点。与大多数进化算法一样,多目标差分进化存在控制参数难以选择的缺点。为避免繁重的参数试探工作,文献[11]引入自适应调整控制参数策略,提出了一种自适应多目标差分进化算法(Self-adaptive Multi-objective Differential Evolution,SaMODE)。本文利用SaMODE来获取模型式(11)的Pareto最优集,算法流程见文献[11],在此不详述。
2.3 多属性决策
基于信息熵的多属性决策方法[12]具有概念清晰、计算简单等特点,在电力系统相关研究中获得了大量应用。应用熵权决策法从Pareto最优集中提取出最优调度方案的步骤如下:
(1)建立规范化决策矩阵。设包含有关n个方案m个属性的决策矩阵为A=(aij)n×n,规范化决策矩阵为R={rij}n×m,由于发电成本、有功网损、污染气体排放量均为成本型属性,则:
(2)建立列归一化矩阵
其中,
(3)计算第j个属性输出的信息熵
当时,规定。
(4)计算属性权重向量w=(w1,…,wm),
其中,
(5)计算各非劣解的综合属性值
(6)依据zi(w)的大小对非劣解进行排序,综合属性值最大的解即为最优调度方案。
3 算例分析
IEEE 30节点系统共有6台发电机组,有功负荷为283.4 MW,不计机组爬坡约束,系统单线图见文献[13],机组参数如表1所示。
在多目标优化阶段,SaMODE的种群规模设为30,最大迭代次数取500,求得Pareto'前沿如图1所示,Pareto最优集中分别代表发电成本最小、有功网损最小、污染气体排放量最小的极端解见表2。
由图1、表2可得:
(1)采用SaMODE求出的Pareto最优解在目标空间上分布较均匀,可为各目标函数之间的权衡提供丰富的信息。
(2)若运行人员以降低能耗为目标,当选择发电成本最小或有功网损最小的调度方案时,对环保不利;若运行人员选择污染气体排放量最小的调度方案时,则以增加能耗为代价。因此,需要权衡各方面的因素,充分利用Pareto最优解本身的信息,辅助运行人员作出决策。
在多属性决策阶段,利用Pareto最优解构成决策矩阵,采用熵权法求出属性权重向量为w=(0.0078,0.9109,0.0813),由式(16)计算出各非劣解的综合属性值并进行排序,从而得出最优调度方案,见表3。为验证本文模型的有效性,表3还给出了系统初始调度方案和不计及安全约束情况下的最优调度方案。
由表3可知:
(1)优化后的调度方案与初始调度方案相比,一次能耗、二次能耗和污染气体排放量均有了显著的降低。
(2)在不计及安全约束的情况下得出的最优调度方案出现了支路潮流越限,电网运行存在安全隐患;计及安全约束后得出的最优调度方案能满足支路潮流约束。由此表明了在发电调度模型中计及安全约束的必要性。
记系统初始负荷为PL,表4给出了负荷需求分别为1.05PL、1.1PL、1.15PL时的最优调度方案。可以看出,本文方法可应用于不同负荷需求下的发电调度优化,对负荷波动具有较好的适应性。
4 结论
本文建立了多目标优化发电调度模型,该模型以同时降低系统发电成本、有功网损和污染气体排放量为目标函数,并考虑了支路潮流、系统备用等安全约束。联合应用多目标优化和多属性决策技术对模型进行求解,利用自适应多目标差分进化算法来获取Pareto最优集后,采用熵权决策法辅助运行人员提取出最优调度方案。IEEE 30节点系统算例结果表明,所提方法能在降低能源消耗的同时,减少污染物排放,可为节能发电调度提供参考。
摘要：对传统电力系统经济调度模型进行修正。以发电成本、有功网损和污染气体排放量最小为目标,构建了节能减排环境下的多目标发电调度模型,模型中计及了支路潮流约束和系统备用约束。针对模型呈现出多目标、多约束、非线性的特点,结合多目标优化和多属性决策技术对其进行求解。利用自适应多目标差分进化算法求出Pareto最优集后,采用熵权决策法从中提取出最优调度方案。IEEE 30节点系统算例结果验证了所提发电调度方法的有效性。
准市场化的节能发电调度模式 篇6
2007年8月2日发布的《节能发电调度办法(试行)》要求:一方面改革现行发电调度方式,开展节能发电调度;另一方面做好与电力市场建设衔接,积极推进电价改革[1]。
节能发电调度以降低电力系统能耗为主要目标,改变了计划电量调度方式,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。从理论上讲,节能发电调度能够获得在输出等量电能下降低发电环节能耗和有害气体排放的效益,但由于各电厂燃料煤的来源不同、运输环节能耗不同、煤价有差异,按发电煤耗排序与按发电燃料成本排序不同,因此,节能发电调度改变了电力系统经济调度一贯的优化目标,即发电成本最低,偏离了电力系统经济调度的理论基础——短期边际成本理论。在没有其他配套政策支撑的情况下,节能发电调度是一种节能但不一定经济的调度方式,可以通过改革上网电价机制和引入市场手段加以改进。文献[2]制定了适合于单边竞价市场的两部制上网电价机制,指明了上网电价机制改革的方向;文献[3]通过设计各种能耗约束条件建立节能电力市场,并比较有、无能耗约束的电力市场、计划性节能发电调度3种模式下的购电成本和能耗费用;文献[4]分析了节能减排与电力市场结合的相关问题;文献[5]探讨了节能调度与市场化联合实施方案,重点研究了发电侧节能降耗的市场化方法。
中国目前的电力体制尚不具备开展完全竞争性电力市场的条件,宜采用公共规制弥补市场缺损和抑制市场过度,从而通过保证市场效率而保证社会福利[6]。因此,本文首先从经济学角度剖析节能发电调度效率,然后以边际成本定价理论为基础,并借鉴韩国日前成本型电力库思想,在单纯的计划性节能发电调度模式和竞争性电力市场模式之间,寻求一种既能有效实现节能目标又不损失电力用户社会福利,而且具有可操作性的准市场化的节能发电调度模式。这种调度模式设计的前提是上网电价实行两部制,其中机组的电量电价由政府定价部门按照其发电燃料成本核定。
1 节能发电调度模式的经济学分析
帕累托效率[7]是指经济资源和产量的配置使得社会福利达到最大化的一种状态,也称为帕累托最优。帕累托效率是唯一的,按边际成本定价可达到帕累托效率,而完全竞争电力市场由于趋于按边际成本定价,因而可以达到或接近帕累托效率。
由于各电厂所用燃料煤的来源不同,价格也不同,按发电能耗排序与燃料成本排序必然不同,致使目前的节能发电调度不符合边际成本理论。国内现行的上网电价机制是基于同省(自治区、直辖市)同类机组的社会平均成本和相同发电利用小时数定价,采用单一制形式。如果采取两部制上网电价,在一个省内,各电厂购煤价格视为相同时,按发电能耗调度与按电量电价调度二者结果趋于一致,使得节能目标与经济目标具有一定的一致性;实际上,即使在一个省内,各电厂购煤价格也不尽相同,如果采用两部制上网电价,而且其中电量电价核定能够考虑到各电厂煤价的差异,按电量电价调度比按发电能耗调度更接近帕累托效率。总之,如果实行两部制上网电价,就可以按电量电价排序进行发电调度,这样既可以实现节能发电调度的目的,又使得改进的节能发电调度理论上符合电力系统经济调度的科学原则——短期边际成本理论。
如果实行按燃料成本排序调度,同时也按以燃料成本核定的电量电价结算,发电企业降低燃料成本就只能获得竞争发电量的优势,而不能因此获得更高的利润率;再考虑到低能耗机组的固定成本通常较高,电力市场中的生产者(发电企业)剩余不足,长期如此,就会使得发电企业缺乏降低燃料成本的动力。
鉴于上述原因,本文提出按政府定价部门核定的电量电价调度,同时按系统分类边际电价作为市场结算价格的准市场化节能发电调度模式。
2 准市场化的节能发电调度模式设计
2.1 韩国电力市场启示[8]
目前,韩国只运行一个日前成本型电力库,韩国电力集团公司作为市场单一买方。韩国成本评估委员每年确定每一台机组的容量成本,每月确定每一台机组的变动成本。日前市场分为基荷市场和非基荷市场,按机组变动成本相当的原则归入不同类市场。机组只报日前的可用容量,电力调度交易中心按机组核定的变动成本由低到高排序确定机组的次日交易计划,分别形成2类市场的边际价格。
该运行机制最主要的特点是获得了节能效益,因为按机组核定的变动成本排序形成日前交易计划,实际上建立了与节能发电调度基本相适应的排序机制,取得与节能发电调度基本一致的优化目标。可见,韩国日前成本型电力库兼容了市场和计划手段,最大限度实现节能和购电成本最优的双重目标,获得了较高的电力市场运行效率,并且可操作性较强。因此,韩国电力市场运行机制可以为中国市场化节能发电调度模式提供借鉴。
2.2 准市场化模式设计
2.2.1 市场模式
引入部分市场机制,采用单一购买模式,兼容计划和市场手段实现节能、经济目标。建立不同类型的市场,机组归入不同类型市场出清。机组只投标日前的可用容量,并按政府定价部门核定的电量电价由低到高排序,形成与节能发电调度基本相适应的调度排序机制。每类市场被调用的最后一台机组的电量电价形成每类市场的系统边际电价。
该模式设计基于3个方面考虑:一是以经济学的边际成本定价理论为基础,以政府核定两部制上网电价为前提;二是按机组成本排序能在更大范围内实现节能发电调度,例如,只按煤耗排序不能体现煤运输中存在的运输损耗,而成本中隐含了运输煤耗;三是与分段竞价思想[9]类似,该模式考虑了不同类型机组变动成本的差异,提出分类市场的设计思路,将电量电价相当的机组归入同一类市场。
准市场化节能发电调度模式的数学模型为:
式中:i为机组号,i=1,2,…,I;t为时段号,t=1,2,…,T,T为时段数;Ui,t为机组i在时段t的运行状态,Ui,t=1表示运行,Ui,t=0表示停机;ci为机组i的电量电价;Pi,t为机组i在时段t的有功出力;Si为机组i的启动成本。
约束条件为机组的有功平衡约束、有功功率限值约束、旋转备用约束、升降功率约束、启停时间约束。针对模型(1),本文采用拉格朗日结合动态规划算法求解。首先,根据对偶原理实现解耦;其次,通过单机动态规划方法处理时段间的耦合约束;最后通过构造的拉格朗日乘子进行不断的迭代寻优,从而实现对问题的整体协调优化。
2.2.2 交易主体
准市场的交易主体可以扩展到可再生能源、燃煤、燃气、燃油等不同类型机组。
2.2.3 分类市场设计
首先,根据机组变动成本相当原则,初步建立尖峰荷、峰荷和非峰荷3类市场:非峰荷市场包括新能源机组、核电、无调节性能的径流式水电、日或季调节水电[10]、大容量燃煤火电机组等;峰荷市场包括年、多年调节水电,中小容量燃煤火电机组等;尖峰荷市场包括燃机(燃气和燃油)、抽水蓄能等。需要强调的是,这里的市场分类并不是按负荷特性区分,既不确定时段也不确定电量份额,而是将机组按照其电量电价划定市场范围,目的是规避由于市场力行为使低燃料成本机组获取暴利的风险。
然后,再根据每类市场中机组的电量电价差异进一步细分,调整的目标是使得每类市场的平均电量电价保持一定的梯度。
2.2.4 价格机制
采取两部制上网电价机制。市场初期,可以按同类型、同容量机组核定相同的电量电价。机组的电量电价与电煤价格联动,机组按所在的分类市场的边际价格结算电量电费。由于机组按分类市场的边际价格结算已可以回收部分容量成本,并且同一类市场中容量的市场价值相同,故各分类市场核定相同的容量电价。
2.3 准市场化模式的利弊分析
准市场化模式的优势在于:①不同类型机组均可进入市场,扩大了市场交易主体;②既符合节能发电调度的思想,又提高了市场效率,使计划性节能发电调度向市场化迈进了一大步;③与完全竞争市场相比,发电调度计划可预计性强,系统潮流的不确定性小,而且还可以规避由于市场力行为使低燃料成本机组获取暴利的风险,有效稳定市场价格,同时还能够体现电能在不同时段的经济价值。
存在的最大不足是仍然需要政府核定容量电价和电量电价,而且煤电联动要及时。
3 算例
以国内某区域电力系统的实际数据为算例验证本文提出的准市场化节能发电调度模式的正确性和有效性。该系统中电源结构为:火电比重为70.18%,水电28.24%,燃气和风电比重仅为1.57%。其中火电机组各容量等级比重见表1。
3.1 机组电量电价测算
由于目前国内现行的上网电价是单一制,本算例首先需要按火电机组容量分档测算电量电价。根据该系统电源结构分布的特点,将火电机组容量分为600 MW,300 MW,200 MW,135 MW及以下4档。然后,以各档容量等级对应的标准供电煤耗和该系统4个地区不同热值对应的平均煤价水平作为电量电价的测算依据,得到A,B,C,D四省火电机组的电量电价估值如表2所示。
3.2 准市场分类
根据该系统电源结构的特点和表2电量电价测算结果,考虑各类型机组电量电价差异,将风电、径流式水电、日或季调节水电、单机容量200 MW及以上的火电机组归入非峰荷市场;将年、多年调节的水电,单机容量135 MW及以下的火电机组归入峰荷市场;而将燃气机组单独归入尖峰荷市场。
3.3 准市场化的节能发电调度模式模拟
本文选取该系统1月份典型日负荷曲线进行日前发电计划模拟分析,如图1所示。机组报日前可用发电容量,调度交易中心按每台机组所在分类市场和各自电量电价由低到高排序形成交易计划。
水电机组变动成本很低,必然能够优先调度;其次,由于该系统水电的特殊性,水电承担着防洪、灌溉等其他任务,已超越了模型(1)所描述的优化问题;同时,根据不弃水原则,需要确保水电全部调度,因此,本算例模型求解暂不考虑水电优化问题,优化变量仅为火电机组。为简化计算,目标函数暂不考虑启停成本,约束条件暂不考虑旋转备用、爬坡速度及电网安全约束。
3.4 优化结果分析
日前24时段机组组合的优化结果见附录A。结果表明,在非峰荷市场中,除在时段1～7和时段23～24内少部分机组没有中标外,其他时段内机组全部中标;峰荷市场仅在系统高峰时段8～22内,部分机组为系统调峰而启动;而尖峰荷市场的燃气机组在全时段内均没有发电机会。
1)实现降低煤耗目标
按本文提出的成本调度方式和按节能发电调度排序方式,二者在降低系统总发电煤耗的目标上基本一致。系统优化结果显示,由于电量电价较高的原因,容量300 MW的10号机组仅在时段1～6和时段24被部分电量电价较低(因煤价较低)的200 MW机组替代发电。因此,本文设计的调度模式在降低系统煤耗的努力上已经相当接近节能发电调度模式,实现了与计划性的节能发电调度衔接。
2)有效平稳市场价格
优化结果显示,全时段系统边际电价在非峰荷市场趋于稳定,而在峰荷市场变化显著,如图2所示。非峰荷市场在时段1～7和23～24电价较低,而在高峰时段8～22内系统边际电价略有升高,最高边际电价仅为117.8元/(MW·h),体现了非峰荷市场价格稳定,峰荷市场需求变化使得该市场价格变化起伏,最高电价达到136.7元/(MW·h)。整
个市场的系统加权平均电价接近于非峰荷市场价格,从而有效平稳了整个市场的价格。
3)形成稳定发电计划
非峰荷市场内存在近50台大容量机组在全时段内不停机运行,这不但可以保证发电企业生产的连续性,并且减少了系统潮流的不确定性,有利于该系统的安全稳定运行。
3.5 与节能发电调度和竞争性电力市场对比分析
为了对比分析,以下各调度模式的电量电价结算,均以两部制上网电价为前提;节能发电调度按机组核定的电量电价结算,竞争性电力市场按系统边际电价结算,准市场模式按分类市场边际价格结算。3种模式在每个时段的电量购电费用如图3所示。
如图3所示,本文设计的准市场模式购电费用界于节能发电调度与竞争性电力市场之间。相比于节能发电调度模式,准市场模式在增加生产者剩余、激励发电企业降低成本等方面都优于节能发电调度模式,同时也使低燃料成本机组的高投资成本得以回收;二者全时段的电量电费相差近891.71万元。而相比于竞争性电力市场,准市场模式能够抑制发电企业获得超额利润,虽然算例中二者差值仅为194.193 8万元,但如果继续增加高峰负荷,差值将更明显。可见,准市场模式在弥补生产者剩余、抑制超额利润等方面更具优越性。
4 结语
本文从中国节能发电调度与竞争性电力市场的衔接问题出发,结合国内电力体制,提出了准市场化的节能发电调度模式。该模式基于两部制上网电价,兼顾节能、经济目标,具有理论基础和实际可操作性。算例分析表明,准市场化模式具有日前发电计划和系统潮流不确定性较小,市场价格相对平稳,能够实现电力系统降低能耗等优越性;为中国实现节能、经济等多目标的优化发电调度模式提供了科学依据和参考方案。但是,该模式实施的前提是要改进现行的上网电价机制,如何核定各类机组的容量电价和电量电价水平,有待进一步的深入研究。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：计划性节能发电调度以降低电力系统能耗为主要目标,但由于没有考虑电煤运输过程的能耗等因素,不能达到经济学意义上的帕累托效率。文中以短期边际成本定价理论为基础,借鉴韩国日前成本型电力库思想,设计了一种准市场化的节能发电调度模式。该模式基于两部制上网电价机制,以政府核定的机组电量电价排序确定日前交易计划,形成符合节能发电调度思想的调度排序机制;通过设计分类市场,在体现电能不同时段的价值的同时,还有助于促进市场价格稳定。实际算例分析验证了所提出的准市场化节能发电调度模式的优越性。
关键词：节能发电调度,准市场化,短期边际成本,分类市场
参考文献
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发电调度 篇7
在近年某省发电装机容量持续大幅增长的情况下, 省内发电市场却呈现稳中趋缓的发展态势, 导致省内机组利用小时连续下滑, 如表1、表2所示。
单位:万千瓦, 亿千瓦时, 小时
注:利用小时以核定容量计算。
恰在此时, 随着国家节能减排工作的不断深入, 国家有关部委对发电集团内部优化上网电量机制适时出台了相关意见, 发电集团内部优化调度的外部条件已经具备。如何利用政策, 通过顶层设计, 有序推进, 提高发电集团发电内部统筹能力, 实现系统上网电量的结构最优化、效益最大化, 应该引起足够重视, 也显得尤为迫切和必要。
2 开展系统运行方式优化的外部条件
2.1 国家及行业政策依据
(1) 国家电监会:《关于完善厂网合同电量形成机制有关问题的通知》 (办市场 (2011) 47号) 。
(2) 省能源局:《吉林省发电权交易暂行办法》 (吉能电力[2012]124号) 。
(3) 国务院:《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》 (国办发[2012]57号) 。
2.2 成功经验
2.2.1 系统范例:大唐甘肃公司2012年6月份将甘谷电厂2台30万千瓦机组上网电量调剂给景泰电厂2台60万千瓦机组, 通过负荷率、厂用电率、煤耗等多项指标变化, 甘肃公司共计节约资金314万元。
2.2.2 大唐河南首阳山发电公司截至12年10月底, 将该厂22万机组的5.75亿电量转移至该厂30万机组, 实现了“全年30万机组负荷率高于22万机组负荷率10%”的目标, 增加边际效益1300万元。 (本段所引数据来自《中国发电》2012年11月刊) 。
3 开展系统运行方式优化的内部条件
3.1 机组型式条件
以现有在役机组为统筹调度考察对象;机型应有适度跨越, 不同容量等级机组甚至同容量机组间供电煤耗指标都存在一定差异;各机组边际利润部分不尽相同。
具备上述单方或多方条件的发电集团, 具备优化调度运行条件。
3.2 系统所属机组网络条件
(1) 由于某省位处北方, 所属机组均参与采暖期供热, 故优化调度运行工作主要在非采暖期(5-10月) 展开。
(2) 非采暖期, 对需要带动部分工业用热负荷的机组, 其运行方式需根据用户需求, 单独考虑。
(3) 根据现有电网结构及电力电量平衡, 非采暖期部分机组理论上具备全停条件。
(4) 为保障地区电压及自身备用需求, 对具备多台机组的发电企业, 可安排单机运行方式。
因此, 考虑上述影响因素, 当发电集团系统内非采暖期可调控运行机组台数达到一定程度后, 具备优化调度运行条件。
4 开展优化调度运行的运作
4.1 原则
顶层设计———优化调度运行, 涉及发电集团系统所属发电企业和所有机组 (在役) , 如何做到客观科学、效益最大化, 如何兼顾各企业贡献确认和业绩认定, 需要从发电集团层面统筹规划, 才能确保优化调度的有力推行;
综合考虑———要考虑计划检修和技改工程时间安排;要考虑变动成本变动情况;要考虑各企业煤炭保障能力和迎峰度夏电网需求;要考虑各企业间的贡献确认和业绩认定;要考虑所在区域网架结构电力平衡关系变化的影响;
统一部署———调度方式一旦确定, 所属企业应确保在方式指导下运行, 运行机组要保证协调电量满发、超发, 备用机组要确保可靠备用, 随时投运。
阶段总结———要定期 (月) 开展综合效益分析, 对有关调度工作阶段性回顾、总结, 并逐步完善相关施行办法。
4.2 组织机构
(1) 应从区域公司层面成立相应领导机构, 区域公司负责人作为第一负责人, 明确归属部门及运作机制。
(2) 执行机构应涵盖安生、计划、财务、燃管、人资等部门, 在相关原则和领导机构指导下, 各负其责, 实事求是地开展工作。
4.3 执行步骤
4.3.1 建立经济调度的指标管理体系, 明确管理责任。
对供电煤耗、发电边际利润影响因素进行重要性区分确认和指标量化, 并落实到相关部门。有条件的情况下, 建立生产经营指标在线管理系统;对对外供热、计划检修以及电网约束等外在影响因素进行实时监控和定期分析;对自发电量、内部替代电量和外送电量配比进行专项分析, 既要满足当前 (当月) 调度需求, 也要兼顾全年电量指标的综合调控平衡。
4.3.2 初次可行性研讨。
在本年度各项合约电量指标下达后, 根据电网运行方式需要, 结合发电公司年度预算确定的电量、燃料成本调控目标, 测算非供热期电量优化调度运行计划, 进行第一次非供热期优化调度方式分析, 作为可行性研究基础。
4.3.3 定期研究协调。
定期 (每月固定时间) 召开会议, 结合所在区域电力供需形势及所属各企业条件, 做好电量替代的基础资料测算分析和效益评估, 逐一制订优化电量结构和电量置换的具体方案, 以实现整体利益最大化。
4.3.4
加强部门之间的沟通与联系, 建立常态联系渠道和沟通机制, 确保计划有效实施。
4.3.5
要完善激励机制。
5 目前优化调度运行的优势和问题
5.1 优势
内部电量优化, 具备内外部所需条件, 对外冲突小, 推行无阻力。全部合约电量都可以实现转移, 从能耗高机组向能耗低机组转移, 有利于实现结算电量的边际利润最大化。
5.2 问题
在当前电网平衡调度的原则方式下, 如何确保优化调度方案能够真正按要求执行, 并在执行过程中实现满发、超发, 需要电网企业、发电企业不断加以关注、跟踪和推动。
6 结束语
系统优化调度运行的内外部条件已经具备, 适宜开展相关可行性研究和试运行。
参考文献
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[2]李艳.浅谈选煤厂供配电系统[J].黑龙江科技信息, 2011, 3.
发电调度 篇8
日前调度的相关技术支持系统广泛应用于各区域电网[1]、省网。华北电网安全节能发电调度日前调度功能的核心算法就是安全约束机组组合(SCUC)。本系统包含SCUC和安全约束经济调度(SCED)两大功能,既优化机组组合又完成机组的经济调度,并满足各种安全约束和各类辅助服务需求。本系统的日前调度可实现节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度、市场竞争[2]等调度模式。
SCUC属于包含整数的优化问题[3],该问题的研究最早可追溯到20世纪40年代,有多种求解方法,如优先顺序法[4]、动态规划法[5]、拉格朗日松弛法[6]、遗传算法[7,8]等。优先顺序法属于依靠直观判断或调度经验寻找最优解,该方法没有严格的理论依据,但计算速度快,至少能够给出一个次优解;动态规划法是解决多时段决策过程最优化的一种数学方法,通过枚举各种可能的组合状态寻找最优解,但随着时段和机组个数的增加,该方法会出现维数灾;拉格朗日松弛法是求解优化问题的常用算法,可解决含整数变量的机组组合问题[9],但该方法较为复杂,迭代过程中可能会出现振荡;遗传算法等一些智能优化算法虽然计算鲁棒性较好,但是优化过程不透明,工程应用中不利于优化结果的解释。
华北电网安全节能发电调度辅助决策系统采用混合整数规划[10]建立SCUC模型,通过分支定界法求解SCUC模型。为保证算法的工程实用性,在建立优化模型时进行了适当的工程处理,引入violation和violation penalty weights两类参数,确保优化模型始终有解。目标函数构造方面,本系统由费用和约束惩罚2部分组成。
1 日前调度功能
日前调度模块考虑电力电量平衡、发电设备安全约束、输电网络安全约束、辅助服务需求等多种约束条件,编制以15 min为时间间隔的日发电计划和辅助服务计划。通过调整优化目标系数和violation penalty weights,日前调度模块能够支持节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度、市场竞争等多种日前计划编制模式[10]。
2 日前调度优化模型
日前调度优化模型对电力系统进行了合理的简化,通过建立、求解线性混合整数规划模型[11]来实现日前调度功能。
2.1 本系统日前调度优化模型
日前调度模块在不改变优化模型的前提下,通过改变部分参数就可以实现多种调度模式。
-yi,tri,t≤yi,t(Pi,t+Pai,t-Pi,t-1)≤yi,tri,t (6)
yi,tPi,min≤yi,t(Pi,t+Pai,t)≤yi,tPi,max (7)
yi,tPai,min≤yi,tPai,t≤yi,tPai,t,max (8)
Vi,t≥0 (9)
式中:Pi,t为机组i有功;Ci,t为机组i单位有功对应的系数,不同含义的系数可以实现不同的调度模式;Pai,t 为机组i提供辅助服务;Cai,t 为机组i提供单位辅助服务的系数;Ui为机组启动变量,为0,1变量,机组启动时为1,其余状态为0;Cui,t 为机组启动的费用或成本;Vi,t为Vp,t,Vat ,Vl,t,Vw的集合。式(2)表示t时段电力平衡。式(3)表示t时段辅助服务满足需求。式(4)表示各元件不过载,Si,l为机组i对元件l的灵敏度系数。式(5)表示机组i全天电量之和不低于分解到日的合同电量。Vp,t,Vat ,Vl,t,Vw分别代表功率平衡约束、辅助服务需求约束、元件过载约束、合同电量约束的violation项,当这些变量大于0时表明对应的约束条件被突破。式(6)、式(7)分别表示提供主能量和辅助服务需求后满足机组爬坡约束、最大最小技术出力。式(8)表示机组提供的辅助服务满足其辅助服务提供能力。
2.2 violation和violation penalty weights
传统的优化模型由优化变量、目标函数、约束条件3部分组成。其基本形如下式所示:
min CX (10)
s.t. BX≥A (11)
X≥0 (12)
式中:X为优化列向量;B,C,A分别为对应的系数矩阵、系数行向量和列向量。
在工程实践中,该优化模型可能无解,原因在于约束条件之间存在矛盾。例如日前调度优化模型中,满足某地区负荷需求,就会造成某些元件过载,2个约束条件无法同时满足,此时应用式(10)~式(12)的优化模型计算无法收敛。
为解决该问题,本系统引入violation和violation penalty weights两类参数,方法如下,在约束中加入violation项,作为优化变量,将violation与violation penalty weights相乘加入到目标函数中,violation penalty weights是远大于Ci的常数:
min CX+WV (13)
s.t. BX+V≥A (14)
X≥0 (15)
V≥0 (16)
当式(11)中的约束条件不发生矛盾,即式(10)~式(12)有解时,由于Wi远大于Ci,因此Vi被优化为0,此时式(10)~式(12)与式(13)~式(16)完全等价。当式(11)中部分约束条件相互矛盾,在式(10)~式(12)的优化模型中无法同时满足时,可以通过变量V保证式(14)中的约束条件得以满足。对应到式(11)中即为相互矛盾的约束条件,部分得以满足,部分被突破,Vi所对应的Wi越大,该约束越不容易被突破。
相对式(11)而言,式(14)中约束条件都可以被突破,被突破的约束产生大于0的Vi,因此目标函数中感受到一个较大的整数WiVi,Wi越大,对应的约束条件越不容易被突破。正是violation的加入,保证了式(13)~式(16)永远有解,violation penalty weights的加入为约束条件被突破的可能性分了等级,violation penalty weights越大对应的约束条件越不容易被突破。由此而建立的优化模型既保证工程实用性,又符合客观实际性。
2.3 多种调度模式的实现
通过系数C和权重W,该优化模型可以实现多种调度模式。Cit取煤耗曲线时,就实现了节能发电调度,此时目标函数含义为耗煤量最小。将煤耗曲线乘以煤价就实现了成本调度。如果用报价曲线替代Cit,目标函数则转变为社会福利最大化,此时的优化模型可以实现市场竞争调度,并能计算出节点边际电价[12]。如果将所有机组的Cit取相同的曲线,优化过程则忽略机组之间的费用差异,电量进度约束起主要作用,此时的优化模型代表电量进度调度模式。同理,对辅助服务的系数C取不同含义的数值,该模型同样可以实现不同的优化含义,如考虑报价辅助服务优化、成本的辅助服务优化、节能的辅助服务优化等。
日前调度模块所采用的模型是基于准交流潮流模型(改进直流潮流模型加相应的补偿),无法精确考虑无功影响。为了精确校核日前调度结果,本系统开发了研究态全网络多时段安全校核功能。该功能可以选择多个时间节点对日前调度结果进行精确的交流潮流校核,确保日前调度结果满足安全运行要求。
3 功能流程说明
以上介绍本系统所采用的SCUC模型,以及将其工程实用化的方法。本节从工程应用的角度介绍日前调度、研究态全网络多时段安全校核。
日前调度功能需要的数据有:全天96点的负荷预测以及96点辅助服务需求,次日检修计划,96点联络线计划,固定出力安排(如某些机组因实验要求,需要在某一时间段内执行一条固定出力曲线,因而不参与优化),机组性能下降信息(如由于煤质下降或辅机设备缺陷造成机组最大技术出力下降、最小技术出力上升、爬坡速率下降等信息)。根据以上信息优化机组出力及辅助服务需求。
为了加快计算速度,日前调度采用SCUC+SFT(同时可行性测试)+SCUC的流程。首先指定几个显著的阻塞断面作为支路约束条件进行第1次SCUC优化。根据优化结果运行SFT扫描。SFT的作用是进行潮流计算,根据计算结果判定哪些支路越限,将新发现的越限支路作为约束条件添加到SCUC模型中,进行第2次优化。根据工程实际应用情况一般进行一次SFT计算就可以捕捉到绝大多数阻塞线路。这样既减少了SCUC模型的维度、缩短了计算时间,又保证优化结果可以被工程应用接受。根据网络的实际情况也可以采用SFT与SCUC多次迭代的流程。流程如图1所示。
为确保日前调度结果无安全隐患,采用研究态全网络多时段安全校核对日前调度结果进行分析。将日前调度结果作为输入量,计算多时段全网络交流潮流,网损不平衡量由自动发电控制(AGC)机组承担。校核结果可显示网络越限情况,并提醒调度人员。根据越限提示,调度人员调整部分机组计划,以确保发电计划结果满足电网安全运行。
4 算例
以节能调度和电量进度发电调度为例说明日前调度功能。系统负荷预测、辅助服务需求见图2。
在相同的拓扑结构下,分别应用节能发电调度和电量进度发电调度安排次日发电计划。选取600 MW机组a和200 MW机组b的结果进行分析比较。表1为5个点的煤耗微增率。
图3为节能调度下机组a,b的日前调度结果。由于机组a容量大、效率高、煤耗微增率低,因此在次日发电计划中几乎满发,机组b容量小、效率低、煤耗微增率高,全天几乎压机组下限运行。
图4为电量进度调度下机组a,b的日前调度结果。在电量进度调度模式下,机组煤耗曲线相同,全天电量按照负荷曲线的形状分配到各机组上,以此保证各机组以相同的发电进度完成计划电量。
图5为电厂c的机组组合结果(在0:00所有机组均处于开机状态),该厂拥有3台60 MW机组,机组煤耗微增率偏高。在下半夜负荷低谷的情况下3台机组均被优化停机。
5 结语
华北电网安全节能发电调度辅助决策系统中的日前调度功能实现了SCUC在大电网多机组电力系统中的实际应用。本系统突破传统优化的建模方法,将目标费用与约束惩罚项有机结合后作为目标函数。所有的约束条件均为软约束,可以突破,由此保证了计算收敛。研究态全网络多时段安全校核功能确保日前调度结果满足安全运行要求。该系统为调度人员提供了多种优化目标的调度手段,实现了节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度,同时为将来市场竞争、采用节点边际电价定价体系提供了技术支持和保障。
摘要：华北电网安全节能发电调度辅助决策系统中的日前调度模块实现了机组组合和安全约束经济调度两大功能,制定日发电计划既符合各种安全约束又满足各类辅助服务需求。采用同一个优化模型,通过修改输入信息实现节能发电调度、电量进度发电调度、成本调度、市场竞争等多种调度模式。引入violation和violation penalty weights两类参数,确保优化模型始终有解,满足工程实际应用的要求。采用同时可行性测试与优化计算相迭代的方法缩短了计算时间。日前调度模型为混合整数规划模型,采用分支定界法进行求解。为了精确校核日前调度结果,该系统开发了研究态全网络多时段安全校核功能,选择多个时间节点对日前调度结果进行精确的交流潮流校核,确保日前调度结果满足安全运行要求。
关键词：安全约束机组组合,安全约束经济调度,混合整数规划,分支定界法
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