安全经济调度（精选7篇）
安全经济调度 篇1
0 引言
随着全球能源和环境问题的日益突出,风能等可再生能源发电技术得到迅速发展,风电并网的规模也越来越大[1,2]。由于风电出力具有很强的不确定性,含风电场的电网日前发电调度问题常描述成为一个含有随机变量的动态经济调度(DED)问题[3,4]。为了使获得的发电调度计划对于风电场出力不确定性具有适应性,通常采用场景法,通过对风电场出力随机变量进行抽样模拟,进而将随机模型转换为确定性DED模型[5,6,7,8,9,10]。由于随着抽样的场景数目的增多,场景法求解随机DED问题的模型维数将快速增大,直接求解非常费时,因而目前该方法主要应用于中小型系统的优化调度,应用于实际大型电网将面临模型维数太大、求解时间太长的问题。
另一方面,由于发电机组相邻时段出力的变化量存在爬坡率的限制,含风电场的电网日前发电调度问题是一个含有一天所有时段变量的联合优化模型,所有时段变量的同时求解是导致问题维数太大的另一个关键因素。动态规划(DP)法根据最优性原理,即Bellman方程可实现对于日前发电优化调度问题各个时段决策量的解耦求解[11,12]。然而,实际大电网机组众多,每个时段各个机组出力组成的状态维数非常之大,DP法应用于大电网发电调度问题将不可避免地面临着“维数灾”难题。
近似动态规划(ADP)理论通过近似描述值函数与状态量之间的关系来克服“维数灾”难题,文献[13,14]应用ADP理论求解大规模机组组合(UC)问题,不过没有考虑风电随机性对于电网UC的影响。文献[15,16]将ADP理论应用于含风电和储能装置的小型系统优化调度。文献[17]将含有单一风电场和抽水蓄能电站的电力系统随机DED问题描述为随机型存储模型,以抽水蓄能电站水库的储水电量作为系统的存储水平,并采用ADP算法克服随机规划问题中目标函数含有数学期望计算的难题。然而,所提方法只适用于必须含有抽水蓄能电站的电网调度问题;且建立的模型中并没有考虑网络安全约束,获得的调度计划无法满足工程应用需求;另外,目标函数采用机组出力的一次函数,能否适应于DED问题通常采用的二次目标函数还有待进一步验证。
由于目前国内大部分省级电网中不含有抽水蓄能电站,对于不含有抽蓄电站的大型电网,如何应用ADP算法求解其随机DED问题,同时考虑网络安全约束的影响,对于扩大ADP算法在求解随机优化调度问题方面的适用范围,无疑具有重要的实用意义。因而,本文以系统中多个风电场出力的日前预测曲线为基础场景,借助拉丁超立方抽样生成风电场出力误差场景。以当前时段的系统正旋转备用容量作为资源存储量,列写了相邻时段关系的系统状态转移方程,从而建立了不含抽水蓄能电站电网的随机DED问题的随机型虚拟存储器模型(VSM)。在考虑网络安全约束的条件下利用误差场景对随机DED问题各个时段的值函数进行训练,利用训练得到的值函数对预测场景下的VSM进行求解,得到考虑风电出力随机性影响的常规机组日前发电出力计划。
1 随机型VSM描述
存储模型通过设置一个表示系统资源存储量的变量作为系统的状态变量,很好地解决动态规划问题状态的“维数灾”。由文献[17]可知,对于含有抽水蓄能电站的电网,可以方便地以抽水蓄能电站水库的储水电量作为系统的资源存储量,但对不含抽水蓄能电站的电网,在系统中难以找到可直接表示系统资源存储量的变量,因此如何选取系统的资源存储量,成为此类系统存储模型构建的难点和应用ADP算法求解该类系统随机DED问题的关键。
由于在一般电力系统中,系统的旋转备用容量反映了系统的可调控发电能力,相当于存储在系统中可用于平衡风电场出力随机波动和负荷需求变化的容量,由于存储模型只设置一个表示资源存储量的变量,故本文选取系统的正旋转备用容量作为系统的资源存储量,并根据相邻时段的系统正旋转备用容量的变化关系,列写出系统的状态转移方程,从而建立适用于一般电力系统随机DED问题的VSM,并采用ADP算法求解。
1.1 目标函数
优化目标取常规机组总发电燃料耗量最小,由于风电出力的随机性,目标函数应表示为风电的各种可能出力下对应的常规机组总发电燃料耗量的期望值最小,如式(1)所示。
式中:T为调度周期总的时段数,本文取T=96;ΔT为每个时段的持续时间,即15min;St为t时段系统所处状态;xt为决策变量向量;Ct(St,xt)为时段t所有NgNg台常规机组的燃料耗量,
1.2 约束条件
1)基本约束
式中:Ploadj,t为负荷节点j在时段t的功率预测值;Nd为负荷节点数;Pwk,t为风电场k在时段t的出力值,为随机变量;Pi-和P-i分别为机组i的有功出力上、下限;rdi和rui分别为机组i的向下、上爬坡率。
其中,第1个式子为功率平衡方程,第2个式子为常规机组的有功出力上、下限约束,第3个式子为常规机组的爬坡约束。
2)网络安全约束
式中:Fl,t为时段t第l条支路的传输功率;Flmin和Flmax分别为第l条支路传输功率的下限和上限,一般Flmin直接取Flmax的负值;Fij,t为第i个安全断面中第j条支路在时段t的传输功率;Ωi为第i个断面包含的支路集合;FΩimin和FΩimax分别为第i个断面的安全下限和上限。
其中,第1个式子为输电线路安全约束,第2个式子为断面安全约束。支路传输功率Fl,t可由直流潮流模型近似表示为:
式中:Gl,i,Dl,j,Wl,k分别为第i台常规机组、第j个负荷和第k个风电场对支路l的功率转移分布因子,其值由网络结构和支路参数确定[18]。
由于实际大电网支路数众多,若在模型中加入所有的支路安全约束,优化模型的规模会大幅度增加,进而导致求解速度的快速下降。本文采用“求解→安全校验→添加越限支路约束再求解”循环的方法,直至所有支路功率都通过安全校验,这样可加快求解速度,并得到满足所有支路安全约束的最优解[19]。
3)旋转备用约束
为应对风电出力的不确定性和负荷预测误差,系统中应保留一定的旋转备用容量以保证系统安全可靠运行。系统及各常规机组备用约束如下:
式中:sui,t和sdi,t分别为机组i在时段t能够提供的正旋转备用容量和负旋转备用容量;T10为要求的机组旋转备用响应时间,取10min;Su,t和Sd,t分别为系统在时段t的正、负旋转备用容量;Lu和Ld分别为负荷对系统正、负旋转备用的需求系数,通常设定为2%~5%;wu和wd分别为风电场出力对系统正、负旋转备用的需求系数,根据目前国内风电功率预测系统的预测误差范围,可设定为10%~25%;P-wk为风电场k的额定出力。
4)状态转移方程约束
通过将系统正旋转备用容量Su,t设置为系统在时段t的资源存储量,取系统时段t的状态向量为St=(Su,t,Pw,t),则系统的状态转移方程如下:
式中:Ps,t为时段t系统正旋转备用容量相对上一时段的变化量;Pw,t为时段t所有风电场出力组成的向量。Ps,t既与时段t风电场出力随机变量Pw,t有关,又与时段t常规机组出力决策变量xt有关。该方程的物理意义是系统状态在随机变量和决策变量共同作用下的演化形式,体现了相邻两个时段系统正旋转备用容量之间的耦合关系。
5)系统旋转备用变化量约束
每一时段系统正旋转备用容量相对上一时段的变化量有一定的范围限制,这个范围可由风电出力变化量与负荷变化量确定。当风电出力增加大于负荷增长时,系统正旋转备用变化量应满足:
当风电出力增加小于负荷增长时,系统正旋转备用变化量应满足:
2 ADP思想与模型处理
2.1 DP的局限性
基于Bellman的最优性原理,求解多阶段决策问题时,严格意义上DP可以求得全局最优解[20]。对初值问题DP的求解决策过程如图1所示。图中:Jt为时段t的收益;St=fs(St-1,xt)为时段t-1到时段t的状态转移方程。令xt*为时段t的最优决策,求解时先从最后时段开始往前逐一时段递推,依次得到各时段最优决策和值函数与状态关系xT*(ST),VT(ST),x*T-1(ST-1),VT-1(ST-1),…,x1*(S1),V1(S1)的表达式,其中,Vt为时段t的值函数,即从时段t到末时段T内所有阶段收益总和的最优值,然后代入初始状态S0并结合状态转移方程,从前往后逐一求得各时段的最优决策和值函数。
由DP的求解过程可以看出,应用DP求解DED问题,当机组出力连续时,由于爬坡率约束的存在,相邻时段之间的决策变量具有耦合,机组出力可行域也是随不同时段变化的,难以用解析表达式描述决策、收益与状态之间的关系;当机组出力离散时,可以对所有的机组出力组合情况进行评估,但随着机组数、时段数、状态变量数的增加,组合情况呈指数式增长,将面临“维数灾”问题。
2.2 ADP思想
由DP的决策过程可知,DP在求解DED问题时虽然能够求得全局最优解,但对于实际大型电网来说其推导过程过于繁琐,求解的复杂程度难以接受。近年来,Powell等人将ADP方法运用到具有随机性可再生能源接入的电力系统调度中,很好地克服了DP求解DED问题的局限性。
由2.1节可知,DP在决策前需从后往前逐一推导每一状态St对应的值函数Vt(St)的表达式,这是DP求解的关键和难点。如果假定各时段值函数的表达式Vt(St)已知,则在求解当前时段t时,只需在St-1的基础上结合状态转移方程St=fs(St-1,xt)和当前时段值函数Vt(St),即可求得当前时段t的最优决策xt*。但各时段值函数的精确表达式Vt(St)事先无法预知,这为模型的解耦求解带来困难,ADP的思想就是通过采用近似值函数来逼近描述时段t的值函数与状态St的关系,从而实现模型的时段解耦求解,进而可依次求得各时段的近似最优决策xt。由此可以看出,ADP算法的关键就是近似值函数的合理表示。
2.3 模型处理
为了方便应用ADP对随机DED问题的VSM进行求解,需对模型进行一些必要的处理。为此将每个时段假想成两个阶段,分别对应决策前状态(Su,t,Pw,t)和决策后状态(Sxu,t,Pw,t)[21],并定义S^u,t(Pw,t)为时段t观察到随机变量的实现值后状态的变化量。其中,决策前状态(Su,t,Pw,t)表示仅考虑随机变量引起的状态变化量S^u,t(Pw,t)的作用,而未做出决策前的系统状态;决策后状态(Sxu,t,Pw,t)表示做出最优决策后系统的状态。因此系统状态转移方程转化为:
式(9)表示假定时段t观察到的风电变化量直接作用于系统正旋转备用容量,由Sxu,t-1增加演化为Su,t;式(10)表示做出决策得到常规机组出力值xt后,Su,t加上系统正旋转备用容量的实际变化量Ps,t(xt),并扣除没有实际作用效果的后,最终得到决策后系统正旋转备用容量Sxu,t。引入决策前状态和决策后状态后,可得时段t的决策前状态值函数Vt*(Su,t,Pw,t)和决策后状态值函数Vtx(Sxu,t,Pw,t)如下:
此处Πt为由式(2)至式(5)和式(7)、式(8)所确定的xt的可行域。
由式(9)可知,从时段t的决策后状态到时段t+1的决策前状态,仅考虑随机因素的作用,所以式(12)中含期望计算,这给求解带来不便。因此在应用ADP算法求解随机DED问题时,除了要解决近似值函数的合理描述问题,还要处理好系统中随机因素引起的期望计算。
根据文献[21]可知,对于资源分配问题,对于没有明显特性的值函数,可以通过查表与聚类、参数模型、非参数模型等一般工具获得近似值函数;而对于值函数相对资源存储量具有连续、线性或近似线性、非线性(凹性或凸性)性质的,可以采用接近其特性的函数对值函数进行近似。文献[22]给出了对于线性目标函数存储模型采用满足凸性的分段线性函数近似值函数的收敛证明,由于上述VSM的目标函数是二次函数,和线性函数一样具有凸函数特性,因而本文采用满足凸性的分段线性函数来逼近其决策后状态的值函数Vtx(Sxu,t,Pw,t)。因此,通过在决策后状态Sux,t的取值区间上取离散断点R=ρ,2ρ,…,mρ,令vt(Pw,t)=[vt(Pw,t,ρ),vt(Pw,t,2ρ),…,vt(Pw,t,mρ)]T为时段t值函数的斜率向量,其中,m为存储量的所有分段数,ρ为每段长度,则t时段决策后状态的近似值函数可表示如下:
式中:Vtb为时段t值函数的截距;ytr为第r段的存储量。
将式(13)代入式(11),则随机DED问题的VSM可转化为如下不含期望运算的确定性二次规划模型:
3 VSM的ADP求解
3.1 近似值函数的求取
应用ADP求解VSM时,近似值函数t(Sxu,t,Pw,t)对精确值函数Vtx(Sxu,t,Pw,t)的近似精度越高,则近似最优决策xt越接近xt*。为获得高质量的近似值函数,首先根据确定性优化模型求解结果对近似值函数的斜率向量和截距进行初始化,然后扫描误差场景,在每个场景下逐个时间段求解二次规划问题(式(14)),并根据求解结果采用逐次投影近似路径(SPAR)算法[16]修正每次迭代的近似斜率值vtn(Pw,t)和截距值Vntb,直到得到收敛的近似值函数tn(Sxu,t,Pw,t)。SPAR算法对近似值函数的求取过程如图2所示。图中,tn(Sxu,t,Pw,t)为第n次迭代所得近似值函数,Vtx(Sxu,t,Pw,t)为事先未知的精确值函数,和vtx分别为第n次迭代时段t值函数的斜率近似值和时段t值函数斜率的精确值。
斜率向量和截距初始化时,首先根据确定性优化模型的决策结果,获得各时段的资源存储水平Sux,,t0及相应时段的值函数值Vt0。斜率初值设定时以(Sux,,t0,Vt0)作为该时段值函数的极小值点,且其两边各段的斜率符号相反,与极小值点相邻的两段关键点的斜率初始值可根据优化目标的物理意义合理设定,本文主要根据常规机组的煤耗特性系数确定,其余段的斜率根据满足值函数凸性的斜率单调递增特性依次设定。在初始斜率向量给定后,初始截距V0tb根据式(15)确定。
式中:为时段t值函数的斜率初始值。
给定初始斜率向量和截距后,依次在每个场景下逐个时段求解二次规划模型(式(14)),再进行斜率和截距修正,斜率修正过程参见文献[17],得到第n个场景迭代的近似斜率分量和近似值函数值tn(·,Pnw,t)后,根据式(16)计算截距修正值Vntb为:
实际计算中,可只对图2所示关键区域的两段斜率进行修正,再结合截距修正,以节省值函数训练时间,提高计算速度。
3.2 ADP求解过程
ADP求解随机DED问题VSM的步骤如下。
步骤1:求解预测场景对应的确定性经济调度模型,得到各时段决策xt0、存储量和值函数值Vt0。
步骤2:初始化各时段的近似斜率向量,根据初始斜率值和来确定初始截距V0tb。
步骤3:借助拉丁超立方抽样生成基于预测场景P0w,1,P0w,2,…,P0w,T的误差场景样本,获得N个误差场景Pnw,1,Pnw,2,…,Pnw,T(n=1,2,…,N)[23];令n=1,t=1。
步骤4:若n>N则转步骤11,否则继续。
步骤5:若t>T则转步骤9;若t=1,则令的上限和下限设置为;否则计算决策前的资源存储量
步骤6:求解式(14)的二次规划模型,得到最优决策xtn,并计算得到决策后的资源存储量
步骤7:若t<T,则进行斜率和截距修正。
步骤8:t增加1,转步骤5。
步骤9:对场景n的求解结果进行网络安全校验,若存在支路越限,则将越限支路的安全约束加到式(14)所示模型,令t=1,转步骤5;若不存在支路越限,则转步骤10。
步骤10:n增加1,转步骤4。
步骤11:求解预测场景的VSM,获得调度计划。
4 算例分析
为验证本文所建立的随机DED问题的VSM和ADP求解算法的有效性,对某个不含抽水蓄能电站省级电网的发电调度进行建模和求解。以该省网2015年1月5号的数据为例,共有85台常规机组,其中火电机组46台,装机容量为14 560 MW;水电机组39台,装机容量为8 208 MW。风电场5座,额定容量分别为3 958.5,1 140,192,99,49.6 MW,其并网站点见附录A图A1,其中前两个风电场的出力预测曲线,以及系统日前负荷预测曲线和外送功率曲线见附录A图A2和图A3。系统共有线路498条,3个安全断面,各断面数据见附录A表A1。
假定风电出力预测误差服从正态分布,数学期望为各时刻的风电出力预测值,标准差为预测值的20%,借助拉丁超立方抽样方法分别生成20,50,100,200个误差场景进行求解。以20个场景的求解为例,训练过程中值函数变化如图3所示。可以看出,训练刚开始时误差场景的值函数与由确定性模型优化结果反推的值函数非常接近,随着训练的进行,后面误差场景求解得到的值函数慢慢趋向收敛,整个训练过程耗时198.39s。
本文构建的随机VSM和ADP算法求解结果与场景法求解结果的值函数对比见附录A图A4。采用本文模型和ADP算法求得的一天总发电燃料耗量为7.572 027万t,场景法求得的总发电燃料耗量为7.487 056万t,且由附录A图A4中各时段的值函数比较可以看出,ADP算法与场景法求得的燃料耗量结果十分接近。以上比较充分说明了本文建立的不含抽水蓄能电站的随机DED问题的VSM及ADP算法求解的正确有效性。
ADP算法求得的系统正旋转备用与场景法优化结果比较如图4所示。可以看出,两种方法得到的系统正旋转备用的整体变化趋势也基本一致,只是ADP算法得到的系统正旋转备用整体上比场景法略微大一些。
两种方法得到的机组出力计划比较如图5和图6所示。由图5可以看出,两种方法得到的火电机组的出力计划基本一致,部分机组在某些时段出力存在微小偏差。由图6可以看出,场景法得到的水电机组出力存在很大的跳跃,而ADP算法得到的水电机组出力则变化比较缓慢,这是由于水电机组功率调节速度快,每个时段可调节功率范围较大,因此场景法求解时在满足各种约束的条件下为了优化目标函数而使得机组出力会有较大的波动跳跃,这与水电机组自身的调节特性相吻合,而在采用VSM和ADP算法求解时由于式(6)至式(8)的约束,限制了系统正旋转备用的变化,使得备用响应容量较大的水电机组的出力变化也较为缓慢,这更符合实际电网运行调度中对机组出力的调控要求。
同时,由于模型中添加了断面安全约束,能够保证所获得调度方案下系统的安全运行。以20个误差场景的优化为例,与不含断面安全约束求解结果对应的安全断面2的输电功率对比如表1所示。可以看到,在未加断面约束时优化得到的总燃料耗量为75 706.61t,但断面2在某些时段存在功率越限;加入断面约束后,总燃料耗量为75 720.27t,比不加断面约束时增加了13.66t,但断面2功率都小于安全极限。因此,在模型中加入网络安全约束后,为了使系统的关键线路和断面的输送功率在限定范围内,机组的出力安排可能会使得系统总的燃料耗量有所增加,这在一定程度上使得系统的经济效益有所下降,但却避免了系统运行在不安全状态,对系统的安全可靠运行具有重要意义。
接下来分别将该算法与场景法在20,50,100,200个场景的情况下进行比较,验证该算法的计算性能。使用计算机为Intel(R)Core(TM)i7-4900MQ CPU 2.80GHz/32GB内存,计算结果如表2所示。由表2可见,场景法在场景数较少时具有较快的计算速度,但随着场景数的增加,计算所需内存和时间都大幅增长,这在很大程度上限制了场景法的应用,尤其是对于风电场数目多需要抽样很多个场景来准确模拟风电出力特性的大型电网调度问题,场景法求解将会受到计算机内存容量限制。而ADP算法由于实现了对各个场景和各个时段的解耦求解,将大规模优化问题分解成若干个小规模优化问题逐个求解,所以随着场景数的增加,所需内存无明显增长,求解时间也基本只增加了新增加场景进行值函数训练所增加的时间。对于100个场景求解时间只有16min左右,约为场景法的1/12;即使对于200个场景求解时间也只有33min左右,计算速度明显提高。
同时,将所提出算法与基于极限场景集的鲁棒优化调度(RS)方法比较[24]。为保证极限场景能覆盖95%的可能风电出力,取风电功率的变化范围为[μ-2σ,μ+2σ],其中,μ为期望值,σ为标准差值,由于系统中含有5个风电场,故共有25即32个极限场景,RS方法求解总耗时6 378.83s,优化结果的总燃料耗量为75 654.04t。
由此可以看出,虽然RS方法比场景法更能保证对风电出力大范围波动的适应性,但其目标函数值也更大,且在极限场景只有32个的情况下,其求解时间已经分别达到50个场景下场景法和ADP算法的3.3倍和12.9倍,当系统中风电场数目增大时,其求解时间将增加得更为明显。因此,ADP算法与RS方法比较同样能够大幅提高计算速度。
另外,由于极限场景的数目与风电场数目呈指数关系增长,随着风电场数目的增大,RS方法和场景法一样会面临由于问题规模过大超出计算机内存容量限制进而无法求解的问题。因此,ADP算法对于含多个风电场的大型电网随机优化调度问题具有更好的适应性,在求解速度上相对RS方法及场景法具有明显的优势,能够很好地满足应用于实际大型电网日前发电调度的要求。
5 结语
本文将ADP理论推广应用于不含抽水蓄能电站的电网随机DED问题,以正旋转备用容量为存储量,建立不含抽水蓄能电站的电网安全约束随机DED问题的VSM,并通过与场景法和鲁棒优化调度方法求解结果的比较分析验证了所建模型和求解算法的正确有效性,为ADP理论应用于快速求解一般大型电网的随机DED问题提供了新途径。ADP算法实现了对随机优化调度模型各个场景和各个时段的解耦求解,将一个大规模优化问题分解为一系列小规模优化问题,有效提高了对大电网随机优化调度模型的求解速度。采用ADP算法求解随机型VSM的优化结果中对应的水电机组出力变化比场景法更加合理,符合实际电网运行调度中对机组出力的调控要求。另外,对于含有抽水蓄能电站的电网调度问题,也可以采用本文提出的VSM建模方法并通过ADP算法快速求解;即便是对于含有多个抽水蓄能电站的电网调度问题,文献[17]的建模方法由于只适用于含单一抽水蓄能电站的电网,会存在建模困难,而本文的VSM建模方法同样能够适用。
本文研究中采用分段线性函数对值函数进行近似,所得调度方案对应的目标函数值比场景法的结果有所增大,如何提高值函数的近似精度,以获得更优的调度方案是本文下一步工作重点;同时,本文建立模型中未考虑不同时段机组启停状态的变化,如何应用ADP算法求解随机机组组合问题是本文的进一步研究方向。
附录见本刊网络版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。
摘要：针对大电网安全约束随机动态经济调度(DED)问题的求解时间太长,提出了应用近似动态规划算法快速求解不含抽水蓄能电站电网的安全约束随机DED问题的方法。建立了随机DED问题的虚拟存储器模型,以系统的正旋转备用容量作为存储变量,构建系统相邻时段的状态转移方程,并考虑了各输电线路和断面的安全约束。以风电场日前功率预测曲线为基础,通过拉丁超立方抽样产生风电场出力的误差场景,并逐一场景递推求解每个时段的二次规划模型以对各个时段的值函数进行训练,形成收敛的值函数,再代入预测场景求解以获得最终的优化调度方案。该方法实现了对随机DED模型各个场景和各个时段的解耦求解,将一个大规模优化问题分解为一系列的小规模优化问题,有效提高了对大电网随机DED模型的求解速度。以某一实际省级电网为算例,通过与场景法和鲁棒优化调度方法的比较验证了所提出模型和求解方法的正确有效性。
关键词：随机动态经济调度,近似动态规划,虚拟存储器模型,值函数近似,安全约束
电网的经济调度探析 篇2
关键词：电网,经济调度,降低网损
随着电力系统的发展, 电力系统的安全经济运行已成为电网运行中的重大课题。电网经济运行又称电网经济调度, 它是在保证安全、可靠运行和满足电能质量、用电需要的前提下, 根据经济调度的基本原理, 制定各厂 (站) 之间或机组之间的最优负荷分配方案, 使整个电网的能耗或运行费用最少, 从而获得最大的经济效益。调度部门在保证电网安全运行的情况下, 进行经济调度、多供少损、降损节能、不断提高企业经济效益, 工作十分重要。作为一名调度员, 应该从以下几个方面来考虑:
1 通过负荷预测, 作到供需平衡
电力系统调度部门都有专门的负荷预测专职, 对每一天的地区负荷进行预测, 向各发电厂下发发电曲线, 由此来控制电力的发供平衡。系统负荷预测的主要内容有:计划期内电量、电力、负荷曲线等。年负荷预测曲线是电网内机组检修安排和燃料订货的依据;日负荷预测曲线是确定机组起停水火电协调, 电网调峰, 联络线交换功率的重要依据, 典型的负荷曲线则是发展计划中安排调峰电源建设和水电厂装机容量选择计算的重要依据。
国外对日负荷预测常用先做出参数负荷曲线 (又称标准负荷曲线) 再预测计划负荷与参数负荷间的剩余偏差, 以此对参数负荷进行修正。
我局现已采用负荷预测软件, 超短期预测软件, 在实际运用中发展得到的数据还是比较准确的, 取得很好的效果。
2 加强小水电调度, 提高经济效益
如何经济、合理调度小水电, 对于象漳州局这样的电力企业至关重要。调度原则是最大限度挖掘潜力使小水电供电区内自用, 多余上网, 充分发挥每吨水的最大效益, 采取调度手段和技术手段相结合。可以采用如下做法:
(1) 坚持每周一次经济调度会, 通报情况, 让相关人员及时了解网络负荷大小、各站的库容、水位。
(2) 要求调度人员具有强烈的事业心和责任心, 牢固树立经济调度意识。
(3) 与气象部门联系, 请他们专门为小水电发电提供近、中期天气预报, 以便掌握水情。
(4) 要求并网的200kW以上的水电站发电采用网络或传真方式提前一天申报, 并且每月考核兑现。
(5) 100kW以上小水电站实行有功电能峰谷计量, 并按物价部门核定的峰、谷电价执行, 这样用经济和技术手段, 督促各站按电网需求发电, 同时自身也获得了效益。
(6) 对九龙江流域梯级开发的水电站, 为了各站不弃水, 在有功复费率电能表的峰谷时段输入时进行错开, 既满足了地方电网的需求, 也增加了发电企业的收入。
3 降低网损, 提高电网经济性
降低网损的措施分为两类:技术措施和组织措施。
技术措施又包括:建设性措施和运行性措施。
(1) 建设性措施需增加投资费用, 主要有:
①增建线路回路, 更换大截面导线。②增装必要的无功补偿设备, 进行电网无功优化配置。③规划改造电网结构, 升高电网额定电压, 简化电压等, 既是增加传输容量的重大措施, 又是降低网损的重大措施
(2) 运行性措施主要是指在已运行的电网中, 合理调整运行方式以降低网络的功率损耗和能量损耗。如改善潮流分布、调整运行参数、调整负荷、合理安排设备检修等
①提高用户的功率因数, 减少线路输送的无功功率。根据输电线路经济运行方案, 确定电网线路最经济的供电方式, 作为正常运行方式, 并严格执行。对于因负荷、潮流变化而需要经常变动的线路供电方式, 必须根据预测负荷和实际负荷及时做好安排, 采取措施尽量避免非正常方式, 或者减少非正常方式的时间。②加强无功管理, 实行无功经济调度。由于无功功率在网络中传送则会产生有功功率损耗。调度员要认真做好电容投退和主变调档工作。电压调整基本原则:
一是优先保证10KV电压合格。二是电压高时先调主变档位, 后退电容器;电压低时先投电容器, 后调主变档位。三是当这些都满足不了要求时, 与上级调度联系, 调节系统电压, 使电压保持在合格范围之内。
合理进行无功补偿, 提高线路功率因数, 可降低线损。无功功率应尽量做到就地平衡, 但实际工作中往往会遇到无功补偿装置不匹配的问题。目前一些变电站无功优化管理工作中存在几个方面问题:
一是因用电负荷的增加变电站主变压器进行了增容, 而电容器补偿容量没有随之增加。二是有的变电站配备的电容器容量过大不能投入运行。三是用电高峰可正常投入运行的电容器到低谷时则向系统反送无功。调度必须与生技部门相互配合, 对各变电站电容器补偿容量进行合理计算调整, 最好采用可调式密集型电容器。
(3) 适当提高电网的运行电压水平。变压器铁芯损耗与电压的平方成正比, 而线路导线和变压器绕组中的功率损耗电压的平方成反比。提高电压水平措施, 主要是作好无功平衡工作, 再是合理调整变压器分接头。
(4) 加强变电站主变压器的经济运行管理。变压器的经济运行, 就是要确定对应于某一负荷, 投入几组变压器, 可使总的有功功率损耗最小。对于有两台及以上主变的变电站, 由于变压器之间技术特性存在差别, 以及变压器的有功损耗和无功损耗是随着负荷成非线性变化的, 因此在变压器运行方式之间就存在选取技术参数好的变压器和最佳运行方式的问题。当变压器经济运行方式的临界运行区确定下来以后, 要求调度员和变电站值班人员密切注意负荷变化, 随时调整变压器的运行方式。这里需要注意的是要控制每日操作次数, 减少频繁的操作。
(5) 合理安排设备检修, 提高供电可靠率。各电业局都有运方检修专职, 定期安排年度和月检修计划, 通过与检修、变电、送电部门的协调, 统筹兼顾, 合理安排检修方式。尽量避免重复停电现象发生, 尽可能缩短停电时间, 以增加供电量。根据负荷变化情况和实际运行方式, 尽量减少方式倒换的时间和需要倒换的负荷。对于申报的检修项目和检修时间做好审批工作, 不符合安全和经济要求的检修一律不安排, 严格控制临时检修;另一方面, 在检修期间要做好监督工作, 对于正在采用的不经济方式做到心中有数, 督促检修单位严格按审批时间工作, 不得随意延长;调度员应时刻关心检修进度, 询问现场, 大致掌握完工的时间。
在检修运行方式下, 网络的功率损耗和能量损耗比正常运行方式时大。加强检修的计划性, 配合工业用户的设备检修或节假日安排线路的检修, 缩短检修时间, 实行带电检修等, 都可以降低检修运行方式下的网损。
4 加强电网经济运行分析工作
调度应与生计部门配合, 充分利用现有技术手段, 加强电网运行的历史数据的收集整理、分析, 做到每月对电网运行中设备检修情况、设备运行情况、供电电量、电容器投退、网损等进行综合分析、统计, 找出管理中存在的问题, 通过制定改进的措施, 加强电网经济运行研究工作, 使电网长期处于最经济方式下运行。实践证明, 加强对电网的经济运行分析是管理好电网经济运行的有效手段之一。
电网经济运行中的各种调节和控制措施, 都必须考虑到调节后的电力系统的安全性。要考虑到电力系统运行的可靠性、安全约束, 如必须使设备运行参数在允许范围内, 必须使通过线路的功率和电流在安全限额以下, 或者是线路两端功率角保持在电力系统稳定运行的范围内等等。如果发生电力系统安全受到威胁的情况, 就必须在电力系统运行的经济性、电能质量和安全性之间取得协调, 以求得在满足安全运行条件下的最大经济性和最好的电能质量。
优化运行经济调度降耗增效 篇3
为充分发挥热电联产机组的优势, 使公司效益最大化。2012年借助管理提升活动的开展, 兰州西固热电公司 (二厂) 与西固热电厂 (三厂) 组织专业技术人员, 成立专题攻关小组, 从机组设计指标、实际运行性能、发电供热经济性出发, 通过对近年来经济运行数据的分析和研究, 确定了二、三厂机组优化运行的方案, 为实现二、三厂经济调度提供了可调依据。
1.1 二、三厂机组状况
1.1.1 2×165MW双抽供热机组运行工况 (图1)
1.1.2 2×330MW双抽供热机组运行工况 (图2)
1.1.3 供热状况
西固公司作为国内最大的热电联产企业之一, 担负着向中石油兰州石化公司、兰州三毛实业股份有限公司、甘肃省构建工程公司、兰州铁路局兰州西车辆段等大、中型企业的工业供热任务。同时, 也是“西热东输”兰州市西固区、七里河区冬季居民采暖热网的主力热源点, 肩负着居民冬季采暖供热的重要任务。
供工业热用户的蒸汽压力等级有5.0Mpa、2.5Mpa、1.5Mpa、0.8Mpa。其中5.0Mpa蒸汽是由锅炉出口蒸汽经13/5Mpa减温减压器直接供给, 不经过汽轮机高压部分做功发电, 其余蒸汽均由汽轮机可调整抽汽段及不可调整抽汽段供给。目前冬季最大生产抽汽供汽量在800t/h左右, 夏季平均生产抽汽供汽量在220t/h左右。
采暖供热利用低压采暖抽汽加热采暖水, 通过兰州市热力公司“西热东输”供热管网, 供给兰州市西固区、七里河区居民及周边960万平方米采暖用热。
1.2 二、三厂机组煤耗情况
1.2.1 二厂机组煤耗变化及负荷率变化趋势 (2012年11月至2013年10月) (图3、图4)
1.2.2 三厂机组煤耗变化及负荷率变化趋势 (2011年10月至2011年10月) (图5、图6)
通过二、三厂机组煤耗变化及负荷率变化趋势对比看出, 夏季二厂机组煤耗比三厂机组高60克/千瓦时左右, 冬季二厂机组煤耗比三厂机组高20克/千瓦时左右。
1.3 二、三厂经济性对比分析
1.3.1 以二、三厂分别发1亿千瓦时电量进行对比
二厂的综合厂用电的均值为17.5%, 二厂发1亿电量的上网电量为10000× (1-0.175) =8250万千瓦时。二厂的上网电价为377元/兆瓦时, 电收入为8250×0.377=3110.25万元;三厂的综合厂用电的均值为7.5%, 三厂发1亿电量的上网电量为10000× (1-0.075) =9250万千瓦时, 三厂上网电价为342.3元/兆瓦时, 电收入为9250×0.3423=3166.28万元。所以, 发1亿千瓦时电量三厂要比二厂多收入56.03万元, 三厂发电要优于二厂。
1.3.2以二、三厂分别供100万吉焦热量进行对比
二厂供热厂用电率均值为12.10千瓦时/吉焦, 如果二厂供100万吉焦热量, 按照发电量全年18亿计算, 使综合厂用电率上升0.67%。三厂供热厂用电率均值为9.50千瓦时/吉焦, 如果三厂供100万吉焦热量, 按照发电量全年35亿计算, 使综合厂用电率上升0.27%。所以, 供100万吉焦热量, 二厂综合厂用电率上升要高于三厂0.4%, 三厂带供热要优于二厂。
1.3.3以二厂和三厂同时运行, 全月发电4.3亿度, 供热67.23万吉焦 (抽汽226吨/时, 直供65吨/时) , 调整二、三厂运行方式, 变化电量、供热结构进行对比。
(1) 方式一 (图7) 。二厂一机运行, 平均电负荷13.5万, 热负荷150吨/时;三厂两机运行, 平均电负荷44.35万, 热负荷76吨/时。
(2) 方式二 (图8) 。二厂两机运行, 平均电负荷23万, 热负荷180吨/时;三厂一机或两机运行, 平均电负荷34.85万, 热负荷46吨/时;对比方式一和二可以看出, 增加二厂电热负荷, 减少三厂电热负荷, 电热收入增加了60万元, 而供热燃料成本却增加了219.12万元, 电热收入小于成本支出, 经济效益降低。
1.3.4 对比分析
(1) 从电价上分析, 二厂综合电价为377元/兆瓦, 三厂综合电价为342.3元/兆瓦, 二厂电价比三厂高34.7元/兆瓦, 但综合厂用电率高, 上网电量减少, 发电收益减少。三厂上网电价低, 但综合厂用电率低, 上网电量多, 发电收益增加, 所以三厂发电要优于二厂。 (2) 二厂供电煤耗夏季比三厂高60克/千瓦时左右, 冬天高20克/千瓦时左右。夏季以同样的供电量计算二厂发电得益34.7元/兆瓦, 但煤耗上升多支出42.25元/兆瓦 (按照标煤价650元/吨) , 亏4.55元/兆瓦;冬季煤耗上升多支出9.75元/兆瓦 (按照标煤价650元/吨) , 盈24.95元/兆瓦。所以, 无论是夏季还是冬季, 三厂要尽量多带电负荷。
1.4 二、三厂经济调度优化方案
电、热负荷的分配, 冬季受负荷率影响不明显, 夏季受机组运行方式和全年用电量增长的限制, 电网调度的原则是:以热定电, 对二、三厂负荷分别下达。所以, 只能采取内部机组优化配制来达到提高经济效益的目的。通过机组优化配制年煤耗可降低4.61克/千瓦时, 产生经济效益1575万元, 同时减少温室气体的排放, 产生巨大的经济效益和社会效益。
1.4.1 机组运行方式
(1) 二厂运行方式 (直供热按照150吨/时扣除) 。 (图9)
(2) 三厂运行方式 (图10)
(3) 二、三厂配合运行方式 (图11)
1.4.2 经济调度优化方案和措施
(1) 在夏季由于二厂是供热机组, 机组性能决定了热电比对机组实际煤耗影响较大。所以, 二厂尽量多带热负荷, 降低总体煤耗, 三厂在两台机组运行时, 可以将一台机组解列二级可调整抽汽, 只带一级不可调整抽汽运行。 (2) 春季按照检修计划安排运行方式, 三厂尽量多带电负荷, 增加上网电量, 增加电收入, 二厂带热负荷降低燃料消耗量。可采用方式二运行, 检修工作放在夏季进行, 缩短夏季运行时间20%, 全年煤耗可降低1.26克左右, 节约标煤0.63万吨, 节约成本391万元。 (3) 在夏季尽量申请电网调度争取三厂两台机组运行, 增加低煤耗、上网电量多的机组运行台数, 降低燃料成本。 (4) 在冬季由于受供热负荷大和锅炉出力的影响, 以提高二、三厂锅炉负荷率为准则, 在满足二厂锅炉供石化直供热的条件下, 二厂机组根据运行工况尽量多带工业抽汽, 剩余部分由三厂机组接带, 三厂机组以接带采暖供热为主, 这样有利于降低三厂机组的供电煤耗。可采用方式一运行, 并保持运行稳定性, 延长大负荷方式运行时间, 按照时间延长10%, 全年煤耗可降低2.5克左右, 节约标煤1.5万吨, 节约成本926万元。 (5) 根据日常机组统计和试验数据分析, 机组热效率的顺序依次为#2机组、#1机组、#9机组和#10机组, 在小负荷时应按照此顺序进行运行和负荷分配。 (6) 在二厂和三厂联合运行方式下, 二厂应尽量避免在两炉两机方式下运行。因为在此方式下增加了机组的空耗, 降低了机组负荷率, 对供电煤耗影响较大。同时, 三厂机组根据机组特性曲线要求, 供热时尽量避免180MW负荷以下运行。 (7) 二厂在有条件的情况下用一段抽汽代替13/2.5MPa减温减压器供热, 减少直供热产生的节流损失。 (8) 提高机组负荷率, 保证运行每台机组负荷率在75%以上, 提高主、辅运行稳定性, 减少机组非停。 (9) 保证锅炉需要的煤种供给, 减少偏离值, 并按照西固公司配煤制度进行掺烧, 杜绝由于煤质差、掉焦产生的灭火。 (10) 提高机组安全性, 检修设备修必修好, 设备缺陷早发现、早处理, 保持机组长周期运行, 尽量减少方式六和方式七运行时间, 年降低煤耗0.85克左右, 节约标煤0.42万吨, 节约成本258万元。
2 发挥热电联产优势, 经济调度, 提升指标经济性
2.1 努力保持最佳经济运行方式
在完善并严格执行二、三厂机组经济调度优化方案基础上, 充分发挥公司热电联产机组的优势, 努力争取电网支持, 增加发电负荷, 同时做好电热负荷的匹配调整, 保持最经济方式下运行, 探索机组长周期稳定运行经验来指导生产运行工作。千方百计增加低压力等级机组抽汽供给, 减少较高压力等级蒸汽供给, 控制13/2.5MPa减温减压器投入, 严格控制供热成本, 降低供热煤耗的整体水平。
2.2 加强小指标对标管理
根据运行各岗位职责, 锅炉专业对主蒸汽压力和温度, 再热蒸汽温度, 锅炉反平衡效率 (包括排烟温度、氧量、飞灰炉渣可燃物、锅炉漏风、煤粉细度) , 制粉单耗等指标进行重点监督;汽机专业对给水温度、高加投入率、汽机真空 (包括端差、过冷度、循环水温升) , 给水电耗 (汽耗) 、循环水泵电耗、凝结水泵电耗、汽水损失等指标进行重点监督;电气运行对各变压器空耗, 厂内照明等指标进行重点监督;辅控专业对制水单耗、制水损耗、输煤电耗、除灰电耗等指标进行重点监督, 。加大指标的管控, 执行好滑压运行和参数压红线运行。以小指标来带动煤耗的降低, 以小指标最优实现大指标的可控在控。
2.3 优化辅机和系统运行方式, 减少锅炉辅机的启停次数, 以降低锅炉辅机电耗
运行加强对设备的巡回检查力度, 加强各辅机设备运行电流的监视, 定期进行比对, 出现偏差或异常要及时查找原因, 发现的设备缺陷和隐患, 及时联系并积极创造条件配合处理, 努力降低因辅机设备缺陷影响的电、热负荷。做好各项经济指标日、周、月分析, 及时解决所存在问题, 对大的问题及时研究必要是进行技术攻关。热试组发挥能耗监督和指导作用, 加强对机组检修前后的热力试验工作, 分析机组检修前后的能耗变化情况, 配合节能共同查找能耗变化产生的原因, 降低反平衡煤耗。
2.4 规范运行操作, 杜绝由于运行人员操作不当, 执行不到位造成缺陷的发生和机组降出力等不安全事件的发生
对影响经济性的缺陷进行及时填报, 督促检修消除, 设备部要做好考核, 为安全经济保驾护航, 同时最大限度的适应目前煤种变化的实际情况, 将机组配煤掺烧工作和机组带负荷能力有机结合起来, 努力做到不因配煤掺烧带不上负荷或环保指标超标使机组降低负荷。并要做好配煤和燃烧调整工作, 根据掺配煤质及时调整风量、风压等参数, 提高锅炉燃烧效率, 确保不发生因燃料供应不足或燃煤质量不良造成的炉膛结焦或灭火事故。
摘要：本案例结合企业实际情况, 介绍了以安全生产为基础、经济效益为中心、优化运行为重点, 深入开展“优化运行、经济调度、降耗增效”专项活动, 进一步提高企业规范化、标准化、精细化管理水平, 进一步规范运行管理, 有效促进节能减排, 提高运营效率, 降低生产成本, 增加经济效益的实践经验。
智能电网经济调度运行探讨 篇4
1 基于智能电网的动态经济调度模型
1.1 目标函数
智能电网中电动汽车与可再生能源发电接入可使单一发电商获利模式改变, 在优化目标中需要考虑发电商利益, 同时还要兼顾车主利益以及环境保护需求。鉴于放电会使电池寿命缩短, V2G服务成本升高。从发电商角度考虑应用V2G服务成本较应用常规机组要高, 从而将V2G而使用常规机组;从车组角度考虑, 使用V2G没有经济回报将放弃使用[1]。由此, 智能电网条件下经济调度是多目标、多约束的动态化优化问题, 目标函数可以表示为:
公式中, 不等式约束函数为gi (x) ;而等式约束函数为hj (x) , 优化模型分为四部分, 分别为: (1) 最大发电成本。发电成本既包括燃料成本、停留成本、还包括电动切除发电成本等。 (2) 最低碳排放量。通过使用发电机组进行经济调度可以使碳排放量减少, 从而将环境污染减少。 (3) 最大电网等效负荷率。可再生能源发电外界环境对其的影响较大, 容易增大输出功率, 由此, 可以对电动汽车充放电跟踪功率波动进行优化, 对电网负荷平滑, 从而将发电间歇减少对电网影响较少。电网等效负荷波动与等效负荷符合率存在相关性, 后者越大, 等效负荷波动越小。 (4) 最低电主充电成本。确保车主经济利益最大化是电动汽车参与V2G服务根本保证, 也可以使车主参与积极性增强[2]。
1.2 等式约束
(1) 平衡系统功率:电动汽车与可再生能源入网后, 会使传统发电机组出力出现改变, 从而使系统功率平衡受到影响;
(2) 电动汽车电池量需要与车主行车需要契合, 也是电动汽车根本功能;
(3) 入网后, 各时段电池电量与充放电功率需满足条件, 并要满足行驶前后电池容量条件。
2 模型求解
2.1 求解算法与流程
过去电网经济调度仅考虑到不同时段负荷经济分配, 是一个动态优化的过程。而在电动汽车加入后, 还要对不同时间点电量与电动汽车行驶需求考虑, 这样一来, 模型将更加复杂, 求解难度增大。BSGA-II算法是应用较为普遍的优化算法之一, 引入了拥挤距离概念与精英保留机制, 使计算复杂性降低, 且在优化分解上更加均匀。算法中优化模块有2层, 分为内层与外层, 机组组合为外层优化, 负荷经济分配为内层优化, 且外层优化模块还会将机组停机状态生成, 统计发电数量, 将这些数据传输到分层优化模块内, 整体优化过程由NS-GA-II完成, 内层优化可依据外层传递进行, 通过机组启动与停机状态经济分配每个机组负荷, 然后将机组负荷分配结构传输到外层模块进行综合评估。
2.2 算法改进
在实际计算中采用二进制数字法优化时间过长, 不容易马上将最优解找到, 由此, 对发电机组停机组初始化方法进行修改, 修改内容为:每一个机组随机发电功率、与t时段各机组总发电功率、各机组发电功率比;按t时段负荷重新分配各机组发电功率;按照发电约束条件对发电功率进行调整。
3 算例分析
3.1 数据
(1) 机组数据依据以上优化模型对机组系统进行分析, 24h内机组负荷情况见表1所述, 系统旋转备用设定为15%。
(2) 电动汽车数据
假设电网可供调度电动汽车有2000辆, 将每辆电动汽车功率设定为3k W, 连续充电5h。电动汽车两个时段行驶在路上, 分别为上午7:00~8:00、下午16:00~18:00, 其他时间可与选择的放电。早上7:00出发时SOC为100%, 一个充电、放电周期过后恢复原有的SOC, 平均行驶路程为45英里, 耗电5英里/k W·h。
(3) 可再生能源发电数据
假如电网中风电、光伏发电安装容量为25MW、12MW, 采用分布概率模型对风电与光伏分布建模, 从而生成一个出力数据, 详见图1。
3.2 数据仿真结果
3.2.1 Pareto解集
依据上述模型与优化方法对机组进行仿真计算, NSGA-II参数设置为:N=100, 进化代数为150, 交叉概率Pc=0.8, 变异概率Pm=0.2。
3.2.2 最种方案确定
在不同的Pareto解集中, 可以依据用户需求选择最优方案, 本文确立方案的选择为:先将发电成本减少, 从而使发电商获利机会增大, 采用V2G服务, 而不采用昂贵的机组;其次, 为了使车主更多的选择V2G服务, 需将充电成本减少;将对环境的污染减少;发电使用可再生能源, 为了将电网等效负荷率提高, 优化目标进行优化排序与选择, 最终确立机组优化方案见图2。
通过图2可以看出, 机组1~4承担系统基础负荷, 而机组1、2、3则在较大与中等的模型机组中发电的成本较低, 由此, 一直处于满发电状态。但是其他机组则需要依据发电量多少而对发电量进行调整;机组1~10作为小型发电机组, 发电量少, 在负荷高峰时段可以投入使用。此外, 晚间22:00与第二日的7:00电网负荷较低但是风能较为丰富, 需充分利用这段时间, 为早间出行大下良好基础, 同时还要提高电网负载率。早上7:00~8:00电动车在路上行驶, 停车后SOC会下降, 从8:00~15:00期间可再生能源发电功率也在不断攀升, 但是此阶段电动汽车不需要充电, 因为此阶段的电网负荷处于高峰期, 且负荷最高达1600MW, 且光能功率有限, 由此, 此段时间不宜充电, 而是想电网中输送部分电能, 从而将供电质量提高, 还能将负荷压力减少[3]。此外, 在负荷高峰时段, 充电价格要较平时高, 但是放电的效益较大, 由此, 此阶段适宜放电。16:00~7:00负荷开始下降, 且15:00负荷有所减少, 此阶段充电价格会略低, 适宜充电, 从而使行驶需求满足。18:00~19:00电动汽车已经回到家中, 且此时电网负荷也会降低, 可以对汽车充电, 19:00~21:00电网负荷再次升高, 但风电减少, 电动汽车可以向电网释放电能, 从而将电网压力减轻。
3.2.3 结果对比
本次提出的优化模型应用有着不同效果, 第一种方式:不对可再生能源发电进行考虑, 电网调控中电动汽车仅作为负荷;第二种方式:不对可再生能源发电进行考虑, 电动汽车仅作为负荷也可以作为电源为电网提供辅助服务;第三种方式:对可再生能源发电进行考虑, 电动汽车可作为负荷充电也可以作为电源参与电网辅助服务。三种方法均可以作为等效负荷与负荷率, 在原始负荷下, 需充分利用电网低谷时段, 负荷峰谷差增大下, 等效负荷率则会降低。即使第一种方式在低谷时段充电, 但是负荷高峰没有释放电能, 电网峰荷没有降低。第二种方式在低谷充电, 同时可以向电网放电, 可将峰荷降低。
4 结束语
本文基于智能电网构建了一种动态经济调度模型, 这种模型设计包括可再生能源发电与电动汽车, 将单一电商利益模式打破了, 减少了充电成本与环境污染, 值得进一步研究与采用。
摘要：随着我国经济发展水平的不断提高, 智能电网应用日渐普遍, 促使电网从传统的集中控制转变为分布式控制, 直接对传统电机组功率输出造成影响。电动汽车可为电网提供一系列辅助服务 (V2G) , 从而使过去单一经济调度模式发生改变。车组充电与可再生能源发电间歇性对电网调度能力要求增大, 由此, 本文将使用动态经济调度模型, 对奠定汽车充放电时间与功率进行调节, 以体现智能电网经济调度应用的合理性及有效性。
关键词：智能电网,经济调度,电机功率,调度模式
参考文献
[1]郑漳华, 艾芊, 徐伟华, 施婕, 解大, 韩利.智能电网经济运行的多目标调度优化策略 (英文) [J].电网技术, 2010, 02 (08) :7~13.
[2]李碧君, 周晓宁, 刘强.基于智能电网调度技术支持系统的电网运行安全风险在线防控[J].华东电力, 2014, 06 (21) :1057~1063.
安全经济调度 篇5
关键词：电力系统,经济运行,经济调度
在电力系统开始工作和调度期间, 要想得到很好的结果, 符合经济性指标, 那么对电力系统经济运行和经济调度要有一个全新的理解, 就需参考电力系统的在工作中运行特征, 拟定详细的经济运行方法和经济调度方法, 让电力系统在工作中呈现出众多的经济性成分, 增强电力系统的工作效率, 使电力企业的综合效益得到大大的提高。为了实现效益最大化, 在电力系统工作时, 大家应当对电力系统经济运行和电力经济调度展开进一步分析, 掌控电力经济运行和经济调度的方法, 在电力系统工作期间积极运用这两种措施, 有助于电力系统的进一步发展。
从现在国内电力系统在工作中运行中得知, 根据电力能源的传输特征, 怎样达到电力系统的经济运行和经济调度, 变成了增强电力能源利用率, 增强电力企业一切效益的关键方法。在此认识的基础上, 电力传输时, 当对电力系统经济运行和电力经济调度有一个全方位的理解, 还理解电力系统经济运行和电力经济调度所起的作用以及所具有的价值, 拟定详细的电力系统经济运行措施和电力经济调度方案, 确保电力系统经济运行和电力经济调度可以稳定地运行, 满足电力企业达到生活中的要求。
一、电力系统经济运行和电力经济调度对电力企业的影响
从现在电力传输的工作状态看, 电力系统经济运行和电力经济调度对电力企业所起到的作用和创造的价值, 其重大影响主要在以下几个方面有所体现:
1电力系统经济运行及电力经济调度对增强电力企业经济性具有深远意义
通过采用电力系统经济运行方式, 和对电力传输做到经济调度, 电力传输期间的经济性能够有所体现, 电力企业的经济性相当显著。因此, 这两种措施的选用, 对增强电力企业的经济性具有深远的影响。
2电力系统经济运行及电力经济调度对促进电力企业的发展具有不可或缺的作用
因为电力系统经济运行和电力经济调度增强了电力企业的经济性, 转变成保障电力系统快速运转的关键方法, 所以电力系统经济运行和电力经济调度有助于电力企业的进一步发展, 增大了电力企业的发展质量。
3电力系统经济运行及电力经济调度对增强电力企业的整体效益具有重要意义
由于电力系统经济运行和电力经济调度特点, 和对电力企业经济性的重大作用, 电力系统经济运行和电力经济调度已转变成增强电力企业所有效益的关键方法, 因此, 他们对于增强电力企业的一切效益具有深远的影响。
二、电力系统经济运行的概念及措施
电力系统经济运行便是在确保所有系统安全稳定和电能质量满足标准的条件下, 最大程度地增大电能的生产和输送效率, 减小供电的燃料消耗以及供电成本, 经由对比先挑变压器和电力线路损坏最少的运转模式, 在确保技术稳定、经济合适的情况下, 完全使用现在的装备、元件, 经由一些技术论证, 选取非常好的运转模式、调整负荷、增强功率因数、调节或更换变压器、改造电网等, 在传输相同电量的情况下, 以实现降低系统损耗, 进而实现减少电网损耗以及增强经济效益的目的。因为电网的耗损主要是因变压器耗损和电力线路损耗导致的, 因此对电网的相关改造, 主要是对电网中的一切变压器与电力线路作出择优选择和优化的处理办法, 构建成“安全经济型电网”。电力系统经济运行的详细措施一般为:
1对电网进行适当改造, 减少电力传输中的能耗
为了保证电力系统经济运行, 需要对传统电网进行改造, 对影响电力传输的线路进行维修或者更换, 最大程度减少电能在传输过程中的损失, 有效降低电力传输能耗, 提高电力传输的效率, 满足电力系统运行需要, 提高电力系统经济运行的能力。目前来看, 这一措施的效果已经初步显现出来。
2科学设置变压器功能, 保证变压器经济运行
在电力传输网络中, 变压器是重要的组成部分, 是保证电力系统传输的关键部件, 同时也是关系到电力系统经济运行的关键。因此, 从提高电力系统经济运行的角度出发, 应科学设置变压器功能, 尽可能地降低变压器的电能损耗, 确保变压器经济稳定运行, 增强电力系统的经济性。
3根据实际需要配置电网补偿装置, 适当设定补偿容量
在电力传输网络中, 为了保证电力顺利传输, 需要设置电网补偿装置, 对电力网络的电力传输进行补偿。为了达到提高电力系统传输经济性目的, 根据实际需要配置电网补偿装置, 合理设定补偿容量。因此, 在电力传输过程中, 应对补偿装置引起足够的重视, 并保证补偿容量的合理性。
三、电力经济调度概念及具体措施
电力系统经济调度就是在实现安全和一定电能质量要求的状况下以最大程度地增强运行的经济性, 就是适当地运用所有的能源和设备, 用最少的燃料消耗量确保对用户进行充足地供电。这就要求我们在确保电力生产安全、优质和符合客户用电要求的情况下, 选用多种技术方法和管理手段, 让电力生产设备一直在最好的工作状态, 实现电力系统电能资金最小。
增强电力系统经济运行能力, 是电力企业经营行为的关键内容, 也是我们调度管理的基本要求之一。近几年来, 随着电网的不断发展, 容量越来越大, 备用容量也越来越大, 在满足电网安全运行的情况下, 电网的经济运行也摆在了调度运行人员的面前。电力经济调度的主要措施为:
1根据电网传输需要, 采取实时经济调度
在电网调度过程中, 应考虑电网传输实际, 在用电高峰时期, 增加电网的电力供应量。在用电低谷时期, 减少电网的电力供应量, 保证电网的电力供应量与实际相符, 减少电网能量损失, 提高电力调度的经济性。
2根据电网运行状况, 采取运转备用调度
为了满足电力传输高峰的要求, 以及保证电网日常维修维护, 需要根据电网的实际运行状况, 适时的关闭电力线路, 在保证其他线路正常工作的同时, 减少电力损失。主要能够选用运转备用调度的形式, 增强电力调度的经济性。
3根据电网负荷状况, 采取稳定约束调度
在电力传输过程中, 为了保证电网安全运转, 需要对电网进行负荷计算和安全控制。主要应根据电网负荷情况, 采取安全约束调度的方式, 减小电网负荷, 在确保安全的条件下, 降低电能损失, 实现提高电力调度经济性的目的。
4根据电网的污染状况, 采取环境保护调度
在电力传输期间, 无法避免的对环境造成某种程度的污染, 为了增强电网的环保属性, 减少电网对环境的污染, 降低电能损失, 需要参考电网的实际污染状况, 采纳环境保护调度, 符合电力传输的环保属性, 增强电力调度的经济性。
四、经济调度的经典法
很久以前就相关研究者提出电力系统中机组间发电量最优分配的理念, 到现在已有很久的历史了。这么多年以来, 电力工作者做了大量工作, 取得了不少重大突破。很久以前, 人们一般接受的是:效率高的机组, 别的机组按效率由高到低逐渐分配荷载, 这就是所说的“基本负荷法”。虽然牛顿法求解协调方程式获得了成功, 但由于牛顿法本身的固有特点, 还需对牛顿法进行完善。非常明显这不是有功负荷的最好的分配措施。经典法的研究主要围绕协调方程式的求解速度及解的收敛性问题。在这方面, 国内也进行了许多研究, 并获得了成功。
结语
通过本文的分析可知, 在电力系统的运行过程中, 要想提高其综合效益, 满足电力企业的实际需要, 就要对电力系统经济运行以及电力经济调度一个全方位的理解, 还要仔细弄好电力系统经济运行以及电力经济调度工作, 增强电力系统的经济性。
参考文献
[1]田洪彬.电力电子技术在电力系统中的应用[J].科教新报 (教育科研) , 2011 (22) .
[2]黄海泉.光纤通信在电力系统继电保护中的应用研究[J].硅谷, 2011 (12) .
电力节能环保经济调度分析 篇6
电力是能源消费的主要形式,总体上约为我国能源消耗总量的70%。以电力能源的节约和环保为指导方针,合理利用电力资源,坚持电力的经济调度具有重要意义,所以电力调度方式的改进是一个很好的切入点。电力节能环保经济调度是电力工业作为能源消耗大户节约资源和环境保护的关键措施,并对电力行业乃至社会发展有着深远影响。
1 电力节能环保经济调度理论
1.1 电力节能调度
电能不能储存,只能根据需要时刻调整电力负荷,可以从发电、电网损耗、电力需求等方面出发进行节能调度。
1.1.1 发电节能
对老式水电、火电机组和设备进行改造,提效增容,应用高效火电设备。发展热电联产,提高热能利用率。鼓励核电、新能源和可再生能源转化为电能。统筹利用资源发电,提高效率。
1.1.2 电网损耗节能
优化电网结构,提高电网经济运行水平,加强电网规划建设,合理配置输送线路。降低发电损耗,调整水电、火电、核电、风电等发电功率,实现负载均衡,降低厂用电。推广低损耗、高效节能的变压器,选用自动温控系统。采用高压、高负荷、高功率因数手段输送电能,降低输电线缆损耗。实现电力联网经济调度,减小变电损耗。
1.1.3 电力需求节能
调高用电设备用电效率,节约电能。优化供配电线路及设备,提高电气设备功率因数;做到电力负荷预测,平衡设备负荷;做好用电需求调研,尽可能减小电能需求。
1.2 电力环保调度
1.2.1 问题
电力的大力发展,改变了人类的生活方式,提高了社会发展速度,同时对生态环境也产生了一定程度的影响。不同种类的发电能源对环境的影响如表1所示。
1.2.1. 1 火电对环境的影响
我国超过90%以上的火力发电属于燃煤发电,耗能高,污染严重。火力发电产生大量二氧化硫、氮氧化物、粉尘,二氧化硫会形成硫酸,氮氧化物会形成硝酸,对农作物、建筑、人类健康产生较大影响,粉尘会影响人类呼吸系统。燃烧产生的温室气体,能使气候变暖。
1.2.1. 2 水电对环境的影响
水能是一种无污染清洁能源,是可再生能源。但是在建造水电站的同时,也破坏了河流附近的生态环境,会造成水土流失、泥石流、山体滑坡、地震等地质灾害,并对河流上下游生物繁殖以及生理活动造成很大影响。
1.2.1. 3 核电对环境的影响
核能发电效率较高,较清洁,是一种较理想的电力来源,但核反应废物的排放存在辐射影响,同时一旦核泄漏则后果不堪设想,故核电安全隐患很大。
1.2.1. 4 风电对环境的影响
风能是一种可再生清洁能源,风能发电可减少温室气体的排放,具有很好的发展前景。但风电受地理位置和气候影响较大,且存在占地面积较大的问题。
1.2.1. 5 太阳能发电对环境的影响
太阳能也是一种可再生清洁能源,利用光伏系统太阳能可以直接转换为电能,但其对半导体材料要求较高。不过,随着科技的发展,太阳能发电的转换效率可进一步提高,因而具有很好的发展前景。太阳能发电同样存在占地面积较大的问题。
1.2.2 措施
1.2.2. 1 减少火力发电污染
改变火力发电厂家的污染源处理方式,例如对燃煤发电进行脱硫脱氮处理,对电厂尾气进行处理后再排放等。
1.2.2. 2 优化火力发电结构
改变火力发电以燃煤为主的结构,加大对天然气的利用。采用高效大机组发电,提高发电效率,减少燃煤消耗,降低污染排放量。
1.2.2. 3 积极发展清洁可再生能源发电产业
水能、风能、太阳能都是清洁可再生能源,污染小,可再生,应该提高这些能源的利用率,减少对化石燃料的消耗。核能发电效率很高,也应该在做好安全措施的情况下大力发展。国家应该采取导向性政策,鼓励刺激发展清洁能源发电产业。
1.3 电力经济调度
电力经济调度主要包括以下几个方面:(1)电力负荷智能预测;(2)机组组合;(3)机组功率分配;(4)发电与输电协调;(5)水火电经济协调;(6)联合电力系统经济调度;(7)考虑安全约束的经济调度;(8)考虑网损的经济调度;(下转第13页)(9)考虑环保的经济调度。
电力经济调度必须在实现电力节能和环保调度的基础上进行。
2 电力节能环保经济调度总体分析
传统的电力调度模型由于没有考虑不同能源发电和出力机组成本等因素,故当前其在实际电力调度的应用中存在以下问题:第一,由于火力发电增加环保措施所带来的成本上升,造成火电售价较高;第二,由于风电、太阳能发电投资较高,因而仍优先调度火电。为解决上述问题并适应新情况,我们提出了节能环保经济调度。
节能环保经济调度,要求在安全调度前提下,采用以节能、环保机组发电优先为原则的调度排序方式。它需要对机组的能耗、环保等方面进行综合分析,然后实现调度上的排序,进而达到节约能源、保护环境的目的。依照我国相关法规要求,节能环保经济调度优先级顺序应该为:
(1)无调节能力的风能、太阳能、核能、水能等清洁可再生能源发电。
(2)有调节能力的水能、地热等可再生能源发电。
(3)核能发电。
(4)热电联产发电,包括余热、煤层气等资源的综合利用发电。
(5)天然气、燃煤发电。
(6)燃油发电。
在电力节能环保经济调度中,供电局作为电力供应、销售和输电、变电、配电设施建设运行的主体,须重点做好电网结构优化工作,降低电网在输电、变电、配电过程中的电能损耗,建立环保电能优先调度原则和联合电力系统经济调度体系。
3 结语
电能是我国能源消费的主要形式,也是使用最多的清洁能源,因此,电力节能环保经济调度是当前电力行业发展的重中之重,是节约资源和保护环境的关键措施,对电力行业乃至社会发展有着深远意义。
摘要：鉴于电力节能环保经济调度是当前电力行业发展的重中之重,现对其进行了理论研究和总体分析,以期为今后的工作指明方向。
关键词：电力,节能环保经济调度,理论,总体分析
参考文献
[1]傅林江.火电企业节能降耗任重道远[J].中国电力企业管理,2005(1)
[2]孙嘉平.做好节能工作促进经济社会可持续发展[J].中国电力,2006(9)
地区电网经济调度的主要手段分析 篇7
所谓经济调度, 就是以全网的供电成本最低为目标进行电网调度。在近年来电力供大于求的形势下, 研究电网经济运行, 降低电能损耗, 减小供电成本, 提高企业经济效益, 已成为地区供电公司的一项重要工作, 也是响应国家“建设节约型社会, 实现可持续发展”政策号召的具体体现。如何在保证电网安全的前提下, 进行经济调度、多供少损、降损节能, 这是摆在调度人员面前的一个重要课题。本文结合地区电网的具体特点, 提出了实现经济调度的一些手段。由于地区电网一般不直接调度大、中型电厂的发电计划和出力曲线, 且厂网分开后, 电源投资主体多元化, 故本文所探讨的经济调度手段不涉及发电企业。
1 精心编制运行方式
认真做好负荷预测, 精心编制好电网运行方式, 优化电网结构, 缩小供电半径, 避免潮流长距离和多电压等级变换输送。对于存在两回或两回以上供电线路或其它多种供电方式选择时, 应进行潮流和线损分析, 对几种可能的供电方式进行计算 (如某变电站原来由甲线主供, 乙线备用, 经潮流和线损计算后发现, 如果改由乙线主供将使线损降低0.05%) , 在兼顾可靠性的基础上, 综合确定一种网损较小的运行方式作为正常运行方式。再结合季节性负荷特点, 制定大负荷、小负荷等时期的电网特殊运行方式, 采取措施尽量避免非正常方式, 或者减少非正常方式的运行时间。
2 实现无功就地平衡
无功功率在电网中的传输将增加导线的有功功率损耗。实现无功功率的分层分区就地平衡, 不仅可改善电压质量, 而且有利于提高电网运行的经济性。地区供电公司应严格按照无功功率“分级补偿、就地平衡”的原则, 采取分散补偿与集中补偿相结合的方式, 合理安排和新增无功补偿设备, 最好采用可调式电容器, 避免有的变电站配备的电容器容量过大不能投入运行。应严格考核大工业用户功率因数, 要求其装设电容器组和无功电能表, 并对其采取奖罚制度。调度必须与生技部门相互配合, 及时对系统无功补偿容量进行计算分析。对补偿容量不足的变电站, 应通过升级改造加装电容器组。变电站升级改造、主变增容时, 应根据增加的有功负荷, 同时增加无功补偿设备。调度员要督促做好电容器投退和主变调档工作 (电压高时先调主变档位, 后退电容器;电压低时先投电容器, 后调主变档位) , 合理进行无功补偿, 尽量做到就地平衡, 提高线路功率因数, 避免无功功率的长距离和重复来回输送。有条件的供电公司可以采用电压无功综合调节装置, 实现无功补偿设备和有载调压变压器分接头的综合自动调整, 有效提高变电站10kV母线负荷功率因数, 提高电压合格率。
3 合理调节运行电压
线损计算公式是:△P=[3P2R]/[U (COSφ) ]2×10-3, 由此可以看出, 线路的损耗与电压的平方成反比, 所以, 提高运行电压可有效降低线路损耗。但是, 该公式仅仅计算出线路损耗, 而事实上, 线损除了线路损耗外还包括变压器损耗。变压器损耗包括空载损耗 (铁损) 和短路损耗 (铜损) 两种。空载损耗为不变损耗, 短路损耗只与负载率有关, 从这一点上看, 电压的高低似乎与线损无关。但是, “空载损耗为不变损耗”是在一定条件下 (即电压、频率一定时) 成立的, 而事实上电压是不可能不变的。当电压变化时, 空载损耗与变压器的一次电压成正比。对于地区供电公司来说, 变压器在后半夜大多处于轻载状态, 线损大部分是变压器的空载损耗。此时, 降低运行电压就成为降低线损的最有效途径。所以, 既不是电压高则线损低, 也不是电压低则线损低, 要想降低线损必须合理控制电压。
电力系统的调压措施可以分为两种类型:一类是依靠调节发电机、变压器的输出端电压达到调节网络电压的目的;另一类则是依靠增减无功功率, 改变无功功率分布, 改变网络参数等途径。其具体方法有:改变发电机的端电压, 改变变压器的分接头, 投切电容器、调相机、静止补偿器, 串联、并联电抗器等。
电压的调整必须根据系统的具体要求, 在不同的节点, 采用不同的方法。对于经济运行的线路而言, 固定损耗与可变损耗应基本相等。固定损耗与可变损耗相差较大时, 电网调度部门应从以下两方面进行分析和采取措施:
(1) 固定损耗大于可变损耗。此时线路和设备处于轻负荷状态, 线损绝大部分是变压器的空载损耗, 造成实际线损和计算出的理论线损都比较高。在10kV配电网中, 空载损耗约占总损耗的50%~80%, 特别是在深夜, 因负荷低, 则空载损耗的比例更大。在这种情况下, 需要采取的控制电压措施为:根据变压器空载损耗与线路实际运行电压成正比的关系, 适当降低线路的电压运行水平。通过初步计算, 对于线路固定损耗占70%的10kV线路来说, 当线路运行电压降低5%时, 线路总损耗 (固定损耗+可变损耗) 将降低3.58%。所以说, 在线路负荷低时, 适当降低线路电压运行水平是降低线损的有效方法。另外, 固定损耗大于可变损耗时, 电压过高还会造成变压器、互感器等设备的励磁电流增加, 使设备绝缘损坏。
(2) 固定损耗小于可变损耗。此时线路和设备处于过负荷状态, 也会造成实际线损和计算出的理论线损都比较高。在这种情况下, 需要采取的措施为:根据可变损耗与线路实际运行电压成反比的原理, 适当提高线路电压运行水平。通过初步计算, 一般在35kV及以上供电网络中, 提高运行电压1%, 可降损1.2%左右。在满足电能质量要求的前提下, 调度员应根据电网运行和负荷变化情况, 升高发电机机端电压, 要求发电厂多发无功功率, 以提高全网电压水平。当负荷上升时, 通过调整有载调压变压器的分接头档位、投入电容器、退出电抗器等方法适当提高110kV、10kV母线电压, 以提高110kV电网和10kV配电网的电压水平。在年负荷高峰期, 要求辖区各分公司及时调整配网变压器台档位, 适当提高l0kV变压器低压侧380V配电网的运行电压。
4 科学调整负荷曲线
在负荷高峰时段, 输变电设备输送电流增大, 与负荷电流平方成正比关系的线损也会增加;负荷降低会使输送电流减小, 线损也会减小。在供电量相同的情况下, 负荷峰谷差越大, 线损也越大。变压器的三相负荷不平衡, 既影响变压器的安全运行又增加了线损。对负荷率和线损的相互关系进行分析表明, 如果电网负荷率为100%, 线损组成部分的可变线损将最小。因此, 严格控制两个峰点负荷, 削峰填谷, 提高负荷率, 减小峰谷差, 平衡三相负荷, 对降低线损有积极的作用。调度部门应联合营销部门, 采取各种措施提高负荷率。如:安排用户避峰生产, 尽量安排三班制生产和安排低谷时段生产用电;积极推广和实行峰谷电价政策, 依靠电价杠杆作用, 使用户自觉调整用电负荷和用电时间;采用GPRS无线电力负荷控制装置等技术手段对用户用电进行调控等。
5 组织变压器经济运行
对于有两台及以上主变的变电站, 由于变压器之间技术特性存在差别, 且变压器的有功损耗和无功损耗是随着负荷成非线性变化的, 因此, 就存在选取技术参数好的变压器和最佳变压器运行方式的问题。当变压器经济运行方式的临界运行区确定下来后, 就要求调度和变电站值班人员密切注意负荷变化, 根据季节性负荷特点, 在低负荷时期将负荷集中转移至某台变压器供电, 将其余的变压器转为备用状态, 以减少变压器的空载损耗。对于容性负荷较高的电网, 该措施降损效果十分明显。但要注意的是, 不是按变压器的瞬时负荷来进行倒闸操作, 而是按有规律的较长时间负荷安排操作, 把断路器操作次数控制在每日1~2次。变压器运行台数减少后, 供电可靠性降低了, 为了保障处于备用状态的主变能随时投入运行而执行定期轮换制度, 也增加了主变的倒换操作次数。当系统负荷出现异常波动和事故抢修等重大事件影响变压器经济运行方式时, 调度应根据电网实际情况来灵活应对。[下转第40页[上接第31页]
6 合理安排检修计划
输变电设备的停电改变了电网的正常运行方式, 在相同的供电负荷下, 增加了输变电设备的输送潮流和线损, 对供电的安全可靠性也不利。因此, 调度运行部门在安排年度和月检修计划时, 应统筹兼顾, 优化停电计划, 合理安排检修方式。尽量做到断路器检修与线路检修同步, 一次设备检修与需停电检修的二次设备检修同步;变电站电源进线断路器与本站其它的检修、消缺、清扫工作同步。把110kV线路、主变检修与10kV线路及大工业用户设备检修相配合, 或多安排在节假日低负荷时期检修, 尽量避免重复停电现象发生, 尽可能缩短停电时间以及推广带电作业等, 以增加供电量, 并降低电网检修运行方式时的线损。有计划地综合检修供电线路和设备, 不但降低了电网损耗, 而且减少了停电次数, 有利于提高供电企业的社会声誉和经济效益。
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