基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法

摘要

本发明提供了一种基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法，包括：(1).共享网调与省调的调度计划类数据；(2).对数据进行预处理操作；(3).根据现有模式编制省间联络线计划；(4).计算火电承担的总负荷；(5).编制网调电厂计划；(6).判断网络是否越限，如无越限，计划结束；否则将该支路潮流作为约束条件带入机组计划优化编制模型，重新计算，直到满足潮流约束或者直接达到最大迭代次数为止。本发明提供的基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法，通过数据共享，合理分电，等负荷率目标等多种技术手段实现了网省计划的一次性统一编制，已经极大的提高了计划编制效率和质量，而且提高了计算速度和编制质量。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统领域，具体涉及一种基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法。 

背景技术

从上个世纪80年代末期开始，国外电力市场的发展特别是日前市场的需求驱动了安全约束计划应用软件的发展。近几年国内外日前和实时调度领域，对考虑安全约束的日前计划和实时计划编制提出了迫切需求。经过多年的科研攻关，我国在安全约束经济调度方面取得了不少研究成果，能够在经济调度中充分考虑各种电网安全约束，在计算速度和收敛性方面也取得了突破性进展，并且形成了一整套完成的优化调度体系和功能规范。然而现有的节能发电调度多针对单一的某一级调度机构，对于多级调度之间的调度策略和协调方式较为少见。 

针对多区域多级别的安全约束协调优化调度，由于国外电网运营管理方式的不同针对该问题的研究较为鲜见，其区域之间的电力交换主要是基于电力市场的模式，研究的热点在于电力交换动态限值、基于最优潮流的功率交换以及传输容量和阻塞管理等方面，因此适用我国情况的可借鉴成果较少。 

针对上述情况，本发明提出了一种基于分布式计算和分层协调的网省两级日前发电计划统一编制方法，利用该方法可以极大的加快大规模计划编制工作效率，提高计划编制质量，做到多级调度的统一协调计划。 

发明内容

为克服上述缺陷，本发明提供了一种基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法，通过数据共享，合理分电，等负荷率目标等多种技术手 段实现了网省计划的一次性统一编制，已经极大的提高了计划编制效率和质量，而且提高了计算速度和编制质量。 

为实现上述目的，本发明提供一种基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法，其改进之处在于，所述方法包括如下步骤： 

(1).共享网调与省调的调度计划类数据； 

(2).对数据进行预处理操作； 

(3).根据现有模式编制省间联络线计划； 

(4).计算火电承担的总负荷； 

(5).编制网调电厂计划； 

(6).判断网络是否越限，如无越限，计划结束；否则将该支路潮流作为约束条件带入机组计划优化编制模型，重新计算，直到满足潮流约束或者直接达到最大迭代次数为止。 

本发明提供的优选技术方案中，在所述步骤1中，基于智能电网调度技术支持系统实现网调与省调的调度计划类数据共享；共享的数据包括：省调系统负荷预测、省调母线负荷预测、省调机组开停计划、省调水电计划、省调检修计划和省调断面信息。 

本发明提供的第二优选技术方案中，在所述步骤2中，结合省调上报数据和网直属数据进行数据预处理；所述步骤2包括如下步骤： 

(2-1).根据网、省开机计划，网、省水电计划计算各省可提供的极限发电能力，计算公式如式(1)所示； 

(2-2).根据系统负荷预测和极限发电能力，计算获得外送和购入电力极限，计算公式如式(2)所示； 

(2-3).从智能电网调度技术平台获得当前网络拓扑状态，根据检修计划获得 计划日的网络拓扑，由于通常不会每个时段都有拓扑变化，因此只记录有变化的拓扑状态； 

(2-4).计算获得机组和负荷对支路的灵敏度，计算公式如(3)所示； 

(2-5).根据母线负荷预测和母线对支路灵敏度可计算获得负荷对支路潮流影响程度，计算公式如(4)所示； 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{i,j,\max }=\underset{\mathrm{fn}=1}{\overset{N_f}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{fn},\max }+\underset{\mathrm{hn}=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{hn}}·{\partial }_{i,\mathrm{hn},\max }\\ P_{i,j,\min }=\underset{\mathrm{fn}=1}{\overset{N_f}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{fn},\min }+\underset{\mathrm{hn}=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{hn}}·{\partial }_{i,\mathrm{hn},\min }\end{array},---\left(1\right)\right)$

式中，P_i，j，max为省份i在时段j可提供极大出力，P_i，j，min为省份i在时段j提供的极小出力；N_f，N_h分别为该省的火电总数和水电总数；p_i，j,fn,max，p_i，j,fn,min分别为火电的最大可调出力和最小可调出力；p_i，j，hn为时段j实际水电计划；   和    分别为上最大可调系数，下最大可调系数； 

$\left(\begin{array}{c}{\Delta }_{i,j,\max }=P_{i,d,j}-P_{i,j,\min }\\ {\Delta }_{i,j,\min }=P_{i,d,j}-P_{i,j,\max }\end{array},---\left(2\right)\right)$

式中，Δ_i，j，max，Δ_i，j，min分别为省份i，在时段j可外送的极大和极小功率值，如为负值，则为购入电极小、极大值；P_i，d，j为时段j的系统负荷； 

$\left(\begin{array}{c}{\beta }_{n,\mathrm{ij}}=B_{i,n}^{\prime }-B_{j,n}^{\prime }\\ B^{\prime }=B^{-1}\end{array},---\left(3\right)\right)$

式中，β_n,ij为电网节点n注入功率对支路ij（i，j为节点编号）的灵敏度，B′为节点导纳矩阵B的逆矩阵；B′_i,n为B的逆矩阵的i，n元素值。 

$P_{d,\mathrm{ij}}=\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{\beta }_{n,\mathrm{ij}}·P_{d,n}---\left(4\right)$

式中，P_d,ij为所有母线负荷对支路ij的功率贡献；P_d,n为节点n的母线负荷预 测值；N为母线负荷节点总数。 

本发明提供的第三优选技术方案中，在所述步骤3中，将计划与外送、购入极限进行对比，判断联络线计划是否可行；对于不可行的计划将按照现有调整模式，对联络线计划进行自动调整。 

本发明提供的第四优选技术方案中，在所述步骤4中，根据负荷预测、联络线计划、水电计划计算获得需要火电承担的总负荷，计算公式如公式（5）所示： 

P_i，f，j＝P_i，d，j-P_i，h，j-P_i，l，j     （5） 

式中P_i，f，j，P_i，d，j，P_i，h，j，P_i，l，j分别代表省份i在时段j的总火电计划，系统负荷预测，水电总计划和联络线购入计划。 

本发明提供的第五优选技术方案中，在所述步骤5中，根据网、省机组的开机总容量计算获得网、省的总开机容量，根据总开机容量初步计算网省分别应该承担的负荷，对系统负荷实现网省划分；计算公式如式（6）所示： 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{i,\mathrm{fw},j}=P_{i,f,j}·{\zeta }_{i,w,j}\\ P_{i,\mathrm{fs},j}=P_{i,f,j}·{\zeta }_{i,s,j}\end{array},---\left(6\right)\right)$

式中，P_i,fw,j和P_i,fs,j分别为i在时段j网调火电和省调火电，分别为网调火电和省调火电的分配因子，其计算公式如式（7）所示。 

$\left(\begin{array}{c}{\zeta }_{i,w,j}=\frac{\underset{n=1}{\overset{N_w}{\Sigma }}{u}_{i,n,j}{P}_{i,n,\max }}{\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{u}_{i,n,j}{P}_{i,n,\max }}\\ {\zeta }_{i,s,j}=1-{\zeta }_{i,w,j}\end{array},---\left(7\right)\right)$

式中，u_i，n，j表示省份i中机组n在时段j的开机状态，P_i，n，max表示机组n的最大可调出力，N_w表示省份i的网调机组，N表示省内总机组。 

与现有技术比，本发明提供的一种基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法，通过分析网调计划业务的编制特点，将大区网络按照电网属性进行解列，并将解列的电网采取并行处理方式提高计算效率，将电网分析相关数据处理置于计划编制之前，将纯粹的电网信息变成可供直接计算的“熟数据”直接供计划调用从而减少计划编制过程本身的计算量。在计划编制过程中通过数据预处理技术，减少不可行解空间达到降低反复调整的目的。在电厂计划编制中本发明提出了一种基于开机容量的负荷分担策略，并等负荷率作为计划编制的优化目标，通过上述方式，不但实现了网省计划的统一编制与“三公”调度的实现，还通过负荷划分达到了省内部计划编制的解耦，并提出了在不满足潮流网络约束情况下的解决方案，较好的实现了网省两级调度的日前计划统一协调编制。 

附图说明

图1为基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法的流程图。 

具体实施方式

如图1所示，基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法，包括如下步骤： 

(1).共享网调与省调的调度计划类数据； 

(2).对数据进行预处理操作； 

(3).根据现有模式编制省间联络线计划； 

(4).计算火电承担的总负荷； 

(5).编制网调电厂计划； 

(6).判断网络是否越限，如无越限，计划结束；否则将该支路潮流作为约束条件带入机组计划优化编制模型，重新计算，直到满足潮流约束或者直接达到 最大迭代次数为止。 

在所述步骤1中，基于智能电网调度技术支持系统实现网调与省调的调度计划类数据共享；共享的数据包括：省调系统负荷预测、省调母线负荷预测、省调机组开停计划、省调水电计划、省调检修计划和省调断面信息。 

在所述步骤2中，结合省调上报数据和网直属数据进行数据预处理；所述步骤2包括如下步骤： 

(2-1).根据网、省开机计划，网、省水电计划计算各省可提供的极限发电能力，计算公式如式(1)所示； 

(2-2).根据系统负荷预测和极限发电能力，计算获得外送和购入电力极限，计算公式如式(2)所示； 

(2-3).从智能电网调度技术平台获得当前网络拓扑状态，根据检修计划获得计划日的网络拓扑，由于通常不会每个时段都有拓扑变化，因此只记录有变化的拓扑状态； 

(2-4).计算获得机组和负荷对支路的灵敏度，计算公式如(3)所示； 

(2-5).根据母线负荷预测和母线对支路灵敏度可计算获得负荷对支路潮流影响程度，计算公式如(4)所示； 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{i,j,\max }=\underset{\mathrm{fn}=1}{\overset{N_f}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{fn},\max }+\underset{\mathrm{hn}=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{hn}}·{\partial }_{i,\mathrm{hn},\max }\\ P_{i,j,\min }=\underset{\mathrm{fn}=1}{\overset{N_f}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{fn},\min }+\underset{\mathrm{hn}=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{hn}}·{\partial }_{i,\mathrm{hn},\min }\end{array},---\left(1\right)\right)$

式中，P_i,max为省份i在时段j可提供极大出力，P_i，min为省份i在时段j提供的极小出力；N_f，N_h分别为该省的火电总数和水电总数；p_i,fn,max，p_i,fn,min分别为火电的最大可调出力和最小可调出力；p_i，j，hn为时段j实际水电计划；   和    分别为上最大可调系数，下最大可调系数； 

$\left(\begin{array}{c}{\Delta }_{i,j,\max }=P_{i,d,j}-P_{i,j,\min }\\ {\Delta }_{i,j,\min }=P_{i,d,j}-P_{i,j,\max }\end{array},---\left(2\right)\right)$

式中，Δ_i，j，max，Δ_i，j，min分别为省份i，在时段j可外送的极大和极小功率值，如为负值，则为购入电极小、极大值；P_i，d，j为时段j的系统负荷； 

$\left(\begin{array}{c}{\beta }_{n,\mathrm{ij}}=B_{i,n}^{\prime }-B_{j,n}^{\prime }\\ B^{\prime }=B^{-1}\end{array},---\left(3\right)\right)$

式中，β_n,ij为电网节点n注入功率对支路ij（i，j为节点编号）的灵敏度，B′为节点导纳矩阵B的逆矩阵；B′_i,n为B的逆矩阵的i，n元素值。 

$P_{d,\mathrm{ij}}=\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{\beta }_{n,\mathrm{ij}}·P_{d,n}---\left(4\right)$

式中，P_d,ij为所有母线负荷对支路ij的功率贡献；P_d,n为节点n的母线负荷预测值；N为母线负荷节点总数。 

在所述步骤3中，将计划与外送、购入极限进行对比，判断联络线计划是否可行；对于不可行的计划将按照现有调整模式，对联络线计划进行自动调整。 

在所述步骤4中，根据负荷预测、联络线计划、水电计划计算获得需要火电承担的总负荷，计算公式如公式（5）所示： 

P_i，f，j＝P_i，d，j-P_i，h，j-P_i，l，j      （5） 

式中P_i，f，j，P_i，d，j，P_i，h，j，P_i，l，j分别代表省份i在时段j的总火电计划，系统负荷预测，水电总计划和联络线购入计划。 

在所述步骤5中，根据网、省机组的开机总容量计算获得网、省的总开机容量，根据总开机容量初步计算网省分别应该承担的负荷，对系统负荷实现网省划分；计算公式如式（6）所示： 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{i,\mathrm{fw},j}=P_{i,f,j}·{\zeta }_{i,w,j}\\ P_{i,\mathrm{fs},j}=P_{i,f,j}·{\zeta }_{i,s,j}\end{array},---\left(6\right)\right)$

式中，P_i,fw,j和P_i,fs,j分别为i在时段j网调火电和省调火电，分别为网调火电和省调火电的分配因子，其计算公式如式（7）所示。 

$\left(\begin{array}{c}{\zeta }_{i,w,j}=\frac{\underset{n=1}{\overset{N_w}{\Sigma }}{u}_{i,n,j}{P}_{i,n,\max }}{\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{u}_{i,n,j}{P}_{i,n,\max }}\\ {\zeta }_{i,s,j}=1-{\zeta }_{i,w,j}\end{array},---\left(7\right)\right)$

式中，u_i，n，j表示省份i中机组n在时段j的开机状态，P_i，n，max表示机组n的最大可调出力，N_w表示省份i的网调机组，N表示省内总机组。 

通过以下实施例对基于分布式预处理与分层协调的网省一体化计划编制方法做进一步描述。 

参照附图1：网省两级调度日前发电计划编制的主要步骤流程图。图中，各个模块的工作功能如下： 

1、基于智能电网调度技术支持系统实现网调与省调的调度计划类数据共享。这里包括省调系统负荷预测、省调母线负荷预测、省调机组开停计划、省调水电计划、省调检修计划、省调断面信息等数据的上报共享； 

2、结合省调上报数据和网直属数据进行数据预处理。1）根据网、省开机计划，网、省水电计划计算各省可提供的极限发电能力，计算公式如式（1）所示；2）根据系统负荷预测和极限发电能力，计算获得外送和购入电力极限，计算公式如式（2）所示；3）从智能电网调度技术平台获得当前网络拓扑状态，根据检修计划获得计划日96点网络拓扑，由于通常不会每个时段都有拓扑变化，因此只记录有变化的拓扑状态；4）根据电网分析理论，计算获得机组和负荷对 支路的灵敏度，计算公式如（3）所示；5）根据母线负荷预测和母线对支路灵敏度可计算获得负荷对支路潮流影响程度，计算公式如（4）所示，同样可以按照公式（4）计算机组对支路潮流的影响程度。 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{i,j,\max }=\underset{\mathrm{fn}=1}{\overset{N_f}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{fn},\max }+\underset{\mathrm{hn}=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{hn}}·{\partial }_{i,\mathrm{hn},\max }\\ P_{i,j,\min }=\underset{\mathrm{fn}=1}{\overset{N_f}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{fn},\min }+\underset{\mathrm{hn}=1}{\overset{N_h}{\Sigma }}{p}_{i,j,\mathrm{hn}}·{\partial }_{i,\mathrm{hn},\min }\end{array},---\left(1\right)\right)$

式中，P_i,max为省份i在时段j可提供极大出力，P_i，min为省份i在时段j可提供的极小出力；N_f，N_h分别为该省的火电总数和水电总数；p_i,fn,max，p_i,fn,min分别为火电的最大可调出力和最小可调出力；p_i，j，hn为时段j实际水电计划，由于根据水电类型的不同，水电计划可以做出一定的调整，   分别为上最大可调系数，下最大可调系数。 

$\left(\begin{array}{c}{\Delta }_{i,j,\max }=P_{i,d,j}-P_{i,j,\min }\\ {\Delta }_{i,j,\min }=P_{i,d,j}-P_{i,j,\max }\end{array},---\left(2\right)\right)$

式中，Δ_i，j,max，Δ_i，j，min分别为省份i，在时段j可外送的极大和极小功率值，如为负值，则为购入电极小、极大值；P_i，d，j为时段j的系统负荷。 

$\left(\begin{array}{c}{\beta }_{n,\mathrm{ij}}=B_{i,n}^{\prime }-B_{j,n}^{\prime }\\ B^{\prime }=B^{-1}\end{array},---\left(3\right)\right)$

式中，β_n,ij为电网节点n注入功率对支路ij（i，j为节点编号）的灵敏度，B′为节点导纳矩阵B的逆矩阵。β′_i,n为B的逆矩阵的i，n元素值。 

$P_{d,\mathrm{ij}}=\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{\beta }_{n,\mathrm{ij}}·P_{d,n}---\left(4\right)$

式中，P_d,ij为所有母线负荷对支路ij的功率贡献；P_d,n为节点n的母线负荷预测值；N为母线负荷节点总数。 

3、根据现有模式编制省间联络线计划，将计划与外送、购入极限进行对比，初步判断联络线计划是否可行。对于不可行的计划将按照现有调整模式，对联络线计划进行自动调整。 

4、根据负荷预测、联络线计划、水电计划计算获得需要火电承担的总负荷，计算公式如公式（5）所示。 

P_i，f，j＝P_i，d，j-P_i，h，j-P_i，l，j    （5） 

式中P_i，f，j，P_i，d，j，P_i，h，j，P_i，l，j分别代表省份i在时段j的总火电计划，系统负荷预测，水电总计划和联络线购入计划。 

5、传统的网调电厂计划编制多是靠人工经验开展，通常网调先编制预计划，然后发往省调，省调根据网调计划开始编制计划，省调根据编制结果进行意见反馈，网调根据反馈意见进行计划调整，这种模式下，双方协调困难，效率低下，并且难以保证“三公”电量。针对上述情况，本发明首先根据网、省机组的开机总容量计算获得网、省的总开机容量，然后根据总开机容量初步计算网省分别应该承担的负荷，对系统负荷实现网省划分。计算公式如式（6）所示。 

$\left(\begin{array}{c}{P}_{i,\mathrm{fw},j}=P_{i,f,j}·{\zeta }_{i,w,j}\\ P_{i,\mathrm{fs},j}=P_{i,f,j}·{\zeta }_{i,s,j}\end{array},---\left(6\right)\right)$

式中，分别为i在时段j网调火电和省调火电，分别为网调火电和省调火电的分配因子，其计算公式如式（7）所示。 

$\left(\begin{array}{c}{\zeta }_{i,w,j}=\frac{\underset{n=1}{\overset{N_w}{\Sigma }}{u}_{i,n,j}{P}_{i,n,\max }}{\underset{n=1}{\overset{N}{\Sigma }}{u}_{i,n,j}{P}_{i,n,\max }}\\ {\zeta }_{i,s,j}=1-{\zeta }_{i,w,j}\end{array},---\left(7\right)\right)$

式中，u_i，n，j表示省份i中机组n在时段j的开机状态，P_i，n，max表示机组n的最 大可调出力，N_w表示省份i的网调机组，N表示省内总机组。 

6、在对“三公”电量的考虑方面，本发明将等负荷率作为机组计划编制的控制目标，而月计划电量的等比例完成则由开停机来确保实现，开停机计划属于中长期计划编制范围。按照步骤5根据负荷划分，可以编制网直调电厂和省调电厂预计划，根据步骤2中的数据准备，按照灵敏度和负荷对支路潮流的贡献可以直接计算获得各支路潮流结果。判断网络是否越限，如无越限，计划结束。如网络越限，将该支路潮流作为约束条件带入机组计划优化编制模型，重新计算，直到满足潮流约束或是最大迭代次数为止，完成计划编制。 

上述步骤通过数据共享，合理分电，等负荷率目标等多种技术手段实现了网省计划的一次性统一编制，已经极大的提高了计划编制效率和质量，为进一步提高计算速度和编制质量，本发明提出了分布式计算和分层协调算法。 

1、网络解列，分布计算。对于网调要计算全网的安全约束发电计划，由于网络规模大，计划机组多需要耗费大量的计算时间，但是由于现有的编制模式是先定联络线计划后编机组计划，因此可以根据联络线计划将网络按照地域属性解列，从而对不同的省份可以采取并行处理，分布计算。此时，无论是对电网分析还是计划编制都可以进行并行计算。 

2、分电策略，内部并行。在初步计划中，根据网省计划的调度特性，按照各自的总开机容量对火电负荷实现了自动划分，此时网调计划和省调计划可以并行开展，互不影响。只需要在进行网络安全校验后，当出现潮流越限后才需要进行统一编制。 

3、省内、大区多层次自动协调。第一次协调：根据交易计划和开机计划，初步判断联络线计划合理性，对于不合理计划进行大区内自动调整；第二次协调：根据开机容量自动分配火电负荷，以等负荷率为目标自动协调网省之间的 “三公”电量；第三次协调：根据网络约束情况对网省机组进行自动判断的统一建模调整初始计划，使之既满足“三公”计划又实现安全约束。 

需要声明的是，本发明内容及具体实施方式意在证明本发明所提供技术方案的实际应用，不应解释为对本发明保护范围的限定。本领域技术人员在本发明的精神和原理启发下，可作各种修改、等同替换、或改进。但这些变更或修改均在申请待批的保护范围内。