网省紧耦合电网实时发电计划优化模型及应用

丁恰，孙骁强，张彦涛，段乃鑫

（1.国电南瑞科技股份有限公司，江苏南京　221006；2.西北电网有限公司，陕西西安　710048）

网省紧耦合电网实时发电计划优化模型及应用

丁恰1，孙骁强2，张彦涛1，段乃鑫2

（1.国电南瑞科技股份有限公司，江苏南京221006；2.西北电网有限公司，陕西西安710048）

随着智能电网调度控制系统逐步推广应用，以安全约束机组组合与安全约束经济调度为核心的发电计划优化模型在国内各级电网得到广泛应用［1-8］。由于短期负荷预测、新能源预测误差等因素影响，电网的实际运行情况与日前制定的运行计划会有一定偏差，在执行过程中需要进行实时发电计划编制，基于超短期负荷预测与超短期新能源预测，滚动修正日前发电计划［9-10］，并与自动发电控制（AGC）实现闭环控制［11］。

在网省两级实时计划的调整过程中，各省一般以地理联络线为关口，通过调整本省调管机组出力来保持省内发受用电平衡，保证省间联络线功率交换按计划运行；网调一般不直接参与省调功率实时平衡的调整过程。而对于网省耦合紧密的区域电网，省内用电负荷由网调机组和省调机组共同承担，当日前预测与超短期预测结果发生偏差时，需要网省两级实时发电计划编制系统协调运行，在省级调管机组和区域调管机组间分配偏差调整量。

本文首先介绍了针对紧耦合电网的网省分担的虚拟功率交换计划（virtual interchange schedule），然后分别对网调和省调建立实时发电计划优化模型，通过网省两级的优化实现实时计划偏差调整量在区域电网和省级电网间的协调分配。为应对网调在局部省区调节能力不足的问题，提出网调多控制区优化模型，实现网调控制机组在省区间的支援，并可量化分析支援大小。通过电网实际运行结果分析，验证所提出的方法的有效性，提高电网调度大范围资源优化能力。

1　虚拟功率交换计划（VIS）

对网省控制区紧耦合电网，网调直调机组与省调机组共同为全省负荷供电，省区地理联络线受省调和网调机组的共同作用影响。当省级电网调节能力有限的情况下两级协调运行的难度更大。

网省间联络线关系如图1所示。以A省为例，省内机组根据机组调度性质不同分为网调调管机组和省调调管机组，网调调管的A省机组称为A省控制区机组，A省控制区机组、A省调管机组和地理联络线交换功率共同承担A省系统负荷。当A省负荷预测、新能源预测出现偏差后，由省调与网调实时计划应用分别更新各自调管范围的机组计划，共同保证A省发受用电平衡。

图1　网省间联络线关系示意图Fig.1　Interchange schedule of regional and provincial grid

根据网省分担的原则，将传统省地理联络线功率交换计划拆分成省调侧虚拟功率交换计划（省调侧VIS）和网调侧虚拟功率交换计划（网调侧VIS），分别定义为：

式中：Pm，max为m省装机容量；为m省网调侧控制区机组总容量。

根据省区负荷发用电平衡关系可知：

合并式（1）—式（4）得：

上式表明，省调侧虚拟功率交换计划与网调侧虚拟功率交换计划之和等于该省地理联络线计划。因此，只要省调和网调在调整过程中跟踪各自虚拟功率交换计划，就可以完成地理联络线执行，同时网省调在实时计划编制过程中可以平行运行，互不干扰，又相辅相成。

2　实时发电计划优化

常规实时计划优化模型［9-11］多以省调为主体对象进行优化，省内负荷与新能源的波动主要由省调自身调管的常规机组承担，保证网省地理联络线计划执行。而在网省分担模式下，网调机组也参与到省调的功率平衡，需要在现有优化模型基础上考虑虚拟功率交换计划控制目标，对网调、省调实时发电计划优化模型进行调整，分别形成省级电网和区域电网实时发电计划优化模型。

2.1省调侧实时发电计划优化模型

在省调常规实时计划优化模型考虑电网平衡、系统备用、机组运行、电网安全等约束条件的基础上［11］，增加省级电网日前虚拟功率交换计划约束，如式（6）所示。

优化目标中设置虚拟功率交换计划约束松弛成本，保证虚拟功率交换计划约束尽量满足，优化目标修正为：

可以发现，优化结果未出现松弛时：

由式（6）减式（1）可得：

上式表明，省调实时发电计划在严格满足省调侧虚拟功率交换计划约束条件下编制机组出力计划，就能实现省调调管机组按照设定的比例来承担本省的负荷预测与新能源预测的总偏差。

2.2网调侧电网实时发电计划模型

2.2.1分控制区优化模型

与省调类似的，网调在常规实时发电计划优化模型所考虑的各类约束条件的基础上，针对每个省控制区引入对应控制区虚拟功率交换计划约束。

此时优化目标修正为：

同样，若优化结果未出现松弛，式（10）减式（2）可得：

上式表明，在严格满足网调侧VIS约束条件下编制网调实时发电计划，可以实现网调侧机组按照设定的比例来承担对应省区的负荷预测与新能源预测的总偏差。

2.2.2多控制区优化模型

网调一般包括多个与各省调调管区对应的控制区，若网调侧各分控制区优化结果未出现松弛，表示通过调节该控制区机组实时发电计划就可以保证网调侧虚拟功率交换计划的执行。

实际运行中，当网调侧某个省控制区虚拟功率交换计划约束无法通过调整该控制区机组来满足时，则需要由其他控制区机组提供支援。此时，提供支援控制区和被支援的功率溢出控制区的虚拟功率交换计划约束都无法严格成立。

为考虑控制区间溢出功能，在分控制区优化模型基础上，增加区域电网各控制区虚拟功率交换计划总平衡约束，建立网调侧多控制区优化模型：

当某控制区无法承担相应的偏差量时，将由其他控制区机组提供支援。上式左侧部分称为网调侧多控制区总计算虚拟。

值得注意的是，这是一个严格等式约束，反映了网调全网功率平衡，如果网调有直供负荷则还需要在等式右侧增加这部分负荷的超短期负荷预测，这里从略。

2.3优化模型求解

紧耦合电网的网省两级实时发电计划优化模型在原有模型基础上进行调整，调整增加的部分为线性模型，且相对原模型规模变化很小，可采用对偶单纯形和切平面等常规方法求解。同时，由于所增加的虚拟功率交换计划约束为软约束，保证优化模型在大多数情况下的可靠收敛性［8］。

2.4实时发电计划闭环执行

网省调在日前、日内计划的基础上以5 min为周期滚动运行实时发电计划模块，发电计划优化调整结果发送给SCADA计划值管理模块，通过厂网交互平台发送给电厂执行，AGC机组在实时发电计划基础上根据频率控制要求进行发电出力调整，完成闭环控制执行。

网调侧实时发电计划还需要将发生溢出或支援后的虚拟功率交换计划的计算值发送至SCADA计划值管理模块，由AGC根据虚拟功率交换计划对各控制区进行实时控制，通过实时计划跟踪虚拟功率交换计划的循环逼近过程，实现区域电网和省级电网两套独立调度系统的协调运行，共同满足各省用电需求。

3　算例分析

3.1概况

本文所提算法已在国内某区域电网及下辖省区投入实际运行，该区域电网直接调管机组101台，下辖的省级电网A包含195台建模机组，省级电网B包含161台建模机组。选取某日11点40分至12点35分负荷水平较高的时段进行优化算例分析，实时发电计划优化周期为5 min，滚动更新未来1 h，共计12个时段的机组出力计划。省A、省B与其对应网调侧控制区调管机组的装机容量比分别为0.703 3/0.296 7和0.549 2/0.450 8。

两省虚拟功率交换计划、网调侧虚拟功率交换计划和地理联络线计划如表1所示。

表1　虚拟功率交换计划及地理联络线计划Tab.1　Plan of the virtual interchange and the geographic interchange

从表1中明显看出，各省地理联络线计划等于省虚拟功率交换计划与网调侧对应控制区虚拟功率交换计划之和。

优化周期内的短期系统负荷预测曲线与超短期负荷预测曲线如图2所示，短期新能源预测和超短期新能源预测曲线如图3所示。

超短期负荷预测和短期负荷预测的偏差、超短期新能源预测和短期新能源预测的偏差及总偏差如表2所示。A，B两省在实时计划调整过程中系统负荷预测变化量各有正负，超短期新能源预测相比于日前预测结果均偏高，B省偏差更大，负荷预测与新能源预测叠加作用后，两省均需上调常规机组出力，其中B省调整量上调量较大。

图2　短期与超短期系统负荷预测Fig.2　Short and ultra short-term system load forecasts

表2　负荷预测和新能源预测偏差Tab.2　System load forecast and new energy forecast bias

3.2网省偏差分配结果分析

对A省的网省两侧进行实时计划优化编制，在跟踪各自虚拟功率交换计划的前提下对日前计划进行滚动偏差调整，区域电网采用分控制区优化模型。

日前计划和实时滚动计划出力曲线及偏差如图4、图5所示。可以看出，省级电网和区域电网两套独立的实时计划编制系统在分别跟踪各自虚拟功率交换计划的前提下对机组日前计划进行滚动出力调整时，能保证总偏差按照装机容量比例分配，网省调管机组共同满足省级电网用电需求，同时保证地理联络线不变。

图3　短期和超短期系统新能源预测Fig.3　Short and ultra short-term new energy forecasts

图4　A省调管机组日前和实时计划出力曲线Fig.4　Day-ahead and real-time plan for province A

图5　A省网调侧机组日前和实时计划出力曲线Fig.5　Day-ahead and real-time plan of A control area

为更清晰地比较A省机组及其对应网调侧控制区机组偏差调整量，以总偏差为基准值，计算省级电网和对应控制区机组调整量的标幺值。

由表3可知，实时计划优化模型保证偏差量按照装机容量百分比分配至省级电网和区域电网对应控制区调管机组，遵守此规则，保证2个独立系统协调运行。

表3　A省调整机组统计信息Tab.3　The total adjustment for province A

3.3网调侧多控制区优化结果分析

算例基础数据不变，区域电网依次求解分控制区和多控制区模型，在A、B两省网调侧控制区考虑溢出/支援。网调侧控制区A和控制区B的虚拟功率交换计划、分控制区计算虚拟、多控制区计算虚拟、分控制区与多控制区计算虚拟的偏差量分别如图6、图7所示。

图6　控制区A虚拟功率交换计划和溢出量Fig.6　Logical interchange plan and overflow of control area A

图7　控制区B虚拟功率交换计划和溢出量Fig.7　Logical interchange plan and overflow of control area B

从图6中可以看出，由于网调侧控制区A机组上调能力不足，无法承担A省的系统负荷与新能源偏差所需相应比例的向上调整量，导致控制区A分控制区优化模型的计算虚拟无法跟踪虚拟功率交换计划，控制区A优化结果发生溢出。而在多控制区优化模型优化后，控制区A计算虚拟和分控制区计算虚拟相同，这是由于控制区A自身发生溢出，已经没有支援能力，仍然无法跟踪虚拟功率交换计划。

从图7中可以看出，控制区B分控制去区优化模型计算虚拟和虚拟功率交换计划相同，说明控制区B可以跟踪交换计划。在多控制区优化模型中，考虑了控制区A和控制区B溢出支援，其计算虚拟无法跟踪虚拟功率交换计划，说明此时控制区B承担了控制区A溢出。

同时还发现，控制区A计算虚拟溢出量等于控制区B多控制区计算虚拟溢出量绝对值相等，控制区A少发电量通过控制区B多发来支援，保证区域电网侧调管机组完全承担应承担的偏差量。

4　结语

省用电负荷和新能源波动需要网省机组共同承担，通常采用网省两级之间守固定联络线功率的方式，但无法适应网省系统联系紧密电网实时运行中的功率调整需求，需要考虑网省分工，将联络线计划责任分解成省调侧和网调侧虚拟功率交换计划进行协同调整。

本文通过建立网调侧考虑控制区之间溢出援助的多控制区协调模型，不仅保证区域电网调管机组完成整体偏差调整量，还可以对溢出和支援进行量化分析，实现了控制资源的大范围优化。

基于本文的网省两级优化模型的实时发电计划优化应用模块已在某区域电网和下辖各省级电网持续上线运行，实际应用效果符合调度运行需求。

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generation scheduling model and its application［J］.Automation of Electric Power Systems，2014，38（6）：117-122（in Chinese）.

（编辑黄晶）

Real-Time Generation Scheduling Optimization Model and Its Application in Tightly Coupled Regional and Provincial Power Grid

DING Qia1，SUN Xiaoqiang2，ZHANG Yantao1，DUAN Naixin2
（1.Nanri Technology Development Co.，Ltd.，Nanjing 210061，Jiangsu，China；2.Northwest Power Grid Co.，Ltd.，Xi'an 710048，Shaanxi，China）

Security constrained economic dispatch（SCED）based generation scheduling is implemented in most power grid dispatching centers in China.Virtual interchange schedule（VIS）is applied to share responsibility for system load in the tightly coupled regional and provincial power grid.This paper comes up with a real-time generation scheduling optimization model，which is used to ensure the execution rate of geographic interchange plan by tracking regional and provincial virtual interchange schedule respectively.The model includes two parts，one for the regional grid and the other for the provincial grid.In order to process the overflow and support between multi-control area，a multi-area coordinated optimization is also proposed.According to the implementation in the actual power grid，the computational results indicate that the proposed optimization method is effective.

security constrained economic dispatch；realtime generation scheduling；control area；multi-level scheduling摘要：由于负荷、新能源功率等不确定性因素的影响，在日前发电计划执行过程中需要利用实时发电计划应用进行滚动修正。对于网省两级耦合紧密的区域电网，网调与省调机组共同承担省内用电负荷，跟随负荷预测偏差与新能源预测偏差进行实时调整，保证发用电平衡，网省间联络线交换功率计划呈动态变化特点。为此，在常规发电计划优化模型基础上，提出针对紧耦合电网的网省分担的虚拟功率交换计划（VIS）约束，建立网调和省调实时发电计划优化模型。针对运行中网调在局部省区调节能力不足的问题，提出网调多控制区优化模型，实现网调控制机组在省区之间的相互支援，并可量化分析支援大小。通过电网实际运行结果分析，验证所提出的方法的有效性，提高电网调度大范围资源优化能力。关键词：安全约束经济调度；实时发电计划；控制区；多级调度

1674-3814（2015）12-0083-06

TM74

A

丁恰（1974—），男，硕士，研究员级高工，主要研究方向为电网调度自动化、电力系统优化运行与经济调度；

孙骁强（1974—），男，硕士，高级工程师，主要研究方向为电网调控技术；

张彦涛（1983—），男，硕士，工程师，主要研究方向为最优化技术、电力系统优化运行和经济调度。

国家自然科学基金资助项目（51177019）。

Project Supported by National Natural Science Foundation of China（51177019）.