一种负荷调峰方法及装置与流程

1.本发明涉及电力系统调控技术领域，尤其涉及一种负荷调峰方法及装置。


背景技术：

2.由于新能源发电的不确定性问题、负荷预测的准确性问题以及风电可能存在的反调峰特性将严重加剧沿海地区电网的调峰压力，而传统火电调峰及传统电源组合的联合调峰方式也逐渐开始不能满足日益增长的调峰压力。
3.进一步地，调峰压力增长而调峰能力不足不仅会加剧新能源消纳问题，造成大量的弃风弃光，还会迫使传统常规机组频繁启停，破坏电网的经济调度原则，甚至会造成大规模的停电事故，电力系统的安全性和灵活性降低。
4.由上述可得，现有的负荷调峰方法无法解决调峰压力增长的问题，从而导致电力系统的安全性低下。


技术实现要素：

5.本发明实施例提供一种负荷调峰方法及装置，能够有效提高电力系统的安全性。
6.本技术实施例的第一方面提供了一种负荷调峰方法，包括：
7.获取电力系统中的成本数据，并根据成本数据建立系统运行成本函数；其中，成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；
8.根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；其中，碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成；
9.根据电力系统中的运行数据，建立总目标函数的约束条件；
10.根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据调峰策略对电力系统进行负荷调峰。
11.在第一方面的一种可能的实现方式中，根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，具体为：
12.根据层次分析法对总目标函数进行赋权，得到调峰减碳优化模型；
13.根据纵横交叉智能优化算法，结合约束条件，对调峰减碳优化模型进行求解，得到调峰策略。
14.在第一方面的一种可能的实现方式中，总目标函数的约束条件，包括：
15.由机组出力上下限约束、可中断负荷参与负荷调控的上下限约束、机组爬坡约束、发电机组运行时间约束及机组启停约束、燃煤机组调峰深度约束、燃煤机组旋转备用约束、抽蓄发电机组抽发工况约束、抽蓄发电机组工作台数约束、抽蓄电站水位及其变动约束、柔性负荷中断及连续运行时间约束和电力平衡约束。
16.在第一方面的一种可能的实现方式中，系统运行成本函数具体为：
17.of＝cr+cg+cn+ch+c
lng
+c
zd
+c
zy
+c
py
；
18.其中，of为系统运行成本函数；cr为燃煤机组运行成本；cg为燃煤机组调峰成本；cn为核电机组运行及调峰成本；ch为抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本；c
lng
为购气成本；c
zd
为可中断负荷参与负荷调控的成本；c
zy
为可转移负荷参与负荷调控的成本；c
py
为可平移负荷参与负荷调控的成本。
19.在第一方面的一种可能的实现方式中，碳排放治理成本函数具体为：
[0020][0021]
其中，oc为碳排放治理成本函数；p
j,t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的计划发电功率；p
t,j,t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的参与的调峰电功率；为电力系统中第j种发电机组在t时段所对应的碳排量系数；cj→c为电力系统中第j种发电机组所对应的碳排放量单位治理成本。
[0022]
在第一方面的一种可能的实现方式中，电力系统的总目标函数，具体为：
[0023]
o＝min(ω1of+ω2oc)；
[0024]
其中，o为总目标函数；ω1为系统运行成本函数的权重系数；ω2为碳排放治理成本函数的权重系数。
[0025]
本技术实施例的第二方面提供了一种负荷调峰装置，包括：获取模块、第一建立模块、第二建立模块和调峰模块；
[0026]
其中，获取模块用于获取电力系统中的成本数据，并根据成本数据建立系统运行成本函数；其中，成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；
[0027]
第一建立模块用于根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；其中，碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成；
[0028]
第二建立模块用于根据电力系统中的运行数据，建立总目标函数的约束条件；
[0029]
调峰模块用于根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据调峰策略对电力系统进行负荷调峰。
[0030]
在第二方面的一种可能的实现方式中，根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，具体为：
[0031]
根据层次分析法对总目标函数进行赋权，得到调峰减碳优化模型；
[0032]
根据纵横交叉智能优化算法，结合约束条件，对调峰减碳优化模型进行求解，得到调峰策略。
[0033]
在第二方面的一种可能的实现方式中，总目标函数的约束条件，包括：
[0034]
由机组出力上下限约束、可中断负荷参与负荷调控的上下限约束、机组爬坡约束、发电机组运行时间约束及机组启停约束、燃煤机组调峰深度约束、燃煤机组旋转备用约束、
抽蓄发电机组抽发工况约束、抽蓄发电机组工作台数约束、抽蓄电站水位及其变动约束、柔性负荷中断及连续运行时间约束和电力平衡约束。
[0035]
在第二方面的一种可能的实现方式中，系统运行成本函数具体为：
[0036]
of＝cr+cg+cn+ch+c
lng
+c
zd
+c
zy
+c
py
；
[0037]
其中，of为系统运行成本函数；cr为燃煤机组运行成本；cg为燃煤机组调峰成本；cn为核电机组运行及调峰成本；ch为抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本；c
lng
为购气成本；c
zd
为可中断负荷参与负荷调控的成本；c
zy
为可转移负荷参与负荷调控的成本；c
py
为可平移负荷参与负荷调控的成本。
[0038]
相比于现有技术，本发明实施例提供的一种负荷调峰方法及装置，所述方法包括：获取电力系统中的成本数据，并根据成本数据建立系统运行成本函数；其中，成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；其中，碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成；根据电力系统中的运行数据，建立总目标函数的约束条件；根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据调峰策略对电力系统进行负荷调峰。
[0039]
其有益效果在于：本发明实施例在对电力系统进行负荷调峰的过程中，根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数建立电力系统的总目标函数，构建含燃煤机组、核电机组、抽水蓄能、还有可中断负荷、可转移负荷以及可平移负荷参与负荷调控参与负荷调控的协同配置优化模型，根据该协同配置优化模型进行联合调峰，能够解决现有技术中由于使用常规机组调峰以及使用传统电源联合调峰仍无法解决的调峰压力过大的问题，从而有效提高电力系统的安全性。
[0040]
同时，本发明实施例采用燃煤机组、核电机组、抽水蓄能，以及根据中断负荷、可转移负荷以及可平移负荷参与负荷调控参与负荷调控进行联合调峰，不仅可以有效减少碳排放量，还可以避免常规机组的频繁启停，提高了系统的灵活性。
[0041]
最后，对于双目标函数(即总目标函数)的优化问题，采用层次分析法对各指标进行重要性评估并通过赋予相应权重将双目标函数组合成为单目标优化问题；最后通过纵横交叉智能优化算法对本发明提出的新型电力系统调峰减碳效益优化模型进行求解，得到最优的运行策略，能够实现对于电力系统的调峰策略的快速精准计算，从而提高了电力系统的负荷调峰效率。
附图说明
[0042]
图1是本发明一实施例提供的一种负荷调峰方法的流程示意图；
[0043]
图2是本发明一实施例提供的一种负荷调峰装置的结构示意图。
具体实施方式
[0044]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于
本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
[0045]
参照图1，是本发明一实施例提供的一种负荷调峰方法的流程示意图，包括s101-s104：
[0046]
s101：获取电力系统中的成本数据，并根据成本数据建立系统运行成本函数。
[0047]
其中，成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本。
[0048]
在本实施例中，所述系统运行成本函数具体为：
[0049]
of＝cr+cg+cn+ch+c
lng
+c
zd
+c
zy
+c
py
；
[0050]
其中，of为所述系统运行成本函数；cr为所述燃煤机组运行成本；cg为所述燃煤机组调峰成本；cn为核电机组运行及调峰成本；ch为抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本；c
lng
为购气成本；c
zd
为可中断负荷参与负荷调控的成本；c
zy
为可转移负荷参与负荷调控的成本；c
py
为可平移负荷参与负荷调控的成本。
[0051]
进一步地，上述成本数据的计算公式具体为如下：
[0052][0053][0054][0055][0056][0057][0058]
[0059][0060]
其中，t为一个时间周期，m0为燃煤机组数；f
g,it
为燃煤机组燃料成本，一般表示为其中a
g,i
、b
g,i
、c
g,i
为成本系数，p
g,it
为燃煤机组i在t时刻的发电功率；μ
g,it
表示燃煤机组i在t时刻的运行状态，为0-1变量，若燃煤机组处于运行状态则取1，停机状态取0；s
git
为燃煤机组的启停成本，s
g，it
＝α
g，i，tsi，start
+β
g，j，tsi，stop
；α
g，it
为0-1变量，当燃煤机组i在t时刻由停机状态转变为运行状态时，α
g,it
取1，否则取0；同理，β
g,it
为0-1变量，当燃煤机组i在t时刻由运行状态转变为停机状态时，β
g,it
取1，否则取0；s
i,start
为燃煤机组i启动一次的费用、s
i,stop
为燃煤机组i停机一次的费用；c
gt
为燃煤机组调峰成本系数；μ
t,g,it
表示燃煤机组i在t时刻是否参与调峰的布尔变量，若参与调峰取1，否则取0；p
t,g,it
表示燃煤机组i在t时刻参与调峰的功率；a
n,i
表示核电机组i的运行成本常数项、b
n,i
表示核电机组i的核燃料成本系数；m1表示核电机组台数；c
nt
为核电调峰成本系数，其综合了调峰引起的额外附加燃料成本和安全成本，可表示为：c
nt
＝c
nt，f
++σc
nt，s
，其中c
nt,f
表示核电调峰燃料成本系数、c
nt,s
表示核电调峰安全成本系数；σ为核电安全价值系数，用于平衡核电调峰的经济性和安全性；p
t,n,it
表示核电机组i在t时刻调峰的功率、p
d,n,it
表示核电机组i在t时刻的计划发电功率，其满足关系表达式p
t，n，it
＝p
n，it-p
d，n，it
；基于实际的核电站运行情况，在满足自身安全、稳定的前提下可以采用日负荷跟踪运行的方式，即按照“12-3-6-3”的方式运行，该方式下核电机组可以在一天的时间周期内进行12h满功率运行，后经过3h线性降低至低功率运行并持续6h，再经过3h的线性上升再次达到满功率运行状态，此为一个循环周期且由于安全原因考虑，核电机组不停机，p
n,it
表示核电机组i在t时刻的发电功率：p
n，jt
＝c
it
(p
n，i min
+δp
n，i
)+d
it
(p
n，i min
+2δp
n，i
)+a
it
p
n，i max
+b
it
p
n，i min
；其中，p
n，i，max
表示核电机组i的最大发电功率、p
n，i，min
表示核电机组i的最小发电功率；a
it
、b
it
、c
it
、d
it
表示核电机组运行状态0-1标志量并在核电机组运行约束中体现；δp
n，it
表示核电机组i每小时的功率变化量；m2为抽蓄机组数量；s
h，it
为抽蓄启停损耗成本，表达式为：
[0061]sh，it
＝[(α
h，it
(1-α
h，it-1
)+β
h，it
(1-β
h，it-1
))c
h，start
+(α
h，jt-1
(1-α
h，it
)+β
h，it-1
(1-β
h，it
))c
h，stop
]；
[0062]
其中，α
h，it
表征t时刻第i台抽蓄机组是否处于发电工况的布尔型变量、β
h，it
表征t时刻第i台抽蓄机组是否处于抽水工况的布尔型变量，发电工况时α
h，it
取1，抽水工况时则取0，β
h，it
则与α
h，it
取值相反；c
h，start
为单台抽蓄机启动一次的费用、c
h，stop
为单台抽蓄机停机一次的费用；e
h，it
为抽水成本，其表达式为：e
h，it
＝p
β，h，it
δtc
price，t
，其中，p
β，h，it
为第i台抽蓄机组在t时刻的抽水功率；δt为持续抽水或发电时间；c
price，t
为t时刻的上网电价；m3为燃气发电机组台数；r
lng
为天然气购气价格，由于电网向各天然气公司的采购天然气的模式一般以长期合同为主，从激励消费的角度出发通常购气量越大，价格就越低，则天然气购买费率结构表达式为：
[0063][0064]
其中，f
gt，it
为第i台燃气发电机在t时段的天然气耗量，其表达式为：f
gt，it
＝e
gt，it
/η
gt，it
，则燃气发电机组的总耗气量表达式为：e
gt，it
为第i台燃气发电机在t时刻提供的电能量，则燃气发电机组可提供电能量表达式为：e
gt，it
＝p
gt，it
δt，其中，p
gt，it
为第i台燃气发电机在t时刻的发电功率，η
gt，it
为第i台燃气发电机在t时刻的发电效率，而燃气发电机的发电效率一般会随着机组发电量的减少而下降，可以采用三阶数学模型对燃气发电机的发电效率进行构建，表达式为：其中，a
gt，i
、b
gt,i
、c
gt,i
、d
gt,i
分别为第i台燃气发电机的效率系数，为第i台燃气发电机在t时刻发电功率的标幺值；p
zd,t
表示在t时刻可中断负荷参与负荷调控而中断的电功率；c
zd,price
表示可中断负荷的单位功率补偿价格；μ
zd,t
表示t时刻可中断负荷是否参与负荷调控的布尔变量，t时刻发生负荷中断则取1，否则取0；c
zy,price
为可转移负荷单位功率补偿价格；μ
zy,t
为[t
zy-,t
zy+
]内是否发生转移负荷的布尔变量，发生负荷转移则取1，否则取0；[t
zy-,t
zy+
]为时间周期t内可进行负荷转移的时间段；p
zy,t
为可转移负荷参与负荷调控后t时段的电功率；c
zy,price
为可平移负荷单位功率补偿价格；μ
py,i
为时间周期内第i类负荷是否发生平移的布尔型变量，发生负荷平移则取1，否则取0；p
py,i,total
为第i类可平移负荷参与负荷调控后的负荷总量，其表达为且其中，l
py,i,total
为第i类可平移负荷参与负荷调控前的负荷总量；p
py,i,t
表示t时段第i类可平移负荷参与负荷调控后的负荷量、l
py,i,t
表示t时段第i类可平移负荷参与负荷调控前的负荷量；n表示可平移负荷的种类。
[0065]
s102：根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数。
[0066]
其中，碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成。
[0067]
在本实施例中，所述碳排放治理成本函数具体为：
[0068]
[0069]
其中，oc为所述碳排放治理成本函数；p
j,t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的计划发电功率；p
t,j,t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的参与的调峰电功率；为电力系统中第j种发电机组在t时段所对应的碳排量系数；cj→c为电力系统中第j种发电机组所对应的碳排放量单位治理成本。
[0070]
s103：根据电力系统中的运行数据，建立总目标函数的约束条件。
[0071]
在本实施例中，所述电力系统的总目标函数，具体为：
[0072][0073]
其中，o为所述总目标函数；ω1为所述系统运行成本函数的权重系数；ω2为所述碳排放治理成本函数的权重系数。
[0074]
进一步地，ω1、ω2由层次分析法求得，且0≤ω1≤1、0≤ω2≤1、ω1+ω2＝1；of为以系统运行及调峰成本的目标函数，即系统运行成本函数；oc为以治理系统发电及调峰产生的碳排放量建立的目标函数，即碳排放治理成本函数，并将其作为碳排放量指标。
[0075]
在本实施例中，所述总目标函数的约束条件，包括：
[0076]
由机组出力上下限约束、可中断负荷参与负荷调控的上下限约束、机组爬坡约束、发电机组运行时间约束及机组启停约束、燃煤机组调峰深度约束、燃煤机组旋转备用约束、抽蓄发电机组抽发工况约束、抽蓄发电机组工作台数约束、抽蓄电站水位及其变动约束、柔性负荷中断及连续运行时间约束和电力平衡约束。
[0077]
进一步地，构建总目标函数的约束条件所需要的参数源于电力系统中的运行数据，则上述约束条件的表达式如下所示：
[0078]
(1)机组出力上下限约束：
[0079]
μ
g，it
p
g，imin
≤p
g，it
≤μ
g，it
p
g，imax
；
[0080]
p
n，imin
≤p
n，it
≤p
n，imax
；
[0081][0082][0083]
0≤p
wind，it
≤p
wind，i，rated
；
[0084]
0≤p
pv，it
≤p
pv，i，rated
；
[0085]
其中，p
g，j，max
为已知燃煤机组i的出力上限、p
g，j，min
为已知燃煤机组i的出力下限；p
α，h，max
表示抽蓄机组发电功率的上限、p
α，h，min
表示抽蓄机组发电功率的下限；p
β，h，max
表示抽蓄机组抽水功率的上限、p
β，h，min
表示抽蓄机组抽水功率的下限；p
β，h，it
表示在t时刻时第i台抽蓄机组的抽水功率、p
α，h，it
表示在t时刻时第i台抽蓄机组发电功率；为第i台燃气发电机的额定功率；μ
gt，i，off
表示第i台燃气发电机需要进行强制停机的系数。燃气发电机组的发电功率下降到切除功率以下时需要停机，否则燃气发电机组会以很低的发电效率继续运行而影响利用率和经济性；p
wind，it
为t时刻第i台风力发电机的发电功率；p
wind，i，rated
为第i
台风力发电机的额定功率；p
pv，it
为t时刻第i个光伏发电机组的发电功率；p
pv，i，rated
为第i个光伏发电机组的额定功率。
[0086]
(2)可中断负荷参与负荷调控的上下限约束：
[0087]
p
zd，t，min
≤p
zd，t
≤p
zd，t，max
；
[0088]
其中，p
zd，t，min
表示为t时刻可中断负荷的中断电功率的最小值、p
zd，t，max
表示为t时刻可中断负荷的中断电功率的最大值。
[0089]
(3)机组爬坡约束：
[0090]-p
gu
≤p
g，it-p
g，it-1
≤p
gu
；
[0091]-k
gt，di
δt≤p
gt，it-p
gt，it-1
≤k
gt，ui
δt；
[0092]
其中，p
gu
为燃煤机组在单位时间段内最大爬坡功率；k
gt，ui
为第i台燃气发电机的加载速率、-k
gt，ui
为第i台燃气发电机的减载速率。
[0093]
(4)发电机组运行时间约束及机组启停约束：
[0094][0095][0096][0097]
其中，g
on,i,t-1
表示第i台燃煤机组在t-1时刻的连续开机小时数；g
off,i,t-1
表示第i台燃煤机组在t-1时刻的关机小时数；t
on,i
表示第i台燃煤机组的最小开机小时数；t
off,i
表示第i台燃煤机组的最小关机小时数；α
gt,it
表示为第i台燃气发电机在t时刻的工作状态，运行状态则取1，停机状态则取0；t
ia
表示核电机组以最大功率运行的最小持续时间、t
ib
表示核电机组以最低功率运行的最小持续运行时间。
[0098]
(5)燃煤机组调峰深度约束：
[0099]
p
′
g，imin
≤p
g，it
≤p
g，imax
；
[0100]
μ
t，g，it
p
t，g，it
≤g
g，it
；
[0101][0102]
其中，g
g,it
为燃煤机组的可调峰幅度；p
′
g，i min
表示允许火电参与调峰的容量下限；
[0103]
(6)燃煤机组旋转备用约束：
[0104][0105]
其中，r
uw,t
为在t时刻系统负荷正备用需求量、r
dw,t
为在t时刻系统负荷负备用需求量，主要考虑由燃煤机组提供发电系统所需的备用容量。
[0106]
(7)抽蓄发电机组抽发工况约束：
[0107][0108]
其中，αh、βh都为0-1变量，发电工况时αh取1，βh取0。抽水时则βh取1，αh取0。
[0109]
(8)抽蓄发电机组工作台数约束：
[0110][0111]
其中，抽蓄电站在发电或抽水工况时，可运行的最大抽蓄发电机组台数为m2。
[0112]
(9)抽蓄电站水位及其变动约束为：
[0113][0114]
其中，e
h,t
表示t时刻抽蓄电站上水库水位；e
h,max
为上水库水位的上限、e
h,min
为上水库水位的下限；η
α
为抽蓄发电机组发电电量与水量间的转换系数；η
β
为抽蓄发电机组抽水水量与电量间的转换系数；e
h,t0
为抽蓄机组工作前的初始时刻电站上水库水位、e
h,tend
为抽蓄机组工作前的末时刻电站上水库水位，在一个运行时间周期内抽蓄发电机组的抽水量和其用于发电的水量必须保持平衡。
[0115]
(10)柔性负荷中断及连续运行时间约束：
[0116][0117][0118][0119]
其中，t
zd,max
为负荷最大中断持续时间；t
zd,min
为负荷最小中断持续时间；s
zd,max
为负荷最大中断总时长；s
zd,min
为可转移负荷参与负荷调控的最小连续运行时间；t
py，i，d
表示第i类可平移负荷的原始用能持续时间、t
′
py，i，d
表示第i类可平移负荷参与负荷调控后的用能持续时间；[t
py-,i
,t
py+,i
]表示第i类可平移负荷可以接受平移的时间段；t
py,i,start
表示第i类可平移负荷参与负荷调控后的起始时间段集合；
[0120]
(11)电力平衡约束：
[0121][0122][0123][0124][0125][0126]
其中，ψ
zy
为布尔变量，代表可转移负荷是否参与负荷调控。参与负荷调控则ψ
zy
取1，否则取0；l
zy,t
为可转移负荷参与负荷调控前t时段的电功率；ψ
py，j
为布尔变量，其代表第i类可平移负荷的平移状态量，发生平移时则ψ
pyj
取1，否则取0；m4为风电机组的个数，m5为太
阳能光伏机组的个数；为t时刻的需求负荷预测量；p
load,t
为t时刻的真实需求负荷量；表示因新能源出力的不确定性以及风电反调峰特性所造成的实际负荷值与预测负荷值间的偏差，即为各发电机组需要提供的总调峰量大小。
[0127]
s104：根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据调峰策略对电力系统进行负荷调峰。
[0128]
在本实施例中，所述根据所述总目标函数和所述约束条件求解得到电力系统的调峰策略，具体为：
[0129]
根据层次分析法对所述总目标函数进行赋权，得到调峰减碳优化模型；
[0130]
根据纵横交叉智能优化算法，结合所述约束条件，对所述调峰减碳优化模型进行求解，得到所述调峰策略。
[0131]
在一具体实施例中，求解得到电力系统的调峰策略具体包括以下步骤：
[0132]
(1)、基于层次分析法的权系数处理与计算：
[0133]
通过评估分析经济指标以及碳排放量指标彼此间的重要性，构造判断矩阵，i、j的参考值由表1确定，表1如下所示：
[0134][0135][0136]
表1：矩阵a
ij
标度判断示意表
[0137]
(2)一致性校验
[0138]
求得判断矩阵a后，通过一致性校验来获得更客观、更准确的权重结果，其校验步骤包括s1101-s1105：
[0139]
s1101：构造判断矩阵a；
[0140]
s1102：求取矩阵a的最大特征值λ
max
；
[0141]
s1103：计算一致性指标ci，ci＝(λ
max-n)/(n-1)；
[0142]
s1104：计算一致性比率cr，cr＝ci/ri；
[0143]
s1105：当cr＜0.1时，一致性校验完毕；当cr≥0.1时，重新调整矩阵a并执行步骤s1101。
[0144]
其中，ri为大量随机试验所获得的平均数据。
[0145]
(3)权重计算：
[0146]
利用公式aω’＝λ
max
ω’求解得到最大特征值λ
max
所对应的特征向量ω’。对其进行归一化处理：
[0147][0148]
ωi为归一化后的权重值；n为指标总数；ω
′i为归一化前权重值。则可以通过层次分析法得到新型电力系统调峰减碳效益优化模型中的ω1和ω2的取值。
[0149]
(4)优化模型求解方法：
[0150]
采用纵横交叉智能优化算法对新型电力系统调峰减碳效益优化模型(即总目标函数)进行求解，得到电力系统的调峰策略，调峰策略具体包括：燃煤机组、核电机组、抽水蓄能、燃气机组、风电机组、光伏机组的最优电源容量配置以及柔性负荷参与负荷调控的最优策略。
[0151]
其中，燃煤机组作为传统的调峰手段，受到启停以及碳排放的制约，作为系统单一的调峰手段已不能满足调峰需求。而与此同时，核电技术的不断进步，使得核电机组具备了调峰性能且其具备较强的日负荷跟踪能力和调峰灵活性；抽水蓄能机组具有双倍调峰效果，其可在负荷低谷时抽水填谷，而在负荷高峰时发电运行削峰，是其它常规电源无法比拟的高效调峰手段；柔性负荷参与负荷调控是从“荷”端出发，通过需求侧管理技术优化负荷曲线，从而也可以同样起到调峰的作用。将这些手段联合起来以应对日益增长的调峰压力是切实可行的。
[0152]
本发明实施例具体包括以下步骤：
[0153]
多样数据集的构建；新型电力系统调峰减碳效益优化模型的构建；新型电力系统调峰减碳效益优化模型约束条件的构建；新型电力系统调峰减碳效益优化模型的求解。
[0154]
进一步地，根据历史数据及能源分布，包括各发电机组数量、风速、日照强度、核电运行模式、抽蓄电站水位、负荷预测等构建多样数据集，具体为：
[0155]
s1201：收集各发电机组数量：燃煤机组m0台；核电机组m1台；抽水蓄能机组m2台；燃气机组m3台；风电机组m4台；光伏机组m5台。收集风速数据v
wind,it
和日照强度s
pv,it
，分别通过双参数weibull分布和beta分布进行拟合，生成风电出力数据p
wind,it
和光伏出力数据p
pv,it
。
[0156]
s1202：收集核电运行模式数据，选择日负荷跟踪运行的方式，按照“12-3-6-3”的方式运行。
[0157]
s1203：收集抽蓄电站水位数据：e
h,max
即抽蓄电站的上水位，e
h,min
即抽蓄电站的下水位。
[0158]
s1204：收集负荷预测数据：真实负荷需求量p
load,t
和负荷预测量
[0159]
多样数据集构建完毕后，可后续步骤中总目标函数的求解提供所需要的各个数值数据。
[0160]
为了进一步说明负荷调峰装置，请参照图2，图2是本发明一实施例提供的一种负荷调峰装置的结构示意图，包括：获取模块201、第一建立模块202、第二建立模块203和调峰模块204；
[0161]
其中，所述获取模块201用于获取电力系统中的成本数据，并根据所述成本数据建立系统运行成本函数；其中，所述成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；
[0162]
所述第一建立模块202用于根据所述系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；其中，所述碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成；
[0163]
所述第二建立模块202用于根据电力系统中的运行数据，建立所述总目标函数的约束条件；
[0164]
所述调峰模块203用于根据所述总目标函数和所述约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据所述调峰策略对电力系统进行负荷调峰。
[0165]
在本实施例中，所述根据所述总目标函数和所述约束条件求解得到电力系统的调峰策略，具体为：
[0166]
根据层次分析法对所述总目标函数进行赋权，得到调峰减碳优化模型；
[0167]
根据纵横交叉智能优化算法，结合所述约束条件，对所述调峰减碳优化模型进行求解，得到所述调峰策略。
[0168]
在本实施例中，所述总目标函数的约束条件，包括：
[0169]
由机组出力上下限约束、可中断负荷参与负荷调控的上下限约束、机组爬坡约束、发电机组运行时间约束及机组启停约束、燃煤机组调峰深度约束、燃煤机组旋转备用约束、抽蓄发电机组抽发工况约束、抽蓄发电机组工作台数约束、抽蓄电站水位及其变动约束、柔性负荷中断及连续运行时间约束和电力平衡约束。
[0170]
在本实施例中，所述系统运行成本函数具体为：
[0171]
of＝cr+cg+cn+ch+c
lng
+c
zd
+c
zy
+c
py
；
[0172]
其中，of为所述系统运行成本函数；cr为所述燃煤机组运行成本；cg为所述燃煤机组调峰成本；cn为核电机组运行及调峰成本；ch为抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本；c
lng
为购气成本；c
zd
为可中断负荷参与负荷调控的成本；c
zy
为可转移负荷参与负荷调控的成本；c
py
为可平移负荷参与负荷调控的成本。
[0173]
在本实施例中，所述碳排放治理成本函数具体为：
[0174][0175]
其中，oc为所述碳排放治理成本函数；p
j，t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的计划发电功率；p
t,j,t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的参与的调峰电功率；为电力系统中第j种发电机组在t时段所对应的碳排量系数；cj→c为电力系统中第j种发电机组
所对应的碳排放量单位治理成本。
[0176]
在一具体实施例中，所述电力系统的总目标函数，具体为：
[0177]
o＝min(ω1of+ω2oc)；
[0178]
其中，o为所述总目标函数；ω1为所述系统运行成本函数的权重系数；ω2为所述碳排放治理成本函数的权重系数。
[0179]
本发明实施例通过获取模块获取电力系统中的成本数据，并根据成本数据建立系统运行成本函数；其中，成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；通过第一建立模块根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；其中，碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成；通过第二建立模块根据电力系统中的运行数据，建立总目标函数的约束条件；通过调峰模块根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据调峰策略对电力系统进行负荷调峰。
[0180]
本发明实施例在对电力系统进行负荷调峰的过程中，根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数建立电力系统的总目标函数，构建含燃煤机组、核电机组、抽水蓄能、还有可中断负荷、可转移负荷以及可平移负荷参与负荷调控参与负荷调控的协同配置优化模型，根据该协同配置优化模型进行联合调峰，能够解决现有技术中由于使用常规机组调峰以及使用传统电源联合调峰仍无法解决的调峰压力过大的问题，从而有效提高电力系统的安全性。
[0181]
同时，本发明实施例采用燃煤机组、核电机组、抽水蓄能，以及根据中断负荷、可转移负荷以及可平移负荷参与负荷调控参与负荷调控进行联合调峰，不仅可以有效减少碳排放量，还可以避免常规机组的频繁启停，提高了系统的灵活性。
[0182]
最后，对于双目标函数(即总目标函数)的优化问题，采用层次分析法对各指标进行重要性评估并通过赋予相应权重将双目标函数组合成为单目标优化问题；最后通过纵横交叉智能优化算法对本发明提出的新型电力系统调峰减碳效益优化模型进行求解，得到最优的运行策略，能够实现对于电力系统的调峰策略的快速精准计算，从而提高了电力系统的负荷调峰效率。
[0183]
以上所述是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本发明的保护范围。

技术特征：
1.一种负荷调峰方法，其特征在于，包括：获取电力系统中的成本数据，并根据所述成本数据建立系统运行成本函数；其中，所述成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；根据所述系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；其中，所述碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成；根据电力系统中的运行数据，建立所述总目标函数的约束条件；根据所述总目标函数和所述约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据所述调峰策略对电力系统进行负荷调峰。2.根据权利要求1所述的一种负荷调峰方法，其特征在于，所述根据所述总目标函数和所述约束条件求解得到电力系统的调峰策略，具体为：根据层次分析法对所述总目标函数进行赋权，得到调峰减碳优化模型；根据纵横交叉智能优化算法，结合所述约束条件，对所述调峰减碳优化模型进行求解，得到所述调峰策略。3.根据权利要求2所述的一种负荷调峰方法，其特征在于，所述总目标函数的约束条件，包括：由机组出力上下限约束、可中断负荷参与负荷调控的上下限约束、机组爬坡约束、发电机组运行时间约束及机组启停约束、燃煤机组调峰深度约束、燃煤机组旋转备用约束、抽蓄发电机组抽发工况约束、抽蓄发电机组工作台数约束、抽蓄电站水位及其变动约束、柔性负荷中断及连续运行时间约束和电力平衡约束。4.根据权利要求3所述的一种负荷调峰方法，其特征在于，所述系统运行成本函数具体为：o
f
＝c
r
+c
g
+c
n
+c
h
+c
lng
+c
zd
+c
zy
+c
py
；其中，o
f
为所述系统运行成本函数；c
r
为所述燃煤机组运行成本；c
g
为所述燃煤机组调峰成本；c
n
为所述核电机组运行及调峰成本；c
h
为所述抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本；c
lng
为所述购气成本；c
zd
为所述可中断负荷参与负荷调控的成本；c
zy
为所述可转移负荷参与负荷调控的成本；c
py
为所述可平移负荷参与负荷调控的成本。5.根据权利要求4所述的一种负荷调峰方法，其特征在于，所述碳排放治理成本函数具体为：其中，o
c
为所述碳排放治理成本函数；p
j,t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的计划发电功率；p
t,j,t
为电力系统中第j种发电机组在t时段的参与的调峰电功率；为电力系统中第j种发电机组在t时段所对应的碳排量系数；c
j
→
c
为电力系统中第j种发电机组所对应的碳排放量单位治理成本。
6.根据权利要求5所述的一种负荷调峰方法，其特征在于，所述电力系统的总目标函数，具体为：o＝min(ω1o
f
+ω2o
c
)；其中，o为所述总目标函数；ω1为所述系统运行成本函数的权重系数；ω2为所述碳排放治理成本函数的权重系数。7.一种负荷调峰装置，其特征在于，包括：获取模块、第一建立模块、第二建立模块和调峰模块；其中，所述获取模块用于获取电力系统中的成本数据，并根据所述成本数据建立系统运行成本函数；其中，所述成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；所述第一建立模块用于根据所述系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；其中，所述碳排放治理成本函数由电力系统中发电机组的计划发电功率、调峰电功率、碳排量系数和碳排放量单位治理成本构成；所述第二建立模块用于根据电力系统中的运行数据，建立所述总目标函数的约束条件；所述调峰模块用于根据所述总目标函数和所述约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据所述调峰策略对电力系统进行负荷调峰。8.根据权利要求6所述的一种负荷调峰装置，其特征在于，所述根据所述总目标函数和所述约束条件求解得到电力系统的调峰策略，具体为：根据层次分析法对所述总目标函数进行赋权，得到调峰减碳优化模型；根据纵横交叉智能优化算法，结合所述约束条件，对所述调峰减碳优化模型进行求解，得到所述调峰策略。9.根据权利要求7所述的一种负荷调峰装置，其特征在于，所述总目标函数的约束条件，包括：由机组出力上下限约束、可中断负荷参与负荷调控的上下限约束、机组爬坡约束、发电机组运行时间约束及机组启停约束、燃煤机组调峰深度约束、燃煤机组旋转备用约束、抽蓄发电机组抽发工况约束、抽蓄发电机组工作台数约束、抽蓄电站水位及其变动约束、柔性负荷中断及连续运行时间约束和电力平衡约束。10.根据权利要求9所述的一种负荷调峰装置，其特征在于，所述系统运行成本函数具体为：o
f
＝c
r
+c
g
+c
n
+c
h
+c
lng
+c
zd
+c
zy
+c
py
；其中，o
f
为所述系统运行成本函数；c
r
为所述燃煤机组运行成本；c
g
为所述燃煤机组调峰成本；c
n
为所述核电机组运行及调峰成本；c
h
为所述抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本；c
lng
为所述购气成本；c
zd
为所述可中断负荷参与负荷调控的成本；c
zy
为所述可转移负荷参与负荷调控的成本；c
py
为所述可平移负荷参与负荷调控的成本。

技术总结
本发明公开了一种负荷调峰方法及装置，所述方法包括：获取电力系统中的成本数据，并根据成本数据建立系统运行成本函数；其中，成本数据包括：燃煤机组运行成本、燃煤机组调峰成本、核电机组运行及调峰成本、抽水蓄能的抽蓄启停损耗费用及抽水成本、购气成本、可中断负荷参与负荷调控的成本、可转移负荷参与负荷调控的成本以及可平移负荷参与负荷调控的成本；根据系统运行成本函数和碳排放治理成本函数，建立电力系统的总目标函数；根据电力系统中的运行数据，建立总目标函数的约束条件；根据总目标函数和约束条件求解得到电力系统的调峰策略，根据调峰策略对电力系统进行负荷调峰。采用本发明实施例能有效提高电力系统的安全性。性。性。


技术研发人员：高超 韦斌 陈亚彬 王长伟 吴杰康 张勋祥
受保护的技术使用者：广东电网有限责任公司
技术研发日：2023.02.02
技术公布日：2023/8/14