一种受端电力系统的潜在违约指令电量计算方法与流程

[0001]
本发明主要涉及到电力市场交易决策技术领域，特指一种受端电力系统的潜在违约指令电量计算方法。


背景技术：

[0002]
经济社会发展往往伴随着电能需求的提升，我国部分省份的资源条件有限，单靠自身供电能力无法满足日益增长的居民社会用电需求，为保证这些省份的社会经济平稳发展及居民基本生活水平，国家会向特定企业下达面向这些省份的定点电能分配任务，这些定点分配的电能统称为国家指令性计划电量。这些电量的月度发送电比例由国家发改委综合考虑各省市电力供需情况确定，发电厂和各省市电网公司要严格按照要求执行。但实际执行情况通常受到跨省联络线运行状况的影响，若是跨省联络线的运行状态与预想存在差异，则会导致各月无法完成预期的指令电量，产生年指令电量完成风险。因此如何根据跨省联络线各月运行状态，对年指令电量完成风险进行有效评估，便成为了指令性电量受端省十分关注的问题。
[0003]
现有技术中，针对上述技术需求，其主要从不同机组运行特性，电量供需平衡角度出发，试图对电力系统电量进行分解，以优化调度流程、提高电力系统稳定性、降低电力系统运行风险。
[0004]
例如中国专利申请号202010269230.3(“一种面向多类别机组的电力系统中长期电量联合分解方法”)，在它提出的技术方案中，针对不同机组运行特性的差异给电力系统稳定性带来的问题，提出一种面向多类别机组的电力系统中长期电量联合分解方法，建立多类别发电机组中长期电量联合分解的目标函数和约束条件，通过将每台机组的必须运行功率和每台机组各时段的电量分解功率进行比较判断调整机组的出力，对于平抑发电侧主体多类别机组运行的风险，提高电力系统稳定性有重要借鉴意义。
[0005]
又例如中国专利申请号201911157261.3(“一种新能源年度交易电量优化分解方法及系统”)，在它提出的技术方案中，提出了一种新能源年度交易电量优化分解方法，该方法在满足由所述月度分解计划构建的电量供需平衡约束下，基于交易电量执行度、月度电量分解因子和给定的年度合约电量计算各月的分解电量，能为调度部门制定合理的调度计划提供有效方法。
[0006]
但是，上述现有的技术方案都是通过对电量分解方式优化，以提升电量的利用效率，降低电力系统整体的运行风险。而对指令性电量而言，上述方案既没有考虑指令性电量的月购电比例特点，又未涉及跨省联络线运行状态对电量分解的影响，更没有将电量的分解结果与年指令电量的完成风险相结合，因此现有技术中所提出的方法并不能解决对年指令性电量完成风险进行有效评估的问题。
[0007]
因此，针对跨省联络线输电功率波动、不同月份指令性电量购电比例差异导致年指令性电量完成出现风险的情况，为有效评估国家规定的年指令性计划电量完成风险，提升指令性电量利用率，需研发一种基于联络线状态对待完成年指令性电量进行分解，并用
合适的指标对特定分解方式下年指令性电量的完成风险进行评估的方法。


技术实现要素：

[0008]
本发明要解决的技术问题就在于：针对现有技术存在的技术问题，本发明提供一种能优化受端电力系统指令性购电流程、减小计划电量的违约风险的受端电力系统潜在违约指令电量计算方法。
[0009]
为解决上述技术问题，本发明采用以下技术方案：
[0010]
一种受端电力系统的潜在违约指令电量计算方法，其步骤包括：
[0011]
步骤s1：线路分配比率计算；
[0012]
获取受端电力系统第j+1至第12月总的待完成指令电量q
rem
，将q
rem
分解到第m(m＝j+1，...，12)月内某发电单元(如a电厂)的各条跨省联络线上；
[0013]
步骤s2：潜在违约指令电量计算；
[0014]
检验第m月内各联络线的传输电量是否满足对应传输容量约束，并求第m月内超越联络线约束总电量q
bey，m
，q
bey，m
累加得受端电力系统的潜在违约指令电量q
vio
。
[0015]
作为本发明方法的进一步改进：所述步骤s1的详细步骤包括：
[0016]
步骤s101：获取受端电力系统第j+1至第12月总的待完成指令电量q
rem
，将第j+1至第12月的原计划月购电量求和得q
plan，sum
，第m(m＝j+1，...，12)月原计划购电量与q
plan，sum
相除得q
rem
在第m月的月度分配比率o
m
；
[0017]
步骤s102：某发电单元通过数条跨省联络线向受端电力系统供应指令性电量，q
rem
与o
m
相乘得q
rem
在第m月的分配电量q
rem，m
；
[0018]
步骤s103：计算输电功率波动情形下联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
，将某发电单元各条跨省联络线的q
max，m，l
求和得该发电单元第m月对受端的最大输送能力q
max，m
，联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
与发电单元第m月最大输送能力q
max，m
相除，求得第m月的分配电量q
rem，m
在联络线l上的分配比率t
m，l
；
[0019]
步骤s104：q
rem
在第m月的分配电量q
rem，m
与t
m，l
相乘得联络线l在第m月的传输电量，传输电量与联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
相减得联络线l第m月的越限电量。
[0020]
作为本发明方法的进一步改进：所述步骤s103中，输电功率波动情形下联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
的计算方式为：
[0021][0022]
其中μ
m，l
表示过去五年联络线l在第m月的输送电量均值，σ
m，l
表示过去五年联络线l在第m月的实际输送电量与μ
m，l
的标准差，q
′
max，m，l
为不考虑输电功率波动情形下联络线l第m月理论最大允许输电量。
[0023]
作为本发明方法的进一步改进：所述步骤s2的详细步骤包括：
[0024]
步骤s201：k
j
为受端电力系统第j月指令性电量购电比例，取k
j
为第j月容许上限值k
max，j
，判断此时第m月联络线l的越限电量q
bey，m，l
是否仍大于零，若大于零，将q
bey，m，l
储存，反之不储存；
[0025]
步骤s202：当某发电单元(如a电厂)第m月内所有联络线越限电量均判断完成后，将储存的q
bey，m，l
值相加得联络线第m月总越限电量q
bey，m
，q
bey，m
累加得受端的潜在违约指令
电量q
vio
。
[0026]
作为本发明方法的进一步改进：所述上述步骤s201中，受端第j月购电比例容许上限k
max，j
与第m月联络线l的越限电量q
bey，m，l
的关系由下式给定：
[0027]
q
bey，m，l
＝[q
rem-(k
max，j-k
plan，j
)
×
q
a，j
]
×
t
m，l
×
o
m-q
max，m，l
[0028]
其中k
plan，j
为受端电力系统第j月原计划指令性电量购电比例，q
a，j
为某发电单元第j月预测发电量。
[0029]
与现有技术相比，本发明的优点在于：1、本发明针对待完成年计划电量的月度分解问题，以受端各月的原计划购电量为依据进行月度分解。由于原计划购电量是基于各月送端电源出力特性及受端电网运行稳定性的差异计算得到的，在一定程度上反映了该月受端实际可接受的指令性电量。因此，按照各月原计划购电量进行月度分解，一方面符合受端电网的实际运行情况，另一方面各月原计划购电量由交易中心编制，易于获取，可以减少繁复的数据收集工作。
[0030]
2、本发明针对月度电量的线路分解问题，先采用线路各月实际输送电量的历史数据衡量线路输送电量的波动性，基于此对线路理论最大月输电能力进行修正，再依据修正后的线路最大月输电能力进行月内各线路的电量分配。不同于传统电量分解方法中依据各月典型日天数、典型日内线路传输能力、结合月内检修计划来计算线路月最大传输能力的流程。本方法充分考虑了线路月输送电量的历史数据与线路月最大传输能力的联系，线路各月的历史输送电量数据可以直观的反映月内线路输送电量的总体变化情况。同时在电能传输的各个时间点，线路都会存在输电功率波动，输电功率波动会使线路月最大输电能力达不到理论值。而各月以往实际输送电量的标准差占实际输送电量均值的比重，能有效反映线路输电功率波动对联络线月最大传输能力的影响。所以基于月输送电量的历史数据，考虑输电功率波动对线路月最大输电能力的影响后，可以得到更为接近实际的线路月最大传输能力。且由于各月指令性电量的传输线路较为固定，只需考察特定线路的历史数据，即可有效评估输电功率波动对指令性电量传输的影响，流程简便，易于操作。
[0031]
3、本发明对所得分解方案的风险评估，采用潜在违约电量的方式，本发明所得分解方案对应的年指令性电量完成风险受第j月指令性电量购电比例的影响，存在不确定性，单依据月度分解比率及线路分解比率，计算得到的越限电量不能完全反映分解方案对应的年指令性电量完成风险。因此，需要考虑第j月购电比例最大的极端情况，在本方法中体现为越限电量检验，在第j月购电比例最大的情况下，重新检验各月所有联络线越限电量是否仍大于零，此时得到的越限电量总和即为潜在违约电量，它充分体现了电量月度分配比率、线路输送电量波动、月度购电比例对年指令性电量完成风险的影响，具有一定的参考价值。
附图说明
[0032]
图1是本发明方法的流程示意图。
[0033]
图2是本发明在具体应用实例中a电厂各月自身的发电量预测值示意图(数值单位：亿千瓦时)。
[0034]
图3是本发明在具体应用实例中受端各月原计划的指令电量购电比例示意图。
[0035]
图4是本发明在具体应用实例中特定月份跨省联络线理论最大允许输电量示意图(数值单位：亿千瓦时)。
[0036]
图5是本发明在具体应用实例中基于历史数据，求得的特定月份跨省联络线实际输电量标准差与实际输电量均值的比值示意图。
具体实施方式
[0037]
以下将结合说明书附图和具体实施例对本发明做进一步详细说明。
[0038]
如图1所示，本发明的一种受端电力系统的潜在违约指令电量计算方法，其步骤包括：
[0039]
步骤s1：线路分配比率计算；
[0040]
获取受端电力系统第j+1至第12月总的待完成指令电量q
rem
，将q
rem
分解到第m(m＝j+1，...，12)月内某发电单元(如a电厂)的各条跨省联络线上；
[0041]
步骤s2：潜在违约指令电量计算；
[0042]
检验第m月内各联络线的传输电量是否满足对应传输容量约束，并求第m月内超越联络线约束总电量q
bey，m
，q
bey，m
累加得受端电力系统的潜在违约指令电量q
vio
。
[0043]
在具体应用实例中，所述步骤s1的详细步骤包括：
[0044]
步骤s101：获取受端电力系统第j+1至第12月总的待完成指令电量q
rem
，将第j+1至第12月的原计划月购电量求和得q
plan，sum
，第m(m＝j+1，...，12)月原计划购电量与q
plan，sum
相除得q
rem
在第m月的月度分配比率o
m
；
[0045]
步骤s102：某发电单元通过数条跨省联络线向受端电力系统供应指令性电量，q
rem
与o
m
相乘得q
rem
在第m月的分配电量q
rern，m
；
[0046]
步骤s103：计算输电功率波动情形下联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
，将某发电单元各条跨省联络线的q
max，m，l
求和得该发电单元第m月对受端的最大输送能力q
max，m
，联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
与发电单元第m月最大输送能力q
max，m
相除，求得第m月的分配电量q
rem，m
在联络线l上的分配比率t
m，l
；
[0047]
步骤s104：q
rem
在第m月的分配电量q
rem，m
与t
m，l
相乘得联络线l在第m月的传输电量，传输电量与联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
相减得联络线l第m月的越限电量。
[0048]
在具体应用实例中，所述步骤s103中，输电功率波动情形下联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
的计算方式为：
[0049][0050]
其中μ
m，l
表示过去五年联络线l在第m月的输送电量均值，σ
m，l
表示过去五年联络线l在第m月的实际输送电量与μ
m，l
的标准差，q
′
max，m，l
为不考虑输电功率波动情形下联络线l第m月理论最大允许输电量。
[0051]
在具体应用实例中，所述步骤s2的详细步骤包括：
[0052]
步骤s201：k
j
为受端电力系统第j月指令性电量购电比例，取k
j
为第j月容许上限值k
max，j
，判断此时第m月联络线l的越限电量q
bey，m，l
是否仍大于零，若大于零，将q
bey，m，l
储存，反之不储存；
[0053]
步骤s202：当某发电单元(如a电厂)第m月内所有联络线越限电量均判断完成后，将储存的q
bey，m，l
值相加得联络线第m月总越限电量q
bey，m
，q
bey，m
累加得受端的潜在违约指令电量q
vio
。
[0054]
在具体应用实例中，上述步骤s201中，受端第j月购电比例容许上限k
max，j
与第m月联络线l的越限电量q
bey，m，l
的关系由下式给定：
[0055]
q
bey，m，l
＝[q
rem-(k
max，j-k
plan，j
)
×
q
a，j
]
×
t
m，l
×
o
m-q
max，m，l
[0056]
其中k
plan，j
为受端电力系统第j月原计划指令性电量购电比例，q
a，j
为某发电单元第j月预测发电量。
[0057]
由上可知，本发明的受端电力系统的潜在违约指令电量计算方法，为一种能优化受端电力系统指令性购电流程，减小计划电量的违约风险的计算方法。该方法先基于跨省联络线运行状态对待完成年指令性电量进行分解，再采用潜在违约指令电量衡量不同分解方式对应的年指令性电量完成风险。本发明是针对现有电量分解技术存在的忽视跨省联络线运行状态、电量分解结果对应年指令性电量完成风险缺乏合理评估标准，导致其不适用于指令性电量分解的技术问题所提出的。本发明提出的受端电力系统潜在违约指令电量计算方法基于跨省联络线传输电量的历史数据，获取过去五年特定月份实际输送电量与输送电量均值的标准差，运用标准差在实际输送电量均值中的占比衡量特定月份输电功率波动对联络线月最大传输能力的影响，以此为依据对当月联络线的理论最大传输能力进行修正，按照修正后的联络线最大传输能力对待完成年指令性电量进行分配，所得电量分配结果符合联络线不同时段的实际运行状况。同时提出了潜在违约指令电量的概念，通过建立指令性电量月购电比例与联络线线路越限电量的关系，计算各月联络线总越限电量，将各月总越限电量累加得到当年的潜在违约指令电量。潜在违约指令电量的大小能反应当年的指令性计划电量完成风险，可以此为依据对特定月份的月购指令电量比例进行调整，降低指令性电量的违约风险。
[0058]
参见图2-图5所示，本发明在一个具体应用实例中，针对跨省联络线输电量波动、不同月份指令性电量购电比例差异导致年指令性电量完成出现风险的情况，为完成国家规定的年指令性计划电量，本发明为受端电力系统提供了一种新的年指令性电量完成风险评估方法，即本发明的一种受端电力系统的潜在违约指令电量计算方法，在该实施例中，详细的步骤如下：
[0059]
(1)设定当前购电月份为第9月，第10至第12月总的待完成指令电量q
rem
＝75亿千瓦时。
[0060]
(2)将第10至第12月的原计划月购电量求和得q
plan，sum
，各月原计划月购电量由图2及图3对应月份的预测发电量及受端购电比例相乘得到，将图2、图3中10、11、12月的对应数据相乘得10、11、12月的原计划月购电量分别为27.5亿千瓦时、17亿千瓦时、11.9亿千瓦时，三者求和得第10至第12月的原计划月购电量总和q
plan，sum
＝56.4亿千瓦时
[0061]
(3)第m(m＝10，11，12)月的原计划购电量与q
plan，sum
相除得q
rem
在第m月的月度分配比率o
m
，将(2)中求得的第10、11、12月的原计划购电量分别与求得的第10至第12月的原计划月购电量总和q
plan，sum
相除，得到第10至第12月总的待完成指令电量q
rem
在第10、11、12月的分配比率分别为0.49、0.3、0.21。q
rem
与o
m
相乘得q
rem
在第m月的分配电量q
rem，m
，将(1)中给定的q
rem
值与刚求的月度分配比率相乘，得到待完成指令电量q
rem
在第10、11、12月的月度分配电量分别为：36.75亿千瓦时、22.5亿千瓦时、15.75亿千瓦时。
[0062]
(4)a电厂通过三条跨省联络线向受端电力系统供应指令性电量，计算输电波动情形下联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
，由图4及图5中给定的数据，以第10月为例，将
数据代入步骤s103中提供的公式，得到第10月联络线1、联络线2、联络线3在考虑输电波动情形下的最大传输电量q
max，m，l
分别为12亿千瓦时、5.81亿千瓦时、5.68亿千瓦时。
[0063]
(5)将a电厂各条跨省联络线的q
max，m，l
求和得该发电单元第m月对受端的最大输送能力q
max，m
，由(4)中的结果可求得第10月的q
max，10
＝23.49亿千瓦时，联络线l在第m月的最大传输电量q
max，m，l
与当月受端最大输送能力q
max，m
相除得a电厂第m月的分配电量在联络线l上的分配比率t
m，l
，将第10月a电厂的三条跨省联络线在考虑输电波动情形下的最大传输电量分别与q
max，10
相除，得第10月月度分配电量在三条联络线上的分配比率分别为0.51、0.25、0.24，q
rem，m
与t
m，l
相乘得联络线l在第m月的传输电量，将(3)中求得的第10月月度分配电量与前面求得的线路分配比率相乘得三条联络线第10月的传输电量分别为18.74亿千瓦时、9.19亿千瓦时、8.82亿千瓦时，求得的线路传输电量与对应的q
max，m，l
相减得联络线1、联络线2、联络线3在第10月的越限电量分别为3.74亿千瓦时、2.19亿千瓦时、0.82亿千瓦时。
[0064]
(6)k
j
为受端电力系统第j月指令性电量购电比例，取k
j
为第j月容许上限值k
max，j
，设定本年度受端第9月指令性电量购电比例的容许上限值为0.31，依步骤s201中提供的公式计算第m月联络线l的越限电量q
bey，m，l
是否仍大于零，若大于零，将求得的q
bey，m，l
储存，反之不储存。由前面计算得到的结果，结合图2、图3的数据，代入公式计算得到第10月联络线1、联络线2、联络线3的越限电量分别为1.86亿千瓦时、1.6亿千瓦时、-0.55亿千瓦时，因此应储存的越限电量值为1.86亿千瓦时、1.6亿千瓦时。当a电厂第10月内所有联络线越限电量均判断完成后，将储存的q
bey，m，l
值相加得联络线第10月总越限电量q
bey，10
＝3.46亿千瓦时。各月越限电量累加得受端的潜在违约指令电量q
vio
，通过上述方式同理可计算得到第11月、第12月的总越限电量分别为1.34亿千瓦时、1.09亿千瓦时，各月总的越限电量累加得本年度受端的潜在违约指令电量q
vio
＝5.89亿千瓦时。
[0065]
以上仅是本发明的优选实施方式，本发明的保护范围并不仅局限于上述实施例，凡属于本发明思路下的技术方案均属于本发明的保护范围。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前提下的若干改进和润饰，应视为本发明的保护范围。