本发明涉及电力
技术领域：
，尤其涉及一种基于负荷分区电价的发电优化调度方法。
背景技术：
：电网在运行过程中往往面临巨大的调峰压力，近年来多采用峰谷分时电价方法从负荷角度进行调整，而对电力市场交易问题缺乏一定的关注。当前电力市场交易模式多采用中长期电力交易规则，最新中长期交易规则中提出计划电量分解到月、集中竞价、合同转让、偏差考核、应急交易、抽水蓄能抽水电量专项交易、辅助服务等诸多规范与创新，如能落实并得到发电计划放开等机制的配合，也可以再进一步提高系统运行的经济效率。然而，这一切都是小步改良，如果调度的优化受到年前、月前安排的实物电量计划约束，必然存在效率损失和资源浪费。从发电市场化出发，考虑系统基荷、腰荷、峰荷机组的技术特征和成本构成，以价格差异引导电厂自觉参与系统调峰，才能更好的实现电厂的优化调度。日前交易市场出清发电厂具体运行位置，明确电厂在系统调峰中承担的任务；实时平衡市场电厂实时竞拍，利用好每一度电，实现市场化调度。为更好的完成系统调峰任务，充分调动电厂调峰积极性，实现日前和实时的电厂现货交易和经济调度才是电力市场的最终走向。技术实现要素：为了解决现有技术中存在的问题，本发明提供了一种基于负荷分区电价的发电优化调度方法，包括：步骤S1：提取目标地区日前24小时负荷预测曲线和计划在运火电机组最小技术出力，计算得到可调度负荷曲线；步骤S2：将所述可调度负荷曲线划分为基荷、腰荷和峰荷三个部分；步骤S3：通过坐标系横轴平行线和纵轴平行线，将所述可调度负荷曲线与所述坐标系横轴和纵轴围成的阴影面积划分为小方格，每个小方格称为一个能量块，确定不同能量块所处的负荷区域；步骤S4：根据能量块所处位置和调峰难易程度，将处于不同负荷区域的能量块标注不同的上网电价；其中，基荷区域最便宜、腰荷区域次之、峰荷区域最贵；步骤S5：根据各个发电厂的发电量和电价对所述能量块进行填充；步骤S6：实时对比超短期负荷预测曲线与前日负荷预测曲线，获取电厂实时平衡可出力数据和成本，确定负荷实时平衡电厂，填满所述能量块中超短期负荷预测与前日负荷预测的差异，得到最后的优化调度方案。本发明提供了一种基于负荷分区电价的发电优化调度方法，通过将可调度负荷曲线划分为基荷、腰荷和峰荷三个部分，将不同区域划分为能量块，并将不同位置的能量块标注不同电价，然后由具备不同电价的不同电厂带发电量填充能量块，最后获得最优的发电优化调度结果。现有有功调度方法完全按照省调指定计划，根据电厂开机情况分配各个电厂发电量，基荷、腰荷、峰荷发电难度不一致，但是电价一致，导致电厂调峰积极性不足，电网的经济性很低；按照本发明方案提出的方法根据不同负荷制定不同电价，可以调动电厂调峰积极性，也可以根据竞价方法，减小部分电价，提升系统获利。其中，能量块的划分为简单划分方法，即将通过坐标系横轴平行线和纵轴平行线将目标区域划分成小方格即可。进一步的，步骤S1获得可调度负荷曲线的具体步骤为：步骤S11：提取目标地区日前24小时负荷预测曲线△LD，△LD＝[P1,P2,P3,...,Pi,...,Pn-1,Pn]，其中，Pi表示第i个采样点的负荷功率，n表示采样点个数；步骤S12：提取在运火电机组最小技术出力△LDT，△LDT＝[PL1,PL2,PL3,...,PLj,...,PLn]，其中，PLj表示j采样时刻计划在运火电机组最小技术出力；步骤S13：计算可调度负荷曲线△LDd，△LDd＝△LD-△LDT。在本发明方案中，采样点的个数n可以根据实际情况设置，优选为96个采样点。进一步的，步骤S2中基荷P基、腰荷P腰和峰荷P峰的计算公式如下：通过上述公式，可以科学有效地将可调度负荷曲线划分为基荷、腰荷和峰荷。进一步的，步骤S4中将处于不同负荷区域的能量块标注不同的上网电价的具体步骤为：步骤S41：根据所述日前24小时负荷预测曲线，分别计算基荷、腰荷和峰荷对应的电量，计算公式如下：其中，Q基表示基荷电量，Q腰表示腰荷电量，Q峰表示峰荷电量，Pi为计算中间量，当P腰≥Pi时，Pi＝Pi，当P腰≥Pi时，Pi＝P腰；步骤S42：保持基荷电价不变，根据步骤S41计算的电量对腰荷电价和峰荷电价进行调整，调整公式如下：其中，α为基荷电价，β表示腰荷电价，γ表示峰荷电价，a表示腰荷电价调整因子，a∈(0,0.5)，b表示峰荷电价调整因子，b∈(0,0.5)。通过上述公式，可以将科学地将不同能量块标注上不同的电价。基荷电价的其本质是“成本加”模式，即在核定每个电厂成本、费用、税金的基础上，加上一定的回报制定电价。目前该电价是根据上述因素由电网公司人为设定。腰荷以及峰荷电价在基荷电价的基本上根据腰荷峰对应的电量及电价调整因子进行电价的匹配。能量块分到不同的负荷区域，即基荷、腰荷、峰荷，同一负荷区域电价相同。后续步骤中各个电厂报价以上述步骤确定的计算电价为基准进行，即各个电厂不同负荷区域的报价均不能低于上述步骤确定的基荷电价、腰荷电价或峰荷电价。进一步的，步骤S5的具体步骤为：步骤S51：将各个电厂电价标幺化；步骤S52：根据各个电厂电价的标幺化结果，根据电量分配公式计算各个电厂可分配电量；步骤S53：取所述可分配电量、电厂自带电量和中长期发电计划中电厂日发电量三者中的最小值作为电厂的实际分配电量，采用所述实际分配电量填充所述能量块；步骤S54：若所述能量块有剩余，则将剩余能量块对应的电量作为Q基，采用电量分配公式继续分配，直到各个电厂电量分配完毕；若各个电厂电量分配完毕后能量块仍有剩余，则由预设的平衡电厂电量填充剩余能量块；其中，电价标幺化公式为：式中，表示电价标幺值，T表示标准电价，Tk表示第k个电厂的电价，k∈(1,h)，h表示共有h个电厂，h≥1且h为整数，m为发电厂类型个数；电量分配公式为：式中，Qk为第k个电厂的可分配电量。在本发明方案中，需要先将各个电厂的电价进行标幺化操作后，才能合理的为各个电厂分配电量。具体而言，设有火电厂对应基荷电价为T，水电厂对应基荷电价为H，风电场对应基荷电价为W。现设有A和B两家火电厂所带基荷电价分别为TA和TB、C和D两家水电场所带基荷电价分别为HC和HD、E和F两家风电场所带基荷电价为WE和WF。现将各电厂电价标幺化。标幺值计算公式如下：式中，m为发电类型个数，若只有水电、火电、风电参与竞价上网，则m＝3。腰荷、峰荷电价标幺值计算公式与上述公式一致。根据各电厂报价标幺化结果，对基荷、腰荷、峰荷电量进行分配。具体电荷分配公式按照如下公式计算：式中，QA、QB、QC、QD、QE、QF分别表示A、B、C、D、E、F电厂通过竞拍分得的基荷电量。腰荷、峰荷电量计算公式与上述公式一致。进一步的，步骤S6具体为：步骤S61：计算超短期负荷预测曲线△LDS与日前24小时负荷预测曲线△LD的差值△L，△L＝△LD(t)-△LDS(t)，其中，t为采样时刻；步骤S62：当△L≠0时，计算电厂的实时平衡电价；其中，实时平衡电价δ计算公式为：式中，η为实时平衡电价补偿因子，当△L处于腰荷段时，若△L<0则η∈(1.25,1.5)，若△L>0则η∈(1,1.25)，当△L处于峰荷段时，若△L<0则η∈(1.5,2)，若△L>0则η∈(1,1.5)；步骤S63：根据实时平衡电价由低到高将电厂排序，并根据实时平衡电价从低到高的顺序选择电厂负责承担需要实时平衡的负荷。在本发明方案中，步骤S6主要是为了确定在实时电力市场中下一个调度时段(或者说超短期调度时段)的电力调度交易计划，是日前交易计划制定的补充，也是电力实时平衡的必要环节。通过步骤S6，可以根据超短期负荷预测与日前负荷预测的偏差，对日前的调度交易计划(步骤S5的结果)进行实时修改，并计算出发电机组的实时平衡电价。进一步的，所述方法包括步骤S7：对各个发电厂的日内发电量进行考核；步骤S7的考核规则具体为：对发电量超过电网考核常用数据±5％的电厂进行考核；对于多发电厂，在负荷高峰时段按计划发电量的10％进行考核，在负荷低谷时段按计划发电量的30％进行考核；对于少发电厂，在负荷高峰时段按实际发电量的30％进行考核，在负荷低谷时段按实际发电量的10％进行考核。有益效果本发明提供了一种基于负荷分区电价的发电优化调度方法，通过将可调度负荷曲线划分为基荷、腰荷和峰荷三个部分，将不同区域划分为大量的能量块，并将不同位置的能量块标注不同电价，然后由具备不同电价的不同电厂带发电量填充能量块，最后获得最优的发电优化调度结果。该方法使得各个发电厂可以结合自身发电特征，带负荷自身特点的电价和电量填满负荷曲线对应的能量块，从而调动不同类型电厂利用自身调峰优势赚取更多利润，自觉参与系统调峰，大幅度缓解系统调峰压力。附图说明图1是本发明提供的一种基于负荷分区电价的发电优化调度方法的步骤示意图；图2是本发明实施例中24小时负荷预测曲线图；图3是本发明实施例中省间联络线功率输送曲线图；图4是本发明实施例中可调度负荷曲线负荷分区情况图；图5是本发明实施例中电量分配结果图。具体实施方式为了方便理解本方案的内容，下面结合具体实施例进行进一步阐述。因为省间联络线也是发电侧资源，可以视作发电厂来参与电量分配，所以本实施例中的电厂类型包含了省间联络线。以某省2016年枯大典型日为例，枯大典型日的日前24小时负荷预测曲线如图2所示。枯大典型日安全稳定约束的最小开机负荷为6299MW，日内省间联络线输送功率为优先发电，预测发电曲线如图3所示。由此可以计算得到可调度负荷曲线如图4所示。在此基础上，根据步骤S2计算得到可调度曲线对应的基荷、腰荷和峰荷。根据步骤S4的公式计算可得可调度负荷曲线对应的基荷、腰荷、峰荷电量分别是343017kWh、104539kWh、46755kWh。该地区火电上网电价为0.45元/kWh，水电上网电价为0.28-0.41元/kWh，风光上网电价为0.45元/kWh，省间联络线电价约为0.3元/kWh。以现有电价作为基荷电价，对腰荷电价和峰荷电价进行调整。因为枯大典型日的全年日负荷峰谷差最大，腰荷占比重相对较大，峰荷所占比重小，因此火电腰荷电价调整因子取0.4，峰荷电价调整因子取0.3；水电、风光、省间联络线电力成本较低，且出力调整简单，因此其腰荷电价调整因子取0.4，峰荷电价调整因子取0.2。根据步骤S5提供的电价计算公式可以得到腰荷电价和峰荷电价如下表1所示。表1各类发电电价调整结果发电类型基荷/元/kWh腰荷/元/kWh峰荷/元/kWh火电0.4500.5910.990水电0.3450.4530.506风光0.4500.5910.660省间联络线0.3000.3940.440分别假设火电、水电、风光各有三家电厂(共九家电厂，即A厂、B厂、C厂、D厂、E厂、F厂、G厂、H厂、I厂)以及两条省间联络线(即K线和L线)参与电量分配，分别分配基荷、腰荷、峰荷电量。采用假设数据对竞拍情况进行说明，以基荷分配过程为例详细说明电量分配过程，电量分配过程如表2所示；腰荷和峰荷的分配结果分别如表3所示。表2基荷电量分配情况按照各电厂给定的基荷电价，多余电量选择权的顺序依次为：K、B、F、H、L、I、E、C、D、G、A。按照该顺序对剩余电量进行分配，分配结果即为最终基荷电量分配结果。表3腰荷和峰荷电量分配结果以上电量分配结果反应在可调度负荷曲线上的情况如图5所示。根据步骤S6，日内电网运行过程中，对比超短期负荷预测结果与日前24h负荷预测结果，确定两者误差，分配给实时电厂。其中电价补偿价设置按下表4所示。表4实时平衡补偿电价以上述补偿电价为基准，在运发电厂计算自身成本给出实时平衡电价，根据发电厂给出电价确定实时平衡优先权，完成不了部分按电价从低到高顺序转移给其他电厂。最终向上电力仍有缺额或者过剩情况，则由单独指定实时平衡电厂完成调节。日内运行结束后，按照步骤S7对发电厂进行考核。本发明提供了一种基于负荷分区电价的发电优化调度方法，通过将可调度负荷曲线划分为基荷、腰荷和峰荷三个部分，将不同区域划分为大量的能量块，并将不同位置的能量块标注不同电价，然后由具备不同电价的不同电厂带发电量填充能量块，最后获得最优的发电优化调度结果。该方法使得各个发电厂可以结合自身发电特征，带负荷自身特点的电价和电量填满负荷曲线对应的能量块，从而调动不同类型电厂利用自身调峰优势赚取更多利润，自觉参与系统调峰，大幅度缓解系统调峰压力。以上所述仅为本发明的实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明精神和原则之内，所作任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。当前第1页1 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