一种跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法

摘要

本发明涉及水力发电调度领域，公开了一种跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法。技术方案为：以发电量最大和枯期典型日峰谷差率最小为目标建立水电站群多目标优化模型，利用跨省区流域间水文特性和电源间调节性能差异，将电站按所处的出力区间分组，分阶段协调电站计算顺序；采用逐步优化和动态规划逐次逼近耦合算法优化送受端水电站群最优水位过程，并根据跨省直流联络线输送限制约束重构送端面临负荷，以逐次切负荷策略确定典型日出力过程，通过迭代优化得到水电站群长期电量分配方案和各月典型日电力过程。本发明可充分利用送受端水电站群补偿调节特性，有效响应电网长期电量需求和短期调峰需求，满足巨型水电站跨省跨区送电调度实际需要。

说明书

技术领域

本发明涉及水力发电调度领域，特别涉及一种跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法。

背景技术

随着金沙江、雅砻江、澜沧江特大流域巨型水电站群集中并网发电，我国跨省区水电输送规模急剧扩大，最大可输送能力已超过6800万kW，如此大规模馈入水电对受端电网的影响作用明显增大，并与受端区域内水电构成了非常复杂的跨省互联水电系统，以协同满足受端电网电力供应和负荷调节等复杂任务需求，给受端电网调度管理带来新的挑战和难题。一方面，这些水电站群覆盖多个省份，在水文、地理、气象等方面存在巨大差异，且水库串、并联并存，调节性能多样，水力联系与电力联系相互耦合，大大增加了建模和求解难度；另一方面，跨省互联水电调度需要兼顾送受两端的电网和电站运行控制要求，如何在自身效益最大化的同时，兼顾电网长期电量协调和短期负荷调节需求，是跨省互联水电系统需要解决的新问题。

有关跨省跨区域水电调度的研究随着特高压直流水电输送规模的不断增大受到更多关注，部分研究针对单一流域梯级跨省送电问题，比如红水河干流送电广东和广西，金沙江下游送电广东、浙江等，开展了水电短期跨省调峰方法研究；另有个别研究针对直流水电在受端区域多个省级电网间的电力分配问题，开展了网省两级短期协调调峰方法研究，这些研究报道主要侧重于直流水电在受端区域内的网省协调或单一流域梯级的跨省短期调峰调度，鲜有研究将送端和受端电源统一进行考虑，更未涉及长、短期多时间尺度耦合的复杂调度需求，这一问题是我国水电大范围输送配置面临的技术瓶颈，亟需适用的理论方法和技术。本发明成果依托国家自然科学基金重大计划重点支持项目(91547201)和国家自然科学基金面上项目(51579029)，以溪-浙特高压送受端水电站群长期协调优化问题为背景，发明了具有较强实用价值和广泛推广价值的一种跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法，该方法可兼顾电力系统的长期电量需求及典型日的调峰需求，从长期角度缓解了电力系统短期调峰压力，同时根据电网短期调峰指标指导实现水电长期电量的年内分配，以提升水电站长短期调度方案的制定效率和准确率。

本发明的技术方案为：

一种跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法，包括以下步骤：

步骤1.读取基础数据，初始化计算参数，包括跨省互联水电站的运行条件约束及控制条件约束、跨区直流水电输电线路约束、受电电网月平均负荷、长期典型日负荷等计算参数；

步骤2.建立跨省互联水电站群长期联合调峰优化调度模型，该模型以发电量最大和枯期典型日调峰峰谷差率最小为优化目标；

步骤3.以常规发电量最大为目标对跨省互联送受端水电站群进行优化计算，生成模型初始解，同时记录此时电网枯期各月典型日剩余负荷峰谷差率的最大值R₀；

步骤4.设置枯期最小负荷峰谷差率约束R＝R₀-0.01；

步骤5.令迭代次数k＝0。

步骤6.令计算时段t＝1，并定义T为调度期总时段数；

步骤7.将送受端电站按照所属流域分组，计分组总数为N组；

步骤8.若k>0；判断是否有电站两阶段水位过程发生变化。若有，则重置流量搜索步长，转步骤9。若无，则令t＝t+1，若t>T，转步骤15，否则重复本步骤；

步骤9.判断参与计算的水电站是否处于汛期，若是，则优先进行计算，否则，在汛期电站优化后再进行计算。令计算优先级最高的电站组排序定义为n＝0；

步骤10.在给定目标条件下，处理峰谷差率约束、跨区直流水电输电线路约束、以及其他常规水电站约束条件，采用POA-DDDP算法搜索模型两阶段最优流量过程；同时以逐次切负荷法处理电站t和t+1两阶段的典型日出力过程，计算两阶段典型日最小负荷峰谷差率R_t和>t+1；

步骤11.令n＝n+1，若n<N，则重复步骤10，否则转步骤12；

步骤12.重复步骤9-11，判断相邻两次寻优结果组内电站水位过程是否有改变，若无，则转步骤13，否则，重复步骤12；

步骤13.缩小流量搜索进度，判断此时流量搜索进度是否符合进度要求，若是，转步骤 9；否则，转步骤14；

步骤14.令t＝t+1，若t>T，则令k＝k+1，转步骤15；否则，转步骤8；

步骤15.判断各电站水位过程本轮迭代是否有改变，若无，转步骤16；否则，转步骤6。；

步骤16.统计各月枯期月份典型日最大峰谷差率R_max＝max{R_t′}，t′包括所有枯期月份；

步骤17.若R_max<R，则输出本次计算调度方案与枯期最小负荷峰谷差率约束值R，作为一个可行方案，并转步骤4；否则计算结束。

对比现有技术，实施本发明的技术方案，可实现如下有益效果：本发明提出的方法可充分利用跨省送电水电站群送受两端的水电站水文特性差异，有效发挥跨省水电站群补偿调度作用，同时兼顾水电系统长期电量效益及受端电力平衡需求。并且充分考虑了枯水期电网典型日负荷特性，在协调分配长期电量的同时，降低了电网典型日余荷峰谷差率，有效提升了水电系统的发电量及电网长期调峰效益。且因本发明所提的跨省水电站群协调方法对现有的区外送电电站运行方式影响很小，为我国特高压直流水电跨区跨省大规模输送提供了一种高效实用的技术手段。

附图说明

图1是汛枯期水电站典型日出力区间示意图；

图2是送受端电站分阶段优化顺序示意图；

图3是POA-DDDP两阶段子问题搜索过程示意图；(a)为第一轮寻优阶段，(b)为第二轮寻优阶段；

图4是50％典型区间流量下模型多方案峰谷差率-发电量分布情况图；

图5是典型方案水电站群各月发电量对比图；

图6是本发明所提方法典型方案溪洛渡调度方案与实际调度方案出力及水位过程对比图； (a)为出力过程对比图，(b)为水位过程对比图；

图7是本发明所提方法典型方案滩坑调度方案与实际调度方案出力及水位过程对比图； (a)为出力过程对比图，(b)为水位过程对比图。

其中：图5、图6、图7中的r表示峰谷差率。

具体实施方式

本发明涉及一种跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法，以下结合附图和实例对本发明作进一步的描述。

跨省互联水电站群长期优化调度计划在编制中过程受电网长短期负荷特性，跨省输电线路短期约束、水电站水情、机组检修等诸多因素影响。本发明方法主要解决四个方面的关键问题：一是如何建立跨省互联水电站群联合优化调度模型；二是如何利用跨省互联水电站群汛枯期差异，发挥不同水文情势下水电站的调度特性；三是如何解决跨省送电电站及其输电线路典型日约束，处理送电电站典型日出力问题，四是如何高效搜索水电站群最优水位过程，以下分别阐述四个方面问题的解决方案。

(a)跨省互联水电站群联合优化调度模型

一般而言，水电站群长期发电优化调度的目标是以年为调度周期，月或旬为计算时段，通过确定调度期内各电站的最优月平均水位过程实现长期电量优化，其调度结果涉及电站及电网的运行效益。与常规水电调度模型相比，跨省送电水电与受端电网水电站群调度在考虑送端水电站群运行控制条件的基础上，还需要兼顾直流水电联络线复杂输电限制约束，模型的时空耦合更加紧密，求解难度更大。本发明构造的模型采用发电量最大和枯水期典型日剩余负荷峰谷差率最小为目标，以兼顾水电站群长期电量优化和短期调峰的调度需求。目标函数分别表示如下：

发电量最大：以调度期内总水电系统发电量最大为目标。

枯期典型日剩余负荷峰谷差率最小：峰谷差率体现了电力系统日内负荷的调峰难度，若剩余负荷峰谷差率减小，则火电等其他电源面临负荷的调峰压力越小；反之电源的调峰压力越大。

式中：F₁表示发电量最大的目标，F₂表示枯期典型日剩余负荷峰谷差率最小的目标，m表示电站编号，M表示参与计算的电站总数，M₁表示参与计算的省内电站总数，M₂表示参与计算的省外电站总数，t表示调度时段编号，Δt表示长期调度的时段，T表示整个调度周期，>2表示水电调度周期内的枯期月份集合，i表示典型日时段标号，I表示典型日时段总长度，>

水电站长期约束

(1)末水位约束：Z_m,T＝Z'_m(3)

(2)水量平衡约束：V_m,t+1＝V_m,t+(Q_m,t-q_m,t-qd_m,t)Δ_t(4)

式中:

(3)出库流量约束：

(4)发电流量约束：

(5)库水位约束：

(6)电站出力约束：

(7)泄流设备最大过流能力约束：

式中：V_m,t表示电站m在时段t的总蓄水量；Q_m,t表示电站m在时段t的入库流量，q_m,t表示电站m在时段t的发电流量，K表示电站m的直接上游电站数，k表示上游电站编号，In_m,t表示电站m在时段t的区间流量，S_k,t表示电站m的第k个直接上游电站在时段t的出库流量；>m,t表示电站m在时段t的弃水流量；Δt表示t时段小时数；Z_m,T表示电站m在调度周期末的水位；表示电站m在时段t的发电流量上限；S_m,t表示电站m在时段t的出库流量，和分别表示电站m在时段t的出库流量上下限；Z_m,t表示电站m在时段t的出库水位，和分别表示电站m在时段t的库水位上下限；p_m,t表示电站m在时段t的出力，和分别表示电站m在时段t的出力的上下限，表示电站m在时段t的最大泄流能力。

水电站典型日约束

(1)典型日电量约束

E_m,t＝E_m,t′(11)

式中E_m,t和E_m,t′分别表示电站m在第t个调度时段对应的典型日的总电量和需求电量。E_m,t′的确定方式为：

式中C_t表示第t个调度月份平均负荷需求。

(2)典型日出力功率上下限

式中Pday_m,i,t表示电站m在时段t对应的典型日i时刻的出力，和分别表示电站m在时段t对应的典型日i时刻的出力上下限。

(3)典型日出力爬坡约束

|Pday_m,i,t-Pday_m,i-1,t|≤ΔPday_m(14)

式中ΔPday_m表示电站m的出力变幅限制。

(4)典型日出力持续时间约束

(Pday_m,i-Δ+1,t-Pday_m,i-Δ,t)(Pday_m,i,t-Pday_m,i-1,t)≥0>m(15)

v_m表示电站m最大最小输送功率最少持续的时段数。

直流输电线路典型日约束

(1)典型日输送功率上下限

式中和分比表示直流水电输电线路在时段t对应典型日i时刻出力上下限。

(2)典型日送电功率变幅约束

式中ΔP_线m,t表示直流水电输电线路的典型日送电功率变幅限制。

(3)典型日送电功率持续时间约束

式中v_线表示直流水电输电线路最大最小输送功率最少持续的时段数

(b)考虑汛枯期差异的分阶段协调方法

跨省互联水电站群跨越多个省份，送受端电站具有明显的水文特性差异，通常呈现出汛枯期异步的特性，为发挥其互补协调能力，在调度周期内对水电站进行分组分阶段协调调度。在送受端电站汛枯期异步时段，两地水电站在典型日负荷中承担的工作位置不同，其中处于汛期的电站承担基荷，枯期电站承担峰荷，如附图1所示。

显然此阶段汛期电站应尽量发挥电量能力，不受峰谷差率约束限制，其目标应为发电量最大；枯期电站以降低电网典型日负荷峰谷差率为主要目标，以调节自身各月电量分配，补偿汛期电站。本文将汛期电站先投入计算，计算扣除汛期电站典型日出力后的典型日剩余负荷Cday_i,t^R：

在此基础上，以典型日余荷Cday_i,t^R作为枯期电站的面临负荷，对枯期电站进行试算，计算进一步扣除枯期电站典型日出力的余留负荷Cday_i,t^R2：

此时枯期电站面临的典型日峰谷差率约束可表示为：

式中i表示典型日时段编号，t表示月份编号，m表示电站编号，I表示典型日总时段数，>0表示峰谷差率，M_汛表示汛期电站总数，M表示所有电站总数，Cday_i,t^R1表示扣除汛期电站典型日出力的典型日剩余负荷，Cday_i,t表示典型日原始负荷，Pday_m,i,t表示第m座电站的典型日出力，Cday_i,t^R2表示扣除所有电站典型日出力后的典型日剩余负荷。

通过谷差率约束重新分配枯期电站各月电量，实现典型日调峰的全局目标，结合上述步骤，求解顺序如附图2所示。

(c)跨省送电电站典型日约束处理方法

受端水电站可据式(12)确定其典型日发电量，进而根据成熟的逐次切负荷方法可处理典型日电站约束(11)-(15)，求解其典型日出力过程。跨省送电水电站典型日电力过程除受电站自身约束外，还受式(16)-(18)特高压直流输电线路约束限制，直接采用逐次切负荷法求解其典型日出力过程，无法同时满足两方面约束。因此，本发明重构了跨省送电水电站群的典型日面临负荷，使面临负荷自然满足特高压输电线路约束，再用逐次切负荷法求解各电站典型日出力过程，以保证送端电站群典型日总出力同时满足约束(11)-(18)，具体步骤如下：

(1)根据式(12)确定各送端电站典型日送电电量E_m,t。

(2)构造一个虚拟电站，替代送端水电站群，其典型日分配电量及各项约束表示如下：

典型日电量：E_t＝E_1,t+E_2,t+…+E_M,t

虚拟电站出力上下限约束：

虚拟电站出力爬坡约束：

虚拟电站最大出力持续时间约束：

(Pday_虚,i-Δ+1,t-Pday_虚,i-Δ,t)(Pday_虚,i,t-Pday_虚,i-1,t)≥0，Δ＝1,2,…v_虚

式中表示虚拟电站最大最小输送功率最少持续的时段数。至此，该虚拟电站典型日出力过程可满足式所述特高压输电线路约束。

(3)以电网典型日负荷作为虚拟电站的面临负荷，采用逐次切负荷方法确定虚拟电站典型日出力过程{P_1,t,P_2,t,…,P_24,t}。

(4)因送端水电站群调峰能力实际不如虚拟电站，故将虚拟电站的出力过程加上一个基数负荷，重构送端电站的面临负荷P_α，其24点电力过程值为{P_1,t+P_基,P_2,t+P_基,…,P_24,t+P_基}。

(5)以P_α作为送端水电站群面临负荷，以逐次切负荷方法确定各送电电站典型日出力过程，此时送电电站可同时满足电站典型日约束及特高压线路典型日约束。

(d)最优水位搜索策略

本文采用POA-DDDP算法求解跨省互联水电站群最优水位过程。POA-DDDP两阶段子问题搜索过程示意图如图4所示，具体优化步骤表示如下：

(1)令t＝1，m＝1，n＝1；

(2)固定第m组第n座电站t时段初水位和t+1时段末水位，以t时段的出库流量作为决策变量，据所设初始流量离散步长ε，将第n组内各电站出库流量在上下进行离散，以各获取3个出库流量数值，记为组内所有电站构成3^Mn个组合状态；

(3)依次在b＝1，2，…，3^Mn时按照上下游顺序进行调节计算：分组内的电站计算其t时段出库流量，t时段定流量调节，t+1时段定水位调节；分组外入库流量变化的电站进行t和t+1>

(4)令n＝n+1,若n＝该组总电站数N，则m＝m+1转步骤5；否则转步骤2；

(5)若m＝总电站组数M，则转步骤6；否则转步骤2；

(6)令ε＝ε/2，若ε满足精度要求，则子问题搜索结束；否则转步骤1。

(e)总体求解方法步骤

结合上述关键问题的解决思路，一次完整的跨省互联水电站群长期联合调峰调度方法优化过程可通过如下步骤表述：

步骤1.读取基础数据，初始化计算参数，包括跨省互联水电站的运行条件约束及控制条件约束、跨区直流水电输电线路约束、受电电网月平均负荷、长期典型日负荷等计算参数；

步骤2.建立跨省互联水电站群长期联合调峰优化调度模型，该模型以发电量最大和枯期典型日调峰峰谷差率最小为优化目标；

步骤3.以常规发电量最大为目标对跨省互联送受端水电站群进行优化计算，生成模型初始解，同时记录此时电网枯期各月典型日剩余负荷峰谷差率的最大值R₀；

步骤4.设置枯期最小负荷峰谷差率约束R＝R₀-0.01；

步骤5.令迭代次数k＝0。

步骤6.令计算时段t＝1，并定义T为调度期总时段数；

步骤7.将送受端电站按照所属流域分组，计分组总数为N组；

步骤8.若k>0；判断是否有电站两阶段水位过程发生变化。若有，则重置流量搜索步长，转步骤9。若无，则令t＝t+1，若t>T，转步骤15，否则重复本步骤；

步骤9.判断参与计算的水电站是否处于汛期，若是，则优先进行计算，否则，在汛期电站优化后再进行计算。令计算优先级最高的电站组排序定义为n＝0；

步骤10.给定目标条件下，处理峰谷差率约束、跨区直流水电输电线路约束及其他常规水电站约束条件，采用POA-DDDP算法搜索模型两阶段最优流量过程；同时以逐次切负荷法处理电站t和t+1两阶段的典型日出力过程，计算两阶段典型日最小负荷峰谷差率R_t和R_t+1；

步骤11.令n＝n+1，若n<N，则重复步骤10，否则转步骤12；

步骤12.重复步骤9-11，判断相邻两次寻优结果组内电站水位过程是否有改变，若无，则转步骤13，否则，重复步骤12；

步骤13.缩小流量搜索进度，判断此时流量搜索进度是否符合进度要求，若是，转步骤 9；否则，转步骤14；

步骤14.令t＝t+1，若t>T，则令k＝k+1，转步骤15；否则，转步骤8；

步骤15.判断各电站水位过程本轮迭代是否有改变，若无，转步骤16；否则，转步骤6。；

步骤16.统计各月枯期月份典型日最大峰谷差率R_max＝max{R_t′}，t′包括所有枯期月份；

步骤17.若R_max<R，则输出本次计算调度方案与枯期最小负荷峰谷差率约束值R，作为一个可行方案，并转步骤4；否则计算结束。

现以溪洛渡-浙江特高压直流输电工程送受端跨省互联水电站群为研究对象，采用本发明方法制作其调度方案。表1是参与计算电站的基础数据表，表2是以50％典型区间流量作为模型输入，多方案调度结果电量与枯水期峰谷差率表，图4是50％典型区间流量下模型多方案峰谷差率-发电量分布情况图，使用本发明所提的方法可制定如表2及图4所示的不同枯期峰谷差率下的最优电量调度方案，提供多种调度方案共调度人员优选。各方案兼顾了水电系统长期电量和电网调峰两方面的效益，调度人员可根据调度偏好，优选适用方法。图5优选了本发明制定的两个典型调度方案的发电过程，将其与常规调度方案的发电过程对比，可见本发明所提方法制定的调度方案水电系统枯期发电量有明显改变，相比常规发电量最大方案，枯期电量明显增加，提升了枯期水电的调峰能力。图6与图7表明本发明所提方案制定的调度方案主要改变了省内电站的水位出力过程，而省外送电电站水位出力过程变化不大，调度执行难度较低，为我国特高压直流水电跨区跨省大规模输送提供了一种高效实用的技术手段。

表1电站基础数据表

表2 50％典型区间流量下多方案调度结果