本發明涉及電網規劃和調度運行領域，特別涉及一種基于電量控制的梯級水電短期調峰模型及求解方法。

技術背景

電網調峰一直是困擾我國電網調度運行的難題，嚴重影響區域電網及轄屬省(市)級電網的安全、穩定、優質、經濟運行。近些年，隨著風電為主的新能源大規模投產，風電裝機比重不斷攀升，其反調峰特性進一步加劇了電網調峰壓力。我國各大流域水電基地相繼竣工投產在增強我國電網調峰能力的同時，也對梯級水電站群調峰運行提出了更高要求。云南、四川、貴州等電網作為水電富集電網，如何有效利用水電運行靈活特性，考慮梯級水電優化原則，科學安排水電站工作位置，合理分配水電系統優化后給定的日電量，確保電網有足夠的調峰容量是緩解水電富集電網調峰壓力的有效手段。因此，開展梯級水電站群短期調峰研究對保障電網安全、高效、經濟運行具有意義重大。

本發明成果前瞻電網未來發展，依托國家自然科學基金重大國際合作(No.51210014)項目支持，目前國內相關研究成果和文獻報道大多針對水位控制下下的梯級水電站群優化調度，尚未見考慮電量控制的梯級水電短期調峰模型及求解方法。本成果為我國水電富集電網中梯級水電站群優化調度提供了重要借鑒。

技術實現要素：

本發明要解決的技術問題是提供一種基于電量控制的梯級水電短期調峰模型及求解方法，可使梯級水電在滿足日優化電量、出力爬坡、出力波動控制需求的同時，充分發揮了梯級水電站群的調峰作用。

本發明的技術方案為：本發明揭示了一種基于電量控制的梯級水電短期調峰模型及求解方法，按照下述步驟(1)-(10)實現各電站調度計劃生成過程：

(1)根據單站日優化電量模型將梯級水電站總電量分解，獲得各個水電站的日優化電量；

(2)根據日優化電量，構建梯級水電短期調峰模型；

(3)將梯級水電站按負荷率從小到大排序，令i＝1；

(4)獲取電站i的面臨負荷曲線；

(5)采用多維動態規劃重構電站i的面臨負荷曲線；

(6)根據電站i的日優化電量，采用逐次切負荷方法在重構的負荷圖上確定電站日內出力過程；

(7)令i＝i+1，若i＞I，進入步驟(8)；否則，返回步驟(4)；

(8)根據上游電站出庫、區間來水及電站的起調水位，采用以電定水原則逐電站逐時段確定相關水務計算變量；

(9)采用啟發式負荷分配方法修正電站出力，保證計算結果可行；

(10)統計調峰指標值，計算結束。

本發明對比現有技術有如下有益效果：本發明一種基于電量控制的梯級水電短期調峰模型及求解方法，前瞻電網未來發展，水電站日優化電量由梯級總電量在各個電站間優化分配得到。同時，提出了耦合多維動態規劃方法、逐次切負荷方法、啟發式負荷分配算法的求解方法，多維動態規劃方法重構電站面臨負荷，保證切負荷結果滿足復雜時段耦合約束，逐次切負荷方法確定電站日內出力過程，啟發式負荷分配算法沿日優化電量約束邊界修正水位及棄水約束。對比現有技術，本發明可使水電在滿足日優化電量、出力爬坡、出力波動控制需求的同時，充分發揮了梯級水電站群的調峰作用。

附圖說明

圖1是負荷重構示意圖。

圖2是總體調峰效果圖。

圖3(a)是洪家渡電站出力過程。

圖3(b)是東風電站出力過程。

圖3(c)是索風營電站出力過程。

圖3(d)是烏江渡電站出力過程。

圖3(e)是構皮灘電站出力過程。

圖3(f)是思林電站出力過程。

圖3(g)是沙沱電站出力過程。

具體實施方式

下面結合附圖和實施例對本發明作進一步的描述。

本發明的梯級水電短期調峰模型目標為：根據電網的日負荷需求和水電站的日優化電量，科學安排水電站工作位置，合理分配水電站日出力運行過程，以有效調節負荷波動，削減系統負荷峰谷差。

本發明中，為保證電網和電站的安全穩定，梯級水電短期調峰模型需滿足以下約束條件：

A.水量平衡約束

v_i,t＝v_i,t-1+(Q_i,t+I_i,t-u_i,t)×Δt×3600 (1)

式中：t為時段編號；v_i,t為水庫i在t時段末的庫容，m³；Q_i,t為水庫i在t時段的入庫流量，由其直接上游水庫出庫匯入，m³/s；I_i,t為水庫i在t時段的區間入庫流量，m³/s；u_i,t為水庫i在t時段的出庫流量，m³/s，u_i,t＝q_i,t+s_i,t；q_i,t為電站i在t時段的發電流量，m³/s；s_i,t為電站i在t時段的棄水流量，m³/s；Δt為調度時段步長對應的小時數，h。

B.庫水位限制

式中：Z_i分別為水庫i的水位上、下限；z_i,t為水庫i在t時段的末水位值，m。

C.發電流量限制

式中：Q_i分別為電站i的發電流量上、下限，m³/s。

D.棄水流量限制

式中：為水庫i的棄水流量上限，m³/s。

E.出庫流量限制

式中：U_i分別為水庫i的出庫流量上、下限，m³/s。

F.出力限制

式中：P_i分別為電站i的出力上、下限；p_i,t為水電站i在t時段出力，MW。

G.出力爬坡約束

式中：為電站i單時段最大出力升降限制，MW。

H.出力波動控制約束

(p_i,t-α-p_i,t-α-1)(p_i,t-p_i,t-1)≥0,α＝1,2,...,t_ei-1 (8)

式中：t_ei為電站i在一輪出力升降過程中最高或最低點需持續的最少時段數，t_ei>1。

I.日優化電量約束

式中：T為調度時段總數；E_i為電站i的日優化電量，kWh。

本發明的約束條件(9)中，電站i的日優化電量由單站日優化電量模型得到，單站日優化電量模型的目標遵循梯級水電站群蓄能最大原則，數學表達為：

式中：I為梯級水電站總數目；ES_i為電站i的蓄能值，kWh。

ES_i＝(VT_i,D+WT_i)/η_i (11)

式中：D為調度時段總數；VT_i,D為電站i調度期末死水位以上的蓄水量，m³；WT_i為電站i的全部上游電站調度期末死水位以上的蓄水量，m³，U_i為電站i的直接上游電站標號數組；k為電站i的直接上游電站編號；K_i為電站i的直接上游電站總數；η_i為電站i的平均耗水率，m³/kWh。

需要滿足的約束如下：

a.水量平衡約束

v_i,d＝v_i,d-1+(Q_i,d+I_i,d-u_i,d)×Δd×3600 (12)

式中：d為調度時段編號；v_i,d為水庫i在d時段末的庫容，m³；Q_i,d為水庫i在d時段的入庫流量，由其直接上游水庫出庫匯入，m³/s；I_i,d為水庫i在d時段的區間入庫流量，m³/s；u_i,d為水庫i在d時段的出庫流量，m³/s，u_i,d＝q_i,d+s_i,d；q_i,d為電站i在d時段的發電流量，m³/s；s_i,d為電站i在d時段的棄水流量，m³/s；Δd為調度時段步長對應的天數。

b.庫水位限制

式中：Z_i分別為水庫i的水位上、下限；z_i,t為水庫i在d時段的末水位值，m。

c.發電流量限制

式中：Q_i分別為電站i的發電流量上、下限，m³/s。

d.棄水流量限制

式中：為水庫i的棄水流量上限，m³/s。

e.出庫流量限制

式中：U_i分別為水庫i的出庫流量上、下限，m³/s。

f.出力限制

式中：P_i分別為電站i的出力上、下限，MW；p_i,t為水電站i在d時段出力，MW。

g.梯級水電總電量約束

式中：E'為梯級水電總電量，kWh。

本發明的梯級水電短期調峰模型的求解方法根據電站出力爬坡限制、出力波動控制等電站控制約束，利用多維動態規劃方法重構系統負荷，在保留系統負荷特征的同時，為逐次切負荷方法創造良好的系統負荷輸入條件。圖1為多維動態規劃方法重構系統負荷的示意圖，具體過程為：

為使重構負荷與原負荷的峰現時間、谷現時間、升降趨勢等特征保持相近，選取重構負荷與原負荷二者之間的平方差之和最小作為負荷重構的數學模型的目標函數，數學表達為

式中：x_i,t為電站i在t時段的重構負荷值，MW；X_i,t為電站i在t時段的面臨負荷，MW。

為使切負荷結果滿足電站出力爬坡約束、出力波動控制約束這些時段耦合約束，將電站約束(7)中的和約束(8)中的t_ei納入負荷重構模型，將其作為約束處理，同時，為保證經電站調節后的負荷峰谷差大小不增加，需使每個時段的重構負荷值不大于面臨負荷值，新的約束的數學表達為：

(x_i,t-α-x_i,t-α-1)(x_i,t-x_i,t-1)≥0 α＝1,2,…,t_ei-1 (21)

x_i,t≤X_i,t (22)

采用多維動態規劃方法求解該模型，將時段t視為階段，將負荷離散值和負荷狀態k組成二維向量作為狀態變量，n為負荷離散值數目，k＝-t_ei,-(t_ei-1),...,-1,1,...,t_ei，將離散的負荷值變化量和負荷狀態的變化Δk組成的二維向量作為決策變量，其遞推方程、階段效應方程和目標函數方程分別為：

式中：T_t(·)為遞推關系函數；r_t(·)為階段效應函數；M_1,i,t為約束(20)破壞懲罰項；M_2,i,t為約束(21)破壞懲罰項；M_3,i,t為約束(22)破壞懲罰項。

這里，將二維向量作為狀態變量的目的是消除約束(21)帶來的后效性影響。以t_ei＝4為例說明，同一個負荷離散值不同負荷狀態的說明見公式(26)。

以下降狀態為例，說明如何滿足出力波動控制約束(約束(21))，具體如下：

(1)若起始狀態為下一階段負荷值繼續下降，則下一階段變量為

(2)若起始狀態為下一階段負荷值與此階段持平，則下一階段變量為若起始狀態為下一階段負荷值與此階段持平，則下一階段變量為若起始狀態為下一階段負荷值與此階段持平，則下一階段變量為若起始狀態為下一階段負荷值與此階段持平，則下一階段變量為

(3)若起始狀態為則下一階段負荷值允許上升，下一階段變量為

基于重構的負荷曲線，采用逐次切負荷方法在負荷圖上確定電站的出力過程。

利用逐次切負荷方法確定水電站工作位置后，需利用以電定水原則逐時段確定電站的發電流量、棄水流量和末水位等水務計算變量信息，對于部分變量可能發生越界情況，采用啟發式負荷分配算法，沿日優化電量約束邊界修正電站出力，保證計算結果可行。

根據上述思想，一種基于電量控制的梯級水電短期調峰模型及求解方法，按照下述步驟(1)-(10)予以實現：

(1)根據單站日優化電量模型將梯級水電站總電量分解，獲得各個水電站的日優化電量；

(2)根據日優化電量，構建梯級水電短期調峰模型；

(3)將梯級水電站按負荷率從小到大排序，令i＝1；

(4)獲取電站i的面臨負荷曲線；

(5)采用多維動態規劃重構電站i的面臨負荷曲線；

(6)根據電站i的日優化電量，采用逐次切負荷方法在重構的負荷圖上確定電站日內出力過程；

(7)令i＝i+1，若i＞I，進入步驟(8)；否則，返回步驟(4)；

(8)根據上游電站出庫、區間來水及電站的起調水位，采用以電定水原則逐電站逐時段確定相關水務計算變量；

(9)采用啟發式負荷分配方法修正電站出力，保證計算結果可行；

(10)統計調峰指標值，計算結束。

現以我國“十三大水電基地”之一的烏江干流梯級水電站群96點日計劃制作為例，從日優化電量分配、調峰效果和復雜控制需求滿足三方面驗證本發明的模型及方法的有效性。烏江干流梯級是即將率先建成的特大流域水電基地，建有洪家渡、東風、索風營、烏江渡、構皮灘、思林、沙沱共計7座水電站，在電力供應、調峰、調頻等方面起到了至關重要的作用。

各個水電站的日優化電量見表1，以此電量為基礎計算各個電站的負荷率，負荷率越小，意味著該電站在系統負荷圖上的位置越高，承擔更多尖峰負荷。電站負荷率見表1最后一列。構皮灘電站負荷率最小，優先切負荷，洪家渡電站負荷率最大，最后參與切負荷。

總體調峰效果見圖2和表2。烏江梯級水電在貴州電網裝機比重中占比較高，調峰容量較大，經其調節后，剩余負荷基本平穩不變，削峰效果明顯。通過高峰負荷、低谷負荷及峰谷差三方面的負荷值變化來分析調峰效果。高峰時段，負荷峰值被大幅削減，減少值為5139MW，削減比例高達30％。低谷時段，因電站有電量控制需求，故負荷低谷時段水電仍需保持一定出力運行，負荷削減值為1873MW，削減比例接近15％。峰谷差方面，其削減值高達3666MW，接近原系統峰谷差的90％，削峰效果明顯，充分發揮了水電調峰能力。

圖3展示了調峰情境下的電站出力過程。構皮灘電站負荷率最小，優先參與切負荷，加之該電站調峰容量較大，故其參與調峰程度較高，電站出力緊隨負荷變化。系統負荷經計算序位較高的構皮灘、沙沱、東風調節后，負荷峰值基本被削平，也使得其他電站出力相對平穩。負荷低谷時段，計算序位最高的構皮灘以較低出力運行，計算序位較高的沙沱、東風停機以迎接負荷高峰到來。高峰負荷來臨，構皮灘出力迅速爬以響應負荷變化，沙沱、東風基本以最大爬坡能力爬升。在早、晚峰之間，構皮灘出力迅速升降以根據負荷變化，由于經構皮灘調節后負荷高峰基本被削平，故沙沱、東風出力在早晚峰之間維持一定出力水平不變。晚峰過后，構皮灘以最大爬坡能力減小出力，直至維持較小出力水平，沙沱迅速降低出力直至停機。由于烏江渡、洪家渡計算序位較低，且其面臨負荷較平穩，故兩座電站全天出力基本平穩不變。通過以上分析可知，電站出力對負荷快速與靈活響應，調峰效果明顯。與此同時，爬坡和持續時段復雜時段耦合約束得到滿足。

表1日優化電量分配結果

表2調峰指標統計