CN103745023B - 水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法，包括：以调峰容量效益最大为目标建立水电站发电出力方案模型，以耗水量最小为目标建立厂内机组负荷最优分配模型；求解水电站发电出力方案模型，得到水电站初始出力方案；将水电站初始出力方案作为所述厂内机组负荷最优分配模型的输入，对厂内机组负荷最优分配模型进行模拟计算，通过一体化自适应调整模式对水电站初始出力方案进行算法循环迭代和模型轨迹嵌套修正，耦合后的输出即为水电站最终出力方案。实现具有自适应调整特性的水电站发电出力方案制作与厂内机组负荷最优分配一体化无缝耦合运作，获得满足厂内机组负荷最优分配条件下的精细的水电站发电出力方案。

Description

水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法

技术领域

本发明属于水电能源利用技术领域，具体涉及一种水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法。

背景技术

现有水电站工作流程主要为：(1)在发电计划阶段，由水电站的水调部门结合电网负荷特性，以发电量最大、发电效益最大或调峰量最大等为目标，合理安排中期调度分配到短期的可用水量，并给出发电出力方案，然后将发电出力方案上报到电调部门；(2)电调部门对水电站上报的发电出力方案进行修正，得到负荷任务，并下发到水电站；(3)在发电的执行阶段，水电站根据电网下达的负荷任务，以耗水量最小为目标对厂内机组负荷进行最优分配，如：确定电站最优机组组合、启停机优先次序以及机组间负荷的最佳分配等。

由上可以看出，现有技术分别考虑水电站发电出力方案制作或厂内机组负荷最优分配，主要存在如下问题：(1)水电站发电出力方案制作过程并未考虑厂内机组负荷最优分配对水电站发电出力方案结果的影响，进而导致提出的发电建议不能完全满足调度要求，存在发电计划阶段与发电任务执行过程脱节的缺陷，使用中受到限制。(2)为了同时满足水电站最小下泄流量和电网负荷要求，水电站的水调部门与电调部门往往需反复沟通调整，繁琐的程序与计算量极大地降低了调度员的工作效率和工作质量。

发明内容

针对现有技术存在的缺陷，本发明提供一种水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法，为水电站的水调部门与电调部门协同运行提供技术支持，减少水电站发电出力制作与实际负荷需求的偏差。

本发明采用的技术方案如下：

本发明提供一种水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法，包括以下步骤：

S1，以调峰容量效益最大为目标建立水电站发电出力方案模型，以耗水量最小为目标建立厂内机组负荷最优分配模型；

S2，以电站空间最优流量分配表为基础，在第一约束函数集的约束下求解所述水电站发电出力方案模型，得到水电站初始出力方案；

S3，判断所研究的水电站在调度期是否处于弃水模式，如果为弃水模式，则所述水电站初始出力方案即为水电站最终出力方案，直接输出所述水电站最终出力方案，并结束流程；如果为非弃水模式，则执行S4；

S4，将所述水电站初始出力方案作为所述厂内机组负荷最优分配模型的输入，对所述厂内机组负荷最优分配模型进行模拟计算，然后通过一体化自适应调整模式对所述水电站初始出力方案进行算法循环迭代和模型轨迹嵌套修正，耦合后的输出即为兼顾调峰容量收益最大和耗水量最小为目标的水电站最终出力方案。

优选的，S1中，所述水电站发电出力方案模型通过以下方式建立：

根据水电站预报来水、机组检修安排情况、电站调度规程以及其它水能综合利用要求，结合电网给定的典型负荷曲线形式，以调峰容量效益最大为目标，建立所述水电站发电出力方案模型；该模型的目标函数为水电站调峰容量效益最大，即

$F=\mathrm{Max}\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{i,t}(Q_{i,t},H_{i,t})\·\mathrm{\ΔT}\·{\mathrm{\β}}_{i,t};$

式中，F为控制期内梯级电站调峰容量效益，万kW；N为电站个数；T为调度期时段数；ΔT为时段长；P_i，t为电站i在t时段的出力；Q_i，t为电站i在t时段的发电流量；H_i，t为电站i在t时段的平均水头；β_i，t为电站i在t时段的调峰权重参数。

优选的，S1中，所述厂内机组负荷最优分配模型通过以下方式建立：

根据水电站水位控制及来水情况，建立以耗水量最小为目标的厂内机组负荷最优分配模型；该模型的目标函数是耗水量最小，即

$W_i=\min \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}\left\{q_{i,k,t}\right[h_{i,k,t},N_{i,k,t}]\·\mathrm{\ΔT}+u_{i,k,t}(1-u_{i,k,t-1})\·q_{i,\mathrm{sk},t}+u_{i,k,t-1}(1-u_{i,k,t})\·q_{i,\mathrm{ck},t}\};$

式中，W_i为电站i在调度期内给定负荷任务时的总耗水量；K为电站机组台数；T为调度期时段数；ΔT为时段长；N_i，k，t为机组k在t时段的出力；h_i，k，t为机组k在t时段的净水头；q_i，k，t为t时段机组k在净水头h_i，k，t下出力为N_i，k，t时的发电引用流量；u_i，k，t为t时段机组k的开停机状态变量。

优选的，S2中，所述水电站发电出力方案模型的第一约束函数集为(1.4.1)-(1.4.3)、(1.4.5)-(1.4.8)；另外，所述厂内机组负荷最优分配模型具有第二约束函数集为(1.4.1)-(1.4.2)、(1.4.4)-(1.4.8)；

(1.4.1)水库水力联系：

I_i，t＝Q_i-1，t-τ+S_i-1，t-τ+R_i，t

式中，I_i，t为电站i在t时段的入库流量；S_i-1，t-τ为第i-1个水电站在t时段的弃水流量；τ为i-1与i电站间水流时滞；R_i，t为i-1与i电站之间的区间入流；

(1.4.2)水量平衡约束：

V_i，t＝V_i，t-1+(I_i，t-Q_i，t-S_i，t)·Δt

式中，V_i，t为t时段末水库i的蓄水量；

(1.4.3)电站库容/流量/出力约束：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{VL}}_{i,t}\≤V_{i,t}\≤{\mathrm{VU}}_{i,t}\\ {\mathrm{QL}}_{i,t}\≤(Q_{i,t}+S_{i,t})\≤{\mathrm{QU}}_{i,t}\\ {\mathrm{PL}}_{i,t}\≤P_{i,t}\≤{\mathrm{PU}}_{i,t}\end{array}\right.$

式中，VU_i，t与VL_i，t分别为t时段水库i蓄水容量上下限；QU_i，t与QL_i，t分别为t时段电站i下泄流量上下限；PU_i，t与PL_i，t分别为t时段电站i出力上下限；

(1.4.4)末水位控制约束：

Z_i，t＝Z_i，end

式中，Z_i，t为电站i调度期末水位；Z_i，end为电站i调度期末水位控制值；

(1.4.5)单站出力/水位/流量变幅约束：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{i,t}-P_{i,t-1}\≤{\mathrm{PCH}}_i\\ Z_{i,t}-Z_{i,t-1}\≤{\mathrm{ZCH}}_i\\ Q_{i,t}-Q_{i,t-1}\≤{\mathrm{QCH}}_i\end{array}\right.$

式中，PCH_i、ZCH_i、QCH_i分别为电站i在t时段允许的最大出力变幅、水位变幅以及流量变幅；

(1.4.6)单站负荷平衡约束：

${\mathrm{Load}}_i=\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}{N}_{i,j}{u}_{i,k,t}$

式中，Load_i表示电网调度中心下达给电站i的负荷任务值；

(1.4.7)机组稳定运行约束：

$N_{i,k,t}\∉{\mathrm{MV}}_{i,k}$

式中，NU_i，k与NL_i，k分别为i电站k号机组出力上下限；

(1.4.8)机组最短开停机时间约束：

$\left\{\begin{array}{c}{T}_{i,\mathrm{off}}^t\≥T_{i,\mathrm{down}}\\ T_{i,\mathrm{on}}^t\≥T_{i,\mathrm{up}}\end{array}\right.$

式中，T_i，up、T_i，down分别为机组k允许的最短开、停机时间限制；分别为机组k在t-1时段以前的持续开、停机历时。

优选的，S2中，所述电站空间最优流量分配表通过以下方式制作：

S2.1，根据电站运行水头范围，以一定步长对电站毛水头H及电站发电流量Q进行离散；选择一组电站毛水头H及电站发电流量Q离散组合作为当前输入条件；

S2.2，根据电站毛水头H查找各类型机组稳定运行区间以及最大最小出力，确定机组各出力限制点，并由机组NHQ曲线查找各出力限制点对应的机组可运行流量范围，由动态规划最优化原理进行递推寻优，在可运行流量范围内进行机组间流量分配，得到在当前给定电站毛水头H及发电流量Q组合下的机组最优流量分配方案；

S2.3，遍历求解所有电站毛水头H及发电流量Q组合下的最优流量分配方案，将优化结果集存入数据库，所述优化结果集即为所述电站空间最优流量分配表。

优选的，S4具体包括以下步骤：

S4.1，将所述水电站初始出力方案作为所述厂内机组负荷最优分配模型的输入，对所述厂内机组负荷最优分配模型进行模拟计算，得到厂内机组负荷最优分配模拟结果，所述厂内机组负荷最优分配模拟结果具体包括：水电站相应出库流量过程、水库水位过程、最优机组组合及机组间负荷分配方案；

S4.2，对于所述厂内机组负荷最优分配模拟结果，首先判断水电站时段出库流量是否满足最小出库流量限制；如果满足，则转至S4.3；如果不满足，则将该时段电站出力值加大，其他时段出力值保持不变，并根据调整后出力过程重新制作水电站发电出力方案，并转至S4.1，用重新制作的水电站发电出力方案替换所述水电站初始出力方案，循环进行；

S4.3，进一步判断水电站调度期末水位是否满足给定调度期末水位约束；如果水电站调度期末水位大于给定调度期末水位，则加大电站出力，将可运用水量最大限度安排至用电高峰时段，对于按峰荷比例调峰方式，各峰段优先级按负荷序列排序，按峰荷比例增加峰段出力；若峰段均满发，则加大平段出力，然后根据调整后出力过程重新制作水电站发电出力方案，转至S4.1，重新进行厂内机组负荷最优分配模拟计算，算法循环迭代和模型轨迹嵌套调整出力直至满足水位约束为止，最终得到兼顾调峰容量收益最大和耗水量最小为目标的水电站最终出力方案。

本发明的有益效果如下：

(1)已有水电站发电出力计划方案制作方法多以电站综合出力经验值确定机组出力，忽略了机组状态的差异性，而本发明综合考虑机组气蚀振动区、启停次数、机组运行状况等因素的影响，将水电站出力精细化至每台机组。

(2)已有技术多孤立考虑水电站发电出力方案制作或厂内机组负荷最优分配，且在出力计划方案制作过程中未考虑厂内机组负荷最优分配对出力结果的影响，而本发明从系统整体优化的角度出发，将水电站发电出力方案制作与厂内机组负荷分配有机结合，实现具有自适应调整特性的水电站发电出力方案制作与厂内机组负荷最优分配一体化无缝耦合运作，获得满足厂内机组负荷最优分配条件下的精细的水电站发电出力方案。

附图说明

图1为本发明提供的水电站发电出力计划方案制作流程图；

图2为本发明提供的水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法流程图；

图3为溪洛渡-向家坝梯级电站一体化无缝耦合运行出力过程曲线图；

图4为溪洛渡-向家坝梯级电站一体化无缝耦合运行下泄流量过程曲线图；

图5是溪洛渡-向家坝梯级电站一体化运行日水位过程曲线图。

具体实施方式

为了更清晰直观的表达本发明的方法思路，下面结合附图及实施例，对本发明提供的发电出力方案制作与最优负荷分配的无缝耦合建模方法进行详细说明：

实施例一

本发明提供一种水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法，包括以下步骤：

S1，以调峰容量效益最大为目标建立水电站发电出力方案模型，以耗水量最小为目标建立厂内机组负荷最优分配模型；

具体的，水电站发电出力方案模型通过以下方式建立：

根据电站预报来水、机组检修安排情况、电站调度规程以及其它水能综合利用要求，结合电网给定的典型负荷曲线形式，以调峰容量效益最大为目标，建立所述水电站发电出力方案模型；该模型的目标函数为水电站调峰容量效益最大，即

$F=\mathrm{Max}\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{i,t}(Q_{i,t},H_{i,t})\·\mathrm{\ΔT}\·{\mathrm{\β}}_{i,t};$

式中，F为控制期内梯级电站调峰容量效益，万kW；N为电站个数；T为调度期时段数；ΔT为时段长；P_i，t为电站i在t时段的出力；Q_i，t为电站i在t时段的发电流量；H_i，t为电站i在t时段的平均水头；β_i，t为电站i在t时段的调峰权重参数。

厂内机组负荷最优分配模型通过以下方式建立：

根据水电站水位控制及来水情况，建立以耗水量最小为目标的厂内机组负荷最优分配模型；该模型的目标函数是耗水量最小，即

$W_i=\min \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}\left\{q_{i,k,t}\right[h_{i,k,t},N_{i,k,t}]\·\mathrm{\ΔT}+u_{i,k,t}(1-u_{i,k,t-1})\·q_{i,\mathrm{sk},t}+u_{i,k,t-1}(1-u_{i,k,t})\·q_{i,\mathrm{ck},t}\};$

式中，W_i为电站i在调度期内给定负荷任务时的总耗水量；K为电站机组台数；T为调度期时段数；ΔT为时段长；N_i，k，t为机组k在t时段的出力；h_i，k，t为机组k在t时段的净水头；q_i，k，t为t时段机组k在净水头h_i，k，t下出力为N_i，k，t时的发电引用流量；u_i，k，t为t时段机组k的开停机状态变量。

S2，以电站空间最优流量分配表为基础，在第一约束函数集的约束下求解所述水电站发电出力方案模型，得到水电站初始出力方案；

其中，水电站发电出力方案模型的第一约束函数集为(1.4.1)-(1.4.3)、(1.4.5)-(1.4.8)；另外，所述厂内机组负荷最优分配模型具有第二约束函数集为(1.4.1)-(1.4.2)、(1.4.4)-(1.4.8)；

(1.4.1)水库水力联系：

I_i，t＝Q_i-1，t-τ+S_i-1，t-τ+R_i，t

式中，I_i，t为电站i在t时段的入库流量；S_i-1，t-τ为第i-1个水电站在t时段的弃水流量；τ为i-1与i电站间水流时滞；R_i，t为i-1与i电站之间的区间入流；

(1.4.2)水量平衡约束：

V_i，t＝V_i，t-1+(I_i，t-Q_i，t-S_i，t)·Δt

式中，V_i，t为t时段末水库i的蓄水量；

(1.4.3)电站库容/流量/出力约束：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{VL}}_{i,t}\≤V_{i,t}\≤{\mathrm{VU}}_{i,t}\\ {\mathrm{QL}}_{i,t}\≤(Q_{i,t}+S_{i,t})\≤{\mathrm{QU}}_{i,t}\\ {\mathrm{PL}}_{i,t}\≤P_{i,t}\≤{\mathrm{PU}}_{i,t}\end{array}\right.$

式中，VU_i，t与VL_i，t分别为t时段水库i蓄水容量上下限；QU_i，t与QL_i，t分别为t时段电站i下泄流量上下限；PU_i，t与PL_i，t分别为t时段电站i出力上下限；

(1.4.4)末水位控制约束：

Z_i，t＝Z_i，end

式中，Z_i，t为电站i调度期末水位；Z_i，end为电站i调度期末水位控制值；

(1.4.5)单站出力/水位/流量变幅约束：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{i,t}-P_{i,t-1}\≤{\mathrm{PCH}}_i\\ Z_{i,t}-Z_{i,t-1}\≤{\mathrm{ZCH}}_i\\ Q_{i,t}-Q_{i,t-1}\≤{\mathrm{QCH}}_i\end{array}\right.$

式中，PCH_i、ZCH_i、QCH_i分别为电站i在t时段允许的最大出力变幅、水位变幅以及流量变幅；

(1.4.6)单站负荷平衡约束：

${\mathrm{Load}}_i=\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}{N}_{i,j}{u}_{i,k,t}$

式中，Load_i表示电网调度中心下达给电站i的负荷任务值；

(1.4.7)机组稳定运行约束：

$N_{i,k,t}\∉{\mathrm{MV}}_{i,k}$

式中，NU_i，k与NL_i，k分别为i电站k号机组出力上下限；

(1.4.8)机组最短开停机时间约束：

$\left\{\begin{array}{c}{T}_{i,\mathrm{off}}^t\≥T_{i,\mathrm{down}}\\ T_{i,\mathrm{on}}^t\≥T_{i,\mathrm{up}}\end{array}\right.$

式中，T_i，up、T_i，down分别为机组k允许的最短开、停机时间限制；分别为机组k在t-1时段以前的持续开、停机历时。

电站空间最优流量分配表通过以下方式制作：

S2.1，根据电站运行水头范围，以一定步长对电站毛水头H及电站发电流量Q进行离散；选择一组电站毛水头H及电站发电流量Q离散组合作为当前输入条件；

S2.2，根据电站毛水头H查找各类型机组稳定运行区间以及最大最小出力，确定机组各出力限制点，并由机组NHQ曲线查找各出力限制点对应的机组可运行流量范围，由动态规划最优化原理进行递推寻优，在可运行流量范围内进行机组间流量分配，得到在当前给定电站毛水头H及发电流量Q组合下的机组最优流量分配方案；

S2.3，遍历求解所有电站毛水头H及发电流量Q组合下的最优流量分配方案，将优化结果集存入数据库，所述优化结果集即为所述电站空间最优流量分配表。

另外，结合图1，本发明还提供了一种具体的水电站初始出力方案，区分为弃水模式和非弃水模式。其中，可采用以下方式判断是否为弃水模式：按梯级水电站上下游水力联系对电站进行排序，从最上游电站开始，通过其上游来水、、短期径流预报及中期分配水量计算电站调度期平均可用水量，并将其与电站满发流量作对比；若可用水量大于满发流量，则电站选择弃水模式；反之，则为非弃水模式。

弃水模式下的水电站初始出力方案制作：

弃水模式下电站各时段均满发，出力过程不考虑电网特性要求：①设初始时段t＝1，计算相应水头下电站满发流量，若出库小于满发流量，降低时段末水位，加大出库流量；反之，则升高时段末水位，减小出库流量，迭代求解至出库流量等于满发流量或时段水位到达极限为止。②令t＝t+1，重复使用与①同样的方法进行满发情况下时段水位计算直至t＝T。③判断调度期末水位是否满足给定控制蓄水位要求，若不满足则相应的增加或减小各时段出库，将差值水量平均分配到各个时段，重新进行水量平衡计算，直至满足调度期末水位约束为止。

非弃水模式下水电站初始出力方案制作：

非弃水模式下，水电站以充分发挥电站容量调峰效益为目标，出力应与电网负荷曲线趋势尽可能保持一致：①由上一级电站下泄、区间入流预报以及中期分配可用水量估算电站调度期发电能力，并转换为电站平均出力N；②以给定电网负荷曲线形式为基础，由P_i，t＝N·C_t经电力电量平衡计算电站初始出力过程，并由时段出力计算调峰权重参数β_i，t，其中C_t为电网负荷曲线峰段系数，N为不同电网供电比例；③设初始时段t＝1，由时段电站负荷、入库流量计算时段末水位、出库流量和机组组合；然后令t＝t+1，重复由时段电站负荷、入库流量计算时段末水位、出库流量和机组组合直至t＝T。④根据出力过程进行调度期水量优化计算，若末水位不满足给定蓄水位要求，根据β_i，t调整出力至调度期末水位满足要求，具体为：如果水位偏高，则优先加大β_i，t大的时段出力，反之，如果水位偏低，则优先减小β_i，t小的时段出力，获得改进的电站运行方案；或者，查找权重系数最小的时段与最大的时段，并按一定步长分别减小与增大出力，获得改进的电站运行方案，计算β_i，t并循环执行本步骤，直到末水位满足给定蓄水位要求，然后执行5；5，若搜索次数到达上限或目标值不再改变则停止，输出出力制作结果；否则，查找最小的时段与最大的时段，并按一定步长分别减小出力与增大出力，根据给定目标获取改进的电站运行方案，然后转到步骤③。

S3，判断所研究的水电站在调度期是否处于弃水模式，如果为弃水模式，则所述水电站初始出力方案即为水电站最终出力方案，直接输出所述水电站最终出力方案，并结束流程；如果为非弃水模式，则执行S4；

S4，将所述水电站初始出力方案作为所述厂内机组负荷最优分配模型的输入，对所述厂内机组负荷最优分配模型进行模拟计算，然后通过一体化自适应调整模式对所述水电站初始出力方案进行算法循环迭代和模型轨迹嵌套修正，耦合后的输出即为兼顾调峰容量收益最大和耗水量最小为目标的水电站最终出力方案。

本步骤具体包括以下步骤：

S4.1，将所述水电站初始出力方案作为所述厂内机组负荷最优分配模型的输入，对所述厂内机组负荷最优分配模型进行模拟计算，得到厂内机组负荷最优分配模拟结果，所述厂内机组负荷最优分配模拟结果具体包括：水电站相应出库流量过程、水库水位过程、最优机组组合及机组间负荷分配方案；

S4.2，对于所述厂内机组负荷最优分配模拟结果，首先判断水电站时段出库流量是否满足最小出库流量限制；如果满足，则转至S4.3；如果不满足，则将该时段电站出力值加大，其他时段出力值保持不变，并根据调整后出力过程重新制作水电站发电出力方案，并转至S4.1，用重新制作的水电站发电出力方案替换所述水电站初始出力方案，循环进行；

S4.3，进一步判断水电站调度期末水位是否满足给定调度期末水位约束；如果水电站调度期末水位大于给定调度期末水位，则加大电站出力，将可运用水量最大限度安排至用电高峰时段，对于按峰荷比例调峰方式，各峰段优先级按负荷序列排序，按峰荷比例增加峰段出力；若峰段均满发，则加大平段出力，然后根据调整后出力过程重新制作水电站发电出力方案，转至S4.1，重新进行厂内机组负荷最优分配模拟计算，算法循环迭代和模型轨迹嵌套调整出力直至满足水位约束为止，最终得到兼顾调峰容量收益最大和耗水量最小为目标的水电站最终出力方案。

实施例二

本实施例以溪洛渡和向家坝梯级电站为调度对象，介绍本发明提供的发电出力方案制作与最优负荷分配的无缝耦合建模方法，具体步骤如下：

2.1，制作向家坝、溪洛渡梯级电站初始出力方案，制定梯级电站运行方案，记录向家坝、溪洛渡梯级各电站弃水与非弃水标志；若为弃水模式，则无需进行一体化无缝耦合建模操作。

2.2，以溪洛渡电站初始出力方案作为其厂内机组负荷最优分配模型的输入进行模拟计算，得到其相应出库流量过程、水库水位过程、最优机组组合及机组间负荷分配方案。

2.3，判断溪洛渡电站时段出库流量是否满足最小出库流量限制。若满足流量约束，则跳至步骤2.4；若违反约束，则将该时段电站出力值加大，其他时段出力值保持不变，并根据调整后出力过程重新进行出力制作，使得末水位等于给定末水位，并转至步骤2.2。

2.4，判断溪洛渡电站调度期末水位是否满足给定末水位约束条件；若大于给定水位，则加大电站出力，根据调峰容量效益最大模型，将可运用水量尽量安排至峰时段，对于按峰荷比例调峰方式，加大出力的优先级为峰段、平段、谷段；各峰段优先级按负荷序列排序，按峰荷比例增加峰段出力；若峰段均满发，则加大平段出力；重新进行厂内机组负荷分配模拟计算，直至满足水位约束为止，获得溪洛渡电站厂内负荷分配最优分配一体化无缝耦合出力方案。

2.5，将上述溪洛渡电站数据输入替换为向家坝同类数据输入，按照步骤2.2-步骤2.4，对向家坝电站进行厂内负荷最优分配一体化无缝耦合建模计算，获得向家坝电站厂内负荷分配最优分配一体化无缝耦合出力方案。

以溪洛渡-向家坝梯级电站运行于蓄水期工况为例，相关典型负荷曲线设置如表1及表2所示。设置调度期为1天，调度时段为15min，溪洛渡电站次日预报入库流量平均值为5000m³/s，上游日初水位580m，日末水位581m，溪洛渡左右岸电量分配系数为1：1；向家坝电站上游日初水位375m，日末水位376m，溪洛渡-向家坝区间径流为0。两电站均无检修机组。为避免机组负荷频繁转移，机组最短开停机时间设为2h，梯级电站所有机组均不检修，且依据不同水头下机组效率给出机组开停机最优次序。此外，国家电网负荷曲线定义早峰8:00-12:00，晚峰18:00-22:00，腰荷12:00-18:00，其余为谷荷时段；南方电网负荷曲线定义早峰8:30-11:30，午峰14:00-16:30，晚峰18:30-21:30，腰荷7:00-8:30、21:30-23:00，其余为谷荷时段。

表1 溪洛渡左岸和向家坝电站典型负荷曲线参数----国家电网

两峰形式	溪洛渡左岸电站	向家坝电站
			谷段系数	0.75	0.75
早峰系数	1	1
			晚峰系数	1.1	1.1
腰荷系数	0.85	0.85

表2 溪洛渡右岸典型负荷曲线参数---南方电网

三峰形式	溪洛渡左岸电站
		谷段系数	0.8
腰荷系数	0.9
		早峰系数	1
午峰系数	1.2
		晚峰系数	1.1

由发电出力方案制作与最优负荷分配的无缝耦合后所得梯级电站出力过程如图3所示。由图3可以看出，溪洛渡-向家坝梯级发电过程满足当日给定参数，在高峰时多发电，低谷时少发电，且高峰时段出力大小满足给定目标下按峰荷比调峰方式分配要求，充分发挥电站调峰效益，满足电网调峰要求；同时，在整个调度期，溪洛渡左岸分配电量7793.89万kWh，右岸分配电量8284.28万kWh，分配比例为0.941∶1，与所设定左右岸电量分配比例相近，满足跨电网供电的需求，“一厂两调”问题得到了有效解决。

如图4所示，为向家坝、溪洛渡梯级电站出库流量过程图，从中可以看到，电站下泄流量大于当日要求的最小通航流量1200m³/s，这是由于考虑到下游航运要求，需保证一定的下泄流量，故在低谷时段分配了少许出力，完全满足电站实际运行要求。

如图5所示，为调度期内溪洛渡、向家坝电站水位过程图，经过1天的水量精细化分配以后，溪洛渡电站以及向家坝电站水位均回到给定控制期末蓄水位，且水位时段间变幅满足给定约束要求，保证了水量调度的可行性。

综上所述，本发明提供的水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法，具有以下优点：

(1)已有水电站发电出力计划方案制作方法多以电站综合出力经验值确定机组出力，忽略了机组状态的差异性，而本发明综合考虑机组气蚀振动区、启停次数、机组运行状况等因素的影响，将电站出力精细化至每台机组。

(2)已有技术多孤立考虑水电站发电出力方案制作或厂内机组负荷最优分配，且在出力计划方案制作过程中未考虑厂内机组负荷最优分配对出力结果的影响，而本发明从系统整体优化的角度出发，将发电出力方案制作与厂内机组负荷分配有机结合，实现具有自适应调整特性的水电站发电出力方案制作与厂内机组负荷最优分配一体化无缝耦合运作，获得满足厂内机组负荷最优分配条件下的精细的水电站发电出力方案。

以上所述仅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，这些改进和润饰也应视本发明的保护范围。

Claims (1)

1.一种水电站发电出力方案制作与最优负荷分配耦合建模方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1，以调峰容量效益最大为目标建立水电站发电出力方案模型，以耗水量最小为目标建立水电站厂内机组负荷最优分配模型；

其中，所述水电站发电出力方案模型通过以下方式建立：

根据水电站预报来水、机组检修安排情况、电站调度规程以及其它水能综合利用要求，结合电网给定的典型负荷曲线形式，以调峰容量效益最大为目标，建立所述水电站发电出力方案模型；该水电站发电出力方案模型的目标函数为水电站调峰容量效益最大，即

$F=\mathrm{Max}\underset{i=1}{\overset{N}{\mathrm{\Σ}}}\underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}{P}_{i,t}(Q_{i,t},H_{i,t})\·\mathrm{\ΔT}\·{\mathrm{\β}}_{i,t};$

式中，F为控制期内梯级电站调峰容量效益，万kW；N为电站个数；T为调度期时段数；ΔT为时段长；P_i,t为电站i在t时段的出力；Q_i,t为电站i在t时段的发电流量；H_i,t为电站i在t时段的平均水头；β_i,t为电站i在t时段的调峰权重参数；

其中，所述厂内机组负荷最优分配模型通过以下方式建立：

根据水电站水位控制及来水情况，建立以耗水量最小为目标的厂内机组负荷最优分配模型；该厂内机组负荷最优分配模型的目标函数是耗水量最小，即

$W_i=\min \underset{t=1}{\overset{T}{\mathrm{\Σ}}}\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}\left\{q_{i,k,t}\right[h_{i,k,t},N_{i,k,t}]\·\mathrm{\ΔT}+u_{i,k,t-1}\·q_{i,\mathrm{sk},t}+u_{i,k,t-1}(1-u_{i,k,t})\·q_{i,\mathrm{ck},t}\};$

式中，W_i为电站i在调度期内给定负荷任务时的总耗水量；K为电站机组台数；T为调度期时段数；ΔT为时段长；N_i,k,t为机组k在t时段的出力；h_i,k,t为机组k在t时段的净水头；q_i,k,t为t时段机组k在净水头h_i,k,t下出力为N_i,k,t时的发电引用流量；u_i,k,t为t时段机组k的开停机状态变量；

S2，以水电站空间最优流量分配表为基础，在第一约束函数集的约束下求解所述水电站发电出力方案模型，得到水电站初始出力方案；

弃水模式下的水电站初始出力方案制作：

弃水模式下电站各时段均满发，出力过程不考虑电网特性要求：①设初始时段t＝1，计算相应水头下电站满发流量，若出库小于满发流量，降低时段末水位，加大出库流量；反之，则升高时段末水位，减小出库流量，迭代求解至出库流量等于满发流量或时段水位到达极限为止；②令t＝t+1，重复使用与①同样的方法进行满发情况下时段水位计算直至t＝T；③判断调度期末水位是否满足给定控制蓄水位要求，若不满足则相应的增加或减小各时段出库，将差值水量平均分配到各个时段，重新进行水量平衡计算，直至满足调度期末水位约束为止；

非弃水模式下水电站初始出力方案制作：

非弃水模式下，水电站以充分发挥电站容量调峰效益为目标，出力应与电网负荷曲线趋势保持一致：①由上一级电站下泄、区间入流预报以及中期分配可用水量估算电站调度期发电能力，并转换为电站平均出力N；②以给定电网负荷曲线形式为基础，由P_i,t＝N·C_t经电力电量平衡计算电站初始出力过程，并由时段出力计算调峰权重参数β_i,t，其中C_t为电网负荷曲线峰段系数，N为不同电网供电比例；③设初始时段t＝1，由时段电站负荷、入库流量计算时段末水位、出库流量和机组组合；然后令t＝t+1，重复由时段电站负荷、入库流量计算时段末水位、出库流量和机组组合直至t＝T；④根据出力过程进行调度期水量优化计算，若末水位不满足给定蓄水位要求，根据β_i,t调整出力至调度期末水位满足要求，具体为：如果水位偏高，则优先加大β_i,t大的时段出力，反之，如果水位偏低，则优先减小β_i,t小的时段出力，获得改进的电站运行方案；或者，查找权重系数最小的时段与最大的时段，并按一定步长分别减小与增大出力，获得改进的电站运行方案，计算β_i,t并循环执行本步骤，直到末水位满足给定蓄水位要求，然后执行5；5，若搜索次数到达上限或目标值不再改变则停止，输出出力制作结果；否则，查找最小的时段与最大的时段，并按一定步长分别减小出力与增大出力，根据给定目标获取改进的电站运行方案，然后转到步骤③；

其中，所述水电站发电出力方案模型的第一约束函数集为(1.4.1)—(1.4.3)、(1.4.5)—(1.4.8)；另外，所述厂内机组负荷最优分配模型具有第二约束函数集为(1.4.1)—(1.4.2)、(1.4.4)—(1.4.8)；

(1.4.1)水库水力联系：

I_i,t＝Q_i-1,t-τ+S_i-1,t-τ+R_i,t

式中，I_i,t为电站i在t时段的入库流量；S_i-1,t-τ为第i-1个水电站在t-τ时段的弃水流量；τ为i-1与i电站间水流时滞；R_i,t为i-1与i电站之间的区间入流；Q_i-1,t-τ为电站i-1在t-τ时段的发电流量；

(1.4.2)水量平衡约束：

V_i,t＝V_i,t-1+(I_i,t-Q_i,t-S_i,t)·Δt

式中，V_i,t为t时段末水库i的蓄水量；

(1.4.3)电站库容/流量/出力约束：

$\left\{\begin{array}{c}{\mathrm{VL}}_{i,t}\≤V_{i,t}\≤{\mathrm{VU}}_{i,t}\\ {\mathrm{QL}}_{i,t}\≤(Q_{i,t}+S_{i,t})\≤{\mathrm{QU}}_{i,t}\\ {\mathrm{PL}}_{i,t}\≤P_{i,t}\≤{\mathrm{PU}}_{i,t}\end{array}\right.$

式中，VU_i,t与VL_i,t分别为t时段水库i蓄水容量上下限；QU_i,t与QL_i,t分别为t时段电站i下泄流量上下限；PU_i,t与PL_i,t分别为t时段电站i出力上下限；

(1.4.4)末水位控制约束：

Z_i,t＝Z_i,end

式中，Z_i,t为电站i调度期末水位；Z_i,end为电站i调度期末水位控制值；

(1.4.5)单站出力/水位/流量变幅约束：

$\left\{\begin{array}{c}{P}_{i,t}-P_{i,t-1}\≤{\mathrm{PCH}}_i\\ Z_{i,t}-Z_{i,t-1}\≤{\mathrm{ZCH}}_i\\ Q_{i,t}-Q_{i,t-1}\≤{\mathrm{QCH}}_i\end{array}\right.$

式中，PCH_i、ZCH_i、QCH_i分别为电站i在t时段允许的最大出力变幅、水位变幅以及流量变幅；

(1.4.6)单站负荷平衡约束：

${\mathrm{Load}}_i=\underset{k=1}{\overset{K}{\mathrm{\Σ}}}{N}_{i,j}{u}_{i,k,t}$

式中，Load_i表示电网调度中心下达给电站i的负荷任务值；

(1.4.7)机组稳定运行约束：

$N_{i,k,t}\∉{\mathrm{MV}}_{i,k}$

式中，NU_i,k与NL_i,k分别为i电站k号机组出力上下限；

(1.4.8)机组最短开停机时间约束：

$\left\{\begin{array}{c}{T}_{i,\mathrm{off}}^t\≥T_{i,\mathrm{down}}\\ T_{i,\mathrm{on}}^t\≥T_{i,\mathrm{up}}\end{array}\right.$

式中，T_i,up、T_i,down分别为机组k允许的最短开、停机时间限制；分别为机组k在t-1时段以前的持续开、停机历时；

S3，判断所研究的水电站在调度期是否处于弃水模式，如果为弃水模式，则所述水电站初始出力方案即为水电站最终出力方案，直接输出所述水电站最终出力方案，并结束流程；如果为非弃水模式，则执行S4；

S4，将所述水电站初始出力方案作为所述厂内机组负荷最优分配模型的输入，对所述厂内机组负荷最优分配模型进行模拟计算，然后通过一体化自适应调整模式对所述水电站初始出力方案进行算法循环迭代和模型轨迹嵌套修正，耦合后的输出即为兼顾调峰容量收益最大和耗水量最小为目标的水电站最终出力方案；

其中，S2中，所述电站空间最优流量分配表通过以下方式制作：

S2.1，根据电站运行水头范围，以一定步长对电站毛水头H及电站发电流量Q进行离散；选择一组电站毛水头H及电站发电流量Q离散组合作为当前输入条件；

S2.2，根据电站毛水头H查找各类型机组稳定运行区间以及最大最小出力，确定机组各出力限制点，并由机组NHQ曲线查找各出力限制点对应的机组可运行流量范围，由动态规划最优化原理进行递推寻优，在可运行流量范围内进行机组间流量分配，得到在当前给定电站毛水头H及发电流量Q组合下的机组最优流量分配方案；

S2.3，遍历求解所有电站毛水头H及发电流量Q组合下的最优流量分配方案，将优化结果集存入数据库，所述优化结果集即为所述电站空间最优流量分配表；

其中，S4具体包括以下步骤：

S4.1，将所述水电站初始出力方案作为所述厂内机组负荷最优分配模型的输入，对所述厂内机组负荷最优分配模型进行模拟计算，得到厂内机组负荷最优分配模拟结果，所述厂内机组负荷最优分配模拟结果具体包括：水电站相应出库流量过程、水库水位过程、最优机组组合及机组间负荷分配方案；

S4.2，对于所述厂内机组负荷最优分配模拟结果，首先判断水电站时段出库流量是否满足最小出库流量限制；如果满足，则转至S4.3；如果不满足，则将该时段电站出力值加大，其他时段出力值保持不变，并根据调整后出力过程重新制作水电站发电出力方案，并转至S4.1，用重新制作的水电站发电出力方案替换所述水电站初始出力方案，循环进行；

S4.3，进一步判断水电站调度期末水位是否满足给定调度期末水位约束；如果水电站调度期末水位大于给定调度期末水位，则加大电站出力，将可运用水量最大限度安排至用电高峰时段，对于按峰荷比例调峰方式，各峰段优先级按负荷序列排序，按峰荷比例增加峰段出力；若峰段均满发，则加大平段出力，然后根据调整后出力过程重新制作水电站发电出力方案，转至S4.1，重新进行厂内机组负荷最优分配模拟计算，算法循环迭代和模型轨迹嵌套调整出力直至满足水位约束为止，最终得到兼顾调峰容量收益最大和耗水量最小为目标的水电站最终出力方案。