CN104167730A - 一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及电网规划和调度运行领域，公开了一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法，其将日前发电计划纳入实时调度算法中，以梯级水电系统总蓄能最大作为优化目标，满足实时调度的安全性、时效性、实用性、经济性的要求。其技术方案为：通过将电站日前发电计划与厂间负荷偏差优化分配结果相叠加的方式，滚动生成实时发电计划，实时躲避机组振动区。对于存在弃水的电站，设计了一种实用化弃水调整策略，利用梯级电站调节优势，采用预泄腾库，避免不必要弃水的发生，提高水资源利用率。本发明的有益效果是前瞻电网未来发展，为梯级水电站群实时优化调度系统建设提供了坚实的理论基础。

Description

一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法

技术领域

本发明涉及电网规划和调度运行领域，特别涉及一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法及调整策略。

技术背景

因高温、干旱、暴雨、覆冰等异常事件，很难准确预测系统负荷，通常双休日、五一、国庆节等小长假期负荷预测也是实际工作的难点，这些因素容易导致实际负荷与发电计划负荷存在较大偏差；另一方面，我国东部和南部地区属亚热带季风气候，易受台风影响，降雨和径流变化大，难以准确预测，容易导致发电计划与实际过程偏差较大。因此对于水电比重较多和较大的电网，实时发电调度计划的调整不可避免。梯级水电站群实时发电计划涉及到很多复杂的因素，需要考虑电网、水库、机组等多方面的复杂约束，在兼顾发电计划同时尽量减少弃水，增加系统蓄能。近些年，西南地区大规模投产的高水头、大容量巨型机组进一步加剧了机组限制区快速、可靠回避的复杂性和紧迫性，在短期和实时调度中尤其突出，因此研究切实可行、高效的实时调度方法和策略极其重要。

贵州水电资源丰富，水电装机容量为11329MW，约占全网总装机的40％，已建成直调水电站19座，涵盖多年调节、年调节、不完全年调节、日调节性能等多种调节性能水库，水电在贵州电网担负着重要的调峰、调频和备用的任务。

本发明成果前瞻电网未来发展，目前国内相关研究成果和文献报道大多针对单时段实时负荷分配，尚未见考虑快速、可靠回避机组振动区和电站弃水调整策略的梯级水电站群实时调度方法。本成果为梯级水电站群实时优化调度系统建设提供了坚实的理论基础。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法及调整策略，可充分利用日前计划指导性，实时调整日前计划，快速躲避机组振动区，减少弃水，滚动生成实时发电计划，可满足实时调度的安全性、时效性、实用性、经济性的要求。

本发明的技术方案为：本发明揭示了一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法及调整策略，按照下述步骤(1)-(6)实现电站实时调度计划生成过程：

(1)提取省级电网短期负荷预测结果及计划负荷，计算面临时刻t₀到T(当日24:00)的系统负荷偏差ΔP_t为t时刻系统负荷偏差。

(2)采用负荷偏差光滑处理技术修正系统负荷偏差使新的系统负荷过程满足电站持续时段数要求，并保证光滑前后负荷偏差方向不变，ΔP_t″为t时刻新的系统负荷偏差。

(3)根据系统负荷偏差、蓄能率和耗水率确定各时段电站计算序位。当系统负荷偏差为正，蓄能率越大，计算序位越高；当系统负荷偏差为负，蓄能率越小，计算序位越高；当两水库蓄能率相同时，耗水率越低，计算序位越高。

(4)在步骤(3)的基础上，根据系统负荷偏差ΔP_t与各电站可调出力Δp_m,t的关系，动态确定参与负荷调节的电站组合Ω_t。当系统负荷偏差为正，逐个累加电站向上可调出力，直至满足系统负荷偏差，标记电站组合Ω_t；当系统负荷偏差为负，逐个累加电站向下可调出力，直至满足系统负荷偏差，标记电站组合Ω_t。

(5)对于电站组合Ω_t，采用动态规划方法和以电定水方法确定面临时刻到当日24:00的厂间负荷偏差分配结果，并与日前发电计划叠加，生成各电站实时发电计划m为电站编号，p_m,t为m电站t时刻实时发电计划。

(6)检验梯级电站是否发生弃水，对于发生弃水的电站予以调整，实现预泄腾库，并保证电网电力平衡约束不被破坏。将弃水电站与其直接上游电站组成关联电站，同步反向调整其出力，直至弃水减少至0。

本发明对比现有技术有如下有益效果：本发明一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法及调整策略，前瞻电网未来发展，将日前发电计划纳入实时调度算法中，以梯级水电系统总蓄能最大作为优化目标，通过将电站日前发电计划与厂间负荷偏差优化分配结果相叠加的方式，滚动生成实时发电计划，快速躲避机组振动区。对于存在弃水的电站，设计了一种实用化弃水调整策略，利用梯级电站调节优势，采用预泄腾库，避免不必要弃水的发生，提高水资源利用率。对比现有技术，本发明可充分考虑日前发电计划指导性，在保证电网负荷实时平衡要求的前提下，满足实时调度的安全性、时效性、实用性、经济性的要求。

附图说明

图1(a)是负荷偏差第一步光滑出力示意图。

图1(b)是负荷偏差第二步光滑出力示意图。

图2是弃水调整示意图。

图3是梯级水电站群实时优化调度方法流程图。

图4是电网负荷偏差曲线。

图5(a)是洪家渡电站出力过程对比。

图5(b)是东风电站出力过程对比。

图5(c)是索风营电站出力过程对比。

图5(d)是乌江渡电站出力过程对比。

图中：

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。

梯级水电站实时优化调度是保证电力系统运行效益和水资源综合利用效益的有效手段。大多的梯级水电站实时优化调度算法只涉及到单时段负荷分配，算法中未考虑电站日前发电计划指导性及电站弃水发生时的调整方法。本发明揭示一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法及调整策略，算法中纳入电站日前发电计划，将电站日前发电计划与厂间负荷偏差优化分配结果相叠加的方式，滚动生成实时发电计划，快速躲避振动区，同时，对弃水电站予以弃水调整，实现预泄腾库。

本发明的梯级水电站实时优化调度方法以梯级水电系统总蓄能最大作为优化目标，以保证梯级水电系统安全经济运行。其目标函数为：

$\mathrm{MaxF}=\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{\mathrm{ES}}_m$

${\mathrm{ES}}_m=V_{m,T}={\mathrm{\γ}}_m+\underset{j=1}{\overset{J}{\mathrm{\Σ}}}{V}_{m,T}/{\mathrm{\γ}}_j$

式中：F表示梯级水电系统总蓄能值；ES_m为梯级水库m蓄能值；t、T分别为调度时段号及时段总数；m、M分别为水电站水库编号和总数；V_m,t表示水库m在t时段末的有效库容；γ_m表示水库m的平均耗水率；j、J分别为水库m下游水库编号和总数。本发明中，涉及电网约束及水电约束，约束条件表达式如下：

(a)水量平衡

V_m,t+1＝V_m,t+3600×(Q_m,t-q_m,t-d_m,t)Δ_t

式中：Q_m,t、q_m,t、d_m,t分别为电站m在t时段的入库流量、发电流量、弃水流量；Qn_m,t为电站m在t时段的区间流量，k、K分别为电站m上游电站标号及总数，为考虑滞时后上游电站在t时段流入电站m的流量，Δ_t为t时段对应的小时数。

(b)电网电力电量平衡约束

$\underset{m=1}{\overset{M}{\mathrm{\Σ}}}{p}_{m,t}=P_t$

式中：p_m,t为电站m在t时段的平均出力；P_t为t时段电网总负荷。

(c)发电流量约束

${\underset{\‾}{q}}_{m,t}\≤q_{m,t}\≤{\stackrel{\‾}{q}}_{m,t}$

式中：分别为电站m在t时段的发电流量上、下限。

(d)出库流量约束

${\underset{\‾}{S}}_{m,t}\≤S_{m,t}\≤{\stackrel{\‾}{S}}_{m,t}$

式中：S_m,t、为电站m在t时段的出库流量及其上、下限。

(e)面临时刻水位控制

$Z_{{m,t}_0}={\mathrm{ZT}}_m$

式中：t₀为面临时刻时段号；为电站m在t₀时段的水位；ZT_m为其控制值。

(f)库水位控制

${\underset{\‾}{Z}}_{m,t}\≤Z_{m,t}\≤{\stackrel{\‾}{Z}}_{m,t}$

式中：Z_m,t、分别为电站m在t时段的上游水位及其上、下限。

(g)电站出力约束

${\underset{\‾}{p}}_{m,t}\≤p_{m,t}\≤{\stackrel{\‾}{p}}_{m,t}$

式中：分别为电站m在t时段的电站平均出力上、下限。

(h)电站出力爬坡限制

$|p_{m,t}-p_{m,t-1}|\≤{\stackrel{\‾}{\mathrm{\Δp}}}_m$

式中：为电站m单时段最大出力升降限制。

(i)电站出力波动限制

(p_m,t-Δ+1-p_m,t-Δ)(p_m,t-p_m,t-1)≥0,Δ＝1,2,…,tv_m

式中：tv_m是电站出力升降最小间隔时段数，即在一轮出力升降过程最高、最低处需持续最少tv_m个时段。

本发明的梯级水电站群实时优化调度方法对电网负荷偏差进行光滑处理，使新的负荷偏差满足持续时段数要求，并保证光滑前后负荷偏差方向不变，如图1所示。负荷偏差光滑过程计算式为：

$\mathrm{\Δ}{P}_t^{\′\′}=\frac{1}{t_{2i}-t_{1i}+1}\underset{t=t_{1i}}{\overset{t_{2i}}{\mathrm{\Σ}}}\mathrm{\Δ}{P}_t^{\′},t\∈{\mathrm{\Γ}}_i$

$\mathrm{\Δ}{P}_t^{\′}=\left\{\begin{array}{cc}\mathrm{\Δ}{P}_t& t\∈\mathrm{\Γ}\\ 0& t\∉\mathrm{\Γ}\end{array}\right.$ 其中： $\mathrm{\Γ}=\underset{i=1}{\overset{I}{\mathrm{\∪}}}{\mathrm{\Γ}}_i,$ $\begin{array}{c}{\mathrm{\Γ}}_i=[t_{1i},t_{2i})\\ =\left\{t\right|t_{2i}-t_{1i}\≥\mathrm{tv};\\ \left|\mathrm{\Δ}{P}_t\right|>\mathrm{\ϵ};\mathrm{\Δ}{P}_t\×\mathrm{\Δ}{P}_{t+1}>0;\\ \mathrm{\Δ}{P}_{t_{1i}-1}\×\mathrm{\Δ}{P}_{t_{1i}}\≤0;\\ \mathrm{\Δ}{P}_{t_{2i}-1}\×\mathrm{\Δ}{P}_{t_{2i}}\≤0\}\end{array}$

式中：Γ为光滑区间集合，Γ_i为单个光滑区间，I为光滑区间总个数，ΔP_t'为t时刻经第一次调整的系统负荷偏差，t_1i、t_2i分别为第i个光滑区间的起始时刻、结束时刻。

在梯级水电站实时调度中，选取蓄能率α和耗水率γ作为排序指标，体现调度的公平性和发挥梯级水电站群的效益。当系统负荷偏差为正，蓄能率越大，计算序位越高；当系统负荷偏差为负，蓄能率越小，计算序位越高；当两水库蓄能率相同时，耗水率越低，计算序位越高。

在梯级水电站实时调度中，应保证其可操作性，控制参与负荷调节的电站数量。以电站计算序位为基础，根据系统负荷偏差ΔP_t与各电站可调出力Δp_m,t的关系，动态确定参与负荷调节的电站组合Ω_t。若ΔP_t＞0，按计算序位从高到低，逐步累加各电站向上可调出力(Δp_m,t)⁺，直至停止累加，标记此电站组合Ω_t；若ΔP_t＜0，按计算序位从高到低，逐步累加各电站向下可调出力(Δp_m,t)^-，直至停止累加，标记此电站组合Ω_t。C为电站组合中电站数目。

基于光滑处理的负荷偏差过程，根据实时更新的电站组合，采用动态规划方法和以电定水原则实现光滑区间内的厂间负荷偏差优化分配，并将厂间负荷偏差优化分配结果与电站日前发电计划叠加，滚动生成电站的实时发电计划，实时躲避机组振动区。

当短期入库流量预报精度较低时，对于调节能力较差的电站，其调节库容小，容易产生弃水。在不破坏系统电力平衡约束和电站运行约束的前提下，对弃水电站和直接上游电站发电计划同步反向调整出力，实现预泄腾库，如图2所示。

图3是梯级水电站群实时优化调度方法流程图。根据上述思想，梯级水电站群实时优化调度方法，按照下述步骤(1)-(6)予以实现：

(1)提取省级电网短期负荷预测结果及计划负荷，计算面临时刻t₀到T(当日24:00)的系统负荷偏差ΔP_t为t时刻系统负荷偏差。

(2)采用负荷偏差光滑处理技术修正系统负荷偏差使新的系统负荷过程满足电站持续时段数要求，并保证光滑前后负荷偏差方向不变，ΔP_t″为t时刻新的系统负荷偏差。

(3)根据系统负荷偏差、蓄能率和耗水率确定各时段电站计算序位。当系统负荷偏差为正，蓄能率越大，计算序位越高；当系统负荷偏差为负，蓄能率越小，计算序位越高；当两水库蓄能率相同时，耗水率越低，计算序位越高。

(4)在步骤(3)的基础上，根据系统负荷偏差ΔP_t与各电站可调出力Δp_m,t的关系，动态确定参与负荷调节的电站组合Ω_t。当系统负荷偏差为正，逐个累加电站向上可调出力，直至满足系统负荷偏差，标记电站组合Ω_t；当系统负荷偏差为负，逐个累加电站向下可调出力，直至满足系统负荷偏差，标记电站组合Ω_t。

(5)对于电站组合Ω_t，采用动态规划方法和以电定水方法确定面临时刻到当日24:00的厂间负荷偏差分配结果，并与日前发电计划叠加，生成各电站实时发电计划p_m,t为m电站t时刻实时发电计划。

(6)检验梯级电站是否发生弃水，对于发生弃水的电站予以调整，实现预泄腾库，并保证电网电力平衡约束不被破坏。将弃水电站与其直接上游电站组成关联电站，同步反向调整其出力，直至弃水减少至0。

现以贵州乌江干流梯级水电站群实时优化调度为例，从电网负荷偏差分配、单站运行、梯级蓄能分布、弃水调整4个方面对比实际、计划、优化出力过程下的统计指标，进行梯级效益评价分析。图4是电网负荷偏差曲线。图5是电站出力过程对比图。表1为不同控制方法下的效益指标统计表。表2为索风营入库水量统计表。表3为电站弃水调整结果表

梯级负荷分配方面：梯级负荷偏差具有规律性：0:00-16:00，个别时段为正偏差，其余时段均为负偏差，最大负偏差为-512MW；20:00-24:00，个别时段为负偏差，其余时段均为正偏差，最大正偏差为357MW。梯级水电群实时发电计划跟踪梯级负荷偏差。整体来说，在电站日前计划的基础上，电站出力调节方向与梯级负荷偏差方向相同，保证电网负荷平衡。电站运行方面：实时发电计划充分考虑日前发电计划的指导性，能够实时调整日前发电计划。并且，与电站实际出力过程相比，实时优化出力过程更加平稳。梯级蓄能方面：梯级优化蓄能值高于计划蓄能值，低于实际蓄能值。梯级蓄能直接受洪家渡影响，洪家渡蓄能值又与索风营水头密切相关。实际运行过程中，索风营电站以较低出力运行，水头较高，使得洪家渡蓄能相对较大，进而梯级蓄能较大。在弃水调整方面：在16:00-17:30时段内，因索风营电站短期入库偏差较大，16:00发生弃水，弃水量为118.6万m³。在9:45-11:00时段内，东风电站出力同时下调100MW，使出库水量减少43.5万m³，索风营电站出力上调100MW，使出库水量增加75.1万m³，可使索风营库水量减少118.6万m³，避免发生弃水。

表1

表2

表3

Claims (6)

1.一种复杂约束限制下的梯级水电站群实时优化调度方法，其特征在于如下步骤： 

(1)提取省级电网短期负荷预测结果及计划负荷，计算面临时刻t₀到T的系统负荷偏差 ΔP_t为t时刻系统负荷偏差； 

(2)采用负荷偏差光滑处理技术修正系统负荷偏差使新的系统负荷过程满足电站持续时段数要求，并保证光滑前后负荷偏差方向不变，ΔP_t″为t时刻新的系统负荷偏差； 

(3)根据系统负荷偏差、蓄能率和耗水率确定各时段电站计算序位；当系统负荷偏差为正，蓄能率越大，计算序位越高；当系统负荷偏差为负，蓄能率越小，计算序位越高；当两水库蓄能率相同时，耗水率越低，计算序位越高； 

(4)在步骤(3)的基础上，根据系统负荷偏差ΔP_t与各电站可调出力Δp_m,t的关系，动态确定参与负荷调节的电站组合Ω_t；当系统负荷偏差为正，逐个累加电站向上可调出力，直至满足系统负荷偏差，标记电站组合Ω_t；当系统负荷偏差为负，逐个累加电站向下可调出力，直至满足系统负荷偏差，标记电站组合Ω_t； 

(5)对于电站组合Ω_t，采用动态规划方法和以电定水方法确定面临时刻到当日24:00的厂间负荷偏差分配结果，并与日前发电计划叠加，生成各电站实时发电计划 m为电站编号，p_m,t为m电站t时刻实时发电计划； 

(6)检验梯级电站是否发生弃水，对于发生弃水的电站予以调整，实现预泄腾库，并保证电网电力平衡约束不被破坏；将弃水电站与其直接上游电站组成关联电站，同步反向调整其出力，直至弃水减少至0。 

2.根据权利要求1所述的梯级水电站群实时优化调度方法，其特征在于，步骤(5)中以梯级水电系统总蓄能最大作为优化目标，以保证梯级水电系统安全经济运行；该目标的数据表达式为： 

式中：F表示梯级水电系统总蓄能值；ES_m为梯级水库m蓄能值；t、T分别为调度时段号及时段总数；m、M分别为水电站水库编号和总数；V_m,t表示水库m在t时段末的有效库容；γ_m表示水库m的平均耗水率；j、J分别为水库m下游水库编号和总数。 

3.根据权利要求1或2所述的梯级水电站群实时优化调度方法，其特征在于，步骤(2)保 证负荷偏差电站持续时段数要求，并保证光滑前后负荷偏差方向不变，其计算式为： 

其中：

式中：Γ为光滑区间集合，Γ_i为单个光滑区间，I为光滑区间总个数，ΔP_t'为t时刻经第一次调整的系统负荷偏差，t_1i、t_2i分别为第i个光滑区间的起始时刻、结束时刻。 

4.根据权利要求3所述的梯级水电站群实时优化调度方法，其特征在于，步骤(3)在保证公平性和发挥梯级水电站群的效益，选取蓄能率α和耗水率γ作为排序指标；当系统负荷偏差为正，蓄能率越大，计算序位越高；当系统负荷偏差为负，蓄能率越小，计算序位越高；当两水库蓄能率相同时，耗水率越低，计算序位越高。 

5.根据权利要求4所述的梯级水电站群实时优化调度方法，其特征在于，步骤(4)保证实时调度可操作性，确定参与负荷调节的电站组合；若ΔP_t＞0，按计算序位从高到低，逐步累加各电站向上可调出力(Δp_m,t)⁺，直至停止累加，标记此电站组合Ω_t；若ΔP_t＜0，按计算序位从高到低，逐步累加各电站向下可调出力(Δp_m,t)^-，直至 停止累加，标记此电站组合Ω_t；C为电站组合中电站数目。 

6.根据权利要求4或5所述的梯级水电站群实时优化调度方法，其特征在于，约束条件集合包括： 

(a)水量平衡 

V_m,t+1＝V_m,t+3600×(Q_m,t-q_m,t-d_m,t)Δ_t

式中：Q_m,t、q_m,t、d_m,t分别为电站m在t时段的入库流量、发电流量、弃水流量； Qn_m,t为电站m在t时段的区间流量，k、K分别为电站m上游电站标号及总数，为考虑滞时后上游电站在t时段流入电站m的流量，Δ_t为t时段对应的小时数； 

(b)电网电力电量平衡约束 

式中：p_m,t为电站m在t时段的平均出力；P_t为t时段电网总负荷； 

(c)发电流量约束 

式中：分别为电站m在t时段的发电流量上、下限； 

(d)出库流量约束 

式中：Sm,t、为电站m在t时段的出库流量及其上、下限； 

(e)面临时刻水位控制 

式中：t₀为面临时刻时段号；为电站m在t₀时段的水位；ZT_m为其控制值； 

(f)库水位控制 

式中：分别为电站m在t时段的上游水位及其上、下限； 

(g)电站出力约束 

式中：分别为电站m在t时段的电站平均出力上、下限； 

(h)电站出力爬坡限制 

式中：为电站m单时段最大出力升降限制； 

(i)电站出力波动限制 

(p_m,t-Δ+1-p_m,t-Δ)(p_m,t-p_m,t-1)≥0,Δ＝1,2,…,tv_m

式中：tv_m是电站出力升降最小间隔时段数，即在一轮出力升降过程最高、最低处需持续最少tv_m个时段。