CN104504455B - 一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于水电优化调度运行领域，公开了一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法，实现梯级蓄能控制下的总发电效益最大，同时提高梯级水电站群计算效率，具有重要的推广使用价值。针对梯级水电站群长期优化调度中梯级蓄能控制问题，构建了梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度模型，并提出两阶段求解方法；在求解过程中，第一阶段首先引入等蓄能线表征同一蓄能值下梯级水电站不同水位组合，然后构造不同梯级蓄能相应等蓄能线；第二阶段首先由各时段梯级蓄能在对应等蓄能线查找相应梯级电站状态组合，然后采用动态规划递归寻优获取最优轨迹。本发明可以在满足梯级蓄能控制条件的前提下，实现梯级水电站群总效益最大，是一种切实可行的方法。

Description

一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法

技术领域

本发明涉及水电优化调度运行领域，特别涉及一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法。

背景技术

我国水电经过多年实践和摸索，“流域、梯级、滚动、综合”开发机制逐步成熟，装机规模日益增加。但是由于水电站群天然来水不确定性及空间分布不均衡性的影响，自然调节无法实现水能资源的持续高效利用，从而影响水电利用的连续性和稳定性，造成弃电和供电破坏等现象。因此，需要采取有效的优化调度控制方式协调梯级水电站群水能资源的利用和分配，实现水能资源时间和空间的合理配置。以往梯级水电站群长期优化调度控制方式主要有：(1)水库末水位控制，对应模型包括发电量最大，最小出力最大、发电效益最大等；(2)梯级总出力控制，对应模型包括期末蓄能最大、发电耗能最小等。

随着梯级水电规模扩大，调度复杂程度提高，蓄能成为衡量梯级综合蓄水状态的重要指标，特别在电网水电调度中常将其作为限制梯级运行状态，避免弃水和供电破坏的条件。给定出力过程的蓄能最大、耗能最小等模型已得到广泛应用。相对于总出力过程，在中长期调度中，蓄能是更易于设定，指导意义更强的指标，但直接以蓄能过程为约束的梯级发电优化模型在国内外报道中均十分少见。

传统求解方法主要有动态规划(DP，Dynamic Programming)和拉格朗日松弛法(LR，Lagrangian Relaxation)。DP需对各水库状态变量进行离散并构造成状态组合，采用惩罚函数法处理梯级蓄能，通过递归寻优获取最优轨迹，但是各时段均涉及大量不满足梯级蓄能的无效状态组合，易造成计算资源浪费与搜索效率降低；LR将梯级蓄能控制约束进行松弛并构建对偶问题，通过反复更新迭代松弛因子逐次逼近最优解，但初始拉格朗日乘子选取十分困难，且在迭代后期易出现震荡现象，同时由于对偶间隙的存在，一般难以严格满足梯级蓄能这一紧约束，搜索精度与计算效率较低。因此，迫切需要开发针对这一问题的有效方法实现模型的快速求解，获取满足实际工程需求的优化解。

本发明成以澜沧江下游梯级水电站群的长期优化调度问题为背景，以梯级发电量最大为控制目标，构建梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度模型，并提出一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度两阶段求解方法。本发明方法可以实现梯级蓄能控制下的总发电效益最大，同时提高梯级水电站群计算效率，具有重要的推广使用价值。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法，可实现梯级蓄能控制下的总发电效益最大，同时有效提升梯级水电站群计算效率。

本发明的技术方案为：本发明揭示了一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法，求解过程分为两阶段：第一阶段首先引入等蓄能线表征同一蓄能值下梯级水电站不同水位组合，然后构造不同梯级蓄能相应等蓄能线；第二阶段首先由各时段梯级蓄能在对应等蓄能线查找相应梯级电站状态组合，然后采用动态规划递归寻优获取最优轨迹。按照下述步骤完成梯级水电站群长期优化调度过程：

第一阶段：等蓄能线确定。

梯级蓄能本质上是各水电站的水位组合，不同的水位组合可能对应同一蓄能值，如上游电站降低蓄能Δ，下游电站抬高水位以增加蓄能Δ，可保证梯级总蓄能不变，而电站水位组合有所变化。若能事先存储各梯级蓄能对应的所有水位组合，在采用DP寻优时直接查找满足各时段设定梯级蓄能值相应状态组合，可有效避免无效状态组合的计算。为此，本发明提出等蓄能线这一概念来表征同一蓄能值下梯级水电站的不同水位组合。从几何上看，两座控制型水库的等蓄能线为平面坐标下的等值线；三座控制型水库时，等蓄能线扩展为三维欧氏空间中一张曲面，即等蓄能面；N座控制型水库时则为N维空间坐标下的超平面。以三控制型水库为例，如图2所示，图2(a)中1、2、3分别为三组等蓄能面，取其中一组进行投影，得到该等蓄能面下的系列等蓄能线，图2(b)a₀、b₀、c₀、d₀所示。

等蓄能线具有如下性质：(1)等蓄能线上每一点均表示一种梯级电站水位组合，同一条等蓄能线所有点蓄能值相等；(2)不同等蓄能线不能相交；(3)等蓄能线愈密集，表示蓄能增幅愈大；愈稀疏，表示蓄能增幅愈小。

等蓄能线的确定方法如下：

1.梯级电站分组：将梯级控制型电站自上游至下游划分两组，设N为梯级控制型电站个数，其中，1至N-1号电站为第一组，N号电站为第二组；

2.组间蓄能粗分：假设给定蓄能值为F，根据控制计算精度设定蓄能值变化增量为Δ，则离散份数K＝F/Δ；依次给定第一组蓄能值为kΔ(k＝0,1,…,K)，则第二组蓄能值为(K-k)Δ，根据式ES_i,t＝{[V_i,t+WT(i)]/η_i}确定N号电站水位；

3.组内蓄能细分：判断N≥3是否成立，若是，则令N＝N-1，重复步骤1进行组内划分，直至各子分组内仅有一个电站，按照步骤2将第一组总蓄能kΔ递归分配至各子分组，否则，试算确定第一组内电站水位；

4.获取水位组合：将所有控制型电站水位计算完成，则获得一系列梯级电站水位组合，即该给定蓄能下的等蓄能线；

5.改变给定蓄能值，重复步骤1-4，获得满足计算精度的所有梯级水电站群等蓄能线。

第二阶段：动态规划求解。

1.根据调度要求和径流资料选取月为计算时段，令t＝1，给定调节性能较差水库始末水位；

2.根据各时段给定蓄能值，利用等蓄能线，确定不同时段可行水位离散区间；

3.离散水库A或B水位值，查等蓄能线确定另一水库水位值，以此确定各时段的系列水位组合；

以两控制型水库的等蓄能线为例，如图3所示，假定给定蓄能值为c时，等蓄能线的使用方法如下：

(1)假定已知A电站水位(图中①点)，由①点沿垂直方向引直线至蓄能值为c的等蓄能线，交于点②，再由②点沿垂直方向引直线至B电站水位坐标轴，交于点③，由此得到A、B电站的水位组合；

(2)变动A电站水位，重复步骤(1)，可得到相应B电站水位，由此得到一系列A、B电站在给定蓄能值为c时的水位组合；

(3)采用传统优化调度方法在给定各时段蓄能值的基础上进行寻优，确定调度期内不同水库最优水位变化路径。

4.利用动态规划状态转移方程顺向递推至t＝T，确定梯级水电站群总发电量最大的水位组合最优路径；

5.根据动态规划逆向求解，获得各时段最优水位组合及最大发电量；

6.计算结束，输出结果。

本发明对比现有技术有如下有益效果：本发明方法能够保证满足梯级蓄能控制目标的前提下获得梯级水电站群总发电量最大调度方案，同时利用等蓄能线确定控制型水库水位组合可以实现一定降维效果，有效提高求解效率。对比现有技术，本发明可有效减少梯级水电站群总发电量最大调度方案确定过程中无效、不可行组合，明显提高梯级水电站群长期优化调度计算效率，在满足梯级蓄能控制条件的前提下，实现梯级水电站群总效益最大，具有广阔的应用前景和推广价值。

附图说明

图1是本发明方法总体求解框架。

图2(a)是空间系列等蓄能面示意图。

图2(b)是某一等蓄能面空间投影示意图。

图3是两控制型水库等蓄能线示意图。

图4(a)是不同水平年给定梯级蓄能曲线示意图。

图4(b)是不同水平年计算梯级总出力示意图。

图5(a)是小湾水位过程示意图。

图5(b)是小湾出力过程示意图。

图5(c)是糯扎渡水位过程示意图。

图5(d)是糯扎渡出力过程示意图。

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。

近年来，随着全球气候变暖及降水年际变化规律影响，特大流域水资源时空分布不均矛盾凸显，造成电网水电调度环境发生重大改变，弃电、供电破坏现象屡屡出现。随着巨型水电站群的相继落成和投产，采取有效的优化调度控制方式，充分利用控制型水库调蓄作用，合理安排库群蓄泄时机，是应对气候变化和水资源分布不均对水电效益负面影响的重要举措。但是，蓄能控制这一约束条件属于优化方法理论中的紧约束，在实际计算过程中，常规的动态规划方法或拉格朗日松弛法求解此类问题普遍存在计算效率低、结果精度差的缺点。如何有效处理梯级蓄能控制约束，实现梯级蓄能控制下的高效求解梯级水电站群长期优化调度问题是一项亟待解决的问题，目前有效的模型和求解方法在国内外鲜有文献报道。本发明揭示一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法，将梯级蓄能控制条件纳入约束条件中，构建梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度模型。同时首次提出等蓄能线概念，并形成等蓄能线确定和动态规划求解构成的两阶段求解方法，实现充分利用流域控制型水库特点，有效实现梯级蓄能控制目标，获得发电量最大调度方案的同时明显提高求解效率。

本发明由等蓄能线确定和动态规划求解两阶段方法组成。第一阶段利用等蓄能线的概念，通过试算法确定梯级水电站群控制型水库等蓄能线，第二阶段利用动态规划方法在满足梯级蓄能控制的条件下，确定水位变化最优路径，从而得到满足梯级蓄能控制条件的梯级总发电量最大调度方案。

各阶段的具体操作方法按照下述过程a)-k)予以实现：

a)梯级电站分组：将梯级控制型电站自上游至下游划分两组，设N为梯级控制型电站个数，其中，1至N-1号电站为第一组，N号电站为第二组；

b)组间蓄能粗分：假设给定蓄能值为F，根据控制计算精度设定蓄能值变化增量为Δ，则离散份数K＝F/Δ；依次给定第一组蓄能值为kΔ(k＝0,1,…,K)，则第二组蓄能值为(K-k)Δ，根据计算式(3)试算确定N号电站水位；

c)组内蓄能细分：判断N≥3是否成立，若是，则令N＝N-1，重复步骤a)进行组内划分，直至各子分组内仅有一个电站，按照步骤b)将第一组总蓄能kΔ递归分配至各子分组，否则，试算确定第一组内电站水位；

d)获取水位组合：将所有控制型电站水位计算完成，则获得一系列梯级电站水位组合，即该给定蓄能下的等蓄能线；

e)改变给定蓄能值，重复步骤a)-d)，获得满足计算精度的所有梯级水电站群等蓄能线。

f)根据调度要求和径流资料选取月为计算时段，令t＝1，给定调节性能较差水库始末水位；

g)根据各时段给定蓄能值，利用等蓄能线，确定不同时段可行水位离散区间；

h)离散水库A或B水位值，查等蓄能线确定另一水库水位值，以此确定各时段的系列水位组合；

i)利用动态规划状态转移方程顺向递推至t＝T，确定梯级水电站群总发电量最大的水位组合最优路径；

j)根据动态规划逆向求解，获得各时段最优水位组合及最大发电量；

k)计算结束，输出结果。

梯级水电站群长期优化调度的核心目标通常是梯级水电站群总效益最大。以往梯级水电站群长期优化调度控制方式主要有：(1)水库末水位控制，对应模型包括发电量最大，最小出力最大、发电效益最大等；(2)梯级总出力控制，对应模型包括期末蓄能最大、发电耗能最小等。随着梯级水电规模扩大，调度复杂程度提高，蓄能成为衡量梯级综合蓄水状态的重要指标，特别在电网水电调度中常将其作为限制梯级运行状态，避免弃水和供电破坏的条件。所以本发明方法以梯级水电站群总发电量最大为目标，见下式：

式中：E为调度期内参与计算电站总发电量(kW·h)；M为水库数目；i为水库序号，i＝1,2,…,M；T为调度期时段数目；t为时段序号，t＝1,2,…,T；P_i,t为水库i在时段t的出力(kW)；Δt为时段t的小时数(h)。

求解梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度问题需要满足的约束条件表达式如下：

(1)梯级蓄能控制要求

其中ES_i,t＝{[V_i,t+WT(i)]/η_i}

式中：ES_i,t为水库i在时段t的蓄能值(kW·h)；FG_t为时段t给定的梯级总蓄能值(kW·h)；V_i,t为水库i在时段t的库容(m³)；WT(i)为水库i全部上游水库计算时段末死水位以上蓄水量(m³)；η_i为水库i平均耗水率(m³/kW·h)；K_i为水库i的直接上游水库数目；U_i为水库i的直接上游水库集合，对于龙头水库有

(2)水量平衡方程

V_i,t+1＝V_i,t+3600×(I_i,t-Q_i,t-S_i,t)Δt

其中

式中：I_i,t为水库i在时段t的总入库流量(m³/s)；Q_i,t、q_i,t、S_i,t分别为水库i在时段t的发电流量(m³/s)、区间流量(m³/s)和弃水流量(m³/s)；m_i为水库i的第m个直接上游水库。(3)初始水位控制要求：

式中：Z_i,0为水库i调度期的初始水位(m)；为水库i的起调水位(m)。

(4)库水位约束：

式中：Z_i,t为水库i在时段t的水位(m)； Z _i,t分别为水库i在时段t的水位上、下限。

(5)发电流量约束：

式中： Q _i,t分别为水库i在时段t的发电流量上、下限。

(6)出库流量约束：

式中：R_i,t为水库i在时段t的出库流量(m³/s)； R _i,t分别为水库i在时段t的出库流量上、下限。

(7)电站出力约束：

式中：P_i,t为水库i在时段t的出力(kW)； P _i,t分别为水库i在时段t的出力上、下限。(8)系统出力限制：

式中：NP_t为系统在时段t的出力下限。

根据上述思想，一次完整的优化调度过程，按照下述步骤(1)-(11)予以实现：

(1)梯级电站分组：将梯级控制型电站自上游至下游划分两组，设N为梯级控制型电站个数，其中，1至N-1号电站为第一组，N号电站为第二组；

(2)组间蓄能粗分：假设给定蓄能值为F，根据控制计算精度设定蓄能值变化增量为Δ，则离散份数K＝F/Δ；依次给定第一组蓄能值为kΔ(k＝0,1,…,K)，则第二组蓄能值为(K-k)Δ，根据计算式(3)试算确定N号电站水位；

(3)组内蓄能细分：判断N≥3是否成立，若是，则令N＝N-1，重复步骤(1)进行组内划分，直至各子分组内仅有一个电站，按照步骤(2)将第一组总蓄能kΔ递归分配至各子分组，否则，试算确定第一组内电站水位；

(4)获取水位组合：将所有控制型电站水位计算完成，则获得一系列梯级电站水位组合，即该给定蓄能下的等蓄能线；

(5)改变给定蓄能值，重复步骤(1)-(4)，获得满足计算精度的所有梯级水电站群等蓄能线。

(6)根据调度要求和径流资料选取月为计算时段，令t＝1，给定调节性能较差水库始末水位；

(7)根据各时段给定蓄能值，利用等蓄能线，确定不同时段可行水位离散区间；

(8)离散水库A或B水位值，查等蓄能线确定另一水库水位值，以此确定各时段的系列水位组合；

(9)利用动态规划状态转移方程顺向递推至t＝T，确定梯级水电站群总发电量最大的水位组合最优路径；

(10)根据动态规划逆向求解，获得各时段最优水位组合及最大发电量；

(11)计算结束，输出结果。

现以我国澜沧江流域下游小湾、漫湾、大朝山、糯扎渡和景洪五座主要水库的长期优化调度为计算实例对本发明方法进行验证，电站基础资料如表1所示。采用澜沧江1953年～2010年的历史径流资料统计获得电站入库径流组合，分别选取丰水年(频率25％)、平水年(频率50％)和枯水年(频率75％)的区间径流开展库群长期优化调度。已知各水文年给定梯级蓄能过程，如图4(a)所示，利用等蓄能线确定梯级水电站群发电量最大调度方案，所得结果与拉格朗日松弛法(LR)计算结果对比如表2所示，梯级总出力过程对比如图4(b)所示。以多年平均入库流量为例计算各电站调度期内水位和出力过程，结果如图5(a)-(d)所示。由图、表分析可知，本发明方法利用等蓄能线确定梯级蓄能控制下最优调度方案可以获得优于拉格朗日松弛法(LR)的计算结果。从发电量上看，丰、平、枯三种水文年下，本发明方法计算所得梯级总发电量分别为760.54、686.79、600.14亿，与LR相比，分别增发4.88、1.76、5.41亿；从计算效率看，本发明方法计算耗时明显低于对比方法，三种水文年下，本发明方法计算耗时分别为2971、2776、2536，均远小于LR计算耗时，相对LR分别降低92.32％、92.39％、92.32％。

表1

表2

Claims (1)

1.一种梯级蓄能控制下水电站群长期优化调度方法，其特征包括如下步骤：

(1)梯级电站分组：将梯级控制型电站自上游至下游划分两组，设N为梯级控制型电站个数，其中，1至N-1号电站为第一组，N号电站为第二组；

(2)组间蓄能粗分：给定蓄能值为F，根据控制计算精度设定蓄能值变化增量为Δ，则离散份数K＝F/Δ；依次给定第一组蓄能值为kΔ(k＝0,1,…,K)，则第二组蓄能值为(K-k)Δ，根据式ES_i,t＝{[V_i,t+WT(i)]/η_i}确定N号电站水位，ES_i,t为水库i在时段t的蓄能值，V_i, ^t为水库i在时段t的库容，WT(i)为水库i全部上游水库计算时段末死水位以上蓄水量，η_i为水库i平均耗水率；

(3)组内蓄能细分：判断N≥3是否成立，若是，则令N＝N-1，重复步骤(1)进行组内划分，直至各子分组内仅有一个电站，按照步骤(2)将第一组总蓄能kΔ递归分配至各子分组，否则，试算确定第一组内电站水位；

(4)获取水位组合：将所有控制型电站水位计算完成，则获得一系列梯级电站水位组合，即该给定蓄能下的等蓄能线；

(5)改变给定蓄能值，重复步骤(1)-(4)，获得满足计算精度的所有梯级水电站群等蓄能线；

(6)根据调度要求和径流资料选取月为计算时段，令t＝1，给定调节性能较差水库始末水位；

(7)根据各时段给定蓄能值，利用等蓄能线，确定不同时段可行水位离散区间；

(8)离散水库A或B水位值，查等蓄能线确定另一水库水位值，以此确定各时段的系列水位组合；

(9)利用动态规划状态转移方程顺向递推至t＝T，确定梯级水电站群总发电量最大的水位组合最优路径；

(10)根据动态规划逆向求解，获得各时段最优水位组合及最大发电量；

(11)计算结束，输出结果。