CN104537445B - 一种网省两级多电源短期协调调峰方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于电力系统发电调度领域，公开了一种网省两级多电源短期协调调峰方法，可在网省两级协调平台上，利用多个省级电网日负荷互补特性，充分发挥水、火、抽蓄、核电等不同类型电源运行特点，协调满足多个电网调峰要求。其技术方案为：根据电源类型将原问题分解为抽蓄、常规水电、火电、核电四个独立子问题，并分别采用抽蓄启发式搜索算法、水电混合降维算法、火电切负荷调峰算法进行子问题求解；在此基础上，以系统负荷为关联因子，耦合前述算法和网间电力分配二次规划方法形成多个子问题的协调框架，迭代调整各电站在多个电网间的电力分配，满足多个省级电网差异化的峰值负荷需求。本发明可以实现多种电源多个电网高效协调运行，比实际调度能更好地发挥区域电网网调电源调峰作用，是一种高效实用的方法。

Description

一种网省两级多电源短期协调调峰方法

技术领域

本发明涉及电力系统发电调度领域，特别涉及一种网省两级多电源短期协调调峰方法。

背景技术

最近10多年，随着我国国民经济发展和生活水平提高，我国电网普遍面临严峻的调峰问题，在我国调峰资源紧缺的华东、华北、南方等电网尤为突出。如何通过大电网平台，利用网间负荷特性、电源特性的差异，通过网省两级调度平台实现多个电网间电力资源的优化配置以缓解调峰压力，是一种非常重要途径和手段。与以往的单一省级电网调峰问题不同，网省两级多电源联合调峰问题涉及更加复杂的电力需求和电站、机组运行控制约束，需要处理多种类型电源多个电网的协调优化，其本质是非常复杂的大规模非线性多目标优化问题，建模求解非常困难。如何处理多个省级电网间的负荷差异，如何发挥不同类型电源运行特点，协调满足多个电网调峰要求，是问题求解的主要难点。

目前，国内外学者针对电网调峰问题进行建模求解，已取得了许多有参考和实用价值的研究成果与进展，但大多集中于水电或水火电的单一省级电网调峰，主要面向省级电网调度应用，与我国当前区域电网多种电源调度的实际情况不相适应，远不能满足我国快速发展的网省两级调度运行需要，亟需切实可行的建模与求解方法。本发明成果依托国家杰出青年科学基金(51025934)、国家自然科学基金委重大国际合作(51210014)，以华东电网网调直调的常规水电站、抽蓄电站、火电站、核电站的多电源协调问题为背景，以网省两级协调为主要对象，发明了具有很强实用性和广泛推广价值的网省两级多电源短期协调调峰方法。

本发明根据电源类型，选择对应的方法进行子问题求解，相关文献如下：

抽蓄电站采用启发式搜索算法，详见文献：程雄、申建建、程春田等.抽水蓄能电站群短期多电网启发式负荷分配方法,电力系统自动化，2014,38(9):53-60；

水电站采用混合降维算法，详见文献：申建建、程春田、李卫东等，复杂时段耦合型约束下的水电站群短期变尺度优化调度方法，中国电机工程学报，2014,34(1):87-95；

火电站采切负荷调峰算法，详见文献：王嘉阳、申建建、程春田等，基于负荷重构策略的火电切负荷调峰方法,中国电机工程学报.2014,34(13):2684-2692。

发明内容

本发明要解决的技术问题是提供一种网省两级多电源短期协调调峰方法，可在网省两级协调平台上，利用多个省级电网日负荷互补特性，充分发挥水、火、抽蓄、核电等不同类型电源运行特点，协调满足多个电网调峰要求。

本发明的技术方案为：本发明揭示了一种网省两级多电源短期协调调峰方法，按照下述步骤(1)-(7)完成多电源协调优化过程：

(1)设置初始计算条件：包括水电站、抽蓄电站、火电站、核电站的运行条件和约束，以及各电网的负荷过程和受电量比例；

(2)令迭代次数k＝1；

(3)选择面临子问题，按抽蓄-水电-火电-核电的顺序确定需要求解的子问题，并固定其余子问题对应电站的出力结果。

(4)确定等效负荷：根据各电网的原始负荷C_g,t和其余子问题电源的出力P_*,t及其在电网间的分配电力P_*，g，t，确定当前计算电源面临的等效负荷。包括以下三步

①根据等式从各电网原始负荷中扣除其余子问题电源的出力以获得电网负荷C′_g,t，其中N表示其余子问题的个数；

②为避免不同电网负荷的数量级差异影响优化结果，采用式(1)对电网负荷C′_g,t作进一步修正；

③采用等式计算获得第i类电源的面临负荷C″_i,t；

式中：_C″_i,g,t表示第g号电网修正后剩余负荷，MW；R_i,j,g表示第i类电源的第j号电站送g号电网的电量比例；分别表示C′_g,t的最大值和最小值，MW。

(5)优化计算：根据面临电源类型，选择对应的方法进行子问题求解，核电给定全天出力过程；在任一电站出力过程确定后，采用二次规划方法确定电站出力在多个电网间的分配过程。

(6)将当次迭代的目标值F_k与上一次迭代目标值F_k-1进行对比：

若|F_k-F_k-1|小于或等于给定的目标精度δ，δ＞0，则迭代终止；

若F_k＜F_k-1-δ，则获取改进解P′_i,t，并将其作为下次迭代的初始解；

若F_k＞F_k-1+δ，则舍弃本次结果。

(7)令k＝k+1，跳至步骤(3)。

本发明一种网省两级多电源短期协调调峰方法，根据电源类型将原问题分解为抽蓄、常规水电、火电、核电四个独立子问题，并分别采用抽蓄启发式搜索算法、水电混合降维算法、火电切负荷调峰算法进行子问题求解；在此基础上，以系统负荷为关联因子，耦合前述算法和网间电力分配二次规划方法形成多个子问题的协调框架，迭代调整各电站在多个电网间的电力分配，满足多个省级电网差异化的峰值负荷需求。对比现有技术，本发明可充分利用多种电源调节性能的差异，协调响应多个电网负荷调节需求，实现大电网平台下优质电力资源的有效配置。

附图说明

图1是本发明的一种网省两级多电源短期协调调峰方法工作示意图。

图2(a)是华东电网网调直调电源在辖属上海电网的电力分配结果图。

图2(b)是华东电网网调直调电源在辖属江苏电网的电力分配结果图。

图2(c)是华东电网网调直调电源在辖属浙江电网的电力分配结果图。

图2(d)是华东电网网调直调电源在辖属安徽电网的电力分配结果图。

具体实施方式

网省两级多电源协调旨在利用大电网平台优化配置多个电网间的优质资源以缓解我国电网巨大的调峰压力，该问题与以往的单一省级电网调峰问题不同，涉及更加复杂的电力需求和电站、机组运行控制约束，需要处理多种类型电源多个电网的协调优化，其本质是非常复杂的大规模非线性多目标优化问题，建模求解非常困难。如何处理多个省级电网间的负荷差异，如何发挥不同类型电源运行特点，协调满足多个电网调峰要求，是问题求解的主要难点。本发明揭示一种网省两级多电源短期协调调峰方法，根据电源类型将原问题分解为抽蓄、常规水电、火电、核电四个独立子问题，并分别采用抽蓄启发式搜索算法、水电混合降维算法、火电切负荷调峰算法进行子问题求解；在此基础上，以系统负荷为关联因子，耦合前述算法和网间电力分配二次规划方法形成多个子问题的协调框架，迭代调整各电站在多个电网间的电力分配，满足多个省级电网差异化的峰值负荷需求。

本发明的网省两级多电源协调方法首先需要构建协调优化目标函数，一般来说，在调峰调度中，电站的主要优化目标就是减小电网余留负荷峰谷差，同时尽可能使余留负荷保持平稳，通过多电源协调实现电网安全、节能、经济运行。为此，以余留负荷过程的方差最小为目标优化确定区域电网直调电站的日运行计划及其省间电力分配计划，目标函数见下式：

式中：C′_g,t、C_g,t分别表示g号电网在t时段的剩余负荷和系统负荷，MW；F_g(C′_g,t)表示g号电网剩余负荷C′_g,t的均方差；P_H,g,t、P_T,g,t、P_P,g,t、P_N,g,t分别表示水电站、火电站、抽蓄电站、核电站t时段向g号电网输送的电力，若P_P,g,t为负值，则表示抽蓄电站t时段抽水时从g号电网消耗的电力，MW；1≤t≤T，T表示调度期总时段；G表示各类电站送(受)电电网总数。

上式涉及到G个电网的调峰优化目标，是非常复杂的多目标优化问题，常用的一种解决方法是利用目标权重法将其转换为单目标问题，为避免各电网负荷大小量级差异引起优化解偏差，在目标转换过程中对余留负荷进行了归一化处理，转换后的目标函数为：

式中：w_g表示g号电网的目标权重；CM_g表示g号电网剩余负荷最大值。由于考虑各电网负荷调节有同等的重要性，本文采用等权重，即w_g＝1/G，所以式(3)可进一步简化为：

为保证优化结果的可行和可用性，上述目标函数需要考虑水电站、抽蓄电站、火电站等电源运行约束和系统约束，具体如下：

1)系统约束

①电站单一时段出力平衡

式中：P_H,t、P_T,t、P_P,t、P_N,t分别表示水电站、火电站、抽蓄电站和核电站在t时段的出力，MW；分别表示m_H号水电站、m_T号火电站、m_P号抽蓄电站、m_N号核电站在t时段的出力，MW；M_H、M_T、M_P、M_N分别表示水电站、火电站、抽蓄电站和核电站的总数，且1≤m_H≤M_H、1≤m_T≤M_T、1≤m_P≤M_P、1≤m_N≤M_N。

②电网受电量日控制需求

式中：Δt表示单一时段小时数；分别表示m_H号水电站、m_T号火电站、m_P号抽蓄电站、m_N号核电站的发电量，MWh；分别表示m_H号水电站、m_T号火电站、m_P号抽蓄电站、m_N号核电站送g号电网的电量比例。

2)抽蓄电站约束

①上库水量平衡方程

式中：和表示m_P号抽蓄电站在t时段上库初末库容，m³；和分别表示m_P号抽蓄电站在t时段发电流量和抽水流量，m³/s。

②发电量与抽水耗电量控制

和

式中：和分别表示m_P号抽蓄电站在调度期内的总电量与给定发电量需求，MWh；和表示m_P号抽蓄电站在调度期内的总抽水耗电量与给定耗电量需求，MWh。

③电站最大发电流量与最大抽水流量限制

发电工况：上库不能降到最低发电水位以下，同时下库不能出现溢水。

式中：表示m_P号抽蓄电站在t时段最大发电过流能力，m³/s；和分别表示上下库水位-库容关系曲线；和分别表示m_P号抽蓄电站在t时段上库末水位、上库最低发电水位、下库最高水位、下库末水位，m；

抽水工况：下库不能降到最低抽水水位以下，同时上库不能出现溢水。

式中：表示m_P号抽蓄电站在t时段最大抽水过流能力，m³/s；和分别表示m_P号抽蓄电站在t时段上库最高水位和下库最低抽水水位，m。

④电站出力约束

发电工况：

抽水工况：

式中：和分别表示m_P号抽蓄电站在t时段最大发电功率上下限和最大抽水功率上下限，MW。

⑤电站开停机持续时段约束

上式主要针对发电工况，和分别表示m_P号抽蓄电站在发电工况下最小开机和停机持续时段；抽水工况下同样需要考虑开停机持续时段约束，处理方法与发电工况相同。

⑥电站出力爬坡约束

式中：表示m_P号抽蓄电站在发电工况下单时段最大爬坡速率，MW，抽水工况处理方法类似，不再赘述。

⑦电站出力波动约束

式中：表示m_P号抽蓄电站极值点持续时段，即电站出力过程中最大、最小出力持续至少个时段。

3)常规水电站约束

①水量平衡方程

式中：为m_H号水电站在时段t的库容，m³；为m_H号水电站在时段t的入库流量，m³/s；为m_H号水电站在时段t的区间流量，m³/s；Ku为m_H号水电站直接上游电站的总个数；为考虑水流滞时后k号水电站流入m号电站时段t的总流量，为k号水电站的发电流量和弃水流量之和，m³/s；分别表示m_H号水电站在时段t的弃水流量和发电流量，m³/s；Δ_t为t时段小时数。

②水电总出力上下限

式中： N _t分别为水电系统在时段t的出力上限与下限，MW。

③单站控制目标需求

式中：分别表示m_H号水电站在调度期内的总电量与给定发电量需求，MWh。

④发电流量约束

式中：表示m_H号水电站在t时段的发电流量上限，m³/s。

⑤电站出力约束

式中：分别表示m_H号水电站在t时段平均出力上下限，MW。

⑥库水位约束

式中：分别表示m_H号水电站在t时段上游水位及其上下限，m。

⑦振动区约束

式中：分别表示m_H号水电站在t时段第k个振动区的上限与下限。

除上述约束外，水电站还包括电站开停机持续时段约束、电站出力爬坡约束、电站出力波动约束，处理方法与抽水蓄能电站发电工况类似，不在赘述。

4)火电站约束

①给定日电量需求

式中：表示m_T号火电站在t时段的出力，MW；表示m_T号火电站给定日电量，MWh。

②最小技术出力限制

式中：分别表示m_T号火电站出力上限及最小技术出力，MW。

除上述约束外，火电站还包括电站出力爬坡约束、电站出力波动约束等，表示方法与抽水蓄能电站发电工况类似，不再赘述。

5)核电站约束

给定出力约束

式中：表示m_N号核电站在t时段的出力，MW；表示给定出力，MW。

在任一电站出力过程确定后，需要按照网省多边协议规定的电量比例，进一步分配到多个省级电网，其优化方程为：

式中：P_m,t表示m号电站在t时段的出力，MW；E_m表示m号电站发电量，MWh。

上述模型以各时段分配的电力为决策目标，实质是含有T×G个决策变量P_m,g,t的二次函数，约束集合也均为这些决策变量的线性函数。因此，可将该问题构建为具有二次目标函数和线性约束的标准二次规划问题，并采用matlab中的二次规划算法进行求解。

根据上述思想，一次完整的优化调度过程，按照下述步骤(1)-(7)予以实现：

(1)设置初始计算条件：包括水电站、抽蓄电站、火电站、核电站的运行条件和约束，以及各电网的负荷过程和受电量比例；

(2)令迭代次数k＝1；

(3)选择面临子问题，按抽蓄-水电-火电-核电的顺序确定需要求解的子问题，并固定其余子问题对应电站的出力结果。

(4)确定等效负荷：根据各电网的原始负荷C_g,t和其余子问题电源的出力P_*,t及其在电网间的分配电力P_*，g，t，确定当前计算电源面临的等效负荷。包括以下三步

①根据等式从各电网原始负荷中扣除其余子问题电源的出力以获得电网负荷C′_g,t，其中N表示其余子问题的个数；

②为避免不同电网负荷的数量级差异影响优化结果，采用式(1)对电网负荷C′_g,t作进一步修正；

③采用等式计算获得第i类电源的面临负荷C″_i,t；

(5)优化计算：根据面临电源类型，选择对应的方法进行子问题求解，核定全天出力过程，无需求解；在任一电站出力过程确定后，采用二次规划方法确定电站出力在多个电网间的分配过程。

(6)将当次迭代的目标值F_k与上一次迭代目标值F_k-1进行对比：

若|F_k-F_k-1|小于或等于给定的目标精度δ，δ＞0，则迭代终止；

若F_k＜F_k-1-δ，则获取改进解P′_i，t，并将其作为下次迭代的初始解；

若F_k＞F_k-1+δ，则舍弃本次结果。

(7)令k＝k+1，跳至步骤(3)。

现以华东电网直调水-抽蓄-火-核14座电站作为研究对象，采用本发明方法制作电站日前出力计划。各电站的基础资料及其在四个省级电网间的分配比例分别见表1、表2所示，电网调峰结果如图2所示。由图分析可知，本发明方法通过多种电源协调，在上海、江苏、浙江、安徽四个电网的调峰深度分别达到5738MW、3188MW、3376MW、2307MW，显著削减了各电网负荷峰谷差，降低了高峰负荷，提高了电网的日负荷率及最小日负荷率，同时减小负荷均方差，为火电等调节性能较差电源提供了更加平滑的余留负荷。与实际调度结果对比，本发明方法得到的调峰深度比实际调度结果分别增加3438MW、2066MW、444MW、887MW，增幅分别为149.47％、184.14％、15.14％、62.46％，是一种更加高效的多电源调峰方法。

表1

表2

Claims (1)

1.一种网省两级多电源短期协调调峰方法，其特征包括如下步骤：

(1)设置初始计算条件：包括水电站、抽蓄电站、火电站、核电站的运行条件和约束，以及各电网的负荷过程和受电量比例；

(2)令迭代次数k＝1；

(3)按抽蓄-水电-火电-核电的顺序确定需要求解的子问题，并固定其余子问题对应电站的出力结果；

(4)确定等效负荷：根据各电网的原始负荷C_g,t和其余子问题电源的出力P_*,t及其在电网间的分配电力P_*,g,t，确定当前计算电源面临的等效负荷，包括以下三步

①根据等式从各电网原始负荷中扣除其余子问题电源的出力以获得电网负荷C′_g,t，其中N表示其余子问题的个数；

②为避免不同电网负荷的数量级差异影响优化结果，采用式(1)对电网负荷C′_g,t作进一步修正；

③采用等式计算获得第i类电源的面临负荷C″_i,t；

$C_{i,g,t}^{\′\′}=R_{i,j,g}\×\frac{\underset{t=1}{\overset{T}{\Σ}}{C}_{g,t}^{\′}}{T}\×\frac{C_{g,t}^{\′}-C_{g,t_2,min}^{\′}}{C_{g,t_1,max}^{\′}-C_{g,t_2,min}^{\′}}---\left(1\right)$

式中：C″_i,g,t表示第g号电网修正后剩余负荷，MW；R_i,j,g表示第i类电源的第j号电站送g号电网的电量比例；分别表示C′_g,t的最大值和最小值，MW；

(5)优化计算：根据面临电源类型，选择对应的方法进行子问题求解，核定全天出力过程；在任一电站出力过程确定后，采用二次规划方法确定电站出力在多个电网间的分配过程；

(6)将当次迭代的目标值F_k与上一次迭代目标值F_k-1进行对比：

若|F_k-F_k-1|小于或等于给定的目标精度δ，δ>0，则迭代终止；

若F_k<F_k-1-δ，则获取改进解P′_i,t，并将其作为下次迭代的初始解；

若F_k>F_k-1+δ，则舍弃本次结果；

(7)令k＝k+1，跳至步骤(3)。