CN111612268B - 考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，属于水电集群调度领域，考虑到了水电集群发电能力、来水预测、负荷预测、发电计划预测及断面限制，并结合省内电力电量平衡结果，针对每条跨区特高压直流通道，都分别规划设计了送电协议计划的电力和电量，并安排了跨区水火风光丰枯互济年度计划、国调网调机组外送电力和电量、政府间协议电量，形成了完善的考虑市场交易的水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案。
Description
技术领域
本发明属于水电集群调度领域，涉及考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法。
背景技术
目前，国内针对梯级水电的相关研究已初步开展，但是主要围绕的是梯级水电运行过程中的各类协调优化调度方法展开了研究。
专利[1]提出了采用一种梯级水电“虚拟抽蓄电站”的调度方法，以实际与目标调峰功率偏差最小和梯级水电耗水量最小为调度目标，构建梯级水电“虚拟抽蓄电站”调度目标函数进行求解优化调度，以期实现电力系统的短期调度计划；
专利[2]公开了一种梯级水电系统发电调度自适应优化方法与系统，用以提高梯级水电系统的整体发电效益；
专利[3]提出了一种基于电量控制的梯级水电短期调峰模型及求解方法，可使梯级水电在满足日优化电量、出力爬坡、出力波动控制需求的同时，充分发挥了梯级水电站群的调峰作用；
专利[4]公开了一种巨型梯级水电系统的多目标调度并行降维方法；
专利[5]提出了一种考虑调峰调频需求的多能源协调优化调度方法；
专利[6]提出了一种基于随机安全域的梯级水电鲁棒优化调度方法，该方法对预调度方案的鲁棒可行性进行判定，通过反馈修正协调优化最终获得具有鲁棒性的调度方案；
专利[7]公开了一种基于实时反馈的梯级水电水位控制的多时段潮流优化方法，构建了水库水位与电网运行相协调的多时段最优潮流控制方法，基于实时反馈实现了将复杂的非线性条件线性化处理的效果，大大提升了梯级水电运行效率；
专利[8]提出了一种涉及一种梯级水电参与省内和西电东送市场组合交易策略优化方法，为新电力环境下我国西南地区大规模梯级水电站群的调度运行管理提供有益支持；
专利[9]提出了一种市场环境下梯级水电站中长期调度与检修双层优化方法，以中长期调度中间结果为边界条件，以最小检修损失为优化目标，将检修损失优化结果与中长期发电收益归并为总收益，从而实现联合优化；
专利[10]提供了基于调节性能的水风光电站群协同组合划分方法及系统，提升了多种电源协同运行优化的精细度，有利于含有多种类型电源的复杂电力系统的调度优化，对于提高清洁能源开发利用具有重要意义，具有重要的推广使用价值；
专利[11]提供了一种考虑非恒定耦合约束的水电群调度方法；专利[12]提出了一种考虑水流延时连续变化的梯级水电站日优化调度方法；
专利[13]提出了一种巨型水电站动态投产下跨流域梯级水电站群长期运行方法；
专利[14]提出了一种一种考虑水流延时连续变化的梯级水电站日优化调度方法，这种方法相较于前面的调度方法具有水流延时描述细致、模型精确、收敛效果好、实用性强等优点；
专利[15]提出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。
专利[16]提出了一种多尺度电力市场条件下的梯级水电中期发电计划制定方法，统筹考虑了梯级水电站在传统非市场条件下面临的上下游复杂约束问题及多尺度市场带来的多市场电价、履约耦合、市场风险等新问题，能较好地引导梯级水电发电过程响应市场价格变化、通过市场优化提高整体收益并规避市场风险；
专利[17]提出了一种梯级水电参与省内和西电东送市场组合交易策略优化方法，为新电力环境下我国西南地区大规模梯级水电站群的调度运行管理提供有益支持；
专利[18]提出了一种市场环境下梯级水电站中长期调度与检修双层优化方法；
专利[19]提出了一种基于梯级水电站耦合关系的日前市场出清机制，实现上、下游电站的联合出清，解决下游电站中标电量与可发电流量匹配失衡问题。
专利[20]本发明公开了一种基于三层宏观组网约束的中压配网精准规划方法，通过空间上的全局统筹和时间上的远近协调强化规划的目标导向和利旧原则，提升规划方案的可操作性、科学性和精准性。
专利[21]公开了一种基于GIS信息数据的电力走廊规划方法，减少因外送通道规划建设滞后，水电出现大量弃水，经济效益损失严重的问题，确保绿色环保的水电顺利送出，创造持续可靠的经济效益、生态效益和社会效益。
上述专利[1-15]基本侧重于梯级水电的运行侧，着重于梯级水电站之间的协调调度问题；专利[16-19]则侧重于电力市场侧，着重于上下游的水电站如何参与电力市场的竞争以及出清价格的确定等方面的问题；专利[20-21]虽然涉及到网架规划的问题，但专利[20-21] 主要是针对精准配电网的规划方法，其对于分区电量平衡类的大区域协调规划问题未有涉及，更没有针对龙头水库建设的长时间动态过程展开分析，以及建立相适应的评估方案和评价体系。
因此考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法亟待研究。
发明内容
本发明的目的在于：提供了考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，考虑到了水电集群发电能力、来水预测、负荷预测、发电计划预测及断面限制，并结合省内电力电量平衡结果，针对每条跨区特高压直流通道，都分别规划设计了送电协议计划的电力和电量，并安排了跨区水火风光丰枯互济年度计划、国调网调机组外送电力和电量、政府间协议电量，形成了完善的考虑市场交易的水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案。
本发明采用的技术方案如下：
考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，首先考虑市场化交易，主要包括依次进行的以下步骤：
S1：分析龙头水库投产后，水电集群发电能力；
S2：根据来水预测，分别安排国调、网调、省调水电站年度发电计划，并按受电地区分解年度计划；
S3：根据负荷预测，确定省内负荷分月用电需求，包括最大用电负荷和统调用电量；
S4：依据本省机组发电计划以及国调、网调机组留本省发电计划和本省负荷预测，及断面限制，进行省内电力电量平衡分析；
S5：根据省内电力电量平衡结果，确定省调水电机组丰水期外送电能力；
S6：确定跨区直流通道及跨省交流断面功率限额；
S7：针对每条跨区特高压直流通道，依次安排国调机组送出政府间中长期送电协议计划的电力和电量；
S8：针对每条跨区超高压直流通道，安排跨区水火风光丰枯互济年度计划；
S9：针对每个跨省超高压交流断面，安排国调、网调机组外送电力和电量，安排政府间协议电量；
S10：在国调机组送电计划基础上，丰期该类通道按功率限额，安排区域内清洁能源外送；区域间的超高压互济直流，丰期按30％功率限额，安排省内清洁能源外送；省间的交流断面，丰期按满功率，排省内清洁能源外送；
然后，再考虑水资源利用需求，主要包括依次进行的以下步骤：
T1：对剩余的水电集群发电能力及通道空间，开展日前及月度、日前或日内市场化电量交易；
T2：判断是否有受端负荷提出市场化购电需求？若是，转T3，若否，转T9；
T3：根据受端市场提出的购电交易需求，确定受端所需的电力和电量；
T4：根据来水量、装机容量和发电出力，确定整个水电集群中，能响应该交易需求的龙头水库水电站群列表；
T5：根据全路径通道情况，确定水电集群中具备外送条件的龙头水库水电站群列表；
T6：根据输电损耗，确定响应该购电需求的龙头水库水电站群；
T7：根据输电损耗，确定该水电集群中，响应该笔市场化交易电量的水电站；
T8：龙头水库水电站群，完成一次市场化交易；
T9：按当前发电计划运行，转T1。
进一步地，所述步骤S1中分析龙头水库投产后，水电集群发电能力，主要包括预想出力、保证出力和年发电量指标，具体方法为：
将电站A第i个月丰、平、枯水年预想出力表示为：AbuAntPowA，i、NorAntPowA，i、DryAntPowA，i，其中，i＝1，2，3，…，12；
将电站A第i个月，丰、平、枯水年平均出力表示为：DryAvgPowA，i、NorAvgPowA，i、DryAvgPowA，i；
将电站A第i个月，丰、平、枯水年发电量表示为：AbuGenCapA，i、NorGenCapA，i、DryGenCapA，i；
则电站A丰、平、枯水年年发电量为：
由公式1-1、1-2、1-3得出电站A的丰、平、枯水年年发电量。
进一步地，所述步骤S2针对研究目标年，电站A第i个月的最大出力、平均出力、扣除厂用电及电厂内部线损等损耗后的发电量分别表示为：
MaxPowA，i、AvgPowA，i、GenCapA，i，其中，i＝1，2，3，…，12；
送省外的平均出力和电量分别表示为：SendAvgPowA，i，SendGenCapA，i；
留本省的平均出力和电量分别表示为：StayAvgPowA，i，StayGenCapA，i；
则对所有月份i满足约束：
SendGenCapA，i+StayGenCapA，i＝GenCapA，i (1-4)
其中，i＝1，2，3，…，12；
研究目标年，电站A年发电量为：
研究目标年全年电站A送省外电量为：
研究目标年全年电站A年留省内电量为：
进一步地，所述步骤S6中确定跨区直流通道及跨省交流断面功率限额的方法为：
对于第k条跨区特高压直流通道的送电能力表示为UHVDCPowLimk，其中，k＝ 1，2，3，…，s，本区域共有s条跨区特高压直流外送通道；
对于第k条跨区超高压直流通道的送电能力表示为EHVDCPowLimk，其中，k＝ 1，2，3，…，u。本区域共有u条跨区超高压直流外送通道；
对于第k个跨省交流断面的送电能力表示为EHVACSecPowLimk，其中，k＝1，2，3，…，v。区域内共有v个跨省交流断面；
则对第k条外送通道，省调的外送空间为
ProPowLimk＝UHVDCPowLimk-NatDCPowk-RegDCPowk (1-8)
其中，k＝1，2，3，…，s，NatDCPowk和RegDCPowk分别表示国调和网调经过第i条高压直流外送的电力，
则在第i个月，省调高峰时段最大外送空间为：
其中，Vari表示受外在因素影响导致第i个月外送能力的变化，i＝1，2，3，…，12，Coek表示外部因素影响，交直流输电线路限功率运行系数，其中，为提高算法运行效率，直流通道以线路为单位进行控制，交流通道以断面为单位进行控制。
进一步地，所述步骤S7中针对每条跨区特高压直流通道，依次安排国调机组送出政府间中长期送电协议计划的电力和电量的方法为：
将第i个月经第k条跨区特高压直流通道送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为： SCUDCHydPowi，k和SCUDCHydCapi，k，则平均意义上有
SCUDCHydPowi，k＝SCUDCHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-10)
其中Moni是第i个月的天数；
将第i个月第k条特高压直流上安排的电力和电量分别记为UHVDCPowi，k和UHVDCCapi，k，则依次安排国调机组送出、政府间中长期送电协议计划的电力和电量后，有
UHVDCPowi，k＝NatDCPowi，k+GovAgrDCPowi，k+SCUDCHydPowi，k (1-11)
UHVDCCapi，k＝NatDCCapi，k+GovAgrDCCapi，k+SCUDCHydCapi，k (1-12)
其中，NatDCPowi，k和NatDCCapi，k为第i个月，对应第k条特高压直流的优先安排的国调水电站的发电电力和电量，GovAgrDCPowi，k和GovAgrDCCapi，k为第i个月，对应第k 条特高压直流的优先安排的政府间协议的电力和电量。
进一步地，所述步骤S8中针对每条跨区超高压直流通道，安排跨区水火风光丰枯互济年度计划的方法为：
将第i个月经第k条跨区超高压直流通道送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为： SCEDCHydPowi，k和SCEDCHydCapi，k，则平均意义上有
SCEDCHydPowi，k＝SCEDCHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-13)
其中Moni是第i个月的天数；
将第i个月经第k条跨区超高压直流通道跨区水火风光丰枯互济受入电力和电量分别表示为NorToSouPowi，k和NorToSouCapi，k，跨区水火风光丰枯互济送出电力和电量分别为 SouToNorPowi，k、SouToNorCapi，k，则第i个月经第k条跨区超高压直流通道送出的电力和电量分别为：
EHVDCSendPowi，k＝SouToNorPowi，k+SCEDCHydPowi，k (1-14)
EHVDCSendPowi，k＝SouToNorCapi，k+SCEDCHydCapi，k (1-15)
则第i个月经第k条跨区超高压直流通道受入的电力和电量分别为：
EHVDCRecPowi，k＝NorToSouPowi，k (1-16)
EHVDCRecPowi，k＝NorToSouCapi，k (1-17)。
进一步地，所述步骤S9中针对每个跨省超高压交流断面，安排国调、网调机组外送电力和电量，安排政府间协议电量的方法为：
将第i个月经第k个跨省交流断面送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为为 SCEACHydPowi，k和SCEACHydCapi，k，则有：
SCEACHydPowi，k＝SCEACHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-18)
其中，Moni是第i个月的天数；
则第i个月经第k个跨省交流断面输送的电力和电量分别为：
ACSectPowi，k＝NatACPowi，k+RegACPowi，k+GovAgrACPowi，k+SCEACHydPowi，k (1-19)
ACSectCapi，k＝NatACCapi，k+RegACCapi，k+GovAgrACCapi，k+SCEACHydCapi，k (1-20)
其中，NatACPowi，k和NatACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的国调机组的电力和电量；RegACPowi，k和RegACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的网调机组的电力和电量；GovAgrACPowi，k和GovAgrACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的政府间协议的电力和电量。
进一步地，所述步骤S10具体包括以下步骤：
S11：逐月判断外送电力、电量是否超过丰期送电能力？若是，转S12，若否，转S15；
S12：判断省间交流断面及区域间超高压互济直流通道送电量是否有压减空间？若是，转S13，若否，转S14；
S13：对超过送电能力的月份，按比例消减省间交流断面及区域间超高压互济直流通道送电量，然后转S11；
S14：按比例压减特高压跨区直流通道输送电量，方法为：
s.t.UHVDCPowi，k＜UHVDCPowLimi，k，其中i＝1，2，3，…，12，k＝1，2，3，…，s；
EHVDCPowi，j＜0.3×EHVDCPowLimi，j，其中i＝1，2，3，…，12，j＝1，2，3，…，u；
EHVACSecPowLimi，l＜EHVACSecPowLimi，l，其中i＝1，2，3，…，12，l＝1，2，3，…，v；
然后转步骤S11；
S15：得到水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案。
进一步地，所述步骤T4中，能响应该交易需求的龙头水库水电站群列表的确定方法为：
将时间t到t+Δt时刻，市场化交易受端负荷中心所提出的电力电量需求分别表示为： MarkRecRegPowt，t+Δt和MarkRecRegCapt，t+Δt，其中t表示时间；
第j个水电集群包括Nj个水电站，则能响应该交易需求的水电群需满足：
电力：
电量：
其中i＝1，2，3，…Nj；t表示起始时刻，Δt表示该笔交易经历的时长；PlanGenPowi，t和 PlanGenCapi分别表示t时刻第i个电站的发电计划出力和计划电量，InsCapi和GenCapi，t分别表示第i个电站的装机容量和第i个电站t时刻可发电量；
通过该步骤，找出所有可以提供该笔市场化交易的水电集群列表。
进一步地，所述步骤T5具体为：
设t到t+Δt时刻，市场化交易电量需要经过从A到B的输电线路，则：
MarkRecRegPowt，t+Δt+max(TranLinePowA，B，t，t+Δt)＜TranCapA，B (2-3)
其中，TranLinePowA，B，t，t+Δt和TranCapA，B分别表示t到t+Δt时刻输电线路A到B的输送功率和输送能力；从市场交易的电源侧到负荷侧，若每一段输电线路或断面都满足上述约束，则该水电集群可以响应该笔市场化交易；
所述步骤T6具体为：
对于所有可以响应该笔市场化交易的水电集群，根据其所经过的输电路径，得到相应的输电损耗，选择输电损耗最小的水电集群，响应笔市场化交易；表示为
min T ranLossHydCluj
其中，j＝1，2，3，…，表示可以相应该笔市场化交易的水电集群的个数；
所述步骤T7具体为：
根据输电损耗，确定该水电集群中，响应该笔市场化交易电量的水电站。
min T ranLossHydStai
其中，i＝1，2，3，…，表示该水电集群中水电站的个数。
本方案中给出了具体的方案，针对不同的水电集群发电能力、来水预测、负荷预测、发电计划预测及断面限制，并结合省内电力电量平衡结果，针对每条跨区特高压直流通道，都分别规划设计了送电协议计划的电力和电量，并安排了跨区水火风光丰枯互济年度计划、国调网调机组外送电力和电量、政府间协议电量，形成了完善的考虑市场交易的水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案。
本方案中电站设为A，月份设为i，跨区直流通道为第k条，区域内的跨区特高压直流外送通道为s条，区域内跨区超高压直流外送通道为u条，区域内跨省交流断面为v个，Moni是第i个月的天数，我们还用Vari表示受电网开机方式、通道检修等因素影响导致第i个月外送能力的变化，用Coek表示受安全稳定等因素影响，交直流输电线路限功率运行系数等等，在本方案的公式中，使用的全部为未知字母串，具有普适性，可以根据实际生产中不同的电站、月份，具体区域内的跨区直流通道、跨区特/超高压直流外送通道等等具体的数值直接带入公式中，直接计算出协议电量，安排能源外送，形成一个完善的考虑市场交易的水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案，具有普适性，且方便、简单、实操性强。
综上所述，由于采用了上述技术方案，本发明的有益效果是：
1.本发明考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，针对不同的水电集群发电能力、来水预测、负荷预测、发电计划预测及断面限制，并结合省内电力电量平衡结果，针对每条跨区特高压直流通道，都分别规划设计了送电协议计划的电力和电量，并安排了跨区水火风光丰枯互济年度计划、国调网调机组外送电力和电量、政府间协议电量，形成了完善的考虑市场交易的水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案；
2.本发明考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，本方案中的公式均使用未知字母给出普适性公式，可以根据实际生产中的情况直接带入数据计算得出方案，具有普适性，且方便、简单、实操性强。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图，其中：
图1是本发明的原理框图；
图2是本发明的一种方案的原理框图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用以解释本发明，并不用于限定本发明，即所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要说明的是，术语“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
下面结合实施例对本发明的特征和性能作进一步的详细描述。
实施例一
本发明较佳实施例提供的一种，如表1是雅砻江流域水电装机进度表，表2是雅砻江水电集群投产前后水电站发电能力对比。
表1
表2
针对雅砻江流域的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，如图1，主要包括依次进行的以下步骤：
S1：分析龙头水库投产后，水电集群发电能力，包括预想出力、保证出力和年发电量指标；
所述步骤S1中分析龙头水库投产后，水电集群发电能力，主要包括预想出力、保证出力和年发电量指标，具体方法为：
将电站A第i个月丰、平、枯水年预想出力表示为：AbuAntPowA，i、NorAntPowA，i、DryAntPowA，i，其中，i＝1，2，3，…，12；
将电站A第i个月，丰、平、枯水年平均出力表示为：DryAvgPowA，i、NorAvgPowA，i、DryAvgPowA，i；
将电站A第i个月，丰、平、枯水年发电量表示为：AbuGenCapA，i、NorGenCapA，i、DryGenCapA，i；
则雅砻江的电站A水电集群投产前，丰、平、枯水年年发电量为：
电站A的投产后的丰、平、枯水年年发电分别为：88.33、66.57和55.66。
S2：根据来水预测，分别安排国调、网调、省调水电站年度发电计划，并按受电地区分解年度计划；包括安排国调、网调机组的分月最大出力、平均出力，上网电量、外送平均出力、外送上网电量，枯水期留本省的平均出力及上网电量。
所述步骤S2针对研究目标年，电站A第i个月的最大出力、平均出力、扣除厂用电及电厂内部线损等损耗后的发电量分别表示为：
MaxPowA，i、AvgPowA，i、GenCapA，i，其中，i＝1，2，3，…，12；
送省外的平均出力和电量分别表示为：SendAvgPowA，i，SendGenCapA，i；
留本省的平均出力和电量分别表示为：StayAvgPowA，i，StayGenCapA，i；
则对所有月份i满足约束：
SendGenCapA，i+StayGenCapA，i＝GenCapA，i (1-4)
其中，i＝1，2，3，…，12；
研究目标年，电站A年发电量为：
研究目标年全年电站A送省外电量为：
研究目标年全年电站A年留省内电量为：
S3：根据负荷预测，确定省内负荷分月用电需求，包括最大用电负荷和统调用电量，第i个月，省内统调最大用电负荷和用电量分别表示为：MaxLoadi和DisConCapi；其中， i＝1，2，3，…，12；
S4：依据本省机组发电计划以及国调、网调机组留本省发电计划和本省负荷预测，及断面限制，进行省内电力电量平衡分析；
S5：根据省内电力电量平衡结果，确定省调水电机组丰水期外送电能力，设第i个月，省调水电机组丰水期水电外送能力为SCHydCapLimi；
S6：确定跨区直流通道及跨省交流断面功率限额，方法为：
对于第k条跨区特高压直流通道的送电能力表示为UHVDCPowLimk，其中，k＝ 1，2，3，…，s，本区域共有s条跨区特高压直流外送通道；
对于第k条跨区超高压直流通道的送电能力表示为EHVDCPowLimk，其中，k＝ 1，2，3，…，u。本区域共有u条跨区超高压直流外送通道；
对于第k个跨省交流断面的送电能力表示为EHVACSecPowLimk，其中，k＝1，2，3，…，v。区域内共有v个跨省交流断面；
则对第k条外送通道，省调的外送空间为
ProPowLimk＝UHVDCPowLimk-NatDCPowk-RegDCPowk (1-8)
其中，k＝1，2，3，…，s，NatDCPowk和RegDCPowk分别表示国调和网调经过第i条高压直流外送的电力，
则在第i个月，省调高峰时段最大外送空间为：
其中，Vari表示受外在因素影响导致第i个月外送能力的变化，i＝1，2，3，…，12。Coek表示外部因素影响交直流输电线路限功率运行系数，其中，为提高算法运行效率，直流通道以线路为单位进行控制，交流通道以断面为单位进行控制。
S7：针对每条跨区特高压直流通道，依次安排国调机组送出政府间中长期送电协议计划的电力和电量，方法为：
将第i个月经第k条跨区特高压直流通道送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为： SCUDCHydPowi，k和SCUDCHydCapi，k，则平均意义上有
SCUDCHydPowi，k＝SCUDCHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-10)
其中Moni是第i个月的天数；
将第i个月第k条特高压直流上安排的电力和电量分别记为UHVDCPowi，k和UHVDCCapi，k，则依次安排国调机组送出、政府间中长期送电协议计划的电力和电量后，有
UHVDCPowi，k＝NatDCPowi，k+GovAgrDCPowi，k+SCUDCHydPowi，k (1-11)
UHVDCCapi，k＝NatDCCapi，k+GovAgrDCCapi，k+SCUDCHydCapi，k (1-12)
其中，NatDCPowi，k和NatDCCapi，k为第i个月，对应第k条特高压直流的优先安排的国调水电站的发电电力和电量，GovAgrDCPowi，k和GovAgrDCCapi，k为第i个月，对应第k 条特高压直流的优先安排的政府间协议的电力和电量。
S8：针对每条跨区超高压直流通道，安排跨区水火风光丰枯互济年度计划，方法为：
将第i个月经第k条跨区超高压直流通道送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为： SCEDCHydPowi，k和SCEDCHydCapi，k，则平均意义上有
SCEDCHydPowi，k＝SCEDCHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-13)
其中Moni是第i个月的天数；
将第i个月经第k条跨区超高压直流通道跨区水火风光丰枯互济受入电力和电量分别表示为NorToSouPowi，k和NorToSouCapi，k，跨区水火风光丰枯互济送出电力和电量分别为 SouToNorPowi，k、SouToNorCapi，k，则第i个月经第k条跨区超高压直流通道送出的电力和电量分别为：
EHVDCSendPowi，k＝SouToNorPowi，k+SCEDCHydPowi，k (1-14)
EHVDCSendPowi，k＝SouToNorCapi，k+SCEDCHydCapi，k (1-15)
则第i个月经第k条跨区超高压直流通道受入的电力和电量分别为：
EHVDCRecPowi，k＝NorToSouPowi，k (1-16)
EHVDCRecPowi，k＝NorToSouCapi，k (1-17)。
S9：针对每个跨省超高压交流断面，安排国调、网调机组外送电力和电量，安排政府间协议电量；
所述步骤S9中针对每个跨省超高压交流断面，安排国调、网调机组外送电力和电量，安排政府间协议电量的方法为：
将第i个月经第k个跨省交流断面送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为为 SCEACHydPowi，k和SCEACHydCapi，k，则有：
SCEACHydPowi，k＝SCEACHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-18)
其中，Moni是第i个月的天数；
则第i个月经第k个跨省交流断面输送的电力和电量分别为：
ACSectPowi，k＝NatACPowi，k+RegACPowi，k+GovAgrACPowi，k+SCEACHydPowi，k (1-19)
ACSectCapi，k＝NatACCapi，k+RegACCapi，k+GovAgrACCapi，k+SCEACHydCapi，k (1-20)
其中，NatACPowi，k和NatACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的国调机组的电力和电量；RegACPowi，k和RegACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的网调机组的电力和电量；GovAgrACPowi，k和GovAgrACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的政府间协议的电力和电量。
S10：在国调机组送电计划基础上，丰期该类通道按功率限额，安排区域内清洁能源外送；区域间的超高压互济直流，丰期按30％功率限额，安排省内清洁能源外送；省间的交流断面，丰期按满功率，排省内清洁能源外送，具体包括以下步骤：
S11：逐月判断外送电力、电量是否超过丰期送电能力？若是，转S12，若否，转S15；
S12：判断省间交流断面及区域间超高压互济直流通道送电量是否有压减空间？若是，转S13，若否，转S14；
S13：对超过送电能力的月份，按比例消减省间交流断面及区域间超高压互济直流通道送电量，然后转S11；
S14：按比例压减特高压跨区直流通道输送电量，转S11；
S15：得到水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案。
进一步地，所述步骤S14中按比例压减特高压跨区直流通道输送电量的方法为：
s.t.UHVDCPowi，k＜UHVDCPowLimi，k，其中i＝1，2，3，…，12，k＝1，2，3，…，s；
EHVDCPowi，j＜0.3×EHVDCPowLimi，j，其中i＝1，2，3，…，12，j＝1，2，3，…，u；
EHVACSecPowLimi，l＜EHVACSecPowLimi，l，其中i＝1，2，3，…，12，l＝1，2，3，…，v；
然后，再考虑水资源利用需求，主要包括依次进行的以下步骤：
T1：对剩余的水电集群发电能力及通道空间，开展日前及月度、日前或日内市场化电量交易；
T2：判断是否有受端负荷提出市场化购电需求？若是，转T3，若否，转T9；
T3：根据受端市场提出的购电交易需求，确定受端所需的电力和电量；
T4：根据来水量、装机容量和发电出力，确定整个水电集群中，能响应该交易需求的龙头水库水电站群列表；
T5：根据全路径通道情况，确定水电集群中具备外送条件的龙头水库水电站群列表；
T6：根据输电损耗，确定响应该购电需求的龙头水库水电站群；
T7：根据输电损耗，确定该水电集群中，响应该笔市场化交易电量的水电站；
T8：龙头水库水电站群，完成一次市场化交易；
T9：按当前发电计划运行，转T1。
表示区域内有r个负荷中心，由第l个交流断面，向第m个负荷中心送电，由此得到省内清洁能源外送初步优化方案。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明的保护范围，任何熟悉本领域的技术人员在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：首先考虑市场化交易，包括依次进行的以下步骤：
S1：分析龙头水库投产后，水电集群发电能力；
S2：根据来水预测，分别安排国调、网调、省调水电站年度发电计划，并按受电地区分解年度计划；
S3：根据负荷预测，确定省内负荷分月用电需求，包括最大用电负荷和统调用电量；
S4：依据本省机组发电计划以及国调、网调机组留本省发电计划和本省负荷预测，及断面限制，进行省内电力电量平衡分析；
S5：根据省内电力电量平衡结果，确定省调水电机组丰水期外送电能力；
S6：确定跨区直流通道及跨省交流断面功率限额；
S7：针对每条跨区特高压直流通道，依次安排国调机组送出政府间中长期送电协议计划的电力和电量；
S8：针对每条跨区超高压直流通道，安排跨区水火风光丰枯互济年度计划；
S9：针对每个跨省超高压交流断面，安排国调、网调机组外送电力和电量，安排政府间协议电量；
S10：在国调机组送电计划基础上，丰水期特高压直流通道按功率限额，安排区域内清洁能源外送；区域间的超高压互济直流，丰水期按30％功率限额，安排省内清洁能源外送；省间的交流断面，丰水期按满功率，安排省间清洁能源外送；
然后，再考虑水资源利用需求，包括依次进行的以下步骤：
T1：对剩余的水电集群发电能力及通道空间，开展日前及月度、日前或日内市场化电量交易；
T2：判断是否有受端负荷提出市场化购电需求？若是，转T3，若否，转T9；
T3：根据受端市场提出的购电交易需求，确定受端所需的电力和电量；
T4：根据来水量、装机容量和发电出力，确定整个水电集群中，能响应该交易需求的龙头水库水电站群列表；
T5：根据全路径通道情况，确定水电集群中具备外送条件的龙头水库水电站群列表；
T6：根据输电损耗，确定响应该购电需求的龙头水库水电站群；
T7：根据输电损耗，确定该水电集群中，响应市场化电量交易的水电站；
T8：龙头水库水电站群，完成一次市场化交易；
T9：按当前发电计划运行，转T1。
2.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤S1中分析龙头水库投产后，水电集群发电能力，包括预想出力、保证出力和年发电量指标，具体方法为：
将电站A第i个月丰、平、枯水年预想出力表示为：AbuAntPowA，i、NorAntPowA，i、DryAntPowA，i，其中，i＝1，2，3，…，12；
将电站A第i个月，丰、平、枯水年平均出力表示为：DryAvgPowA，i、NorAvgPowA，i、DryAvgPowA，i；
将电站A第i个月，丰、平、枯水年发电量表示为：AbuGenCapA，i、NorGenCapA，i、DryGenCapA，i；
则电站A丰、平、枯水年年发电量为：
由公式1-1、1-2、1-3得出电站A的丰、平、枯水年年发电量。
3.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤S2针对研究目标年，电站A第i个月的最大出力、平均出力、扣除厂用电及电厂内部线损损耗后的发电量分别表示为：
MaxPowA，i、AvgPowA，i、GenCapA，i，其中，i＝1，2，3，…，12；
送省外的平均出力和电量分别表示为：SendAvgPowA，i，SendGenCapA，i；
留本省的平均出力和电量分别表示为：StayAvgPowA，i，StayGenCapA，i；
则对所有月份i满足约束：
SendGenCapA，i+StayGenCapA，i＝GenCapA，i (1-4)
其中，i＝1，2，3，…，12；
研究目标年，电站A年发电量为：
研究目标年全年电站A送省外电量为：
研究目标年全年电站A年留省内电量为：
4.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤S6中确定跨区直流通道及跨省交流断面功率限额的方法为：
对于第k条跨区特高压直流通道的送电能力表示为UHVDCPowLimk，其中，k＝1，2，3，…，s，本区域共有s条跨区特高压直流外送通道；
对于第k条跨区超高压直流通道的送电能力表示为EHVDCPowLimk，其中，k＝1，2，3，…，u，本区域共有u条跨区超高压直流外送通道；
对于第k个跨省交流断面的送电能力表示为EHVACSecPowLimk，其中，k＝1，2，3，…，v；区域内共有v个跨省交流断面；
则对第k条外送通道，省调的外送空间为
ProPowLimk＝UHVDCPowLimk-NatDCPowk-RegDCPowk (1-8)
其中，k＝1，2，3，…，s，NatDCPowk和RegDCPowk分别表示国调和网调经过第i条高压直流外送的电力，
则在第i个月，省调高峰时段最大外送空间为：
其中，Vari表示受外在因素影响导致第i个月外送能力的变化，i＝1，2，3，…，12，Coek表示外部因素影响，交直流输电线路限功率运行系数，其中，为提高算法运行效率，直流通道以线路为单位进行控制，交流通道以断面为单位进行控制。
5.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤S7中针对每条跨区特高压直流通道，依次安排国调机组送出政府间中长期送电协议计划的电力和电量的方法为：
将第i个月经第k条跨区特高压直流通道送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为：SCUDCHydPowi，k和SCUDCHydCapi，k，则平均意义上有
SCUDCHydPowi，k＝SCUDCHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-10)
其中Moni是第i个月的天数；
将第i个月第k条特高压直流上安排的电力和电量分别记为UHVDCPowi，k和UHVDCCapi，k，则依次安排国调机组送出、政府间中长期送电协议计划的电力和电量后，有
UHVDCPowi，k＝NatDCPowi，k+GovAgrDCPowi，k+SCUDCHydPowi，k (1-11)
UHVDCCapi，k＝NatDCCapi，k+GovAgrDCCapi，k+SCUDCHydCapi，k (1-12)
其中，NatDCPowi，k和NatDCCapi，k为第i个月，对应第k条特高压直流的优先安排的国调水电站的发电电力和电量，GovAgrDCPowi，k和GovAgrDCCapi，k为第i个月，对应第k条特高压直流的优先安排的政府间协议的电力和电量。
6.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤S8中针对每条跨区超高压直流通道，安排跨区水火风光丰枯互济年度计划的方法为：
将第i个月经第k条跨区超高压直流通道送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为：SCEDCHydPowi，k和SCEDCHydCapi，k，则平均意义上有
SCEDCHydPowi，k＝SCEDCHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-13)
其中Moni是第i个月的天数；
将第i个月经第k条跨区超高压直流通道跨区水火风光丰枯互济受入电力和电量分别表示为NorToSouPowi，k和NorToSouCapi，k，跨区水火风光丰枯互济送出电力和电量分别为SouToNorPowi，k、SouToNorCapi，k，则第i个月经第k条跨区超高压直流通道送出的电力和电量分别为：
EHVDCSendPowi，k＝SouToNorPowi，k+SCEDCHydPowi，k (1-14)
EHVDCSendPowi，k＝SouToNorCapi，k+SCEDCHydCapi，k (1-15)
则第i个月经第k条跨区超高压直流通道受入的电力和电量分别为：
EHVDCRecPowi，k＝NorToSouPowi，k (1-16)
EHVDCRecPowi，k＝NorToSouCapi，k (1-17)。
7.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤S9中针对每个跨省超高压交流断面，安排国调、网调机组外送电力和电量，安排政府间协议电量的方法为：
将第i个月经第k个跨省交流断面送出的区域内清洁能源电力和电量分别表示为为SCEACHydPowi，k和SCEACHydCapi，k，则有：
SCEACHydPowi，k＝SCEACHydCapi，k×10000/Moni/24 (1-18)
其中，Moni是第i个月的天数；
则第i个月经第k个跨省交流断面输送的电力和电量分别为：
ACSectPowi，k＝NαtACPowi，k+RegACPowi，k+GovAgrACPowi，k+SCEACHydPowi，k (1-19)
ACSectCapi，k＝NatACCapi，k+RegACCapi，k+GovAgrACCapi，k+SCEACHydCapi，k (1-20)
其中，NatACPowi，k和NatACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的国调机组的电力和电量；RegACPowi，k和RegACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的网调机组的电力和电量；GovAgrACPowi，k和GovAgrACCapi，k分别为第i个月经第k个跨省交流断面输送的政府间协议的电力和电量。
8.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤S10具体包括以下步骤：
S11：逐月判断外送电力、电量是否超过丰水期送电能力？若是，转S12，若否，转S15；
S12：判断省间交流断面及区域间超高压互济直流通道送电量是否有压减空间？若是，转S13，若否，转S14；
S13：对超过送电能力的月份，按比例消减省间交流断面及区域间超高压互济直流通道送电量，然后转S11；
S14：按比例压减特高压跨区直流通道输送电量，方法为：
s.t.UHVDCPowi，k＜UHVDCPowLimi，k，其中i＝1，2，3，…，12，k＝1，2，3，…，s；
EHVDCPowi，j＜0.3×EHVDCPowLimi，j，其中i＝1，2，3，…，12，j＝1，2，3，…，u；
EHVACSecPowLimi，l＜EHVACSecPowLimi，l，其中i＝1，2，3，…，12，l＝1，2，3，…，v；
然后转步骤S11；
S15：得到水电集群省内及跨省、跨区年度送电方案。
9.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤T4中，能响应该交易需求的龙头水库水电站群列表的确定方法为：
将时间t到t+Δt时刻，市场化交易受端负荷中心所提出的电力电量需求分别表示为：MarkRecRegPowt，t+Δt和MarkRecRegCapt，t+Δt，其中t表示时间；
第j个水电集群包括Nj个水电站，则能响应该交易需求的水电群需满足：
电力：
电量：
其中i＝1，2，3，…Nj；t表示起始时刻，Δt表示该笔交易经历的时长；PlanGenPowi，t和PlanGenCapi分别表示t时刻第i个电站的发电计划出力和计划电量，InsCapi和GenCapi，t分别表示第i个电站的装机容量和第i个电站t时刻可发电量；
通过该步骤，找出所有可以提供该笔市场化交易的水电集群列表。
10.根据权利要求1所述的考虑市场交易的龙头水库水电集群运行优化方法，其特征在于：所述步骤T5具体为：
设t到t+Δt时刻，市场化交易电量需要经过从A到B的输电线路，则：
MarkRecRegPowt，t+Δt+max(YranLinePowA，B，t，t+Δt)＜TranCapA，B (2-3)
其中，TranLinePowA，B，t，t+Δt和TranCapA，B分别表示t到t+Δt时刻输电线路A到B的输送功率和输送能力；从市场交易的电源侧到负荷侧，若每一段输电线路或断面都满足上述约束，则该水电集群可以响应该笔市场化交易；
所述步骤T6具体为：
对于所有可以响应该笔市场化交易的水电集群，根据其所经过的输电路径，得到相应的输电损耗，选择输电损耗最小的水电集群，响应笔市场化交易；表示为
min TranLossHydCluj
其中，j＝1，2，3，…，表示可以相应该笔市场化交易的水电集群的个数；
所述步骤T7具体为：
根据输电损耗，确定该水电集群中，响应该笔市场化交易电量的水电站，
min TranLossHydStai
其中，i＝1，2，3，…，表示该水电集群中水电站的个数。
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