CN112103959A - 一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及水电调度运行领域，涉及一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法。本发明考虑电量分解的公平性及不同电源特性，设计了基于标准负荷曲线的日电量分解方法；以分解曲线为基础，提出了计划分解电量完成度相对偏差最大值最小优化模型，构建了耦合限制区校核与电量修正策略的实用化求解方法，以快速确定电站日发电计划。以编制云南电网日发电计划为例进行验证，实例结果表明：该方法能够有效减少交易计划执行偏差，快速得到满足水力和电力复杂调度运行约束的大规模电站日运行计划。

Description

一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法
技术领域
本发明涉及水电调度运行领域，特别涉及一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法。
技术背景
随着新一轮电力体制改革的进行，我国目前已形成以月为尺度、电量为标的的较为成熟的中长期电力市场体系，并逐步向电力现货市场过渡。在当前电力市场化改革初期，采用计划形式配置发电资源并确定各类型电源日发电计划的集中电力调度方式需要合理考虑中长期市场交易电量，以保证调度方案的可行性和实用性。
目前，国内外研究大多聚焦于集中调度模式的发电研究，例如节能调度、公平性调度以及经济调度等；随着电力市场化进程的不断推进，部分研究开始侧重市场环境下发电优化调度问题。特别地，对于中长期交易电量与集中调度的协调运行问题，已有研究报到通常将中长期电量分解进行协调优化，但目前的模型及方法主要针对于火电站及机组，难以适用于存在复杂水力联系的梯级水电站电量分解问题。鉴于此，少数学者从风险规避及最大化收益角度较为全面考虑了梯级电站中长期电量分解问题，但大多为年度电量分解至月度电量及月度电量分解至日电量，尚未注重更细粒度的日电量到日运行曲线的分解与优化。事实上，在实际调度计划运行中，各电站需要根据以15min或1h为时段的日发电计划曲线安排出力，此外随着电力现货市场建设的快速推进，这方面的实际工程需求也变得尤为重要和必要。
为此，本发明针对电力市场化改革初期短期发电调度面临的新问题，提出了一种计及日电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法。首先，考虑电量分解结果的公平性及各类电源发电特性，设计了基于标准负荷曲线的日电量分解方法；然后，基于电量分解曲线，提出了以计划分解电量完成度相对偏差最大值最小为目标的优化模型，构建了耦合限制校核区与电量修正策略的实用化求解方法，以快速确定各电站日发电计划。最后，以我国水电富集的云南电网日发电计划编制为例进行验证，实例结果表明本发明所提模型和方法能够兼顾各类电源电量分解结果的公平性，有效减少交易计划执行偏差，并能够快速得到满足水力和电力复杂调度运行约束的大规模电站日运行计划，有效解决了电力市场环境下交易电量与电网集中调度有效衔接的难题。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提供一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法，以解决电力市场环境下交易电量与电网集中调度衔接问题，快速得到满足水力和电力复杂调度运行约束的大规模电站日运行计划。
本发明技术方案：
一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法，包括如下步骤：
(1)基于标准负荷曲线进行日电量分解，具体步骤如下：
Step1.1.电厂分类。将参与电量分解的电厂分为三类：优先电厂、无调节能力电厂、具备调节能力电厂。分类的基本原则：为落实国家能源战略、确保清洁能源消纳，同时保障电网的平衡及安全稳定运行，部分水火电厂不参与市场化交易，称为优先电厂，即第一类电厂；对于径流式水电厂及新能源电厂，由于其发电能力受天气影响较大，出力具有较强不确定性，调节能力较差，称为无调节能力电厂，即第二类电厂；对于其余火电厂及具备一定调节能力的水电厂，由于其相对具有较好的调节能力，能更好的应对负荷变化，称为具备调节能力的电厂，即第三类电厂。
Step1.2.确定全网日负荷曲线。可通过常用负荷预测方法或实际数据确定。
Step1.3.确定第一类电厂分解曲线。此部分为优先电厂发电曲线，一般由调度部门通过预测得到。
Step1.4.确定第二类电厂分解曲线。此部分主要包括风光等新能源电厂及径流式电厂，由于他们应对偏差的能力较差，而自身对发电能力的预测准确度较高，故可通过上报日发电能力曲线，并将日电量按上报发电曲线进行等比例分解，确定电厂发电曲线。具体分解方式见式(1)。
Figure BDA0002711507650000021
式中：PWi,t为电站i在t时段分解的出力，MW；EWi为电站i需要分解的日电量，MWh；
Figure BDA0002711507650000022
为电站i在t时段上报的出力，MW；Iw为第二类电厂集合；t、T分别为调度时段索引和集合。
Step1.5.确定带曲线交易电量曲线。此部分为在中长期交易合同中已明确电力曲线的电量，在现阶段一般指部分双边交易电量。
Step1.6.市场化电厂优先发电计划曲线。一般由调度中心确定，包括保安全火电计划、水电调节电量、协议内西电东送电量以及火电扶贫电量计划曲线。
Step1.7.确定标准负荷曲线。由Step1.3、Step1.4、Step1.5、Step1.6确定的优先电厂发电量曲线、无调节能力电量曲线、带曲线交易电量曲线、市场化电厂优先发电计划曲线依次叠加即为固定曲线；全网日负荷曲线扣减固定曲线后，剩余负荷曲线即为标准负荷曲线，具体可通过公式(2)进行计算：
Nt＝Dt-PFt-PSt-PWt-PMt t∈T (2)
式中：Nt为t时段标准负荷值，MW；Dt为t时段总负荷值，MW；PFt为t时段优先电厂总出力，MW；PSt为t时段带曲线交易总出力，MW；PWt为t时段无调节电厂总出力，MW；PMt为t时段市场化电厂优先发电计划总出力，MW；
Step1.8.确定第三类电厂分解曲线。第三类电厂为大水电和火电，具备一定的调节能力，考虑到公平性，电量均严格按照标准负荷曲线分解，确定发电曲线。详细步骤如下：
Step1.8.1.计算剩余可分解电量。Step1.5、Step1.6中已确定部分第三类电厂分解曲线，需要从总电量中扣除。对于每个电站i，可以采用公式(3)计算剩余可分解电量：
Figure BDA0002711507650000031
式中：El′i为电站i剩余可分解电量，MWh；Eli为电站i总日电量，MWh；PSi,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PMi,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW；I′为第三类电厂集合。
Step1.8.2.计算剩余可分解电量的分解出力。对于电站i时段t，可以采用公式(4)计算分解出力：
Figure BDA0002711507650000032
式中：p′i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；El′i为电站i剩余可分解电量，MWh；Nt为t时段标准负荷值，MW。
Step1.8.3.确定电站总出力曲线。电站i在t时段总出力可通过公式(5)确定：
pi,t＝p′i,t+PSi,t+PMi,t i∈I′ (5)
式中：pi,t为电站i在t时段总出力，MW；p′i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；PSi,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PMi,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW。
(2)为保证分解结果顺利执行，构建计划分解电量完成度相对偏差最大值最小为目标的优化模型，目标函数数学表达式如下：
Figure BDA0002711507650000033
式中：Fi表示所有电站日分解电量与实际可执行电量偏差最大值；
Figure BDA0002711507650000034
表示电站i在t时段的分解出力，MW；pi,t表示电站i在t时段实际可发出力，MW；i和t分别为电站和时段的索引；I和T分别为电站和时段的集合。
(3)针对步骤(2)中的模型，设计了实用化求解思路，具体步骤如下：
Step3.1.生成初始解。采用步骤(1)中描述的基于标准负荷曲线的方法，计算所有电站的初始计划曲线。由于本模型关注的重点是部分优化水电曲线的分解优化，所以由全网负荷曲线依次扣除火电、风电、光伏及部分不需要计算的水电站出力曲线，剩余负荷曲线即为参与优化水电站需要满足的负荷，即：
Figure BDA0002711507650000041
式中：Dt为t时段总负荷，MW；D′t为t时段部分优化电站需要满足的负荷值，MW；pc,t为t时段火电站c出力，MW；pw,t为t时段风电站w出力，MW；ps,t为t时段光伏电站s出力，MW；poh,t为t时段不参与优化水电站oh出力，MW；c、w、s、oh分别为火电站、风电站、光伏电站和优化水电站的电站索引；C、W、S、OH分别为火电站、风电站、光伏电站和优化水电站的电站集合。
Step3.2.校核限制运行区。首先将电站出力分配至各台机组，采用实际调度中较为常用的二次调频上、下备用最均衡法确定机组开机方式，并将电站出力平均分配至开机机组，然后依次校核优化水电站的机组限制运行区，判断各时段出力是否满足限制运行区约束，若存在电站某机组某时段出力落入限制运行区，则依次采用Step3.2.1和Step3.2.2中的两种调整策略：
Step3.2.1.电厂出力自调整。各电站采用如下步骤调整出力：
Step3.2.1.1.确定出力落入限制运行区的时段集合Ω。逐时段遍历判断电站各机组出力是否落入限制运行区，若
Figure BDA0002711507650000042
则将t加入集合Ω；否则，将t加入Θ。Ω为机组落入振动区的时段集合；Θ为机组为落入振动区的集合；ps t,k为t时段第k个机组限制运行区下限，MW；
Figure BDA0002711507650000043
为t时段第k个机组限制运行区上限，MW。
Step3.2.1.2.调整时段集合Ω出力。将集合Ω中时段出力修正为当前限制运行区上限或下限，具体修正方式如下：
Figure BDA0002711507650000044
式中：p′t为t时段修正后出力，MW；pt为t时段修正前出力，MW。
Step3.2.1.3.分配偏差出力。步骤Step3.2.1.2调整后，集合Ω中各时段出力发生变化，从而导致所有时段总出力与调整前总出力存在偏差Δp，需要将偏差出力分配至Θ中各时段，具体分配方式如下：
Figure BDA0002711507650000051
式中：
Figure BDA0002711507650000052
为t时段可以下调的出力范围，MW；
Figure BDA0002711507650000053
为t时段可以上调的出力范围；Δp为调整前后出力偏差，MW。
若通过Step2.1调整后，所有电站各机组各时段出力均未落入限制运行区，则校核限制运行区结束；否则，需要继续执行Step3.2.2。
Step3.2.2.平衡电厂出力调整。具体调整步骤如下：
Step3.2.2.1.确定Step3.2.1调整后所有电站出力与初始计划出力总偏差Δp′。
Step3.2.2.2.将Δp′按一定策略分配给平衡电厂。具体分配策略如(9)所示。
Step3.3.水量平衡计算。采用定出力计算，校验水量平衡关系，此过程需要考虑水流时滞、水位上下限、发电流量上下限以及出力上下限等约束。若满足水量平衡，则跳至Step3.4；否则，根据定出力计算确定的电站实际出力，重新采用Step3.2中方式确定机组开机方式及机组出力，并对落入机组限制运行区的出力采用式(9)进行调整。
Step3.4.校核电量平衡。经过Step3.1-Step3.3后，部分时段总出力发生变化，不再满足负荷平衡约束，同时各电站分解电量完成情况也发生变化，需要重新调整不同电站各时段出力。首先通过式(10)确定各时段负荷偏差，然后由平衡电厂按照与公式(9)类似方式平衡负荷偏差。若负荷偏差被完全消除，则跳转至Step3.6；否则，跳转至Step3.5。
Figure BDA0002711507650000054
式中：ΔDt为t时段负荷与电站总出力偏差值，MW。
Step3.5.计算各电站目标函数值Fi，并根据政ΔDt正负进行排序。若ΔDi＞0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从小到大排序，并按此顺序安排电站增加出力；若ΔDi＜0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从大到小排序，并按此顺序安排电站减小出力。若在调整过程中破坏输电控制断面约束，则需要按照采用方式进行修正，直至满足为止。
Figure BDA0002711507650000055
式中：ΔS为断面越限功率，MW；pi,t为电站i在t时段的出力，MW；p″i,t为电站i在t时段修正后的出力，MW。
Step3.6.转至Step3.3，重新校核水量平衡。
Step3.7.收敛条件，|ΔDt|≤ω。ω为计算精度，MWh。
Step3.8.求解结束。
本发明的有益效果：本发明提出的电量分解方法能够充分考虑各类电源发电特性，同时兼顾电站之间分解的公平性，更符合工程实际。本发明提出的短期调度模型能够有效减少交易计划执行偏差，最大化保证交易电量的顺利执行；此外，所提求解方法可快速得到满足复杂水力电力运行约束的大规模电站日运行计划，满足实际工程时效性及实用性要求。本发明方法面向我国云南电网实际诉求，可为西南高比例水电电网应对交易电量与集中调度衔接问题，提供一种切实可行的实现思路。
附图说明
图1是标准负荷曲线示意图；
图2是本发明的模型求解流程；
图3是全网负荷平衡图；
图4(a)～图4(i)分别是苗尾、功果桥、小湾、漫湾、大朝山、糯扎渡、勐野江、大盈江二级和大盈江四级各个电站出力及水位过程图。
具体实施方式
下面结合附图和技术方案，进一步说明本发明的具体实施方式。
电力市场环境下，电量分解结果不仅关系到计划是否可以顺利执行，还与市场主体的利益息息相关，这也导致了分解时需要充分考虑各主体之间的公平性。通过对中长期交易实际情况及不同电源特性的分析，在中长期月度电量分解的基础上，考虑各电源发电特性及分解结果的公平性，设计了基于标准负荷曲线的日电量分解方法。
该方法将日电量分为两种：固定曲线电量和非固定曲线电量，分别确定两类电量分解曲线。首先，通过预测得到的全网负荷曲线，扣除固定曲线电量，剩余曲线即为标准负荷曲线；然后，将非固定曲线电量按照标准负荷曲线形状进行分解，分解结果与固定曲线电量结果叠加得到各电站最终的日电量分解曲线。
基于标准负荷曲线的日电量分解方法主要关注各电站分解结果的公平性，而没有考虑分解结果的可执行性。不同的电站发电特性不同，对于分解结果的执行程度也有所差异。火电站发电主要依赖于燃料供应，只要有足够的燃料，理论上可以保证分解出力的顺利执行；风光等新能源电站发电受天气影响，出力具有很大的不确定性及波动性，本发明主要研究梯级水电站群日发电调度方法，故假设新能源电站出力预测较准确，可以顺利执行；水电站发电受天然径流和水库调节能力制约，且对于调节性能较差的电站，其出力还受上游电站放水影响，存在分解结果无法执行问题。为保证分解结果顺利执行，构建计划分解电量完成度相对偏差最大值最小为目标的优化模型，目标函数数学表达式如下：
Figure BDA0002711507650000071
式中：Fi表示所有电站日分解电量与实际可执行电量偏差最大值；
Figure BDA0002711507650000072
表示电站i在t时段的分解出力，MW；pi,t表示电站i在t时段实际可发出力，MW；i和t分别为电站和时段的索引；I和T分别为电站和时段的集合；本实施例中T取96。
上述目标函数需要满足以下约束条件：
水量平衡方程：
Figure BDA0002711507650000073
ui,t＝Qi,t+Si,t (14)
式中：Vi,t为电站i在t时段的库容，m3；Ii,t为电站i在t时段区间入库流量，m3/s；ui,t为电站i在t时段的出库流量，m3/s；
Figure BDA0002711507650000074
为电站i的第k个直接上游电站t-τi,k时段的出库流量，m3/s；τi,k为上下游电站水流滞时，h；Qi,t为电站i在t时段的发电流量，m3/s；Si,t为电站i在t时段的弃水流量，m3/s。
发电流量约束：
Figure BDA0002711507650000075
式中：为电站i在t时段的发电流量下限，m3/s；为电站i在t时段的发电流量下限，m3/s。
出库流量约束：
Figure BDA0002711507650000076
式中：为电站i在t时段的出库流量下限，m3/s；为电站i在t时段的出库流量下限，m3/s。
发电水头约束：
Hi,t＝(Zi,t+Zi,t-1)/2-zi,t-hloss,t (17)
式中：Hi,t，zi,t，hloss,t分别为电站i在t时段的发电水头、尾水位、水头损失，m。
出力约束：
Pi,min≤pi,t≤Pi,max (18)
式中：Pi,min为电站i在t时段的出力上限，MW；Pi,max为电站i在t时段的出力下限，MW；pi,t为电站i在t时段的平均出力，且满足：
pi,t＝ki*Qi,t*Hi,t (19)
式中：为电站i的出力系数，为电站i在t时段的水头，m。
限制运行区约束：
Figure BDA0002711507650000081
式中：
Figure BDA0002711507650000082
为电站i在t时段第k个限制运行区间的上限，MW；ps i,t,s为电站i在t时段第k个限制运行区间的下限，MW。
水位约束：
Figure BDA0002711507650000083
Zi,0＝Zi,begin (22)
式中：Z i,t为电站i在t时段末的上游水位下限，m；
Figure BDA0002711507650000084
为电站i在t时段末的上游水位上限，m；Zi,begin为调度期初始水位，m。
水位库容约束：
Zi,t＝fi,zv(Vi,t) (23)
式中：Zi,t＝fi,zv(·)为电站i的水位库容关系函数。
尾水位泄流量约束：
zi,t＝fi,zu(ui,t) (24)
式中：zi,t＝fi,zu(·)为电站i的尾水位泄量函数。
负荷平衡约束：
Figure BDA0002711507650000085
式中：pi,t为电站i在t时段的平均出力，MW；Dt为电网在t时段的负荷，MW。
输电控制断面约束：
Figure BDA0002711507650000086
式中：Sk,t、
Figure BDA0002711507650000087
分别为第k级输电断面总有功功率及超静稳极限，MW；ik为直接并入第k级输电断面的电站数；K为输电断面分级数。
以上述优化模型为问题背景，对本发明成果进行一次的完整应用，按照下述步骤(1)-(3)予以实现：
(1)基于标准负荷曲线进行日电量分解(标准负荷曲线如图1所示)，具体步骤如下：
Step1.电厂分类。将参与电量分解的电厂分为三类：优先电厂、无调节能力电厂、具备调节能力电厂。分类的基本原则：为落实国家能源战略、确保清洁能源消纳，同时保障电网的平衡及安全稳定运行，部分水火电厂不参与市场化交易，称为优先电厂，即第一类电厂；对于径流式水电厂及新能源电厂，由于其发电能力受天气影响较大，出力具有较强不确定性，调节能力较差，称为无调节能力电厂，即第二类电厂；对于其余火电厂及具备一定调节能力的水电厂，由于其相对具有较好的调节能力，能更好的的应对负荷变化，称为具备调节能力的电厂，即第三类电厂。
Step2.确定全网日负荷曲线。可通过常用负荷预测方法或实际数据确定。
Step3.确定第一类电厂分解曲线。此部分为优先电厂发电曲线，一般由调度部门通过预测得到。
Step4.确定第二类电厂分解曲线。此部分主要包括风光等新能源电厂及径流式电厂，由于他们应对偏差的能力较差，而自身对发电能力的预测准确度较高，故可通过上报日发电能力曲线，并将日电量按上报发电曲线进行等比例分解，确定电厂发电曲线。具体分解方式见式(27)。
Figure BDA0002711507650000091
式中：PWi,t为电站i在t时段分解的出力，MW；EWi为电站i需要分解的日电量，MWh；
Figure BDA0002711507650000092
为电站i在t时段上报的出力，MW；Iw为第二类电厂集合；t、T分别为调度时段索引和集合。本实施例调度周期为1d，调度时段为15min，t时段出力表示第t个15分钟的平均出力，故t时段出力折算为1小时电量需要乘以4，相反1小时电量折算为t时段出力需要除以4。公式(29)(30)同理。
Step5.确定带曲线交易电量曲线。此部分为在中长期交易合同中已明确电力曲线的电量，在现阶段一般指部分双边交易电量。
Step6.市场化电厂优先发电计划曲线。一般由调度中心确定，包括保安全火电计划、水电调节电量、协议内西电东送电量以及火电扶贫电量计划曲线。
Step7.确定标准负荷曲线。由Step3、Step4、Step5、Step6确定的优先电厂发电量曲线、无调节能力电量曲线、带曲线交易电量曲线、市场化电厂优先发电计划曲线依次叠加即为固定曲线；全网日负荷曲线扣减固定曲线后，剩余负荷曲线即为标准负荷曲线，具体可通过公式(28)进行计算：
Nt＝Dt-PFt-PSt-PWt-PMt t∈T (28)
式中：Nt为t时段标准负荷值，MW；Dt为t时段总负荷值，MW；PFt为t时段优先电厂总出力，MW；PSt为t时段带曲线交易总出力，MW；PWt为t时段无调节电厂总出力，MW；PMt为t时段市场化电厂优先发电计划总出力，MW；
Step8.确定第三类电厂分解曲线。第三类电厂为大水电和火电，具备一定的调节能力，考虑到公平性，电量均严格按照标准负荷曲线分解，确定发电曲线。详细步骤如下：
Step8.1.计算剩余可分解电量。Step5、Step6中已确定部分第三类电厂分解曲线，需要从总电量中扣除。对于每个电站i，可以采用公式(29)计算剩余可分解电量：
Figure BDA0002711507650000101
式中：El′i为电站i剩余可分解电量，MWh；Eli为电站i总日电量，MWh；PSi,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PMi,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW；I′为第三类电厂集合。
Step8.2.计算剩余可分解电量的分解出力。对于电站i时段t，可以采用公式(30)计算分解出力：
Figure BDA0002711507650000102
式中：p′i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；El′i为电站i剩余可分解电量，MWh；Nt为t时段标准负荷值，MW。
Step8.3.确定电站总出力曲线。电站i在t时段总出力可通过公式(31)确定：
pi,t＝p′i,t+PSi,t+PMi,t i∈I′ (31)
式中：pi,t为电站i在t时段总出力，MW；p′i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；PSi,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PMi,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW。
(2)为保证分解结果顺利执行，构建计划分解电量完成度相对偏差最大值最小为目标的优化模型，目标函数数学表达式如下：
Figure BDA0002711507650000103
式中：Fi表示所有电站日分解电量与实际可执行电量偏差最大值；
Figure BDA0002711507650000104
表示电站i在t时段的分解出力，MW；pi,t表示电站i在t时段实际可发出力，MW；i和t分别为电站和时段的索引；I和T分别为电站和时段的集合；本实施例中T取96。
(3)针对(2)中的模型，设计了实用化求解思路，如图2所示，具体步骤如下：
Step1.生成初始解。采用(1)中描述的基于标准负荷曲线的方法，计算所有电站的初始计划曲线。由于本模型关注的重点是部分优化水电曲线的分解优化，所以由全网负荷曲线依次扣除火电、风电、光伏及部分不需要计算的水电站出力曲线，剩余负荷曲线即为参与优化水电站需要满足的负荷，即：
Figure BDA0002711507650000111
式中：Dt为t时段总负荷，MW；D′t为t时段部分优化电站需要满足的负荷值，MW；pc,t为t时段火电站c出力，MW；pw,t为t时段风电站w出力，MW；ps,t为t时段光伏电站s出力，MW；poh,t为t时段不参与优化水电站oh出力，MW；c、w、s、oh分别为上述各类电站索引；C、W、S、OH分别为上述各类电站集合。
Step2.校核限制运行区。首先将电站出力分配至各台机组，采用实际调度中较为常用的二次调频上、下备用最均衡法确定机组开机方式，并将电站出力平均分配至开机机组，然后依次校核优化水电站的机组限制运行区，判断各时段出力是否满足限制运行区约束，若存在电站某机组某时段出力落入限制运行区，则依次采用以下两种调整策略：
Step2.1.电厂出力自调整。各电站采用如下步骤调整出力：
Step2.1.1.确定出力落入限制运行区的时段集合Ω。逐时段遍历判断电站各机组出力是否落入限制运行区，若
Figure BDA0002711507650000112
则将t加入集合Ω；否则，将t加入Θ。Ω为机组落入振动区的时段集合；Θ为机组为落入振动区的集合；ps t,k为t时段第k个机组限制运行区下限，MW；
Figure BDA0002711507650000113
为t时段第k个机组限制运行区上限，MW。
Step2.1.2.调整时段集合Ω出力。将集合Ω中时段出力修正为当前限制运行区上限或下限，具体修正方式如下：
Figure BDA0002711507650000114
式中：p′t为t时段修正后出力，MW；pt为t时段修正前出力，MW。
Step2.1.3.分配偏差出力。步骤2调整后，集合Ω中各时段出力发生变化，从而导致所有时段总出力与调整前总出力存在偏差Δp，需要将偏差出力分配至Θ中各时段，具体分配方式如下：
Figure BDA0002711507650000115
式中：
Figure BDA0002711507650000116
为t时段可以下调的出力范围，MW；
Figure BDA0002711507650000117
为t时段可以上调的出力范围；Δp为调整前后出力偏差，MW。
若通过Step2.1调整后，所有电站各机组各时段出力均未落入限制运行区，则校核限制运行区结束；否则，需要继续执行Step2.2。
Step2.2.平衡电厂出力调整。具体调整步骤如下：
Step2.2.1.确定Step2.1调整后所有电站出力与初始计划出力总偏差Δp′。
Step2.2.2.将Δp′按一定策略分配给平衡电厂。具体分配策略如(35)所示。
Step3.水量平衡计算。采用定出力计算，校验水量平衡关系，此过程需要考虑水流时滞、水位上下限、发电流量上下限以及出力上下限等约束。若满足水量平衡，则跳至Step4；否则，根据定出力计算确定的电站实际出力，重新采用Step2中方式确定机组开机方式及机组出力，并对落入机组限制运行区的出力采用式(35)进行调整。
Step4.校核电量平衡。经过Step1-Step3后，部分时段总出力发生变化，不再满足负荷平衡约束，同时各电站分解电量完成情况也发生变化，需要重新调整不同电站各时段出力。首先通过式(36)确定各时段负荷偏差，然后由平衡电厂按照与公式(35)类似方式平衡负荷偏差。若负荷偏差被完全消除，则跳转至Step6；否则，跳转至Step5。
Figure BDA0002711507650000121
式中：ΔDt为t时段负荷与电站总出力偏差值，MW。
Step5.计算各电站目标函数值Fi，并根据政ΔDt正负进行排序。若ΔDi＞0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从小到大排序，并按此顺序安排电站增加出力；若ΔDi＜0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从大到小排序，并按此顺序安排电站减小出力。若在调整过程中破坏输电控制断面约束，则需要按照采用方式进行修正，直至满足为止。
Figure BDA0002711507650000122
式中：ΔS为断面越限功率，MW；pi,t为电站i在t时段的出力，MW；p″i,t为电站i在t时段修正后的出力，MW。
Step6.转至Step3，重新校核水量平衡。
Step7.收敛条件，|ΔDt|≤ω。ω为计算精度，本发明参照工程实际，取0.001，MWh。
Step8.求解结束。
现以我国水电富集的云南电网为工程背景，对本发明模型和方法进行验证。云南电网是我国水电规模最大的两个省级电网之一，截止2019年底，水电装机容量6779万kW，发电量2356.7亿kWh，分别占全网的71.36％和73.81％，属于典型水电高占比电力系统。本发明以云南电网日发电计划编制为例，以参与省调平衡的全部水火风光电站为研究对象，验证和分析本发明所提方法的有效性及实用性。调度周期为1d，调度步长为15min。
首先按照基于标准负荷曲线的日电量分解方法流程，对全网省调水火风光所有电站进行电量分解，确定各电站计划出力曲线。其中，固定曲线电量部分按照上文方法所述采用预测及上报值，而剩余火电及大水电按照标准负荷曲线确定初始分解曲线；考虑到本发明主要研究大规模梯级水电站群日发电计划编制，因此假定上述中火电及风光电厂出力不参与优化计算，且部分水电由于缺少计算必要的基础资料也不参与优化计算，主要对澜沧江、金沙江、李仙江等共计38座水电站进行优化计算。其中，指定调节性能较好的小湾和糯扎渡作为平衡电厂，以尽可能减小其他电站发电偏差。
图3为全网负荷平衡图。图中展示了各种类型电源的出力过程，火电、风光及部分水电站出力为固定值，不参与优化计算；剩余负荷由参与优化计算的水电站承担。可以看出，各电站出力结果保证了系统负荷平衡，整体上不存在电量超发少发情况，且很好的说明了水电系统承担云南电网主要的电力供应，是应对负荷波动及新能源不确定性的主要调节电源。
表1为优化水电站日电量完成情况，从表1中可以看出，所有参与优化计算的水电站中，绝大部分电站能够完成分配的计划日电量，仅有少部分电站出现电量超发少发情况。
表1优化电站电量完成情况
Figure BDA0002711507650000131
Figure BDA0002711507650000141
图4(a)～图4(i)为部分电站出力及水位过程图。通过对图4(a)～图4(i)中少发电站出力及水位过程分析发现，功果桥电站在部分时段出力落入限制运行区([0,140],[270-300])，需要将出力向上或向下调整出限制运行区，同时所产生的偏差出力由其他未落入振动区时段分摊，而其他时段在考虑各种约束情况下分摊能力有限，故电站整体电量少发；勐野江电站在负荷高峰时段出力受发电流量及出力限制，无法达到计划出力，故电站整体电量少发；大盈江二级为径流式电站，其上游大盈江一级电站也是径流式电站，因此大盈江二级电站发电很大程度依赖于区间来水及库容蓄水，由于区间来水较少，待水位跌至死水位后，电站将无法按计划出力发电，故电站整体电量少发；与大盈江二级类似，大盈江四级也是径流式电站，蓄水能力有限，在来水充足且计划出力较小时段，电站能够按照计划曲线发电，同时将水位蓄至正常高水位，在来水欠缺且计划出力较大时段，电站即使将所有库容用于发电，仍然达不到计划出力，故电站整体电量少发。而小湾和糯扎渡电站出现超发情况，原因是此类电站为平衡电厂，其作用不在于保证自身电量的完成，而是尽可能平衡其他电站出力偏差，同时保证各时段负荷平衡。

Claims (1)

1.一种计及电量分解的高比例水电电网短期发电调度方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)基于标准负荷曲线进行日电量分解，具体步骤如下：
Step1.1.电厂分类：将参与电量分解的电厂分为三类：优先电厂、无调节能力电厂和具备调节能力电厂；分类的基本原则：部分水火电厂不参与市场化交易，称为优先电厂，即第一类电厂；对于径流式水电厂及新能源电厂，称为无调节能力电厂，即第二类电厂；对于其余火电厂及具备调节能力的水电厂，称为具备调节能力的电厂，即第三类电厂；
Step1.2.确定全网日负荷曲线：通过常用负荷预测方法或实际数据确定；
Step1.3.确定第一类电厂分解曲线：为优先电厂发电曲线，由调度部门通过预测得到；
Step1.4.确定第二类电厂分解曲线：包括风光等新能源电厂及径流式电厂，通过上报日发电能力曲线，并将日电量按上报发电曲线进行等比例分解，确定电厂发电曲线；具体分解方式见式(1)；
Figure FDA0002711507640000011
式中：PWi,t为电站i在t时段分解的出力，MW；EWi为电站i需要分解的日电量，MWh；
Figure FDA0002711507640000012
为电站i在t时段上报的出力，MW；Iw为第二类电厂集合；t、T分别为调度时段索引和集合；
Step1.5.确定带曲线交易电量曲线：为在中长期交易合同中已明确电力曲线的电量，在现阶段指部分双边交易电量；
Step1.6.市场化电厂优先发电计划曲线：由调度中心确定，包括保安全火电计划、水电调节电量、协议内西电东送电量以及火电扶贫电量计划曲线；
Step1.7.确定标准负荷曲线：由Step1.3、Step1.4、Step1.5、Step1.6确定的优先电厂发电量曲线、无调节能力电量曲线、带曲线交易电量曲线、市场化电厂优先发电计划曲线依次叠加即为固定曲线；全网日负荷曲线扣减固定曲线后，剩余负荷曲线即为标准负荷曲线，通过公式(2)进行计算：
Nt＝Dt-PFt-PSt-PWt-PMt t∈T (2)
式中：Nt为t时段标准负荷值，MW；Dt为t时段总负荷值，MW；PFt为t时段优先电厂总出力，MW；PSt为t时段带曲线交易总出力，MW；PWt为t时段无调节电厂总出力，MW；PMt为t时段市场化电厂优先发电计划总出力，MW；
Step1.8.确定第三类电厂分解曲线；第三类电厂为大水电和火电，电量均按照标准负荷曲线分解，确定发电曲线；步骤如下：
Step1.8.1.计算剩余可分解电量；Step1.5、Step1.6中已确定部分第三类电厂分解曲线，需要从总电量中扣除；对于每个电站i，采用公式(3)计算剩余可分解电量：
Figure FDA0002711507640000021
式中：El′i为电站i剩余可分解电量，MWh；Eli为电站i总日电量，MWh；PSi,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PMi,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW；I′为第三类电厂集合；
Step1.8.2.计算剩余可分解电量的分解出力；对于电站i时段t，采用公式(4)计算分解出力：
Figure FDA0002711507640000022
式中：p′i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；El′i为电站i剩余可分解电量，MWh；Nt为t时段标准负荷值，MW；
Step1.8.3.确定电站总出力曲线；电站i在t时段总出力通过公式(5)确定：
pi,t＝p′i,t+PSi,t+PMi,t i∈I′ (5)
式中：pi,t为电站i在t时段总出力，MW；p′i,t为电站i在t时段剩余电量分解出力，MW；PSi,t为电站i在t时段带曲线交易出力，MW；PMi,t为电站i在t时段市场化电厂优先发电出力，MW；
(2)构建计划分解电量完成度相对偏差最大值最小为目标的优化模型，目标函数数学表达式如下：
Figure FDA0002711507640000023
式中：Fi表示所有电站日分解电量与实际可执行电量偏差最大值；
Figure FDA0002711507640000024
表示电站i在t时段的分解出力，MW；pi,t表示电站i在t时段实际可发出力，MW；i和t分别为电站和时段的索引；I和T分别为电站和时段的集合；
(3)针对步骤(2)中的模型，求解步骤如下：
Step3.1.生成初始解；采用(1)中描述的基于标准负荷曲线的方法，计算所有电站的初始计划曲线；由全网负荷曲线依次扣除火电、风电、光伏及部分不需要计算的水电站出力曲线，剩余负荷曲线即为参与优化水电站需要满足的负荷，即：
Figure FDA0002711507640000025
式中：Dt为t时段总负荷，MW；D′t为t时段部分优化电站需要满足的负荷值，MW；pc,t为t时段火电站c出力，MW；pw,t为t时段风电站w出力，MW；ps,t为t时段光伏电站s出力，MW；poh,t为t时段不参与优化水电站oh出力，MW；c、w、s、oh分别为火电站、风电站、光伏电站和优化水电站的电站索引；C、W、S、OH分别为火电站、风电站、光伏电站和优化水电站的电站集合；
Step3.2.校核限制运行区；首先将电站出力分配至各台机组，采用实际调度中的二次调频上、下备用最均衡法确定机组开机方式，并将电站出力平均分配至开机机组，然后依次校核优化水电站的机组限制运行区，判断各时段出力是否满足限制运行区约束，若存在电站某机组某时段出力落入限制运行区，则依次采用Step3.2.1和Step3.2.2中的两种调整策略：
Step3.2.1.电厂出力自调整；各电站采用如下步骤调整出力：
Step3.2.1.1.确定出力落入限制运行区的时段集合Ω；逐时段遍历判断电站各机组出力是否落入限制运行区，若
Figure FDA0002711507640000031
则将t加入集合Ω；否则，将t加入Θ；Ω为机组落入振动区的时段集合；Θ为机组为落入振动区的集合；ps t,k为t时段第k个机组限制运行区下限，MW；
Figure FDA0002711507640000032
为t时段第k个机组限制运行区上限，MW；
Step3.2.1.2.调整时段集合Ω出力；将集合Ω中时段出力修正为当前限制运行区上限或下限，具体修正方式如下：
Figure FDA0002711507640000033
式中：p′t为t时段修正后出力，MW；pt为t时段修正前出力，MW；
Step3.2.1.3.分配偏差出力；步骤Step3.2.1.2调整后，集合Ω中各时段出力发生变化，从而导致所有时段总出力与调整前总出力存在偏差Δp，需要将偏差出力分配至Θ中各时段，具体分配方式如下：
Figure FDA0002711507640000034
式中：
Figure FDA0002711507640000035
为t时段可以下调的出力范围，MW；
Figure FDA0002711507640000036
为t时段可以上调的出力范围；Δp为调整前后出力偏差，MW；
若通过Step3.2.1调整后，所有电站各机组各时段出力均未落入限制运行区，则校核限制运行区结束；否则，需要继续执行Step3.2.2；
Step3.2.2.平衡电厂出力调整；具体调整步骤如下：
Step3.2.2.1.确定Step3.2.1调整后所有电站出力与初始计划出力总偏差Δp′；
Step3.2.2.2.将Δp′按策略分配给平衡电厂；具体分配策略如(9)所示；
Step3.3.水量平衡计算；采用定出力计算，校验水量平衡关系，并考虑水流时滞、水位上下限、发电流量上下限以及出力上下限约束；若满足水量平衡，则跳至Step3.4；否则，根据定出力计算确定的电站实际出力，重新采用Step3.2中方式确定机组开机方式及机组出力，并对落入机组限制运行区的出力采用式(9)进行调整；
Step3.4.校核电量平衡；经过Step3.1-Step3.3后，部分时段总出力发生变化，不再满足负荷平衡约束，同时各电站分解电量完成情况也发生变化，需要重新调整不同电站各时段出力；首先通过式(10)确定各时段负荷偏差，然后由平衡电厂按照与公式(9)类似方式平衡负荷偏差；若负荷偏差被完全消除，则跳转至Step3.6；否则，跳转至Step3.5；
Figure FDA0002711507640000041
式中：ΔDt为t时段负荷与电站总出力偏差值，MW；
Step3.5.计算各电站目标函数值Fi，并根据政ΔDt正负进行排序；若ΔDi＞0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从小到大排序，并按此顺序安排电站增加出力；若ΔDi＜0，则将带正负号的所有电站目标函数值按从大到小排序，并按此顺序安排电站减小出力；若在调整过程中破坏输电控制断面约束，则需要按照采用方式进行修正，直至满足为止；
Figure FDA0002711507640000042
式中：ΔS为断面越限功率，MW；pi,t为电站i在t时段的出力，MW；pi”,t为电站i在t时段修正后的出力，MW；
Step3.6.转至Step3.3，重新校核水量平衡；
Step3.7.收敛条件，|ΔDt|≤ω；ω为计算精度，MWh；
Step3.8.求解结束。
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