CN116316869A - 兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法 - Google Patents

兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法 Download PDF

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CN116316869A CN202211559590.2A CN202211559590A CN116316869A CN 116316869 A CN116316869 A CN 116316869A CN 202211559590 A CN202211559590 A CN 202211559590A CN 116316869 A CN116316869 A CN 116316869A
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赵维兴
王宁
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姚刚
代江
汪明清
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Abstract

本发明公开了一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，包括：初始计算条件，包括水电站运行条件和约束，以及电力和水力调度需求条件，未来7天逐小时光伏出力、负荷预测数据；假设光伏预测可能误差，并根据未来7天逐小时出力预测数据生成光伏实际出力场景；构建流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标；基于生成的光伏出力场景以及水光日内电力互补和日间电量互补评价指标，构建流域水光互补多目标优化调度随机期望值模型；对模型进行求解；验证模型的有效性；利用Gurobi优化求解器进行模型求解，获取水电调度计划；同时兼顾了流域水光互补调度中的日内电力与日间电量需求；为流域水光互补调度提供了新的技术途径。

Description

兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法
技术领域
本发明属于电力调度技术领域，尤其涉及一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法。
背景技术
随着化石能源逐渐枯竭、气候变暖不断加剧，资源与环境日益成为能源发展的重要制约因素。优先开发利用水电、光伏等清洁可再生能源成为国际公认的解决资源与环境问题的重要途径。近年来，在国家相关政策的大力推动下，我国涌现多个流域水风光一体化基地，包括雅砻江水风光一体化基地、北盘江水光一体化基地等。风电、光伏发电过程依赖于自然气象条件，导致其日内电力过程与日间电量过程具有均具有随机性、波动性，需要充分发挥水电的灵活性，开展流域水风光互补调度，以满足电网消纳需求。
目前，水风光互补发电调度仅以一日为调度周期考虑水电补足风电、光伏的日内电力波动，而忽略了日间电量波动，导致流域水风光互补基地各日上网电量存在较大差异，需要火电等其他电源频繁调整开停机计划。因此，电网不仅需要流域水风光一体化基地在日内进行电力互补，共同响应日内负荷峰谷变化过程，同时也需要其在日间进行电量互补，共同响应各日负荷电量。如何合理量化流域水风光日内电力互补、日间电量互补程度，制定更加合理的流域水风光中期互补调度计划，对电网安全、经济运行具有重要意义。
发明内容
本发明要解决的技术问题是：提供一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，以有效应对光伏日内电力波动和日间电量波动，提高流域水光互补发电计划的合理性。
本发明技术方案：
一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，所述方法包括：
步骤1、初始计算条件，包括水电站运行条件和约束，以及电力和水力调度需求条件，未来7天逐小时光伏出力、负荷预测数据；
步骤2、假设光伏预测可能误差，并根据未来7天逐小时出力预测数据生成光伏实际出力场景；
步骤3、构建流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标；
步骤4、基于生成的光伏出力场景以及水光日内电力互补和日间电量互补评价指标，构建流域水光互补多目标优化调度随机期望值模型；
步骤5、对模型进行求解；
步骤6、验证模型的有效性；
步骤7、利用Gurobi优化求解器进行模型求解，获取水电调度计划。
步骤2所述假设光伏预测可能误差为-20％、-15％、-10％、-5％、0％、5％、10％、15％、20％。
步骤3所述互补评价指标包括：
f1＝max{βd|d∈D}
Figure SMS_1
Figure SMS_2
Figure SMS_3
Figure SMS_4
f2＝min{ηd|d∈D}
Figure SMS_5
Figure SMS_6
Figure SMS_7
式中：βd表示第d日电力互补系数，f1表示中期日内电力互补指标，ηd表示第d日电量互补系数，f2表示中期日间电量互补指标d表示调度日期编号；D表示调度周期日编号集合；s表示场景编号；Ps表示场景s发生的概率；
Figure SMS_8
表示场景s下第d日剩余负荷峰谷差，t表示调度时段编号；Td表示第d日日内时段集合；Lt表示t时段负荷，h表示水电站编号，同时也表示接入该水电站的光伏电站编号；H表示水电站集合；PHh,d,t表示水电站h第d日t时段出力，PVs,h,d,t表示场景s下光伏h在第d日t时段出力，Ed表示调度周期内各日期望上网电量，
Figure SMS_9
表示当日负荷电量。
构建流域水光互补多目标优化调度随机期望值模型的方法包括：
目标函数如下：
F1＝minf1
F2＝maxf2
约束条件如下：
1)水量平衡约束
Figure SMS_10
Figure SMS_11
Figure SMS_12
式中：Vh,t表示水库h在t时段的库容，m3；
Figure SMS_13
分别表示水库h在t时段的入库流量、出库流量、发电流量、弃水流量，m3/s；Δdi表示水流滞时，h；/>
Figure SMS_14
表示水库h的直接上游电站集合；/>
Figure SMS_15
表示水库h的区间流量；
2)出库流量限制
Figure SMS_16
式中：
Figure SMS_17
分别表示水库h在t时段的出库流量上下限；
3)发电流量限制
Figure SMS_18
式中：
Figure SMS_19
分别表示水库h在t时段的发电流量上下限；
4)库容限制
Figure SMS_20
式中：
Figure SMS_21
V h,t分别表示水库h在t时段的库容上下限；
5)出力限制
Figure SMS_22
式中：
Figure SMS_23
PH h,t分别表示水电站h在t时段的出力上下限；
6)爬坡容量限制
Figure SMS_24
式中：
Figure SMS_25
分别表示水电站h向上、向下爬坡能力；
7)出力计算
Figure SMS_26
8)输电通道限制
Figure SMS_27
式中：PT表示输电通道容量，MW。
模型进行求解的方法包括：
步骤5.1、引入辅助变量γ1，
Figure SMS_28
γ s,d，γ2分别将F1、F2转化为可求解的形式：
F1＝minγ1
Figure SMS_29
Figure SMS_30
Figure SMS_31
F2＝maxγ2
ηd≥γ2
步骤5.2、将多目标问题转化为单目标问题：
Step1.分别以F1、F2为目标函数进行单目标优化，获取目标函数最优值与最劣值F1 min、
Figure SMS_32
和F1 max、/>
Figure SMS_33
Step2.考虑F1、F2可能存在数量级差异，采用下式分别将F1、F2归一化：
Figure SMS_34
Figure SMS_35
Step3.引入组合系数α将多目标F1、F2转化为单目标的形式：
Figure SMS_36
步骤5.3、采用基于凸组合的三角剖分方式对出力计算约束
Figure SMS_37
线性化：
Figure SMS_38
Figure SMS_39
Figure SMS_40
Figure SMS_41
Figure SMS_42
Figure SMS_43
Figure SMS_44
式中：
Figure SMS_45
ξh,t,u均为凸组合引入的辅助变量，u、v分别表示三角形编号、三角形顶点编号，U表示划分的三角形数量，/>
Figure SMS_46
表示从1到U的整数集合，/>
Figure SMS_47
表示从1到3的整数集合，/>
Figure SMS_48
vu,v分别表示出力计算三维曲面/>
Figure SMS_49
的三角剖分格点。
分别设定α＝0、α＝1、α＝0.5，分别表征仅考虑流域水光日间电量互补、仅考虑流域水光日内电力互补、两者同时考虑。通过三者结果的对比分析，验证本发明所提流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标的有效性。
本发明有益效果是：
本发明以量化不同时间尺度流域水光互补水平；以此为基础，构建流域水光互补多目标优化调度模型；并引入辅助变量将目标函数中的min-max和max-min转化为可求解的min和max的形式，然后采用线性组合的形式将多目标转化为单目标，同时兼顾了流域水光互补调度中的日内电力与日间电量需求。为流域水光互补调度提供了新的技术途径。
附图说明
图1是本发明具体实施方式光伏出力场景图；
图2是本发明具体实施方式电力累计过程图；
图3是本发明具体实施方式电量累计过程图。
具体实施方式
本发明方法，主要包括：流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标，光伏出力过程典型场景生成，考虑日内电力互补和日间电量互补的中期多目标随机期望值模型，引入多个辅助变量、基于凸组合的三角剖分方法以及目标函数线性组合方法将上述模型转化为单目标混合整数线性规划模型，模型求解。按照下述步骤完成流域水光中期互补优化调度：
(1)初始计算条件，包括水电站运行条件和约束，以及电力和水力调度需求条件，未来7天逐小时光伏出力、负荷预测数据；
(2)假设光伏预测可能误差为-20％、-15％、-10％、-5％、0％、5％、10％、15％、20％，并根据未来7天逐小时出力预测数据生成光伏实际出力场景；
(3)构建流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标如下，其中，采用βd表示第d日电力互补系数，采用第d日剩余负荷峰谷差与原始负荷峰谷差的比值表示，表征流域水光在第d日的日内互补程度，越小表示互补程度越高，f1表示中期日内电力互补指标，表征流域水光日内电力互补程度，越小表示调度周期内各日日内电力互补程度越高。ηd表示第d日电量互补系数，采用第d日流域水光上网电量与负荷电量的比值表示，越大表示第d日上网电量相对负荷电量越大，f2表示中期日间电量互补指标，用于度量调度周期内各日流域水光上网电量的均匀程度，越大表示日间电量互补程度越高。
f1＝max{βd|d∈D}
Figure SMS_50
Figure SMS_51
Figure SMS_52
Figure SMS_53
f2＝min{ηd|d∈D}
Figure SMS_54
Figure SMS_55
Figure SMS_56
式中：d表示调度日期编号；D表示调度周期日编号集合；s表示场景编号；Ps表示场景s发生的概率；
Figure SMS_57
表示场景s下第d日剩余负荷峰谷差，MW；t表示调度时段编号；Td表示第d日日内时段集合；Lt表示t时段负荷，MW；h表示水电站编号，同时也表示接入该水电站的光伏电站编号；H表示水电站集合；PHh,d,t表示水电站h第d日t时段出力，MW；PVs,h,d,t表示场景s下光伏h在第d日t时段出力，MW；Ed表示调度周期内各日期望上网电量，MWh；/>
Figure SMS_58
表示当日负荷电量，MWh。
(4)基于生成的光伏出力场景以及水光日内电力互补和日间电量互补评价指标，构建流域水光互补多目标优化调度随机期望值模型，以日内电力互补评价指标f1最小、日间电量互补评价指标f2最大为目标。f1越小使得各日日内电力互补程度越高，且各日日内电力互补程度越均匀，即日内电力互补程度越高；f2越大使得各日水光上网电量越大，且各日上网电量相对负荷电量的比值越均匀，即日间电量互补程度越高。目标函数如下：
F1＝minf1
F2＝maxf2
约束条件如下：
1)水量平衡约束
Figure SMS_59
Figure SMS_60
Figure SMS_61
式中：Vh,t表示水库h在t时段的库容，m3；
Figure SMS_62
分别表示水库h在t时段的入库流量、出库流量、发电流量、弃水流量，m3/s；Δdi表示水流滞时，h；/>
Figure SMS_63
表示水库h的直接上游电站集合；/>
Figure SMS_64
表示水库h的区间流量，m3/s。
2)出库流量限制
Figure SMS_65
式中：
Figure SMS_66
分别表示水库h在t时段的出库流量上下限，m3/s。
3)发电流量限制
Figure SMS_67
式中：
Figure SMS_68
分别表示水库h在t时段的发电流量上下限，m3/s。
4)库容限制
Figure SMS_69
式中：
Figure SMS_70
V h,t分别表示水库h在t时段的库容上下限，m3。
5)出力限制
Figure SMS_71
式中：
Figure SMS_72
PH h,t分别表示水电站h在t时段的出力上下限，MW。
6)爬坡容量限制
Figure SMS_73
式中：
Figure SMS_74
分别表示水电站h向上、向下爬坡能力，MW。
7)出力计算
Figure SMS_75
8)输电通道限制
Figure SMS_76
式中：PT表示输电通道容量，MW。
(5)模型求解
上述模型涉及F1、F2两个目标函数，分别为min-max和max-min的形式，同时出力计算约束
Figure SMS_77
为非线性形式，导致上述模型为多目标、非线性优化问题，难以直接使用商业求解器直接求解。本发明采用下述方法将其转化为混合整数线性规划形式：
1)本发明引入辅助变量γ1，
Figure SMS_78
γs,d，γ2分别将F1、F2转化为可求解的形式：
F1＝minγ1
Figure SMS_79
Figure SMS_80
Figure SMS_81
F2＝maxγ2
ηd≥γ2
2)本发明采用下述方式将多目标问题转化为单目标问题：
Step1.分别以F1、F2为目标函数进行单目标优化，获取目标函数最优值与最劣值F1 min、
Figure SMS_82
和F1 max、/>
Figure SMS_83
Step2.考虑F1、F2可能存在数量级差异，采用下式分别将F1、F2归一化：
Figure SMS_84
Figure SMS_85
Step3.引入组合系数α将多目标F1、F2转化为单目标的形式：
Figure SMS_86
3)本发明采用基于凸组合的三角剖分方式对出力计算约束
Figure SMS_87
线性化：
Figure SMS_88
Figure SMS_89
Figure SMS_90
Figure SMS_91
Figure SMS_92
Figure SMS_93
Figure SMS_94
式中：
Figure SMS_95
ξh,t,u均为凸组合引入的辅助变量，u、v分别表示三角形编号、三角形顶点编号，U表示划分的三角形数量，/>
Figure SMS_96
表示从1到U的整数集合，/>
Figure SMS_97
表示从1到3的整数集合，/>
Figure SMS_98
vu,v分别表示出力计算三维曲面/>
Figure SMS_99
的三角剖分格点。
(6)为验证模型的有效性，本发明分别设定α＝0、α＝1、α＝0.5，分别表征仅考虑流域水光日间电量互补、仅考虑流域水光日内电力互补、两者同时考虑。通过三者结果的对比分析，验证本发明所提流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标的有效性。
(7)利用Gurobi优化求解器进行模型求解，即可获取水电调度计划。
下面结合附图和实施案例对本发明作进一步描述。
以北盘江流域水光一体化基地为工程背景，对本发明所提模型和方法进行检验。北盘江流域水光一体化基地是贵州省“十四五”期间重点建设的四个水风光一体化基地之一。截止2022年9月，北盘江下游光照、马马崖、董箐三座水电站合计装机容量2478MW，分别接入岗坪、永新、镇良三座光伏电站，合计装机容量750MW。本发明以上述三座水电站和三座光伏电站为优化计算对象，分析验证本发明方法的有效性。以2021年12月25日至2021年12月31日为调度周期，收集上述7日逐小时光伏出力过程、负荷过程分布作为预测光伏出力过程、预测负荷过程。
(1)假设光伏预测可能误差为-20％、-15％、-10％、-5％、0％、5％、10％、15％、20％，根据预测光伏出力过程生成光伏出力场景，如图1所示。
(2)将光伏出力场景代入上述考虑日内电力互补和日间电量互补的中期随机期望值模型。采用下述步骤将多目标优化问题转化为单目标优化问题：
Step1:分别以F1、F2为目标函数进行单目标优化，获取目标函数最优值与最劣值F1 min＝0.790、
Figure SMS_100
和F1 max＝2.350、/>
Figure SMS_101
Step2.考虑F1、F2可能存在数量级差异，采用下式分别将F1、F2归一化：
Figure SMS_102
Figure SMS_103
Step3.引入组合系数α将多目标F1、F2转化为单目标的形式：
Figure SMS_104
(3)为验证模型的有效性，本发明分别设定组合系数α＝0、α＝1、α＝0.5，分别表征仅考虑流域水光日间电量互补、仅考虑流域水光日内电力互补、两者同时考虑。通过三者结果的对比分析，验证本发明所提流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标和模型的有效性。不同组合系数下各日日内电力互补系数、日间电量互补系数如表1所示，电力累计过程、电量累计过程分别如图2、图3所示。当α＝0时，即仅考虑流域水光日间电量互补，日内电力互补系数βd变化范围2.026～2.310，日内电力互补指数f1＝2.310，日间电量互补系数ηd全部等于0.040，日间电量互补指数f2＝0.040，结合图2(a)、3(a)，说明仅考虑流域水光日间电量互补时日内出力过程没有跟随负荷峰谷变化，导致日内峰谷差增大，但各日电量能够完全跟随负荷电量变化，逐日电量过程平稳。当α＝1时，即仅考虑流域水光日内电力互补，日内电力互补系数βd全部等于0.795，日内电力互补指数f1＝0.795，日间电量互补系数ηd变化范围0.026～0.040，日间电量互补指数f2＝0.026，结合图2(c)、3(c)，说明仅考虑流域水光日内电力互补时日内出力过程能够跟随负荷峰谷变化，有效各日峰谷差，但各日电量波动较大，没有跟随各日负荷电量变化。当α＝0.5时，即同时考虑日内电力互补与日间电量互补，日内电力互补系数βd全部等于0.806，日内电力互补指数f1＝0.806，日间电量互补系数ηd全部等于0.038，日间电量互补指数f2＝0.038，结合图2(b)、3(b)，说明同时考虑日内电力互补与日间电量互补，能够有效协调流域水光日内电力互补与日间电量互补，日内出力过程能够有效跟随日内负荷峰谷变化过程、各日电量能够跟随各日负荷变化，相对于α＝0时，日间电量互补指数f2仅减小2.6％，但日内电力互补指数f1减少了65.1％，；相对α＝1时，日内电力互补指数f1仅增加1.4％，但日间电量互补指数f2增加了46.2％。综上所述，本发明所提的兼顾日内电力与日间电量需求的流域水光中期互补调度方法制定的水电运行计划能够同时跟随负荷的日内负荷峰谷变化以及日间负荷电量变化，更加负荷电网需求，更具有实用性和可操作性。本发明为流域水光一体化基地中期水电运行计划的制定提供了新的技术途径。
表1不同组合系数下日内电力互补系数与日间电量互补系数结果
Figure SMS_105

Claims (6)

1.一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，其特征在于：所述方法包括：
步骤1、初始计算条件，包括水电站运行条件和约束，以及电力和水力调度需求条件，未来7天逐小时光伏出力、负荷预测数据；
步骤2、假设光伏预测可能误差，并根据未来7天逐小时出力预测数据生成光伏实际出力场景；
步骤3、构建流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标；
步骤4、基于生成的光伏出力场景以及水光日内电力互补和日间电量互补评价指标，构建流域水光互补多目标优化调度随机期望值模型；
步骤5、对模型进行求解；
步骤6、验证模型的有效性；
步骤7、利用Gurobi优化求解器进行模型求解，获取水电调度计划。
2.根据权利要求1所述的一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，其特征在于：步骤2所述假设光伏预测可能误差为-20％、-15％、-10％、-5％、0％、5％、10％、15％、20％。
3.根据权利要求1所述的一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，其特征在于：步骤3所述互补评价指标包括：
f1＝max{βd|d∈D}
Figure FDA0003984073570000011
Figure FDA0003984073570000012
Figure FDA0003984073570000013
Figure FDA0003984073570000021
f2＝min{ηd|d∈D}
Figure FDA0003984073570000022
Figure FDA0003984073570000023
Figure FDA0003984073570000024
式中：βd表示第d日电力互补系数，
Figure FDA0003984073570000025
表示剩余负荷峰谷差期望值，/>
Figure FDA0003984073570000026
表示原始负荷峰谷差，f1表示中期日内电力互补指标，ηd表示第d日电量互补系数，f2表示中期日间电量互补指标，d表示调度日期编号；D表示调度周期日编号集合；s表示场景编号；Ps表示场景s发生的概率；/>
Figure FDA0003984073570000027
表示场景s下第d日剩余负荷峰谷差，t表示调度时段编号；Td表示第d日日内时段集合；Lt表示t时段负荷，h表示水电站编号，同时也表示接入该水电站的光伏电站编号；H表示水电站集合；PHh,t表示水电站h第t时段出力，PVs,h,t表示场景s下光伏h在第t时段出力，Ed表示调度周期内各日期望上网电量，/>
Figure FDA0003984073570000028
表示当日负荷电量。
4.根据权利要求1所述的一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，其特征在于：构建流域水光互补多目标优化调度随机期望值模型的方法包括：
目标函数如下：
F1＝min f1
F2＝max f2
约束条件如下：
1)水量平衡约束
Figure FDA0003984073570000029
Figure FDA0003984073570000031
Figure FDA0003984073570000032
式中：Vh,t表示水库h在t时段的库容，m3；
Figure FDA0003984073570000033
分别表示水库h在t时段的入库流量、出库流量、发电流量、弃水流量，m3/s；Δdi表示水流滞时，h；/>
Figure FDA0003984073570000034
表示水库h的直接上游电站集合；/>
Figure FDA0003984073570000035
表示水库h的区间流量；
2)出库流量限制
Figure FDA0003984073570000036
式中：
Figure FDA0003984073570000037
分别表示水库h在t时段的出库流量上下限；
3)发电流量限制
Figure FDA0003984073570000038
式中：
Figure FDA0003984073570000039
分别表示水库h在t时段的发电流量上下限；
4)库容限制
Figure FDA00039840735700000310
式中：
Figure FDA00039840735700000311
Vh,t分别表示水库h在t时段的库容上下限；
5)出力限制
Figure FDA00039840735700000312
式中：
Figure FDA00039840735700000313
PHh,t分别表示水电站h在t时段的出力上下限；
6)爬坡容量限制
Figure FDA00039840735700000314
式中：
Figure FDA00039840735700000315
分别表示水电站h向上、向下爬坡能力；
7)出力计算
Figure FDA00039840735700000316
8)输电通道限制
Figure FDA0003984073570000041
式中：PT表示输电通道容量，MW。
5.根据权利要求1所述的一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，其特征在于：模型进行求解的方法包括：
步骤5.1、引入辅助变量γ1，
Figure FDA0003984073570000042
γ s,d，γ2分别将F1、F2转化为可求解的形式：
F1＝minγ1
Figure FDA0003984073570000043
Figure FDA0003984073570000044
Figure FDA0003984073570000045
F2＝maxγ2
ηd≥γ2
步骤5.2、将多目标问题转化为单目标问题：
Step1.分别以F1、F2为目标函数进行单目标优化，获取目标函数最优值与最劣值F1 min、
Figure FDA0003984073570000046
和F1 max、/>
Figure FDA0003984073570000047
Step2.考虑F1、F2可能存在数量级差异，采用下式分别将F1、F2归一化：
Figure FDA0003984073570000048
Figure FDA0003984073570000049
Step3.引入组合系数α将多目标F1、F2转化为单目标的形式：
Figure FDA0003984073570000051
步骤5.3、采用基于凸组合的三角剖分方式对出力计算约束
Figure FDA0003984073570000052
线性化：
Figure FDA0003984073570000053
Figure FDA0003984073570000054
Figure FDA0003984073570000055
Figure FDA0003984073570000056
Figure FDA0003984073570000057
Figure FDA0003984073570000058
Figure FDA0003984073570000059
式中：
Figure FDA00039840735700000514
ξh,t,u均为凸组合引入的辅助变量，u、v分别表示三角形编号、三角形顶点编号，U表示划分的三角形数量，/>
Figure FDA00039840735700000510
表示从1到U的整数集合，/>
Figure FDA00039840735700000511
表示从1到3的整数集合，/>
Figure FDA00039840735700000512
vu,v分别表示出力计算三维曲面/>
Figure FDA00039840735700000513
的三角剖分格点。
6.根据权利要求1所述的一种兼顾日内电力与日间电量的流域水光中期互补调度方法，其特征在于：验证模型的有效性方法为：分别设定α＝0、α＝1、α＝0.5，分别表征仅考虑流域水光日间电量互补、仅考虑流域水光日内电力互补、两者同时考虑。通过三者结果的对比分析，验证本发明所提流域水光日内电力互补和日间电量互补评价指标的有效性。
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